Följ oss

Analys

Elpriset – Hur ser situation ut för nästkommande kvartal?

Publicerat

den

Modity Energy Trading - Energimarknaden

Bakgrundsdata

Bakgrundsdata på elpriset

Dagens situation och hydrobalans

Modity Energy Trading om elpriset

Vi har idag en hydrobalans (inkl. 10 dagars prognos) på ca -18 TWh. Skulle vi utgå från att hydrobalansen blir ca -15 TWh under Q1-14 så har vi två år bakom oss att titta på: 2009 och 2013. Båda dessa år var marginalkostnaden för kol något högre än prognoserna visar idag; ca €31/MWh mot dagens ca €28/MWh. Vi borde alltså, fundamentalt med dessa traditionella faktorer i bakgrunden, få något lägre priser i Q1-14 än vi hade under dessa två år. Terminspriset ligger idag dock ca €5/MWh högre än utfallet i Q1-09 och ca €1/MWh högre än utfallet i Q1-13. Vi hade under dessa år en mycket hög tillgänglighet på kärnkraft så för att det här ska stämma så måste också kärnkrafttillgängligheten ligga runt 90% under första kvartalet 2014. Vi har haft en del strul med kärnkraftkraften och nu har vi en tillgänglighet på drygt 80%, vi bör dock vara uppe i 90% när Ringhals 3 kommer in till november. Detta är dock en osäkerhet som bör speglas i priset vilket gör att det är rimligt att vi ligger lika eller till och med någon euro över utfallet Q1-09 , alltså som vi gör idag.

Om hydrobalansen försämras…

Sedan är det dock så att de senaste 5 åren så har hydroläget försämrats sedan v.44 hösten innan till kvartal 1 året efter, de flesta år med mellan 10-20 TWh. Trenden pekar alltså på att vi skulle få ett försämrat hydrologiskt läge till Q1-14. Detta skulle isåfall betyda att det finns fog för betydligt högre priser under Q1-14 än om vi tittar endast på nuvarande situation.

Skulle vi, efter en torr höst och start på vinter, landa på en hydrologisk balans runt -35 TWh under Q1-14 så hamnar vi i samma läge som vi hade år 2010 och 2011. Dessa år hade vi en marginalkostnad för kol på €34/MWh respektive €47/MWh, alltså betydligt högre än dagens €28/MWh. 2010 är väl isåfall det år som liknar nuvarande situation bäst då vi hade ett kolpris på ungefär samma nivå som idag men ett CO2 pris på ca €12/MWh. Detta år trodde man i oktober på ett spotpris under Q1 på ca €37/MWh men det blev hela €59,5/MWh! Tyskland (base) landade dock ca €18/MWh under vårt nordiska spotpris. Med vårt dåliga hydrologiska läge fick vi alltså importera kraft till tyska peaknivåer.

Sammanfattningsvis kan man alltså säga att Q1-14 verkar rimligt prissatt idag om det hydrologiska läget stannar på ca -15 TWh men att det finns en betydande uppsida om hydrologin försämras mot -30 TWh. Flera analytiker menar dessutom att vi kan räkna med att priserna i Tyskland under fler timmar än tidigare kan gå upp till marginalkostnaden för gas (ca €50-55/MWh och upp till €70/MWh för kortsiktig uppstart) då den är mer lättreglerad än kol vilket behövs när inte den förnybara kraften räcker till. Generellt så ser vi att spotpriserna i allt större utsträckning påverkas av sol- och vindförhållanderna på kontinenten. Vi har också frågan om CO2 där normalt €1/t uppgång i priset på utsläppsrätter påverkar det nordiska elpriset med ca €0,8/MWh.

Hydrobalans och NP-systempris - Diagram med utveckling

Hur ser då utsikterna ut?

Så hur ser det nu ut, vad är sannolikheten för att vi ska få en torr fortsättning på hösten och början på vintern? Lutar det åt en kall eller mild vinter? Kan vi se ökade CO2 priser redan innan årsskiftet? Det är naturligtvis omöjligt att sia om vädret så här tidigt men Georg Müller, meteorolog på Thomson Reuters Point Carbon, och flera med honom menar att vi nog kan få se en relativt mild och våt november medan december och januari troligen kommer bli mer åt det kalla och torra hållet. Vi ser inga tecken på en uppgång i bränslepriser under de närmaste två kvartalen och kärnkraftprognserna pekar på ca 90% tillgänglighet under vintern. Hur mycket vind och sol vi kommer se i Tyskland är tyvärr mycket svårt att ha en prognos på för så lång sikt. När det gäller CO2 så räknar man med att få ett beslut kring ”back-loading” av utsläppsrätter i slutet av året och det verkar i nuläget bli ett positivt utslag vilket troligen kommer få priserna att stiga ett par euro, alltså även här är risken på uppsidan. Vi räknar dock inte med något mer klargörande kring en mer långsiktig lösning på de låga CO2 priserna denna sida av årsskiftet.

Risker på nedsidan

Riskerna på nedsidan är att det blir en betydligt våtare höst/start på vinter än väntat och att hydroläget då förbättras till runt normalen. Då kan vi se lägre terminspriser på Q1-14, ev. ner till runt €40/MWh nivån. Trots att vi, när vi fundamentalt jämför oss med tidigare år, borde kunna ligga ytterligare något lägre så finns där en riskpremie för dålig tillgång på förnyelsebar kraft. Dåligt med vindkraft i Norden och vind– och solkraft på kontinenten skulle innebära tillfälliga importbehov där den reglerbara gaskraften är prissättande. När det gäller leverans så kan spotpriserna under Q1-14 dock mycket väl bli än lägre vid en hydrologi runt normalen, bra med kärnkraft och relativt milt väder. 2012 hade vi t.ex. ett genomsnittligt spotpris under jan-mars på €38,2/ MWh (i linje med dåvarande marginalkostnad på kol) trots ett underskott på -7 TWh. Vi hade då 85 % kärnkrafttillgänglighet i Sverige.

Kort slutsats

Hur sammanfattar vi då allt det här? Jo, vi anser i nuläget att riskerna på uppsidan för terminskontraktet Q1-14 är större än på nedsidan. Får vi se samma utveckling som flera tidigare år där hydrobalansen försämrats kraftigt fram till årsskiftet, prognoser pekar på en kall vinter och om dessutom kärnkraften skulle fortsätta strula kan vi mycket väl närma oss tyska peakpriser runt €50-55/MWh.

Författare: Mia Bodin

[box]Denna artikel om elpriset publiceras på Råvarumarknaden.se med tillstånd och i samarbete med Modity Energy Trading.[/box]

Ansvarsfriskrivning

Energimarknadskommentaren har producerats av Modity Energy Trading. Informationen är rapporterad i god tro och speglar de aktuella åsikterna hos medarbetarna, dessa kan ändras utan varsel. Modity Energy Trading tar inget ansvar för handlingar baserade på informationen.

Om Modity Energy Trading

Modity Energy Trading erbjuder energibolag och större företag den erfarenhet, kompetens och analysredskap som krävs för en trygg och effektiv förvaltning av energiportföljen. Modity bedriver handel med allt från el, gas och biobränslen till elcertifikat, valutor och utsläppsrätter. Företagets kunder får dessutom ta del av deras analysprodukter som t.ex det fullständiga marknadsbrevet med ytterligare kommentarer och prognoser. För ytterligare information se hemsidan.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Analys

OPEC+ can probably stomach a flat to slight contango market during a period where they lift production

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent fell 3.9% as OPEC+ will produce more in April. Brent crude fell 3.9% last week to USD 70.36/b. Following a low of USD 68.33/b, the lowest since December 2021, it rebounded on Friday with an intraday high that day of USD 71.4/b. The message from OPEC+ at the end of February that they will start to lift production from April was the main bearish driver.

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

Net long specs are folding their cards as bullish prospects fade. Net long speculative positions in Brent and WTI fell 73.8 mb to 344 mb over the week to Tuesday April 4. It is still well above the 162 mb length on 10 Sep when Brent bottomed at USD 68.68/b. I.e. we came to a lower price level this time around with higher specs than on 10 Sep. Speculators thus has potential to shed more length if the bearish sentiment continuous.

Weakening of the crude curve – how far? OPEC+ preference is flat to backwardated. But the group can probably stomach flat to slight contango during a period where they lift production. The Brent crude structure has been in steady decline since the Brent 1mth to 60mth price spread peaked at USD 47.4/b on 10 June 2022. The latest signal from OPEC+ of more oil supply into a period of projected surplus calls for yet softer crude curve structure as rising inventories naturally should drive it into contango with front-end discount to longer dated prices. But OPEC+ has a natural distaste for a contango market as they then sell their oil at a discount to assumed non-OPEC+ marginal costs.

The 1mth to 60mth time spread has gone into deep contango three times over the past 20 years. Negative macro shocks in 2008/09 and in 2020 were countered by OPEC(+). But it took some time to drive the Brent curve back to flat/backwardated. In 2014/15 it was deliberate action by OPEC in order to ”kill US shale oil producers” but OPEC policy was reversed in 2016, and OPEC+ was created.

OPEC+ is unlikely to repeat 2014/15. The group is still in full control. It can probably accept a flat curve and stomach a little contango for a while. But deep contango like in 2008/09 and in 2020 will require a negative macro-shock. A flat curve implies a Brent 1mth at USD 67/b (= five year contract). But longer dated contracts have a tendency to weaken a little when the front-end weakens.

Brent crude 1mth down to USD 68.33/b last week and lowest since Dec 2021.

Brent crude 1mth down to USD 68.33/b last week and lowest since Dec 2021.
Source: Bloomberg

A substantial weakening of the Brent crude oil curve since July 2024. Still front-end backwardation. Longer dated price holding steady around USD 67/b. But it was closer to USD 70/b in July 2024.

A substantial weakening of the Brent crude oil curve since July 2024. Still front-end backwardation.
Source: Bloomberg

The Brent 1mth still holds a small premium of USD 3.2/b over the 60mth contract. But clear fading since 2022.

The Brent 1mth still holds a small premium of USD 3.2/b over the 60mth contract. But clear fading since 2022.
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data

The Brent 1mth to 60mth price spread. Deep contango three times over past 20 years. Deliberate by OPEC in 2014/15. But negative macro shock in 2008/09 and 2020. OPEC+ can probably accept a flat curve and stomach a light contango over a little period while they place some of their volumes back into the market. But deep contango requires a sharp, negative macro shock.

The Brent 1mth to 60mth price spread.
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data

Net long speculative positions fell 73.8 mb last week. Still some length to shed if bearish sentiment persists.

Net long speculative positions fell 73.8 mb last week. Still some length to shed if bearish sentiment persists.
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data

52 week ranking of Brent 1 to 7 mth curve structure and net long speculative positions in Brent + WTI.

52 week ranking of Brent 1 to 7 mth curve structure and net long speculative positions in Brent + WTI.
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data
Fortsätt läsa

Analys

Oversold. Rising 1-3mth time-spreads. Possibly rebounding to USD 73.5/b before downside ensues

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent was shaken ydy by the sharp selloff on Wednesday but ticking above the 70-line today. Brent crude inched up 0.2% to USD 69.46/b yesterday following the sharp selloff on Wednesday. The market was clearly still shaken by the sharp selloff on Wednesday when it then traded all the way down to USD 68.33/b and the lowest since Dec 2021. Market ydy didn’t quite dare to make any bets on the upside and basically stayed put. Brent is rising 0.8% this morning to USD 70/b staging a bit more confidence that the recent selloff was a little too much and a little too soon as surplus is not here quite yet. Stronger 1-3mths time-spreads today is also indicating the same. The Brent 1mth price is currently trading very soft versus the 1-3mth time-spreads. So, more rebound is definitely possible given both time-spreads and technically oversold market.

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

The current average 1-3mth time-spread of Brent, WTI and Dubai is rising to USD 1.06/b this morning. Looking at the relationship between the Brent 1M and these time-spreads so far this year we could possibly see the Brent 1M price rebound to USD 73.5/b given the level of the current time-spread and the fact that Brent is currently technically oversold.

Consolidation around the 70-line for a period, but message from OPEC+ is clear: lower oil price. The message from OPEC+ when they now have decided to lift production in April and into a period of surplus, is explicitly clear: lower oil prices. But the group is still acting in a highly controlled way. This is not a flash-crash but an adjustment. This is probably starting to dawn on the market today as it trades up above the 70-line again today following technically oversold territory. But back down below the 70-line again in the coming weeks and months seems the natural conclusion to draw following what OPEC+ now has decided to do. But given the current oversold state of Brent crude it seems likely that we’ll see some more consolidation around the 70-line before renewed bearish action ensues. Trump Tariff Turmoil of course adds a lot of bearish concerns for the US economy which naturally flavors over to crude oil as well.

Brent crude still very much in oversold territory. So, more consolidation around the 70-line seems likely before more bearish action continuous.

Brent crude still very much in oversold territory. So, more consolidation around the 70-line seems likely before more bearish action continuous.
Source: Bloomberg graph and calculations

The 1-3 months time-spreads are rebounding a little today. Again, highlighting the fact that surplus is not here quite yet.

The 1-3 months time-spreads are rebounding a little today. Again, highlighting the fact that surplus is not here quite yet.
Source: SEB calculations and graph, Bloomberg data

Brent 1M flat price is trading very soft vs. the 1-3mth time-spreads.

Brent 1M flat price is trading very soft vs. the 1-3mth time-spreads.
Source: SEB calculations and graph, Bloomberg data

The average Brent 1M price so far this year when the 1-3mth time-spread has been in the current range is USD 73.6/b. Brent M1 rising to that level would be kind of neutral territory given the level of the time-spreds.

The average Brent 1M price so far this year when the 1-3mth time-spread has been in the current range is USD 73.6/b. Brent M1 rising to that level would be kind of neutral territory given the level of the time-spreds.
Source: SEB calculations and graph, Bloomberg data
Fortsätt läsa

Analys

A deliberate measure to push oil price lower but it is not the opening of the floodgates

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Hurt by US tariffs and more oil from OPEC+. Brent crude fell 2.1% yesterday to USD 71.62/b and is down an additional 0.9% this morning to USD 71/b. New tariff-announcements by Donald Trump and a decision by OPEC+ to lift production by 138 kb/d in April is driving the oil price lower.

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

The decision by OPEC+ to lift production is a deliberate decision to get a lower oil price. All the members in OPEC+ wants to produce more as a general rule. Their plan and hope for a long time has been that they could gradually revive production back to a more normal level without pushing the oil price lower. As such they have postponed the planned production increases time and time again. Opting for price over volume. Waiting for the opportunity to lift production without pushing the price lower. And now it has suddenly changed. They start to lift production by 138 kb/d in April even if they know that the oil market this year then will run a surplus. Donald Trump is the reason.

Putin, Muhammed bin Salman (MBS) and Trump all met in Riyadh recently to discuss the war in Ukraine. They naturally discussed politics and energy and what is most important for each and one of them. Putin wants a favorable deal in Ukraine, MBS may want harsher measures towards Iran while Trump amongst other things want a lower oil price. The latter is to appease US consumers to which he has promised a lower oil price. A lower oil price over the coming two years could be good for Trump and the Republicans in the mid-term elections if a lower oil price makes US consumers happy. And a powerful Trump for a full four years is also good for Putin and MBS.

This is not the opening of the floodgates. It is not the start of blindly lifting production each month. It is still highly measured and controlled. It is about lowering the oil price to a level that is acceptable for Putin, MBS, Trump, US oil companies and the US consumers. Such an imagined ”target price” or common denominator is clearly not USD 50-55/b. US production would in that case fall markedly and the finances of Saudi Arabia and Russia would hurt too badly. The price is probably somewhere in the USD 60ies/b.

Brent crude averaged USD 99.5/b, USD 82/b and USD 80/b in 2022, 2023 and 2024 respectively. An oil price of USD 65/b is markedly lower in the sense that it probably would be positively felt by US consumers. The five-year Brent crude oil contract is USD 67/b. In a laxed oil market with little strain and a gradual rise in oil inventories we would see a lowering of the front-end of the Brent crude curve so that the front-end comes down to the level of the longer dated prices. The longer-dated prices usually soften a little bit as well when this happens. The five-year Brent contract could easily slide a couple of dollars down to USD 65/b versus USD 67/b.

Brent crude 1 month contract in USD/b. USD 68.68/b is the level to watch out for. It was the lowpoint in September last year. Breaking below that will bring us to lowest level since December 2021.

Brent crude 1 month contract in USD/b.
Source: Bloomberg
Fortsätt läsa

Centaur

Guldcentralen

Fokus

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Populära