Europa heeft dagelijks 1.3 extra LNG-tankers nodig

De gasopslagen in de EU waren begin juni voor ongeveer 42% gevuld, zo'n 14 procentpunten onder het seizoensgemiddelde van de afgelopen vijf jaar en ruim onder de 51% van een jaar eerder (AGSI/GIE, WBJ). Dat gat telt, omdat Europa de voorraden voor de winter moet aanvullen op een mondiale LNG-markt waar verstoringen in het Midden-Oosten, strengere sancties tegen Rusland en sterke Aziatische vraag tegelijk op de prijs drukken. De rekening komt terecht bij overheidsbegrotingen, energie-intensieve industrie en uiteindelijk bij een deel van de huishoudens. Wie hoeveel betaalt, hangt vooral af van het land.

De opslaghandel loopt vast

Gasopslag is seizoenshandel. Bedrijven kopen gas in het voorjaar, betalen voor opslag en verkopen het in de winter, wanneer de prijs normaal gesproken hoger ligt. Het verschil tussen zomer- en winterprijzen, de spread, moet die kosten dekken. Is die spread te klein, dan stellen bedrijven het vullen uit. Precies dat gebeurt nu.

Volgens ICIS komt Europa bij het huidige, lage vultempo in november uit op slechts ongeveer 73%. Om 90% te halen, het wettelijke doel onder de EU-verordening voor gasopslag (EUR-Lex), moeten de injecties met circa 4 miljard kubieke meter per maand omhoog. Dat staat gelijk aan ongeveer 1,3 extra LNG-ladingen per dag.

Brussel heeft inmiddels ruimte ingebouwd. De Europese Commissie zegt dat de aangepaste regels lidstaten twee maanden geven, van oktober tot december, om de 90% te halen. Ambtenaren wijzen bovendien geregeld op 80% als voldoende niveau voor leveringszekerheid in de winter. Die 80% is geen politiek ideaal, maar een praktische buffer: hoog genoeg om paniekaankopen zoals in 2022 te vermijden.

Van twee kanten klem

Aan de aanbodkant wordt zelfs 80% duurder dan gehoopt. Het IEA schat dat het conflict in het Midden-Oosten tot 2030 ongeveer 120 miljard kubieke meter aan mondiale LNG-aanvoer heeft weggenomen, doordat schade aan exportinfrastructuur en verstoringen in de scheepvaart nieuwe capaciteit vertragen (Energy Connects, Baltic Exchange). De EU-wet voor de uitfasering van Russisch gas verbood kortlopende Russische LNG-contracten vanaf 25 april 2026; pijpleidingcontracten volgen in juni en alle langlopende Russische gascontracten moeten eind 2027 zijn beëindigd (S&P Global). Daarmee verliest Europa ook de mogelijkheid om Russisch gas nog snel als noodoplossing te gebruiken wanneer opslagen achterblijven.

Als Aziatische kopers meer bieden voor flexibele LNG-ladingen, moet Europa de prijs op de Nederlandse TTF verhogen om tankers deze kant op te trekken. TTF, de handelsplaats die de Europese groothandelsprijs voor gas bepaalt, noteerde begin juni rond € 50/MWh (Berliner Zeitung). De Spaanse MIBGAS-dagprijs lag met € 48,80/MWh in dezelfde orde (MIBGAS). ACER, de Europese energietoezichthouder, waarschuwde dat vullen tot 90% ongeveer 13% meer LNG-import vergt dan in 2025 (MondoVisione).

Wie betaalt, hangt af van het land

Het EU-gemiddelde verbergt forse nationale verschillen. Nederland zat op 1 juni op slechts 16,1% opslagvulling (Energievergelijk), terwijl de Spaanse installaties voor hervergassing voor 72% gevuld waren (Europa Press). Duitsland stond op 34 à 35%, ongeveer 20 punten onder zijn eigen seizoensnorm (NDR).

Overheden grijpen wel in, maar met heel verschillende begrotingsinstrumenten. Duitsland schafte per 1 januari 2026 de opslagheffing af en schoof de financiering naar de federale begroting. Daarmee dragen belastingbetalers, niet gasverbruikers, de kosten van opslagzekerheid (FGS). Nederland heeft een kredietfaciliteit van 20 miljard euro waarmee het staatsgesteunde EBN kan inspringen als commerciële partijen te weinig vullen (DutchNews). In Hongarije dwingt het systeem van vaste prijzen staatsbedrijf MVM om hogere importkosten op te vangen totdat de regering anders beslist. Zo'n begrotingsbuffer werkt, totdat hij dat niet meer doet (HVG).

De energie-intensieve industrie voelt de klap het eerst. De topman van BASF waarschuwde dat Europese gasprijzen inmiddels structureel worden bepaald door mondiale LNG-markten, niet meer door pijpleidingcontracten (Zeit). Huishoudens merken het later, via contractverlengingen en nationaal beleid. In Spanje loopt het kanaal vooral via elektriciteit: als gascentrales de marginale stroomprijs zetten, dus de prijs van de laatste benodigde megawattuur, werkt duurdere gasinkoop direct door in de rekening. Het gereguleerde Spaanse PVPC-stroomtarief steeg in mei met 15% (OCU).

De winnaars zijn LNG-leveranciers, eigenaren van flexibele ladingen en opslagbeheerders: partijen die kunnen verkopen op het moment dat Europa haast heeft. De verliezers zitten vooral bij industriële bedrijven die wereldwijd concurreren en bij overheden die het verschil opvangen tussen marktprijzen en wat kiezers bereid zijn te betalen. Een fysiek tekort deze winter kan Europa waarschijnlijk vermijden. De prijs van die zekerheid is de vraag, net als de vraag of armere lidstaten die op dezelfde manier kunnen financieren als Duitsland en Nederland.