Gaspreise im Permian-Becken: Aktuelle Lage und zukünftige Perspektiven
Im ersten Halbjahr 2026 verzeichneten die Gaspreise im Permian-Becken, einem der führenden Ölfelder der Vereinigten Staaten, über einen längeren Zeitraum negative Werte. Der Anstieg der Gasförderung bei gleichzeitiger begrenzter Abnahmefähigkeit hat die Produzenten in eine schwierige Lage gebracht. Sie waren gezwungen, Gas zu verbrennen (flare) innerhalb der zulässigen Grenzen oder für die Entsorgung dieses unerwünschten Nebenerzeugnisse zu zahlen.
Ursachen der negativen Gaspreise
Seit mehreren Jahren ist die Hauptursache für die nicht steigenden lokalen Gaspreise die unzureichende Transportkapazität der Pipelines, die nicht mit der zunehmenden Gasförderung aus den Ölbohrungen im Einklang entwickelt wurde. Diese Situation tritt ein, wenn Betreiber ihre Förderung erhöhen, um der höheren Nachfrage nach Öl gerecht zu werden.
Gaspreise am Waha Hub
Im ersten Halbjahr 2026 lag der Spotpreis für Gas am Waha Hub, der die Gasproduktion in Midland und die Pipeline-Beschränkungen widerspiegelt, im Durchschnitt bei -2,19 US-Dollar pro Million Britische Wärmeeinheiten (MMBtu). Besonders bemerkenswert war der Tiefststand Ende April, als der Preis am Waha Hub auf -7,95 US-Dollar fiel, was mehr als 10 US-Dollar unter dem nationalen Preis am Henry Hub lag, der bei etwa 2,70 US-Dollar pro MMBtu lag.
Ab Juni jedoch stiegen die Gaspreise am Waha Hub ins Positive und lagen für mehr als einen Monat über dem Nullniveau. Die Hauptursache für diese Veränderung war die Inbetriebnahme der Erweiterung der Gulf Coast Express Pipeline (GCX) und der neuen Hugh Brinson Pipeline von Energy Transfer, obwohl die maximale Kapazität dieser Pipelines erst im März 2027 erreicht werden wird.
Pipeline-Erweiterungsprojekte
Die neuen Pipelines sind dafür ausgelegt, Gas vom Permian- und Midland-Becken nach Osten zu transportieren, um den Zugang zu Absatzmärkten in Osttexas, Katy Hub und der Golfregion zu ermöglichen, einschließlich LNG-Exportanlagen, Kraftwerken, Speichereinrichtungen und industriellen Kunden.
- Geplante Pipeline-Erweiterungen: 44,9 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) werden in den USA in den Jahren 2026 und 2027 in Betrieb genommen.
- Anteil Texas: Mehr als 66 %, also 29,7 Bcf/d davon, stammen aus Texas.
Große Pipeline-Projekte in Texas
| Projektname | Voraussichtliche Kapazität (Bcf/d) | Inbetriebnahme |
|---|---|---|
| Hugh Brinson Pipeline | Nicht angegeben | Ende 2026 |
| Rio Bravo Pipeline Project | Nicht angegeben | Ende 2026 |
| Blackcomb Pipeline | Nicht angegeben | Ende 2026 |
Zukünftige Perspektiven
Laut einer Umfrage des Dallas Fed Energy sehen die Geschäftsführer die Transportkapazität für Gas als den wichtigsten begrenzenden Faktor für ihre Bohraktivitäten im Permian-Becken in den nächsten 12 Monaten. Die meisten Geschäftsführer von Explorations- und Produktionsunternehmen, die sich auf das Permian-Becken konzentrieren, gehen davon aus, dass die Transportbeschränkungen für Gas bis 2027 vollständig gelöst sein werden.
- Zeitpunkt der Lösung: 25 % der Befragten erwarten dies im ersten Quartal 2027.
- Länger anhaltende Beschränkungen: Mehr als 10 % gehen davon aus, dass es nicht vor 2028 eine Lösung geben wird, und etwa 7 % sind der Meinung, dies werde "nie" geschehen.
Im Kontinuierlicher Spannungen im Hormuz-Meer und hoher Ölpreise könnten sich neue Engpässe ergeben, was die Bohraktivitäten im Permian-Becken fördern würde, wo das Gas hauptsächlich ein Nebenprodukt der Ölproduktion ist und nicht das primäre Ziel der Betreiber.
Diese Entwicklungen zeichnen ein komplexes Bild des Erdgasmarktes im Permian-Becken, bei dem die Entwicklung der Infrastruktur über den zukünftigen Wert und die Vermarktung dieser natürlichen Ressource entscheiden wird.
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