UVP

Jul 30, 2023

gepostet von AJOT | 11. August 2023 um 09:16 Uhr

Wir gehen davon aus, dass die weltweite Importkapazität für Flüssigerdgas (LNG) (auch bekannt als Regasifizierungskapazität) in den Jahren 2023–24 im Vergleich zu 2022 um 16 % oder 22,8 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) wachsen wird, sobald alle Regasifizierungsterminals derzeit geschlossen sind Die Bauarbeiten sind abgeschlossen. In den ersten sieben Monaten des Jahres 2023 begannen drei Länder – Deutschland, die Philippinen und Vietnam – erstmals mit dem Import von LNG. Bis Ende nächsten Jahres werden Antigua und Barbuda, Australien, Zypern und Nicaragua voraussichtlich erstmals mit dem Import von LNG beginnen, und mehrere weitere Länder befinden sich in einem fortgeschrittenen Stadium der Entwicklung von LNG-Importkapazitäten.

In den letzten 10 Jahren (2013–22) ist die weltweite Regasifizierungskapazität um 49 % (45,8 Bcf/Tag) auf 140,0 Bcf/Tag in 48 Ländern gewachsen. Bis Ende 2024 werden voraussichtlich 55 Länder über LNG-Regasifizierungsterminals verfügen. In der Vergangenheit überstieg die verfügbare Regasifizierungskapazität die LNG-Importe deutlich. Aufgrund der hohen Abhängigkeit der Region von Echtzeit-LNG-Importen werden aus Gründen der Versorgungssicherheit vor allem in Ostasien freie Regasifizierungskapazitäten aufrechterhalten. Der weltweite LNG-Handel belief sich im Jahr 2022 auf 51,7 Bcf/d, was einer Auslastung der verfügbaren Regasifizierungskapazität von 37 % entspricht.

Auf regionaler Ebene wird Asien das Wachstum der weltweiten Regasifizierungskapazität anführen und 52 % (11,9 Bcf/Tag) der gesamten Kapazitätserweiterungen in den Jahren 2023–24 ausmachen, während Europa 38 % (8,6 Bcf/Tag) und andere Länder 10 % ausmachen werden % (2,3 Bcf/Tag).

In Asien werden China und Indien den größten Teil der Regasifizierungskapazitätserweiterungen ausmachen. Insbesondere:

China baut 8,5 Bcf/Tag neue Regasifizierungskapazität. Nachdem China im Jahr 2021 zum weltweit größten LNG-Importeur geworden war, gingen die LNG-Importe im Jahr 2022 zurück, hauptsächlich aufgrund der COVID-bedingten Konjunkturabschwächung. Auch in diesem Jahr ist China auf dem besten Weg, wieder der weltweit größte LNG-Importeur zu werden; Es wird jedoch erwartet, dass seine LNG-Importe unter der verfügbaren Regasifizierungskapazität bleiben werden.

Indien hat im Jahr 2023 ein neues Regasifizierungsterminal (Dhamra LNG) in Betrieb genommen und wird voraussichtlich bis Ende dieses Jahres ein weiteres Terminal (Chhara LNG) in Betrieb nehmen.

Die Philippinen und Vietnam wurden 2023 neue LNG-Importeure. Da sich weitere Terminals im Bau befinden, werden beide Länder bis Ende 2024 über eine Gesamtregasifizierungskapazität von insgesamt 2,0 Bcf/d (bestehend und im Bau) online verfügen.

In Europa soll die LNG-Regasifizierungskapazität bis Ende 2024 im Vergleich zur Kapazität Ende 2022 um ein Drittel wachsen, nachdem die Erdgasimporte aus Russland per Pipeline zurückgegangen sind. Insbesondere:

Deutschland fügt bis Ende 2023 3,7 Bcf/Tag neue Regasifizierungskapazität hinzu, wobei drei bestehende Terminals und drei Terminals im Bau sind. Deutschland begann in diesem Jahr mit dem Import von LNG, indem es den Bau von Regasifizierungskapazitäten mithilfe schwimmender Speicher- und Regasifizierungseinheiten (FSRUs) beschleunigte.

Italien und Spanien fügen jeweils 0,7 Bcf/d an erweiterter und neuer Regasifizierungskapazität hinzu.

Finnland, Estland, Frankreich, Griechenland und Türkiye werden im Jahr 2023 zusammen 2,3 Bcf/Tag hinzufügen. Finnland und Estland nutzen gemeinsam eine FSRU im Hafen von Inkoo in Finnland.

Belgien, Polen und die Niederlande erweitern ihre bestehenden Regasifizierungsterminals bis Ende 2024 um insgesamt 1,1 Bcf/d.

Zypern wird voraussichtlich nächstes Jahr mit dem Import von LNG beginnen und ein neues Terminal mit einer Kapazität von 0,1 Bcf/Tag in Betrieb nehmen.

Unter anderem in Südamerika rechnet Brasilien damit, dass in diesem Jahr 1,8 Mrd. Kubikfuß pro Tag an Kapazitätserweiterungen in Betrieb genommen werden. Kleinere Kapazitätserweiterungen in Nicaragua und Antigua und Barbuda, die voraussichtlich neue LNG-Importeure werden, werden bis Ende 2024 insgesamt 0,2 Bcf/d betragen. Australien baut an der Ostküste ein neues Offshore-Regasifizierungsterminal mit einer Kapazität von 0,3 Bcf /D.

Markt-Highlights:

(Für die Woche bis Mittwoch, 9. August 2023)

Preise

Henry Hub-Spotpreis: Der Henry Hub-Spotpreis stieg um 48 Cent von 2,43 USD pro Million British Thermal Units (MMBtu) am vergangenen Mittwoch auf 2,91 USD/MMBtu gestern. Das letzte Mal, dass der Henry Hub über 2,90 $/MMBtu gehandelt wurde, war am 25. Januar dieses Jahres, als er bei 3,08 $/MMBtu gehandelt wurde.

Henry Hub-Futures-Preise: Der Preis des NYMEX-Kontrakts vom September 2023 stieg um 48,2 Cent, von 2,477 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 2,959 $/MMBtu gestern. Der Preis der 12-Monats-Strip-Durchschnitts-Futures-Kontrakte von September 2023 bis August 2024 kletterte um 30,8 Cent auf 3,472 $/MMBtu.

Ausgewählte regionale Spotpreise: Die Spotpreise für Erdgas stiegen in dieser Berichtswoche (Mittwoch, 2. August, bis Mittwoch, 9. August) an den meisten großen Preiszentren, mit zwei Ausnahmen – Algonquin Citygate und SoCal Citygate. Die Preisänderungen in dieser Woche reichten von einem Rückgang um 3,81 $/MMBtu bei SoCal Citygate bis zu einem Anstieg von 0,54 $/MMBtu bei PG&E Citygate.

Im Nordosten, bei Algonquin Citygate, das Verbraucher im Raum Boston bedient, sank der Preis um 5 Cent von 1,56 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 1,51 $/MMBtu gestern. In der Region Boston lagen die Temperaturen diese Woche im Durchschnitt bei 73 °F, was zu 5 Kühlgradtagen (CDDs) weniger als letzte Woche führte. Laut Daten von S&P Global Commodity Insights ging der Erdgasverbrauch im Stromsektor in Neuengland Woche für Woche um 13 % oder 0,2 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) zurück. Die Preise in anderen Märkten im Nordosten sowie im Henry Hub stiegen diese Woche. Am Handelspunkt Transcontinental Pipeline Zone 6 für New York City stieg der Preis um 27 Cent von 1,16 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 1,43 $/MMBtu gestern. Der Spotpreis für Tennessee Zone 4 Marcellus stieg um 23 Cent von 1,06 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 1,29 $/MMBtu gestern. Der Preis bei Eastern Gas South im Südwesten von Pennsylvania stieg um 26 Cent von 1,05 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 1,31 $/MMBtu gestern.

Die Preise in der Golfküstenregion sind diese Woche gestiegen. Der Henry Hub stieg gestern um 48 Cent auf 2,91 $/MMBtu und der Houston Ship Channel stieg um 53 Cent von 2,15 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 2,68 $/MMBtu gestern. In der Region Houston herrschten weiterhin überdurchschnittliche Temperaturen, und die Tageshöchsttemperaturen erreichten in den letzten 11 Tagen über 100 °F. Die Temperaturen lagen diese Woche im Durchschnitt bei 92 °F, was zu 187 CDDs führte, 20 CDDs mehr als letzte Woche und 42 mehr als normal. In Texas stieg der Erdgasverbrauch im Stromsektor Woche für Woche um 4 % (0,3 Mrd. Kubikfuß pro Tag), wie aus Daten von S&P Global Commodity Insights hervorgeht.

Die Preise stiegen auf den Märkten an der Westküste, die nach wie vor die teuersten Märkte in den Vereinigten Staaten sind, mit Ausnahme von Südkalifornien, wo eine große Wartungsmaßnahme zu Ende ging. Der Preis in Sumas an der Grenze zwischen Kanada und Washington stieg um 37 Cent von 3,72 $/MMBtu letzten Mittwoch auf 4,09 $/MMBtu gestern, und der Preis bei PG&E Citygate in Nordkalifornien stieg um 54 Cent, von 5,17 $/MMBtu letzten Mittwoch auf 5,71 $/MMBtu gestern . Der Preis am SoCal Citygate in Südkalifornien sank um 3,81 $ von 8,76 $/MMBtu am vergangenen Mittwoch auf 4,95 $/MMBtu gestern. Die Southern California Gas Company (SoCal Gas) gab bekannt, dass die Wartungsarbeiten an der Kompressorstation Wheeler Ridge im Kern County abgeschlossen seien, wodurch sich die verfügbare Pipelinekapazität des Systems am 8. August um etwa 0,7 Bcf/Tag erhöhte.

Tägliche Spotpreise nach Region sind auf der EIA-Website verfügbar.

Internationale Futures-Preise: Die internationalen Erdgas-Futures-Preise stiegen in dieser Berichtswoche. Laut Bloomberg Finance, LP stiegen die wöchentlichen durchschnittlichen Futures-Preise für Flüssigerdgas (LNG)-Ladungen in Ostasien im ersten Monat um 7 Cent auf einen wöchentlichen Durchschnitt von 10,98 USD/MMBtu. Erdgas-Futures zur Lieferung an der Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden stiegen um 1,42 $ auf einen Wochendurchschnitt von 10,35 $/MMBtu. In derselben Woche des letzten Jahres (der Woche bis zum 10. August 2022) lagen die Preise in Ostasien bei 44,61 $/MMBtu und bei TTF bei 59,16 $/MMBtu.

Preise für Erdgasanlagenflüssigkeiten (NGPL): Der zusammengesetzte Preis für Erdgasanlagenflüssigkeiten in Mont Belvieu, Texas, stieg um 1 Cent/MMBtu und lag in der Woche bis zum 9. August bei durchschnittlich 7,24 USD/MMBtu Die Gaspreise am Houston Ship Channel stiegen um 3 %, was den Ethan-Aufschlag gegenüber Erdgas im Wochenvergleich um 22 % verringerte. Die Ethylen-Spotpreise stiegen um 3 %, wodurch sich die Ethylen-Ethan-Prämie um 20 % erhöhte. Die Propanpreise stiegen um 3 %, nachdem der Brent-Rohölpreis um 2 % gestiegen war, wodurch sich der Propanabschlag gegenüber Rohöl um 2 % erhöhte. Der Normalbutanpreis und der Erdgaspreis stiegen jeweils um 2 %, der Isobutanpreis stieg um 7 %.

Angebot und Nachfrage

Angebot: Laut Daten von S&P Global Commodity Insights ist das durchschnittliche Gesamtangebot an Erdgas im Vergleich zur vorherigen Berichtswoche um 0,6 % (0,6 Bcf/d) gesunken. Die Trockenerdgasproduktion ging um 0,4 % (0,4 Bcf/Tag) auf durchschnittlich 102,2 Bcf/Tag zurück, und die durchschnittlichen Nettoimporte aus Kanada gingen im Vergleich zur letzten Woche um 4,4 % (0,3 Bcf/Tag) zurück.

Nachfrage: Laut Daten von S&P Global Commodity Insights sank der gesamte Erdgasverbrauch in den USA im Vergleich zur vorherigen Berichtswoche um 2,9 % (2,2 Bcf/d). Der Erdgasverbrauch zur Stromerzeugung ging im Wochenvergleich um 4,5 % (2,1 Bcf/Tag) zurück. Der Verbrauch im Industriesektor stieg um 0,1 % (weniger als 0,1 Bcf/Tag), während der Verbrauch im Privat- und Gewerbesektor um 1,8 % (0,2 Bcf/Tag) zurückging. Die Erdgasexporte nach Mexiko stiegen um 0,6 % (weniger als 0,1 Bcf/d). Die Erdgaslieferungen an US-amerikanische LNG-Exportanlagen (Einnahmen aus der LNG-Pipeline) beliefen sich auf durchschnittlich 12,1 Bcf/Tag, das sind 0,2 Bcf/Tag weniger als letzte Woche.

Flüssigerdgas (LNG)

Pipeline-Einnahmen: Die durchschnittlichen Erdgaslieferungen an US-amerikanische LNG-Exportterminals gingen Woche für Woche um 1,4 % (0,2 Bcf/Tag) zurück und beliefen sich laut Daten von S&P Global Commodity Insights auf durchschnittlich 12,1 Bcf/Tag. Die Erdgaslieferungen an Terminals in Südtexas gingen um 5,0 % (0,2 Bcf/Tag) auf 3,8 Bcf/Tag zurück, während die Lieferungen an Terminals in Süd-Louisiana um 0,6 % (weniger als 0,1 Bcf/Tag) auf 7,2 Bcf/Tag stiegen. Die Erdgaslieferungen an Terminals außerhalb der Golfküste blieben im Wesentlichen unverändert bei 1,1 Bcf/d.

Schiffe, die US-Häfen verlassen: Vierundzwanzig LNG-Schiffe (acht von Sabine Pass; je vier von Cameron, Corpus Christi und Freeport; zwei von Calcasieu Pass; und je eines von Cove Point und Elba Island) mit einer kombinierten LNG-Transportkapazität von Laut Versanddaten von Bloomberg Finance, LP verließen zwischen dem 3. und 9. August 89 Bcf die Vereinigten Staaten

Rig-Anzahl

Laut Baker Hughes blieb die Zahl der Erdgasbohrinseln in der Woche bis Dienstag, dem 1. August, mit 128 Bohrinseln im Vergleich zur Vorwoche unverändert; Der Eagle Ford und unbekannte Produktionsbecken fügten jeweils ein Bohrgerät hinzu, und der Marcellus und der Permian ließen jeweils ein Bohrgerät fallen. Die Zahl der ölgesteuerten Bohrinseln sank im Vergleich zur Vorwoche um 4 Bohrinseln auf 525 Bohrinseln. Der Permian warf vier Bohrinseln ab, die Cana Woodford und Eagle Ford ließen jeweils zwei Bohrinseln fallen, die Granite Wash ließ eine Bohrinsel fallen und fünf Bohrinseln kamen in nicht identifizierten Produktionsbecken hinzu. Die Gesamtzahl der Bohrinseln, die sechs verschiedene Bohrinseln umfasst, beläuft sich auf 659 Bohrinseln, 105 Bohrinseln weniger als im Vorjahr zu diesem Zeitpunkt.

Lagerung

Die Nettoeinspeisungen in den Speicher beliefen sich in der Woche bis zum 4. August auf insgesamt 29 Bcf, verglichen mit den durchschnittlichen Nettoeinspeisungen der fünf Jahre (2018–2022) von 46 Bcf und den Nettoeinspeisungen des letzten Jahres von 44 Bcf in derselben Woche. Die aktiven Erdgasvorräte beliefen sich auf insgesamt 3.030 Bcf, das sind 305 Bcf (11 %) mehr als der Fünfjahresdurchschnitt und 535 Bcf (21 %) mehr als im letzten Jahr zu diesem Zeitpunkt.

Laut der Umfrage von The Desk unter Erdgasanalysten lagen die Schätzungen der wöchentlichen Nettoveränderung der Erdgasvorräte in Betrieb zwischen Nettoeinspeisungen von 19 Bcf und 39 Bcf, mit einer mittleren Schätzung von 24 Bcf.

Die durchschnittliche Rate der Einspeicherungen liegt in der Nachfüllsaison (April bis Oktober) um 1 % über dem bisherigen Fünfjahresdurchschnitt. Wenn die Rate der Einspeisungen in den Speicher für den Rest der Nachfüllsaison dem Fünfjahresdurchschnitt von 9,9 Bcf/Tag entspräche, läge der Gesamtbestand am 31. Oktober bei 3.900 Bcf, was 305 Bcf mehr wäre als der Fünfjahresdurchschnitt von 3.595 Bcf für diese Jahreszeit.