Följ oss

Analys

En gasmarknad i förändring

Publicerat

den

Modity med prognos för det framtida elprisetGasmarknaden har de senaste åren genomgått ett skifte på fler än ett plan och utvecklingen fortsätter i snabb takt. I detta månadsbrev vill vi ge er en bild över vad som händer och hur det kan komma att påverka den europeiska balansen och priserna på kort- och längre sikt.

Sammanfattning och slutsatser

  • Gasmarknadens har gått igenom skiften på flera plan, bl.a. genom:
    – Utvinningen av skiffergas i USA som femdubblats på drygt fem år och nära halverat gaspriserna för den amerikanska industrin.
    – Skiftningen från oljeindexerade gaspriser till spotprissättning.
    – Utbyggnaden av LNG som harmoniserar priser, ökar tillgängligheten av gas globalt och som har bidragit till förändrade lagerhållningsstrategier i Europa.
    – Rysslands inträde på spotgasmarknaden via spotgasauktioner och ökande export till Europa.
    – Minskad användning av gas i Europa p.g.a. försämrad lönsamhet i kraftverk gentemot kol och den minskade användningen i industrisektorn.
  • Inför vintern ser vi ett möjligt paradigmskifte med ovanligt låga gaslager i Europa. Konkurrenskraftig norsk och rysk pipe-gas tillsammans med LNG-import från mellanöstern och uppstartad LNG-export från USA förväntas täcka både behov och flexibilitet i vinter.
  • På längre sikt ökar användningen av gas när kolkraft och oljeanvändning fasas ut.
  • Inhemsk europeisk produktion från England, Norge och Holland minskar kommande 5-årsperioden och ersätts av ökat flöde från bl.a. Ryssland och LNG från bl.a. USA och Australien.
  • Ryssland blir mer aktiva på spotgasmarknaden och exporten till Europa kommer öka. Iran
    med världens näst största gasreserv blir också intressant att följa.
  • Konflikten Ryssland-Ukraina kommer kvarstå under lång tid, bl.a. för att östra Ukraina besitter en av världens största skiffergasreserver. Osäkerheten kring gasleveranser från Ryssland till EU via Ukraina kommer därför fortgå i överskådlig framtid.
  • Osäkerheten är hög kring globala klimatåtgärder och potential finns för ytterligare efterfrågeökning inom kraftsektorn. Hänsyn måste dock tas till Europas konkurrenskraft för att hindra flykt till t.ex. USA med hälften så höga gaspriser.
  • Det kraftigt ökande utbudet av naturgas kan dra ner priserna till nära hälften till år 2017. Ett golv över tid bör dock ligga runt €13-15/MWh (estimerad norsk marginalkostnad för Nordsjöfält) medan ett övre tak sätts runt LNG-priset till Japan/Sydkorea, f.n. runt €21-22/MWh. Modity spår fallande gaspriser fram till år 2020. 2014 års prisnivåer i reala termer nås inte igen förrän efter år 2025.

Stora förändringar i den globala gasmarknaden

Skiffergasrevolutionen

Gasmarknaden har de senaste åren genomgått ett skifte på mer än ett sätt. Det mest omtalade, och mest betydelsefulla, skiftet är den enorma ökningen av utvinningen av skiffergas i USA. Som visas i grafen nedan har produktionen av skiffergas stigit från ca 2 miljarder kubikfot/dag i början av år 2007 till ca 10 miljarder kubikfot/dag i början av år 2013. USA har nu gått om Ryssland som världens största gasproducent. Enligt World Energy Outlook 2014 (WEO) kommer år 2040 okonventionell gas, varav främst skiffergas, att ha ökat från 17 % av totalt gasutbud till 31 % till år 2040.

Skiffergasproduktion i USA

Detta skifte har haft stor påverkan på de amerikanska gaspriserna. Gaskostnaderna för industrin i USA har nära halverats från 2008. Det lägre gaspriset har fått elproducenter att gå från kolkraft till gaskraft vilket i sin tur har fått priset på kol att falla och exporten av kol till Europa att öka kraftigt. Gaspriserna i Europa har dock inte påverkats så kraftigt av denna skiffergasrevolution.

Från oljeindexering till spotprissättning

Den andra viktiga trenden rör prissättningsmodeller. Det har varit ett skifte från oljeindexerade gaspriser till spotprissättning. Detta påbörjades redan före skiffergasrevolutionen men har förstärkts av det kraftigt ökade utbudet. Efter Lehman-kraschen så föll alla råvaror kraftigt, alla utom gas. Att gaspriserna inte föll i samma utsträckning berodde på oljeprisindexeringen där ett oljeprisfall påverkar gaspriserna 3-9 månader senare. Gas blev alltså mycket dyrt jämfört med andra råvaror. När dessutom utbudet ökade kraftigt under samma period blev oljeindexerad gas ett mycket dyrt alternativ i förhållande till det utbud som fanns. Skapandet av virtuella hubbar, t.ex. NCG, som reflekterade marknadens minskade efterfrågan och därmed lägre gaspriser efter kraschen bidrog också till att påvisa den ofördelaktiga oljeprisindexeringen. Norge har därefter övergått till en mycket högre grad av spotprisindexering i långtidskontrakt, där Ryssland fortsatt försvarar oljeindexering.

LNG-exporten har ökat kraftigt

Ytterligare en viktig faktor som har påverkat marknaden de senaste åren är utbyggnaden av och därmed tillgången till LNG d.v.s. flytande naturgas. Den största marknadsandelen har Qatar men utbudet växer från andra länder. Bl.a. Ryssland och Norge har stora prospekt på gång och även Australien ska komma igång mer LNG export. Här byggs världens största ”liquifaction processing plant”. Tillgången på LNG gör att utbudet till Europa blir mer mångfacetterat och större.

Rysslands export till Europa

Även Rysslands export till Europa har ökat kraftigt bl.a. med hjälp av Nordstream-pipeline I och II från Ryssland till Tyskland. Ryssland har ökat sin export med ca 30 % sedan dess och blivit en alltmer betydelsefull leverantör av gas till Europa.

Ett paradigmskifte på lagernivåer

När det gäller lagringskapacitet har Europa genomgått något av ett paradigmskifte. I början av 2000 talet låg Europas lagerkapacitet på ca 45 bcm (knappt 500 TWh). Sedan dess har kapaciteten byggs ut kraftigt. Detta har varit ett prioriterat EU projekt då man ansett det viktigt att öka leveranssäkerheten på gas. Nu är lagerkapaciteten uppe på ca 66 bcm. Men under denna period har förbrukningen minskat kraftigt. Under högkonjunkturen i början av 2000-talet använde industrin betydligt mer gas till sin produktion, gasanvändningen var stigande fram till runt år 2010 då det vände snabbt. Nedanstående två grafer visar förändringen i gasintensiv industri i Europa där speciellt kemiindistrin har haft det svårt.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Y/Y

Dessutom användes tidigare ca 15-20 bcm mer gas i kraftproduktionen på grund av en positiv ”spark spread” d.v.s. lönsamhet i gaskraftproduktion. Ofta jämför man med ”dark spread” som är lönsamhet i kolkraftproduktion. Idag är lönsamheten för kolkraftproduktion betydligt högre än den för gaskraftproduktion vilket minskar användningen av gas för detta syfte. Den kraftiga ökningen av förnybar energi i Europa är ytterligare en anledning till minskad användning av gas i kraftsektorn.

Gaseldad elproduktion

Vi kommer alltså även de närmaste åren troligen se betydligt lägre lagernivåer än vi sett tidigare men det betyder inte automatiskt att vi kommer se högre priser.

Gaspriserna i Europa det senaste året

Under vintern 2014/2015 såg vi en dipp i gaspriserna i Europa. Detta berodde på två milda vintrar i rad, en minskad industriförbrukning, låg gaskraftproduktion samt det kraftiga oljeprisfallet. Den första dippen kom efter förra sommarens höga lagernivåer och låga förbrukning.

När sedan i början av år 2015 lagernivåerna gick ner till för säsongen lägsta nivåer (se bild över lagernivåer nedan) samtidigt som oljepriserna gick upp och vi fick en upptrappning i konflikten mellan Ryssland och Ukraina så fick vi uppgång i gaspriserna.

Sedan dess har gaspriserna åter fallit tillbaka då vi generellt har haft ett högt utbud av gas från både Ryssland och Norge samtidigt som LNG-leveranser har kommit in och användningen har varit låg av anledningar nämnda tidigare.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Pris och lager av gas

Status inför vintern

Förra vintern blev aktörer lite ”brända” av att ha köpt in stora lager på högre pris och sedan inte fått avsättning för denna. En anledning till att lagerkapaciteten var hög inför förra vintern var den då eskalerande konflikten mellan Ryssland och Ukraina där man var mycket osäker på hur stora leveranser som skulle tillåtas gå till och genom Ukraina. Dessutom var vintern mycket mild.

Lagernivå av gas i EuropaIdag är gaslagrena i Europa låga. Anledningen är att man diskonterar in ökade leveranser av LNG till låga priser. USA:s kongress godkände i början av året export av LNG och kontrakt är skrivet kring leveranser redan denna vinter. Dessutom finns förra årets osäkerhet kring Ryssland/Ukraina inte kvar i år då det nu finns en överenskommelse kring leverans och pris av naturgas från Ryssland till Ukraina. Ukraina har dessutom i år en god lagersituation. Vi har även en rekordhög export av gas från Norge i år.

Utbudskapaciteten är med andra ord hög och osäkerheterna är betydligt lägre än förra året. Det skulle krävas en kall vinter under en längre period för att långvarigt få upp gaspriserna under vintern.

Priset från Ryssland till Ukraina är officiellt ca €19,4/MWh vilket ger en indikation på ett pristak för vinter, åtminstone tillfälligt om inte efterfrågan skulle stiga under många veckor pga. kraftig långvarig kyla. Vädret är dock en risk. Vi såg för ett par veckor sedan ett exempel på hur snabbt gaspriserna kan stiga när det blir kallt, LNG-leveranser inte täcker upp direkt och de låga lagernivåerna orsakar volatilitet.

Gaspriserna på längre sikt

Användning/förbrukning

Behovet av gas växer i Europa. Användningen av gas kan bli det tredubbla till 2017 och stiga från dagens ca 20 % till 65 % menar till exempel analytiker på Energy Aspects. Även analyshuset Pira har en liknande åsikt vilket visas i grafen nedan. Låga, och till och med något fallande, gaspriser tillsammans med utfasningen av kärnkraft och kolkraft samt högre CO2-priser kommer öka användningen av gas i den europeiska kraftsektorn. Tyskland kommer troligen stå för en stor del av ökningen. Graf nedan visar analysföretaget Piras prognos på europeisk gasanvändning fram till 2030.

Gasanvändning till 2030

I Japan minskar gasanvändningen nu när de återstartar en del av sin kärnkraft. Generellt i Asien satsas även stort på förnybar elproduktion och kärnkraft vilket till viss del begränsar användningen av naturgas. Totalt sett så väntas dock Asien kraftigt öka sin förbrukning av naturgas framöver. Av klimatskäl vill man minska kol-och oljeanvändningen så mycket som möjligt och här är gas ett bra alternativ. Även i fordonssektorn kan användningen komma att öka kraftigt i Asien när man satsar på att minska de farliga utsläppen. Kina väntas enligt WEO att gå om Europa i gasanvändning runt år 2035 och 11 % av efterfrågan på primärenergi ska komma från naturgas (jmf med ca 4% idag). Ökningen väntas komma från alla sektorer; kraftsektor, industri och fordonssektorn. Mellanöstern ses av WEO som det andra stora området där gasanvändningen kommer öka kraftigt.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Produktion och Export

Inhemsk europeisk produktion kommer att minska under kommande år. Både i Holland och i England kommer vi få se en fallande produktion. Det holländska parlamentet godkände nyligen ytterligare reduktion i det stora Gröningen fältet p.g.a. ökad seismisk aktivitet, och mer kan komma.

Utbudet globalt kommer dock att växa kraftigt. Som vi nämnde tidigare så ökar LNG-exporten från ett flertal länder. USA kommer igång med sin första export nu till vintern efter ett kongressbeslut i början av året. Mer omfattande export väntas dock inte komma igång förrän år 2017. Kina väntas enligt WEO mer än fördubbla sin produktion av naturgas till 2025. De har stor potential för skiffergas men samtidigt problem med grundvatten vilket gör prognosen osäker. I Australien byggs världens största ”liquefaction processing plant”, d.v.s. fabrik där gas omvandlas till flytande naturgas för att kunna transporteras vidare på t.ex. fartyg. Deras LNG väntas alltså öka kraftigt och täcka en stor del av kommande behov från Asien. Totalt väntas en fördubbling av produktionen av naturgas redan till 2020 jämfört med 2012 års nivåer. Även från Egypten väntas LNG-exporten öka till 2025. Nedanstående graf visar analysinstitutet Piras prognos över kommande utbud av LNG. De menar att kapaciteten för ny LNG är mycket stor men att dock inte alla planerade projekt kommer att bli av. Att kapaciteten finns där gör att priserna inte kan stiga hur mycket som helst. Tillgången finns där.

Tillgången

Ryssland satsar på att öka sin export ytterligare till Europa. Bl.a. så byggs ytterligare en Nordstream pipeline (Ryssland-Tyskland genom Östersjön). Diskussionerna kring Southstream (genom Svarta havet till Bulgarien och genom Serbien, Ungern, Slovenien och till Österrike) har för närvarande övergetts pga. dispyt med EU men kan komma att återtas som ett alternativ. Även Ryssland kommer dessutom att öka sin LNG-export där en stor del kan komma till Europa. Ryssland har som vi tidigare skrivit genomfört sin första gränsauktion där de säljer gas enligt auktionsförförande. Prissättningen är helt frikopplat från oljeindexering. Ryssland kommer potentiellt i fortsättningen att bli mer aktiv i sin gasförsäljning och agera mer på spotmarknader. Detta ger dem även en bra hedge mot eventuellt fortsatt låga oljepriser. WEO har i sina prognoser räknat med en kraftig ökning gasproduktionen i Ryssland men först efter år 2025.

Ytterligare ett land att räkna med i framtiden är Iran. Det har talats mest om Iran i oljesammanhang men Iran har också världens näst största gasreserv. När nu Iran och de sex världsmakterna slutit avtal om landets kärntekniska program börjar också de ekonomiska kontakterna utvecklas. Iran har pekat ut totalt 50 olje- och gasprojekt och ska erbjuda utländska investerare att ingå utvinningsavtal i flera av de stora gasfälten. Diskussioner förs även med grannationer kring pipelines för export av gas och man planerar även för start av export av LNG. WEO har i sina prognoser också räknat med en kraftig uppgång i gasproduktionen i landet men först efter år 2025.

Nedanstående tabell visar prognos på förändring i export av naturgas till Europa. Export från England, Norge och Holland minskar kraftigt och ersätts av flöde från bl.a. LNG och Ryssland.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Export

Nedanstående graf (dock över ett år gammal) visar potentiellt utbud och efterfråga i en undersökning gjord av Ernst & Young. Idag har potentialen växt ytterligare då detta bl.a. var före lättnader för Iran.

Utbud och efterfrågan

Kommentarer kring balans och priser

Sammanfattningsvis finns ett stort potentiellt utbud av naturgas globalt. Möjlig kapacitet täcker med råge efterfrågeprognoser. Vad skulle då kunna få förbrukningen att öka ytterligare?

Två mycket osäkra faktorer, både inom Europa och globalt, är storleken på utfasningen av kolkraftverk (speciellt de smutsiga brunkolsverken) samt höga CO2-priser/klimatskatter och andra klimatåtgärder. Klimatmötet i Paris i december kan ge en första indikation på hur stort åtagande länder som t.ex. Kina, Indien, Indonesien osv. är beredda att åta sig. Vi tror inte att länder som t.ex. Indien kommer gå samma väg som Kina gjorde utan att man redan från början då betydligt fler klimatvänliga alternativ idag finns att tillgå och man ser också klimatbördan som Kina idag bär.

Ytterligare en faktor som skulle kunna få gasanvändningen att öka kraftigt är en kraftig högkonjunktur. Detta känns idag långt borta för industrin. Kina växer mest i tjänstesektorn idag och industrin är på tillbakagång. I Europa har Spanien, och till viss del även Italien och England, ökat sin gasanvändning det senaste året men det känns långt borta med en kraftigare ökning från industrisektorn i Europa. Skillnaden i energipriser, och speciellt gaspriser, är dessutom mycket stor mellan olika länder. Gaspriserna för industrin i USA har fallit lavinartat sedan skiffergasen och industriproduktion har flyttats från Europa till USA, se graf nedan. Vi har svårt att se att industriproduktionen i Europa någonsin kommer återgå till nivån för fem år sedan. Som vi skrivit tidigare så räknar vi dock med att gasanvändningen kommer öka i kraftsektorn.

Naturgaspris per region

Det finns också risker på utbudssidan. En stor risk är nedläggning av LNG-projekt av lönsamhetsskäl. Om efterfrågesidan växer som prognosticerat så kommer det inte att finnas avsättning för alla planerade projekt och flera projekt kommer få läggas ner. Här kan det bli ”timing” problem. Det tar lång tid från investeringsbeslut till produktion/export. Investeringsstopp nu kan till och med leda till underskott flera år senare. Ett underskott känns dock mycket avlägset idag så risken är inte stor.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Prisdiskussion

Ett kraftigt ökande utbud av naturgas kommer dra ner priserna på naturgas i Asien och Europa. Vissa menar att priset på LNG kan nära på halveras till år 2017. Detta kommer i sin tur dock att få efterfrågan på gas att öka, speciellt från kraftproduktion då det blir mer lönsamt att köra gas än kol (speciellt om även CO2 priserna stiger).

Med ett växande LNG-utbud kommer prissättningen av naturgas att bli mer globalt harmoniserad. LNG ger ett alternativ till att köpa spotgas på hubbar. Vi anser att ett tak på naturgaspriserna kan sättas av JKM (Japan Korea marker) spotpris LNG som f.n. ligger på ca €21-22/MWh. Detta tak menar vi alltså skulle gälla över tiden under en period – självklart är temporära t.ex. väderberoende skillnader fullt möjliga (priset har pendlat mellan €29-€20/MWh under 2015). Ett teoretiskt golv sätts runt €10-15/MWh (Henry Hub-pris med låg fraktkostnad LNG) men i praktiken får priset svårt att en längre tid understiga marginalkostnad på norsk gas som estimeras runt €13-15/MWh. Lägre pris skulle resultera i neddragning av produktion.

Se nedanstående graf för Moditys senaste prisprognos på europeisk naturgas (TTF).

Prognos TTF

Gustaf Sundelius, portföljförvaltare Gas, Modity
Mia Bodin, analytiker, Modity

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

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

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 och gas, 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

*
Fortsätt läsa
Annons Centaur
Klicka för att kommentera

Skriv ett svar

Din e-postadress kommer inte publiceras. Obligatoriska fält är märkta *

Analys

Metals rallied ahead of spot fundamentals, but better times are indeed ahead

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Industrial metals rallied close to 25% from 1 Dec-2023 to 20 May-2024 as marginal optimism replaced recession fears. But prices have pulled back a bit since then as economic growth optimism has run ahead of spot fundamentals. Industrial metals prices rallied close to 25% from 1 Dec-2023 to 20 May-2024. A solid gain on the back of reviving optimism as global manufacturing PMI’s rose from depressed levels in December to now just above the 50-line. Speculative money rolled into the space to catch a ride on economic revival as well as wanting to hold commodities as a sort of protection against inflation. But the actual state of the global economy isn’t all that strong yet.

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

Rather it is quite weak in absolute terms with the global manufacturing PMI barely just above the 50-line and barely in expansionary territory. Thus, prompt weaknesses can be seen in many places in both metals and energy with rising inventories and weakening curve structures and premiums. The price rally has thus been on a collision course with spot fundamentals. And that eventually helped to bring metals prices back down a bit since 20 May.

That said we do hold the view that there are better times ahead. Consumer prices are cooling, Covid-19 induced inflation is fading and central banks across the world are set to lower policy rates over the coming year. The ECB just cut its policy rate by 0.25% which is the first cut in 5 years. We think other central banks will follow suite as inflation cools around the world. And that is the real start of economic revival. The global economy will then shift from current patchy growth here and there to a more broad-based upturn. And as such the investors who have driven the bull-train so far will likely be right in the end. It is just a bit early.

Brent Crude. Steady as we go: OPEC+ keeps on holding large volumes off market to support prices. The group has flagged that it wants to return volumes to market but is in no hurry to do so. Fading shale oil growth is shifting market power back to OPEC+.

Nat gas TTF. Crisis behind us but still some tightness. The crisis is now clearly behind us, but the market is still on the tight side with some need for demand destruction as the global LNG market has not yet fully managed to compensate lost Russian gas.

EUA carbon. The trough is behind us. Back to EUR 100/ton in 2025. The EUA price crashed to EUR 49.54/ton intraday on 23 Feb depressed by a crash in nat gas prices, low emissions and front-loading of supply. Prepare for EUR 100/ton or more in 2025.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Aluminum 3mth. Too far, too fast. Back to USD 2400/ton before gains in 2025. Aluminum has rallied more than USD 400/ton since February to now USD 2613/ton without support from a comparable gain in coal prices or drawdown in inventories. Helped higher by speculative appetite and increased friction in global trade flows due to new sanctions on Russian metals.

Copper 3mth. Prompt market not that tight. Back above USD 10,000/ton in 2025. The LME 3mth rallied to USD 10,889/ton (LME 3mth) and US Comex copper rallied to USD 11,285/ton. Rally was driven by tightness in the US (IRA++) and speculators frontrunning economic acceleration and global copper deficit. But signs of physical weaknesses many places to be seen in premiums and curves. Flat price now coming back off.  But back up above USD 10,000/ton in 2025 and later as market tightens.

Nickel 3mth. Dragged along with the copper rally but Indonesia still looking to grab more market share. The LME 3mth nickel price rallied to USD 21,615/ton in May, dragged along with the industrial metals rally. But decline has been sharp since then. We are not very bullish on Nickel going forward as Indonesia seems to focus on growing market share rather than profits.

Zinc: Joined the rally. Now back down to USD 2800/ton which could be fair price nearest years. The zinc price spent a long time around USD 2500/ton before rallying to USD 3139/ton. But USD 2800/ton will likely be a fair price for zinc the nearest years.

SEB commodities price outlook
Fortsätt läsa

Analys

ECB rate cut and assurances from OPEC+ lifts Brent back to 80

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Back up to the 80-line. Brent crude rose to a close of  USD 79.87/b yesterday and recovered another 1.9% of its recent losses. This morning Brent crude is trading just above the 80-line (+0.2%) aligning well with some smaller gains in industrial metals as well as gains in Asian equities. Market focusing on US payrolls later today. Too hot or too cold?

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

Reassurances from OPEC+ helps to drive Brent back up. Brent dropped to USD 76.76/b (intraday) on Tuesday following the OPEC+ meeting last Sunday. That was the lowest since early February this year. Shocked by the price drop, OPEC+ was propelled to issue statements with assurances that they didn’t really mean what they said or say what they meant and that they in no way is shifting away from ”price over volume” with a shift to an aggressive claw-back of market shares. At least not yet. And yes, the group did state explicitly last Sunday that they would only put the 2 m b/d of voluntary cuts back into the market from Q4-24 to Q3-25 if market circumstances would allow it. And no one really believes that there will be room for the return of that volume to the market in that period. So basically it won’t happen. But the issued statements last Sunday still rings very clear to the market: The current production cuts by OPEC+ are not forever. So to all non-OPEC+ producers: Do prepare, do make room, for the return of these volumes. in the years to come. The frustration among the member states of the cartel must be rising steadily as quarter after quarter is passing by and yet again there is no room to return their cuts back into the market. 

ECB rate cuts gives hopes for economic acceleration and oil demand growth. ECB yesterday reduced its policy rate for the first time since 2016 as inflation is coming under control. The hope is that this is the beginning of further rate cuts across many central banks around the world as inflation is coming under control not just in Europe but also across most of the world. And of course further that this will be the start of a more broad based economic acceleration and thus stronger oil demand growth. That is for sure what OPEC+ is hoping for. That stronger oil demand growth will make room for a return of the group’s cuts.

US crude oil production rises to 13.18 m b/d in March, a mere 77 k b/d MoM gain. The US EIA projected in its May report that US crude oil production will continue to rise to 13.9 m b/d by Dec-2025. A slower, but still steady going growth in supply. The latest gains could however indicate that US crude production may flatten totally rather than rise further as current oil prices have done nothing to stimulate further drilling activity in US oil production since November last year. The official monthly US crude oil production for March came in at 13.18 m b/d. It is a recovery following a hard winter with difficult drilling conditions. But it is still below the Dec production level. Nothing would be sweeter news for OPEC+ than seeing US crude production fully flatten here onward. And it would indeed be the correct choice of action by US shale oil producers given that non-OPEC+ producers now has gotten notice: Cuts are not forever.

US crude oil production rises to 13.18 m b/d in March and a mere gain of 77 k b/d MoM and still below Dec-2025.

US crude oil production rises to 13.18 m b/d in March and a mere gain of 77 k b/d MoM and still below Dec-2025.
Source: SEB graph, Blbrg data feed, US EIA data

US EIA is projecting that US crude production will continue to rise and rise though more gradually

US EIA is projecting that US crude production will continue to rise and rise though more gradually
Source: SEB graph, Blbrg data feed, US EIA data
Fortsätt läsa

Analys

Crude oil comment: Fundamentals are key – more volatility ahead

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

This week, Brent Crude prices have declined by USD 2.5 per barrel (3%) since the market opened on Monday. The key driver behind this movement was the OPEC+ meeting last Sunday. Initially, prices fell sharply, with Brent touching USD 76.76 per barrel on Tuesday (June 4th); however, there has been a slight recovery since, with current trading around USD 78.5/bl.

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

Despite ongoing macroeconomic concerns, price movements have been relatively subdued in the first half of 2024, largely driven by fundamental factors—specifically, concerns around supply and demand, where US DOE data and OPEC+ strategy, remain central to price dynamics.

The US inventory report on Wednesday contributed to bearish market sentiment due to an overall increase in commercial inventories. Following the report, prices dipped approximately USD 1/bl before returning to earlier levels in the week.

According to the US DOE, there was a build in US crude inventories of 1.2 million barrels last week, totaling 455.9 million barrels—around 4% below the five-year average for this period, yet significantly less than the 4.1 million barrels anticipated by the API on Tuesday (see page 11 attached). Gasoline inventories also rose by 2.1 million barrels, slightly less than API’s 4 million barrel expectation, and remain about 1% below the five-year average. Meanwhile, distillate (diesel) inventories saw a substantial increase of 3.2 million barrels, maintaining a position 7% under the five-year average but exceeding the expected 2 million barrels projected by API.

Globally, bearish to sideways price movements during May can be attributed to a healthy build in global crude inventories coupled with stagnant demand. US DOE data exemplifies this with both an increase in commercial crude inventories and rising crude oil imports, which averaged 7.1 million barrels per day last week—a 300k barrel increase from the previous week. Over the past four weeks, crude oil imports averaged 6.8 million barrels per day, reflecting a 3.5% increase compared to the same period last year.

Product demand shows signs of weakening. Gasoline products supplied to the US market averaged 9.1 million barrels a day, a 1% decrease from the previous year, while distillate supplied averaged 3.7 million barrels a day, down a significant 3.4% from last year. In contrast, jet fuel supply has increased by 13% compared to the same four-week period last year.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

OPEC+ Strategic Shifts

OPEC+ has markedly shifted its strategy from focusing solely on price stability to a dual emphasis on price and volume (more in yesterday’s crude oil comment). Since the COVID-19-induced demand collapse in May 2020, OPEC+ has adeptly managed supply levels to stabilize the market. This dynamic is evolving; OPEC+ no longer adjusts supplies solely based on global demand shifts or non-OPEC+ production changes.

Echoing a strategic move similar to Saudi Arabia’s in 2014, OPEC+ has signaled a nuanced approach. The alliance has planned no production changes for Q3-24 to align supply with expected seasonal demand increases, aiming to maintain market balance. Beyond that, there’s a plan to gradually reintroduce 2 million barrels per day from Q4-24 to Q3-25, with an initial increase of 750,000 barrels per day by January 2025. However, this plan is flexible and subject to adjustment depending on market conditions.

The IEA’s May report forecasts a decrease in OPEC’s call by 0.5 million barrels per day by 2025—a potential loss in market share, which OPEC+ finds unacceptable. The group has openly rejected further cuts, signaling an end to its willingness to lose market share to maintain price stability.

This stance serves as a clear warning to non-OPEC+ producers, particularly US shale operators, that the market shares gained since 2020 are not theirs to keep indefinitely. OPEC+ is determined to reclaim its volumes, potentially influencing future production decisions across the global oil industry. Producers now face the strategic decision to potentially scale back on production increases for 2025.

The confluence of a continuing build in US inventories and OPEC+’s strategic shifts has led to market reactions. In the wake of OPEC+ rhetoric, evaluating the fundamentals is now more important than ever, and increased volatility is expected.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Even though OPEC+ has signaled its intention to reclaim market share, it plans to maintain current production levels for the next three months while continuously evaluating the situation. Today, Prince Abdulaziz bin Salman, the Saudi Energy Minister, spoke at the International Economic Forum in St. Petersburg. He highlighted that Sunday’s agreement, like many before it, retains the option to ’pause or reverse’ production changes if deemed necessary. This statement subtly emphasizes that maintaining oil price stability and market balance remains a primary focus for OPEC+. Such rhetoric introduces a new dimension of uncertainty that market participants will need to consider going forward.

If the price continues to fall, OPEC+ remains intent on reclaiming ’their volumes,’ betting on a decrease in non-OPEC supply later this year and into 2025. A potentially weaker oil price, within the USD 70-80/bl range for the remainder of 2024, could help alleviate current inflationary pressures. This in turn may lead to earlier central bank rate cuts and a quicker economic recovery in 2025, thereby reviving global oil demand to the benefit of OPEC+.

Fortsätt läsa

Centaur

Guldcentralen

Fokus

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Populära