Följ oss

Analys

SEB – Jordbruksprodukter, vecka 19 2012

Publicerat

den

SEB Veckobrev Jordbruksprodukter - AnalysInledning

Efter helgens val i Grekland och Frankrike har förväntningarna på efterfrågan av råvaror minskat. Vi har sett prisfall på allt från olja till spannmål. Lite senare idag, klockan 14:30 publicerar USDA World Agricultural Supply and Demand Estimates (WASDE). Vi fokuserar därför på förväntningarna inför den rapporten i det här veckobrevet.

Som vi skrev om i förra veckobrevet kommer CME att utöka öppettiderna för handel i spannmåls-och oljeväxtterminer och optioner. CME har dock reviderat startdatumet för detta från den 14 maj till den 21 maj 2012. I samband med detta kommer också Kansas City Board of Trade (KCBOT) att utöka den elektroniska handeln i terminer och optioner för sitt flaggskepp HRWW (hard red winter wheat) och även Minneapolis Grain Exchange (MGEX) kommer att utöka handeln för alla sina terminer och optioner, inklusive HRSW (hard red spring wheat) med samma öppettider som CBOT (söndag till måndag från 17:00 till 16:00 och under måndag till fredag från 18:00 till 16:00).

Inför WASDE-rapporten

Nedan ser vi marknadens förväntningar inför dagens WASDE-rapport.

2012 US wheat production estimates

  • All wheat production average estimate 2.196 BB vs. 1.99 BB in 2011
  • All winter wheat production average estimate 1.634 BB vs. 1.494 BB in 2011
  • Hard red winter wheat production average estimate .990 BB vs. .780 BB in 2011
  • Soft red winter wheat production average estimate .413 BB vs. .458 BB in 2011
  • White winter wheat production average estimate .231 BB vs. .256 BB in 2011

11/12 US ending stocks estimates

  • Corn average estimate .758 BB vs. April report of .801 BB and vs. 1.128 BB in ‘10/11
  • Beans average estimate .221 BB vs. April report of .250 BB and vs. .215 BB in ‘10/11
  • Wheat average estimate .781 BB vs. April report of .793 BB and vs. .862 BB in ‘10/11

12/13 US ending stocks estimates

  • Corn average estimate 1.704 BB
  • Beans average estimate .170 BB
  • Wheat average estimate .805 BB

11/12 global ending stocks estimates

  • Corn average estimated 122.036 MT vs. April report of 122.71 MT
  • Beans average estimate 53.304 MT vs. April report of 55.52 MT
  • Wheat average estimate 205.402 vs. April report of 206.27 MT

12/13 global ending stocks estimates

  • Corn average estimate 136.822 MT
  • Beans average estimate 59.335 MT
  • Wheat average estimate 195.571 MT

South American ‘11/12 crop production estimates

  • ‘11/12 Argentine corn crop average estimate 20.7 MMT vs. April report of 21.5 MMT and vs. 23.8 M a year ago
  • ‘11/12 Argentine bean crop average estimate 42.0 MMT vs. April report of 45.0 MMT and vs. 49.0 M a year ago
  • ‘11/12 Brazilian corn crop average estimate 62.7 MMT vs. April report of 62.0 MMT and vs. 57.5 M a year ago
  • ‘11/12 Brazilian bean crop average estimate 65.5 MMT vs. April report of 66.0 MMT and vs. 75.5 M a year ago

Odlingsväder

Southern Oscillation Index, ett mått på intensiteten i graden av La Niña eller El Niño, har plötsligt svängt upp ganska kraftigt. Senaste indexnivån är +1.7. En nivå mellan +7 och -7 indikerar neutrala ENSO-förhållanden. Det är alltså fortfarande neutrala förhållanden, med ett SOI på +1.7.

30 day moving SOI

Till skillnad från “väder” går det ganska bra att göra tillförlitliga prognoser på ENSO ungefär 6 månader fram i tiden. Nedan ser vi australiensarnas ensembleprognos från den 1 maj och framåt.

POAMA monthly mean nino34

Det som prognosticeras är alltså, alltjämt, El Niño-förhållanden under våren på södra halvklotet. Som vi skrivit förut, och som är värt att påminna nytillkomna läsare om, är att detta innebär mycket gott (fuktigt) väder i Sydamerika, världens nya kornbod.

Vete

Matifvetet med novemberleverans bröt slutligen 200 euro och föll abrupt efter det. I skrivande stund ligger priset på 197 euro. Nu är 200 euro ett motstånd. Många skulle säkert vilja sälja på den nivån, om priset bara gick upp dit igen. Stöd finns på 190 euro. Det historiska mönstret känns igen, och om marknaden beter sig som ”förr” borde priset gå ner till 190. Vid WASDE-rapporter tenderar marknaden att röra sig lite mer och kan röra sig ner till 190 om det vill sig illa.

Veteprisets utveckling maj 2011 - maj 2012

Nedan ser vi Chicagovetet med leverans i december. Stödet på 650 cent håller ännu emot, även om priset faktiskt gått under.

Chicagovete, prisutveckling maj 2011 - maj 2012

Nedan ser vi hur terminspriserna på Matif och Chicago förändrats den senaste veckan. En stor väntad skörd har ökat contangot i Chicago. November på Matif har handlats ner och längre löptider på terminerna också. Som vi skriver lite längre fram i det här avsnittet om vete, har t ex franskt vete på fälten klassats upp och är i ganska gott skick trots kylan och torkan i vinter. Maj på Matif är i stort sett en avslutad marknad.

Crop condition för höstvetet i USA, som rapporterades i måndags kväll klockan 22, ligger på 63% good / excellent och det är 1% lägre än förra veckan. Ratings över 60% har (nästan) alltid lett fram till stora skördar.

Veteterminer - CBT och Milling - Priser

Vetepriser - Källa SEB och USDA

Informa’s senaste prognos för den globala vete produktionen ligger nu på 679.41 mt. Förra månaden estimerade de en minskning till 679.65 mt från prognosen på 696.09 mt ett år tidigare. I sin senaste rapport skriver FAO att den globala veteproduktionen under 2012/13 beräknas uppgå till 675.1 mt, en nedjustering med 15 mt från deras första prognos i mars och ned 3.6 procent från förra året, men fortfarande väl över genomsnittet för de senaste fem åren.

Världsmarknaden för vete

FAO estimerar EU:s veteproduktion, världens största, till 135 mt vilket är linje med prognoser från andra analytiker under förra månaden. Även om sådd areal uppskattas ha ökat något så förväntas den stränga vintern orsaka större bortfall än normalt i många delar.

SEB - Analys på jordbruksterminerLägre produktion förväntas också i Marocko till följd av torka och utsikterna för sådd av vårgrödor i Centralasien har också försämrats pga av en långvarig torka. I USA däremot bekräftas en stark återhämtning från 2011 och utifrån ett antagande om normala säsongsförhållanden fram till skörd beräknas den sammanlagda veteskörden att uppgå till 59 mt. Produktionen i Ryssland visar på en marginell ökning och justeras upp med ca 1 procent till 56.8 mt. I Ukraina däremot förväntas en kraftig minskning i produktionen till följd av de ogynnsamma väderförhållanden som drabbat landet under hösten och vintern. Produktionen beräknas till 14 mt, ett fall med nästan 40 procent från 2011 års enorma skörd och väl under genomsnittet för de senaste fem åren. Även produktionen i Kazakstan justeras ned kraftigt. I Asien justeras produktionen för Kina och Pakistan ned något, utifrån en återgång till mer normala avkastningar jämfört med förra årets rekordskördar, medan prognosen för Indien justeras upp till rekord nivån 88.3 mt bl.a till följd av god vattentillgång och gödningsmedel. Indiens jordbruksminister lägger dock ribban något högre och estimerar landets veteproduktion till 90.23 mt. För att frigöra utrymme inför den kommande skörden ser Indien över möjligheten att exportera så mycket som 10 mt vete från statliga lager, och på listan över potentiella marknader finns sanktionsdrabbade Iran somnyligen vänt sig till Australien för att säkerställa landets behov av spannmål.

I Australien visar tidiga indikationer på en minskad produktion av vete, dels genom en återgång till en mer normal avkastning men också för att lantbrukare väljer att så andra grödor till följd av högre, attraktiva priser. Samma sak i Argentina där lantbrukare förväntas öka produktionen av korn på bekostnad av vete.

Veteproduktion - Ledande producenter

Den första prognosen för den globala handeln (export) med vete under 2012/13 (juli/juni) beräknas uppgå till 135 mt, en minskning med 1.7 mt från 2011/12 och 4.6 mt ner från rekordnivån på 139.7 mt under 2008/09. En förväntad nedgång i import av vete speglar främst mindre inköp från flera asiatiska länder.

Veteimport per region - Betydande veteexportörer

Efter en stark tillväxt i förbrukningen av vete under 2011/12, framförallt drivet av en exceptionell ökning av vete som foder, så beräknas konsumtionen troligen att minska något till 686 mt under 2012/13, vilket dock fortfarande överskrider trenden för de senaste 10 åren.

Prognosen för globala vetelager är en minskning med 6.5 procent eller 12.5 mt, för att slutligen nå 183 mt i slutet av säsongen 2013. De största minskningarna beräknas för Kina (-5 mt), Ukraina (-3.6 mt), Ryssland (-3.2 mt), Australien (-900 000 t), Kazakstan (-700 000 t) och Marocko (-700 000 t). De länder där lagren beräknas öka är bl.a USA (+1.9 mt), Indien (+1 mt) och Brasilien (+600 000 t).

Vetelager - 2008/2009 - 2012/2013

Det franska vetet klassat som ”bra” (bonnes) eller ”utmärkt” (très bonnes) har ökat till 65% från 63% veckan innan enligt FranceAgriMer, och grödorna har fått god hjälp av det regn som har fallit under april. Siffrorna nedan visar genomsnittet för de 8 regioner som står för 64 procent av den franska vete produktionen. I Alsace-regionen, där grödor skadades av den extrema kylan i februari, har de grödor som klassas som ”bra” eller ”utmärkt” ökat till 44 procent från 40 procent veckan innan. I Centre, landets största veteproducerande region, matchade 64 procent de två bästa klassificeringarna, upp från 61 procent. Det franska durumvetet klassat som ”bra eller ”utmärkt” har ökat till 49% från 46 procent veckan innan.

Tabell om vete

Kansas ser ut att gå emot en rekordskörd då den 3 dagar långa inspektionen (crop tour) av Kansas höstvete nu är klar. Grödorna ser lovande ut enligt observatörerna och förväntas ge en genomsnittlig avkastning på 49.1 bushels per acre, en uppgång med nästan 3 procent från den tidigare rekordprognosen från 2005 enligt WQC. Siffran som baseras på en undersökning av 608 områden under tre dagar, är högre än förra årets genomsnittliga estimat på 37.4 bushels per acre som baserades på 561 områden. Genomsnittet under de senaste 3 åren ligger på 39.6 bushels per acre. Trots en skakig start på säsongen har en varm vår och gynnsamma väderförhållanden i allmänhet fått Kansas vete att utvecklas snabbare än normalt i år, och även fast de inspekterade grödorna är i relativt gott skick generellt och i ett långt framskridet utvecklingsstadium så varnar ändå vissa för att estimatet på 49.1 är lite väl högt. En prognos baserad på 49.1 bushels per acre skulle resultera i en produktion på 403.9 miljoner bushels, vilket kan jämföras med produktionen på 276.5 miljoner bushels under 2011 enligt USDA.

Polen, en av EU:s största spannmålsproducenter, har drabbats hårt av de ogynnsamma väderförhållandena under vintern. Det uppges nu att så mycket som 29 procent av landets höstgrödor har förstörts och man räknar med att mer än 1.3 miljoner hektar (av ca 4.5 miljoner sådd hektar) kommer att behöva plöjas och sås om igen. Under 2011 producerade landet 26.8 mt spannmål.

Trots en liten ökning av sådd areal för höstgrödor i Spanien, enligt officiell statistik, kommer produktionen troligtvis att sjunka med ca 25 procent jämfört med föregående säsong. Den senaste tidens regn har varit till hjälp för grödorna, men långt ifrån tillräckligt för att kompensera bristen på regn under vinter och tidig vår, särskild i de södra och östra spannmålsproducerande regionerna, där grödorna skördas tidigare. Väderförhållanden i maj kommer att vara avgörande för avkastningen i de områden där grödorna fortfarande har potential att återhämta sig.

Väderförhållanden i maj kommer att vara avgörande

Med ett antagande om genomsnittlig konsumtion i landet, förväntas den lägre skörden sannolikt resultera i att landets import av spannmål, Spanien är EU’s största importör, kan komma att överstiga 11 mt under 2012/13.

En lägre skörd av durumvete i Andalusien har ännu inte bekräftats officiellt av landets jordbruksminister, men det finns indikationer på att den totala produktionen av durumvete kan komma att bli 30 procent lägre än föregående säsong.

Ministeriets produktionssiffror nedan baseras på data från februari, då nederbörden i de flesta regioner var praktiskt taget noll. Så även om det kommer att bli en betydande nedgång i spannmålsproduktionen så borde vete och korn fortfarande kunna återhämta sig något i de områden där skörden av dessa grödor sker senare. Spaniens spannmålsproduktion enligt officiell statistik från februari 2012:

Spaniens spannmålsproduktion enligt officiell statistik från februari 2012

Argentinas veteexport för 2011/12 väntas uppgå till 10 mt som ett resultat av förväntade lägre utgående lager enligt FAO. Trots utmärkta odlingsförhållanden, ser det ut som många av Argentinas lantbrukare avstår från att så höstvete eftersom statens inblandning i marknaden har drivit priserna så lågt att lantbrukarna inte tycker det är värt tiden de lägger ner. Sådden av 2012/13 års vete förväntas sjunka med 15 procent på året då låga priser leder till att lantbrukare föredrar andra alternativa höstgrödor. Argentinska lantbrukare sådde 4.6 miljoner hektar vete under säsongen 2011/12, en minskning från 5.9 miljoner hektar under säsongen 2007/08, innan regeringen började driva igenom snäva export restriktioner. Exportpriserna på argentinskt vete i början av maj var 30 procent lägre än vid samma tidpunkt förra året. Argentina har alltid haft en liten skatt på exporten, men på senare år har den exploderat som ett resultat av att regeringen motiverade dessa höjningar med att de inte kunde lita på att lantbrukarna skulle vara ärliga nog att betala sin del av inkomstskatten.

Lantbrukare i Buenos Aires-provinsen planerar att stoppa all försäljning av spannmål och boskap under fyra dagar med start på torsdag för att protestera mot regeringsplaner på höjda skatter på markägande. Även arbetare vid Argentinas ledande exporthamnar planerar att påbörja strejk på torsdag.

Celeres uppskattar Brasiliens veteproduktion för 2011/12 till 5.45 mt jämfört med 5.66 mt under 2010/11. Brasilien med sina nästan 200 miljoner invånare, importerar mycket vete från Argentina.

Maltkorn

Novemberkontraktet på maltkorn har fallit ner till stödnivån 220 euro per ton.

Novemberkontraktet på maltkorn har fallit ner till stödnivån 220 euro per ton

Enligt FAO förväntas den globala produktionen av korn under 2012 att vara i stort sett oförändrad på ca 136 mt. Bland de stora kornproducerande länderna, kan betydande minskningar förväntas i Nordafrika och OSS Asien men som till stor del kompenseras av ökad produktion i EU och USA. I EU förväntas den totala arealen för korn att öka jämfört med 2011 och beror till stor del på en ökning av vårgrödor, speciellt där höstgrödor har blivit skadade och kommer att ersättas. Under antagandet om normala förhållanden, beräknas EU’s produktion att öka med ca 4 procent till 54 mt. I USA och Kanada förväntas också ökningar av sådd areal för korn och därmed större skördar. Däremot förväntas en stor nedgång i Marockos produktion av korn i år till följd av torka.

Produktion av maltkorn - 2008/2009 - 2012/2013

Enligt FranceAgriMer är andelen franskt höstkorn klassat som ”bra” (bonnes) eller ”utmärkt” (très bonnes) oförändrad från veckan innan på 48 respektive 10 procent, baserat på förhållanden i sju regioner som representerar 56 procent av landets produktion.

Franskt höstkorn klassat som ”bra” (bonnes) eller ”utmärkt” (très bonnes)

Vad gäller franskt vårkorn ökade klassificeringen ”utmärkt” till 19 procent från 18 procent veckan innan, medan grödorna som klassificeras som ”bra” sjönk med 1 procent till 60 procent. Siffrorna baseras på data från fem regioner som i genomsnitt odlar 47 procent av landets vårkorn. Grödorna i Lorraine fortsätter att förbättras, och vårkorn där som klassificeras som ”utmärkt” uppgår nu till 24 procent jämfört med 19 procent veckan innan.

Grödorna i Lorraine fortsätter att förbättras

Produktionen av korn i Argentina under 2011/12 förväntas uppgå till 4.4 mt till följd av ökad skördad areal och ger utrymme för ytterligare export, som nu estimeras till 3.4 mt. Över 65 procent kommer att vara foderkorn. Det finns tillräckligt med utsäde för att kunna utöka odlad areal till 1.5 miljoner hektar för säsongen 2012/13.

Potatis

Potatispriset för leverans nästa år, har fortsatt att stiga. Från förra veckans 14.70 euro noteras i skrivande stund 15.20. Trenden är positiv och tycks vara stark. Det verkar som om priset kan gå högre, med andra ord.

Potatisprisets utveckling fram tom 9 maj 2012

Majs

Priset på decembermajs har fortsatt att bryta tekniska stödnivåer och det råder inget tvivel om att trenden är nedåtriktad.

Priset på decembermajs har fortsatt att bryta tekniska stödnivåer

Den 27 april var sådden till 53% klar, vilket är en ökning från 28% för en vecka sedan.

Majssådden

Den globala majsproduktionen under 2012 beräknas uppgå till ca 916 mt, en uppgång med 4.1 procent från 2011. I USA fick odlingssäsongen en tidig start i de södra staterna med gynnsamma förhållanden, och under antagandet att amerikanska lantbrukares intentioner gällande planerad sådd visar sig stämma (38.8 miljoner hektar) i kombination med normala förhållanden resten av säsongen, så beräknas USA’s produktion av majs preliminärt uppgå till rekordhöga 345 mt.

I Kina, världens näst största majsproducent, förväntas produktionen ligga nära förra årets rekord på ca 190 mt.

Arealen för majs i EU förväntas öka i år, kanske mer än väntat, med tanke på de senaste rapporterna om att större än förväntade områden med höstgrödor har förstörts och kommer att ersättas med vårgrödor. Men med en återgång till en mer genomsnittlig avkastning efter förra årets höga nivåer, så beräknas produktion minska med ca 4 procent till 64 mt. På det södra halvklotet är skörden i stort sett klar eller i slutfasen. Brasiliens produktion beräknas till rekordhöga 66 mt, en ökning med 17 procent från 2011, medan produktionen i Argentina beräknas till 20.3 mt på grund av de negativa effekterna från den långvariga torkan.

Majsproduktion 2008/2009 - 2012/2013

Argentinas produktion av majs för 2011/12 förväntas uppgå till 20.3 mt enligt FAO, vilket är 11 procent ned från rekordnivån 2011, men på den här nivån ligger majsproduktionen ändå nära genomsnittet för de senaste fem åren. Skörden pågår nu i de största majsproducerande områdena Buenos Aires, Cordoba och Santa Fe. Även om mindre än 50 procent av skörden är avklarad, (lantbrukarna skördar nu istället sojabönor för att sedan återgå till majsskörden), så är den genomsnittliga avkastningen för majs låg främst beroende på den svåra torkan och höga temperaturer under sommaren. Majs som såddes senare, och utgör ca 25 procent av totalen, är i utmärkt skick med en förväntad avkastning på 8-9 ton per hektar. De flesta lokala prognoser för majsproduktionen ligger i intervallet 19-22 mt.

Argentina cereal production

Exporten av majs under 2012/13 (mars/februari) förväntas preliminärt att uppgå till 14 mt, en nedgång med 3 procent från föregående säsong. Trots en relativt stor estimerad minskning av produktionen under 2012 förväntas exporten endast minska marginellt på grund av höga lager från förra årets rekordskörd.

Majsexport i Argentina

Cordonnier estimerar Argentinas majsproduktion för 2011/12 till 19.0 mt, oförändrad från tidigare prognos, och skörden rapporteras vara avklarad till 47%. Celeres estimerar Brasiliens majsproduktion för 2011/12 till 65 mt, jämfört med tidigare prognos på 60.7 mt, medan Safras e Mercado uppskattar produktionen till 66.57 mt. Cordonnier’s prognos ligger på 62 mt, en ökning med 1 mt från det tidigare estimatet på 61 mt.

Sojabönor

Marknaden bröt stödet, som låg på 1328 cent i novemberkontraktet. Därmed är den stigande trenden bruten. Det innebär inte att vi nu har en fallande trend. Däremot ska man nog inte hoppas på att kunna sälja på 1400 cent på ett tag.

Marknaden bröt stödet, som låg på 1328 cent i novemberkontraktet.

Sådden går fort framåt i USA. Den 20 april var 24% sått i USA. Förra veckan var det 12%. Vi ser noteringarna i diagrammet nedan som med blå kvadrater. Hittills ser det tidigt och bra ut.

Sojabönor - Sådden går fort framåt i USA.

Den globala sojabönsproduktionen för 2011/12 förväntas minska med nästan 10 procent enligt FAO, vilket är ett av de största minskningarna sedan året innan. Bidragande faktorer till detta är bl.a en minskning med 8 procent i USA’s produktion, på grund av lägre sådd areal och dålig avkastning, och de senaste estimaten för Sydamerikas produktion som visar på en nedgång YoY med mer än 14 procent. Efter att regionens tre största producenter, Brasilien, Argentina och Paraguay ökade arealen för sojabönor, orsakade väderfenomenet La Niña en exceptionell torka och en minskad avkastning som följd. Skördebortfallet i de tre länderna uppskattas till 13, 10 och 56 procent respektive. Sammanlagt förväntas de tre länderna att producera 26 mt mindre (11%) sojabönor än förra säsongen. Även Kina får antagligen se en nedgång i sin sojabönsproduktion, främst som en följd av minskad areal. Den enda viktiga sojabönsproducenten som rapporterar en ökning i produktionen är därmed Indien.

Världsproduktion av major oilseeds

Rekordhöga sojabönspriser uppmuntrar lantbrukare i Brasilien att sälja sin nuvarande produktion av sojabönor, och sälja den förväntade produktionen för 2012/13 på termin, samt köpa sitt behov av utsäde för kommande säsong tidigare än normalt. Även om priset på utsäde har stigit med 30 procent jämfört med förra året är några av de mest populära sorterna redan slutsålda även fast sådden inte startar förrän om minst ytterligare fem månader.

En av orsakerna till de tidiga inköpen är det faktum att producenter också förväntar sig att priserna på utsäde kommer att fortsätta stiga på grund av den starka efterfrågan. Enligt Abrasem, så säljs sojabönssorter nu för R$ 2.00-3.00 per kilo jämfört med R$ 1.40-2.00 per kilo förra säsongen. En reais kostar ca 3,50 kr. Coamo-kooperativet i västra Parana börjar oftast sitt årliga skördeprogram i juni eller juli, då deras medlemmar kan köpa insatsvaror som behövs för nästa odlingssäsong. I år har dock programmet inletts redan i slutet av april och kooperativet räknar med att under början på maj så kommer lantbrukare redan att ha köpt 85-90 procent av det utsäde som behövs för 2012/13 års grödor.

Buenos Aires Grain Exchange (BAGE) sänker återigen sin prognos för Argentinas produktion av sojabönor 2011/12 och denna gång justerar de ned siffran med ytterligare 2 mt till 41 mt vilket är 17 procent lägre än förra årets skörd på 49.2 mt. Avkastningen beräknas ligga i intervallet 2.6-2.8 ton per hektar, med två tredjedelar av skörden avklarad, jämfört med förväntningarna på 2.9-3.1 ton per hektar.

Även OilWorld sänker sin prognos för Argentinas produktion med 1.5 mt till 41 mt. Cordonnier estimerar Argentinas produktion till 40.0 mt, oförändrad från tidigare estimat, men säger att produktionen kan komma att bli så låg som 37.0 mt. Enligt uppgift från dem är skörden avklarad till 65 procent.

Conab kommer med sin prognos på torsdag. Celeres estimerar Brasiliens sojabönsproduktion för 2011/12 till 64.95 mt, jämfört med tidigare estimat på 67.9 mt, och uppger att 98 procent av skörden är avklarad och att 80 procent av skörden redan är såld. Safras e Mercado rapporterar att per den 4 maj så var 97 procent av skörden avklarad jämfört med 98 procent för ett år sedan och jämfört med det femåriga genomsnittet på 95 procent. Produktionen beräknas uppgå till 66.82 mt, ned 2.1 procent från tidigare estimat. Cordonnier estimerar Brasiliens produktion av sojabönor till 65.0 mt, oförändrat från tidigare estimat. Informas första prognos för sojabönsproduktionen under 2012/13 visar på 80.5 mt för Brasilien och 60 mt för Argentina.

Raps

Priset på novemberterminen som stabiliserat sig strax under 480 euro per ton, följde med sojabönorna ner mot 460-euro-nivån. Liksom i fallet med sojabönor ser vi att den starka uppgångsfasen är bruten, ur ett tekniskt analys-perspektiv. Nästa tekniska stödnivå på nedsidan finns vid 440 euro per ton och detta stöd torde vara ganska starkt.

Rapeseed Euro Nov12 - 9 maj 2012

FAO skriver i sin senaste rapport att den globala produktionen av raps förväntas sjunka något. Minskad produktion i EU och Indien har bekräftats, medan estimaten för produktionen i Kanada och Australien har justerats upp avsevärt jämfört med de ursprungliga prognoserna.

Världsproduktion av major oilseeds - Tabell

Gris

Den här veckan riktar vi in oss på decemberkontraktet på Lean Hogs. Priset har fallit krafit sedan toppnoteringen i februari på 86 cent per pund. Nu ligger priset på 76.9 cent. Det är nära bottennoteringen från den 16 december på 76.3 cent. Bottennoteringen utgör ett stöd, eftersom priset vänt där en gång tidigare. Det skulle alltså kunna komma in köpare på den är nivån just av den anledningen.

Lean hogs-terminer - December 2012

Mjölk

Mjölkpriset (decemberleverans) har fallit från 15.68 cent förra veckan till 15.45 cent i skrivande stund. Från toppnoteringen 17.20 cent har fallet gått fort. Priset ligger nu på den lägsta nivån det senaste året.

Mjölkpriset - Decemberleverans

[box]SEB Veckobrev Veckans råvarukommentar är producerat av SEB Merchant Banking och publiceras i samarbete och med tillstånd på Råvarumarknaden.se[/box]

Disclaimer

The information in this document has been compiled by SEB Merchant Banking, a division within Skandinaviska Enskilda Banken AB (publ) (“SEB”).

Opinions contained in this report represent the bank’s present opinion only and are subject to change without notice. All information contained in this report has been compiled in good faith from sources believed to be reliable. However, no representation or warranty, expressed or implied, is made with respect to the completeness or accuracy of its contents and the information is not to be relied upon as authoritative. Anyone considering taking actions based upon the content of this document is urged to base his or her investment decisions upon such investigations as he or she deems necessary. This document is being provided as information only, and no specific actions are being solicited as a result of it; to the extent permitted by law, no liability whatsoever is accepted for any direct or consequential loss arising from use of this document or its contents.

About SEB

SEB is a public company incorporated in Stockholm, Sweden, with limited liability. It is a participant at major Nordic and other European Regulated Markets and Multilateral Trading Facilities (as well as some non-European equivalent markets) for trading in financial instruments, such as markets operated by NASDAQ OMX, NYSE Euronext, London Stock Exchange, Deutsche Börse, Swiss Exchanges, Turquoise and Chi-X. SEB is authorized and regulated by Finansinspektionen in Sweden; it is authorized and subject to limited regulation by the Financial Services Authority for the conduct of designated investment business in the UK, and is subject to the provisions of relevant regulators in all other jurisdictions where SEB conducts operations. SEB Merchant Banking. All rights reserved.

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