Erdgas: Die Volatilität kehrt zurück
Investing.com | 09.04.2020 20:25
Die Erdgasentnahmen aus den Speichern der letzten 17 Wochen könnten ihrem Ende zugehen, als der Stromverbrauch plötzlich ansteigt und die Temperaturen nach unten zeigen. Die widersprüchlichen Trends haben die Volatilität eines Rohstoffs wiederbelebt, der oft als bucking Bronco des Energiemarktes bezeichnet wird.
Erdgas war in den vergangenen Wochen so träge, dass der Front-Monatskontrakt am Henry Hub der New York Mercantile Exchange sich selten mehr als 5 Cent pro million metric British thermal units (mmBtu) bewegte - in die eine oder die andere Richtung.
All das änderte sich an drei bewegten Handelstagen zwischen Freitag und Dienstag - vor dem Rückgang am Mittwoch natürlich - an denen der Frontmonatskontrakt um 23 Cent oder 15% hochschoss. Auch wenn einige Longs in der letzten Sitzung aus Angst vor einer plötzlichen Umkehr den Ausgang suchten, erreichte der Kontrakt am Mittwoch ein Sieben-Wochenhoch von 1,918 USD pro mmBtu.
Obwohl es noch früh für Prophezeiungen ist, könnte der April, wenn diese Dynamik anhält, der erste positive Monat in sechs für Erdgas werden.
h3 Bären nicht mehr am Ruder, Bullen in Kontrolle/h3Gasbären, die vor einer Woche ihre Absicht verkündeten, den Markt nach 25-Jahres-Tiefs um 1,52 USD pro mmBtu beim Frontmonatskontrakt noch tiefer in den Abgrund zu treiben, haben vorerst nicht mehr das Sagen.
An ihrer Stelle stehen Gasbullen, die mit geschärften Hörnern etwas bedrohlicher aussehen und während einer Saison mit normalerweise milderen Temperaturen, von denen nicht bekannt ist, dass sie übermäßiges Heizen oder Kühlen erfordern, eine Rückkehr auf 2 US-Dollar erwarten. Solange ein Großteil Amerikas wegen des Coronavirus zu Hause eingesperrt bleibt, bleibt umstritten, ob der hohe Gasverbrauch zu Stromerzeugung Bestand haben wird.
Noch erstaunlicher ist, dass einige Bullen tatsächlich die Idee ablehnen, dass die Gasspeicher letzte Woche zum ersten Mal seit 18 Wochen wieder voller geworden sein könnten. Gasanalysten, deren Prognosen sowohl von Investing.com als auch von Reuters verfolgt werden, sagen für die am 3. April zu Ende gegangene Woche im Durchschnitt eine Einspeisung von 24 Milliarden Kubikfuß in den Speicher voraus.
"Insgesamt sehen die April-Einspeisungen zu diesem Zeitpunkt aufgrund des Wetters und der anhaltenden Nachfrage für Strom- und Industrien immer geringer aus, was dem Zustand der übrigen Energiemärkte der Welt völlig widerspricht und wahrscheinlich einige Shorts auf dem linken Fuß erwischt hat", meinte Scott Shelton, Energiefutures-Broker bei ICAP in Durham, North Carolina. "Wenn ich es gehandelt hätte, wäre ich einer von ihnen gewesen."
h3 Debatte über Produktion/h3
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Shelton stellte fest, dass der Strombedarf auf einem saisonalen Höchststand von fast 30 Milliarden Kubikfuß (billion cubic feet, bcf) pro Tag lag, während die Investitionskürzungen durch Schiefergasbohrer wie Marathon Oil (NYSE:MRO) - deren Investitionen um 50% gegenüber dem Niveau von 2019 gefallen sind - sollte die Argumente für ein Absinken der Produktion stärken.
He fügte hinzu:
"Das Fazit ist, dass der Markt trotz des Covid-19-Virus weiterhin auf der Nachfrageseite stabil ist und vom Optimismus hinsichtlich der geringeren Produktion und der besseren Nachfrage im April aufgrund des Wetters profitiert. 2 Dollar sehen für mich hoch aus, aber das war auch bei 1,75 Dollar der Fall, da ich bei der Nachfrage völlig falsch gelegen hatte."
Die Produktion ist jedoch noch nicht gesunken.
Bis letzte Woche betrug die durchschnittliche Gasproduktion in den kontinentalen 48 US-Bundesstaaten 93,14 bcf pro Tag - gegenüber dem Durchschnitt der Vorwoche von 92,92 bcf.
h3 Kälteprognosen halten den Markt aufrecht/h3Wie soll das Wetter also werden?
Dominick Chirichella vom in New York ansässigen Energy Management Institute sagt, dass ab Freitag eine kälter als normale Witterung einziehen wird, die die meisten Gebiete in der Landesmitte und dem Osten der USA vom 5. bis 15. Tag betrifft. Die Temperaturen sollen vor allem im Zentrum der USA eisig werden.
"Im Allgemeinen sollte das Wetter vom 11. bis 15. Tag vor uns milder werden und wir erwarten eine Rückkehr zu wärmeren Temperaturen vor Ende April", sagte Chirichella.
Dan Myers von der in Houston ansässigen Beratungsfirma Gelber & Associates stimmt zu, dass unterdurchschnittliche Temperaturen für Gashändler weiterhin im Mittelpunkt stehen werden, obwohl „ein paar überdurchschnittlich große Speichererhöhungen, die allerersten Einspeisungen der Saison“ sich zusammenbrauen.
"G&A prognostiziert für den morgigen Vorratsbericht eine Einspeisung von 9 bcf", schrieb Myers am Dienstag in einem Bericht und bezog sich dabei auf die Einschätzung seines Unternehmens für den Lagerbestand. Er räumte ein, dass die Prognose am unteren Ende der Erwartungen lag, aber immer noch höher als die 6 bcf im Fünfjahresmittel für Einspeisungen in dieser Kalenderwoche ist.
Er sagte, die Produktion könne bis Ende April auf 92 bcf pro Tag abrutschen, da die Exportnachfrage aus Mexiko und nach LNG von den jüngsten Höchstständen zurückging.
Die Energieinformationsagentur stimmte in ihrem in dieser Woche veröffentlichten kurzfristigen Energieausblick (Short-Term Energy Outlook, STEO) zu, dass die Nachfrage nach Industrie- und LNG-Exporten für den Rest des Jahres aufgrund von Unsicherheit und verringerter Wirtschaftstätigkeit eine Schwächephase durchlaufen wird.
h3 Anordnungen zu 'Hause zu bleiben' schlagen sich auf kommerzielle Gasnachfrage nieder/h3Darüber hinaus könnte die Nachfrage aus den meisten Sektoren fallen, da die warmen Temperaturen im ersten Quartal und die Anordnungen zu Hause zu bleiben insbesondere die kommerzielle Nachfrage nach Gas verringern, heißt es im STEO-Bericht der EIA.
Ein Bereich der Inlandsnachfrage, der dank niedriger Preise voraussichtlich noch wachsen wird, ist die Nachfrage nach Erdgas in der Stromerzeugung, obwohl für 2020 eine Reduzierung des Gesamtstromverbrauchs um 3% prognostiziert wird, heißt es in dem Bericht.
Insbesondere auf der Angebotsseite prognostizierte die EIA für 2020 eine Trockengasproduktion von durchschnittlich 91,7 Mrd. bcf pro Tag, was etwa 0,5 Mrd. bcf pro Tag unter dem Niveau von 2019 liegt. Der Agentur nach könnten die Produktionsverluste bis 2021 andauern.
Insgesamt wird erwartet, dass die Auswirkungen auf die Nachfrage im zweiten und dritten Quartal größtenteils eingedämmt werden, sodass Henry Hub für das gesamte Jahr 2020 unverändert bei 2,11 mmBtu bleibt, so die EIA. Die erheblichen Angebotsreduzierungen im nächsten Jahr überzeugten die staatliche Energiebehörde jedoch auch, eine bemerkenswerte Aufwärtskorrektur der Prognose für 2021 für den Henry-Hub-Frontmonat um 47 Cent auf 2,98 USD pro mmBtu in ihren Bericht aufzunehmen.
* Haftungsausschluss: Barani Krishnan besitzt oder hält keine Position in den Rohstoffen oder Wertpapieren, über die er schreibt.
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