Följ oss

Analys

SEB Jordbruksprodukter, 24 mars 2014

Publicerat

den

SEB Veckobrev med prognoser på jordbruksråvaror

SEB - Prognoser på råvaror - CommodityTendens på råvarorFokus den senaste veckan har varit på Ryssland och Ukraina .Ryssland har visat för omvärlden att internationell lag inte gäller för dem. Annekteringen av Krim har godkänts av endast två stater i världen: Nordkorea och Syrien, nummer ett och nummer två av världens skurkstater. Det är i det sällskapet Ryssland nu är. Men Ryssland är till skillnad från dessa, ett handlingskraftigt och mäktigt land. Av allt att döma har Rysslands offensiv mot Ukraina inte avslutats. Jag tror det är ett misstag att utgå från att kriget är över. Även om vi kan räkna ut att bortfallet av produktion även för ett extremfall för Ukraina redan finns i priserna, kommer säkert en Putin-premie att finnas kvar i priserna och volatiliteten gissningsvis drivas av ny information från ett Ryssland som är helt opålitligt i sin laglösa aggressivitet. Att som importland, exempelvis Egypten, sätta sin tillit till att ett köp från Ukraina verkligen kommer fram, gör man bara om man har en buffert av egna lager redan. Man tar inte risker med människors livsmedelsförsörjning.

Odlingsväder i de stora produktionsområdena spelar en större roll för den långsiktiga prisnivån än Ukraina/Ryssland-krisen. Det är torrt i USA och crop ratiings för höstvetet är förskräckande i Texas och Kansas. Det ser inte ut att bli bättre där, men frågan är hur det är i resten av USA, som inte börjat rapportera än.

Torkan i Brasilien är slut. Skörden ser dessutom ut att bli större än befarat. Torkan är också temporärt i alla fall slut vad gäller palmolja. Detta har fått framförallt priset på vegetabilisk olja att falla i veckan.

Kanada tinade upp, som jag skrev om förra veckan. Det fick priset på havreterminer i Chicago att falla med 25% sedan förra veckan. Det har också fått terminerna på Canola i Winnipeg att falla med 5%, vilket nu kommer att sätta press på Matifs rapsterminer och framförallt på sojaolja och sojabönor, eftersom rapsen just nu är ”billig” i förhållande till sojabönor.

PED-virusets spridning i USA har kulminerat, vilket innebär att haussen på Lean Hogs förmodligen är över.

Sammanfattningsvis blir slutsatsen att marknaden såväl på spannmål som oljeväxter kan stå inför en rekyl nedåt den närmaste tiden. Vi går därför över till säljrekommendation – på allt. Volatiliteten är kommer dock att vara hög, främst drivet av vad Ryssland hittar på och av crop ratings på höstvetet i USA.

På måndag nästa vecka kommer den årliga ”Propective Plantings” rapporten för majs och sojabönor i USA. Med anledning av den kommer vi att hålla seminarier i Malmö, Lidköping, Vadstena och i Stockholm på tisdagen, onsdagen och torsdagen. Är du intresserad av att komma och lyssna på dessa och de speciellt inbjudna gästtalarna, hör gärna av dig till oss.

Odlingsväder

Indien är nästan helt torrt och väntas få ca 20% av normal nederbörd den kommande tvåveckorsperioden. Skörden av vete är i full gång där. Kina väntas få normalt till lite mer nederbörd än normalt. I det nedanstående går vi igenom läget lite mer i detalj i USA, Europa, Sydamerika och fd Sovjetunionen, där vädret just nu har störst marknadspåverkan.

I USA är det återigen torrare än normalt och detta väntas bestå de kommande två veckorna, som vi ser av prognoskartan nedan.

Väder

Enligt US Drought Monitor ökade andelen av arealen i USA:s Great Plains som är drabbad av medel- till exceptionell torka från 23% till 28% från förra veckan. Detta drabbar framförallt höstvetet. Meteorologer har talat om att torkan i USA ska avta, men det ser verkligen inte så ut enligt GFS-modellens prognoser.

Sydamerika har fått riktlig nederbörd, särskilt över delstaterna Minas Gerais och São Paulo, där kaffe respektive sockerrör odlas. Goiás och Mato Grosso har dock varit åt det torra hållet. Som vi ser av prognoskartan framställd med GFS-modellen väntas såväl alla dessa viktiga delstater få riklig nederbörd. I och med detta borde prisuppgångarna på majs, soja, kaffe och socker sluta att få bränsle.

Väder

Europa som har varit ganska blött, fortsätter att få mer nederbörd över det normala över Polen, där det har talats om ett behov för mer nederbörd. Frankrike och södra Tyskland fortsätter att få rikligt med nederbörd. Finland får del av det torra väder som också finns över Ryssland, Ukraina och Vitryssland. Sverige och Danmark är också torrare än normalt, liksom Schleswig-Holstein och Niedersachsen i Tyskland.

Väder i Europa

Som nämnt ovan, ser Ryssland, Ukraina och Vitryssland torrt ut. Prognoskartan nedan ger en tydligare bild av detta, vilket naturligtvis är ett potentiellt hot mot produktionsnivåerna framförallt för höstvetet, som odlas i de södra delarna. Värst är det i Kazakstan.

Väder

Vete

Vetepriset (november) stängde upp 1% på veckan, men rörde sig i ett intervall om 4%. Volatiliteten (prisrörligheten) har varit högre än på mycket länge, nästan i nivå med hur det var 2010. Detta återspeglar osäkerheten och oron i marknaden. Vad gäller utvecklingen i Ukraina har marknaden diskuterat väldigt lite fakta men det har funnits mycket oro. Det finns också en oro för torka i USA och de crop ratings som kommit för Texas och Kansas är riktigt dåliga och har försämrats. Nu är Texas och södra Kansas de torraste vetedistrikten i USA, men det finns en oro för hur det ser ut i resten av USA och att torkan ska förvärras.

Vetepris

Chicagovetet steg kraftigt, men har nått upp till tekniska motståndsnivåer vid 700 -725 cent per bushel, där uppgången borde stöta på patrull.

Chicagovete

Nedan ser vi terminskurvorna för Chicagovete och Matif i fredags och veckan innan. Två saker är slående och har viktiga orsaker. För det första ser vi att terminskontrakt med kort återstående löptid föll i pris på Matif, men steg i Chicago. Orsaken till detta är bland annat att crop condition fortsatte att försämras i Texas och Kansas enligt veckans statistik från NASS (USDA). Samtidigt förbättrades crop condition i Frankrike enligt veckans statistik från FranceAgriMer. Dessutom ser sjönk exporten från Rouen, som är Frankrikes största exporthamn för spannmål och leveranspunkt för Matifkontrakten. Det andra vi noterar i diagrammet nedan är de väsentligt lägre priserna på terminer för leverans efter skörd 2015. Detta är en återspegling av rapporterna om väsentligt högre skörd även om två år, bland annat vad gäller Brasilien, men också i USA.

I Kansas steg andelen av vetet i ”poor” och ”very poor condition” från 18% förra veckan till 20% i måndags. I Texas steg andelen poor/very poor till 52% från 31%. I Frankrike å andra sidan steg andelen i good/excellent till 75% från 74% veckan innan enligt FranceAgriMer.

Veteterminer

Prisuppgången har nått så långt att den gör att köpare avvaktar. Flera har redan legat i framkant. Egypten meddelade i veckan att de har köpt vete för att täcka behoven fram till juni/juli. I torsdags rapporterade hamnen i Rouen att spannmålsexporten från hamnen minskat med 14% på sju dagar till i onsdags. Exporten i sjudagarsperioden som slutade 19 mars minskade till 148.5 kt från 173 kt veckan innan. Av 148.5 kt var 121 kt vete och 27.5 kt korn. Algeriet står för huvuddelen av exporten och de minskade köpen med 25 kt till 108 kt. Rouen stod för 38% av Frankrikes export förra året och Algeriet är det största exportlandet.

EU i sin helhet fortsätter att exportera vete i hög takt. Takten avtar, som den brukar, men inte alls lika mycket som tidigare år. Export inspections ligger nu på 21.866 mt (21.3 mt förra veckan), som är 8 mt högre än normalt. Frågan är – och jag har inte svaren – är detta ett resultat av de låga grispriserna i EU, att EU importerat majs från Ukraina (och USA) eller att spannmålsskörden generellt i världen är större än efterfrågan – med EU som symptom på överskottet?

Vete

Crop conditions i USA är ett observandum. De södra delstater som har börjat rapportera via NASS är också de som varit torrast och allra torrast har Texas varit. Frågan är hur det ser ut i resten av USA och det bör vi få svar på på måndag kväll, om jag uppfattat kalendern rätt.

Situationen för majsmarknaden ser ljusare mer bearish ut efter veckan som gått och förmodligen kommer den att påverka och kanske avgöra vart vetepriset ska ta vägen. För Matif ser det i vilket fall mindre positivt ut än för Chicagovetet. Eftersom vi fokuserar på Matif här, så blir det en kortsiktig säljrekommendation.

Maltkorn

Maltkornsterminerna har gått ner den senaste tiden, samtidigt som vetet stärkts. Skillnden är nu 12.5 euro i pris för novemberkontrakten, vilket är ovanligt lite.

Maltkorn

Majs

Decemberkontraktet på majs stängde i fredags under stödlinjen för den senaste månadens prisuppgång, vilket signalerar en svagare marknad i den närmaste framtiden – en rekyl nedåt.

Majspris

Till viss del är det oron för att Ukraina inte ska kunna så och skörda majs i år som har drivit upp priset. Vi, liksom förmodligen många andra, har gjort kalkylen där vi sätter Ukrainas produktion till noll och ser hur det påverkar utgående lager på global basis. Utgående lager har en nästan linjär relation till priset. Tar vi bort Ukrainas 30 mt produktion förra året i den senaste WASDE-rapporten sänks utgående lager från 55 dagar av global konsumtion till 44 dagar. Förhållandet mellan lager och pris indikerar ett pris på ca 800 cent / bushel eller ca 65% högre än nu. Men då har vi antagit att ingen subsitution till andra spannmål sker och att ingen ransonering av konsumtionen sker. I verkligheten kommer konsumtionen av t ex vete att stiga, vilket innebär en prisuppgång på vete och en mindre prisuppgång än 65% på majs. Ransonering av konsumtionen minskar också prisuppgången. Det är inte heller sannolikt att hela Ukrainas produktion går om intet och det är inte heller troligt att det Ukraina är borta som producent för all framtid. Man kan tåla lägre lager ett år om man vet att utbudet kommer tillbaka.

En sansad bedlömning är att Ukrainas produktion av majs i år uppgår till mellan 20 och 27 miljoner ton. Orsaken är att mindre lantbruk med sämre sämre finansiering, som inte redan köpt utsäde, gödsel, drivmedel och bekämpningsmedel, har svårt att få finansiering till detta. Det är också troligt att lantbruksföretag som har köpt eller har råd med utsäde, saknar pengar för tillräckligt med gödsel och bekämpningsmedel, vilket också leder till en lägre skörd totalt sett. Om vädret också blir riktigt dåligt kan man se en skörd på 20 mt, annars faktiskt ganska bra.

En konsekvens av de lokala (lokalt finansierade) spannmålshandelsföretagen har svårt att få finanansiering och därmed ge finansiering till sina leverantörer, är att de stora globala företagen tar marknadsandelar. Värst drabbade är därför kanske inte lantbrukarna, utan de lokala spannmålshandlarna.

Om vi nu slutligen resonerar kring att bortfallet på globala balanser inte blir 30 mt, utan som värst 10 mt, blir effekten på prisuppgången drygt 20% på majs, allt annat lika. Med substitution till andra spannmål, främst vete, stannar kanske prisuppgången på 10%. Och detta är precis den prisuppgång vi har sett. Och då ges 10% av det värsta utfallet vi kan se nu. Slutsatsen av resonemanget är att prisuppgången är omotiverat stor. Ett annat sätt att uttrycka sig är att priset innehåller en rejäl riskpremie för en osannolik försämring av läget i Ukraina.

Den 31 mars publicerar USDA den viktiga rapporten ”prospective plantings”. Gissningarna om vad den kommer att säga är i full gång. I torsdags sade analyschefen på AgResource i ett tal i Geneve att arealen för majs, sojabönor, vete och bomull i USA kan bli 242.2 miljoner acres i år, jämfört med USDA:s estimat från Outlook Forum i Februari på 238.5 miljoner acres. AgResource väntar sig 93.5 miljoner acres majs (förra året 95.4 enligt USDA), sojabönor 81.7 miljoner acres (77.7 förra året), vete 56 miljoner acres och bomull 11 miljoner acres. AgResource menade också att det kalla vädret inte påverkar sådden, eftersom hela vårbruket nuförtiden kan klaras av på en vecka om det blir bra väder.

Vi har tidigare pekat på att sojabönor har högre lönsamhet efter att majs fallit och sojabönor hållit ställningarna på marknaden. Detta gäller dock inte överallt och alla gör inte samma kalkyl.

Farmdoc vid University of Illinois skrev i fredags om kostnaderna för att producera en bushel majs respektive en bushel sojabönor under 2013 i Illinois. Den genomsnittliga kostnaden för majs var 5.03 dollar per bushel. För sojabönor var det 12.45 dollar per bushel. Vi kan jämföra dessa kostnader med priset på terminskontraktet för december 14 för majs och november 14 för sojabönor. Majsterminen står just nu i 480 cent, vilket är 4.5% under den genomsnittliga kostnaden. Sojaterminen står i 1177, vilket är 5.5% under kostnaden. Det är möjligt att kostnaden är lägre i år. Priset på kväve (urea FOB New Orleans) är på samma prisnivå som för ett år sedan, på 400 dollar per ton. Under hösten var dock priset 25% lägre och lantbrukare kan ha köpt på de priserna. Drivmedel ligger på ungefär samma prisnivå som förra året. Återstår förhoppningen om att skörden blir större (vilket sänker kostnaden per bushel). Skörden per acre var 158.8 bushels per acre förra året i genomsnitt per skördad acre, vilket faktiskt är ganska högt i ett historiskt perspektiv. När kostnaden är så hög i förhållande till priset, kan man kanske undra om mindre kommer att bli sått. Då måste man betänka att vissa kostnader finns ändå, mest uppenbar är kostnaden för marken. Detta gör att det trots allt kan vara bättre att odla än att inte odla, även om det leder till en förlust. Förlusten kanske är större om man inte odlar. Den här räkneövningen pekar ändå på att majs inte längre är det sämsta alternativet för lantbrukarna, i vart fall inte i Illinois.

Lantbrukarna I Mato Grosso hade per i torsdags sått 99.8% av majs som andragröda. CONAB estimerar att förstaskörden som odlas i södra Brasilien ger 31.4 mt och andraskörden som tas i Mato Grosso ger 43.8 mt, totalt alltså 74.9 mt. Det är något lägre än förra året, men högre än USDA:s estimat på 70 mt. Det är väntat att lantbrukarna i Mato Grosso odlar mer soja som andragröda efter första skörden av soja. IMEA, Mato Grossos lantbruksinsitut bekräftade i en rapport i fredags att majsarealen blir 12% lägre i år pga de lägre priserna på majs.

Ska man sammanfatta läget, så talar det mesta för att uppgången fått slut på bränsle. Till viss del utgörs priset av en riskpremie för ett värsta utfall i Ukraina, som troligtvis inte kommer att besannas. Vi tror att en kortsiktig rekyl nedåt kommer och rekommenderar kortsiktigt att ha en kort position i majs.

Sojabönor

Novemberkontraktet på sojabönor i Chicago har gjort två misslyckade försök att handla över 1200 cent per bushel. Istället vände priset ner och bröt den tekniska stödlinjen för uppgången från 1100 cent. Detta signalerar att en rekyl nedåt kan vara nära förestående i det kortsiktiga perspektivet.

Pris på sojabönor

Sojamjölet steg med 360 dollar som stödnivå. Prisuppgången kan troligtvis gå lite högre ur ett tekniskt perspektiv, men vi skulle inte rekommendera att ta nya långa (köpta) positioner vid dagens nivå. Uppåtrörelsen borde vara nästan avklarad ur ett tekniskt perspektiv.

Pris på sojamjöl

Sojaoljan föll fritt ner till det tekniska stödet på 40 cent per pund. Momentum i prisrörelsen är för starkt för att priset ska tvärvända uppåt och ur tekniskt perspektiv borde vi se priset fortsätta falla.

Pris på sojaolja

I fredags rapporterades att produktionen av palmolja väntas öka med 11% till 2.1 mt i mars. Detta är baserat på fem estimat från industrin. Det blir första gången på sex månader som produktionen stiger. Priset på palmolja har fortsatt fallet. Jag skrev förra veckan om att ”det kan bli en kraftig rekyl nedåt”. Det visade sig korrekt. Rekylen nedåt har dock ännu inte riktigt börjat på allvar. Sätter den igång, kan priset rasa ner till 2650 MYR.

Pris

Sojaskörden i Brasiliens delstat Mato Grosso som producerar mest sojabönor, är i det närmaste avslutad, 7.5% av arealen återstår att skörda. I hela landet är 67% klart (förra veckan 59%) skördat, enligt en rapport från Safras & Mercados i fredags. Det är lite snabbare än förra året samma tid då 64% var skördat.

I Mato Grosso estimeras skörden uppgå till 26.8 mt. Det är 13% mer än förra året. Mato Grosso har inte drabbats av torka, men det har andra delstater med sojaproduktion. CONAB estimerar nu därför en nationell produktion på 85.44 mt (82 mt förra året), vilket är ett nytt rekord.

Raps

Rapspriset stängde i princip oförändrat på veckan. Det tekniska stödet på 361.75 verkar hålla emot väl. Om det bryts kan priset gå ända ner till 347.50 och böra ett tredje försök att gå genom det.

Rapspris

Kanada har nu ”tinat” och pressningen av canola tar fart. Det har fått priset på canola att falla. Vi ser inte motsvarande prisfall i rapsfröet på Matif. Spreaden mellan novemberkontrakten på Matif och i Winnipeg har vidgats genom från 15% till 20%. Det ger dem som missade tillfället förra gången en ny möjlighet att ta en position i spreaden genom att köpa Winnipeg november canola i eurotermer och sälja Matif.

Rapeseed seed-21-mars

Nedanför ser vi kvoten mellan rapsfrö (november) och sojabönor (november, omräknat till euro). Vi ser att priserna hänger ihop och sällan avviker mycket från sin relation. Rapsfröet var på en ”dyr” nivå i början av mars, men prisfallet på Matif och en stark marknad för sojabönor, har gjort rapsen billig. Detta talar mot ett stort prisfall på raps, i vart fall om det inte blir ett ännu större prisfall på sojabönor.

Rapeseed

Vi fortsätter med säljrekommendation på raps.

Potatis

Potatis för leverans i april nästa år föll 40 eurocent till 14.50 euro per 100 Kg.

Potatispris

Gris

Prisuppgången i Lean Hogs tycks ha hejdats mellan 125 och 130 cent per pund, för maj-kontraktet. Anledningen till detta är att spridningen av PED-viruset tycks ha kulminerat i USA. Marknaden är också spänd inför Quarterly Hogs and Pigs Report från USDA på fredag.

Grispris

På fredag publicerar USDA den kvartalsvisa Hogs and Pigs Report. Inför den kan det vara bra att ta en titt på läget med PED-viruset (porcine diarrhea virus). Den upptäcktes först på en gård i Iowa i maj förra året. Virusstammen är identisk med en stam som finns i Kina. Det har tillkommit två andra stammar, som också har kommit in från Kina. PED sprids som alla virus bäst i kyla och därför är det inte förvånande att spridningen ökade har ökat under vintern. Antalet nyrapporterade fall per vecka nådde en topp på drygt 310 fall i februari och har nu sjunkit till under 300. Den senaste veckan noterades dock en uppgång, men förhoppningsvis har epidemin kulminerat.

Gris

Det finns inget vaccin mot viruset och eftersom det är ett virus finns ingen medicin att ge grisarna. Det enda motmedlet är att föda tillbaka smitta via maten till suggorna. Suggorna utvecklar då antikroppar, som kommer smågrisarna till del via hennes råmjölk. Detta innebär också att immuna suggor blir värdefulla och behålls längre än vad de annars skulle göra.

PED är inte en smittskyddsklassad sjukdom som mul- och klövsjuka, svinpest och afrikansk svinpest. Därför påverkar den inte exporten. Även om priset är högt på fläskkött i USA, har uppfödarna allt för mycket att göra med sjukdomen för att öka produktionen. Eftersom sjukdomen drabbar smågrisar och kulmen precis har nåtts, kommer effekten på utbudet av fläskkött med ca 6 – 8 veckors eftersläpning. Terminspriserna på Lean Hogs är högst för juni, 130 cent, medan de är väsentligt lägre efter oktober. För december 2014 är terminspriset 90 cent. Dessa priser bygger förstås på att sjukdomen verkligen kulminerat och kan utrotas under sommaren.

I EU kämpar man med att återuppta exporten till länder som stoppat den pga de två vildsvinen från Vitryssland. Inga nya fall har rapporterats, varken från tamgrisar eller vildsvin.

Spotkontraktet på EUREX Hogs är på ungefär samma pris som förra veckan.

FHO

Mjölk

Smörterminerna på Eurex fortsatte sjunka i veckan: från 3575 euro per ton till 3538 euro. Förra veckan skrev vi hur ”dyrt” smör är i förhållande till vegetabilisk olja och jämförde med rapsolja. Vid sommaren förra året var smöret 6 gånger dyrare än rapsoljan och har nu sjunkit till 4.8 gånger dyrare. Det är dock fortfarande väsentligt över relationen i april för två år sedan när smöret var 2.5 gånger dyrare än rapsolja.

SMP var dock oförändrat i veckan på 3193 euro per ton. Fonterras notering sjönk, men på CME i Chicago steg terminerna på SMP. I USA finns en oro för att Kalifornien ska drabbas av torka. Inte bara drabbar det den redan hårt ansträngda vinproduktionen i världen (Frankrike förlorade 40% av sin skörd i höstas i Bordeaux och Bourgogne pga hagel), utan även mjölkproduktionen i Kalifornien.

I diagrammet nedan är alla priser omräknade till Euro per ton.

Mjölkpris

Nedan ser vi terminspriserna man får i svenska kronor från terminspriserna på SMP och smör på Eurex, omräknat till kronor per kilo mjölkråvara. Notera att hela den här prisnivån alltid ska ligga över avräkningspriset på mjölkråvara med ca 50 öre, som är en uppskattning av kostnaden för att förädla mjölkråvara till SMP och smör. Fram till och med augusti finns nu regelmässigt priser på Eurex. Därefter är det mina estimat om var jag tror en köpkurs är.

Förra veckan fanns en köporder på smör i oktoberkontraktet (men ingen säljorder) som låg i nivå med augusti månads säljsida. Den ordern och det priset finns nu inte kvar, därför har terminspriskurvan fallit ner igen den här veckan. Den (mjölkbonde) som skaffat sig avtal och limit-utrymme hos banken att göra affärer, kan utnyttja den sortens tillfällen i t ex smör eller SMP och sälja dessa, när det dyker upp frikostiga köpordrar i marknaden. Man måste inte handla ”paketet” av smör och SMP, som vi för enkelhets skull har tagit fram. Man kan handla kontrakt i smör och SMP på börsen som OTC. Det är då fem ton SMP respektive smör per kontrakt.

Diagram

Förra veckan fanns en köporder på smör i oktoberkontraktet (men ingen säljorder) som låg i nivå med augusti månads säljsida. Den ordern och det priset finns nu inte kvar, därför har terminspriskurvan fallit ner igen den här veckan. Den (mjölkbonde) som skaffat sig avtal och limit-utrymme hos banken att göra affärer, kan utnyttja den sortens tillfällen i t ex smör eller SMP och sälja dessa, när det dyker upp frikostiga köpordrar i marknaden. Man måste inte handla ”paketet” av smör och SMP, som vi för enkelhets skull har tagit fram. Man kan handla kontrakt i smör och SMP på börsen som OTC. Det är då fem ton SMP respektive smör per kontrakt.

Vi tycker att dagens nivå på terminer på mjölk är en bra nivå för prissäkring i ett längre perspektiv.

Socker

Väderleksprognosen för Brasiliens Sao Paulo, den viktigaste producenten av sockerrör, visar nederbörd över det normala för de kommande två veckorna. Det har redan regnat ordentligt de senaste två veckorna och om väderleksprognosen som nu ligger slår in, kan man sätta punkt för torkan i Brasilien.

En rundringning bland sockerhandlare som Bloomberg genomförde i fredags visar att dessa är mer negativa till marknaden än de varit på sju veckor.

Torkan har egentligen inte primärt drabbat sockerrörsdelstaten Sao Paulo, utan kaffeproducerande delstaten Minas Gerais. Macquarie sänkte estimatet för sockerrörsskörden från 585 mt till 575 mt pga torkan. Det blev inte mer.

Tekniskt har priset på maj-terminen rasat ner till en stödnivå, där prisfallet kan hejdas i vart fall temporärt.

Maj-terminen

Vi fortsätter att ha neutral vy på sockerpriset.

Gödsel

Urea-priset, FOB Yuzny, ligger kvar på låg nivå vid 310 dollar per ton.

Gödselpris

[box]SEB Veckobrev Jordbruksprodukter är producerat av SEB Commodities Sales desk och publiceras i samarbete och med tillstånd på Råvarumarknaden.se[/box]

Detta marknadsföringsmaterial, framtaget av SEB’s Commodities Sales desk, har upprättats enbart i informationssyfte.

Även om innehållet är baserat på källor som SEB bedömt som tillförlitliga ansvarar SEB inte för fel eller brister i informationen. Den utgör inte oberoende, objektiv investeringsanalys och skyddas därför inte av de bestämmelser som SEB har infört för att förebygga potentiella intressekonflikter. Yttranden från SEB’s Commodities Sales desk kan vara oförenliga med tidigare publicerat material från SEB, då den senare hänvisas uppmanas du att läsa den fullständiga rapporten innan någon åtgärd vidtas.

Dokumentationen utgör inte någon investeringsrådgivning och tillhandahålls till dig utan hänsyn till dina investeringsmål. Du uppmanas att självständigt bedöma och komplettera uppgifterna i denna dokumentation och att basera dina investeringsbeslut på material som bedöms erforderligt. Alla framåtblickande uttalanden, åsikter och förväntningar är föremål för risker, osäkerheter och andra faktorer och kan orsaka att det faktiska resultatet avviker väsentligt från det förväntade. Historisk avkastning är ingen garanti för framtida resultat. Detta dokument utgör inte ett erbjudande att teckna några värdepapper eller andra finansiella instrument. SEB svarar inte för förlust eller skada – direkt eller indirekt, eller av vad slag det vara må – som kan uppkomma till följd av användandet av detta material eller dess innehåll.

Observera att det kan förekomma att SEB, dess ledamöter, dess anställda eller dess moder- och/eller dotterbolag vid olika tillfällen innehar, har innehaft eller kommer att inneha aktier, positioner, rådgivningsuppdrag i samband med corporate finance-transaktioner, investment- eller merchantbankinguppdrag och/eller lån i de bolag/finansiella instrument som nämns i materialet.

Materialet är avsett för mottagaren, all spridning, distribuering mångfaldigande eller annan användning av detta meddelande får inte ske utan SEB:s medgivande. Oaktat detta får SEB tillåta omfördelning av materialet till utvald tredje part i enlighet med gällande avtal. Materialet får inte spridas till fysiska eller juridiska personer som är medborgare eller har hemvist i ett land där sådan spridning är otillåten enligt tillämplig lag eller annan bestämmelse.

Skandinaviska Enskilda Banken AB (publ) är ett [publikt] aktiebolag och står under tillsyn av Finansinspektionen samt de lokala finansiella tillsynsmyndigheter i varje jurisdiktionen där SEB har filial eller dotterbolag.

Fortsätt läsa
Annons
Klicka för att kommentera

Skriv ett svar

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

Analys

US inventories will likely rise less than normal in mths ahead and that is bullish

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

US commercial crude and product stocks will now most likely start to rise on a weekly basis and not really start to decline again before in week 38. We do however expect US inventories to rise less than normal in reflection of a global oil market in a slight deficit. This will likely hand support to the Brent crude oil price going forward.

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

Shedding some value along with bearish metals and China/HK equity losses. Brent crude has trailed lower since it jumped to an intraday high of USD 87.7/b on 19. March spurred by Ukrainian drone attacks on Russian refineries. Ydy if fell back 0.6% and today it is pulling back another 1% to USD 85.4/b. But the decline today is accompanied by declines in industrial metals together with a 1.3% decline in Chinese and Hong Kong equities. Thus more broad based forces are helping to pull the oil price lower.

US API indicated a 5.4 m b rise in US oil stocks last week. But rising stocks are normal now onwards. The US API ydy indicated that US crude stocks rose 9.3 m b last week while gasoline stocks declined 4.4 m b while distillates rose 0.5 m b. I.e. a total rise in crude and products of 5.4 m b (actual EIA data today at 15:30 CET). That may have helped to push Brent crude lower this morning. It is however very important to be aware that US inventories seasonally tend to rise from week 12 to week 38. And from week 12 to 24 the average weekly rise is 4.1 m b per week. The increase indicated by the US API ydy is thus not at all way out of line with what is normally taking place in the months to come. What really matters is how US commercial inventories do versus what is normal at the time of year.

US commercial stocks have fallen 17 m b more than normal since end of 2023. So far this year we have seen a draw of  39 m b vs the last week of 2023. The normal draw over this period is only -22 m b. I.e. US commercial inventories have drawn down 17 m b more than normal over this period. This has been the gradual, bullish nudge on oil prices. US commercial stocks should normally rise 63.5 m b from week 12 to week 38. What matters to oil prices is thus whether US inventories rise more or less than that over this period.

Drone attacks on Russian refineries was a catalyst to release Brent to higher levels. Brent crude broke out to the upside on 13 March along with the Ukrainian drone attacks on Russian refineries. Some 800 k b/d of refining capacity was hurt and probably went off line. But in the global scheme of things this is a mere 1% or so of total global refining capacity. And if we assume that it is off line for say 3 months, then it equates to maybe 0.25% impact on global refining activity in 2024 which is easy to adapt to. Refining margins have not moved  much at all. ARA spot diesel cracks are now USD 2.25/b lower than it was in 12 March 2024. Thus no crisis for refined products at all.

We’ll probably not return to pre-drone attack price level of USD 82/b any time soon. Though a dip to that price level is of course not at all out of the question. The oil market may send the oil price lower in the short term since very little material impact in the global scope of things seems to follow from the drone attacks on Russian refineries. Our view is however that the attacks were more like a catalyst to release the oil price to the upside following a steady and stronger than normal decline in US commercial inventories. I.e. the latest price gains in our view is not so much about an added risk premium in the oil price but more about oil price finally adjusting higher according to the fundamentals which have played out since the start of the year with stronger than normal declines in US commercial inventories. We thus see no immediate return to pre-drone-attack price level of USD 82/b. Rather we expect to see continued support to the upside through steady, gradual inventory erosion versus normal like we have seen so far this year.

Voluntary cuts by Russia in Q2-24 could be bullish if delivered as promised. Earlier in March we saw Russia’n willingness to cut back supply in Q2-24 in a mix of production restraints and export restraints. Saudi Arabia and Russia are equal partners in OPEC+ with equal magnitudes of production. In a reflection of this they set equal baselines in May 2020 of 11.0 m b/d. Saudi Arabia produced 9.0 m b/d in February while Russia produced 9.4 m b/d. This is probably why Russia in early March stated that they were willing to cut back in Q2-24. To align more with what Saudi Arabia is producing. It has been of huge importance that Saudi Arabia last year cut its production down to 9.0 m b/d and thus below Russian production. This reactivated Russia as a dynamic, proactive participant in OPEC+. The actual effect of proclaimed production/export cuts by Russia in Q2-24 remains to be seen, but calls for USD 100/b as a consequence of such cuts have surfaced.

So far we haven’t lost a single drop of oil due to Houthie attacks in the Red Sea. We have lost some up-time in Russia refining due to Ukrainian drone strikes lately. But nothing more than can be compensated elsewhere in the world. Temporarily reduced volumes of refined hydrocarbons from Russian will instead lead to higher exports of unrefined molecules (crude oil).

For now OPEC+ is comfortably controlling the oil market and the market will likely be running a slight deficit as a result with inventories getting a continued gradual widening, negative difference versus normal levels thus nudging the oil price yet higher. SEB’s forecast for Brent crude average 2024 is USD 85/b. This means that we’ll likely see both USD 90/b and maybe also USD 100/b some times during the year. But do make sure to evaluate changes in US oil inventories versus what is normal at the time of year. Rising inventories are bullish if they rise less than what is normal from now to week 38.

US commercial crude and product stocks will likely rise going forward. But since the global oil market is likely going to be in slight deficit we’ll likely see slower than normal rise in US inventories with an increasing negative difference to normal inventory levels.

US commercial crude and product stocks
Source: SEB calculations and graph, Blbrg data feed, EIA data

Total US crude and product stocks incl. SPR are now 4 m b below the low-point from December 2022

Total US crude and product stocks incl. SPR
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data feed, EIA data
Fortsätt läsa

Analys

From surge to slump for natural gas: Navigating the new normal in Europe

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Over the past 4-5 months, EU natural gas prices, indicated by the TTF benchmark, have plummeted by 50% from an October high of EUR 56/MWh to the current EUR 28/MWh for the front-month contract, defying expectations of seasonal price increases. This downturn can be attributed to robust EU inventories at 59% capacity and persistently subdued natural gas demand, down by 11% compared to historical norms. Mild weather in Northwest Europe and a prolonged industrial recession have suppressed consumption, resulting in a significant gas surplus despite nearing the end of the winter heating season (90% complete). These factors collectively exert downward pressure on prices.

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

The correlation between Brent and TTF prices remains from times partly “fluid”. In our December 2023 natural gas price update, we predicted a constrained global natural gas market, anticipating a swift resurgence in demand following a decline in gas prices. Our projections were underpinned by a robust Brent Crude price outlook, set at USD 85/bl, USD 87.5/bl, and USD 90/bl for 2024, 2025, and 2026 respectively, with a Crude-to-gas rate of 80%. However, this scenario has yet to materialize as the anticipated demand recovery has been notably delayed, requiring even lower prices than initially predicted for its realization—a phenomenon unique in recent memory.

Achieving a global natural gas price convergence towards levels more aligned with Brent Crude appears plausible, signaling a return to a measure of normalcy. The absence of a winter premium during the 2023/24 winter season suggests a healthier outlook for Q2-24, mitigating the risk of substantial short-term price spikes in European gas markets. The sporadic spikes witnessed in 2022 and partially in 2023 are now a thing of the past, indicating a change from the volatility experienced in recent years.

Short-term EU gas prices hinge heavily on immediate weather patterns and industrial gas demand, both exerting considerable influence on inventory levels, which serve as a critical gauge of supply and demand dynamics. Looking further ahead, the trajectory of prices is linked with the global LNG balance, particularly contingent upon factors such as projected US natural gas production and the capacity of US LNG exports to the global market.

Moreover, the declining influence of Russia on the European gas market is notable, with sporadic gas export halts from the former energy powerhouse carrying reduced impact. Global market recalibrations indicate a sustained elevation in price levels, with EUR 30/MWh emerging as a feasible benchmark for the foreseeable future. We also call “the end of the energy crisis”, as the worst is history. Reflecting on the current year, EU TTF prices hit the lowest point in late February, with expectations of a potential slide/climb from current prices at EUR 28/MWh.

In essence, our current natural gas price forecast hinges on a delicate equilibrium among three pivotal factors. Firstly, the TTF price must strike a balance, remaining sufficiently low to stimulate a resurgence in demand. For context, the historical average real price hovers around EUR 27/MWh, with EUR 30/MWh anticipated to gradually encourage demand recovery, thereby mitigating the effects of demand destruction. Secondly, the TTF price should maintain a relatively ”normal” relationship with Crude prices, as historical trends indicate a natural correlation between the two. A notably low rate would invariably attract heightened interest from Asian markets, as LNG emerges as a cost-effective alternative to oil in terms of energy content. Lastly, the TTF price must also exhibit a level of elevation to cover the expenses associated with producing and transporting US natural gas to the European market. This entails factoring in costs related to Henry Hub, tolling fees, liquefaction, transportation, and regasification, among other associated expenses. Achieving a delicate equilibrium among these factors is vital for ensuring the stability and sustainability of natural gas pricing dynamics in the European market.

Consequently, our current stance reflects a delicate balancing act among these three critical factors. Settling on EUR 30/MWh, we predict that prices lower than this threshold would catalyze a swifter demand resurgence, while simultaneously enhancing the appeal of natural gas against oil as the spread widens. Moreover, importation from the USA would encounter mounting challenges as prices decline, particularly approaching the EUR 25/MWh mark when landed in ARA.

The TTF market has been complexly interlinked with the global LNG market at the margins since 2015, many years before the energy crisis. While the proportion of LNG consumed in Europe has surged significantly, the concept of LNG prices influencing TTF prices at the margin is not new. However, in terms of volume, the current situation declares us notably more vulnerable than in previous years.

In our updated projections, we have revised our price forecasts downward, particularly notable at the front end, encompassing Q2-24, Q3-24, and the Full-year (FY) 2024. Other adjustments, though marginally smaller, remain for FY 2025, 2026, and 2027. Despite these reductions, we anticipate a trajectory of increasing European natural gas prices from their current levels. Notably, Q1-24 is now expected to average EUR 27/MWh, followed by predictions of EUR 25/MWh, EUR 28/MWh, and EUR 32/MWh for Q2-24, Q3-24, and Q4-24 respectively. Consequently, the average for FY 2024 is forecasted at EUR 28/MWh, marking a notable decline from the previous estimate of EUR 40/MWh.

In our outlook for longer-term pricing, we anticipate an average of EUR 30/MWh for the years 2025, 2026, and 2027—a reduction of EUR 10/MWh compared to our previous update in December 2023, which projected EUR 40/MWh. This long-term forecast only sits marginally higher, by EUR 3-4/MWh, than the historical average real price of approximately EUR 27/MWh. Such pricing aligns intending to stimulate further demand recovery and maintain consumer affordability within the European economy. Reflecting on historical trends, previous price levels in the European market might be seen as reliant on potentially risky agreements with Russia. Consequently, the era of exceptionally low-cost energy is drawing to a close, indicating a new paradigm where European gas and power are priced slightly higher, establishing a ”new normal” for the foreseeable future.

TTF spot prices

PRICE ACTION

The absence of a winter premium for global natural gas is notable. Our longer-term natural gas price projection, set at EUR 30/MWh, demonstrates resilience compared to historical market norms. Last quarter (Q4-23) closed at EUR 43/MWh for the front-month contract, a figure approximately EUR 10/MWh lower than our recent expectations. Noteworthy market adjustments have transpired not only within the European gas market but also on a global scale. This ongoing adaptation is expected to continue influencing the gas market into 2024, resulting in fewer severe price spikes and a return to more normal price differentials.

Global natural gas prices, EUR/MWh

Maintaining our gas price forecast at EUR 30/MWh for 2025 suggests an expectation for European natural gas prices to stabilize at current market rates. This projection extends to 2026 and 2027, which stand roughly 30% higher than historical norms – a contrast to the previous era of favorable deals with Russia flooding European consumers with low-cost piped natural gas.

Considerable attention is drawn to the relationship between gas and oil prices. With our oil market outlook projecting USD 85/bl, USD 87.5/bl, and USD 90/bl for 2024, 2025, and 2026 respectively, the convergence of gas prices to more normal circumstances implies a corresponding alignment with oil prices. Historically, EU natural gas prices have traded at 0.55-0.6 times Brent crude prices, a figure that is expected to converge closer to historical norms. However, our forecasts for 2024, 2025, and 2026 slightly exceed historical norms, at 0.62 x Brent, 0.65 x Brent, and 0.62 x Brent respectively, reflecting a tighter natural gas balance in the coming years.

The transformation of global LNG trade, from roughly 5% spot and short-term LNG trade in 2000 to roughly 30% in 2023, underscores a higher degree of flexibility in negotiating spot and short-term LNG contracts. This evolution suggests a shift towards contracts potentially decoupled from Brent indexations, challenging the conventional reliance on oil prices as a benchmarking tool for global natural gas prices.


US LNG

A significant surge in global liquefaction (export) capacity is anticipated from the US and Qatar starting in 2026 and beyond. These large-scale liquefaction projects typically entail long-term contracts with predefined off-takers or demand centers, primarily serving power plants or industrial applications. The transportation of substantial LNG volumes from the US to Europe underscores strategic economic and energy considerations. The US, propelled by abundant shale gas resources and extensive LNG liquefaction infrastructure, has emerged as a major LNG exporter. Europe, seeking to diversify energy sources and reduce dependence on Russia, offers an attractive market for American LNG. Additionally, LNG’s flexibility as a cleaner-burning fuel aligns with Europe’s environmental sustainability objectives and transition away from coal.

The transatlantic LNG trade between the US and Europe capitalizes on arbitrage opportunities driven by regional gas price variations and demand-supply imbalances. This flow not only enhances energy security for European nations but also aids NE Asia in meeting environmental obligations.

The US-Europe netback for LNG cargo depends on various economic factors, including global natural gas prices, US regional supply and demand dynamics, and fluctuations in shipping costs.

The competitiveness of US LNG in the European market is influenced by several factors, including the US benchmark price for domestic natural gas (Henry Hub), source gas costs, voyage costs, shipping costs, and regasification costs at the destination.

In more detail the competitiveness of US LNG in the European market is influenced by factors such as the US benchmark price for domestic natural gas (Henry Hub); Source gas cost (Henry Hub + Tolling fee and liquefaction fee); voyage cost (Insurance, port, canal, boil-off, and fuel cost); shipping cost at day rate; and regasification cost in the other end.

A simplified calculation demonstrates the US-EU arbitrage opportunity. At current market figures, the total cost of delivering LNG from the US to Europe is roughly USD 7.05/MMBtu or approximately EUR 22/MWh. Comparatively, the EU TTF front-month contract trades at EUR 28/MWh, indicating an average EUR 6/MWh arbitrage opportunity and an equal profit margin for traders. However, with state-of-the-art LNG vessels, the total cost could decrease significantly, resulting in a substantial profit margin for traders.

The calculation (with current market figures all in USD per MMBtu as a standard unit):
Front-month Henry Hub (1.65) + 15% tolling fee (0.25) and liquefaction fee for conventional LNG ships (2.5) + Insurance, port, and canal (on average 0.33) + boil-off and fuel cost (on average 1.2) + regasification (0.5) + shipping cost at current day rate (0.62).

i.e., for total cost from the US to Europe we get 1.65 + 0.25 + 2.5 + 0.33 + 1.2 + 0.5 + 0.62 = USD 7.05/MMBtu – or roughly EUR 22/MWh. At the time of writing, the EU TTF front-month contract is trading at EUR 28/MWh. Hence, in the current spot market, the US-EU arbitrage is at roughly on average EUR 6/MWh and equally EUR 6/MWh profit to trader. However, this is a conservative estimate. In a situation with a state-of-the-art MEGI / X-DF LNG vessel, we would have a lower liquefaction fee and per unit insurance, boil-off, and fuel cost, which would imply a total cost of USD 6.0/MMBtu (EUR 18.5/MWh) – consequently, a massive EUR 9.5/MWh profit to the trader. Understating the massive economic argument in shipping LNG from the US to the EU (at current market rates).

But even though a substantial arrival of LNG export capacity in the US is approaching, it is not like the US has unlimited natural gas production, or unlimited LNG capacity to feed the global thirst for LNG. Hence, it is not like the EU TTF will plunge to levels comparable to the US Henry Hub + all associated costs for delivering to the EU.

A substantial surge in LNG export capacity is imminent, fueled by significant investments totaling USD 235 billion directed towards upcoming super-chilled fuel projects since 2019. The majority of these projects are slated to come online from the second half of 2025 onward, with an additional USD 55 billion investment expected by 2025, driving a remarkable 45% surge in LNG liquefaction capacity by the end of the decade.

Currently, the global LNG export market boasts a total capacity of approximately 420 million tonnes, projected to expand significantly to 610 million tonnes by 2030. The bulk of this expansion will stem from Qatar, Russia, and the US, with capacities increasing by roughly 23, 26, and 117 million tonnes respectively from 2024 to 2030.

However, it’s worth noting that on January 26, 2024, the Biden Administration paused LNG exports to non-FTA countries, awaiting updated analyses by the DOE. This affects 4 major projects and risks WTO challenges. The DOE cites outdated assessments, signaling a policy shift and raising market uncertainties.

This pause could have significant geopolitical and trade implications, as it also becomes an election issue. Stakeholders, including exporters and developers, now face uncertainties and must review agreements. Overall, the pause prompts a broader review of LNG export policies, impacting domestic and international markets. However, it’s too early to fully assess its impact, so the aforementioned capacity forecast remains firm for now.

The industry’s confidence is underpinned by the anticipation of rising LNG demand, driven by Europe’s efforts to reduce reliance on Russian gas and Asia’s shift away from coal, particularly in China. Yet, this expansion is not merely speculative; it represents a long-term commitment between suppliers and off-takers. These projects typically entail long-term contracts of 20+ years, often supplying power plants or industrial applications. Consequently, the new LNG export capacity is expected to match a similar scale of demand.

The significant export ventures from the United States to Qatar will further cement LNG’s role in the global energy landscape, with contracts extending well into the 2050s, even surpassing some carbon-neutral targets.

Moreover, there remains ample room for natural gas in the long run. The COP28 acknowledged that transitional fuels like LNG can facilitate the energy transition, signaling implicit support for LNG over dirtier fossil fuels.

Critics argue that natural gas isn’t the most environmentally friendly fossil fuel due to potential methane leakage along the supply chain. However, such concerns arise belatedly as the wave of new facilities is already underway. With oil demand reaching its peak and coal declining gradually, gas is expected to maintain its prominence in the energy mix.


SUPPLY & DEMAND

In the short term, the winter wildcard/premium is gone, pointing to a healthier Q2 2024. We have, a while back, pinpointed that the European natural gas market is in a limbo state between supply uncertainties and demand uncertainties. With a consequence of a winter wildcard largely being balanced by the short/medium-term weather and withdrawal rate of European natural gas inventories.

Recent weather forecasts predict slightly colder temperatures in early April across Northwest Europe, but the preceding winter months saw normal to milder conditions, resulting in lower-than-expected inventory drawdowns and weak price trends.

Looking ahead, forecasts for April to June 2024 suggest above-normal temperatures in Northwest Europe, reducing heating and power demand and maintaining subdued gas consumption. Prices in Q2-24 are forecasted to average around EUR 25/MWh.

Daily LNG imports - Europe

Furthermore, it is easy to think of the faded energy crisis as a European crisis. But the adaptation for global gas markets has been equally/more important. Very high global gas prices have resulted in adaption in all corners of the globe, consequently, easing the global natural gas balance and freeing more gas volumes to the highest bidder at more “reasonable” prices. During the peak of the crisis, the highest bidder was naturally Europe which was sucking up all excess global LNG volumes. However, at the current price levels, the “three importing giants”, namely China, South Korea, and Japan have finally woken up, and are no longer “re-routing” their LNG cargos, while also actively participating in the short-term/spot market.

Russia’s grip over the EU is expected to weaken in the spring/summer of 2024. Since February/March 2022, President Putin sought to balance revenue generation and geopolitical pressure by controlling the energy supply to the EU. This strategy faced challenges: reducing exports to zero would jeopardize revenue, while high exports would alleviate the EU’s energy crisis, as seen in winter 2022/23. Despite efforts, Putin’s goal of using natural gas as a strategic tool faltered in winter 2023/24.

Russia - Europe pipeline flow of natural gas

Market adaptation ensued. Since December 2022, Russian piped gas supply to Europe has fluctuated between 10-25% of historical averages, currently nearing 20%. To intensify geopolitical pressure, Russia may need to further reduce flows, possibly to around 10% in winter 2024/25. Despite the distant outlook, the market has already factored in potential price increases for next winter.

Two main pipelines deliver Russian gas to Europe: ”Turkstream,” to Turkey, and the ”Brotherhood,” through Ukraine to Slovakia. These pipelines each contribute roughly 50% of the 0.75 TWh per day flow. The pipeline via Ukraine faces physical risks, and a supply halt is likely next winter as the transit agreement between Gazprom and Naftogaz expires in December 2024, with little chance of renewal.


EU INVENTORIES

The trajectory of EU natural gas inventories for the upcoming summer is primarily influenced by both the global LNG market and European natural gas demand. In Q2-23 (one year ago), inventories commenced the injection season at an all-time high, leading to the current record-high inventory status. These comfortable inventories suggest the EU has the situation under control as it emerges from the winter season. Currently, inventories stand at 59%, a substantial 25% above the 2015-2022 average.

European natural gas inventories

Despite missing out on over 1,000 TWh of natural gas imports from Russia compared to historical levels, the mild winter of 2022/23, reduced demand due to high prices, and increased LNG imports compensated with an additional 1,400 TWh. This over-compensation of 400 TWh in Q1-23 facilitated an unprecedented injection rate into European inventories during Q1 and Q2 2023. As a result, European inventories shifted from a deficit of 180 TWh in January 2022 to a surplus of 259 TWh in April 2023, leading to the current record-high levels.

However, if NE Asia, predominantly led by China, continues to outbid the EU for LNG cargo and industrial gas demand increases due to favorable long-term hedging levels, current comfortable inventory levels will gradually return to normal. This suggests EU TTF prices will slowly climb towards over EUR 30/MWh by the next heating season, a trend partly factored into current pricing.

While the crisis urgency has faded, market adjustments now activate at lower price thresholds. Nonetheless, we anticipate slightly higher long-term price levels (EUR 30/MWh) due to increasing LNG bids from China (+NE Asia), a rebound in EU demand, and reduced LNG imports influenced by lower prices. This will result in a slower inventory build during Q2-24 and Q3-24 compared to last year. Despite diminishing supply from Russia, the EU remains focused on maintaining preparedness for future winters, leading to a new normal in natural gas inventory levels throughout the year.

The European energy crisis has significantly eased during 2023 and Q1-24. Softened front-end prices influence longer-dated prices, with the winter premium/seasonality fully washed out during the ongoing heating season. Healthy EU natural gas inventories, currently at 59% capacity (675 TWh) and surpassing the European Commission’s target of reaching 90% storage fullness by 1 November, contribute to this subsiding crisis. Continued subdued European consumption (11% below historical averages) and robust LNG imports set a ceiling on short-term prices, although increased EU demand could quickly alter this scenario, as EU demand has proven stickier than anticipated.

DEMAND RECOVERY

Reduced uncertainty and lower prices are expected to lead to more long-term hedging. Since the start of Q1 2024 (year-to-date), the TTF spot has averaged EUR 27/MWh, approximately USD 50/boe, only marginally below the ’historical norm’ when adjusted for inflation. Despite these price levels, a resurgence in European industrial gas consumption during the winter is not straightforward.

EU natura gas demand recuction vs normal

Industrial gas demand remains subdued, sitting 11% below historical averages. While this marks an improvement from the 25-30% drop experienced in mid-summer 2022 – a period characterized as the ”peak of the crisis” – when spot prices consistently traded at EUR 150/MWh (USD 255/boe).

The slower-than-expected recovery is largely attributed to industries hesitating to commit to longer-term prices. For example, during Q4 2023, despite tumbling spot prices, futures prices remained strong. In mid-October, gas for delivery in January 2024 was priced at EUR 55/MWh (USD 103/boe). Thus, during Q4 2023, peak-winter prices maintained a considerable premium over spot prices to a large extent.

However, the current landscape has changed. The winter premium has diminished as we exit the heating season, and weak spot prices predominantly drive forward. This reflects a market that is more certain and willing to forecast futures during a less turbulent phase. The convergence and narrowing gap between spot and long-term prices signify that ”peak natural gas has passed.” Major consumers in Europe are expected to adopt more long-term hedging for longer-term prices, ideally hedging these futures close to current spot prices. This suggests that current market prices will likely trigger increased consumption compared to Q3 and Q4 2023, although a full-scale comeback will take time.

As previously noted, substantial demand destruction occurred not only in Europe but also globally, particularly in Asia. Over the last couple of years, demand destruction amounted to approximately 800 TWh per year, while the normal growth rate in the global LNG market is 200 TWh per annum. This indicates that most of the demand will eventually return, although the timing remains uncertain. 


NE ASIAN LNG

EUR 25/MWh presents a favorable ”buy opportunity,” and prices are expected to either slide or climb from this point. The decline in prices can be attributed to sustained low demand and high inventories. We anticipate prices to either slide or increase from here, with minimal downside, as prices are likely to find support around EUR 25/MWh.

Forward prices for both JKM and TTF indicate that the NE Asian LNG market will remain a preferred destination for marginal LNG cargo in the near term. While the EU previously heavily relied on NE Asia, the European market can no longer solely depend on the economic vulnerabilities of NE Asia or China.

LNG arbitrage

A long-awaited pent-up demand for energy in China would lead to increased demand for goods and services, consequently boosting energy consumption, particularly natural gas, primarily in the form of LNG. In such a scenario, the JKM may command a larger premium over the TTF than the existing EUR 2.5/MWh (3-month rolling contract). This would divert LNG spot cargoes away from Europe, further reducing the EU’s natural gas surplus. Thus, the ongoing recovery in China’s economy is likely to stimulate Asia’s demand for natural gas, potentially resulting in EU LNG purchasers paying a premium to secure essential LNG imports in the future.

Daily LNG imports NE Asia

With current prices, we anticipate an increase in EU demand coupled with a decrease in EU LNG imports. This trend may persist until we observe a slight shortfall in compensation relative to the natural gas deficit from Russia, which could drive prices upward during the summer.


KEY TAKEAWAYS

The ongoing transition from coal to natural gas signifies a significant shift in the global energy landscape. Natural gas emerges as a crucial bridging technology, offering a cleaner alternative to coal and facilitating the transition toward widespread adoption of renewable energy sources. This transition underscores the environmental benefits of natural gas, positioning it as a pivotal component in mitigating climate change and reducing greenhouse gas emissions.

Despite challenges such as the reduction in Russian gas supply, the natural gas market is adapting rapidly. Europe, in particular, faces competition for global LNG volumes, primarily sourced from the US and Qatar. The market’s ability to swiftly adjust reflects its adaptability and resilience on a global scale, highlighting the importance of diversifying energy sources and supply routes.

Our current natural gas price forecast relies on achieving a delicate equilibrium among key factors. This includes stimulating demand, maintaining a correlation with crude prices, and ensuring cost coverage for US natural gas transportation. Striking this balance is essential for maintaining stability and sustainability in European gas pricing dynamics, ensuring energy security.

In response to changing market conditions, we have revised our price outlook downward for the short term, notably for Q2-24, Q3-24, and FY 2024. Specifically, Q1-24 is forecasted to average EUR 27/MWh, followed by predictions of EUR 25/MWh for Q2-24, EUR 28/MWh for Q3-24, and EUR 32/MWh for Q4-24. However, prices are expected to gradually increase over the longer term, with an average forecast of EUR 30/MWh for the years 2025, 2026, and 2027, slightly higher than historical averages.

This revised outlook reflects the evolving nature of the natural gas market and the need for flexibility in response to changing geopolitical landscapes and supply dynamics. Looking ahead, natural gas remains a crucial bridge over coal, facilitating the transition towards cleaner energy sources.

Fortsätt läsa

Analys

Fed cuts ahead bolstering oil prices

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Initially, Brent Crude experienced a decline yesterday following the release of US crude inventories data. However, nationwide US crude inventories, excluding those held in the Strategic Petroleum Reserve (SPR), saw a decline for the second consecutive week, remaining below the five-year seasonal average. Additionally, there was a larger-than-expected decline in gasoline holdings. While the overall draw presents a bullish narrative, it required some support from yesterday’s Federal Reserve announcement to trend in a positive direction.

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

The Brent Crude front-month contract strengthened before yesterday’s close and has continued this positive momentum into today, currently trading at USD 86.5 per barrel. This reflects an increase of roughly USD 1 per barrel (1%) compared to yesterday evening’s low point.

The Federal Reserve signaled its intention to adhere to its outlook for three rate cuts this year, boosting both risk appetite and weakening the US dollar, which has benefited global crude prices.

In our analysis, global crude prices are currently supported by strong fundamentals. Demand growth remains robust, complemented by significant production cuts by OPEC+ and subdued output from US shale oil producers. Consequently, the global oil market is operating at a slight deficit, resulting in a gradual depletion of oil inventories, as evidenced by the recent declines in US crude and product inventories (further details below). This trend is expected to provide support for oil prices and potentially drive them sideways to upwards, with limited downside risks.

However, it’s important to note that while fundamentals appear promising and the oil market has found some reassurance in yesterday’s Federal Reserve announcement, expectations for enduring inflation may act as a headwind for oil prices over the longer term, potentially capping a significant oil price rally.

As a reminder, our assumptions for Brent oil prices have remained firm since September 2023. We anticipate Brent Crude to average USD 85/bl and USD 87.5/bl for 2024 and 2025, respectively, with projections of USD 90/bl for 2026 and 2027.


Yet another week of drawdown in US inventories. Commercial crude oil inventories in the U.S., excluding those held in the Strategic Petroleum Reserve, decreased by 2.0 million barrels from the previous week, reaching a total of 445.0 million barrels. This figure is approximately 3% below the five-year average for this time of year.

Total motor gasoline inventories saw a significant decline of 3.3 million barrels from the previous week, now standing approximately 2% below the five-year average. However, distillate fuel inventories experienced a marginal increase of 0.6 million barrels, remaining roughly 5% below the five-year average. Meanwhile, propane/propylene inventories rose by 0.4 million barrels, reaching a notable 9% above the five-year average.

Overall commercial petroleum inventories witnessed a decrease of 6.1 million barrels last week. Total products supplied over the last four-week period averaged 20.1 million barrels per day, indicating a 2.2% increase from the same period last year.

Motor gasoline product supplied averaged 8.8 million barrels per day over the past four weeks, showing a marginal increase of 0.3% from the same period last year. Conversely, distillate fuel product supplied averaged 3.7 million barrels per day, down by 1.9% from the same period last year. Jet fuel product supplied experienced a slight decrease of 0.2% compared to the same four-week period last year.

Fortsätt läsa

Populära