de.wedoany.com-Bericht: Im Permian-Becken in Texas und im Südosten von New Mexico schreitet der schnelle Bau von Erdgasverarbeitungsanlagen und NGL-bezogener Infrastruktur weiter voran, ohne sich durch die stagnierende Rohölproduktion zu verlangsamen. Zu den neuen Projekten gehören Verarbeitungsanlagen, neue und erweiterte NGL-Pipelines, neue Fraktionierungsanlagen in Mont Belvieu (und in der Nähe von Corpus Christi) sowie neue Exportkapazitäten für Ethan und LPG.
Aufgrund des Krieges im Iran sind die Rohölpreise seit drei Monaten gestiegen, doch die Produzenten im Permian-Becken haben ihre Bohr- und Fertigstellungsaktivitäten nicht erhöht. Laut dem wöchentlichen Rohölbericht für das Permian-Becken hat sich die Anzahl der Bohranlagen im Becken im Vergleich zum Jahresende kaum verändert (247 Ende letzten Jahres, 246 Mitte Mai), und die Ölproduktion im Becken stagniert bei 6,6 Millionen Barrel pro Tag. Diese Disziplin in einem Zeitraum, in dem der WTI-Preis über 90 USD pro Barrel liegt, wirft Fragen auf: Wenn die Rohölproduktion im Permian-Becken bei diesem Preisniveau nicht steigt, hat die Ölproduktion dort ihren Höhepunkt erreicht? Und wenn ja, welche Auswirkungen hat dies auf die Begleitgas- und NGL-Produktion im Becken?
Analysen deuten darauf hin, dass selbst wenn die Rohölproduktion im Permian-Becken stabil bleibt – oder sogar um einige hunderttausend Barrel pro Tag sinkt – die Begleitgas- und NGL-Produktion im Becken weiterhin relativ schnell wachsen wird. Das aus Permian-Bohrlöchern geförderte Gemisch aus Rohöl, Erdgas und NGL hat sich über die Jahre stetig verändert, mit dem allgemeinen Trend zu (1) mehr Erdgas pro Barrel Öl (d. h. einem höheren Gas-Öl-Verhältnis, GOR) und (2) mehr NGL pro tausend Kubikfuß Gas (d. h. einer höheren Gallonen-pro-tausend-Kubikfuß-Rate, GPM).
Der Wandel im Permian-Becken hin zu einer Produktion mit höherem GOR und höherem NGL-Gehalt ist signifikant. Schätzungen zufolge stieg das GOR im gesamten Becken von 3,4:1 im Jahr 2014 auf 4,4:1 im Jahr 2025, ein Anstieg von fast 30%; die GPM im Permian-Becken stieg von etwa 4,5 auf 5,2. Angesichts der Bohrlokationen der Produzenten und der Förderung neuer Bohrlöcher hat sich der Anstieg von GOR und GPM beschleunigt.
Dies bedeutet, dass selbst bei einem stabilen Ölproduktionsniveau die Begleitgas- und NGL-Produktion im Permian-Becken bis in die 2030er Jahre kontinuierlich steigen wird. Das mittlere Szenario von RBN für das Becken geht von einem allmählichen Anstieg der Rohölproduktion in den 2030er Jahren aus, wobei die Trockengasproduktion bis 2030 auf 28 Milliarden Kubikfuß pro Tag und die NGL-Produktion auf 4,8 Millionen Barrel pro Tag steigen. Dieselbe Analyse prognostiziert, dass die Trockengasproduktion im Permian-Becken bis 2035 auf 32 Milliarden Kubikfuß pro Tag und die NGL-Produktion auf über 5,5 Millionen Barrel pro Tag ansteigen wird, was etwa 50% der gesamten US-NGL-Produktion ausmacht.
Unter den bestehenden Projekten treiben Unternehmen wie Targa Resources und Enterprise Products Partners konkrete Vorhaben voran. Targa verfügt über ein vollständiges Portfolio von Erdgassammel- und -verarbeitungsanlagen im Permian-Becken über NGL-Ableitungspipelines, Fraktionierungsanlagen und Lagereinrichtungen in Mont Belvieu bis hin zu NGL-Exportanlagen. Targa hat eine Erdgasverarbeitungskapazität von 8,7 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Permian-Becken, die etwa gleichmäßig auf das Midland-Becken (4,4 Milliarden Kubikfuß pro Tag) und das Delaware-Becken (4,3 Milliarden Kubikfuß pro Tag) verteilt ist. (18 seiner 21 Midland-Anlagen werden von einem Joint Venture zwischen Targa und ExxonMobil betrieben, an dem Targa einen Anteil von 72,8% hält.)
In der Telefonkonferenz zu den Ergebnissen des ersten Quartals 2026 am 7. Mai gab Targa bekannt, dass es kürzlich die Falcon II-Anlage im Delaware-Becken (275 Millionen Kubikfuß pro Tag, Inbetriebnahme im Februar) und die East Pembrook-Anlage im Midland-Becken (275 Millionen Kubikfuß pro Tag, Inbetriebnahme Ende März) in Betrieb genommen hat. Vier weitere Anlagen mit einer Kapazität von jeweils 275 Millionen Kubikfuß pro Tag sollen bis Ende 2027 in Betrieb gehen, darunter die East Driver-Anlage im Midland-Becken (drittes Quartal 2026) sowie Copperhead (erstes Quartal 2027), Yeti (drittes Quartal 2027) und Yeti II (viertes Quartal 2027) im Delaware-Becken. In der Telefonkonferenz kündigte das Midstream-Unternehmen außerdem zwei weitere Verarbeitungsanlagen im Delaware-Becken an: die Roadrunner II-Anlage mit 265 Millionen Kubikfuß pro Tag und die Copperhead II-Anlage mit 275 Millionen Kubikfuß pro Tag, die beide im ersten Quartal 2028 den Betrieb aufnehmen sollen.
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