TMX adds to ‘pulse’ of 4Q freight market: Teekay

Spanish Market: Crude oil, Freight
31/10/24

An increase in monthly Aframax crude tanker loadings in Vancouver, British Columbia, is poised to add a new dynamic to the tanker market this winter, Teekay Tankers chief executive Kenneth Hvid said.

So far, tanker rates in the fourth quarter, often the strongest time of year for the market, have lagged the trajectory of fourth quarter 2023. But it is too early in the quarter to assume a rally will not happen, Hvid said.

"It feels like the market has called the winter over before it started," he said. "But there is absolutely a pulse in the markets."

Part of the support for tanker rates likely will come from heightened demand on Canada's Pacific coast, where exports in Vancouver are continuing to rise following the Trans Mountain Expansion (TMX).

In October, 24 Aframaxes loaded in Vancouver, Hvid said. That marks a new high since TMX began operations in May, with the monthly average at around 20 loadings from June through September, according to Teekay.

Nine of the 24 cargoes went directly to Asia-Pacific ports and at least four went to the Pacific Area Lightering zone (PAL), where the vessels discharged onto very large crude carriers (VLCCs) for shipment across the Pacific.

An increase in direct shipments from Vancouver to Asia-Pacific can clear out available tonnage on the west coast of North America and pressure rates higher, which lifted rates in September.

Teekay profits down on year

Teekay reported a profit of $58.8mn in the third quarter, down from $81.4mn in the third quarter of 2023, with rates under pressure from lower Chinese crude oil imports. The tanker company expects rates to climb in the fourth quarter on seasonally higher oil demand.

Teekay has a fleet of 42 tankers, including 24 Suezmaxes and 18 Aframax/long range 2 tankers, with six additional vessels on time charter.

By Tray Swanson

Related news posts

Argus illuminates the markets by putting a lens on the areas that matter most to you. The market news and commentary we publish reveals vital insights that enable you to make stronger, well-informed decisions. Explore a selection of news stories related to this one.

26/12/24

Viewpoint: MEH-Midland spread to remain wider in 2025

Houston, 26 December (Argus) — WTI Houston's premium to WTI in Midland, Texas, is set to hold at 50¢/bl or wider in 2025, boosted by swelling volumes headed toward the Gulf coast as Houston grows in importance as a center for price discovery. The locational spread between WTI Houston and Midland rose steadily throughout 2024, averaging 49¢/bl year-to-date and widening as high as $1.41/bl during the June trade month as the 1.5mn b/d Wink-to-Webster pipeline was taken offline for repairs. In 2023, the spread averaged 21¢/bl. Trading activity for WTI at Oneok's Magellan East Houston (MEH) terminal — both in the physical and financial markets — climbed to all-time highs in 2024. Reported trade month volumes for WTI Houston swelled to 1.26mn b/d during the December trade cycle, a high for the year, and just 0.8pc below its previous record. On 16 December, WTI Houston trade closed the day at 153,000 b/d for the January trade cycle, the highest single-day trade volume in the history of Argus assessments of the grade. In financial markets, WTI Houston trade activity broke records in 2024, with open interest on CME's WTI Houston futures contract climbing to an all-time high of 412,519 lots — each 1,000 bl — on 21 November. MEH demand up despite export slowdown Trading activity broke records even as US crude exports slowed in the latter half of 2024 on Chinese economic woes that dampened Asian demand. New Chinese stimulus initiatives, namely relaxed fiscal and monetary policy , are meant to reverse that trend, but it remains to be seen if the efforts will work. Further challenges weighing on the US export market are a strengthening dollar combined with a high degree of uncertainty surrounding president-elect Donald Trump's proposed tariff plans, which feature ratcheting-up trade tensions with China even more. Multiple projects to add Permian takeaway capacity at the Texas Gulf coast are in various stages of planning, which could eventually open the window for ever-larger WTI export volumes, and further support WTI Houston against Midland. But industry participants have grown skeptical of the need for new export terminals or other projects. Midstream companies showed little enthusiasm for pitching new coast-bound pipelines from the Permian basin in their end-of-year investor reports . Key firms previously sought more takeaway capacity before the Covid-19 pandemic, when WTI Houston premiums to WTI in Midland consistently topped $1/bl, which would help recoup pipeline construction costs. As it stands, the roughly 3mn b/d total available pipeline capacity from the Permian basin to the Houston area is likely to remain static in coming years. This status quo for onshore infrastructure will help prop open the Houston-Midland WTI premium for the coming year, even if export demand fails to picks up in 2025. By Gordon Pollock WTI Houston-WTI Midland spread Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . All rights reserved.

Viewpoint: US tariffs may push more Canadian crude east

26/12/24

Viewpoint: US tariffs may push more Canadian crude east

Singapore, 26 December (Argus) — Canada may divert crude supplies from the US to Asia-Pacific via the Trans Mountain Expansion (TMX) pipeline in 2025, should president-elect Donald Trump impose tariffs on Canadian imports. Trump has declared that he will implement a 25pc tax on all imports originating from Canada after he is sworn into office on 20 January. This will effectively add around $16/bl to the cost of sending Canadian crude to the US, based on current prices, and impel US refiners to cut their purchases. The US imported 4.57mn b/d of Canadian crude in September, according to data from the EIA. Canadian crude producers are expected to turn to Asian refiners in their search for new export outlets. This is especially after Asian refiners gained easier access to such cargoes following the start-up of the 590,000 b/d TMX pipeline in May. The new route significantly shortens the journey to ship crude from Canada to Asia. It takes about 17 days for a voyage from Vancouver to China, compared with 54 days from the US Gulf coast to the same destination. China has become the main outlet for Asia-bound shipments from Vancouver, accounting for about 87pc of the 200,000 b/d exported over June-November, according to data from oil analytics firms Vortexa and Kpler (see chart). But even if the full capacity of the TMX pipeline is utilised to export crude to Asia from Vancouver, it will still only represent a fraction of current Canadian crude exports to the US. Vancouver sent just 154,000 b/d via the TMX pipeline to US west coast refiners over June-November, Vortexa and Kpler data show. Meanwhile, latest EIA figures show more than 2.63mn b/d of Canadian crude was piped into the US midcontinent in September, while US Gulf coast refiners imported 469,000 b/d. This means Canadian crude prices will likely come under downward pressure from higher costs for its key US market, should Trump's proposed tariffs come to pass. This will further incentivise additional buying from Chinese customers, as well as other refiners based elsewhere in Asia-Pacific. India, South Korea, Japan, and Brunei have already imported small volumes of Canadian TMX crude in 2024. A question of acidity But other Asian refiners have so far been reluctant to step up their heavy sour TMX crude imports because of concerns over the high acidity content. China has been mainly taking Access Western Blend (AWB), which has a total acid number (TAN) as high as 1.6mg KOH/g. Acid from high-TAN crude collects in the residue at the bottom of refinery distillation columns where it can corrode units, which deters many refineries from processing such grades. But Chinese refiners have been able to dilute the acidity level by blending their AWB cargoes with light sweet Russian ESPO Blend, allowing them to save costs compared to buying medium sour crude from the Mideast Gulf. Cold Lake, the other grade coming out of the TMX pipeline, has a lower TAN and is currently popular with refiners on the US west coast. But higher costs from potential tariffs could prompt Cold Lake exports to be redirected from the US to buyers in South Korea, Japan, and Brunei — which had all bought the grade previously. Canadian crude appears to have so far displaced medium sour grades in Asia-Pacific, and this trend is expected to continue should TMX crude flows to the region climb higher in 2025. More Canadian crude heading to Asia may displace and free up more Mideast Gulf medium sour supplies to buyers in other regions, including US refiners looking for replacements to their Canadian crude imports. This will also limit the flows of other arbitrage grades like US medium sour Mars crude to Asia-Pacific, which has already seen exports to Asia dwindle in 2024. Opec+ is also due to begin unwinding voluntary production cuts in April 2025, which means Canadian producers will likely have to lower prices sufficiently to attract buyers from further afield. By Fabian Ng TMX exports from Vancouver (b/d) Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . All rights reserved.

Логистика сухих грузов - Союз ОВС: договорились с РЖД о снятии ограничений

24/12/24

Логистика сухих грузов - Союз ОВС: договорились с РЖД о снятии ограничений

Moscow, 24 December (Argus) — Объем строительства грузовых вагонов по итогам 2024 г. ожидается на уровне 75 тыс. единиц, или на 18% больше, чем годом ранее. Участники рынка опасаются серьезного спада в 2025 г. ввиду ограничений на вывод нового подвижного состава на сеть со стороны РЖД в рамках плана по сокращению рабочего парка на путях общего пользования. Впрочем, отраслевой ассоциации удалось договориться с перевозчиком о совместной работе по выходу нового парка с производственных предприятий. О спросе на вагоны, а также о вызовах, стоящих перед отраслью, рассказал Argus исполнительный директор Союза Объединение вагоностроителей (ОВС) Евгений Семенов. — Сколько вагонов построили российские заводы с начала года? Как изменилось производство по сравнению с 2023 г.? — В 2024 г. вагоностроительная отрасль продолжала наращивать объемы производства: по итогам января — ноября было построено 67,3 тыс. грузовых вагонов, на 17% больше, чем за аналогичный период прошлого года. Спрос на парк оставался устойчивым на протяжении всего года, несмотря на внушительные цены, а также высокую и постоянно повышающуюся ключевую ставку Центрального банка России. Доля выпуска инновационного парка составила 28% — по итогам 11 месяцев было выпущено 19,2 тыс. вагонов с улучшенными характеристиками, на 15% больше, чем годом ранее. Считаем, что это отличный показатель, особенно если принять во внимание тот факт, что один из основных производителей такого подвижного состава, Уралвагонзавод (Свердловская обл.), сейчас работает не на полную мощность по выпуску такой продукции. — На какие вагоны в этом году спрос оказался наиболее высоким? — В процентном выражении наиболее существенный прирост зафиксирован в сегменте цистерн — на 49%, до 11,4 тыс. единиц, из которых 1,7 тыс. бочек были с улучшенными характеристиками, что на 75% больше, чем в январе — ноябре прошлого года. Российские заводы выпустили 8,3 тыс. нефтебензиновых цистерн — на 75% больше, чем годом ранее, и 2,4 тыс. химических — прирост к аналогичному периоду 2023 г. составил 94%. Кроме того, было построено около 700 цистерн для перевозки сжиженных углеводородов. По этому сегменту фиксируется падение на 57% к показателям прошлого года. Общая доля вагонов-цистерн составила 17%, что на 4 процентных пункта больше, чем годом ранее. Отлично выступили производители полувагонов, построившие за 11 месяцев 26,2 тыс. единиц, в том числе 11,2 тыс. инновационных вагонов, на 23% больше, чем годом ранее. Активно рос спрос на крытый подвижной состав, таких вагонов было выпущено 5,2 тыс. — доля в общем объеме производства составила около 8%, прирост к 11 месяцам 2023 г. составил 23%. Хопперы, как и прежде, занимают заметную долю — более четверти — на рынке вагоностроения, однако относительно прошлого года объемы выросли незначительно, на 4%, до 17,6 тыс. единиц. В основном это были вагоны для перевозок зерновых грузов — 15,4 тыс. единиц, или на 24% больше, чем годом ранее. Выпуск минераловозов в этом году снизился на 52%, до 1,9 тыс. единиц, а цементовозов — на треть, до примерно 300 штук. Спрос в указанных сегментах, включая вагоны как для перевозок сухих грузов, так и для налива, был обусловлен общерыночными тенденциями, главным образом — замедлением оборачиваемости подвижного состава. Это потребовало большего числа вагонов даже при сохранении объемов грузовой базы — чтобы не попасть на штрафы по ранее заключенным договорам с грузоотправителями, собственникам приходилось наращивать объемы парка. В сегменте платформ в январе — ноябре произошло падение производства на 36%, до 6,8 тыс. единиц. В том числе было построено 5,8 тыс. фитинговых платформ для перевозок крупнотоннажных контейнеров, на 16% меньше, чем годом ранее, а также 1 тыс. универсальных платформ — снижение составило 71%. Это связано с крупными объемами строительства фитинговых платформ в предыдущие годы, рынок насыщен таким парком. Что касается сегмента универсалок, операторы заявляли о сложившемся профиците парка во втором полугодии. — С какими вызовами отрасль столкнулась в уходящем году? — В этом году, как мы считаем, вагоностроителям удалось решить кадровую проблему. С ней отрасль столкнулась еще в 2022 г., но по-настоящему мы ее прочувствовали в 2023 г. Разумная кадровая политика, организация работы по обучению новых сотрудников — как студентов, так и состоявшихся специалистов, которым требовалась переквалификация в техникумах и непосредственно на предприятиях, применение вахтового метода работы — эти и прочие меры позволили отрасли увеличить суммарные возможности выпуска вагонов до 75 тыс. единиц в год по сравнению с 63,5 тыс. единиц годом ранее. Однако полная реализация этого потенциала пока под вопросом. — Повлияли ограничения со стороны РЖД? — Разумеется. Текущих мощностей безусловно хватает, чтобы построить в декабре почти 8 тыс. вагонов и выйти на 75 тыс. единиц по году. Однако для этого вновь построенный подвижной состав должен покидать производственные площадки и выходить на сеть РЖД. По состоянию на 12 декабря 4,2 тыс. новых вагонов оказались запертыми на заводах — госкомпания не согласовывала их перемещение за пределы предприятий. — Какие перспективы для отрасли видите в наступающем году? — Мы рассматривали на 2025 г. несколько сценариев. С одной стороны, вагоностроительные заводы слышат своих клиентов и продолжают вкладываться в развитие, наращивание мощностей. Скажем так, отрасль готова удовлетворить спрос рынка на уровне 85 тыс. вагонов всех родов в год. С учетом тенденций рынка, грузовой базы и объемов списания устойчивый спрос в период 2025—2026 гг., на наш взгляд, сохранится в сегментах цистерн, полувагонов, крытого парка и хопперов. В частности, заводы уже заключили контракты на производство примерно 15 тыс. цистерн, включая нефтебензиновых и химических. С другой стороны, ограничения со стороны железнодорожной госкомпании пока еще сохраняются. Ввиду этого мы рассматривали различные сценарии: от 50—60 тыс. единиц до 20 тыс. штук — но последний уже откровенно апокалиптический. Здесь уже затрагиваются интересы не только владельцев железнодорожной инфраструктуры и вагоностроителей, но и грузоотправителей из большого числа отраслей, которые рискуют недополучить парк под погрузку и сократить объемы вывоза продукции. Остро ощущалась необходимость сесть за стол переговоров и обсудить дальнейшую стратегию РЖД — отсутствие внятного планирования грозило негативно сказаться на всех участниках рынка грузоперевозок. — Встреча все же состоялась и закончилась, насколько известно, на позитивной ноте? — Да, в середине декабря мы провели встречу с руководством РЖД, по итогам которой удалось достигнуть компромиссов по большинству вопросов. Обсудили необходимость обеспечения непрерывного допуска новых грузовых вагонов, их регистрации и направления адресатам. По состоянию на 19 декабря число новых вагонов, запертых на предприятиях, достигло 5,8 тыс. единиц, однако уже 23 декабря на сеть вышло более 1,4 тыс. вагонов, планирование их отправки с заводов осуществляется в ежесуточном режиме. Согласно предварительному прогнозу по итогам встречи с РЖД, в 2025 г. в России может быть построено около 70 тыс. новых грузовых вагонов. В рамках договоренностей с госкомпанией вагоностроители и собственники подвижного состава сформируют детальный план для обеспечения своевременного выхода их на сеть с учетом имеющихся ограничений пропускной способности железнодорожной инфраструктуры и приоритетов перевозок. — Высок ли уровень диверсификации заводов? Есть ли возможность у вагоностроительных предприятий временно сменить профиль, если что-то пойдет не так? — Маловероятно. С учетом специфики оборудования одним из немногих вариантов является производство контейнеров и танк-контейнеров. И такие попытки уже были. Но в этом сегменте, к сожалению, мы абсолютно неконкурентоспособны с китайскими производителями, у которых в силу огромных объемов производства достаточно низкие цены, которые окупаются уже при первой отправке с импортными грузами в Россию. Хочу отметить и разность подходов к отечественной и импортной продукции: если к танк-контейнеру российского производства предъявляются требования по соответствию техническому регламенту Таможенного союза ТР ТС 032/2013, то для импортного контейнера такие требования не соблюдаются, и он поступает на российский рынок, как тара с грузом, и в дальнейшем здесь эксплуатируется. Мы уже обращали внимание регуляторов на эту проблему, сейчас идет рассмотрение вопросов о разделении кодов ТН ВЭД (товарная номенклатура внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза) по группам контейнеров для возможности дальнейшего установления требований по проверке соответствия импортных контейнеров ТР ТС 032, чтобы уравнять ситуацию. Отсутствие необходимости подтверждения соответствия указанному техрегламенту для импортного контейнера также сильно уменьшает его себестоимость. В целом текущая ситуация не располагает к выпуску контейнеров в нашей стране: рынок перенасыщен, транспортно-логистические центры в Московском регионе перегружены, ящики некуда девать. Еще одна эфемерная альтернатива — выпуск комплектующих, однако объемы рынка сбыта здесь ограниченны. Так что будем оптимистами: надеемся, что РЖД справится со своими вызовами, увеличит пропускные мощности там, где необходимо, сеть поедет быстрее, и ограничения будут сняты. Со своей стороны мы готовы сотрудничать на всех возможных площадках и оказывать необходимое содействие коллегам. Евгений Семенов Родился в 1980 г. в Москве. В 2002 г. окончил Московский государственный университет путей сообщения по специальности Технология машиностроения. Обучался по президентской программе подготовки управленческих кадров для организаций народного хозяйства России. С 2002 г. по 2012 г. прошел путь от мастера до главного инженера на Люблинском литейно-механическом заводе. С 2012 г. по 2013 г. работал в должности заместителя главного инженера Вагонной ремонтной компании — 1 (ВРК-1), одной из крупнейших по ремонту грузовых вагонов. С 2013 г. по 2016 г. занимал должность начальника управления развития продукции вагоностроения Уралвагонзавода (Нижний Тагил, Свердловская обл.). С 2016 г. по настоящее время является исполнительным директором Союза Объединение вагоностроителей. Союз Объединение вагоностроителей Создан в 2001 г. Объединяет 28 организаций, среди которых ведущие отечественные вагоностроительные предприятия — лидеры на постсоветском пространстве, производители комплектующих и запасных частей к подвижному составу, а также организации ремонтного и научно-исследовательского комплекса. Константин Мозговой Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Группа Argus Media . Все права защищены.

Crude production resumes at Karoon’s Brazil Bauna field

24/12/24

Crude production resumes at Karoon’s Brazil Bauna field

Sydney, 24 December (Argus) — Australia-listed oil producer Karoon Energy has restarted its Bauna project offshore Brazil, the firm said today. Output resumed late on 22 December local time, Karoon said. This followed the repair of one of two mooring chains tethering its floating production, storage and offloading (FPSO) vessel, which failed on 11 December , leading the company to cut its 2024 guidance to 27,600-28,100 b/d of oil equivalent (boe/d), down from an earlier 28,700-29,500 boe/d. The second mooring chain is expected to be repaired by mid-January, Karoon said. An investigation into the failure will be jointly undertaken with FPSO owner and operator Ocyan, and its joint-venture partner Altera Infrastructure. Bauna production was about 24,500 b/d before the shutdown, with Karoon expecting to reach this level again in the coming days. By Tom Major Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . All rights reserved.

Viewpoint: US LPG cargo premiums poised to fall

23/12/24

Viewpoint: US LPG cargo premiums poised to fall

Houston, 23 December (Argus) — The booming US LPG export market has fueled record spot fees this year for terminal operators that send those cargoes abroad, but those fees are poised to fall next year as additional export capacity comes online. US propane exports surged over the past two years, hitting an all-time high of 1.85mn b/d in the first quarter of this year, according to data from the US Energy Information Administration (EIA). Terminal fees for spot propane cargoes out of the US Gulf coast hit an all-time high of Mont Belvieu +32.5¢/USG (+$169.325/t) in mid-September. US propane production is expected to grow by another 80,000 b/d in 2025 to 2.22mn b/d while the outlook for domestic consumption is fairly steady, at 820,000 b/d next year — meaning even more propane will be pushed into the waterborne market. But that is dependent on US infrastructure keeping up with the pace of production. US export terminals in Houston, Nederland and Freeport, Texas, have run at or above capacity for the last two years given the thirst for cheaper US feedstock, largely from propane dehydrogenation (PDH) plant operators in China. This demand has created bottlenecks at US docks, and midstream operators like Enterprise, Energy Transfer, and Targa have rushed to ramp up spending on both pipelines and additional refrigeration to stay ahead of the wave of additional production. US gas output spurs LPG exports As upstream producers have ramped up natural gas production ahead of new LNG projects, most producers are counting on LPG demand from international outlets in Asia to offload the ethane and propane the US cannot consume. For the past four years, Asian buyers have been more than happy to oblige. US propane exports to China rose from zero in 2019, when China imposed tariffs on US imports, to an average of 1.36mn metric tonnes (t) per month in January-November 2024, according to data from analytics firm Kpler, making China the largest offtaker of US shipments. US exports to Japan averaged 480,000t per month throughout most of 2024, and exports to Korea averaged 460,000t per month in the first 11 months of 2024. China, Korea, and Japan received 52pc of US propane exports in 2024, up from 49pc in 2020, according to data from Vortexa. Strong demand in Asia has kept delivered prices in Japan high enough to sustain an open arbitrage between the US and the Argus Far East Index (AFEI). Forward-month in-well propane prices at Mont Belvieu, Texas, have remained well below delivered propane on the AFEI. In 2020, Mont Belvieu Enterprise (EPC) propane averaged a $143/t discount to delivered AFEI — a spread that has only widened as additional PDH units in Asia have come online. During the first 11 months of 2024, the Mont Belvieu to AFEI spread averaged a hefty $219/t, leaving plenty of room for wider netbacks in the form of higher terminal fees for US sellers, especially as a wave of new VLGCs entering the global market has left shipowners with less leverage to take advantage of the wider arbitrage. The resulting wider arbitrage to Asia has kept US export terminals running full for the last two years. So when a series of weather-related events and maintenance in May-September limited the number of spot cargoes operators could sell and delayed scheduled shipments, term buyers willing to resell any of their loadings could effectively name their price. This spurred the record-high premiums for spot propane cargoes in September. New projects may narrow premium An increase in US midstream firm investments in additional dock capacity and added refrigeration in the years ahead could narrow those terminal fees, however. Announced projects from Enterprise and Energy Transfer, in particular, will add a combined 550,000 b/d of LPG export capacity out of Houston and Nederland, Texas by the end of 2026. Enterprise's new Neches River terminal project near Beaumont, Texas, will add another 360,000 b/d of either ethane or propane export capacity in the same timeframe. These additions are poised to limit premiums for spot cargoes by the end of 2025. Already, it appears the spike in spot cargo premiums to Mont Belvieu has abated for the rest of 2024. Spot terminal fees for propane sank to Mont Belvieu +14¢/USG by the end of November. The lower premiums come not only as terminals resume a more normal loading schedule, but at the same time a surplus of tons into Asia ahead of winter heating demand has narrowed the arbitrage. The spread between in-well EPC propane at Mont Belvieu fell from $214.66/t to $194.45/t during November. A backwardated market for AFEI paper into the second quarter of 2025 means US prices are poised to fall more in order to keep the spread from narrowing further. By Amy Strahan Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . All rights reserved.

Business intelligence reports

Get concise, trustworthy and unbiased analysis of the latest trends and developments in oil and energy markets. These reports are specially created for decision makers who don’t have time to track markets day-by-day, minute-by-minute.

Learn more