Oktobers Ausbruch über 3 Dollar beim Erdgas verpufft nach Speicherbericht; Südosten-Cashpreise glühen
Wichtige Erkenntnisse
- •Der Oktober-Kontrakt an der Nymex stieg kurz über 3 USD/MMBtu, bevor er nach einem erwartungskonformen EIA-Speicherbericht 13,5 Cent von seinem Hoch fiel.
- •Speicheraufbauten im Einklang mit dem Konsens geben dem Preis in der Regel wenig Richtung, da Front-Futures auf Überraschungen reagieren, nicht auf die Bestätigung eingepreister Daten.
- •Cashpreise im Südosten und Mittelatlantik stiegen an mehreren Orten über 7,50 USD/MMBtu, wobei Transco Zone 5 South zu den stärksten Gewinnern zählte.
- •Einen Tag zuvor waren Erdgas-Futures auf heißere Septemberprognosen und LNG-Exportoptimismus Richtung 3 USD/MMBtu gestiegen, gedämpft durch starke Produktion.
- •Die Händler achten darauf, ob die Kühlungsnachfrage planmäßig nachlässt und wie die Lagerdynamik der Heizsaison die Kurve prägt, da der Oktober den Übergang zur Winterentnahme beginnt.
Erdgas-Futures drehten am Donnerstag scharf ins Minus, nachdem der Oktober-Kontrakt kurz über 3 USD/MMBtu ausgebrochen war und ein weitgehend erwartungskonformer staatlicher Speicherbericht den frühen Anstieg nicht zu stützen vermochte.
Der Oktober-Kontrakt an der Nymex, der zu Sitzungsbeginn über die psychologisch bedeutende Marke von 3 Dollar gestiegen war, fiel 13,5 Cent von seinem Hoch, als Händler nach den neuesten wöchentlichen Lagerdaten der U.S. Energy Information Administration Positionen abbauten. Der Bericht entsprach weitgehend den Markterwartungen und bot den Bullen wenig neuen Anreiz, den Anstieg auszuweiten. Speicheraufbauten im Einklang mit dem Konsens liefern Händlern in der Regel kaum ein richtungsweisendes Signal, da die Preise am vorderen Ende der Kurve eher auf Überraschungen reagieren als auf die Bestätigung bereits eingepreister Daten.
Die physischen Preise entwickelten sich entgegengesetzt zu den Futures. Im frühen Cash-Handel stiegen gelieferte Preise im Südosten und im Mittelatlantik an mehreren Orten über 7,50 USD/MMBtu, wobei Punkte wie Transco Zone 5 South zu den stärksten Gewinnern zählten, da die regionale Nachfrage robust blieb. Derart große Spannen zwischen regionalen Cashpreisen und an Henry Hub gekoppelten Futures sind ein wiederkehrendes Merkmal des Spätsommerhandels, wenn Pipeline-Engpässe südliche und mittelatlantische Märkte knapp halten können, selbst wenn das nationale Angebot reichlich ist.
Die Sitzung verlängerte eine Phase volatiler Bewegungen am vorderen Ende der Kurve. Nur einen Tag zuvor, am Mittwoch, waren Erdgas-Futures gestiegen, da heißere Septemberprognosen und Optimismus über LNG-Exporte den Frontmonat Richtung 3 USD/MMBtu drängten, wobei die starke Produktion ein Gegengewicht bildete.
Das Gesamtbild der letzten Sitzungen spiegelt einen Markt wider, der spätsommerliche Hitze und feste LNG-Feedgas-Nachfrage gegen eine erhöhte Produktion in den Lower 48 und die herannahende nachfrageschwache Übergangssaison abwägt. Da der Oktober traditionell den Übergang von der Injektionssaison zur Winterentnahme einläutet, werden Händler in den kommenden Wochen beobachten, ob die Kühlungsnachfrage planmäßig nachlässt und wie rasch die Lagerdynamik der Heizsaison die Kurve zu prägen beginnt.
Die Meldung stammt von Jodi Shafto, Senior Natural Gas Reporterin bei Natural Gas Intelligence.
