Der Speicher von Erdgas erreicht Rekordproduktionswerte – und teilt den Sektor in zwei Teile auf.

Die EIA berichtete über…40 Milliarden Kubikfuß an Naturgas für die Woche ab dem 4. September angelegt – das ist mehr als die 31 Bcf, die die Analysten erwartet hatten.Die Preise für Erdgas sind gesunken.Laut den Nachrichten liegt der Preis unter 2,78 US-Dollar pro MMBtu – das ist ein Tief für die letzten drei Wochen..

Die wöchentliche Lagernummer ist nur eine Art Überprüfung. Die tatsächliche Diagnose ist jedoch strukturell: Der Angebot an natürlichem Gas in den USA übertrifft die heimische Nachfrage – und zwar auf einer Größe, die die Preise auf ein Niveau bringt, bei dem viele Produzenten kaum Gewinne erzielen können. Doch genau diese Überversorgung schafft einen Gewinnkorridor, der den Exporteuren und denjenigen, die Gebühren verlangen, zugutekommt – während die reinen inländischen Produzenten unter Druck geraten.

Was diese Woche passiert ist, ist das Ganze in seiner einfachsten Form. Die Vereinigten Staaten führen den Gasabbau schneller durch, als die Verbrauchsmengen ihn aufnehmen können – schließlich hat die Produktion bereits einen Rekordwert erreicht. Die von den USA verkauften Erdgasprodukte sind auf dem richtigen Weg.Im Jahr 2026 wird eine durchschnittliche Menge von 122,5 Bcf/d erreicht – das ist ein Anstieg gegenüber dem letztjährigen Rekord von 118,5 Bcf/d.Allein in der ersten Hälfte des Jahres war die Produktion…4 Prozent im Jahresvergleich gestiegen..

Die Permin-Basin, die Gas als Nebenprodukt der Ölausbauarbeiten erzeugt, ist der größte Quellort dieses Gases. Das Rohöl aus WestTexas…Im Juli lag der Durchschnitt bei 84 US-Dollar pro Barrel – das ist deutlich über den regionalen Schwellenwerten.Es geht darum, die Ölplattformen weiterhin in Betrieb zu halten und das damit verbundene Gas abzuleiten. Die Verhältnisse zwischen Gas und Öl steigen, da der Reservoirdruck sinkt – das bedeutet, dass jedes Barrel Öl mehr Gas mit sich bringt. Die Haynesville-Formation in Louisiana und Texas trägt dazu bei.Nochmals 1,1 Bcf/d in der ersten Hälfte des Jahres 2026 im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Vorjahres.Getrieben von intensiver Gasbohrung – die selbst bei den heutigen Preisniveaus noch wirtschaftlich ist.

Dann gibt es noch den „Pipeline-Faktor“. Etwa…Im Jahr 2026 wurde eine Kapazität von 4,5 Bcf/d für neue Abflussleitungen in Betrieb genommen.In einigen Fällen wurden die Maßnahmen mehrere Monate früher durchgeführt. Diese Linien –Dazu gehören die Pipeline von Energy Transfer unter der Leitung von Hugh Brinson, die Erweiterung der Gulf Coast Express von Kinder Morgan sowie die Blackcomb-Pipeline.Es werden Gase aus den Produktionsgebieten an die Golfküste gebracht – dort erwarten die LNG-Exporteinrichtungen diese Gase. Die neue Infrastruktur löst die Probleme der Vergangenheit ab und verhindert zugleich das Problem des Überangebots in der Zukunft.

Hier teilt sich der Markt in zwei verschiedene wirtschaftliche Realitäten auf.

Auf dem Inlandsmarkt bleiben die Preise unter Druck. Die Prognose der EIA für den durchschnittlichen Henry-Hub-Preis im Jahr 2026 lautet…$3,44/MMBtu – ein leichter Rückgang im Vergleich zum Vorjahr.Im lokalen Waha-Hub des Permiums werden Gaspreise mit einem hohen Rabatt gegenüber dem Henry-Hub angeboten.Rund um 1,61 bis 2,40 US-Dollar pro MMBtu bis Mitte des Sommers 2026Die Speicherniveaus, die im Herbst eintreten, befinden sich noch in der Anfangsphase.4,8 % über dem fünfjährigen saisonalen DurchschnittUnd die Inventarsysteme der EIA-Projekte werden…Bis zum 31. Oktober soll die Menge auf 3.969 Bcf steigen – das wäre 5% über dem fünfjährigen Durchschnitt für den Winter..

Das ist keine Lagerkrisenlage. Die Lagerbestände sind immer noch…2,4 % unter dem Wert der gleichen Woche im letzten Jahr.Aber es handelt sich dabei um eine strukturelle Überhängung – eine ausreichende Preisstabilität, sodass es kaum Grund gibt, dass die Preise ansteigen, es sei denn, es kommt ein ungewöhnlich kaltes Winter oder ein Angebotsschock, der zu schnellen Rückzahlungen führt.

Auf dem Exportsektor ändert sich die Situation. Cheniere Energy, der größte US-LNG-Exporteur, berichtete…Im ersten Halbjahr 2026 betrug der angepasste EBITDA 4,14 Milliarden US-Dollar – ein Anstieg von 26 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Gleichzeitig wurde ein Nettogewinn von 434 Millionen US-Dollar erzielt, laut den GAAP-Standards.Der Unterschied ist lehrreich. Cheniere hat verloren.Rund 3,4 Milliarden Dollar für die Markt-zu-Markt-Anpassungen bei Rohstoffderivaten.– Die „Rechnungsverwirrung“ spiegelt die Schwäche der inländischen Gaspreise im Vergleich zu den höheren internationalen LNG-Preisen wider, die in langfristigen Verträgen festgelegt sind. Wenn man diese nicht-geldbaschen Derivate ausklammert, dann handelt es sich dabei um eine Geldausgabe. Cheniere hat seine Preise erhöht.Die Jahresziele für das angepasste EBITDA im Jahr 2026 liegen bei 7,90–8,40 Milliarden US-Dollar..

Der strukturelle Gewinn entsteht durch den Kauf von billigem inländischen Gas und den Verkauf teurer LNG ins Ausland. Die Menge des LNG-Düngungsgases, das an die wichtigen Exportanlagen geleitet wird, ist gestiegen.18.1 Bcf/d im September – ein Anstieg gegenüber 17,2 Bcf/d im August.Denn Europa und Asien suchen nach Lieferungen, um die unterbrochenen Lieferungen aus dem Nahen Osten zu ersetzen und Vorrat an Waren für den Winter anzulegen.

Diese Trennung ist wichtig, denn die meisten Retail-Investoren betrachten Erdgas als eine Art „Gewinnmarke“. Wenn die Preise für Erdgas sinken, geht man davon aus, dass alle Unternehmen im Bereich Erdgas gleichmäßig leiden werden. In Wirklichkeit profitieren einige Unternehmen jedoch gerade deshalb, weil die inländischen Preise niedrig sind.

Cheniere erzielt einen Frei-Cashflow von 2,79 Milliarden Dollar bei einem Marktkapitalisierung von 57 Milliarden Dollar. Der Kurs beträgt nur 10-fache der statischen Einnahmen – 19,7-fache im Vergleich zum letzten Jahr, aber 14,5-fache im Vergleich zu den Prognosen, sobald das Wachstum einsetzt. Die Dividendenzahlung beträgt 0,8%. Das Unternehmen hat diese Zahlung bereits ein Jahr lang konstant erhöht. Die Nettoverschuld beträgt 23 Milliarden Dollar, während die Cashmittel nur 1,1 Milliarden Dollar betragen. Das bedeutet, dass eine Verschuldung vorliegt – insgesamt 36 Milliarden Dollar an Schulden gegenüber 11,5 Milliarden Dollar an Eigenkapital. Doch die Cashflow-Prognose sowie die geschrumpfte Umsatzbasis ermöglichen eine ausreichende Finanzierbarkeit.

Vergleichen Sie das mit den inländischen Produzenten, die gegenüber solchen Widrigkeiten stehen. Southwest Energy Partners (SWN) ist ein kleines Unternehmen, das sich auf Gasproduktion konzentriert. Die Umsatzeinnahmen sind um 50 Prozent im Vergleich zum Vorjahr zurückgegangen. Das Betriebsergebnis sowie der EBITDA-Marge sind sehr negativ. Der Aktienkurs beträgt 7 Dollar pro Aktie. Es handelt sich dabei um eine Situation, in der es darum geht zu überleben – nicht um eine langfristige Strategie. Auch die großen Produzenten leiden unter dieser Belastung, obwohl ihre Einnahmen aus dem Öl die Schwäche im Gassektor ausgleichen.

Die falsche Darstellung ist diejenige, die die Preisentwicklung nahelegt: dass eine Erweiterung des Lagerkapazes von 40 Bcf und sinkende Preise für Erdgas Probleme für den gesamten Erdgassektor bedeuten. Das sind Probleme für Unternehmen, deren Wirtschaftsmodell von den Inlandspreisen abhängt. Es gibt hingegen Chancen für Unternehmen, deren Wirtschaftsmodell von der Differenz zwischen Inlands- und Internationalpreisen abhängt.

Die EIA-Projekte gehen davon aus, dass die US-Gasproduktion steigen wird.In 2026 soll eine weitere Steigerung um 4,5 Bcf/d erreicht werden, und in 2027 um 4,6 Bcf/d. Dabei kommen die Permian- und Haynesville-Vorkommen für mehr als 70% dieser Zunahme hinzu.Die neuen Pipelinekapazitäten werden weiterhin in diesem Jahrzehnt wachsen. Solange die Nachfrage nicht schneller steigt als diese Zahlen – und die Exporte von LNG sind der Haupttreiber der Nachfrage – wird der übermäßige Angebot auf dem Markt über mehrere Jahre hinweg anhalten, nicht ein kurzfristiger Phänomen.

Was die Situation verändert, ist ein wirklich schwieriger Winter – der zu schnellen Abflüssen von LNG führt. Ebenso kann eine Zusammenbruch der Nachfrage nach LNG-Exporte oder ein starkes Rückgang der Produktion aufgrund wirtschaftlicher Einschränkungen dazu führen. Ein milderer Winter würde nur die aktuelle Situation noch verschärfen. Der Wachstum des LNG-Exports ist die einzige Variable, die die überschüssige Versorgung absorbieren und den Inlandsmarkt allmählich stärken kann – und dieser Wachstum ist bereits in Bewegung.

Die Investitionsauswirkungen sind klar. Die Gasproduzenten sowie die Betreiber von Lieferketten, die zwischen billigem inländischen Produktionsmarkt und teurem Exportmarkt stehen, sind die strukturellen Vorteilnehmer des Überangebots. Unternehmen, die hauptsächlich von den inländischen Spotpreisen abhängig sind, müssen beweisen, warum ihre Kostenstruktur oder ihre Hedging-Programme dem langfristigen Überangebot standhalten können. Der Bau von 40 Bcf an Lagerkapazitäten hat diese Situation nicht verändert – es hat sie nur wieder sichtbar gemacht.