National Fuel Gas Company (NFG): SWOT-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie bewerten die National Fuel Gas Company (NFG) und der Kern der Anlagethese ist die Spannung zwischen ihrem stabilen, regulierten Versorgungsunternehmen und seinem volatilen Explorations- und Produktionszweig (E&P), Seneca Resources. Dieses integrierte Modell hat eine beeindruckende Dividendenbilanz untermauert 124 Jahre in Folge von Zahlungen – aber es setzt die Erträge auch den unvorhersehbaren Preisen für Erdgasrohstoffe aus. Wir werden aufschlüsseln, wie sich ihre riesigen Gasreserven in den Appalachen und ihre geplanten Midstream-Erweiterungen angesichts steigender Zinssätze und der anhaltenden Gefahr nachteiliger regulatorischer Änderungen in ihren wichtigsten Betriebsstaaten schlagen.

National Fuel Gas Company (NFG) – SWOT-Analyse: Stärken

Diversifiziertes, integriertes Geschäftsmodell stabilisiert den Cashflow.

Sie beobachten National Fuel Gas Company (NFG), weil ihr vertikal integriertes Geschäftsmodell eine echte Stärke und nicht nur ein Schlagwort ist. Diese Struktur, die die gesamte Erdgas-Wertschöpfungskette abdeckt – von der Exploration und Produktion (E&P) über die Midstream-Sammlung und den Pipeline-Transport bis hin zu nachgelagerten Versorgungsdienstleistungen – schafft starke betriebliche Synergien und eine entscheidende Absicherung gegen die Volatilität der Rohstoffpreise. Die direkte Schlussfolgerung ist, dass bei niedrigen Erdgaspreisen die stabilen, regulierten Versorgungs- und Pipeline-Segmente eine erhebliche Ertragsuntergrenze bieten.

Hier ist die schnelle Rechnung: Für das Geschäftsjahr 2025 meldete NFG einen konsolidierten Umsatz von 2.277,54 Millionen US-Dollar, ein deutlicher Anstieg gegenüber dem Vorjahr, wobei der Nettogewinn auf 518,50 Millionen US-Dollar stieg. Das integrierte Modell sorgt für eine außergewöhnliche Bruttomarge, was einen großen Wettbewerbsvorteil im Energiesektor darstellt. Das Geschäft des Unternehmens wird nun in drei Kernsegmenten ausgewiesen, was deutlich zeigt, wie die Teile das Ganze unterstützen:

Lange, definitiv beeindruckende Dividendenbilanz 124 Jahre in Folge von Zahlungen.

Ehrlich gesagt, eine 124-jährige Geschichte der Dividendenausschüttung ist in keiner Branche beispiellos, und die National Fuel Gas Company hat 123 Jahre in Folge ununterbrochen Dividenden gezahlt. Was für wachstumsorientierte Anleger noch wichtiger ist: NFG ist ein Dividendenkönig, da das Unternehmen seine jährliche Dividende 55 Jahre in Folge erhöht hat. Eine solche Erfolgsbilanz sagt Bände über das Engagement des Managements für die Rendite der Aktionäre und die zugrunde liegende finanzielle Stabilität des Geschäftsmodells.

Auch die Dividende ist sehr sicher. Der Vorstand genehmigte im Juni 2025 eine Erhöhung um 3,9 % und erhöhte den Jahressatz auf 2,14 US-Dollar pro Aktie. Die Ausschüttungsquote des Unternehmens liegt bei konservativen 36,34 %, was bedeutet, dass viel Spielraum für zukünftige Erhöhungen und Kapitalreinvestitionen besteht. Eine niedrige Ausschüttungsquote ist ein gutes Zeichen für die finanzielle Gesundheit.

Bedeutende, kostengünstige Erdgasreserven im Appalachenbecken.

Der Upstream-Zweig des Unternehmens, Seneca Resources Company, LLC, verfügt über einige der produktivsten und kostengünstigsten Erdgasreserven in den USA, insbesondere in den Marcellus- und Utica-Schiefern des Appalachenbeckens. Diese enorme Ressourcenbasis ist eine entscheidende langfristige Stärke. Sie verfügen über einen umfangreichen Bestand an äußerst wirtschaftlichen Bohrstandorten – ausreichend für eine Entwicklungsphase von mehr als 15 Jahren im Kerngebiet Eastern Development Area (EDA).

Was diese Schätzung verbirgt, ist der Kostenvorteil: Der geschätzte PV-10 %-Breakeven-Preis für diese Standorte liegt unter 2,25 $/MMBtu NYMEX, was NFG zu einem der kosteneffizientesten Produzenten in der Region macht. Diese betriebliche Effizienz führte direkt zu einer Rekordproduktion von 427 Bcfe für das Geschäftsjahr 2025, was einer Steigerung von 9 % gegenüber dem Vorjahr entspricht.

Regulierte Versorgungs- und Pipeline-Segmente sorgen für vorhersehbare, stabile Erträge.

Die regulierten Segmente – Pipeline sowie Speicherung und Versorgung – bilden das Fundament der Stabilität von NFG und liefern vorhersehbare Erträge, die die Volatilität des vorgelagerten E&P-Geschäfts ausgleichen. Das ist eine Kernstärke, auf die Sie sich verlassen können. Das regulierte Geschäft ist nicht statisch; Es ist auch ein Wachstumsmotor, angetrieben durch genehmigte Tariferhöhungen und Infrastrukturinvestitionen.

Das regulierte Segment verzeichnete im Geschäftsjahr 2025 einen Anstieg des bereinigten Gewinns je Aktie um 21 %, was eine starke Leistung darstellt. Dieses Wachstum ist kurzfristig gesichert:

• Der am 1. Januar 2025 in Kraft getretene Vergleich im Tariffall des New York Utility genehmigte eine Erhöhung der Umsatzanforderungen um 57,3 Millionen US-Dollar allein für das Geschäftsjahr 2025.
• Die Transport- und Speicherraten des Segments Pipeline und Lagerung wurden erhöht, was zu einer Steigerung des Betriebsumsatzes um 15,2 Millionen US-Dollar im Jahr 2025 beitrug.
• Das Management geht davon aus, dass das regulierte Segment in den nächsten drei Jahren ein durchschnittliches jährliches EPS-Wachstum von 7 % bis 10 % erreichen wird.

Das ist ein ernsthaftes Bekenntnis zu einem langfristigen, vorhersehbaren Cashflow.

National Fuel Gas Company (NFG) – SWOT-Analyse: Schwächen

Hohes Risiko für volatile Erdgasrohstoffpreise im E&P-Segment von Seneca Resources.

Die Hauptschwäche hier besteht darin, dass ein erheblicher Teil der konsolidierten Gewinne der National Fuel Gas Company (NFG) über ihr Segment Seneca Resources Exploration and Production (E&P) immer noch an den volatilen Erdgasmarkt gebunden ist. Während das integrierte Modell hilfreich ist, bleibt die Rentabilität des E&P-Segments äußerst empfindlich gegenüber Schwankungen der Rohstoffpreise.

Für das Geschäftsjahr 2025 wurde die Prognose des Unternehmens für den bereinigten Gewinn pro Aktie (EPS) direkt durch eine Reduzierung der NYMEX-Erdgaspreisprognose für das vierte Quartal beeinflusst, die auf durchschnittlich 3,25 US-Dollar pro MMBtu gesenkt wurde. Diese Sensibilität ist ein klares Risiko, das Sie berücksichtigen müssen. Beispielsweise zeigt die Prognose des Unternehmens für das Geschäftsjahr 2026, dass eine Änderung der NYMEX-Gaspreisannahme um 1,00 US-Dollar pro MMBtu den bereinigten Gewinn pro Aktie um über 1,50 US-Dollar pro Aktie verschieben kann, was die enorme Hebelwirkung auf die Rohstoffpreise verdeutlicht. Selbst mit Absicherung betrug der gewichtete durchschnittliche realisierte Erdgaspreis für Seneca nach allen Anpassungen für das gesamte Geschäftsjahr 2025 nur 2,61 US-Dollar pro Mcf, was den Druck auf die Margen bei niedrigen Marktpreisen verdeutlicht.

Erheblicher Investitionsbedarf für die Erweiterung und Wartung der Pipeline.

Die Strategie des Unternehmens besteht darin, stark in seine regulierte Pipeline zu investieren & Die Speicher- und Versorgungssegmente erfordern für ein langfristiges Basispreiswachstum konstant hohe Kapitalaufwendungen (CapEx), was den kurzfristigen freien Cashflow belastet und das Finanzierungsrisiko erhöht. Für das Geschäftsjahr 2025 beliefen sich die gesamten Kapitalinvestitionen auf 918,1 Millionen US-Dollar.

Hier ist die schnelle Rechnung: Während das Segment „Integrated Upstream and Gathering“ immer kapitaleffizienter wird, erfordert der regulierte Bereich kontinuierliche, große Investitionen. Darüber hinaus führte die angekündigte 2,62-Milliarden-Dollar-Übernahme des Ohio-Versorgungsunternehmens von CenterPoint Energy, obwohl sie Ende des Jahres 2026 abgeschlossen wurde, sofort zu erheblichen kurzfristigen Kapitalstrukturrisiken, sodass das Unternehmen vor diesem Abschluss eine umfassende dauerhafte Finanzierung sicherstellen musste. Das ist ein gewaltiges finanzielles Unterfangen, das die Flexibilität für andere Investitionen oder Kapitalrenditen einschränkt.

Das Wachstum im Versorgungssegment ist langsam und an ausgereifte Servicegebiete gebunden.

Das Versorgungssegment bedient etwa 756.000 Kunden im Westen von New York und im Nordwesten von Pennsylvania und ist in ausgereiften Servicegebieten tätig. Das bedeutet, dass das organische Kundenwachstum minimal ist, sodass das Gewinnwachstum fast ausschließlich von der Genehmigung von Tarifen durch die Regulierungsbehörden und Programmen zur Modernisierung der Infrastruktur abhängt und nicht von einer schnellen Marktexpansion.

Während der bereinigte Gewinn je Aktie der regulierten Segmente im Geschäftsjahr 2025 aufgrund günstiger Tarifabschlüsse um 21 % stieg, ist dieses Wachstum ohne regulatorische Eingriffe nicht selbsttragend. Die Einigung im Tariffall in New York sicherte einen Anstieg des Umsatzbedarfs um 57 Millionen US-Dollar im Geschäftsjahr 2025. Diese Abhängigkeit vom Regulierungsprozess für Wachstum und nicht von einem dynamischen Markt macht das Segment im Vergleich zum potenziellen Aufwärtspotenzial des E&P-Geschäfts zu einem Anker für langsames Wachstum.

Regulierungsverzögerungen können die Erholung von Kapitalinvestitionen und Betriebskosten verzögern.

Die regulatorische Verzögerung – die Zeitspanne zwischen der Entstehung von Kosten und dem Erhalt der behördlichen Genehmigung zur Deckung dieser Kosten durch Kundentarife – ist eine inhärente Schwäche jedes regulierten Versorgungsunternehmens. Dies kann erhebliche Auswirkungen auf den Cashflow und die Rentabilität haben.

Der jüngste Fall der New Yorker Tarife, der im Januar 2025 in Kraft trat, war die erste Erhöhung der Basiszustelltarife in dieser Gerichtsbarkeit seit 2017. Diese achtjährige Lücke ist ein klares Beispiel für regulatorische Verzögerungen, bei denen das Unternehmen steigende Betriebs- und Kapitalkosten ohne entsprechende Tariferleichterungen auffangen musste. Fairerweise muss man sagen, dass der neue Vergleich eine „Make-Whole-Klausel“ enthielt, um diese Verzögerung durch die Erstattung der zwischen dem Antragsdatum (1. Oktober 2024) und dem Datum des Inkrafttretens (1. Januar 2025) entstandenen Kosten abzumildern. Dennoch verläuft der Prozess langsam und das Unternehmen erholt sich jährlich auf etwa 13 Millionen US-Dollar an zuvor erfassten regulatorischen Vermögenswerten, was im Wesentlichen eine verzögerte Wiederherstellung vergangener Kosten darstellt.

• Die erste Erhöhung des New Yorker Leitzinses seit 2017 verdeutlicht die Dauer einer möglichen Verzögerung.
• Die Rückgewinnung von regulatorischen Vermögenswerten in Höhe von etwa 13 Millionen US-Dollar pro Jahr bedeutet eine verzögerte Kostendeckung.
• Zukünftige Tariffälle, wie der, den Supply Corporation mit FERC anstrebt, werden neue Perioden potenzieller Verzögerungen mit sich bringen.

National Fuel Gas Company (NFG) – SWOT-Analyse: Chancen

Weiterer Ausbau der Midstream-Pipelinekapazität, um Appalachengas in höherpreisige Märkte zu transportieren.

Die größte kurzfristige Chance besteht darin, das integrierte Modell zu nutzen, um die wachsende Gasproduktion von Seneca Resources in den Appalachen auf Premiummärkte zu verlagern. Sie verfügen über eine riesige, kostengünstige Versorgungsbasis, aber dieser Wert wird erst freigesetzt, wenn das Gas stark nachgefragte Zentren außerhalb des begrenzten lokalen Einzugsgebiets erreichen kann. Das Segment Pipeline und Storage geht dieses Problem aktiv an.

Das genehmigte Tioga Pathway-Projekt ist ein Schlüsselbeispiel, das darauf abzielt, feste Transportkapazitäten für Marcellus- und Utica-Schiefergas zu schaffen. Während der Baubeginn für Juni 2026 geplant ist und der Inbetriebnahmetermin im Herbst 2026 angestrebt wird, verringern die Planungs- und behördlichen Genehmigungen im Geschäftsjahr 2025 das Risiko für die künftigen Cashflows. Allein dieses Projekt stellt eine Investition von über 80 Millionen US-Dollar in Nord-Zentral-Pennsylvania dar, einschließlich des Baus einer etwa 19,5 Meilen langen neuen Pipeline (Linie YM59). Das sind kluge, strategische Ausgaben.

Erhöhte Infrastrukturinvestitionen aufgrund der Notwendigkeit einer zuverlässigen Gasversorgung im Nordosten der USA.

Der Nordosten der USA, insbesondere West-New York, benötigt eine zuverlässige Gasversorgung, und das Unternehmen ist als wesentlicher Dienstleister positioniert. Dieser Bedarf führt direkt zu einem regulierten, vorhersehbaren Kapitaleinsatz.

Das Unternehmen plant in den nächsten drei Jahren zusätzliche Investitionen in Höhe von 360 Millionen US-Dollar, um die Systemsicherheit und -zuverlässigkeit zu gewährleisten. Dies kommt zu den 473 Millionen US-Dollar hinzu, die seit dem letzten New Yorker Tarifverfahren im Jahr 2016 bereits investiert wurden. Diese kontinuierliche Investition stellt eine bedeutende Chance dar, da sie weitgehend rückgewinnbar ist und eine regulierte Rendite erwirtschaftet, wodurch die Erträge gegenüber der Volatilität der Rohstoffpreise stabilisiert werden.

• Gefördert durch die neue Tarifvereinbarung, gültig ab 1. Januar 2025.
• Priorisiert Sicherheit und Emissionsreduzierung und richtet sich nach den Klimazielen des Staates.
• Stellt den Service für rund 540.000 Kunden im Westen von New York sicher.

Potenzial für strategische Vermögensverkäufe oder Joint Ventures im E&P-Segment zur Wertfreisetzung.

Während sich das E&P-Segment Seneca Resources derzeit auf organisches Wachstum konzentriert und im Geschäftsjahr 2025 eine Rekordproduktion von 426 Mrd. Kubikfuß Erdgas produziert und 154 % seiner Produktion ersetzt, bietet die schiere Größe seiner risikoarmen Vermögenswerte eine erhebliche Monetarisierungschance. Der Wert ist klar: Die gesamten nachgewiesenen Reserven beliefen sich zum Jahresende am 30. September 2025 auf 4.981 Bcfe.

Sie verfügen über ein Portfolio hochwertiger, langlebiger Vermögenswerte mit einem Bestand aus mehr als 45 Jahren Marcellus- und Utica-Entwicklung. Ein strategisches Joint Venture (JV) oder ein teilweiser Verkauf von nicht zum Kerngeschäft gehörenden Flächen könnte eine beträchtliche, sofortige Finanzspritze freisetzen, die dann in die regulierten Versorgungs- oder Midstream-Segmente fließen könnte, um noch mehr Tarifwachstum zu erzielen. Ehrlich gesagt wäre das eine saubere Möglichkeit, Werte zu realisieren, ohne das integrierte Kernmodell zu opfern. Das Unternehmen verfügt über ein laufendes, kleineres Monetarisierungsprogramm, das typischerweise zwischen 75 und 100 Millionen US-Dollar pro Jahr liegt, was die Bereitschaft zu Transaktionen zeigt.

Tarifbasiswachstum im regulierten Versorgungssegment durch genehmigte Infrastrukturmodernisierungsprogramme.

Das regulierte Versorgungssegment bietet die stabilsten und vorhersehbarsten Wachstumschancen. Die New York Public Service Commission (PSC) hat mit Wirkung zum 1. Januar 2025 eine dreijährige Tarifvereinbarung genehmigt, die wichtige Finanzkennzahlen und die Finanzierung von Infrastrukturmodernisierungen festlegt.

Durch diesen Vergleich wird die Tarifbasis des Versorgungssegments für das erste Jahr des Plans sofort auf 1,04 Milliarden US-Dollar festgelegt, mit einer genehmigten Eigenkapitalrendite (ROE) von 9,7 %. Dies ist ein leistungsstarker Wachstumsmotor mit geringem Risiko. Die neuen Tarife sollen den jährlichen Umsatzbedarf im Geschäftsjahr 2025 um 57 Millionen US-Dollar erhöhen, mit weiteren Steigerungen in den Geschäftsjahren 2026 und 2027. Diese Einnahmen unterstützen das Modernisierungsprogramm, das ein Pipeline-Ersatzziel von mindestens 105 Meilen pro Jahr vorsieht.

Hier ist die kurze Rechnung zum finanziellen Aufschwung des regulierten Segments:

National Fuel Gas Company (NFG) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Sie sehen National Fuel Gas Company (NFG) und sehen ein solides, integriertes Unternehmen, aber die Bedrohungen sind real und sie sind regulatorischer Natur und nicht nur marktgesteuert. Die größte Herausforderung besteht darin, dass die politischen und ökologischen Risiken in Ihren wichtigsten Betriebsstaaten New York und Pennsylvania zu quantifizierbaren finanziellen Verbindlichkeiten und direkten Einschränkungen für zukünftiges Wachstum werden. Sie müssen diese kurzfristigen Kosten Ihren langfristigen Kapitalplänen zuordnen.

Nachteilige regulatorische und gesetzgeberische Änderungen in New York und Pennsylvania hinsichtlich der Nutzung und Emissionen fossiler Brennstoffe.

Die akuteste Bedrohung ist das sich beschleunigende regulatorische Umfeld in Ihren Kerngeschäftsregionen. New York hat energische Schritte unternommen, um die finanzielle Belastung der Branche durch den Klimawandel gesetzlich zu verankern. Im Dezember 2024 erließ der Staat den Climate Change Superfund Act, der darauf abzielt, großen Unternehmen für fossile Brennstoffe über einen Zeitraum von 25 Jahren ein Bußgeldsystem in Höhe von 75 Milliarden US-Dollar aufzuerlegen, um Klimaanpassungsprojekte zu finanzieren. Auch wenn die direkte Haftung von NFG noch nicht geklärt ist, ist jedes im Bundesstaat tätige Unternehmen dem dadurch geschaffenen Präzedenzfall ausgesetzt. Darüber hinaus wurde im Juli 2025 das All-Electric Buildings Act verabschiedet, das ab dem 1. Januar 2026 in den meisten Neubauten faktisch Systeme mit fossilen Brennstoffen verbietet. Das ist ein direkter, kurzfristiger Gegenwind für die langfristige Erdgasnachfrage im Versorgungssegment.

In Pennsylvania konzentriert sich das Risiko auf Produktionszugangs- und Compliance-Kosten. Der Staat finalisiert einen Plan zur Umsetzung der Methane Rule (Subpart OOOOc) der Bundes-EPA, die eine verbesserte Leckerkennung und Ausrüstungsaufrüstung für bestehende Öl- und Gasanlagen vorschreibt, wodurch neue Betriebskosten für die Exploration entstehen & Segment Produktion (E&P). Noch besorgniserregender ist der gesetzgeberische Vorstoß, wie der House Bill 1946, der im Falle seiner Verabschiedung strengere neue Rückschläge für Erdgasquellen vorsehen würde, möglicherweise eine Mindestlänge von 2.500 Fuß. Branchenexperten warnen, dass dies als „De-facto-Verbot“ für die Entwicklung neuer Erdgasvorkommen fungieren und das künftige Wachstum der E&P-Aktivitäten von NFG im Marcellus-Schiefer direkt einschränken könnte.

Anhaltend niedrige Erdgaspreise verringern die Profitabilität im E&P-Segment.

Trotz einer starken Erholung im Geschäftsjahr 2025 bleibt das E&P-Segment anfällig für Rohstoffpreisschwankungen. Die Forward-Kurve der Erdgaspreise ist nicht eindeutig. Für das Geschäftsjahr 2025 prognostiziert die U.S. Energy Information Administration (EIA) einen durchschnittlichen Henry Hub-Preis von etwa 3,67 $/MMBtu (Stand Juli 2025), während J.P. Morgan einen durchschnittlichen Preis von 3,75 $/MMBtu prognostiziert. Das ist besser als in der jüngsten Vergangenheit, aber es ist immer noch ein Umfeld mit niedrigen Margen für die Produzenten in den Appalachen.

Hier ist die schnelle Rechnung: Das Management von NFG mindert dieses Risiko bereits, indem es etwa 65 % der erwarteten Erdgasproduktion für das Geschäftsjahr 2026 absichert. Diese Absicherung sorgt für Stabilität, begrenzt aber das Aufwärtspotenzial, wenn die Preise steigen. Die Produktionsprognose des Unternehmens für das Geschäftsjahr 2025 wurde auf 420-425 Bcfe angehoben, aber anhaltend niedrige Preise werden die unregulierten Geschäftsmargen unter Druck setzen und das integrierte Modell dazu zwingen, sich kontinuierlich auf die Stabilität der Pipeline zu verlassen & Die Segmente Speicher und Versorgung sollen den prognostizierten bereinigten Gewinn je Aktie von 6,80 bis 6,95 US-Dollar liefern.

Steigende Zinssätze erhöhen die Kosten für die Finanzierung notwendiger Kapitalprojekte.

Als kapitalintensiver Energieversorger und Energieproduzent reagiert NFG äußerst empfindlich auf das anhaltend hohe Zinsumfeld. Während sich das prognostizierte Verhältnis Nettoverschuldung/bereinigtes EBITDA des Unternehmens im Geschäftsjahr 2025 voraussichtlich auf ein gesundes 2,0- bis 2,1-faches verbessern wird, steigen die absoluten Kosten der Fremdfinanzierung. Die Rendite der 10-jährigen Staatsanleihe erreichte Anfang 2025 4,71 %, was einen höheren Basiswert für langfristige Kreditkosten widerspiegelt.

Dies ist ein direkter Kostenfaktor für Ihre Expansionspläne. Für das kombinierte Versorgungs- und Pipelinesystem & In den Speichersegmenten werden die Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2026 voraussichtlich zwischen 395 und 455 Millionen US-Dollar liegen, was einem Anstieg von 110 Millionen US-Dollar gegenüber der Mitte des Geschäftsjahres 2025 entspricht. Projekte wie der Tioga Pathway und Shippingport Lateral, die für das Zinsbasiswachstum von entscheidender Bedeutung sind, werden jetzt auf einem teureren Kreditmarkt finanziert. Beispielsweise meldete das Unternehmen im dritten Quartal des Geschäftsjahres 2025 einen Anstieg der Zinsaufwendungen um 2,5 Millionen US-Dollar, der hauptsächlich auf eine höhere durchschnittliche Nettokreditaufnahme zurückzuführen ist, die sich direkt auf den Nettogewinn auswirkt.

Der zunehmende Wettbewerb durch erneuerbare Energiequellen wirkt sich langfristig auf die Nachfrage nach Erdgas aus.

Die Energiewende ist kein fernes Konzept; Es beeinträchtigt aktiv die langfristigen Nachfrageaussichten für Erdgas. Während das vertikal integrierte Modell von NFG eine gewisse Isolierung bietet, wird der Marktanteil von Solar- und Windenergie voraussichtlich von 11 % im Jahr 2022 auf 17 % im Jahr 2026 wachsen. Diese Verschiebung wirkt sich bereits auf den Stromerzeugungssektor aus, der eine wichtige Nachfragequelle für Erdgas darstellt.

Die US-Energieinformationsbehörde (EIA) prognostiziert, dass die Gaserzeugung in den USA im Jahr 2025 um 4 % zurückgehen wird, was auf einen Anstieg der erneuerbaren Energien zurückzuführen ist. Konkret wird erwartet, dass die Solarstromerzeugung im Sommer 2025 im Vergleich zum Vorjahr um 34 % (auf 124 Milliarden kWh) wachsen wird. Diese Verschiebung ist ein klares, datengesteuertes Signal dafür, dass sich der Markt strukturell verändert. Der bereits erwähnte New Yorker All-Electric Buildings Act ist der regulatorische Ausdruck dieser Wettbewerbsbedrohung, der den künftigen Kundenstamm für Erdgas im Neubau direkt einschränkt.

• Der Marktanteil von Solar/Wind wird voraussichtlich steigen 17 % bis 2026.
• Es wird ein Rückgang der Gaserzeugung in den USA prognostiziert 4 % im Jahr 2025.
• Es wird erwartet, dass die Solarstromerzeugung wächst 34% (124 Milliarden kWh) im Sommer 2025.

Finanzen: Führen Sie das Discounted-Cashflow-Modell (DCF) erneut durch, um die E&P- und Versorgungssegmente einem Stresstest zu unterziehen, wobei ein NYMEX-Preis von 3,00 USD/MMBtu für das Jahr 2026 und ein Anstieg der Fremdkapitalkosten um 100 Basispunkte bis Ende Freitag zugrunde gelegt werden.