Die US-Erdgasfutures notierten am 21. Oktober 2026 niedriger. Laut der täglichen Marktaktualisierung von NRG Energy verlor der Novemberkontrakt 2026 an der NYMEX 0,10 $ und lag bei 2,86 $.
Die Abrechnungstabelle derselben Aktualisierung führt den Novemberkontrakt 2026 dagegen bei 2,963 $, minus 0,095 $. Die beiden Werte weichen innerhalb der Quelle also voneinander ab. Der Dezemberkontrakt 2026 für Rohöl gab laut demselben Bericht um 0,02 $ auf 97,80 $ nach.
NRG beschreibt die Erdgas-Fundamentaldaten als relativ ausgeglichen. Die Gesamtnachfrage wurde mit einem Anstieg um 0,8 Bcf/d auf 105,5 Bcf/d prognostiziert, lag damit jedoch weiterhin 2,7 Bcf/d unter dem Vorwochenniveau. Innerhalb dieser Gesamtsumme sank die US-Nachfrage um 0,9 Bcf/d auf 77,5 Bcf/d.
Hauptverantwortlich dafür war ein Rückgang des Stromverbrauchs von Gaskraftwerken (Power Burn) um 1,2 Bcf/d auf 31,1 Bcf/d, während die Nachfrage aus Haushalten und Gewerbe um 0,5 Bcf/d auf 16,6 Bcf/d stieg. Der wichtigste bullische Faktor war das LNG-Feedgas, das um 1,4 Bcf/d auf 21,2 Bcf/d zulegte und damit 0,8 Bcf/d über dem Vorwochenwert lag. Allerdings fiel am 20.
Oktober einer der drei Verflüssigungsstränge von Freeport LNG infolge eines offenbar stromverbundenen Ausfalls aus. Die Gulf South Pipeline erwartete daraufhin reduzierte Lieferungen an die Anlage. NRG weist darauf hin, dass dies bei einem anhaltenden Ausfall ein kurzfristiges Abwärtsrisiko für die Feedgas-Nachfrage schafft.
Auf der Angebotsseite sank die Trockengasproduktion um 0,4 Bcf/d auf 110,6 Bcf/d, wodurch das Gesamtangebot um 0,3 Bcf/d auf 115,1 Bcf/d zurückging. Die Produktion lag dennoch 1,1 Bcf/d über dem Vorwochenwert. NRG kommt zu dem Schluss, dass trotz des saisonal schwächeren inländischen Verbrauchs die starke LNG-Nachfrage und die im Tagesvergleich niedrigere Produktion dazu beitragen, die Bilanzen zu straffen und den kurzfristigen Preisen eine grundlegende Stütze zu geben, während der Markt auf eine stärkere Winternachfrage zusteuert.
Die NYMEX-Abrechnungspreise im Bericht zeigten den Dezemberkontrakt 2026 bei 3,301 $ (minus 0,046 $), den 12-Monats-Strip bei 2,996 $ (minus 0,045 $), das Kalenderjahr 2027 bei 3,101 $ (minus 0,038 $) und das Kalenderjahr 2028 bei 3,664 $ (minus 0,020 $). Zu den bärischen und bullischen Faktoren, die NRG beobachtet, zählen nahezu rekordhohe Gasproduktion, gut gefüllte Speicher, eine backwardierte Terminkurve und Rekordwerte bei den LNG-Exporten. Hinzu kommen das Wachstum der Rechenzentrumslasten, geopolitische Faktoren und globale Angebotsschwankungen.
Bei den Speichern meldete die EIA einen Gesamtbestand von 3.567, nach 3.500 in der Vorwoche, was einem Plus von 67 entspricht. Der Bestand lag 143 unter dem Vorjahresniveau, eine Abweichung von -3,9 %, und 45 über dem Fünfjahresdurchschnitt von 3.522, eine Abweichung von 1,3 %, laut der Zusammenfassung des Berichts durch NRG. Auf den Strommärkten meldete NRG die Spitzenpreise (On-Peak) für den nächsten Tag für den 19.
Oktober 2026, wie sie im Day-Ahead-Markt ermittelt wurden: CAISO SP15 bei 45,21 $, ERCOT North Hub bei 43,50 $, ISO-NE Mass Hub bei 46,00 $, MISO Indiana Hub bei 105,09 $, NYISO Zone G bei 50,26 $ und PJM West Hub bei 80,82 $. Quelle: NRG Energy, Inc., Daily Market Update, 21. Oktober 2026 (nrg.com).
Quelle: nrg.com