In Europa befindet sich der Markt diese Woche in einem Abwärtstrend, da das Troll-Feld in Norwegen die Produktion über den Rahmen früherer Wartungspläne hinaus reduziert, die Erdgasvorräte zwar auf einen Höchststand gestiegen, aber wieder gesunken sind, die TTF-Futures-Preise jedoch gefallen sind, da die Lagerbestände in der Region nun zu groß sind.

In den Vereinigten Staaten wurde am 28. Juli Ortszeit die Erdgasleitung, die in der Nähe von Strasburg, Virginia, eine Panne hatte, wieder in Betrieb genommen, die Erdgaslieferungen an das Flüssigerdgasterminal Cove Point normalisierten sich und die Erdgas-Futures in Port Henry fielen nach einem Anstieg wieder.

a) Marktübersicht

Am 1. August lag der US-amerikanische Erdgas-Futurespreis (NG) für Henry Port bei 2,56 US-Dollar pro Million BTU, verglichen mit dem vorherigen Zyklus (07,25) ein Rückgang um 0,035 US-Dollar pro Million BTU bzw. 1,35 %; der niederländische Erdgas-Futurespreis (TTF) lag bei 8,744 US-Dollar pro Million BTU, ein Rückgang um 0,423 US-Dollar pro Million BTU gegenüber dem vorherigen Zyklus (07,25) bzw. 4,61 %.

In den USA stiegen die Erdgas-Futures für den US-Hafen Henry im Laufe der Woche zunächst an und fielen dann wieder. Die Temperaturen im Inland sind weiterhin hoch, und die Nachfrage nach Erdgas ist groß. Am 28. Juli Ortszeit nahm die Erdgasleitung, die in der Nähe von Strasburg, Virginia, eine Panne hatte, ihren normalen Betrieb wieder auf, und auch die Erdgaslieferungen zum Flüssigerdgas-Terminal Cove Point liefen wieder normal. Daraufhin gaben die Erdgas-Futures für den US-Hafen Henry nach ihrem Anstieg wieder nach.

Was die Exporte betrifft, so ist die Nachfrage auf dem eurasischen Markt in dieser Woche stabil, die LNG-Exporte der Vereinigten Staaten werden durch die Verkehrspolitik des Panamakanals beeinträchtigt, die Durchfahrtsgeschwindigkeit in Nordostasien ist begrenzt, die Erdgasexporte der Vereinigten Staaten sind gezwungen, zu reduzieren, und die Exporte der Vereinigten Staaten insgesamt sind rückläufig.

Aus technischer Sicht befindet sich der US-Henry-Port-Future (NG) in einem Abwärtstrend. Der Preis für den US-Henry-Port-Future (NG) fiel auf 2,57 US-Dollar/Million BTU. Der KDJ setzte seinen Abwärtstrend nach der Death Fork fort, die Abwärtsdynamik ist stark. Der MACD zeigt nach der Death Fork weiterhin einen Abwärtstrend an, der sich voraussichtlich fortsetzen wird. Der Preis für den US-Henry-Port-Future (NG) zeigte diese Woche einen Abwärtstrend.

In Europa ist der europäische Marktbestand zurückgegangen. Laut Daten der European Natural Gas Infrastructure Association beträgt der Gesamtbestand in Europa zum 31. Juli 964 TWh, was einem Anteil der Speicherkapazität von 85,43 % entspricht und 0,36 % weniger als am Vortag ist.

Die europäischen Märkte befinden sich diese Woche in einem Abwärtstrend, da das Troll-Feld in Norwegen die Produktion über den Rahmen früherer Wartungspläne hinaus reduziert, die Erdgasvorräte zwar auf ein hohes Niveau gestiegen, aber wieder gesunken sind, die TTF-Futures-Preise jedoch gefallen sind, da die Lagerbestände in der Region nun zu groß sind.

Zum 1. August wird für US-amerikanisches Erdgas aus Port Henry (HH) ein Spotpreis von 2,6 $/mmBTU erwartet, ein Rückgang um 0,06 $/mmBTU bzw. 2,26 % gegenüber dem Vorquartal (07/25). Der Spotpreis für kanadisches Erdgas (AECO) lag bei 2,018 $/mmBTU, ein Anstieg um 0,077 $/mmBTU bzw. 3,99 % gegenüber dem Vormonat (07/25).

Port Henry Natural Gas (HH) rechnet mit sinkenden Spotpreisen und einer Wiederaufnahme der Erdgaslieferungen aus Cove Point, geht aber davon aus, dass die Spotpreise aufgrund der reduzierten US-amerikanischen LNG-Exporte infolge der Durchflussbeschränkungen im Panamakanal sinken werden.

Zum 1. August lag der Spotpreis für nordostasiatische Ankunft in China (DES) bei 10,733 US-Dollar/Million BTU, ein Rückgang um 0,456 US-Dollar/Million BTU gegenüber dem Vorquartal (07,25), was einem Minus von 4,08 % entspricht; der Spotpreis für TTF lag bei 8,414 US-Dollar/mmBTU, ein Rückgang um 0,622 US-Dollar/mmBTU gegenüber dem Vorquartal (07,25), ein Rückgang um 6,88 %.

Der Spotpreis am Hauptkonsumort weist einen Abwärtstrend auf, die Nachfrage in Europa und Asien ist insgesamt stabil geblieben, die Lagerbestände auf dem lokalen Markt sind ausreichend geblieben und der Markt hat ein Überangebot beibehalten, was zu einem Rückgang der Spotpreise im ganzen Land geführt hat.

b) Inventar

Laut Bericht der US-Energiebehörde beliefen sich die Erdgasvorräte der Vereinigten Staaten in der Woche zum 21. Juli auf 2.987 Milliarden Kubikfuß, ein Anstieg um 16 Milliarden Kubikfuß bzw. 0,54 %. Die Vorräte lagen damit 5.730 Kubikfuß bzw. 23,74 % über dem Vorjahreswert. Dies entspricht einem Anstieg um 345 Milliarden Kubikfuß bzw. 13,06 % über dem Fünfjahresdurchschnitt.

In der Woche bis zum 21. Juli beliefen sich die europäischen Erdgasvorräte laut Daten der European Gas Infrastructure Association auf 3.309.966 Milliarden Kubikfuß, ein Anstieg um 79,150 Milliarden Kubikfuß bzw. 2,45 %. Die Vorräte lagen um 740,365 Milliarden Kubikfuß höher als vor einem Jahr, ein Plus von 28,81 %.

In dieser Woche sind die Temperaturen in Europa und den Vereinigten Staaten allmählich gestiegen, und die Nachfrage nach Erdgas in der Region hat zugenommen, was zu einem Anstieg des Erdgasverbrauchs und einem Rückgang der Wachstumsrate der Erdgasvorräte in Europa und den Vereinigten Staaten geführt hat, wobei sich das vorgelagerte Angebot in den Vereinigten Staaten abgeschwächt hat und die Wachstumsrate der Vorräte stark zurückgegangen ist.

Internationale Erdgasbestandstrends

c) Import und Export von Flüssigkeiten

In diesem Zyklus (07.31-08.06) werden die USA voraussichtlich 0 m³ importieren; das erwartete Exportvolumen der Vereinigten Staaten beträgt 3.700.000 m³, was 5,13 % niedriger ist als das tatsächliche Exportvolumen von 3.900.000 m³ im vorherigen Zyklus.

Derzeit bleibt die eurasische LNG-Importnachfrage stabil, wird jedoch durch die Durchflussbeschränkungen im Panamakanal beeinflusst; die LNG-Exporte der Vereinigten Staaten sind zurückgegangen.

a) Marktübersicht

Am 2. August lag der Preis für LNG an der Empfangsstation bei 4106 Yuan/Tonne, ein Rückgang von 0,61 % gegenüber der Vorwoche und von 42,23 % im Jahresvergleich; der Preis im Hauptfördergebiet lag bei 3643 Yuan/Tonne, ein Rückgang von 4,76 % gegenüber der Vorwoche und von 45,11 % im Jahresvergleich.

Die Preise für inländische Rohstoffe wiesen einen Abwärtstrend auf, die Kosten für inländische flüssige Ressourcen sanken, was die Lieferungen in die vorgelagerten Bereiche ankurbelte. Die Empfangsstationen insgesamt blieben stabil, und der Gesamtmarktpreis für Lieferungen ging zurück.

Am 2. August lag der durchschnittliche LNG-Bezugspreis landesweit bei 4.051 Yuan/Tonne, ein Rückgang von 3,09 % gegenüber der Vorwoche und von 42,8 % im Jahresvergleich. Die Nachfrage im nachgelagerten Bereich ist schwach, Preissenkungen im vorgelagerten Bereich dominieren die Preise im nachgelagerten Bereich, und die Marktpreise sinken.

Am 2. August beliefen sich die Gesamtbestände der inländischen LNG-Anlagen auf 306.300 Tonnen, ein Anstieg von 4,43 % gegenüber dem Vormonat. Aufgrund der Auswirkungen des Taifuns wurden Lieferungen blockiert, und die Verkäufe im vorgelagerten Bereich führten weiterhin zu sinkenden Preisen. Die Nachfrage im nachgelagerten Bereich war jedoch schwach, und die Lagerbestände der Anlagen stiegen.

Preisdiagramm für inländisches LNG

b) Angebot

Daten der Auslastungsstudie von 233 inländischen LNG-Anlagen dieser Woche (27.07.–02.08.) zeigen eine tatsächliche Produktion von 635.415 Millionen Kubikmetern. Die Auslastung lag am Mittwoch bei 56,6 % und damit auf dem Niveau der Vorwoche. Die effektive Auslastung betrug am Mittwoch 56,59 %, ein Rückgang um 2,76 Prozentpunkte gegenüber der Vorwoche. Vier Anlagen wurden aufgrund von Wartungsarbeiten stillgelegt, mit einer Gesamtkapazität von 8 Millionen Kubikmetern pro Tag. Sieben Anlagen nahmen die Produktion wieder auf, mit einer Gesamtkapazität von 4,62 Millionen Kubikmetern pro Tag. (Anmerkung: Als Stillstandskapazität gilt eine Produktionsunterbrechung von mehr als zwei Jahren. Die effektive Kapazität bezieht sich auf die LNG-Kapazität abzüglich der Stillstandskapazität.) Die gesamte inländische LNG-Produktionskapazität beträgt 159,75 Millionen Kubikmeter pro Tag, davon entfallen 28 langfristige Stillstände, 7,29 Millionen Kubikmeter pro Tag auf die Stillstandskapazität und 152,46 Millionen Kubikmeter pro Tag auf die effektive Kapazität.

Im Bereich der Flüssiggaslieferungen wurden in diesem Zyklus insgesamt 20 LNG-Tanker an 14 inländischen Empfangsstationen abgefertigt. Die Anzahl der abgefertigten Schiffe ging im Vergleich zur Vorwoche um eins zurück, während das Hafenumschlagvolumen mit 1,403 Millionen Tonnen einen Anstieg von 13,33 % gegenüber 1,26 Millionen Tonnen in der Vorwoche verzeichnete. Die wichtigsten Herkunftsländer der Importe in diesem Zyklus sind Australien, Katar und Russland mit Anlieferungen von 494.800 Tonnen, 354.800 Tonnen bzw. 223.800 Tonnen. Aufgeschlüsselt nach Empfangsstationen verzeichneten CNOOC Dapeng und State Grid Diafu jeweils drei Schiffe, CNOOC Zhuhai und State Grid Tianjin jeweils zwei Schiffe und die übrigen Empfangsstationen jeweils ein Schiff.

c) Nachfrage

Die gesamte Inlandsnachfrage nach LNG belief sich diese Woche (26.07.–01.08.) auf 702.900 Tonnen, ein Rückgang um 10.500 Tonnen bzw. 1,47 % gegenüber der Vorwoche (19.07.–25.07.). Die Lieferungen ab Werk beliefen sich auf insgesamt 402.000 Tonnen, ein Minus von 0,17 Millionen Tonnen bzw. 0,42 % gegenüber der Vorwoche (19.07.–25.07.). Flüssiggasverkäufe ab Werk drückten die Preise, jedoch ging das Gesamtvolumen der Lieferungen ab Werk aufgrund des Taifuns, der die vorgelagerten Lieferungen beeinträchtigte, leicht zurück.

Im Bereich der Seefrachtflüssigkeiten belief sich das Gesamtvolumen der Lieferungen an inländische Annahmestellen auf 14.327 Fahrzeuge, ein Rückgang um 2,86 % gegenüber 14.749 Fahrzeugen in der Vorwoche (19.–25. Juli). Der allgemeine Preisrückgang an den Annahmestellen fiel geringer aus, und der Absatzradius verkleinerte sich, was zu einem Rückgang der Tanklieferungen führte.⁶