Nyheter
What’s behind the shrinking difference in crude oil prices?

The price spread between Brent and WTI has recently shrunk to its lowest level since the beginning of 2011. This is mainly due to the disproportionate fall in the Brent oil price. WTI, on the other hand, has benefited from growing US rail transport capacity and resulting arbitrage opportunities. These have now reached their limit, in view of rail transport costs. With the commissioning of new US pipeline capacity, the narrowing of the price difference is likely to continue in the second half of the year.
One of the most remarkable and surprising developments in the oil market this year is the rapid narrowing of the price differential between Brent and WTI. At the beginning of March, the spread between the prices of the two most important oil types was more than 20 USD per barrel. Since then it has shrunk temporarily to less than 8 USD, the smallest it has been since January 2011 (chart 1). The spread tightening since early March is largely due to the weakness of the Brent price. Since the beginning of the year, Brent has fallen by around 8%. Besides the general weakness of industrial commodities – the LME base metals index has fallen by around 7% over the same period – Brent-specific factors have also been at work. For example, the North Sea oil supply has normalised in recent months. After months of production-related delivery delays, spring actually saw an oversupply of Brent. Another contributory factor was the fall in demand for North Sea oil after South Korea closed a tax loophole at the beginning of April. This had favoured the purchase of North Sea oil by South Korean customers after a free trade agreement was signed with the EU starting in July 2011. Furthermore, Brent increasingly has to compete for customers in the Asia-Pacific region with similar-quality crude oil from West Africa. The USA is importing far less oil from West Africa due to rising domestic production of (shale) oil.
However, the narrowing is also due to the WTI price. Against the general trend of falling commodity prices, WTI has risen by 2% since the beginning of the year. This is remarkable given that US crude oil stocks rose to an all-time high in May and US oil production reached a 21-year high in the same month. However, newly built transport capacity has made it possible to drain the oversupply in the US Midwest to other parts of the country more quickly. As a result, stockpiles in Cushing – the storage and delivery point for WTI – fell slightly up to the beginning of May.
Railway improves the availability of shale oil
The development of rail transport capacity is having an effect. According to the US Railway Association, between the start of the year and mid-May, around 50% more crude oil and oil products were transported by rail than in the same period last year (chart 2). Total goods transport by rail rose by only 1% y-o-y in the same period. The railway makes it possible to transport surplus shale oil from the US Midwest, not only to refineries on the US Gulf Coast, but also to the US East Coast and eastern Canada. The refineries on the US East Coast and in eastern Canada prefer to process light oil. As these refineries gain access to light shale oil from their country’s interior, so their demand for imports from the Atlantic Basin – i.e. from Western Europe or West Africa – diminishes. This in turn puts pressure on the Brent oil price.
Current price differential barely covers transport costs
Without new US pipeline capacity, continued narrowing of the price differential between Brent and WTI is difficult to justify. The costs of transporting (shale) oil from the US Midwest by rail are more than 12 USD per barrel to the US Gulf Coast and 15 USD per barrel to the US East Coast. Therefore, in view of the current price difference between Light Louisiana Sweet (LLS) as a reference for the US Gulf Coast and shale oil from the Bakken formation, it is barely profitable anymore to transport surplus crude from the Bakken to the US Gulf Coast via rail (chart 3). This applies even more to the transport from Cushing to the US Gulf Coast and from the Bakken to the US East Coast, given the price difference between LLS and WTI and between Brent and Bakken oil, respectively. In recent months, these arbitrage opportunities were a driving factor in the narrowing of the price differential between Brent and WTI. The rise in oil stocks in Cushing since the start of May could already be a sign that arbitrage is declining. We therefore expect that the price differential between Brent and WTI will temporarily widen to 10-12 USD per barrel again in the upcoming weeks.
Commissioning of new pipeline capacity opens up scope for further narrowing
Pipeline capacity is set to rise steadily over the coming months and will provide sufficient relief in the medium-term. A noteworthy example is the reversed Longhorn Pipeline, through which crude oil has been able since mid-April to flow from the Permian Basin in Texas to the Gulf Coast, and no longer as previously to Cushing. During the summer months the capacity of this pipeline will increase by 150,000 barrels per day, which should be enough to balance the increase in oil production in the US Midwest and prevent Cushing stocks from rising. With the expected commissioning of the southern Keystone XL Pipeline in December, capacity will increase by an additional 400,000 barrels per day. Another 100,000 barrels per day will be added as soon as the extended Seaway Pipeline is able to return to full capacity in Q4. The now completed reversal of the Ho-Ho Pipeline plays an important role in this regard. This is able to carry up to 300,000 barrels of oil per day from Houston to Houma in Louisiana. A noticeable decline in Cushing stocks is expected from autumn onwards, which should cause the price differential to shrink to 5 USD per barrel by year-end. Pipeline transport costs are 2-4 USD per barrel. The price differential between Brent and WTI should fall to this level next year.
Nyheter
Lägre elpriser och många minustimmar fram till midsommar

Elpriserna faller fram till midsommar till följd av ett ovanligt stort överskott i vattenmagasinen. Snittpriset väntas landa på 20 öre per kWh, vilket är 40 procent lägre än samma period i fjol. Samtidigt kan antalet timmar med negativa elpriser bli fler än någonsin. Det visar Bixias elprisprognos för maj och juni.

Att det varit överskott i vattenmagasinen i norra Norge och Sverige de senaste åtta månaderna har pressat elpriserna. Denna trend ser ut att fortsätta fram till midsommar. I maj väntas elpriset bli 22 öre och i juni 18 öre per kWh. Motsvarande priser för samma period i fjol var 32 respektive 34 öre per kWH.
– Priserna fram till midsommar ser ut att bli mycket låga. När det är så extremt mycket vatten i magasinen kan inte vattenproducenterna hålla tillbaka utan måste släppa ut vatten i systemet och producera el. När utbudet stiger mer än vad efterfrågan faller så sjunker helt enkelt priset, säger Johan Sigvardsson, elprisanalytiker på Bixia.
I slutet av april uppgick vattenöverskottet till 12 Twh, vilket kan jämföras med ett underskott på 2 Twh vid samma tidpunkt för ett år sedan.
Att mer vindkraft tillkommit i elsystemet och stärkt produktionsvolymen har också bidragit till prisfallet.
Kraftig ökning av negativa elpriser i norr
I norra Sverige har antalet timmar med negativa elpriser ökat kraftigt. Negativa elpriser uppstår när det blir ett överflöd av el på marknaden. Det innebär att producenterna måste sälja sin produktion på marknaden till vilket pris som helst för att bli av med den.
Den allra största ökningen syns i Norra Mellansverige, som hittills i år haft 283 timmar med negativa elpriser, vilket kan jämföras med 86 timmar under hela 2024. Motsvarande siffra för Sveriges nordligaste elområde, SE1, är 163 timmar, jämfört med 87 timmar i fjol.
– Kombinationen stor vattenkrafts- och vindkraftsproduktion i norr leder till överutbud, vilket gör att antalet timmar med negativa elpriser ökat kraftigt i norra delarna av Sverige, säger Johan Sigvardsson.
I södra Sverige ligger antalet negativa timmar hittills på ungefär samma nivå som i fjol. Elområde SE3, som omfattar stora delar av mellersta Sverige, har haft 81 timmar med negativa elpriser, medan elområde SE4 längst i söder har haft 87 timmar. Motsvarande siffror för helåret 2024 är 86 respektive 92.
De negativa elpriserna i södra Sverige beror på kopplingen till kontinenten där den stora ökningen av solkraft ger negativa elpriser under dagtid.
– Negativa elpriser kan vara positiva för konsumenter med timprisavtal som kan styra sin förbrukning. Men för producenterna blir det svårare att ta betalt för sin el, vilket minskar incitamenten att investera i förnybar produktion, säger Johan Sigvardsson.
Svensk solkraft ger mindre effekt på elpriset
Även i Norden har solkraftsutbyggnaden tagit fart de senaste åren. Men dess påverkan på elpriset är mindre än till exempel Tysklands solkraft. Effekten på de svenska elpriserna blir dock inte lika stor som i exempelvis Tyskland.
– Under perioder med full solstrålning i Norden kan produktionen från solkraft motsvara effekten från fem kärnkraftsreaktorer. Det påverkar inte snittpriset på el nämnvärt, men skapar utmaningar i nätet under vissa timmar och bidrar till prisvolatilitet, säger Johan Sigvardsson.
Nyheter
Samtal om läget för guld, kobolt och sällsynta jordartsmetaller

Guldpriset har fallit tillbaka något, även om marknaden fortfarande förväntar sig styrka i ädelmetallen. Grace Peters, investeringsstrateg på JP Morgan Private Bank, kommenterar det aktuella läget för guld.
Kongo har infört ett exportstopp av kobolt efter att priset rasat kraftigt. Samtidigt har Kina infört exportrestriktioner av sällsynta jordartsmetaller av geopolitiska orsaker. Detta kommenteras av Clara My Lernborg, expertkommentator på EFN med bas i Johannesburg.
Nyheter
Agnico Eagle siktar på toppen – två av världens största guldgruvor i sikte

Guldglansen mattas inte för Agnico Eagle Mines, bolaget levererar ett starkt resultat – och VD Ammar Al-Joundi har ännu större planer på horisonten. Det blir tydligt i en intervju med BNN Bloomberg.
Med en kvartalsvinst på 1,6 miljarder dollar och en produktion som närmar sig 3,5 miljoner uns guld per år, visar Agnico Eagle att de menar allvar. Men det är framtidsvisionen som verkligen sticker ut.
– “Vi har siktet inställt på att göra både Detour Lake och Canadian Malartic till gruvor som producerar en miljon uns årligen,” säger Al-Joundi. “Om vi lyckas, kommer vi äga två av endast sex sådana gruvor i hela världen – och två av endast tre i västvärlden.”
Stora planer, stark balansräkning
Agnico Eagles expansion sker inte på bekostnad av försiktighet. Bolaget håller produktionsnivåerna stabila runt 3,4 miljoner uns de kommande tre åren, samtidigt som de investerar strategiskt i framtida tillväxt. Stora projekt förväntas slå igenom från 2030 och framåt – utan att behöva späda ut aktieägarvärdet.
– “Vi planerar inte att emittera nya aktier för den tillväxten,” betonar Al-Joundi. “Målet är tillväxt per aktie – inte bara totalvolym.”
Trots det blygsamma produktionslyftet kortsiktigt, sticker Agnico Eagles lönsamhet ut. Med en all-in-sustaining cost runt 1250 dollar per uns och ett guldpris som stigit med över 1000 dollar det senaste året, kan bolaget behålla nästan hela prisökningen som marginal.
– “När priset går upp tusen dollar och våra kostnader bara ökar med två, då får aktieägarna 998 dollar extra. Det är vårt jobb – att ge hävstång på guldpriset,” säger han.
Återköp och utdelning – aktieägarna i fokus
Agnico Eagle har redan återköpt aktier för cirka 120 miljoner dollar och planerar att öka takten. Totalt har 42 % av bolagets fria kassaflöde gått tillbaka till aktieägarna via återköp och utdelningar.
– “Vi genererar mer och mer kassaflöde vid dessa guldpriser, så vi kommer kunna göra ännu mer för våra ägare,” säger Al-Joundi.
Hänsyn till miljö och kultur i norr
Men Agnico Eagle är inte bara fokuserade på vinster. I Nunavut, där bolaget driver stora gruvor som Meadowbank, tar man hänsyn till den känsliga miljön och de lokala inuiternas livsstil.
– “Vi pausar driften när karibuerna närmar sig. Det är deras land, deras kultur, deras historia. Vi lyssnar på de lokala samhällena och följer deras regler,” förklarar VD:n.
Mot framtiden – med respekt, ansvar och ambition
Agnico Eagle Mines står med andra ord vid en gyllene korsväg – stabil nutid, expansiv framtid, och ett tydligt ansvar mot både aktieägare och lokalsamhällen.
Med en marknadsvärdering som närmar sig branschjättar som Newmont, har bolaget tagit sig upp bland världens mest värdefulla guldbolag – inte genom volymjakt, utan genom noggrann kapitalhantering och en strategisk syn på tillväxt.
Guldglansen har kanske mattats något de senaste dagarna på marknaden, men för Agnico Eagle lyser den starkare än någonsin.
-
Nyheter4 veckor sedan
Danska Seaborg Technologies siktar på serieproduktion av smältsaltsreaktorer till mitten av 2030-talet
-
Nyheter4 veckor sedan
Oljepriserna slaktas på samtidiga negativa faktorer
-
Nyheter4 veckor sedan
Guld kostar över 3100 USD per uns och 1 miljoner kronor per kilo
-
Analys4 veckor sedan
Tariffs deepen economic concerns – significantly weighing on crude oil prices
-
Nyheter3 veckor sedan
Två samtal om det aktuella läget på råvarumarknaden
-
Analys3 veckor sedan
Quadruple whammy! Brent crude down $13 in four days
-
Analys4 veckor sedan
Lowest since Dec 2021. Kazakhstan likely reason for OPEC+ surprise hike in May
-
Analys4 veckor sedan
Oil gains as sanctions bite harder than recession fears