Natural-Gas-Futures verloren am Donnerstag an Boden, obwohl die kurzfristigen Prognosen unseasonal heiß ausfielen und in mehreren Regionen erhebliche Lagerdefizite gegenüber dem Vorjahr bestanden.

Wesentliche Punkte der Sitzung:

• Die US Energy Information Administration (EIA) meldete für die Woche bis zum 28. Aug. einen Speicherzuwachs von 30 Bcf.
• Die Oktober-Futures testeten kurz über $3.
• Ein glühend heißer September steht bevor.

Der von der EIA am Donnerstag gemeldete Zuwachs von 30 Bcf lag im Rahmen der Erwartungen. Versorger und andere Betreiber speisten in der Woche bis zum 28. Aug. gemeinsam das Gas in Speicher ein, und das Ergebnis drückte die Natural-Gas-Futures zunächst, wie NGI über die Veröffentlichung berichtete (In-Line Storage Injection Sends Natural Gas Futures Adrift). Die verhaltene Reaktion zeigt, wie sensibel der Markt inzwischen auf Speicherdaten reagiert: Da die Bestände in mehreren Regionen unter den Vorjahreswerten liegen, beobachten Händler die wöchentlichen Einspeicherungen genau, um zu sehen, ob sich die Vorräte vor der Winterheizsaison ausreichend aufbauen lassen. Ein Wert, der nur die Erwartungen erfüllt, liefert dafür kaum neuen Auftrieb.

Im Vorfeld des Berichts traten Käufer am frühen Donnerstag erneut auf den Plan, da der Futures-Markt auf eine bullishe Meldung zu unterirdisch gelagertem Gas für den kommenden Winter setzte und die Kontrakte nahe der $3-Marke notierten (Natural Gas Futures Hover Near $3 as Market Braces for EIA Storage Print).

Am physischen Markt führten starke Kühlungsnachfrage und betriebliche Einschränkungen im Pipelinebetrieb am Donnerstag zu deutlichen regionalen Preissprüngen; die Spotpreise für Erdgas stiegen kräftig, während Operational Flow Orders (OFOs) zahlreich waren (Spot Natural Gas Prices Soar as OFOs Abound). OFOs sind Mitteilungen der Pipeline-Betreiber, die Versender verpflichten, ihre Nominierungen auszugleichen. Ihre Verbreitung in dieser Woche zeigt, wie hitzebedingte Nachfrage die Netzkapazität belasten kann, selbst wenn das Gesamtangebot ausreicht.

Bereits früher in der Woche stiegen die physischen Erdgaspreise am Mittwoch überwiegend, da zunehmende Hitze die Nachfrage vom Mississippi Valley bis zum Ohio Valley stützte, während sich Hubs an der Golfküste von einem Teil der starken Verluste vom Dienstag erholten, nachdem Tropical Storm Edouard über Osttexas abklang (Cash Natural Gas Prices Mixed as Edouard Fades Over East Texas). Der Verlauf erinnert daran, dass tropische Systeme in der Spätsaison bis in den Herbst hinein ein Unsicherheitsfaktor für Produktion und Preise an der Golfküste bleiben.

Die Futures waren bereits am Mittwoch gestiegen, als zunehmend bullishe September-Hitzeforecasts den Händlern einen weiteren Anlass gaben, die $3-Marke zu testen, während erneute US-Iran-Kämpfe einen zusätzlichen Impuls aus dem Ausland lieferten (Natural Gas Futures Advance Ahead of Expected Lean Storage Build).

Die sich verschärfenden US-Iran-Feindseligkeiten in dieser Woche weckten neue Sorgen über länger anhaltende Störungen der Energieverschiffung durch die Straße von Hormus. Die Eskalation verstärkte die bereits bestehenden Sorgen um die globale LNG-Versorgung und könnte die Nachfrage nach US-Exporten erhöhen — und die Preisbildung beeinflussen —, sollte sich der Krieg bis in die Wintermonate ziehen (Inflamed US-Iran Tensions Imperil Hormuz Shipping, Stoke LNG Supply Fears). Da die Vereinigten Staaten zu den größten LNG-Exporteuren der Welt gehören, schlagen externe Versorgungsrisiken zunehmend auf die heimische Preisbildung durch und fügen den Wetter- und Speicherdaten in den kommenden Wochen eine weitere Beobachtungsebene hinzu.

Der Bericht stammt von NGIs Andrew Baker, der 2018 zu NGI kam, um die Berichterstattung über Mexikos neu liberalisierten Öl- und Gassektor zu unterstützen; seine Aufgabe wurde seither auf den Rest Nordamerikas ausgeweitet. Vor seiner Zeit bei NGI berichtete Baker von 2014 bis 2018 für Business News Americas in Santiago, Chile, über die Kohlenwasserstoff- und Stromwirtschaft Lateinamerikas.