Erdgas: Die Preise in Europa

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Die Erdgaspreise in Europa und Asien sind in diesem Jahr aufgrund der geringeren Nachfrage, eines Handelsstreits mit China und voller Lager in Europa stark auf historische Tiefststände gefallen. Die größte treibende Kraft hinter fallenden Preisen war jedoch amerikanisches Erdgas, das sich auf die globalen Märkte ausbreitet.

“Es war unvermeidlich”, sagte Ira Joseph, Leiter der globalen Gas- und Energieanalyse bei S & P Global Platts. “Gleichzeitig gibt es einfach zu viel Angebot auf dem Markt.”

Der Preisverfall beseitigte einige der Reize, die mit der Verflüssigung billigen US-Gases und dem Versand ins Ausland verbunden waren, wo es normalerweise viel höhere Preise bringt.

Dies ist ein Problem für Explorations- und Produktionsunternehmen, die den Markt mit billigem Schiefergas überflutet haben und bereits mit der Benennung von Aktien und aktiven Aktionären zu kämpfen haben.

Je mehr internationale Preise fallen, desto größer ist die Chance, dass Kais, die Flüssigerdgas oder LNG für den Auslandsverkehr produzieren, den Gasverbrauch senken, was dazu beigetragen hat, dass die Gaspreise in diesem Jahr insgesamt gesunken sind.

Erdgas-Futures-Kontrakte in den USA für die Lieferung im September wurden am Dienstag zu USD 2,202 pro Million britischer thermischer Einheiten abgewickelt. Dies sind etwa 25% weniger als im Vorjahr, trotz des starken Anstiegs der Exporte und des Rekordverbrauchs in US-Kraftwerken in diesem Sommer zur Stromerzeugung als Reaktion auf heiße Hitze.

Laut der Benchmark von S & P Global Platts fiel der Erdgasreferenzpreis in Asien, dem koreanisch-japanischen Markt, auf USD 4,11 pro MMBtu gegenüber über USD 11 pro MMBtu vor einem Jahr. In der Zwischenzeit fiel der in den Niederlanden festgelegte europäische Preis von 9 USD vor einem Jahr auf fast 3 USD.

Diese Preise lassen den US-Verkäufern keine große Marge. Laut Analysten können die Verarbeitungs- und Versandkosten je nach Exporteur und Bestimmungsort variieren, 2 USD pro Million BTU sind jedoch typisch. Nach Schätzungen von Houston, Tudor, Pickering, Holt & Co. unterliegen rund 25% des globalen LNG-Marktes Spotpreisen im Gegensatz zu Preisen, die in langfristigen Lieferverträgen festgelegt sind.

Die Einschränkung gilt für die bislang größte Erweiterung der LNG-Kapazität.

Anfang dieses Monats begann das Exportterminal Freeport LNG Development LP in einer Küstenstadt südlich von Houston mit dem Kauf und der Verflüssigung von Gas, um im September seine jungfräuliche Fracht zu versenden. Die fünfte Freeport-Anlage, die seit ihrer ersten Eröffnung Anfang 2016 in den unteren 48 Bundesstaaten ihren Betrieb aufgenommen hat, dürfte dazu beitragen, den Gasverbrauch der LNG-Exporteure auf ein neues Maximum zu steigern. Laut Jefferies Financial Group Inc. Letzte Woche verließen rekordverdächtige neun LNG-Schiffe die USA mit Fracht

Nach Angaben der US Energy Information Agency verbrauchten LNG-Exporteure im Juli durchschnittlich rund 6 Milliarden Kubikfuß Gas pro Tag. Dies ist die bisher größte und macht rund 7% der gesamten US-Gasproduktion aus. Analysten gehen davon aus, dass die Nachfrage von LNG-Anlagen bis zum nächsten Sommer etwa 12% der Gesamtproduktion ausmachen wird, wenn zusätzliche Anlagen in Betrieb genommen werden und vorhandene Terminals ihre Effizienz steigern.

Wenn sich diese Projekte jedoch aufgrund niedriger Preise im Ausland verzögern oder wenn bestehende LNG-Anlagen langsamer werden oder Stagnation für längere Wartungsarbeiten nutzen, kann der heimische Gasmarkt überflutet werden, was zu noch niedrigeren Preisen führt.

“Wenn diese Nachfrage auch nur für einige Monate verschwindet, wird dies zu einem echten Problem für das Marktgleichgewicht”, sagte Welles Fitzpatrick, SunTrust-Analyst Robinson Humphrey.

Die Abhängigkeit der US-Produzenten von der globalen Nachfrage hat sich seit einigen Jahren stark verändert, als die inländischen Gaspreise von den globalen Märkten isoliert waren und hauptsächlich von der wetterbedingten Nachfrage abhingen.

Derzeit berücksichtigen die US-Gaspreise jedoch eine Reihe ausländischer Faktoren, wie die Produktion des japanischen Kernreaktors, Handelsverhandlungen mit Peking und niederländische Lagerbestände.

Beispielsweise hat die UVP geschätzt, dass die japanischen LNG-Importe in diesem Jahr um bis zu 10% sinken werden, ebenso wie die Kernreaktoren, die nach der Wiederinbetriebnahme im Jahr 2011 nach dem Unfall in Fukushima geschlossen wurden.

Gleichzeitig endeten die Lieferungen nach China im Wesentlichen, nachdem das Land im September letzten Jahres einen 10% igen US-LNG-Tarif eingeführt und die Gebühr in einem Handelsstreit mit Präsident Trump im Juni auf 25% angehoben hatte. Unterdessen zeigen UVP-Daten einen Anstieg der Lieferungen in europäische Länder, einschließlich der Niederlande und Spaniens, wo Gas zur späteren Verwendung gespeichert wird.

Viele dieser Einrichtungen erreichen jedoch die Produktionskapazität, und einige Analysten haben Bedenken geäußert, dass die Käufer auf diesen europäischen Märkten zufrieden sein könnten, bis die Bestände gesammelt werden, um die Häuser in diesem Winter zu heizen.