U.S.-Erdgasproduzenten drohen 2022 Milliardenverluste durch Hedging
Die meisten haben ihre Produktion schon vor der Energiekrise gesichert
Die US-Gasproduzenten werden im nächsten Jahr Hedging-Verluste in Milliardenhöhe verbuchen müssen, weil sie den Großteil ihrer Produktion für 2022 abgesichert haben, bevor die jüngste Energiekrise die Gaspreise in die Höhe schnellen ließ, wie eine Analyse von Rystad Energy zeigt.
Die Analyse konzentriert sich auf eine Gruppe von Schiefergasproduzenten, auf die 35 % der unkonventionellen Gasproduktion und etwa 53 % der Schiefergasproduktion in der US-Landregion in diesem Jahr entfallen. Diese 11 Betreiber werden im Jahr 2022 mehr als 5 Mrd. USD verlieren, wenn der durchschnittliche Henry-Hub-Preisstreifen bei 4 USD pro MMBtu bleibt - ein Betrag, der sich verdoppeln könnte, wenn die Henry-Hub-Preise durchschnittlich 5 USD pro MMBtu betragen.
Der Grund für die erwarteten Verluste liegt darin, dass die Betreiber zum Zeitpunkt der Bekanntgabe ihrer Ergebnisse für das zweite Quartal bereits mehr als die Hälfte ihrer Produktion für 2022 abgesichert hatten, als die Preise noch weit unter dem derzeit überhöhten Niveau lagen. Ende September waren bereits 64 % der erwarteten Produktion abgesichert.
Um das Bild zu vervollständigen und einen Blick über unsere Forschungsgruppe hinaus zu werfen, ist festzustellen, dass die auf Tight Oil fokussierten Produzenten tendenziell einen geringeren Anteil ihrer Gasproduktion absichern als unsere Vergleichsgruppe der öffentlichen Gasproduzenten. Die Absicherungsprofile privater Schiefergasproduzenten sind sehr unterschiedlich, aber im Durchschnitt verhalten sie sich ähnlich wie die untersuchte Vergleichsgruppe. Gasproduzenten, die sich auf den Cashflow aus nachgewiesenen, erschlossenen und produzierenden Ressourcen in konventionellen Feldern konzentrieren, neigen dazu, nur einen begrenzten Teil ihrer Produktion abzusichern. Dennoch haben einige einen hohen Anteil an Festpreisverkäufen mit Lieferungen an lokale Märkte.
Bezogen auf das Gesamtvolumen wären die Gasverträge der auf Tight Oil fokussierten öffentlichen Produzenten etwa 50 % niedriger als die der auf Schiefergas fokussierten Vergleichsgruppe. Dennoch ist ihr typischer Hedging-Floor auf der Grundlage ihrer Gewinne im dritten Quartal etwas höher. Bei den privaten Betreibern ist die Sichtbarkeit geringer, aber bedeutende private Haynesville-Förderer tendieren dazu, sich weit im Voraus abzusichern, was auf niedrige Hedging-Floors hindeutet.
"Angesichts der Tatsache, dass der gesamte Strip für 2022 derzeit über 4 $ pro MMBtu liegt - obwohl die Form der Kurve eine starke Backwardation aufweist - wird der aktuelle Zustand der Programme wahrscheinlich einen erheblichen Abwärtsdruck auf die Cashflows der Gasproduzenten im nächsten Jahr ausüben", sagt Artem Abramov, Leiter der Schieferforschung bei Rystad Energy.
In die Peer-Group
Der Anteil der abgesicherten Produktion für 2022 reicht von 10-11 % für Coterra bis zu fast 95 % für CNX Resources. Coterra und CNX sind jedoch eindeutige Ausreißer, da der Anteil der abgesicherten Produktion der übrigen Gruppe in einem engen Bereich von 45-75 % liegt. Der gewichtete durchschnittliche Floor-Preis bewegt sich im Bereich von 2,5 bis 3,1 $ pro MMBtu, gemessen am Henry Hub. Bei diesen Preisen gehen wir davon aus, dass sich die jüngste Verbesserung am Henry Hub Strip stark auf die Floor-Preise auswirken wird, wenn die Betreiber ihre Jahresergebnisse vorlegen. Mindestens zwei Betreiber gehören zu denjenigen, die Absicherungsgeschäfte für 2022 abgeschlossen haben, die kürzlich einen erheblichen Anstieg des durchschnittlichen Floor-Preises verzeichneten: Range Resources erhöhte den durchschnittlichen Floorpreis um 0,30 $ pro MMBtu, während Chesapeake seinen gewichteten durchschnittlichen Floorpreis zwischen den beiden Quartalsberichten um 0,20 $ pro MMBtu anhob.
Der deutliche Anstieg des abgesicherten Volumens seit dem zweiten Quartal 2021 ist in erster Linie auf eine Handvoll Betreiber zurückzuführen - Southwestern, Chesapeake, Range und Comstock. Die Einbeziehung von Cimarex Energy als Teil von Coterra Energy hat die Gesamtzahl ebenfalls erhöht. Das neue Unternehmen übernahm die Erdgas-Hedges von Cimarex, da Cabot allein im zweiten Quartal keine Derivatposition für 2022 hatte. Darüber hinaus hat der Hauptbetreiber EQT Corp. in den letzten Monaten offenbar einige seiner Low-Floor-Absicherungspositionen für das Jahr 2022 aufgelöst.
Rystad Energy schätzt, dass ein durchschnittlicher Henry-Hub-Preis von 4 $ pro MMBtu im Jahr 2022 für die elf untersuchten Unternehmen zu einem Gesamtverlust bei der Absicherung von 5,2 Mrd. $ allein bei Gasderivatverträgen führen wird. Zum Vergleich: Die Vergleichsgruppe wird im Jahr 2022 vor Berücksichtigung der Hedging-Verluste schätzungsweise 48 Mrd. USD an Kohlenwasserstoff-Bruttoverkäufen vor Lizenzgebühren und etwa 21 Mrd. USD an Upstream-Cashflow aus dem operativen Geschäft erzielen. Die Hedging-Verluste bei einem Preis von 4 $ pro MMBtu entsprechen somit mehr als 10 % der Einnahmen der Gruppe vor dem Hedging und machen mehr als 25 % der Barmittel aus dem Upstream-Geschäft aus. Liegt der Henry-Hub-Preis im nächsten Jahr bei durchschnittlich 5 $ pro MMBtu, werden die Hedging-Verluste für die Gaskonzerne mit 9,8 Mrd. $ fast doppelt so hoch sein. Diese Produzenten benötigen einen Henry-Hub-Preis von 2,4 $ oder weniger, um wesentliche Hedging-Gewinne in Höhe von mehr als 1 Mrd. $ zu erzielen.