In Europa befindet sich der Markt diese Woche in einem Abwärtstrend, da das Troll-Feld in Norwegen die Produktion über den Rahmen früherer Wartungspläne hinaus reduziert, die Erdgasvorräte auf einen Höchststand anstiegen, aber abnahmen, aber die TTF-Futures-Preise fielen, ebenso wie die Lagerbestände in der Region jetzt zu reichlich.

In den Vereinigten Staaten nahm am 28. Juli (Ortszeit) die Erdgaspipeline, die in der Nähe von Strasburg, Virginia, ausgefallen war, ihren normalen Fluss wieder auf, und die Lieferung von Erdgas an das Flüssigerdgas-Terminal Cove Point und den Hafen normalisierte sich wieder Henry-Futures für Erdgas (NG) fielen nach einem Anstieg.

a) Marktübersicht

Am 1. August lag der Futures-Preis für Erdgas (NG) in Henry Port in den Vereinigten Staaten bei 2,56 US-Dollar/Million britischer thermischer Energie, verglichen mit dem vorherigen Zyklus (07.25) um 0,035 US-Dollar/Million britischer thermischer Energie, was einem Rückgang von 1,35 % entspricht; Der niederländische Erdgas-Futures-Preis (TTF) lag bei 8,744 US-Dollar pro Million BTU, was einem Rückgang von 0,423 US-Dollar pro Million BTU gegenüber dem vorherigen Zyklus (07,25) oder 4,61 % entspricht.

In den Vereinigten Staaten stiegen die Futures-Preise für Henry Port (NG) in den Vereinigten Staaten und gingen dann im Laufe der Woche zurück der in der Nähe von Strasburg, Virginia, ausfiel, nahm den normalen Fluss wieder auf, und die Lieferung von Erdgas an den Cove Point-Terminal für Flüssigerdgas verlief wieder normal. Die US-amerikanischen Port-Henry-Erdgas-Futures (NG) gaben nach einem Anstieg nach.

In Bezug auf die Exporte ist die Nachfrage des eurasischen Marktes diese Woche stabil, die LNG-Exporte der Vereinigten Staaten werden durch verkehrspolitische Faktoren des Panamakanals beeinträchtigt, die Durchfahrtsgeschwindigkeit in Nordostasien ist begrenzt, die Erdgasterminalexporte der Vereinigten Staaten sind erzwungen zu reduzieren, und die Exporte der Vereinigten Staaten gehen zurück.

Aus technischer Sicht ist der US-Henry-Port-Futures (NG) ein Abwärtstrend, der US-Henry-Port-Futures (NG)-Preis liegt bei 2,57 US-Dollar/Mio. BTU, KDJ ist nach der Todesgabel weiter gesunken, was eine Abwärtsdynamik darstellt Im Großen und Ganzen zeigt der MACD nach der Todesgabel immer noch einen Abwärtstrend, der später weiter sinken wird, der US-Henry-Port-Futures-Preis (NG) zeigte diese Woche einen Abwärtstrend.

In Europa ist der europäische Marktbestand zurückgegangen, so die Daten der European Natural Gas Infrastructure Association, die zeigen, dass der Gesamtbestand in Europa zum 31. Juli 964 TWh beträgt, was einem Speicherkapazitätsanteil von 85,43 % entspricht, 0,36 % weniger als am Vortag.

Die europäischen Märkte befinden sich diese Woche in einem Abwärtstrend, da das Troll-Feld in Norwegen die Produktion über den Rahmen früherer Wartungspläne hinaus reduziert, die Erdgasvorräte auf einen hohen Wert gestiegen, aber reduziert wurden, aber die TTF-Futures-Preise fielen, da die Vorräte in der Region jetzt zu reichlich vorhanden sind.

Ab dem 1. August wird der US-amerikanische Port Henry Natural Gas (HH) voraussichtlich Preise von 2,6 $/mmBTU verzeichnen, was einem Rückgang von 0,06 $/mmBTU oder 2,26 % gegenüber dem Vorquartal (07,25) entspricht. Der Spotpreis für kanadisches Erdgas (AECO) betrug 2,018 $/mmBTU, ein Anstieg von 0,077 $/mmBTU oder 3,99 % gegenüber dem Vormonat (07,25).

Port Henry Natural Gas (HH) geht davon aus, dass die Spotpreise sinken und die Rohgaslieferungen an Cove Point wieder aufgenommen werden. Port Henry Natural Gas (HH) geht jedoch davon aus, dass die Spotpreise aufgrund der geringeren US-LNG-Exporte aufgrund der Flussbeschränkungen des Panamakanals sinken werden.

Am 1. August lag der Preis für die Spotankunft China (DES) in Nordostasien bei 10,733 US-Dollar/Mio. Der TTF-Spotpreis lag bei 8,414 $/mmBTU, was einem Rückgang von 0,622 $/mmBTU gegenüber dem Vorquartal (07,25) entspricht, was einem Rückgang von 6,88 % entspricht.

Der Spotpreis des Mainstream-Verbrauchsorts zeigt einen Abwärtstrend, die Nachfrage in Europa und Asien ist insgesamt stabil geblieben, der Lagerbestand auf dem lokalen Markt ist weiterhin ausreichend und der Markt hat ein Überangebot aufrechterhalten, was zu einem Rückgang geführt hat Spotpreise im ganzen Land.

b) Inventar

In der Woche bis zum 21. Juli belief sich der Erdgasbestand der Vereinigten Staaten laut dem Bericht der US-Energieagentur auf 2.987 Milliarden Kubikfuß, was einem Anstieg von 16 Milliarden Kubikfuß oder 0,54 % entspricht; Die Lagerbestände waren um 5.730 Kubikfuß oder 23,74 % höher als vor einem Jahr. Das sind 345 Milliarden Kubikfuß oder 13,06 % mehr als der Fünfjahresdurchschnitt.

In der Woche bis zum 21. Juli beliefen sich die europäischen Erdgasvorräte nach Angaben der European Gas Infrastructure Association auf 3.309.966 Milliarden Kubikfuß, ein Anstieg um 79,150 Milliarden Kubikfuß oder 2,45 %; Die Lagerbestände waren um 740,365 Milliarden Kubikfuß höher als vor einem Jahr, ein Anstieg von 28,81 %.

Diese Woche ist die Temperatur in Europa und den Vereinigten Staaten allmählich gestiegen, und die Nachfrage nach Erdgas in der Region ist gestiegen, was den Anstieg des Erdgasverbrauchs und die Wachstumsrate der Erdgasvorräte in Europa und den Vereinigten Staaten vorangetrieben hat ist zurückgegangen, wobei das Upstream-Angebot in den Vereinigten Staaten geschwächt ist und die Wachstumsrate der Lagerbestände stark zurückgegangen ist.

Internationale Trends bei den Erdgasbeständen

c) Import und Export von Flüssigkeiten

In diesem Zyklus (31.07.-08.06) werden die USA voraussichtlich 0 m³ importieren; Das erwartete Exportvolumen der Vereinigten Staaten beträgt 3700.000 m³, was 5,13 % niedriger ist als das tatsächliche Exportvolumen von 3900.000 m³ im vorherigen Zyklus.

Derzeit bleibt die Nachfrage nach eurasischen LNG-Importen stabil, da die LNG-Exporte der Vereinigten Staaten aufgrund der Flussbeschränkungen des Panamakanals zurückgegangen sind.

a) Marktübersicht

Am 2. August lag der Preis für die LNG-Empfangsstation bei 4106 Yuan/Tonne, 0,61 % weniger als letzte Woche und 42,23 % weniger als im Vorjahr; Der Preis im Hauptproduktionsgebiet betrug 3.643 Yuan/Tonne, 4,76 % weniger als letzte Woche und 45,11 % weniger als im Vorjahr.

Die inländischen Upstream-Preise zeigten einen Abwärtstrend, die Kosten für inländische flüssige Ressourcen sanken, was die Upstream-Sendungen ankurbelte, die Empfangsstationen insgesamt blieben stabil und der Versandpreis auf dem Gesamtmarkt ging zurück.

Am 2. August betrug der landesweit durchschnittliche LNG-Preis 4.051 Yuan/Tonne, 3,09 % weniger als in der Vorwoche und 42,8 % weniger als im Vorjahr. Die nachgelagerte Nachfrage ist schwach, die vorgelagerten Preissenkungen dominieren die nachgelagerten Preise und die Marktempfangspreise sinken.

Am 2. August belief sich der Gesamtbestand der inländischen LNG-Anlagen am selben Tag auf 306.300 Tonnen, was einem Anstieg von 4,43 % gegenüber dem Vorzeitraum entspricht. Aufgrund der Auswirkungen des Taifuns wurden vorgelagerte Lieferungen blockiert und die vorgelagerten Verkäufe senkten weiterhin die Preise, aber die nachgelagerte Nachfrage war schwach und die Fabrikbestände stiegen.

Inländisches LNG-Preisdiagramm

b) Angebot

In dieser Woche (27.07.-08.02) zeigen die Umfragedaten zur Betriebsrate von 233 inländischen LNG-Anlagen, dass die tatsächliche Produktion 635.415 Millionen Quadratmeter beträgt und die Betriebsrate an diesem Mittwoch bei 56,6 % liegt, genau wie letzte Woche. Die effektive Kapazitätsauslastung an diesem Mittwoch lag bei 56,59 %, was einem Rückgang von 2,76 Prozentpunkten gegenüber der Vorwoche entspricht. Die Zahl der neuen Anlagen zur Stilllegung und Wartung beträgt 4, mit einer Gesamtkapazität von 8 Millionen Kubikmetern/Tag; Die Zahl der neu in Betrieb genommenen Fabriken betrug 7 mit einer Gesamtkapazität von 4,62 Millionen Kubikmetern/Tag. (Hinweis: Leerlaufkapazität ist definiert als Produktion, die seit mehr als 2 Jahren eingestellt wurde. Die effektive Kapazität bezieht sich auf die LNG-Kapazität nach Ausschluss der Leerlaufkapazität. Die gesamte inländische LNG-Produktionskapazität beträgt 159,75 Millionen Kubikmeter/Tag, mit 28 Langzeitstillständen, 7,29 Millionen Kubikmeter/Tag Leerkapazität und 152,46 Millionen Kubikmeter/Tag effektive Kapazität.

In Bezug auf Seeflüssigkeit wurden in diesem Zyklus insgesamt 20 LNG-Tanker an 14 inländischen Empfangsstationen empfangen, wobei die Anzahl der Schiffe, die ein Schiff erhielten, weniger als letzte Woche war und das Hafenankunftsvolumen 1,403 Millionen Tonnen betrug, was einem Anstieg von 13,33 % entspricht 1,26 Millionen Tonnen letzte Woche. Die Haupteinfuhrländer in diesem Zyklus sind Australien, Katar und Russland mit Ankünften von 494.800 Tonnen, 354.800 Tonnen bzw. 223.800 Tonnen. Was die Empfangsstationen betrifft, so erhielten CNOOC Dapeng und State Grid Diafu drei Schiffe, CNOOC Zhuhai und State Grid Tianjin jeweils zwei Schiffe und die anderen Empfangsstationen erhielten jeweils ein Schiff.

c) Nachfrage

Die gesamte inländische LNG-Nachfrage betrug diese Woche (26.07.-25.07.) 702.900 Tonnen, ein Rückgang um 10.500 Tonnen oder 1,47 % im Vergleich zur Vorwoche (19.07.-25.07.). Die inländischen Werkslieferungen beliefen sich auf insgesamt 402.000 Tonnen, was einem Rückgang von 0,17 Millionen Tonnen oder 0,42 % gegenüber der letzten Woche (19.07.-25.07.) entspricht. Der Verkauf flüssiger Fabriken senkte die Preise, aber aufgrund des Taifuntransits, der sich auf die vorgelagerten Lieferungen auswirkte, ging das Gesamtvolumen der inländischen Fabriklieferungen leicht zurück.

In Bezug auf Seeflüssigkeit betrug das Gesamtvolumen der Lieferungen inländischer Empfangsstationen 14.327 Fahrzeuge, was einem Rückgang von 2,86 % gegenüber 14.749 Fahrzeugen in der letzten Woche (19.07.-25.07.) entspricht, und der Gesamtrückgang der Preise der Empfangsstationen und der Marktverkäufe war geringer Der Radius wurde verengt, was zu einem Rückgang der Panzerlieferungen führte.6