In den letzten Jahren haben Dutzende von US-amerikanischen Midstream-Unternehmen Erdgaspipelines und Exportterminals ins Visier genommen, da die US-Erdgas- und LNG-Märkte explodieren, während die Kapazität der Rohölpipelines weiterhin die Produktion übersteigt.
Erdgasprojekte werden voraussichtlich der am schnellsten wachsende Pipelinesektor sein, da die Produktion steigt und Verlader neue Kunden in Europa und Asien finden. Wie Analysten Reuters mitteilen, geht es jetzt darum, die US-Kapazität zu erhöhen und neue Pipelines hinzuzufügen, um Erdgas zu den LNG-Exportterminals zu transportieren.
"Jeder hat so ziemlich aufgegeben, jemals irgendwo außerhalb von Texas und vielleicht Louisiana eine weitere Langstreckenpipeline zu bauen.“, sagte Bradley Olsen, leitender Portfoliomanager für die Midstream-Infrastrukturstrategie von Recurrent Investment Advisors, gegenüber Reuters.
Europas Erdgasbedarf ist sprunghaft angestiegen, da die EU nach ihrer Invasion in der Ukraine versucht, ihre Abhängigkeit von russischem Erdgas zu verringern. Europa hat Asien als Top-Ziel für US-LNG verdrängt, und zwar jetzt erhält 65 % der gesamten Exporte. Die EU hat sich verpflichtet, ihren Verbrauch an russischem Erdgas bis zum Jahresende um fast zwei Drittel zu reduzieren, während Litauen, Lettland und Estland dies zugesagt haben russische Gasimporte vollständig zu eliminieren.
Die europäische Gaskrise hat sich danach nur noch vertieft Russland stoppte die Gaslieferungen nach Polen und Bulgarien, angeblich weil sie Gas nicht in Rubel bezahlt haben, was die europäischen Gaspreise in die Höhe getrieben hat. Der Umzug markiert eine Verschärfung der Spannungen und könnte die Lieferungen nach Europa reduzieren, da viele Pipelines durch Polen verlaufen unterwegs zum Rest des Kontinents. Zu den Versorgungsproblemen kommt hinzu, dass die russische Nord Stream 1-Pipeline, die Deutschland versorgt, wegen planmäßiger Wartungsarbeiten vom Netz genommen wurde. Während es den Betrieb am 21. Juli teilweise wieder aufnahm, befürchtete Europa, dass es wegen politischer Druckmittel verzögert werden könnte.
Nicht überraschend, Europa ist zum Top-Importeur von US-LNG geworden, die etwa 65 % der US-Exporte einnehmen.
Die US Energy Information Administration (EIA) hat prognostiziert, dass die Vereinigten Staaten Australien und Katar um überholen werden zum weltgrößten LNG-Exporteur werden in diesem Jahr, wobei die LNG-Exporte weiterhin das Wachstum der US-Erdgasexporte anführen und 12.2 durchschnittlich 2022 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) betragen. Die Vereinigten Staaten derzeit rangiert an zweiter Stelle in der Welt bei den Erdgasexporten nur hinter Russland.
Laut EIA sollen die jährlichen US-LNG-Exporte im Jahr 2.4 um 2022 Bcf/d und im Jahr 0.5 um 2023 Bcf/d steigen. Der Energiewächter prognostiziert, dass die Erdgasexporte per Pipeline nach Mexiko und Kanada leicht um 0.3 Bcf steigen werden /d im Jahr 2022 und um 0.4 Bcf/d im Jahr 2023 dank mehr Exporten nach Mexiko.
Im Gegensatz zu Erdgas übersteigt die Kapazität der Rohölpipelines die Produktion weiterhin bei weitem. Derzeit gibt es ~8 Millionen Barrel pro Tag an Rohölpipelinekapazität im Perm, deutlich mehr als die Produktion von 5.5 Millionen Barrel pro Tag, so die Zahlen von EIA und Morningstar.
Erdgas- und LNG-Projekte
Das zentrale Perm-Becken bereitet sich darauf vor, eine Flut von Gas- und Gasprojekten zu entfesseln, um die explodierende LNG- und Erdgasnachfrage zu decken – gerade rechtzeitig, da erwartet wird, dass die begrenzte Kapazität zum Mitnehmen ab 2023 stark zu spüren sein wird, was zu negativen Preisen führen könnte im Becken.
Energieübertragung LP (NYSE: ET) sucht die nächste große Pipeline bauen zum Transport der Erdgasförderung aus dem Perm-Becken. Energy Transfer hat auch mit dem Bau der Gulf Run-Pipeline in Louisiana begonnen, um Gas aus dem Haynesville Shale in Texas, Arkansas und Louisiana an die Golfküste zu transportieren.
Energy Transfer wird die Gewinne für das zweite Quartal voraussichtlich am 2. August 3 bekannt geben. Die Konsens-EPS-Prognose für das Quartal, basierend auf fünf Analysten laut Zacks Investment Research, beträgt 2022 $ im Vergleich zu 0.28 $ für den entsprechenden Zeitraum des Vorjahres.
Bereits im Mai, nämlich ein Konsortium von Öl- und Erdgasfirmen WhiteWater Midstream LLC, EnLink-Midstream (NYSE:ENLC), Devon Energy Corp. (NYSE: DVN) und MPLX-LP (NYSE: MPlX) gaben bekannt, dass sie eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen haben, um den Bau des Matterhorn-Express-Pipeline nachdem ausreichende feste Transportvereinbarungen mit Spediteuren abgeschlossen wurden.
Laut Pressemitteilung „Die Matterhorn-Express-Pipeline wurde entwickelt, um bis zu 2.5 Milliarden Kubikfuß Erdgas pro Tag (Bcf/d) durch eine etwa 490 Meilen lange 42-Zoll-Pipeline von Waha, Texas, in das Katy-Gebiet in der Nähe von Houston, Texas, zu transportieren. Die Versorgung der Matterhorn-Express-Pipeline erfolgt über mehrere Upstream-Verbindungen im Permian-Becken, einschließlich direkter Verbindungen zu Verarbeitungsanlagen im Midland-Becken über eine etwa 75 Meilen lange Seitenstraße sowie eine direkte Verbindung zum 3.2 Bcf/d Agua Blanca Pipeline, ein Joint Venture zwischen WhiteWater und MPLX.“
Matterhorn wird voraussichtlich in der zweiten Hälfte des Jahres 2024 in Betrieb gehen, vorbehaltlich behördlicher Genehmigungen.
Christer Rundlof, CEO von WhiteWater, warb für die Partnerschaft des Unternehmens mit den drei Pipeline-Unternehmen bei der Entwicklung von „schrittweiser Gastransport aus dem Perm-Becken, da die Produktion in West-Texas weiter zunimmt.“ Rundlof sagt, Matterhorn wird liefern „Premium-Marktzugang mit überlegener Flexibilität für Verlader im Perm-Becken und spielt gleichzeitig eine entscheidende Rolle bei der Minimierung der abgefackelten Mengen"
Matterhorn reiht sich in eine wachsende Liste von Pipeline-Projekten ein, die darauf abzielen, wachsende Mengen von Permian-Lieferungen zu erfassen, um sie an nachgelagerte Märkte zu senden.
Anfang dieses Monats enthüllte WhiteWater Pläne zur Erweiterung des Whistler-PipelineKapazität um etwa 0.5 Bcf/Tag auf 2.5 Bcf/Tag mit drei neuen Kompressorstationen.
Quelle: Natural Gas Intelligence
Obwohl die Unternehmen die Kosten- und Einnahmenschätzungen des Matterhorns nicht preisgegeben haben, dürfte ein Projekt dieser Größenordnung diesen Produzenten, die übrigens alle hohe Dividenden zahlen, jahrelange vorhersehbare Cashflows bescheren.
Oklahoma-basierte Devon, einer der Permians Top-Produzenten, sagte kürzlich, dass es erwartet, dass die permische Produktion im zweiten Quartal fast 600,000 boe/d erreichen wird. Die neue Pipeline wird das Unternehmen dabei unterstützen, seine Produktion im Perm in den kommenden Jahren zu steigern. Die DVN-Aktie rentiert derzeit (Fwd) mit 7.3 % und hat seit Jahresbeginn eine Rendite von 54.3 % erzielt.
MPLX hat mehrere andere Erweiterungsprojekte im Bau. Das Unternehmen rechnet damit, den Bau von zwei Verarbeitungsanlagen in diesem Jahr abzuschließen, und hat kürzlich eine endgültige Investitionsentscheidung zur Erweiterung seiner Whistler-Pipeline getroffen. Die MPLX-Aktie bringt saftige 9.2 % (Fwd), aber die Aktie hat seit Jahresbeginn nur eine Rendite von 2.1 % erzielt.
Devon Energy ist wird voraussichtlich Ergebnisse für Q2 2022 melden am 1. August 2022. Das Unternehmen wird voraussichtlich einen Gewinn pro Aktie von 2.29 $ melden, was einem Wachstum von 281.67 % Y/Y entspricht. Enlink wird am 3. August 2022 mit einem Konsens-EPS von 0.06 USD gegenüber -0.04 USD für das vergleichbare Quartal des Vorjahres berichten, während MPLX LP dies voraussichtlich am 2. August 2022 tun wird, wobei es einen Konsens-EPS von 0.82 USD im Vergleich zu 0.66 USD pro Jahr hat vor.
Inzwischen ist der Cashflow von EnLink dank höherer Rohstoffpreise gestiegen. Das Unternehmen hat seine Investitionen von 230 bis 260 Millionen US-Dollar auf 280 bis 310 Millionen US-Dollar erhöht, was das Wachstum kurzfristig vorantreiben dürfte.
Zurück im Mai Kinder Morgan Inc. (NYSE: KMI) startete eine offene Saison, um das Interesse der Verlader an einer Expansion zu messen die 2.0 Bcf/d Gulf Coast Express Pipeline (GCX).
Mittlerweile hat KMI bereits eine verbindliche Open Season für die abgeschlossen Perm-Highway-Pipeline (PHP), wobei für die Hälfte der geplanten Erweiterungskapazität von 650 MMcf/d bereits ein Fundament-Shipper vorhanden ist.
Am Mittwoch, KMI meldete Q2 Non-GAAP EPS von 0.27 $, schlagend um 0.01 $; GAAP-EPS von 0.28 $ waren im Einklang, während der Umsatz von 5.15 Mrd. $ (+63.5 % Y/Y) um 1.34 Mrd. $ übertroffen wurde.
Für das gesamte Geschäftsjahr 2022 erwartet KMI einen Nettogewinn von 2.5 Milliarden US-Dollar und eine Dividende von 1.11 US-Dollar pro Aktie, eine Steigerung von 3 % gegenüber den für 2021 erklärten Dividenden.
Im LNG-Bereich hat das US-Energieministerium im Mai genehmigte zusätzliche LNG-Exporte aus dem geplanten Golden Pass LNG Terminal in Texas und dem Magnolia LNG Terminal in Louisiana, da die USA versuchen, die LNG-Exporte nach Europa anzukurbeln.
Gemeinsames Eigentum von Exxon Mobil (NYSE: XOM) und Qatar Petroleum, das 10 Mrd. USD teure LNG-Exportprojekt Golden Pass soll 2024 in Betrieb gehen, während Magnolia LNG, das der Glenfarne Group gehört, bis 2026 ans Netz gehen wird. Die beiden Terminals werden jedoch voraussichtlich mehr als 3 Mrd. cf/Tag Erdgas produzieren Magnolia muss noch Verträge mit Kunden unterzeichnen.
Bisher waren amerikanische LNG-Entwickler nicht bereit, eigenfinanzierte Verflüssigungsanlagen zu bauen, die nicht durch langfristige Verträge aus europäischen Ländern abgesichert sind. Der Krieg in der Ukraine hat jedoch Europas schwache Schattenseiten aufgedeckt, und die harte Realität zwingt dazu, ihre Energiesysteme zu überdenken. So haben Deutschland, Finnland, Lettland und Estland kürzlich den Wunsch geäußert, mit neuen LNG-Importterminals voranzukommen.
Exxon wird voraussichtlich am 2. Juli die Ergebnisse für das zweite Quartal bekannt geben, wobei das größte unabhängige Ölunternehmen der Vereinigten Staaten voraussichtlich einen Gewinn pro Aktie von 29 $ ausweisen wird, was einer Steigerung von 3.41 % gegenüber dem Vorjahr entspricht.
Im Mai, die vom DoE genehmigten erweiterten Genehmigungen für Cheniere Energie(NYSE: LNG) Sabine Pass Terminal in Louisiana und das Werk Corpus Christi in Texas. Die Genehmigungen erlauben den Terminals, LNG im Gegenwert von 0.72 Milliarden Kubikfuß pro Tag in jedes Land zu exportieren, mit dem die Vereinigten Staaten kein Freihandelsabkommen haben, einschließlich ganz Europa. Cheniere sagt, dass die Anlagen bereits mehr Gas produzieren, als durch frühere Exportgenehmigungen abgedeckt ist.
Cheniere wird voraussichtlich am 2. August die Gewinne für das zweite Quartal bekannt geben, wobei der Gewinn pro Aktie voraussichtlich 4 $ erreichen wird, was einer Steigerung von 2.76 % Y/Y entspricht.
Von Alex Kimani für Oilprice.com
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