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LPG市场“高成本、负利润”困局待破

发布日期:2024-04-15 23:40    点击次数:81

  进入四季度,全球LPG市场变数较多。国际市场上,运费攀升至20年来新高。10月底巴拿马运河新规实施后,全球LPG物流受到影响,连续3个月沙特合同价格(CP价格)高于预期出台,高昂的进口成本增加了进口商的操作风险。国内市场上,企业竞争加剧,LPG价格不断走低,下游PDH持续亏损。近日,各地寒潮来袭,燃烧需求进一步释放,市场较为关注LPG市场“高成本、负利润”的情况能否改善。

  新规提升运费成本全球物流格局生变

  从国际市场来看,四季度LPG最大的变化体现在运价航运端和成本端。尤其是10月底巴拿马运河新规实施后,全球LPG物流发生变化。

  据记者了解,今年夏季开始降水偏少,巴拿马运河加通湖水位在5年内最低水平运作,通行效率下降,船只拥堵天数增加。克拉克森的数据显示,巴拿马运河LPG船等待时间上半年平均为48.6小时,三季度上升为59.9小时,到11月已达89.9小时。11月1日巴拿马政府宣布通行量从31艘缩减至25艘,并从2024年2月起继续缩减至18艘。

  由于每日通行预约名额减少,同时预约费用更高,运费成本高昂,不少船只宁愿增加运输天数、绕行苏伊士运河,来对冲巴拿马运河的高昂运费。

  “根据隆众资讯对船运市场的跟踪,较多的美国资源冷冻船选择了绕行苏伊士运河,运距拉长导致资源流通时间拉长,美国资源的到岸综合成本随之抬升。”隆众资讯燃气事业部经理艾博表示,由于到岸成本增加,国内燃烧和化工市场的利润均受到较大影响,特别是化工领域,目前PDH装置的整体开工情况不容乐观。

  以华南码头为代表的进口商贸易利润长期倒挂,进一步抑制了其接货情绪。四季度截至目前,国内进口量已显著收缩。

  对此,广发期货能化首席分析师张晓珍表示,巴拿马运河拥堵天数的增加以及绕行苏伊士这一行为使得进口到船量明显下滑,11月国内平均进口到船量为55.18万吨/周,同比下滑13.56%。

  “当前,港口LPG库存连续5周下降,主要原因在于成本高昂而需求没有太大起色,进口商为规避亏损风险而降低采购力度。”据艾博介绍,近几周港口到船量持续偏低,LPG周到港量在40万吨上下,进口资源补入不足,以至于港口库存连续减少。

  “受厄尔尼诺影响,巴拿马地区明年一季度大概率维持干旱,其新规将继续实施。”国投安信期货分析师李祖智告诉记者,由于全球LPG出口增长主要源自北美而进口需求主要源自东亚,北美到远东的航线在LPG贸易中的重要性将增强,而物流效率的下降只能通过运费溢价和转向好望角、苏伊士等距离更长的航线来弥补,并未根本上改变全球进出口资源的分配格局,进而对远东价格形成有力支撑。

  在他看来,明年一季度巴拿马运河新规和气象预期都确定了通行效率较差,而冬季燃气刚需支撑下,高价对于远东需求的打压有限,运费高企的情况将持续到明年年初。但11月以来,降水量环比改善,加通湖水位有所上升,运费再创新高的动力不足,后期或以高位振荡为主。

  “进入12月,北美到远东航线的通行时长并未缩短,短期内进口量维持当前水平,但气象预报显示,12月开始远东地区明显降温,且化工毛利修复下PDH开工率触底反弹,港口库存仍会小幅下滑。”李祖智说。

  需要注意的是,明年1月以后巴拿马运河就不再拍卖优先通行权了,90%的VLGC船只将绕行苏伊士,预计仍会影响明年一季度的到港量。

  成本端具有强支撑年底持续性存疑问

  今年四季度,国际市场LPG价格高位运行。以最具标杆意义的CP价格为例,10月、11月和12月连续3个月的最终价格均高于预期。

  成本端,尽管宏观环境不佳和LPG自身需求疲软对市场形成压力,但物流遇阻对价格形成底部支撑。此外,巴拿马运河通行受阻恰好使得距离近的中东市场受益明显,同时欧佩克不断释放进一步减产预期,也使得市场担忧中东资源紧缺程度较其他市场更为严重,故中东价格相对强势。

  “进入消费旺季,韩国、日本、印度的进口量自10月以来都呈逐月上升态势,对CP价格也形成一定支撑。然而,日韩库存处于相对高位,印度需求也基本得到满足,后期需求继续释放的空间有限。”国泰君安期货高级分析师李雪晨表示。

  进口成本增加理论上将提振价格,但高昂的成本又挤压了进口商的盈利空间。

  事实上,从10月开始,进口成本的高企就已导致下游化工需求缩量。

  “随着国内越来越多的PDH装置投产,化工需求在LPG下游需求中的占比逐渐提升,而相较于刚性的燃烧需求,化工需求可调节性更强。基于此,国内对于LPG价格的敏感度高于印度,其中国内进口量与CP价格呈现负相关关系。”李雪晨称。

  运费高企压缩下游化工利润,PDH利润的倒挂导致我国丙烷进口需求较弱。“考虑到巴拿马运河即将进入旱季,且通行数量未来仍将减少,运费预计维持高位,国内PDH利润修复空间有限,对中东的丙烷需求也将维持疲软态势。”李雪晨称。

  “在CP价格高开之后,国际市场现货价格则持续下滑,无形之中增大了进口商的操作风险。另外,高价抑制需求。相比天然气、石脑油,LPG价格高企将削弱其市场竞争力,影响其替代效应,进而影响最终需求。”艾博表示,高成本亦令PDH装置利润倒挂。

  尽管四季度正值LPG需求旺季,但月度进口量常常在250万吨之上,上游供应充足,国内进口LPG销售价格长时间在成本线以下波动,进口LPG内销利润微薄。

  “四季度,尽管CP价格上涨,平均在603美元/吨,但较一季度均价700美元/吨仍有距离。”李祖智表示,国内LPG市场下游需求环节,除了PDH,其他领域总体呈缩减趋势,而PDH需求基本只能靠进口丙烷满足。

  在2023年国内资源供给中,进口气预计较去年增加550万吨,占比达到51.2%,全年供给量预计增长10.3%,较去年增速提升4个百分点。不过,国产气商品量基本稳定,仅增长0.64%。

  李雪晨认为,若明年一季度运河拥堵情况升级,则美国货将更直接与中东货进行竞争,且在远东地区整体需求增量有限的情况下,进而对CP价格形成压制。从近期中东地区升贴水变化也可以看出,其已从升水转为贴水,表明中东市场供应相对宽松。

  从12月的OPEC+会议来看,沙特仅维持四季度100万桶/日的减产,而阿联酋将明年的产量基准线上调20万桶/日。“也就是说,其实中东地区并没有新增减产,预计供应端逐渐转为宽松。”李雪晨称。

  产业利润小幅修复化工需求仍承压

  四季度,LPG市场开始交易PDH低利润对开工率和丙烷需求的负面影响。四季度本应为燃烧需求旺季,但需求不及预期,旺季不旺局面再次出现。

  截至12月21日,PDH开工率回落至63%附近,LPG进口量也持续回落。Kpler的数据显示,12月中国LPG进口量约为237万吨,较6月的327万吨减少约90万吨。

  需求端,下游需求较三季度明显回落。“当前已经进入冬季燃烧需求旺季,但厄尔尼诺的暖冬预期及近年来持续萎缩的燃烧需求导致LPG季节性旺季特点淡化。同时,四季度有多套PDH装置投产,如东华茂名、中景石化二期等,但PDH利润偏低,化工需求受到压制。”南华期货能化分析师刘顺昌表示,从近几个月国内LPG进口量持续下滑也能看到需求的走弱。

  “进入冬季,调和油需求减弱,尤其伴随着原油价格的下跌,国内汽柴油零售价格下调,烯烃碳四及其下游产品行情偏弱,需求端难以寻求利多;PDH装置利润倒挂严重,国内产能利用率较低,部分企业将检修计划提前或延迟开工,虽有新装置投产增加需求,但市场心态难以改善。”艾博表示,供应下降、需求增长有限导致市场进入僵持局面。

  记者了解到,今年LPG化工产业链利润分配在烯烃深加工和异丁烷脱氢环节,PDH装置处于亏损状态。

  在刘顺昌看来,2024年仍是PDH装置投产大年,PDH生产亏损仍将持续。“PDH亏损带来两方面影响:一方面,LPG化工属性不断增强后,PDH利润对开工率和需求的传导成为LPG价格驱动的关键因素,PDH低利润意味着PDH开工率下移,后续可能加剧整个行业的产能出清;另一方面,PDH工厂面临的利润压力增大,将迫使越来越多的企业参与衍生品市场进行风险管理,以平滑利润或增加收益。”刘顺昌说。

  值得一提的是,目前PDH利润小幅修复,但多数PDH企业依然亏损,PDH开工率处于60%左右的低位。

  12月8日,部分PDH工厂集中买货,带动LPG期货价格快速走高,但不具持续性。“当前多数PDH装置尚未摆脱亏损,部分工厂集中买货后把LPG价格拉高,PDH利润亏损加剧,对持续买货的积极性形成打压。”刘顺昌认为,PDH集中买货需要PDH利润修复且持续一段时间,而利润修复大概率需要LPG价格回落来完成。

  受访人士普遍认为,LPG市场“高成本、低利润”的困局在中长期难以打破,这主要来自PDH装置的投产压力。

  “规模效应、下游产品多元化等因素是竞争力的体现,但短期内PDH利润的修复是有可能的。如今年二季度PDH维持正利润,给了企业较好的时间窗口去锁定加工利润。”刘顺昌如是说。

  “远月合约价格偏低,PDH远期存在盈利空间,企业正在通过盘面锁定原料成本,以保证明年的利润和开工。”在艾博看来,通过金融手段降低采购成本、锁定利润的企业,有望改善明年的生产运营环境,但“高成本、低利润”的产业环境很难彻底改变。