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能源二季度策略展望:底部区间陆续探明

  在新冠疫情蔓延和3月初违反OPEC +减产协议的双重压力以及4月初国内基准煤炭企业对供需采取大量优惠政策的双重压力下,国内自第一季度以来,国外能源市场均出现低迷。从价格的绝对水平来看,布伦特原油的人民币价格在一季度下跌了59.5%,广州的液化气最高价格下跌了49.5%,已基本回到16年低点。秦刚动力煤的价格自第一季度以来的最高水平仅下跌了11.9%,动力煤市场的另一次重燃仍在继续。

  从能源商品单位发热量的价格趋势来看,原油和液化石油气除了提供能源外,还作为重要的化工原料,其增加值高于动力煤,因此动力煤的单位发热量价格要高于动力煤的发热量。长期为煤供电。可以说,动力煤的单位发热量价格决定了原油和液化石油气单位发热量的下限。在这一轮下跌中,每千卡原油和液化石油气价格跌至最低价0.14元和0.23元,大大低于动力煤的单位发热量。

  2)存储容量率和市场

  自今年年初以来,新型冠状病毒性肺炎流行首先已经扩散到对商品的需求。能源需求作为能源的资源供应,首先受到防疫措施的影响。面对短期需求崩溃,上游煤炭开采和油田开采行业面临增产争夺价格战,协同减产相对滞后,导致能源快速积累商品库存。剩余的有效存储容量成为边际价格商品能否继续暴跌的重要问题。

  考虑到固体,液体和气体能量的不同存储特性,剩余存储压力存在一些差异。原油作为一种液体能源,其存储能力相对有限,并且很难在短时间内膨胀。截至4月初,全球剩余的原油可用储量约为9.3亿桶,储量率约为83%。如果根据EIA,4月份的盈余估计为1544万桶/天,则可以在两个月内填补,减产联盟从5月份开始达成的新协议将推迟积累过程,但4月份的积累仍将有部分储运设施构成压力,以内陆市场为代表的短期现货价格难以改变。作为干散货的代表,动力煤的储藏需求相对较低。尽管近年来环保整治要求在上游煤矿,集电站和下游电厂建设煤炭储藏棚,这在一定程度上限制了其有效储藏能力,但动力煤的剩余储藏能力仍然相对充裕。从水平方向看,渤海港就在附近。煤炭的储藏率通常低于70%,这使得动力煤很难在原油等液态能源化学品中暴跌。值得注意的是,目前,国投秦刚港口和曹妃甸的库存已分别达到19年高点的94%和90%,在外向压力增加的情况下,现货市场加速下跌。作为石油天然气田和炼油厂的副产品,液化石油气价格具有很大的弹性。尽管进口商品的库存自4月以来一直在增加,但在去年高点的70-80%与华东和华南的高点之间仍然存在较大差距。限价的影响相对有限。

  动力煤

  需求交易的逻辑将从“弱事实”转变为“强烈期望”,第二季度的煤炭消费表现不会太悲观

  受钢铁和煤化工行业持续经营的影响,疫情期间高炉喷吹和化工用煤的影响相对有限。 2月份,钢铁行业的煤炭消费量增加了0.8%,而不是减少了,而化学工业的煤炭消耗量仅同比减少了0.5%。与之相对应的是,下游建设受到较大影响,储能缓冲空间有限的建材煤炭消费量在2月份同比下降了27.5%,而火电行业的煤炭消费量受第三产业活动的拖累。累计同比下降7.2%。 3月的前十天,非电力行业的煤炭消费量已基本恢复正常水平。截至4月3日,中国水泥熟料的开工率已恢复至75.4%,高炉的开工率已恢复至67%,煤制甲醇的开工率已达到去年的75.9%。

  自3月底以来,火电煤炭消费的恢复明显加快。一方面,随着工作和生产的有序恢复,3月最后十天总发电量的同比下降收窄至12.5%,另一方面,同比下降水力发电的26.4%为火力发电提供了更多空间。火力发电的同比降幅已从2月的最后10天的17.7%大幅缩小至4.8%。自4月以来,国家主要动力煤的使用量已大大减少。同期消费进一步恢复到较高水平。

  考虑到国内流行病对武汉和北京以外的省市的经济活动的影响已基本结束,除美国和其他国家以外的其他国家已经相继看到了新的转折点,华盛顿大学的健康测量和评估预测,美国流行病的高峰将在4月15日出现。我们认为,在此之前,未来市场对动力煤需求的交易逻辑将是“弱事件”。从现实到强烈期望的过渡。在先前的能源年度战略展望中,我们分析了厄尔尼诺现象。在气候和核电有效装机投入运行的年份,水电和核电的挤压效应将在2020年明显减弱,并支持煤炭对火力和电力消耗的需求。从今年1月到3月,水电和核电的十天平均降幅分别为16.6%和15.6%。考虑到疫情爆发后国内经济活动的恢复缓慢以及去年上半年水电基数高的影响,我们对淡季第二季度的煤炭消费需求表现并不感到悲观。估计电力和煤炭消费的年增长率将从爆发前的2.9%降至1.37%。

  煤炭价格低廉是否会导致减产还有待观察,以及随着进口量或低运营量的影响,第二季度煤炭价格优势是否会下降?

  与需求侧复苏乏力相比,春节后国内煤炭生产和销售受疫情影响较大,但复苏也较快。 3月份,三溪样矿的平均产能利用率为82.3%,与正常运营水平(85%)相比并不差。然而,受下游采购需求疲软的影响,运输和销售量未恢复到以前的强劲水平。自2月底以来,鄂尔多斯q5500坑头价格已下跌81元/吨(21.2%)至301元/吨,榆林q5800坑头价格已下跌86元/吨(18.9%)至370元/吨。目前,坑口市场已达到17年低点。一些煤矿表示,如果煤炭价格继续下降,应考虑减产。

  自年初以来,各地煤炭进口报关严格,一些港口给出了进口配额不超过2017年水平的指导意见。我们认为,在横向控制的指导下近两年,当广义动力煤进口分别增长2.7%和7%时,乐观的是,如果20年的进口减少控制能够达到19年的水平,估计实际进口配额限制对进口量的影响将集中在以下半年。然而,考虑到以澳大利亚煤炭为代表的进口煤炭的价格优势已从3月初的90元/吨跌至37元/吨左右,这是由于国内煤炭价格迅速下跌之后,国内电厂购买进口煤炭的意愿煤炭下降了。在3月份按月增长11.4%之后,第二季度的进口量很可能出现低水平运转。

  现货市场正在加速探底,而期货市场正在等待供需改善。

  以前,我们已经反复分析过,即使在流行病影响减弱后终端需求有所改善,发电厂的高存储量仍然会限制港口采购需求的恢复。 自3月下旬以来,发电厂已进入积极的去库存阶段,在此采购真空期内,港口煤炭价格加速下跌。 根据第二季度的供需预测,6月5月的动力煤市场仍将处于供过于求和库存积累的状态。 4月份3月cci5500平均价格将下跌53.8元/吨,预计在淡季将部分透支。

  至于本轮现货市场低迷的支撑位置,我们提供一些参考:第一,目前受国外矿山成本支撑且放缓的进口煤炭的交付成本约为510元/吨。二是环渤海港口动力煤成本曲线为500元/吨的60%。第三,渤海港口成本成本的成本为48%分位数,基准煤炭企业的煤炭外包成本约为470元/吨。截至4月10日,cci5500已跌至497元/吨,进口煤的运输成本已被有效打破,进口煤价格优势的减弱已反馈到进口煤招标采购量的减少。 ;随后的市场煤价将继续在行业痛点区470-500元/吨的谷底触底。

  在终端电厂积极去库存化战略的带动下,4月第一周中下部动力煤库存减少了517万吨(3.8%),缓解了高动力库存的矛盾。 。由于中下游地区的绝对库存水平低于去年同期,因此不排除第二季度主要动态补给的小周期,这使环渤海关键定价点的采购需求略有改善港口从旅游生产企业的角度来看,损失能力的40-50%毕竟是不可持续的,在470-500元/吨的行业痛点地区减产只是时间问题。 2009年的主要期货合约是4月初首次跌入该行业的痛点区域,随后的下跌空间越来越有限,显示出对看涨消息的敏感性。此前,空头可以在470-500元/吨的范围内进行议价,而多个对冲订单则等待供求的边际改善来选择机会布局。

  原油

  需求进入黑暗时期,等待期望改善

  新王冠流行对原油需求的影响不仅非常严重,而且非常迅速。在短期内,由于旅行和运输业中石油的消耗量占原油最终消费量的50%以上,由于住宅的隔离和经济放缓,这部分需求迅速崩溃主要流行国家居民的生产和贸易活动,以及其他行业对石油和化学工业的需求也将受到不同程度的影响。具体而言,航空煤油和汽油分别占正常时期下游原油需求的10%和30%,或者是目前受影响最严重的两种产品。在欧洲和美国的疫情恶化之后,世界上的每日航班数量急剧下降。与第一季度初相比,第二季度初的总下降幅度约为60%。在全球范围内,航空煤油消费量下降是所有石油产品中的第一位。在汽油方面,以全球最大的汽油消费国美国为例。自3月以来,随着大规模流行病的爆发,汽油的表观消费量每月减少了约4,400万桶/天,降幅接近50%。对于处于流行病状的国家,汽油消费量的大幅下降是不可避免的。

  最终产品需求的下降阻碍了精炼厂的交付并降低了其利润。原油加工量急剧下降。截至4月3日当周,美国炼油厂的开工率降至75.6%。与去年同期相比,原油加工量下降了近250万桶/天,下降了15%。根据其他信息,截至4月初,受新皇冠疫情影响的炼油厂的全球原油输入量已减少超过1200万桶/天,主要集中在北美,欧洲和除中国以外的其他亚洲地区。原油市场正经历历史上最大需求崩盘的最黑暗时期。

  另一方面,国内疫情得到有效预防和控制,终端需求的边际改善正在有序促进工作和生产的恢复中。在第一季度暴跌超过30个百分点后,山东的炼油开工率已反弹至正常范围。但是,在高成品油储量和出口压力增加的情况下,3月主要炼油厂的开工率并未得到明显提高。创新数据显示,2月和3月主要开工率分别为63.67%和60.23%,同比下降超过15个百分点。可以预见,目前,海外市场仍处于产品需求暴跌导致炼油厂产量减少的加速阶段。即使预计该流行病将在第二季度迎来转折点,需求的逐步恢复和巨大的库存压力也将使炼厂末端的原油需求反弹更加缓慢。根据EIA今年4月的短期能源展望,今年剩余三个季度的平均石油需求同比下降了513万桶/天,4月份的同比下降可能是高达1671万桶/日,而一些海外投资银行和咨询机构的预测则更为悲观。

  当前全球原油需求疲软的情况相对可以肯定。然而,流行病发展的拐点和持续时间的高度不确定性仍然难以统一市场对后期需求的预期。 3月,欧洲和美国的新诊断加速了,而悲观情绪已经在新一轮中发布。随着全球反周期调整政策的增加,风险资产在4月初显示出企稳的迹象,但该流行病爆发迅速,其消退可能需要很长时间。仍然不确定欧洲和美国什么时候才能真正摆脱这一流行病的阴霾。印度,俄罗斯和非洲也可能面临新一轮威胁。需求预期的发展仍是第二季度原油市场的核心因素,也是确定供需博弈格局的重要背景。

  预计减产将会加强,并可能出现触底效应

  自3月以来,市场对OPEC +的供应预期已从减产变为增产,然后又变为大规模减产。低油价对主要产油国的影响从3月份开始逐渐显现出来,其中包括沙特阿拉伯计划今年将预算削减5%,考虑到出售阿美输油管道部门,美国垃圾债券利差的急剧上升,并与页岩油公司同时申请石油的破产保护。作为最大的移动石油生产商和减产联盟的核心成员,沙特阿拉伯的增产来自于通过竞争压制竞争对手的竞争,但在美国的干预和日益严峻的全球储存压力下,生产策略再次发生了变化。短期原油供应仍然过剩,这使得全球库存大量积累。剩余的存储容量成为石油生产国未来生产活动中必须注意的问题。据全面资料显示,截至4月初,美国原油的剩余可用存储量约为3.8亿桶,存储率约为74%。全球原油的剩余可用存储容量约为9.3亿桶,存储率约为83%。如果按照全球1500万桶/日的每日盈余发展将在两个月内被填补,这从根本上限制了维持增产战略的可行性。

  在王牌宣布沙特阿拉伯和俄罗斯将于4月2日减产之后,预计之前的原油供应增加将被完全扭转。4月12日,欧佩克+达成新一轮减产协议,这将使产量减少9.7 5月至6月为每天100万桶/天,7月至12月为770万桶/天,2021年1月至2022年4月为580万桶/天。减产的速度与需求的边际改善的估计速度相对应,这积极地管理原油供应的前景。在后期阶段,一些G20产油国可能会加入以实现积极减产的目标,可能会进一步放大,供应预期是最悲观的时期或已经过去。

  除了主动减产外,低油价下以美国页岩油为代表的被动减产已经开始。过半页岩油生产商现金盈亏平衡需要的WTI油价在 24美元/桶以上,同时过半生产商新增钻井计划需要的WTI 油价在50美元/桶左右,且几乎没有生产商愿意在WTI油价30美元/桶以下新增钻井计划。美国活跃石油钻机数3月初以来已下降近200台, EIA今年4月短期能源展望报告将今年剩余三个季度美国原油产量预估由1298万桶/日调低至1144万桶/日。

  对于被动减产来说,生产活动的连续性偏好使得成本对产量的传导不会立即显现,在合同履约与套期保值等多方面因素影响下,资本支出也不会立即被清零,相对确定的是长期低油价将加速高成本产量的出清,成本逻辑对远月合约的支撑更加确定,美国产量也将在远月基本面预期的博弈下寻找新的平衡点。总而言之,弱需求将驱使供应端主动与被动减产均在二季度开始显现,对油价形成托底效应。

  由于新一轮减产涉及许多国家,而且减产目标大,石油生产国的经济利益和政治要求必须保持平衡,后期的实施仍将面临许多考验。自2017年以来,欧佩克+中非欧佩克国家对减产的贡献很小,欧佩克减产的实施更值得期待。欧佩克在该协议中减少的产量目标是每天约600万桶,与今年第一季度相比,它需要减少约460万桶/天。总体而言,在需求崩溃的背景下,很难通过积极减产来在短期内扭转原油的积累趋势,但供应压力大大减弱,积累速度正在放缓,这提供了时间等待流行病改善的差距。

  非常态推升风险,关注安全边际下的长多布局

  当前原油市场非常态的供需格局和供应端频繁切换的交易热点使得短线风险仍然偏大,欧佩克+主动减产达成后供需矛盾得到一定缓解,油价进一步大幅下探的风险大幅降低。但最终可能再被打折的减产量与需求的大幅下降相比仍难以扭转弱事实的局面,现货价格的疲软对期价形成压制,预计宽幅震荡磨底的概率较大,可关注震荡格局形成后的区间操作机会。对于长线资金来说,基于全球需求在二季度见底的中性预估,在价格处于绝对低位以及利于多头的预期偏差更有可能发生的情况下,建议以关注多头配置策略为主,可参考WTI远月合约30美元/桶价位附近进行长线多单布局。

  价差方面,欧佩克+主动减产使全球东区市场供应压力边际减弱,远月BW价差有一定走阔动力。全球储油成本高企及外盘近月深度贴水的月差结构下,SC原油固定的仓储费用使得仓单价值凸显,支撑内外盘价差相对高位运行,后期回归节奏需关注供需再平衡带来的外盘月差改善情况。

  燃料油

  集运预期趋弱,发电难有惊喜

  新冠疫情使得全球海运贸易活动放缓,继而施压船用油需求。具体来看,正常时期分别占船用油需求约3.7%和22%的邮轮和集装箱需求所受影响最大,二季度邮轮的大规模停航已是必然,年内或很难走出阴霾,受新冠疫情影响,闲置集装箱船运力今年2月一度接近250万TEU,超过金融危机时期约150万TEU的水平,欧美疫情爆发后二季度集运需求恶化预期进一步加剧,从当前市场主流预估来看,4月航线取消量较3月大幅增加,二季度全球主要航线集装箱总运量将同比下降15%左右,集运需求或是二季度船运需求走弱的主要推动。此外,油轮运输一季度受中东增产、屯油需求旺盛共同提振景气度大幅提高,受后期产油国减产影响,5月后油运船用油需求将有所回落但幅度相对可控,干散货运输需求相对刚性,短期冲击比较有限。综合来看,与汽油、煤油相比,全球船用燃料油需求下降比例相对较小,预计在10%以内。

  高低硫价差今年以来持续缩窄,一方面IMO 2020限硫令正式实施之后,低硫燃料油成为航运市场消费主力,从新加坡今年前两个月的船用油销量来看,低硫重质燃料油与高硫重质燃料油的比例约为3:1,疫情对低硫燃料油的冲击相对更为直接;另一方面,汽柴油裂解价差走低削弱了低硫燃料油作为催化裂化原料的价值,国内燃料油出口退税政策1月22日发布后,产能释放预期亦对低硫供应紧张的局面形成改善。在此背景下,对于高硫燃料油来说,高低硫价差100美元/吨以下时脱硫塔投资回收期需要4-8年,使用脱硫塔已不具备明显经济优势,后期新增订单的预期大幅走弱,近期也已出现已有订单的推迟安装,高硫燃料油船用需求预期将受到压制。

  以沙特为代表的中东夏季发电用需求临近此前被寄予成为支撑燃料油二季度季节性行情的因素,然而当前高硫燃料油裂解价差处于高位且原油现货相对廉价,从历史来看沙特此时选择用原油直接发电的概率更大,高硫燃料油发电需求可能低于预期。

  炼厂降量持续,供应有所收紧

  本轮原油下跌开启的主要原因是需求端的实质性走弱,也可以看作是汽、煤油等主产品裂解价差领跌所带动,主副产品的互补效应一定程度使作为副产品的高硫燃料油裂解价差相对受到支撑,原油绝对值的大幅下降也使得各产品裂解价差绝对值走低。

  对于后期供应来说,去年12月以来高硫裂解价差的持续走高说明炼厂已通过将部分高硫调油组分转为深加工路线适应了限硫令带来的冲击,虽然在当前裂解价差水平下,高硫燃油继续深加工的动力并不强烈,炼厂将根据各产品利润情况适当调整收率,但在整体炼化利润承压背景下加工量大幅下滑仍是必然,IHS预估亚洲地区二季度炼厂降量将在200万桶/日以上,燃料油总产量下降概率较大。另一方面,当前东西跨区价差位于40美元/吨附近且运费持续高企,后期大量套利船货流入亚洲的预期并不强烈,燃油供应端趋紧是相对确定的。

  高硫裂差承压,关注原油节奏

  在船用需求整体承压的同时,当前高低硫价差偏低及高硫裂解价差偏高使得高硫燃料油需求前景进一步受到压制,炼厂的大规模降量亦将使燃料油产量有所下滑,燃油供需双弱的局面在二季度或仍将延续。长期来看,当前高硫燃料油裂解价差估值处于绝对高位,与其需求预期形成负反馈,具有向下修正的动力,长线做空裂解价差具有较高安全边际,但其趋势性走弱的前提仍是疫情预期迎来转向,届时船用油需求、炼厂加工量及各油品裂解价差将迎来再平衡,主产品裂解价差回升带动的原油上涨将加速高硫燃料油裂解价差向下修复。由此也能看出,燃料油绝对价格在疫情预期转向前或以跟随原油宽幅震荡为主,后期走势大概率较原油偏弱。

  LPG

  一季度LPG行情可以分为两轮下行和近期开始的筑底上探。首先由于去年年末中东丙烷开始挺价而带动国内气上涨后,下游需求偏弱,加之3月起允许国内企业申请豁免更低价的美国丙烷的进口关税,国内价先于中东价持续走弱。3月由于疫情的全球扩散和原油暴跌,中东价骤降,国内价缺乏进口成本支撑而跟随下行。近期则由于国内外需求环比恢复和欧佩克减产协议的初步达成,已达历史低价的LPG市场显现筑底行情,开始上探。国内LPG期货上市恰逢国内市场谷底,出于对需求恢复的不确定性而较2600元/吨的挂盘基准价大幅低开后,又因现货筑底和旺季合约升水修复而连续拉涨六个交易日,直到上周基本面转弱,而原油利多情绪已兑现于升水幅度中,转为高位震荡。

  LPG一季度现货与期货价格走势

  需求方面,LPG燃料需求中受影响最大的是餐饮业需求。1-2月全国餐饮业收入为4194 亿元,同比下降43.1%。据中国饭店业协会3月2日报告《新冠疫情下中国餐饮业发展现状与趋势报告》,调查时营业额同比减少80%以上的餐企占比83%,减少90%以上的餐企占比71%。因此我们认为餐饮业在一月维持同期水平后,二月几乎完全停摆,导致占国内液化气2019年需求约18%的餐饮业需求大幅减少。3月26日,商务部线上发布会称餐饮业复工率达80%左右,销售额恢复到去年同期的35%左右。而据饭店业协会报告调查,近六成餐企认为全年营业额将大幅下降40%,49%的餐企表示行业可在疫情结束后3个月恢复,有46%的餐企表示行业可在疫情结束后6个月恢复。考虑到疫情后人们生活习惯也难以短期内扭转,因此我们认为高复工率下的餐饮业需求仍将维持一个漫长的恢复过程,整个一季度餐饮业需求约为同期45%,二季度内仍难以恢复到同期水平。

  化工需求方面,PDH因丙烷价格走低,毛利改善而开工率较高,汽油添加剂需求则因成品油消费减少而大幅受损。目前MTBE恢复较快,4月9日开工率为49.26%,接近同期水平,烷基化油开工率则在春节后维持低位。近期炼厂由于原油成本大幅下滑而炼油利润持续好转,炼厂开工率上升导致汽油添加剂需求开始恢复,一季度MTBE产量282万吨,同比下降11.36%,烷基化油产量196万吨,同比下降14.12%。两者开工率恢复分化的主要原因是近期乙醇汽油和国六标准的推广均有所放缓,MTBE因含氧量指标更差的劣势被弥补,MTBE价格走低幅度略高于烷基化油,下游销售更为顺畅。未来一方面由于汽油需求逐步恢复,另一方面炼厂有意愿消耗前期高价库存原油以尽早享受低价原油的红利,汽油添加剂需求二季度恢复速度有望加快,但由于低位汽油价格抑制添加剂价格,企业毛利水平上升困难,最终难以恢复到同期水平。

  从3月中旬开始,国内LPG的总需求开始处于较低水平,这比该国其他行业的恢复要晚。因此,在需求低迷的情况下,改进逐月明显。自3月底以来,市场的固定价格情绪增强了。在买家继续观望之后,买家将进入市场以复制最低价格,而炼油厂将进行少量的固定价格发货。但是,由于中国疫情的衰退,这些复苏因素很难在第二季度加速。因此,对于液化石油气,需求的复苏将比其他行业的开始要慢,并且比其他行业的增长要慢。需求疲软将限制市场有利因素带来的短期影响。

  在进气方面,3月31日,沙特阿拉伯宣布4月份CP丙烷价格为230美元/吨,与3月份的430美元/吨相比有较大幅度的下跌,但仍略高于3月份的430美元/吨。现货价格为200美元/吨,在发布日期之前的市场中。国际价格已充分认识到疫情和原油的双重负面影响,未来市场主要以自下而上的勘探为基础。南亚是中东商品的重要市场。随着印尼,印度和其他国家3月份宣布关闭城市,对民用需求下降的担忧使中东丙烷再次承受压力。但是,3月底,印度政府宣布在未来三个月内向8300万贫困居民提供免费液化气,这大大减轻了负面压力。自16年前以来,印度大力促进了燃油清洁,液化气的消耗量迅速增加。同时,由于国内生产相对稳定,这部分增长需求主要由进口构成。 2020年1月至2020年2月,印度进口LPG 272万吨,同比增长19.26%,表观消费量484万吨,同比增长11.17%。印度的液化石油气消费中约有87%属于民用燃料消费。同时,过去,政府补贴仅覆盖居民的LPG燃气灶和印度LPG推广中的第一个LPG储罐。有一种情况是居民由于收入问题而不再继续消费液化石油气。目前,在获得政府补贴后,居民的燃气消耗率将大大提高以支持他们的需求。随后,由于印度汽油消费量的下降和国内炼油量的减少,国内液化石油气有所减少,进口占总消费量的比重可能保持增长。 Wood Mackenzie预计第二季度印度的汽油,煤油和柴油需求将分别下降25%,33%和13%。因此,如果印度的国内液化石油气在第二季度也下降了20%,并且表观消费增长率保持不变,那么第二季度的净进口量预计将达到442万吨,比第二季度增加127万吨。去年第四季度。

  欧佩克+于4月9日举行会议,以制定初步的减产协议,并在曲折之后于4月12日最终达成协议。为期两个月的第一轮减产将从5月开始,减产规模为970万桶/天,与4月9日的1000万桶/天的初步协议相似。国际丙烷市场并未受到太大影响根据4月9日会议的结果。由于需求的改善以及3月底沙特CP的价格高于预期,近端价格急剧上涨,相比之下,国际市场对第二和第三季度以及未来的进一步上涨并不乐观。曲线结构平坦。但是,油价已成为需求恶化的必然结论,减产并未超出预期,在高库存的背景下,未来市场可能在疫情出现之前在底部出现较大的波动。改善。在中国向北美丙烷开放市场之后,由于中东和北美资源共同向远东市场销售,因此中东和北美资源之间的价格相关性将得到增强。在未来的低油价冲击过程中,北美页岩油将因成本压力而减产,这将导致北美低成本丙烷的生产首次减少。因此,即使黑天鹅事件导致油价急剧下跌或需求再次恶化,由于北美丙烷生产的空缺市场份额减少,中东丙烷仍可维持销量,这使得当前的中东价格更稳定。

  在国内供应方面,一季度需求急剧下降,而炼油厂的开工率由于疫情的影响而下降得更多,形成了弱的平衡格局,这使得国内外价格之间的价格差距明显扩大3月,石油价格暴跌对国际价格的影响大于对国内价格的影响。但是目前,全国炼油利润的提高和工作的整体恢复导致供应的恢复较快,炼油厂的开工率也接近同期。 3月份,国内外价格差异的增加也促使进口商吸收低成本的进口货源,这将给国内市场带来更大的压力,因为4月份抵达香港后供应不足。

  目前,GSE上市的LPG期货为远月旺季合约,受现货市场的影响更大,价格弹性也比现货市场强。我们认为,在OPEC +和G20减产协议未超出预期的情况下,未来市场缺乏潜在的利益,面对现货水,当前市场很难继续上涨。但是,没有迹象表明现货需求有显着回升。低成本进口商品在3月到货后,将进一步给当前疲弱的供需平衡施加压力。炼油利润的提高导致现货供求的恢复速度不匹配。现货市场在触底反弹和向上勘探的过程中,短期和中期都面临压力,并且可能会出现小幅回调。如果那时可以抑制表面上的水上升,那么重新安排多个订单将有更好的安全余地。

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