Följ oss

Analys

Modity om elpriset vecka 9 2015

Publicerat

den

Modity Energy Trading - Energimarknaden

Modity analyserar elpriset

Veckans marknadskommentar

Kol och olja har vänt ned igen, på överutbud, och påverkar det mesta. Elen är ned på varma, blöta och blåsiga prognoser. Utsläppsrätterna vacklar men osäkerhet inför omröstningen. Hydrobalansen håller sig positiv och väntas stärkas ytterligare i det närmaste. Elcerten visar det största fallet och sätter nya lägstanoteringar.

Hydrobalans

Elspot, pris dygnsmedel

Hydrobalansen ligger v07 på 0,5 TWh över normalen. Det är lite mindre än vad som var väntat. Den största osäkerhetsfaktorn är i snömängden. Det har kommit snö rätt ojämnt fördelat över Skandinavien, väldigt mycket på sina ställen och väldigt lite på andra. Den rådande värmen gör också att avsmältningen pågår. Det är fortfarande så att prognoserna ser blöta och milda ut så en fortsatt upplagring av energi över normalen verkar det bli!

Kärnkraftverken i Norden har idag den 23/2 en produktion på 81 % (10 046 MW). Ringhals 4 kör nu aningen reducerat. Annars är Oskarshamn 2 kvar ute till september och Ringhals 2 till november. Finska Olkiluoto 2 förväntas nu starta i kväll för att vara i full drift igen under morgondagen. PRESSTOPP! Nu precis kom en blänka om att man senarelägger starten till i morgon bitti kl 06! De finska verken körs därmed 68 %.

Systemspotpriset förra veckan blev 26,87 €/MWh. Det var en tillbakagång på nästan tre euro. I prisområde SE3 blev den 27,87 och i SE4 28,0. En stark press på vattenkraften i och med att det finns mycket vatten som måste tas hand om innan snösmältningen sätter igång. Särsilt i östra Norge har man haft ett högt flöde och varnat för ”flom”. När nu väderläget är varmt även på kontinenten kommer det att resultera i ytterligare sjunkande priser. Vi ser att vattenkraftproducenterna har sänkt sina priser, särskilt under nattimmarna.

Elterminer, frontmånad och frontår

Terminspriser

Nu har allt blivit som vanligt. Och med som vanligt menar jag fallande priser. Det är inte många faktorer som just nu pekar på en förändring. Hydroläget är mycket gott, för att bli bättre. Press på spotpriserna förväntas. Värme utöver det normala samt nederbörd i den närmsta perioden med flera TWh över normalt. Svårt att se att det ska bli någon rusning att köpa elterminer, just nu. Q2 är snart tillbaka på sitt all-time-low sedan förra veckan, YR-16 har en liten bit kvar. När nu både oljan och kolet är på väg ned igen känns terminsmarknaden på den längre sidan också svag. Q2 omsätts i skrivande stund på 24,55. År 16 handlas nu på 28,35 €/MWh.

Bränslemarknaden

EUA front year

Utsläppsrätter, CO2

Nu är det många som vill analysera ett utfall utifrån olika scenarior. De flesta tror på höjda priser. Debatten står om huruvida miljösidan (ENVI), som vill ha start för MSR redan 2017, verkligen får igenom det. ”Motståndarna”, EPP, som behövs för majoritet, har antytt kompromissvilja till 2018 – ett närmande med ett år från tidigare 2019. Det finns för många utsläppsrätter i marknaden och fråga blir sedan vad man ska göra med backloadingrätterna – ut på marknaden, in i MSR eller tas bort. Inget om det finns förslag på just nu.

Prisutveckling på kol, olja och gas

Olja: Oljan befinner sig i ett starkt utbudsöverskott. Det är svårt att bli av med den amerikanska WTI-oljan om man inte får utöka sin infrastruktur på den kontinenten. Priskurvorna pekar nu nedåt på dessa båda oljemarknader. Bara Brent, närmsta månadet, har kommit tillbaka ca 3 USD sedan förra veckan. Kan vara ett tecken på att den uppåtrekyl som kom vid 44,53 USD/bbn, bara var just en rekyl, orsakad av vinstintressen. Det mesta tyder på en fortsatt nedgång i oljepriset. Det finns en sak som kan antyda motsatsen – det är att det kinesiska nyårsfirande är över. Osäkerheten i marknaden om huruvida Kina nu ska börja konsumera olja, kan påverka prisbilden. Det första som i så fall tyder på det är att fraktraterna kommer att stiga. Fundamentalt borde oljepriset sjunka.

Kol: Här menar alla att marknaden har ett enormt överskott. Ändå har priset gått upp senaste veckan och omsattes senast på 64,40 USD/ton. Anledningen till det är att det följer oljepriset, men tycks reagera långsammare. Därför har det inte vänt ned igen, som oljan, ännu.

Naturgas: Neddragningen i gasproduktion i holländska Groningen uppgår till ca 40 % på årsbasis. Groningen står normalt för ca 10 % av hela Europas behov så begränsningen är inte marginell. De tidigare så välfyllda gaslagren har använts till stor del och man är nu tvungen att köpa mer på marknaden igen. Detta kommer att påverka priserna för nästa år. Men – det är har varit och kommer att vara relativt varmt över kontinenten vilket gör att efterfrågan är låg. Det är även fortsatt högt inflöde av billig LNG på marknaden, vilket sammantaget påverkar nedåt.

Elcertifikat

Det har blåst kraftigt – elcert har producerats med vindens hastighet! Priserna har följaktligen sjunkit. Mer än någonsin och vi kan notera all-time-low för alla produkter. Att efterfrågan har varit låg på grund av värmen hjälper till att trycka nedåt. Mars -15 stängde i fredags på 140 SEK. Övriga priser: Mars-16 141 SEK och Mars-17 143 SEK.

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Valuta

EURSEK-valutautveckling

Valutakommentar

I fredags kväll kom Grekland och EU:s finansministrar överrens om en uppgörelse som räddar grekerna kvar i Eurosamarbetet. Det har inte inneburit någon nämnvärd reaktion för kronan mot euron utan vi handlar sidledes på 9,56 senast där toppen av rangen är 9,70 och botten är 9,30. Vi förväntar oss en starkare krona framöver som borde stärkas mot stödet nere vid 9,30. Mot dollarn är kronan alltjämt svag och man får hosta upp 8,45 på spotmarknaden för en dollar. Vi har nu 11 månader bakom oss med högre bottnar och högre toppar. Rekyler är köpvärda.

Teknisk analys

Teknisk analys Q2-15

Q2 handlades mellan 24,35 och 25,25 €/MWh förra veckan. Just nu handlas den på 24,30 och vi har ytterligare en vecka med lägre botten. Nedåttrenden är alltså intakt. Vi har numera 7 veckor med fallande toppar på frontkvartalet och vi bedömer att sannolikheten att vi fortsätter ner är stor. På uppsidan drar vi öronen åt oss om vi handlar över 25,50 då trenden får anses vara bruten. På nedsidan finns inga tal att förhålla sig till eftersom det är nya lägstanoteringar på kontraktet.

Teknisk analys År-16

År-16 handlades mellan 28,25 och 29,00 €/MWh förra veckan. Vi hade då en situation där årskontraktet gav oss en köpsignal samtidigt som frontkvartalet fortsatt var på en säljsignal. Som vi sa i föregående uppdatering var sannolikheten större att vi handlar ned än upp. Mycket riktigt så blev kontraktet avvisat från toppen av den aktuella rangen (ca 28,00 – 29,00) för att nu omsättas på 28,20. Det innebär att även årskontraktet är tillbaka på en säljsignal där vi noterar att vi har en lägre botten och att vi möjligen får se en fortsättning av nedåttrenden. 27,95 har tidigare varit stöd vid två tillfällen. Det kallas en dubbelbotten. Det finns egentligen inget begrepp som heter en trippelbotten och därmed ökar risken för att vi bryter igenom stödet om det utmanas på nytt.

[box]Denna energimarknadskommentar 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 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.

Analys

Oil gains as sanctions bite harder than recession fears

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Higher last week and today as sanctions bite harder than recession fears. Brent crude gained 2% last week with a close on Friday of USD 73.63/b. It traded in a range of USD 71.8-74.17/b. It traded mostly higher through the week despite sharp, new selloffs in equities along with US consumer expectations falling to lowest level since 2013 (Consumer Conf. Board Expectations.) together with signals of new tariffs from the White House. Ahead this week looms the ”US Liberation Day” on April 2 when the White House will announce major changes in the country’s trade policy. Equity markets are down across the board this morning while Brent crude has traded higher and lower and is currently up 0.5% at USD 74.0/b at the moment.

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

New US sanctions towards Iran and Venezuela and threats of new sanctions towards Russia. New sanctions on Venezuela and Iran are helping to keep the market tight. Oil production in Venezuela reached 980 kb/d in February following a steady rise from 310 kb/d in mid-2020 while it used to produce 2.3 mb/d up to 2016. Trump last week allowed Chevron to import oil from Venezuela until 27 May. But he also said that any country taking oil or gas from Venezuela after 2 April will face 25% tariffs on any goods exported into the US. Trump is also threatening to sanction Russian oil further if Putin doesn’t move towards a peace solution with Ukraine.

The OPEC+ to meet on Saturday 5 April to decide whether to lift production in May or not. The OPEC+ Joint Ministerial Monitoring Committee will meet on Saturday 5 April to review market conditions, compliance by the members versus their production targets and most importantly decide whether they shall increase production further in May following first production hike in April. We find it highly likely that they will continue to lift production also in May.

OPEC(+) crashed the oil price twice to curb US shale, but it kicked back quickly. OPEC(+) has twice crashed the oil price in an effort to hurt and disable booming US shale oil production. First in 2014/15/16 and then in the spring of 2020. The first later led to the creation of OPEC+ through the Declaration of Cooperation (DoC) in the autumn of 2016. The second was in part driven by Covid-19 as well as a quarrel between Russia and Saudi Arabia over market strategy. But the fundamental reason for that quarrel and the crash in the oil price was US shale oil producers taking more and more market share.

The experience by OPEC+ through both of these two events was that US shale oil quickly kicked back even bigger and better yielding very little for OPEC+ to cheer about.

OPEC+ has harvested an elevated oil price but is left with a large spare capacity. The group has held back large production volumes since Spring 2020. It yielded the group USD 100/b in 2022 (with some help from the war in Ukraine), USD 81/b on average in 2023/24 and USD 75/b so far this year. The group is however left with a large spare capacity with little room to place it back into the market without crashing the price. It needs non-OPEC+ in general and US shale oil especially to yield room for it to re-enter. 

A quick crash and painful blow to US shale oil is no longer the strategy. The strategy this time is clearly very different from the previous two times. It is no longer about trying to give US shale oil producers a quick, painful blow in the hope that the sector will stay down for an extended period. It is instead a lengthier process of finding the pain-point of US shale oil players (and other non-OPEC+ producers) through a gradual increase in production by OPEC+ and a gradual decline in the oil price down to the point where non-OPEC+ in general and US liquids production especially will gradually tick lower and yield room to the reentry of OPEC+ spare capacity. It does not look like a plan for a crash and a rush, but instead a tedious process where OPEC+ will gradually force its volumes back into the market.

Where is the price pain-point for US shale oil players? The Brent crude oil price dropped from USD 84/b over the year to September last year to USD 74/b on average since 1 September. The values for US WTI were USD 79/b and USD 71/b respectively. A drop of USD 9/b for both crudes. There has however been no visible reaction in the US drilling rig count following the USD 9/b fall. The US drilling rig count has stayed unchanged at around 480 rigs since mid-2024 with the latest count at 484 operating rigs. While US liquids production growth is slowing, it is still set to grow by 580 kb/d in 2025 and 445 kb/d in 2026 (US EIA).

US shale oil average cost-break-even at sub USD 50/b (BNEF). Industry says it is USD 65/b. BNEF last autumn estimated that all US shale oil production fields had a cost-break-even below USD 60/b with a volume weighted average just below USD 50/b while conventional US onshore oil had a break-even of USD 65/b. A recent US Dallas Fed report which surveyed US oil producers did however yield a response that the US oil industry on average needed USD 65/b to break even. That is more than USD 15/b higher than the volume weighted average of the BNEF estimates.

The WTI 13-to-24-month strip is at USD 64/b. Probably the part of the curve controlling activity. As such it needs to move lower to curb US shale oil activity. The WTI price is currently at USD 69.7/b. But the US shale oil industry today works on a ”12-month drilling first, then fracking after” production cycle. When it considers whether to drill more or less or not, it is typically on a deferred 12-month forward price basis. The average WTI price for months 13 to 24 is today USD 64/b. The price signal from this part of the curve is thus already down at the pain-point highlighted by the US shale oil industry. In order to yield zero growth and possibly contraction in US shale oil production, this part of the curve needs to move below that point.

The real pain-point is where we’ll see US drilling rig count starting to decline. We still don’t know whether the actual average pain-point is around USD 50/b as BNEF estimate it is or whether it is closer to USD 65/b which the US shale oil bosses say it is. The actual pain-point is where we’ll see further decline in US drilling rig count. And there has been no visible change in the rig count since mid-2024. The WTI 13-to-24-month prices need to fall further to reveal where the US shale oil industry’ actual pain-point is. And then a little bit more in order to slow production growth further and likely into some decline to make room for reactivation of OPEC+ spare capacity.

The WTI forward price curve. The average of 13 to 24 month is now USD 64.3/b.

The WTI forward price curve. The average of 13 to 24 month is now USD 64.3/b.
Source: SEB graph and highlights, Bloomberg data

The average 13-to-24-month prices on the WTI price curve going back to primo January 2022. Recently dropping below USD 65/b for some extended period.

The average 13-to-24-month prices on the WTI price curve going back to primo January 2022. Recently dropping below USD 65/b for some extended period.
Source: SEB graph and highlights, Bloomberg data
Fortsätt läsa

Analys

Brent Edges Lower After Resisting Equity Slump – Sanctions, Saudi Pricing in Focus

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent has defied bearish equities for three days but is losing its stamina today. Brent gained 0.3% yesterday with a close of USD 74.03/b, the highest close since 27 February and almost at the high of the day. It traded as low as USD 73.23/b. Brent has now defied the equity selloff three days in a row by instead ticking steadily higher. A sign of current spot tightness. This morning however it is losing some of its stamina and is down 0.5% at USD 73.7/b along with negative equities and yet higher gold prices.

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

The new US Iran sanctions is creating frictions in getting its oil to market and helps keeping oil market tight. Part of the current tightness is due to the new US sanctions on Iran which. Ships containing 17 mb of its oil now sits idle east of Malaysia waiting (Bloomberg) for ship-to-ship transfers with China teapot refineries the normal final destination. But the latest US sanctions has probably made these refineries much more cautious. More friction before Iranian oil is reaching its final destination if at all. Tighter market.

Lower Saudi OSPs for May is expected. A signal of a softer market ahead as OPEC+ lifts production. Saudi Aramco is expected to reduce it official selling price (OSPs) for Arab Light to Asia for May deliveries by USD 2/b. A measure to make its oil more competitive in relative to other crudes suppliers. It is also a sign of a softer market ahead. Naturally so since OPEC+ is set to lift production in April and also most likely in May. If Saudi Aramco reduces its OSPs to Asia for May across its segments of crudes, then it is a signal it is expecting softer oil market conditions. But news today is only discussing Arab Light while the main tightness int the market today is centered around medium sour crude segment. A lowering of the OSPs for the heavier and more sour grades will thus be a more forceful bearish signal.

Front-end backwardation may ease as the Brent May contract rolls off early next week. The Brent May future will roll off early next week. It will be interesting to see how that affects the front-end 1-3mth backwardation as it is shifted out into summer where a softer market is expected.

Brent is boring like crazy with 30dma annualized volatility of just 21%. Waiting for something to happen.

Brent is boring like crazy with 30dma annualized volatility of just 21%. Waiting for something to happen.
Source: SEB graph and calculations, Bloomberg data

Brent crude has defied three days of bearish equity markets and ticked higher instead. Caving in a bit this morning with yet another day of bearish equities and bullish gold.

Brent crude has defied three days of bearish equity markets and ticked higher instead. Caving in a bit this morning with yet another day of bearish equities and bullish gold.
Source: Bloomberg graph with SEB highlights.
Fortsätt läsa

Analys

Crude inventories fall, but less than API signal

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Last week, U.S. crude oil refinery inputs averaged 15.8 million barrels per day, an increase of 87k bl/day from the previous week. Refineries operated at 87% of their total operable capacity during the period. Gasoline production declined, averaging 9.2 million barrels per day (m bl/d), while distillate (diesel) production also edged lower to 4.5 m bl/d.

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

U.S. crude oil imports averaged 6.2 m bl/d, up 810k barrels from the prior week. Over the past four weeks, imports have averaged 5.7 m bl/d, representing an 11% YoY decline compared to the same period last year.

Where we place most of our attention – and what continues to influence short-term price dynamics in both WTI and Brent crude – remains U.S. crude and product inventories. Total commercial petroleum inventories (excl. SPR) rose by 3.2 m bl, a relatively modest build that is unlikely to trigger major price reactions. Brent crude traded at around USD 73.9 per barrel when the data was released yesterday afternoon (16:30 CEST) and has since slid by USD 0.4/bl to USD 73.5/bl this morning, still among the highest price levels seen in March 2025.

Commercial crude oil inventories (excl. SPR) fell by 3.3 m bl, contrasting with last week’s build and offering some price support, though the draw was less severe than the API’s reported -4.6 m bl. Crude inventories now stand at 433.6 m bl, about 5% below the five-year average for this time of year. Gasoline inventories declined by 1.4 m bl (API: -3.3 m bl), though they remain 2% above the five-year average. Diesel inventories fell by 0.4 m bl (API: -1.3 m bl), leaving them 7% below seasonal norms.

Over the past four weeks, total products supplied – a proxy for U.S. demand – averaged 20.2 m bl/d, up 0.5% compared to the same period last year. Gasoline supplied averaged 8.9 m bl/d, down 0.2%, while diesel supplied came in at 3.9 m bl/d, up 1.8%. Jet fuel demand also showed strength, rising 3.9% over the same four-week period.

USD DOE Inventories
US Crude Inventories exkl SPR in million barrels
Fortsätt läsa

Centaur

Guldcentralen

Fokus

Annons

Gratis uppdateringar om råvarumarknaden

*

Populära