Die Raffinerie ist die größte im Mittleren Westen der USA und verarbeitet mehr als 400.000 Barrel pro Tag, so dass die verlängerte Schließung für Sicherheitsüberprüfungen und Wiederanlaufprozesse den Rohölverbrauch erheblich zu senken droht.
Überschüssiges Rohöl wird sich wahrscheinlich im gesamten Mittleren Westen und insbesondere um den NYMEX-Lieferpunkt Cushing in Oklahoma ansammeln.
Vor dem Stromausfall waren die Vorräte in Cushing bereits erschöpft, und die Anleger hatten sich auf einen Engpass bei den lieferbaren Vorräten eingestellt.
Die Aussicht auf eine Angebotsverknappung hatte die Preise sowohl für US-Rohöl als auch für Brent in die Höhe getrieben, doch der Stromausfall hat den weiteren Abbau der Vorräte verzögert und die Preise sinken lassen.
Chartbook: Öl- und Gaspositionen
Hedgefonds und andere Geldverwalter haben in den sieben Tagen bis zum 6. Februar umgerechnet 86 Millionen Barrel der sechs wichtigsten erdölbezogenen Futures- und Optionskontrakte verkauft.
Starke Verkäufe gab es bei NYMEX und ICE WTI (-62 Millionen Barrel) und Brent (-23 Millionen), da die Fondsmanager einen deutlichen Anstieg der verfügbaren Rohölmenge erwarteten.
Die Fonds verkauften WTI so schnell wie seit Oktober 2023 und davor seit Juli 2021 nicht mehr, da die Aussicht auf eine Angebotsverknappung schwand.
Die kombinierte Position in WTI wurde auf ein Dreiwochentief von 55 Millionen Barrel (4. Perzentil für alle Wochen seit 2013) gesenkt, gegenüber 117 Millionen Barrel (16. Perzentil) in der Vorwoche.
Die Fondsmanager hatten seit Mitte Januar versucht, in der Aussicht auf einen anhaltenden Abbau der Lagerbestände und ein erneutes Wachstum der US-Produktion wieder optimistisch für WTI zu werden.
Doch der Stromausfall bei Whiting hat dieses Szenario um mindestens mehrere Wochen verschoben.
VEREDELTE KRAFTSTOFFE
Die Fondsmanager waren große Käufer von europäischem Gasöl (+17 Millionen Barrel), während sie US-Diesel (-7 Millionen) und Benzin (-11 Millionen) verkauften.
Angesichts der Anzeichen, dass sich die industrielle Rezession in Europa ihrem Ende nähert, und der Unterbrechung des Ost-West-Handels aufgrund von Angriffen auf die Schifffahrt im Roten Meer sind die Fonds zunehmend weniger pessimistisch gegenüber Gasöl.
Die Netto-Longposition in Gasöl-Futures und -Optionen stieg auf 50 Millionen Barrel (57. Perzentil), gegenüber 1 Million (9. Perzentil) am 12. Dezember.
Das Verhältnis zwischen bullishen Long-Positionen und bearishen Short-Positionen lag bei 2,24:1 (32. Perzentil), verglichen mit 1,02:1 (9. Perzentil) acht Wochen zuvor.
Interessanterweise führte die Unterbrechung der Kraftstoffproduktion in Whiting nicht zu neuen Käufen von US-Benzin- und Diesel-Futures.
Stattdessen realisierten die Fondsmanager Gewinne aus früheren zinsbullischen Long-Positionen, nachdem die Anleger die Aussichten für US-Kraftstoffe optimistisch eingeschätzt hatten.
U.S. ERDGAS
Die Portfolioanleger verzweifelten an einer baldigen Wiederherstellung des Gleichgewichts auf dem US-Erdgasmarkt, als das milde Wetter zurückkehrte und die überschüssigen Gasbestände weiter anschwollen.
Hedgefonds und andere Vermögensverwalter verkauften das Äquivalent von 401 Milliarden Kubikfuß (bcf) in den beiden wichtigsten Futures und Optionskontrakten, die an den Gaspreis am Henry Hub in Louisiana gebunden sind.
Die Fonds sind seit drei aufeinanderfolgenden Wochen Nettoverkäufer und haben ihre Position seit dem 16. Januar um insgesamt 1.296 bcf reduziert.
Infolgedessen hielten die Fondsmanager eine Netto-Short-Position von 885 bcf (10. Perzentil für alle Wochen seit 2010), während sie drei Wochen zuvor noch eine Netto-Long-Position von 410 bcf (42. Perzentil) hielten.
Dies ist das dritte Mal seit Mitte 2023, dass Fondsmanager versucht haben, eine Hausseposition aufzubauen, nur um dann gezwungen zu sein, sich zurückzuziehen, da die Lagerbestände überdurchschnittlich hoch blieben.
Die Arbeitsgasvorräte lagen am 2. Februar um 239 bcf (+10% oder +0,77 Standardabweichungen) über dem saisonalen 10-Jahres-Durchschnitt, gegenüber einem Überschuss von 64 bcf (+2% oder +0,24 Standardabweichungen) zu Beginn der Heizperiode am 1. Oktober.
Die Terminkontrakte für den vorderen Monat haben im Februar bisher durchschnittlich nur $1,97 pro Million British Thermal Units gekostet, den niedrigsten Preis seit mehr als drei Jahrzehnten, wenn man die Inflation berücksichtigt.
Die Preise sind das deutlichste Signal dafür, dass die Produktion gedrosselt werden muss und dass die Stromerzeuger mehr verbrauchen müssen, um überschüssige Lagerbestände abzubauen.
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John Kemp ist ein Reuters-Marktanalyst. Die von ihm geäußerten Ansichten sind seine eigenen. Folgen Sie seinem Kommentar auf X https://twitter.com/JKempEnergy (Redaktion: John Kemp; Bearbeitung: Susan Fenton)
