Följ oss

Analys

SEB – Råvarukommentarer, 9 december 2013

Publicerat

den

SEB Veckobrev med prognoser på råvaror

Rekommendationer

SEB rekommenderar commodities

*) Avkastningen anges för 1:1 certifikaten där både BULL och 1:1 certifikat är angivna.

Allmän uppföljning och bakgrund

Marknaden präglas av låg kursrörlighet. Volatiliteten i flera råvaror ligger i den lägsta 5%-percentilen. Trots stigande tillväxt i USA och i UK, framförallt, kan inte råvarumarknaden glädjas, eftersom folk i dessa länder inte efterfrågar mer råvaror när inkomsten ökar. Tillväxten i Kina stampar. Detta har fått den rekyl som började under sommaren, att vändas i nedgång och flera råvaror befinner sig i den rekylen av besvikelse nu. Man måste verkligen påminna som om citat som t ex F Scott Fitzgeralds ”In a real dark night of the soul it is always three o’clock in the morning”.

Vi anser dock att rekylen i november och början på december, efter uppgångarna från sommaren till oktober, ska betraktas som en rekyl efter det första försöket att vända trenden uppåt. I många råvaror, men inte alla, har den fallande pristrenden tagit slut efter tre års nedgång.

Kinesiska ekonomiska data, inklusive nationalräkenskaper, uppfattas som opålitlig . Den nationella statistikbyrån (NBS) är medveten om svagheterna i BNP- rapporteringen och uppgav i november att en översyn är planerad för att bringa rapporteringssystem i linje med de senaste internationella standarderna . En ny uppsättning reviderade historiska BNP är tänkt att publiceras i 2014 och hela processen beräknas vara klar i mitten av 2015 .

Kvaliteten på Kinas BNP- data har förbättrats över tid , men det finns fortfarande gott om statistiska oegentligheter. Tjänstesektorn har systematiskt underrapporterat som har ”grå” marknadstransaktioner och hushållens produktion för egen slutlig användning . Hushållens inkomster har också underskattats i det nuvarande systemet , medan FoU-utgifter har dragits i stället läggas till BNP .

Förbättringen av rapporteringsstandarder kommer sannolikt att resultera i betydligt större BNP-uppskattningar jämfört med nuvarande. Att ge en tillförlitlig siffra är naturligtvis svårt , men en upprevidering av BNP med minst 10-15 % verkar rimligt . En revision 15 % skulle innebära att den kinesiska ekonomin är nära 60 % av storleken på den amerikanska ekonomin i nominella termer och cirka 87 % i PPP rensade termer .

En annan trolig effekt av genomgången är en förträngning av upplevda ekonomiska obalanser . En betydande hoppa i hushållens konsumtion (för närvarande 37 % av BNP) väntas och den uppenbara snabb nedgång i hushållens inkomster som andel av BNP kommer också att korrigeras. Mer rimliga uppskattningar av bidraget till BNP från konsumtion innebär att den ekonomiska tillväxten är mindre beroende av investeringar än vad det verkar vara , att minska den upplevda risken för en hårdlandning som investeringar saktar ner .

PMI-statistiken steg ytterligare i november i USA till 57.3 (56.4), Eurozonen 51.6 (51.3) och UK 58.4 (56.5). Kina ligger oförändrat på 51.4 och t ex Frankrike lägre på 48.4 (49.1).

PMI i olika länder

Deutsche Bank kastar in handduken pga kommande EU-regler

I torsdags meddelade Europas största råvarubank, Deutsche Bank, att man stänger sin hedging-relaterade råvaruhandel. 200 handlare sades upp på dagen. Endast 40, som handlar med investeringsprodukter blev kvar som del i valuta- och räntehandeln. Deutsche Bank angav de fördyrande och försvårande regleringarna som håller på och som framförallt kommer att införas i EU som det huvudsakliga skälet till beslutet att lämna råvarumarknaden. Lönsamhetsproblem ligger naturligtvis också bakom.

I EU pågår just nu en trilog mellan Rådet, Kommissionen och Europaparlamentet om den slutliga texten på Markets in Financial Instruments Directive 2, (MiFID2). Jag och en expert från Deutsche har kunnat följa detta från insidan, som två av tre bankmedlemmar i den Europeiska Finansinspektionens (ESMA) arbetsgrupp. Därmed förstår jag att Deutsche kom fram till beslutet att dra sig ur som intermediär och mäklare på råvarumarknaden. EU är av politiska skäl helt inställda på att genomföra sitt dåligt underbyggda förslag, som kommer att leda till enorm skada för EU:s råvaruproducenter, som nuförtiden främst är lantbrukare.

Alla företag som använt sig av Deutsche Bank för prissäkring, står nu utan mäklarkontakt. Vi hoppas att dessa vänder sig till SEB, som var den enda bank i Europa som faktiskt ökade omfattningen på sin råvaruhandel under förra året. Vi uppmärksammades av Energy Risk Magazine på detta i våras.

Råolja – Brent

Oljepriset stängde i fredags på 111.6 dollar per fat. Priset ligger dikt an den tekniska stödnivån för uppgången den senaste månaden. Ett brott av stödlinjen är nästan helt säkert och när det sker kommer priset att rekylera ner till åtminstone 107 – 108 dollar per fat.

Teknisk analys på oljepriset

Oljepriset sett i ett längre perspektiv ser vi i nedanstående diagram. Att en triangelformation bildats är tydligt. En sådan kan följas av antingen en större prisuppgång eller nedgång. Fundamentalt borde vi kunna vänta oss en prisnedgång.

Oljepriset över 15 år

Anledningen till att vi tror att vi kan vänta oss en prisnedgång är att den efterfrågeboom som Kinas befolkning medfört är på väg att sluta verka. De har blivit för rika och lämnar snart den inkomstnivå när högre inkomst leder till köp av en rå vara. I veckan kom dessutom nyheten att Kinas BNP-statistik ska räknas om, eftersom den är så bristfällig. Privat konsumtion kan komma att justeras upp med uppemot 40%. FOU-investeringar har tidigare minskat BNP, men borde räknas som en ökning av BNP, som man gör i t ex Sverige. Sammantaget kan BNP i Kina vara nästan lika högt som USA:s och BNP / capita på en väsentligt mycket högre nivå än idag, vilket skulle innebära att Kina är i en ännu senare fas av råvaruboom än vad vi trott att de är. Jämfört med 1970-talets råvaruboom som drevs av BNP/capita-ökningar i Europa och Japan, kanske klockan en slagen ”1981” i år.

Det höga priset har också stimulerat ny teknik. Skifferolja och skiffergas är en sådan teknik. Effekten av den tekniken kan inte underskattas, men man ska för den skull inte glömma vilken förlösande effekt den kan ha på skattekilen som varit oljeproducerande länders lösning på ”resource curse”. I vårt grannland Norge har produktionsskatten successivt höjts från noll procent på tidigt 70-tal till 50%. Nästan alla länder som producerar olja beskattar produktionen mycket hårt. Om man tog bort produktionsskatterna skulle oljepriset mycket väl vara hälften så högt som idag. Den här processen är redan startad.

Idag, måndag, kommer Mexikos parlament att börja behandla ett lagförslag från den augusti som går ut på att liberalisera Mexikos oljemarknad. Produktionen har varje år minskat. År 2004 var produktionen av råolja 3.3 mbpd. Nu är den 2.5 mbpd. Mexiko importerar olja idag, trots att det har enorma reserver, idag estimerat till 13.9 miljarder fat. Med reserver menas den olja som man vet att den finns där och som är ekonomiskt lönsam att utvinna med dagens teknik. Resurserna är väsentligt mycket större. 75 års statligt monopol ska brytas och privata bolag tillåtas verka och produktionsskatten sänkas. Förra året betalade PEMEX 99.5 cent i skatt för varje dollar de hade i intäkt (inte vinst) på att sälja olja.

I praktiken är förslaget att få en oljepolitik som den i Brasilien. Petrobras är också redan med i föreslagna kontrakt och man kan ana att Brasilien, supermakten söder om USA, har mer än ett ringer med i spelet. Petrobras är specialister på att utvinna olja på stora djup.

Marknaden är tämligen säker på att förslaget kommer att gå igenom. Petroleos Mexicano (PEMEX) emitterade obligationer den 4 december till en ränta som låg 0.5% lägre än för två år sedan. Sedan dess har dessa obligationer i sin tur handlats ner ännu mer i räntan.

Ett annat tecken i tiden är att Iran har sagt sig strunta i Saudiarabien och vilja öka sin produktion och export maximalt, till 4 mbpd. Traditionella bedömare tror att detta är ett förhandlingsbud inom OPEC, men det tror inte jag. Iran har allt att vinna på att visa sig vilja producera mer olja – det skulle glädja USA och vem vet om inte detta var en del av överenskommelsen med USA för att släppa på restriktionerna?

I onsdagens DOE-rapport föll råoljelagren för första gången på tre månader pga säsongen. Justerar man för den säsongsmässiga effekten ligger lagren väsentligt över det ”normala”.

Amerikanska oljelager

Importen var något högre än veckan innan, vilket även det, är säsongsmässigt riktigt. Justerat för den ”normala” ökningen av importen den här veckan, var dock importen rekordlåg.

Den amerikanska oljeimporten

USA:s ekonomi är den som frisknar till bäst i världen just nu. Det innebär inte att oljeefterfrågan blir högre. Amerikansk BNP/capita har för länge sedan lämnat den låga nivå där förändringar har en påverkan på efterfrågan på olja.

Vi tycker tecknen hopar sig på lång sikt för oljeboomens slut. På kort sikt måste vi jämföra dagens pris på 111.6 dollar med alla de faktorer som gjort att vi tror på 100 – 102 dollar under första och andra kvartalet. Trots att rabatten på terminerna är så attraktiv, måst vi på kort sikt rekommendera sälj och därmed köp av BEAR OLJA X4 S, eller BEAR OLJA X2 S för den som inte vill ta så mycket risk.

Elektricitet

Elpriset föll kraftigt under fredagens handel och gick under tidigare botten. Enligt den tekniska analysen är det en säljsignal. Å andra sidan kanske då elpriset kommer lågt och har tekniska stöd. Vi tror att det är bättre att handla elen från den långa sidan (köpt) än från den korta sidan.

Nu på måndagsmorgonen klappade priset ihop och föll ner till 32.95 euro i skrivande stund.

Det kallare vinterväder som till slut nådde Skandinavien ser blev kortvarigt. En återgång till mycket över normal temperatur och rejält blött väder sker redan imorgon, tisdag. Vädret domineras av ett högtryck över kontinenten, vilket lämnar öppet för typiska sydvästliga lågtrycksbanor som rullar in från Atlanten och in över Norden.

Det tidigare mycket stora hydrologiska underskottet har under höstens blidväder urholkats väsentligt. Som störst var underskottet 26 TWh, vilket är mycket signifikant. Nu återstår ett underskott på ungefär 12 TWh och med innevarande väderprognoser kan underskottet vara mer eller mindre utraderat en bit in i januari. Om så blir fallet är allt för tidigt att säga men kraftbalansen är nu mycket mindre ansträngd inför vintern.

Något som varit tydligt under året som gått är den mycket goda priskontroll som producenterna visat. Vi tycker att körbeteendet ändrats och att man blivit väsentligt mycket skickligare på att parera förändringar i kraftsystemet. I tider där marknaden trott att producenterna skulle tappat kontrollen och spotpriset därmed “klappa igenom” rejält, så har så inte skett. Några riktigt låga priser har det inte varit tal om. Tvärtom, så har man snabbt lyckats ställa om och så fort situationen tillåtit det, åter lyckats lyfta spotprisnivån. En sådan situation ser vi nu. Så fort det slog om till kallare lyckades man lyfta priset som imorgon är ca EUR43/MWh. I och med återgången till milt och blött kommer så priset åter falla tillbaka, fast inte nödvändigtvis våldsamt mycket. Den stora utmaningen kommer bli de långa jul- och nyårshelgerna. Låg helgkonsumtion i kombination med mildväder kan bli en utmaning för producentledet.

I det nya läge som kraftsystemet befinner sig är mycket av ”bullcaset” reducerat. Trots det, så är det ändå fullt möjligt att vi får perioder med höga spotpriser, om kyla kombineras med problem i kärnkraften eller liknande. Terminsmarknaden har sålts ned väsentligt under de senaste veckorna och prisnivån känns rimlig med tanke på situationen. Idag, måndag, har marknaden som nämnt ovan handlats ned kraftigt och ytterligare press nedåt känns trolig samtidigt som vi inte tror att marknaden ska radera all vinterpremie. Prismässigt, efter nedsäljet, återstår dynamiken mest på uppsidan. Fast, för att väsentligt lyfta, krävs en mer långvarig vinterperiod där den hydrologiska balansen återgår till ett underskott på 15-20 TWh.

Teknisk analys av elpriset

Nedan ser vi priset på energikol, den närmaste månadens leveranstermin. För två veckor sedan föll priset från 85 dollar per ton ner mot 80. För en vecka sedan stängde priset på 82.50 och i fredags lite lägre på 81.50. Det kan inte uteslutas att marknaden vill ner och testa 75 dollar igen. Råvarumarknaden är allmänt besviken på att den konjunkturuppgång i Kina, som väntades under sensommaren faktiskt har uteblivit.

Prisutveckling på energikol

Utsläppsrätterna har å andra sidan stärkts den senaste veckan. Priset har brutit den nedåtgående trenden från september och kan möjligen gå upp och testa 6 euro per ton. Priset stängde i fredags på 4.92 euro. Först måste dock den psykologiskt viktiga nivån 5 euro brytas.

Prisutveckling på utsläppsrätter

Hydrologisk balans enligt Markedskraft ser vi nedan. Både den aktuella och 10-veckors prognos ligger strax under normala nivåer. Underskottet är något mindre än förra veckan.

Hydrologisk balans

Vi rekommenderar köp av EL S, om man kan komma in på attraktiva nivåer.

Naturgas

Naturgaspriset i USA har handlats upp på det kalla vädret. Liksom i Norden, har det varit kallt i USA. Nedan ser vi januari-kontraktet.

Naturgaspriset i USA

Metaller

Aktiviteten i marknaden var högre än veckan innan. Det började på samma dämpade sätt som veckan innan. Ännu en stark runda av PMI – siffror, framför allt från USA, hjälpte inte.

Det var inte förrän optionslösendagen i onsdags som aktiviteten tog fart. LME:s optionsmarknad har optioner sm förfaller den första onsdagen i månaden kl 11:00 svensk tid. Det var strax efter lunch när buden började visa sig på marknaden.

Uppgången accelererade på eftermiddagen. Totalt steg kopparpriset med 2% i onsdags.

Priserna fortsatte med fast tendens resten av veckan, bland annat med stöd av nyheter från Indonesien om att parlamentet står bakom exportförbudet. De uttalade sig att förbudet kommer att vara ” konsekvent och fullständigt” vilket tyder på att det inte kommer att ges några undantag. Det som omfattas är nickel, tenn och bauxit. Tyngdpunkten ligger naturligtvis på nickel och det stora flödet av nickelmalm som går från Indonesien till Kina.

Fredagens stora händelse var Non-Farm Payrolls – statistiken från USA. Siffrorna kom in något starkare än väntat med 203 000 nya arbetstillfällen som skapats i november. Arbetslösheten är nu den lägsta sedan 2008, på 7 %. Det var bättre än väntade 190 000 och 7.2 %. Det verkar som om marknaden totalt sett väntade bättre siffror (sedan konsensus sammanställdes). Efter den första reaktionen (med starkare dollar, svagare aktier, guld och basmetaller ) kom priserna tillbaka där de var innan siffrorna.

Under veckan steg priset på basmetaller 1-2 %. Industriella aktörer kom tillbaka som köpare av terminer. Enligt flera källor är lagren låga i industrin. Det är det normala vid årets slut eftersom bolagen vill visa lägre lager och högre soliditet. De flesta köpare vi såg var från kortiktiga tekniska fonder som köper tillbaka tidigare sålda positioner.

Nu är fokus på nästa FED-möte och marknadsaktörerna är enligt vår uppfattning i större utsträckning inställda på någon slags besked om ”tapering” än tidigare. Det behåller metallerna i baisse-läge.

Koppar

Koppar befinner sig i en märklig situation just nu. Lagren minskar därför att producenter håller igen utbudet och för att efterfrågan är stabil. Det rapporteras om att det råder viss brist på raffinerad metall för omedelbar leverans. Det återspeglas också i prissättningen på terminer med kort leveranstid.

Samtidigt ser vi att COMEX-marknaden har en rekordhög kort position på spekulant-sidan (Non-commercials). De finansiella aktörerna fokuserar på FED och förestående ”tapering”. Commercials, spegelbilden av Non-commercials är alltså samtidigt rekordmycket köpta terminskontrakt. Man får förmoda att Commercials, som har verksamhet i den fysiska metallen, har bättre insyn i den fundamentala situationen i metallmarknaden. Men rapporter om ett kommande produktionsöverskott nästa år bidrar till ett negativt sentiment kring koppar. Å andra sidan kan efterfrågan på metall ta fart i början på nästa år efter att företagen minskat lagren inför årsskiftet. En stor nettosåld position hos Non-commercials, en vändning i det negativa sentimentet och påfyllning av företagens lager, kan få igång en hausse tidigt nästa år.

SEB:s senaste prognos är ett genomsnittspris för det första kvartalet på 7450 dollar per ton (basis tremånaders termin). Det är något över genomsnittet för analytikerkåren på 7016. Dagens pris på 7069 ligger över analytikerkårens estimat, men långt under SEB:s prognos.

Kopparprisets utveckling

Vi tycker att prisfallet har gett en möjlighet att komma in på den långa sidan till bra pris och rekommenderar köp av KOPPAR S.

Aluminium

Som vi skrev förra veckan, finns det potential för en rekyl i aluminium, som kanske har börjat. 1900 dollar kan vara ett tänkbart mål för rekylen. Tekniska fonder ligger korta och deras köp när de täcker sig, kan räcka för att påverka priset tillräckligt. Vi har också noterat en sådan rekyl kommer att och bör uppfattas som ett säljtillfälle, givet den fundamentala situationen i marknaden för aluminium.

Konsumenter av aluminium har avvaktat med prissäkringar den senaste tiden, men vi tror att det finns intressen från dem att ”köpa på dips” framöver. Vi har alltså en marknad där det finns säljintressen ovanför dagens pris och som är väl understödd på låga priser, vilket gör att den förhållandevis trendlösa marknaden kan fortsätta.

Efterfrågan på aluminium är god. De flesta analytiker väntar sig en konsumtionsökning på 7% nästa år. Aluminiummarknaden har präglats av produktionsöverskott i flera år. Det viktigaste tycker vi är att överskottet minskar. På kort sikt vore det naturligtvis bättre om det kom ett par nedläggningar av smältverk. Rusal upprepade förra veckan vad de sagt tidigare, nämligen att de ser ett underskott utanför Kina redan nästa år, delvis tack vare produktionsneddragningar de själva gjort.

Marknaden är tudelad vad gäller neddragningar. Den ena sidan tror att priset kommer att falla ytterligare och tvinga producenterna att minska produktionen. Vi har uppfattningen att vi inte kan se varför priserna skulle gå ner, när produktionsöverskottet i alla fall, om än långsamt, är på väg att ta slut. Därmed kan vi inte se någon omedelbar uppsida för priset och inte heller någon stor nedsida. Pga det kraftiga terminspåslaget om 7% på årsbasis bör man akta sig för att vara köpt terminer via certifikat under för lång tid, utan utnyttja kortsiktiga svängningar. Köpa när priset är lågt i en historisk jämförelse och sälja på uppgångar.

Aluminiumprisets utveckling

Zink

Som med koppar verkar det som om den fysiska marknaden är starkare än vad terminsmarknaden väntat sig. LME-lagren sjunker stadigt. Nu är de på den lägsta nivån sedan september förra året. Det som oroar är de upprepade stora inleveranserna. Trenden på lagerförändringen är dock tydlig och återspeglar att balansen mellan utbud och efterfrågan förbättras. Säljvågen för ett par veckor sedan i de andra basmetallerna, drog med sig zink. Nu försöker zinkmarknaden krypa upp i sin gamla trend igen. Vi tycker att den allmänna marknaden håller på att stabilisera sig för basmetaller och från och med nu till årsskiftet finns förutsättningar för en prisuppgång, särskilt i zink, som är en av de mer fundamentalt understödda metallerna på LME.

Vi rekommenderar köp av ZINK S.

Zinkprisets utveckling

Nickel

Nyhetsflödet från Indonesien avgör riktningen för nickelmarknaden. Indonesiens parlament fattade redan 2009 beslut om att införa exportstopp för obearbetad malm från och med årsskiftet 2013/14. Det har varit osäkert om detta verkligen kommer att träda i kraft.

Nyheterna i torsdags morgon är därför potentiellt en köpsignal. Den 5 december rapporterade Bloomberg det här:

Indonesia’s government will proceed with a plan to ban all mineral-ore exports next year after it received backing from parliament, said Energy and Mineral Resources Minister Jero Wacik.

“The decision is unanimous between the minister and nine factions in Commission Seven,” said Wacik, referring to the parliamentary body in charge of mining and energy which he met in Jakarta today. “The Mining Law has mandated that ore must be processed domestically. Now we must implement it.”

Representanter för Vale menade att detta kunde vara en vändpunkt för nickelmarknaden. Producenter som Vale ser naturligtvis detta som ett optimalt scenario för att få marknaden i balans, utan att behöva stänga gruvor någon annanstans, som t ex hos Vale.

Nickel stack ut bland LME-metallerna genom att priset steg med 2%. Om man betänker potentialen på balanserna på kort sikt, är 2% ingenting. Mer information kommer säkert att komma under veckan.

Tekniskt är priset väletablerat inom det gamla prisintervallet. De som legat korta kan komma att köpa tillbaka terminer och det kan ge marknaden ytterligare tekniskt stöd de kommande dagarna eller veckorna.

Nickelprisets utveckling

Vi rekommenderar köp av NICKEL S.

Guld

Guldpriset (i dollar), fortsatte ner i veckan som gick. Sentimentet att investera i metallen är kompakt negativt. Det blev inte bättre av att Non-Farm Payrolls i USA i fredags visade att tillväxten skapar jobb. Inköpschefsindex för november som kom tidigare i veckan visar att optimismen ökat ännu mer i USA. Det gör att förväntningarna om att FED ska inleda ”tapering” av QE ökat. Guldpriset är nu på väg ner mot den tekniska stödnivån 1200 dollar.

Teknisk analys av guldpriset

I termer av kronor, är priset på guld redan nere på sommarens bottennotering vid 8000 kr per uns, faktiskt till och med under 8000 kr.

Utveckling för guldpriset i SEK

Finansiella placerare har fortsatt att i stadig takt överge guld som investering, som vi ser i diagrammet över ETP-ers guldinnehav. Även innehaven i silver likvideras.

Mängd guld och silver i ETP-produkter

Priset på guld är nere på en nivå där många gruvbolag inte kan redovisa vinst långsiktigt och det gör att vi trots allt inte är beredda att gå kort.

Vi fortsätter tills vidare med neutral vy på guld.

Silver

Nedan ser vi kursdiagrammet för silver i dollar per troy ounce. Vi förväntar oss att marknaden ska testa botten vid 18 dollar igen och det är en liten bit kvar dit.

Silverkursens utveckling

Vi fortsätter att vara neutrala guld och silver.

Platina & Palladium

Platinapriset borde ha stöd från strejkerna i Sydafrika och borde även ”gynnas” av Nelson Mandelas bortgång. Den allmänna förväntningen är att interna stridigheter inom landet kan öka oron nu. Strejken vid Northam-gruvan har pågått i en månad, men förhandlar har än så länge inte kommit någon vart. Fackföreningen vill ha 61% högre löner, medan gruvbolaget gick med på 8% den 25 november, vilket förkastades av fackföreningen. Löneförhandlingen väntas bli vägledande för andra platinagruvor.

Platinamarknaden drabbas av det svaga intresset för guld och silver, eftersom även platina är en investeringsmetall.

Tekniskt har platinapriset brutit en triangelformation på nedsidan, vilket signalerar en fallande trend. Enligt den teniska analysen skulle ett test av 1300 dollar vara att vänta.

Spotpriset på platina analyserat

Priset på palladium uppvisar i sammanhanget en förbluffande styrka, genom att stiga i pris den senaste veckan. Det råder dock ett underskott av palladium och efterfrågan från bilindustrin väntas växa. Fundamentalt ser det annorlunda ut för palladium jämfört med t ex guld. Än så länge finns dock inte någon teknisk köpsignal att agera på. Priset ligger fortfarande inom det breda prisintervall mellan 640 och 780 dollar per uns som marknaden pendlat inom det senaste året.

PA1

Vi behåller vår neutrala rekommendation på palladium och går även över till neutral på platina.

Jordbruksprodukter

Tre nyheter präglade marknaden för jordbruksprodukter i veckan som gick. Först sade ABARES att Australiens skörd av spannmål blir större än väntat, sedan skrällde Stats Canada med en rekordskörd, långt över såväl historiska rekord som marknadens förväntningar. Under hela veckan följdes det mycket kalla vädret i USA och med frågan om hur mycket det skulle skada höstvetet.

Marknaderna har annars blivit allt mindre volatila. De senaste tre månaderna har volatiliteten varit 16% i Chicagovetet och 14% i Matifvetet. Det är mindre än 5% av månaderna sedan 2007 som det varit så här lugnt i vetemarknaderna. Rapsmarknaden har varit extremt lugn de senaste veckorna, fram till Stats Canadarapporten i onsdags. Raps är i allmänhet en lugnare marknad än vete, men har nu faktiskt en högre kursrörlighet än Matif-vetet. Sojabönorna sticker ut, med en historiskt sett relativt hög kursrörlighet.

Nedan ser vi hur volatiliteten (beräknad på de senaste 90 dagarnas prisförändringar i spotkontraktet) förändrat sig.

Spannmålspriser

Sedan juli för två år sedan har kursrörligheten i vetepriserna minskat från ca 40% till ca 15% idag. Det är i nivå med hektarskördevariationen. Detta hänger naturligtvis ihop med växande lager och lägre priser. Säsongsmässigt är det även vinter på norra halvklotet och få nyheter som kan påverka utbud och efterfrågan. Vintern är å andra sidan säsongen för prisförändringar i sojamarknaden, eftersom Sydamerika har tagit över som den stora producenten i världen och känsligt för odlingsbetingelser där.

På tisdag publicerar USDA sin sista WASDE-rapport för året. Marknaden förväntar sig ingenting från den, men jag tror inte man ska vara så säker. Det är först i och med den som resultatet av Argentinas, Kanadas, med fleras rapporter summeras till globala balanser, då USDA även lägger till en uppdaterad analys av efterfrågan.

Konjunkturen har vänt uppåt, men bara i länder som redan är ”mätta” sedan länge. Vi skulle tro att marknaden kommer att tolka WASDE-rapporten som negativ för majs, vete och sojabönor.

Odlingsväder

Det är kallare än normalt just nu, såväl i norra Europa som i Nordamerika. Temperaturen i USA har fallit och det väntas fortsätta vara kallt i veckan. Argentina fick nederbörd i norr, men inte i söder. Brasilien hade normal nederbörd. Inga större hot från vädret alltså.

Vete

November 2014 steg successivt under inledningen av veckan upp mot 200 euro per ton, men nådde inte riktigt ända dit. 200 euro är naturligtvis en teknisk motståndsnivå. Säljarna blev stärkta och köparnas övertygelse gav vika efter rapporten från Stats Canada i onsdags.

Teknisk analys av vetepriset

Decemberkontraktet 2014 på CBOT föll tillbaka ner mot det tekniska stödet, efter ABARES och Stats Canadas rapporter. Is-stormarna över oskyddat höstvete kunde inte påverka.

Vetediagram

I diagrammet nedan ser vi ”non-commercials” nettoposition i terminer på Chicagovete. De passade på att köpa tillbaka några kontrakt, men är fortfarande extremt sålda vetekontrakt.

Diagrammet  visar "non-commercials" nettoposition i terminer på Chicagovete

Nedan ser vi terminskurvorna för Chicagovete och Matif. Terminskurvan för Matifvete gick upp i veckan för alla terminslöptider med tillförlitliga priser. Chicagovetet föll för alla terminslöptider. Matifvetet gick mer in i backwardation och Chicago något mer in i contango. Det är två helt skiljda världar. Matifveteterminerna ligger för alla löptider över Chicagopriserna. Störst är skillnaden för spot-leverans, hela 40 euro per ton, dvs Matifvetet är 24% dyrare än Chicagovetet.

Terminskurvor på Chicago- och Paris-vetepriser

ABARES publicerade sin decemberrapport i veckan. Veteskörden förutspås öka med 17% till 26.2 mt och kornskörden med 15% till 8.6 mt. Canola-skörden väntas däremot minska med 15% till 3.4 mt, vilket ändå i så fall skulle bli Australiens tredje största skörd av canola någonsin. Sådden ägde rum sent i september och skörden väntas vara klar i slutet av februari. Sedan september-rapporten från ABARES har den totala skörden av vintergrödor höjts med 3 mt till sammanlagt 42.1 mt.

Stats Canada rapporterade att veteskörden blev 37.5 mt, det är 4.5 mt mer än i den förra prognosen och 38% mer än förra året. Det är en rekordskörd för landet och slog alltså det förra rekordet på 32.1 mt med råge. Det förra rekordet sattes 1990. Analytikerna hade förväntat sig en skörd på 33.8 mt. Ingen analytiker hade väntat sig en skörd över 35 mt.

ABARES och Stats Canada höjer global produktion med 6.2 mt. Det är väldigt mycket för bara två länder.

Vi håller fast vid vår rekommendation att ha en neutral position i förhållande till vetepriset.

Majs

Majspriset steg i veckan, trots att Kina annullerat beställningar från USA och att Kinas statistikkontor angett Kinas skörd till 217.5 mt, där USDA senast estimerade 211 mt. Tekniskt har 450 cent varit ett starkare stöd än man kunnat tro. Trenden är dock fortfarande nedåtriktad.

Majspriset

Argentinas sådd är 48% färdig. Normalt vore 62% sått. Lönsamheten talar, som vi påpekat tidigare för att reducera sådden av majs till förmån för sojabönor. Även vädret sägs nu verka för sojabönor.

I onsdags talades det även om att Argentina skulle sänka exportskatten på soja. Vi fann detta helt otroligt när vi hörde det. Och uppgiften dementerades sedan av både Finansdepartementet och Jordbruksdepartementet i Buenos Aires. Argentinas president och personerna kring henne gör säkerligen allt de kan för att beskatta den lilla grupp i samhället som de enkelt kan beskatta och dessutom se till att priserna på mat håller sig låga inom landet för att inte öppna för en revolution. De har ju just veckan innan kablat ut en totalt osannolikt låg siffra för veteproduktionen, som de kommer att basera exportlicenserna på, helt tydligt för att hålla priset på vete riktigt lågt under kommande år i Argentina, till glädje för konsumenterna som har det allt svårare.

Informa publicerade ett produktionsestimat för Brasilien som låg nära USDA:s 70 mt och långt från CONAB:s 78 mt. Även i Brasilien verkar ekonomin till sojans fördel, så klart.

Ekonomin i byte till soja dock kanske börjar ha en effekt på utbudet av majs under nästa år och därmed bör det påverka priset positivt också.

Det ska bli intressant att se om 450 cent håller och blir botten på den här nedgångsfasen.

Vi fortsätter med neutral rekommendation.

Sojabönor

Novemberkontraktet sjönk i veckan som gick, men ligger fortfarande på samma nivå som i slutet av oktober. 1150 cent är en nivå som priset gärna uppehåller sig kring, vad det verkar. Trenden är dock nedåtriktad och i takt med att vädret inte försämras i Brasilien, bör priset kunna fortsätta sjunka. Den allt lugnare marknaden tror vi inte kommer att vara länge. Kanske är det rapsen som visat vägen genom att börja falla.

Pris på sojabönor

Sådden i Brasilien är klar till 89%, förra veckan 78%. I Argentina är 66% sått, upp 16% från förra veckan.

Informas uppdaterade prognos för skörden i Brasilien 88 mt (+1.2 mt). ABIOVE ligger på 86.6 mt. USDA är på 88 mt och CONAB på 89 mt. Vi tror faktiskt mest på CONAB, eftersom de haft mest rätt hittills och bör ha bäst koll. De är inte ensamma att ligga så högt. Många andra prognosmakare ligger kring 90 mt.

USDA:s attaché i Buenos Aires uppskattade Argentinas skörd till 57.7 mt i veckan. Det ska bli intressant hur detta återspeglas i USDA:s WASDE-rapport i veckan. I den senaste WASDE-rapporten estimerades produktionen i landet till 53.5 mt.

EU har som bekant infört en bestraffande importskatt på biodiesel från Argentina. I onsdags gick ett rykte att Argentina skulle svara med att sänka exportskatten på soja och sojaprodukter, men det dementerades senare, som vi nämnt under Majs-avsnittet. Däremot har Argentinas regering föreslagit att höja inblandningen av biodiesel i dieseln från 8% till 10% inom landet för att ha någonstans att göra av biodieseln, kan man tänka.

Ekonomin är sådan att Brasilianska bönder kan komma att välja soja som andra skörd efter sojaskörden, istället för majs som är det normala. Brasilien försöker få lantbrukarna att välja vete istället och det talas om att ge statsbidrag för detta. Brasilien importerar mycket vete från Argentina, och är antagligen oroliga ur ett matsäkerhetsperspektiv, beroende på utvecklingen i Argentina och den minskade exportvolymen som Kirchner fattat beslut om.

Nedan ser vi relationen mellan priset på Nov 2014 sojabönor och Dec 2014 majs, alltså priset på SX4 dividerat med priset på CZ4. Kvoten backade lite till i veckan, från rekordet 2.55 till förra veckans 2.52 till fredagens 2.51. Trots detta är det alltså mycket mer attraktivt att odla sojabönor än majs.

Soybean future

Vi behåller säljrekommendation.

Raps

November 2014-kontraktet som legat i en tids stiltje, kom på fall efter Stats Canada-rapporten i onsdags. Tekniskt ser det ut som om prisfallet kan accelerera och nå ner mot 360 euro inom kort. Där bör det finnas stöd, men det kan inte heller uteslutas att priset faller ner till 350 euro per ton, basis november 2014-kontraktet.

Rapspriset

Stats Canada rapporterade att skörden av canola blev 18 mt, 2 mt högre än i den föregående prognosen. Marknadsanalytikerkåren hade väntat sig en skörd på 16.9 mt. Det senaste rekordet var 14.6 mt, vilket nu alltså slogs med råge. Skörden i år är 30% större än förra året.

ABARES sänkte sin skörd av canola något, vilket gör att uppjusteringen av global produktion inte blir fullt ut 2 mt.

Priset på rapsfröterminen (nov) handlas nu ganska lågt i förhållande till veteterminen (nov). Rapspriset är 87% högre per ton än vete, vilket är den lägsta premien för raps för novemberleverans hittills för dessa kontrakt. När nu allt talar för ett ännu lägre pris på rapsterminer, kommer kvoten att försämras ytterligare – om inte även vetepriset faller. Vetemarknaden ser åtminstone tekniskt, starkare ut, så det talar för att raps förlorar ytterligare mark i förhållande till vete.

Nedan ser vi hur kvoten mellan novembers raps- och veteterminer utvecklat sig över tiden.

Kvotdiagram

På basis av rapporterna i veckan och för att den tekniska bilden indikerar en nystart av pristrenden nedåt, går vi över till säljrekommendation på raps.

Socker

Marskontraktet på råsocker fortsatte falla och stängde veckan på den lägsta noteringen 16.59 cent per halvkilo. För en vecka sedan var priset 17.15 cent. Det är kontraktslägsta. RSI-index på 25 (<30) indikerar en översåld marknad och man kan vänta sig ett slut på prisfallet, följt av en rekyl uppåt.

SBH4 - Socker

Om vi däremot tittar på ”spotkontraktet”, får vi en annan bild. Nedan ser vi spotkontraktets pris de senaste fem åren.

Spotkontraktet på socker

Vi ser att den fallande trendlinjen från pristoppen i början på år 2011 är bruten och att den senaste nedgången från toppen på 20 cent är en rekyl efter den första uppgången efter att den fallande trenden avslutats. RSI ligger även i det här diagrammet extremt lågt och signalerar en kraftigt översåld marknad.

Tekniskt tyder allt på att marknaden inom kort kommer att vända uppåt. Vi förväntar oss att den prisuppgången når högre än den senaste, dvs att nästa rörelse uppåt når över 20 cent per pund.

Skörden i Brasiliens södra och centrala delar är i full gång. I takt med att sockerbruken köper in råvara ökar också behovet av att prissäkra det lagret. Det kraftiga prisfallet de senaste veckorna beror säkert till stor del på sådana lagerhedgar. Den svaga brasilianska valutan gör att priset på sockerterminer är attraktivt för producenterna i Brasilien. Brasiliens centralbank agerade emellertid på penningmarknaden för att hejda valutans fall. Lyckas detta, kan det få flödet av prissäkring att minska.

Även i Indien sker viktiga förändringar. Priset på sockerrör som bonden ska få betalt är fastslaget i en lag, men med de låga priser på socker som råder, är detta idag för högt. Den senaste tiden har två sockerbruk stängts. Sockerindustrin har framfört klagomål till regeringen, som nu har svarat. Dels ska exporten av socker ökas. Detta är negativt för världsmarknadspriset. Men det diskuteras också att öka inblandningen av etanol från dagens 5% till 10%. Detta skulle vara positivt för sockerpriset.

Det stora socker och etanolfokuserade handelshuset Czarnikow publicerade en rapport om sockermarknaden i torsdags som var mycket positiv. Czarnikows marknadsanalytiker tar fasta på att det låga priset på socker stimulerar konsumtionen. De beräknar att konsumtionen har ökat med 2.5% under år 2013, vilket är den högsta konsumtionsökningen de senaste fyra åren och närmar sig den ökningstakt som rådde innan finanskrisen slog till år 2008. Den arabiska våren slog också till och dämpade den tidigare starka konsumtionstillväxten. Mellan 2009 och 2011 låg konsumtionsökningen globalt på mindre än 1%.

Konsumtionstillväxten har enligt Czarnikow återvänt och de har justerat upp sitt efterfrågeestimat för 2013 från 172.1 mt (från maj 2012) till 175.2 mt i sin augustirapport. Det skulle innebära att de senaste årens dämpade konsumtionsökning är över och att världen har gått tillbaka till att efterfråga ca 2.5% mer socker varje år, drivet av de två faktorerna befolkningstillväxt (1% per år) och att fler får råd att unna sig socker – vilket är en konsekvens av tillväxt i tillväxtländer och lågt pris.

Den som tycker om att köpa på rekyler, kan passa på nu. Vi rekommenderar köp av SOCKER S eller BULL SOCKER X4 S för den som vill ta mer risk.

Kaffe

Kaffepriset vände ner i veckan efter två veckors uppgång. Produktionen i Colombia var i november 45% högre än förra året samma månad och den statistiken tyngde marknaden.

Kaffeprisets utveckling, det blir billigare

Den genomsnittliga kostnaden för att producera ett pund arabica kaffe kommer enligt USDA att vara 147 cent under 2014. Ett långsiktigt jämviktspris bör ligga där, eller över den nivån. Ett pris på 106 cent är därmed inte långsiktigt hållbart. Marknaden tyngs dock fortfarande av den nya produktion som stimulerades av de högra priserna för tre år sedan och att länder vars odlingar drabbats eller slagits ut av bladmögelsvampen Roya, nu återigen kommer i produktion med resistenta sorter.

Från Vietnam rapporteras också om stigande produktionskostnader. Vietnamesiska Vicofa redovisade i torsdags en undersökning bland landets kaffebönder som visade att kostnaderna ökar med 15 – 20% i år. Bönorna är 8% mindre än vanligt och skörden väntas bli 15% lägre än förra året. Det lägre priset innebär att investeringarna i ny produktion minskar nästa år.

På samma sätt som Czarnikow menar, att befolkningstillväxt, lågt pris och allmän ”normalisering” av ekonomin i tillväxtländer leder till en återgång till konsumtionstillväxten avseende socker, kan man resonera att kaffekonsumtionen också bör öka. Med ett pris långt under produktionskostnad och med produktionskostnader som både i Brasilien och Vietnam ökar med uppåt 20% på årsbasis, vore det märkligt om priset på terminsmarknaden inte förr eller senare vände starkt uppåt.

Just nu är dock priset på väg ner för att testa bottennivån igen och kanske även 100 cent, en historiskt viktig teknisk stödnivå. Den som är intresserad av att köpa kaffe kan avvakta om priset når ner mot bottennivåerna och köpa där, men också se till att gå ur marknaden om priset går under 100 cent.

Generellt sett behåller vi tills vidare neutral rekommendation, till dess vi ser tecken på ett trendbrott.

[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
1 kommentar

1 kommentar

  1. johan

    11 december, 2013 vid 14:03

    Hej,
    Har en fråga angående elektricitet och elpriset. Priset påverkas ju som bekant kraftigt av väderprognoserna. Och ni hänvisar ofta till närmsta månadens väderprognoser. Varifrån får ni dessa prognoser? Skulle vara kul/intressant att veta vem som gör dessa prognoser och om det är möjligt för en privatperson att få dessa prognoser från dem.

    Vänligen,
    Johan

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