Die Preise für Erdgas in den USA am Henry Hub blieben unter 3 US-Dollar pro MMBtu, da ein anhaltender Überangebot die saisonale Nachfrage überwiegt. Der September-Kontrakt eröffnete bei 2,778 US-Dollar pro MMBtu, bevor er weiter fiel.
Die Energieinformationsverwaltung meldete für die Woche, die am 14. August endete, eine Speichereinjektion von 16 Milliarden Kubikfuß (Bcf), die nahezu der Konsensschätzung von 14 bis 15 Bcf entsprach, aber unter dem fünfjährigen Durchschnittsaufbau von 29 Bcf liegt. Die Vorratsspeicher mit Befeuchtungsgas betragen jetzt 3.169 Bcf, 25 Bcf weniger als im gleichen Zeitraum des vergangenen Jahres, aber immer noch 198 Bcf oder 6,7% über dem fünfjährigen Durchschnitt von 2.955 Bcf. Die niedrigere als durchschnittliche Einjektion verringerte den Überschuss auf circa 185 Bcf, obwohl Analysten bemerken, dass eine wöchentliche Verringerung um 13 Bcf 14 Wochen in Anspruch nehmen würde, um den Überschuss aufzuwenden – also weit über das Ende der Injektionssaison hinaus.
Die Kursentwicklung spiegelte das Ungleichgewicht wider. Nach dem Schließen bei 2,690 USD am Montag fiel der September-Kontrakt um 2 % auf rund 2,68 USD, das niedrigste Niveau seit dem 7. August. Ein kurzer Anstieg über 2,80 USD, der auf strengeren Wettervorhersagen beruht, konnte nicht an die Widerstandsniveaus anknüpfen, die die sommerlichen Gewinne begrenzt haben, und der Kurs fiel bis Donnerstag unter das Tief vom Mittwoch.
Die Produktion bleibt der Haupttreiber des Überschusses. Die Trocken-Naturgas-Ausführung der Lower-48 erreichte am Mittwoch 112,0 Bcf pro Tag, was einem jährlichen Anstieg von 2,7 % entspricht. Im August betrug der Durchschnitt auf 111,6 Bcf pro Tag gegenüber dem Rekordmonat Juli von 110,7 Bcf pro Tag. Die Produktionsunternehmen haben die Ausführung trotz der niedrigeren Preise nicht angepasst, da Shale-Brunnen und mit der Ölförderung in der Permian geerdetes Gas weiterhin fließen, ubesonders geschlecht von den Henry-Hub-Werten. Die strukturelle Trennung verschlechtert sich, denn die Auslastungskapazität in der Permian vergrößert sich bis zum September 1 via das Hugh Brinson-Pipeline auf 1,5 Bcf pro Tag, wodurch die Beschränkungen in der Ölgetriebten Bohren, die mit Erdgas verbunden sind, noch weiter entspannt werden.
Die Nachfrageseite hat nicht den erwarteten Erfolg erzielt. Die LNG-Exportmengen zu den neun Hauptanlagen beliefen sich im August je Tag auf durchschnittlich 17,3 Mrd. Kubikfuß, im Vergleich zu Juli nur um 0,1 Mrd. Kubikfuß pro Tag mehr, während die Produktion während des gleichen Zeitraums um etwa 0,9 Mrd. Kubikfuß pro Tag stieg. Die Stromausbeute hat ebenfalls hinterhergelassen, da die Stromerzeugung aus Erdgas 2 % unter den Rekordergebnissen lag, obwohl die gesamte Stromnachfrage an der Höchstmarke angelangt war, da die marginale Erdgasnachfrage durch erneuerbare Energien ersetzt wurde. Die Solarstromerzeugung stieg im ersten Halbjahr 2026 um 21 % und die Windstromerzeugung um 6 %.
In der jüngsten Kurzfristprognose der EIA (STEO) wird die düstere Aussicht hervorgehoben. Die Agentur senkte ihre Preisprognose für das Henry-Hub-Erzeugerpreis im dritten Quartal 2026 auf 2,87 US-Dollar pro MMBtu, was 50 Cents weniger ist als in der Projektierung des vorherigen Monats. Als Begründung nannte die EIA einen reduzierten Bedarf an LNG-Feedgas und eine rekordhohe Produktion. Die Korrektur bedeutet einen deutlichen Abwärtsverlagerung im Vergleich zur Juli-Prognose, die für das dritte Quartal 3,37 US-Dollar und für das vierte Quartal 3,57 US-Dollar vorausgesagt hatte. Die EIA erwartet, dass die Spotpreise bis November unter 3,00 US-Dollar pro MMBtu bleiben und im Durchschnitt 3,03 US-Dollar pro MMBtu über die letzten fünf Monate des Jahres liegen.
Die Vorhersagen der Lagerbestände untermauern das Besorgnis. Die EIA geht davon aus, dass die Lagerbestände von Erdgas im Oktober 2026 einen Rekordwert von 3.985 Bcf erreichen, was 19 Bcf über den Juli-Schätzungen und 5 % über dem Fünfjahresdurchschnitt liegt. Die Terminkurve widerspiegelt diese Aussichten, wobei die Kontrakte bis September 2026 unter 3,00 US-Dollar pro MMBtu liegen bleiben.
Die LNG-Exportnachfrage, die oft als strukturelles Fundament für die Preise angesehen wird, hat ebenfalls enttäuscht. Die EIA reduzierte ihre LNG-Exportprognose für das dritte Quartal auf 16,5 Mrd. Kubikfuß pro Tag, was um 0,2 Mrd. Kubikfuß pro Tag weniger ist als im Vormonat, trotz tatsächlicher Fördermengen von 17,3 Mrd. Kubikfuß pro Tag im August. Die Wartung bei Freeport LNG, die am 10. Juli begann und Ende August abgeschlossen werden soll, hat 2,0 Mrd. Kubikfuß Exportkapazität entzogen – das größte identifizierbare Nachfraumentfall. Selbst mit der Rückkehr von Freeport bleibt die Exportentwicklung durch Kapazitätsengpässe bei der Verflüssigung, nicht durch die Nachfrage, eingeschränkt.
Die internationalen Gasmärkte sehen ein gegensätzliches Bild vor, wobei die europäischen Preise am Rande der Nahost-Land-Verknappung steigen, aber der Arbitrage hat sich nicht in höheren US-Exporten umgesetzt, aufgrund von Transportbegrenzungen. Der Vertriebsleitungsplan umfasst die Erweiterung von Venture Globals CP2, die 11,7 Millionen Tonnen pro Jahr an Spitzenflüssigisierung und fast 1,9 Milliarden Kubik-Fuß pro Tag an Transportkapazität hinzufügen könnte, obwohl solche Erweiterungen voraussichtlich erst 2027 verwirklicht werden.
