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

Brent needs to fall to USD 58/b to make cheating unprofitable for Kazakhstan

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent jumping 2.4% as OPEC+ lifts quota by ”only” 411 kb/d in July. Brent crude is jumping 2.4% this morning to USD 64.3/b following the decision by OPEC+ this weekend to lift the production cap of ”Voluntary 8” (V8) by 411 kb/d in July and not more as was feared going into the weekend. The motivation for the triple hikes of 411 kb/d in May and June and now also in July has been a bit unclear: 1) Cheating by Kazakhstan and Iraq, 2) Muhammed bin Salman listening to Donald Trump for more oil and a lower oil price in exchange for weapons deals and political alignments in the Middle East and lastly 3) Higher supply to meet higher demand for oil this summer. The argument that they are taking back market share was already decided in the original plan of unwinding the 2.2 mb/d of V8 voluntary cuts by the end of 2026. The surprise has been the unexpected speed with monthly increases of 3×137 kb/d/mth rather than just 137 kb/d monthly steps.

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

No surplus yet. Time-spreads tightened last week. US inventories fell the week before last. In support of point 3) above it is worth noting that the Brent crude oil front-end backwardation strengthened last week (sign of tightness) even when the market was fearing for a production hike of more than 411 kb/d for July. US crude, diesel and gasoline stocks fell the week before last with overall commercial stocks falling 0.7 mb versus a normal rise this time of year of 3-6 mb per week. So surplus is not here yet. And more oil from OPEC+ is welcomed by consumers.

Saudi Arabia calling the shots with Russia objecting. This weekend however we got to know a little bit more. Saudi Arabia was predominantly calling the shots and decided the outcome. Russia together with Oman and Algeria opposed the hike in July and instead argued for zero increase. What this alures to in our view is that it is probably the cheating by Kazakhstan and Iraq which is at the heart of the unexpectedly fast monthly increases. Saudi Arabia cannot allow it to be profitable for the individual members to cheat. And especially so when Kazakhstan explicitly and blatantly rejects its quota obligation stating that they have no plans of cutting production from 1.77 mb/d to 1.47 mb/d. And when not even Russia is able to whip Kazakhstan into line, then the whole V8 project is kind of over.

Is it simply a decision by Saudi Arabia to unwind faster altogether? What is still puzzling though is that despite the three monthly hikes of 411 kb/d, the revival of the 2.2 mb/d of voluntary production cuts is still kind of orderly. Saudi Arabia could have just abandoned the whole V8 project from one month to the next. But we have seen no explicit communication that the plan of reviving the cuts by the end of 2026 has been abandoned. It may be that it is simply a general change of mind by Saudi Arabia where the new view is that production cuts altogether needs to be unwinded sooner rather than later. For Saudi Arabia it means getting its production back up to 10 mb/d. That implies first unwinding the 2.2 mb/d and then the next 1.6 mb/d.

Brent would likely crash with a fast unwind of 2.2 + 1.6 mb/d by year end. If Saudi Arabia has decided on a fast unwind it would meant that the group would lift the quotas by 411 kb/d both in August and in September. It would then basically be done with the 2.2 mb/d revival. Thereafter directly embark on reviving the remaining 1.6 mb/d. That would imply a very sad end of the year for the oil price. It would then probably crash in Q4-25. But it is far from clear that this is where we are heading.

Brent needs to fall to USD 58/b or lower to make it unprofitable for Kazakhstan to cheat. To make it unprofitable for Kazakhstan to cheat. Kazakhstan is currently producing 1.77 mb/d versus its quota which before the hikes stood at 1.47 kb/d. If they had cut back to the quota level they might have gotten USD 70/b or USD 103/day. Instead they choose to keep production at 1.77 mb/d. For Saudi Arabia to make it a loss-making business for Kazakhstan to cheat the oil price needs to fall below USD 58/b ( 103/1.77).

Fortsätt läsa

Analys

All eyes on OPEC V8 and their July quota decision on Saturday

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Tariffs or no tariffs played ping pong with Brent crude yesterday. Brent crude traded to a joyous high of USD 66.13/b yesterday as a US court rejected Trump’s tariffs. Though that ruling was later overturned again with Brent closing down 1.2% on the day to USD 64.15/b. 

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

US commercial oil inventories fell 0.7 mb last week versus a seasonal normal rise of 3-6 mb. US commercial crude and product stocks fell 0.7 mb last week which is fairly bullish since the seasonal normal is for a rise of  4.3 mb. US crude stocks fell 2.8 mb, Distillates fell 0.7 mb and Gasoline stocks fell 2.4 mb.

All eyes are now on OPEC V8 (Saudi Arabia, Iraq, Kuwait, UAE, Algeria, Russia, Oman, Kazakhstan) which will make a decision tomorrow on what to do with production for July. Overall they are in a process of placing 2.2 mb/d of cuts back into the market over a period stretching out to December 2026. Following an expected hike of 137 kb/d in April they surprised the market by lifting production targets by 411 kb/d for May and then an additional 411 kb/d again for June. It is widely expected that the group will decide to lift production targets by another 411 kb/d also for July. That is probably mostly priced in the market. As such it will probably not have all that much of a bearish bearish price impact on Monday if they do.

It is still a bit unclear what is going on and why they are lifting production so rapidly rather than at a very gradual pace towards the end of 2026. One argument is that the oil is needed in the market as Middle East demand rises sharply in summertime. Another is that the group is partially listening to Donald Trump which has called for more oil and a lower price. The last is that Saudi Arabia is angry with Kazakhstan which has produced 300 kb/d more than its quota with no indications that they will adhere to their quota.

So far we have heard no explicit signal from the group that they have abandoned the plan of measured increases with monthly assessments so that the 2.2 mb/d is fully back in the market by the end of 2026. If the V8 group continues to lift quotas by 411 kb/d every month they will have revived the production by the full 2.2 mb/d already in September this year. There are clearly some expectations in the market that this is indeed what they actually will do. But this is far from given. Thus any verbal wrapping around the decision for July quotas on Saturday will be very important and can have a significant impact on the oil price. So far they have been tightlipped beyond what they will do beyond the month in question and have said nothing about abandoning the ”gradually towards the end of 2026” plan. It is thus a good chance that they will ease back on the hikes come August, maybe do no changes for a couple of months or even cut the quotas back a little if needed.

Significant OPEC+ spare capacity will be placed back into the market over the coming 1-2 years. What we do know though is that OPEC+ as a whole as well as the V8 subgroup specifically have significant spare capacity at hand which will be placed back into the market over the coming year or two or three. Probably an increase of around 3.0 – 3.5 mb/d. There is only two ways to get it back into the market. The oil price must be sufficiently low so that 1) Demand growth is stronger and 2) US shale oil backs off. In combo allowing the spare capacity back into the market.

Low global inventories stands ready to soak up 200-300 mb of oil. What will cushion the downside for the oil price for a while over the coming year is that current, global oil inventories are low and stand ready to soak up surplus production to the tune of 200-300 mb.

Fortsätt läsa

Analys

Brent steady at $65 ahead of OPEC+ and Iran outcomes

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Following the rebound on Wednesday last week – when Brent reached an intra-week high of USD 66.6 per barrel – crude oil prices have since trended lower. Since opening at USD 65.4 per barrel on Monday this week, prices have softened slightly and are currently trading around USD 64.7 per barrel.

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

This morning, oil prices are trading sideways to slightly positive, supported by signs of easing trade tensions between the U.S. and the EU. European equities climbed while long-term government bond yields declined after President Trump announced a pause in new tariffs yesterday, encouraging hopes of a transatlantic trade agreement.

The optimisms were further supported by reports indicating that the EU has agreed to fast-track trade negotiations with the U.S.

More significantly, crude prices appear to be consolidating around the USD 65 level as markets await the upcoming OPEC+ meeting. We expect the group to finalize its July output plans – driven by the eight key producers known as the “Voluntary Eight” – on May 31st, one day ahead of the original schedule.

We assign a high probability to another sizeable output increase of 411,000 barrels per day. However, this potential hike seems largely priced in already. While a minor price dip may occur on opening next week (Monday morning), we expect market reactions to remain relatively muted.

Meanwhile, the U.S. president expressed optimism following the latest round of nuclear talks with Iran in Rome, describing them as “very good.” Although such statements should be taken with caution, a positive outcome now appears more plausible. A successful agreement could eventually lead to the return of more Iranian barrels to the global market.

Fortsätt läsa

Centaur

Guldcentralen

Fokus

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Populära