60,8% is herstel, maar vanaf een zwakke uitgangspositie

Aan het begin van het zomerseizoen waarin Europa normaal gesproken gas opslaat, waren de voorraden uitzonderlijk laag. Op 1 april 2026 waren de opslaglocaties voor slechts ongeveer 28% gevuld, het laagste startniveau in vier jaar volgens de zomerprognose van de Europese energieregulator ACER.

Daardoor moesten Europese energiebedrijven in de zomer veel grotere hoeveelheden importeren dan gebruikelijk. De achterstand is goed zichtbaar in de vergelijking:

• 17 augustus 2026: 60,8%
• Een jaar eerder: 73,6%
• Half augustus 2023: ongeveer 90%
• Half augustus 2024: ongeveer 89%
• Vijfjaarsgemiddelde: circa 17 procentpunt boven het niveau van 2026

De opslaggraad is geen directe voorspelling van een gastekort in de winter. De Europese gasinfrastructuur is flexibel en de Europese Commissie stelt dat de opslag onder voorwaarden tot minstens 80% kan worden aangevuld vóór 1 november. Dat hangt volgens de Commissie wel af van de beschikbaarheid van LNG.

Een grotere achterstand betekent vooral dat Europa minder buffer heeft bij een koude winter, nieuwe onderbrekingen in de aanvoer of een sterke stijging van de vraag naar elektriciteit uit gascentrales.

Waarom zelfs de lagere doelstelling van 80% lastig blijft

De EU hanteerde eerder een doelstelling van 90% voor de winter. Onder de huidige marktomstandigheden is de praktische lat verlaagd naar 80%, omdat grootschalige inkoop tijdens de zomer de prijzen verder zou kunnen opdrijven. Ook die lagere doelstelling vereist echter dat de gasinjecties de komende maanden doorgaan en dat er voldoende extra LNG beschikbaar is.

Verschillende factoren maken dat onzeker:

1. De verstoring in het Midden-Oosten beperkt de aanvoer en flexibiliteit. Qatar levert normaal LNG aan zowel Europa als Azië. Volgens de beschikbare berichtgeving hadden Italië, Polen en België sinds 2 april geen Qatarese volumes meer ontvangen; Italië had op die datum het laatst geïdentificeerde Qatarese schip ontvangen.
2. Europa concurreert rechtstreeks met Azië. Vraag uit Japan en Zuid-Korea, samen met aankopen door India, Bangladesh en Taiwan, verkleint het prijsvoordeel om flexibele LNG-ladingen naar Europa te sturen.
3. Alternatieven via pijpleidingen zijn beperkt. Europa kan de weggevallen Midden-Oosterse volumes niet eenvoudig vervangen en moet daarom concurreren om ladingen uit het Atlantische bekken.
4. De markt ontmoedigt opslag. Door de hogere gasprijzen wordt het duurder om nu gas te kopen en in opslag te brengen. Daarnaast maakt een backwardated termijncurve — waarbij de winterprijs lager ligt dan de prijs voor levering op kortere termijn — het commercieel minder aantrekkelijk om nu te injecteren en later te verkopen.

Een hogere spotprijs lost het opslagprobleem dus niet automatisch op. Hogere prijzen kunnen weliswaar extra LNG aantrekken, maar maken het aanvullen van de voorraden ook duurder en verzwakken de prikkel voor commerciële opslagbedrijven.

Analisten rekenen op minder dan 80%

De prognoses in de beschikbare berichtgeving wijzen op een vulling onder de EU-doelstelling van 80%:

• Rystad Energy: ongeveer 75% op 1 november in het basisscenario.
• Kpler: ongeveer 77% op 1 november.
• Wood Mackenzie: maximaal 75% in een hypothetisch scenario waarin Qatar eind september weer volledig operationeel is, afgezien van beschadigde productietreinen.
• S&P Global Energy CERA: rapporteerde een scherpe daling van de LNG-import, maar de beschikbare bron bevat geen actuele opslagprognose voor half augustus die aan CERA kan worden toegeschreven.
• Axpo: in de aangeleverde berichtgeving kon geen actuele numerieke prognose voor half augustus worden geverifieerd.

Dit zijn scenario’s, geen zekerheden. De uitkomst hangt af van de duur van de verstoringen in het Midden-Oosten, de vraag in Azië, het Europese weer en het tempo waarmee gas in de opslag wordt geïnjecteerd. Specifieke cijfers voor Axpo of CERA kunnen op basis van de beschikbare bronnen daarom niet als vaststaande prognoses worden gepresenteerd.

Hoeveel extra gas is nodig voor 80%?

Volgens de gerapporteerde berekening van Rystad zou Europa boven op het basisscenario van 75% ongeveer 5,2 miljard kubieke meter extra gas nodig hebben om 80% te bereiken. Dat komt overeen met ongeveer 50 standaardladingen LNG, uitgaande van een lading van 174.000 kubieke meter. Voor een vulling van 90% zou circa 15,6 miljard kubieke meter nodig zijn, oftewel ongeveer 150 vergelijkbare ladingen.

Kpler schetst de uitdaging vanuit de importkant. Tussen augustus en oktober zou de EU naar verwachting ongeveer 24 miljoen ton LNG importeren. Voor een vulling van 80% zou naar schatting 26 miljoen ton nodig zijn; voor 90% ongeveer 33 miljoen ton.

Een relatief klein tekort aan LNG-ladingen kan dus al meerdere procentpunten verschil in de opslaggraad veroorzaken — zeker wanneer Europese inkopers voor dezelfde flexibele volumes moeten opbieden tegen Aziatische kopers.

Europese LNG-import daalt al

S&P Global Energy CERA meldde dat de LNG-import van de EU in juni met 18% op jaarbasis was gedaald tot ongeveer 7,5 miljoen ton. Het wegvallen van productie in de Perzische Golf drukte daarbij op de wereldwijde handel.

In mei was de import al met 8% op jaarbasis afgenomen. Over de eerste vijf maanden van 2026 lag de totale EU-import desondanks nog ongeveer 4% hoger dan een jaar eerder.

Dat gemengde beeld is belangrijk: sterke aankopen eerder in het jaar nemen het huidige probleem met het aanvullen van de opslag niet weg. Europa heeft juist in de resterende injectieperiode voldoende leveringen nodig, terwijl de concurrentie om LNG en de kosten van inkoop hoog zijn.

Waarom Duitsland extra belangrijk is

Duitsland beschikt over ongeveer 22% van de werkende gasopslagcapaciteit van de EU. Een Duitse vulling onder 50% zou daarom niet alleen een nationaal probleem zijn. Het kan ook het vermogen van de EU verminderen om tijdens een koude periode vraag en aanbod in Noordwest- en Centraal-Europa in balans te houden.

De aangeleverde bronnen bevestigen geen definitueel actueel percentage voor Duitsland en ook geen definitief regeringsbesluit over eventuele interventie. Die details moeten daarom voorzichtig worden geïnterpreteerd. De structurele kwetsbaarheid is wel duidelijk: lage voorraden in de grootste opslagmarkt van het blok kunnen de druk op grensoverschrijdende gasstromen en prijzen vergroten wanneer de vraag snel stijgt.

Verstoring kan de hele winter aanhouden

In de beschikbare berichtgeving wordt rekening gehouden met een situatie waarin de LNG-aanvoer uit het Midden-Oosten tot het einde van 2026 beperkt blijft en pas rond april 2027 normaliseert. Als die verwachting uitkomt, loopt de verstoring door de belangrijkste Europese wintermaanden heen en blijft ze niet beperkt tot de zomerperiode waarin de opslag wordt gevuld.

Dat betekent niet automatisch dat Europa met een fysieke gascrisis te maken krijgt. Het continent beschikt over hervergassingscapaciteit, pijpleidingimport, mogelijkheden om de vraag te beperken en de optie om LNG aan te trekken met hogere prijzen. Al die instrumenten hebben echter grenzen. Een langdurige verstoring zou Europa kwetsbaarder maken voor prijspieken en voor concurrentie om vervangend gas.

Hitte en droogte zorgen voor een tweede energieschok

Het tekort aan gasopslag ontwikkelt zich bovendien tegen de achtergrond van een gespannen elektriciteitsmarkt. Door aanhoudende hittegolven en weinig neerslag bereikten de Loire, de Po, de Rijn en de Donau in augustus recordlage waterstanden, aldus het Joint Research Centre van de Europese Commissie.

Lage rivierstanden en hoge watertemperaturen kunnen de productie van kerncentrales beperken. Droogte verstoort daarnaast de binnenvaart, waardoor ook het transport van brandstoffen en andere goederen moeilijker wordt.

• Lage waterstanden in de Donau beperkten de nucleaire productie in Hongarije en Roemenië.
• Frankrijk liep tijdens de hittegolf extra risico op beperkingen bij kerncentrales; de Franse day-ahead-elektriciteitsprijs steeg in een gemelde episode met 21,8% naar €142,5 per megawattuur.
• Hongarije schakelde verlichting bij overheidsinstellingen uit om het elektriciteitsnet te ontlasten.
• De lage waterstand van de Rijn bedreigde de binnenvaart en bemoeilijkte het vervoer van brandstoffen en andere goederen.

Het verband met de gasopslag is indirect, maar wel relevant. Wanneer kernenergie en waterkracht minder elektriciteit leveren, kunnen gascentrales een groter deel van de vraag moeten opvangen. Tegelijkertijd kunnen lage rivierstanden de logistiek van brandstoffen bemoeilijken. De vraag naar gas kan daardoor juist toenemen op het moment dat energiebedrijven gas in opslag proberen te brengen.

Wintervooruitzicht: beheersbaar, maar met weinig marge

Met een vulling van 60,8% zijn de Europese opslaglocaties niet leeg en kan de markt nog steeds extra aanbod aantrekken. De meest voorzichtige conclusie is dat Europa de laatste fase van het vulseizoen ingaat met een uitzonderlijk kleine veiligheidsmarge en een reeks onzekere afhankelijkheden.

Om zelfs 80% te halen, zijn aanhoudende injecties, voldoende flexibel LNG, beheersbare vraag uit Azië en geen nieuwe grote tegenvaller in het weer of de infrastructuur nodig. Prognoses van ongeveer 75% tot 77% suggereren dat analisten de doelstelling moeilijk, maar niet onmogelijk vinden.

Het praktische risico is dat elke extra verstoring — van LNG-scheepvaart en elektriciteitsproductie tot riviertransport of winterse vraag — sneller doorwerkt in de Europese gasprijzen, omdat de opslag zo ver achterloopt op de recente normen.

60,8% is herstel, maar vanaf een zwakke uitgangspositie

Aan het begin van het zomerseizoen waarin Europa normaal gesproken gas opslaat, waren de voorraden uitzonderlijk laag. Op 1 april 2026 waren de opslaglocaties voor slechts ongeveer 28% gevuld, het laagste startniveau in vier jaar volgens de zomerprognose van de Europese energieregulator ACER.

Daardoor moesten Europese energiebedrijven in de zomer veel grotere hoeveelheden importeren dan gebruikelijk. De achterstand is goed zichtbaar in de vergelijking:

• 17 augustus 2026: 60,8%
• Een jaar eerder: 73,6%
• Half augustus 2023: ongeveer 90%
• Half augustus 2024: ongeveer 89%
• Vijfjaarsgemiddelde: circa 17 procentpunt boven het niveau van 2026

De opslaggraad is geen directe voorspelling van een gastekort in de winter. De Europese gasinfrastructuur is flexibel en de Europese Commissie stelt dat de opslag onder voorwaarden tot minstens 80% kan worden aangevuld vóór 1 november. Dat hangt volgens de Commissie wel af van de beschikbaarheid van LNG.

Een grotere achterstand betekent vooral dat Europa minder buffer heeft bij een koude winter, nieuwe onderbrekingen in de aanvoer of een sterke stijging van de vraag naar elektriciteit uit gascentrales.

Waarom zelfs de lagere doelstelling van 80% lastig blijft

De EU hanteerde eerder een doelstelling van 90% voor de winter. Onder de huidige marktomstandigheden is de praktische lat verlaagd naar 80%, omdat grootschalige inkoop tijdens de zomer de prijzen verder zou kunnen opdrijven. Ook die lagere doelstelling vereist echter dat de gasinjecties de komende maanden doorgaan en dat er voldoende extra LNG beschikbaar is.

Verschillende factoren maken dat onzeker:

1. De verstoring in het Midden-Oosten beperkt de aanvoer en flexibiliteit. Qatar levert normaal LNG aan zowel Europa als Azië. Volgens de beschikbare berichtgeving hadden Italië, Polen en België sinds 2 april geen Qatarese volumes meer ontvangen; Italië had op die datum het laatst geïdentificeerde Qatarese schip ontvangen.
2. Europa concurreert rechtstreeks met Azië. Vraag uit Japan en Zuid-Korea, samen met aankopen door India, Bangladesh en Taiwan, verkleint het prijsvoordeel om flexibele LNG-ladingen naar Europa te sturen.
3. Alternatieven via pijpleidingen zijn beperkt. Europa kan de weggevallen Midden-Oosterse volumes niet eenvoudig vervangen en moet daarom concurreren om ladingen uit het Atlantische bekken.
4. De markt ontmoedigt opslag. Door de hogere gasprijzen wordt het duurder om nu gas te kopen en in opslag te brengen. Daarnaast maakt een backwardated termijncurve — waarbij de winterprijs lager ligt dan de prijs voor levering op kortere termijn — het commercieel minder aantrekkelijk om nu te injecteren en later te verkopen.

Een hogere spotprijs lost het opslagprobleem dus niet automatisch op. Hogere prijzen kunnen weliswaar extra LNG aantrekken, maar maken het aanvullen van de voorraden ook duurder en verzwakken de prikkel voor commerciële opslagbedrijven.

Analisten rekenen op minder dan 80%

De prognoses in de beschikbare berichtgeving wijzen op een vulling onder de EU-doelstelling van 80%:

• Rystad Energy: ongeveer 75% op 1 november in het basisscenario.
• Kpler: ongeveer 77% op 1 november.
• Wood Mackenzie: maximaal 75% in een hypothetisch scenario waarin Qatar eind september weer volledig operationeel is, afgezien van beschadigde productietreinen.
• S&P Global Energy CERA: rapporteerde een scherpe daling van de LNG-import, maar de beschikbare bron bevat geen actuele opslagprognose voor half augustus die aan CERA kan worden toegeschreven.
• Axpo: in de aangeleverde berichtgeving kon geen actuele numerieke prognose voor half augustus worden geverifieerd.

Dit zijn scenario’s, geen zekerheden. De uitkomst hangt af van de duur van de verstoringen in het Midden-Oosten, de vraag in Azië, het Europese weer en het tempo waarmee gas in de opslag wordt geïnjecteerd. Specifieke cijfers voor Axpo of CERA kunnen op basis van de beschikbare bronnen daarom niet als vaststaande prognoses worden gepresenteerd.

Hoeveel extra gas is nodig voor 80%?

Volgens de gerapporteerde berekening van Rystad zou Europa boven op het basisscenario van 75% ongeveer 5,2 miljard kubieke meter extra gas nodig hebben om 80% te bereiken. Dat komt overeen met ongeveer 50 standaardladingen LNG, uitgaande van een lading van 174.000 kubieke meter. Voor een vulling van 90% zou circa 15,6 miljard kubieke meter nodig zijn, oftewel ongeveer 150 vergelijkbare ladingen.

Kpler schetst de uitdaging vanuit de importkant. Tussen augustus en oktober zou de EU naar verwachting ongeveer 24 miljoen ton LNG importeren. Voor een vulling van 80% zou naar schatting 26 miljoen ton nodig zijn; voor 90% ongeveer 33 miljoen ton.

Een relatief klein tekort aan LNG-ladingen kan dus al meerdere procentpunten verschil in de opslaggraad veroorzaken — zeker wanneer Europese inkopers voor dezelfde flexibele volumes moeten opbieden tegen Aziatische kopers.

Europese LNG-import daalt al

S&P Global Energy CERA meldde dat de LNG-import van de EU in juni met 18% op jaarbasis was gedaald tot ongeveer 7,5 miljoen ton. Het wegvallen van productie in de Perzische Golf drukte daarbij op de wereldwijde handel.

In mei was de import al met 8% op jaarbasis afgenomen. Over de eerste vijf maanden van 2026 lag de totale EU-import desondanks nog ongeveer 4% hoger dan een jaar eerder.

Dat gemengde beeld is belangrijk: sterke aankopen eerder in het jaar nemen het huidige probleem met het aanvullen van de opslag niet weg. Europa heeft juist in de resterende injectieperiode voldoende leveringen nodig, terwijl de concurrentie om LNG en de kosten van inkoop hoog zijn.

Waarom Duitsland extra belangrijk is

Duitsland beschikt over ongeveer 22% van de werkende gasopslagcapaciteit van de EU. Een Duitse vulling onder 50% zou daarom niet alleen een nationaal probleem zijn. Het kan ook het vermogen van de EU verminderen om tijdens een koude periode vraag en aanbod in Noordwest- en Centraal-Europa in balans te houden.

De aangeleverde bronnen bevestigen geen definitueel actueel percentage voor Duitsland en ook geen definitief regeringsbesluit over eventuele interventie. Die details moeten daarom voorzichtig worden geïnterpreteerd. De structurele kwetsbaarheid is wel duidelijk: lage voorraden in de grootste opslagmarkt van het blok kunnen de druk op grensoverschrijdende gasstromen en prijzen vergroten wanneer de vraag snel stijgt.

Verstoring kan de hele winter aanhouden

In de beschikbare berichtgeving wordt rekening gehouden met een situatie waarin de LNG-aanvoer uit het Midden-Oosten tot het einde van 2026 beperkt blijft en pas rond april 2027 normaliseert. Als die verwachting uitkomt, loopt de verstoring door de belangrijkste Europese wintermaanden heen en blijft ze niet beperkt tot de zomerperiode waarin de opslag wordt gevuld.

Dat betekent niet automatisch dat Europa met een fysieke gascrisis te maken krijgt. Het continent beschikt over hervergassingscapaciteit, pijpleidingimport, mogelijkheden om de vraag te beperken en de optie om LNG aan te trekken met hogere prijzen. Al die instrumenten hebben echter grenzen. Een langdurige verstoring zou Europa kwetsbaarder maken voor prijspieken en voor concurrentie om vervangend gas.

Hitte en droogte zorgen voor een tweede energieschok

Het tekort aan gasopslag ontwikkelt zich bovendien tegen de achtergrond van een gespannen elektriciteitsmarkt. Door aanhoudende hittegolven en weinig neerslag bereikten de Loire, de Po, de Rijn en de Donau in augustus recordlage waterstanden, aldus het Joint Research Centre van de Europese Commissie.

Lage rivierstanden en hoge watertemperaturen kunnen de productie van kerncentrales beperken. Droogte verstoort daarnaast de binnenvaart, waardoor ook het transport van brandstoffen en andere goederen moeilijker wordt.

• Lage waterstanden in de Donau beperkten de nucleaire productie in Hongarije en Roemenië.
• Frankrijk liep tijdens de hittegolf extra risico op beperkingen bij kerncentrales; de Franse day-ahead-elektriciteitsprijs steeg in een gemelde episode met 21,8% naar €142,5 per megawattuur.
• Hongarije schakelde verlichting bij overheidsinstellingen uit om het elektriciteitsnet te ontlasten.
• De lage waterstand van de Rijn bedreigde de binnenvaart en bemoeilijkte het vervoer van brandstoffen en andere goederen.

Het verband met de gasopslag is indirect, maar wel relevant. Wanneer kernenergie en waterkracht minder elektriciteit leveren, kunnen gascentrales een groter deel van de vraag moeten opvangen. Tegelijkertijd kunnen lage rivierstanden de logistiek van brandstoffen bemoeilijken. De vraag naar gas kan daardoor juist toenemen op het moment dat energiebedrijven gas in opslag proberen te brengen.

Wintervooruitzicht: beheersbaar, maar met weinig marge

Met een vulling van 60,8% zijn de Europese opslaglocaties niet leeg en kan de markt nog steeds extra aanbod aantrekken. De meest voorzichtige conclusie is dat Europa de laatste fase van het vulseizoen ingaat met een uitzonderlijk kleine veiligheidsmarge en een reeks onzekere afhankelijkheden.

Om zelfs 80% te halen, zijn aanhoudende injecties, voldoende flexibel LNG, beheersbare vraag uit Azië en geen nieuwe grote tegenvaller in het weer of de infrastructuur nodig. Prognoses van ongeveer 75% tot 77% suggereren dat analisten de doelstelling moeilijk, maar niet onmogelijk vinden.

Het praktische risico is dat elke extra verstoring — van LNG-scheepvaart en elektriciteitsproductie tot riviertransport of winterse vraag — sneller doorwerkt in de Europese gasprijzen, omdat de opslag zo ver achterloopt op de recente normen.