Die europäischen Märkte blieben diese Woche hoch und volatil, und die Situation im Nahen Osten zwang Chevron, sein Offshore-Gasfeld in Syrien zu schließen, und der Markt geriet weiterhin in Panik, aber die TTF-Futures-Preise waren aufgrund des aktuellen Marktüberangebots hoch und volatil.

In den Vereinigten Staaten sind die LNG-Exporte dieser Woche aufgrund der schleppenden Nachfrage und der Abschwächung der Panik zurückgegangen, die Exporte sind zurückgegangen und die Versorgung mit Rohgas aus den Exportterminals hat sich abgeschwächt, allerdings aufgrund der Änderung der NG-Futures-Kontrakte In diesem Monat ist der Erdgaspreis in den Vereinigten Staaten gestiegen.

a) Marktübersicht

Am 24. Oktober lag der Futures-Preis für Erdgas (NG) in Henry Port in den Vereinigten Staaten bei 3,322 US-Dollar/Million britischer Wärme, verglichen mit dem vorherigen Zyklus (10,17) und stieg um 0,243 US-Dollar/Million britischer Wärme, was einem Anstieg von 7,89 % entspricht; Der niederländische Erdgas-Futures-Preis (TTF) lag bei 15,304 $/mmBTU, was einem Anstieg von 0,114 $/mmBTU gegenüber dem vorherigen Zyklus (10,17) oder 0,75 % entspricht.

In den Vereinigten Staaten zeigten die Futures-Preise für Henry Port (NG) in den Vereinigten Staaten einen Erholungstrend nach dem allgemeinen Rückgang in der Woche, die Futures-Preise für Erdgas in den Vereinigten Staaten zeigten diese Woche einen Abwärtstrend, aber aufgrund der Auswirkungen der Vertragsänderung, Die Preise für Erdgas-Futures stiegen.

Auf der Exportseite gingen die LNG-Exporte der USA diese Woche aufgrund der schleppenden Nachfrage und der nachlassenden Panik zurück, und die Exporte sind zurückgegangen.

Aus technischer Sicht ist der US-Henry-Port-Futures (NG) ein Tiefpunkt, der steigen wird, der Preis des US-Henry-Port-Futures (NG) liegt nahe bei 3,34 US-Dollar/Million britischem Fieber und der KDJ-Tiefststand steht kurz vor dem Anstieg der Gabel, MACD unter Null, der Rückgang hat aufgehört, der US-Henry-Port-Futures-Preis (NG) zeigte diese Woche einen Abwärtstrend.

In Europa stieg der europäische Marktbestand weiter an, wie aus Daten der European Natural Gas Infrastructure Association hervorgeht, die zeigen, dass der Gesamtbestand in Europa am 23. Oktober 1123 TWh betrug, mit einem Kapazitätsanteil von 98,63 %, was einem Anstieg von 0,05 % gegenüber dem Vorjahr entspricht Vortag und ein stetiger Anstieg der Lagerbestände.

Die europäischen Märkte blieben diese Woche hoch und volatil, und die Situation im Nahen Osten zwang Chevron, sein Offshore-Gasfeld in Syrien zu schließen, und der Markt geriet weiterhin in Panik, aber die TTF-Futures-Preise waren aufgrund des aktuellen Marktüberangebots hoch und volatil.

Ab dem 24. Oktober wird der US-amerikanische Port Henry Natural Gas (HH) voraussichtlich Preise von 2,95 $/mmBTU erzielen, was einem Anstieg von 0,01 $/mmBTU gegenüber dem Vorquartal (10,17) entspricht, was einem Anstieg von 0,34 % entspricht. Der Spotpreis für kanadisches Erdgas (AECO) betrug 1,818 $/mmBTU, ein Anstieg von 0,1 $/mmBTU gegenüber dem Vormonat (10,17), ein Anstieg von 5,83 %.

Henry Port Natural Gas (HH) geht davon aus, dass die Spotpreise stabil bleiben, die LNG-Exporte haben sich abgeschwächt, die Hauptnachfrage auf dem Verbrauchermarkt außerhalb der Region bleibt stabil, keine offensichtliche positive Unterstützung, Henry Port Natural Gas (HH) geht davon aus, dass die Spotpreise stabil bleiben .

Am 24. Oktober lag der Spot-Ankunftspreis in China (DES) in Nordostasien bei 17,25 US-Dollar pro Million BTU, was einem Anstieg von 0,875 US-Dollar pro Million BTU gegenüber dem Vorquartal (10,17) entspricht, was einer Steigerung von 5,34 % entspricht. Der TTF-Spotpreis lag bei 14,955 $/mmBTU, was einem Anstieg von 0,898 $/mmBTU gegenüber dem Vorquartal (10,17) entspricht, was einem Anstieg von 6,39 % entspricht.

Die Spotpreise für Mainstream-Verbraucher steigen tendenziell, die aktuellen Hauptverbraucher geraten in Panik, die Spekulationsmentalität auf dem Markt ist stark, die vorgelagerten Verkäufer verkaufen hohe Preise, was dazu führt, dass die Preise für Hauptverbraucher gestiegen sind.

b) Inventar

In der Woche bis zum 13. Oktober beliefen sich die US-Erdgasvorräte nach Angaben der US-Energieagentur auf 3.626 Milliarden Kubikfuß, ein Anstieg um 97 Milliarden Kubikfuß oder 2,8 %; Die Lagerbestände waren um 3.000 Kubikfuß oder 9,0 % höher als vor einem Jahr. Das sind 175 Milliarden Kubikfuß oder 5,1 % mehr als der Fünfjahresdurchschnitt.

Nach Angaben der European Gas Infrastructure Association beliefen sich die europäischen Gasvorräte in der Woche bis zum 13. Oktober auf 3.926,271 Milliarden Kubikfuß, ein Anstieg um 43,34 Milliarden Kubikfuß oder 1,12 % gegenüber der Vorwoche. Die Lagerbestände waren 319,287 Milliarden Kubikfuß oder 8,85 % höher als im Vorjahr.

In dieser Woche stieg der US-Erdgasbestand aufgrund der hohen Spotpreise stetig an, was zu einer abwartenderen Haltung der Importeure führte, die Nachfrage nach Spotkäufen auf dem Hauptverbrauchermarkt ging stark zurück und die Wachstumsrate der US-Lagerbestände stieg. Die Lagerbestände in Europa sind stetig gewachsen und liegen derzeit bei fast 98 %, und es wird erwartet, dass sich der Rückgang des Lagerwachstums in Zukunft verlangsamen wird.

c) Import und Export von Flüssigkeiten

Es wird erwartet, dass die USA in diesem Zyklus (10.23-10.29) 0 m³ importieren; Die Vereinigten Staaten werden voraussichtlich 3.900.000 m³ exportieren, was 4,88 % weniger ist als das tatsächliche Exportvolumen von 410.000.000 m³ im vorherigen Zyklus.

Derzeit haben die schwache Nachfrage im Hauptverbrauchermarkt und hohe Lagerbestände zu einem Rückgang der US-amerikanischen LNG-Exporte geführt.

a) Marktübersicht

Am 25. Oktober lag der LNG-Terminalpreis bei 5.268 Yuan/Tonne, 7 % mehr als letzte Woche und 32,45 % weniger als im Vorjahr; Der Preis im Hauptproduktionsgebiet betrug 4.772 Yuan/Tonne, ein Anstieg um 8,53 % gegenüber der Vorwoche und ein Rückgang um 27,43 % im Jahresvergleich.

Die Upstream-Preise zeigen einen Aufwärtstrend. Aufgrund der steigenden Kosten der Northwest-Flüssigkeitsanlage und des hohen Spotpreises für Seeflüssigkeit werden die Upstream-Preise erhöht und die Lieferungen werden durch die steigenden Versandpreise angetrieben.

Am 25. Oktober betrug der landesweit durchschnittliche LNG-Preis 5.208 Yuan/Tonne, ein Anstieg um 7,23 % gegenüber der Vorwoche und ein Rückgang um 28,12 % im Jahresvergleich. Die Kosten für den Versand wirken sich auf vorgelagerte Ressourcen aus, was dazu führt, dass der Markt höhere Warenpreise erhält.

Am 24. Oktober belief sich der Gesamtbestand der inländischen LNG-Anlagen am selben Tag auf 328.300 Tonnen, was einem Rückgang von 14,84 % gegenüber dem Vorzeitraum entspricht. Da die vorgelagerten Unternehmen sukzessive die Preise erhöhten und Waren verkauften, verliefen die frühen Ressourcenverkäufe reibungsloser, was zu einem Rückgang der Lagerbestände führte.

b) Angebot

Diese Woche (10.19-10.25) zeigt die Betriebsrate von 236 inländischen LNG-Anlagen. Forschungsdaten zeigen, dass die tatsächliche Produktion von 742,94 Millionen Quadratmetern an diesem Mittwoch bei 64,6 % liegt und letzte Woche stabil ist. Die effektive Kapazitätsauslastung an diesem Mittwoch betrug 67,64 %, ein Anstieg um 0,01 Prozentpunkte gegenüber der letzten Woche. Die Anzahl der neuen Anlagen für Wartung und Stilllegung beträgt 1 mit einer Gesamtkapazität von 700.000 Kubikmetern/Tag; Die Zahl der neu in Betrieb genommenen Fabriken beträgt 0, mit einer Gesamtkapazität von 0 Millionen Quadratmetern/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 163,05 Millionen Kubikmeter/Tag, mit 28 Langzeitstillständen, 7,29 Millionen Kubikmeter/Tag Leerkapazität und 155,76 Millionen Kubikmeter/Tag effektive Kapazität.)

Bezogen auf die Seeflüssigkeit wurden in diesem Zyklus insgesamt 20 LNG-Tanker an 13 inländischen Empfangsstationen empfangen, was einem Anstieg von 5 Schiffen gegenüber der Vorwoche entspricht, und das Hafenvolumen betrug 1.291.300 Tonnen, 37,49 % im Vergleich zu 939.200 Tonnen in der Vorwoche. Die wichtigsten Importherkunftsländer in diesem Zyklus sind Australien, Katar und Malaysia mit Hafenankünften von 573.800 Tonnen, 322.900 Tonnen bzw. 160.700 Tonnen. An jeder Empfangsstation empfing CNOOC Dapeng 3 Schiffe, CNPC Caofeidian und CNOOC Binhai jeweils 2 Schiffe und die anderen Empfangsstationen erhielten jeweils 1 Schiff.

c) Nachfrage

Die gesamte inländische LNG-Nachfrage betrug diese Woche (18.10.-24.10.) 721.400 Tonnen, was einem Rückgang von 53.700 Tonnen oder 6,93 % gegenüber der Vorwoche (11.10.-10.17.) entspricht. Die inländischen Werkslieferungen beliefen sich auf insgesamt 454.200 Tonnen, was einem Rückgang von 35.800 Tonnen oder 7,31 % gegenüber der Vorwoche (10.11.-10.17.) entspricht. Aufgrund der Empfangsstation und der Flüssigkeitsanlage sind die Versandpreise gestiegen, der späte nachgelagerte hohe Empfangswiderstand führt zu einer Reduzierung der Sendungen.

In Bezug auf Seeflüssigkeit betrug das Gesamtvolumen der Sendungen der inländischen Empfangsstationen 14.055 Fahrzeuge, was einem Rückgang von 9,48 % gegenüber 14.055 Fahrzeugen in der letzten Woche (10.11.-10.17.) entspricht. Die Empfangsstation erhöhte die Preise für Sendungen, nachgelagerte Sendungen waren widerstandsfähiger und die Das Gesamtvolumen der Panzerlieferungen ging zurück.