2025년 12월 종료 분기
아시아태평양
• 중국에서 액화석유가스 가격지수는 과분 공급으로 인해 전분기 대비 8.29% 하락하였다.
• 분기 평균 액화석유가스 가격은 대략 USD 553.33/MT (프로판 CIF 상하이)이었다.
액화석유가스 현물 가격 움직임은 아시아 시장 전반에 걸친 아비트리지 확대와 지속적인 과잉 공급을 반영하였다.
• 원유 기준치와 화물 운임 하락이 지역적으로 액화석유가스 생산 비용 추세를 완화시켰다.
• 중국의 PDH 증설과 더 추운 날씨가 12월까지 액화석유가스 수요 전망을 강화시켰다.
• 아라비아 만 계약 제안이 CIF 가치를 밀어올리면서 액화석유가스 가격 지수를 높게 유지하고 있다.
• 분석가들은 완만한 상승 후에 조정을 예상하며, 신중한 액화석유가스 가격 전망을 형성한다.
• 균형 잡힌 정유소 가동과 안정적인 수출이 시장을 묶어 액화석유가스 가격지수를 안정시켰다.
2025년 12월 APAC에서 액화석유가스 가격이 왜 변했나요?
• 더 높은 아라비아 만 계약 제안이 중국 수입 균등 가격을 공급했고, 가용성을 좁혔으며 CIF 가치를 상승시켰다.
• 미국 화물 유입 감소와 높은 화물 일정이 석유화학, 주거 수요 속에서 할인 공급을 제한하였다.
• 계절적 더 추운 기온이 가정용 리필과 PDH 원료 수요를 증가시켰으며, 원유 벤치마크가 비용을 강세로 만들었다.
유럽
• 독일에서 액화석유가스 가격지수는 계절적 수요 약화에 따라 분기 대비 2.06% 하락하였다.
• 분기 평균 액화석유가스 가격은 전국적으로 약 1032.00 유로/ 1000리터였다.
• 균형 잡힌 수입과 억제된 구매가 12월 동안 액화석유가스 현물 가격을 범위 내에 유지시켰다.
• 선행 곡선의 긴축과 화물 동향이 겨울철 액화석유가스 가격 예측에 영향을 미쳤다.
• 원유 반등과 더 높은 화물 운임이 투입 비용을 상승시켜 액화석유가스 생산 비용 추세를 악화시켰다.
정제소 혼합 및 미국 수출 증가가 계절 난방을 위한 액화석유가스 수요 전망을 개선하였다.
• ARA 항만 혼잡과 물류 지연이 제안을 지지하여 액화석유가스 가격 지수가 더 강세를 보였다.
• 주요 허브의 충분한 재고가 상승세를 제한했으며, 지역 수요 구역과 입찰이 신속한 강세를 지속시켰다.
왜 2025년 12월 유럽에서 액화석유가스 가격이 변했나요?
• 계절별 난방 수요 증가로 구매가 늘었지만, 지역별 구매는 여전히 고르지 않아 지속적인 가격 상승을 약간 제한하였다.
• 상승하는 화물 및 원유 비용이 도착 비용을 상승시켜, 허브 전반에 재고가 있음에도 불구하고 제안을 지지하였다.
• 미국 수출 흐름과 항구 정체로 인해 짧은 물류 긴장 상태가 형성되어 독일에서 상승 압력을 지속시키고 있다.
MEA
• 사우디아라비아에서 액화석유가스 가격 지수는 9.29% 분기 대비 하락했으며, 이는 아람코 OSP 인하와 약한 수요를 반영한다.
• 분기 평균 액화석유가스 가격은 약 USD 488.33/MT(프로판 Ex Works.Dhahran), 계절 조정됨.
• 액화석유가스 현물 가격은 국내 생산이 내륙 소비를 충당하면서 범위 내에 머물러 있어 현물 변동성을 제한하였다.
액화석유가스 가격 전망은 충분한 재고와 약화된 아시아 수요로 인해 단기 상승 여력이 제한적임을 가리킨다.
액화석유가스 생산 비용 추세는 더 높은 NGL 추출 비용과 운임으로 인해 상승 압력을 보여주었다.
• 액화석유가스 수요 전망이 12월에 개선되었으며, 석유화학 크래커와 주거용 재고 보충이 계절적으로 내륙 소비를 촉진시켰다.
액화석유가스 가격 지수 안정성은 꾸준한 가동률과 일시적인 물류 마찰에 의해 지지되었다.
• 높은 재고와 미국 수출 흐름이 차익거래를 확대했으며, 수출 증가가 가끔 내륙 재고를 감소시켜 공급을 긴축시켰다.
2025년 12월에 MEA에서 액화석유가스(Liquefied Petroleum Gas) 가격이 왜 변했나요?
• OSPs는 처음에 분기 초에 먼저 줄였고, 그 후 12월 CP 인상이 수출 할당량 축소 속에서 가격 회복을 지원하였다.
• 계획된 주바일 분리기 정비로 인해 내륙 부탄 가용량이 감소하여 저장량이 줄고 즉시 제안이 강화됨.
• 계절적 석유화학 및 주거 재고 증가로 인한 인수량이 증가했으며, 화물 프리미엄이 12월에 더 이른 화물 약정을 촉진시켰다.
북아메리카
• 미국에서 액화석유가스 가격 지수는 수출 약세와 재고를 반영하여 분기 대비 8.29% 하락하였다.
• 분기 평균 액화석유가스 가격은 터미널 보고된 데이터에 따라 약 USD 5.90/ mmBtu (부탄 FD 텍사스)였다.
• 액화석유가스 현물 가격은 12월 중순에 안정되었으며, 몽 벨뷰의 인출과 더 강한 걸프 적재가 재고를 감소시킨 후에 안정되었다.
액화석유가스 가격 전망은 단기 수요가 겨울 난방과 수출로 인해 과잉 재고를 흡수하면서 상승 가능성을 나타낸다.
액화석유가스 생산 비용 추세는 원유 가격 하락으로 완화되었으며, 분별기 교체 작업은 단기 비용과 물류를 증가시켰다.
• 액화석유가스 수요 전망이 약화되었으며; 아시아의 구매가 둔화되고 따뜻한 기온이 계절 수준 이하의 난방 수요를 감소시켰다.
• 액화석유가스 가격 지수는 12월에 강세를 보였으며, 수출과 내륙 인출이 시장을 늦은 달 활동을 통해 긴축시켰다.
정제소 가동 중단, VLGC 화물 운임, 그리고 걸프 코스트 적재 증가가 결합되어 12월 가격 책정력을 뒷받침하였다.
2025년 12월 북아메리카에서 액화석유가스의 가격이 왜 변했나요?
재고 증가와 더 부드러운 수출 수요가 가격을 억제했으며, 비록 분리기 정비가 간헐적으로 지역 공급을 제한하였음에도 불구하고.
• 원유 원료 비용이 낮아져 제조 비용이 감소했으며, 이는 더 높은 VLGC 화물 운임과 선석 지연으로 상쇄되었습니다.
• 한파는 난방 수요와 수출 적재량을 증가시켜 기록적인 미국 재고량 속에서 12월 회복을 도왔다.
남아메리카
• 브라질에서 액화석유가스 가격 지수는 7.5% 분기 대비 하락했으며, 이는 수요가 약화된 것을 반영한다.
• 해당 분기의 액화석유가스 평균 가격은 관세를 제외하고 약 USD 505.67/MT였다.
액화석유가스 현물 가격 변동성은 분기 동안 완화되었으며, 가격 지수는 공급 정상화를 반영하였다.
액화석유가스 가격 전망은 화물 운송 및 혼합 활동에 영향을 받은 온화한 계절적 강세를 나타낸다.
액화석유가스 생산 비용 추세는 원유 가격이 하락하면서 완화되었으며, 이는 더 높은 터미널 비용으로 상쇄되었다.
• 브라질 시장에서 블렌딩 관심과 계절적 난방으로 인해 액화석유가스 수요 전망이 개선되었다.
• 재고 증가와 더 저렴한 수입품이 현물 가격을 압박했고 가격 지수는 완화 신호를 보였다.
• 산토스의 운영 병목 현상과 더 높은 화물 운임이 액화석유가스 가격 지수를 실질적으로 상승시켰다.
2025년 12월에 남아메리카에서 액화석유가스의 가격이 왜 변했나요?
• 계절적 차분한 난방 수요가 국내 인수량을 감소시켜 조달을 약화시키고 즉각적인 가격 지지력을 약화시켰다.
• 더 저렴한 수입 차익 거래와 재고 축적이 가용성을 증가시켜 가격 지수 하락을 더욱 압박하였다.
• 화물 및 항만 혼잡이 도착 비용을 상승시켜 12월의 하락세를 부분적으로 상쇄하였다.
2025년 9월 종료 분기
북아메리카
• 미국에서 액화석유가스 가격지수는 과잉 공급으로 인해 분기 대비 13.45% 하락하였다.
• 분기 동안 평균 부탄 가격은 시장 전반에서 약 USD 6.43/MT였다.
• 국내 액화석유가스 현물 가격은 재고를 보여주는 가격 지수로 인해 압박을 받고 있었다.
• 하락한 원유 선물은 액화석유가스 생산 비용 추세를 약화시켜 약한 수요 속에서 지지력을 제한하였다.
• 글로벌 액화석유가스 수요 전망은 계절적 비수기와 나프타 대체로 인해 조용하게 유지되었다.
단기 액화석유가스 가격 전망은 재고가 정상화되거나 수출이 회복되지 않는 한 완만한 하락을 나타낸다.
• 높은 저장 수준이 액화석유가스 가격 지수에 압력을 가했고 수출 마찰이 선적에 영향을 미쳤다.
• 공장들의 가동률 감소로 인해 긴축이 제한되었으며, 블렌딩 수요는 사전 겨울 재고 확보 이전에 약세를 유지하였다.
2025년 9월 북아메리카에서 액화석유가스의 가격이 왜 변했나요?
• 미국 수출이 감소하고 재고가 계절 평균 이상으로 유지됨에 따라 과잉 공급된 국내 주식이 가격에 압력을 가하였다.
• 하락한 원유 선물은 과잉 공급과 약한 수요 속에서 가격 지지를 제한하며 생산 비용을 낮췄다.
물류 마찰과 항구 인도 지연이 판매 압력을 악화시켜 수출 흐름을 제한하고 국내 공급을 증가시켰다.
아시아태평양
중국에서, 액화석유가스 가격 지수는 12.34% 분기 대비 하락했으며, 수입 과잉에 의해 촉진되었다.
• 분기 평균 부탄 가격은 약 USD 568.33/MT였으며, 이는 부진한 수요를 반영한다.
액화석유가스 현물 가격은 중동 화물과 재고 수준이 풍부함에 따라 계속해서 낮은 상태를 유지하였다.
액화석유가스 가격 전망은 계절적 재고 보충이 지속적인 과잉 공급을 상쇄함에 따라 가을까지 회복될 것으로 예상됩니다.
액화석유가스 생산 비용 추세는 원유 가격 하락으로 수출업체 제조 비용이 감소하면서 약간 완화되었다.
• 액화석유가스 수요 전망 약세; PDH 및 블렌딩 부문은 마진이 적어 조달을 지연시키다.
액화석유가스 가격 지수는 재고 증가, 수출 및 수요 둔화에 의해 조정이 나타남.
• 수출 수요 약세와 화물 변동성은 차익거래를 제한하여 액화석유가스 현물 평가를 압박하는 상태를 유지하였다.
2025년 9월에 APAC에서 액화석유가스의 가격이 왜 변했나요?
중동과 미국의 선적 증가가 수입을 확대하여 중국 재고를 쌓았으며, CIF 평가에 영향을 미쳤다.
• PDH 및 블렌딩 부문의 약한 하류 수요가 인수량을 감소시켜 재고 보충과 약세 심리를 제한하였다.
• 원유 원료 비용 하락은 생산 비용, 수출 패리티를 낮췄으며, 운송 변동은 도착 경쟁력에 영향을 미쳤다.
유럽
• 독일에서 액화석유가스 가격 지수는 약한 계절적 수요를 반영하여 분기별로 1% 하락하였다.
• 분기 평균 액화석유가스 가격은 약 USD 1053.67/MT, 함부르크 FD였다.
• 유동성 제약 강 하천 운송은 7월 화물량을 증가시켰으며, 이는 착륙 비용에 압력을 가했고, 동시에 액화석유가스 현물 가격은 범위 내에 있었다.
• ARA와 함부르크는 제한된 차익거래를 제공하여 액화석유가스 가격 지수의 동향에 영향을 미치며 상승폭을 제한합니다.
• 원유 변동성 완화로 액화석유가스 생산 비용 추세가 완화되어 판매자들의 프리미엄 추진 의지가 감소하였다.
• 부탄 블렌딩 회복은 액화석유가스 수요 전망을 개선시켰으며, 정제업체들이 선택적으로 시즌 전 구매를 하도록 촉진시켰다.
• 강력한 재고 해외 압력 수입 경제를 압박하여 단기 액화석유가스 가격 전망의 전반적인 약세를 형성하였다.
• 혼잡한 북유럽 항구들이 공급망을 긴장시켜 내륙에서 가격 지수에 반영된 차이를 만들어냈다.
왜 2025년 9월 유럽에서 액화석유가스 가격이 변했는가?
• 가격이 안정된 가운데, 9월이 시작되면서 전체 시장 분위기는 강세로 전환되었다. 유럽 프로판 대형 화물 부문에 대한 입찰 관심이 재개되었으며, 선도 곡선의 컨탱고가 좁혀지고 있다.
• 상승된 라인 운송 비용과 항구 정체로 인해 물류 비용이 증가하여 전체적으로 하락 압력을 일부 상쇄하였다.
• 높은 수출 재고와 억제된 차익거래가 완만한 원유 관련 제조 비용 증가에도 불구하고 수입 주도 지원을 제한하였다.
MEA
• 사우디아라비아에서 액화석유가스 가격 지수는 과분 공급을 반영하여 분기별로 13.6% 하락하였다.
• 분기 평균 부탄 가격은 평가 기준으로 약 USD 508.33/MT였다.
• 액화석유가스 현물 가격은 재고와 약한 아시아 조달로 인해 압박을 받았으며, 재정거래가 확대되었다.
액화석유가스 생산 비용 추세는 원유 원료가 약화됨에 따라 완화되었으며, 지역적으로 출하 가격이 낮아졌다.
고 재고와 수출이 공급이 균형을 이루었음에도 불구하고 액화석유가스 가격 지수는 낮아졌다.
액화석유가스 수요 전망은 혼합 약화와 PDH 활동 지연으로 회복이 지연되어 여전히 조용하다.
단기 액화석유가스 가격 전망은 가능한 소폭 가을 상승 이전에 범위 내인 9월 수준을 나타낸다.
• 수출 수요는 계속 선택적이었으며, 화물 및 차익거래 역학이 계속해서 LPG 시장 균형에 영향을 미치고 있다.
2025년 9월에 MEA에서 액화석유가스(Liquefied Petroleum Gas)의 가격이 왜 변했나요?
중동 수출 증가로 인한 지역 과잉 공급이 재고를 증가시켜 9월 가격을 안정적으로 유지시켰다.
• 원유 원료 비용 완화는 LPG 생산 비용 추세를 낮추어 수출업체들이 판매 가격을 인하할 수 있게 했다.
• 아시아의 부드러운 지역 수요와 약한 PDH 마진이 인도를 제한하여 현물 관심이 억제되었다.
남아메리카
브라질에서, 액화석유가스 가격 지수는 물류로 인해 분기별로 10.09% 하락하였다.
• 분기 평균 부탄 가격은 약 USD 546.67/MT, CFR 산토스였다.
• 액화석유가스 현물 가격이 미국 재고량이 풍부하고 재경로된 배럴들이 가용성을 향상시켜 완화되었다.
액화석유가스 가격 전망은 재고 보충과 보조금 수요가 가격을 지지함에 따라 강세를 보이고 있다.
액화석유가스 생산 비용 추세는 원유와 운임이 상승함에 따라 착륙 경제성을 압박하면서 상승하였다.
• Liquefied Petroleum Gas Demand Outlook strengthened as voucher rollout and blender pre-buying raised regional uptake.
• Inventory builds in Atlantic contained upside, while Petrobras operations and port congestion affected supply.
• Export flow shifts and shipping delays limited prompt availability, while distant inventories moderated price pressure.
Why did the price of Liquefied Petroleum Gas change in September 2025 in South America?
• Voucher-fuelled household demand and blender pre-stocking increased prompt consumption across voucher-dense Brazilian regions in September.
• Higher crude and freight elevated production and landed costs, further tightening arbitrage and pressuring margins.
• Port congestion, vessel waits and rerouted US barrels disrupted logistics, creating localized tightness across Brazil
For the Quarter Ending June 2025
Asia-Pacific (APAC)
• LPG Price Index in China declined during Q2 2025, with Propane CFR Shanghai settling at USD 665/MT and Butane CFR Shanghai at USD 630/MT by early June. The bearish price movement was driven by Saudi Aramco’s lowered contract prices and reduced crude oil costs, prompting deep discounts on exports.
• Market sentiment remained weak due to warmer weather, seasonal demand slowdown, and sluggish buying activity from the petrochemical and blending sectors.
• Why did the price of LPG change in July 2025 in China?
• Prices held stable amid persistent oversupply and limited demand recovery. Despite lower production costs, subdued interest from PDH units and gasoline blenders kept gains capped.
• The LPG Production Cost Trend declined due to a 1.8% drop in upstream crude prices following OPEC+’s output hike. Ample U.S. and Middle Eastern supplies further pressured production and delivery costs.
• LPG Demand Outlook remained muted. Prior restocking in April and post-Dragon Boat Festival slowdown restricted fresh procurement. Butane demand dropped due to low blending activity, while propane use in PDH units softened amid weak margins.
• Domestic procurement in China stayed subdued, as high inventories and trade uncertainty deterred new orders despite reduced tariffs on U.S. LPG.
North America
• LPG Price Index in the USA declined steadily by 12.6% during Q2 2025, with Propane DEL Texas falling to USD 7.5/MMBTU and Butane FD Texas to USD 7.1/MMBTU by late June. Prices fell due to a continued slump in export demand, high domestic inventories, and off-season consumption trends.
• Despite easing US-China trade tensions and reduced tariffs, Asian demand remained muted, with buyers preferring Middle Eastern LPG. This diverted volumes back to the domestic market, intensifying the oversupply.
• Why did the price of LPG change in July 2025 in the US?
• Prices held weak due to peak inventory levels, subdued global demand, and minor port congestion issues limiting export clearances.
• The LPG Production Cost Trend eased as crude oil prices declined 4.6% after OPEC+ increased output. This lowered feedstock costs and encouraged deeper producer discounts, further pressuring prices.
• LPG Demand Outlook was bearish. Prior restocking in Asia in April, combined with seasonal demand reductions in heating and blending sectors, restricted fresh international orders.
• Domestic procurement in the USA remained stagnant, as inventories surged 4.5 million barrels in late June—14% above the five-year average—while export volumes declined, leading to weaker fundamentals overall.
Europe
• LPG Price Index in Europe declined by 12.5% throughout Q2 2025, with minor fluctuations. By the end of June, Propane CFR Antwerp settled at USD 470/MT, while Butane CFR Antwerp stood at USD 475/MT.
• Prices remained range-bound in June amid soft seasonal demand, logistical disruptions, and ample supply from the U.S. Despite elevated freight costs due to low Rhine water levels, weak consumer appetite, and competitive ARA refinery pricing kept price levels in check.
• Why did the price of LPG change in July 2025 in Europe?
• LPG prices held flat in early July despite transportation challenges. Weak demand from the petrochemical and blending sectors, alongside high inventories and limited trans-Atlantic arbitrage, offset cost-side pressures caused by low barge loading capacity and port congestion.
• The LPG Production Cost Trend was shaped by lower crude oil prices, which fell by 1.8% in May following OPEC+'s output hike. Ample propane inventories in the U.S. and declining freight rates to Europe supported a drop in cost-push pressure. However, persistent logistical issues across Northern Europe balanced the impact.
• LPG Demand Outlook remained bearish. Warmer weather, the end of heating season, and subdued petrochemical activity weakened both propane and butane procurement. Buyers remained cautious amid economic uncertainty, tariff-related trade shifts, and high stock levels.
• The export momentum of LPG to Europe increased as U.S. cargoes, diverted from China due to tariffs, entered the European market. However, this inflow created a localized oversupply, keeping prices capped.
• Domestic procurement in Europe stayed conservative. End-users and distributors focused on stock drawdowns and avoided bulk replenishment amid logistical uncertainty and weak end-use sector performance.
South America
• LPG Price Index in Brazil declined by 5.1% on a quarter-on-quarter basis, with Butane CFR Santos at USD 583/MT and Propane at USD 505/MT, unchanged despite ongoing logistical disruptions.
• Why did the price of LPG remain stable in Brazil?
• While warmer weather capped demand and prevented price hikes, supply chain delays—due to port congestion, flooding, and a customs strike—restricted availability and offset downward price pressure.
• Crude oil feedstock prices eased 1.8% after OPEC+ raised output, lowering manufacturing costs. Despite this, surging freight charges from the U.S. and berth delays in Santos port limited smooth LPG inflow.
• Manufacturing & Supply Dynamics were stable as ample U.S. inventories and reduced Asian demand redirected LPG cargoes to Brazil. However, logistical setbacks, including long vessel wait times and capacity loading issues, restricted full-volume deliveries.
• Demand Outlook remained subdued. The petrochemical and blending sectors entered their off-season, and consumer demand weakened due to front-loaded purchases in April.
• Domestic propane and butane demand continued to soften due to mild weather and slower industrial activity, despite government support programs like “Gas para Todos.” Overall, a stable supply met with weak demand kept LPG prices rangebound in Q2 2025.
Middle East (Saudi Arabia)
• LPG Price Index in Saudi Arabia declined by 4.4% during Q2 2025, with Propane Ex-Work Dhahran settling at USD 600/MT and Butane at USD 570/MT by the end of June. Saudi Aramco reduced its contract prices for both propane and butane amid falling upstream crude oil prices, which dropped 1.8% following OPEC+’s agreement to raise production by 411,000 barrels per day.
• The LPG market remained under pressure due to oversupply as Asian buyers increasingly turned to Middle Eastern cargoes in place of U.S. volumes, especially after China’s import tariffs shifted trade dynamics.
• Why did the price of LPG change in July 2025 in Saudi Arabia?
• Prices remained weak as subdued buying activity in Asia and oversupplied fundamentals persisted, even after Chinese tariff reductions on U.S. LPG. Seasonal demand softness and prior restocking limited fresh procurement interest.
• The LPG Production Cost Trend declined amid reduced feedstock costs and record-high Saudi exports in March. Lower manufacturing expenses enabled suppliers to maintain aggressive pricing to retain market share in Asia and Europe.
• LPG Demand Outlook softened through Q2 2025. Global downstream demand for propane and butane dropped due to the end of heating season and a quiet blending sector. Despite some tariff-related stockpiling in April, overall export volumes declined month-on-month by May.
• Domestic procurement in Saudi Arabia stayed moderate due to minimal heating needs. Propane demand remained steady for cooking and industrial use, while butane demand for gasoline blending declined seasonally. Nevertheless, robust exports to Asia and Africa helped support overall supply chain flow.
For the Quarter Ending March 2025
North America
In the first quarter of 2025, the Liquefied Petroleum Gas (LPG) market in the North American region experienced significant price fluctuations, reflecting tight supply conditions, extreme weather events, and changing demand dynamics. A sharp price increase was seen at the beginning of the quarter due to the combined impact of severe winter storms, which heightened demand for heating fuels and led to inventory draws. Propane and butane prices surged, driven by increased consumption, higher crude oil and natural gas prices, and a surge in LPG exports. The export demand from Asia, particularly for propane and butane, was robust, further supporting the price hikes.
However, in the mid-quarter, the market remained tight, and prices continued to rise, albeit at a slower pace, influenced by prolonged cold temperatures and strong demand for heating fuels. Exports remained strong, but LPG production faced constraints due to limited natural gas availability for production, compounding supply pressures.
Towards the end of the quarter, the market turned bearish as domestic demand for propane and butane weakened. Propane prices declined following a reduction in U.S. exports to China due to retaliatory tariffs. Similarly, butane demand dropped after the end of the winter gasoline blending season, in line with EPA regulations. Despite strong exports to Asia and Africa, the overall decline in domestic consumption led to a bearish outlook, and LPG prices softened.
APAC
During the first quarter of 2025, the LPG market in the Asian region displayed fluctuating yet relatively stable price trends influenced by a mix of supply-demand dynamics, seasonal factors, and global market conditions. The quarter began with a significant reduction in LPG prices, driven by Saudi Aramco's adjustments in response to an oversupply of propane and butane, which affected the Asia-Pacific and Middle Eastern markets. Despite the lower prices, demand remained stable due to consistent supply and steady consumption. As the winter season progressed, increased demand for propane, driven by heating needs, led to a price rebound in the mid-quarter. This uptick was further supported by a reduction in inventory levels and strong export demand, particularly from the petrochemical sector. However, as temperatures rose in March and heating demand declined, LPG prices softened towards the end of the quarter. Additionally, lower crude oil prices helped ease manufacturing costs, contributing to the bearish market sentiment. Throughout the quarter, supply remained balanced, with Saudi Arabia continuing to meet the region's needs, although geopolitical factors, such as reduced Iranian exports, influenced the supply chain.
Europe
The price trend for Liquefied Petroleum Gas (LPG) in Europe during Q1 2025 exhibited significant volatility, driven by multiple intersecting factors. At the beginning of the quarter, LPG prices surged due to tight supply, primarily driven by escalating crude oil prices, which exerted upward pressure on manufacturing costs. Additionally, the surge in freight charges and logistical bottlenecks, particularly in the Amsterdam-Rotterdam-Antwerp (ARA) region, further strained supply chains, pushing prices even higher. However, the volatile nature of the market became evident during the mid-quarter. A sharp decline in crude oil prices led to a temporary dip in LPG prices. Despite this, the market remained buoyant due to continued strong demand for heating fuels and blending components, especially driven by the extreme winter weather. Prices continued to swing, showing slight reductions as supply pressures eased but remained constrained by winter-related demand. As the winter season began to wane in March, the price trend shifted again towards the end of the quarter. LPG prices dropped due to decreasing crude oil prices and declining demand for heating fuels. This downward momentum continued as warmer weather reduced heating demand. By the end of the quarter, LPG prices had stabilized, reflecting a complex interplay of global supply dynamics, reduced demand, and shifting geopolitical pressures.
Middle East
In Q1 2025, the Liquefied Petroleum Gas (LPG) market in the Middle East region experienced a fluctuating yet generally steady price trend, shaped by a mix of supply-demand dynamics, seasonal factors, and global market conditions. At the start of the quarter, LPG prices saw a significant decrease, driven by pricing adjustments from Saudi Aramco in response to an oversupply of propane and butane. These price reductions, initially aimed at addressing the market surplus, impacted the Asia-Pacific and Middle Eastern regions, although the oversupply did not indicate a lack of demand. As the quarter progressed, LPG demand began to rise, particularly due to increased heating fuel requirements during colder weather, leading to a shift in pricing strategy. Saudi Aramco raised prices mid-quarter, despite falling crude oil prices, as propane demand peaked with increased home heating needs. However, by the end of Q1, as winter temperatures moderated, the market became bearish. LPG prices dropped, driven by reduced heating fuel demand and falling crude oil prices, which lowered manufacturing costs. Despite the softening domestic demand, the supply situation remained balanced, with Saudi exports maintaining strong performance, particularly in the Asian and African markets. By the end of Q1, LPG prices stabilized, reflecting moderate domestic demand, and continued robust export activity.
