Följ oss

Analys

Swede Resources – Från mygga till jätte?

Publicerat

den

Aktieanalys av Axier EquitiesI och med förvärvet av flera leaseområden på Texas Gulfkust har Swede Resources sadlat om helt; från producerande bolag till leaseägare. Chansen finns nu för en kraftig intäktsökning som bygger på andras investering i brunnar på leaseområdet. Detta är extremt lönsamt för Swede Resources då de teoretiskt sett kan undanhålla sig från egna investeringar på leaseområdet och passivt samla in leaseavgifter från investerare i brunnar på området. Upplägget ser ut som sådant att Swede Resources och övriga leaseägare har rätt till hela 25% av vinsten från eventuella brunnar på området, och i nuläget kontrollerar Swede Resources 83,2% av leaserna.

Vår prognos innebär en negativ EBITDA för 2012, ett år som emellertid bör ses som ett mellanår. Till följd av en höjd investeringstakt samt bortfall av avskrivningar stiger vinsten och EBITDA kraftigt 2013. Bolaget värderas till P/E 9,1 och 3,3 för 2013 respektive 2014. Potentialen kan tyckas liten sett till vinsten för 2013, men i förhållande till den kraftiga tillväxten, samt det faktum att bolaget bygger upp en relativt stadig intäktsbas som inte kräver några egna investeringar är bolaget en extremt intressant investering på lång sikt. Axiers DCF-analys av utdelningar 2012 och framåt ger ett motiverat värde på 1,63 SEK per aktie.

Swede Resources - Företagsfakta

Beskrivning av verksamheten

Swede Resources är ett gas- och oljebolag verksamt i USA och Ungern. Bolaget grundades 2001, och vid denna tidpunkt varierade andelarna i de olika projekten mellan 0,25-0,5%. De senaste åren har andelarna vuxit till mellan 5% och 10 %. I USA har bolaget ett starkt kontaktnät, och det är följaktligen där bolaget har större delen av sin verksamhet. Verksamheten i Ungern utgörs främst av gasprojektet Péneszlek, med producerande brunnar PEN-101 och PEN-105. Emellertid är inte längre rena investeringar i brunnar den mest intressanta delen av Swede Resources. Under sommaren 2011 inledde bolaget förvärv av leaseområden vid Texas Gulfkust. Till en början förvärvades 5 leaseområden uppgående till 50 acres, och i dagsläget kontrollerar bolaget 312,5 acres. Den första borrningen på leaseområdet väntas börja under våren/sommaren.

Swede Resources har i nuläget inga anställda. Bolaget drivs istället på konsultbasis av Ulrich & Co – ett av VD Ulrich Andersson helägt bolag. I nuläget har Swede Resources därmed i stort sett obefintliga personalkostnader. Det krävs därför inget större genombrott för att bolaget ska redovisa en jämförelsevis hög vinst.

Axier Review

Rapporten för det fjärde kvartalet 2011 visade på en viss nedgång i intäkter för Swede Resources, något som till stor del består på tillfälliga faktorer. Delvis har gaspriset rasat i USA, men oljepriset och det ungerska gaspriset har hållit sig stabilt eller stigit under perioden. Det sjunkande gaspriset i USA har minskat bolagets viktning mot gasproduktion i USA, och större delen av bolagets intäkter beror i nuläget på oljepriset (det ungerska gaspriset baseras på historiska oljepris).

Intäktsfördelning för Swede Resources

USA – leasområdena i fokus

Arbetet med Swede Resources leaseområden på High Island på Texas Gulfkust fortlöper och i slutet på 2011 tecknades bland annat ett operatörsavtal med CasKids Operating Company. Swede Resources har fortfarande en andel på 83,2% i leaserna, och väntas kunna bibehålla denna trots ökande kapitalbehov. Under 2011 avyttrades 16,8% av leaserna för ca 3,4 MSEK med en reavinst på 3,2 MSEK. Det innebär att leaserna i dagsläget innehar ett dolt övervärde på knappt 16 MSEK (totalt värde på ca 17 MSEK). Det är ett relativt lättrealiserat värde, vilket innebär en buffert mot kapitalbrist för bolaget.

Borrningar är extremt kostsamma och vid årsskiftet hade Swede Resources enbart 2,2 MSEK i kassan. Det ska emellertid sägas att Swede Resources kan göra en aktiv avvägning kring hur stor andel bolaget vill ha i brunnar på det egna leaseområdet. Bolagets kapitalbehov för leaseutvecklingen är således avhängigt hur stora andelar de väljer att ta i borrningarna på området, så länge intresse kan väckas för investering i borrningarna. Att ta steget från att vara investerare i enstaka brunnar till att agera leaseägare är ett stort steg för Swede Resources. Det kan dessutom bli en väldigt lönsam saga, som ändrar hela bolagets affärsupplägg. Ägare av leaserna har rätt till 25% av vinsten från eventuella borrningar på leaseområdet. Övriga 75% går till investerare i den specifika brunnen. Dessa investerare måste emellertid stå för 100% av kostnaderna.

Swede Resources - High Island

I nuläget utgör borrstart på leaseområdena på High Island den största triggern i Swede Resources, men bolaget driver även en del amerikanska projekt vid sidan lease-projektena. Produktionstesterna från borrningen av brunnen Mc Kee #1 som genomfördes under sommaren 2011 är fortfarande inte klara, och kan tänkas dra ut på tiden. Arbetet har bland annat förskjutits till följd av ett operatörsbyte. Mc Kee #1 förväntades vid borrstart nå en produktion på 120 fat olja och 3000 mcf gas per dag. För Swede Resources med sin andel på 1% skulle detta innebära intäkter på ca 400 000 – 450 000 kronor per år. Det är ingen enorm summa, men skulle innebära ett relativt kraftigt lyft i förhållande till förra årets omsättning på 2,9 MSEK. Emellertid finns en risk för att hela projektet går i sank.

Tidigare var Swede Resources paradprojekt i USA investeringen i ett blandat olje- och gasprojekt i Cimarron County Oklahoma. Den första av borrningarna var Jenkins 1-14 vilken genomfördes under sommaren 2010. Efter mycket problem ligger denna brunn nu i startgroparna för att börja producera. Produktionstillstånd har skickats in till myndigheterna i Oklahoma och ett godkännande är allt som krävs för att starta produktionen. Tidigare har Swede Resources uttryckt höga förväntningar på Jenkins 1-14, och förhoppningsvis kommer ett godkännande för produktionsstart inom kort. Ägarandelen i brunnen är 2,5%. Faller allting väl ut kommer Jenkins 1-14 att följas av fler borrningar på området.

Ungern – temporärt produktionstapp

Mot slutet av 2011 började produktionen från Péneszlek-området i Ungern att falla. I slutet av året låg produktionen från fältet på 400-500 mcf/månad mot ca 1 000 mcf/månad vid årets början. Detta beror i hög grad på att en förkastning stängt in en gasreservoar i PEN-105, den ena av bolagets två brunnar på området. I slutet på mars inleddes borrningen av ett sidetrack till brunnen. Borrningen resulterade i frigörandet av en indikerad gasficka, vilket ökade produktionen samt förlängde livslängden på brunnen. Initialt producerade 982 mcf/dag efter borrningen av sidetracket, av vilket ca 600 mcf/månad tillfaller Swede Resources. Det innebär att produktionen bör kunna återgå till nivån som rådde under början av 2011. Till skillnad från gaspriset i USA har dito i Ungern dessutom fortsatt att stiga i slutet på 2011 och början på 2012, och ligger i nuläget på ca 14 USD/mcf. Detta är betydligt högre än de cirka 2 USD/mcf producenter erhåller för gas i USA, och beror på det faktum att gaspriset i Ungern är kopplat till oljepriset.

Ytterligare ett intressant projekt i Ungern är Swede Resources andel i det 1990 kvadratkilometer stora området Igal-II. Genom bolaget Pelsolaj kft kontrollerar Swede Resources hela 10% av projektet.

Stora dolda värden

Swede Resources är svårt att värdera utifrån oljereserver i och med att bolaget inte tillgängliggörs sådana siffror från sina projekt i USA. Bolagets oljeprojekt redovisas som materiella anläggningstillgångar, och är där enbart värderade till den investerade summan minus avskrivningar. Misslyckade investeringar skrivs av direkt vilket innebär att redovisade tillgångar generellt sett har ett verkligt värde över det investerade. Vid årsskiftet uppgick redovisade materiella anläggningstillgångar till drygt 18 MSEK, vilket trots dolda övervärden är en bit över dagens värdering av Swede Resources. Det dolda värdet i High Island-leaserna bör dessutom vid värdering av Swede Resources adderas till tillgångarna då avyttring av andelar i leaserna inte är ett alltför stort arbete. Enligt denna modell uppgick substansvärdet på bolagets tillgångar till drygt 36 MSEK vid årsskiftet. Substansrabatten i och med dagens värdering av Swede Resources på 13,6 MSEK ligger därmed på hela 63%. Swede Resources värderas till 0,62 gånger det egna kapitalet, vilket innebär att tillgångarna värderas lågt även med övervärdet i leaserna borträknat.

Prognoser och värdering

EBITDA och resultat var som väntat negativt under det fjärde kvartalet 2011, och kommer troligtvis att ligga på liknande nivåer fram till det tredje kvartalet i år. Siffrorna för det sista kvartalet 2011 ser dessutom ovanligt dystra ut till följd av ett tillfälligt fall i nettomarginalen för bolagets produktion. Delvis har ett kraftigt fallande gaspris i USA påverkat marginalerna negativt, men till stor del beror marginalfallet på sådant som det tillfälliga produktionstappet i Ungern, oväntade underhållsarbeten och dylikt. Vi har inte gjort några större justeringar i våra prognoser baserat på rapporten för det fjärde kvartalet 2011. En viss justering har gjorts för det temporära produktionsfallet i Ungern. Utöver en viss justering för återhämtning av produktionen i Ungern bygger våra prognoser enbart på utveckling av leaseområdena på High Island.

Swede Resources - Uppskattning av produktion

Inledningsvis väljer vi att vara relativt försiktiga i våra prognoser (se tabell ovan). Vi har valt att anta enbart en borrning på leaserna per kvartal jämfört med väntade 1-2. Sker borrningarna i en snabbare takt kommer våra prognoser att behöva revideras upp kraftigt. Det bör även nämnas att Swede Resources på sikt kan belåna investeringarna och på så vis nå högre avkastning.

Prognos 2012 – 2015

Swede Resources - Prognos för 2012 till 2015

Något som inte kommer att förbättra kassaflödet men däremot resultatet efter skatt kraftigt är den slutförda avskrivningen av ägarandelen i det ungerska bolaget Petro Pequnia. Tillgången skrivs av under en treårsperiod och kommer att vara fullt avskriven i mitten på 2012. Denna avskrivning har belastat resultatet med knappt 2 miljoner årligen. I förhållande till dagens värdering av Swede Resources på 13,6 miljoner kronor kommer detta avskrivningsbortfall att ha betydande effekt på resultatet, något som syns tydligt i 2013 års siffror.

Nyckeltal för Swede Resources

2012 kommer att bli ett mellanår för Swede Resources i och med att borrprogrammet på leaseområdet High Island tar fart först under årets andra halva. 2013 lyfter resultatet, men det är på sikt den stora potentialen finns i Swede Resources. Att bolaget bygger upp ett stadigt intäktsflöde från andras investeringar på det egna leaseområdet har potential att skapa en snöbollseffekt. Intäktsbasen kommer att öka kontinuerligt, med förbehåll för eventuella mekaniska problem eller ett sjunkande oljepris. Att de ökande intäkterna i teorin inte kräver investeringar från Swede Resources sida ger potential till stora utdelningar när snöbollen väl har satts i rullning.

Beräkning av nuvärde för Swede Resources

Swede Resources har ännu inte beslutat om framtida utdelningar. Ovan har vi räknat med att 40% av vinsten delas ut från och med 2014 (2013 års vinst), och beräknad WACC är 15%. Vår riktkurs sätts till 1,63 SEK vilket innebär en potential på drygt 90%. Notera att detta enbart är baserat på potentiell utdelning och inte fritt kassaflöde.

TO 4B

Under 2011 gav Swede Resources ut vederlagsfria teckningsoptioner, vilket innebär att det idag finns två sätt att investera i bolaget. 5 teckningsoptioner ger rätt till att teckna 1 ny aktie i Swede Resources till genomsnittskursen under 2012-02-01 – 2012-04-27 minus 20%.

Teckningsperioden är 1 – 31 maj 2012. Totalt kan 3 226 214 B-aktier komma att tecknas för, vilket ytterligare innebär en kapitalbuffert för bolaget. I nuläget kostar en teckningsoption 3 öre, vilket innebär att kostnaden för rätten att teckna en aktie är 15 öre.

Axiers bedömning

Swede Resources värderas i nuläget till en rabatt på eget kapital på knappt 40%. Detta trots betydande övervärden i bolagets projekt – framförallt i bolagets nyförvärvade lease där det dolda övervärdet ligger på cirka 16 MSEK, enbart detta en bit över dagens värdering av Swede Resources. Vår DCF-värdering av utdelningar från 2012 och framåt ger oss en riktkurs på 1,63 SEK per aktie, en bra bit över dagens kurs. Det ska emellertid sägas att någon utdelning med högsta sannolikhet inte kommer att bli aktuell förrän i början på 2014, således om två år.

Brunnar i närliggande områden till Swede Resources lease i Texas håller i stort sett en konstant produktionsnivå vilket innebär att en relativt stadig intäktsbas från leaseintäkter kommer att byggas upp under kommande år. Intäkter från leaseägandet medför dessutom knappt några kostnader för Swede Resources. Att bolaget kan välja att ta små andelar i de första borrningarna på leaseområdet stärker vår tro på att Swede Resources kommer att klara hela utvecklingsarbetet utan kapitaltillskott, och Swede Resources bör till och med kunna vidmakthålla sin nuvarande andel i leaserna.

Med dagens höga oljepris har brunnar på leaseområdet på High Island en återbetalningstid på 3-5 år samt relativt stabil avkastning under 20 år, vilket innebär att investeringsviljan inte torde vara något problem. Faller den första borrningen på området väl ut kommer resten att flyta på av sig självt för Swede Resources. Den lilla oljemyggan har på några års sikt möjlighet att bli en etablerad oljeaktör. Axier rekommenderar köp delvis på kort sikt då borrningsstart på leaseområdet kommer att innebära en skjuts upp för aktien, men framförallt kan Swede Resources bli en exceptionellt bra investering på lång sikt.

[hr]

Axier Equities har av styrelsen i Swede Resources anlitats för att underlätta kommunikationen med svenska kapitalplacerare och nyhetsmedier. En av de uppgifter som Axier Equities har är att vara styrelsen behjälplig att kommunicera nyheter och rapporter till placerarkollektivet, bland annat i form av denna analys.

Vare sig Axier Equity eller någon av Axiers anställda eller frilansande analytiker äger aktier i Swede Resources. Samtliga eventuella förändringar av innehav i Swede Resources kommer att rapporteras löpande.

Fortsätt läsa
Annons
3 Kommentarer

1 kommentar

  1. Tore

    21 april, 2012 vid 22:10

    Är faktiskt lite lockad av att köpa en mindre post aktier i Swede Resources. Risken verkar vara kontrollerad och värderingen tilltalande.

  2. Vedde

    22 april, 2012 vid 16:15

    Jag äger en mindre post Swede Resources sedan tidigare. Tänkar använda teckningsoptionerna, så innehavet kommer att öka lite. Kan nog tänka mig att köpa ytterligare några aktier utöver det.

  3. Ålänningen

    28 april, 2012 vid 16:42

    Intressant, har nu lagt till aktien på min bevakningssida.

Skriv ett svar

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

Analys

Nat gas to EUA correlation will likely switch to negative in 2026/27 onward

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Historically positive Nat gas to EUA correlation will likely switch to negative in 2026/27 onward

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

Historically there has been a strong, positive correlation between EUAs and nat gas prices. That correlation is still fully intact and possibly even stronger than ever as traders increasingly takes this correlation as a given with possible amplification through trading action.

The correlation broke down in 2022 as nat gas prices went ballistic but overall the relationship has been very strong for quite a few years.

The correlation between nat gas and EUAs should be positive as long as there is a dynamical mix of coal and gas in EU power sector and the EUA market is neither too tight nor too weak:

Nat gas price UP  => ”you go black” by using more coal => higher emissions => EUA price UP

But in the future we’ll go beyond the dynamically capacity to flex between nat gas and coal. As the EUA price moves yet higher along with a tightening carbon market the dynamical coal to gas flex will max out. The EUA price will then trade significantly above where this flex technically will occur. There will still be quite a few coal fired power plants running since they are needed for grid stability and supply amid constrained local grids.

As it looks now we still have such overall coal to gas flex in 2024 and partially in 2025, but come 2026 it could be all maxed out. At least if we look at implied pricing on the forward curves where the forward EUA price for 2026 and 2027 are trading way above technical coal to gas differentials. The current forward pricing implications matches well with what we theoretically expect to see as the EUA market gets tighter and marginal abatement moves from the power sector to the industrial sector. The EUA price should then trade up and way above the technical coal to gas differentials. That is also what we see in current forward prices for 2026 and 2027.

The correlation between nat gas and EUAs should then (2026/27 onward) switch from positive to negative. What is left of coal in the power mix will then no longer be dynamically involved versus nat gas and EUAs. The overall power price will then be ruled by EUA prices, nat gas prices and renewable penetration. There will be pockets with high cost power in the geographical points where there are no other alternatives than coal.

The EUA price is an added cost of energy as long as we consume fossil energy. Thus both today and in future years we’ll have the following as long as we consume fossil energy:

EUA price UP => Pain for consumers of energy => lower energy consumption, faster implementation of energy efficiency and renewable energy  => lower emissions 

The whole idea with the EUA price is after all that emissions goes down when the EUA price goes up. Either due to reduced energy consumption directly, accelerated energy efficiency measures or faster switch to renewable energy etc.

Let’s say that the coal to gas flex is maxed out with an EUA price way above the technical coal to gas differentials in 2026/27 and later. If the nat gas price then goes up it will no longer be an option to ”go black” and use more coal as the distance to that is too far away price vise due to a tight carbon market and a high EUA price. We’ll then instead have that:

Nat gas higher => higher energy costs with pain for consumers => weaker nat gas / energy demand & stronger drive for energy efficiency implementation & stronger drive for more non-fossil energy => lower emissions => EUA price lower 

And if nat gas prices goes down it will give an incentive to consume more nat gas and thus emit more CO2:

Cheaper nat gas => Cheaper energy costs altogether, higher energy and nat gas consumption, less energy efficiency implementations in the broader economy => emissions either goes up or falls slower than before => EUA price UP 

Historical and current positive correlation between nat gas and EUA prices should thus not at all be taken for granted for ever and we do expect this correlation to switch to negative some time in 2026/27.

In the UK there is hardly any coal left at all in the power mix. There is thus no option to ”go black” and burn more coal if the nat gas price goes up. A higher nat gas price will instead inflict pain on consumers of energy and lead to lower energy consumption, lower nat gas consumption and lower emissions on the margin. There is still some positive correlation left between nat gas and UKAs but it is very weak and it could relate to correlations between power prices in the UK and the continent as well as some correlations between UKAs and EUAs.

Correlation of daily changes in front month EUA prices and front-year TTF nat gas prices, 250dma correlation.

Correlation of daily changes in front month EUA prices and front-year TTF nat gas prices
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data

EUA price vs front-year TTF nat gas price since March 2023

EUA price vs front-year TTF nat gas price since March 2023
Source: SEB graph, Blbrg data

Front-month EUA price vs regression function of EUA price vs. nat gas derived from data from Apr to Nov last year.

Front-month EUA price vs regression function of EUA price vs. nat gas derived from data from Apr to Nov last year.
Source: SEB graph and calculation

The EUA price vs the UKA price. Correlations previously, but not much any more.

The EUA price vs the UKA price. Correlations previously, but not much any more.
Source: SEB graph, Blbrg data

Forward German power prices versus clean cost of coal and clean cost of gas power. Coal is totally priced out vs power and nat gas on a forward 2026/27 basis.

Forward German power prices versus clean cost of coal and clean cost of gas power. Coal is totally priced out vs power and nat gas on a forward 2026/27 basis.
Source: SEB calculations and graph, Blbrg data

Forward price of EUAs versus technical level where dynamical coal to gas flex typically takes place. EUA price for 2026/27 is at a level where there is no longer any price dynamical interaction or flex between coal and nat gas. The EUA price should/could then start to be negatively correlated to nat gas.

Forward price of EUAs versus technical level
Source: SEB calculations and graph, Blbrg data

Forward EAU price vs. BNEF base model run (look for new update will come in late April), SEB’s EUA price forecast.

Forward EAU price vs. BNEF base model run
Source: SEB graph and calculations, Blbrg data
Fortsätt läsa

Analys

Fear that retaliations will escalate but hopes that they are fading in magnitude

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Brent crude spikes to USD 90.75/b before falling back as Iran plays it down. Brent crude fell sharply on Wednesday following fairly bearish US oil inventory data and yesterday it fell all the way to USD 86.09/b before a close of USD 87.11/b. Quite close to where Brent traded before the 1 April attack. This morning Brent spiked back up to USD 90.75/b (+4%) on news of Israeli retaliatory attack on Iran. Since then it has quickly fallen back to USD 88.2/b, up only 1.3% vs. ydy close.

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

The fear is that we are on an escalating tit-for-tat retaliatory path. Following explosions in Iran this morning the immediate fear was that we now are on a tit-for-tat escalating retaliatory path which in the could end up in an uncontrollable war where the US unwillingly is pulled into an armed conflict with Iran. Iran has however largely diffused this fear as it has played down the whole thing thus signalling that the risk for yet another leg higher in retaliatory strikes from Iran towards Israel appears low.

The hope is that the retaliatory strikes will be fading in magnitude and then fizzle out. What we can hope for is that the current tit-for-tat retaliatory strikes are fading in magnitude rather than rising in magnitude. Yes, Iran may retaliate to what Israel did this morning, but the hope if it does is that it is of fading magnitude rather than escalating magnitude.

Israel is playing with ”US house money”. What is very clear is that neither the US nor Iran want to end up in an armed conflict with each other. The US concern is that it involuntary is dragged backwards into such a conflict if Israel cannot control itself. As one US official put it: ”Israel is playing with (US) house money”. One can only imagine how US diplomatic phone lines currently are running red-hot with frenetic diplomatic efforts to try to defuse the situation.

It will likely go well as neither the US nor Iran wants to end up in a military conflict with each other. The underlying position is that both the US and Iran seems to detest the though of getting involved in a direct military conflict with each other and that the US is doing its utmost to hold back Israel. This is probably going a long way to convince the market that this situation is not going to fully blow up.

The oil market is nonetheless concerned as there is too much oil supply at stake. The oil market is however still naturally concerned and uncomfortable about the whole situation as there is so much oil supply at stake if the situation actually did blow up. Reports of traders buying far out of the money call options is a witness of that.

Fortsätt läsa

Analys

Fundamentals trump geopolitical tensions

Publicerat

den

SEB - analysbrev på råvaror

Throughout this week, the Brent Crude price has experienced a decline of USD 3 per barrel, despite ongoing turmoil in the Middle East. Price fluctuations have ranged from highs of USD 91 per barrel at the beginning of the week to lows of USD 87 per barrel as of yesterday evening.

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

Following the release of yesterday’s US inventory report, Brent Crude once again demonstrated resilience against broader macroeconomic concerns, instead focusing on underlying market fundamentals.

Nevertheless, the recent drop in prices may come as somewhat surprising given the array of conflicting signals observed. Despite an increase in US inventories—a typically bearish indicator—we’ve also witnessed escalating tensions in the Middle East, coupled with the reinstatement of US sanctions on Venezuela. Furthermore, there are indications of impending sanctions on Iran in response to the recent attack on Israel.

Treasury Secretary Janet Yellen has indicated that new sanctions targeting Iran, particularly aimed at restricting its oil exports, could be announced as early as this week. As previously highlighted, we maintain the view that Iran’s oil exports remain vulnerable even without further escalation of the conflict. It appears that Israel is exerting pressure on its ally, the US, to impose stricter sanctions on Iran, an action that is unfolding before our eyes.

Iran’s current oil production stands at close to 3.2 million barrels per day. Considering additional condensate production of about 0.8 million barrels per day and subtracting domestic demand of roughly 1.8 million barrels per day, the net export of Iranian crude and condensate is approximately 2.2 million barrels per day.

However, the uncertainty surrounding the enforcement of such sanctions casts doubt on the likelihood of a complete ending of Iranian exports. Approximately 80% of Iran’s exports are directed to independent refineries in China, suggesting that US sanctions may have limited efficacy unless China complies. The prospect of China resisting US pressure on its oil imports from Iran poses a significant challenge to US sanctions enforcement efforts.

Furthermore, any shortfall resulting from sanctions could potentially be offset by other OPEC nations with spare capacity. Saudi Arabia and the UAE, for instance, can collectively produce an additional almost 3 million barrels of oil per day, although this remains a contingency measure.

In addition to developments related to Iran, the Biden administration has re-imposed restrictions on Venezuelan oil, marking the end of a six-month reprieve. This move is expected to impact flows from the South American nation.

Meanwhile, US crude inventories (excluding SPR holdings) surged by 2.7 million barrels last week (page 11 attached), reaching their highest level since June of last year. This increase coincided with a decline in measures of fuel demand (page 14 attached), underscoring a slightly weaker US market.

In summary, while geopolitical tensions persist and new rounds of sanctions are imposed, our market outlook remains intact. We maintain our forecast of an average Brent Crude price of USD 85 per barrel for the year 2024. In the short term, however, prices are expected to hover around the USD 90 per barrel mark as they navigate through geopolitical uncertainties and fundamental factors.

Fortsätt läsa

Populära