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.

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.

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.

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.

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.

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]

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.

Fortsätt läsa
Annons
Klicka för att kommentera

Skriv ett svar

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

Analys

Bearish momentum may return but strategic buying is starting to kick in

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

EUA price action: The seeds of the rally may have come from Red Sea troubles, higher freight rates and higher ARA coal prices. Add in record short positioning in EUAs, nat gas being cheap relative to oil in Asia, participants in the EU ETS purchasing EUAs strategically, rising temperature adj. nat gas demand in Europe (though absolute demand still very, very weak due to warm weather) and lastly a weather forecast pointing to more normal temperatures in North West Europe. And ”Bob’s your uncle”, the EUA Dec-24 price rallied 10.8% from EUR 52.2/ton on Feb 26 to EUR 57.84/ton ydy.

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

It is normal with short-covering rallies in bear markets. What puzzled us a little was the involvement of coal prices in the rally together with nat gas and EUAs. Did the upturn in coal prices come from the Chinese market with participants there maybe sniffing out some kind of imminent, large government stimulus package and front-running the market?  No. There has been no rally in iron ore and the upturn in coal prices in Asia have been lagging the upturn in ARA coal prices.

Did the rally come from the Utility side in Europe where Utilities jumped in and bought Coal, Gas and EUAs and selling power against it? Probably not because forward fossil power margins are still very negative.

The most plausible explanation for the upturn in coal prices is thus Red Sea troubles, higher dry freight rates and higher ARA coal prices as a result. ARA coal prices bottomed out on 14 Feb and then started to move higher. The Baltic dry index started to rally already in mid-January. This may have been the seeds which a little later helped to ignite the short-covering rally in nat gas and EUAs. Add in a) Record short positioning in EUA contracts by investment funds with need for short-covering as EUA prices headed higher, b) Japanese LNG trading at only 58% versus Brent crude vs. a 2015-19 average of 73% thus nat gas was cheap vs. oil, c) Participants in the EU ETS starting to buy EUAs strategically because the price was close to EUR 50/ton, d) Gradually improving nat gas demand in Europe in temperature adjusted terms though actual.

Mixed price action this morning. Bearish momentum may return but strategic buying is kicking in. Today the EUA price is falling back a little (-0.3%) along with mixed direction in nat gas prices. The coal-to-gas differential (C-t-G diff) for the front-year 2025 still looks like it is residing at around EUR 47/ton and lower for 2026 and 2027. We expect C-t-G diffs to work as attractors to the EUA price from the power market dynamics side of the equation. Thus if nat gas prices now stabilizes at current levels we should still see bearish pressure on EUAs return towards these C-t-G diff levels. The forward hedging incentive index for power utilities in Germany is still deeply negative with no incentive to lock in forward margins as these largely are negative. Thus no normal purchasing of EUAs for hedging of power margin purposes.

That said however. We do see increasing interest from corporate clients to pick up EUAs for longer-term use and strategic positioning and that will likely be a counter to current bearish power market drivers. Even utilities will likely step in a make strategic purchases of EUAs. Especially those with coal assets. Irrespective of current forward power margins. An EUA price below EUR 60/ton is cheap in our view versus a medium-term outlook 2026/27 north of EUR 100/ton and we are not alone holding the view.

The Baltic dry index (blue) bottomed in mid-Jan and rallied on Red Sea issues. European coal, ARA 1mth coal price (white) bottomed on 14 Feb and then rallied. 

The Baltic dry index (blue) bottomed in mid-Jan and rallied on Red Sea issues. European coal, ARA 1mth coal price (white) bottomed on 14 Feb and then rallied.
Source: Blbrg graph and data

ARA 1mth coal price in orange starting to move higher from 14 Feb. EUA Dec-24 price bottomed for now on 26 Feb

ARA 1mth coal price in orange starting to move higher from 14 Feb. EUA Dec-24 price bottomed for now on 26 Feb
Source: Blbrg graph, SEB highlights

Net speculative positioning in EUAs by financial players. Record short

Net speculative positioning in EUAs by financial players. Record short
Source: Blbrg graph and data

Price of Japanese LNG vs price of TTF nat gas as a spread in EUR/MWh. Rising price of Japanese LNG vs. TTF. But this could be coming from changes in LNG freight rates

Price of Japanese LNG vs price of TTF
Source: SEB graph and calculations

Price of Japanese LNG vs. Brent crude traded all the way down to 58% making it cheap in relative terms to oil.

Price of Japanese LNG vs. Brent crude
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data

The German forward hedging incentive index just getting more and more negative

The German forward hedging incentive index just getting more and more negative
Source: SEB calculations and graph

Forward EUA prices in green (today’s prices) and the EUA balancing price for Coal power vs Gas power in lilac. The latter is calculated with today’s nat gas prices and closing prices for ARA coal from ydy. In a medium-tight EUA market the Coal-to-Gas differential in lilac will typically be an ”attractor” for the EUA price in terms of power market dynamics.

Forward EUA prices in green (today's prices) and the EUA balancing price for Coal power vs Gas power in lilac.
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data
Fortsätt läsa

Analys

A ”Game of Chicken”: How long do you dare to wait before buying?

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

The EUA market rallied 3.4% ydy and is adding another 0.5% this afternoon with EUA Dec-24 at EUR 54.2/ton. Despite the current bounce in prices we think that the ongoing sell-off in EUA prices still has another EUR 10/ton downside from here which will place the low-point of EUA Dec-24 and Dec-25 at around around EUR 45/ton. Rapidly rising natural gas inventory surplus versus normal and nat gas demand in Europe at 23% below normal will likely continue to depress nat gas prices in Europe and along with that EUA prices. The EUA price will likely struggle to break below the EUR 50/ton level, but we think it will break.

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

That said, our strong view is still that the deal of the year is to build strategic long positions in EUA contracts. These certificates are ”licence to operate” for all companies who are participants in the EU ETS irrespective whether it is industry, shipping, aviation or utilities. We have argued this strongly towards our corporate clients. The feedback we are getting is that many of them indeed are planning to do just that with board approvals pending. Issuance of EUAs is set to fall sharply from 2026 onward. The Market Stability Reserve (MSR) mechanism will clean out any surplus EUAs above 833 m t by 2025/26. Medium-term market outlook 2026/27 is unchanged and not impacted by current bearish market fundamentals with fair EUA price north of EUR 100/ton by then. Building strategic long position in EUAs in 2024 is not about pinpointing the low point which we think will be around EUR 45/ton, but instead all about implementing a solid strategic purchasing plan for EUAs for 2024.

The ingredients in the bottoming process will be: 1) Re-start of European industry as energy prices come down to normal, 2) Revival in nat gas demand as this happens, 3) Nat gas prices finding a floor and possibly rebounding a bit as this happens, 4) Asian nat gas demand reviving as nat gas now normally priced versus oil, 5) Strategic purchasing of EUA by market participants in the EU ETS, 6) Speculative buying of EUAs, 7) Bullish political intervention in H2-24 and 2025 as EU economies revive on cheap energy and politicians have 2024-elections behind them.

On #1 we now see calculations that aluminium smelters in Europe now are in-the-money but not restarted yet. On #2 we see that demand destruction (temp. adj.) in Europe is starting to fade a bit. On #3 we have not seen that yet. On #4 we see stronger flows of LNG to Asia. On #5 we see lots of our corporate clients planning to purchase strategically and finding current EUA prices attractive.  On #6 it may be a bit early and so as well for #7.  

For EU ETS participants it may be a ”Game of Chicken”: How long do you dare to wait before buying? Those who wait too long may find the carbon constrained future hard to handle. 

Ydy’s short-covering rally lost some steam this morning before regaining some legs in the afternoon. The EUA Dec-24 ydy rallied 3.4% to EUR 53.97/ton in what looks like a short-covering-rally in both coal, nat gas, power and EUAs. This morning it gave almost all of the gains back again before regaining some strength in the afternoon to the point where it is now up at EUR 54.7/ton which is +1.4% vs. ydy. A weather forecast promising more seasonally normal temperatures and below normal winds could be part of the explanation.

The power market is currently the main driver and nat gas prices the most active agent. The main driver in the EUA market is the power market. When the EUA market is medium-tigh (not too loose and not too tight), then the EUA price will naturally converge towards the balancing point where the cost of coal fired electricity equals the cost of gas fired electricity. I.e. the EUA price which solves the equation: a*Coal_price + b*EUA_price = c*Gas_price + d*EUA_price where a, b, c and d are coefficients given by energy efficiency levels, emission factors and EURUSD fex forward rates. As highlighted earlier, this is not one unique EUA balancing price but a range of crosses between different efficiencies for coal power and gas power versus each other.

Coal-to-gas dynamics will eventually fade as price driver for EUAs but right now they are fully active. Eventually these dynamics will come to a halt as a price driver for the EUA price and that is when the carbon market (EU ETS) becomes so tight that all the dynamical flexibility to flex out of coal and into gas has been exhausted. At that point in time the marginal abatement cost setting the price of an EUA will move to other parts of the economy where the carbon abatement cost typically is EUR 100/ton or higher. We expect this to happen in 2026/27.

But for now it is all about the power market and the converging point where the EUA price is balancing the cost of Coal + CO2 equal to Gas + CO2 as described above. And here again it is mostly about the price of natural gas which has moved most dramatically of the pair Coal vs Gas.

Nat gas demand in Europe is running 23% below normal and inventories are way above normal. And natural gas prices have fallen lower and lower as proper demand recovery keeps lagging the price declines. Yes, demand will eventually revive due low nat gas prices, and we can see emerging signs of that happening both in Europe and in Asia, but nat gas in Europe is still very, very weak vs. normal. But reviving demand is typically lagging in time vs price declines. Nat gas in Europe over the 15 days to 25. Feb was roughly 23% below normal this time of year in a combination of warm weather and still depressed demand. Inventories are falling much slower than normal as a result and now stand at 63.9% vs. a normal 44.4% which is 262 TWh more than normal inventories.

Bearish pressure in nat gas prices looks set to continue in the short term. Natural gas prices will naturally be under pressure to move yet lower as long as European nat gas demand revival is lagging and surplus inventory of nat gas keeps rising rapidly. And falling front-end nat gas prices typically have a guiding effect on forward nat gas prices as well.

Yet lower nat gas prices and yet lower EUA prices in the near term most likely. Nat gas prices in Europe will move yet lower regarding both spot and forwards and the effect on EUA will be continued bearish pressure on prices.

EUA’s may struggle a bit to break below the EUR 50/ton line but most likely they will. EUA prices will typically struggle a bit to cross below EUR 50/ton just because it is a significant number. But it is difficult to see that this price level won’t be broken properly as the bearish pressure continues from the nat gas side of the equation. Even if nat gas prices comes to a halt at current prices we should still see the EUA price break below the EUR 50/ton level and down towards EUR 45/ton for Dec-24 and Dec-25.

The front-year nat gas price is the most important but EUA price should move yet lower even if it TTF-2025 stays unchanged at EUR 27.7/ton. The front-year is the most important for the EUA price as that is where there is most turnover and hedging. The following attractors for the EUA forward prices is with today’s TTF forward price curve (TTF Cal-2025 = EUR 27.7/ton) and today’s forward EURUSD FX curve and with ydy’s ARA coal closing prices. What it shows is that the forward EUA attractors are down at EUR 45/ton and lower.

The front-year Coal-to-Gas differential is the most important ”attractor” for the EUA price (Cal-2025 = average of Dec-24 and Dec-25) and that is down to around EUR 45/ton with a TTF Cal-2025 price of EUR 27.7/ton. The bearish pressure on EUA prices will continue as long as the forward nat gas prices are at these price levels or lower.

The front-year Coal-to-Gas differential is the most important "attractor" for the EUA price
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data

And if we take the EUA attractors from all the different energy efficiency crosses between coal and gas then we get an average attractor of EUR 44.2/ton for EUA Cal-2025 (= average of Dec-24 and Dec-25) versus a market price today of EUR 53.9/ton.

Calculating all the energy efficiency crosses between coal and gas power plants with current prices for coal and nat gas for 2025 we get an average of EUR 44.2/ton vs an EUA market price of EUR 53.9/ton. Bearish pressure on EUAs will continue as long as this is the case.

Calculating all the energy efficiency crosses between coal and gas power plants with current prices for coal and nat gas
Source: SEB graph and calculations, Blgrg data

Utility hedging incentive index still deeply negative: Utilities have no incentive currently to buy coal, gas and EUAs forward and sell power forward against it as these forward margins are currently negative => very weak purchasing of EUAs from utilities for the time being. 

Utility hedging incentive index
Source: SEB calculations and graph, Blbrg data

Natural gas in Europe for different periods with diff between actual and normal decomposed into ”price effect” and ”weather effect”. Demand last 15 days were 23% below normal!

Natural gas demand in Europe
Source: SEB calculations and graph, Blbrg data

Natural gas inventories in Europe vs the 2014-2023 average. Surplus vs. normal is rising rapidly.

Natural gas inventories in Europe vs the 2014-2023 average. Surplus vs. normal is rising rapidly.
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data

Nat gas inventories in Europe at record high for the time of year. Depressing spot prices more and more. Nat gas prices are basically shouting: ”Demand, demand, where are you?? Come and eat me!”

Nat gas inventories in Europe at record high for the time of year
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data
Fortsätt läsa

Analys

Comfort zone for OPEC+ in 2024 as fundamentals gradually improve in its favor

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Back to its sideways trade range and inching almost unnoticeable higher as the year progresses. Brent crude is up 0.2% this morning to USD 82.7/b along with copper (+0.3%) and Shanghai equities (+1.0%). Brent crude saw some bearish action at the end of last week but it recovered a good portion of that ydy (+1.1%) and then a little more again this morning. With this it has mostly returned back to its sideways trading pattern.

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

Brent crude averaged USD 79.1/b in January. So far in February it has averaged USD 81.5/b and at the moment it trades at USD 82.7/b. Typical market comments these days are along the theme ”looking for direction” or ”waiting for new signals on supply or demand”. But other comments are more attuned to a view that the direction is indeed sideways this year. Argus last week describe the outlook for the supply/demand balance for 2024 as ”almost perfectly aligned” and Goldman adds to this view in a note yesterday with ”oil set to extend its tight trading range”.

Cease-fire in Gaza on Monday 4 March may create a buying opportunity. News this morning is Biden expressing hopes that a cease-fire in Gaza may start as soon as Monday next week. In our view there is basically zero risk premium in the current oil price due to Middle East tensions. So if the oil price sells off on firm news of a cease-fire, then it is probably a good buying opportunity in our view.

We maintain our strong view of an average Brent crude oil price of USD 85/b in 2024. Total US crude and product stocks including SPR has gone flat sideways since the end of 2022, all through 2023 and has continued to do so in 2023. US oil inventories are below where they were one year ago both when SPR is included and excluded. This is a reflection of a global oil market in balance though OPEC+ has indeed been the balancing agent.

For the year to come, total US hydrocarbon liquids production is forecast by the US EIA to go flat sideways until October this year and in Q4-24 US production is forecast to be only 0.1 m b/d above Q4-23. So no damaging super-growth from the US to kill the oil party this year. In its last monthly report the US EIA actually reduced its forecast for US production by 100 k b/d to 22.3 m b/d (all liquids included). Russia’s energy minister, Nikolay Shulginov, stated in Tass news agency recently that he expects Russian oil production to decline to 530 mn ton in 2024 from 523 mn ton in 2023. That’s a decline of 1.3% YoY and would equate to a decline of 120-130 k b/d decline YoY. So neither of these oil producing giants are set to unsettle the global oil market this year with too much supply.

Demand growth looks set to be a normal 1.3 m b/d in 2024. The most bearish on oil demand growth is probably the IEA which predicts demand to grow on by 1.2 m b/d YoY in 2024. The US EIA expects demand to grow by 1.4 m b/d. But if we look closer at the numbers from the IEA it expects demand to rise by 1.6 m b/d YoY from Q4-23 to Q4-24. Together with muted supply from both the US and Russia this year this all sums up to a gradually rising need for oil from OPEC through 2024. This made us write the headline ”Better and better every day” in a crude oil comment in late January. Demand for oil from OPEC doesn’t look stellar. But it looks set to be better and better through the year and that is most definitely a great comfort zone for OPEC+.

Sideways, yes, but normal trade range around the mean is still usually +/- USD 20/b. Amid all the current calmness, let us still not forget that Brent crude usually trades in a range through the year of +/- USD 20/b around the mean as there are always some surprises along the way. We don’t think that the situation in the Middle East will spiral out of control into an all-out regional war involving Iran and resulting in large losses of oil supply to the market. And we don’t think there are much risk premium in current oil prices related to this either. But at times in 2024 it may look like it might happen. And that’s probably when you would see the high price point of the year. Maybe as high as USD 105/b. On the bearish we do not think that we’ll have a major economic slowdown or a recession in 2024. But at times in 2024 it may look like we are about to tip into a major slowdown and that would probably be when you’d see the low price point of the year. Maybe as low as USD 65/b.

Total US crude and product stocks incl. SPR has gone sideways since end of 2022, all through 2023 and so far in 2024. Currently it is only 13 m b above the low-point in late 2022!

Total US crude and product stocks incl. SPR
Source: SEB graph, Blbrg data

Commercial US crude and product stocks are below normal and below last year.

Commercial US crude and product stocks are below normal and below last year.
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data

US Commercial oil inventories vs. the 2015-19 average. Still struggling with a significant deficit of middle distillates.

US Commercial oil inventories vs. the 2015-19 average.
Source: SEB graph and calculations, Blbrg and EIA data

US refinery utilization at very low level vs. normal. Extensive maintenance this spring is expected. Result will be low production of oil products, falling inventories of oil products, higher refining margins but also rising crude stocks.

US refinery utilization at very low level vs. normal.
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data

US EIA forecast for total US liquids production. To go sideways in 2024 to Oct-2024.

US EIA forecast for total US liquids production
Source: SEB graph and calculations, US EIA data STEO

Strong growth in US supply in 2022 and 2023. But 2024 is only set to grow 0.5 m b/d YoY on average. The growth in 2024 is in part a result of production in 2023 starting low and ending high. But from Jan to Oct 2024 US production will go sideways and only rise by 0.1 m b/d YoY from Q4-23 to Q4-24.

YoY change in total US hydrocarbon liquids production
Source: SEB calculations and graph, US EIA data STEO

Global floating crude stocks at 66 m b and not too far above the more normal 50 m b level.

Global floating crude stocks
Source: SEB graph, Blbrg data

IEA Feb-2024 OMR: Call-on-OPEC is rising gradually through 2024. Better and better for OPEC every quarter to Q3-24

Source: SEB graph, IEA data
Fortsätt läsa

Populära