Europa behöver 1.3 extra LNG-fartyg dagligen

EU:s gaslager låg i början av juni på omkring 42 % av kapaciteten, cirka 14 procentenheter under det femåriga säsongssnittet och tydligt under de 51 % som noterades för ett år sedan (AGSI/GIE, WBJ). Det spelar roll eftersom Europa nu måste fylla lagren inför vintern samtidigt som flytande naturgas, LNG, köps på en global marknad där Mellanösternoron, hårdare sanktioner mot Ryssland och stark asiatisk efterfrågan pressar utbudet. Kostnaden hamnar hos statsbudgetar, energiintensiv industri och på sikt vissa hushåll. Fördelningen beror på land.

Lagringsaffären som inte bär sig

Gaslagring är i grunden en säsongsaffär. Bolag köper gas på våren, betalar för att lagra den och säljer på vintern när priset normalt är högre. Skillnaden mellan sommar- och vinterpris, den så kallade spreaden, ska täcka lagringskostnaden. När spreaden blir för liten väntar bolagen med att fylla lagren. Det är vad som sker nu.

ICIS bedömer att Europa med dagens långsamma injektionstakt bara når omkring 73 % i november. För att nå 90 %, det rättsliga målet enligt EU:s lagringsförordning (EUR-Lex), måste injektionerna öka med ungefär 4 miljarder kubikmeter per månad. Det motsvarar cirka 1,3 extra LNG-laster varje dag.

Bryssel har öppnat för flexibilitet. EU-kommissionen uppger att den uppdaterade regleringen ger medlemsländerna ett tvåmånadersfönster, från oktober till december, för att nå 90-procentsmålet. Tjänstemän har också flera gånger pekat på 80 % som tillräckligt för vintertryggheten. Den nivån är i praktiken en säkerhetsmarginal, utformad för att undvika en upprepning av panikköpen 2022, när priserna drevs till rekordnivåer.

Press från två håll

Det externa utbudsläget gör även 80 % dyrt att nå. IEA bedömer att konflikten i Mellanöstern minskar den globala LNG-tillgången med omkring 120 miljarder kubikmeter fram till 2030, eftersom skador på exportinfrastruktur och störningar i sjöfarten försenar ny kapacitet (Energy Connects, Baltic Exchange). EU:s lag om utfasning av rysk gas förbjöd kortfristiga ryska LNG-kontrakt från 25 april 2026. Rörledningskontrakten följer i juni och all långfristig rysk gas ska vara borta senast i slutet av 2027 (S&P Global). När kontrakten fasas ut försvinner också möjligheten att använda ryska volymer som snabb lösning när lagren är låga.

När asiatiska köpare betalar mer för flexibla LNG-laster måste Europa höja priset på den nederländska handelsplatsen TTF, som sätter riktmärket för europeisk grossistgas, för att locka tankfartyg. TTF handlades kring 50 euro/MWh i början av juni (Berliner Zeitung). Spaniens dagspris på MIBGAS låg nära samma nivå, 48,80 euro/MWh (MIBGAS). ACER, EU:s energitillsynsmyndighet, har varnat för att en fyllnadsgrad på 90 % kräver omkring 13 % mer LNG-import än 2025 (MondoVisione).

Vem som betalar beror på var man bor

EU-snittet döljer stora nationella skillnader. Nederländerna hade bara 16,1 % lagernivå den 1 juni (Energievergelijk), medan Spaniens återförgasningsanläggningar var fyllda till 72 % (Europa Press). Tyskland låg på 34–35 %, ungefär 20 procentenheter under sitt eget säsongssnitt (NDR).

Regeringar griper in, men med helt olika finanspolitiska verktyg. Tyskland avskaffade sin lagringsavgift den 1 januari 2026 och flyttade finansieringen till den federala budgeten. Därmed är det skattebetalarna, inte gaskunderna, som garanterar lagringssäkerheten (FGS). Nederländerna har en lånefacilitet på 20 miljarder euro för det statligt stödda EBN, som kan gå in när kommersiell lagring stannar av (DutchNews). I Ungern tvingar systemet med fasta priser det statliga MVM att bära högre importkostnader tills regeringen beslutar något annat. Det är en finanspolitisk buffert som fungerar så länge staten orkar bära den (HVG).

Den energiintensiva industrin träffas först. BASF:s vd har varnat för att europeiska gaspriser numera sätts strukturellt av globala LNG-marknader snarare än av rörledningskontrakt (Zeit). Hushållen påverkas senare, via nya avtal och nationell politik. I Spanien går kanalen genom elpriset: när gaskraftverk sätter marginalpriset, alltså priset på den sista elproduktion som krävs för att möta efterfrågan, förs grossistpriset på gas direkt vidare till hushållens elräkningar. Spaniens reglerade eltariff PVPC steg med 15 % i maj (OCU).

Vinnarna är LNG-leverantörer, ägare av flexibla laster och lagringsoperatörer, alltså aktörer som kan sälja in i Europas brådska. Förlorarna finns framför allt bland industribolag som konkurrerar globalt och bland regeringar vars budgetar täcker gapet mellan marknadspriserna och vad väljarna är beredda att betala. Europa kan sannolikt undvika fysisk gasbrist i vinter. Priset för den tryggheten är den svårare frågan, liksom om fattigare medlemsländer kan finansiera den på samma sätt som Tyskland och Nederländerna.