Globale LNG- und Erdgaspreise steigen sprunghaft, während sich der US-Iran-Konflikt verschärft und die Straße von Hormus schließt

Mit der erneut geschlossenen Straße von Hormus und wieder aufgeflammten Feindseligkeiten zwischen Iran und den Vereinigten Staaten hat Kpler Insight seine Basisprognose für das LNG-Angebot angepasst, um ein länger andauerndes Konfliktszenario abzubilden. Die Straße von Hormus zählt zu den weltweit wichtigsten Energieengpässen; über sie werden typischerweise rund 20% des globalen LNG-Verbrauchs transportiert, angeführt von Exporten aus Katar — das zusammen mit den Vereinigten Staaten und Australien konstant zu den drei größten LNG-Exporteuren der Welt gehört. Das Unternehmen erwartet nun, dass der Verkehr durch die Meerenge bis zum Rest von 2026 stark eingeschränkt bleibt und sich im Verlauf von Q1 2027 allmählich erholt. Die anhaltenden bewaffneten Auseinandersetzungen im Nahen Osten haben TTF- und asiatische LNG-Preise bereits in den vergangenen Tagen deutlich nach oben getrieben, da europäische und asiatische Käufer um verfügbare Mengen konkurrieren.

Markt- und Handelsaussagen

Preisausblick für den europäischen TTF-Frontmonat: Bullish. Europäische Käufer dürften für LNG aus dem Atlantikbecken höhere Gebote abgeben, da die Spannungen im Nahen Osten zunehmen und wegen des Tropensturms Bertha ein leichter Rückgang der kurzfristigen US-LNG-Exporte möglich ist. Fundamentale Sicht von Kpler Insight: LNG-Importe dürften sinken, die Pipelineversorgung seitwärts tendieren und der Gasverbrauch stabil bleiben.

Preisausblick für den asiatischen LNG-Frontmonat: Leicht bullish. Obwohl die Rally der vergangenen Woche bereits eine deutliche geopolitische Prämie eingepreist hat, verengt Kpler Insights revidiertes Szenario eines prolongierten Konflikts an der Straße von Hormus die kurzfristige Angebotsbilanz weiter, da für den Zeitraum September bis Dezember niedrigere katarische Exporte erwartet werden. Die Preise für Lieferungen im September dürften gut unterstützt bleiben, da Käufer angesichts anhaltender geopolitischer Unsicherheit rund um den Transit durch Hormus um ein kleineres Angebot an Atlantik-Becken-Ladungen konkurrieren.

Ausblick auf den Spread zwischen asiatischem LNG und TTF: Er dürfte sich leicht verengen, da TTF voraussichtlich stärker steigt als asiatisches LNG. In der vergangenen Woche notierte asiatisches LNG mit einem Aufschlag auf TTF; der Spread lag am 22. Juli bei $1.09/MMBtu, nach einem Abschlag von -$1.36/MMBtu eine Woche zuvor.

Preisausblick für den US Henry Hub Frontmonat: Stabil. Starke Produktion, robuste Lagerbestände und vergleichsweise schwache Nachfrage halten die Preise in einer engen Spanne.

Quelle: ICE, NYMEX. Der Brent-indexierte Preis entspricht einer Steigung von 12% des 90-Tage-Durchschnitts des Brent-Kontrakts. Quelle: ICE, Kpler Insight.

Europa: Spannungen im Nahen Osten sorgen weiterhin für bullischen Druck auf den TTF

Der europäische TTF-Frontmonatskontrakt setzte seine Rally in der vergangenen Woche fort und schloss am 22. Juli bei $20.91/MMBtu, 15.1% höher als am 15. Juli bei $18.17/MMBtu — der höchste Schlusskurs für die wichtigste europäische Benchmark seit Januar 2023. TTF, gehandelt am virtuellen Hub Title Transfer Facility in den Niederlanden, dient als wichtigste europäische Gaspreis-Benchmark und als zentrale Referenz für die Preisbildung globaler LNG-Ladungen. Der Großteil der Gewinne ging auf die erneute Eskalation des US-Iran-Konflikts und neue Angriffe in der gesamten Region zurück. Diese Ereignisse werden zusammen mit einem Rückgang der Verladungen in Katars Ras Laffan und einer geringeren Zahl von LNG-Schiffsbewegungen in und aus der Meerenge von Marktteilnehmern als längerfristige Angebotsstörung im Persischen Golf gewertet, die den Wettbewerb zwischen den Becken um flexibles Angebot wahrscheinlich verschärfen wird.

Die bullische Stimmung wurde zusätzlich durch niedrigere LNG-Importe w/w gestützt, was zu einer Verlangsamung der Nettoeinspeicherungen in die Untergrundspeicher (UGS) führte, während Pipelineversorgung und Gasverbrauch stabil blieben. Zudem weckte der Durchzug von Tropensturm Bertha über die US-Golfküste Sorgen über mögliche Verzögerungen bei US-LNG-Verladungen in den nächsten Tagen und verstärkte damit den Aufwärtsimpuls.

Für die kommenden Tage hält Kpler Insight an einem bullischen Ausblick für den TTF-Frontmonatskontrakt fest, da europäische Käufer voraussichtlich höhere Gebote abgeben werden, um LNG aus dem Atlantikbecken zu sichern, während sich der Konflikt im Nahen Osten weiter verschlechtert und in den kommenden Tagen das Risiko eines vorübergehenden Rückgangs der US-LNG-Exporte besteht. Fundamentale Erwartung: LNG-Importe sollen w/w sinken, die Pipelineversorgung seitwärts bleiben und der Gasverbrauch stabil bleiben.

Die Netto-Pipelineimporte der EU blieben seitwärts und stiegen lediglich um 0.4% w/w auf geschätzte 3.17 bcm. Höhere Importe aus Norwegen, Libyen und dem Vereinigten Königreich glichen leichte Rückgänge der algerischen Exporte nach Italien aus. Künftig erwartet Kpler Insight stabile Netto-Pipelineimporte, da ein leichter Rückgang der norwegischen Flüsse — ausgelöst durch ungeplante Wartung an Dvalin — voraussichtlich durch erwartete kleine Zuwächse der algerischen Exporte kompensiert wird, die sich aus den prognostizierten niedrigeren Temperaturen in Nordafrika ergeben.

Die europäischen LNG-Importe sanken um 21.7% w/w auf 1.26 mt, da die Preise an den heimischen Gas-Hubs in den nordwesteuropäischen Märkten zu niedrig waren, um Angebot anzuziehen. Der Rückgang der Importe in die Iberische Halbinsel war auf laufende geplante Wartungsarbeiten an mehreren spanischen Terminals zurückzuführen. Die geringeren LNG-Mengen nach Spanien bei hoher Nachfrage nach Gas für die Stromerzeugung ließen die PVB-Preise auf einen Aufschlag gegenüber dem TTF steigen und zogen Pipelineimporte aus Algerien und Frankreich an. Für die kommenden Tage werden die LNG-Importe voraussichtlich leicht sinken, vor allem wegen des verschärften Wettbewerbs mit asiatischen Käufern um Angebot aus dem Atlantikbecken, während ein ungünstiger saisonaler Spread die Anreize des Marktes erhöht, UGS-Einspeicherungen auszuweiten.

Der aggregierte Verbrauch in der lokalen Verteilung in 16 EU-Ländern stieg leicht um 1.7% w/w auf geschätzte 0.91 bcm, blieb aber im Rahmen saisonaler Durchschnittswerte. Die Nachfrage in der lokalen Verteilung dürfte insgesamt seitwärts bleiben, da die Temperaturen auf dem Kontinent voraussichtlich nahe dem Fünfjahresdurchschnitt liegen werden.

Im Stromsektor blieb die gasgefeuerte Stromerzeugung in der EU-25 stabil und sank nur um 1% w/w auf geschätzte 7.5 TWh. Trotz eines leichten Anstiegs der Stromnachfrage (+0.4% w/w) belasteten höhere Windstromerzeugung sowie eine höhere Kohle- und Kernenergieproduktion die gasgefeuerte Erzeugung in Nordwesteuropa. Dieser Rückgang wurde jedoch durch höhere gasgefeuerte Produktion in Süd- und Südosteuropa, getrieben von höheren Temperaturen, nahezu ausgeglichen, sodass die gesamte gasgefeuerte Stromerzeugung w/w weitgehend stabil blieb. Für die kommenden Tage wird eine stabile Gasverstromung erwartet. In der ersten Wochenhälfte ist wegen niedriger Temperaturen und starker Windgeschwindigkeiten in Nordwesteuropa und Südeuropa mit geringerem Gasverbrauch zu rechnen; gegen Ende der Woche dürfte der Gasverbrauch steigen, da die Temperaturen ab dem 26. Juli in weiten Teilen des Kontinents über die saisonalen Normen klettern und die Windgeschwindigkeiten nachlassen.

Die Untergrundspeicher der EU-27 stiegen bis zum 21. Juli auf 54.4% und damit um 1.6% w/w. Unter den 2022 verabschiedeten EU-Regeln müssen die Mitgliedstaaten ihre Gasspeicher jedes Jahr bis zum 1. November zu mindestens 90% füllen, weshalb das Tempo der Einspeicherungen in der Sommerauffüllphase als wichtiger Indikator für die Versorgungssicherheit gilt. Die Nettoeinspeicherungen lagen im vergangenen Wochenmittel bei 0.23 bcm/d und damit 0.05 bcm/d unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Das langsamere Tempo wurde vor allem durch schwächere Nettoeinspeicherungen in Spanien verursacht, da das Land Untergrundspeicher, LNG-Bestände und Pipelineimporte nutzte, um den Verlust von LNG-Importkapazität aufgrund geplanter Wartung auszugleichen. Starker Gasverbrauch, getrieben von hoher Stromnachfrage, verlangsamte die Einspeicherungen zusätzlich und vergrößerte das kumulierte Einspeizdefizit gegenüber dem Fünfjahresdurchschnitt um 0.07 bcm w/w. Kpler Insight erwartet ein stabiles Tempo der Speicherbefüllung, da geringere gasgefeuerte Stromerzeugung durch schwächere LNG- und Pipelineversorgung ausgeglichen wird. Gleichzeitig weitete sich der Aufschlag des TTF-Balance-of-Summer-Kontrakts gegenüber dem Winter-26/27-Kontrakt bis zum 22. Juli auf €2.68/MWh aus, was den jüngsten Anstieg der Preise im Balance-of-Summer widerspiegelt und den Anreiz zum Einspeichern von Gas verringert.

Asien: Revision der Katar-Prognose stützt höhere LNG-Spotpreise

Die asiatischen LNG-Spotpreise stiegen deutlich von $16.81/MMBtu am 15. Juli auf $22/MMBtu am 22. Juli (+$5.19/MMBtu w/w) und lagen damit im Einklang mit Kpler Insights Erwartung eines starken Rollovers des September-Kontrakts. Die Rally wurde durch das steigende geopolitische Risiko rund um die Straße von Hormus, anhaltend feste Preise an europäischen Gas-Hubs und neue LNG-Spotgeschäfte in Asien getrieben, die das höhere Preisniveau bestätigten, da Käufer ein engeres Angebot aus dem Nahen Osten und stärkere Konkurrenz um Ladungen aus dem Atlantikbecken einpreisten.

Für die kommende Woche werden die asiatischen LNG-Preise moderat bullish erwartet. Zwar hat die Rally der vergangenen Woche bereits eine erhebliche geopolitische Prämie hinzugefügt, doch Kpler Insights revidiertes Szenario eines prolongierten Konflikts an der Straße von Hormus vergrößert das kurzfristige Angebotsdefizit durch geringere erwartete katarische LNG-Exporte. Dies dürfte die Preise für September-Lieferungen fest halten und die kurzfristige Risikoprämie stützen, da Käufer um ein kleineres verfügbares Ladungsangebot konkurrieren.

Für Japan werden die Temperaturen in der kommenden Woche voraussichtlich in Richtung saisonaler Durchschnittswerte zurückgehen, während für Südchina kühlere als normale Bedingungen erwartet werden. Im übrigen Asien dürften die Temperaturen weitgehend im Rahmen saisonaler Normen bleiben. Eine schwächere Kühlungsnachfrage in Japan und Südchina dürfte die Spotpreise kurzfristig belasten; jedoch sollten ein engeres LNG-Angebot aus dem Nahen Osten und anhaltende geopolitische Risiken die wetterbedingten Belastungen weitgehend ausgleichen.

Die LNG-Bestände der großen japanischen Stromversorger stiegen bis zum 19. Juli um 0.09 mt w/w auf 2.51 mt, was eine stärkere Wiederauffüllung im Zuge der heißeren Juli-Temperaturen widerspiegelt. Die jüngste Prognose der Japan Meteorological Agency (JMA) signalisiert eine 40–50%ige Wahrscheinlichkeit für überdurchschnittliche Augusttemperaturen in den meisten Teilen Japans, leicht unter der vorherigen Prognose. Trotz dieser Abwärtsrevision wird die verfügbare gasgefeuerte Leistung im August voraussichtlich 75 GW erreichen, also 1 GW mehr als im Vorjahr und über dem Fünfjahresdurchschnitt, um die Spitzennachfrage im Sommer zu decken. Unter Kpler Insights Szenario eines prolongierten Konflikts an der Straße von Hormus bleibt Japan vergleichsweise robust, da das Land stärker auf kontrahierte LNG-Mengen angewiesen ist und weniger von Störungen der katarischen Versorgung betroffen ist, wodurch die Nachfragereduktion im Vergleich zu anderen asiatischen Märkten begrenzt bleibt.

Der LNG-Nachfrageausblick Südkoreas wurde unter dem Szenario eines prolongierten Konflikts an der Straße von Hormus nach unten revidiert, da anhaltende asiatische LNG-Spotpreise oberhalb von $18–20/MMBtu voraussichtlich die freiwillige Wiederauffüllung verzögern und eine stärkere Kohleverstromung begünstigen. Da die Korea Meteorological Administration (KMA) für August und September eine Wahrscheinlichkeit von 50–60% für überdurchschnittliche Temperaturen aufrechterhält, dürfte die klimabedingte LNG-Nachfrage relativ stabil bleiben. Hohe Preise werden jedoch voraussichtlich den kurzfristigen Lageraufbau dämpfen und die LNG-Spotnachfrage bis Ende 2026 unterdrücken. Südkorea dürfte damit neben China zur Anpassung der Nachfrage in Nordostasien beitragen und helfen, den globalen LNG-Markt neu auszubalancieren, bis sich das Angebot aus dem Nahen Osten im Q1 2027 zu erholen beginnt.

Der LNG-Nachfrageausblick Chinas wurde unter Kpler Insights Szenario eines prolongierten Konflikts an der Straße von Hormus nach unten korrigiert; die Importe für 2026 wurden gegenüber der vorherigen Prognose um 4.5 mt gesenkt. Die Anpassung soll vor allem über eine verzögerte Lagerauffüllung und eine schwächere industrielle Gasnachfrage erfolgen, da anhaltende asiatische LNG-Spotpreise oberhalb von $18/MMBtu die Wirtschaftlichkeit importierten LNGs verschlechtern. Allerdings dürften niedriger als erwartet ausfallende Pipelineimporte aus Zentralasien sowie eine langsamere Erholung der heimischen Gasproduktion in Hainan und Shanxi die inländische Gasversorgung im Q3 und frühen Q4 verknappen. Zusammen mit der Spitzennachfrage nach Gas für die Stromerzeugung im Sommer könnte dies eine moderate kurzfristige LNG-Beschaffung stützen, auch wenn stärkere Solarerzeugung im August weiteres Aufwärtspotenzial begrenzen könnte. China bleibt zwar bis zur Erholung des Angebots aus dem Nahen Osten im Q1 2027 der größte Faktor für die Dämpfung der LNG-Nachfrage in Nordostasien, doch engere inländische Gasbilanzen könnten den kurzfristigen Preisen weiterhin eine zusätzliche moderate Unterstützung geben.

Indiens LNG-Nachfrageausblick wurde unter Kpler Insights Szenario eines prolongierten Konflikts an der Straße von Hormus nach unten revidiert; die LNG-Importe für 2026 wurden um 1.3 mt auf 24.6 mt gesenkt. Da die asiatischen LNG-Spotpreise im restlichen Jahr 2026 voraussichtlich über $18–20/MMBtu bleiben, wird LNG gegenüber alternativen Brennstoffen zunehmend weniger wettbewerbsfähig. Preisempfindliche Industrieabnehmer und die gasgefeuerte Stromerzeugung dürften den Großteil der Nachfragereduktion tragen, während die Verteilung von Stadtgas und die Düngemittelnachfrage vergleichsweise widerstandsfähig bleiben. Kpler Insight prognostiziert die gesamte Gasnachfrage Indiens nun auf 64.5 bcm im Jahr 2026, ein Rückgang um 4.6 bcm gegenüber dem Vorjahr.

Generell bleibt Südasien die Region mit der höchsten Anfälligkeit für anhaltende Störungen der LNG-Versorgung aus dem Nahen Osten. Für Pakistan und Bangladesch wird erwartet, dass sie den LNG-Verbrauch durch engere Gaszuteilungen, geringere Nachfrage im Stromsektor und eine unvollständige Substitution der gestörten katarischen Lieferungen reduzieren.

USA: Starke Produktion und Lagerbestände halten Henry Hub unter $3.00/MMBtu

Der US-Henry-Hub-Frontmonatskontrakt schloss am 22. Juli bei $2.93/MMBtu und damit unverändert gegenüber dem 15. Juli. Trotz einer vergleichsweise niedrigen Speichereinspeisung für die Woche bis zum 10. Juli fielen die Preise am vergangenen Donnerstag auf $2.86/MMBtu. Henry Hub holte am Freitag einen Teil der Verluste zurück und schloss bei $2.91/MMBtu, da niedrigere Preise begrenzte Käufe auslösten. Ein gemischter Temperaturausblick sowie Risiken im Zusammenhang mit den möglichen Auswirkungen von Tropensturm Bertha ließen die Preise am Montag und Dienstag nahezu unverändert bei $2.87/MMBtu verharren. Am Mittwoch kam es zu einer leichten Erholung, unterstützt durch revidierte Wettermodelle, die für den Rest des Juli glühend heiße Temperaturen im Südwesten zeigten.

Für die nächsten 7 Tage wird erwartet, dass Henry Hub in einer Spanne von $2.85–3.00/MMBtu bleibt, da starke heimische Gasproduktion, begrenzte Auswirkungen des heranziehenden Tropensturms und Gewinnmitnahmen der Händler das Aufwärtspotenzial begrenzen. Die Widerstandsfähigkeit der US-Preise trotz des globalen Angebotsockers unterstreicht die relative Abschirmung des US-Marktes, der bei Erdgas weitgehend selbstversorgend und von Störungen im Zusammenhang mit Hormus weniger direkt betroffen ist.

Der nationale Verbrauch lag im Durchschnitt bei 81 Bcf/d und damit 2 Bcf/d w/w höher, da hohe Temperaturen zusammen mit schwacher Windstromerzeugung den Bedarf an gasgefeuerter Stromerzeugung erhöhten. Die Gasnachfrage im Stromsektor überschritt am 21. Juli erneut 50 Bcf/d, da der Süden und Westen der USA unter drückender Hitze litten. Für weite Teile der Lower 48 werden in der kommenden Woche überdurchschnittliche Temperaturen erwartet, auch wenn kühlere Bedingungen im Nordosten und in Teilen des Mittleren Westens den Verbrauch begrenzen dürften. Die Gasnachfrage im Stromsektor wird in den nächsten 7 Tagen auf durchschnittlich 45–50 Bcf/d geschätzt.

Tropensturm Bertha dürfte an den Verladungen von Verflüssigungsanlagen am US-Golf zu Verzögerungen führen, während die Feedgas-Lieferungen voraussichtlich weitgehend unbeeinträchtigt bleiben.

Die Produktion von trockenem Gas lag in der vergangenen Woche im Schnitt bei rund 110 Bcf/d und bewegte sich zwischen 109 und 110 Bcf/d. Kpler Insight erwartet, dass die Produktion angesichts der hohen Temperaturen nahe dem aktuellen Niveau bleibt.

Die USA speisten für die Woche bis zum 10. Juli 41 Bcf in unterirdische Speicher ein, was den Markterwartungen entsprach. Die Bestände stiegen auf 3,024 Bcf, wobei der Überschuss gegenüber dem Fünfjahresdurchschnitt von 6.6% auf 6.4% sank. Für die Woche bis zum 17. Juli wird ein weiterer vergleichsweise geringer Lageraufbau erwartet, da eine niedrigere Windstromerzeugung den Gasbedarf im Stromsektor erhöhte. Kpler Insight prognostiziert eine Nettoeinspeicherung von 37 Bcf.

Globale LNG-Versorgung: Kpler Insight stuft Hormus-Basisszenario auf prolongierte Krise um

Die globalen LNG-Exporte fielen in der vergangenen Woche auf ein Sechswochentief und sanken um 0.50 mt w/w auf 7.21 mt, getrieben von niedrigeren US-Exporten (-0.17 mt w/w auf 2.18 mt) und katarischen Exporten (-0.09 mt auf 0.34 mt). Kpler Insight erwartet, dass das globale LNG-Angebot diese Woche weiter sinkt, da Tropensturm Bertha die Verladungen an der US-Golfküste verlangsamt, während die LNG-Exporte aus Katars Ras Laffan weiter zurückgehen und die Lieferungen aus den Vereinigten Arabischen Emiraten von Das Island nach der Schließung der Straße von Hormus zum Erliegen gekommen sind. Teilweise ausgeglichen werden diese Verluste durch höheres russisches LNG-Angebot, da Sakhalin 2 nach geplanter Wartung wieder auf Volllast läuft.

Vor dem Hintergrund eskalierender geopolitischer Spannungen zwischen den USA und Iran hat Kpler Insight seine Basissicht auf die Straße von Hormus von einem Deeskalationsszenario auf ein Szenario einer prolongierten Krise revidiert, in dem der LNG-Transit bis Ende 2026 stark eingeschränkt bleibt, bevor er sich im Q1 2027 allmählich erholt. Infolgedessen wurden die globalen LNG-Exporte für Juli 2026 bis März 2027 gegenüber dem vorherigen Deeskalations-Basisszenario um 21 mt nach unten revidiert, was den globalen LNG-Markt deutlich länger verknappt.

Die Verladungen aus Katars 77 mtpa-Anlage Ras Laffan verlangsamen sich, während die Exporte der VAE zum Stillstand gekommen sind. In der vergangenen Woche sank die Zahl der Verladungen in Ras Laffan auf vier Ladungen nach sechs in der Vorwoche. In dieser Woche wurde bislang eine Ladung — die Al Gharrafa — verladen, während eine weitere — die Al Shamal — derzeit an der Anlage liegt. Die neuesten Wärmebilder zeigen, dass drei Züge weiterhin aktiv sind: QatarGas Trains 6 und 7 sowie RasGas Train 7.

Gleichzeitig hat Das Island im Golf die verfügbare Kapazität an Ballastschiffen ausgeschöpft, und die thermische Aktivität zeigt, dass die Anlage die Produktion herunterfährt; derzeit ist nur einer von drei Zügen in Betrieb.

In den USA ist Tropensturm Bertha in Louisiana auf Land getroffen und erhöht das Risiko von Verzögerungen bei Verladungen an US-Golfküsten-Verflüssigungsanlagen. Bertha, der zweite benannte Sturm der atlantischen Hurrikansaison, landete am Mittwoch in St. Bernard Parish, rund 40 Meilen östlich von New Orleans, wie das National Hurricane Center (NHC) mitteilte. Anhaltende Windgeschwindigkeiten werden mit 40 Knoten prognostiziert, mit Potenzial zu einem Maximum von 50 Knoten. Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung warteten mehrere Ballastschiffe vor der Küste darauf, dass der Sturm vorüberzieht, bevor sie LNG-Exportterminals an der US-Golfküste anlaufen, was darauf hindeutet, dass Verzögerungen bei den Verladungen wahrscheinlich sind, bis der Sturm abzieht.

Die Feedgas-Zuflüsse zu US-Verflüssigungsanlagen bewegten sich in der vergangenen Woche zwischen 16.23–16.53 bcf/d, wobei Freeport LNG wegen geplanter Wartung an einem Zug offline blieb. Die Feedgas-Mengen von Golden Pass blieben in der vergangenen Woche bei 0.31–0.33 Bcf/d und damit deutlich unter dem Niveau, das nötig wäre, um einen einzelnen 6 mtpa-Verflüssigungszug mit voller Kapazität zu betreiben, was darauf hindeutet, dass der Hochlauf weiterhin auf Schwierigkeiten stößt.

In Kanada sanken die Exporte der 14 mtpa-Anlage LNG Canada in der vergangenen Woche von drei auf zwei Ladungen, da ungeplante Wartungsarbeiten anfielen. Dem Projekt nahestehende Quellen zufolge könnte dies zu Verzögerungen von ein bis zwei Tagen führen.

Andernorts nahm Russlands 10.8 mtpa-Anlage Sakhalin 2 am 18. Juli nach geplanter Wartung wieder den Export auf und erhöhte damit das Angebot im Pazifikbecken inmitten der anhaltenden Hormus-Krise. Nach Kpler-Daten traf die Grand Aniva am 17. Juli in Prigorodnoye ein, bevor sie einen Tag später beladen auslief.

Quelle: Kpler