Erdgas bleibt vor den EIA-Lagerdaten unter Druck

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Anton Kharitonov

20.08.2026

Erdgas bleibt vor den EIA-Lagerdaten unter Druck — Erdgas

US-Erdgas steht unter Druck und wird bei etwa 2,7–2,8 $ pro MMBtu gehandelt. Der Markt befindet sich derzeit im Gleichgewicht zwischen einer deutlich verbesserten kurzfristigen Nachfrage und einem weiterhin komfortablen Angebot. In den vergangenen Tagen wurden die Preise durch heißere Prognosen für die zentralen und südlichen Bundesstaaten gestützt, die den Gasverbrauch des Stromsektors erhöhen, sowie durch die Erholung der Auslastung an LNG-Exportterminals nach Wartungsarbeiten.

Dieser Artikel wurde aus dem Original übersetzt. Lesen Sie die Originalversion unseres Korrespondenten hier.

Am Dienstag legte der September-Kontrakt am Henry Hub um 3,2 % zu und schloss bei etwa 2.776 $/MMBtu. Gleichzeitig bleibt das Aufwärtspotenzial durch die Produktion begrenzt, die nahe an Rekordniveaus verharrt. In ihrem August-Ausblick erwartet die EIA, dass die durchschnittliche vermarktete US-Gasproduktion im Jahr 2026 ein Rekordniveau von etwa 122,5 Bcf/Tag erreicht, während der durchschnittliche Henry-Hub-Preis im dritten Quartal lediglich bei etwa 2,87 $/MMBtu liegen soll.

EIA-Lagerbericht wird zum wichtigsten kurzfristigen Katalysator

Das wichtigste kurzfristige Ereignis ist heute der EIA-Lagerbericht, der um 10:30 Uhr ET veröffentlicht werden soll. In der Woche bis zum 7. August stiegen die Lagerbestände um 36 Bcf auf 3.153 Bcf, verglichen mit einem Zuwachs von 33 Bcf in der Vorwoche. Damit liegen sie weiterhin rund 198 Bcf bzw. 6,7 % über dem Fünfjahresdurchschnitt, obwohl sie bereits 25 Bcf unter dem Vorjahresniveau liegen. Der Markt rechnet derzeit für die Woche bis zum 14. August mit einem Aufbau von etwa +15 Bcf, also einer deutlich geringeren Einspeicherung aufgrund der Hitze und des erhöhten Stromverbrauchs.

Sollte der tatsächliche Anstieg tatsächlich bei etwa 15 Bcf oder darunter liegen, wird sich der Überschuss gegenüber dem Fünfjahresdurchschnitt weiter verringern, was Erdgas einen neuen Aufwärtsimpuls geben könnte. Der mittelfristige Hintergrund bleibt für die Bullen jedoch weniger günstig: Die EIA prognostiziert für Ende Oktober Lagerbestände von 3.985 Bcf – den höchsten Stand vor Beginn der Heizsaison seit 2016 –, was hauptsächlich auf die hohe Produktion und die während der Wartungsarbeiten bei Freeport LNG geringeren LNG-Einspeisungen zurückzuführen ist.

Risiken im Nahen Osten und Treasury-Renditen erhöhen die Volatilität

Die Geopolitik im Nahen Osten stellt weiterhin einen zusätzlichen Preisaufschlag dar, obwohl ihr Einfluss auf den Henry Hub größtenteils indirekt ist. Die Beschränkungen für die Schifffahrt durch die Straße von Hormus bleiben bestehen, während die Spannungen im Zusammenhang mit dem Iran und neue Drohungen in der Region Brent bereits über 90 $ getrieben haben. Für den globalen Gasmarkt besteht das Hauptrisiko in möglichen Unterbrechungen der LNG-Lieferungen aus Katar und des Transports durch Hormus. Jede ernsthafte Störung der Exporte würde die europäischen TTF- und asiatischen JKM-Preise stark erhöhen, die relative Attraktivität von US-LNG steigern und dadurch die Gasnachfrage in den USA erhöhen.

Der Markt preist derzeit keinen vollständigen Ausfall der katarischen Mengen ein. Daher stellt dieser Faktor eher ein asymmetrisches Aufwärtsrisiko dar, als dass er der wichtigste aktuelle Treiber für den Henry Hub wäre. Die EIA erklärt außerdem ausdrücklich, dass ihr August-Ausblick davon ausgeht, dass die Beschränkungen durch Hormus mindestens bis August bestehen bleiben.

Ein weiterer Faktor ist die starke Volatilität bei US-Staatsanleihen. Nach der gestrigen Entscheidung des US-Finanzministeriums, die Rückkäufe langfristiger Anleihen zu erhöhen, gingen die Renditen zunächst zurück. Heute wurde diese Bewegung jedoch nahezu vollständig umgekehrt: Die Rendite zehnjähriger Anleihen näherte sich erneut 4,70–4,71 %, während die Rendite 30-jähriger Anleihen auf 5,24–5,26 % stieg. Für Erdgas ist der Zusammenhang nicht direkt, doch anhaltend hohe Renditen erhöhen die Kapitalkosten für Produzenten, Pipelinebetreiber und LNG-Projekte und könnten über einen längeren Zeitraum Investitionen in neue Kapazitäten begrenzen.

Kurzfristig ist ein anderer Faktor wichtiger: Steigende Renditen können den Dollar stützen und gleichzeitig den Druck auf Risikoanlagen und auf US-Dollar denominierte Rohstoffe erhöhen. Daher bleiben die entscheidenden Treiber für Erdgas derzeit das Wetter, die heutigen Lagerdaten und die LNG-Einspeisungen, während der Anleihemarkt eher als verstärkender makroökonomischer Faktor wirkt.

Derzeit überwiegen die Abwärtsrisiken in Richtung der Unterstützung im Bereich von 2,70–2,65 $. Die EIA-Lagerdaten könnten die Situation jedoch – wie ich im Artikel Erdgas hält sich über 2,80 $, während Käufer den Widerstand testen angemerkt habe – sowohl zum Besseren als auch zum Schlechteren verändern.

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