Die US-Erdgas-Futures verzeichneten am Montag einen Rückgang von etwa 1% nach dem Durchzug von Hurrikan Helene.
Dieser Preisrückgang wurde auf einen moderaten Anstieg der Produktion am Wochenende sowie die Erwartung einer geringeren Nachfrage in den kommenden zwei Wochen im Vergleich zu früheren Prognosen zurückgeführt.
Der leichte Produktionsanstieg folgte auf die Wiederaufnahme der Aktivitäten einiger Bohrunternehmen im Golf von Mexiko nach dem Abzug des Hurrikans.
Die Nachfrage nach Erdgas ist teilweise gesunken, da im Südosten und Mittleren Westen der USA nach den Auswirkungen von Hurrikan Helene Ende letzter Woche noch über zwei Millionen Haushalte und Unternehmen ohne Strom sind. Infolgedessen wird erwartet, dass Gaskraftwerke weniger Erdgas verbrauchen werden.
An der New York Mercantile Exchange fielen die Erdgas-Futures für November-Lieferung um 1,9 Cent auf 2,883 US-Dollar pro Million British Thermal Units (Stand: 9:02 Uhr EDT).
Trotz dieses Rückgangs blieb der Frontmonat-Kontrakt zwei Tage in Folge im technisch überkauften Bereich, was seit Mai nicht mehr beobachtet wurde.
Im vergangenen Monat ist der Kontrakt um etwa 36% gestiegen, was den größten monatlichen Zuwachs seit Juli 2022 darstellt. Im Quartal gab es einen Anstieg von etwa 11%, nach einem Anstieg von 48% im vorherigen Quartal.
Spekulanten haben ihre Netto-Long-Futures- und Optionspositionen an der New York Mercantile und Intercontinental Exchanges vier Wochen in Folge erhöht und erreichten den höchsten Stand seit Anfang Juli, wie die U.S. Commodity Futures Trading Commission in ihrem Commitments of Traders-Bericht mitteilte.
In Kanada fielen die Erdgaspreise für den nächsten Tag am AECO-Hub in Alberta auf den niedrigsten Stand seit dem Rekordtief im August 2022, nämlich auf 4 Cent pro mmBtu.
In Bezug auf Angebot und Nachfrage stellte LSEG fest, dass die Erdgasproduktion in den Lower 48 US-Staaten im September durchschnittlich 102,1 Milliarden Kubikfuß pro Tag (bcfd) betrug, ein Rückgang gegenüber 103,2 bcfd im August und unter dem Rekordhoch von 105,5 bcfd im Dezember 2023. Der Durchschnitt im September lag jedoch aufgrund der Wiederaufnahme der Produktion im Golf von Mexiko über dem der Vorwoche.
Die Prognose von LSEG geht davon aus, dass die durchschnittliche Gasnachfrage in den Lower 48 Staaten, einschließlich Exporten, von 95,9 bcfd in dieser Woche auf 96,6 bcfd in der nächsten Woche steigen wird, obwohl diese Zahlen niedriger sind als frühere Schätzungen.
Die Gasflüsse zu US-Exportanlagen für Flüssigerdgas (LNG) betrugen im September durchschnittlich 12,7 bcfd, ein leichter Rückgang gegenüber 12,9 bcfd im August und deutlich unter dem Rekordhoch von 14,7 bcfd im Dezember 2023. Dieser Rückgang ist hauptsächlich auf die geplante Abschaltung der LNG-Exportanlage Cove Point von Berkshire Hathaway Energy in Maryland zur Wartung zurückzuführen.
Die USA avancierten 2023 zum weltweit größten LNG-Lieferanten, wobei die globalen Preise erhöhte Exporte förderten, teilweise aufgrund von Lieferunterbrechungen und Sanktionen im Zusammenhang mit Russlands Invasion in der Ukraine.
Die europäischen und asiatischen Gaspreise sind derzeit hoch, wobei der niederländische Title Transfer Facility (TTF) bei etwa 13 US-Dollar pro mmBtu und der Japan Korea Marker (JKM) auf einem ähnlichen Niveau gehandelt werden. Diese Preise spiegeln ein Sechs-Wochen-Hoch in Europa und ein Ein-Wochen-Hoch in Asien wider.
Reuters hat zu diesem Artikel beigetragen.
Diese Übersetzung wurde mithilfe künstlicher Intelligenz erstellt. Weitere Informationen entnehmen Sie bitte unseren Nutzungsbedingungen.