Erdgas-Futures verlängerten am Dienstag ihre Verluste bis zum Mittagshandel, da eine nahezu rekordhohe Produktion, nachlassender Stromverbrauch und herbstliche Wetterprognosen eine LNG-Feedgas-Nachfrage auf Viermonatshoch überwogen.

Um 11:54 Uhr Ortszeit (ET) handelten die Oktober-Futures der New York Mercantile Exchange (NYMEX) bei 2,872 USD/MMBtu, 10,3 Cent tiefer als am Vortag.

Der Rückgang markiert den jüngsten gescheiterten Versuch, über die psychologisch wichtige Marke von 3 USD/MMBtu zu halten, nachdem der Frontmonat in mehreren Sitzungen einen Ausbruch getestet, aber nicht halten konnte – im Spannungsfeld von hitzebedingter Nachfrage, starker LNG-Exportnachfrage und robuster Produktion im Lower-48-Gebiet.

Das Scheitern an der 3-Dollar-Marke fällt mit dem Übergang des Marktes in die Übergangssaison zusammen – dem Zeitraum zwischen dem Spitzenbedarf der Sommerkühlung und der winterlichen Heiznachfrage, in dem der Erdgasverbrauch typischerweise nachlässt und die Speicherbestände aufgebaut werden. In diesem Umfeld schwindet die witterungsbedingte Nachfrage, und die Produktionsniveaus – die im Lower-48-Gebiet nahe Rekordwerten lagen – werden zum dominierenden Angebotsdruck auf die Preise. Diese Dynamik wurde zuletzt durch neue Exportkapazitäten im Permian Basin verstärkt, die zuvor eingeschränkte assoziierte Gasförderung in Westtexas freigesetzt haben.

Die LNG-Feedgas-Nachfrage war die deutlichste Stütze: Die Exportnachfrage erreicht Mehrmonatshochs, während die Terminals am Golf von Mexiko rekordhohe Feedgas-Mengen abrufen. Die Händler beobachten, ob dieser Export-Sog in Kombination mit möglicher Spätsaison-Hitze das Angebotsüberhang ausgleichen kann, während sich der Kalender den Grenzen der winterlichen Injektionssaison und schließlich der Heiznachfrage nähert.

Aktuelle NGI-Berichterstattung

• Erdgas-Futures starten einen weiteren Anlauf auf die 3-Dollar-Marke, gestützt von Hitze und LNG (4. September 2026) — Erdgas-Futures legten am Freitag zu, wobei die Käufe am vorderen Ende der Kurve konzentriert waren, während die Spotpreise am Henry Hub nachgaben. Eine niedrigere Produktion und ein wärmerer längerfristiger Ausblick stützten den Markt.

• Oktobers 3-Dollar-Ausbruch bei Erdgas verpufft nach Speicherbericht; Südost-Spotpreise schießen hoch (3. September 2026) — Erdgas-Futures drehten am Donnerstag scharf ins Minus, nachdem der Oktober-Kontrakt kurzzeitig über 3 USD/MMBtu gestiegen war; ein weitgehend erwartungskonformer Regierungsbericht zu den Speicherbeständen konnte die frühe Kursentwicklung nicht stützen. Die physischen Preise entwickelten sich gegenläufig: Früh wurde der Südosten und der Mittelatlantikraum an mehreren Handelspunkten über 7,50 USD gehandelt.

• Septemberhitze bringt die 3-Dollar-Marke bei Erdgas wieder in Reichweite (2. September 2026) — Erdgas-Futures stiegen am Mittwoch, da heißere Septemberprognosen und Optimismus gegenüber LNG-Exporten den Frontmonat in Richtung 3 USD/MMBtu schoben, während die starke Produktion ein Gegengewicht bildete.

• Erdgas-Futures fallen unter dem Druck neuer Permian-Kapazitäten (1. September 2026) — Erdgas-Futures gaben am Dienstag um die Mittagszeit nach, da neue Exportkapazitäten im Permian Basin einen Markt belasteten, der bereits auf eine schwächere Nachfrage in der Übergangssaison blickte. Die Spotpreise in Waha hingegen festigten sich, da zusätzliche Exportkapazitäten die Engpässe in Westtexas weiter entschärften.

• Erdgas-Futures finden Halt, da Stromverbrauch und LNG stark bleiben (31. August 2026) — Erdgas-Futures stiegen am Montag um die Mittagszeit, nachdem sie einen frühen Abverkauf umgekehrt hatten, während die physischen Preise gemischt notierten. Starker Stromverbrauch, LNG-Feedgas und eine weitere Runde Spätsommerhitze boten Unterstützung, obwohl die Produktion im Lower-48-Gebiet erhöht blieb.

• Erdgas-Futures geben nach, während die Übergangssaison näher rückt (28. August 2026) — Erdgas-Futures lagen am Freitag um die Mittagszeit im Minus, während die Händler den bevorstehenden Nachfragerückgang der Übergangssaison gegen starke LNG-Feedgas-Nachfrage und regional heißere Änderungen im Wetterausblick abwogen. Die physischen Preise notierten derweil gemischt.

Quelle: Natural Gas Intelligence