EU’s gaslagre er kun 60,8 procent fulde: Derfor kan 80-procentsmålet glippe

Europas gasbuffer er genoprettet – men stadig usædvanligt tynd

EU’s gaslagre var nået op på 60,8 procent af kapaciteten den 17. august 2026, ifølge data fra Gas Infrastructure Europe (GIE), som blev omtalt i samtidige rapporter. Det var 12,8 procentpoint under de 73,6 procent, der blev registreret på samme tidspunkt året før. Til sammenligning lå lagrene omkring 90 procent fulde i midten af august 2023 og omkring 89 procent i 2024. Niveauet blev samtidig beskrevet som det laveste for en midt-august-dato i fem år og cirka 17 procentpoint under femårsgennemsnittet.

Tallet på 60,8 procent viser altså en forbedring siden begyndelsen af august, men Europa har ikke lukket det sæsonmæssige efterslæb. Det centrale spørgsmål er ikke, om der findes tilstrækkelig lagerkapacitet, men om markedet kan skaffe og betale for nok gas til at fylde lagrene yderligere, før vinteren begynder.

Et lavt udgangspunkt gør opgaven sværere

EU gik ind i årets lagersæson med kun omkring 28 procent fyldte lagre den 1. april – det laveste udgangspunkt i fire år. Det efterlod energiselskaberne med et usædvanligt stort importbehov i sommerens genopfyldningsperiode.

Sammenligningen med tidligere år viser størrelsen på hullet:

• 17. august 2026: 60,8 procent
• Et år tidligere: 73,6 procent
• Midten af august 2023: cirka 90 procent
• Midten af august 2024: cirka 89 procent
• Femårsgennemsnittet: cirka 17 procentpoint over niveauet i 2026

Tallene er ikke i sig selv en prognose for fysiske gasmangler i vinter. Lagerbeholdningen er kun én del af det samlede forsyningssystem. Europa har også LNG-terminaler, rørledningsimport og mulighed for at tiltrække ekstra laster gennem højere priser.

Europa-Kommissionen vurderer, at EU’s infrastruktur kan understøtte en genopfyldning til mindst 80 procent den 1. november – afhængigt af tilgængeligheden af LNG. Det store efterslæb betyder dog, at regionen har en mindre sikkerhedsmargin over for en kold vinter, nye leveranceafbrydelser eller øget gasforbrug til elproduktion.

Hvorfor selv det reducerede mål på 80 procent er svært

EU har i praksis sænket ambitionsniveauet fra det tidligere mål på 90 procent, fordi sommerens gasindkøb er blevet dyrere og markedsforholdene mere pressede. Selv 80 procent kræver en stabil strøm af ekstra LNG og fortsatte lagerinjektioner resten af sæsonen.

Flere forhold trækker i den modsatte retning:

1. Uro i Mellemøsten har fjernet både forsyninger og fleksibilitet. Qatarisk LNG leveres normalt til både Europa og Asien. Ifølge de omtalte rapporter havde Italien, Polen og Belgien ikke modtaget qatarske laster siden 2. april, hvor Italien modtog det senest identificerede qatarske skib. Fraværet af disse laster mindsker også fleksibiliteten på det globale spotmarked.
2. Europa konkurrerer med asiatiske købere. Efterspørgsel fra Japan og Sydkorea samt indkøb fra Indien, Bangladesh og Taiwan har gjort det mindre attraktivt at sende fleksible LNG-laster til Europa.
3. Alternativerne via rørledninger er begrænsede. Europa kan derfor ikke uden videre erstatte de manglende mængder fra Mellemøsten og må i stedet konkurrere om laster fra Atlanterhavsområdet.
4. Markedspriserne dæmper lagerinjektionerne. Højere priser gør den gas, der købes nu, dyrere at lægge på lager. Samtidig reducerer en backwardated terminstruktur – hvor vinterpriserne ligger under de nærtliggende sommerpriser – den kommercielle gevinst ved at købe gas nu og sælge den senere.

En højere spotpris løser derfor ikke automatisk lagerproblemet. Den kan tiltrække ekstra LNG, men gør samtidig genopfyldningen dyrere og svækker incitamentet for kommercielle lageroperatører til at injicere gas.

Prognoserne peger under 80 procent

De prognoser, der er gengivet i det tilgængelige materiale, ligger under EU’s reducerede mål:

• Rystad Energy: cirka 75 procent fyldte lagre den 1. november i basisscenariet.
• Kpler: cirka 77 procent den 1. november.
• Wood Mackenzie: højst omkring 75 procent i et hypotetisk scenarie, hvor Qatar vender tilbage til fuld driftskapacitet ved udgangen af september, dog uden beskadigede produktionstog.
• S&P Global Energy CERA: Kildematerialet dokumenterer et kraftigt fald i EU’s LNG-import, men indeholder ikke en aktuel lagerprognose for midten af august, som kan tilskrives CERA.
• Axpo: Der kunne ikke verificeres en aktuel numerisk prognose fra Axpo i den leverede rapportering.

Det er vigtigt at skelne mellem scenarier og sikre forudsigelser. Prognoserne afhænger blandt andet af, hvor længe forstyrrelserne i Mellemøsten varer, af den asiatiske efterspørgsel, vejret i Europa og tempoet i de daglige lagerinjektioner.

Hvor meget gas mangler der for at nå 80 procent?

Rystads vurdering indebærer, at Europa skal bruge omkring 5,2 milliarder kubikmeter ekstra gas for at bevæge sig fra basisscenariets 75 procent til 80 procent. Det svarer til cirka 50 standardiserede LNG-laster, hvis hver last regnes til 174.000 kubikmeter. Et mål på 90 procent ville i samme beregning kræve omkring 15,6 milliarder kubikmeter – eller cirka 150 tilsvarende laster.

Kplers beregning illustrerer udfordringen på en anden måde: EU’s LNG-import ventes at nå omkring 24 millioner ton fra august til oktober, mens det anslåede behov er cirka 26 millioner ton for at nå 80 procent og 33 millioner ton for at nå 90 procent.

Selv en forholdsvis lille mangel på LNG-laster kan dermed omsættes til flere procentpoint mindre lagerfyldning, især når Europa byder mod asiatiske købere på det samme fleksible udbud.

EU’s LNG-import er allerede faldet

Ifølge S&P Global Energy CERA faldt EU’s LNG-import 18 procent fra året før i juni til cirka 7,5 millioner ton, efterhånden som tabet af produktion i Den Persiske Golf påvirkede den globale handel. Faldet fulgte efter et årligt fald på 8 procent i maj. For årets første fem måneder var EU’s samlede LNG-import dog stadig omkring 4 procent højere end året før.

Det blandede billede er væsentligt: Høje indkøb tidligere på året løser ikke nødvendigvis det aktuelle genopfyldningsproblem. Europa har brug for tilstrækkelige leverancer i den resterende del af lagersæsonen, hvor konkurrencen om lasterne og omkostningerne ved gasindkøb begge er høje.

Derfor er Tyskland særligt vigtigt

Tyskland står for omkring 22 procent af EU’s arbejdslagerkapacitet. En tysk fyldningsgrad under 50 procent vil derfor ikke kun være et nationalt problem. Den kan også svække EU’s mulighed for at balancere forsyningen mellem Nordvesteuropa og Centraleuropa under en kuldeperiode.

De tilgængelige kilder fastslår ikke en endelig aktuel tysk fyldningsgrad eller en endelig regeringsbeslutning om statslig indgriben. De oplysninger bør derfor behandles med forsigtighed. Den strukturelle sårbarhed er dog tydelig: Tysklands store lagerkapacitet spiller en central rolle for den regionale balance, og lave beholdninger kan øge presset på grænseoverskridende gasstrømme og priser, hvis efterspørgslen stiger hurtigt.

Forsyningsproblemet kan vare hele vinteren

Den markedsforventning, der er gengivet i rapporteringen, er, at LNG-forsyningen fra Mellemøsten vil være begrænset frem til udgangen af 2026 og først normaliseres omkring april 2027. Hvis det scenarie holder, vil forstyrrelsen altså omfatte den vigtigste europæiske vintersæson og ikke kun forsinke sommerens lageropfyldning.

Det betyder ikke, at en fysisk forsyningskrise er sikker. Europa har fortsat regasificeringskapacitet, rørledningsimport, muligheder for at reducere efterspørgslen og evnen til at tiltrække laster gennem højere priser. Men alle disse muligheder har begrænsninger. En langvarig forstyrrelse vil derfor gøre regionen mere udsat for prishop og hård konkurrence om erstatningsgas.

Hedebølger og tørke lægger et ekstra pres på energisystemet

Lagerunderskuddet udvikler sig samtidig med et vanskeligt elmarkedsmiljø. Begrænset nedbør og gentagne hedebølger har ifølge Europa-Kommissionens Fælles Forskningscenter sendt Loire, Po, Rhinen og Donau ned på rekordlave augustniveauer.

Lave vandstande og høje vandtemperaturer kan begrænse atomkraftproduktionen, mens tørken også gør transport ad Europas floder vanskeligere:

• Forholdene på Donau begrænsede atomkraftproduktionen i Ungarn og Rumænien.
• Frankrig stod over for yderligere risiko for lavere atomkraftproduktion under hedebølgen. I en rapporteret episode steg de franske day-ahead-elpriser 21,8 procent til 142,5 euro pr. megawatttime.
• Ungarn slukkede belysning ved statslige institutioner for at lette presset på elnettet.
• Den lave vandstand i Rhinen truede sejladsen på floden og gjorde transporten af brændstof og andre varer vanskeligere.

Forbindelsen til gaslagrene er indirekte, men vigtig. Når atomkraft og vandkraft producerer mindre, kan gasfyrede kraftværker blive nødt til at dække en større del af elforbruget. Samtidig kan lave vandstande gøre brændstoflogistikken vanskeligere. Det øger gasbehovet netop på det tidspunkt, hvor energiselskaberne forsøger at fylde lagrene før vinteren.

Vinterudsigten: håndterbar, men med meget lidt luft

Med en fyldningsgrad på 60,8 procent er EU’s lagre ikke tomme, og systemet kan stadig tiltrække forsyninger. Den mest holdbare konklusion er derfor, at Europa går ind i den sidste del af genopfyldningssæsonen med en usædvanligt lille buffer og en række vanskelige afhængigheder.

For at nå bare 80 procent har EU brug for fortsatte lagerinjektioner, tilstrækkeligt fleksibel LNG, en håndterbar asiatisk efterspørgsel og ingen større forværring af vejr- eller infrastruktursituationen. Prognoser på omkring 75-77 procent viser, at analytikere betragter målet som vanskeligt – ikke nødvendigvis umuligt.

Den praktiske risiko er, at enhver ny forstyrrelse af LNG-skibsfarten, elproduktionen, flodtransporten eller vinterefterspørgslen hurtigere vil kunne mærkes på de europæiske gaspriser, fordi lagrene starter sæsonen så langt efter de seneste års normale niveauer.