Future Nov. 07,
ohne Indikatoren: http://futuresource.quote.com/charts...M&b=CANDLE&st= mit Indikatoren: http://futuresource.quote.com/charts...2814%2C3%29%3B |
Bonus-Zertifikat auf Erdgas
Die Société Générale (SG) weitet ihr Angebot im Rohstoffsektor aus und bietet jetzt erstmals ein Bonus-Zertifikat auf Erdgas an. Auf Grund des Bonus-Mechanismus erzielt das Papier auch dann eine positive Performance, wenn der zu Grunde liegende Gas-Future-Kontrakt bis zu 50 Prozent unter sein Ausgangsniveau fällt. Stagniert der Gaspreis, können Anleger mit dem Bonus-Zertifikat eine attraktive Seitwärtsrendite erzielen. Gleichzeitig beinhaltet das Zertifikat eine uneingeschränkte Partizipation an steigenden Gaspreisen. Denn nach oben sind den Kurschancen keine Grenzen gesetzt. Bonus-Rendite inklusive Währungsabsicherung Das Zertifikat (WKN: SG24KK) vereint die Renditechancen eines Engagements am Gas_markt mit den Vorteilen eines Bonus-Zertifikats. Das Papier, dessen Laufzeit am 12. Dezem_ber 2008 endet, hat einen Bonuslevel von 20,8965 Dollar und eine Barriere von 6,9655 Dollar . Sofern der Basiswert - der jeweils nächstfällige Henry Hub Natural Gas Futures Kontrakt - bis zum Bewertungstag am 2. Dezember 2008 kein einziges Mal auf oder unter der Barriere von 6,9655 Dollar notiert, erhält der Anleger eine Mindestrückzahlung in Höhe des Bonusniveaus. Ausgehend vom aktuellen Briefkurs von 120,00 Euro (Stand: 19.12.2005) kann der Anleger bis Ende der Laufzeit eine Bonus-Rendite von 25,7 Prozent erzielen. Die annualisierte Bonus-Rendite beträgt 8,0 Prozent. Bei einer Notierung unterhalb der Barriere oder oberhalb des Bonuslevels zeichnet das Papier die Preisentwicklung des Gas Future Kontraktes nach. Auf Grund des Quanto-Mechanismus sind Währungseinflüsse ausgeschaltet. Hier schwarz das Zertifikat WKN: SG24KK und blau im Vergleich das o. g. open-end Zertifikat ohne Hebel von Abn Amro: http://isht.comdirect.de/charts/big....K2.EWX&hcmask= SG-Experten erwarten steigende Erdgaspreise Das Zertifikat passt zu den Entwicklungen am Gasmarkt. SG-Rohstoffexperten erwarten, dass die Preise in den kommenden Monaten anziehen. Grund sei die steigende Nachfrage. Der weltweite Bedarf sei 2005 im Vergleich zu 2004 um 1,5 Bcf (Billion cubic feet) auf 76,5 Bcf gestiegen. Für 2006 und 2007 rechnen die Analysten mit einem Anstieg auf 77,1 und 77,9 Bcf . Weil die Steigerungsraten der Gasproduktion nicht Schritt halten und die überschüssigen Vorräte geschrumpft sind, hat die SG ihre Preisprognosen zuletzt angehoben. Was Sie wissen solltenEmittent SGA, Société Générale Acceptance NV Basiswert Der jeweils nächstfällige Nenry Hub Natural Gas Futures Kontrakt Briefkurs (Stand:14.12.05): 119,30 EUR Bonus-Level 6,9655 USD Bonus-Rendite (Briefkurs): 25,7 Prozent Bonus-Rendite p.a.(Briefkurs): 8,0 Prozent Fälligkeitstag: 12. Dezember 2008 WKN SG24KK ISIN DE000SG24KK2 Telefon-Hotline: 069 - 717 4663 Das Underlying ist der "Januar 2009-Future". Daher ist der Chartverlauf dieses Zertifikates verschieden vom Chart des jeweils zeitlich nächsten Futuremonats. Wer in dieses Zertifikat investieren will, der muss sich also eine Meinung bilden zu dem weiteren Verlauf des Januar 2009-Future, nicht so sehr um den Verlauf des jeweils nächstliegenden Futures. Letzterer wird nur herangezogen, um zu checken, ob dieser den Bonus-Level 6,9655 USD unterschritten hat. NYMEX Henry Hub 12 Month Future Price Strip Average http://www.energywindow.com/price/nymex-ngas.jpg ------------------------------------------------------------------- 10.01.2006 US-Ministerium: Öl und Gas bleiben teuer Die Energiepreise in den Vereinigten Staaten dürften auch im laufenden und kommenden Jahr auf dem derzeit hohen Niveau verharren. Dies prognostizierte das US-Energieministerium in seinem heute veröffentlichten Energiemarkt-Ausblick. Demnach werde das Barrel Rohöl 2006 im Durchschnitt 63 Dollar und im Jahr darauf 60 Dollar kosten. Der Erdgas-Preis werde in diesem Jahr bei durchschnittlich 9,80 Dollar liegen und 2007 auf 8,84 Dollar zurückgehen. Dabei, so das Energieministerium, werde die US-Nachfrage nach Öl- und Gasprodukten 2006 und 2007 jeweils um 1,4 Prozent ansteigen. Gleichzeitig sei aber zu erwarten, dass sich die Förderung vor allem außerhalb der OPEC-Länder signifikant erhöhen werde. ---------------------------------------- Februar 2006 - Future: http://www.futuresource.com/charts/c...H&b=CANDLE&st= |
Schwarz: NYMEX Natural Gas Henry Hub Future Open End Zertifikat, NL0000447332 / ABN4L1
Blau: Brent Crude Oil Open End Zertifikat, NL0000202109 / 256678 Grau: NYMEX Light Sweet Crude Oil WTI Open End Zertifikat, NL0000445658 / ABN4MY Lineare Skalierung http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= 1 Jahr: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= 3 Monate: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= 8 Monate: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= |
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Schwarz: Nymex Natural Gas Henry Hub Future Open End Zertifikat, NL0000447332 / ABN4L1
Blau: Natural Gas Open End Zertifikat, NL0000406379 / ABN1U0 Grau: AMEX Natural Gas Open End Zertifikat, DE0006874811 / 687481 All data: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= 1 Jahr: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= 6 Monate: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= 10 Tage: http://isht.comdirect.de/charts/larg...32.C52&hcmask= Schwarz: Natural Gas Open End Zertifikat, NL0000406379 / ABN1U0 Blau: Nymex Natural Gas Henry Hub Future Open End Zertifikat, NL0000447332 / ABN4L1 14 Tage: http://isht.comdirect.de/charts/larg...79.C52&hcmask= |
Mai-06-Future: http://www.futuresource.com/charts/c...IGH&b=LINE&st=
April-06-Future: http://www.futuresource.com/charts/c...W&b=CANDLE&st= |
hi
bin auch im gas drin, im ABN5SC schau mer mal. was bedeutet eigentlich n.gas ipe ? ntv tafel 304. heute hatte mich irritiert: das gas ipe war 2,2 % im plus, und das gas nym war zu dem zeitpunkt 1 % im minus. wer kann mich aufklären ? ;) |
:)
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sicherheit hat man leider nie :rolleyes:
stimmt, ende febr. und anf. märz wär auch ein tief im seasonalchart, aber dieses tief wär genauso hoch oder tief wie das derzeitige. und da noch kein winter in usa war bisher, sehe ich die wahrscheinlichkeit als höher an, daß das momentane tief nicht mehr übertroffen wird. na ja, abwarten ist die devise. selbst wenn es nochmal runter oder querläuft, bis april ist ja auch nicht mehr sooo lange ;) im corn/mais ist die konstellation übrigens ähnlich und auch interessant. |
ähnlich wie öl, wird gas einmal in new york gehandelt NYMEX und dann in london IPE
es gibt dann nicht nur unterschiedliche qualitäten, sondern auch formen wie gas gehandelt wird. bei zertifikaten findet man am häufigsten wohl natural gas NYMEX |
:rolleyes:
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hmmm, sehe ich da ein kleines gap?
hätt nichts dagegen ;) danke simplify, IPE ist also london, wußte ich nicht. heute wieder gravierende unterschiede. london + 2,4 %, nymex 0,1 % (war schon bei -1 %) |
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August-Future 2006: http://www.futuresource.com/charts/c...W&b=CANDLE&st=
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Das mit den Support-Linien ist so eine Sache, wenn man sich die einzelnen Futures ansieht: :eek:
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Das MArkt preis künftigdeutlich steigende Gaspreise ein. Nur wie soll man die Charttechnik anwenden, wenn sich die einzelnen Future-Kontrakte so deutlich unterscheiden und die Zertifikate-Emittentenbanken die Dinger ja etwa monatlich bei Ihren Produkten wechseln?
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nun, die erhöhung ist in etwa immer 0,1 %, stimmts?
ich denk, das ist verkraftbar, insbesondere wenn man vorhat, nicht für alle ewigkeiten im gas investiert zu sein. was hälst du von der aktie, benjamin? 887333 South Western Energy gefällt mir ganz gut, aber erst nach einem kursrückgang. vielleicht im sommer? :rolleyes: |
Hi
zu der Aktie: Wenn, dann würde ich jetzt sofort rein bis round about knapp 50$, evtl. mehr. Wo genau das Top ist, hängt davon ab, wie sehr sich die begonnene finale Welle 5 noch aufdehnt; dass weiß nur der liebe Gott. Wenn das Teil erst anfängt zu korrigieren muss wohl mindestens 1 Jahr gewartet werden, bis der Spuk vorbei ist. Für long-Investoren (Positionstrder) dann uninteressant. Hier in $ und in log. Skal: http://isht.comdirect.de/charts/larg...WN.NYS&hcmask= ------------------------------------ Zu den Natural Gas Futures von oben: Es ging mir nicht um die Preissteigerungen von Future zu Future, damitkannman leichtleben. Es ging mir um die unterschiedliche Kurvenform des Charts jeweils. Das Phänomen "Erdgas" ist dann insgesamt charttechnisch kaum zu packen, wenn man nur den Future um einen Monat zu wechseln braucht, um ein anderes Bild zu erhalten. Was gilt dann? Steigt oder fällt Erdgas dann? Es gibt doch 2 prinzipielle Möglichkeiten: Entweder die einzelnen Future-Monate sind alle einzigartige Anlageuniversen, oder sie sind nur eines von mehreren Teilen, die erst in der Gesamtanalyse aller Future-Monate ein Bild ergeben. Ein Anleger, der nur einen Future-Monat betrachtet, würde damit dann riskieren, einen Fehler zu machen. Entweder: ABN Amro nutzt z. Z. den März-Future. Soll man dann also sich nur den anschauen - und sich auf dessen Chartbild verlassen - , bis wieder Future-Wechselzeit bei den entsprechenden Zertifikaten ist? Man würde dann so tun, als ob jeder Future eine eigene WKN hätte mit ihrem jeweils ganz individuellen Wellenmustern. Dass das dann auch "Natural Gas" heißt wäre im Grunde eher zufällig, weil man ein ganz eigenständiges, unabhängiges Anlageobjekt vor sich hätte. Oder hängt die Anlegergemeinde da draußen tatsächlich an den Chartbildern von allen Future-Monaten und die Stimmung zu Erdgas bildet sich also tatsächlich erst aus der Summe aller Chartbilder aus allen verfügbaren Future-Monaten? Für mich sind Wellenmuster sehr wichtig in der Analyse. Wie bildet man sich dann also eine Meinung zu "Natural Gas"? Wenn der eine Future bald über 60% korrigiert und der andere fast keine Korrektur zeigt? Sehr verwirrend! :confused: Wer kann hier helfen? |
Meine Vermutung, die letzte Abwärtswelle würde als Ending Diagonal Triangle daherkommen, hat sich - mit ziemlicher Sicherheit - bestätigt. Tiefstkurs für Long-Einstieg demnach voraussichtlich diesen Freitag, so wie im von mir gezeichneten 10-Tages-Chart dargestellt. Nur der Zielkurs muss leicht nach unten verändert werden.
Falls die Umsätze bei den Long-Zertifikaten ein Indikator sind für die Umsätze beiden "richtigen" Futures, dann tauchen bei den jetzt auftauchenden Peaks nach unten potente Käufer auf, die mit großen Umsätzen zulangen (Umsätze zu Briefkursen, nicht Geldkursen). Das stützt ebenfalls meine Erwartung, dass der Boden wohl zeitlich sehr nahe ist. Die völlig überverkaufte Indikatorenlage tut da ein übriges. Die 8,50$ sind allerdings leicht im März-Future unterboten worden. Horizontalunterstützungen gelten bei diesen Futures offenbar nur wenig, wie ein Backtest sehr schnell offenbart: Da wurde z. T. nicht einmal kurz Halt gemacht. Der vorsichtige Anleger plaziert Stop-Buy-Kaufaufträge für Hebel-Longs. Bottom-Fishing ist riskant. Bin im Moment im Zielkonflikt zwischen Vertrauen in meine Elliott-Zählkünste einerseits und der simplen Vorsicht andererseits, dass man Bottom-Fishing vor dem Wendepunkt nicht machen sollte. Denn im Grunde gibt es genug zu verdienen, nachdem der Wendepunkt offensichtlich da war: Auf ein paar Pünktchen kommt es da im Grunde nicht an. |
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moin, bzw. guten abend ;)
schade, daß auf beitrag nr. 20 keiner eine antwort hatte. hätte mich auch interessiert. nun, freitag war bzw. montag ist kontrakt-verfallstermin auf nat.gas. ich hoffe, daß sich der kurs anschl. wieder nach norden bewegt ;) http://www.eltee.de/verfallstage.php |
Nach meiner derzeitigen Variantenübersicht kommt Mitte bis Ende Februar 2006 erst der Boden.
Der 20.01. (und eben nicht der 18.01.) war das Zwischentop. Bei den Zerti-Charts kommt das nicht raus, weil deren Kurs in € angegeben wird (der Future aber in $). Am 20.01. hatten wir einen starken Anstieg von EUR/USD, was den Zertikurs gedrückt hat (weil der $-Wert des Underlyings mathematisch durch den EUR/USD-Kurs geteilt werden muss, um den Zertipreis zu erhalten). So wurde das echte Top maskiert und kleiner als die vorherige Spitzeam 18.01. Die Charttechnik bezieht sich hier aber zwingend nur auf den $-Chart, weil das Gas für den US-Markt bestimmt ist und dort die relevanten Marktteilnehmer sitzen. https://www.traderboersenboard.de/for...&postid=228143 |
Sunday, May 7, 2006
Natural gas falls far short of power imagined By Jeff Donn The Associated Press On the brink of the 21st century, a group of energy experts peered into the future of natural gas. What they saw was quite rosy, and quite wrong. To satisfy growing demand, producers could crank out a third more natural gas over the next decade at "competitive prices." It could "power our economy" for decades beyond. Or so said the National Petroleum Council in its 1999 report. But natural-gas prices soon headed skyward, with those charged by producers spiking late last year at nearly five times 1999 levels. This past winter, though starting off warm, saw the average gas-heating household spend a record $867, a 17 percent increase, according to federal data. As for that predicted robust supply, the country's annual gas output has strangely slipped by 3 percent over the past six years. Something is broken in the economics of natural gas, say industry insiders and observers. The bright dream of an economy built squarely on clean-burning natural gas is slowly deflating. Although the U.S. still derives almost a quarter of the country's energy from natural gas, the amount will slip in coming decades, federal forecasters now say. "What's going on now is so dysfunctional, it is really remarkable," says industry consultant Jim Choukas-Bradley. Retired Yale economist Paul MacAvoy says price jerks and fuel crimps could soon rival California's electricity nightmare of 2000-2001. "Everything that has gone wrong in electric power is going to go wrong with natural gas, unless we do something," he says. "It's just a few miles down the road." What's so wrong with natural gas? The industry largely blames old fields and self-defeating government policy, and such explanations are widely accepted. The trouble is, they don't explain the breakdown very well. Skeptics are beginning to suspect other powerful forces, ones at work within the industry itself. Some consumers simply look to their gut and blame the industry. After 26 years, retirees Anna and Frank Siracusa are selling their nine-room, gas-heated home in Methuen, Mass., for something smaller. At age 72, they're tired of turning down the thermostat and piling on sweaters each winter. "Someone is ripping us off," grumbles Anna Siracusa. The level of discontent even makes the industry nervous. Tired of criticism "We're good corporate citizens. We'd like to have prices at a level where people and congressmen are not screaming all the time," says R. Skip Horvath, president of the National Gas Supply Association. Industry leaders say they're trying to fix things, but declining gas fields and harder-to-reach new ones are limiting output. "You've got to drill more wells, you've got to run faster, just to replace what has declined," says Bobby Shackouls, CEO of producer Burlington Resources and past chairman of the Petroleum Council. While government policy turned less-polluting natural gas into the fuel of choice for new electric plants in the late 1990s, federal rules kept drillers away from vast stretches of public land, the industry complains. Then came last year's hurricanes. However, most drilling restrictions were imposed years ago and added no new impediments to output during the price run-up, say federal energy officials. And the hurricanes only added the latest insult to a market with much bigger, older injuries. Also, other trends should have cooled off prices. Yes, gas-fired generators did use almost 1 trillion more cubic feet of natural gas last year than in 1999. But at the same time, factories cut back, using almost 1.5 trillion less, federal data show. The country is not running out either. There's enough natural gas to last beyond 65 years — longer than oil, according to some forecasts. Despite the federal barriers to drilling, the amount of economical, ready-to-capture gas — under existing wells within reach of pipelines — rose 15 percent during the four years ending in 2004, according to the latest federal data. The American Gas Association, a group of utilities, has made a preliminary estimate of another 4 percent rise last year. "There's a lot of natural gas in the world ," says Jerry Langdon, an executive at producer and marketer Reliant Energy. Why, then, isn't it reaching users? Despite their protests, maybe some producers aren't really trying, industry critics suspect. Many producers are the same companies benefiting from rocketing gasoline prices in recent years — familiar petroleum names like Exxon Mobil, Chevron, Shell and BP. "As soon as companies that control the resource figure out how to keep prices high, they'll do it, and I believe that's what were seeing in gas," says Ezra Hausman, analyst for Synapse Energy Economics in Cambridge, Mass. Some Midwestern cities are accusing producers of doing it by collusion. In an antitrust lawsuit, they suggest producers have reached either a secret agreement or tacit understanding to bottle up production. "I think the increase in prices is a designed thing," says Charles Wheatley, a lawyer for the 18 communities from Texas to Indiana suing five leading gas producers in federal court. They haven't found a smoking gun. Yet some industry executives acknowledge in interviews that, during their 1999 sessions, members of the Petroleum Council talked privately of a supply-and-price crunch in the near future — purportedly as a result of external factors. Why, then, didn't they warn people? Former council leaders indicated they wanted to keep pressure on demand. "We needed to give comfort to our customers that gas was going to be available," says Joe Foster, a retired gas executive who was council chairman in 1999. Shackouls, his successor, puts it this way: "We were doing it to grease our own wheels." In the end, the council issued its reassuring report, and demand stayed strong. Since the 1990s, the marketplace itself has increasingly set producer and pipeline prices under pressure from new hordes of traders, many betting on the future prices of natural gas. In theory, traders would enable better deals through the magic wand of competition. And the theory seemed sound in the first years of market pricing, when supplies were robust. During the production-pricing bind, though, something else appears to have happened. Conditioned by an irrepressible string of price increases, futures traders — who contract for future gas deliveries at fixed prices — tend to settle at even higher fixed prices, many analysts believe. Since the market uses these fixed prices as a reference point for its day-to-day prices, overestimates by traders can turn into self-fulfilling prophesies. "One thing that's out there that I think is a bit of a negative is traders love volatility," says Reliant Energy's Langdon, who once worked for a predecessor to disgraced energy trader Enron. Middleman role Middleman traders — also children of deregulation — now sell much of the gas, taking their cut without producing or transporting it. They were supposed to bring better deals to buyers, but not everyone's sure they do — even setting aside market manipulations blamed on traders like Enron in recent years. "I sometimes wonder if these are the prices that would really be arrived at, if the user of the gas was dealing with the producer of the gas," says Foster, the former Petroleum Council chairman. Others harbor deeper doubts. Is real competition possible, they wonder, for a product that buyers absolutely need? They're not like shoppers, after all, who can simply shift to a cheaper product on the store shelf. "I think it is very difficult, if not impossible, to foster truly competitive markets when you're dealing with energy," says Tyson Slocum, a consumer advocate at Public Citizen. |
fast alle k o - zertis sind ausgeknockt inzwischen,
seit der zeit beginnt das henry-gas wieder langsam zu steigen. komsicher zufall ;) eine neue sicht-weise fürs gas hab ich bei einem bloomberg- sprecher gehört vorgestern: gas wird benutzt, um die klimaanlagen in betrieb zu nehmen in usa, deshalb sei der gas-preis tendenziell gegen sommer sogar höher. |
Hi Tina,
auf der vorherigen Seite ganz oben steht ein saisonaler Chart; demnach Ende Feb./Anfang März Kaufzeit, im Okt. Verkaufszeit. Diese Longs gibt's nach meiner Kenntnis: http://www1.abnamrozertifikate.de/sh...tKursAenderung NYMEX Natural Gas Henry Hub MINI Long NL0000187508 / ABN36D Stop Loss Marke 5,45 Hebel 2,75 Aktueller Future Juli 06 http://chart.smarthouse.de/abn_detai...=false&time=3m http://isht.comdirect.de/charts/larg...08.C52&hcmask= NYMEX Natural Gas Henry Hub MINI Long NL0000161396 / ABN3XV Stop Loss Marke 6,36 Hebel 3,88 http://chart.smarthouse.de/abn_detai...=false&time=3m http://isht.comdirect.de/charts/larg...96.C52&hcmask= http://isht.comdirect.de/charts/larg...96.C52&hcmask= NYMEX Natural Gas Henry Hub Future Open End Zertifikat NL0000447332 / ABN4L1 Ohne Hebel, bzw. Hebel 1 http://chart.smarthouse.de/abn_detai...=false&time=6m |
:rolleyes:
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goldman sachs hat auch div. im programm,
z.b. GS0CCE open end nymex henry hub -auch ohne hebel, bwz. 1:1- |
US EIA sees 2006 natural gas demand falling below 2005 level
9May2006 Total US gas consumption this year is expected to fall below last year's level by 1.1% before rebounding in 2007 by 3.4%, the US Energy Information Administration said Tuesday. Adjusting its month-ago demand estimates slightly, the agency in its May Short-Term Energy Outlook put the 2006 and 2007 gas demand targets at 21.72 Tcf and 22.46 Tcf, respectively. "With weak electric heating load due to the warm January and much weaker expected cooling load this summer compared to 2005, the consumption of natural gas for generation of electricity is expected to fall by 2.8% in 2006, then increase by 2.3% in 2007," the report said. Also, because of an exceptionally warm January this year, residential consumption is projected to fall by 5.1% from 2005 levels and then increase by 6.5% in 2007, the agency said. Recovery in natural gas-intensive industrial output following the 2005 hurricanes "will likely contribute to growth in industrial gas consumption this year (3.5%) and in 2007 (2.3%)." EIA reported that domestic dry natural gas production in 2005 declined by 2.8%, "largely in response to hurricane-induced infrastructure disruptions in the Gulf of Mexico." Production is expected to increase by 0.8% this year and 1.6% in 2007. Finally, total liquefied natural gas imports are expected to increase from their 2005 level of 630 Bcf to 740 Bcf in 2006 and 970 Bcf in 2007 as new infrastructure come online. ----------------------------------------------------------- 09.05.2006 CIBC World Markets report predicts natural gas prices will rise along with summer temperatures in North America Consumers who benefited from cheaper home heating costs this past winter due to record warm temperatures are likely to need those savings to pay their electricity bills this summer, states a new report from CIBC World Markets. CIBC World Markets' Monthly Indicators report released today predicts that natural gas prices will rebound as the summer heats up and demand for electricity to fuel air conditioners rises. "While record warm temperatures this past winter put money back in Canadians' pockets we are likely to put it all back into our air conditioners this summer," says Jeff Rubin, Chief Economist and Chief Strategist, CIBC World Markets. The report discusses the impact of climate change on natural gas prices, given that natural gas is now the fastest-growing and most dominant source of growth in electric power generation. The warmest winter on record in North America in 2005/06 saw Henry Hub natural gas prices plummet by 40 per cent, into the range of $7.00 to $8.00/mbtu. For roughly 80 per cent of the world's population living in the northern hemisphere, 2005 was the hottest year since temperatures were first recorded in 1880. As well, the global average surface temperature in 2005 reached a record high. Re-analysis of satellite observations of temperature trends in the troposphere indicates that air temperatures have been warming about 15 per cent faster than was previously thought. "While there continues to be a debate about causation, there is no longer any doubt that the climate is changing, and changing rapidly," notes Rubin. "Another hot summer in 2006 will likely set a new record for both home cooling days and 'scorchers' - or days in the U.S. when maximum temperatures are way above normal," says Rubin. "We expect that this will push North American electrical demand to new record highs this summer, and in the process pull natural gas prices up to $10/mbtu." Total electricity demand per American household rose 25 per cent between 1992 and 2005 - boosted notably by a 45 per cent increase in energy consumption for air conditioning. The commercial sector is currently consuming 66 per cent more electricity than in 1992, largely due to a dazzling 95 per cent increase in energy usage for air conditioning. Over the last thirty years, the share of American households with air conditioning has doubled. Among the almost 80 per cent of American households that have air conditioning, two-thirds own the much more energy consuming central air-cooling systems. These air conditioning systems are working increasingly harder due to rising summer temperatures and the rapid growth in the average home size, which is now 40 per cent larger than in the 1970s. The complete CIBC World Markets Monthly Indicators report is available at http://research.cibcwm.com/economic_...d/mimay06.pdf. |
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ABN Amro bescheißt bei den Kursen der eigenen Produkte - ist mein klarer Eindruck. Wenn nette Limit-Plazierungen anliegen, wird schon mal ein kurzer Spike "produziert", um die Limits auszulösen - und damit den Umsatz der eigenen Produkte. Erkennbar am Spike der ABN-Produkte am letzten Freitag, die dort höher lagen als das Tagestop am vorherigen Donnerstag. Schaut man sich den Future an, ist von solchen Spikes nichts zu sehen. Das bedeutet: Entweder man wechselt die Emittenten-Bank, oder man baut eine "ABN-Grapsch-Sicherheitszone" ein zwischen dem tatsächlichen Kurs (abgeleitet vom Future) und dem Kurs, den man tatsächlich als Limit an der Börse plaziert.
Mir ist dieses rufschädigende Verhalten von ABN Amro als Emittentenbank völlig unverständlich. Ich finde es indiskutabel - und schwer enttäuschend. Werde mich hier einmal nach anderen Emittentenbanken umsehen, denn so eine Sauerei finde ich völlig unakzeptabel. :xkotz: :mad: :flop: |
EIA Lowers Natural Gas Demand And Price Forecasts For 06
03-07-06 The U.S. Energy Information Administration lowered its expectations for both natural gas supply and prices for 2006 in its short-term energy outlook released Tuesday. The agency said it expected the benchmark U.S. natural gas price at the Henry Hub to average $8.11 per thousand cubic feet in 2006 , down from its projection a month earlier of $8.74/mcf. Futures prices on the New York Mercantile Exchange have been falling over this period and settled at a nine month low Monday of $ 6.547 per million British thermal units, off nearly 60% from their December peak. The EIA lowered its estimate of how much gas was produced in 2005 and now says it dropped by 3.2%, revised up from its earlier estimate of a 2.7% drop. For 2006 it sees output growth of 2.2% , down from its earlier estimate of 3.0%. "Recovery in natural gas-intensive industrial output following the 2005 hurricanes is expected to contribute to growth in industrial gas demand this year (4.3%) and in 2007 (1.5%)," the agency wrote in its report. The EIA's demand estimate for the fourth quarter of 2005 was cut by 1.5% and the forecast for the first quarter of 2006 was cut by 1.2%, owing mainly to mild winter weather. This year saw the mildest January for the contiguous U.S. states since reliable records have been kept. The agency said that the average U.S. winter natural gas heating bill will be $126 or 17% higher than for the previous season. A month earlier, the agency had estimated that it would be $178 or 24% higher. Liquefied natural gas imports are projected to increase from their 2005 level of 630 bcf to 830 bcf in 2006. LNG imports in 2007 are expected to reach 1,030 bcf. By 2007, this would equal 4.7% of total U.S. gas supply, up from 2.9% last year. |
March 11, 2006
Off the Charts The Future of Natural Gas Pricing Could Be a Trans-Atlantic Tug of War By FLOYD NORRIS JUST when natural gas prices seemed likely to hit the moon this winter, much of the United States had the warmest January in history. With gas inventories high, prices plunged. Natural gas is now unusually cheap relative to oil. United States natural gas is also cheap relative to gas in Britain, and traders think that pattern will persist into next winter — notwithstanding the fact that the weather is notoriously hard to predict. Wild swings in natural gas prices have long been a part of the commodities market. Unlike oil, gas was impossible to ship outside of pipelines. So a surplus of gas in the United States would drive prices down, perhaps at the same time they were soaring in Britain because of a cold spell. But that is starting to change, as the volume of liquefied natural gas transported by ship grows . Those ships can turn around if one market will pay much more than another for gas. "Once it gets really cold, you have both sides of the Atlantic bidding for the same gas," said Francisco Blanch, a commodity strategist at Merrill Lynch in London. "This winter we had a very cold period in November and December, and there was a lot of competition" among Britain, Spain and the United States. The chart to the right shows just how cheap gas is now, compared with oil . Oil prices are recalculated to reflect the ratio of 5.8 barrels of oil equaling 1 million British thermal units, or B.T.U.'s. In December, when fears were highest, United States natural gas cost $4.80 per million B.T.U.'s more than crude oil . Only once since gas futures began trading in 1990 had gas cost so much more than oil. That was during a similar brief period in December 2000. But by Monday of this week, the relationship had flipped, and crude oil cost $4.21 per million B.T.U.'s more than gas, the biggest margin since fall 1990. In normal times, oil has cost a little more than gas — an average of 77 cents during the last decade — because there are power plants that can switch from gas to cheaper refined oil products if prices call for that. Gas is cleaner, and is preferred if it is economical. At the moment, as can be seen from the other charts with this story, a United States natural gas future for delivery in February costs $10.48 per million B.T.U.'s, but a British future for the same time costs the equivalent of $14.99 per million B.T.U.'s. "If U.K. to U.S. price differentials remain this large," said Mr. Blanch of Merrill Lynch, "then very little gas will head to North America next winter." As more liquefied natural gas supplies become available, and as ports are outfitted to receive such supplies, such a disparity will become more and more unlikely. Whether it can endure for next winter will be seen over the next few months. Any trader who thought it was going to narrow could use futures or options to place that bet now. But as the last three months have proved, natural gas prices can be extraordinarily volatile, creating big gains or losses within days. |
Habe in Beitrag Nr. 4 dieses Threads eine neue Chartanalyse gepostet, die mir persönlich ganz gut gefällt. Wen es interesseirt, hier der Link: https://www.traderboersenboard.de/for...143#post228143
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Mit den neuen NYMEX Natural Gas Henry Hub Call
Optionsscheinen von Abn Amro kann man ganz gut auf die Flat-Variante im Dezember-2006-Future spekulieren. Dort wurde demnach der Boden entweder gerade eben erreicht oder er kommt kurzfristig (wenige Tage). ABN sieht das offenbar ebenso, denn auf einen Schlag hat ABN Amro 10-Calloptionsscheine emittiert. Details: https://www.traderboersenboard.de/for...934#post227934 Unterscheidungskriterium zwischen Flat und Dreieck: Steigt der Dezember-Future über 10,85$ (rote 4), ohne vorher ein tieferes Low als die rote 5 gemacht zu haben, dann läuft die Flat-Variante. Der Future: http://www.futuresource.com/charts/c...H&b=CANDLE&st= Falls es tatsächlich die Flat-Variante wird, dann sollten wir einen sehr kräftigen Anstieg sehen, da die c-Welle des Flats in diesem Falle verkürzt ist, was eine sehr dynamische Gegenbewegung - hier nach oben - ankündigt. Unten der Dezember-Future, die Basis für jene Call-Optionsscheine von ABN-Amro, die im November fällig werden, damit ABN sie noch rechtzeitig verscheuern kann. Die Idee ist ganz gut: Der Kunde umgeht so diese (bei langfristig steigenden Kursen: teuren) Future-Umschichtungen, bei denen die Anzahl der Kontrakte bei jeder Umschichtung immer geringer wird, weil der Einkaufspreis der jeweils neuen Futures höher liegt als der Verkaufspreis der alten Futures. https://www.traderboersenboard.de/for...&postid=229380 |
NYMEX forward spreads at extraordinary levels as hedge funds increase stakes
05/05/06 Driven by fear that the US gas production could see a repeat of last year's hot summer and vicious hurricane season, spreads between summer- and winter-month contracts on the NYMEX are now "so large you can drive a tractor trailer through it," according to one analyst. "Part of it goes to the reality that it is never about current fundamentals and supplies," Enerjay Principal Jay Levine said. "It's about the future, and the market is putting much greater emphasis on the back than the front because of the existing [storage] fundamentals. The unknown is next year." On Wednesday, the spread between the June and December contracts on the NYMEX sat at over $4/MMBtu, with the spread between June and January nearing $5/MMBtu. "I've never seen that before," said Kent Bayazitoglu, market analyst for Houston-based Gelber & Associates, adding that typically the spreads between the May through August contracts and the winter months is about $1/MMBtu. "In the last two years, [the spreads have] been up to $1.50[/MMBtu], which was considered to be awfully high. This winter, it has just blown away to $3[/MMBtu] to $4[/MMBtu] spreads, which is unheard of." Bayazitoglu pointed to two factors in the market pushing the spreads. "The market believes demand is going to come back ... but not right away, so they are selling the short-term, not the long-term. A lot of people are betting on the spreads." The resulting contango , where longer-term futures contracts carry a higher price than the front months, encourages utilities and marketers to add to storage inventory. A spread of "$4.70[/MMBtu for the summer/winter] is way above the cost of storage," Ed Kennedy, market analyst and broker for Commercial Brokerage, said. "It's going to pay [utilities] to lock in storage and sell January and February. It's riskless - guaranteed. Even if the market goes lower, what do they care? It's a godsend for utilities." On the other side are speculators who want to be "short in the front, but they are leery of being naked shorts," Kennedy said, referring to a speculator who shorts a stock or commodity he or she cannot deliver. "So they are selling June, July and buying October, November to protect it. There's a lot of it going on." John Olson, chief market strategist for Sanders Morris Harris Group, said speculation by hedge funds into energy futures has pushed the contango to new highs. "There are now $60 billion in energy commodity hedge funds, and they are doing their level best to arbitrage crude and natural gas prices regardless of whether the real cash market is far away or close to the NYMEX," Olson said. But that strategy could backfire. With gas storage 699 Bcf higher than the five-year average as of the week ended April 28, if the nation does not get a hot summer to siphon off some gas, storage injections will slow from 9.5 Bcf/d to between 6 Bcf/d to 6.5 Bcf/d, forcing more gas onto the market by August or September, Olson said. "If we have a return to gas-on-gas competition, you are likely to see [cash] prices come down from a national average of $6.10/MMBtu to something in the high $4/MMBtu to $5/MMBtu range," he said. The back end of the board is "very susceptible to [a] considerable decline should events not transpire the way the market is anticipating," Levine said . However, he said it is not a secret that the vast majority of those who speculate in natural gas lose money because few speculators are prepared for the volatility in the natural gas market. "There are fewer people making money [in commodities] and more losing," he said. "It's not equal." --------------------------------------- Ergänzung von mir: So sieht das praktisch aus: Juli- und Dezember-Future im Vergleich: https://www.traderboersenboard.de/for...&postid=228158 |
IMO gute Long-Chance!
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hi benjamin,
what about a update? please? |
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