tag

Global equity funds recorded their largest weekly outflow in nine months in the week through September 16, as a surge in oil prices heightened inflation concerns and expectations of a Federal Reserve interest-rate increase added to investor caution, reports Reuters. Investors withdrew a net $23.21bn from global equity funds, the biggest weekly outflow since December 17, 2025, LSEG Lipper data showed. Crude oil prices climbed to four-month highs during the week, stoking inflation worries and pushing Treasury yields higher, weighing on growth-oriented funds. The Fed raised interest rates by 25 basis points on Wednesday and indicated that further increases may be needed to curb inflation fueled by higher energy costs linked to the war in Iran. Investors withdrew a net $31.44bn from US equity funds, a fourth consecutive week of outflows. During the same period, European equity funds recorded net outflows of $295mn, while Asian funds attracted net inflows of $6.26bn. Weekly inflows into equity sector funds climbed to a six-week high of $4.49bn, led by technology, financials, and consumer discretionary funds, which attracted $1.94bn, $1.31bn, and $621mn, respectively. Global bond funds attracted $855mn in inflows, the smallest weekly amount since April 1. Investors withdrew $3.85bn from high-yield bond funds and $1.1bn from euro-denominated bond funds, while adding $2.96bn to government bond funds and $1.96bn to short-term bond funds. Money market funds recorded outflows of $77.42bn, ending a two-week streak of net purchases. Among commodity funds, gold and other precious metals funds attracted $1.17bn, marking their ninth weekly inflow in the past 10 weeks. Energy funds posted weekly outflows of $148mn, compared with an inflow of $211mn in the previous week. 

Saudi Aramco is offering crude oil outside the Strait of Hormuz to some Asian refiners through private negotiations, two sources with knowledge of the matter said on Monday, in a strategy similar to that adopted by United Arab Emirates' Abu Dhabi National Oil Co (Adnoc). In a rare move, Aramco is in talks with buyers to supply Arab Medium and Arab Heavy crude via ship-to-ship (STS) transfers off Fujairah in the UAE, the sources said. One of them said the cargoes were for September loading. It was not immediately clear how Aramco moved its cargoes out to Fujairah. The offers are the latest sign of crude supplies finding their way around the prolonged disruption to the Strait of Hormuz. Aramco declined to comment. Aramco has also diverted its Arab Light crude to the Red Sea port of Yanbu for export since the Iran war began, and also offered the grade from Egypt’s Mediterranean port of Sidi Kerir following attacks in the Red Sea by the Iran-aligned Houthis. Disruption in supplies from the Strait of Hormuz and Red Sea, due to the US-Israeli war on Iran and attacks on vessels by Yemen's Houthis, has curtailed Aramco's market share in key consuming markets such as India. In contrast, sustained shipment of crude from inside the Gulf to waters outside the Strait have helped boost UAE's oil sales with Adnoc selling more than 100mn barrels through tenders. The arrangements allow Asian refiners to receive crude without sending their own tankers through the strait, where security concerns have deterred many shipowners from entering. 

China managed to add a small volume of crude oil to inventories in July, as weak refinery processing outweighed a sharp drop in imports. China's surplus crude for July amounted to 210,000 barrels per day (bpd) and came after the world's biggest oil importer drew on stockpiles in both May and June amid supply constraints caused by the Iran conflict. The return to a surplus in China's crude availability in July comes as a surprise given the huge decline in imports, with seaborne arrivals of oil down more than 3mn bpd from levels prior to the conflict.This had seen China's refiners draw on stockpiles by about 940,000 bpd in June and 500,000 bpd in May. China does not disclose the volumes of crude flowing into or out of its strategic and commercial stockpiles, but an estimate can be made by deducting the amount of oil processed from the total crude available from imports and domestic output. On this basis, crude oil imports of 8.41mn bpd and domestic output of 4.3mn bpd mean refiners had a total of 12.72mn bpd available. China's refiners processed 12.51mn bpd in July, according to official data released on Monday, down 15.8% from the same month last year and only marginally above the 12.47mn bpd from June. Subtracting the July throughput from the total crude available leaves a surplus of about 210,000 bpd available for storage. For the first seven months of the year China has added about 480,000 bpd to stockpiles after strong imports in the first quarter boosted the surplus of available crude. What the numbers show is that China has not really had to tap its vast oil inventories, estimated to contain at least 1.2bn barrels, despite dramatically cutting its crude imports since the start of the Iran war. Since the US and Israel attacked Iran on February 28 shipments of crude and refined products through the Strait of Hormuz have been constrained as Iran attacked vessels, partly as retaliation but also to gain leverage for any eventual peace settlement. Just under 20% of the world's crude oil passed through the narrow waterway prior to the war, and while the volumes getting through now are disputed, even the most optimistic figures from the US government still point to a current loss of about 5mn bpd from the Middle East from pre-conflict levels. China's imports of 8.41mn bpd in July were up from the decade-low of 7.12mn in June, but were still more than 3mn bpd below pre-war levels.  To compensate for the lower imports, China has cut refinery processing rates, but they are still at levels sufficient to meet domestic demand.China has instead cut exports of refined products, with shipments of 4.65mn metric tons in July being only marginally higher than the 4.36mn tons in June. For the first seven months of the year fuel exports dropped 13.1% to 28.25mn metric tons, according to customs data. Beijing placed restrictions on fuel exports shortly after the start of the Iran war, a measure aimed at ensuring domestic supply, but also one that allowed China to dramatically cut crude imports without dipping too far into stockpiles. Beijing is easing restrictions on fuel exports for a second month in August, a move that will allow refiners to capture the elevated margins in Asia for diesel and gasoline. However, allowing more fuel exports does lead to the question as to whether China will seek to lift crude imports, a move that may lead to higher prices given the ongoing supply disruptions from the Middle East. China's seaborne crude imports are estimated at 7.0mn bpd in August by commodity analysts Kpler, slightly higher than the 6.98mn recorded for July. It's likely that the August figure will be revised higher as more cargoes are assessed, but it is still certain to be well below the average of 11.52mn bpd for seaborne arrivals in the three months to end February.  This means that for August China is continuing to act as the main force absorbing the restricted crude supply from the Middle East.  The views expressed here are those of the author, a columnist for Reuters. 

Evaluating sustainable aviation fuel (SAF) solely through single-year cost comparisons presents a misleading view of project economics.The joint report titled ‘India's Aviation Opportunity: Turning Agricultural Residue and Low-Cost Solar into Competitive Sustainable Aviation Fuel with Power-and-Biomass-to-Liquids’ detailed how conventional aviation fuel in India relies on imported crude oil priced in US dollars. In 2030, power-and-biomass-to-liquids (PBtL) fuel carries an estimated production cost of $1.42 per litre compared to $0.97 per litre for conventional jet fuel. However, the study stressed that analysing costs across a 25-year levelised project cycle reveals a much narrower financial gap. Historical data from 2005 to 2025 shows wholesale jet fuel prices inflating by 5.0% annually in nominal rupee terms. The findings indicated that roughly 1.9% of that increase stems from US dollar commodity inflation, while the remaining 3.1% reflects ongoing rupee devaluation against the dollar. Synthetic fuel plants reverse this monetary vulnerability, the publication pointed out. Built as capital-intensive domestic assets, PBtL facilities lock in major operational inputs through long-term, rupee-denominated power purchase agreements (PPAs) at fixed tariffs. Consequently, the report noted that levelised production costs remain insulated from exchange rate fluctuations and foreign commodity price shifts. Taking these currency dynamics into account, the researchers calculated that the levelised cost of PBtL fuel produced at a plant commissioned in 2030 is Rs127 per litre, just 18% above the adjusted levelised purchase cost of conventional jet fuel over the same quarter-century. Under base-case market assumptions, the report projected that new synthetic fuel facilities commissioned in 2036 will achieve full levelised cost parity with conventional fuel. According to the report, that parity date can arrive much sooner if policies capture the broader economic benefits of green fuel. Monetising health co-benefits from reduced field burning adds an estimated $0.38 per litre in avoided societal harm, while applying carbon costs adds up to $0.22 per litre, potentially closing the commercial cost gap by 2030, the report added.

Iraqi crude oil exports have tumbled from 3.4mn barrels per day to between 1.5mn and 1.7mn bpd due to the closure of the Strait of Hormuz.Minister of Oil Basim Khudair said on Saturday that the country's current crude oil production stands at around 2.7mn bpd, while exports range between 1.5mn and 1.7mn bpd.The pre-escalation figure for Iraq's exports was almost 3.4mn bpd through the Strait of Hormuz, Khudair added, explaining that export volumes had declined, prompting the government to explore alternative routes and diversify crude oil export routes.This, Khudair said, includes the project to export oil through the Port of Aqaba and the Basra-Fishkhabur pipeline project, poised to be implemented under a build-operate-transfer (BOT) system.The Iraqi minister affirmed that the country's oil fields are capable of restoring previous production and export levels, underlining that his country is committed to advancing oil infrastructure, diversifying export routes and enhancing gas investment.Notwithstanding the challenges associated with the Strait of Hormuz, he noted, Iraq had pulled off securing oil supplies for the domestic market.Khudair pointed out that the government is working to provide a secure and stable environment for companies and investments in the oil sector.He said that the Ministry of Oil is working on two parallel tracks on gas. The first involves ending the flaring of associated gas, while the second focuses on developing gas fields, noting that 14 contracts have been referred to international companies to implement projects in this field.

OilBrent crude oil climbed more than $1 a barrel on Friday amid uncertainty over negotiations to determine control of and reopen the Strait of Hormuz, a key global shipping artery.Brent crude futures settled at $83.55 a barrel, and US West Texas Intermediate (WTI) crude finished at $78.18 a barrel. For the week, Brent fell 7.3%, while WTI fell 7.7%.**media[477217]**Meanwhile, both Iran and Oman are reported to have agreed on the route ships would take through the strait, which lies between their two countries. It is unclear if the US will agree to these terms.Iran is seeking fees of between 5% and 7% of the price of cargoes from ships using the strait, a senior Iranian official said. Oman, meanwhile, is discussing fees of about 3% while Washington wants no fees at all. GasAsia spot liquefied natural gas (LNG) prices slipped this week but held near a four-month high, as the US-Iran war kept supply and shipping risks in focus while buying interest from South Asia offset muted demand from Japan and China.The average LNG price for September delivery into northeast Asia was $20.40 per million British thermal units, down from $21.35 per mmBtu the week before.**media[477218]**Much of the spot flexibility comes from US contract volumes that Chinese and Japanese buyers are reselling rather than lifting.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $18.70 per mmBtu, posting a weekly loss of 5.1%. Meanwhile, northwest European LNG prices softened as geopolitical risk premiums eased, following reports that US President Trump announced plans for talks with Iran.This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

Kuwait Petroleum Corp (KPC) has signed a $16bn deal to lease and lease back its crude oil pipeline network with a consortium comprising global funds Blackstone, Brookfield and KKR, the state-owned Gulf firm said on Saturday.It said it was the largest foreign direct investment in the country's history.Under the investment called Project Peregrine, KPC's unit Kuwait Oil Company (KOC) is establishing a joint venture with the three global investors in a lease and leaseback structure for a 20.5-year period that includes a volume-based tariff, KPC said in a statement."This transaction sends a powerful signal that Kuwait continues to rise as an attractive destination for global capital, even amid a challenging regional environment," KPC Deputy Chairman and CEO Shaikh Nawaf Saud al-Sabah said in the statement.The process for the stake sale was launched just before joint US-Israeli strikes on Iran on February 28, Reuters previously reported citing sources.Iran continues to attack infrastructure in Kuwait and elsewhere in the region after an interim truce between the US and Iran that was meant to end the Iran warcollapsed last month.Iran said on Friday it had attacked US military equipment depots in northern Kuwait, and the positions of US troops at Camp Arifjan and at Camp Doha, near Kuwait City.The KPC deal is part of a broader push by Gulf state oil companies and sovereign investors to raise funds from infrastructure assets and attract foreign capital, as they look to fund domestic investment plans.It follows pipeline fundraisings by Saudi Arabia's Aramco, Abu Dhabi National Oil Company and Bahrain’s Bapco Energies.Blackstone, Brookfield and KKR will collectively hold a 49% stake in the joint venture, while KOC will retain a 51% stake as well as full ownership and operational control of the network, which comprises 13 pipelines spanning a total of around 320 kilometres (199 miles).The transaction is expected to generate $7.85bn in upfront proceeds at closing, KPC said, adding it will support the oil company's capital expenditure plans.KPC’s pipeline network transports crude oil and refined products across Kuwait, linking the country’s oilfields to export terminals on the Arabian Gulf.Centerview Partners, HSBC and JP Morgan acted as financial advisors to KPC.

OilCrude oil futures prices were more than 4% lower on Friday after sources said that China had initiated a push to resume stalled peace talks between the United States and Iran, but remained on track for hefty weekly gains.Brent crude futures settled at $96.78, and US West Texas Intermediate crude (WTI) finished at $89.31. For the week, Brent rose 9.9%, while WTI rose 8.3%.**media[472145]**US President Donald Trump promised "major military punishment" for Iran and its Houthi allies after the strikes on two Saudi oil tankers in the Red Sea.Iran had been pressing the Houthis to close the Bab el-Mandeb gateway to the Red Sea if the United States continues to attack Iranian power infrastructure. It is the second most important route for energy shipments after the Strait of Hormuz at the mouth of the Gulf. GasAsia spot liquefied natural gas (LNG) prices rose for a fifth consecutive week to their highest in four months on fears of wider shipping disruptions, as Houthi attacks on Saudi oil tankers extended the Middle East war to a second major chokepoint.The average LNG price for September delivery into northeast Asia was $22.00 per million British thermal units, up from $20.10 per mmBtu the week before.**media[472146]**Many of the shippers previously willing to do dark transits have paused. Transit conditions remain highly fluid, with no immediate path to de-escalation, keeping volatility and risk premiums firmly supported.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $21.12 per mmBtu, posting a weekly gain of 9.2%. Gas market remains tight and volatile amid supply uncertainty, while risks of shortages increase in Europe. Gas stocks are rising slowly, but remain below a reassuring level.This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

Saudi ‌Arabia is considering expanding the capacity of its crude oil pipeline to the western Red ​Sea coast, five sources close ‌to the matter said, enabling the kingdom and possibly neighbours to transport more ‌oil without crossing the ⁠Strait of Hormuz. The East-West ‌pipeline was built in the early 1980s ‌and has become crucial since the start of the Iran war in February and the resulting halt ⁠to shipping through the Strait of Hormuz.It can transport up to 7mn barrels per day (bpd) of crude to the Red Sea port of Yanbu. About 2mn bpd feed refineries on the west coast and roughly 5mn bpd are for export, the CEO of state-backed oil company Aramco said in May.The kingdom is in preliminary talks with some of its neighbours about the potential expansion of the pipeline's capacity by up ​to 2mn bpd, the sources said.It was unclear if Aramco's planned capacity increase would involve upgrades to existing infrastructure or construction of a new pipeline. One of the sources said the increase would include a ‌smaller second pipe for oil products.Kuwait, ⁠Bahrain and Qatar ​all lack routes that can bypass Hormuz while Iraq's pipeline to Turkey, dogged by ​disputes and repeated shutdowns, runs well below capacity."We are in discussions with our brothers in Saudi Arabia and in the emirates to look at how to expand the pipeline system that they have to accommodate Kuwaiti barrels," Kuwait Petroleum Corp CEO Sheikh Nawaf al-Sabah told the Atlantic Council Global Energy Forum last month.The expansion could be for 1mn to 2mn bpd, two of the sources said, with refined products also under consideration. It would take years, cost billions of dollars and require changes to Saudi crude's pricing mechanism, another source said.Iran's blockade of the strait forced Gulf producers to shut in as much as 12mn ‌bpd, sending prices surging. Flows ‌have resumed partially after a preliminary US-Iran ⁠deal last month, but they remain below pre-war levels.Iraqi output collapsed from 4.3mn bpd to ⁠less than 1.5mn bpd in May, ⁠Kuwait declared force majeure in March and Bahrain's Sitra refinery was struck by Iranian missiles several times."The recent talks about new pipeline corridors involving Saudi Arabia, Kuwait and Qatar reflect a broader strategic reality. The conflict has focused minds regionally on the perils of relying solely on Hormuz," said Zaid Belbagi, managing partner at London-based Hardcastle Advisory.Aramco declined to comment while the Saudi and Bahraini government communications offices, the ​Iraqi oil ministry and QatarEnergy did not respond immediately to requests for comment.The UAE, the only other Gulf state with meaningful Hormuz-bypass capacity, has completed half of a new West-East pipeline that will double crude capacity to Fujairah when it becomes operational next year. Its existing Abu Dhabi pipeline carries up to 1.8mn bpd.An expansion by Saudi Arabia "suggests that after the war, the next phase of the Saudi-UAE rivalry could be a race to the top on ‌oil production, and therefore ​a race to the bottom on prices," one industry source said.

Iran has begun talks with Japanese companies under a US sanctions waiver ​allowing it to resume oil ‌sales, though prospective buyers are seeking a longer waiver and reassurances ‌about ship safety, ⁠three Iranian and Western ‌sources said.The waiver, part of 60-day ‌peace talks between Tehran and Washington, was issued on June 22 and expires ⁠August 21.Three Japanese buyers were looking at possible crude oil purchases from Iran, their first since 2019, said two Iranian sources, who declined to be identified due to the sensitivity of the issue.Japanese and Iranian officials were in initial talks about possible oil sales, a Western industry source familiar with the matter said separately.An official at Japan's Ministry of Economy, Trade and Industry (METI), which oversees fuel ​supply infrastructure, said he was unaware of any such matter.Japan's foreign ministry and the US Treasury did not immediately respond to Reuters requests for comment.Japan, South Korea, India and European ‌countries stopped buying Iranian oil when ⁠US sanctions tightened following ​US President Donald Trump's withdrawal from Iran's nuclear pact in 2018.China has ​been Iran's main buyer in recent years.Any Japanese purchases would be a matter for private companies, a separate METI official told Reuters in June, but said it was unclear whether such deals would proceed given shipping times and existing contracts.The safety of any tanker voyage would also have to be ensured, the official added.A senior Iranian official said any deal would require the US to extend the current waiver given the shipping time between Japan and Iran.The official added that cargoes would be loaded at Iran's Kharg Island ‌and use Japanese-operated tankers.A senior ‌Iranian oil ministry official told ⁠Reuters that Iran's national oil company NIOC had approached traditional customers including Japan and told ⁠them that if a peace ⁠deal was concluded and sanctions were lifted, Iran would like them to resume their purchasing.Iran's oil ministry did not respond to a request for comment.The Strait of Hormuz ship passage is still far from safe and how it will operate once a lasting peace deal between Tehran and Washington is finalised is not yet known.A container ship ​was attacked in the Strait of Hormuz recently by Iranian forces and Iran's Revolutionary Guards have said all transits through the strait need to be cleared with them first.Securing insurance would be the biggest challenge, a senior official with a major Japanese oil refiner said.The current temporary US sanctions waiver was unlikely to draw orders from well-stocked Asian refiners, leaving independent Chinese refineries as ‌the main buyer, ​trade sources and analysts have said. 

Kuwait's crude oil production rose sharply to 1.65mn barrels ⁠per day in June from 580,000 bpd in May, a source familiar with the matter told Reuters on Thursday, as the Opec member boosts exports through the Gulf following the US-Iran interim peace agreement.The jump in Kuwaiti output adds to signs that Gulf oil flows through the Strait ​of Hormuz are recovering rapidly following disruption caused by the Iran war, with stranded cargoes gradually clearing the Strait of Hormuz and exporters ‌restoring production.Kuwait was producing about ⁠2.5mn ​bpd before Iran's effective closure of the Strait in ​response to US and Israeli attacks at the end of February which prompted the country and other Gulf producers like Saudi Arabia and Iraq to cut millions of barrels per day of oil output.Daily production rose to as high as 1.9mn bpd in the last 10 days of June, the source, who declined to be identified by name, added. Oil prices extended earlier losses on Thursday following ‌the Reuters report. Crude ‌had already been trading ⁠at its lowest level since late February, just before the ⁠war began.A spokesperson ⁠for state oil company Kuwait Petroleum Corp did not immediately reply to a Reuters request for comment. The company on June 18 said that all force majeure notices issued during the war were lifted, while a tender document a day later showed the ​company was offering cargoes to buyers.Kuwait was one of the hardest-hit countries in the Gulf from the Iran war because of the effective halt to flows through the Strait. Unlike Saudi Arabia and the United Arab Emirates, which can use export routes other than the Strait of Hormuz, Kuwait relies almost entirely on the waterway for its crude exports, leaving it effectively cut ‌off from ​key markets such as Asia during the disruption. 

Physical crude oil cargoes ‌are selling at discounts across the globe, changing trade flows as markets come under pressure from ‌fast-rising Middle Eastern supply with ⁠Iran set to boost ‌sales following a temporary reprieve from US sanctions.The steep ‌drop in prices follows the 60-day interim deal between the US and Iran to end the war that started ⁠on February 28, allowing some shipping to resume in the Strait of Hormuz which used to see a fifth of the global oil and liquefied natural gas shipments before the war.Tehran is also ramping up oil exports, seeking sales beyond China, after Washington temporarily lifted sanctions as part of the deal.The release of cargoes stranded inside the Gulf and a wave of crude offers from Abu Dhabi National Oil Co, Kuwait Petroleum Corp and Iraq's SOMO have also boosted prompt supply and depressed Middle East benchmarks Dubai, Oman and Murban to discounts.Asian refiners, which typically ​buy crude two months in advance, have already booked cargoes for delivery up to August."Refineries in the East have already been well supplied for the next two months and have no need for the incremental barrels, leading to a very weak market and Dubai ‌spreads in contango," said June Goh, a ⁠senior oil market analyst at ​Sparta Commodities.Dubai slipped to a discount of 27 cents a ​barrel on Tuesday, after peaking at more than $60 in March, while discounts for Oman and Murban widened to 96 cents and 67 cents, respectively, Reuters data showed.Prompt cargoes trade at a discount to later-dated ones in a contango market, indicating ample supplies. ADNOC sold at least 48mn barrels of spot crude so far this month for June-August loading, boosting regional supply.The collapse in Middle Eastern crude prices has made Gulf oil cheaper against Brent, enabling energy majors Exxon Mobil, Eni and TotalEnergies to send supertankers of crude such as Abu Dhabi's Murban and Upper Zakum to Europe, traders said.On the other hand, weak Middle East prices have shut the arbitrage window for Atlantic Basin crude to Asia, traders said. Spot differential for US West Texas Intermediate Midland crude has flipped from ‌a premium a week ago to a ‌discount of about 45 cents."We're expecting US crude ⁠export premiums to Asia to erode and AB (Atlantic Basin) differentials to soften as the weeks progress," Rystad analyst Janiv Shah ⁠said.US crude exports to Asia are set to ⁠ease in the third quarter after hitting a record high of 2.634mn barrels per day in May, ship tracking data from Kpler showed.Discounts for European and West African grades have also widened this week with the increase in Middle East supply.North Sea Forties crude, one of the six grades that can set the value of the dated Brent benchmark, traded on Monday at a discount of $1 a barrel to dated Brent, the lowest since November and ​sharply down from a record premium of $21.50 a barrel in April, according to LSEG data."Europe is becoming the clearing point for crude that either lost its eastern outlet or now screens cheap enough to travel west," analysts at Kpler said in a note.For West African grades, Eni has sold Angolan Nemba crude for August loading to Glencore at $7.95 a barrel below dated Brent while ExxonMobil offered a cargo of Angolan Hungo for loading on August 6-7 at a discount of $4.05 per barrel to dated Brent, traders said.Pricing agency S&P Global Energy Platts assessed on Tuesday that Congolese crude Djeno was at a discount of $10.845 per barrel to dated Brent, the lowest in its records dating back to 2013. Angola's ‌Nemba was priced at a ​six-year low discount of $7.95 per barrel, it added.