Besucher betrachten am 5. Juli 2023 im Renovation Museum der Taiwan Semiconductor Manufacturing Company (TSMC) im Hsinchu Science Park in Hsinchu, Taiwan, einen Wafer, der auf Bildschirmen gezeigt wird. - Foto: Sam Yeh/AFP via Getty Images
In Kürze
In Dresden entsteht für mehr als 10Milliarden Euro eine Chipfabrik des Chipgiganten TSMC aus Taiwan.
1976 schickte Taiwan 19 Ingenieure in die USA, um Halbleitertechnik zu lernen. Heute lernen deutscheStudenten bei TSMC.
Mit den Fabriken wandern auch Wissen, Fachkräfte und Zulieferer nach Deutschland.
In Dresden entsteht für mehr als 10 Milliarden Euro eine neue Halbleiterfabrik. Vergangene Woche wurde auf der Baustelle Richtfest gefeiert. Sachsens Ministerpräsident Michael Kretschmer war vor Ort.
Christian Koitzsch, Präsident von ESMC, einem Gemeinschaftsunternehmen unter der Führung vom Halbleiterhersteller TSMC aus Taiwan, sprach von einem „Meilenstein“. Der Bau soll im Zeitplan liegen. Ende 2027 sollen dort die ersten Chips produziert werden – vor allem für Autos und industrielle Anwendungen.
Die Fabrik entsteht nicht auf der grünen Wiese: Um Dresden herum fertigen etwa Infineon, Bosch, GlobalFoundries und X-FAB bereits Halbleiter. Nach Angaben von Wirtschaftsförderung Sachsen GmbH stammt jeder dritte in Europa produzierte Chip bereits aus der Region.
Mitarbeiter halten am 10. Juni 2026 in der neuen „Smart Power Fab“ des deutschen Halbleiterherstellers Infineon Technologies AG in Dresden zwei 300-mm-Wafer in den Händen.
Foto: Jens Schlüter/AFP via Getty Images
Doch ein wesentlicher Teil dessen, was die neue Fabrik zum Laufen bringen soll, entsteht mehr als 9.000 Kilometer entfernt.
Deutsche Studenten reisen nach Taiwan, studieren dort und absolvieren ein praktisches Training bei TSMC, dem größten Auftragsfertiger für Halbleiter weltweit.
Vor fünfzig Jahren gehörte Taiwan selbst noch zu denen, die dieses Wissen im Ausland suchten. In den 1970er-Jahren schickte Taiwan Ingenieure in die Vereinigten Staaten, um dort zu lernen, wie Halbleiter gefertigt werden.
Deutschland wiederholt diesen Weg nicht – Sachsen baut auf einem vorhandenen Standort auf. Für Dresden stellt sich trotzdem eine verwandte Frage: Was braucht es außer Geld und Maschinen, damit ein Werk dieser Größenordnung dort Wurzeln schlägt?
Die European Semiconductor Manufacturing Company, kurz ESMC, die das Werk baut, ist ein Gemeinschaftsunternehmen. TSMC hält 70 Prozent, Bosch, Infineon und NXP jeweils 10 Prozent. Wenn die Fabrik 2029 ihre volle Kapazität erreicht, sollen dort monatlich bis zu 40.000 Siliziumscheiben, sogenannte Wafer, verarbeitet werden.
Die Europäische Kommission hat Deutschland im August 2024 gestattet, das Projekt mit bis zu 5 Milliarden Euro zu fördern. Die Kommission begründet die Genehmigung unter anderem mit Versorgungssicherheit: ESMC soll Fertigungskapazitäten nach Europa bringen, die dort bislang in dieser Kombination von Technologien nicht in industriellem Maßstab vorhanden sind.
Maschinen und Reinräume lösen allerdings nur einen Teil dieser Aufgabe. Eine moderne Chipfabrik muss Tausende einzelne Fertigungsschritte zuverlässig beherrschen. Dies erfordert langjährige Erfahrung, wie diese Schritte so aufeinander abgestimmt werden, dass am Ende möglichst viele einwandfreie Chips entstehen.
Das Semiconductor Talent Incubation Program Taiwan verbindet deshalb ein Studium an taiwanischen Partneruniversitäten mit praktischem Training bei TSMC. Inzwischen stehen jährlich 100 Plätze zur Verfügung. Der Freistaat Sachsen finanziert das Programm; die TU Dresden organisiert den Austausch. Die Studenten sollen Erfahrungen sammeln, die später auch in Dresden gebraucht werden.
Wie aus importiertem Wissen eine Industrie entstand
Taiwans staatliches Forschungsinstitut für Industrietechnologie ITRI schloss 1976 einen Technologietransfervertrag mit dem amerikanischen Elektronikkonzern RCA. 19 ausgewählte Ingenieure wurden in unterschiedlichen Bereichen an US-Institutionen ausgebildet – vom Chipdesign über die Fertigung bis zu Tests und Maschinen.
Nach ihrer Rückkehr wirkten sie am Aufbau einer taiwanischen Versuchsfertigung mit. Aus diesem und weiteren Technologietransfers entstand über Jahrzehnte eine Industrie, in deren Zentrum heute TSMC steht.
Nach Angaben von ITRI erreichte diese erste Produktionslinie bereits nach einem halben Jahr eine Ausbeute von 70 Prozent. Die Ausbeute, in der Branche „Yield“ genannt, bezeichnet den Anteil der gefertigten Halbleiter, der die erforderlichen Funktions- und Qualitätsprüfungen besteht. Beim amerikanischen RCA-Werk, von dem Taiwan die Technologie übernommen hatte, lag dieser Wert laut ITRI bei 50 Prozent.
1987 wurde TSMC gegründet, die Taiwan Semiconductor Manufacturing Company. ITRI übertrug dem neuen Unternehmen Fertigungstechnologie und Anlagen; auch Fachkräfte wechselten zu TSMC. Unter der Führung von Morris Chang setzte das Unternehmen auf ein Geschäftsmodell, das die Branche verändern sollte: Das Unternehmen entwickelte keine eigenen Chips, sondern konzentrierte sich darauf, die Entwürfe anderer Firmen zu fertigen. Chipentwickler konnten dadurch auf eigene, extrem teure Fabriken verzichten.
Hinzu kam ein zweiter Vorteil: Weil TSMC keine eigenen Chips auf dem Markt verkaufte, konkurrierte es nicht mit den Unternehmen, deren Entwürfe es fertigte. Ein Kunde konnte dem Hersteller seine Chiparchitektur anvertrauen, ohne zu befürchten, damit zugleich einen Konkurrenten zu beliefern, der mit eigenen Prozessoren um dieselben Abnehmer warb.
Gleichzeitig verdichtete sich rund um TSMC und dem Hsinchu Science Park ein industrielles Umfeld aus Chipdesignern, Zulieferern und spezialisierten Ingenieuren.
Taiwans Stärke besteht deshalb heute nicht allein in einer besonders großen Chipfabrik. Sie liegt in der Dichte dieses Systems.
Was in Arizona mit 12 Milliarden Dollar begann
Was es bedeutet, größere Teile eines solchen Systems an einen anderen Ort zu übertragen, lässt sich inzwischen im amerikanischen Bundesstaat Arizona beobachten.
Fabriken außerhalb Taiwans sind für TSMC nicht grundsätzlich neu. Das Unternehmen produziert seit Jahren auch in China und im US-Bundesstaat Washington; seit Ende 2024 fertigt es zudem in Japan. Neu an Arizona sind vor allem die geplante Größenordnung und die Konzentration fortschrittlichster Fertigungsverfahren.
Als TSMC im Jahr 2020 sein erstes modernes Werk bei Phoenix ankündigte, waren dafür 12 Milliarden US-Dollar (rund 13,3 Milliarden Euro) vorgesehen – nominal ungefähr die Größenordnung, in der sich heute auch das Dresdner Projekt bewegt.
Ein Blick auf die Baustelle der Taiwan Semiconductor Manufacturing Company (TSMC) am 6. Dezember 2022 in Phoenix, Arizona.
Foto: Brendan Smialowski/AFP via Getty Images
Im Juli 2026 bezifferte TSMC seine geplanten Investitionen in den Vereinigten Staaten auf insgesamt 265 Milliarden Dollar (rund 228 Milliarden Euro). Die erste Fabrik produziert bereits seit Ende 2024 mit einem Verfahren aus TSMCs fortschrittlicher 5-Nanometer-Technologiefamilie. Die zweite soll in der zweiten Jahreshälfte 2027 mit 3-Nanometer-Verfahren die Serienfertigung aufnehmen; weitere Werke sind für 2 Nanometer und noch fortschrittlichere Verfahren vorgesehen. Hinzu kommen Anlagen für sogenanntes Advanced Packaging, bei dem mehrere Chipkomponenten zu einem leistungsfähigen Gesamtsystem verbunden werden, sowie ein Forschungs- und Entwicklungszentrum.
Der Ausbau geht jedoch nicht allein auf Entscheidungen von TSMC zurück. Die US-Regierung versucht ausdrücklich, einen größeren Teil der Halbleiterlieferkette im Land anzusiedeln. Dies geschieht durch eine 2026 vereinbarte amerikanisch-taiwanische Handelsvereinbarung.
TSMC baut nicht nur zusätzliche Produktionshallen. Die politische Vereinbarung zielt ausdrücklich darauf, weitere Teile der Lieferkette ebenfalls in den Vereinigten Staaten anzusiedeln. Taiwanische Chemie-, Anlagenbau- und Infrastrukturunternehmen haben Standorte in Arizona aufgebaut oder angekündigt. Rund um die TSMC-Fabriken soll so ein eigener Halbleitercluster entstehen.
TSMC erklärte im April 2026, dass nach vollständigem Ausbau des Standorts ungefähr 30 Prozent seiner weltweiten Fertigungskapazität für 2-Nanometer- und noch fortschrittlichere Technologien in Arizona liegen könnten.
Deutschland verfolgt in Dresden einen anderen Ansatz.
Warum 28 Nanometer nicht „alte Chips“ bedeutet
Das ESMC-Werk in Sachsen soll mit TSMCs 28/22-Nanometer- und 16/12-Nanometer-Verfahren produzieren. Das Werk in Arizona reicht dagegen bis in jene Generationen von Chips hinein, die für besonders leistungsfähige KI-Prozessoren, Smartphones und Hochleistungsrechner benötigt werden.
Die Nanometerangabe beschreibt bei modernen Chips nicht mehr einfach die messbare Breite eines bestimmten Bauteils. Sie dient vor allem als Bezeichnung einer Generation von Fertigungsverfahren. Im Allgemeinen erlauben neuere Verfahren, mehr Transistoren auf begrenztem Raum unterzubringen und dabei Rechenleistung oder Energieeffizienz zu verbessern.
Daraus folgt nicht, dass größere Strukturgrößen technisch bedeutungslos wären. Der deutsche Halbleiterhersteller Infineon stellte im März 2026 etwa einen neuen sogenannten Sicherheitscontroller für Autos vor, der in einem 28-Nanometer-Verfahren gefertigt wird. Er soll unter anderem digitale Fahrzeugschlüssel, die Kommunikation eines Autos mit seiner Umgebung oder die eingebaute Mobilfunk-SIM absichern und Kryptografie unterstützen.
Bei solchen Chips stehen andere Eigenschaften im Vordergrund als eine möglichst hohe Rechenleistung auf kleinstem Raum: Zuverlässigkeit über viele Jahre, funktionale Sicherheit, geringer Stromverbrauch, kalkulierbare Kosten und die Fähigkeit, auch unter den Bedingungen eines Fahrbetriebs zuverlässig zu arbeiten.
Ein Mitarbeiter im Reinraum für die Fertigung von 300-mm-Wafern in der neuen „Smart Power Fab“ im Halbleiterwerk der Infineon Technologies AG am 10. Juni 2026 in Dresden.
Foto: Norbert Millauer/Getty Images
Die Bezeichnung „28 Nanometer“ beschreibt zudem keinen vollkommen einheitlichen Herstellungsprozess. Je nach Anwendung unterscheiden sich die Fertigungsverfahren; Autochips müssen über Jahre unter Hitze, Kälte und Belastung zuverlässig funktionieren und entsprechend qualifiziert werden. Die Produktion eines bestehenden Chips lässt sich deshalb nicht ohne Weiteres von einer Fabrik in eine andere verlagern.
Für die EU geht es dabei auch darum, die Abhängigkeit von Fertigung außerhalb Europas zu verringern. Gerade bei etablierten Fertigungsverfahren, die für viele Auto- und Industriechips benötigt werden. Die Europäische Kommission sieht bei einzelnen Segmenten deshalb das Risiko künftiger Überkapazitäten in Asien. Zugleich verfügt Europa gerade unterhalb von 40 Nanometern nur über begrenzte eigene Fertigungskapazitäten.
Das ESMC-Werk soll diese Lücke verkleinern. Dresden soll der EU keine Technologie sichern, die anderswo niemand beherrscht. Es geht vielmehr für Brüssel darum, einen Teil der für europäische Auto- und Industrieunternehmen wichtigen Fertigungskapazität in Europa selbst aufzubauen – während insbesondere China seine Kapazitäten in diesem Bereich erweitert.
Der Wissenstransfer verläuft nicht nur von Taiwan nach Deutschland. Taiwan ist seinerseits auf deutsche Technologien für die Halbleiterfertigung angewiesen.
Im Juni 2026 reiste Taiwans stellvertretende Wirtschaftsministerin nach Deutschland. Ihre Delegation besuchte unter anderem Zeiss und PVA TePla. Dabei warb Taiwan um deutsche Investitionen.
Das taiwanische Wirtschaftsministerium erklärte, man wolle damit Lücken im eigenen Halbleiterökosystem bei Schlüsselmaterialien und Fertigungsanlagen schließen. Zeiss ist unter anderem bei hochpräziser Optik und Messtechnik stark; PVA TePla liefert Technologien für Spezialmaterialien und die Halbleiterfertigung.
Die Verknüpfungen verlaufen deshalb in mehrere Richtungen. Ein Chip kann von einem amerikanischen Unternehmen entworfen, mithilfe europäischer Maschinen und deutscher Optik in Taiwan gefertigt, dort weiterverarbeitet und später in einem deutschen Fahrzeug eingesetzt werden.
Der „heilige Berg, der die Nation schützt“
TSMC besitzt auf der Insel einen ungewöhnlichen Beinamen: 護國神山 (hù guó shén shān), sinngemäß „der heilige Berg, der die Nation schützt“. Die Bezeichnung verbindet wirtschaftlichen Stolz mit einem sicherheitspolitischen Ansatz.
Das kommunistische China betrachtet das demokratisch regierte Taiwan als Teil seines Staatsgebiets und schließt eine gewaltsame Vereinigung nicht aus. Gleichzeitig hängt ein erheblicher Teil der Weltwirtschaft von Halbleitern ab, deren Fertigung auf der Insel konzentriert ist. Besonders bei den fortschrittlichsten Chips nimmt TSMC eine Stellung ein, die sich kurzfristig kaum ersetzen lässt.
Daraus entstand die Vorstellung eines „Silicon Shield“, eines Schutzschilds aus Silizium. Ein Krieg um Taiwan könnte nicht nur taiwanische Fabriken treffen, sondern zentrale Lieferketten in den USA, Europa und China unterbrechen.
Diese wirtschaftlichen Folgen könnten auch in Pekings militärisches Kalkül eingehen. Wie stark eine solche Abhängigkeit tatsächlich abschreckt, lässt sich jedoch nicht zuverlässig bestimmen.
Ein weiterer gängiger Begriff in Taiwan bedeutet wörtlich etwa „Aushöhlung der Industrie“ – 產業空洞化 (chǎn yè kōng dòng huà). Die damit verbundene Sorge richtet sich nicht allein darauf, dass TSMC, der größte Arbeitgeber Taiwans, Fabriken im Ausland errichtet.
Gleichzeitig baut TSMC seine Kapazitäten in Taiwan weiter aus. Die 2-Nanometer-Technologie ging dort Ende 2025 in die Massenproduktion.
Der Hauptsitz der Taiwan Semiconductor Manufacturing Company (TSMC) in Hsinchu, Taiwan, am 21. November 2024.
Foto: I-Hwa Cheng/AFP via Getty Images
Auch die nächste Chipgeneration bleibt zunächst eng mit Taiwan verbunden. TSMC plant die Serienproduktion seiner A14-Technologie für 2028.
Der Aufbau neuer Spitzenkapazitäten im Ausland geht damit bislang nicht zulasten weiterer Investitionen in Taiwan. TSMC betreibt den größten Teil seiner Produktionskapazität weiterhin in Taiwan.
Zurück in Dresden
In Sachsen haben mittlerweile taiwanische Firmen aus der Halbleiterlieferkette Niederlassungen in Sachsen aufgebaut. TSMC, ESMC und die TU Dresden vertiefen zugleich ihre Zusammenarbeit. Deutsche Studenten setzen ihr in Taiwan erworbenes Wissen in einem Werk ein, das europäische Auto- und Industrieunternehmen beliefert.
Ende 2027 sollen die ersten Wafer durch die Dresdner Fabrik laufen. Sie trifft auf einen Standort, der seit Jahrzehnten Halbleiter fertigt – bislang allerdings ohne einen Auftragsfertiger dieser Größe. Inwiefern beides zusammenwächst, wird zeigen, welche Zulieferer folgen, welche Forschung sich ansiedelt und ob Ingenieure die aus Taiwan übernommenen Prozesse in Sachsen nicht nur betreiben, sondern weiterentwickeln.
Eine Erdgasleitung. Der fossile Brennstoff könnte in Kürze zum knappen Gut werden und die Preise weiter in die Höhe treiben. - Foto: Sebastian Willnow/dpa
In Kürze:
Laut einer Montel-Umfrage kann Deutschland diesen Herbst ähnlich hohe Energie-Marktpreise sehen wie 2022.
Grund ist das weiterhin niedrige Füllstandsniveau der Gasspeicher.
LNG hat weitere Kapazitäten, dem steht jedoch ein Konkurrenzkampf der Märkte entgegen.
Der Staat will bei einer Gasmangellage erst dann eingreifen, wenn die Versorgungssicherheit wirklich bedroht ist.
Noch in diesem Herbst könnten die deutschen Energiepreise an der Strombörse den höchsten Stand seit der Energiekrise im Jahr 2022 erreichen. Zu diesem Ergebnis kommt eine Umfrage des europäischen Energienachrichtendienstes „Montel“.
Dies wäre selbst bei milden Wetterbedingungen der Fall, wie Branchenanalysten laut Montel schlussfolgerten. Milde Temperaturen über die Wintermonate bedeuten einen geringeren Energie- und Gasverbrauch als eisige Temperaturen.
Die relevante europäische Börse für den Preis des fossilen Brennstoffs ist der „Dutch TTF Natural Gas Future“ in Amsterdam. Aktuell liegt der Preis bei rund 80 Euro pro Megawattstunde (€/MWh). Vor Beginn des Irankrieges befand er sich im Bereich um 30 €/MWh. Besonders in den vergangenen Wochen zog der Preis deutlich an.
Niedrige Gasspeicher-Füllstände bereiten Sorge
Ausschlaggebend für das Umfrageergebnis sind vor allem die geringen Gasspeicher-Füllstände. Sie sind zu diesem Zeitpunkt im Jahr so niedrig wie noch nie zuvor.
Aktuell sind die deutschen Gasspeicher im Durchschnitt zu 55,6 Prozent (Stand: 12. September 2026) gefüllt. Das sind 19,24 Prozentpunkte weniger als der Füllstand zum Vorjahreszeitpunkt. Die durchschnittliche tägliche Nettoänderung der vergangenen sieben Tage liegt bei +0,21 Prozentpunkte.
Die Entwicklung der Füllstände der deutschen Gasspeicher. Stand: 13. September 2026.
Der größte Gasspeicher Deutschlands ist UGS Rehden. Er besitzt rund 20 Prozent der gesamten Gasspeicherkapazität Deutschlands. Dieser Porenspeicher in Niedersachsen weist momentan einen Füllstand von 9,4 Prozent auf.
Diese niedrigen Füllstände bereiten unter anderem dem Gasspeicher-Verband „INES“ große Sorgen. „Seit Beginn der Aufzeichnungen vor 15 Jahren wurde zu dieser Jahreszeit kein vergleichbar niedriger Speicherfüllstand verzeichnet“, so der Verband. „Die Wiederbefüllung ist damit im bisherigen Jahresverlauf deutlich hinter dem notwendigen Tempo zurückgeblieben.“
Sollte der Winter mild oder normal kalt werden, reicht das gespeicherte Gas den INES-Modellrechnungen zufolge locker aus. Im Falle eines sehr kalten Winters – also so kalt wie 2010 – würden die Speicherbestände aber nicht reichen.
Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) rechnet allerdings weiterhin nicht mit einer Gasmangellage in diesem Winter. Bei einer Bundespressekonferenz am 25. August betonte das Ministerium, dass die „Versorgungssicherheit nicht allein am Faktor Speicherfüllstand“ abzulesen sei. „Entscheidend ist das Zusammenspiel von Speichern, laufenden Pipelineimporten, LNG-Importen, verfügbarer Infrastruktur, Nachfrage und dem europäischen Gasverbund“, so ein Sprecher.
Klaus Müller, Chef der Bundesnetzagentur, wies zudem auf die mögliche Ausweitung von Flüssiggas (LNG)-Importen hin: „Die LNG-Terminals haben zurzeit eine Auslastung von etwa 45 Prozent. Da sind ausreichend Kapazitäten, zusätzliches Gas zu importieren.“
Hierbei ist jedoch zu erwähnen, dass LNG nur rund 12 Prozent der deutschen Gasimporte ausmacht. Somit würden höhere LNG-Importe Deutschlands Gaslieferungen insgesamt nur geringfügig stärken.
Allerdings weist das Ministerium auch auf die gestiegenen Gaskosten hin. „Die Preise sind seit der militärischen Eskalation im Nahen Osten erhöht und volatil. Gleichzeitig fehlen dem Weltmarkt infolge der Einschränkungen an der Straße von Hormus LNG-Mengen. Das erschwert und verteuert die Beschaffung und beeinflusst auch die Wirtschaftlichkeit der Einspeicherung“, heißt es.
Montel verwies im Rahmen seiner Umfrage auf einen möglichen LNG-Bieterwettkampf mit Asien, was wiederum die Märkte und Preise antreibe. Bereits bei der Dieselknappheit im Frühling dieses Jahres drehten Tankschiffe nach Asien ab, die ursprünglich europäische Häfen ansteuern wollten. Höhere Preisangebote aus Asien brachten die Händler dazu, Ladungen umzuleiten.
Füllstände unter 20 Prozent reduzieren bereits die Entnahmekapazität der Gasspeicher. Fehlt der Druck, kann der Betreiber weniger Gas herausleiten. Laut dem Energieexperten Stefan Spiegelsperger lässt ein bundesweit durchschnittlicher Speicherfüllstand von 50 Prozent eine Entnahmekapazität von rund 6.900 Gigawattstunden pro Tag (GWh/d) zu.
Bei 20 Prozent sind es noch rund 3.000 GWh/d und bei 10 Prozent nur noch rund 1.500 GWh/d. Zur Einordnung: An einigen kalten Tagen mussten die Gasspeicherbetreiber im vergangenen Jahr teils mehr als 3.000 GWh/d entnehmen.
Mehrere Prognosen gehen aktuell von einem deutlichen Absinken unter die 20-Prozent-Marke in diesem Winter aus. Doch das BMWE will zunächst nicht in das Marktgeschehen eingreifen. „Die Wintervorsorge bleibt zunächst Aufgabe des Marktes“, betonte der Sprecher. „Staatliche Gaskäufe können zusätzliche Nachfrage schaffen, Preise erhöhen und private Einspeicherung verdrängen.“
Allerdings habe die Versorgungssicherheit auch unter schwierigeren Bedingungen „oberste Priorität“. Der Sprecher ergänzte: „Wenn sich zentrale Risikofaktoren für die Versorgungssicherheit deutlich verschärfen, kann und wird der Staat reagieren.“
Die deutschen Erdgasspeicher verfügen über die größten Speicherkapazitäten in der EU. - Foto: akiyoko/iStock
In Kürze:
Deutschlands Gasspeicherstand ist mit aktuell knapp 50 Prozent auf extrem niedrigem Niveau für Mitte August.
Warnende Worte kommen vom Gasspeicherverband INES.
Der Gasspeicherbetreiber VNG zeigt sich hingegen optimistisch.
Eine Reichweitenprognose zeigt leere Speicher in der zweiten Februarhälfte 2027.
Die deutschen Gasspeicher weisen einen durchschnittlichen Füllstand von rund 49,4 Prozent (Stand: 16. August 2026) vor. Die Speicher der gesamten Europäischen Union sind zu 60,4 Prozent gefüllt.
Das ist so niedrig wie noch nie zu diesem Zeitpunkt im Jahr seit Beginn der Datenreihe im Jahr 2011. In Deutschland ist der aktuelle Füllstand damit 16,3 Prozentpunkte niedriger als zum Vorjahreszeitpunkt.
Die Entwicklung des durchschnittlichen Füllstands der deutschen Gasspeicher.
Deswegen und angesichts der sich fortsetzenden Sperrung der Straße von Hormus warnte nun der Gasspeicherverband Initiative Energien Speichern (INES) vor einem Engpass im kommenden Winter. Deutschland steuere aktuell auf erhebliche Risiken in der Gasversorgung zu, sagte INES-Geschäftsführer Sebastian Heinermann.
Die Einspeicherung dauert voraussichtlich nur noch wenige Wochen. Im vergangenen Jahr war der herbstliche Hochpunkt des mittleren Speicherfüllstandes Ende September erreicht. Mit sinkenden Temperaturen im Herbst und dem Beginn der Heizsaison erhöht sich der Gasbedarf erheblich.
Demnach ist es fraglich, ob die Füllstände in diesem Herbst die 60-Prozent-Marke erreichen. Üblich seien laut Heinermann mehr als 90 Prozent zum Start der kalten Jahreszeit.
Selbst wenn die Speicher auf rund 78 Prozent vor dem Winter gefüllt werden, reichten die Reserven bei einem kalten Winter nur bis Anfang Februar, sagte Heinermann. Im Extremfall müsse die Bundesnetzagentur behördlich über die Zuteilung knapper Mengen entscheiden, um die Versorgung von Haushaltskunden abzusichern.
Preise auf hohem Niveau
Als Kernproblem sieht der INES-Geschäftsführer die momentan fehlenden wirtschaftlichen Anreize zur Einspeicherung. Durch die Sperrung der Straße von Hormus ist das Gasangebot auf dem Weltmarkt gesunken, was die Gaspreise stark ansteigen ließ. Aktuell liegt der Preis am niederländischen TTF-Markt bei rund 61,4 Euro pro Megawattstunde (€/MWh). Vor Beginn des Irankrieges lag der Preis noch im Bereich von 30 €/MWh.
Gleichzeitig liegen die Preise für Gaslieferungen im kommenden Winter derzeit leicht unter den aktuellen Einkaufspreisen. Richtet sich der Blick allein auf die Großhandelspreise, dann bestünden keine wirtschaftlichen Anreize, für den Winter Gas zu speichern.
Im Gegenteil: Das Preisgefüge setze Anreize, jetzt vor dem Winter Gas auszuspeichern, sagte Heinermann. Das bedeute, dass jetzt ein Anreiz bestehe, Gas lieber zu verkaufen, als Versorgungssicherheit im kommenden Winter zu gewährleisten. Heinermann fordert daher eine zügige Reform, die das Einspeichern wirtschaftlich attraktiver macht und die Speichernutzer stärker auf Versorgungssicherheit ausrichtet.
Die Lage hat zuletzt Deutschlands Gasimportrate entsprechend sinken lassen. Während die Speicherbetreiber bis Anfang Mai noch meist stabil über 3.000 Gigawattstunden pro Tag (GWh/Tag) importierten, sind es inzwischen nur noch rund 2.300 GWh/Tag. Abzüglich rund 600 GWh/Tag an Gasexporten liegen die Nettoimporte aktuell bei rund 1.700 GWh/Tag.
Die tägliche Menge an Gasimporten in Deutschland vom 1. April bis zum 15. August 2026 in Gigawattstunden.
Für den Wirtschaftsstandort Deutschland wäre es höchst problematisch, wenn Industriekunden nicht mehr auf eine verlässliche und bezahlbare Gasversorgung auch im Winter vertrauen könnten, so der INES-Geschäftsführer. Das könnte die Abwanderung von Unternehmen in Deutschland weiter beschleunigen.
Weitaus optimistischer zeigt sich der Gasspeicherbetreiber VNG. Der Unternehmensverbund für Gas und Gasinfrastruktur mit Hauptsitz in Leipzig setzt sich aus mehr als 20 Gesellschaften in Deutschland und Europa zusammen. Stephan Haupt, VNG-Geschäftsführer für Handel und Vertrieb, teilte kürzlich mit:
„Das schaffen wir – noch. Also für die mitteldeutschen Speicher mit den hohen Leistungskennzahlen haben wir noch ein bisschen Zeit, in die Befüllung zu gehen.“
Allerdings bereite ihm der Blick auf den gesamtdeutschen Speichermarkt etwas Sorgen. „Weil wir da auch ziemlich große Speicher in Niedersachsen und Bayern haben, die deutlich langsamer und deutlich leerer in der Befüllungsleistung sind als die Speicher, die wir in Mitteldeutschland haben“, sagte Haupt. Dennoch schließt er einen Versorgungsengpass aus.
Auch die Bundesnetzagentur gibt in ihrer aktuellen Lagebewertung an, dass die Versorgungssicherheit gewährleistet ist. Sie sieht derzeit keinen Anlass für eine Warnung vor einem Engpass im Winter. Zur Entwicklung der Einspeicherung hat zuletzt nur Klaus Müller, Chef der Energiebehörde, am 27. Juni auf X über das Erreichen der 40-Prozent-Marke informiert. In der Vergangenheit verwies die Behörde stets auf die kurzfristig verfügbaren Flüssiggaskapazitäten auf dem Weltmarkt als Sicherheit.
Wie sich der Füllstand der Gasspeicher in den kommenden Monaten auf Grundlage der aktuellen Gegebenheiten entwickeln könnte, zeigt die Reichweitenprognose des Portals „Gasspeicher Dashboard“.
Relevant für die Entwicklung der Füllstände ist einerseits die Außentemperatur. Je niedriger die Temperaturen, desto mehr Gas verbrauchen die Gaskunden. Die Speicher leeren sich dann schneller. Ebenso beeinflusst die bereits erwähnte Nettoimportrate den Füllstand. Je höher sie ist, umso stärker füllen oder umso weniger entleeren sich die Speicher.
Gibt man diese Parameter entsprechend den aktuellen und zum Vorjahr vergleichbaren Daten ein, ergibt die Prognose einen Wende- oder Hochpunkt von 55,3 Prozent um den 10. Oktober 2026. Dann beginnen die Speicher sich langsam wieder zu entleeren. Zum 1. November liegt der Füllstand demnach noch bei 54 Prozent, rund 26 Prozentpunkte unter der Füllstandsvorgabe der Bundesnetzagentur.
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Die Reichweitenprognose des Gasspeicher Dashboards zeigt mit aktualisierten und zum Vorjahr vergleichbaren Daten leere Speicher ab Februar 2027.
Der Füllstand würde laut der Prognose am 19. Januar 2027 die 20-Prozent-Marke unterschreiten. Je niedriger der Füllstand ab diesem Niveau ist, umso weniger Gas können die Betreiber den Speichern physisch entnehmen.
In diesem Szenario wären die Speicher schließlich vom 24. Februar bis Anfang April 2027 vollständig entleert – bei einem normalen Winter und sofern die Bundesregierung keine rechtzeitigen Notfallmaßnahmen einleiten würde. Es ist jedoch zu erwarten, dass das Ministerium frühzeitig die nötigen Hebel umlegt, um im Falle eines sich abzeichnenden Engpasses die Versorgungssicherheit über den kompletten Winter hindurch zu gewährleisten.
Die deutschen Erdgasspeicher verfügen über die größten Speicherkapazitäten in der EU. - Foto: akiyoko/iStock
In Kürze:
Deutschlands Gasspeicherstand ist mit aktuell knapp 50 Prozent auf extrem niedrigem Niveau für Mitte August.
Warnende Worte kommen vom Gasspeicherverband INES.
Der Gasspeicherbetreiber VNG zeigt sich hingegen optimistisch.
Eine Reichweitenprognose zeigt leere Speicher in der ersten Märzhälfte 2027.
Die deutschen Gasspeicher weisen einen durchschnittlichen Füllstand von rund 49,7 Prozent (Stand: 15. August 2026) vor. Die Speicher der gesamten Europäischen Union sind zu 60,8 Prozent gefüllt.
Das ist so niedrig wie noch nie zu diesem Zeitpunkt im Jahr seit Beginn der Datenreihe im Jahr 2011. In Deutschland ist der aktuelle Füllstand damit 16,4 Prozentpunkte niedriger als zum Vorjahreszeitpunkt.
Die Entwicklung des durchschnittlichen Füllstands der deutschen Gasspeicher.
Deswegen und angesichts der sich fortsetzenden Sperrung der Straße von Hormus warnte nun der Gasspeicherverband Initiative Energien Speichern (INES) vor einem Engpass im kommenden Winter. Deutschland steuere aktuell auf erhebliche Risiken in der Gasversorgung zu, sagte INES-Geschäftsführer Sebastian Heinermann.
Die Einspeicherung dauert voraussichtlich nur noch wenige Wochen. Im vergangenen Jahr war der herbstliche Hochpunkt des mittleren Speicherfüllstandes Ende September erreicht. Mit sinkenden Temperaturen im Herbst und dem Beginn der Heizsaison erhöht sich der Gasbedarf erheblich.
Demnach ist es fraglich, ob die Füllstände in diesem Herbst die 60-Prozent-Marke erreichen. Üblich seien laut Heinermann mehr als 90 Prozent zum Start der kalten Jahreszeit.
Selbst wenn die Speicher auf rund 78 Prozent vor dem Winter gefüllt werden, reichten die Reserven bei einem kalten Winter nur bis Anfang Februar, sagte Heinermann. Im Extremfall müsse die Bundesnetzagentur behördlich über die Zuteilung knapper Mengen entscheiden, um die Versorgung von Haushaltskunden abzusichern.
Preise auf hohem Niveau
Als Kernproblem sieht der INES-Geschäftsführer die momentan fehlenden wirtschaftlichen Anreize zur Einspeicherung. Durch die Sperrung der Straße von Hormus ist das Gasangebot auf dem Weltmarkt gesunken, was die Gaspreise stark ansteigen ließ. Aktuell liegt der Preis am niederländischen TTF-Markt bei rund 61,4 Euro pro Megawattstunde (€/MWh). Vor Beginn des Irankrieges lag der Preis noch im Bereich von 30 €/MWh.
Gleichzeitig liegen die Preise für Gaslieferungen im kommenden Winter derzeit leicht unter den aktuellen Einkaufspreisen. Richtet sich der Blick allein auf die Großhandelspreise, dann bestünden keine wirtschaftlichen Anreize, für den Winter Gas zu speichern.
Im Gegenteil: Das Preisgefüge setze Anreize, jetzt vor dem Winter Gas auszuspeichern, sagte Heinermann. Das bedeute, dass jetzt ein Anreiz bestehe, Gas lieber zu verkaufen, als Versorgungssicherheit im kommenden Winter zu gewährleisten. Heinermann fordert daher eine zügige Reform, die das Einspeichern wirtschaftlich attraktiver macht und die Speichernutzer stärker auf Versorgungssicherheit ausrichtet.
Die Lage hat zuletzt Deutschlands Gasimportrate entsprechend sinken lassen. Während die Speicherbetreiber bis Anfang Mai noch meist stabil über 3.000 Gigawattstunden pro Tag (GWh/Tag) importierten, sind es inzwischen nur noch rund 2.300 GWh/Tag. Abzüglich rund 600 GWh/Tag an Gasexporten liegen die Nettoimporte aktuell bei rund 1.700 GWh/Tag.
Die tägliche Menge an Gasimporten in Deutschland vom 1. April bis zum 15. August 2026 in Gigawattstunden.
Für den Wirtschaftsstandort Deutschland wäre es höchst problematisch, wenn Industriekunden nicht mehr auf eine verlässliche und bezahlbare Gasversorgung auch im Winter vertrauen könnten, so der INES-Geschäftsführer. Das könnte die Abwanderung von Unternehmen in Deutschland weiter beschleunigen.
Weitaus optimistischer zeigt sich der Gasspeicherbetreiber VNG. Der Unternehmensverbund für Gas und Gasinfrastruktur mit Hauptsitz in Leipzig setzt sich aus mehr als 20 Gesellschaften in Deutschland und Europa zusammen. Stephan Haupt, VNG-Geschäftsführer für Handel und Vertrieb, teilte kürzlich mit:
„Das schaffen wir – noch. Also für die mitteldeutschen Speicher mit den hohen Leistungskennzahlen haben wir noch ein bisschen Zeit, in die Befüllung zu gehen.“
Allerdings bereite ihm der Blick auf den gesamtdeutschen Speichermarkt etwas Sorgen. „Weil wir da auch ziemlich große Speicher in Niedersachsen und Bayern haben, die deutlich langsamer und deutlich leerer in der Befüllungsleistung sind als die Speicher, die wir in Mitteldeutschland haben“, sagte Haupt. Dennoch schließt er einen Versorgungsengpass aus.
Auch die Bundesnetzagentur gibt in ihrer aktuellen Lagebewertung an, dass die Versorgungssicherheit gewährleistet ist. Sie sieht derzeit keinen Anlass für eine Warnung vor einem Engpass im Winter. Zur Entwicklung der Einspeicherung hat zuletzt nur Klaus Müller, Chef der Energiebehörde, am 27. Juni auf X über das Erreichen der 40-Prozent-Marke informiert. In der Vergangenheit verwies die Behörde stets auf die kurzfristig verfügbaren Flüssiggaskapazitäten auf dem Weltmarkt als Sicherheit.
Wie sich der Füllstand der Gasspeicher in den kommenden Monaten auf Grundlage der aktuellen Gegebenheiten entwickeln könnte, zeigt die Reichweitenprognose des Portals „Gasspeicher Dashboard“.
Relevant für die Entwicklung der Füllstände ist einerseits die Außentemperatur. Je niedriger die Temperaturen, desto mehr Gas verbrauchen die Gaskunden. Die Speicher leeren sich dann schneller. Ebenso beeinflusst die bereits erwähnte Nettoimportrate den Füllstand. Je höher sie ist, umso stärker füllen oder umso weniger entleeren sich die Speicher.
Gibt man diese Parameter entsprechend den aktuellen und zum Vorjahr vergleichbaren Daten ein, ergibt die Prognose einen Wende- oder Hochpunkt von 57 Prozent um den 25. Oktober 2026. Dann beginnen die Speicher sich langsam wieder zu entleeren. Zum 1. November liegt der Füllstand demnach noch bei 56,7 Prozent, rund 23 Prozentpunkte unter der Füllstandsvorgabe der Bundesnetzagentur.
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Die Reichweitenprognose des Gasspeicher Dashboards zeigt mit aktualisierten und zum Vorjahr vergleichbaren Daten leere Speicher ab März 2027.
Der Füllstand würde laut der Prognose am 23. Januar 2027 die 20-Prozent-Marke unterschreiten. Je niedriger der Füllstand ab diesem Niveau ist, umso weniger Gas können die Betreiber den Speichern physisch entnehmen.
In diesem Szenario wären die Speicher schließlich vom 11. März bis 5. April 2027 vollständig entleert – bei einem normalen Winter und sofern die Bundesregierung keine rechtzeitigen Notfallmaßnahmen einleiten würde. Es ist jedoch zu erwarten, dass das Ministerium frühzeitig die nötigen Hebel umlegt, um im Falle eines sich abzeichnenden Engpasses die Versorgungssicherheit über den kompletten Winter hindurch zu gewährleisten.
Evonik-CEO Christian Kullmann hadert mit der Energiewende. (Symbolbild) - Foto: Oliver Berg/dpa
In Kürze:
Evonik-CEO Christian Kullmann kritisiert die Energiewende als teuer und wirtschaftlich schädlich und fordert einen späteren Kohleausstieg in Nordrhein-Westfalen.
Das Fachmagazin „Cleanthinking“ widerspricht und verweist auf Fortschritte bei Versorgungssicherheit, erneuerbaren Energien und geringerer Importabhängigkeit.
Im Mittelpunkt der Debatte stehen die Zukunft des Emissionshandels, die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie und die Folgen der Energiewende für Unternehmen und Verbraucher.
Zwischen Evonik-CEO Christian Kullmann und Martin Jendrischik, dem Herausgeber des Magazins für erneuerbare Energien, „Cleanthinking“, ist eine Kontroverse entbrannt. Anlass sind Aussagen Kullmanns in einem Interview mit der „Rheinischen Post“ (RP). In diesem hat er sich kritisch über die Bilanz der Energiewende geäußert und eine Verschiebung des Kohleausstiegs in NRW gefordert.
Evonik-Chef fordert Ende der „Greta-Hörigkeit“
Kullmann sprach gegenüber der RP von einer Energiewende, die „1.000 Milliarden Euro gekostet – und nichts gebracht“ habe. Die Nutzung der Braunkohle im einwohnerstärksten Bundesland werde „mindestens bis 2033“ erforderlich sein, so der Manager des Chemieunternehmens – voraussichtlich sogar noch länger.
Im schwarz-grünen Koalitionsvertrag ist ein Ausstieg bis 2030 vorgesehen, was deutlich vor 2038 als Bundesvorgabe liegt. Ministerpräsident Hendrik Wüst hatte jedoch stets einen Vorbehalt geäußert: Ein vorzeitiger Ausstieg sei nur dann gesichert, wenn rechtzeitig neue wasserstofffähige Gaskraftwerke und andere sichere Optionen für den Backup-Betrieb bereitgestellt würden.
Kullmann forderte auch ein Ende der „Greta-Hörigkeit“ der Politik und eine Verschiebung des Klimaneutralitätsziels von 2045 auf 2050. Der Manager kritisierte eine „Netzinfrastruktur wie in Albanien“, die Deutschland aufweise. Der deutsche Anteil an den globalen CO₂-Emissionen betrage gerade mal 1,6 Prozent. Deshalb sei es für das Weltklima „unerheblich, wann wir klimaneutral werden“. Für das Überleben der deutschen Chemie sei es das aber nicht.
Kullmann hadert mit Kosten, Bürokratie und Energiewende
Der Evonik-CEO hatte bereits im Oktober des Vorjahres eine „Radikalreform“ des europäischen Emissionshandels (ETS) gefordert. Der CO₂-Preis zerstöre die Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen, insbesondere in den energieintensiven Branchen. Im Juni hatte Kullmann beim „Werkstattgespräch“ der CDU zur Industrie- und Klimapolitik zudem auch die Belastungen durch Verpflichtungen der Taxonomie kritisiert. Dies ist das Klassifikationssystem der Europäischen Union, das festlegt, welche wirtschaftlichen Aktivitäten als ökologisch nachhaltig gelten. Kullmann soll dazu laut dem Geschäftsführer der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft, Thorsten Alsleben , folgendes gesagt haben:
„Ein elementarer Nachteil bei uns sind die Kosten für Energie. Zusätzlich haben wir irre Belastungen durch Taxonomie, durch reine Bürokratie, die kein Gramm CO₂ spart. Ich beschäftige einige Hundert Mitarbeiter nur für diese Bürokratie.“
Der Chemiekonzern wird eigenen Angaben zufolge von 2027 bis 2029 etwa 3.200 Arbeitsplätze einsparen. Zudem solle das Polyestergeschäft des Konzerns in Deutschland enden. Der Standort Witten wird voraussichtlich schließen.
In seinem Magazin „Cleanthinking“ übt Martin Jendrischik deutliche Kritik an den Aussagen des Chemiemanagers. Diesem wirft er eine einseitige und verkürzte Darstellung vor und spricht von den bisherigen Kosten der Energiewende als „Investition in ein unabhängiges Energiesystem“. Auf 25 Jahre hochgerechnet kosteten Importe fossiler Energieträger Deutschland das Doppelte, so „Cleanthinking“. Pro Jahr seien es derzeit 81 Milliarden Euro.
„Cleanthinking“ sieht deutsches Stromnetz als stabil
Jendrischik tritt auch der Einschätzung entgegen, die Energiewende habe „nichts gebracht“. Im ersten Halbjahr 2026 hätten die Erneuerbaren 58 Prozent des Stromverbrauchs gedeckt. Deutschland habe mit einem durchschnittlichen Ausfall von 11,7 Minuten pro Kunde im Jahr 2024 eines der stabilsten Stromnetze. In den USA seien es im Schnitt 78 Minuten pro Jahr. In Europa sei die Versorgung nur in der Schweiz zuverlässiger.
Speziell die Importabhängigkeit von Russland sei durch die Energiewende in kürzester Zeit von 35 auf 0,1 Prozent gesunken, schrieb „Cleanthinking“ weiter. Mitte 2026 gebe es außerdem dem Bundesverband der Solarwirtschaft zufolge eine installierte Batteriespeicherkapazität von rund 28 Gigawattstunden.
Der Kohleausstieg 2030, so heißt es weiter, sei im Rheinischen Revier gesetzlich verankert, eine Reserveoption gebe es bis 2033 für einzelne Blöcke. Eine Verschiebung bisheriger Wegmarken entwerte bereits getätigte Investitionen. Das ETS sei zudem ein „marktwirtschaftliches Instrument“, das Innovation belohne. Andere Länder wie China, Südkorea oder Kalifornien verwenden ebenfalls ein Emissionshandelssystem.
Zentrale Fragen zur Energiewende bleiben offen
Befürworter sehen den ETS als „marktwirtschaftlich“, weil ein Gut, nämlich CO₂-Zertifikate, wie auf einem Markt gehandelt werden soll. Kritiker hingegen betrachten ihn als Gebühr – denn für die Zertifikate existiere nur deshalb eine Nachfrage, weil die Politik diese vorschreibe.
„Cleanthinking“ verweist auf Beispiele wie Salzgitter, das ab 2026 grünen Stahl für die Autoindustrie produziere, und Covestro. Dessen Chef Markus Steilemann habe dem ETS einen „Bombenjob“ attestiert. Covestro wird Milliarden Euro in neue Standorte investieren – allerdings in China und den Vereinigten Arabischen Emiraten, weil Europa zu teuer ist.
Jendrischik unterscheidet in seiner Analyse zwischen dem kurzfristigen, quartalsorientierten Denken von Managern und dem langfristigen von Unternehmern. Allerdings lässt auch er Antworten auf Fragen offen, die Unternehmen und Verbraucher im Kontext der Energiewende gleichermaßen beschäftigen. Eine davon lautet, wie energieintensive Branchen kurzfristig auf die Kostennachteile im globalen Wettbewerb reagieren sollen. Eine andere ist, wann der Verbraucher durch die Energiewende nicht nur mit stabileren, sondern auch mit niedrigeren Energiepreisen rechnen könne.
Deutschland bezieht etwa 10 Prozent seines Erdgases als LNG. Weitere 10 Prozent kommen über Umwege nach wie vor aus Russland. - Foto: privat, Suphanat Khumsap/iStock; Montage Epoch Times
In Kürze:
Die deutschen Gasspeicher sind so leer wie selten zu dieser Zeit. Bereits jetzt zeichnet sich eine Gasmangellage im kommenden Winter ab.
Weltpolitische Krisen erschweren die Wiederbefüllung und gefährden das Geschäftsmodell der Speicherbetreiber.
Deutschland bezieht selbst kein Gas aus Russland, erhält aber dennoch über Umwege russisches Gas. Diese Importe fallen ab Januar 2027 weg.
Einheimisches Gas könnte Deutschland für Jahrzehnte versorgen, die Förderung bleibt jedoch verboten.
Zugleich setzt die Methanverordnung der EU die Versorgungssicherheit unter Druck.
Die USA seien bereit, Europa zu versorgen, aber nicht unter derart „verrückten“ Bedingungen.
Die Temperaturen im Juni 2026 überstiegen das langfristige Mittel um +0,46 Grad Celsius. Die Abweichung der globalen Mitteltemperatur vom 30-jährigen Mittel der Satellitenmessungen ist damit im Vergleich zu Mai gesunken (+0,53 Grad Celsius), liegt aber höher als im April (+0,39 Grad Celsius).
Die Temperaturen im Juni 2026 überstiegen das langfristige Mittel um +0,46 Grad Celsius. Der kurzfristige Abkühlungstrend bleibt weiter intakt, der langfristige Trend liegt unverändert bei +0,16 Grad Celsius pro Jahrzehnt, wobei die aktuell Temperaturabweichung leicht über dem Erwartungswert liegt.
Die US-amerikanische Ozeanbehörde NOAA hat die für den Pazifik erwarteten El Niño-Konditionen inzwischen bestätigt und rechnet damit, dass diese bis zum Frühjahr nächsten Jahres andauern. El Niño ist eine natürliche, zyklische Erwärmung des tropischen Pazifiks, die sich alle drei bis fünf Jahre ereignet und in der Regel mit einem globalen Temperaturausschlag von 0,2 Grad Celsius verbunden ist.
Davon scheinbar unberührt, beträgt der durchschnittliche Temperaturanstieg seit 1979 weiterhin 0,16 Grad Celsius pro Jahrzehnt.
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Schematische Darstellung von El Niño und La Niña.
Foto: Papapapong/iStock
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Beim direkten Vergleich der Temperaturen des Wetterphänomens El Niño/La Niña zeigt sich eine ausgeprägte zeitliche Korrelation.
Die Befüllung der deutschen Gasspeicher bis zur Heizsaison wird schwierig
Der Füllstand der deutschen Gasspeicher beträgt zurzeit lediglich 44 Prozent. Dies liegt deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt, denn die Füllstände lagen früher zu diesem Zeitpunkt bei 60 Prozent. Die Befüllung im Jahr 2026 startete zum einen von einem sehr niedrigen Niveau von rund 20 Prozent. Zum anderen zögern die Gasspeicherbetreiber, Gas einzukaufen, da die Gaspreise seit der Hormus-Krise hoch sind.
Das Geschäftsmodell der Betreiber bestand darin, preiswertes Gas im Sommer einzukaufen und zu einem in der Regel höheren Preis im Winter zu verkaufen. Jetzt droht sogar das Gegenteil. Sollte es zu einer Entspannung am Persischen Golf kommen, werden die Gaspreise im Winter niedriger als im Sommer liegen, sodass den Betreibern Verluste drohen.
Der Verband der Speicherbetreiber INES gab daher im Juli bekannt, dass bis zur Heizsaison technisch nur noch ein Niveau von 76 Prozent erreicht werden kann. Die Betreiber stellen fest:
„Die derzeitigen Preisentwicklungen setzen kaum Anreize zur Einspeicherung von Gas und gefährden damit die Versorgungssicherheit für den kommenden Winter.“
Gasmangellage schon heute absehbar?
Bei einem kalten Winter prognostiziert der Verband schon heute eine Gasmangellage von bis zu 2 Terawattstunden pro Tag im Februar/März 2027. Es fehlten dann bis zu 40 Prozent des in Deutschland täglich benötigten Erdgases. In diesem Fall droht die Abschaltung des Gases für die Industrie, die etwa 2 Terawattstunden Gas pro Tag verbraucht.
Der INES-Geschäftsführer Heinermann sieht bei einem außergewöhnlich kalten Winter die Risiken erheblich steigen: „Deshalb müssen bereits heute die Voraussetzungen geschaffen werden, um die Speicher stärker zu befüllen.“
Die tägliche Einspeisung in die Speicher beläuft sich zurzeit auf 0,2 Prozentpunkte. Bei diesem Tempo würde bis zum 1. November – noch etwas über 100 Tage – noch nicht einmal der gesetzlich vorgeschriebene Füllstand von 70 Prozent erreicht. Die Bundesnetzagentur erklärt dennoch, die Versorgungssicherheit sei gewährleistet.
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Der Verlauf des Füllstands der deutschen Erdgasspeicher.
Foto: Bundesnetzagentur
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INES-Prognose für die Entwicklung des durchschnittlichen deutschen Gasspeicherfüllstandes.
Foto: INES
Deutschland bezieht immer noch relevante Mengen Gas aus Russland
Über die viel gepriesenen deutschen LNG-Terminals bezieht Deutschland etwa 10 bis 13 Prozent seines Erdgases. Etwa 40 Prozent kommen aus Norwegen. Weitere 40 Prozent kommen aus den Niederlanden und Belgien. Dort wird es als LNG angelandet und durch Pipelines nach Deutschland transportiert.
Tägliche Gasimporte Deutschlands nach Ländern. Der Direktimport aus Russland (grau) wurde 2022 eingestellt. Parallel dazu ist die Gesamtimportmenge (orange) erheblich gesunken. LNG (rosa) ist seither die viertwichtigste Bezugsquelle – ein Teil dessen stammt über Umwege dennoch aus Russland.
Foto: Bundesnetzagentur
Es wird jedoch kaum diskutiert, dass Belgien über Zeebrügge vier Zehntel seines LNG-Imports aus Russland bezieht, ebenso die Niederlande mit 13 Prozent seines Imports. Insofern erhalten wir indirekt immer noch erhebliche Mengen – rechnerisch ergeben sich rund 10 Prozent – unseres Gases aus Russland.
Frankreich importiert seinerseits ein Drittel des LNGs aus Russland. Dieser Import soll nach den Plänen der EU ab 1. Januar 2027 beendet werden. Das wird sich dann tendenziell in höheren Preisen niederschlagen.
Monatliche LNG-Importe aus Russland ausgewählter Länder in Milliarden Kubikmetern. Seit Januar 2021 hat sich das Gesamtvolumen erhöht, sowohl in Summe für Belgien, die Niederlande und Frankreich als auch für Europa insgesamt.
Das Bundeswirtschaftsministerium plant eine strategische Erdgasreserve, um auf Gasversorgungskrisen besser vorbereitet zu sein. Die Gasreserve soll 24 Terawattstunden umfassen, etwa 10 Prozent der deutschen Gasspeicherkapazität. Die Kosten für den Gaseinkauf und die Einspeicherung sollen etwa 1,5 Milliarden Euro betragen, die über einen Aufschlag auf die Gaspreise für den Verbraucher finanziert werden sollen. Das entsprechende Gesetz soll zum 1. Januar 2027 in Kraft treten.
Die Maßnahme ist nicht von der Hand zu weisen. Allerdings darf man nicht vergessen, dass die Energiepolitik der letzten vier Bundesregierungen die Krisenanfälligkeit der Gasversorgung massiv erhöht hat. Denn aufgrund des Ausstiegs aus der Kernenergie und des notwendigen Backups für Wind- und Solarenergie werden in den nächsten Jahren zahlreiche Gaskraftwerke zu bauen sein.
Die Bundesnetzagentur hat erklärt, dass die Versorgungssicherheit in Deutschland nur gewährleistet werden kann, „wenn bis 2035 zusätzliche steuerbare Kapazitäten von 22.400 MW bis 35.500 MW errichtet werden“. 35.500 Megawatt Gaskraftwerke verbrauchen etwa 15 Milliarden Kubikmeter zusätzliches Gas. Zum Vergleich: Der Jahresverbrauch Deutschlands lag 2025 bei 85 Milliarden Kubikmetern Gas.
… aber Fracking bleibt verboten
Erschwerend kommt hinzu, dass die früheren Regierungsparteien es für richtig hielten, die Erdgasförderung durch Fracking in Deutschland zu verbieten. Ministerin Reiche kann sich eine Lockerung des Fracking-Verbots vorstellen.
Der Kanzler geht jedoch auf Distanz. Auch sein Finanzminister hat sich – wie die SPD insgesamt – gegen Fracking ausgesprochen. Der Wahlkreis von Lars Klingbeil (Heidekreis) liegt in einem Gebiet vielversprechender Schiefergasvorkommen.
Nun bekommt die Ministerin starke Unterstützung durch ein von der Friedrich-Naumann-Stiftung in Auftrag gegebenes Gutachten des ehemaligen Präsidenten der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Prof. Hans-Joachim Kümpel. Er kommt zu dem Ergebnis, dass
die Technik der Förderung des Schiefergases aus mehr als 1.000 Meter Tiefe eine Gefährdung des Grundwassers (bis zu 100 Meter Tiefe) ausschließt,
das Erdbebenrisiko beim Fracking um ein Vielfaches niedriger ist als bei der herkömmlichen Erdgasförderung,
Deutschland eine förderbare Gesamtmenge von 1.000 Milliarden Kubikmetern aufweist, was einer Förderdauer von 50 Jahren bei einer jährlichen Fördermenge von 20 Milliarden Kubikmetern entspricht,
deutlich kostengünstiger wäre als der heutige Weltmarktpreis.
Das Gutachten kann man hier kostenlos herunterladen.
Verschärft ein Erdgaslieferstopp wegen der EU-Methanverordnung die Gasmangellage?
Die EU hat eine Verordnung erlassen, wonach ab 1. Januar 2027 der Methanausstoß bei der Förderung, der Verarbeitung und dem Transport von Rohöl und Erdgas aus Klimaschutzgründen zu reduzieren ist. Und das soll nicht nur in Europa gelten, sondern für Importeure, die nachweisen sollen, dass in den außereuropäischen Förderländern diese neuen, erheblich strengeren EU-Standards erfüllt sind.
Während Importeure wie SEFE, Uniper und Shell davor warnen, dass „ein erheblicher Teil der weltweiten Gasversorgung de facto nicht konform sein wird“ und es zu erheblichen Lieferengpässen kommen könnte, will die EU ihre Verordnung mit horrenden Strafzahlungen von bis zu 20 Prozent des Jahresumsatzes durchsetzen.
Am 24. Juni haben die USA, Katar, Nigeria und Algerien in einem gemeinsamen Brief an die EU-Kommission Änderungen der Importregeln verlangt, andernfalls werde Europa massive Versorgungsrisiken mitten im Januar 2027 eingehen. Immerhin sind 43 Prozent des Erdgasverbrauchs in Europa betroffen. Der US-Energieminister Chris Wright nannte die Regeln „crazy“ – verrückt. Die USA seien bereit, Europa zu versorgen, aber nicht zu diesen Bedingungen.
Ministerin Reiche hat sich richtigerweise bei der EU für ein Aussetzen der Verordnung ausgesprochen. Ihr SPD-Kollege, Umweltminister Schneider, hat sich im Namen der Bundesregierung für die Beibehaltung der EU-Verordnung ausgesprochen und hat seine Ministerkollegin für ihre Initiative öffentlich gerügt.
Wenn wir im Januar 2027 Versorgungsprobleme bekommen werden, wissen wir, bei wem wir uns zu bedanken haben.
Die Staats- und Regierungschefs der G7 haben sich auf eine gemeinsame Erklärung zu geopolitischen Fragen geeinigt. - Foto: Michael Kappeler/dpa-Pool/dpa
Um das Risiko der Erpressbarkeit durch Länder wie China zu verringern, wollen die G7-Staaten Obergrenzen für die Einfuhr bestimmter Rohstoffe erreichen.
Ziel sei es, die Abhängigkeit von einzelnen Lieferanten außerhalb der G7 und ihrer Partnerländer bei seltenen Erden und Permanentmagneten bis 2030 auf unter 60 Prozent zu senken, hieß es in einer gemeinsamen Erklärung beim G7-Gipfel im französischen Évian. Anschließend solle schnellstmöglich auf die Zielmarke von 50 Prozent hingearbeitet werden.
China – bei vielen dieser Rohstoffe beherrscht das Land den Weltmarkt – wurde nicht ausdrücklich in der Erklärung erwähnt.
Seltene Erden und leistungsstarke Magnete werden etwa in der Industrie sowie der Hightech- und Rüstungsbranche benötigt. Seltene Erden stecken in Bildschirmen von Smartphones oder Fernsehern, aber auch in den Antrieben für Elektromotoren, Halbleitern oder Turbinen.
China hat Exportkontrollen
China hatte im April 2025 Exportkontrollen verhängt. Die Maßnahme wurde als Vergeltungsmaßnahme für die Zoll-Politik von US-Präsident Donald Trump verstanden, die China besonders stark traf.
Offiziell begründet China das Vorgehen damit, dass diese Rohstoffe sogenannte Güter mit doppeltem Verwendungszweck seien – also sowohl zivil als auch militärisch genutzt werden können.
Insgesamt gibt es 17 Metalle, die wegen ihrer chemischen Zusammensetzung in der Gruppe der seltenen Erden zusammengefasst sind. Seltene Erden sind, anders als ihr Name vermuten lässt, nicht unbedingt selten. Die Herausforderung beim Abbau ist, diese in ausreichend hoher Konzentration zu finden und möglichst kostengünstig zu fördern.
China ist Spezialist bei der Förderung
In China kommen die Bodenschätze häufig vor. Das Land hat sich auf die Gewinnung spezialisiert und durch sein günstiges Angebot auf dem Weltmarkt nahezu ein Monopol aufgebaut. Daneben produzieren auch Brasilien, Indien oder Australien seltene Erden.
In der Europäischen Union gilt schon ein Gesetz zum Thema Rohstoffe. Es nennt sowohl kritische als auch strategische Rohstoffe, die für grüne und digitale Technologien sowie für die Raumfahrt- und Verteidigungsindustrie essenziell sind.
Die EU soll demnach spätestens 2030 nicht mehr als 65 Prozent ihres jährlichen Bedarfs an einem strategischen Rohstoff in jedem relevanten Verarbeitungsstadium aus einem einzigen Nicht-EU-Land beziehen.
Aus EU-Kreisen hieß es, die EU werde ihre Gesetzgebung vermutlich nicht überarbeiten müssen, da die G7-Einigung nur einen deutlich engeren Bereich als die Gesamtheit der kritischen Rohstoffe betreffe. Zudem: Die G7-Ziele seien nicht verbindlich. (dpa/red)
Die Lebensmittelbranche in Deutschland befindet sich laut Studie in einem tiefgreifenden Wandel. (Archivbild) - Foto: via dts Nachrichtenagentur
Die Lebensmittelverarbeitung in Deutschland durchläuft einen tiefgreifenden Strukturwandel, der das gesamte Ernährungssystem krisenanfälliger macht.
Das ergab eine Studie der Humboldt-Professur für Nachhaltige Ernährungswirtschaft an der Universität Freiburg, wie die Hochschule am Freitag mitteilte.
Zahl der Betriebe stark gesunken
Die Zahl der Unternehmen in der Lebensmittelverarbeitung ist demnach zwischen 2002 und 2022 bundesweit um 44 Prozent auf rund 25.000 gesunken, im Bäcker- und Fleischerhandwerk sogar um bis zu 60 Prozent.
Gleichzeitig konzentrieren große Industrieunternehmen und Handelskonzerne zunehmend Marktanteile und Macht auf sich. Im Jahr 2022 entfielen 83 Prozent des Sektorumsatzes von 238,5 Milliarden Euro auf nur 795 Großunternehmen, die selbst lediglich drei Prozent aller Firmen ausmachten.
Die Forscher um Arnim Wiek warnen vor negativen Folgen für die Versorgungssicherheit, die Artenvielfalt und die öffentliche Gesundheit. So nehme die Verfügbarkeit nährstoffreicher, handwerklich hergestellter Produkte ab, während der Anteil industriell verarbeiteter Lebensmittel mit hohem Zucker-, Salz- und Fettgehalt steige.
Forscher fordern mehr Unterstützung
Die Wissenschaftler bewerten bisherige politische Maßnahmen als unzureichend und fordern eine stärkere Unterstützung für kleine und mittlere Unternehmen sowie Handwerksbetriebe.
In ihrer Studie identifizieren sie vier zentrale Handlungsfelder: die Bekämpfung von Problemursachen statt kurzfristiger Projekte, eine bessere Ausrichtung von Förderprogrammen und Regulierung auf kleinere Betriebe sowie eine systematische Erfolgskontrolle von Maßnahmen. (dts/red)
Benzin und Diesel bleiben trotz staatlicher Entlastung nahe der Zwei-Euro-Marke. - Foto: Christoph Schmidt/dpa
In Kürze:
Trotz Tankrabatt bleiben Benzin und Diesel teuer, weil steigende Rohölpreise die staatliche Entlastung teilweise wieder aufheben.
Der ADAC sieht zwar erste Wirkung der Steuersenkung, hält die aktuellen Spritpreise aber weiterhin für zu hoch.
Bundesregierung und Branche hatten vor Vorabschiedung des Gesetzes vor Verzögerungen und begrenzter Wirkung der Entlastung gewarnt.
Als die Bundesregierung Mitte April die vorübergehende Senkung der Energiesteuer auf Benzin und Diesel beschloss, klang die Botschaft eindeutig: Autofahrer sollen entlastet, Betriebe stabilisiert und die Stimmung im Land beruhigt werden.
Rund 17 Cent pro Liter weniger sollten die Verbraucher für zwei Monate an den deutschen Zapfsäulen bezahlen müssen. Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU) betonte, dieser Schritt werde „sehr schnell die Lage für die Autofahrer und für die Betriebe im Land verbessern und vor allem für diejenigen, die vor allem aus beruflichen Gründen sehr viel mit dem Auto unterwegs sind“. Die Bundesregierung wollte ein Zeichen des Handelns in das Land senden.
Rechnung geht nur bedingt auf
Nun, wenige Wochen nach Inkrafttreten der Entlastung zeigt sich: Die politische Rechnung geht nur bedingt auf. Denn während Berlin die Steuerlast senkte, zog der Weltmarkt die Preise wieder nach oben. Der Preis für die Rohölsorte Brent liegt aktuell, laut dem Portal „Boerse.de“, bei um die 107 US-Dollar je Barrel.
Zum Vergleich: Zu Jahresbeginn lag der Preis noch bei rund 54 Dollar je Barrel. Die Ursache für den Preisanstieg ist die Eskalation im Nahen Osten. Der Krieg zwischen den USA, Israel und Iran, die Sorge um die Straße von Hormus und die Angst vor Lieferausfällen haben die Energiemärkte nervös gemacht. Damit wiederholt sich ein Muster, das die Politik seit Jahrzehnten begleitet: Nationale Entlastungsmaßnahmen treffen auf globale Preismechanismen und verlieren oft gegen sie.
Die Folge lässt sich an deutschen Tankstellen bereits beobachten und anhand der Daten des Bundeskartellamtes präzise beziffern. Zwar sank das Preisniveau mit der Einführung des Tankrabatts vom 30. April auf den 1. Mai im Durchschnitt zunächst um knapp 13 Cent, doch hielt die Entlastung der rasanten Marktdynamik nicht stand.
Schon am Mittag des ersten Tages schossen die Preise in der Spitze wieder nach oben. Am 4. Mai notierte das Kartellamt im Schnitt bereits wieder 2,08 Euro für den Liter Diesel und 2,05 Euro für Super E5. Während die Zapfsäulenpreise bis zum 6. Mai für Benzin um lediglich knapp 12 Cent und für Diesel um knapp 15 Cent nachgaben, brachen die Großhandelspreise im selben Zeitraum mit bis zu 24 Cent netto je Liter Diesel deutlich stärker ein.
Der Tankrabatt wirkt. Allerdings kämpft er gegen eine stärkere Kraft. Während Berlin die Energiesteuer senkt, treiben Kriegssorgen und steigende Rohölpreise den Kraftstoff wieder nach oben. Die Entlastung landet damit nicht vollständig bei den Autofahrern, sondern wird teilweise vom Weltmarkt neutralisiert.
Interessanterweise zeichnet der ADAC dabei inzwischen ein differenzierteres Bild als noch in den ersten Maitagen. In einer aktuellen Auswertung vom Mittwoch, 20. Mai, stellt der Automobilklub fest, der Tankrabatt beginne „jetzt zu wirken“.
Tatsächlich lag der bundesweite Durchschnittspreis für Super E10 am 19. Mai bei 2,008 Euro je Liter, Diesel kostete im Schnitt 1,997 Euro und war damit erstmals seit längerer Zeit wieder günstiger als Benzin. Besonders bemerkenswert: Dieselpreise waren binnen Wochenfrist laut ADAC um 10,7 Cent gefallen, Super E10 um 6 Cent.
Zwischen Hoffnung und Wirklichkeit
Der Klub verweist dabei ausdrücklich auf die Energiesteuersenkung als eine Ursache dieser Entwicklung. Rechnet man den Steueranteil inklusive Mehrwertsteuer ein, entspreche die Entlastung „16,7 Cent brutto pro Liter“, also ungefähr den angekündigten 17 Cent.
Gleichzeitig bleibt der ADAC skeptisch, ob die Preisentwicklung tatsächlich im vollen Umfang bei den Verbrauchern ankommt. Tankrabatt und gesunkene Rohölpreise hätten nach Meinung des ADAC „allerdings zu weiter sinkenden Spritpreisen als aktuell führen müssen“.
Genau hier liegt die Zweischneidigkeit der Debatte. Der Tankrabatt wirkt durchaus. Allerdings deutlich schwächer und sprunghafter als politisch erhofft. Die Märkte bleiben extrem nervös. Schon kleine militärische Eskalationen oder Drohungen gegen Transportwege im Persischen Golf reichen aus, um die Preise binnen Stunden wieder steigen zu lassen.
Der Verbraucher erlebt deshalb einen paradoxen Zustand: Einerseits sinken die Preise tatsächlich leicht. Andererseits bleibt das Niveau historisch hoch.
Noch Anfang April hatte Diesel zeitweise 2,447 Euro pro Liter gekostet. Das war ein neues Allzeithoch. Super E10 erreichte mit 2,192 Euro fast den Rekordstand aus der ersten Energiekrise nach dem russischen Angriff auf die Ukraine Anfang 2022.
Der ADAC beschreibt, wie sich der Krieg im Nahen Osten seit Ende Februar unmittelbar auf die Preisentwicklung ausgewirkt hat. Die geopolitische Krise ist damit längst an den Zapfsäulen angekommen.
Bemerkenswert ist dabei auch der Hinweis auf das sogenannte „Österreich-Modell“, das seit dem 1. April gilt. Mineralölkonzerne dürfen ihre Preise seitdem nur noch einmal täglich um 12 Uhr erhöhen, Senkungen bleiben dagegen jederzeit möglich. Die Idee dahinter: weniger Preissprünge, mehr Transparenz.
Doch nach Einschätzung des ADAC wirkt die Regelung inzwischen eher kontraproduktiv. Die Preise steigen nun regelmäßig kurz vor Mittag deutlich an und sinken erst im Tagesverlauf langsam wieder. Der günstigste Tankzeitpunkt liegt paradoxerweise inzwischen kurz vor der erlaubten täglichen Preisrunde um 12 Uhr mittags.
Die Grenzen politischer Eingriffe
Das Beispiel zeigt, wie schwierig staatliche Eingriffe in hochdynamische Märkte geworden sind. Selbst gut gemeinte Regulierungen erzeugen oft neue Verzerrungen. Damit steht die Bundesregierung vor einem politischen Problem, das größer ist als die Frage nach einigen Cent pro Liter.
Denn der Tankrabatt war nie nur Wirtschaftspolitik. Er war auch ein psychologisches Versprechen: Der Staat handelt. Er greift ein. Er schützt Bürger vor den Folgen internationaler Krisen.
Genau deswegen ist die Wirkung an der Zapfsäule entscheidend. Wenn Verbraucher trotz staatlicher Milliardenhilfen kaum einen Unterschied bemerken, könnte der Eindruck politischer Ohnmacht entstehen.
Dabei sind die ökonomischen Dimensionen beträchtlich. Nach Schätzungen aus dem Bundesfinanzministerium kostet die Maßnahme den Staat rund 1,6 Milliarden Euro an Steuereinnahmen. Das ist kein symbolischer Betrag, sondern ein erheblicher fiskalischer Eingriff. Gleichzeitig stellt sich die Frage, wie viel davon tatsächlich dauerhaft bei den Verbrauchern ankommt.
Im Gesetzentwurf räumte die Bundesregierung ein, dass die Entlastung möglicherweise nicht sofort vollständig bei den Verbrauchern ankommt. Im Abschnitt „Gesetzesfolgen“ heißt es ausdrücklich, es sei „nicht auszuschließen, dass sich die Steuersatzsenkung verzögert und schleichend in den Verbraucherpreisen widerspiegelt“.
Hintergrund sei die Struktur der Energiesteuer, die bereits bei der Auslieferung aus Tanklagern und Raffinerien entsteht, erklärte der Wirtschaftsverband Fuels und Energie in seiner Stellungnahme zum Tankrabatt.
Warum der Rabatt nicht sofort sichtbar wird
Der Verband verwies weiter auf ein technisches Detail, das politisch kaum vermittelbar ist, ökonomisch aber zentral bleibt. Der Staat besteuert den Kraftstoff nicht erst beim Verkauf an der Tankstelle. Die Abgabe wird bereits erhoben, sobald Benzin und Diesel aus Raffinerien oder Tanklagern ausgeliefert werden. Kraftstoffe, die schon vor dem 1. Mai ausgeliefert wurden, waren also noch mit dem regulären Steuersatz belegt.
Deshalb könne sich die Senkung „nicht überall gleich am Stichtag um Mitternacht einstellen“, sondern erst schrittweise sichtbar werden, wenn die alten Bestände verkauft seien.
Das klingt zunächst nach logistischer Spitzfindigkeit. Tatsächlich verweist es aber auf ein Grundproblem politischer Eingriffe in komplexe Märkte: Zwischen gesetzlichem Beschluss und realem Preis liegen Lieferketten, Lagerbestände, Transportwege und Marktreaktionen.
Besonders bemerkenswert war dabei der Hinweis auf mögliche Versorgungsprobleme. Die angekündigte Steuersenkung schaffe „erhebliche Anreize“, das Tanken vor dem 1. Mai möglichst hinauszuzögern. Dadurch könne es Anfang Mai zu einem sprunghaften Nachfrageanstieg kommen, warnte der Wirtschaftsverband damals. Gleichzeitig erschwere das lange Feiertagswochenende rund um den 1. Mai die Belieferung der Tankstellen zusätzlich.
Mit anderen Worten: Bereits vor Inkrafttreten des Tankrabatts war intern klar, dass Marktreaktionen, Logistik und internationale Preisentwicklungen die politische Wirkung erheblich abschwächen könnten.
Ein Wettlauf gegen den Weltmarkt
Deutschland kann Steuern senken, Zuschüsse zahlen oder Unternehmen regulieren. Den Weltmarktpreis für Rohöl bestimmt die Bundesregierung nicht. Solange ein Krieg im Nahen Osten den Ölpreis treibt, bleibt jede nationale Entlastung ein Wettlauf gegen die Märkte. Genau das geschieht im Moment.
Die Bundesregierung wollte den Bürgern eine Atempause verschaffen. Doch solange geopolitische Krisen den Ölpreis diktieren, bleibt die Entlastung fragil.
Braunkohletagebau in der Lausitz: Die Zukunft der Kohle steht erneut zur Debatte. - Foto: Matthias Kehrein/Epoch Times
In Kürze:
Braunkohle-Debatte kehrt zurück: Energieunsicherheit stellt den Kohleausstieg erneut infrage.
LEAG bringt Vorschläge: Sonderregeln beim CO₂-Handel und günstiger Industriestrom.
Experten warnen: Ausnahmen könnten die Klimapolitik schwächen.
Lausitz betroffen: Tausende Arbeitsplätze hängen weiter an der Kohle.
Die deutsche Energiewende galt lange als gesellschaftlicher Konsens. Mit dem Beschluss des Bundestages zum Kohleausstieg sollte der Weg in eine klimaneutrale Energieversorgung unumkehrbar werden. Spätestens 2038 soll die Kohleverstromung enden.
Doch während die Politik am Zeitplan festhalten will, wachsen im Hintergrund Zweifel – sowohl in Teilen der Industrie als auch in einigen Landesregierungen. Eine interne Präsentation des ostdeutschen Energiekonzerns LEAG, über die die „Wirtschaftswoche“ berichtet, deutet darauf hin, dass in der Lausitz über eine Zukunft der Braunkohle jenseits der bisherigen Ausstiegspläne nachgedacht wird. Damit stellt sich eine Frage, die lange als geklärt galt: Kommt es zum Ausstieg aus dem Kohleausstieg?
Vom Klimaargument zu „Sicherheitsenergien“
Auslöser der neuen Debatte ist eine veränderte geopolitische und energiepolitische Lage. Die Energiekrise infolge des russischen Angriffs auf die Ukraine hat Deutschland vor Augen geführt, wie verletzlich ein stark importabhängiges Energiesystem sein kann. Inzwischen wird die Diskussion durch weitere internationale Spannungen verstärkt. Konflikte im Nahen Osten und Unsicherheiten auf globalen Energiemärkten lassen die Frage der Versorgungssicherheit wieder stärker in den Vordergrund rücken. So äußerte sich die baden-württembergische Energieministerin Thekla Walker im März in einer Pressemitteilung dazu:
„Wenn wir weiter auf fossile Importe angewiesen sind, sind wir auch weiter einem unkalkulierbaren Preisroulette ausgesetzt.“
Anlass der Äußerung war damals ein gemeinsamer Brief der Energieministerinnen und Energieminister der Länder Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz, Hamburg, Bremen, Niedersachsen und Schleswig-Holstein an Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche. In diesem Brief forderten sie vom Bund entschlossenes Handeln für bezahlbare und sichere Energie.
Während die Energiewende ursprünglich vor allem unter klimapolitischen Gesichtspunkten geführt wurde, gewinnt nun ein klassisches energiepolitisches Argument an Gewicht: Erneuerbare Energien als „Sicherheitsenergie“. So machte Bundesumweltminister Carsten Schneider im März deutlich:
„Erneuerbare Energien sind Sicherheitsenergien, die Deutschlands und Europas fatale Abhängigkeit von fossilen Energien schon stark verringert haben. “
Der Irankrieg, so Schneider weiter, sei eine „schmerzhafte Erinnerung“ daran, wie „verwundbar wir immer noch sind durch solche Schocks auf den Öl- und Gasmärkten“.
Braunkohle als strategischer Vorteil
In dieser Perspektive erscheint die Braunkohle manchen Akteuren wieder als strategischer Vorteil. Anders als Erdgas oder Steinkohle muss sie nicht importiert werden. Die gesamte Wertschöpfungskette – vom Tagebau über den Transport bis zur Stromproduktion – liegt innerhalb Deutschlands. Für Unternehmen wie die LEAG, die ihre Kraftwerke und Tagebaue in der Lausitz betreibt, ist dies ein zentraler Punkt der Argumentation. In der internen Präsentation wird laut „Wirtschaftswoche“ Braunkohle ausdrücklich als „Made in Germany“ bezeichnet und damit als Bestandteil einer energiepolitischen Sicherheitsstrategie dargestellt.
Ökonomisch sieht sich der Konzern allerdings unter Druck. Der entscheidende Faktor ist der europäische Emissionshandel. Stromerzeuger müssen für jede ausgestoßene Tonne Kohlendioxid Zertifikate erwerben, deren Gesamtmenge schrittweise reduziert wird. Dadurch steigen die Preise. Für besonders emissionsintensiven Technologien wie die Braunkohle wird die Stromproduktion zunehmend teurer. Nach Angaben der LEAG musste das Unternehmen im Jahr 2024 Zertifikate für etwa 36 Millionen Tonnen CO₂ kaufen. Bei durchschnittlichen Preisen von rund 65 Euro pro Zertifikat summieren sich die Kosten auf mehr als 2 Milliarden Euro.
Forderung nach Sonderrolle für nationale Energiequellen
Die Präsentation, die nach außen nicht für die Öffentlichkeit bestimmt war, enthält deshalb weitreichende Vorschläge. Eine zentrale Idee besteht darin, die Braunkohleverstromung von der Pflicht zum Erwerb von CO₂-Zertifikaten auszunehmen. In der Logik des Papiers würde die Kohle damit als nationale Energiequelle eine Sonderrolle erhalten. Ergänzend wird vorgeschlagen, den Preis für Emissionszertifikate zeitweise durch europäische Verwaltungsmaßnahmen zu senken. Außerdem könnten einzelne Kraftwerke in einen Status der Sicherheitsbereitschaft überführt werden. In einem solchen Modell würden sie nur bei Bedarf Strom produzieren, während der Tagebau weiterhin betrieben würde.
Als Gegenleistung stellt der Konzern einen staatlich unterstützten Industriestrom in Aussicht. Dieser könnte etwa zum halben Marktpreis angeboten werden, sofern der Staat die CO₂-Kosten übernimmt. Die LEAG verweist darauf, dass in Europa ohnehin über Modelle eines günstigen Industriestroms diskutiert wird, um energieintensive Unternehmen zu entlasten und Abwanderung zu verhindern.
Das Primat des Marktes wird infrage gestellt
Politisch wären solche Maßnahmen höchst umstritten. Der europäische Emissionshandel gilt als zentrales Instrument der Klimapolitik. Sein Grundprinzip besteht darin, CO₂-Emissionen einen Preis zu geben, der mit der Zeit steigt und damit klimafreundliche Technologien wirtschaftlich attraktiver macht. Eine Ausnahme für die emissionsintensivste Form der Stromproduktion würde dieses System grundsätzlich infrage stellen.
Diese ordnungspolitische Sorge wird durch das aktuelle Gutachten des Expertenrats für Klimafragen (ERK) zum „Klimaschutzprogramm 2026“ massiv gestützt. Die Experten warnen eindringlich vor einer Erosion marktwirtschaftlicher Prinzipien: Ein „besonderes Problem“ stellt laut Gutachten die „mangelnde Berücksichtigung der möglicherweise kompensierenden Wirkungen der Emissionshandelssysteme EU-ETS 1 und BEHG/EU-ETS 2“ dar.
Der Rat rügt, dass die Bundesregierung zunehmend auf dirigistische Einzelmaßnahmen setzt, statt auf die Kraft des Preissignals zu vertrauen. In der Stellungnahme heißt es kritisch, dass „ökonomische Erwägungen und effiziente Anreizstrukturen bei der Maßnahmengestaltung weiterhin keine prioritäre Rolle zu spielen“ scheinen. Wenn die Politik durch Sonderregelungen fossile Energieträger im Markt hält, deren Vermeidungskosten „weit oberhalb der relevanten CO₂-Preise liegen dürften“, konterkariert sie die Logik des Emissionshandels. Der Expertenrat mahnt daher eine Rückkehr zur ökonomischen Vernunft an und empfiehlt, „innovative, anreizorientierte Maßnahmen stärker in den Blick zu nehmen“, um den Klimaschutz nicht zum haushaltspolitischen Fass ohne Boden werden zu lassen.
Tausende Arbeitsplätze hängen an der Braunkohle
Gleichzeitig lässt sich die politische Brisanz der Debatte nicht allein aus klimapolitischer Perspektive erklären. In der Lausitz hängen noch immer Tausende Arbeitsplätze direkt oder indirekt an der Kohleindustrie. Die LEAG beschäftigt derzeit rund 6.300 Menschen. Zwar sind nicht alle Beschäftigten im Kohlebereich tätig, dieser bleibt jedoch ein zentraler Unternehmenszweig. Für eine strukturschwache Region wäre ein schneller wirtschaftlicher Einbruch kaum zu verkraften. Bund und Länder versuchen deshalb seit Jahren, den Wandel mit milliardenschweren Förderprogrammen zu begleiten. Allein der Bund stellt mehr als 10 Milliarden Euro für Strukturprojekte in der Region bereit.
Die Leag selbst hatte noch vor wenigen Jahren eine andere Strategie verfolgt. Unter dem früheren Vorstandschef Thorsten Kramer kündigte das Unternehmen den Bau einer sogenannten Gigawatt Factory an. Bis 2030 sollten große Kapazitäten an Wind- und Solarenergie entstehen, ergänzt durch Speicher und neue Kraftwerke. Die Lausitz sollte zu einer Modellregion der Energiewende werden. Der Konzern stellte Investitionen in Milliardenhöhe in Aussicht und präsentierte eine Zukunftsvision, in der erneuerbare Energien das bisherige Kohlegeschäft Schritt für Schritt ersetzen sollten.
Konzern könnte Spielraum ausloten
Nach dem Führungswechsel im Jahr 2024 scheint sich die strategische Gewichtung im Unternehmen verschoben zu haben. Der neue Vorstandschef Adolf Roesch setzt offenbar stärker auf eine pragmatische Anpassung an die energiepolitischen Realitäten. Während der Ausbau erneuerbarer Energien weiterhin Teil der Unternehmensstrategie bleibt, wird die Rolle der Braunkohle wieder offensiver diskutiert.
Die offizielle Linie des Unternehmens bleibt allerdings vorsichtig. Die Leag verweist in der Präsentation darauf, dass der gesetzlich beschlossene Kohleausstieg weiterhin gilt und es keine anderslautenden politischen Beschlüsse gibt. Gleichzeitig betont der Konzern die Bedeutung eines kontinuierlichen Austauschs mit den Landesregierungen in Brandenburg und Sachsen. In beiden Bundesländern betreibt die Leag ihre Tagebaue und Kraftwerke.
Auch die Frage möglicher Stromimporte spielt in der Debatte eine Rolle. Deutschland hat in den vergangenen Jahren seine Kraftwerkskapazitäten reduziert und gleichzeitig den Anteil erneuerbarer Energien erhöht. Kritiker warnen deshalb, dass das Land künftig stärker auf Strom aus dem Ausland angewiesen sein könnte. In der Präsentation wird dieses Szenario ausdrücklich erwähnt. Sollte Deutschland nicht genügend Strom erhalten, könnte die Versorgungssicherheit gefährdet sein.
Kaum Bewegung auf politischer Bühne
Ob diese Argumente politisch durchdringen, ist jedoch offen. Die Bundesregierung hält weiterhin an den Klimazielen fest, und auch auf europäischer Ebene wird der Emissionshandel als zentrales Instrument verteidigt.
Die Braunkohle, lange Zeit Symbol einer vergangenen Industrieepoche, bleibt trotzdem ein politischer Faktor. Ob sie tatsächlich eine zweite Karriere im deutschen Energiesystem erlebt, ist ungewiss. Doch die Tatsache, dass darüber wieder diskutiert wird, zeigt, wie sehr sich die energiepolitischen Rahmenbedingungen verändert haben.