Die arktische Kälte drückt die US-Gasförderung bereits spürbar. Betroffen ist vor allem das Permian Basin in Texas und New Mexico, weil die Temperaturen dort deutlich unter den Gefrierpunkt fallen. In den frühen Morgenstunden geraten Ventile, Messstrecken und Sammelleitungen durch den Frost besonders schnell an Grenzen (bloomberg: 24.01.26).
Förderausfälle wegen arktischer Kälte – das Ausmaß ist bereits beziffert
Wood Mackenzie liefert dazu die zentrale Referenzzahl. Das Unternehmen gilt als führender Energie-Datenanbieter und Berater, dessen Schätzungen viele Händler, Produzenten und Investoren als Benchmark nutzen. Nach Wood Mackenzie liegen die bisherigen Freeze-offs bei rund 3 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d), und damit fehlt dem Markt ein großer Angebotsblock.
Für Ende Januar rechnen Analysten mit einer weiteren Zuspitzung der arktischen Kälte. Im Raum stehen 8,5 bis 20,4 Bcf/d an möglichen Ausfällen, je nach Temperaturverlauf und Frost-Dauer. Diese Spanne zeigt die Härte des Wetters und sie erklärt die Nervosität an den Märkten.
Warum Anlagen „zumachen“ – Hydrate statt simplem Rohrfrost
Freeze-offs entstehen nicht nur durch kalte Luft, sondern durch Prozesse im Gasstrom. Wenn Gas aus hohem Bohrlochdruck in Leitungen mit geringerem Druck strömt, kühlt es schlagartig ab. Enthält das Gas Feuchtigkeit, bilden sich Methanhydrate, also eisähnliche Kristalle, die Armaturen von innen zusetzen.
US-Schiefergas ist am Bohrloch oft „nass“, also flüssigkeitsreich und deshalb reagiert die Infrastruktur empfindlicher. Betreiber drosseln dann gezielt, damit Ventile nicht beschädigt werden. Dadurch sinkt die Förderung abrupt, obwohl Bohrungen physisch vorhanden sind.
Marktreaktion in Echtzeit: Henry Hub springt, Europa zahlt mit
Die Preise reagieren schneller als jede Lieferung, weil Händler Angebotsrisiken sofort einpreisen. Am US-Handelsplatz Henry Hub stieg Erdgas auf über 6 US-Dollar je MMBtu, den höchsten Stand seit Ende 2022. Zudem zogen US-Futures innerhalb weniger Tage kräftig an, weil das Wetterrisiko als real gilt und nicht als Modellspielerei.
Für Deutschland zählt der Übertragungsmechanismus, denn Europa kauft seit dem Wegfall russischer Pipeline-Mengen viel LNG aus den USA. Steigen die US-Preise und sinkt die Fördermenge, wächst die Risikoprämie auf importiertes Erdgas. Deshalb verteuert sich Beschaffung auch dann, wenn die physische Lücke erst später sichtbar wird.
LNG-Kette unter Stress: Weniger Feedgas, spätere Schiffe
Die Exportlogik hängt am sogenannten Feedgas, also dem Zufluss zu den Verflüssigungsanlagen. Fällt Förderung in Becken wie dem Permian Basin aus, sinken diese Zuflüsse und Terminals können weniger stabil fahren. Gleichzeitig geraten Beladungsfenster unter Druck, weil einzelne Cargoes verschoben oder verkleinert werden.
Die Zeitachse verschärft die Lage, denn die Atlantikpassage dauert rund zwei Wochen. Eine Störung heute wirkt in Europa folglich mit Verzögerung und das kann ungünstig mit einer späten Kältephase in Deutschland zusammenfallen. Dann trifft höhere Nachfrage auf weniger flexible Nachlieferung und der Preis für Erdgas bekommt zusätzlichen Schub.
Europas Speicher und Börsen: Physik trifft Prämien
Europa startet aus einer schwächeren Position, weil die Speicherstände deutlich unter dem üblichen Niveau liegen. Nach AGSI/GIE sind die EU-Speicher nur noch zu knapp 46 Prozent gefüllt, während der Fünfjahresdurchschnitt bei 61 Prozent liegt. Sinkt der Füllstand weiter, fällt zudem der Lagerdruck, und die mögliche Entnahmerate nimmt ab.
An der europäischen Leitbörse TTF stieg Erdgas zuletzt auf über 40 Euro je MWh, und das verschärft den Kostendruck in Deutschland. Europa zahlt außerdem zeitweise eine Prämie gegenüber Asien, um LNG-Tanker umzulenken. Dadurch wird Erdgas nicht nur knapper bewertet, sondern auch teurer erkauft.
Spekulative Verstärker und geopolitischer Unterton
Die Preisdynamik wird zusätzlich von Positionierungen getrieben, während viele Marktteilnehmer rasch umschichten. ING verwies zuletzt auf große Short-Positionen von rund 77.014 Kontrakten, die bei steigenden Preisen eingedeckt werden müssen. Solche Rückkäufe erhöhen den Aufwärtsdruck, und sie machen Ausschläge steiler.
Gleichzeitig bleibt das Umfeld angespannt, weil geopolitische Risiken Energiepreise oft quer über Gas und Öl bewegen. Die US-Preisspitze kann zwar kurzlebig sein, sofern sich die Förderung stabilisiert und Lager helfen. Dennoch bleibt Europas Risiko hoch, weil die „virtuelle Pipeline“ über den Atlantik bei Frost schnell an Belastungsgrenzen stößt.
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