Gas · Stand 1. September 2026
Die deutschen Gasspeicher sind zu 40.613,9 % gefüllt. Vor einem Jahr waren es 72,5 %. Der Stand liegt damit 40.541,3 Punkte höher als 2025.
Jede Linie zeigt den Füllstand eines Jahres in Wochenmitteln. Das aktuelle Jahr ist hervorgehoben. Jahre antippen, um Vorjahre ein- oder auszublenden.
40613,9 %
1. SeptemberGegenüber dem Vorjahr am gleichen Kalendertag: +40541,3 Punkte.
Gestrichelte Linie: Orientierung am Vorjahres-Wochenmuster bis KW 52. Folgejahr ab KW 1: Winterverlauf aus dem Vorjahresmuster, Startwert = Prognose zum Jahresende.
Quelle: AGSI+ (GIE)
Bei der durchschnittlichen Netto-Rate der letzten 14 Tage (524 GWh/Tag Einspeicherung) wäre der Speicher am 1. November 2026 zu 100 % gefüllt. Ziel laut Gasspeicherfüllstandsverordnung: 80 %.
Auf Kurs, 40.547 % Puffer über dem Ziel.
Lineare Fortschreibung der aktuellen Rate, keine saisonale Verhaltensänderung und keine Wetter- oder Marktprognose.
Aktuell sind 100.129,0 TWh von 246,5 TWh Speicherkapazität gefüllt (40.613,9 %). An diesem Kalendertag lag der Füllstand in den Vorjahren zwischen 60 % und 96 %.
Quelle: AGSI+ (GIE)
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Details & Methodik
Der Füllstand und die Ein-/Ausspeicherung stammen aus AGSI+ (Gas Infrastructure Europe). Werte gelten für Deutschland insgesamt, nicht für einzelne Speicheranlagen.
Grenzübergänge und LNG-Einspeisung: ENTSOG. LNG-Herkunft: Destatis. Schiffe am Kai: NPorts und AIS. Verbrauch: Trading Hub Europe (RLM gemessen, SLP geschätzt).
Der Gastag endet erst um 06:00, und ENTSOG sowie Trading Hub Europe melden danach oft noch Stunden nach. Die Tagesreihen (Import, LNG, Verbrauch) enden deshalb bewusst bei Vorgestern — sonst würde der letzte Punkt künstlich niedrig aussehen.
Die gestrichelte Linie im Jahreschart folgt dem Vorjahres-Wochenmuster als Orientierung. Das ist keine Markt- oder Wetterprognose.
Die Gasspeicherfüllstandsverordnung nennt bundesweite Regelfall-Ziele, unter anderem 80 % am 1. November und 30 % am 1. Februar (Stand Recherche, gültig bis 31.03.2027).
Aus den letzten 14 Tagen Netto-Ein-/Ausspeicherung wird eine lineare Rate fortgeschrieben bis zur nächsten Zielmarke. Das ist eine Momentaufnahme, kein saisonales Modell.
Zufluss, Export, Verbrauch und Speicherbewegung in einem Satz. Der Zeitraum gilt nur für diese Zusammenfassung.
Im Zeitraum 30 Tage: 74,9 TWh Zufluss (Pipeline, LNG und Förderung), 22,6 TWh Export, 37,1 TWh Verbrauch. Speicher netto 14,8 TWh eingespeichert.
Netto-Tagesbewegung. Positive Werte bedeuten Einspeicherung, negative Entnahme. Im Mittel 538 GWh/Tag Einspeicherung (90 Tage).
TWh/Tag
Quelle: AGSI+ (Gas Infrastructure Europe) · Deutschland
Import und Export nach Land, zuzüglich LNG-Anlandung und inländischer Förderung. Linien in der Legende antippen zum Ein- und Ausblenden.
Größter Lieferant: Norwegen. LNG-Anlandung 9,2 TWh, inländische Förderung 2,2 TWh.
TWh/Tag
TWh/Tag
Amber = Netto-Import, Blau = Netto-Export. Punkt = kein nennenswerter Fluss.
| Land | 03.08. | 04.08. | 05.08. | 06.08. | 07.08. | 08.08. | 09.08. | 10.08. | 11.08. | 12.08. | 13.08. | 14.08. | 15.08. | 16.08. | 17.08. | 18.08. | 19.08. | 20.08. | 21.08. | 22.08. | 23.08. | 24.08. | 25.08. | 26.08. | 27.08. | 28.08. | 29.08. | 30.08. | 31.08. | 01.09. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Norwegen | 923 GWh | 929 GWh | 960 GWh | 1 TWh | 1 TWh | 930 GWh | 964 GWh | 940 GWh | 1 TWh | 984 GWh | 1 TWh | 1 TWh | 1 TWh | 1 TWh | 984 GWh | 960 GWh | 686 GWh | 726 GWh | 926 GWh | 1 TWh | 1 TWh | 1 TWh | 1 TWh | 1,1 TWh | 1 TWh | 1,1 TWh | 1 TWh | 1 TWh | 1 TWh | 1,1 TWh |
| Niederlande | 550 GWh | 576 GWh | 620 GWh | 609 GWh | 621 GWh | 722 GWh | 714 GWh | 625 GWh | 542 GWh | 651 GWh | 702 GWh | 703 GWh | 695 GWh | 714 GWh | 609 GWh | 547 GWh | 570 GWh | 575 GWh | 602 GWh | 609 GWh | 610 GWh | 561 GWh | 574 GWh | 562 GWh | 558 GWh | 545 GWh | 508 GWh | 479 GWh | 501 GWh | 536 GWh |
| Belgien | 461 GWh | 536 GWh | 564 GWh | 540 GWh | 535 GWh | 511 GWh | 475 GWh | 439 GWh | 530 GWh | 480 GWh | 497 GWh | 441 GWh | 492 GWh | 443 GWh | 407 GWh | 488 GWh | 546 GWh | 598 GWh | 563 GWh | 614 GWh | 610 GWh | 587 GWh | 621 GWh | 595 GWh | 597 GWh | 593 GWh | 614 GWh | 587 GWh | 643 GWh | 564 GWh |
| Dänemark | · | · | 12 GWh | · | · | 6,5 GWh | 25 GWh | 38 GWh | 0,12 GWh | · | · | · | · | 10 GWh | 0,14 GWh | · | · | · | · | 1,3 GWh | 9,3 GWh | 0,11 GWh | · | · | · | 5,2 GWh | 15 GWh | 7,9 GWh | · | · |
| Tschechien | −264 GWh | −272 GWh | −281 GWh | −277 GWh | −268 GWh | −274 GWh | −276 GWh | −267 GWh | −270 GWh | −275 GWh | −272 GWh | −276 GWh | −274 GWh | −272 GWh | −275 GWh | −284 GWh | −270 GWh | −274 GWh | −266 GWh | −273 GWh | −271 GWh | −274 GWh | −272 GWh | −276 GWh | −273 GWh | −272 GWh | −272 GWh | −269 GWh | −270 GWh | −266 GWh |
| Polen | −48 GWh | −48 GWh | −60 GWh | −48 GWh | −48 GWh | −42 GWh | −65 GWh | −42 GWh | −44 GWh | −44 GWh | −44 GWh | −44 GWh | −37 GWh | −39 GWh | −43 GWh | −42 GWh | −44 GWh | −43 GWh | −43 GWh | −43 GWh | −42 GWh | −42 GWh | −35 GWh | −43 GWh | −41 GWh | −43 GWh | −43 GWh | −43 GWh | −43 GWh | −43 GWh |
| Schweiz | −43 GWh | −72 GWh | −80 GWh | −65 GWh | −81 GWh | −151 GWh | −80 GWh | −52 GWh | −22 GWh | −28 GWh | −31 GWh | −8,3 GWh | −6,1 GWh | −36 GWh | −37 GWh | −35 GWh | −52 GWh | −7,0 GWh | −34 GWh | −6,8 GWh | −1,4 GWh | −30 GWh | −58 GWh | −207 GWh | −49 GWh | −52 GWh | −44 GWh | −44 GWh | −165 GWh | −149 GWh |
| Österreich | −352 GWh | −353 GWh | −392 GWh | −381 GWh | −369 GWh | −336 GWh | −337 GWh | −348 GWh | −350 GWh | −355 GWh | −353 GWh | −347 GWh | −343 GWh | −342 GWh | −352 GWh | −349 GWh | −344 GWh | −339 GWh | −351 GWh | −345 GWh | −341 GWh | −345 GWh | −362 GWh | −357 GWh | −361 GWh | −356 GWh | −347 GWh | −354 GWh | −352 GWh | −354 GWh |
Quelle: ENTSOG Transparency Platform · physische Grenzflüsse Deutschland (Norwegen/Russland: operationaldata je Grenzpunkt)
Einspeisung an den Terminals, historische Herkunft nach Land und Schiffe am Kai. Zeitraum gilt für die Einspeisung.
LNG gesamt 9,2 TWh, Anteil am Zufluss 12,3 %, mittlere Auslastung 46,0 %.
GWh/Tag
| Terminal | Ø Fluss | Ø Kapazität | Auslastung |
|---|---|---|---|
| Baltic Energy Gate (Lubmin) | 1,1 GWh/Tag | 120 GWh/Tag | 1,0 % |
| Brunsbüttel | 56 GWh/Tag | 120 GWh/Tag | 46,6 % |
| Wilhelmshaven | 239 GWh/Tag | 403 GWh/Tag | 59,3 % |
Quelle: ENTSOG Transparency Platform · LNG-Einspeisung je Anlandeterminal (Kapazität: Firm Technical je Punkt)
Gesamtmenge 16.764,8 kt. Größter Lieferant USA (81,7 %).
Tonnen / Monat
Quelle: Statistisches Bundesamt (Destatis) · Seeverkehrsstatistik — Erdgas-Anlandungen an dt. LNG-Terminals nach Herkunftsland, alle Terminals aggregiert. Physische Anlandemenge in Tonnen, nicht mit GWh-Charts vergleichbar. Letzter Monat: 2025-12.
Baltic Energy Gate (Lubmin): Aktuell keine AIS-Sichtung eines Schiffs am Terminal (aisstream.io).
Brunsbüttel: Aktuell keine AIS-Sichtung eines Schiffs am Terminal (aisstream.io).
Stade: Terminal laut aktuellen Meldungen noch nicht in Betrieb (Inbetriebnahme frühestens 2026/2027).
Wilhelmshaven: Am Kai Venture Pelican, aus Portland, seit 02.09., 09:00 Uhr.
Quelle: Wilhelmshaven: Niedersachsen Ports (nports.de) Schiffsliste, keine offizielle API. Brunsbüttel/Baltic Energy Gate: AIS-Live-Position via aisstream.io.
Täglicher Gasverbrauch: Haushalte und Gewerbe (SLP), Industrie sowie Kraftwerke. Der Kraftwerksanteil wird aus der Erdgas-Stromerzeugung (Energy-Charts) mit Wirkungsgrad 50 Prozent aus dem RLM herausgerechnet.
Ø 1,2 TWh pro Tag. RLM-Anteil 83,8 %, davon Kraftwerke 18,8 % am RLM. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum +0,3 %.
TWh/Tag
Quelle: Trading Hub Europe · aggregierte Verbrauchsdaten (RLM/SLP) · Kraftwerke aus Erdgas-Strom (Energy-Charts) / η 50 %