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 crude is now trading below its nominal 2018-19 average in EUR/barrel terms

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent crude gained a meager 0.65% yesterday with a close of USD 66.55/b. That was not much given that US equity markets rallied 2% yesterday with Nasdaq now is almost back to its pre ”Liberation Day” level. Brent crude is trading unchanged this morning with little impulse to do anything it seems.

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

Equity markets have gotten a boost along with easing US tariff rhetoric. The Brent crude oil price has however not gotten the same rebound and is today still trading USD 8.5/b lower than its USD 75/b level from 2 April.

Two factors at hand here: Expectations of softer growth and more oil from OPEC+. One is that global growth in 2025 will still take a hit with softer growth and thus softer oil demand growth due to the US tariff-turmoil. Even if rhetoric has eased. The second is that OPEC+ has upped its production plans with a softer market as a result going forward. The latter message to the market happened almost at the same time as the ”Liberation Day” on 2 April.

Spot market still as tight as it was on 2 April. Still, the front-end market is more or less equally tight today as it was on 2 April. The average Brent, WTI and Dubai 1-3mth time-spread is USD 1.4/b today versus USD 1.5/b on 2. April.

The market setup/pricing is thus that the market is still tight, but that surplus will come. Either because global growth will slow due to US Tariff-turmoil or because OPEC+ will add more barrels.

Will OPEC+ resolve its internal quarrels? Worth remembering on the latter is that the latest more aggressive OPEC+ production growth plan is due to internal quarrels over quota breaches by Iraq and Kazakhstan. OPEC+ could potentially ease those growth plans just as quickly if the internal quarrel is resolved.

Brent crude in EUR/barrel is now trading at the nominal level from 2018-2019. That is nominal! Not taking account of any kind of inflation which cumulatively is up 20-30% since primo 2018. The average, nominal Brent crude oil price in 2018-2019 was EUR 59.1/b. The front-month Brent crude oil price is now EUR 58.4/b. And Brent forward 36mth is only EUR 55.5/b and in real terms one could subtract some 5-10% for the next three years from that nominal forward price. Quite sweet for consumers!

Brent has rebounded along with equities (here US Russel 2000 index in orange), but the rebound in oil has become more hesitant the latest days. Brent still trading USD 8.5/b below its pre ”Liberation Day” of USD 75/b

Brent has rebounded along with equities (here US Russel 2000 index in orange)
Source: Bloomberg graph and data, SEB selection

Brent crude forward curves. Today versus 2 April (’Liberation Day’). Still a tight current market but now with expectation that surplus is coming.

Brent crude forward curves.
Source: Bloomberg graph and data, SEB selection

The Brent crude oil price versus the average Brent, WTI and Dubai 1-3mth time-spread. The latter is today on par with where it was on 2 April while the Brent 1mth price is down USD 8.5/b.

The Brent crude oil price versus the average Brent, WTI and Dubai 1-3mth time-spread.
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data.

Brent crude in EUR/b is down to its 2018-2019 nominal price level. Not bad for euro-based oil consumers!!

Brent crude in EUR/b is down to its 2018-2019 nominal price level. Not bad for euro-based oil consumers!!
Source: Bloomberg graph and data

Yearly averages for Brent crude in EUR/barrel. The Brent 1mth in EUR/barrel is today trading below its nominal average from 2018-2019 of EUR 59.1/b. And 36mth forward Brent is trading at only EUR 55.5/b. And that is nominally both ways. Add in some 20-30% inflation since primo 2018 and 5-10% additional inflation next three years. Think real terms!

Yearly averages for Brent crude in EUR/barrel.
Source: SEB calculations and graph, Bloomberg data

Fortsätt läsa

Analys

OPEC+ tensions resurface: Brent slides to $66.6

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent crude prices have lost the positive momentum seen from Monday evening through midday yesterday. The price initially bottomed out at USD 65.7 per barrel on Monday afternoon, before climbing steadily by USD 3 to USD 68.7 on Wednesday morning. However, that upward momentum quickly reversed course. Brent tumbled nearly USD 3.4, hitting a weekly low of USD 65.3 per barrel before recovering some losses. As of this morning, it trades at USD 66.6 – a reflection of continued and substantial volatility.

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

Market fundamentals have largely remained in the background, with tariff rhetoric still dominating headlines. However, yesterday’s drop was clearly driven by the supply side of the equation, after reports emerged that several OPEC+ members are pushing for an accelerated oil output increase in June.

The timing of this move – amid global trade uncertainty and softening demand – may seem counterintuitive. But internal rifts within OPEC+ appear to be taking precedence. In May, Saudi Arabia already surprised the market with an output hike aimed at disciplining quota violators. That move failed to restrict Kazakhstan, the group’s largest overproducer, and has now triggered discussions of yet another sizeable production boost in June.

A later statement from Kazakhstan’s energy ministry, pledging renewed compliance, may have helped lift crude prices slightly this morning.

The next OPEC+ meeting is set for May 5, with the proposed June output hike expected to top the agenda. The group will likely choose between a scheduled, incremental increase of 138,000 barrels per day, or a more aggressive jump of 411,000 barrels per day – equivalent to ish three months’ worth of increases rolled into one. The latter scenario would put downward pressure on oil prices and highlight deepening tensions within OPEC+, while also exacerbating concerns in a market already clouded by weak demand expectations.

Although the final decision on volumes remains unclear, OPEC+ has demonstrated it still has pricing power, and that it can pull prices lower quickly if it chooses to do so.

________

US DOE DATA

U.S. refinery activity picked up in the week ending April 18, with crude inputs rising by 326,000 barrels per day to a total of 15.9 million. Utilization rates also climbed to 88.1%. Gasoline output strengthened to 10.1 million barrels per day, while distillate fuel production edged lower to 4.6 million.

Crude imports declined by 412,000 barrels per day to 5.6 million last week. Over the past month, import volumes have averaged 6.1 million barrels per day – down 6.8% compared to the same period a year ago. Gasoline and distillate imports came in at 858,000 and 97,000 barrels per day, respectively.

Inventories were mixed. Crude oil inventories (excl. SPR) rose slightly by 0.2 million barrels to 443.1 million, still 5% below the five-year average. Gasoline inventories posted a sharp draw of 4.5 million barrels and are now 3% under seasonal norms. Diesel inventories dropped by 2.4 million barrels, leaving levels 13% below the five-year average. Propane inventories rose by 2.3 million but remained 7% under typical levels. Total commercial petroleum inventories saw a net decline of 0.7 million barrels on the week.

Product demand was generally stable. Total products supplied averaged 19.9 million barrels per day over the last four weeks, up 0.4% year-on-year. Gasoline demand slipped by 0.4%, while distillates and jet fuel rose sharply, by 12.8% and 13.8%, respectively.

US DOE inventories
US Crude inventories
Fortsätt läsa

Analys

Nam, nam, nam. Give me more 36mth forward Brent crude in EUR/barrel

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent carried higher by relief rally across markets as Trump backs away from sacking Powel. Brent crude rose 1.8% ydy to USD 67.44/b with an intraday high of USD 68.04/b. The gain was driven by a relief rally across markets as it became clear that Trump would not try to force out Powel from his role as chair of the US Fed. US equities rallied more than 2.5% as a result and pulled oil along upwards in relief. The gains continue this morning both in equities and oil with the latter up 1.2% to USD 68.25/b.

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

Forward oil in euro looks very appealing for consumers. Even after recent oil price gains. A weaker USD and a lower oil price at the same time recently has strongly lifted the appeal for oil purchases by non-US denominated oil consumers. The euro has rallied against the USD. On Monday Brent closed at EUR 57.57/b while the 3yr forward Brent price closed at a nominal EUR 53.95/b when the forward fx rate is applied. But this is nominal three years forward basis. If we also assume that Eurozone inflation will average 2% pa. for the next three years, then the real forward euro price for oil is even lower. The price for Brent crude today is EUR 60.1/b for the front-month while the 36mth contract is EUR 55.1/b when the forward eurusd rate of 1.2 is applied. If we also assume a 2% annual inflation for three years then the real forward price is only EUR 51.9/b. Compare this to the average nominal price of Brent crude from 2015 to 2019, the shale oil boom-years, when Brent crude only averaged USD 58.5/b and EUR 51.3/b. This period was the tragic oil-years when US shale oil companies were chasing volumes rather than profits with many of them going bankrupt as a result. Even after the recent rally in Brent crude oil prices, the forward 36mth price in EUR is still relatively cheap in historical terms and especially so when the 36mth real forward price is taken into account.

The 36mth real forward price for Brent crude in EUR/b is almost down to the ”valley of death” period from 2015 to 2019 when Brent crude nominally averaged USD 58.5/b and EUR 51.3/b. That was the period when US shale oil producers aimed for volume over profits which led many of them to bankruptcy.

The 36mth real forward price for Brent crude in EUR/b is almost down to the "valley of death" period from 2015 to 2019
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data
Fortsätt läsa

Centaur

Guldcentralen

Fokus

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Populära