Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP): 5 FORCES-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie beurteilen Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) zu einem Zeitpunkt, an dem der globale LNG-Markt einen wichtigen Wendepunkt erreicht. Ehrlich gesagt sieht die Stabilität auf dem Papier gut aus – CQP hat dank dieser langfristigen Take-or-Pay-Verträge gerade seine Ausschüttungsprognose von 3,25 bis 3,35 US-Dollar für 2025 erneut bestätigt. Aber hier ist der Clou: Eine Rekordwelle an neuen Angeboten, wobei Nordamerika im Jahr 2025 die Nase vorn hat, wird in ein Nachfrageumfeld stürzen, in dem erneuerbare Energien in Teilen Asiens bereits billiger als Gas sind und sich das globale Nachfragewachstum auf unter 1 % verlangsamt hat. Als Ihr erfahrener Analyst habe ich genau dargelegt, wie die etablierte Kapazität von 30 Mio. Tonnen pro Jahr von CQP diesen fünf zentralen Wettbewerbszwängen standhält, damit Sie erkennen können, wo die tatsächlichen Risiken und Chancen liegen.

Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Lieferanten

Wenn Sie sich Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) ansehen, sehen Sie ein gewaltiges Infrastrukturspiel, und die Macht seiner Lieferanten ist ein entscheidender Hebel in dieser Maschinerie. Ehrlich gesagt ist die Lieferantenlandschaft eine Mischung aus festgeschriebener Gewissheit und hoher Abhängigkeit.

Langfristige Lieferverträge begrenzen das Risiko der Volatilität der US-amerikanischen Erdgaspreise.

Die Struktur der Einnahmen von Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) wird stark durch langfristige Verträge gestützt, was die Auswirkungen volatiler Spotpreise für seinen primären Input, Erdgas, naturgemäß dämpft. Diese Stabilität spiegelt sich in ihrer kontrahierten Position wider. Bis Ende 2025 hat sich Cheniere Energy, die Muttergesellschaft, ca. gesichert 95% seiner Produktionskapazität mit langfristigen Verträgen bis Mitte der 2030er Jahre. Diese langfristige Abdeckung bietet eine erhebliche Umsatztransparenz, die dazu beiträgt, die Partnerschaft vor den täglichen Schwankungen des Henry Hub-Preises für einen großen Teil ihrer Produktion zu schützen. Beispielsweise sichert ein kürzlich im Mai 2025 mit Canadian Natural Resources Limited unterzeichneter Vertrag über integriertes Produktionsmarketing (IPM) eine Erdgasversorgung von 140.000 MMBtu pro Tag über einen Zeitraum von 15 Jahren, der voraussichtlich im Jahr 2030 beginnt. Darüber hinaus deckt ein Verkaufs- und Kaufvertrag (SPA) mit JERA Co., Inc. vom Juli 2025 mit dem Kauf etwa 1,0 Mio. tpa LNG von 2029 bis 2050 ab Preis indexiert auf den Henry Hub-Preis.

Die Rohstoffbeschaffung für die bestehende Kapazität von 30 Tonnen pro Jahr ist weitgehend abgeschlossen.

Für das bestehende LNG-Terminal Sabine Pass (SPL-Projekt), das über eine Gesamtproduktionskapazität von über 30 Millionen Tonnen LNG pro Jahr verfügt, deutet der langfristige Vertrag für die Produktion darauf hin, dass die Input-Lieferkette gut verwaltet wird. Während in den Suchergebnissen nicht ausdrücklich angegeben wird, dass die Rohstoffbeschaffung zu 100 % abgeschlossen ist, deutet der hohe Grad an LNG-Verkaufsverträgen darauf hin, dass die notwendigen langfristigen Gasversorgungsvereinbarungen weitgehend vorhanden sind, um den laufenden Betrieb zu unterstützen. Im dritten Quartal 2025 meldete Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) einen Umsatz von 7,8 Milliarden US-Dollar für die neun Monate bis zum 30. September 2025, was eine hohe Auslastung seiner bestehenden Vermögenswerte belegt.

Die Macht der EPC-/Bauunternehmen ist aufgrund von spezialisiertem kryogenem Stahl und Zollrisiken hoch.

Wenn Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) expandiert, steigert sich die Macht der EPC-Unternehmen (Engineering, Procurement, and Construction) erheblich. Die Entwicklung des SPL-Erweiterungsprojekts, das eine zusätzliche Kapazität von bis zu 20 Millionen Tonnen pro Jahr anstrebt, basiert auf spezialisierter Baukompetenz. Der Bedarf an Spezialmaterialien wie kryogenem Stahl für die Eindämmung von LNG bedeutet, dass die wenigen Lieferanten, die in der Lage sind, diese strengen Spezifikationen zu erfüllen, über einen erheblichen Einfluss verfügen. Darüber hinaus birgt jeder Neubau Risiken im Zusammenhang mit Zöllen oder Änderungen in der Handelspolitik, die EPC-Auftragnehmer häufig in ihre Festpreisverträge einpreisen oder einpreisen, wodurch sich das von der Partnerschaft getragene finanzielle Risiko erhöht.

Spezielle Pipelinekapazitäten werden durch feste Transportvereinbarungen gesichert.

Für den Transport des Ausgangsgases vom Versorgungspunkt zu den Verflüssigungsanlagen sind feste Pipelinekapazitäten erforderlich, die für den Betrieb eine nicht verhandelbare Größe darstellen. Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) mindert das Variabilitätsrisiko, indem es diese Kapazität durch feste Transportvereinbarungen (FTAs) mit dritten Pipeline-Unternehmen sichert. Am LNG-Terminal Sabine Pass beträgt die gesicherte Gesamttransportkapazität etwa 4 Bcf/d. Konkret hat SPLNG etwa 2 Bcf/Tag im Rahmen von zwei langfristigen TUAs reserviert, bei denen Kunden unabhängig von der Nutzung feste monatliche Gebühren zahlen, und SPL hat die restlichen etwa 2 Bcf/Tag reserviert. Durch diese Vorreservierung wird eine Kostenkomponente festgelegt, wodurch das Risiko von Preisspitzen bei der Pipeline-Kapazität am Spotmarkt begrenzt wird.

Betriebsbedingte Schwankungen in der Zusammensetzung des Speisegases können zu Komplexität und Ausfallzeiten führen.

Selbst bei gesichertem Volumen und gesichertem Transport stellt die Qualität des Erdgasrohstoffs selbst eine lieferantenbezogene betriebliche Herausforderung dar. Die Zusammensetzung des Gases, die je nach Lieferant oder Herkunftsgebiet variieren kann, erfordert ein sorgfältiges Management. Eine inkonsistente Zusammensetzung kann betriebliche Anpassungen erforderlich machen oder im schlimmsten Fall zu Komplexität führen, die zu ungeplanten Ausfallzeiten oder einer verringerten Effizienz der Verflüssigungsstränge führt. Dies zwingt Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP), in seinen Lieferverträgen strenge Qualitätsvorgaben einzuhalten, was den besten Lieferanten eine erstklassige Verhandlungsposition für Konsistenz verschafft.

Hier ist ein kurzer Blick auf den Umfang der Abläufe, die diese Lieferantenbeziehungen ab Ende 2025 unterstützen:

Sie können die finanzielle Gesundheit sehen, die diesen Vereinbarungen zugrunde liegt. In den neun Monaten bis zum 30. September 2025 erwirtschaftete Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) einen Umsatz von 7,8 Milliarden US-Dollar und ein bereinigtes EBITDA von 2,6 Milliarden US-Dollar. Diese starke Leistung verleiht der Partnerschaft eine Hebelwirkung, doch die Spezialisierung der Bau- und Pipelinekapazitäten bedeutet, dass wichtige Lieferanten immer noch Respekt genießen.

Die wichtigste Erkenntnis für Sie ist, dass langfristige Verträge zwar die Einnahmeseite sichern, die Inputseite jedoch durch hohe Eintrittsbarrieren für EPCs und Pipeline-Anbieter gekennzeichnet ist, was bedeutet, dass ihre Verhandlungsmacht bei spezifischen, groß angelegten Anforderungen weiterhin erhöht bleibt.

Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Kunden

Sie bewerten Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) und die Kundenstromdynamik wird weitgehend durch die Struktur der bestehenden Verträge eingeschränkt. Ehrlich gesagt bedeutet die schiere Menge an langfristigen Verpflichtungen, dass die Verhandlungsmacht der Kunden für einen erheblichen Teil der Kapazität recht gering ist.

Aufgrund der langfristigen Natur der zugrunde liegenden Vereinbarungen ist die Leistung bei vertraglich vereinbarten Volumina gering. Ende 2024 betrug die gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit der langfristigen Sale and Purchase Agreements (SPAs) und Integrated Offtake Agreements (IPM-Vereinbarungen) ungefähr 15 Jahre. Diese lange Laufzeit bindet Einnahmequellen und macht es für einzelne Kunden schwierig, die Konditionen während der Vertragslaufzeit neu auszuhandeln.

Der hohe Grad an vertraglich vereinbarter Kapazität schränkt die Hebelwirkung der Kunden zusätzlich ein. Durch SPAs und IPM-Vereinbarungen, die am 31. März 2025 in Kraft waren, hatte Cheniere Energy Partners, L.P. (über seine Muttergesellschaft Cheniere Energy, Inc.) ungefähr Verträge abgeschlossen 95% der gesamten erwarteten Produktion aus den Verflüssigungsprojekten Sabine Pass (SPL) und Corpus Christi (CCL) bis Mitte der 2030er Jahre. In dieser Zahl sind ausdrücklich Mengen aus Verträgen mit Laufzeiten von weniger als 10 Jahren und Mengen, die einer zusätzlichen Kapazität unterliegen, die über die derzeit in Betrieb befindliche oder im Bau befindliche Kapazität hinausgeht, nicht berücksichtigt. Diese Vereinbarungen sind überwiegend als „Take-or-Pay“-Vereinbarungen mit festem Entgelt strukturiert, was bedeutet, dass Kunden im Allgemeinen verpflichtet sind, das feste Entgelt zu zahlen, unabhängig davon, ob sie sich dafür entscheiden, LNG-Frachtlieferungen zu stornieren oder auszusetzen.

Dennoch entwickelt sich der Markt weiter und die Kunden drängen auf mehr Flexibilität. Während der Kernumsatz durch starre Verträge gesichert ist, führt die Notwendigkeit, zukünftige Kapazitäten zu sichern, zu neuen Strukturen, die den Kunden gewisse Wahlmöglichkeiten bieten. Beispielsweise wurde im August 2025 ein langfristiges SPA mit JERA Co., Inc. abgeschlossen, das ca 1,0 Mio. Tonnen pro Jahr Die Produktion von LNG von 2029 bis 2050 ist mit einem Kaufpreis strukturiert, der an den Henry-Hub-Preis gekoppelt ist, zuzüglich einer festen Verflüssigungsgebühr. Diese Struktur bietet Cheniere Marketing zwar immer noch eine feste Verflüssigungsgebühr, beinhaltet aber eine variable Komponente, die an Henry Hub indexiert ist, was eine Anspielung auf die von den Kunden bevorzugte marktgebundene Preisgestaltung darstellt.

Preissensible Käufer, insbesondere in Asien, verfügen über eine gewisse latente Macht, insbesondere in Bezug auf nicht vertraglich vereinbarte Mengen oder zukünftige Geschäfte. JERA, das als einer der größten LNG-Käufer der Welt und größter Stromproduzent in Japan gilt, betonte, dass die Vereinbarung JERAs Strategie zur Diversifizierung seines Beschaffungsportfolios unterstütze. Sollten die Spot- oder indexgebundenen LNG-Preise deutlich über das steigen, was bestimmte Käufer für akzeptabel halten, oder wenn die Vertragsverlängerungsbedingungen ungünstig werden, könnte die Nachfrage nach nicht vertraglich vereinbarten Mengen oder die Bereitschaft zum Abschluss neuer, ungünstigerer langfristiger Verträge nachlassen.

Die Stabilität, die dieser geringen Kundenmacht zugrunde liegt, spiegelt sich in den Finanzaussichten von Cheniere Energy Partners, L.P. wider. Das Unternehmen bestätigte erneut seine Vertriebsprognose für das Gesamtjahr 2025 3,25 bis 3,35 US-Dollar pro Einheit, wobei eine Basisverteilung von beibehalten wird 3,10 $ pro gemeinsame Einheit. Dieses Vertrauen in die Einhaltung der Ende 2025 angekündigten Leitlinien ist ein direktes Signal für den Glauben des Managements an die Dauerhaftigkeit und Vorhersehbarkeit der aus diesen langfristigen Kundenverträgen generierten Cashflows.

Hier ist ein kurzer Blick auf die wichtigsten Vertrags- und Finanzstabilitätskennzahlen Ende 2025:

Die Kundenmacht wird weiter nach Vertragsart segmentiert, was Sie an der Struktur der Umsatzgenerierung erkennen können:

• Take-or-Pay-SPAs: Kunden zahlen unabhängig von der Abnahmewahl eine feste Gebühr.
• IPM-Vereinbarungen: Gas wird zum Indexpreis verkauft, abzüglich einer festen Verflüssigungsgebühr.
• Nicht vertraglich vereinbarte Volumina: Wird von Cheniere Marketing vor Ort oder zu kurzfristigen Angeboten verkauft.

Finanzen: Entwurf einer 13-wöchigen Cash-Ansicht bis Freitag.

Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) – Porters fünf Kräfte: Konkurrenzrivalität

Sie haben es mit einem Markt zu tun, in dem Kapazitätserweiterungen das Kräfteverhältnis grundlegend verändern werden, und das bedeutet, dass der Wettbewerb um Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) definitiv zunimmt.

Die Rivalität verschärft sich aufgrund einer massiven globalen Angebotswelle, einschließlich 300 Milliarden Kubikmeter pro Jahr an neuer LNG-Exportkapazität, die bis 2030 in Betrieb genommen werden soll. Diese beispiellose Expansion wird voraussichtlich zu einem potenziellen Anstieg des Netto-LNG-Angebots um 250 Milliarden Kubikmeter pro Jahr bis 2030 führen. Auf die USA und Katar entfallen zusammen 70 % dieser zusätzlichen Rekordkapazität.

Wichtige Konkurrenten sitzen nicht still. Katar beispielsweise steigert seine Produktion bis 2030 um fast 85 %. QatarEnergy plant, seine gesamte LNG-Produktionskapazität bis 2030 von 77 Mio. t/Jahr im Jahr 2024 auf 142 Mio. Tonnen pro Jahr zu erhöhen.

Die USA selbst treiben einen erheblichen Teil dieses neuen Angebots voran, was sich direkt auf Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) auswirkt. Die US-Exportkapazität in ganz Nordamerika wird voraussichtlich von 11,4 Bcf/Tag zu Beginn des Jahres 2024 auf 28,7 Bcf/Tag bis 2029 steigen. Das Sabine Pass-Terminal von Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP), eine der bedeutendsten US-Anlagen, verfügt ab 2024 über eine Kapazität von 30 Mio. MTPA.

Hier ein kurzer Blick darauf, wie die großen Player ihr Kapazitätswachstum bis zum Ende des Jahrzehnts positionieren:

Die Sabine Pass-Anlage von Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) ist ein ausgereifter Vermögenswert, und ihr Wachstum hängt von Projekten wie Sabine Pass Stage V ab, das um Kapitalinvestitionen mit dem hundertprozentigen Corpus Christi-Projekt von Cheniere Energy Inc. konkurriert. Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) hat Pläne zur Erweiterung der LNG-Kapazität um 67 % vorangetrieben, wodurch die Produktionskapazität um etwa 20 Millionen Tonnen pro Jahr erhöht werden könnte.

Der Markt ist kurzfristig strukturell angespannt, aber diese Dynamik wird sich voraussichtlich umkehren. Es wird erwartet, dass sich der Markt ab der zweiten Jahreshälfte 2026 und bis 2027 in Richtung eines Überangebots verschiebt. Dieses drohende Überangebot wird durch den massiven Zustrom neuer Exportkapazitäten vorangetrieben. Analysten prognostizieren, dass die Erdgaspreise in Europa und Asien bis Ende 2026 unter 10 US-Dollar pro Million britischer thermischer Einheiten fallen könnten.

Der Wettbewerbsdruck, dem Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) ausgesetzt ist, umfasst:

• Konkurrenz durch QatarEnergy, einem der drei weltweit führenden Anbieter.
• Die Notwendigkeit, seine Wachstumsprojekte angesichts steigender Schulden und Gewinndruck zu finanzieren.
• Konkurrenz durch neuere, oft flexiblere US-Projekte.
• Das Potenzial niedrigerer LNG-Spotpreise nach 2026 könnte die Margen schmälern.
• Die Tatsache, dass Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) derzeit mit einem Kurs-Gewinn-Verhältnis von 13,6x gehandelt wird, was unter dem breiteren US-Marktdurchschnitt von 18,3x liegt.

Zum Kontext der jüngsten Finanzlage von Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP): Die angekündigte Barausschüttung für das zweite Quartal betrug 0,820 US-Dollar pro Einheit.

Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch Ersatzstoffe

Sie analysieren die Wettbewerbslandschaft für Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) bis Ende 2025, und die Bedrohung durch Ersatzstoffe nimmt definitiv zu. Das Kerngeschäft – der Verkauf von Erdgas, hauptsächlich als LNG – steht in seinen Schlüsselmärkten unter dem Druck billigerer und saubererer Alternativen.

Kostenparität bei erneuerbaren Energien

Die wirtschaftlichen Argumente für Solarenergie plus Speicher in Asien untergraben die langfristigen Nachfrageaussichten für die Stromerzeugung aus Gas. Während sich Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) auf Verflüssigung und Export konzentriert, ist der Stromerzeugungssektor ein wichtiger Endverbraucher für das von ihm gelieferte Gas. Die neuesten Daten bestätigen, dass diese Substitution jetzt stattfindet und nicht erst in der Zukunft.

BloombergNEF (BNEF)-Daten von Ende 2024 zeigten, dass in Märkten wie den Philippinen die Kosten für Solarstrom bereits günstiger waren als die für Gas (Kombi-Gasturbinen) und bis 2030 weiter sinken werden. Darüber hinaus wurde berichtet, dass Solar-PV gepaart mit Speicher billiger als Gas ist, wobei der Preisunterschied voraussichtlich noch größer werden wird. Der globale Trend ist klar: Neue Wind- und Solarparks unterbieten ab Anfang 2025 die Produktionskosten neuer Kohle- und Gaskraftwerke in fast allen Märkten weltweit. Beispielsweise sanken die globalen Richtkosten für Batteriespeicherprojekte im Jahr 2024 um ein Drittel auf 104 USD pro Megawattstunde (MWh), wobei erwartet wird, dass sie im Jahr 2025 unter 100 USD/MWh fallen.

Pipelinegas als regionaler Preisanker

Für regionale Märkte, insbesondere in Europa, bietet die bestehende Pipeline-Infrastruktur immer noch einen strukturellen Kostenvorteil gegenüber verflüssigtem Erdgas (LNG) auf dem Seeweg, dem Hauptprodukt von CQP. Dieser Preisunterschied belastet die Wettbewerbsfähigkeit von LNG-Importen, insbesondere wenn Pipeline-Flüsse verfügbar sind.

In Mittel- und Osteuropa (MOE) sind die russischen Pipeline-Gasimporte stark zurückgegangen und fielen von über 50 Milliarden Kubikmetern im Jahr 2021 auf voraussichtlich 16 Milliarden Kubikmeter im Jahr 2025, was durch höhere LNG-Zuflüsse ersetzt wurde. Dieser Ersatz unterstreicht das historische Preisverhältnis. Betrachtet man die Preisbenchmarks für 2025, werden die europäischen TTF-Preise voraussichtlich bei durchschnittlich 13,46 $/MMBtu liegen, während die asiatischen LNG-Vormonatspreise bei durchschnittlich 12,89 $/MMBtu liegen werden. Während die Spanne gering ist, spiegelt der höhere europäische Preis die Prämie wider, die für die Sicherung einer flexiblen Versorgung, häufig LNG, über etablierte Pipelinerouten gezahlt wird. Darüber hinaus soll norwegisches Pipelinegas Europa mit weitaus geringeren Emissionen erreichen als globales LNG, was den Pipeline-Lieferanten einen nicht preislichen Wettbewerbsvorteil verschafft.

Dekarbonisierungspolitik und langfristige LNG-Nachfrage

Die Positionierung von LNG als notwendiger Brückenkraftstoff wird durch regulatorische Rahmenbedingungen zur Durchsetzung der Dekarbonisierung aktiv in Frage gestellt, was sich direkt auf die langfristige vertraglich vereinbarte Nachfrage auswirkt, auf die Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) angewiesen ist.

Der maritime Sektor, ein wichtiger Verbraucher von LNG als Übergangskraftstoff, steht bereits vor neuen Compliance-Hürden. Die FuelEU Maritime-Verordnung trat im Januar 2025 in Kraft und legt ein Reduktionsziel von 2 % für die Treibhausgasintensität (THG) der an Bord von Schiffen verbrauchten Energie bis Anfang 2025 fest. Dieser regulatorische Druck beschleunigt die Umstellung auf emissionsfreie Kraftstoffe und gefährdet den langfristigen Wachstumskurs für die LNG-Bunkerung.

Auch die allgemeineren Aussichten für den Energiesektor verändern sich:

• Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird in den kommenden Jahren Gas als Hauptquelle für das Wachstum der Stromerzeugung ersetzen.
• Die relative Rolle fossiler Brennstoffe im Strommix wird voraussichtlich abnehmen.
• Das Wachstum der Gasnachfrage im Energiesektor wird voraussichtlich nur um ein Viertel der Wachstumsraten im Zeitraum 2019–2024 zunehmen.

Neue alternative Kraftstoffe

Für Sektoren wie den Seeverkehr, in denen LNG derzeit vorherrschend ist, stellen neue Kraftstoffe wie Wasserstoff und Ammoniak eine direkte, wenn auch entstehende, langfristige Substitutionsgefahr dar.

Während derzeit über 1.300 LNG-betriebene Schiffe in Betrieb sind und fast 850 weitere bestellt sind, prüft die Branche aktiv Alternativen. Beispielsweise wird erwartet, dass der Ammoniakbedarf in bestimmten Sektoren bis 2030 jährlich um 70 % wächst. Allerdings bleiben die Kosten auch heute noch ein großes Hindernis. Aktuelle Schätzungen gehen davon aus, dass die Kosten für grünen Wasserstoff 4,50 bis 12 US-Dollar pro Kilogramm betragen und damit deutlich höher sind als für grauen Wasserstoff, der zwischen 0,98 und 2,93 US-Dollar pro Kilogramm kostet. Dennoch schreiten große Projekte voran; Das NEOM Green Hydrogen-Projekt, das Solar-/Windenergie in grünes Ammoniak umwandeln wird, geht davon aus, dass die Produktion im Jahr 2026 beginnen wird.

Verlangsamtes Wachstum der globalen Gasnachfrage

Der allgemeine Bedarf des Marktes an Gas nimmt ab, was die Auswirkungen des Substitutionsdrucks in allen Endverbrauchssektoren verstärkt. Diese Verlangsamung deutet darauf hin, dass weniger Spielraum für eine Marktexpansion besteht, um höhere Kosten aufzufangen oder mit günstigeren Alternativen zu konkurrieren.

Es wird prognostiziert, dass sich das Wachstum der weltweiten Gasnachfrage im Jahr 2025 deutlich verlangsamen wird. Vorläufige Daten für die ersten neun Monate des Jahres 2025 deuten darauf hin, dass der Erdgasverbrauch in den wichtigsten im IEA-Bericht abgedeckten Märkten im Vergleich zum Vorjahr nur um 0,5 % gestiegen ist. Für das Gesamtjahr 2025 wird ein Anstieg der weltweiten Gasnachfrage um weniger als 1 % erwartet, was eine deutliche Verlangsamung gegenüber dem Wachstum von 2,8 % im Jahr 2024 darstellt. Dieses gedämpfte Wachstum wurde fast ausschließlich von Europa und Nordamerika getragen, während die Nachfrage in Asien gedämpft blieb.

Cheniere Energy Partners, L.P. (CQP) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch neue Marktteilnehmer

Sie betrachten die Eintrittsbarrieren für neue Akteure im LNG-Exportbereich, und ehrlich gesagt sind sie enorm. Der Kapitalaufwand, der erforderlich ist, um ein Projekt überhaupt auf den Weg zu bringen, ist atemberaubend, wodurch die meisten potenziellen Konkurrenten sofort ausgeschlossen werden. Wir reden über Zusagen in Höhe von mehreren Milliarden Dollar, bevor Sie überhaupt den ersten Spatenstich machen. Ein neues kanadisches Projekt wurde beispielsweise auf 22 Milliarden US-Dollar geschätzt und könnte mit der dazugehörigen Infrastruktur einen Wert von fast 30 Milliarden US-Dollar erreichen. Selbst ein kleineres US-Floating-LNG-Projekt (FLNG) wie Cedar LNG mit einer Kapazität von 3,3 MTPA erforderte geschätzte Investitionsausgaben von 4 Milliarden US-Dollar.

Zu diesem hohen Kapitalbedarf kommt noch die technische Komplexität der Verflüssigung und kryogenen Lagerung hinzu. Es handelt sich nicht um etwas, das man mit handelsüblicher Ausrüstung schnell erweitern kann; Es erfordert spezielles Fachwissen in den Bereichen Technik, Beschaffung und Bau, was für jeden Neueinsteiger eine erhebliche Hürde darstellt.

Hier ist ein kurzer Blick auf den Umfang der Investitionen, die wir für neue Kapazitäten sehen:

Die Zeit, die von der endgültigen Investitionsentscheidung (FID) bis zur ersten Ladung benötigt wird, wirkt ebenfalls abschreckend. Die Projektdurchlaufzeit beträgt im Durchschnitt vier bis fünf Jahre zwischen FID und der ersten Ladung, obwohl der gesamte Entwicklungszyklus von der Ressourcenentdeckung ein Jahrzehnt umfassen kann. Diese lange Verzögerung bedeutet, dass neue Marktteilnehmer die Marktbedingungen über Jahre hinaus korrekt vorhersagen müssen, was angesichts der zyklischen Natur der Branche schwierig ist. Dennoch wurden einige Greenfield-Anlagen in den USA schneller gebaut, wie etwa Calcasieu Pass in etwa zwei Jahren und fünf Monaten nach FID, aber diese Geschwindigkeit ist nicht die Norm für alle Projekte.

Regulatorische und politische Risiken stellen eine weitere Schwierigkeitsebene dar. Sie benötigen die richtigen Genehmigungen und der Prozess unterliegt den Launen der Bundesbehörden und der politischen Stimmung. Beispielsweise hat die Biden-Regierung bereits im Januar 2024 neue Genehmigungen für LNG-Exporte in Nicht-Freihandelsabkommensländer (FTA) ausgesetzt. Cheniere Energy Partners, L.P. selbst erhielt erst im Oktober 2024 die Genehmigung des Energieministeriums (DOE) für den Export in FTA-Länder. Die Bewältigung dieser Situation erfordert enge Regierungsbeziehungen und Geduld.

Zu den regulatorischen Hürden, denen Sie gegenüberstehen, gehören:

• FERC-Antragsprüfungsprozesse.
• Fristen für die Exportgenehmigung des DOE.
• Subjektivität gegenüber sich ändernder US-Handelspolitik.
• Bedarf an Umweltgenehmigungen gemäß NEPA.

Trotz dieser hohen Hürden erlebt die Branche eine Beschleunigung des Neuangebots, was paradoxerweise die Wettbewerbsgefahr erhöht, indem es den Markt für zukünftige Marktteilnehmer überschwemmt. Die weltweite Verflüssigungskapazität, die voraussichtlich im Jahr 2025 in Betrieb genommen wird, beträgt 49,5 MTPA. Das ist ein enormer Sprung im Vergleich zu den 13 Mio. t/Jahr, die im Jahr 2024 ans Netz gingen. Diese Welle bedeutet, dass jedes jetzt genehmigte neue Projekt mit einem massiven Zustrom an Kapazitäten konkurrieren muss, die zwischen 2025 und 2026 ans Netz gehen, was möglicherweise die künftig erzielten Preise drücken wird.

Schließlich stellt die eigene Entwicklungspipeline von Cheniere Energy Partners, L.P. eine neue Bedrohung für andere Entwickler dar, die sich Marktanteile sichern möchten. Cheniere Energy Partners, L.P. entwickelt das Sabine Pass Liquefaction (SPL)-Erweiterungsprojekt, das für eine Gesamtspitzenproduktionskapazität von bis zu etwa 20 Mio. Tonnen LNG pro Jahr ausgelegt ist. Dieses Projekt, das bis zu drei Verflüssigungszüge umfasst, soll die bestehende Infrastruktur nutzen und Cheniere Energy Partners, L.P. einen potenziellen Kostenvorteil gegenüber einem reinen Greenfield-Konkurrenten verschaffen.

Finanzen: Entwurf einer 13-wöchigen Cash-Ansicht bis Freitag.