60.8% คือการฟื้นตัวจากฐานที่ต่ำมาก

เมื่อเริ่มฤดูเติมก๊าซในวันที่ 1 เมษายน 2026 คลังของ EU มีปริมาณก๊าซเพียงประมาณ 28% ของความจุ ซึ่งเป็นระดับเริ่มต้นต่ำสุดในรอบ 4 ปี ตามแนวโน้มฤดูร้อนของหน่วยงานกำกับดูแลพลังงานยุโรป ACER

นั่นทำให้บริษัทพลังงานต้องนำเข้าก๊าซในช่วงฤดูร้อนมากกว่าปกติเพื่อชดเชยช่องว่างที่สะสมมาตั้งแต่ปลายฤดูหนาว โดยภาพรวมเมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อนมีดังนี้

• 17 สิงหาคม 2026: 60.8%
• หนึ่งปีก่อน: 73.6%
• กลางเดือนสิงหาคม 2023: ประมาณ 90%
• กลางเดือนสิงหาคม 2024: ประมาณ 89%
• ค่าเฉลี่ย 5 ปี: สูงกว่าระดับปี 2026 ราว 17 จุดเปอร์เซ็นต์

ตัวเลขเหล่านี้ไม่ได้แปลว่ายุโรปจะเผชิญภาวะก๊าซขาดแคลนแน่นอน เพราะคลังสำรองเป็นเพียงส่วนหนึ่งของระบบ และคณะกรรมาธิการยุโรประบุว่าโครงสร้างพื้นฐานของภูมิภาคยังรองรับการเติมคลังให้ได้อย่างน้อย 80% ภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน หากมี LNG เพียงพอ

อย่างไรก็ตาม ช่องว่างที่ใหญ่กว่าปกติทำให้ยุโรปมีเบาะรองรับน้อยลง หากฤดูหนาวหนาวเย็นกว่าคาด เกิดการหยุดชะงักของอุปทานเพิ่มเติม หรือความต้องการใช้ก๊าซเพื่อผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น

ทำไมแม้แต่เป้าหมาย 80% ก็ยังทำได้ยาก

เดิม EU มีเป้าหมายเติมคลังให้ได้ 90% ก่อนฤดูหนาว แต่ได้ผ่อนเกณฑ์เชิงปฏิบัติลงมาเป็น 80% ท่ามกลางภาวะตลาดที่ทำให้การซื้อก๊าซในช่วงฤดูร้อนมีต้นทุนสูง แม้เป้าหมายที่ลดลงก็ยังต้องอาศัยการนำเข้า LNG อย่างต่อเนื่องและการเติมคลังไปจนจบฤดู

แรงกดดันสำคัญมีหลายด้าน

1. อุปทานจากตะวันออกกลางและความยืดหยุ่นของตลาดลดลง LNG จากกาตาร์โดยปกติส่งให้ทั้งยุโรปและเอเชีย มีรายงานว่าอิตาลี โปแลนด์ และเบลเยียมไม่ได้รับ LNG จากกาตาร์นับตั้งแต่วันที่ 2 เมษายน ซึ่งเป็นวันที่อิตาลีได้รับเรือ LNG จากกาตาร์เที่ยวสุดท้ายที่มีการระบุไว้
2. ยุโรปต้องแข่งขันกับเอเชีย ความต้องการของญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ รวมถึงการซื้อจากอินเดีย บังกลาเทศ และไต้หวัน ทำให้ส่วนต่างราคาที่เคยจูงใจให้ส่ง LNG มายุโรปแคบลง
3. ทางเลือกจากก๊าซทางท่อมีจำกัด เมื่อไม่สามารถทดแทน LNG จากตะวันออกกลางได้ง่าย ยุโรปจึงต้องแย่งซื้อ LNG จากแอตแลนติกเบซินกับผู้ซื้อรายอื่น
4. แรงจูงใจในการเติมคลังลดลง ราคาที่สูงทำให้ก๊าซที่ซื้อวันนี้มีต้นทุนแพงขึ้น ขณะที่เส้นราคาแบบ backwardation ซึ่งหมายถึงราคาก๊าซในฤดูหนาวต่ำกว่าราคาใกล้ส่งมอบในช่วงฤดูร้อน ทำให้การซื้อก๊าซตอนนี้เพื่อเก็บไว้ขายภายหลังไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์

ดังนั้น ราคาตลาดที่สูงขึ้นไม่ได้แก้ปัญหาคลังสำรองโดยอัตโนมัติ ราคาอาจช่วยดึงดูดเรือ LNG ได้ แต่ก็ทำให้ต้นทุนการเติมคลังสูงขึ้น และลดแรงจูงใจของผู้ประกอบการคลังเชิงพาณิชย์ที่จะกักเก็บก๊าซไว้ล่วงหน้า

นักวิเคราะห์คาดว่าคลังจะเต็มแค่ไหน

ตัวเลขคาดการณ์ที่มีการรายงานชี้ว่า EU อาจเติมคลังไม่ถึง 80% ภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน ได้แก่

• Rystad Energy: ประมาณ 75% ในกรณีฐาน
• Kpler: ประมาณ 77%
• Wood Mackenzie: อย่างมากประมาณ 75% แม้ในกรณีสมมติว่ากาตาร์กลับมาดำเนินงานเต็มกำลังภายในสิ้นเดือนกันยายน โดยไม่นับรวมหน่วยผลิตที่ได้รับความเสียหาย

สำหรับ Axpo และ S&P Global Energy CERA ข้อมูลที่มีอยู่ยังไม่ยืนยันตัวเลขคาดการณ์คลังสำรองช่วงกลางเดือนสิงหาคมที่เป็นปัจจุบันจากทั้งสององค์กร จึงไม่ควรนำตัวเลขที่ยังตรวจสอบไม่ได้มาเสนอเป็นประมาณการที่ยุติแล้ว

การคาดการณ์เหล่านี้เป็นเพียงฉากทัศน์ ไม่ใช่คำยืนยันผลลัพธ์จริง โดยขึ้นอยู่กับระยะเวลาที่การขนส่ง LNG จากตะวันออกกลางหยุดชะงัก ความต้องการของเอเชีย สภาพอากาศยุโรป และความเร็วในการเติมคลัง

ต้องใช้ก๊าซเพิ่มเท่าไรจึงจะถึง 80%

Rystad ประเมินว่า หากระดับฐานอยู่ที่ 75% การขยับขึ้นไปถึง 80% จะต้องใช้ก๊าซเพิ่มประมาณ 5.2 พันล้านลูกบาศก์เมตร หรือเทียบเท่า LNG ราว 50 เที่ยวเรือมาตรฐาน โดยคำนวณจากเรือหนึ่งลำที่บรรทุกได้ 174,000 ลูกบาศก์เมตร

หากต้องการกลับไปแตะ 90% ช่องว่างจะเพิ่มเป็นประมาณ 15.6 พันล้านลูกบาศก์เมตร หรือราว 150 เที่ยวเรือขนาดเดียวกัน

Kpler ให้ภาพอีกมุมหนึ่ง โดยประเมินว่า EU อาจนำเข้า LNG ได้ประมาณ 24 ล้านตันระหว่างเดือนสิงหาคมถึงตุลาคม ขณะที่การเติมคลังให้ถึง 80% ต้องใช้ราว 26 ล้านตัน และการไปถึง 90% ต้องใช้ประมาณ 33 ล้านตัน

ตัวเลขนี้สะท้อนว่าการขาดเรือ LNG เพียงไม่กี่สิบเที่ยวสามารถแปลงเป็นช่องว่างของคลังหลายจุดเปอร์เซ็นต์ โดยเฉพาะเมื่อยุโรปต้องเสนอราคาแข่งกับเอเชียเพื่อแย่งก๊าซชุดเดียวกัน

การนำเข้า LNG ของ EU ลดลงแล้ว

ข้อมูลจาก S&P Global Energy CERA ระบุว่า การนำเข้า LNG ของ EU ในเดือนมิถุนายนลดลง 18% เมื่อเทียบกับปีก่อน เหลือประมาณ 7.5 ล้านตัน หลังการสูญเสียกำลังผลิตในอ่าวเปอร์เซียกดดันการค้า LNG ทั่วโลก

การลดลงดังกล่าวต่อเนื่องจากเดือนพฤษภาคมที่การนำเข้าลดลง 8% เมื่อเทียบรายปี แม้ยอดนำเข้าในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2026 ยังสูงกว่าปีก่อนประมาณ 4%

ภาพที่ดูขัดแย้งกันนี้มีความสำคัญ เพราะการซื้อจำนวนมากในช่วงต้นปีไม่ได้ลบปัญหาการเติมคลังในปัจจุบัน ยุโรปยังต้องได้รับก๊าซเพียงพอในช่วงเวลาที่เหลือของฤดูเติมคลัง ขณะเดียวกันการแข่งขันซื้อและต้นทุนก๊าซต่างก็อยู่ในระดับสูง

เหตุใดคลังก๊าซเยอรมนีจึงสำคัญเป็นพิเศษ

เยอรมนีมีสัดส่วนความจุคลังก๊าซใช้งานได้ประมาณ 22% ของทั้ง EU ดังนั้น หากอัตราเติมคลังของเยอรมนีต่ำกว่า 50% ผลกระทบจะไม่ได้จำกัดอยู่แค่ระดับประเทศ แต่อาจลดความสามารถของภูมิภาคในการกระจายและรักษาสมดุลก๊าซให้ยุโรปตะวันตกเฉียงเหนือและยุโรปกลางในช่วงอากาศหนาวจัด

แหล่งข้อมูลที่มีอยู่ยังไม่ยืนยันตัวเลขล่าสุดของเยอรมนีอย่างชัดเจน รวมถึงยังไม่ยืนยันคำตัดสินขั้นสุดท้ายของรัฐบาลเกี่ยวกับการเข้าแทรกแซงตลาด จึงควรระมัดระวังในการสรุปประเด็นดังกล่าว

แต่ความเสี่ยงเชิงโครงสร้างชัดเจนว่า เยอรมนีเป็นศูนย์กลางสำคัญของการสร้างสมดุลก๊าซในภูมิภาค หากคลังในประเทศมีระดับต่ำ การส่งก๊าซข้ามพรมแดนและราคาตลาดอาจถูกกดดันมากขึ้นเมื่อความต้องการพุ่งสูง

หากอุปทานตะวันออกกลางสะดุดตลอดฤดูหนาว

มุมมองตลาดที่มีการอ้างถึงคาดว่าอุปทาน LNG จากตะวันออกกลางจะยังถูกจำกัดไปจนถึงสิ้นปี 2026 และอาจกลับสู่ภาวะปกติราวเดือนเมษายน 2027

หากเป็นไปตามนี้ ปัญหาจะไม่ได้จำกัดอยู่ที่การเติมคลังในช่วงฤดูร้อน แต่จะครอบคลุมฤดูหนาวยุโรปเกือบทั้งหมด

อย่างไรก็ตาม ยังไม่อาจสรุปได้ว่าจะเกิดวิกฤตอุปทานทางกายภาพอย่างแน่นอน ยุโรปยังมีความสามารถในการรับและแปรสภาพ LNG กลับเป็นก๊าซ มีการนำเข้าผ่านท่อ ทางเลือกในการลดความต้องการ และความสามารถในการดึงดูดเรือ LNG ด้วยราคาที่สูงขึ้น

ข้อจำกัดคือทุกทางเลือกมีต้นทุน หากการหยุดชะงักยืดเยื้อ ยุโรปจะเปราะบางต่อราคาพุ่งขึ้นและการแข่งขันเพื่อซื้อก๊าซทดแทนมากกว่าเดิม

คลื่นความร้อนและภัยแล้งเพิ่มแรงกดดันอีกชั้น

ปัญหาคลังสำรองก๊าซกำลังเกิดขึ้นพร้อมกับภาวะตลาดไฟฟ้าที่ตึงตัวจากสภาพอากาศ โดยฝนที่ตกน้อยและคลื่นความร้อนหลายระลอกทำให้แม่น้ำลัวร์ โป ไรน์ และดานูบมีระดับน้ำต่ำสุดเป็นประวัติการณ์ในเดือนสิงหาคม ตามข้อมูลของศูนย์วิจัยร่วมของคณะกรรมาธิการยุโรป (JRC)

ระดับน้ำที่ต่ำและอุณหภูมิน้ำที่สูงสามารถจำกัดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ขณะที่ภัยแล้งยังรบกวนการขนส่งสินค้าทางน้ำ โดยมีผลกระทบที่ถูกรายงาน เช่น

• ระดับน้ำในแม่น้ำดานูบทำให้การผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ในฮังการีและโรมาเนียลดลง
• ฝรั่งเศสเผชิญความเสี่ยงต่อการลดกำลังผลิตนิวเคลียร์เพิ่มเติมระหว่างคลื่นความร้อน และราคาซื้อขายไฟฟ้าล่วงหน้าหนึ่งวันเพิ่มขึ้น 21.8% เป็น 142.5 ยูโรต่อเมกะวัตต์-ชั่วโมงในเหตุการณ์ที่มีการรายงาน
• ฮังการีลดการเปิดไฟในอาคารของรัฐเพื่อช่วยลดแรงกดดันต่อโครงข่ายไฟฟ้า
• ระดับน้ำในแม่น้ำไรน์ที่ต่ำกระทบการขนส่งทางน้ำภายในยุโรป ทำให้การเคลื่อนย้ายเชื้อเพลิงและสินค้าอื่น ๆ ซับซ้อนขึ้น

ผลกระทบต่อคลังก๊าซเป็นทางอ้อมแต่มีนัยสำคัญ หากการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์และพลังน้ำลดลง โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซอาจต้องเข้ามารับภาระมากขึ้น ขณะเดียวกันการขนส่งเชื้อเพลิงก็ทำได้ยากขึ้น นั่นหมายความว่าความต้องการใช้ก๊าซอาจเพิ่มขึ้นในจังหวะเดียวกับที่สาธารณูปโภคกำลังพยายามนำก๊าซไปเติมคลัง

บทสรุป: ยังรับมือได้ แต่พื้นที่กันชนบางลงมาก

ระดับคลังที่ 60.8% ไม่ได้หมายความว่ายุโรปกำลังหมดก๊าซ และระบบยังสามารถดึงดูดอุปทานเพิ่มเติมได้ ข้อสรุปที่รอบคอบกว่าคือ ยุโรปกำลังเข้าสู่ช่วงท้ายของฤดูเติมคลังด้วยพื้นที่กันชนที่บางกว่าปกติอย่างมาก และต้องพึ่งพาปัจจัยหลายด้านพร้อมกัน

การจะไปถึงแม้แต่เป้าหมาย 80% ต้องอาศัยการเติมคลังต่อเนื่อง มี LNG ที่ยืดหยุ่นเพียงพอ ความต้องการของเอเชียไม่เพิ่มขึ้นมาก และไม่มีสภาพอากาศหรือโครงสร้างพื้นฐานแย่ลงกว่านี้

ประมาณการปัจจุบันที่อยู่ราว 75–77% สะท้อนว่านักวิเคราะห์มองเป้าหมาย 80% ว่า ยาก แต่ยังไม่ใช่เรื่องเป็นไปไม่ได้ ความเสี่ยงในทางปฏิบัติคือ หากเกิดแรงกระแทกเพิ่มเติม ไม่ว่าจะเป็นการขนส่ง LNG ไฟฟ้าที่ผลิตได้น้อยลง การขนส่งทางแม่น้ำสะดุด หรือความต้องการก๊าซในฤดูหนาวพุ่งขึ้น ผลกระทบต่อราคาก๊าซยุโรปจะเกิดขึ้นเร็วกว่าเดิม เพราะภูมิภาคเริ่มต้นฤดูหนาวด้วยคลังที่ตามหลังมาตรฐานในช่วงหลายปีที่ผ่านมาอย่างมาก

60.8% คือการฟื้นตัวจากฐานที่ต่ำมาก

เมื่อเริ่มฤดูเติมก๊าซในวันที่ 1 เมษายน 2026 คลังของ EU มีปริมาณก๊าซเพียงประมาณ 28% ของความจุ ซึ่งเป็นระดับเริ่มต้นต่ำสุดในรอบ 4 ปี ตามแนวโน้มฤดูร้อนของหน่วยงานกำกับดูแลพลังงานยุโรป ACER

นั่นทำให้บริษัทพลังงานต้องนำเข้าก๊าซในช่วงฤดูร้อนมากกว่าปกติเพื่อชดเชยช่องว่างที่สะสมมาตั้งแต่ปลายฤดูหนาว โดยภาพรวมเมื่อเทียบกับช่วงเดียวกันของปีก่อนมีดังนี้

• 17 สิงหาคม 2026: 60.8%
• หนึ่งปีก่อน: 73.6%
• กลางเดือนสิงหาคม 2023: ประมาณ 90%
• กลางเดือนสิงหาคม 2024: ประมาณ 89%
• ค่าเฉลี่ย 5 ปี: สูงกว่าระดับปี 2026 ราว 17 จุดเปอร์เซ็นต์

ตัวเลขเหล่านี้ไม่ได้แปลว่ายุโรปจะเผชิญภาวะก๊าซขาดแคลนแน่นอน เพราะคลังสำรองเป็นเพียงส่วนหนึ่งของระบบ และคณะกรรมาธิการยุโรประบุว่าโครงสร้างพื้นฐานของภูมิภาคยังรองรับการเติมคลังให้ได้อย่างน้อย 80% ภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน หากมี LNG เพียงพอ

อย่างไรก็ตาม ช่องว่างที่ใหญ่กว่าปกติทำให้ยุโรปมีเบาะรองรับน้อยลง หากฤดูหนาวหนาวเย็นกว่าคาด เกิดการหยุดชะงักของอุปทานเพิ่มเติม หรือความต้องการใช้ก๊าซเพื่อผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น

ทำไมแม้แต่เป้าหมาย 80% ก็ยังทำได้ยาก

เดิม EU มีเป้าหมายเติมคลังให้ได้ 90% ก่อนฤดูหนาว แต่ได้ผ่อนเกณฑ์เชิงปฏิบัติลงมาเป็น 80% ท่ามกลางภาวะตลาดที่ทำให้การซื้อก๊าซในช่วงฤดูร้อนมีต้นทุนสูง แม้เป้าหมายที่ลดลงก็ยังต้องอาศัยการนำเข้า LNG อย่างต่อเนื่องและการเติมคลังไปจนจบฤดู

แรงกดดันสำคัญมีหลายด้าน

1. อุปทานจากตะวันออกกลางและความยืดหยุ่นของตลาดลดลง LNG จากกาตาร์โดยปกติส่งให้ทั้งยุโรปและเอเชีย มีรายงานว่าอิตาลี โปแลนด์ และเบลเยียมไม่ได้รับ LNG จากกาตาร์นับตั้งแต่วันที่ 2 เมษายน ซึ่งเป็นวันที่อิตาลีได้รับเรือ LNG จากกาตาร์เที่ยวสุดท้ายที่มีการระบุไว้
2. ยุโรปต้องแข่งขันกับเอเชีย ความต้องการของญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ รวมถึงการซื้อจากอินเดีย บังกลาเทศ และไต้หวัน ทำให้ส่วนต่างราคาที่เคยจูงใจให้ส่ง LNG มายุโรปแคบลง
3. ทางเลือกจากก๊าซทางท่อมีจำกัด เมื่อไม่สามารถทดแทน LNG จากตะวันออกกลางได้ง่าย ยุโรปจึงต้องแย่งซื้อ LNG จากแอตแลนติกเบซินกับผู้ซื้อรายอื่น
4. แรงจูงใจในการเติมคลังลดลง ราคาที่สูงทำให้ก๊าซที่ซื้อวันนี้มีต้นทุนแพงขึ้น ขณะที่เส้นราคาแบบ backwardation ซึ่งหมายถึงราคาก๊าซในฤดูหนาวต่ำกว่าราคาใกล้ส่งมอบในช่วงฤดูร้อน ทำให้การซื้อก๊าซตอนนี้เพื่อเก็บไว้ขายภายหลังไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์

ดังนั้น ราคาตลาดที่สูงขึ้นไม่ได้แก้ปัญหาคลังสำรองโดยอัตโนมัติ ราคาอาจช่วยดึงดูดเรือ LNG ได้ แต่ก็ทำให้ต้นทุนการเติมคลังสูงขึ้น และลดแรงจูงใจของผู้ประกอบการคลังเชิงพาณิชย์ที่จะกักเก็บก๊าซไว้ล่วงหน้า

นักวิเคราะห์คาดว่าคลังจะเต็มแค่ไหน

ตัวเลขคาดการณ์ที่มีการรายงานชี้ว่า EU อาจเติมคลังไม่ถึง 80% ภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน ได้แก่

• Rystad Energy: ประมาณ 75% ในกรณีฐาน
• Kpler: ประมาณ 77%
• Wood Mackenzie: อย่างมากประมาณ 75% แม้ในกรณีสมมติว่ากาตาร์กลับมาดำเนินงานเต็มกำลังภายในสิ้นเดือนกันยายน โดยไม่นับรวมหน่วยผลิตที่ได้รับความเสียหาย

สำหรับ Axpo และ S&P Global Energy CERA ข้อมูลที่มีอยู่ยังไม่ยืนยันตัวเลขคาดการณ์คลังสำรองช่วงกลางเดือนสิงหาคมที่เป็นปัจจุบันจากทั้งสององค์กร จึงไม่ควรนำตัวเลขที่ยังตรวจสอบไม่ได้มาเสนอเป็นประมาณการที่ยุติแล้ว

การคาดการณ์เหล่านี้เป็นเพียงฉากทัศน์ ไม่ใช่คำยืนยันผลลัพธ์จริง โดยขึ้นอยู่กับระยะเวลาที่การขนส่ง LNG จากตะวันออกกลางหยุดชะงัก ความต้องการของเอเชีย สภาพอากาศยุโรป และความเร็วในการเติมคลัง

ต้องใช้ก๊าซเพิ่มเท่าไรจึงจะถึง 80%

Rystad ประเมินว่า หากระดับฐานอยู่ที่ 75% การขยับขึ้นไปถึง 80% จะต้องใช้ก๊าซเพิ่มประมาณ 5.2 พันล้านลูกบาศก์เมตร หรือเทียบเท่า LNG ราว 50 เที่ยวเรือมาตรฐาน โดยคำนวณจากเรือหนึ่งลำที่บรรทุกได้ 174,000 ลูกบาศก์เมตร

หากต้องการกลับไปแตะ 90% ช่องว่างจะเพิ่มเป็นประมาณ 15.6 พันล้านลูกบาศก์เมตร หรือราว 150 เที่ยวเรือขนาดเดียวกัน

Kpler ให้ภาพอีกมุมหนึ่ง โดยประเมินว่า EU อาจนำเข้า LNG ได้ประมาณ 24 ล้านตันระหว่างเดือนสิงหาคมถึงตุลาคม ขณะที่การเติมคลังให้ถึง 80% ต้องใช้ราว 26 ล้านตัน และการไปถึง 90% ต้องใช้ประมาณ 33 ล้านตัน

ตัวเลขนี้สะท้อนว่าการขาดเรือ LNG เพียงไม่กี่สิบเที่ยวสามารถแปลงเป็นช่องว่างของคลังหลายจุดเปอร์เซ็นต์ โดยเฉพาะเมื่อยุโรปต้องเสนอราคาแข่งกับเอเชียเพื่อแย่งก๊าซชุดเดียวกัน

การนำเข้า LNG ของ EU ลดลงแล้ว

ข้อมูลจาก S&P Global Energy CERA ระบุว่า การนำเข้า LNG ของ EU ในเดือนมิถุนายนลดลง 18% เมื่อเทียบกับปีก่อน เหลือประมาณ 7.5 ล้านตัน หลังการสูญเสียกำลังผลิตในอ่าวเปอร์เซียกดดันการค้า LNG ทั่วโลก

การลดลงดังกล่าวต่อเนื่องจากเดือนพฤษภาคมที่การนำเข้าลดลง 8% เมื่อเทียบรายปี แม้ยอดนำเข้าในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2026 ยังสูงกว่าปีก่อนประมาณ 4%

ภาพที่ดูขัดแย้งกันนี้มีความสำคัญ เพราะการซื้อจำนวนมากในช่วงต้นปีไม่ได้ลบปัญหาการเติมคลังในปัจจุบัน ยุโรปยังต้องได้รับก๊าซเพียงพอในช่วงเวลาที่เหลือของฤดูเติมคลัง ขณะเดียวกันการแข่งขันซื้อและต้นทุนก๊าซต่างก็อยู่ในระดับสูง

เหตุใดคลังก๊าซเยอรมนีจึงสำคัญเป็นพิเศษ

เยอรมนีมีสัดส่วนความจุคลังก๊าซใช้งานได้ประมาณ 22% ของทั้ง EU ดังนั้น หากอัตราเติมคลังของเยอรมนีต่ำกว่า 50% ผลกระทบจะไม่ได้จำกัดอยู่แค่ระดับประเทศ แต่อาจลดความสามารถของภูมิภาคในการกระจายและรักษาสมดุลก๊าซให้ยุโรปตะวันตกเฉียงเหนือและยุโรปกลางในช่วงอากาศหนาวจัด

แหล่งข้อมูลที่มีอยู่ยังไม่ยืนยันตัวเลขล่าสุดของเยอรมนีอย่างชัดเจน รวมถึงยังไม่ยืนยันคำตัดสินขั้นสุดท้ายของรัฐบาลเกี่ยวกับการเข้าแทรกแซงตลาด จึงควรระมัดระวังในการสรุปประเด็นดังกล่าว

แต่ความเสี่ยงเชิงโครงสร้างชัดเจนว่า เยอรมนีเป็นศูนย์กลางสำคัญของการสร้างสมดุลก๊าซในภูมิภาค หากคลังในประเทศมีระดับต่ำ การส่งก๊าซข้ามพรมแดนและราคาตลาดอาจถูกกดดันมากขึ้นเมื่อความต้องการพุ่งสูง

หากอุปทานตะวันออกกลางสะดุดตลอดฤดูหนาว

มุมมองตลาดที่มีการอ้างถึงคาดว่าอุปทาน LNG จากตะวันออกกลางจะยังถูกจำกัดไปจนถึงสิ้นปี 2026 และอาจกลับสู่ภาวะปกติราวเดือนเมษายน 2027

หากเป็นไปตามนี้ ปัญหาจะไม่ได้จำกัดอยู่ที่การเติมคลังในช่วงฤดูร้อน แต่จะครอบคลุมฤดูหนาวยุโรปเกือบทั้งหมด

อย่างไรก็ตาม ยังไม่อาจสรุปได้ว่าจะเกิดวิกฤตอุปทานทางกายภาพอย่างแน่นอน ยุโรปยังมีความสามารถในการรับและแปรสภาพ LNG กลับเป็นก๊าซ มีการนำเข้าผ่านท่อ ทางเลือกในการลดความต้องการ และความสามารถในการดึงดูดเรือ LNG ด้วยราคาที่สูงขึ้น

ข้อจำกัดคือทุกทางเลือกมีต้นทุน หากการหยุดชะงักยืดเยื้อ ยุโรปจะเปราะบางต่อราคาพุ่งขึ้นและการแข่งขันเพื่อซื้อก๊าซทดแทนมากกว่าเดิม

คลื่นความร้อนและภัยแล้งเพิ่มแรงกดดันอีกชั้น

ปัญหาคลังสำรองก๊าซกำลังเกิดขึ้นพร้อมกับภาวะตลาดไฟฟ้าที่ตึงตัวจากสภาพอากาศ โดยฝนที่ตกน้อยและคลื่นความร้อนหลายระลอกทำให้แม่น้ำลัวร์ โป ไรน์ และดานูบมีระดับน้ำต่ำสุดเป็นประวัติการณ์ในเดือนสิงหาคม ตามข้อมูลของศูนย์วิจัยร่วมของคณะกรรมาธิการยุโรป (JRC)

ระดับน้ำที่ต่ำและอุณหภูมิน้ำที่สูงสามารถจำกัดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ขณะที่ภัยแล้งยังรบกวนการขนส่งสินค้าทางน้ำ โดยมีผลกระทบที่ถูกรายงาน เช่น

• ระดับน้ำในแม่น้ำดานูบทำให้การผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ในฮังการีและโรมาเนียลดลง
• ฝรั่งเศสเผชิญความเสี่ยงต่อการลดกำลังผลิตนิวเคลียร์เพิ่มเติมระหว่างคลื่นความร้อน และราคาซื้อขายไฟฟ้าล่วงหน้าหนึ่งวันเพิ่มขึ้น 21.8% เป็น 142.5 ยูโรต่อเมกะวัตต์-ชั่วโมงในเหตุการณ์ที่มีการรายงาน
• ฮังการีลดการเปิดไฟในอาคารของรัฐเพื่อช่วยลดแรงกดดันต่อโครงข่ายไฟฟ้า
• ระดับน้ำในแม่น้ำไรน์ที่ต่ำกระทบการขนส่งทางน้ำภายในยุโรป ทำให้การเคลื่อนย้ายเชื้อเพลิงและสินค้าอื่น ๆ ซับซ้อนขึ้น

ผลกระทบต่อคลังก๊าซเป็นทางอ้อมแต่มีนัยสำคัญ หากการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์และพลังน้ำลดลง โรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซอาจต้องเข้ามารับภาระมากขึ้น ขณะเดียวกันการขนส่งเชื้อเพลิงก็ทำได้ยากขึ้น นั่นหมายความว่าความต้องการใช้ก๊าซอาจเพิ่มขึ้นในจังหวะเดียวกับที่สาธารณูปโภคกำลังพยายามนำก๊าซไปเติมคลัง

บทสรุป: ยังรับมือได้ แต่พื้นที่กันชนบางลงมาก

ระดับคลังที่ 60.8% ไม่ได้หมายความว่ายุโรปกำลังหมดก๊าซ และระบบยังสามารถดึงดูดอุปทานเพิ่มเติมได้ ข้อสรุปที่รอบคอบกว่าคือ ยุโรปกำลังเข้าสู่ช่วงท้ายของฤดูเติมคลังด้วยพื้นที่กันชนที่บางกว่าปกติอย่างมาก และต้องพึ่งพาปัจจัยหลายด้านพร้อมกัน

การจะไปถึงแม้แต่เป้าหมาย 80% ต้องอาศัยการเติมคลังต่อเนื่อง มี LNG ที่ยืดหยุ่นเพียงพอ ความต้องการของเอเชียไม่เพิ่มขึ้นมาก และไม่มีสภาพอากาศหรือโครงสร้างพื้นฐานแย่ลงกว่านี้

ประมาณการปัจจุบันที่อยู่ราว 75–77% สะท้อนว่านักวิเคราะห์มองเป้าหมาย 80% ว่า ยาก แต่ยังไม่ใช่เรื่องเป็นไปไม่ได้ ความเสี่ยงในทางปฏิบัติคือ หากเกิดแรงกระแทกเพิ่มเติม ไม่ว่าจะเป็นการขนส่ง LNG ไฟฟ้าที่ผลิตได้น้อยลง การขนส่งทางแม่น้ำสะดุด หรือความต้องการก๊าซในฤดูหนาวพุ่งขึ้น ผลกระทบต่อราคาก๊าซยุโรปจะเกิดขึ้นเร็วกว่าเดิม เพราะภูมิภาคเริ่มต้นฤดูหนาวด้วยคลังที่ตามหลังมาตรฐานในช่วงหลายปีที่ผ่านมาอย่างมาก