Der US-Erdgasmarkt erwacht

Der Kraken, der monströse Riesenkalmar in Alfred Lord Tennysons Gedicht, liegt für lange Zeiten auf dem Grund des Ozeans in „uraltem, traumlosem, unbefallenem Schlaf“, bis er plötzlich aufwacht und brüllend an die Oberfläche steigt. Der US-Erdgasmarkt war ein bisschen so. Seit 2009 hat das Benchmark-Gas von Henry Hub im Durchschnitt etwa 3,30 $ pro Million British Thermal Units gekostet und ist nur selten über 5 $ gestiegen. Aber diese Woche stieg der Front Month Futures-Preis zum ersten Mal seit 2008 über 8 $/mmBTU.

Obwohl die Gaspreise schnell zurückfielen – die Futures lagen am Donnerstagabend wieder unter 7 $ / mmBTU – hat der Preisanstieg die neue Dynamik auf dem Markt hervorgehoben. Änderungen sowohl auf der Angebotsseite als auch auf der Nachfrageseite für US-Gas führen zusammen zu einer Verringerung der Flexibilität und einer Erhöhung der Preisvolatilität. Es gibt gute Gründe zu der Annahme, dass die derzeit (relativ) hohen Preise auf lange Sicht nicht Bestand haben werden. Aber zumindest für eine Weile sind weitere Spitzen durchaus möglich.

Auf der Nachfrageseite wird die Inflexibilität des Marktes zum Teil durch den Verlust von Kohlekraftwerkskapazitäten verursacht. Es gab eine Welle von Abschaltungen von Kohlekraftwerken, die das Ende ihrer wirtschaftlichen Lebensdauer erreicht haben, oft beschleunigt durch Umweltvorschriften und Emissionsziele der Unternehmen. Die USA verloren zwischen 2015 und 2020 jedes Jahr durchschnittlich 11 Gigawatt an Kohlekraftwerkskapazität.

Das bedeutet, dass Kohle weniger in der Lage ist, die Gaspreise zu begrenzen. Wenn die Gaspreise hoch genug stiegen, würden die Generatoren traditionell auf die Verbrennung von mehr Kohle umsteigen und den Markt ins Gleichgewicht bringen. Der Verlust der Kohlekapazität bedeutet, dass der Puffer erodiert wurde. Niedrige Kraftwerkskohlevorräte haben ihn weiter geschwächt.

Gleichzeitig wird der nordamerikanische Gasmarkt immer stärker mit dem Rest der Welt vernetzt. Einst in herrlicher Isolation abgeriegelt, ist es durch das Wachstum der LNG-Importe weitgehend mit globalen Trends verbunden, seit Cheniere Energy 2016 seine erste Ladung von Sabine Pass, Louisiana, verschifft hat. Wenn der globale Gasmarkt überversorgt ist, wie es im Sommer war 2020 sinken die US-LNG-Exporte und treiben die Preise in Nordamerika nach unten.

Wenn die globalen Märkte wie heute angespannt sind, laufen die US-LNG-Exporteure auf Hochtouren. Das hat Bedenken darüber geschürt, ob das in den USA gelagerte Gas für den nächsten Winter ausreichend sein wird, was zum Aufwärtsdruck auf die Preise beigetragen hat, sagt Eugene Kim, Forschungsdirektor im amerikanischen Gasteam von Wood Mackenzie.

Auf der Angebotsseite werden derweil die Reaktionen der Produzenten auf hohe Preise in vielen Fällen durch die Verpflichtung der Unternehmen eingeschränkt, die Kapitaldisziplin aufrechtzuerhalten, Schulden zurückzuzahlen und Geld an die Investoren zurückzuzahlen. Ein gutes Beispiel dafür gab es letzte Woche von Comstock Resources, das Gas im Haynesville Shale produziert. Es generiert bei den aktuellen Gaspreisen freie Liquidität, obwohl es etwa 50 % seiner Produktion abgesichert hat. Das Unternehmen plant einen steilen Abbau seiner Schulden vom 3,8-fachen der bereinigten Gewinne im Jahr 2020 auf das 1,5-fache in diesem Jahr und kündigte letzte Woche an, dass es einen Teil seines Cashflows zur Rückzahlung von 7,5 % vorrangigen Schuldverschreibungen in Höhe von 245 Millionen US-Dollar verwenden würde, die 2025 fällig werden. Sobald das Ziel der Leverage Ratio erreicht ist, will das Unternehmen Kapital an die Aktionäre zurückzahlen. Inzwischen plant das Unternehmen für dieses Jahr ein durchschnittliches Gesamtproduktionswachstum von etwa 2-7 %.

Diese Kapitaldisziplin unter E&P-Unternehmen bedeutet, dass die US-Gasproduktion in diesem Monat nur etwa 3 % höher liegt als im April 2021.

Der Grund für die Annahme, dass die aktuellen Marktbedingungen zeitlich begrenzt sein werden, liegt darin, dass die USA immer noch über sehr große Gasreserven verfügen, die zu relativ geringen Kosten gefördert werden können. „Was den langfristigen Preis von US-Gas grundlegend bestimmt, ist das Grenzgasmolekül, das auf den Markt gebracht werden muss, um die Nachfrage zu befriedigen“, sagt Eugene Kim. „Gesegnet mit reichlich kostengünstigen Gasressourcen liegt der Grundpreis von Henry Hub näher bei 3 $/mmBTU und nicht bei den aktuellen Marktpreisen, die bis zu 8 $/mmBTU betragen haben.“

Doch jetzt, wo der Gasmarkt aufgewacht ist, kann es noch eine Weile dauern, bis er wieder einschläft. Die Verfügbarkeit von Kohle als Alternative zu Gas wird weiter abnehmen. Die USA verfügen heute über etwa 200 Gigawatt Kohlekraftwerkskapazität. Wood Mackenzie prognostiziert, dass dies bis 2030 auf nur etwa 90 GW gesunken sein wird. Im gleichen Zeitraum werden Wind- und Solarenergie voraussichtlich schnell wachsen, wodurch die Gefahr zusätzlicher Ungleichgewichte auf dem Gasmarkt entsteht, die durch Schwankungen ihrer Leistung verursacht werden. Investitionen zur Bewältigung der Gaspreisvolatilität, einschließlich unterirdischer Speicherung, könnten zunehmend attraktiver erscheinen.

In Kürze
Die Sperrung in Shanghai ist in die fünfte Woche gegangen, und es wurden neue Durchsetzungsmaßnahmen angekündigt, da die Behörden darum kämpfen, den Ausbruch von Covid-19 in der Stadt zu kontrollieren. Shanghai ist normalerweise der verkehrsreichste Containerhafen der Welt, und Schwierigkeiten beim Transport von Fracht zu und von den Docks haben zu weit verbreiteten Störungen des internationalen Handels beigetragen. Die Schiffsstaus vor Shanghai erhöhen die Belastung der globalen Lieferketten und den Aufwärtsdruck auf die globale Inflation. Ausländische Unternehmen haben Mühe, Mitarbeiter in Shanghai wieder an die Arbeit zu bringen, trotz der Forderung der chinesischen Regierung, die Arbeit in 666 großen Unternehmen wieder aufzunehmen.

Deutschland ist einer der stärksten Gegner der EU für ein Verbot von Energieimporten aus Russland. Aber diese Woche versprach Außenministerin Annalena Baerbock, die Importe von russischem Öl bis Ende des Jahres einzustellen. Eine solche Zusage hat die Bundesregierung für Gas allerdings nicht gegeben. Arbeitgeber und Gewerkschaften haben diese Woche in einer gemeinsamen Erklärung davor gewarnt, dass „ein schnelles Gasembargo zu Produktionsausfällen, Stillständen, einer weiteren Deindustrialisierung und dem langfristigen Verlust von Arbeitsplätzen in Deutschland führen würde“. Martin Brudermüller, Vorstandsvorsitzender der BASF, sagte, ein Stopp der russischen Gasimporte nach Deutschland würde die „schlimmste Krise seit dem Zweiten Weltkrieg“ auslösen. Finanzminister Christian Lindner sagte der BBC: „Wir sind bereit, alle Energieimporte aus Russland zu stoppen, es ist nur eine Frage der Zeit.“

Halliburton, die Ölfelddienstleistungsgruppe, meldete für das erste Quartal einen Anstieg der Einnahmen um 24 % und eine Steigerung der bereinigten Gewinne um 44 % und gab einen optimistischen Ausblick auf die Aussichten für den Rest des Jahres. Chief Executive Jeff Miller sagte: „Wir sehen erhebliche Engpässe in der gesamten Öl- und Gas-Wertschöpfungskette in Nordamerika. Es wird erwartet, dass unterstützende Rohstoffpreise und eine stärkere Kundennachfrage angesichts eines fast ausverkauften Ausrüstungsmarkts die Margen der Completion and Production-Divisionen steigern werden.“

Ölproduzenten im Federal Reserve-Distrikt, zu dem Oklahoma, Colorado und Wyoming gehören, sagen, dass sie im Durchschnitt einen Rohölpreis von 62 USD pro Barrel benötigen, um rentabel zu bohren, aber 86 USD pro Barrel, um die Aktivität erheblich zu steigern, so die jüngste Energieumfrage von die Fed von Kansas City.
Quelle: Wood Mackenzie

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