Erdgas Gleitender Durchschnitt

US Energy Information Administration - UVP - Unabhängige Statistiken und Analysen heute in Energie 25. Januar 2016 Der durchschnittliche Erdgas-Spot-Preis bei der Benchmark Henry Hub für Dezember 2015 von 1,93 pro Million britischen thermischen Einheiten (MMBtu) war der niedrigste monatliche Durchschnitt seit März 1999 (UVE) erwartet, dass die Erdgaspreise im Jahr 2016 mit 2,65MMBtu und im Jahr 2016 auf 2,2MMBtu steigen werden. Die erwarteten Preiserhöhungen spiegeln das Konsumwachstum wider, vor allem aus dem Industriesektor, das das kurzfristige Produktionswachstum übertrifft. Als der Januar-STEO veröffentlicht wurde, lag der Nymex-Futures-Streifen, der den Preis für Erdgas für die Lieferung zu jedem Vertragsmonat darstellt, durchschnittlich 2,50MMBtu für 2016 und 2,80MMBtu für 2017. Die Vertrauensstrecke für die in der Figur gezeigten Erdgaspreise ist abgeleitet Mit einer Variation des Black-Scholes-Modells, das oft von Finanzanalysten verwendet wird, um den Wert der Optionen zu schätzen. EIA startet mit Optionen Preisen und verwendet Black-Scholes, um die implizite Preisvolatilität zu berechnen. Das Konfidenzintervall ist somit ein marktbezogenes Sortiment, das nicht direkt von den Angebots - und Bedarfsschätzungen der UVP abhängig ist. Die obere und untere Grenze des 95 Konfidenzintervalls für April 2016 Erdgas-Verträge sind 3,52MMBtu bzw. 1,61MMBtu. Die Markterwartungen für Erdgaspreise sind seit letztem Jahr gesunken und verkleinert worden: Im Januar 2015 betrug der Erdgas-Futures-Kontrakt für April 2015 durchschnittlich 2,88MMBtu, und die entsprechenden unteren und oberen Grenzen des 95 Konfidenzintervalls betrugen 1.90MMBtu und 4.36MMBtu. Im September 2015 erreichte die gesamte vermarktete Erdgasproduktion einen Rekordhoch von 80,2 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcfd), bevor sie im darauffolgenden Monat nach den jüngsten Daten der EIA-Erhebung über die Erdgasproduktion sank. EIA schätzt, dass die vermarktete Erdgasproduktion im Jahr 2015 durchschnittlich 79,1 Bcfd betrug, ein Anstieg von 6 um 2014. Die UVP-Projekte werden sich im Jahr 2016 auf 0,7 verlangsamen und im Jahr 2017 auf 1,8 ansteigen, da die Erdgaspreise steigen und die Nachfrage aus dem Industriesektor und den Flüssiggas-Exporteuren (LNG) zunimmt. EIA erwartet auch, dass der Gesamtverbrauch des Erdgasverbrauchs erhöht wird. Die Vereinigten Staaten verbrauchten im Jahr 2015 geschätzte 75,5 Bcfd Erdgas im Jahr 2015 prognostizierte Erdgasverbrauch im Durchschnitt 201,6 Bcfd und 201,2 Bcfd im Jahr 2017, ein Anstieg von 1,5 bzw. 0,8. Ein Großteil der Zunahme stammt aus dem industriellen Sektor, vor allem aus der Dünger - und Chemieindustrie. Ein leichter Rückgang des Erdgasverbrauchs im Stromsektor wird erwartet, da die Erdgaspreise steigen. Die UVP erwartet für die Stromerzeugung im Jahr 2016 eine Verringerung des Erdgasverbrauchs von 0,1 Bcfd (0,3) und eine Abnahme um 1,4. Trotz der geringen Abnahmen bleibt der Stromverbrauch während der gesamten Prognose auf einem historisch hohen Niveau und ist nach wie vor der größte Bestandteil des Erdgasverbrauchs. Der Erdgasverbrauch im Wohn - und Gewerbebereich wird voraussichtlich 2016 und 2017 ansteigen, was in diesen Jahren einen leicht höheren Heizbedarf bedeutet. Bis Mitte 2017 erwartet die EIA, dass die Vereinigten Staaten erstmals seit 1955 ein Netto-Exporteur von Erdgas sind. Die Prognose spiegelt die Zunahme der Erdgas-Exporte nach Pipeline nach Mexiko wider, da die Nachfrage nach Mexikos-Elektrizitätssektor zunimmt. Die Exporte von LNG steigen auch an, als Chenieres Sabine Pass LNG Verflüssigungsanlage an der U. S. Gulf Coast im Jahr 2016 in Betrieb kommt. Hauptbeteiligte: Katie TellerU. S. Energie Information Administration - UVP - Unabhängige Statistiken und Analysen Erdgas In den Nachrichten: Bohren Produktivität Bericht Prognosen Produktion steigt in sechs von sieben Schiefer Regionen Erdgas Bruttoentnahmen werden voraussichtlich von Februar bis März in sechs der sieben produktivsten Schiefer Regionen zu erhöhen In den niederen 48 Staaten, nach EIAs jüngsten Drilling Productivity Report (DPR). Dies ist das erste Mal seit März 2015, dass mehr als fünf der sieben Schieferregionen Monats-zu-Monats-Zunahmen gesehen haben. Im März hat die DPR prognostiziert, dass nur die Eagle Ford Schieferregion sinkende Produktion Erdgasproduktion in Eagle Ford seit Dezember 2015 rückläufig ist. Die DPR erwartet Gesamtproduktion aus den sieben Schieferregionen, um ein Allzeithoch von 48,6 Milliarden Kubik zu erreichen Füße pro Tag (Bcfd) im Februar, gefolgt von einem neuen Rekord von 49,1 Bcfd im März (beachten Sie diese Projektionen nicht berücksichtigen Wetter, Kapazitätsengpässe oder Änderungen der realisierten Preise). Die bisherige Rekordproduktionsebene aus diesen Regionen betrug im August 2016 48,3 Bcfd. Derzeit sind die sieben Schiefergebiete, die in der DPR abgedeckt sind, mehr als die Hälfte der gesamten Erdgasbruttoentnahmen in den niederen 48 Staaten, im Vergleich zu etwa einem Viertel der Die Produktion aus diesen Regionen hat sich seit 2007 mit einer durchschnittlichen jährlichen Rate von 14 erhöht. Diese Produktionssteigerungen kamen auch, da die Laterie länger wurde und die Gesamtproduktivität stetig anstieg. Allerdings war die durchschnittliche jährliche Wachstumsrate am niedrigsten im Jahr 2016 (Januar bis November) Bruttoabhebungen waren nur 5 höher im Vergleich zum gleichen Zeitraum im Jahr 2015. Im Gegensatz dazu Erdgas Bruttoabhebungen in den Rest der unteren 48 Staaten sind rückläufig Im Jahresdurchschnitt von durchschnittlich 4 jährlich. Die Erdgasbruttoentnahmen außerhalb der DPR-Schieferregionen gingen in den ersten 11 Monaten des Jahres 2016 im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 8 Jahre zurück. Infolgedessen wurden die Gesamtbruttoentnahmen in den unteren 48 Staaten ( Einschließlich der DPR-Regionen) waren im Vergleich zu 2015 (Januar bis November) leicht rückläufig, auch wenn sie im Februar 2016 einen monatlichen Rekord von 92,0 Bcfd erreichten. (Für die Woche, die am Mittwoch, den 22. Februar 2017 endet) fielen die Erdgas-Spotpreise An den meisten Orten dieser Berichtswoche (Mittwoch, 15. Februar bis Mittwoch, 22. Februar). Der Henry-Hub-Spot-Preis fiel von 2,92 pro Million britischen thermischen Einheiten (MMBtu) am vergangenen Mittwoch auf 2,53MMBtu gestern. Bei der New York Mercantile Exchange (Nymex), fiel der März 2017 Vertrag 33 von 2.925MMBtu letzten Mittwoch auf 2.592MMBtu gestern. Nettoabzüge aus Arbeitsgas beliefen sich auf 89 Milliarden Kubikfuß (Bcf) für die Woche bis zum 17. Februar. Die Erdgasbestände betragen 2.356 Bcf, was 10 weniger als das Vorjahresniveau und 7 mehr als der Fünfjahresdurchschnitt (201216) beträgt für diese Woche. Der Erdgaspflanzenflüssigkeitsverbundpreis im Mont Belvieu, Texas, fiel um 20 und schloss bei 7.50MMBtu für die Woche, die am 17. Februar endete. Die Preise von Propan, Butan und Isobutan fielen um 3, 5 und 7. Der Preis für natürliches Benzin stieg um 1. Der Preis für Ethan blieb flache Woche über Woche. Laut Baker Hughes, für die Woche am Freitag, 17. Februar, erhöhte sich die Erdgasanlage um 4 bis 153. Die Zahl der ölgesteuerten Riggs stieg um 6 auf 597. Die Gesamtzahl der Rennen erhöhte sich um 10 und steht nun Bei 751. PreiseSupplyDemand: Die Preise fallen scharf überall auf ungewöhnlich warmes Wetter. Diese Berichtswoche (Mittwoch, 15. Februar bis Mittwoch, 22. Februar), der Henry Hub Spot Preis fiel 39 von 2.92MMBtu letzten Mittwoch auf 2.53MMBtu gestern, ein 13 Abnahme. Dies ist der niedrigste Henry-Hub-Preis seit Mitte November 2016, als der Preis fast auf 2.00MMBtu bei mildem Wetter und hohen Lagerbeständen eintauchte. Das Wetter war bis zum Ende des Berichtszeitraums fast überall im Lande wärmer, wobei die Temperaturen unterbrochen wurden. Im Chicago Citygate sanken die Preise gestern 25 bis 2.59MMBtu. Der Preis bei SoCal Citygate sank gestern um 23 auf 2.82MMBtu. Die Preise bei PGE Citygate in Nordkalifornien fielen gestern um 24 bis 3.06MMBtu. Nordostpreise scharf. Bei der Algonquin Citygate, die Boston-Gebietskonsumenten dient, gingen die Preise um 1,83 von 4,02MMBtu letzten Mittwoch auf 2.19MMBtu gestern. Bei der Transcontinental Pipeline Zone 6 Handelsplatz für New York fielen die Preise gestern um 1,01 auf 2.10MMBtu. Mehrere Appalachian Preis Punkte fiel unter die 2.00MMBtu Marke diese Woche. Tennessee Zone 4 Marcellus Spot Preise sank 53 auf 1.93MMBTu gestern. Die Preise bei Dominion South im Nordwesten von Pennsylvania fielen 56 von 2.64MMBtu letzten Mittwoch auf 2.08MMBtu gestern. März Nymex Vertrag nach unten Bei der Nymex, der Preis des März 2017 Vertrag sank 33, von 2.925MMBtu letzten Mittwoch auf 2.592MMBtu gestern. Der Preis des 12-Monats-Streifens, der im März 2017 bis Februar 2018 Futures-Kontrakte beträgt, sank um 30 bis 2.950MMBTu. Versorgung fällt leicht. Nach Angaben von PointLogic sank die durchschnittliche Gesamtversorgung von Erdgas im Vergleich zur Vorwoche um 1. Trockene Erdgasproduktion blieb konstant Woche über Woche. Die durchschnittlichen Nettoeinfuhren aus Kanada sanken um 12 ab der vergangenen Woche. Die Nachfrage fällt über alle Sektoren hinweg. Der Gesamtverbrauch des Erdgases sank um 15 gegenüber der vorherigen Berichtswoche, nach Angaben von PointLogic. Die Energieverbrennung sank um 3 Industriesektor Verbrauch sank um 4, und Wohn-und Gewerbebereich Verbrauch sank um 29. Erdgas-Exporte nach Mexiko verringert 2. U. S. verflüssigte Erdgas (LNG) Exporte steigen. Erdgas-Pipeline-Auslieferungen an den Sabine Pass-Verflüssigungsterminal durchschnittlich 2,2 Bcfd für die Berichtswoche, 12 höher als in der Vorwoche. Drei Schiffe (kombinierte LNG-Tragfähigkeit von 11,0 Bcf) verließen Sabine Pass letzte Woche, und ein Schiff (LNG-Tragfähigkeit von 3,0 Bcf) lädt derzeit am Terminal. Fortsetzung der ungewöhnlichen milden Temperaturen während der Woche tragen zu niedrigeren als durchschnittlichen Nettoabhebungen bei. Nettoabhebungen aus der Lagerung beliefen sich auf 89 Bcf, verglichen mit dem Fünfjahres (201216) durchschnittlichen Nettoabzug von 158 Bcf und letzten Jahren Nettoabhebungen von 131 Bcf in der gleichen Woche. Wärmere Temperaturen während der Woche für die meisten der niederen 48 Staaten trug zu einem verringerten Heizbedarf für Erdgas und niedrigeren Abhebungen von der Lagerung bei. Arbeitsgasbestände insgesamt 2.356 Bcf, das ist 156 Bcf mehr als der Fünf-Jahres-Durchschnitt und 261 Bcf weniger als letztes Jahr zu diesem Zeitpunkt. Der Überschuss des Arbeitsgases zum Fünfjahresdurchschnitt steigt weiter an. Die Arbeitsgasbestände erhöhten sich im Vergleich zum fünfjährigen Durchschnitt zum vierten Mal in den letzten fünf Wochen. In der Süd-Zentral-Salzregion betrug der Überschuss gegenüber dem Fünfjahresdurchschnitt 127 Bcfby weit der größte Überschuss in den niederen 48 Staaten. Arbeitsgasbestände in der Süd-Zentral-Salzregion haben den Fünfjahresdurchschnitt für 98 Wochen in einer Reihe überschritten, die bis zum 10. April 2015 zurückreicht und wahrscheinlich auch auf den laufenden Ausbau der Lagereinrichtungen in der Region seit 2013. Die Süd-Zentral-Nicht-Region ist 15 Bcf über seinem Fünf-Jahres-Durchschnitt, Posting seinen ersten Überschuss von 2017. Die Midwest Region war 80 Bcf mehr als der Fünf-Jahres-Durchschnitt, und der Überschuss in der Bergregion war 9 Bcf . Nach dem Eintauchen unter dem Fünfjahresdurchschnitt zum ersten Mal seit dem 23. Oktober 2015 sind die Arbeitsgasbestände im Mittleren Westen in den letzten fünf aufeinanderfolgenden Wochen gestiegen. Die Ost - und Pazifik-Regionen betragen 41 Bcf und 34 Bcf unterhalb ihres Fünfjahresdurchschnitts. Die Arbeitsgasbestände im pazifischen Raum sind seit dem letzten August aufgrund des Absperrens am Standort Aliso Canyon unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Die Arbeitsgasbestände bleiben im Tempo, um die Heizsaison 201617 über 1.900 Bcf zu beenden. Wenn sich die Gasbestände ändern, folgen sie dem Fünfjahresdurchschnitt für den Rest der Heizsaison, sie werden am 31. März 1.944 Bcf betragen. Bis 2017 sind die Nettoabhebungen 17 unter dem Fünf-Durchschnitt. Nach diesem langsamer als normalen Tempo werden die Arbeitsgasbestände bis zum Ende der Heizsaison insgesamt 2.101 Bcf betragen, was das dritte Mal seit 2011 markieren würde, dass die Arbeitsgasbestände die Heizsaison über 1.900 Bcf beendeten. Die einzige andere Zeit, die die Gasniveaus dieser Schwelle am Ende der Heizperiode überstieg, waren 2012 und 2016, als das Arbeitsgas insgesamt 2.473 Bcf bzw. 2.470 Bcf betrug. Beide Heizzeiten waren durch wärmere als normale Temperaturen und einen relativ leichten Heizbedarf für Erdgas gekennzeichnet. Nettoabhebungen im Bereich der Markterwartungen Erdgaspreise auf dem Nymex-Abfall. Nach der Bloomberg-Umfrage der Erdgasanalysten reichten die Schätzungen der Netto-Erdgasabzüge aus der Lagerung im Regelfall von 79 Bcf auf 95 Bcf, mit einem Median von 86 Bcf. Der Preis des Nymex-Futures-Kontrakts für den März 2017 bei Henry Hub, der im Laufe des Geschäftsjahres (24. Februar) im Handel abläuft, erhöhte sich bei der Veröffentlichung des wöchentlichen Erdgas-Speicherberichts (WNGSR) um 2MMBtu auf 2,64MMBtu in 72 Trades. Ebenso erhielt der Preis des Vertrages für die April-Lieferung 3MMBtu in 311 Verträgen, die an der WNGSR-Freigabe gehandelt wurden. Ungewöhnlich milde Temperaturen herrschen in den niederen 48 Staaten vor. Temperaturen in den unteren 48 Staaten durchschnittlich 43F, 7F höher als die normalen und 9F höher als letztes Jahr zu diesem Zeitpunkt. Dieses Muster herrschte während der meisten der niederen 48 Staaten außer New England. Temperaturen in der New England Volkszählung Division durchschnittlich 25F, 3F niedriger als die normalen und 8F höher als im Vorjahr zu diesem Zeitpunkt. Heizgrad Tage (HDD) in den unteren 48 Staaten betrug 159, verglichen mit 220 im vergangenen Jahr und eine normale von 202.Natural Gas: Key Moving Averages und Preisvorhersagen Erdgaspreise In den letzten fünf Handelssitzungen, Erdgas (UNG) ( FCG) (BOIL) (GASL) (GASX) (UGAZ) (DGAZ) Futures um 6,7 gestiegen. Sie schlossen am 3. August 2014 bei 2.84 pro MMBtu (Millionen britische thermische Einheiten). Die Erdgas-Futures stiegen am 3. August um 3,9, verglichen mit der vorherigen Sitzung. Der Gewinn wurde durch Wetterberichte verursacht, die auf ein heißeres Wetter hindeuten. Am 1. Juli trafen die aktiven Erdgas-Futures ein Höchstniveau von 2016 von 2.99 auf dem höchsten Stand seit Mai 2015. Derzeit ist Erdgas 5 unter seinem Höchststand von 2016. Faktoren, die Erdgaspreise treiben Am 28. Juli kündigte die UVP (US-Energieinformationsverwaltung) für die Woche, die am 15. Juli endete, eine Gebühr von 17 Bcf (Milliarden Kubikfuß) zur Verfügung. Analysten erwarteten eine Ergänzung von 27 Bcf Eine Umfrage des Wall Street Journal. Dies erleichterte die Versorgung und die gezahlten Preise. Erdgas-Futures stiegen am 28. Juli 8. EIA-Prognosen Die EIA-Prognose zeigt an, dass der Gesamt-Erdgasverbrauch bei 76,5 Bcf pro Tag und 77,7 Bcf pro Tag im Jahr 2016 bzw. 2017 liegen könnte. Der Erdgasverbrauch betrug im Jahr 2015 75,3 Bcf pro Tag. Höhere Konsum - und Verlangsamungsproduktion könnte dazu beitragen, die Preise zu sammeln. Die Erdgaspreisbewegungen wirken sich auf natürliche Gasgewichte wie Memorial Resource Development (MRD), EXCO Resources (XCO), WPX Energy (WPX), Rex Energy (REXX), Comstock Resources (CRK), Southwestern Energy (SWN) und Range aus Ressourcen (RRC). Warum die Erdgaspreise Anfang 2016 fielen Im vergangenen Winter war der Erdgasverbrauch für die Heizung wegen des milden Wetters schwach. Infolgedessen waren die Preise schwach. Ende März 2016 waren die US-Erdgasvorräte bei 2,5 Billionen Kubikfuß 67 höher als die entsprechenden 2015-Niveaus und 53 höher als ihr Fünfjahresdurchschnitt. Erdgas-Futures traf ein 2016 und 17-Jahres-Tief von 1,64 am 3. März. Key Umzug im Durchschnitt 13,7 über ihren 100-Tage gleitenden Durchschnitt und 4 über ihre 20-Tage gleitenden Durchschnitt. Die Preise über dem 20-Tage-Gleitender Durchschnitt und der 100-Tage-Gleitender Durchschnitt zeigen die bullische Stimmung für Erdgas an. Die obige Grafik zeigt die Preisentwicklung von Erdgas-Futures im Vergleich zu den wichtigsten gleitenden Durchschnitten. Die Erdgasstimmung wirkt sich auch auf ETFs wie die ProShares Ultra Oil Amp Gas ETF (DIG), das PowerShares DWA Energy Momentum Portfolio (PXI), die Vanguard Energy ETF (VDE), die iShares US Energy ETF (IYE) und die Fidelity MSCI aus Energieindex ETF (FENY). Memco Resource (CRX), WKX, WXX, Rex Energy (REXX), Comstock Resources (CRK), Südafrikanische Energie (SWN) und Range Resources (RRC) arbeiten mit Produktionsmischungen von 78,1, 88,7, 67,0, 62,4, 72,0, 92 und 71,2 in Erdgas. Im nächsten Teil dieser Serie, gut diskutieren die Rohöl Rigs zählen.