گاز طبیعی

ما پیش بینی می کنیم که مصرف گاز طبیعی صنعتی ایالات متحده در سال 2022 ، بر اساس چشم انداز انرژی کوتاه مدت دسامبر (STEO) ، پس از افزایش 2 ٪ در سال 2021 ، 3 ٪ افزایش یابد. استفاده صنعتی از گاز طبیعی بیش از 23 میلیارد تعیین شده است. فوت مکعب در روز در سال 2022 ، بالاتر از اوج پیش از ارزش در سال 2019زیرمجموعه های مواد شیمیایی ، بزرگترین مصرف کننده گاز طبیعی در بخش صنعت ، 29 ٪ از کل را تشکیل می دهد. این زیرمجموعه از گاز طبیعی برای ایجاد گرما ، تولید برق و به عنوان یک ماده اولیه برای تولید متانول ، کود و هیدروژن استفاده می کند. گاز طبیعی که برای تولید کود استفاده می شود یکی از بزرگترین مواد غذایی شیمیایی است

یکی دیگر از کاربردهای مهم گاز طبیعی به عنوان مواد اولیه برای تولید متانول (CH3OH) ، ماده ای مشتق از گاز طبیعی است که به طور گسترده به عنوان پیشرو برای مشتقات شیمیایی مورد استفاده قرار می گیرد. در سالهای اخیر ، ایالات متحده ظرفیت تولید متانول قابل توجهی به ویژه در تگزاس و لوئیزیانا را اضافه کرد. ظرفیت تولید متانول ایالات متحده در هر دو سال 2021 و 2022 رشد کرد و افزایش توان برخی از افزایش مصرف صنعتی را به خود اختصاص داد.

پالایشگاه های نفت خام همچنین یک مصرف کننده مهم گاز طبیعی است که حدود 14 ٪ از کل مصرف گاز طبیعی صنعتی در سال 2021 را تشکیل می دهد. مصرف گاز طبیعی ایالات متحده توسط پالایشگاه ها به طور مداوم از سال 2015 تا 2021 رشد می کند ، که توسط پالایشگاه های ساحل خلیج فارس هدایت می شود.

ما انتظار داریم 4 ٪ کاهش مصرف گاز طبیعی در بخش صنعت در سال 2023 ، ناشی از کاهش شاخص تولید تولید (به ویژه مواد معدنی غیر فلزی و صنایع کاغذی و پالپ) و همچنین قیمت بالای گاز طبیعی باشد. میزان مصرف گاز طبیعی برای کودهای کود در سال 2021 نسبتاً مسطح باقی مانده است و انتظار داریم که در سال های 2022 و 2023 همچنان مسطح باشد.

نکات برجسته بازار:

قیمت

• قیمت Spot Henry Hub: قیمت Spot Henry Hub 2. 07 دلار از 4. 53 دلار در هر میلیون واحد حرارتی انگلیس (MMBTU) چهارشنبه گذشته به 6. 60 دلار در MMBTU دیروز افزایش یافت.
• قیمت های آتی هنری هاب: قیمت قرارداد NYMEX ژانویه 2023 70. 7 سنت افزایش یافته است ، از 5. 723 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 6. 430 دلار در MMBTU دیروز. قیمت نوار 12 ماهه به طور متوسط ژانویه 2023 تا دسامبر 2023 قراردادهای آتی با 45. 8 سنت به 5. 490 دلار در MMBTU صعود کرد.
• قیمت های منطقه ای را انتخاب کنید: قیمت نقاط گاز طبیعی در همه مکان ها در این هفته (چهارشنبه 7 دسامبر ، تا چهارشنبه ، 14 دسامبر) افزایش یافته است ، با سنبله هایی در برخی از قیمت های درون هفته در غرب به نزدیک به 50 دلار در میلی متر است. هفته بیش از هفته افزایش قیمت در مراکز اصلی قیمت گذاری از 1. 36 دلار در MMBTU در گاز شرقی جنوبی در غرب پنسیلوانیا به 5. 55 دلار در میلی متر در هاب اوپال در جنوب غربی وایومینگ متغیر است.< Pan> قیمت های منطقه ای را انتخاب کنید: قیمت نقاط گاز طبیعی در همه مکان ها در این هفته (چهارشنبه 7 دسامبر ، تا چهارشنبه ، 14 دسامبر) افزایش یافته است ، با سنبله هایی در برخی از قیمت های درون هفته در غرب به نزدیک به 50 دلار در میلی متر است. افزایش قیمت هفته گذشته در مراکز اصلی قیمت گذاری از 1. 36 دلار در MMBTU در گاز شرقی جنوبی در غرب پنسیلوانیا به 5. 55 دلار در میلی متر در هاب Opal در جنوب غربی وایومینگ. هفته (چهارشنبه ، 7 دسامبر ، تا چهارشنبه ، 14 دسامبر) ، با سنبله در برخی از قیمت های داخل هفته در غرب به نزدیک به 50 دلار در MMBTU رسید. هفته بیش از هفته افزایش قیمت در مراکز اصلی قیمت گذاری از 1. 36 دلار در MMBTU در گاز شرقی جنوبی در غرب پنسیلوانیا به 5. 55 دلار در میلی متر در هاب اوپال در جنوب غربی وایومینگ متغیر است.
  • قیمت ها در غرب این هفته در سطح بالایی باقی مانده است ، بسیار بالاتر از هنری هاب و سایر بازارهای مهم ایالات متحده ، با حرکات بزرگ داخل هفته ، از جمله سنبله به اوج های چند ساله در برخی از مراکز قیمت. قیمت SUMAS در مرز کانادا-واشنگتون 4. 03 دلار از 21. 19 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 25. 22 دلار در MMBTU دیروز ، پس از رسیدن به هفتگی 46. 80 دلار در روز سه شنبه افزایش یافت. قیمت در مالین ، اورگان ، نقطه تحویل شمالی به قلمرو خدمات PG& E ، از 20. 65 دلار در MMBTU 2. 55 دلار افزایش یافت و چهارشنبه گذشته به 23. 20 دلار در MMBTU دیروز رسید. قیمت Opal Hub در جنوب غربی وایومینگ 5. 55 دلار از 20. 82 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 26. 37 دلار در MMBTU دیروز افزایش یافت. بازار اوپال منبع اصلی گاز طبیعی برای ساحل غربی است. قیمت PG & E CityGate در کالیفرنیای شمالی 2. 33 دلار افزایش یافت ، از 20. 96 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 23. 29 دلار در MMBTU دیروز ، پس از افزایش به 48. 17 دلار در MMBTU در روز سه شنبه ، بالاترین قیمت گزارش شده از دسامبر 2000. 4. 02 دلار از 22. 87 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 26. 89 دلار در MMBTU دیروز ، پس از رسیدن به 49. 67 دلار در MMBTU در روز سه شنبه. دمای زیر طبیعی این هفته در غرب همچنان ادامه داشت و برف سنگین را به بخش هایی از منطقه می آورد. در منطقه شهر سیاتل این هفته به طور متوسط 41 درجه فارنهایت ، 1 درجه فارنهایت از حالت عادی ، که منجر به 6 روز درجه حرارت دیگر (HDD) نسبت به حالت عادی شد. درجه حرارت در منطقه ساکرامنتو به طور متوسط 47 درجه فارنهایت در این هفته ، که منجر به 128 HDD ، 5 HDD بیشتر از حد معمول شد. در کالیفرنیای جنوبی درجه حرارت بیشتر از حد عادی سقوط کرد. درجه حرارت در منطقه رودخانه به طور متوسط 48 درجه فارنهایت ، 6 درجه فارنهایت از حالت عادی و منجر به 41 HDD بیشتر از حد معمول می شود. روز دوشنبه ، درجه حرارت در منطقه رودخانه به طور متوسط 45 درجه فارنهایت ، کمترین مقدار در طول هفته و 10 درجه فارنهایت پایین تر از حد معمول بود. براساس داده های Pointlogic ، مصرف گاز طبیعی در کلیه بخش های کالیفرنیا و مناطق صحرا جنوب غربی با 10 ٪ یا 1. 0 میلیارد فوت مکعب در روز (BCF/D) افزایش یافته است. Socalgas ، اصلی ترین ابزار گاز طبیعی در کالیفرنیای جنوبی ، از کاهش مادی موجودی گاز طبیعی خبر داد که اکنون از اول نوامبر بیش از 20 ٪ کاهش یافته است و در حدود 19 BCF در همان زمان سال گذشته. در شمال غربی اقیانوس آرام ، کل مصرف 8 ٪ یا 0. 3 bcf/d در هفته در هفته کاهش یافته است ، پس از افزایش هفته گذشته 0. 3 BCF/D هفته گذشته ، زیرا درجه حرارت در شمال غربی اقیانوس آرام در مقایسه با هفته گذشته به خوبی تعدیل می شود. دمای طبیعی.
  • در شمال شرقی ، در Algonquin Citygate ، که به مصرف کنندگان منطقه بوستون خدمت می کند ، قیمت 5. 27 دلار از 4. 90 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 10. 17 دلار در MMBTU دیروز افزایش یافت. در نقطه معاملات خط لوله بین قاره ای منطقه 6 برای شهر نیویورک ، قیمت 3. 82 دلار از 4. 46 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 8. 28 دلار در MMBTU دیروز افزایش یافته است. درجه حرارت در منطقه بوستون به طور متوسط در این هفته 35 درجه فارنهایت ، 9 درجه فارنهایت از هفته گذشته و 2 درجه فارنهایت پایین تر از حد معمول و منجر به 14 HDD بیشتر از حد طبیعی برای این زمان از سال می شود. در منطقه پارک نیویورک-مرکزی ، درجه حرارت به طور متوسط 37 درجه فارنهایت و در نتیجه 18 HDD بیشتر از حد معمول به دست می آید. براساس داده های PointLogic ، مصرف گاز طبیعی در کلیه بخش های منطقه شمال شرقی 13 ٪ یا 2. 9 BCF/D هفته در هفته افزایش یافته است.
  • قیمت ها در غرب تگزاس این هفته افزایش یافت. قیمت در هاب Waha ، که در نزدیکی فعالیت های تولید حوضه پرمین واقع شده است ، 3. 58 دلار افزایش یافته است ، از 0. 38 دلار در MMBTU چهارشنبه گذشته به 3. 96 دلار در MMBTU دیروز. Waha Hub دیروز 2. 64 دلار پایین تر از قیمت هنری هاب معامله کرد ، در مقایسه با چهارشنبه گذشته که 4. 15 دلار پایین تر از قیمت هنری هاب معامله شد. ظرفیت در خط لوله بزرگراه پرمین Kinder Morgan (PHP) از ظرفیت نام آن 2. 1 BCF/D توسط چندین رویداد نگهداری کاهش یافته و باعث کاهش تحویل گاز طبیعی جنوب از حوضه پرمین به ساحل خلیج فارس می شود. در آغاز این هفته گزارش ، خط لوله به ظرفیت 1. 7 BCF/D محدود شد و پس از بازگشت به حالت عادی روز شنبه ، روز سه شنبه یک رویداد نگهداری دوم داشت که منجر به کاهش ظرفیت به 1. 7 BCF/D شد در حالی که نگهداری ادامه می یابدجمعه. با شروع شنبه 17 دسامبر ، PHP با ظرفیت کاهش 1. 8 BCF/D کار می کند تا اینکه به عنوان اپراتور تعمیرات یکی از واحدهای ایستگاه کمپرسور Coyanosa را انجام دهد.

  قیمت های روزانه نقطه بر اساس منطقه در وب سایت EIA موجود است.

  عرضه و تقاضا

  • عرضه: براساس داده های Pointlogic ، میانگین عرضه کل گاز طبیعی با 0. 2 ٪ (0. 2 BCF/d) در مقایسه با هفته گزارش قبلی افزایش یافته است. تولید گاز طبیعی خشک با 0. 1 ٪ (0. 1 BCF/d) رشد کرد و میانگین واردات خالص از کانادا از هفته گذشته 2. 7 ٪ (0. 1 BCF/D) افزایش یافت.
  • تقاضا: براساس داده های PointLogic ، مصرف کل گاز طبیعی ایالات متحده 2. 6 ٪ (2. 4 BCF/D) در مقایسه با هفته گزارش قبلی افزایش یافته است. گاز طبیعی مصرف شده برای تولید برق در هفته 1. 2 ٪ (0. 4 bcf/d) صعود کرد. مصرف بخش صنعت بدون تغییر باقی مانده است ، به طور متوسط 24. 6 BCF/D ، در حالی که مصرف 5. 6 ٪ (2. 0 BCF/d) در بخش های مسکونی و تجاری با هم افزایش یافته است. صادرات گاز طبیعی به مکزیک 6. 8 ٪ کاهش یافته است (0. 4 bcf/d). تحویل گاز طبیعی به تسهیلات صادراتی LNG ایالات متحده (دریافت خط لوله LNG) به طور متوسط 12. 4 BCF/D یا 0. 5 BCF/D بالاتر از هفته گذشته بود.

  گاز طبیعی مایع (LNG)

  • درآمدهای خط لوله: براساس داده های PointLogic ، تحویل گاز طبیعی به ترمینال های صادراتی LNG ایالات متحده با 0. 5 BCF در روز در هفته به میانگین 12. 4 BCF/D افزایش یافته است. تحویل گاز طبیعی به پایانه های صادراتی LNG در لوئیزیانا جنوبی با 0. 4 bcf/d به 8. 9 bcf/d افزایش یافت و تحویل گاز طبیعی به پایانه های صادراتی LNG در جنوب تگزاس با 0. 1 bcf/d به 2. 3 bcf/d افزایش یافت. تحویل گاز طبیعی به همه پایانه های دیگر اساساً بدون تغییر بود.
  • کشتی هایی که از بنادر ایالات متحده خارج می شوند: بیست و سه کشتی LNG (نه از پاس سابین ، پنج نفر از کامرون ، چهار نفر از Corpus Christi ، سه مورد از Calcasieu Pass و دو Cove Point) با ظرفیت حمل و نقل LNG از 86 BCF ایالات متحده را ترک کردندبین 8 دسامبر و 14 دسامبر ، براساس داده های حمل و نقل ارائه شده توسط Bloomberg Finance ، L. P.
  • امکانات LNG: عملیات تجاری در Freeport LNG هنوز مجدداً راه اندازی نشده است. کمیسیون تنظیم مقررات انرژی فدرال (FERC) در تاریخ 12 دسامبر درخواست اطلاعات مهندسی را برای Freeport LNG ارائه داد و پیش شرط هایی برای شروع مجدد عملیات را بیان کرد.

  شمع

  • به گفته بیکر هیوز ، برای هفته منتهی به سه شنبه 6 دسامبر ، تعداد دکل گاز طبیعی 2 به 153 کاهش یافت. دو دکل در حوضه های ناشناس کاهش یافته است. تعداد سکوهای به کارگردانی نفت نیز با 2 به 625 کاهش یافت ، اولین هفته کاهش هفته در سکوهای نفتی از 28 اکتبر. یک دکل به کارگردانی نفت در بارنت اضافه شد ، یکی در عقاب فورد اضافه شد ،و دو دکل در شستشوی گرانیت اضافه شد. یک دکل هر یک در اردمور وودفورد ، کنسا وودفورد و می سی سی پی افتاد و سه نفر در حوضه های ناشناس ریخته شدند. تعداد کل دکل ، که شامل 2 دکل متفرقه است ، 4 کاهش یافته است و اکنون در 780 قرار دارد.

  ذخیره سازی

  • برداشت خالص از ذخیره سازی زیرزمینی 50 BCF برای هفته منتهی به 9 دسامبر ، در مقایسه با میانگین برداشت خالص 5 ساله (2017-2021) 93 BCF و برداشت خالص سال گذشته 83 BCF در همان هفته بود. سهام گاز طبیعی کار 3،412 BCF ، که 15 BCF است ، یا کمتر از 1 ٪ ، پایین تر از میانگین پنج ساله و 18 BCF (1 ٪) پایین تر از سال گذشته در این زمان بود.
  • براساس بررسی میز تحلیلگران گاز طبیعی ، تخمین های تغییر خالص هفتگی در سهام گاز طبیعی کار از برداشت خالص 34 BCF تا 62 BCF ، با تخمین متوسط 47 BCF.

  سایر رانندگان بازار

  • در روز جمعه ، 9 دسامبر ، انتقال انرژی ، اپراتور خط لوله Tiger ETC ، LLC ، اعلامیه مهمی در مورد کاهش ظرفیت در خط لوله در هنگام نگهداری ایستگاه صادر کرد. خط لوله ببر در منطقه تولید هینزویل در شمال لوئیزیانا آغاز می شود و در نزدیکی کارتاژ ، تگزاس ، یک خط لوله اصلی و مرکز ذخیره سازی به پایان می رسد. تحویل گاز طبیعی در شرق ایستگاه کمپرسور Bienville از 2. 4 bcf/d به 1. 8 bcf/d از 14 دسامبر تا 16 دسامبر کاهش یافته است. این تعمیر و نگهداری بر جریان های غربی گاز طبیعی از حوضه Haynesville و همچنین خطوط لوله جنوبی متصل تأثیر خواهد گذاشت. این مقدار تقاضای LNG و تأسیسات صنعتی را در سواحل خلیج فارس تغذیه می کند. دیروز ، انتقال انرژی تصویب FERC را برای ارائه خدمات به خط CP ، که به موازات خط لوله ببر اجرا می شود ، و خط لوله تازه ساخته شده خلیج فارس ، که گاز طبیعی را از خط CP جنوبی به بازارهای ساحل خلیج فارس منتقل می کند ، دریافت کرد. انتقال خلیج فارس از صبح امروز هیچ نامزدی در سیستم ها گزارش نمی دهد.
  • گزارش های تجزیه و تحلیل گاز طبیعی
  • چشم انداز انرژی کوتاه مدت

  

  منبع داده: مدیریت اطلاعات انرژی ایالات متحده ، ماهانه گاز طبیعی ، نوامبر 2022 ؛چشم انداز انرژی کوتاه مدت (استو) ، دسامبر 2022

  

  منبع داده: مدیریت اطلاعات انرژی ایالات متحده ، ماهانه گاز طبیعی ، نوامبر 2022 ؛چشم انداز انرژی کوتاه مدت (استو) ، دسامبر 2022