CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [02DIC-08DIC] 2017

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Buenos días, todos los que formamos parte de  TEMPOS, te deseamos una muy feliz mañana.

• Opinión Personal. ¿Buen contrato a Pool, o, coberturas excelentes?: Si nos centramos en la compra a precio fijo – mercado de futuros -, existen dos opciones bien distintas: (1) Optar por la vía de coberturas en carga base: adquirimos la misma cantidad de energía – múltiplos de 1,00 Mw, incluso, 0,50 Mw -, a un precio acordado, manteniéndose las condiciones durante toda la ventana temporal de la cobertura. (2) Elegir la cantidad de energía que llevamos a precio fijo, a través de un porcentaje «futuro» de consumo. De esta manera, planteamos a la contraparte dos incertidumbres: (a) No sabemos a ciencia cierta cuánta energía demandaremos para nuestra planta – es un porcentaje -, y (b) Desconocemos por completo el perfil de consumo que dibujaremos, dicho en otras palabras, ¿consumiremos en periodos de mercado competitivos, o será todo lo contrario?. Para salvar esta situación, se aplican unos coeficientes «correctores», denominados apuntamientos. Siguiendo con el razonamiento, independientemente de lo expuesto, pueden existir dos posibilidades más – quizás más importantes -, a saber: (1) Tomamos como precio de cobertura – acuerdo entre el bróker y la contraparte, es decir, media entre el «bid» y el «ask» -, las cotizaciones en tiempo real, o, (2) Fijamos el precio de la operación, con el boletín de cierre publicado por OMIP – mercado de futuros público -. En el primero caso, nos podemos encontrar con el siguiente titular: «no hay fluidez en el mercado, y no se ha conseguido cerrar la cobertura«, sin embargo para la segunda situación, estamos obligando a que haya contraparte – OMIP siempre va a publicar el promedio de las operaciones, aunque su número no sea relevante -, y esto a su vez genera una tensión muy importante en el bróker, ya que forzamos a que haya un precio, sin que se haya cerrado la posición en ese momento – tiempo real – . Con el fin de dar solución a la situación, a menudo se añaden unas «primas» a la cotización que se refleja en el cierre de OMIP, con ello, la contraparte se asegura que, aún dejando la posición descubierta, más tarde, cuando quede cerrada no sobrepasará el precio de la operación.
  Comentario Importante: Llegados hasta aquí, te planteo la siguiente duda/cuestión, ¿qué prefieres?: (1) Mejor contrato de acceso a pool – mercado spot -, con cierres/coberturas en tiempo real, sopena de no poder cerrar en un momento determinado la posición, debido a que no hay – no se encuentra -, contraparte en el mercado. (2) Contrato menos competitivo a pool – eliminamos las primas, y éstas se cargan a la ecuación de indexado. A menudo se alcanza esta solución de compromiso – , pero con contraparte asegurada en todo momento. Es una tesitura difícil, ya que lo que se está poniendo de manifiesto, es la inclinación de la balanza hacia un lado – pool eléctrico -, u otro – precio fijo -.

Dentro de la ventana temporal bajo análisis, desde la consultora abarcaremos los siguientes temas: (1) El mercado spot de electricidad de España y Francia siguen en cotas altas, sin embargo, se observa un horizonte más competitivo. (2) Se ha producido una bajada en el mercado de futuros. (3) El Tipo de Cambio euro/dólar, sufre una caída producida por la revalorización del dólar. (4) Los precios del barril de Brent aparecen estables – futuros -, y con tendencia leve alcista – pago al contado -.

•  1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL POOL SIGUE A MIRANDO A ESPAÑA – ciclos combinados – Y A FRANCIA – nuclear -.
  Síntesis del Pool: El mercado spot de nuestro país sigue en cotas muy altas, siendo los dos ejemplos siguientes perfectamente válidos para ilustrar la situación: 76,54 €/Mwh – martes, 05 DIC/2017 -, y 75,70 €/Mwh – miércoles, 06 DIC/2017 -. Hay dos razones para explicar este escenario tan adverso: (1) Por la parte del mix energético de nuestro país, diremos que todo el peso reside en la quema de gas, esto es, en las centrales de ciclo combinado. Ello es debido a que las tecnologías más competitivas, no están empujando lo que debieran: hidráulica y eólica. La situación descrita, se agrava en el momento en el que la demanda de energía se dispara por encima de la cota de los 800 Gwh/día – véase los días 4 y 5 DIC//2017, con consumos de 802 Gwh/día y 813 Gwh/día, y cierre de mercado spot en 72,37 €/Mwh y 76,54 €/Mwh -. (2) Mirando a Francia, se evidencia que ésta transita por el invierno centro europeo, lo cual impulsa su consumo por encima de los 1.700 Gwh/día. La principal tecnología – fisión nuclear -, sigue su crecimiento, ha sobrepasado la barrera de los 1.200 Gwh/día, pero no es suficiente, lo cual genera dos consecuencias: (1) El mercado spot está totalmente disparado, siendo las centrales de carbón inglesas las que aparecen correlacionadas con las cotizaciones de éste. (2) Ésta input, genera a su vez una consecuencia: El pool eléctrico francés > pool eléctrico español, lo que obliga a nuestro país a vender energía a Francia – debido a la diferencia de cotizaciones y demanda de energía – , abriendo un hueco importante en nuestro mix que, como hasta el momento, hemos de cubrirlo subiendo la dinámica de las centrales de gas.

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• 1.1.- POOL FRANCIA MIRA A LAS CENTRALES TÉRMICAS INGLESAS.

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• Francia sigue teniendo un problema de déficit de energía, siendo éste el corolario de la situación vivida en estos momentos. En la tabla aparecen los datos de consumo [Gwh/día], aportación nuclear [Gwh/día], intercambio energético con Inglaterra [Gwh/día] y cotizaciones del mercado spot [€/mwh], desde el 20 NOV/2017 hasta el pasado viernes, 08 DIC/2018, dejando a la gráfica para que nos dibuje como es la evolución del pool francés contra las importaciones/exportaciones inglesas. Dos conclusiones evidentes:
  • Demanda de Energía. El país vecino, aumenta su consumo a razón de [1.721 Gwh/día – 1.575 Gwh/día]/19 días = 7,68 Gwh/día. Por su parte, la dinámica de sus reactores, se ha elevado una ratio de [1.208 Gwh/día – 1.024 Gwh/día]/ 19 días = 9,68 Gwh/día. Lo expuesto, nos lleva a decir que, efectivamente, la pendiente de crecimiento de la energía nuclear, es superior al aumento de consumo de Francia, pero – esto es lo importante -, no es suficiente. En los 19 días tomados como referencia, se han demandado 31.017,77 Gwh frente los 21.299,11 Gwh que han inyectado los reactores, lo cual arroja una diferencia más que importante: 9.718,66 Gwh.
  • Centrales de Carbón Inglesas. Como ocurriera en la primera quincena de NOV/2017: «Las plantas de carbón del Reino Unido exportan energía a Francia a cosecuencia del clima frío«, de nuevo la quema de carbón inglés, está sincronizándose con las cotizaciones del mercado spot francés, produciendo que veamos en pantalla cifras del orden de 91,90 €/Mwh – 05 DIC/2017 -.
  Conclusión Importante: Seguidamente verás que la situación tiende a mejorar, toda vez que Francia está conectando de nuevo sus reactores nucleares. Sin ir más lejos, acabando de redactar este informe, hemos visto en pantalla que el mercado spot de este país, ha cerrado para el lunes 11 DIC/2017 a 33,77 €/Mwh – el mercado español se ha situado en los 50,17 €/Mwh, rondando valores de AGO/2017 -, lo cual, es una estupenda noticia. Sin embargo, la vulnerabilidad del mercado francés y la presión que es capaz de generar a los países de su entorno no admite discusión: ¿Qué hubiera pasado si hubiéramos ejecutado una cobertura en OCT/2017, con la sobretensión del mercado de Francia sobre la mesa, y luego, días más tarde, EDF hubiera conectado los reactores?.

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• 1.2.- ESPAÑA SE CONVIERTE EN EXPORTADORA DE ENERGÍA. 

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• La noticia en todo este escenario es que el mix energético de nuestro país, está vendiendo energía a Francia a una media de 65,76 €/Mwh – esta situación era impensable hace tan solo unos meses -. Fíjate en la imagen de la derecha, representa la diferencia de cotizaciones entre ambos mercados spots – España y Francia -, contra la cantidad de energía exportada/importada del país vecino.
  Conclusión Importante: Cuánto mayor es el consumo de Francia, mayores serán sus cotizaciones de pool – entre otras cosas, porque están las centrales térmicas inglesas trabajando para ello -, lo cual hará que España vea, por una parte oportunidad de negocio – tal y como están las cosas -, y por otro, al estar en una malla energética, tenga que ceder energía a Francia para solventar el «gap» de consumo creado. La consecuencia de todo ello, es que hay días que nuestras centrales de carbón y gas, deben poner en el mercado un excedente de  -49,44 Gwh – 01 DIC/2017 -, o, -56,82 Gwh – 02 DIC/2017 -, lo cual, como podrás imaginar, provoca un daño tremendo a la competitividad del nuestro mercado spot, toda vez que éste, sigue al pie de la letra lo que dictan las centrales de ciclo combinado: «Las importaciones netas de gas natural se disparan casi un 30% en octubre«.

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• 1.3.- MERCADO SPOT: AL DICTADO DE LOS CICLOS COMBINADOS. 

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• Verdaderamente, estamos ante la «tormenta perfecta«, por varios motivos:
  • La aportación eólica ha inyectado en el mix energético 2.664,40 Gwh, frente a los 6.927,77 Gwh = 3.494,82 Gwh – ciclos – + 3.432.95 Gwh – carbón –, esto es, las tecnologías menos competitivas, están un 160,01% por encima de aquella considerada desequilibrante.
  • Hemos tenido dos centrales nucleares nacionales paradas: (1) Cofrentes, 992 Mwe, [23SEP-07DIC] 2017, (2) Ascó II, 1.027 Mwe, [28OCT-02DIC] 2017. La noticia aquí, es que ambas están conectadas e inyectando con normalidad.
  • La energía hidráulica – no aparece en la tabla por comodidad de ubicación de datos -, ha trabajado una media de 28 Gwh/día, dentro de la ventana temporal de [01NOV-09DIC] 2017, lo cual, puede ser calificado de meramente simbólico.
  Conclusión Importante Final: Una vez que se solucione el rearme de los reactores nucleares de Francia – falta muy poco -, el mercado spot de nuestro país, debe ubicarse en cotas parecidas a las de JUL/2017 – 48,63 €/Mwh -, o, AGO/2017 – 47,46 €/Mwh -, toda vez que dispone de una importante resistencia: falta de lluvia y viento.

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• 2.- SITUACIÓN DE LOS REACTORES NUCLEARES DE FRANCIA.

  La noticia de esta semana es muy esperanzadora: la mayoría de los reactores se han reiniciado según lo previsto, lo cual supone que el estado operativo del parque nuclear de Francia, está al 79,00%. Lo más importante de todo es que, si todo va como se espera, para el próximo 15 DIC/2017, se esté en disposición de alcanzar un 93,60% de disponibilidad, una vez que sean reintroducidos Belleville 2, Bugey 2, Chinon 1, Chooz 2, Cruas 3, Gravelines 2, St Laurent 1, Triscatin 3 y 4.

  Conclusión Importante: En estos momentos, muy poca gente se está cubriendo en el mercado de futuros, por razones evidentes. Dicho esto, hay una duda importante en el horizonte: cuando los futuros de electricidad comiencen a caer – lo harán – y teniendo presente los momentos de incertidumbre y desasosiego vividos, ¿actuarás a las primeras de cambio?, o esperarás a que la pendiente de caída sea «palpable», aprovechando precios más competitivos.

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• 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
  NOTICIA: LOS FUTUROS, DESPUÉS DE ALCANZAR EL MÁXIMO – LUNES, 04 DIC/2017 -, SUFREN UNA BAJADA IMPORTANTE.
  ALERTAS: …

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• • Q1 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Inicio bajista, 2019 -> Inicio bajista.  Q1/2018 [47,19 – 56,73 – 56,39]. Q1-2019 [Omip -> 52,74 €/Mwh, -1,14%]. La noticia es clara e importante: el lunes, 04 DIC/2017, se alcanzaron sendos máximos anuales, 58,00 €/Mwh y 48,90 €/Mwh, para la Q1/2018 y Q2/2019, respectivamente. La respuesta ante la puesta en marcha de parte de los reactores franceses ha sido contundente: 56,39 €/Mwh y 48,35 €/Mwh – viernes 08 DIC/2018 -, dejándose por tanto, 1,61 €/Mwh y 1,32 €/Mwh. De todas maneras, hemos de resaltar dos cuestiones importantes: (1) Hay que seguir esperando, ya que aún faltan por entrar más reactores – nueve en total -. (2) El sitio natural de este primer trimestre, en condiciones normales, está por debajo de los 40,00 €/Mwh.
    • Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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• •  Q2 [2018-2019]. Tendencia. Inicio bajista, 2019 -> Inicio bajista.  Q2/2018 [41,00 – 48,48 – 48,35]. Q2-2019 [Omip -> 45,22 €/Mwh, -0,07%]. Este segundo trimestre, no ha sido afectado tan contundentemente por el reinicio de los reactores de Francia, quedando la Q2/2018, en la misma cota que la semana pasada, 48,35 €/Mwh. Por su parte, la Q2/2019, oscila alrededor de los 45,00 €/Mwh. Aquí, hay una input «intangible» que se llama sequía y que está manteniendo a ambas por encima de la cota de los 45,00 €/Mwh.
    • Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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• • Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Inicio bajista, 2019 -> Inicio bajista.    [46,49 – 51,90 – 51,40]. Q3-2019 [Omip -> 48,07 €/Mwh, -1,33%]. Tanto Q3/2018 como Q3/2019, comienzan su tendencia bajista, siendo ésta la noticia. Además lo hacen casi con la misma determinación: 1,25% y 1,33% para 2018 y 2019, respectivamente. Personalmente, todo lo que sobrepase de 50,00 €/Mwh – sin tener en cuenta los apuntamientos, esto es, cobertura en carga base -, no es considerado competitivo. Es decir, prefiero ir a pool, que abonar a priori una sobretensión o incertidumbre existente.
  • • Precio Objetivo:  [43,00 – 44,00] €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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• • Q4 [2018]. Tendencia 2018. Inicio bajista. [46,06 – 53,71 – 52,91]. Ha bajado muy poco, de viernes – 53,13 €/Mwh -, a viernes – 52,91 €/Mwh -, siendo la razón sencilla: a la Contraparte, todavía le queda en memoria el escenario que estamos viviendo, cuestión muy lógica por otra parte. A mi parecer, no hay oportunidades en esta variable. Tal y como te trasladé hace unas semanas, hemos de esperar a ver en pantalla la cotización de Q4/2019.
  • • Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
    • Recomendación:No entrar.

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• 4.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El dólar sube ante el euro y la mayoría de divisas importantes -. Tendencia ->  Leve bajista. [Promedio Semanal -> 1,1811 €/$, -0,58%. Cotizaciones [Lunes = 1,1885; Martes = 1,1847; Miércoles = 1,1817; Jueves = 1,1786; Viernes =  1,1742] €/S.

    Extracto: Esta semana ha estado marcada de manera importante por la dinámica del dólar. Éste se apreció ante el euro ante las expectativas creadas por la reforma fiscal impulsada por la Casa Blanca y en cuyo proyecto definitivo trabaja el Congreso de EEUU – lo comentamos ampliamente la semana pasada : Los analistas ven con optimismo la posibilidad de que los recortes en impuestos impulsen el crecimiento de la economía estadounidense y eso, a su vez, mejore la perspectiva de potenciales subidas de los tipos de interés por parte de la Reserva Federal en 2018. Además, nos detendremos a analizar los datos de empleo publicados para Norteamérica , así como el Producto Interior Bruto – PIB – de la zona euro.

    • EUROPA. Jueves, 07 DIC/2017. El PIB de la eurozona se acelera a una tasa del 2,6% interanual en el tercer trimestre. La economía de la zona euro experimentó un crecimiento del 2,60% en el tercer trimestre de 2017 frente al mismo periodo de un año antes, dos décimas más respecto al dato interanual del trimestre anterior. En comparación trimestral, el PIB correspondiente al bloque de los Diecinueve avanzó un 0,60% entre los meses de JUL/2017 y SEP/2017, una décima menos que el crecimiento del 0,70% que registró en el segundo trimestre del año. La expansión económica de la zona euro se fortalece a medida que el crecimiento se acelera en los cuatro países principales y gracias al auge de las manufacturas. El Índice Compuesto Final – PMI –  de actividad total de la zona euro subió en NOV/2017 hasta los 57,5 puntos desde los 56,0 de OCT/2017, y ya concatena 53 meses seguidos de crecimiento.

      Comentario Importante: Todos percibimos que la economía de la zona euro va relativamente bien, fíjate en lo que señala Chris Williamson – economista jefe de Markit -: “la zona euro registró excelentes resultados en noviembre, preparando el escenario para un final de año boyante«. Pero la pregunta es, ¿afectará este escenario a la subida de la inflación – objetivo cercano al 2,00% -, de manera que Draghi, adelante la finalización del Quantitative Easing, y por tanto, la subida de los tipos de interés?. La cuestión, por lógica, debe ser afirmativa, ya que a mejor funcionamiento de la economía, más mano de obra, y por lo tanto, mejores salarios – ley de oferta y demanda -, finalizando el razonamiento en una subida de los precios. Sin embargo, en Europa, el camino es más lento.

    • ​ESTADOS UNIDOS.
      • Viernes, 08 DIC/2017. ​EEUU crea 228.000 nuevos empleos en noviembre, por encima de lo previsto.  Estados Unidos mantiene el vigor laboral con un ritmo de creación de empleo que subraya la fortaleza del país. Según el Departamento de Trabajo, el mes pasado se crearon 228.000 empleos, por encima de los 195.000 que esperaban los analistas. La tasa de paro en el país se mantiene en el 4,10%, el nivel más bajo de los últimos diecisiete años, y alcanza los 86 meses seguidos creando empleo.
        Comentario Importante:  Con este escenario, parece improbable que el banco central de Estados Unidos cambie de opinión respecto a una nueva subida de los tipos la semana que viene – jueves, 14 DIC/2017 -. Si se cumplen las expectativas – el mercado descuenta unas probabilidades de más del 98,00% -, la Fed  aplicará el que será el tercer aumento de las tasas desde 2017, tras las decididas en MAR/2017 y JUN/2017. Los tipos quedarían, así, entre el 1,25% y el 1,50%.
      • Miércoles, 06 DIC/2017. Dólar podrá atravesar el techo mientras fluye la repatriación.  De los 4 Bill$ en efectivo corporativo que el presidente Donald Trump dice que se mantienen en el extranjero, Bank of America Corp estima que el 70,00% se mantiene en dólares estadounidenses. Eso deja un 30,00%, o 1,2 Bill$, en moneda extranjera, y si las empresas convierten un cuarto de esa cantidad dentro de los tres meses de la revisión fiscal, significaría un gran impulso para la moneda.
        Comentario Importante:  Estamos hablando de una input potentísima. David Woo –  Bank of America Corp. -:” Este dinero se dirigirá a casa muy rápidamente, y eso va a ser muy optimista para el dólar«. De hacerse realidad, provocará una apreciación considerable de dólar: inversiones, creación de empleo, etc…
    Conclusión Importante Final: Desde TEMPOS, pensamos que la expectación ante las consecuencias de la reforma fiscal es máxima: Repatriación de divisas, reservas de crudo, reducción de reservas naturales, etc… por lo tanto, seguimos mirando a la cota de los 1,1500 €/$, en el corto plazo.

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• • COTIZACIÓN BRENT –  Goldman se pone alcista en crudo: espera que el precio suba otro 9% en 2018 -.Tendencia -> Meseta alrededor de los 62,00 $/bbl.  [Futuros Anual = 62,13 $/bbl, -0,32%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 62,45; Martes = 62,86; Miércoles = 61,22; Jueves = 62,20; Viernes = 63,40] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [62,13 $/bbl] < CONTADO [62,43 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
    • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 15 NOV/2017 – : Han disminuido en 5,610 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 3,404 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 448,120 Mb.

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    • Datos Reservas Gasolina – miércoles 15 NOV/2017 –: Han aumentado 6,780 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 1,741 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 220,838 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU – viernes 10 NOV/2017 – Exportaciones Crudo – viernes 10 NOV/2017 -, y plataformas Fracking – viernes 17 NOV/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,707 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en 0,030 Mbd. Las exportaciones, han disminuido en 0,93 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 6,399 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han crecido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 751 (+2,00).

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    Extracto: Desde que la OPEP tomó la determinación de prolongar los recortes, los precio del crudo han evolucionado de la siguiente manera: futuros estables – alrededor de la cota de los 62,00 $/bbl -, y precios al contado, sobresaltados por dos inputs: (1) Aumento importante de las reservas de gasolina y, (2) Situación creciente en la demanda en China. Aparte de estas cuestiones, se hace necesario aclarar también los siguientes ítems: (1) Aprobación por parte de Donald Trump, de la norma de espacios naturales, (2) Situación de las inversiones y/o sentimientos en torno al fracking.

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• • • 01. ESTADOS UNIDOS.
      • Miércoles 06 DIC/2017. El petróleo pierde cerca de un 3% a pesar del fuerte descenso de reservas en EEUU. Hay dos cifras que debemos prestar atención dentro de este apartado:
        • Crudo cae al aumentar las reservas de gasolina.  Los inventarios de gasolina aumentaron en 6,78 Mb la semana pasada, la mayor cantidad desde ENE/2017. Eso eclipsó una tercera caída semanal en las existencias de crudo. Por otro lado, las reservas de combustibles destilados, como el diesel y el gasóleo de calefacción, se incrementaron en 1,70 Mb, hasta los 129,40 Mb. Las refinerías operaron a un 93,80% de su capacidad instalada, por encima del 92,60% de la semana anterior.
        • Aumentan los inventarios de Crudo.  Las reservas de crudo cayeron en 5,61 Mbd. Por su parte, la producción de petróleo se expandió a 9,71 Mbd, el nivel más alto en datos semanales compilados por la EIA desde 1983.
        Comentario Importante:  Fíjate como está el mercado, te extraigo el literal de la noticia: «El riesgo de un mayor crecimiento de esquisto y crecimiento de la producción nacional, que es lo que vimos el miércoles, es un factor negativo mayor que se avecina en las próximas semanas….Pero por ahora, el mercado realmente está esperando para ver los datos y, de lo contrario, ese tenor alcista se está quedando» . Dicho de otra manera, el mercado «por defecto» está en fase alcista, hasta que se demuestre lo contrario, aunque llevemos tres semanas consecutivas batiendo records de producción, estando casi rozando los 10,00 Mbd. 
      •  Martes, 05 DIC/2017. Trump ordena la mayor reducción de reservas naturales en la historia de EE UU. Donald Trump, firmó la mayor reducción de terrenos federales en la historia del país. La norma afectará a dos reservas del estado de Utah – Reserva Nacional Bears Ears y la mitad de Grand Staircase-Escalante  -, habilitando alrededor de cerca de un millón de hectáreas que pertenecían al Gobierno para el desarrollo de actividades privadas. La medida abre por tanto la puerta a la explotación de las tierras por medio de actividades como la extracción de petróleo y gas, la minería o la tala.
        Comentario Importante: La recien aprobada reforma fiscal de Trump, puede traer más noticias de este tipo. La próxima que están esperando los mercados – con suma cautela -, tiene que ver con las reservas estratégicas de petróleo y es que, de una manera u otra, la administración de EEUU debe encontrar los 1,50 Bill$ que cuesta la citada reforma.

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• • • 02. FRACKING y CHINA.
      • Viernes, 08 DIC/2017. El petróleo sube a medida que la demanda china ilumina la perspectiva global. Efectivamente, esta es la noticia:  Un repunte en las importaciones de crudo de China el mes pasado desde mínimos de hace un año. John Kilduff – Again Capital LLC  -: «Todo el mundo está hablando de un gran salto en las importaciones de crudo a China el mes pasado… definitivamente es una fuerte fuente de demanda«.
      •  Domingo, 03 DIC/2017. ​​¿Por qué no arranca el Fracking, de verdad?.   Los ejecutivos de tres de los mayores perforadores independientes de Estados Unidos – Pioneer Natural Resources Co., Parsley Energy Inc. y Newfield Exploration Co​ – dicen que no aumentarán la actividad solo porque los precios suban, después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados acordaron extender los recortes de producción. El énfasis, en cambio, será en mantener la disciplina de gasto y generar ganancias para devolver a los inversores. Shawn Reynolds, – gerente de Van Eck -: «La diferencia ahora es que los perforadores de esquisto bituminoso quieren crecer al tiempo que generan flujo de caja libre para devolver a los inversionistas a través de dividendos o recompras de acciones… en años pasados, las empresas rutinariamente superaban su flujo de efectivo en un 20 a 30 por ciento en un intento de aumentar la producción lo más rápido posible«​.
        Comentario Importante: En resumidas cuentas, la industria del Fracking, quiere ir más despacio, esto es, priorizar el flujo hacia los inversionistas, antes que ver crecer la producción, fíjate en los comentarios: (1) Dealy de Pioneer: «Espero que sean más disciplinados esta vez…si los precios del petróleo son más altos, eso significa que nuestro flujo de caja puede tornarse positivo mucho antes, pero sin un cambio real en el nivel de actividad«. (2) Packer de Newfield: «Lo que estamos escuchando hoy de nuestros inversores es que quieren ver más disciplina….si los comportamientos de los inversores cambian y comienzan a recompensar nuevamente el crecimiento de la producción, puede ser un resultado diferente, pero esa no es la narrativa que tenemos hoy» .

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] [/mk_fancy_title][vc_column_text]La toma de decisiones es una cuestión muy difícil, pero sin conocimiento, se vuelve imposible.
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