NEW YORK, 14. März 2026, 14:18 EDT
Die US-Erdgas-Futures sind am Freitag gefallen. Die April-Kontrakte für Henry Hub, den Standard-Benchmark, beendeten den Tag bei $3,131 pro mmBtu – ein Rückgang von etwas mehr als 3 %. Wetterprognosen sagen überwiegend milde Bedingungen bis März voraus, weshalb Händler mit einer geringeren Heiznachfrage zum Saisonende rechnen.
Der Rückgang ist bemerkenswert, da der US-Markt weiterhin hauptsächlich von internen Faktoren – Angebot, Lagerung und Wetter – geprägt ist und nicht von der stärkeren LNG-Knappheit im Ausland. Laut dem Short-Term Energy Outlook der US-Energieinformationsbehörde (EIA) vom März sind die Gaspreise in Europa und Asien aufgrund langsamerer LNG-Ströme durch die Straße von Hormus gestiegen. In den USA dürften die Preise jedoch weitgehend abgeschirmt bleiben. Die Exportterminals liefen bereits vor der Störung an der Kapazitätsgrenze, sodass es derzeit kaum Spielraum für zusätzliche Ausfuhren gibt.
Die EIA rechnet nun mit durchschnittlichen Henry-Hub-Preisen von etwa $3,76 pro mmBtu im Jahr 2026, nach $4,31 in der Prognose des Vormonats. Für 2027 erwartet die Behörde $3,85. Ungewöhnlich warmes Wetter im Februar hat die Lagerbestände höher als erwartet ausfallen lassen, was die kurzfristigen Preiserwartungen nach unten gezogen hat.
Die Lagerung hilft, das Angebot abzufedern. In der Woche bis zum 6. März erreichte das Arbeitsgas im Speicher 1.848 Milliarden Kubikfuß – 141 bcf mehr als zum gleichen Zeitpunkt im Vorjahr, aber immer noch 17 bcf unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Die EIA rechnet damit, dass die Lagerbestände zum Winterende bei etwa 1.840 bcf liegen werden.
Das Angebot im Ausland bleibt unter Druck. LNG zur Lieferung im April nach Nordostasien fiel auf $19,50 pro mmBtu, nach $22,50 in der Vorwoche. Doch JERAs CEO, Yukio Kani, bezeichnete die Hoffnung, dass die Störungen im Nahen Osten in wenigen Wochen gelöst seien, als „viel zu optimistisch“. Im Gegensatz dazu beschrieb Venture-Global-CEO Mike Sabel die anhaltende Volatilität als „sehr kurzfristig“ und sieht „sehr stabile Verflüssigungspreise“ auf längere Sicht. Reuters
Europa bleibt unter Druck. Am Freitag wurde niederländisches TTF-Gas für den Frontmonat – der regionale Preis-Benchmark – bei etwa 50,1 Euro pro Megawattstunde gehandelt. Früher in der Woche berichtete Reuters, dass der Kontrakt nach einem Anstieg auf fast 65,5 Euro wegen Konfliktnachrichten wieder auf etwa 50 Euro zurückgegangen war. Dennoch liegen die Preise etwa 50 % über dem Februarwert, da die Speicherstände in der Region bei rund 27 % der Kapazität verharren – dem niedrigsten Stand zu dieser Zeit seit 2022.
Signale aus den USA deuten weiterhin auf ein reichliches Angebot hin. Die Zahl der Gasbohrinseln stieg laut Baker Hughes diese Woche um eine auf 133, wobei der Wert für Haynesville nun den höchsten Stand seit Mai 2023 erreicht hat. Der EIA-Bericht vom März prognostiziert für das Jahr 2026 eine durchschnittliche Gasproduktion von 118 bcf/d im Lower 48, steigend auf 121 bcf/d im Jahr 2027.
Das Abwärtsrisiko für die Preise bleibt unklar. Die 8-14-Tage-Prognose der NOAA deutet auf anhaltend unterdurchschnittliche Temperaturen im Nordosten hin, während Teile des Westens und des zentralen US-Gebiets wärmer tendieren. Auf der anderen Seite des Atlantiks sieht sich Europa weiterhin mit großen Speicherdefiziten konfrontiert, nachdem ungewöhnlich große Mengen verbraucht wurden. Eine weitere Kältewelle Ende März oder ein unerwarteter Rückgang der LNG-Ströme könnte das Gleichgewicht des Angebots schnell kippen.
Die jährliche Prognose der Regierung bleibt zumindest momentan deutlich höher als der Frontmonat am Markt. Der Freitag schloss bei $3,131 und lag damit unter dem EIA-Durchschnitt für 2026 von etwa $3,76. Das deutet darauf hin, dass die Behörde trotz erneuter Kürzung ihrer Prognose auf stärkere Preise in der Zukunft setzt.
