de.wedoany.com-Bericht: Die Ära billigen Erdgases in den USA neigt sich dem Ende zu. Die Beratungsfirma Wood Mackenzie prognostiziert, dass der Referenzpreis Henry Hub bis 2035 fast 5 Dollar pro Million British Thermal Units (MMBtu, in realen Preisen) erreichen wird, während er im letzten Jahrzehnt meist zwischen 2 und 4 Dollar pro MMBtu lag.
Die Preisstabilität des letzten Jahrzehnts förderte den Ausbau der US-amerikanischen Infrastruktur für Flüssigerdgas (LNG)-Exporte und die Expansion der Stromerzeugung aus Erdgas, die heute eine Schlüsselrolle bei der Deckung des wachsenden Energiebedarfs von Rechenzentren spielt, der durch Künstliche Intelligenz angetrieben wird.
Die Bedingungen, die diese Stabilität stützten, haben sich erheblich verändert. In ihrem Bericht „Defying Gravity: Why US Henry Hub Natural Gas Prices Are Set to Rise" (Schwerkraft trotzen: Warum die Erdgaspreise am US-amerikanischen Henry Hub steigen werden) weist Wood Mackenzie auf zwei strukturelle Veränderungen hin, die die Preise in die Höhe treiben werden: eine anhaltend steigende Nachfrage sowie ein zunehmend teureres und schwieriger zu erhöhendes Angebot.
Kristy Kramer, Leiterin der LNG-Marktstrategie und -entwicklung bei Wood Mackenzie, erklärte, dass die Faktoren, die den Henry-Hub-Preis zwischen 2 und 4 Dollar pro MMBtu hielten, nicht mehr in gleicher Stärke wirken. Die schnelle Erschließung neuer Formationen, große Mengen an kostengünstigem Begleitgas und eine kontinuierliche Produktivitätssteigerung trieben diese Phase niedriger und stabiler Preise gemeinsam voran, doch diese Rückenwinde seien fast vollständig verschwunden. Allein der Stromsektor werde bis Mitte der 2030er Jahre zusätzlich 17 Milliarden Kubikfuß pro Tag benötigen, während die besten Fördergebiete bereits erschlossen seien und höhere Preise erforderlich seien, um neue Lieferungen anzuregen.
Der Bericht stellt fest, dass der Stromsektor der Haupttreiber des Erdgasnachfragewachstums in den USA ist. Der Ausbau von Rechenzentren und Investitionen im Zusammenhang mit Künstlicher Intelligenz werden bis Mitte der 2030er Jahre einen zusätzlichen Verbrauch von etwa 17 Milliarden Kubikfuß pro Tag (bcfd) verursachen, was einem Anstieg von fast 50 % gegenüber dem Niveau von 2025 entspricht.
Gleichzeitig erreichten die Investitionen in neue LNG-Exportprojekte im Jahr 2025 ein Rekordhoch, und auch 2026 werden weiterhin neue Projekte genehmigt. Sollten sich die Prognosen bewahrheiten, wird sich die US-amerikanische LNG-Exportkapazität gegenüber dem aktuellen Niveau verdoppeln und bis Anfang der 2030er Jahre mehr als ein Drittel des globalen LNG-Angebots ausmachen. Wood Mackenzie betont, dass die zunehmende Rolle von Erdgas als Backup-Stromquelle für erneuerbare Energien die strukturelle Volatilität der Nachfrage verstärken und damit die Preisschwankungen am Henry Hub erhöhen werde.
Die Fähigkeit zur Produktionssteigerung nimmt ab. Nachdem jahrelang die besten Fördergebiete in den wichtigsten US-amerikanischen Gasbecken wie Marcellus, Permian und Haynesville erschlossen wurden, sind die verbleibenden Gebiete geologisch komplexer und weisen eine geringere Produktivität auf. Die Break-Even-Kosten sind nicht mehr gesunken, und der Spielraum für technische Verbesserungen in diesen ausgereiften Öl- und Gasfeldern ist deutlich geringer als in der Vergangenheit.
Dulles Wang, Forschungsdirektor für amerikanisches Erdgas und LNG bei Wood Mackenzie, erklärte, dass Begleitgas in den letzten zehn Jahren etwa die Hälfte des Produktionswachstums in den USA ausgemacht habe und seine Grenzkosten nahezu null betrügen. In den nächsten zehn Jahren werde dieser Anteil auf unter 20 % sinken. Da das Angebot weniger empfindlich auf Preissignale reagiere, seien höhere und über einen längeren Zeitraum auf hohem Niveau verharrende Preise erforderlich, um neue Produktion anzuregen, insbesondere bei reinen Erdgasproduzenten.
Wood Mackenzie ist der Ansicht, dass diese Veränderung einen Wandel des Preisbildungsmechanismus am Henry Hub markiert, der sich von einem angebotsgetriebenen hin zu einem zunehmend von Nachfrageänderungen abhängigen Mechanismus entwickeln wird.
Diese neue Realität wird sich auf Produzenten, LNG-Projektentwickler, Händler und Finanzinstitute auswirken, da sie die wirtschaftlichen Annahmen verändert, die langfristigen Investitionsentscheidungen zugrunde liegen. Das Unternehmen warnt jedoch auch, dass der Henry Hub weiterhin ein regionaler Referenzpreis sei, der durch Angebot, Nachfrage und Infrastruktur im Süden Louisianas bestimmt werde, und dass die Prognose nicht bedeute, dass sich die Erdgaspreise in allen Teilen der USA gleich entwickeln würden. Kramer fügte hinzu, dass der wachsende Anteil der USA am globalen LNG-Handel auch bei einigen internationalen Käufern Besorgnis auslöse. Wenn das Land Anfang der 2030er Jahre mehr als ein Drittel des weltweiten LNG-Angebots stelle, stellten Käufer die Frage einer übermäßigen Abhängigkeit von einem einzigen Lieferanten.
Laut Wood Mackenzie habe ihre Prognose eines anhaltenden Preisanstiegs am Henry Hub im letzten eineinhalb Jahren bereits heftige Debatten zwischen Stromversorgern, LNG-Käufern, Produzenten und Finanzinstituten ausgelöst. Der Bericht analysiert auch Risiken, die dieses Szenario verändern könnten, wie etwa ein schnelleres Produktionswachstum internationaler Betreiber, die Entdeckung neuer Gasfelder oder eine deutliche Verlangsamung des KI-bezogenen Energiebedarfs und des globalen LNG-Handelswachstums.
