能源石化期货

​原油调整尚未结束

原标题:​原油调整尚未结束 来源:宏源研究

  原油调整尚未结束

  美汽柴油裂解价差继续回落,成品油跟涨原油乏力。近期美国汽柴油裂解价差继续回落,WTI321裂解价差从5月10日的14.72回落至9.79,回落近33%,显示下游跟涨原油乏力,美国复工后成品油需求提振有限,可能与居家办公成为一种趋势有关。后续原油需震荡盘整,等待全球复工进一步增强,来推动汽柴油消费,提振裂解利润,原油才有动力再上新台阶原油月差走弱。

  5月中旬布伦特1-2月差走强至今年3月中旬以来最高值-0.24,近期原油的高位震荡,布伦特1-2月差再度走弱至-0.57,WTI月差也走弱,DUBAI和AMAN月差走弱最明显,可能与地炼对中东的补库需求减弱有关。中东至远东运费回落0.08至1.64。EFS-0.59。我们认为,原油调整尚未结束。目前的价位面临4月中旬的压力线,四小时K线有轻微顶背离,原油可能还有较大幅度的调整,建议多单逢高减仓,新多仍需耐心等待。

  行业要闻:1、印度4月份原油加工量创至少近二十年来最大跌幅;

  ①印度4月份的原油加工量较去年同期下降了28.8%,是自2003年以来的最大跌幅,原因是全国范围内的停产给燃料需求带来压力,并迫使精炼厂削减产量;

  ②该国政府数据显示,4月炼油厂处理约1475万吨/日或360万桶/日;

  ③自3月25日以来,旨在遏制疫情扩散的封锁和旅行限制措施迫使人们留在家中,使印度4月份的燃料需求减少了45.8%;

  ④努力储存石油和产品的炼油厂不得不向政府出售一些石油,而印度政府用它来填充战略储存;

  ⑤印度将其全国性限制措施延长至5月31日,但放宽了对确诊病例数量较少地区的规定,导致本月燃料需求和炼油厂的运行有所恢复;

  ⑥数据显示,印度炼油厂的产量约为500万桶/日,当前产量占总产能的72%左右;

  ⑦数据还显示,印度最大的炼油企业印度石油公司(Indian Oil Corp)的开工率约为53%,而其子公司金奈石油公司(Chennai Petroleum)旗下炼油厂的开工率跌至33%左右。

  2、当前油价水平仍远远未达到美原油厂商盈亏平衡点,破产潮尚未终结;

  ①尽管随着美原油回升至30美元上方,部分美原油厂商开始部分重启生产,这令市场担忧或导致过剩的产量重新回归市场,因而施压油价;

  ②但是分析人士认为,当前的油价水平仍使得美原油厂商难以实现盈亏平衡,在当前水平下能够重启的厂商寥寥无几,一旦增产导致油价再度暴跌,可能导致更多的厂商面临倒闭;

  ③事实上,即使美原油价格达到了60美元/桶,美原油厂商仍总体上无利可图,何况是在当前的价格水平上;

  ④数据显示,在过去十年中,美国大型石油钻探公司总共花费了1.18万亿美元,但仅从其运营中产生了8190亿美元的现金流;

  ⑤在2015年至2019年之间,有200多家北美石油和天然气公司申请破产保护;

  ⑥Rystad Energy的数据显示,如果油价维持在每桶30美元,今年美国大约有73口勘探与生产企业可能被迫破产。到2021年,还将有170家公司破产。如果石油价格再次跌至每桶30美元以下,破产的数量将进一步攀升;

  ⑦Rystad Energy数据还显示,由于资产减记潮,第一季度美国上市公司中排名前39位的独立页岩油公司亏损总计260亿美元。由于2020年第一季度仅部分捕捉了市场崩盘,第二季度将变得更加糟糕。

  (文章来源:宏源研究,作者:张超)

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统计局:5月中旬全国煤炭价格涨跌平互现

原标题:统计局:5月中旬全国煤炭价格涨跌平互现 来源:国家统计局

  国家统计局于5月25日公布的数据显示,5月中旬全国煤炭价格涨跌平互现。各煤种具体价格变化情况如下:

  无烟煤(洗中块,挥发份≤8%)价格940元/吨,与上期持平。

  普通混煤(山西粉煤与块煤的混合煤,热值4500大卡)价格415.6元/吨,较上期下跌1.1元/吨,跌幅0.3%。

  山西大混(质量较好的混煤,热值5000大卡)价格为460元/吨,较上期上涨3.3元/吨,涨幅0.7%。

  山西优混(优质的混煤,热值5500大卡)价格为525.6元/吨,较上期下跌1.1元/吨,跌幅0.2%。

  大同混煤(大同产混煤,热值5800大卡)价格为550元/吨,较上期下跌3.3元/吨,跌幅0.6%。

  焦煤(主焦煤,含硫量<1%)价格为1308.8元/吨,较上期下跌41.2元/吨,跌幅3.1%。

  上述数据显示,5月中旬全国无烟煤价格持续走稳,动力煤价格涨跌不一,炼焦煤价格下跌。

  (文章来源:国家统计局)

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​宏源期货:原油延续震荡

原标题:​宏源期货:原油延续震荡 来源:宏源研究

  原油延续震荡

  需求端回暖。国内率先复工,对原油的需求已经接近疫情爆发前的水平;5月上半月印度柴油销售量增长了75%;预计随着美国和欧洲等地区逐步复工,原油需求有望进一步恢复。

  供给收缩,OPEC出口下降但减产执行率并不高。主要原油生产商减产日益明显;美国活跃钻机数量减少到至少十年来的最低水平;全球活跃钻机数量在4月份也减少了450台;俄罗斯保证严格遵守OPEC+减产标准;根据Kpler数据显示,5月上半月OPEC+原油出口每天减少了640万桶。俄罗斯出口也在近期显著下滑,沙特从6月开始对长约客户开始减少供货,中国传统的原油进口资源量明显收紧。但根据汤森路透的出口数据,5月上半月“OPEC+”确有减产,但整体产量纪律较差,中金估计其执行率可能不达五成。库存继续下降。

  根据EIA数据,5月以来美国商业原油库存量连续两周下降,环比分别下降0.14%和0.94%;海上浮仓数据依然在增加,HFI research统计的浮仓数据已经到2亿桶。如果油价转back,海上库存将持续释放对价格形成打压。总体来看,近期原油延续震荡,中期上涨趋势未改。

  行业要闻:1、俄罗斯即日起至今年10月1日暂时禁止燃油进口;当地时间25日,俄罗斯政府签署政府令,即日起至今年10月1日暂时禁止包括汽油、柴油、煤油等在内的各种燃油进口。政府令指出,此举是为了确保俄联邦能源安全和俄国内燃油市场稳定,法令自即日起生效,有效期至2020年10月1日。

  2、据俄罗斯卫星网:伊朗驻委内瑞拉大使馆称,该国运送石油的5艘油轮中的第一艘已抵达委内瑞拉。

  3、欧洲炼油厂4月产量886.2万桶/日,较3月下滑5.9%,同比下滑16%。

  4、第三大原油需求国印度可能需要花费更多的时间来恢复原油需求:

  ①印度的原油需求复苏可能需要花费更长的时间,因为该国在经历了两个月限制措施后迎来了该国史上最大的经济衰退。

  ②印度石油业高管的报告称,对大宗商品的需求可能要到今年年底才能恢复到危机前的水平,因为燃料需求一度下降了多达70%。

  ③印度斯坦石油公司董事长穆克什•库玛•苏拉纳(Mukesh Kumar Surana)表示:“需求近期将达到正常水平的60%至70%,但要达到疫情爆发前的水平还需要一段时间。”“在两到三个月的时间内,我们应该恢复正常销售额的80%。但是想要进一步恢复则需要更多的时间。”

  ④本月早些时候有报道称,印度燃料需求在4月份骤降了60%以上,汽油销售下降了61%,柴油销售仅在本月的前两周就下降了64%;⑤由于燃料需求暴跌和存储能力溢出,印度至少三家炼油厂要求减少5月从中东(包括来自世界最大出口国沙特)的原油进口;⑥这些事态发展表明,该国石油进口的恢复也可能需要很长时间。

  (文章来源:宏源研究,作者:张超)

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全球油气退役费用到2024年将达到420亿美元

原标题:全球油气退役费用到2024年将达到420亿美元

中国石化新闻网讯 据油价网2020年5月25日休斯敦报道,自疫情流行并导致油价暴跌以来,能源公司一直在猛砍勘探和生产预算,但由于几乎没有有利可图的投资选择,运营商现在很可能会增加在油气退役项目上的支出。挪威雷斯塔能源公司(Rystad Energy)估计,到2024年,全球油气退役项目的总费用将达到420亿美元。如果目前的低油价没有显示出迅速复苏的迹象,拥有平均25年资产寿命的西北欧退役市场到2020年的年承诺额可能会增长20%。除了快速成熟的资产基础和侵蚀商业可行性和潜在寿命延长的低油价以外,有利的服务合同价格也将有助于北海油气退役市场。

到目前为止,只有15%的北海油气资产已经退役,但在未来5年内,我们预计北海平均每年将有23项资产停产。在这方面,英国有望成为领头羊,在未来5年内,估计将有近80%的费用用于欧洲西北部的退役工作,其次是挪威(14%)和丹麦(4%)。该区域在此期间的搬迁项目总金额估计约为170亿美元。相比之下,美国同期的退役成本估计为57亿美元。

雷斯塔能源公司能源服务分析师苏米特·亚德夫表示:“长时间的低价格环境可能会促使运营商利用较低的合同价格,承担资产退役义务,从而促进西北欧地区的退役活动。”“这也将为承包商在原本低迷的油田服务市场提供可喜的机遇。”

英国的高市场份额在很大程度上可以归因于其快速成熟的生产水平,因为该国近80%的石油和天然气资产已经生产了它们超过75%的可利用资源。此外,乏善可陈的勘探结果、不断增加的监管严格和长期的低油价环境可能会导致运营商在没有任何有利可图的竞争投资的情况下履行其资产报废义务。

将推动该地区退役市场的一些领先资产包括英国的布伦特油田、尼尼安油田和Thistle油田,以及挪威的Gyda油田。壳牌公司的布伦特项目将成为有史以来全球退役的最大单一资产,在未来10年里,仅这一项目就将花费近30亿美元。尼尼安油田和Gyda油田将共同提供价值近20亿美元的合同机会。

退役项目支出的增加可能会限制运营商在勘探、开发和提高采收率等其他领域的投资空间。壳牌公司、道达尔公司、雷普索尔公司和Premier石油公司等主要石油公司预计将在未来5年将北海地区10%或更多的支出用于油气资产退役活动。

井的封堵和废弃(P&A) 预计在此期间将占到退役成本的45%左右,其次是平台移除,这将占到总成本的近20%。平台井将成为井P&A活动的主导部分,约占废弃井总数的65%,其余为海底井。然而,在成本方面,海底井将处于领先地位,因为每口海底井平均放弃成本为1100万美元,而每口平台井平均放弃成本为500万美元。

如果低油价持续到今年年底,它可能在推动英国退役支出方面发挥关键作用。近10%的英国海上资产的成本已经超过了每桶25美元,这将阻碍其寿命延长的前景,如果低油价持续下去,退役将成为更好的财务选择。

在2014年油价暴跌后,运营商实施了强有力的成本优化措施,因此现在没有进一步提高成本和效率的空间,这也可能促进退役支出。

总体而言,预计未来10年北海地区将有2500多口油气井退役,其中1500口位于英国。在未来5年,英国大陆架将会移除近30万吨的上层甲板,其中近50个上层甲板将会退役,移除上层甲板的平均每吨费用为5300美元。此外,英国水域预计将拆除近10万吨的地下建筑。与北海更广泛的趋势一致,平台井预计将占到井P&A活动的近70%。

亚德夫总结道:“虽然北海运营商迫切关注退役问题,但普遍的低价格环境为降低退役成本提供了机会。例如,在2014年油价暴跌之后,钻机和船只的日费率下降了30%到40%。我们预计钻机和船只的日费率这次也会呈现下降趋势,可能会持续到2022年。”

李峻 编译自 油价网

原文如下:

Oil & Gas Decommissioning To Total $42 Billion Through 2024

Energy companies have been slashing exploration and production budgets since the Covid-19 pandemic took hold and sent oil prices tumbling, but, with few profitable investment alternatives, operators are now likely to increase spending in decommissioning work. Rystad Energy estimates the total value of the global pool of decommissioning projects that will accumulate through 2024 could reach $42 billion.With an average asset age of 25 years, the Northwest European decommissioning market could grow 20% in annual commitments through 2022 if the current low oil prices don’t show signs of substantial recovery soon. In addition to a rapidly maturing asset base and low oil prices that erode commercial viability and potential life extensions, the North Sea decommissioning market will also be helped by favorable service contract prices.

Only about 15% of North Sea assets have been decommissioned to date, but in the coming five years we expect an average of 23 assets to cease production annually. The UK is poised to lead the way with nearly 80% of total estimated expenditure on Northwest European decommissioning in the next five years, followed by Norway with 14% and Denmark with 4%. The pool of removal projects in the region for that period is estimated at about $17 billion. By comparison, decommissioning costs in the US for the same period are estimated at $5.7 billion.

“A protracted low price environment can potentially motivate operators to leverage low contract prices and commit to their asset retirement obligations, thus spurring decommissioning activity in the Northwest Europe region. This will also provide welcome opportunities for contractors in an otherwise gloomy oilfield services market,” says Sumit Yadev, energy service analyst at Rystad Energy.

The high market share of the UK can be largely attributed to its rapidly maturing production levels, as almost 80% of the country’s oil and gas assets have produced more than 75% of their available resources. Additionally, lackluster exploration results, growing regulatory stringency and a prolonged low oil price environment may lead operators to fulfill their asset retirement obligations in the absence of any lucrative competing investments.

Some of the leading assets that will drive the decommissioning market in the region include the Brent, Ninian and Thistle fields in the UK and Gyda in Norway. Shell’s Brent project would emerge as the single largest asset ever decommissioned globally, representing an outlay of nearly $3 billion alone over the coming decade. Ninian and Gyda would collectively present contracting opportunities worth nearly $2 billion.

The increased spending on decommissioning may limit the room for operators to invest in other segments such as exploration, development and enhanced oil recovery projects. Leading players such as Shell, Total, Repsol and Premier Oil are expected to assign 10% or more of their North Sea spending in the next five years to decommissioning activities.

Plugging and abandonment (P&A) of wells is expected to make up about 45% of decommissioning costs for the period, followed by platform removals, which account for nearly 20% of the total costs. Platform wells are set to be the dominant segment for well P&A activity, making up about 65% of the total wells to be abandoned, while the rest are subsea wells. However, in terms of costs, subsea wells will take the lead as they cost on average $11 million each to abandon, compared with $5 million for an average platform well.

The low oil prices could play a pivotal role in boosting decommissioning spending in the UK if they persist beyond the end of this year. Nearly 10% of all UK offshore assets have lifting costs above $25 per barrel, which will hamper their life extension prospects and make decommissioning a better financial option if low prices persist.

Operators implemented strong cost optimization measures after the oil price crash of 2014 and therefore have little room for further cost and efficiency gains now, which may also expedite decommissioning spending.

Overall, more than 2,500 oil and gas wells are expected to be decommissioned across the North Sea in the coming decade, of which 1,500 are in the UK. The UKCS will also witness the removal of nearly 300,000 tonnes of topsides in the next five years, with nearly 50 topsides set to be decommissioned, representing an average topside removal cost of $5,300 per tonne. Additionally, almost 100,000 tonnes of substructures are expected to be removed in UK waters. In line with the broader North Sea trends, platform wells are expected to account for the bulk of the well P&A activity with nearly 70%.

“While decommissioning is becoming a pressing concern for North Sea operators, the prevailing low-price environment presents an opportunity for driving down costs. For instance, after the oil price slump of 2014, rig and vessel rates declined by 30% to 40%. We expect rig and vessel rates to exhibit a downward trend this time as well, with declines likely lasting until 2022,” Yadev concludes.

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生意社:缺乏实质性利好 短期氨纶价格偏弱调整

原标题:生意社:缺乏实质性利好 短期氨纶价格偏弱调整

生意社:缺乏实质性利好 短期氨纶价格偏弱调整

  根据生意社价格监测显示,5月氨纶市场行情维持小幅下跌态势,截止5月26日40D规格均价为31900元/吨,较月初下跌2.15%,同比下跌6.73%。

氨纶市场主流价格统计(单位:元/吨)

20D 30D 40D
浙江 36000-37000 34000-35000 28500-29500
山东 37000-38000 34500-35500 29000-29500
福建 37000-38000 34500-35500 29500-32000
江苏 36000-38000 34000-35000 29500-30000

  当前氨纶市场行情走势平淡,厂家供货稳定,行业开工8成偏上,高位运行。成本端支撑表现一般,下游终端市场接单情绪不高,实际成交据量详谈。江浙地区20D氨纶主流商谈参考36000-37000元/吨;30D氨纶主流商谈参考34000-35000元/吨;40D氨纶主流商谈参考28500-30000元/吨,实单成交详谈。

国内PTMEG厂家产销动态汇总

企业名称 地址 产能(万吨/年) 备注
上海巴斯夫 上海 11 听闻装置检修中
山西三维 山西洪洞 5 停车中,暂无重启计划
嘉兴晓星 浙江嘉兴 12 装置停车检修中
中石化长城能源化工 宁夏银川 9.2 装置负荷不高
河南能化 河南鹤壁 6 停车中
新疆美克 新疆库尔勒 5 装置负荷不高
新疆蓝山屯河 新疆昌吉 4.6 装置负荷不高

  上游PTMEG市场行情延续弱稳,工厂开工进一步下滑,行业开工5成附近,据单商谈,实单仍存让利,1800分子量货源主流报价在14000-15000元/吨,实单商谈在13800-14500元/吨。纯MDI市场偏上运行,现货供应缩紧,供方挺市意愿延续,下游刚需入市补仓,进展偏缓,当前国内各地区市场报价在13500-14000元/吨电汇桶装。

  下游浙江萧绍地区企业开工低位,圆机、包纱市场开工水平保持3-6成,义乌诸暨地区终端需求一般,包纱市场开工水平在5-7成。江苏吴江地区终端开工一般,包纱市场开工维持在5-6成水平,江阴地区订单维持低位,圆机、纱线市场开工水平维持在3成左右。福建地区开工一般,花边维持在3-4成,经编在5-6成左右。广东地区开工低位,圆机、经编市场开工维持在3-6成。

  从终端纺织市场来看,5月以来内外贸市场都有一定程度的复苏,内需逐步恢复。部分海外国家宣布解封,外销也在悄然启动,据悉,近期欧洲、美国和东南亚订单陆续下达。但总体恢复仍较为缓慢,且订单表现不稳定,对原料采购保持谨慎为主。出口方面,据中国海关总署最新统计数据显示,2020年4月,我国纺织品服装出口额为213.61亿美元,环比增长38.43%,同比增长9.77%。其中,纺织品(包括纺织纱线、织物及制品)出口额为146.207亿美元,同比增长49.36%;服装(包括服装及衣着附件)出口额为67.399亿美元,同比增长30.31%。1-4月,我国纺织品服装累计出口额为666.26亿美元,同比下降12.06%,其中纺织品累计出口额为373.115亿美元,同比增长2.90%;服装累计出口额为293.089亿美元,同比下降22.33%。

  生意社分析师认为,目前氨纶市场弱势僵持,厂家开工高位,生产能力不减,出货压力增大。上游原料市场震荡盘整,纯MDI虽有上行,但对氨纶成本端支撑有限。终端客户实际需求跟进不多,订单较少,均以按需拿货,商谈成交气氛偏弱,整体市场观市气氛较浓。综合来看,基本面缺乏实质性利好提振,预计短期内氨纶价格以偏弱调整为主。

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生意社:低迷数日 丁酮行情终迎小幅上调

原标题:生意社:低迷数日 丁酮行情终迎小幅上调

生意社:低迷数日  丁酮行情终迎小幅上调

  根据生意社数据监测显示,截止5月25日,综合几个样本企业报价,目前,国内丁酮市场出厂均价参考在6233元/吨附近,与上周一(5月18日市场参考均价6166元/吨)价格相比,上涨了70元/吨,涨幅1.08%,与月初(5月1日市场参考均价5800元/吨)价格相比,上涨了433元/吨,涨幅7.47%。

二、行情分析

产品:转眼,5月已接近尾声,丁酮市场行情在5月初因劳动节下游囤货备货以及相关联产品丙酮行情高涨后,多家下游用户采购丁酮作为其替代品,从而为丁酮市场带来了一次调价高峰,多家工厂以及经销商在7日上调丁酮市场报价,节后市场均价参考报价6250元/吨附近,几日高价维稳后,业者提振心态明显,16日,部分库存偏低地区以及工厂再次小幅上调丁酮出厂报价50-150元/吨,市场参考均价至6350元/吨附近。5月下旬,受国际公共事件影响,下游土建等终端市场复苏仍未全面打开,下游需求跟进缓慢,丁酮市场不堪库存压力,19日丁酮工厂报盘小幅走低,当日参考均价跌至6150元/吨附近,市场一路弱势整理运行至25日,受丙酮行情上涨带动,部分地区丁酮市场报盘出现上调,幅度50- 100元/吨附近。目前,截止25日,华东地区丁酮市场小幅上涨,报价较为坚挺,涨幅50-100元/吨附近,市场主流参考报价在6100-6350元/吨,均价参考6250元/吨。其中山东东明梨树化学丁酮出厂报价参考6100元/吨(净水),价格较一周前上调100元/吨;山东淄博齐翔丁酮出厂报价参考6300元/吨(净水),较一周前上调50元/吨;宁波金发新材料丁酮出厂报价参考6400元/吨(净水),较一周前上调100元/吨。华南地区丁酮市场稳定运行为主,市场主流参考报价在6200-6350元/吨,均价参考6300元/吨。

产业链:五一假期后,CP大涨,加之原油上行,带动液化气价格上行。但行情过于短暂,随着下游假期后补货结束,纷纷退市消耗库存为主,市场成交氛围较前期有所转弱,厂家出货受阻,库存逐渐升高,随后价格便迎来下跌趋势,原油给市场带来的利好有限,目前,市场供应充足,但受季节性因素影响,天气逐渐变暖,终端需求减少,液化气市场即将迎来传统需求淡季。下游补货周期拉长,导致市场供需失衡,目前,液化气民用市场下跌为主。截止26日,吉林石化液化气出厂价为2180元/吨,广州石化液化气出厂价为2300元/吨,荆门石化液化气出厂价为2620元/吨,上海石化液化气出厂价为2700元/吨,高桥石化液化气出厂价为2780元/吨,青岛炼化液化气出厂价为2600元/吨,石家庄炼化液化气出厂价为2600元/吨。洛阳石化液化气出厂价为2650元/吨。

  生意社数据师分析认为:目前看来国内丁酮市场本月整体上行为主,但上行之路艰难缓慢,下游需求依旧不足,加之听闻,20日前后港口大量船货到港,业者多谨慎观望,因此受丙酮带动的小幅上涨或因下游需求动力不足等因素再次下行走跌。

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能源分析网站OilPrice:原油价格不太可能大幅走高

原标题:能源分析网站OilPrice:原油价格不太可能大幅走高

  能源分析网站OilPrice分析师Cunningham:原油价格不太可能大幅走高。自4月底以来,油价几乎一直上涨,但涨势可能即将结束。美国上周原油库存减少560万桶,提振了市场,但汽油库存出现上升,令油市蒙上一层阴影。重要的是,美国经济相当不可能出现V型复苏,尽管美国政府官员做出各种承诺。过去两个月有超过3800万人申请失业金,疫情仍在肆虐,离全面复苏还有很长的路。同时,没有理由认为美国或其他国家能在重启经济后避免第二波疫情卷土重来。

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生意社:库存攀升、需求下滑 液氨连日走跌

原标题:生意社:库存攀升、需求下滑 液氨连日走跌

生意社:库存攀升、需求下滑 液氨连日走跌

  5月中下旬,国内液氨市场已经连续两周出现下行行情,据生意社监测,5月以来,山东地区为例,液氨价格跌幅已达5%,主因是库存走高和需求乏力双向夹击下,厂家迫于压力屡次下调出厂价,市场报盘也接连走低。幅度在200-400元/吨区间,临近月末,市场报盘在2500-2700元/吨。

  主产区山东地区、河北地区跌幅较为明显。一方面,3月份以来,受春耕旺季影响,国内液氨需求激增,液氨相较于其他化工产品,走出独立上行的行情。厂家的开工率同时也升至相对高位,一直保持到5月份,市场开工率仍在九成上下。但随着旺季结束,市场恢复平静,下游采购缩水,导致厂家液氨逐渐累库,目前山东、河北、河南等区域内氨量已经高居不下,从而,企业降价去库存成为必然。

  供应的增加是一方面,更重要的是,下游需求已经出现明显下滑,目前处于肥料的淡季。复合肥来看,复合肥企业本周开工率在普遍在5成以下,从4月份以来,开工率一降再降,目前基本和去年持平。同时,部分企业为了应对氨量的走高,装置转产尿素以缓解库存高企的压力,进一步佐证了下游的疲软,液氨出货速度的下降。

  后市来看,生意社认为,目前供应压力犹在,旺季已过,需求走低,市场可能进入相对空窗期,但随着企业限产,库存去化仍会持续,供需矛盾也会逐渐缓解,预计短期内价格仍会承压,中期来看,随着供需矛盾的缓解,液氨行情会有所回温。

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高氮复合肥需求占比较大 后市悲观预期

原标题:高氮复合肥需求占比较大 后市悲观预期 来源:中国产业经济信息网

  临近6月,折腾了半年的复合肥市场,终于将进入短暂的季节间歇期,由夏季过渡到秋季。以往火热的夏季复合肥市场如今也只能悄无声息地进行收尾,绝大部分所剩的需求空间少之又少,几乎不会形成补货的高潮,在经销商层面货物彻底下沉之后,局部似乎仅剩零星补货机会,不过也有季节稍晚的地区,订单可执行至6月中旬附近。

  夏季水稻、玉米种植广泛,高氮复合肥需求占比较大,自然尿素行情成为了人们关注的重点,然而正是因为尿素行情的阴晴不定使得高氮肥市场风云变幻,俗话说:水能载舟亦能覆舟,尿素亦是如此,在高氮肥市场最后的收尾阶段,尿素再一次以涨价的姿态进入人们视野,此次尿素涨价反而令人担忧,实则无利好支撑的价格拉涨并未有效提振高氮肥行情,倒是后市悲观预期主导了市场动向。

  首先,补货空间有限的原因。夏季肥市场启动至今,似乎没有形成明显的高潮阶段,看似下游备货数量偏少,实则多地到货已达80%左右,原因一是整体供应远大于需求,虽然市场交投气氛上看不出活跃,但是上游供应品牌不尽其数,终端市场可选择性明显增多,单一品牌肥料销售减量的同时,经销商层面实际的备货数量并未减少;原因二是今夏市场存在一定特殊性,公共卫生事件影响下春季市场相对滞后,夏季市场则相对提前,在各地生产、运输恢复之际,带动了前期下游拿货热情。

  其次,下游需求减少的原因。就近期复合肥市场情况来看,夏季肥整体销售数量较往年减少已成定局,甚至局部用量削减了20-30%左右,原因一也是最关键的是基层购买力薄弱,终端市场不景气直接影响整个销售环节,除了农作物价格水平低之外,今年部分地区自然灾害如霜冻、干旱等天气频发,减产、绝产等情况削减了基层种植积极性和购买能力;原因二是可替代肥料的出现,相比于传统复合肥,新型肥料如水溶肥对于局部经济作物种植区域的性价比更高,也越来越受欢迎。

  最后,夏、秋两季如何无缝对接。夏季肥市场临近扫尾之际,秋季肥行情已在不声不响的酝酿之中。如何在市场末端让夏季肥形成利好为秋季肥打下好的基础,这也是近期市场应该思考的。虽然近期复合肥价格出现了不同程度的松动,但是多数地区降幅相对不大,原因一是市场后期新单清淡,如果一旦降幅过大,一方面将抑制接下来的补货信心,也将对前期预收订单产生影响;原因二是通常情况下,多数地区秋季肥市场将于6月底前后启动,也就是夏季肥结束之际,间歇期跨度相对较小,夏季肥价格的高低将很大程度上决定秋季开端的行情走势。

  综上,与其他季节不同的是,夏季高氮肥行情“严重”受制于尿素价格的变化,现如今尿素虽涨,但后市不得不防,谨慎为之,才能顺利完成夏、秋两季的过渡。

  (文章来源:中国产业经济信息网)

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Rystad:美国6月份石油产量将触及1070万桶/日的低点

原标题:Rystad:美国6月份石油产量将触及1070万桶/日的低点

  Rystad Energy周二(26日)发布报告称,美国的石油产量将在6月份于1070万桶/日见底,这将是2年来的最低。分析师表示,复苏将缓慢,月度产量在2022年前不太可能超过1170万桶/日。今年底原油产量将在约1110万桶/日。Rystad的基准价格情景假设是,2020年WTI原油价格为30美元/桶,2021年升至39美元/桶。

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