Juni Nymex Erdgas (NGM24) schloss am Mittwoch mit einem Minus von -0,020 (-0,91 %).
Die Erdgaspreise im Juni fielen am Mittwoch von einem Dreieinhalbmonatshoch der nächsten Futures zurück und schlossen moderat niedriger. Die Gaspreise gaben ihre Zuwächse am Mittwoch auf und sanken aufgrund der Erwartung, dass die Erdgasvorräte in den USA weiterhin reichlich sein werden. Es besteht Konsens darüber, dass die wöchentlichen EIA-Erdgasvorräte am Donnerstag um +88 Mrd. Kubikfuß steigen werden, was über dem 5-Jahres-Durchschnitt für diese Jahreszeit von +81 Mrd. Kubikfuß liegt.
Die Nat-Preise verlängerten am Mittwoch zunächst die Rallye dieser Woche auf ein 3 1/2-Monatshoch, eine Fortsetzung vom letzten Freitag, als Baker Hughes berichtete, dass die Zahl der aktiven US-amerikanischen Nat-Gas-Bohrinseln in der Woche bis zum 3. Mai um -3 Bohrinseln gesunken sei auf ein 2 1/2-Jahres-Tief, was einen kurzfristigen Rückgang der US-amerikanischen Erdgasproduktion signalisiert.
Die Erdgaspreise fielen am 26. April aufgrund reichlicher Erdgasvorräte in den USA und milder Frühlingstemperaturen auf ein 3-3/4-Jahrestief der nächsten Zukunft (NGK24). Die Preise für Erdgas brachen ein, nachdem ein ungewöhnlich milder Winter den Heizverbrauch für Erdgas drosselte und die Lagerbestände deutlich über dem Durchschnitt ansteigen ließ.
Die Erdgaspreise standen unter Druck, nachdem das LNG-Erdgas-Exportterminal Freeport in Texas am 1. März eine seiner drei Produktionsanlagen aufgrund von Schäden durch extreme Kälte in Texas geschlossen hatte. Die Einheit wurde kürzlich teilweise wiedereröffnet. Freeport sagte jedoch, dass die anderen beiden Einheiten wegen Wartungsarbeiten stillgelegt werden, sobald die Produktionseinheit wieder vollständig geöffnet ist, und dass alle drei entnommenen Einheiten erst Ende Mai wieder in Betrieb gehen werden. Die fehlende volle Kapazität des Freeport-Exportterminals schränkt die US-amerikanischen Erdgasexporte ein und erhöht die US-amerikanischen Erdgasvorräte.
Laut BNEF betrug die Trockengasproduktion in den unteren 48 Bundesstaaten am Mittwoch 97,1 Mrd. Kubikfuß pro Tag (-4,1 % im Jahresvergleich). Laut BNEF lag die Gasnachfrage der unteren 48 Bundesstaaten am Mittwoch bei 67,7 Mrd. Kubikfuß pro Tag (+1,6 % im Jahresvergleich). Laut BNEF beliefen sich die LNG-Nettoflüsse zu US-amerikanischen LNG-Exportterminals am Mittwoch auf 11,7 Mrd. Kubikfuß pro Tag (-3 % w/w).
Ein Anstieg der Stromproduktion in den USA wirkt sich positiv auf die Erdgasnachfrage der Energieversorger aus. Das Edison Electric Institute berichtete am Mittwoch, dass die gesamte US-Stromproduktion in der Woche bis zum 4. Mai im Jahresvergleich um +5,47 % auf 73.515 GWh (Gigawattstunden) gestiegen sei, obwohl die kumulierte US-Stromproduktion im 52-Wochen-Zeitraum bis zum 4. Mai um -0,04 % gesunken sei. und/Jahr auf 4.101.422 GWh.
Der wöchentliche EIA-Bericht vom letzten Donnerstag war für die Erdgaspreise neutral, da die Erdgasvorräte für die Woche bis zum 26. April um +59 Mrd. Kubikfuß gestiegen sind, was in der Nähe der Erwartungen von +58 Mrd. Kubikfuß liegt, aber unter dem 5-Jahres-Durchschnitt für diese Jahreszeit liegt +72 v. Chr. Mit Stand vom 26. April stiegen die Erdgasvorräte im Jahresvergleich um +20,4 % und lagen um +34,9 % über ihrem 5-Jahres-Saisondurchschnitt, was auf reichliche Erdgasvorräte schließen lässt. In Europa waren die Gasspeicher am 6. Mai zu 64 % gefüllt, was über dem 5-Jahres-Saisondurchschnitt von 49 % für diese Jahreszeit liegt.
Baker Hughes berichtete letzten Freitag, dass die Zahl der aktiven US-Erdgas-Bohrinseln in der Woche bis zum 3. Mai um -3 Bohrinseln auf ein 2 1/2-Jahrestief von 102 Bohrinseln gesunken sei. Aktive Bohrinseln sind ausgefallen, seit sie im September 2022 mit 166 Bohrinseln ein 4-1/2-Jahres-Hoch erreichten, ausgehend vom Rekordtief aus der Pandemiezeit von 68 Bohrinseln im Juli 2020 (Daten seit 1987).
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