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Viewpoint: US aromatic octane demand set to soften

  • : Oil products, Petrochemicals
  • 29/12/23

US aromatics demand for boosting gasoline octane may decline in early 2024 as values for low-octane, paraffinic naphtha moves closer to gasoline.

High-octane demand is set to soften should naphtha's discount to gasoline narrow and gasoline prices remain low. But this should not preclude seasonal pricing support for aromatics beginning in March and April.

US naphtha exports have increased from a three-year low at 191,000 b/d in August 2022 to 320,000 b/d in September 2023, based on Energy Information Administration (EIA) data. Rising exports have reduced US naphtha inventories and narrowed the naphtha-gasoline spread to -$111/t in first-half December, nearer the historical 2019 average of -$105/t and down from the all-time widest at -$621/t in June 2022.

Ethylbenzene (EB) and cumene (CU) gasoline blending have supported prices for feedstock benzene (BZ) for two years, as naphtha's price relationship to gasoline on the US Gulf coast decoupled from the 2019 historical average. The gradual recoupling of suboctane naphtha and gasoline prices to the historical 2019 average is set to continue as naphtha exports resume, moderating high-octane EB and CU demand for gasoline blending next year.

EB and CU gasoline blending demand pushed feedstock BZ higher in 2022, resulting in all-time high at 705¢/USG ($2,110/ metric tonne) in June that year, just as the naphtha-gasoline spread reached a record (see chart). A similar phenomenon occurred in September this year when benzene hit a high for the year of 429¢/USG ($1,284/t), after the naphtha-gasoline spread reached an historically wide monthly average of -$422/t in August.

As paraffinic naphtha exports decline, domestic stocks build, lowering prices. Blenders then purchase this cheaper naphtha to utilize in gasoline as a sub-octane, which spurs demand for EB and CU high-octane blendstock and for feedstock benzene in turn.

In first-half December, the naphtha-gasoline spread has narrowed to just over -$100/t as naphtha exports increase. Less suboctane placed in the US gasoline blending pool in the form of naphtha moving into 2024 means less need for high-octane components, including BZ-derived blendstocks EB and CU to meet octane specifications.

EB and CU as blendstocks will continue to drive demand for benzene in 2024, but as seen in the last two years, peak benzene prices in summer are set to weaken further on reduced octane demand.

Prices for toluene and mixed xylenes (MX) have also been supported by gasoline blending for the past two years, helping to mitigate weak demand for downstream paraxylene (PX) and polyethylene terephthalate (PET) caused by lower prices from Asia and unfavorable operating margins for selective toluene disproportionation (STDP) units to produce PX.

Demand for toluene and MX into downstream PX and further downstream PET could increase in 2024. Ongoing delays at the Panama Canal could cause issues in receiving PX or PET imports at the US Gulf coast, potentially boosting domestic PX and PET production.

A drought at the Panama Canal has been causing shipping delays between Asia and the US Gulf coast, with some ships rerouting around South Africa's Cape of Good Hope to avoid upwards of 40-day waiting periods at the canal.

On top of Panama Canal delays, the threat of US restrictions on Asian bottle-grade PET resin imports could unfold in 2024. A US investigation into Asian recycled PET imports could result in an antidumping duty on all Asian PET imports. Asian countries accounted for over 60pc of US PET imports in January-October 2023, according to Global Trade Tracker data.

Should BZ sustain a premium over toluene and MX prices, STDP operations could kick back in to produce PX and downstream PET to offset any possible shortages of PET imports. STDP operators typically require a 30¢/USG BZ-toluene margin to justify running units.

US octane and suboctane gasoline spreads $/t

Asia PX vs US BZ and TOL $/t

US light naphtha exports versus spot price

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B100: Estoques altos nas usinas fazem preços caírem


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B100: Estoques altos nas usinas fazem preços caírem

Sao Paulo, 24 April (Argus) — Os diferenciais logísticos dos contratos de biodiesel para suprimento entre maio-junho recuaram consideravelmente em relação ao período entre março-abril, sob pressão dos altos estoques nas indústrias, da maior oferta de soja para esmagamento e, consequentemente, de óleo vegetal para a produção. Esse diferencial logístico das usinas inclui na fórmula do preço do biodiesel o contrato da commodity em Chicago, o câmbio e o diferencial do óleo vegetal no porto de Paranaguá. É a parcela na precificação de contratos ligada à margem dos produtores. As negociações começaram com as usinas pedindo valores maiores para recuperarem parcialmente as perdas com paradas não programadas, decorrentes dos atrasos nas coletas pelas varejistas . Entretanto, o cenário de sobreoferta prevaleceu e os preços caíram. Com os saldos elevados nas indústrias, as distribuidoras de combustíveis optaram por adquirir volumes mais próximos das metas estabelecidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Brasil (ANP) para o período. A expectativa é de que as vendas voltem a ganhar tração em maio e junho. Neste período do ano, a demanda é tipicamente maior, devido ao consumo elevado de diesel B pelo setor agrícola com as safras de grãos e cana-de-açúcar em curso. O setor de distribuição considera o prolongamento da situação de desequilíbrio entre oferta ampla de diesel importado nos portos e demanda aquém do esperado. A situação gera receio entre participantes, que veem tal comportamento como um sinal de descumprimento do mandato de mescla de biodiesel. De acordo com dados da ANP, a taxa de conformidade do diesel B foi caiu de 95,2pc para de 83,4pc entre março-abril, menor nível registrado desde o começo do monitoramento, em 2016. O descumprimento do teor mínimo de biodiesel foi contabilizado em 67pc das infrações registradas durante o período, contra uma taxa média histórica de 47pc. O cancelamento do regime especial de tributação de empresas importadoras de combustíveis pela Secretário da Fazenda (Sefaz) do Amapá deve acabar com as distorções de preços no mercado de diesel e colaborar para o reequilíbrio da oferta do produto no país. Variações O maior recuo nos diferenciais foi observado na Bahia, onde os prêmios deverão encerrar o período de contratação entre R$600-830/m³ ante intervalo de R$730-1.020/m³ no período entre março-abril, conforme levantamento feito pela Argus . Na microrregião norte de Goiás-Tocantins, houve queda R$142/m³, no intervalo de R$300-535/m³ para o próximo bimestre ante os atuais R$440-680/m³. Por Alexandre Melo Diferenciais das usinas de biodiesel R$/m³ Maio/Junho Março/Abril ± Mínima Máxima Mínima Máxima Rio Grande do Sul 110 380 280 450 -120 Sorriso-Nova Mutum 50 340 220 350 -90 Cuiabá-Rondonópolis 80 405 280 450 -123 Norte de Goiás-Tocantins 300 535 440 680 -142 Sul de Goias 350 500 450 650 -125 Paraná-Santa Catarina 150 450 400 480 -140 Bahia 600 830 730 1,120 -210 Envie comentários e solicite mais informações em feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Todos os direitos reservados.

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