Följ oss

Analys

SEB Jordbruksprodukter, 9 juni 2014

Publicerat

den

SEB Veckobrev med prognoser på råvaror

SEB - Prognoser på råvaror - CommoditySEB om jordbruksprisernaOdlingsvädret fortsätter att vara gynnsamt för att få fram en stor skörd av spannmål och oljeväxter på norra halvklotet. Priserna har fallit den senaste tiden, men fredagens handel på de amerikanska börserna slutade med förvånande styrka. Det är svårt att veta om detta beror på att handlare stänger korta positioner vid nivåer som ändå är nära historiska bottenpriser, inför en långhelg (de flesta länder har helgdag på måndag), eller om fredagens uppgång är starten på en rekyl uppåt. För att återkomma till odlingsvädret, kan detta ligga bakom uppgången i vetepriserna, då prognosen som ödets ironi visar onormalt mycket regn över Texas, Oklahoma och Kansas. Regn är inte nödvändigtvis bra just nu, när skörden där precis ska börja.

Veckan som kommer, blir händelserik med WASDE-rapport på onsdag. FAO/AMIS som rapporterade i torsdags justerar upp både produktion och utgående lager och det ger kanske en fingervisning om vad USDA kommer att göra.

Mjölkpriserna rasade på Fonterras International Dairy Trade i tisdags, men på EUREX står terminerna faktiskt högre än de gjorde för två veckor sedan.

Odlingsväder

Kina är något mindre torrt i prognosen för de kommande två veckorna än tidigare. Det har varit så ett bra tag, vilket borde få en effekt på skördens storlek. Monsunen i Indien är senare än vanligt och prognosen för nederbörden i Indien de kommande två veckorna är fortfarande att det är väsentligt torrare än normalt.

I USA väntas nederbörden över de tidigare torkdrabbade delstaterna Kansas, Texas och Oklahoma fortsätta att vara rikligare än normalt. Det kommer också att regna mer än normalt över corn belt och sojaodlingsområdena. De typiska ökendelstaterna i Sydvästern och i Kalifornien får desto mindre nederbörd.

Väderprognos USA

Europa fortsätter att vara mycket blötare än normalt. Grekland och Turkiet väntas få väsentligt mycket mer nederbörd än normalt, vilket knappast är bra för skörden där. Storbritannien, där en lovande skörd regnade bort totalt förra året, väntas få mer nederbörd än normalt fram till den 22 juni. Kontinentaleuropa verkar dock torka upp med normal eller något över normal nederbörd. Detta är inte typiskt för ett El Niño-år, som brukar innebära översvämning av de stora floderna i Europa. Mer om El Niño nedan. Över fjällen i Sverige och Norge väntas mer regn, vilket om inte annat kan sätta press på elpriset (igen).

Väderprognos för odling i Europa

I veckan som gick fanns en oro för torrt och varmt väder i Ryssland. Som vi ser vänds detta i vart fall när det gäller nederbörden.

Väderprognos för odling

Nyheterna är fyllda av prognoser om ”70% sannolikhet för El Niño till augusti”. Trots att El Niño inte innebär en global odlingskatastrof, som ett La Niña kan göra, får nyhetsrapporteringen ändå utrymme såsom en katastrofnyhet.

Vi har tidigare skrivit att Australiensarna är de som av naturliga skäl, eftersom de berörs mest, är duktigast på att göra prognoser av ENSO. Vi har också noterat att de för två månader sedan sade att det var 70% sannolikhet för ett El Niño redan i juli. För en månad sedan hade de flyttat fram starten till från juli till augusti. I den senaste rapporten, som de just publicerat och som har 1 juni som prognosstart, har ännu lägre sannolikhet för El Niño. Ensembleprognosen som vi ser nedan, ligger nästan helt på normala nivåer. Inget El Niño alls! Om förändringen i prognosen håller i sig, ska man kanske snarare vara orolig för ett La Niña!

Poama-prognos

Vete

Matifvetet föll till 190 euro och uppehöll sig där några dagar. Det är inte många lantbrukare som vill sälja på de här nivåerna, men däremot en del på köparsidan som kan tycka att 190 är billigt. Fredagens handel slutade med en rejäl uppgång och marknaden stängde nära dagshögsta på 193 euro per ton. Orsaken till uppgången är kanske oro för att den onormalt rikliga nederbörden över Kansas, Oklahoma och Texas ska förstöra den lilla skörd som finns. Det kom också frostvarningar från Kanada.

Kommer priset upp lite till och det kan räcka med 195 euro nu, tror jag lantbrukare inte kommer att vänta längre. I vart fall någonstans i intervallet 195-200 kommer många att tycka att det är bra nog för att prissäkra.

Vetepris med teknisk prognos

En viss del av Matifmarknadens styrka kom från eurons försvagning efter ECB:s sänkning av inlåningsräntan till negativ ränta i torsdags. Euron föll först kraftigt mot dollarn, men återhämtade sig dock ganska snabbt och stängde faktiskt på en högre nivå än dagen innan. Fredagens handel på valutamarknaden behöll i stort sett nivån.

Vetepris

Chicagovetet (december), som inte fått stöd av svagare euro, föll ner till en botten i torsdags, men vände sedan rakt upp på fredagen och stängde på 651 cent. En rekyl uppåt, i första hand kanske mot 664 cent är trolig i veckan som kommer. Potentialen för en rekyl uppåt är större för Chicagovetet än för Matifvetet.

Vetepris

Nedan ser vi terminskurvorna för Chicagovete och Matif i fredags och veckan innan. Notera att Matif gått upp och Chicago har gått ner – för alla löptider på respektive terminsbörs. Det är bland annat av den här anledningen som potentialen för högre pris i veckan som kommer är större för Chicago än för Matif.

Terminskurvor för vete

Andelen av USA:s höstvete i ”good/excellent condition” låg i förra måndagens rapport kvar på 30%. Detta är långt under genomsnittet för 2009-13 på drygt 45%, men inte så mycket lägre än förra årets 32%.

Nästa vecka kommer juni månads WASDE-rapport från det amerikanska jordbruksdepartementet. Några dagar innan brukar AMIS komma med sin rapport, som ger en liten vägledning om hur USDA:s siffror kan komma att förändra sig.

Nedan ser vi FAO/AMIS estimat för vete. Det är 1 mt högre produktion av vete pga nederbörden i torkdrabbade USA. Utgående lager höjs med 2 mt.

FAO/AMIS estimat för vete

Fem analytiker som tillfrågats om estimat för EU-28:s skörd av vete gav ett medelestimat på 145.9 mt. Det är högre än EU:s eget estimat på 144.98 mt. Detta återspeglar den allmänna uppfattningen just nu. Vädret fortsätter att vara gynnsamt i stort sett i hela EU. ADM:s dotterbolag Toepfer estimerar att skörden av vete (exklusive durum) i EU kan uppgå till 139.16 mt, 2.3% mer än förra året. Det är framförallt i Storbritannien som ökningen väntas ske (+26%) efter förra årets regnskadade skörd. Ökningar väntas också i Rumänien, Bulgarien, Danmark och i Sverige, enligt Toepfer.

De flesta verkar nu vara övertygade om att priset ska ner. Det är i sådana lägen man måste försöka tänka självständigt. Det finns flera varningstecken: Torkan i centrala Kina, den sena monsunen i Indien, regnen över Texas, Oklahoma, och Kansas, och så den oväntat blöta prognosen för Storbritannien.

Än så länge ligger vi dock kvar med säljrekommendation, men det mesta talar för en rekyl uppåt i veckan som kommer. Än så länge tycker jag man ska se den rekylen som ett tillfälle att sälja, men om detta kommer att vara lika bra får vi återkomma till om en vecka, när vi fått lite mer väderstatistik, en WASDE-rapport och kanske de första skörderapporterna.

Maltkorn

Maltkornsterminen för leverans i november har rasat i pris den senaste månaden, från 240 euro per ton till 208.50. Premien över Matifs vetetermin har också rasat och är nu bara 15 euro (från tidigare 30).

Maltkornpris

Majs

Decemberkontraktet på föll i torsdags till sin lägsta nivå sedan januari, men vände upp kraftigt i fredags. Någon bra förklaring till trendvändningen är svår att hitta. Många länder är på semester på måndag och kanske passade många på att stänga riskpositioner inför långhelgen när priset ändå var nästan nere vid årslägsta.

Pris på majs

Sådden av majs i USA var per den 30 maj klar till 95%. Som vi ser är den senare delen av sådden klar i normal takt – eller faktiskt marginellt snabbare än ”normalt”. Det mesta var faktiskt sått före mitten av maj, vilket anses vara en garanti för att det ska bli avdrag på skördens storlek.

Majs

USDA rapporterar på onsdagen den 11 juni. Förväntningarna är att det mycket gynnsamma vädret i USA ska bära fram en rekordskörd på 13.939 miljarder bushel. FAO/AMIS rapport från tidigare i veckan återspeglar dessa förväntningar med en rätt stor höjning av global produktion av majs från 967 mt den 8 maj till 988 mt den 5 januari. AMIS justerar upp utgående lager från 162 mt till 169 mt.

Majs

På kort sikt kan det komma en rekyl uppåt, men priset på majs borde gå ner ännu mer och jag tror man ska se uppgångar som säljtillfällen. Crop condition börjar rapporteras den 9 juni.

Sojabönor

Med 36.5 miljoner färre grisar i Kina nu jämfört med november är det svårt att se varför sojamjöl ska fortsätta att haussa på pris över 400 dollar per short ton. Det tyckte marknaden också och vände ner från 1275 cent per bushel för novemberkontraktet till 1218 i fredags. Liksom vete och majs, steg priset inför stängning före helgen. Om detta betyder något inför veckan som kommer är svårt att säga. Det kan handla om spekulanter som stänger riskpositioner (kort) inför en långhelg.

Soybean-pris

Sojamjölet föll tillbaka tilll 390 dollar, där marknaden fann stöd.

Soybean meal

Sojaoljan har rent tekniskt brutit stödet det vilade mot, fallit ner nästan till stödet och den riktiga botten på 38 dollar. Därefter har en liten rekyl uppåt kommit. Det är ett klassiskt mönster. Om historien upprepar sig kommer vi att få se ett nytt test av botten på 38 och ett brott nedåt från den nivån.

Soybean oil

Sådden av sojabönor har kommit till 78% sått. Därmed är sådden praktiskt taget klar och detta något tidigare än ”normalt”.

Sådden av sojabönor

AMIS justerar upp även sojaskörden och justerar även upp utgående lager från 30 mt till 31 mt.

Soybeans

Vi tycker inte att något har förändrat sig. Konsumtionstillväxten i Kina borde fortsätta att mattas och skörden borde fortsätta att justeras upp. Gammal skörd är alltjämt ”tight” och det kanske hänger kvar så länge situationen i den är aktuell. Så vi fortsätter att rekommendera sälj på sojabönor (november). Crop condition för sojabönor börjar rapporteras den 9 juni.

Raps

Novemberkontraktet på Matif föll hela vägen ner till ”den absoluta botten” på 347.75 euro. Faktum är, som vi ser i diagrammet nedan, att priset i fredags faktiskt stängde under den nivå som priset inte skulle kunna gå under. Det gjorde priset i och för sig även i januari, så vi har inte något riktigt brott nu. Det naturliga i lägen som dessa är att köpare tycker att det är billigt samtidigt som lantbrukare avhåller sig från att sälja därför att det är för billigt, i deras ögon. Så får vi en rekyl uppåt. Min till skillnad från läget i vete, tror jag inte att det är en lika allmän uppfattning bland lantbrukare att raps är för billigt på 347 euro. En del kan nog tänka sig att sälja även på den här nivån, så gissningsvis får vi nu ett brott nedåt och om det sker kan det gå fort utför.

Rapsprisanalys

Rapsterminerna handlas med contango, samtidigt som sojaterminerna handlas med mycket kraftig backwardation. Detta gäller inte bara gammal skörd – ny skörd, utan för flera år framöver. Detta är orimligt. Eftersom sojabönorna är den stora grödan, faller domen på rapsmarknaden. Det borde inte vara contango i den – och det gör att ju längre löptiden är på rapsterminerna, desto mer ”fel” ligger priset.

Terminskurvor för raps

Skillnaden mellan kanadensisk canola i eurotermer och Matifs rapskontrakt (båda för novemberleverans) är på ungefär samma nivå som den varit den senaste månaden. Det verkar inte som om spreaden vill gå ihop längre.

Raps

Vi fortsätter med sälj på rapsfrö.

Potatis

För två veckor sedan när potatispriset befann sig i fritt fall vid 11.50 euro per deciton, skrev vi att priset troligtvis skulle fortsätta falla i det korta perspektivet. Prisfallet kunde ha nått till 10 euro, men det stannade upp vid 10.40. Därefter har trenden vänt, till en häftig rekyl. Antagligen är det stora konsumenter av industripotatis som tyckte att priset var gefundenes Fressen. Rekylen uppåt kan nog fortsätta några dagar, men på lite längre sikt är faktum att det regnar bra överallt i marknadsområdet och det gynnar volymen.

Potatispris

Nedan ser vi den senaste månadens avvikelse från normal nederbörd i Europa. I marknadsområdet där potatis odlas har det regnat mer än normalt, vilket ger en högre skörd.

Nederbörd i Europa

På kort sikt är vi alltså positiva till potatisprisets utveckling, men med den prognos om nederbörd som finns, är det svårt att se någon stor prisuppgång. Från och med tisdag kan man investera i potatis på Stockholmsbörsen via SEB:s certifikat ”POTATIS S”, som följer aprilkontraktet 1 till 1.

Gris

Marknaden blev överraskad av att USDA hog slaughter-statistik i fredags kväll (20:00 svensk tid), kom in på 319,000 när de två veckor innan legat på 411,000.

The PigSite skrev i måndags om att Kina har 36.5 miljoner färre grisar på gårdarna än när man hade som mest, i november. Hjorden är 8.5% mindre än vid det rekordet. The PigSite rapporterar att detta beror på att uppfödare har svårt att täcka kostnaderna. Frågan är vem som äter allt sojamjöl till över 400 dollar per short ton?

Grispris

Spotkontraktet på EUREX Hogs sjönk från 1.63 euro per Kg för en vecka sedan till 1.61 euro i fredags.

Hogs på Eurex

Mjölk

Priserna på tisdagens Global Dairy Trade föll för åttonde gången i rad och nedgångsfasen tangerar därmed rekordet från hösten sommaren till hösten 2011. Prisfallet nu, överträffar faktiskt det förra rekordet genom att falla 25%, som är betydligt mer än då. WMP har fallit 29%, varav 8.5% i tisdags.

De höga priserna som har varit och de allmänna rosenröda förväntningar på att Kina ska sluka oändligt med mjölkprodukter, har stimulerat produktionen inte bara i EU, utan även Nya Zeeland och Australien. Säsongen 2013/14 slutade i Nya Zeeland förra helgen med en produktionsökning på 7%. Australiens produktion i april var 5.6% högre än förra året. Enligt USDA:s jordbruksattaché i Canberra, som publicerade en rapport på USDA FAS för en vecka sedan kommer Australiens produktion att öka med 5.3% till 9.9 miljarder kilo i år.

Kinas tillväxt sjunker och fastighetsmarknaden står inför ett trendskifte. Efter att ha varit en källa till förmögenhetsuppbyggnad har den nu blivit en förmögenhetsförstörare för den som råkar äga en fastighet.

Produktionen ökar även i Europa. Nedan ser vi produktionen per månad i tusen ton mjölkråvara för några länder (Sverige, Finland, Danmark, Tyskland, Holland, Belgien och Frankrike) i norra Europa, Frankrike dock inkluderat. Det är i princip dessa länder som utgör marknadsområdet för EUREX terminshandel på smör och skummjölkspulver. Data sträcker sig fram till och med mars 2014. Produktionen i mars 2014 var 5.8% högre för dessa länder, som ligger i vad som börjar kallas för ”mjölkbältet” i Europa.

Mjölk

Mjölkbältet är inte någon ny företeelse, som det påstås då och då, orsakat av ”klimatförändringen”. Redan Tacitus skrev i Germania att germanerna höll sig med kor, huvudsakligen. Rom hade olivolja som bränsle, tvål och matolja. Germanerna hade smör, till ungefär samma ändamål. Klimatet i mjölkbältet har alltid gett mjölkproduktion en komparativ fördel och med dagens transportmöjligheter är det sannolikt att mjölkproduktionen i EU kommer att koncentreras till den delen som faktiskt för år 0 – år 1000 eKr behärskades av ko-älskande germaner, dvs Tyskland, Frankrike, Holland, Belgien, England, Danmark och södra Sverige. Även Polen och Irland får väl sägas höra till samma kultursfär, som också tillhör mjölkbältet.

Stimulansen till ökad produktion som de prisuppgången från botten 2012 gav, började märkas sommaren 2013. Ökningstakten accelererar nu, trots att priserna är lite lägre. Produktionsförändringar sker alltså med viss eftersläpning i förhållande till priset. Den högre produktionen nu bidrar nog också till att sätta press på priset.

Mjölk

Vi har sett en ganska kraftig korrektion nedåt på skummjölkspulver och framförallt på smör även på Eurex. Vi ser prisutvecklingen nedan. Terminerna på smör har dock hämtat sig något från botten för ungefär en månad sedan. Som vi har sett på Arlanoteringen har denna bara för någon månad sedan börjat sjunka, trots att t ex smörpriset på terminsmarknaden toppade ur redan i slutet av sommaren förra året och SMP i början av året.

Mejeri

Terminspriserna på EUREX har gått upp de senaste två veckorna. Framförallt är det liksom förut terminer med längre löptider som går upp. Marknaden räknar troligtvis med att mejeriernas lägre avräkningspris nu, som görs med fördröjning i förhållande till terminsmarknaden, ska dämpa produktionsökningen. Det är dock inte säkert att detta sker, då allt fler hämtar sin prisinformation inte bara från mejeriernas aktuella pris utan även från terminsmarknaden på EUREX – där man alltså ser ganska attraktiva priser. Oktober månads pris kan man alltså sälja på över 3.90 kr / Kg. SEB ”bättrar” den köpkurs som finns på EUREX, så en mjölkbonde kan alltså sälja oktober månads termin för nästan 4 kr / Kg.

Priser

Läget är alltså bra för att prissäkra mjölk. Det är inte säkert att det alltid kommer att vara det.

Socker

Vi går nu över från att följa juli-kontraktet på råsocker till att följa oktober-kontraktet, SBV4. Som vi ser lyckades inte priset gå över 19 cent vid det senaste försöket att stiga. Som vanligt när luften går ur ett försök att bryta sig ur dödläget blir motreaktionen å andra hållet lite kraftigare. Priset stängde i fredags på 17.72 cent per halvkilo. Priset ligger fortfarande inom den ”trading range” som priset pendlat inom sedan början på mars.

Brasiliens jordbruksminister Neri Geller sade i tisdags att regeringen överväger att öka inblandningen av etanol i bensinen från 25 till 27.5%. Förra veckan fattades beslut att öka inblandningen av biodiesel i dieseln till 7%.

I brist på nyheter av avgörande slag, fortsätter vi med neutral rekommendation.

Sockerpris

[box]SEB Veckobrev Jordbruksprodukter är producerat av SEB Commodities Sales desk och publiceras i samarbete och med tillstånd på Råvarumarknaden.se[/box]

Detta marknadsföringsmaterial, framtaget av SEB’s Commodities Sales desk, har upprättats enbart i informationssyfte.

Även om innehållet är baserat på källor som SEB bedömt som tillförlitliga ansvarar SEB inte för fel eller brister i informationen. Den utgör inte oberoende, objektiv investeringsanalys och skyddas därför inte av de bestämmelser som SEB har infört för att förebygga potentiella intressekonflikter. Yttranden från SEB’s Commodities Sales desk kan vara oförenliga med tidigare publicerat material från SEB, då den senare hänvisas uppmanas du att läsa den fullständiga rapporten innan någon åtgärd vidtas.

Dokumentationen utgör inte någon investeringsrådgivning och tillhandahålls till dig utan hänsyn till dina investeringsmål. Du uppmanas att självständigt bedöma och komplettera uppgifterna i denna dokumentation och att basera dina investeringsbeslut på material som bedöms erforderligt. Alla framåtblickande uttalanden, åsikter och förväntningar är föremål för risker, osäkerheter och andra faktorer och kan orsaka att det faktiska resultatet avviker väsentligt från det förväntade. Historisk avkastning är ingen garanti för framtida resultat. Detta dokument utgör inte ett erbjudande att teckna några värdepapper eller andra finansiella instrument. SEB svarar inte för förlust eller skada – direkt eller indirekt, eller av vad slag det vara må – som kan uppkomma till följd av användandet av detta material eller dess innehåll.

Observera att det kan förekomma att SEB, dess ledamöter, dess anställda eller dess moder- och/eller dotterbolag vid olika tillfällen innehar, har innehaft eller kommer att inneha aktier, positioner, rådgivningsuppdrag i samband med corporate finance-transaktioner, investment- eller merchantbankinguppdrag och/eller lån i de bolag/finansiella instrument som nämns i materialet.

Materialet är avsett för mottagaren, all spridning, distribuering mångfaldigande eller annan användning av detta meddelande får inte ske utan SEB:s medgivande. Oaktat detta får SEB tillåta omfördelning av materialet till utvald tredje part i enlighet med gällande avtal. Materialet får inte spridas till fysiska eller juridiska personer som är medborgare eller har hemvist i ett land där sådan spridning är otillåten enligt tillämplig lag eller annan bestämmelse.

Skandinaviska Enskilda Banken AB (publ) är ett [publikt] aktiebolag och står under tillsyn av Finansinspektionen samt de lokala finansiella tillsynsmyndigheter i varje jurisdiktionen där SEB har filial eller dotterbolag.

Fortsätt läsa
Annons
Klicka för att kommentera

Skriv ett svar

Din e-postadress kommer inte publiceras. Obligatoriska fält är märkta *

Analys

US inventories will likely rise less than normal in mths ahead and that is bullish

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

US commercial crude and product stocks will now most likely start to rise on a weekly basis and not really start to decline again before in week 38. We do however expect US inventories to rise less than normal in reflection of a global oil market in a slight deficit. This will likely hand support to the Brent crude oil price going forward.

Bjarne Schieldrop, Chief analyst commodities at SEB
Bjarne Schieldrop, Chief analyst commodities, SEB

Shedding some value along with bearish metals and China/HK equity losses. Brent crude has trailed lower since it jumped to an intraday high of USD 87.7/b on 19. March spurred by Ukrainian drone attacks on Russian refineries. Ydy if fell back 0.6% and today it is pulling back another 1% to USD 85.4/b. But the decline today is accompanied by declines in industrial metals together with a 1.3% decline in Chinese and Hong Kong equities. Thus more broad based forces are helping to pull the oil price lower.

US API indicated a 5.4 m b rise in US oil stocks last week. But rising stocks are normal now onwards. The US API ydy indicated that US crude stocks rose 9.3 m b last week while gasoline stocks declined 4.4 m b while distillates rose 0.5 m b. I.e. a total rise in crude and products of 5.4 m b (actual EIA data today at 15:30 CET). That may have helped to push Brent crude lower this morning. It is however very important to be aware that US inventories seasonally tend to rise from week 12 to week 38. And from week 12 to 24 the average weekly rise is 4.1 m b per week. The increase indicated by the US API ydy is thus not at all way out of line with what is normally taking place in the months to come. What really matters is how US commercial inventories do versus what is normal at the time of year.

US commercial stocks have fallen 17 m b more than normal since end of 2023. So far this year we have seen a draw of  39 m b vs the last week of 2023. The normal draw over this period is only -22 m b. I.e. US commercial inventories have drawn down 17 m b more than normal over this period. This has been the gradual, bullish nudge on oil prices. US commercial stocks should normally rise 63.5 m b from week 12 to week 38. What matters to oil prices is thus whether US inventories rise more or less than that over this period.

Drone attacks on Russian refineries was a catalyst to release Brent to higher levels. Brent crude broke out to the upside on 13 March along with the Ukrainian drone attacks on Russian refineries. Some 800 k b/d of refining capacity was hurt and probably went off line. But in the global scheme of things this is a mere 1% or so of total global refining capacity. And if we assume that it is off line for say 3 months, then it equates to maybe 0.25% impact on global refining activity in 2024 which is easy to adapt to. Refining margins have not moved  much at all. ARA spot diesel cracks are now USD 2.25/b lower than it was in 12 March 2024. Thus no crisis for refined products at all.

We’ll probably not return to pre-drone attack price level of USD 82/b any time soon. Though a dip to that price level is of course not at all out of the question. The oil market may send the oil price lower in the short term since very little material impact in the global scope of things seems to follow from the drone attacks on Russian refineries. Our view is however that the attacks were more like a catalyst to release the oil price to the upside following a steady and stronger than normal decline in US commercial inventories. I.e. the latest price gains in our view is not so much about an added risk premium in the oil price but more about oil price finally adjusting higher according to the fundamentals which have played out since the start of the year with stronger than normal declines in US commercial inventories. We thus see no immediate return to pre-drone-attack price level of USD 82/b. Rather we expect to see continued support to the upside through steady, gradual inventory erosion versus normal like we have seen so far this year.

Voluntary cuts by Russia in Q2-24 could be bullish if delivered as promised. Earlier in March we saw Russia’n willingness to cut back supply in Q2-24 in a mix of production restraints and export restraints. Saudi Arabia and Russia are equal partners in OPEC+ with equal magnitudes of production. In a reflection of this they set equal baselines in May 2020 of 11.0 m b/d. Saudi Arabia produced 9.0 m b/d in February while Russia produced 9.4 m b/d. This is probably why Russia in early March stated that they were willing to cut back in Q2-24. To align more with what Saudi Arabia is producing. It has been of huge importance that Saudi Arabia last year cut its production down to 9.0 m b/d and thus below Russian production. This reactivated Russia as a dynamic, proactive participant in OPEC+. The actual effect of proclaimed production/export cuts by Russia in Q2-24 remains to be seen, but calls for USD 100/b as a consequence of such cuts have surfaced.

So far we haven’t lost a single drop of oil due to Houthie attacks in the Red Sea. We have lost some up-time in Russia refining due to Ukrainian drone strikes lately. But nothing more than can be compensated elsewhere in the world. Temporarily reduced volumes of refined hydrocarbons from Russian will instead lead to higher exports of unrefined molecules (crude oil).

For now OPEC+ is comfortably controlling the oil market and the market will likely be running a slight deficit as a result with inventories getting a continued gradual widening, negative difference versus normal levels thus nudging the oil price yet higher. SEB’s forecast for Brent crude average 2024 is USD 85/b. This means that we’ll likely see both USD 90/b and maybe also USD 100/b some times during the year. But do make sure to evaluate changes in US oil inventories versus what is normal at the time of year. Rising inventories are bullish if they rise less than what is normal from now to week 38.

US commercial crude and product stocks will likely rise going forward. But since the global oil market is likely going to be in slight deficit we’ll likely see slower than normal rise in US inventories with an increasing negative difference to normal inventory levels.

US commercial crude and product stocks
Source: SEB calculations and graph, Blbrg data feed, EIA data

Total US crude and product stocks incl. SPR are now 4 m b below the low-point from December 2022

Total US crude and product stocks incl. SPR
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data feed, EIA data
Fortsätt läsa

Analys

From surge to slump for natural gas: Navigating the new normal in Europe

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Over the past 4-5 months, EU natural gas prices, indicated by the TTF benchmark, have plummeted by 50% from an October high of EUR 56/MWh to the current EUR 28/MWh for the front-month contract, defying expectations of seasonal price increases. This downturn can be attributed to robust EU inventories at 59% capacity and persistently subdued natural gas demand, down by 11% compared to historical norms. Mild weather in Northwest Europe and a prolonged industrial recession have suppressed consumption, resulting in a significant gas surplus despite nearing the end of the winter heating season (90% complete). These factors collectively exert downward pressure on prices.

Ole R. Hvalbye, Analyst Commodities, SEB
Ole R. Hvalbye, Analyst Commodities, SEB

The correlation between Brent and TTF prices remains from times partly “fluid”. In our December 2023 natural gas price update, we predicted a constrained global natural gas market, anticipating a swift resurgence in demand following a decline in gas prices. Our projections were underpinned by a robust Brent Crude price outlook, set at USD 85/bl, USD 87.5/bl, and USD 90/bl for 2024, 2025, and 2026 respectively, with a Crude-to-gas rate of 80%. However, this scenario has yet to materialize as the anticipated demand recovery has been notably delayed, requiring even lower prices than initially predicted for its realization—a phenomenon unique in recent memory.

Achieving a global natural gas price convergence towards levels more aligned with Brent Crude appears plausible, signaling a return to a measure of normalcy. The absence of a winter premium during the 2023/24 winter season suggests a healthier outlook for Q2-24, mitigating the risk of substantial short-term price spikes in European gas markets. The sporadic spikes witnessed in 2022 and partially in 2023 are now a thing of the past, indicating a change from the volatility experienced in recent years.

Short-term EU gas prices hinge heavily on immediate weather patterns and industrial gas demand, both exerting considerable influence on inventory levels, which serve as a critical gauge of supply and demand dynamics. Looking further ahead, the trajectory of prices is linked with the global LNG balance, particularly contingent upon factors such as projected US natural gas production and the capacity of US LNG exports to the global market.

Moreover, the declining influence of Russia on the European gas market is notable, with sporadic gas export halts from the former energy powerhouse carrying reduced impact. Global market recalibrations indicate a sustained elevation in price levels, with EUR 30/MWh emerging as a feasible benchmark for the foreseeable future. We also call “the end of the energy crisis”, as the worst is history. Reflecting on the current year, EU TTF prices hit the lowest point in late February, with expectations of a potential slide/climb from current prices at EUR 28/MWh.

In essence, our current natural gas price forecast hinges on a delicate equilibrium among three pivotal factors. Firstly, the TTF price must strike a balance, remaining sufficiently low to stimulate a resurgence in demand. For context, the historical average real price hovers around EUR 27/MWh, with EUR 30/MWh anticipated to gradually encourage demand recovery, thereby mitigating the effects of demand destruction. Secondly, the TTF price should maintain a relatively ”normal” relationship with Crude prices, as historical trends indicate a natural correlation between the two. A notably low rate would invariably attract heightened interest from Asian markets, as LNG emerges as a cost-effective alternative to oil in terms of energy content. Lastly, the TTF price must also exhibit a level of elevation to cover the expenses associated with producing and transporting US natural gas to the European market. This entails factoring in costs related to Henry Hub, tolling fees, liquefaction, transportation, and regasification, among other associated expenses. Achieving a delicate equilibrium among these factors is vital for ensuring the stability and sustainability of natural gas pricing dynamics in the European market.

Consequently, our current stance reflects a delicate balancing act among these three critical factors. Settling on EUR 30/MWh, we predict that prices lower than this threshold would catalyze a swifter demand resurgence, while simultaneously enhancing the appeal of natural gas against oil as the spread widens. Moreover, importation from the USA would encounter mounting challenges as prices decline, particularly approaching the EUR 25/MWh mark when landed in ARA.

The TTF market has been complexly interlinked with the global LNG market at the margins since 2015, many years before the energy crisis. While the proportion of LNG consumed in Europe has surged significantly, the concept of LNG prices influencing TTF prices at the margin is not new. However, in terms of volume, the current situation declares us notably more vulnerable than in previous years.

In our updated projections, we have revised our price forecasts downward, particularly notable at the front end, encompassing Q2-24, Q3-24, and the Full-year (FY) 2024. Other adjustments, though marginally smaller, remain for FY 2025, 2026, and 2027. Despite these reductions, we anticipate a trajectory of increasing European natural gas prices from their current levels. Notably, Q1-24 is now expected to average EUR 27/MWh, followed by predictions of EUR 25/MWh, EUR 28/MWh, and EUR 32/MWh for Q2-24, Q3-24, and Q4-24 respectively. Consequently, the average for FY 2024 is forecasted at EUR 28/MWh, marking a notable decline from the previous estimate of EUR 40/MWh.

In our outlook for longer-term pricing, we anticipate an average of EUR 30/MWh for the years 2025, 2026, and 2027—a reduction of EUR 10/MWh compared to our previous update in December 2023, which projected EUR 40/MWh. This long-term forecast only sits marginally higher, by EUR 3-4/MWh, than the historical average real price of approximately EUR 27/MWh. Such pricing aligns intending to stimulate further demand recovery and maintain consumer affordability within the European economy. Reflecting on historical trends, previous price levels in the European market might be seen as reliant on potentially risky agreements with Russia. Consequently, the era of exceptionally low-cost energy is drawing to a close, indicating a new paradigm where European gas and power are priced slightly higher, establishing a ”new normal” for the foreseeable future.

TTF spot prices

PRICE ACTION

The absence of a winter premium for global natural gas is notable. Our longer-term natural gas price projection, set at EUR 30/MWh, demonstrates resilience compared to historical market norms. Last quarter (Q4-23) closed at EUR 43/MWh for the front-month contract, a figure approximately EUR 10/MWh lower than our recent expectations. Noteworthy market adjustments have transpired not only within the European gas market but also on a global scale. This ongoing adaptation is expected to continue influencing the gas market into 2024, resulting in fewer severe price spikes and a return to more normal price differentials.

Global natural gas prices, EUR/MWh

Maintaining our gas price forecast at EUR 30/MWh for 2025 suggests an expectation for European natural gas prices to stabilize at current market rates. This projection extends to 2026 and 2027, which stand roughly 30% higher than historical norms – a contrast to the previous era of favorable deals with Russia flooding European consumers with low-cost piped natural gas.

Considerable attention is drawn to the relationship between gas and oil prices. With our oil market outlook projecting USD 85/bl, USD 87.5/bl, and USD 90/bl for 2024, 2025, and 2026 respectively, the convergence of gas prices to more normal circumstances implies a corresponding alignment with oil prices. Historically, EU natural gas prices have traded at 0.55-0.6 times Brent crude prices, a figure that is expected to converge closer to historical norms. However, our forecasts for 2024, 2025, and 2026 slightly exceed historical norms, at 0.62 x Brent, 0.65 x Brent, and 0.62 x Brent respectively, reflecting a tighter natural gas balance in the coming years.

The transformation of global LNG trade, from roughly 5% spot and short-term LNG trade in 2000 to roughly 30% in 2023, underscores a higher degree of flexibility in negotiating spot and short-term LNG contracts. This evolution suggests a shift towards contracts potentially decoupled from Brent indexations, challenging the conventional reliance on oil prices as a benchmarking tool for global natural gas prices.


US LNG

A significant surge in global liquefaction (export) capacity is anticipated from the US and Qatar starting in 2026 and beyond. These large-scale liquefaction projects typically entail long-term contracts with predefined off-takers or demand centers, primarily serving power plants or industrial applications. The transportation of substantial LNG volumes from the US to Europe underscores strategic economic and energy considerations. The US, propelled by abundant shale gas resources and extensive LNG liquefaction infrastructure, has emerged as a major LNG exporter. Europe, seeking to diversify energy sources and reduce dependence on Russia, offers an attractive market for American LNG. Additionally, LNG’s flexibility as a cleaner-burning fuel aligns with Europe’s environmental sustainability objectives and transition away from coal.

The transatlantic LNG trade between the US and Europe capitalizes on arbitrage opportunities driven by regional gas price variations and demand-supply imbalances. This flow not only enhances energy security for European nations but also aids NE Asia in meeting environmental obligations.

The US-Europe netback for LNG cargo depends on various economic factors, including global natural gas prices, US regional supply and demand dynamics, and fluctuations in shipping costs.

The competitiveness of US LNG in the European market is influenced by several factors, including the US benchmark price for domestic natural gas (Henry Hub), source gas costs, voyage costs, shipping costs, and regasification costs at the destination.

In more detail the competitiveness of US LNG in the European market is influenced by factors such as the US benchmark price for domestic natural gas (Henry Hub); Source gas cost (Henry Hub + Tolling fee and liquefaction fee); voyage cost (Insurance, port, canal, boil-off, and fuel cost); shipping cost at day rate; and regasification cost in the other end.

A simplified calculation demonstrates the US-EU arbitrage opportunity. At current market figures, the total cost of delivering LNG from the US to Europe is roughly USD 7.05/MMBtu or approximately EUR 22/MWh. Comparatively, the EU TTF front-month contract trades at EUR 28/MWh, indicating an average EUR 6/MWh arbitrage opportunity and an equal profit margin for traders. However, with state-of-the-art LNG vessels, the total cost could decrease significantly, resulting in a substantial profit margin for traders.

The calculation (with current market figures all in USD per MMBtu as a standard unit):
Front-month Henry Hub (1.65) + 15% tolling fee (0.25) and liquefaction fee for conventional LNG ships (2.5) + Insurance, port, and canal (on average 0.33) + boil-off and fuel cost (on average 1.2) + regasification (0.5) + shipping cost at current day rate (0.62).

i.e., for total cost from the US to Europe we get 1.65 + 0.25 + 2.5 + 0.33 + 1.2 + 0.5 + 0.62 = USD 7.05/MMBtu – or roughly EUR 22/MWh. At the time of writing, the EU TTF front-month contract is trading at EUR 28/MWh. Hence, in the current spot market, the US-EU arbitrage is at roughly on average EUR 6/MWh and equally EUR 6/MWh profit to trader. However, this is a conservative estimate. In a situation with a state-of-the-art MEGI / X-DF LNG vessel, we would have a lower liquefaction fee and per unit insurance, boil-off, and fuel cost, which would imply a total cost of USD 6.0/MMBtu (EUR 18.5/MWh) – consequently, a massive EUR 9.5/MWh profit to the trader. Understating the massive economic argument in shipping LNG from the US to the EU (at current market rates).

But even though a substantial arrival of LNG export capacity in the US is approaching, it is not like the US has unlimited natural gas production, or unlimited LNG capacity to feed the global thirst for LNG. Hence, it is not like the EU TTF will plunge to levels comparable to the US Henry Hub + all associated costs for delivering to the EU.

A substantial surge in LNG export capacity is imminent, fueled by significant investments totaling USD 235 billion directed towards upcoming super-chilled fuel projects since 2019. The majority of these projects are slated to come online from the second half of 2025 onward, with an additional USD 55 billion investment expected by 2025, driving a remarkable 45% surge in LNG liquefaction capacity by the end of the decade.

Currently, the global LNG export market boasts a total capacity of approximately 420 million tonnes, projected to expand significantly to 610 million tonnes by 2030. The bulk of this expansion will stem from Qatar, Russia, and the US, with capacities increasing by roughly 23, 26, and 117 million tonnes respectively from 2024 to 2030.

However, it’s worth noting that on January 26, 2024, the Biden Administration paused LNG exports to non-FTA countries, awaiting updated analyses by the DOE. This affects 4 major projects and risks WTO challenges. The DOE cites outdated assessments, signaling a policy shift and raising market uncertainties.

This pause could have significant geopolitical and trade implications, as it also becomes an election issue. Stakeholders, including exporters and developers, now face uncertainties and must review agreements. Overall, the pause prompts a broader review of LNG export policies, impacting domestic and international markets. However, it’s too early to fully assess its impact, so the aforementioned capacity forecast remains firm for now.

The industry’s confidence is underpinned by the anticipation of rising LNG demand, driven by Europe’s efforts to reduce reliance on Russian gas and Asia’s shift away from coal, particularly in China. Yet, this expansion is not merely speculative; it represents a long-term commitment between suppliers and off-takers. These projects typically entail long-term contracts of 20+ years, often supplying power plants or industrial applications. Consequently, the new LNG export capacity is expected to match a similar scale of demand.

The significant export ventures from the United States to Qatar will further cement LNG’s role in the global energy landscape, with contracts extending well into the 2050s, even surpassing some carbon-neutral targets.

Moreover, there remains ample room for natural gas in the long run. The COP28 acknowledged that transitional fuels like LNG can facilitate the energy transition, signaling implicit support for LNG over dirtier fossil fuels.

Critics argue that natural gas isn’t the most environmentally friendly fossil fuel due to potential methane leakage along the supply chain. However, such concerns arise belatedly as the wave of new facilities is already underway. With oil demand reaching its peak and coal declining gradually, gas is expected to maintain its prominence in the energy mix.


SUPPLY & DEMAND

In the short term, the winter wildcard/premium is gone, pointing to a healthier Q2 2024. We have, a while back, pinpointed that the European natural gas market is in a limbo state between supply uncertainties and demand uncertainties. With a consequence of a winter wildcard largely being balanced by the short/medium-term weather and withdrawal rate of European natural gas inventories.

Recent weather forecasts predict slightly colder temperatures in early April across Northwest Europe, but the preceding winter months saw normal to milder conditions, resulting in lower-than-expected inventory drawdowns and weak price trends.

Looking ahead, forecasts for April to June 2024 suggest above-normal temperatures in Northwest Europe, reducing heating and power demand and maintaining subdued gas consumption. Prices in Q2-24 are forecasted to average around EUR 25/MWh.

Daily LNG imports - Europe

Furthermore, it is easy to think of the faded energy crisis as a European crisis. But the adaptation for global gas markets has been equally/more important. Very high global gas prices have resulted in adaption in all corners of the globe, consequently, easing the global natural gas balance and freeing more gas volumes to the highest bidder at more “reasonable” prices. During the peak of the crisis, the highest bidder was naturally Europe which was sucking up all excess global LNG volumes. However, at the current price levels, the “three importing giants”, namely China, South Korea, and Japan have finally woken up, and are no longer “re-routing” their LNG cargos, while also actively participating in the short-term/spot market.

Russia’s grip over the EU is expected to weaken in the spring/summer of 2024. Since February/March 2022, President Putin sought to balance revenue generation and geopolitical pressure by controlling the energy supply to the EU. This strategy faced challenges: reducing exports to zero would jeopardize revenue, while high exports would alleviate the EU’s energy crisis, as seen in winter 2022/23. Despite efforts, Putin’s goal of using natural gas as a strategic tool faltered in winter 2023/24.

Russia - Europe pipeline flow of natural gas

Market adaptation ensued. Since December 2022, Russian piped gas supply to Europe has fluctuated between 10-25% of historical averages, currently nearing 20%. To intensify geopolitical pressure, Russia may need to further reduce flows, possibly to around 10% in winter 2024/25. Despite the distant outlook, the market has already factored in potential price increases for next winter.

Two main pipelines deliver Russian gas to Europe: ”Turkstream,” to Turkey, and the ”Brotherhood,” through Ukraine to Slovakia. These pipelines each contribute roughly 50% of the 0.75 TWh per day flow. The pipeline via Ukraine faces physical risks, and a supply halt is likely next winter as the transit agreement between Gazprom and Naftogaz expires in December 2024, with little chance of renewal.


EU INVENTORIES

The trajectory of EU natural gas inventories for the upcoming summer is primarily influenced by both the global LNG market and European natural gas demand. In Q2-23 (one year ago), inventories commenced the injection season at an all-time high, leading to the current record-high inventory status. These comfortable inventories suggest the EU has the situation under control as it emerges from the winter season. Currently, inventories stand at 59%, a substantial 25% above the 2015-2022 average.

European natural gas inventories

Despite missing out on over 1,000 TWh of natural gas imports from Russia compared to historical levels, the mild winter of 2022/23, reduced demand due to high prices, and increased LNG imports compensated with an additional 1,400 TWh. This over-compensation of 400 TWh in Q1-23 facilitated an unprecedented injection rate into European inventories during Q1 and Q2 2023. As a result, European inventories shifted from a deficit of 180 TWh in January 2022 to a surplus of 259 TWh in April 2023, leading to the current record-high levels.

However, if NE Asia, predominantly led by China, continues to outbid the EU for LNG cargo and industrial gas demand increases due to favorable long-term hedging levels, current comfortable inventory levels will gradually return to normal. This suggests EU TTF prices will slowly climb towards over EUR 30/MWh by the next heating season, a trend partly factored into current pricing.

While the crisis urgency has faded, market adjustments now activate at lower price thresholds. Nonetheless, we anticipate slightly higher long-term price levels (EUR 30/MWh) due to increasing LNG bids from China (+NE Asia), a rebound in EU demand, and reduced LNG imports influenced by lower prices. This will result in a slower inventory build during Q2-24 and Q3-24 compared to last year. Despite diminishing supply from Russia, the EU remains focused on maintaining preparedness for future winters, leading to a new normal in natural gas inventory levels throughout the year.

The European energy crisis has significantly eased during 2023 and Q1-24. Softened front-end prices influence longer-dated prices, with the winter premium/seasonality fully washed out during the ongoing heating season. Healthy EU natural gas inventories, currently at 59% capacity (675 TWh) and surpassing the European Commission’s target of reaching 90% storage fullness by 1 November, contribute to this subsiding crisis. Continued subdued European consumption (11% below historical averages) and robust LNG imports set a ceiling on short-term prices, although increased EU demand could quickly alter this scenario, as EU demand has proven stickier than anticipated.

DEMAND RECOVERY

Reduced uncertainty and lower prices are expected to lead to more long-term hedging. Since the start of Q1 2024 (year-to-date), the TTF spot has averaged EUR 27/MWh, approximately USD 50/boe, only marginally below the ’historical norm’ when adjusted for inflation. Despite these price levels, a resurgence in European industrial gas consumption during the winter is not straightforward.

EU natura gas demand recuction vs normal

Industrial gas demand remains subdued, sitting 11% below historical averages. While this marks an improvement from the 25-30% drop experienced in mid-summer 2022 – a period characterized as the ”peak of the crisis” – when spot prices consistently traded at EUR 150/MWh (USD 255/boe).

The slower-than-expected recovery is largely attributed to industries hesitating to commit to longer-term prices. For example, during Q4 2023, despite tumbling spot prices, futures prices remained strong. In mid-October, gas for delivery in January 2024 was priced at EUR 55/MWh (USD 103/boe). Thus, during Q4 2023, peak-winter prices maintained a considerable premium over spot prices to a large extent.

However, the current landscape has changed. The winter premium has diminished as we exit the heating season, and weak spot prices predominantly drive forward. This reflects a market that is more certain and willing to forecast futures during a less turbulent phase. The convergence and narrowing gap between spot and long-term prices signify that ”peak natural gas has passed.” Major consumers in Europe are expected to adopt more long-term hedging for longer-term prices, ideally hedging these futures close to current spot prices. This suggests that current market prices will likely trigger increased consumption compared to Q3 and Q4 2023, although a full-scale comeback will take time.

As previously noted, substantial demand destruction occurred not only in Europe but also globally, particularly in Asia. Over the last couple of years, demand destruction amounted to approximately 800 TWh per year, while the normal growth rate in the global LNG market is 200 TWh per annum. This indicates that most of the demand will eventually return, although the timing remains uncertain. 


NE ASIAN LNG

EUR 25/MWh presents a favorable ”buy opportunity,” and prices are expected to either slide or climb from this point. The decline in prices can be attributed to sustained low demand and high inventories. We anticipate prices to either slide or increase from here, with minimal downside, as prices are likely to find support around EUR 25/MWh.

Forward prices for both JKM and TTF indicate that the NE Asian LNG market will remain a preferred destination for marginal LNG cargo in the near term. While the EU previously heavily relied on NE Asia, the European market can no longer solely depend on the economic vulnerabilities of NE Asia or China.

LNG arbitrage

A long-awaited pent-up demand for energy in China would lead to increased demand for goods and services, consequently boosting energy consumption, particularly natural gas, primarily in the form of LNG. In such a scenario, the JKM may command a larger premium over the TTF than the existing EUR 2.5/MWh (3-month rolling contract). This would divert LNG spot cargoes away from Europe, further reducing the EU’s natural gas surplus. Thus, the ongoing recovery in China’s economy is likely to stimulate Asia’s demand for natural gas, potentially resulting in EU LNG purchasers paying a premium to secure essential LNG imports in the future.

Daily LNG imports NE Asia

With current prices, we anticipate an increase in EU demand coupled with a decrease in EU LNG imports. This trend may persist until we observe a slight shortfall in compensation relative to the natural gas deficit from Russia, which could drive prices upward during the summer.


KEY TAKEAWAYS

The ongoing transition from coal to natural gas signifies a significant shift in the global energy landscape. Natural gas emerges as a crucial bridging technology, offering a cleaner alternative to coal and facilitating the transition toward widespread adoption of renewable energy sources. This transition underscores the environmental benefits of natural gas, positioning it as a pivotal component in mitigating climate change and reducing greenhouse gas emissions.

Despite challenges such as the reduction in Russian gas supply, the natural gas market is adapting rapidly. Europe, in particular, faces competition for global LNG volumes, primarily sourced from the US and Qatar. The market’s ability to swiftly adjust reflects its adaptability and resilience on a global scale, highlighting the importance of diversifying energy sources and supply routes.

Our current natural gas price forecast relies on achieving a delicate equilibrium among key factors. This includes stimulating demand, maintaining a correlation with crude prices, and ensuring cost coverage for US natural gas transportation. Striking this balance is essential for maintaining stability and sustainability in European gas pricing dynamics, ensuring energy security.

In response to changing market conditions, we have revised our price outlook downward for the short term, notably for Q2-24, Q3-24, and FY 2024. Specifically, Q1-24 is forecasted to average EUR 27/MWh, followed by predictions of EUR 25/MWh for Q2-24, EUR 28/MWh for Q3-24, and EUR 32/MWh for Q4-24. However, prices are expected to gradually increase over the longer term, with an average forecast of EUR 30/MWh for the years 2025, 2026, and 2027, slightly higher than historical averages.

This revised outlook reflects the evolving nature of the natural gas market and the need for flexibility in response to changing geopolitical landscapes and supply dynamics. Looking ahead, natural gas remains a crucial bridge over coal, facilitating the transition towards cleaner energy sources.

Fortsätt läsa

Analys

Fed cuts ahead bolstering oil prices

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Initially, Brent Crude experienced a decline yesterday following the release of US crude inventories data. However, nationwide US crude inventories, excluding those held in the Strategic Petroleum Reserve (SPR), saw a decline for the second consecutive week, remaining below the five-year seasonal average. Additionally, there was a larger-than-expected decline in gasoline holdings. While the overall draw presents a bullish narrative, it required some support from yesterday’s Federal Reserve announcement to trend in a positive direction.

Ole R. Hvalbye, Analyst Commodities, SEB
Ole R. Hvalbye, Analyst Commodities, SEB

The Brent Crude front-month contract strengthened before yesterday’s close and has continued this positive momentum into today, currently trading at USD 86.5 per barrel. This reflects an increase of roughly USD 1 per barrel (1%) compared to yesterday evening’s low point.

The Federal Reserve signaled its intention to adhere to its outlook for three rate cuts this year, boosting both risk appetite and weakening the US dollar, which has benefited global crude prices.

In our analysis, global crude prices are currently supported by strong fundamentals. Demand growth remains robust, complemented by significant production cuts by OPEC+ and subdued output from US shale oil producers. Consequently, the global oil market is operating at a slight deficit, resulting in a gradual depletion of oil inventories, as evidenced by the recent declines in US crude and product inventories (further details below). This trend is expected to provide support for oil prices and potentially drive them sideways to upwards, with limited downside risks.

However, it’s important to note that while fundamentals appear promising and the oil market has found some reassurance in yesterday’s Federal Reserve announcement, expectations for enduring inflation may act as a headwind for oil prices over the longer term, potentially capping a significant oil price rally.

As a reminder, our assumptions for Brent oil prices have remained firm since September 2023. We anticipate Brent Crude to average USD 85/bl and USD 87.5/bl for 2024 and 2025, respectively, with projections of USD 90/bl for 2026 and 2027.


Yet another week of drawdown in US inventories. Commercial crude oil inventories in the U.S., excluding those held in the Strategic Petroleum Reserve, decreased by 2.0 million barrels from the previous week, reaching a total of 445.0 million barrels. This figure is approximately 3% below the five-year average for this time of year.

Total motor gasoline inventories saw a significant decline of 3.3 million barrels from the previous week, now standing approximately 2% below the five-year average. However, distillate fuel inventories experienced a marginal increase of 0.6 million barrels, remaining roughly 5% below the five-year average. Meanwhile, propane/propylene inventories rose by 0.4 million barrels, reaching a notable 9% above the five-year average.

Overall commercial petroleum inventories witnessed a decrease of 6.1 million barrels last week. Total products supplied over the last four-week period averaged 20.1 million barrels per day, indicating a 2.2% increase from the same period last year.

Motor gasoline product supplied averaged 8.8 million barrels per day over the past four weeks, showing a marginal increase of 0.3% from the same period last year. Conversely, distillate fuel product supplied averaged 3.7 million barrels per day, down by 1.9% from the same period last year. Jet fuel product supplied experienced a slight decrease of 0.2% compared to the same four-week period last year.

Fortsätt läsa

Populära