WDHLG-ANALYSE-Während Asien und Europa um Erdgas ringen, findet der Überschuss in den USA keinen Absatzmarkt

- von Scott DiSavino und Curtis Williams

01. Mai (Reuters) - Der Krieg mit dem Iran (link) hat die Preise für weltweit gehandeltes Erdgas in die Höhe getrieben, indem er die Exporte aus der Golfregion drosselte. In West-Texas ist Gas so reichlich vorhanden, dass einige Produzenten dafür bezahlen müssen, dass es abtransportiert wird .

(Der Krieg und die iranischen Angriffe auf Energieproduzenten am Golf haben 20 Prozent der weltweiten Versorgung mit Flüssigerdgas (LNG) zum Erliegen gebracht. LNG-Anlagen in Katar wurden beschädigt, und Tanker konnten die Wasserstraße der Straße von Hormuz am Eingang zum Golf nicht passieren , da der Iran damit drohte, auf sie zu schießen.

Die Krise hat eine große Kluft im globalen Gasmarkt offenbart: Importabhängige Länder in Europa und Asien kämpfen um die knappen Vorräte, doch die Vereinigten Staaten – der weltweit größte Gasproduzent, -verbraucher und -exporteur – schwimmen weiterhin in Brennstoff, wobei die Preise nahe ihrem 17-Monats-Tief liegen. Doch die US-Pipelines sind voll und die LNG-Exportanlagen sind ausgelastet, sodass billiges US-Gas die Käufer in Übersee nicht erreichen kann, was zu einer viel stärkeren Zweiteilung führt als auf den Ölmärkten.

Seit Beginn des Krieges mit dem Iran am 28. Februar sind die Gas-Futures am US-amerikanischen Henry Hub NGc1 in Louisiana um bis zu 12 Prozent auf ein 17-Monats-Tief von 2,52 Dollar pro Million British Thermal Units (, mmBtu)gefallen , während die Preise weltweit um bis zu 84 Prozent in Europa TRNLTTFMc1 und 108 Prozent in Asien JKMc1 auf rund 21 bis 22 Dollar pro mmBtu gestiegen sind. NGA/ NG/EU

Im Gegensatz dazu notiert die internationale Rohöl-Benchmark Brent bei rund 111 Dollar pro Barrel, während die US-Benchmark bei 104 Dollar pro Barrel liegt; beide sind infolge des Krieges um mehr als 50 Prozent gestiegen.

BEZAHLEN, UM GAS ABZUHOLEN

Die Vereinigten Staaten verfügen über ausreichende Vorräte, um sowohl die Inlandsnachfrage zu decken als auch die LNG-Exportanlagen zu versorgen, die Gas in flüssige Form umwandeln. Diese Anlagen liefen jedoch bereits vor dem Krieg nahe ihrer maximalen Kapazität, sodass die USA, egal wie hoch die weltweiten Gaspreise steigen, nicht viel mehr Gas in LNG (link) für den Export umwandeln können.

Die US-Preise im wichtigsten Schiefergasfeld, dem Permbecken, liegen sogar unter den Referenz-Futures. Spotgas am Waha Hub NG-WAH-WTX-SNL in West-Texas wurde in diesem Jahr fast jeden Tag unter Nullgehandelt (link) , da die Gaspipelines aus dem Permbecken voll sind, was bedeutet, dass keine freien Kapazitäten für den Transport des Brennstoffs vorhanden sind. Einfach ausgedrückt: Einige Produzenten müssen andere dafür bezahlen, dass sie das Gas abnehmen, als wäre es ein Abfallprodukt.

Die US-Gasproduktion – die bereits bei einem Rekordwert von 107,7 Milliarden Kubikfuß pro Tag (bcfd) im Jahr 2025 liegt – wird laut einer aktuellen Prognose des US-Energieministeriums (link) voraussichtlich weiter steigen, um die wachsende Nachfrage energieintensiver Rechenzentren zu decken und neue LNG-Exportanlagen zu versorgen.

Die Produktion steigt auch, weil die Ölproduzenten ihre Fördermengen erhöhen – und weil ihre Bohrlöcher allmählich mehr Gas (link) fördern als früher, da die Ölreserven zur Neige gehen. Zusätzliche Pipelinekapazitäten sind bestenfalls noch Monate entfernt.

„Eine spürbare Entlastung bei den Transportkapazitäten wird erst Ende dieses Jahres oder Anfang 2027 eintreten, wenn größere Pipeline-Projekte voraussichtlich anlaufen“, so Analysten der Bank of America in einem Bericht.

(link) Einige Teile des Landes sind den hohen internationalen Gaspreisen stärker ausgesetzt, darunter New England, das in den Wintermonaten teures Flüssiggas (LNG) importieren und Öl zur Stromerzeugung verbrennen muss, da die Region nicht über ausreichende Anbindungen an das nationale Gasleitungsnetz verfügt, um den Heizbedarf zu decken.

GEWINNER UND VERLIERER

Unternehmen, die zumindest kurzfristig am besten von den globalen Preisverwerfungen durch den Iran-Krieg profitieren konnten, waren diejenigen mit überschüssigem LNG zum Verkauf.

(link) Um die von Katar stornierten Gaslieferungen zu ersetzen, haben Energieunternehmen weltweit zusätzliche LNG-Ladungen von US-amerikanischen LNG-Produzenten wie Venture Global VG.N – dem zweitgrößten LNG-Unternehmen des Landes hinter Cheniere Energy LNG.N – gekauft.

„Venture Global ist (relativ) neu im LNG-Geschäft und hatte Spot-Ladungen zur Verfügung, die an den Meistbietenden verkauft werden konnten“, sagte Bob Yawger, Direktor für Energie-Futures bei Mizuho. „Plötzlich braucht jeder LNG, jetzt, wo QatarEnergy aus dem Spiel ist.“

Die US-LNG-Kapazität wird sich in den nächsten fünf Jahren fast verdoppeln – von rund 18 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Jahr 2025 auf rund 35 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Jahr 2030, basierend auf den derzeit im Bau befindlichen Anlagen.

US-Gasproduzenten, die an LNG-Unternehmen verkaufen, haben sich jedoch nicht so gut Übertroffen, da sie einen Großteil ihrer Produktion zum Inlandspreis verkaufen, der neben der fast rekordverdächtigen Produktion auch durch die schwache Nachfrage im Frühjahr und die reichlichen Lagerbestände gedrückt wurde.

Die niedrigen US-Preise haben sogar einige Energieunternehmen, wie beispielsweise EQT (link) EQT.N, den zweitgrößten US-Gasproduzenten hinter Expand Energy EXE.O, dazu veranlasst, ihre Produktion zu drosseln, während sie darauf warten, dass Nachfrage und Preise im Laufe des Jahres steigen.

(„Unsere strategischen Produktionskürzungen dienen als eine Art Speicher, indem sie das Gas während der saisonal nachfragearmen Zeiträume) im Boden halten“, erklärte EQT-Finanzvorstand Jeremy Knop letzte Woche gegenüber Analysten, nachdem das Unternehmen seine Geschäftszahlen veröffentlicht hatte.