Die europäischen Märkte blieben diese Woche hoch und volatil. Die Situation im Nahen Osten zwang Chevron zur Stilllegung seines Offshore-Gasfeldes in Syrien, und der Markt geriet weiterhin in Panik. Die Preise für TTF-Futures waren jedoch aufgrund des aktuellen Überangebots am Markt hoch und volatil.

In den Vereinigten Staaten sind die LNG-Exporte in dieser Woche aufgrund der schwachen Nachfrage und der nachlassenden Panik zurückgegangen, die Exporte sind gesunken und das Angebot an Rohgas von den Exportterminals hat sich abgeschwächt, aber aufgrund der Änderung der NG-Futures-Kontrakte in diesem Monat ist der Erdgaspreis in den Vereinigten Staaten gestiegen.

a) Marktübersicht

Am 24. Oktober lag der US-amerikanische Erdgas-Futurespreis (NG) für Henry Port bei 3,322 US-Dollar pro Million British Thermal, was einem Anstieg von 0,243 US-Dollar pro Million British Thermal gegenüber dem vorherigen Zyklus (10.17) bzw. 7,89 % entspricht. Der niederländische Erdgas-Futurespreis (TTF) lag bei 15,304 US-Dollar pro mmBTU, ein Plus von 0,114 US-Dollar pro mmBTU gegenüber dem vorherigen Zyklus (10.17) bzw. 0,75 %.

In den Vereinigten Staaten zeigten die US-amerikanischen Henry Port (NG)-Futures-Preise nach dem allgemeinen Rückgang in der Woche einen Erholungstrend. Die US-amerikanischen Erdgas-Futures-Preise zeigten in dieser Woche einen Abwärtstrend, stiegen aber aufgrund der Auswirkungen von Vertragsänderungen wieder an.

Auf der Exportseite gingen die US-amerikanischen LNG-Exporte diese Woche aufgrund der schwachen Nachfrage und der nachlassenden Panik zurück, und die Exporte sind gesunken.

Aus technischer Sicht befindet sich der US-amerikanische Henry Port Future (NG) in einem niedrigen Aufwärtstrend. Der Preis des US-amerikanischen Henry Port Future (NG) liegt nahe bei 3,34 US-Dollar/Million britischer Pfund, der KDJ-Tiefstand steht kurz vor einem Anstieg aus der Gabelung, der MACD hat seinen Boden unter Null erreicht, der Abwärtstrend ist gestoppt, der Preis des US-amerikanischen Henry Port Future (NG) zeigte diese Woche einen Abwärtstrend.

In Europa stiegen die Lagerbestände auf dem europäischen Markt weiter an. Laut Daten der European Natural Gas Infrastructure Association betrugen die Gesamtbestände in Europa am 23. Oktober 1123 TWh, was einem Kapazitätsanteil von 98,63 % entspricht. Dies ist ein Anstieg von 0,05 % gegenüber dem Vortag und ein stetiger Anstieg der Lagerbestände.

Die europäischen Märkte blieben diese Woche hoch und volatil. Die Situation im Nahen Osten zwang Chevron zur Stilllegung seines Offshore-Gasfeldes in Syrien, und der Markt geriet weiterhin in Panik. Die Preise für TTF-Futures waren jedoch aufgrund des aktuellen Überangebots am Markt hoch und volatil.

Zum 24. Oktober wird für US-amerikanisches Erdgas aus Port Henry (HH) ein Spotpreis von 2,95 $/mmBTU erwartet, ein Anstieg um 0,01 $/mmBTU gegenüber dem Vorquartal (10,17), was einem Plus von 0,34 % entspricht. Der Spotpreis für kanadisches Erdgas (AECO) lag bei 1,818 $/mmBTU, ein Anstieg um 0,1 $/mmBTU gegenüber dem Vormonat (10,17), was einem Plus von 5,83 % entspricht.

Henry Port Natural Gas (HH) geht davon aus, dass die Spotpreise stabil bleiben werden, die LNG-Exporte haben sich abgeschwächt, die Nachfrage der Hauptverbrauchermärkte außerhalb der Region dürfte stabil bleiben, es gibt keine offensichtliche positive Unterstützung, daher wird erwartet, dass die Spotpreise für Henry Port Natural Gas (HH) stabil bleiben.

Am 24. Oktober lag der Spotpreis für nordostasiatische Ankunft in China (DES) bei 17,25 US-Dollar pro Million BTU, ein Anstieg um 0,875 US-Dollar pro Million BTU gegenüber dem Vorquartal (10,17), was einem Plus von 5,34 % entspricht; der Spotpreis für TTF lag bei 14,955 US-Dollar pro mmBTU, ein Anstieg um 0,898 US-Dollar pro mmBTU gegenüber dem Vorquartal (10,17), was einem Plus von 6,39 % entspricht.

Die Spotpreise für den Massenmarkt steigen, die Verbraucher sind derzeit in Panik, die Marktspekulation ist stark ausgeprägt, die vorgelagerten Verkäufer verkaufen zu hohen Preisen, was zu einem Anstieg der Massenmarktpreise geführt hat.

b) Inventar

Laut der US-Energiebehörde beliefen sich die US-Erdgasvorräte in der Woche bis zum 13. Oktober auf 3.626 Milliarden Kubikfuß, ein Anstieg um 97 Milliarden Kubikfuß bzw. 2,8 %. Die Vorräte lagen damit 3.000 Kubikfuß bzw. 9,0 % höher als vor einem Jahr. Dies entspricht einem Anstieg um 175 Milliarden Kubikfuß bzw. 5,1 % über dem Fünfjahresdurchschnitt.

Laut der European Gas Infrastructure Association beliefen sich die europäischen Gasvorräte in der Woche bis zum 13. Oktober auf 3.926,271 Milliarden Kubikfuß. Dies entspricht einem Anstieg um 43,34 Milliarden Kubikfuß bzw. 1,12 % gegenüber der Vorwoche. Im Vergleich zum Vorjahr lagen die Vorräte um 319,287 Milliarden Kubikfuß bzw. 8,85 % höher.

Diese Woche stiegen die US-Erdgaslagerbestände aufgrund der hohen Spotpreise stetig an. Dies führte zu einer abwartenden Haltung der Importeure, während die Nachfrage auf dem Hauptabnehmermarkt deutlich zurückging und das Lagerwachstum in den USA zunahm. Auch in Europa sind die Lagerbestände kontinuierlich gestiegen und liegen nun bei fast 98 %. Es wird erwartet, dass sich das Lagerwachstum künftig verlangsamen wird.

c) Import und Export von Flüssigkeiten

Es wird erwartet, dass die USA in diesem Zyklus (10.23-10.29) 0 m³ importieren werden; Es wird erwartet, dass die Vereinigten Staaten 3.900.000 m³ exportieren werden, was 4,88 % weniger sind als das tatsächliche Exportvolumen von 410.000.000 m³ im vorherigen Zyklus.

Die derzeit schwache Nachfrage auf dem Hauptverbrauchermarkt und hohe Lagerbestände haben zu einem Rückgang der US-amerikanischen LNG-Exporte geführt.

a) Marktübersicht

Am 25. Oktober lag der LNG-Terminalpreis bei 5.268 Yuan/Tonne, ein Anstieg von 7 % gegenüber der Vorwoche und ein Rückgang von 32,45 % im Jahresvergleich; der Preis im Hauptfördergebiet lag bei 4.772 Yuan/Tonne, ein Anstieg von 8,53 % gegenüber der Vorwoche und ein Rückgang von 27,43 % im Jahresvergleich.

Die Preise im Upstream-Bereich weisen einen Aufwärtstrend auf. Aufgrund der steigenden Kosten der Flüssiganlagen im Nordwesten und des hohen Spotpreises für Seefracht steigen die Upstream-Preise, und die Lieferungen werden durch die steigenden Transportpreise angetrieben.

Am 25. Oktober lag der landesweite Durchschnittspreis für LNG bei 5208 Yuan/Tonne, ein Anstieg von 7,23 % gegenüber der Vorwoche und ein Rückgang von 28,12 % im Jahresvergleich. Die Kosten für den Transport beeinflussen die vorgelagerten Ressourcen und führen so zu höheren Preisen am Markt.

Am 24. Oktober beliefen sich die Gesamtbestände der inländischen LNG-Anlagen auf 328.300 Tonnen, ein Rückgang um 14,84 % gegenüber dem Vormonat. Da die vorgelagerten Unternehmen die Preise sukzessive anhoben und ihre Waren absetzten, verliefen die anfänglichen Ressourcenverkäufe reibungsloser, was zu einem Rückgang der Bestände führte.

b) Angebot

Diese Woche (19.10.–25.10.) zeigen die Daten zur Auslastung von 236 inländischen LNG-Anlagen, dass die tatsächliche Produktion 742,94 Millionen Kubikmeter betrug. Die Auslastung lag am Mittwoch bei 64,6 % und damit auf dem Niveau der Vorwoche. Die effektive Auslastung betrug am Mittwoch 67,64 %, ein Anstieg um 0,01 Prozentpunkte gegenüber der Vorwoche. Eine Anlage wurde aufgrund von Wartungsarbeiten stillgelegt und verfügt über eine Gesamtkapazität von 700.000 Kubikmetern pro Tag. Keine Anlage nahm den Betrieb wieder auf, was einer Gesamtkapazität von 0 Millionen Kubikmetern pro Tag entspricht. (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 163,05 Millionen Kubikmeter pro Tag, davon entfallen 28 langfristige Stillstände, 7,29 Millionen Kubikmeter pro Tag auf die Stillstandskapazität und 155,76 Millionen Kubikmeter pro Tag auf die effektive Kapazität.)

Im Bereich der Flüssiggaslieferungen wurden in diesem Zyklus insgesamt 20 LNG-Tanker an 13 inländischen Empfangsstationen abgefertigt, fünf Schiffe mehr als in der Vorwoche. Das Hafenvolumen betrug 1.291.300 Tonnen, ein Anstieg von 37,49 % gegenüber 939.200 Tonnen in der Vorwoche. Die wichtigsten Importländer in diesem Zyklus sind Australien, Katar und Malaysia mit Anlieferungen von 573.800 Tonnen, 322.900 Tonnen bzw. 160.700 Tonnen. An jeder Empfangsstation wurden drei Schiffe von CNOOC Dapeng, jeweils zwei von CNPC Caofeidian und CNOOC Binhai und jeweils ein Schiff von den übrigen Empfangsstationen abgefertigt.

c) Nachfrage

Die gesamte inländische LNG-Nachfrage belief sich in dieser Woche (18.10.–24.10.) auf 721.400 Tonnen, ein Rückgang um 53.700 Tonnen bzw. 6,93 % gegenüber der Vorwoche (11.10.–17.10.). Die Lieferungen der inländischen Werke erreichten 454.200 Tonnen, ein Minus von 35.800 Tonnen bzw. 7,31 % gegenüber der Vorwoche (11.10.–17.10.). Die gestiegenen Lieferpreise der Empfangsstationen und Flüssiggasanlagen führten zu Lieferengpässen und einem erhöhten Widerstand der Abnehmer bei den hohen Preisen, was den Rückgang der Lieferungen zur Folge hatte.

Bei den Seefrachtflüssigkeiten betrug das Gesamtvolumen der Lieferungen der inländischen Empfangsstationen 14.055 Fahrzeuge, ein Rückgang um 9,48 % gegenüber 14.055 Fahrzeugen in der Vorwoche (11.10.-17.10.). Die Empfangsstationen erhöhten die Preise für die Lieferungen, die Weiterlieferungen waren widerstandsfähiger, und das Gesamtvolumen der Tanklieferungen ging zurück.