Analys
SEB – Råvarukommentarer, 29 oktober 2012
Sammanfattning av rekommendationer
Råolja – Brent
Vi råder att köpa Brent-råolja vid nedgångar till under $105/fat eftersom det verkar osannolikt att priset på råolja kommer att rasa, såvida inte tillväxtprognoserna skrivs ned väsentligt. Vår uppfattning är att oljepriset kommer att fortsätta vara väl understött med tanke på stora geopolitiska risker för tillgången, strama marknader för oljeprodukter, höga incitamentpriser som krävs för att stimulera till tillräckliga investeringar, och behovet av att producentländer försvarar priser för att balansera budgetar. Vi behåller våra prognoser för genomsnittligt pris på Brent-råolja på $110/fat under Q4-12 och $105/fat under H1-13, men väljer att revidera våra uppskattningar för H2-13 och FY-14 från $115/fat till $110/fat. Prognoserna för tillgång förbättras vilket antyder en mindre stram balans på marknaden under de kommande åren, i synnerhet om tillväxten förblir matt.
Medan balansen på råoljemarknaden förblir lös är situationen för mellandestillat annorlunda. Över hela världen är förråden små. Situationen skulle verkligen kunna komma att bli väldigt stram så snart vinterns påfyllnad av bränslelagren accelererar i Europa, som förutsägbart är den stramaste marknaden med tanke på dess fordonspark av dieselbilar. En ännu svårare situation skulle kunna uppstå om temperaturerna på det norra halvklotet blir onormalt låga. Även under normala omständigheter är raffinaderier oförmögna att producera tillräckligt med mellandestillat under uppvärmningssäsongen, vilket gör förråden en nyckelfaktor vid balansering av marknaden. Den långsiktiga strukturella balansen för marknaden för mellandestillat är också oroande eftersom den leder tillväxt avseende efterfrågan. Under tiden har sannolikheten att USA släpper ut strategiska oljereserver uppenbarligen minskat i takt med att politiker inser att höga produktpriser beror på motsvarande strama marknader, och att uttömning av lager av råolja skulle vara ett ineffektivt sätt att pressa ned dem (till skillnad från deras europeiska motparter består amerikanska strategiska oljereserver nästan uteslutande av råolja).
Iran verkar vara alltmer ovilliga att återvända till förhandlingsbordet då försämringen av deras inhemska levnadsstandard fortsätter att accelerera, med potentiell baissebetonade priskonsekvenser om detta stämmer. Den stora frågan kvarstår: finns det en möjlig kompromiss som skulle kunna blidka världsopinionen samtidigt som den gör det möjligt för det iranska ledarskapet att undvika att offentligt förlora anseendet.
I kursdiagrammet ovan ser vi att 107 dollar har visat sig vara ett förhållandevis starkt stöd. 100 dollar är nästa stöd på nedsidan. Skulle 107 brytas är det inte uteslutet att marknaden vill testa 100 dollar. Det skulle i så fall vara ett köptillfälle, anser vi.
Elektricitet
Vi sänker vår föredragna utgångspunkt för haussepositioner till €39/MWh för Q1-2013-kontraktet på Nord Pool på grund av minskade marginalkostnader för kolkraftproduktion i Tyskland. Vi föredrar att handla kontraktet från haussesidan under november om denna utgångsnivå uppnås. Å andra sidan verkar €43/MWh till €44/MWh vara bra utgångspunkter för de som tar risken att handla vinterkontraktet NELFQ3 från säljsidan med BEAR EL X2 S eller med BEAR EL X4 S.
Hittills i oktober har Q1-2013-kontraktet (NELF3Q) på Nord Pool handlats för mellan €40,65/MWh och €43,35/MWh. Under den senaste veckan nådde det så högt som €43/MWh på grund av prognoser för kallare och torrare väderlek samt en studs i marginalkostnaden för kolkraftproduktion (MCCP). I skrivande stund har NELF3Q återigen fallit tillbaka på blöt väderlek och lägre marginalkostnadspriser och har faktiskt handlats på dess lägsta pris hittills i oktober. I och med att prognoser för blöt väderlek har återkommit står det totala vattenöverskottet stadigt på cirka 10 TWh mer än det normala för den här årstiden. Situationen med vattenöverskott naggar kraftkontrakten i frontmånaden i kanten och driver ned dem, samtidigt som NELF3Q-kontraktet fortsätter att upprätthålla riskpremien för vintern. Vi tror att kontraktet troligtvis kommer att bibehålla sin premie i åtminstone en månad innan ett eventuellt vattenöverskott till slut kommer att börja tära på kontraktet när tiden för leverans till snittet av de faktiska spotpriserna närmar sig. Fram till dess kommer de oundvikliga och tillfälliga torra och blöta väderperioderna att lyfta kontraktet tillbaka till nivån på €43/MWh eller högre.
Det som är oroande är att stödet från MCCP har fortsatt att försämras under oktober. Den tekniska bilden för kolpriser är direkt baissebetonad och priserna på koldioxid ser också svaga ut. Spridningen mellan NELF3Q och vårt MCCP-index (.MCC1Q13) har vidgats. Enligt vår uppfattning ökar detta nedåtrisken, vilket betyder att NELF3Q har längre väg att falla om det förlorar en del av sin riskpremie för vintern.
Vi tror fortfarande att det är tillrådligt att handla NELF3Q från haussesidan i november på grund av vintern och risken för brist på kärnkraft framöver. Vi har dock flyttat ned vår föredragna utgångsnivå från €40/MWh till €39/MW tillsammans med det lägre MCCP-indexet (.MCC1Q13). Å andra sidan verkar €43/MWh till €44/WMh vara bra utgångspunkter för de som tar risken att handla vinterkontraktet NELF3Q från säljsidan.
Guld och Silver
Kommentaren från förra veckan får stå kvar. ”Statistiken som kommer in nu är lite ”för stark” för guldet”. Veckans statistik har fortsatt på samma tema: en stadig, om än lite långsam återhämtning i USA. Frågan är dock om det räcker. centralbanken i USA, och i andra delar av världen för den delen, har tryck på sig att fortsätta med stimulanserna. Det ryktas om förestående ”paket” i Japan. Många ekonomer tror på ett amerikanskt QE4 före årsskiftet.
Nedan ser vi kursdiagrammet för guld.
Nedan ser vi kursdiagrammet för silver i dollar per troy ounce. Vi ser att 35 dollar är ett viktigt motstånd och att 30 dollar är ett viktigt stöd. En fortsatt nedgång till 30 dollar skulle vara ett bra köptillfälle. En stopp-loss-order bör då placeras strax under 30 dollar.
Platina
När både guld och basmetaller faller är det svårt för Platinametallerna att hålla emot. Proppen gick ur och vi såg ett kraftigt fall för både Platina och Palladium under veckan. Utbudsfaktorerna (kopplade till problemen i Sydafrika) hjälper inte när investerarkollektivet säljer. Londonnoteringen är ner ca 5 % i veckan till $1550/oz. Kortsiktigt finns risk för ytterligare fall. Med den tekniska analysen som vägledning bör marknaden hitta en bra stödnivå kring $1500. Kursen ligger nu just ovanför den konsolidering marknaden gjorde mellan 1500 och 1560 vid månadsskiftet augusti-september, innan marknaden bröt den nedåtgående trendlinjen. Det skulle inte förvåna om kursfallet bromsas upp, och kanske rent av vänder uppåt efter viss sidledes rörelse på de här nivåerna.
Nedan ser vi priset på guld dividerat med priset på platina. Platina har blivit billigare i förhållande till guld den senaste veckan. Vi anser att detta är ett bra argument för att sälja guld och köpa platina, allt annat lika, eller att köpa platina enbart.
Nedan ser vi kvoten mellan guld och platina för de senaste 20 åren. Vi ser att platina är exceptionellt dyrt i förhållande till guld ur ett historiskt perspektiv. Och vi bör komma ihåg att priser på råvaror på lång sikt bestäms av produktionskostnad. Medan platinagruvorna i Sydafrika inte går med vinst nu, är lönsamheten god för guldgruvorna i världen. På lång sikt talar detta för att platina är en bättre placering än vad guld är.
Koppar
Det negativa stämningsläget från LME-veckan tog överhanden för basmetallerna. Priserna har konstant fallit, inga direkta ras, men metallerna har sakta men säkert tuggat sig ner under veckan. Prisuppgången efter stimulansrundan i september är nu i de flesta fall nästa helt utraderad. Om priserna överreagerade på de kortsiktigt realekonomiska effekterna av penningstimulanserna, så känns det som en överreaktion på nedsidan nu istället. Det finns flera tecken på en makroekonomisk förbättring. Igår fredag redovisades amerikansk BNP för Q3 som kom in bättre än väntat och visar på en uppgång från 2:a kvartalet från 1,3 till 2,0 % i årstakt. Det går långsamt men åt rätt håll. Även i Kina ser det ut att bottna ur. Industriproduktionen ökar och inflationen är låg. Marknadens oro gäller inte beslutade infrastrukturinvesteringar, utan de lokala myndigheternas brist på finansiering. Ledningsbytet i Kina inger förhoppningar, men det återstår att se vad de kommer att presentera, och det kan dröja till installationen av den nya ledningen i början av nästa år. Metallimporten ökade i september, vilket är ett gott tecken (se nedan).
Koppar
Priset föll ca 2 % i veckan, från $8000 ned till ca 7800 för 3 månaders koppar på LME. De innebär att vi är tillbaka vid nivåerna i början av september. Kinas import av koppar kom in på fyramånadershögsta i september till ca 394 tton, upp från augustis 355 tton, eller ca 11 %. Under årets nio första månader har importen ökat med 32 % jämfört med förra året. Det ska inte glömmas bort att Kina har en fortsatt stor aptit på metallen. Kommentarer från Nexans, världens nästa största kabeltillverkare i veckan, noterade att substitutionseffekten mellan koppar och aluminium (koppar 4 ggr dyrare) i kablar än så länge är begränsad, och särskilt i Kina där kopparbaserad kabel är klart favoriserad. Vi föredrar att betrakta koppar som en köpvärdmetall. Kortsiktigt har vi den senaste veckan hållit oss neutrala men grundinställningen är att hitta köptillfällen.
För spannmål och övriga jordbruksprodukter hänvisas till förra veckans nyhetsbrev om Jordbruksprodukter.
[box]SEB Veckobrev Veckans råvarukommentar är producerat av SEB Merchant Banking och publiceras i samarbete och med tillstånd på Råvarumarknaden.se[/box]
Disclaimer
The information in this document has been compiled by SEB Merchant Banking, a division within Skandinaviska Enskilda Banken AB (publ) (“SEB”).
Opinions contained in this report represent the bank’s present opinion only and are subject to change without notice. All information contained in this report has been compiled in good faith from sources believed to be reliable. However, no representation or warranty, expressed or implied, is made with respect to the completeness or accuracy of its contents and the information is not to be relied upon as authoritative. Anyone considering taking actions based upon the content of this document is urged to base his or her investment decisions upon such investigations as he or she deems necessary. This document is being provided as information only, and no specific actions are being solicited as a result of it; to the extent permitted by law, no liability whatsoever is accepted for any direct or consequential loss arising from use of this document or its contents.
About SEB
SEB is a public company incorporated in Stockholm, Sweden, with limited liability. It is a participant at major Nordic and other European Regulated Markets and Multilateral Trading Facilities (as well as some non-European equivalent markets) for trading in financial instruments, such as markets operated by NASDAQ OMX, NYSE Euronext, London Stock Exchange, Deutsche Börse, Swiss Exchanges, Turquoise and Chi-X. SEB is authorized and regulated by Finansinspektionen in Sweden; it is authorized and subject to limited regulation by the Financial Services Authority for the conduct of designated investment business in the UK, and is subject to the provisions of relevant regulators in all other jurisdictions where SEB conducts operations. SEB Merchant Banking. All rights reserved.
Analys
Tariffs deepen economic concerns – significantly weighing on crude oil prices

Brent crude prices initially maintained the gains from late March and traded sideways during the first two trading days in April. Yesterday evening, the price even reached its highest point since mid-February, touching USD 75.5 per barrel.
However, after the U.S. president addressed the public and unveiled his new package of individual tariffs, the market reacted accordingly. Overnight, Brent crude dropped by close to USD 4 per barrel, now trading at USD 71.6 per barrel.
Key takeaways from the speech include a baseline tariff rate of 10% for all countries. Additionally, individual reciprocal tariffs will be imposed on countries with which the U.S. has the largest trade deficits. Many Asian economies end up at the higher end of the scale, with China facing a significant 54% tariff. In contrast, many North and South American countries are at the lower end, with a 10% tariff rate. The EU stands at 20%, which, while not unexpected given earlier signals, is still disappointing, especially after Trump’s previous suggestion that there might be some easing.
Once again, Trump has followed through on his promise, making it clear that he is serious about rebalancing the U.S. trade position with the world. While some negotiation may still occur, the primary objective is to achieve a more balanced trade environment. A weaker U.S. dollar is likely to be an integral part of this solution.
Yet, as the flow of physical goods to the U.S. declines, the natural question arises: where will these goods go? The EU may be forced to raise tariffs on China, mirroring U.S. actions to protect its industries from an influx of discounted Chinese goods.
Initially, we will observe the effects in soft economic data, such as sentiment indices reflecting investor, industry, and consumer confidence, followed by drops in equity markets and, very likely, declining oil prices. This will eventually be followed by more tangible data showing reductions in employment, spending, investments, and overall economic activity.
Ref oil prices moving forward, we have recently adjusted our Brent crude price forecast. The widespread imposition of strict tariffs is expected to foster fears of an economic slowdown, potentially reducing oil demand. Macroeconomic uncertainty, particularly regarding tariffs, warrants caution regarding the pace of demand growth. Our updated forecast of USD 70 per barrel for 2025 and 2026, and USD 75 per barrel for 2027, reflects a more conservative outlook, influenced by stronger-than-expected U.S. supply, a more politically influenced OPEC+, and an increased focus on fragile demand.
___
US DOE data:
Last week, U.S. crude oil refinery inputs averaged 15.6 million barrels per day, a decrease of 192 thousand barrels per day from the previous week. Refineries operated at 86.0% of their total operable capacity during this period. Gasoline production increased slightly, averaging 9.3 million barrels per day, while distillate (diesel) production also rose, averaging 4.7 million barrels per day.
U.S. crude oil imports averaged 6.5 million barrels per day, up by 271 thousand barrels per day from the prior week. Over the past four weeks, imports averaged 5.9 million barrels per day, reflecting a 6.3% year-on-year decline compared to the same period last year.
The focus remains on U.S. crude and product inventories, which continue to impact short-term price dynamics in both WTI and Brent crude. Total commercial petroleum inventories (excl. SPR) increased by 5.4 million barrels, a modest build, yet insufficient to trigger significant price movements.
Commercial crude oil inventories (excl. SPR) rose by 6.2 million barrels, in line with the 6-million-barrel build forecasted by the API. With this latest increase, U.S. crude oil inventories now stand at 439.8 million barrels, which is 4% below the five-year average for this time of year.
Gasoline inventories decreased by 1.6 million barrels, exactly matching the API’s reported decline of 1.6 million barrels. Diesel inventories rose by 0.3 million barrels, which is close to the API’s forecast of an 11-thousand-barrel decrease. Diesel inventories are currently 6% below the five-year average.
Over the past four weeks, total products supplied, a proxy for U.S. demand, averaged 20.1 million barrels per day, a 1.2% decrease compared to the same period last year. Gasoline supplied averaged 8.8 million barrels per day, down 1.9% year-on-year. Diesel supplied averaged 3.8 million barrels per day, marking a 3.7% increase from the same period last year. Jet fuel demand also showed strength, rising 4.2% over the same four-week period.
Analys
Brent on a rollercoaster between bullish sanctions and bearish tariffs. Tariffs and demand side fears in focus today

Brent crude rallied to a high of USD 75.29/b yesterday, but wasn’t able to hold on to it and closed the day at USD 74.49/b. Brent crude has now crossed above both the 50- and 100-day moving average with the 200dma currently at USD 76.1/b. This morning it is trading a touch lower at USD 74.3/b

Brent riding a rollercoaster between bullish sanctions and bearish tariffs. Biden sanctions drove Brent to USD 82.63/b in mid-January. Trump tariffs then pulled it down to USD 68.33/b in early March with escalating concerns for oil demand growth and a sharp selloff in equities. New sanctions from Trump on Iran, Venezuela and threats of such also towards Russia then drove Brent crude back up to its recent high of USD 75.29/b. Brent is currently driving a rollercoaster between new demand damaging tariffs from Trump and new supply tightening sanctions towards oil producers (Iran, Venezuela, Russia) from Trump as well.
’Liberation day’ is today putting demand concerns in focus. Today we have ’Liberation day’ in the US with new, fresh tariffs to be released by Trump. We know it will be negative for trade, economic growth and thus oil demand growth. But we don’t know how bad it will be as the effects comes a little bit down the road. Especially bad if it turns into a global trade war escalating circus.
Focus today will naturally be on the negative side of demand. It will be hard for Brent to rally before we have the answer to what the extent these tariffs will be. Republicans lost the Supreme Court race in Wisconsin yesterday. So maybe the new Tariffs will be to the lighter side if Trump feels that he needs to tread a little bit more carefully.
OPEC+ controlling the oil market amid noise from tariffs and sanctions. In the background though sits OPEC+ with a huge surplus production capacity which it now will slice and dice out with gradual increases going forward. That is somehow drowning in the noise from sanctions and tariffs. But all in all, it is still OPEC+ who is setting the oil price these days.
US oil inventory data likely to show normal seasonal rise. Later today we’ll have US oil inventory data for last week. US API indicated last night that US crude and product stocks rose 4.4 mb last week. Close to the normal seasonal rise in week 13.
Analys
Oil gains as sanctions bite harder than recession fears

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.

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 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.
-
Nyheter3 veckor sedan
USA är världens största importör av aluminium
-
Analys4 veckor sedan
Oversold. Rising 1-3mth time-spreads. Possibly rebounding to USD 73.5/b before downside ensues
-
Analys3 veckor sedan
Crude oil comment: Unable to rebound as the US SPX is signaling dark clouds on the horizon
-
Analys3 veckor sedan
Crude oil comment: Not so fragile yet. If it was it would have sold off more yesterday
-
Nyheter2 veckor sedan
Priset på koppar skiljer sig åt efter tariffer
-
Analys2 veckor sedan
Oil prices climb, but fundamentals will keep rallies in check
-
Analys2 veckor sedan
Crude oil comment: Ticking higher as tariff-panic eases. Demand growth and OPEC+ will be key
-
Nyheter2 veckor sedan
På 15 år eldar Kina lika mycket kol som USA gjort under hela sin historia