EU:s gaslager är 60,8 procent fullt: därför kan vintermålet på 80 procent missas

Europas gaslager återhämtar sig – men från en svag utgångspunkt

EU:s gaslager hade fyllts till 60,8 procent av kapaciteten den 17 augusti 2026, enligt data från Gas Infrastructure Europe som återgavs i samtida rapportering. Det var 12,8 procentenheter lägre än de 73,6 procent som noterades ett år tidigare. Nivån låg också långt under omkring 90 procent i mitten av augusti 2023 och 2024. Enligt rapporteringen var det den lägsta nivån för mitten av augusti på fem år och cirka 17 procentenheter under femårsgenomsnittet.

Det betyder inte att Europa står inför en omedelbar fysisk gasbrist. Den centrala frågan är i stället om marknaden hinner få fram – och har råd med – tillräckligt mycket gas för att fylla på lagren före vintern, samtidigt som LNG-flödena från Mellanöstern är störda.

EU gick in i årets lagrings- och injektionssäsong med lager som bara var omkring 28 procent fulla den 1 april. Det var den lägsta startnivån på fyra år, enligt en sommarprognos från EU:s energitillsynsmyndigheter. Därmed behövde energibolagen importera ovanligt stora volymer under sommaren för att bygga upp reserverna.

Jämförelsen med tidigare år visar underskottet tydligt:

• 17 augusti 2026: 60,8 procent
• Ett år tidigare: 73,6 procent
• Mitten av augusti 2023: cirka 90 procent
• Mitten av augusti 2024: cirka 89 procent
• Femårsgenomsnittet: omkring 17 procentenheter över 2026 års nivå

Varför även det sänkta målet på 80 procent är svårt

EU har i praktiken sänkt riktmärket från det tidigare målet på 90 procent, eftersom sommarens gasinköp har blivit ovanligt dyra. Även målet på 80 procent till den 1 november förutsätter dock ett fortsatt inflöde av LNG och att lagren fylls på i hög takt under resten av säsongen. EU-kommissionen bedömer att infrastrukturen kan stödja en påfyllnad till minst 80 procent – beroende på tillgången till LNG.

Flera faktorer talar emot att målet nås:

1. Störningarna i Mellanöstern har minskat både utbudet och flexibiliteten. LNG från Qatar går normalt till kunder i Europa och Asien. Italien, Polen och Belgien uppgavs inte ha fått några qatariska leveranser sedan den 2 april, då Italien tog emot det senast identifierade qatariska fartyget.
2. Europa konkurrerar med Asien om samma laster. Efterfrågan från Japan och Sydkorea, tillsammans med inköp från Indien, Bangladesh och Taiwan, har minskat Europas prisfördel för flexibla LNG-leveranser.
3. Alternativen via rörledning är begränsade. Europa kan därför inte enkelt ersätta de försvunna Mellanösternleveranserna, utan måste konkurrera om laster från Atlantområdet.
4. Marknaden ger svagare incitament att fylla lager. Högre priser gör det dyrare att köpa gas i dag för lagring. En backwardation – där vinterpriserna ligger under de närmaste sommarpriserna – minskar dessutom lönsamheten i att köpa in gas nu och sälja den senare.

Ett högre spotpris löser därför inte automatiskt lagringsproblemet. Priset kan locka fram fler laster, men gör samtidigt påfyllnaden dyrare och försvagar affärslogiken för kommersiella lageroperatörer.

Prognoserna pekar under 80 procent

De prognoser som återgetts i det tillgängliga materialet ligger under EU:s mål:

• Rystad Energy: omkring 75 procent fullt den 1 november i ett basscenario.
• Kpler: omkring 77 procent den 1 november.
• Wood Mackenzie: som bäst 75 procent i ett hypotetiskt scenario där Qatar åter når full operativ kapacitet i slutet av september, med skadade produktionslinjer borträknade.
• S&P Global Energy CERA: har rapporterat ett kraftigt fall i EU:s LNG-import, men det tillgängliga materialet innehåller ingen verifierbar aktuell lagringsprognos från CERA för mitten av augusti.
• Axpo: någon aktuell numerisk prognos från Axpo kunde inte verifieras i det tillhandahållna underlaget.

Det är viktigt att skilja på scenarier och säkra prognoser. Utfallet beror bland annat på hur länge störningarna i Mellanöstern varar, hur stark den asiatiska efterfrågan blir, vilket väder Europa får och hur snabbt lagren kan fyllas på.

Omkring 5,2 miljarder kubikmeter krävs för att nå 80 procent

Rystads basscenario på 75 procent innebär att Europa skulle behöva ytterligare cirka 5,2 miljarder kubikmeter gas för att nå 80 procent. Det motsvarar ungefär 50 standardiserade LNG-laster, räknat på en laststorlek på 174 000 kubikmeter. Att nå 90 procent skulle i stället kräva omkring 15,6 miljarder kubikmeter, eller cirka 150 jämförbara laster.

Kplers uppskattning illustrerar utmaningen på ett annat sätt. EU:s LNG-import väntades uppgå till cirka 24 miljoner ton mellan augusti och oktober, jämfört med uppskattningsvis 26 miljoner ton som skulle behövas för en fyllnadsgrad på 80 procent och 33 miljoner ton för 90 procent.

Även ett mindre bortfall av LNG-laster kan alltså innebära flera procentenheters skillnad i lagerfyllnad – särskilt när europeiska köpare bjuder mot asiatiska kunder om samma flexibla leveranser.

EU:s LNG-import minskar

S&P Global Energy CERA uppgav att EU:s LNG-import föll med 18 procent på årsbasis i juni, till omkring 7,5 miljoner ton. Minskningen kom när bortfallet av produktion i Persiska viken tyngde den globala handeln. Nedgången följde på ett fall på 8 procent i maj. Samtidigt var EU:s totala LNG-import under årets fem första månader fortfarande omkring 4 procent högre än ett år tidigare.

Den blandade bilden är betydelsefull. Stora inköp tidigare under året eliminerar inte problemet med att fylla på lagren nu. Europa behöver tillräckliga leveranser under den återstående injektionsperioden, när både konkurrensen om laster och kostnaden för gas är hög.

Därför är Tyskland extra viktigt

Tyskland står för ungefär 22 procent av EU:s arbetslagringskapacitet. En fyllnadsgrad under 50 procent i Tyskland skulle därför inte bara vara ett nationellt problem. Den kan också försämra EU:s möjligheter att balansera utbudet mellan nordvästra och centrala Europa under en kall period.

Det tillgängliga källmaterialet fastställer inte en aktuell, definitiv tysk fyllnadsgrad eller något slutligt regeringsbeslut om ett ingripande. De uppgifterna bör därför hanteras försiktigt. Den strukturella sårbarheten är däremot tydlig: Tysklands stora lager är centrala för den regionala balansen. Låga nivåer där kan öka trycket på gränsöverskridande gasflöden och priser om efterfrågan plötsligt stiger.

Störningen kan pågå hela vintern

Den marknadsbedömning som återgetts i rapporteringen är att LNG-utbudet från Mellanöstern kan förbli begränsat till slutet av 2026 och normaliseras först omkring april 2027. Om den bedömningen håller innebär det att störningen täcker den viktigaste delen av den europeiska vintern, i stället för att enbart försena sommarens lagerpåfyllnad.

Det betyder inte att en fysisk försörjningskris är given. Europa har kapacitet att ta emot och förgasa LNG, importerar gas via rörledningar och kan minska efterfrågan eller locka till sig laster genom högre priser. Men alla dessa alternativ har begränsningar. En långvarig störning skulle därför göra regionen mer känslig för prisspikar och konkurrens om ersättningsgas.

Värme och torka skapar en andra energichock

Underskottet i gaslagren sammanfaller med ett ovanligt pressat läge på elmarknaden. Dålig nederbörd och återkommande värmeböljor har fått Loire, Po, Rhen och Donau att nå rekordlåga nivåer i augusti, enligt EU-kommissionens gemensamma forskningscentrum JRC.

Låga vattennivåer och höga vattentemperaturer kan begränsa kärnkraftsproduktionen, medan torkan också stör transporter på Europas inre vattenvägar. Bland de rapporterade effekterna finns:

• Förhållandena i Donau begränsade kärnkraftsproduktionen i Ungern och Rumänien.
• Frankrike stod inför ytterligare risker för kärnkraften under värmeböljan. I ett rapporterat marknadsläge steg de franska day-ahead-priserna med 21,8 procent till 142,5 euro per megawattimme.
• Ungern släckte belysning vid statliga institutioner för att minska belastningen på elnätet.
• Låga vattennivåer i Rhen hotade den inhemska sjöfarten och försvårade transporten av bränsle och andra varor.

Kopplingen till gaslagren är indirekt men viktig. När kärnkraft och vattenkraft producerar mindre el kan gaskraftverk behöva täcka en större del av efterfrågan. Samtidigt kan låga flodnivåer göra bränsletransporter svårare. Gasbehovet kan därmed öka just när energibolagen försöker lagra gas inför vintern.

Slutsats: hanterbart system, men liten säkerhetsmarginal

Med en fyllnadsgrad på 60,8 procent är EU:s lager inte tomma och systemet kan fortfarande locka till sig nya leveranser. Den mest hållbara slutsatsen är att Europa går in i den sista delen av påfyllnadssäsongen med en ovanligt liten buffert och många osäkra beroenden.

För att ens nå 80 procent krävs fortsatta injektioner, tillräckligt med flexibel LNG, en hanterbar asiatisk efterfrågan och att väder eller infrastruktur inte försämras ytterligare. De rapporterade prognoserna på omkring 75–77 procent visar att analytiker ser målet som svårt – men inte omöjligt.

Den praktiska risken är att varje ny störning, oavsett om den gäller LNG-transporter, elproduktion, flodtrafik eller vinterefterfrågan, snabbare kan slå igenom i Europas gaspriser eftersom lagren redan ligger så långt efter tidigare normer.