Die Vereinigten Staaten sind zum weltweit größten Exporteur von verflüssigtem Erdgas (LNG) geworden, da die Lieferungen an energiehungrige Käufer in Europa und Asien stark gestiegen sind. Im laufenden Jahr haben fünf Entwickler über 20 langfristige Verträge unterzeichnet, um mehr als 30 Millionen Tonnen LNG pro Jahr oder etwa 4 Bcf/d an energiehungrige Käufer in Europa und Asien zu liefern.
Kürzlich LNG-Riese Cheniere Energy Inc.(NYSE: LNG) enthüllte, dass es die hatte aktivste Jahr für Contracting seit 2011. In der Zwischenzeit haben volatile Spotpreise und sich verschlechternde Angebotsaussichten dazu geführt, dass Importeure in Eile langfristige Geschäfte aushandeln, um Preise zu sichern. Laut einem Bericht des Öl & Gas Journal, liegen die Preise für 10-Jahres-LNG-Verträge derzeit etwa 75 % über den Raten von 2021, wobei erwartet wird, dass die Versorgungsknappheit anhält, da Europa bestrebt ist, die LNG-Importe zu steigern.
Obwohl die Vereinigten Staaten den weltweit größten Rückstand an nahezu schaufelfertigen Flüssigerdgasprojekten haben, bleiben leider Einschränkungen, einschließlich begrenzter Pipelinekapazitäten, die größte Hürde für die Expansion des Sektors.
Im Appalachenbecken, der größten gasproduzierenden Region des Landes mit einer Produktion von mehr als 35 Bcf/d, haben Umweltgruppen wiederholt Pipelineprojekte gestoppt oder verlangsamt und das weitere Wachstum im Nordosten begrenzt. Damit müssen das Permian Basin und Haynesville Shale einen Großteil der Wachstumsprognosen für LNG-Exporte schultern. In der Tat, EQT Corp.(NYSE: EQT) CEO Toby Rice räumte kürzlich ein, dass die Kapazität der Appalachen-Pipeline „an eine Wand gestoßen“ sei.
Analysten von East Daley Capital Inc. haben prognostiziert, dass die US-LNG-Exporte bis 26.3 von ihrem derzeitigen Niveau von fast 2030 Bcf/Tag auf 13 Bcf/Tag steigen werden. Um dies zu erreichen, müssten laut Analysten zwischen 2 und 4 weitere 2026-2030 Bcf/d Takeaway-Kapazität in Haynesville online gehen.
"Dies setzt ein erhebliches Gaswachstum aus dem Perm und anderen damit verbundenen Gasvorkommen voraus. Jede Ansicht, bei der die Ölpreise stark genug sinken, um diese Aktivität im Perm zu verlangsamen, und Sie werden noch mehr nach Gas aus gasseren Becken verlangen“, sagen die Analysten.
US-Pipeline-Unternehmen im Auge
Laut FERC befinden sich derzeit vier US-LNG-Projekte im Bau, weitere 12 wurden von den Bundesbehörden genehmigt und vier weitere wurden mit einem Gesamtvolumen von 40 Bcf/d an potenziellen LNG-Exporten vorgeschlagen.
Das zentrale Perm-Becken bereitet sich darauf vor, eine Flut von Gas- und Gasprojekten zu entfesseln, um auf explodierende LNG und Nat zu treffen. Gasbedarf. Energieübertragung LP (NYSE: ET) sucht die nächste große Pipeline bauen zum Transport der Erdgasförderung aus dem Perm-Becken. Das Unternehmen arbeitet auch an der in Louisiana ansässigen Gulf Run-Pipeline, die Gas aus dem Haynesville Shale in Texas, Arkansas und Louisiana an die Golfküste transportieren wird.
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 2022 Analysten laut Zacks Investment Research, beträgt 5 $ im Vergleich zu 0.28 $ für den entsprechenden Zeitraum des Vorjahres.
Bereits im Mai hatte nämlich ein Konsortium aus 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 490-Zoll-Pipeline von etwa 42 Meilen 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 der behördlichen 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.
WhiteWater enthüllte Pläne zur Erweiterung der Whistler-PipelineKapazität um etwa 0.5 Bcf/Tag auf 2.5 Bcf/Tag mit drei neuen Kompressorstationen.
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.
Ebenfalls 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.
Das US-Energieministerium hat sich bemüht, die LNG-Exporte in die Europäische Union zu steigern, um eine Energiekrise inmitten des Krieges Russlands gegen die Ukraine abzuwenden genehmigte zusätzliche LNG-Exporte aus dem geplanten Golden Pass LNG Terminal in Texas und dem Magnolia LNG Terminal in Louisiana.
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.
Unterdessen das DoE hat erweiterte Genehmigungen genehmigt 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.
Von Alex Kimani für Oilprice.com
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Quelle: https://finance.yahoo.com/news/world-biggest-lng-exporter-pipeline-230000982.html