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Keybot 6 Results  www.coface.com  Page 2
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Oil supply is expected to increase by 1% in 2017 according to the IEA, after an increase of 0.2% in 2016, or 97.01m bpd. The IEA estimates that investment spending in exploration and production plummeted 25% in 2015 and 2016, not to mention the sharp reductions in operating costs of more than 35% between 2014 and 2016.
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L’offre de pétrole doit augmenter de 1% en 2017, selon l’AIE, après une hausse de 0,2% en 2016, soit 97,01 mb/j. Selon l’AIE, les dépenses en investissement dans l’exploration et la production ont chuté de 25% pour les années 2015 et 2016, sans compter les fortes réductions des coûts opérationnels : plus de 35% entre 2014 et 2016. Ces différentes mesures prises devraient réduire les capacités d’extraction, et donc enrayer la croissance de la production de pétrole brut.
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Oil supply is expected to increase by 1% in 2017 according to the IEA, after an increase of 0.2% in 2016, or 97.01m bpd. The IEA estimates that investment spending in exploration and production plummeted 25% in 2015 and 2016, not to mention the sharp reductions in operating costs of more than 35% between 2014 and 2016.
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L’offre de pétrole doit augmenter de 1% en 2017, selon l’AIE, après une hausse de 0,2% en 2016, soit 97,01 mb/j. Selon l’AIE, les dépenses en investissement dans l’exploration et la production ont chuté de 25% pour les années 2015 et 2016, sans compter les fortes réductions des coûts opérationnels : plus de 35% entre 2014 et 2016. Ces différentes mesures prises devraient réduire les capacités d’extraction, et donc enrayer la croissance de la production de pétrole brut.
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Chinese demand is expected to grow very slightly in 2017, to 11.8m bpd from 11.6 million in 2016. Korean demand is also set to show slow growth in 2017, of around 2.7% to reach 2.6m bpd vs. 2.5m bpd in 2016 on IEA estimates and forecasts.
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En Asie, les marges de raffinage (Dubai hydrocracking) atteignaient 2,9 $/baril en moyenne durant le mois d’août 2016, en baisse de 1,15$ depuis juillet 2016. Les demandes chinoise et coréenne expliquent cette méforme, car elles-mêmes sont soit en phase de contraction, soit en ralentissement. La demande chinoise devrait croître faiblement en 2017, atteignant 11,8 mb/j, contre 11,6 en 2016. La demande coréenne devrait aussi progresser à un faible rythme en 2017, de l’ordre de 2,7% pour atteindre 2,6 mbj, contre 2,5 mbj en 2016 selon les estimations et prévisions de l’AIE. La demande indienne devrait croître de 7,5% en 2017.
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According to the IEA, demand for oil products in the US should notch up slightly by 1.1% in 2016 and 0.6% in 2017. The reason most cited for this low growth is the likely increase in oil prices. Coface estimates that Brent prices should average $51.3/b in 2017 vs. $43.6/b in 2016.
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Selon l’AIE, la demande en produits pétroliers aux Etats-Unis devrait croître légèrement de 1,1% en 2016 et de 0,6% en 2017. La raison la plus citée pour justifier cette croissance faible est le probable remontée des cours. Coface anticipe que les cours du brent s’établiront, en moyenne, à 51,3$/b en 2017, contre 43,6$/b en 2016. En outre, le taux d’utilisation des capacités de production des raffineries s’établit à fin juillet 2016 à 91% contre 94% un an plus tôt, selon l’AIE. Malgré une baisse de ce ratio, les marges augmentent toutes passant de 9,90 $/baril en juillet 2016 à 14,26 $/baril à fin août 2016 pour le WTI Cracking. Il faudra rester attentif à la vigueur de l’hiver (probablement induite par le phénomène climatique El Niña), ainsi qu’à celle de l’activité industrielle.
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According to the IEA, demand for oil products in the US should notch up slightly by 1.1% in 2016 and 0.6% in 2017. The reason most cited for this low growth is the likely increase in oil prices. Coface estimates that Brent prices should average $51.3/b in 2017 vs. $43.6/b in 2016.
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Selon l’AIE, la demande en produits pétroliers aux Etats-Unis devrait croître légèrement de 1,1% en 2016 et de 0,6% en 2017. La raison la plus citée pour justifier cette croissance faible est le probable remontée des cours. Coface anticipe que les cours du brent s’établiront, en moyenne, à 51,3$/b en 2017, contre 43,6$/b en 2016. En outre, le taux d’utilisation des capacités de production des raffineries s’établit à fin juillet 2016 à 91% contre 94% un an plus tôt, selon l’AIE. Malgré une baisse de ce ratio, les marges augmentent toutes passant de 9,90 $/baril en juillet 2016 à 14,26 $/baril à fin août 2016 pour le WTI Cracking. Il faudra rester attentif à la vigueur de l’hiver (probablement induite par le phénomène climatique El Niña), ainsi qu’à celle de l’activité industrielle.
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Demand in Europe is likely to fall slightly in 2017, reaching 13.7m bpd on IEA figures. Refineries (NWE Brent cracking) have managed to benefit from the plunge in prices since June 2014 to improve their margins.
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La demande en Europe devrait décroître légèrement en 2017, atteignant 13,7 mb/j selon l’AIE. Les raffineries (NWE Brent cracking) ont pu profiter de la forte baisse des cours depuis juin 2014 pour améliorer leurs marges. Néanmoins, ces dernières se stabilisent autour de 3 $/baril. Pour l’année 2016, nous anticipons une baisse de 5,7% de la production des raffineries européennes, à 11,6 mb/j, du fait des maintenances durant le mois d’octobre. Le début de l’année 2017 devrait être aussi témoin d’une production moins soutenue, continuant ainsi sur la tendance de la fin de l’année 2016, avec une production de 2% atteignant 11 ,4 mb/j . L’une des inconnues qui pourrait affecter positivement la consommation est la sévérité de l’hiver, très énergivore. De plus, les évolutions de l’activité industrielle en Europe resteront un facteur clé, cette dernière ayant fait chuter la consommation de produits pétroliers de 130 kb/j durant l’été 2016, et cette tendance devrait être identique pour le 3ème trimestre de 2016, avec une chute équivalente de la consommation en diesel, essence et autres.