CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [03FEB-09FEB] 2018

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Buenos días, desde  TEMPOS, queremos desearte una feliz mañana. Siguiendo nuestra senda de estudio, trabajo y aprendizaje, esta semana nos hemos acercado al análisis de los mercados energéticos – gas y electricidad -, con un único fin: saber, saber para tomar mejor las decisiones y con ello, optimizar tu cuenta de resultados. Los ítems que vamos a cubrir son los siguientes:

• El mercado spot de electricidad ha iniciado una tendencia alcista, desde cotas muy poco competitivas.
• El mercado de futuros sigue modulado por una input muy importante, sobre todo a partir del último trimestre de 2019.
• La compra de gas natural sufre una gran mejora:
  • La cotización del barril de Brent, pierde todo lo ganado desde comienzos de año.
  • El dólar comienza a empujar y cambia la tendencia del Tipo de Cambio (TC).

Aparte, nos detendremos a analizar las nuevas herramientas de compra de compra de energía que están apareciendo en el mercado de electricidad, y que pueden aportar, o no, a nuestra cuenta de resultados.

Lo vemos todo con el máximo detalle y rigor. Por favor, toma nota.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. EL MAL TIEMPO, PROVOCA UN MOVIMIENTO DE PIEZAS EN LOS POOLs ELÉCTRICOS. 
  Sin duda alguna, la noticia de esta semana ha sido la siguiente, La ola de frío dispara un 14% el gasto energético de las familias españolas: «La bajada de las temperaturas registradas en el país durante la última semana hará que las familias españolas tengan que consumir un 14,00% más de energía de lo habitual, tanto en calefacción como en otros consumos del hogar…«. Esta input – ola de frío -, ha provocado que la demanda de energía de nuestro país, haya rebasado la cota de los 800,00 Gwh/día. Por su parte, el consumo de Francia, también se ha situado a las puertas de los 1.900,00 Gwh/día, lo cual ha causado que las tecnologías menos competitivas – carbón y gas natural -, vuelvan a ser las protagonistas a la hora de fijar los precios de ambos mercados spots.

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• 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA: SWITCHING ENTRE NUCLEAR Y TECNOLOGÍAS FÓSILES. 

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»][/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]La imagen que estás viendo representa la esencia del mercado eléctrico francés. A la izquierda observas los parámetros más importantes del mix energético: (1) Consumo de Energía, Aportación Nuclear, Cantidad de Gwh/día exportados, Cotizaciones del Pool, junto con la aportación de las tecnologías verdes – Eólica + Fotovoltaica + Hidráulica – y fósiles – carbón y gas natural -. (2) A la derecha dos gráficas que vienen a demostrar el impacto que ha tenido el gran aumento de la demanda de energía: Pool vs producción nuclear, y Pool vs aportación fósiles. Veamos el proceso con más detalle:

• Causa principal => Demanda Energía. Las semanas anteriores, el mix energético de Francia se había comportado razonablemente bien. La producción nuclear se había mantenido estable, en torno a los 1.344 Gwh/día, y las tecnologías renovables habían empujado hasta alcanzar los 337 Gwh/día. Todo ello provocaba que las centrales de producción fósiles, aparecieran como «residuales», con un trabajo de 120 Gwh/día. La consecuencia principal de este escenario, era la capacidad de Francia para exportar energía muy competitiva, con un precio de 36,05 €/Mwh, ayudado sobre todo, por la fuerte sincronización entre el pool y la aportación nuclear – energía sumamente competitiva -. En esta última semana, a consecuencia de la gran bajada de temperaturas, Francia ha situado su consumo en los 1.803 Gwh/día a nivel promedio, alcanzando un máximo histórico de 1.919 Gwh/día – 08 FEB/2018 -, con un aumento de 227 Gwh/día (+14,37%), lo cual ha provocado el siguiente movimiento de piezas:

• ​Consecuencia principal => centrales térmicas y ciclos combinado, duplican su trabajo. Efectivamente, prácticamente la absorción del aumento de demanda descrito, lo han protagonizado el gas y carbón, junto con una merma en las exportaciones. Fíjate que el incremento de demanda se ha situado en los 227,00 Gwh/día, de los cuales, 99 Gwh/día se han dirigido para las energías fósiles, y 123 Gwh/día que Francia ha «dejado» de vender, con el consiguiente perjuicio para el mix energético de nuestro país.

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• 1.1.- MERCADO SPOT ESPAÑA: AUMENTA EL CONTROL DE LAS TECNOLOGÍAS FÓSILES.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]La composición de la figura que estás viendo, prácticamente es idéntica a la anterior, y viene a mostrar los parámetros más importantes del mix energético de nuestro país, junto con las gráficas que dibujan la correlación entre la aportación de las tecnologías fósiles con las cotizaciones del mercado spot y la demanda de energía de la planta España. Varias conclusiones podemos extraer:

• Causa Principal => Aumenta Demanda + Caída Importaciones. La llegada del frío centroeuropeo, ha hecho que la demanda de energía aumente en los países vecinos, provocando una consecuencia importante: España ha dejado de importar/comprar 13,00 Gwh/día de Francia – concretamente 12,87 Gwh/día -, y 13,00 Gwh/día de Portugal – en la tabla no aparece, en aras de una mayor claridad -, provocando un déficit de 26,00 Gwh/día. Si a esta circunstancia, le sumamos el aumento de la demanda propia de nuestro país de 43,00 Gwh/día (791,00 Gwh/día – 748,00 Gwh/día), arroja una cantidad nada despreciable: 69,00 Gwh/día (43,00 Gwh/día + 2*13,00 Gwh/día).

• Consecuencia => Las Centrales «convencionales» asumen mayor responsabilidad. Ciertamente las condiciones climatológicas, han favorecido el aumento de la participación de las tecnologías verdes en el mix energético, pasando de los 236 Gwh/día a alcanzar una cota de 263 Gwh/día, por tanto, hablamos de un incremento de 27,00 Gwh/día (+11,46%). La gran paradoja de este escenario, es que esta «ayuda» se ha situado muy lejos de los 69,00 Gwh/día que se necesitaba, por tanto, no ha quedado más remedio que aumentar la dinámica de trabajo de las tecnologías fósiles, hasta alcanzar los 46,00 Gwh/día (221 Gwh/día – 174 Gwh/día).

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• 2.- MAPA DE LOS REACTORES NUCLEARES DE ESPAÑA y FRANCIA.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] [/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 3.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. ¿COMPRAMOS ENERGÍA A UN PRECIO «COMPETITIVO» DE [42,00-45,00] €/Mwh?
  
  En estos momentos los mercados de compra/venta de energía de nuestro país están camino de la ebullición, ya que poco a poco, se van vislumbrando las consecuencias de las subastas de energía renovables que el ejecutivo realizó en el año 2017: Mayo 2017 –  Real Decreto 359/2017, de 31 de marzo -, y JULIO 2017 – Real Decreto 650/2017, de 16 de junio -, por las que se adjudicaron 3.000 Mw y 5.036,921 Mw. ,respectivamente. Este hecho va a provocar que las energías verdes tengan un crecimiento más que importante: Eólica – 17,85%, siendo la más determinante a la hora de fijar la energía en el mercado spot de nuestro país – Fotovoltaica – 83,72%. Fíjate en estas dos noticias.
  • Forestalia, Gas Natural y Endesa construirán más de 100 parques eólicos antes de 2020. En la primera subasta de capacidad renovable celebrada en 2017, el Gobierno otorgó 3.000 MW eólicos (+2.979,66 Mw). A los adjudicatarios se les impuso, entre otras condiciones, que debían tener identificados los proyectos como muy tarde este mes. De esta manera, el Ministerio de Energía subsanaba el error cometido en la primera subasta, celebrada en enero de 2016, en la que no se estableció, como en las de mayo y julio de 2017, una serie de hitos que, de no ser cumplidos, el inversor perdería la adjudicación y los avales. Todos los proyectos deben construirse antes de 2020.
  • S&P advierte del desafío de dar con el equilibrio entre riesgo y retribución en la nueva era de renovables.  S&P ha advertido que el principal desafío en la nueva era para las renovables que se abre en España, con la adjudicación en las subastas de 2016 y 2017 de 8.700 megavatios (MW) ‘verdes’, será encontrar «el equilibrio entre el riesgo y el retorno para todas las partes«. En un informe sobre las energías renovables en el país, la agencia de calificación señala que la retribución para las nuevas instalaciones está cambiando «drásticamente» en España con el fin de los subsidios y la exposición del sector a los precios de mercado. En este contexto, «los banqueros y asesores se están rascando la cabeza respecto al mejor enfoque para financiar lo que se ve como una nueva era de energías renovables«.

  Las consecuencias de todo el escenario descrito, las podemos ver a continuación:

  • Q4/2019. El último trimestre de 2019, comienza a caer: desde el 29 ENE/2018 (+51,21 €/Mwh) a 10 FEB/2018 (+49,09 €/Mwh), se ha dejado 2,12 €/Mwh (-4,13%). Destacar que su «quarter»  gemelo, Q3/2019,  han seguido su evolución ascendente.
  • Year/2019 vs Year/2020/2021. La distancia en el mercado de futuros, entre el próximo año y los siguientes, día a día va aumentado.
  Conclusión importante: El mercado ha empezado a adelantar que el 20,00% de empuje de la eólica, puede mermar la entrada del carbón y los ciclos combinados en el mix energético, y eso restará al mercado spot en torno a [5,00-10,00] €/Mwh.
  • Establecimiento de Bilaterales/ Power Purchase Agreement (PPA). Los parques adjudicatarios, fueron prácticamente a mercado, con una reducción del valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo de referencia de: Eólica (+63,43%, +87,08%), Fotovoltaica (+51,22%, +69,88%), para la subasta de MAY/2017 y JUL/2017, respectivamente y este hecho está teniendo una consecuencia clara y directa: obliga a los fondos de inversión – adjudicatarios reales de los proyectos -, a buscar una vía de salida competitiva a la energía que van a producir, estableciendo acuerdos de venta de energía a medio largo plazo, con el cliente final, dejando a un lado, la «opción estándar» de verter/vender la energía directamente a mercado.

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• 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
  NOTICIA: SIGUE LA TENDENCIA BAJISTA: Q4/2019 y YEAR A PARTIR DE 2020.
  ALERTAS: Q4/2019, MAY/2018 y JUN/2018.

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• • Q1 [2019]. Tendencia. 2019 -> Inicio Bajista – desde 07 FEB/2018, Q1/2019 [47,95 – 52,13 – 51,90]. El pasado 31 ENE/2018, experimentó una subida de 1,19 €/Mwh (52,13 €/Mwh – 50,94 €/Mwh), empujada por el efecto sequía. A partir de ahí se ha mantenido dibujando una meseta, apreciándose un posible cambio de tendencia – desde el 07 FEB/2017 -. Son cotizaciones/precios muy poco competitivos para cuestionarse una entrada, más sabiendo cómo responde el mercado spot en condiciones adversas y con la ayuda de los reactores franceses: ENE/2018, ha cerrado a 49,98 €/Mwh – mes más caro de Q1 -.
    • Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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• • Q2 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Inicio Bajista – desde 31 ENE/2018, 2019 -> Plana – pequeñas oscilaciones. Q2/2018 [42,04 – 49,43 – 49,00]. Q2-2019 [Omip -> 45,65 €/Mwh, -0,63%]. La compra para el segundo trimestre de 2018, ha iniciado una senda bajista: 50,04 €/Mwh – 31 ENE/2018 -, 49,00 €/Mwh – 09 FEB/2018 -, prueba de ello, son las cotizaciones de MAY/2018 – baja 1,71 €/Mwh y cotiza en los 48,80 €/Mwh -, y JUN/2018 – desciende 1,82 €/Mwh, situándose en los 51,61 €/Mwh -. Son precios altos, pero llegado el umbral de los 45,00 €/Mwh, sería bueno sopesar una entrada. Si giramos la mirada hacia la Q2/2019, la encontraremos cotizando por encima de los 45,00 €/Mwh, valor no competitivo, si tenemos en cuenta el tiempo que falta para la entrega física.
    • Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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• • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Inicio Bajista – desde 01 FEB/2018, 2019 -> Plana – desde 15 ENE/2018. Q3/2018 [47,69 – 53,21 – 52,95]. Q3-2019 [Omip -> 49,19 €/Mwh, -0,34%]. Desde que comenzará el segundo mes del año, ha perdido 0,83 €/Mwh (53,78 €/Mwh – 52,95 €/Mwh), lo cual, aunque no deja de ser una buena noticia, nos está trasladando un escenario de precios muy altos para el mercado spot. Esperemos el aporte de las fisiones nucleares francesas – al igual que ocurrió en 2017 -, para poder situar el precio de la energía por debajo de los 48,00 €/Mwh. La compra de 2019, presenta igual aspecto, desde el punto de vista cualitativo, esto es, cotizando en precios excesivamente caros, por encima de los 49,00 €/Mwh.
  • • Precio Objetivo:  [43,00 – 44,00] €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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• • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . Plana – desde 16 ENE/2018 -. 2019 -> Caída Importante. [47,17 – 53,29 – 53,00]. Q4-2019 [Omip -> 49,09 €/Mwh, -0,83%]. La noticia realmente, sigue estando localizada en saber lo que ocurrirá a partir del último trimestre de 2019. Los futuros, paso a paso, comienzan a descontar el aumento de la participación de la renovables en el mix energético: 17,85% eólica y 83,72% fotovoltaica. De momento, al mirar la gráfica de cotizaciones, se observa una bajada de 2,17 €/Mwh (51,26 €/Mwh – 49,09 €/Mwh), en tan solo diez sesiones. Por su parte, la compra para este año, no presenta ninguna novedad, cotizando en cotas del todo inasumibles = 53,00 €/Mwh.
  • • Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
    • Recomendación:No entrar.

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

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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El dólar acelera y el euro cae por debajo de los 1,23 tras las declaraciones de Evans, de la Fed -. Tendencia ->Inicio bajista.[Promedio Semanal -> 1,2326 €/$, -0,93%. Cotizaciones [Lunes = 1,2440; Martes = 1,2339; Miércoles = 1,2338; Jueves = 1,2252; Viernes =  1,2273] €/S.

    Extracto: Dentro la ventana temporal que estamos analizando, el TC – alza del dólar – se ha visto modulado por los siguientes vectores: (1) Acuerdo presupuestario de EEUU. (2) Certidumbre de subida de tasas por parte de la Fed a mediados de 2018. (3) Repatriación de capitales de los países emergentes. Veámoslo en detalle.

    • 01.- EEUU. ACUERDO PRESUPUESTARIO – input principal -, SUBIDA DE TASAS y REPATRIACIÓN DE CAPITALES.
      • Miércoles 07 FEB/2018. El Senado de EEUU alcanza «un gran acuerdo presupuestario» para los próximos dos años.  El Senado de EEUU alcanzó el miércoles «un gran acuerdo presupuestario», según anunció el líder de la mayoría republicana, Mitch McConnell, que dotará de fondos al Gobierno durante los dos próximos años fiscales y que cuenta a priori con el visto bueno de la Casa Blanca. El acuerdo alcanzado suspendería el techo de la deuda federal, cuyo límite se esperaba que fuera alcanzado a principios del mes próximo, y proporcionaría ayuda para los desastres por huracanes e incendios forestales. Asimismo, aumentaría el gasto de defensa en 80.000 millones de dólares sobre la ley actual en este año fiscal y en 85.000 millones en el año fiscal 2019. El gasto no relacionado con la defensa aumentaría en 63.000 millones de dólares este año y en 68.000 millones el próximo.
      • Miércoles 07 FEB/2018. Evans de la Fed dice que no se necesitan alzas de tasas antes de mediados de 2018.  Los lentos aumentos de precios le dan a la Reserva Federal espacio para retrasar los tipos de interés hasta por lo menos mediados de 2018, dijo Charles Evans – presidente de la Reserva Federal de Chicago -: «Si llegamos a ese punto y tenemos más confianza en que la inflación está subiendo de manera sostenible, entonces se justificarían nuevos aumentos de las tasas…aún podría apoyar aumentos de tarifas de tres o hasta cuatro en 2018 si la inflación y otros datos sugirieran que se necesitarían«.
      • Martes 06 FEB/2018. Alerta en los países emergentes tras la mayor salida de capitales desde 2016.  Las subidas del dólar de los últimos días coincide con la fuerte salida de capitales de los países emergentes desde el 31 ENE/2018. Los inversores han comenzado a sacar su dinero de los mercados emergentes propiciando la mayor caída en los flujos de inversión en cartera (acciones, fondos de inversión, instrumentos del mercado monetario y bonos) desde las elecciones presidenciales de 2016 en Estados Unidos – los analistas de Instituto de Finanzas Internacionales, aseguran que se han registrado unas salidas de casi 4.000 millones de dólares desde que los flujos se han revertido el 30 ENE/2018. Unos 3.400 millones de dólares corresponden a la renta variable -. De modo que es la mayor salida de capitales semanal en más de un año. Presumiblemente, estas salidas de capitales de los países emergentes podrían estar yendo a parar a EEUU, lo que estaría apreciando el dólar con fuerza.
    Conclusión Importante: Desde TEMPOS pensamos que esta subida del dólar, puede ser puramente coyuntural y no estructural, por varios motivos: (1) La visión de Draghi acerca del Quantitative Easing – antesala de la subida de tipos – no ha cambiado: «dejó claro su compromiso de mantener el programa de compras masivas de deuda pública, bonos de empresa y titulizaciones hasta septiembre de 2018, por importe de 30.000 millones de euros. Y llegados a este punto, se estudiaría la prolongación en el tiempo, variación de los importes o eliminación de este programa«. (2) La Reserva federal, mantiene su hoja de ruta con respecto a la subida de tipos – palabras de Evans -, además, se manifiesta inmune a la volatilidad ocurrida con las acciones,  William Dudley – presidente del Banco de la Reserva Federal de Nueva York -: «El pequeño declive que hemos tenido hoy en el mercado de valores virtualmente no tiene ninguna implicación para las perspectivas económicas«. (3) Europa marcha bien, fíjate:» El impulso económico en la zona del euro aumentó al ritmo más rápido en casi 12 años, empujando a las empresas a acumular más trabajadores adicionales desde el comienzo del milenio«.

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• • COTIZACIÓN BRENT. – El petróleo cae un 3,2%, ubicándose en 59.20 $/bbl, registrando la peor caída semanal en dos años  -. Tendencia -> Fuertemente Bajista[Futuros Anual = 61,12 $/bbl, -8,18%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 67,62; Martes = 66,86; Miércoles = 65,51; Jueves = 64,81; Viernes = 62,79] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [61,12 $/bbl] < CONTADO [62,79 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
    •  Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 07 FEB/2018 – : Han aumentado en 1,895 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un incremento de 3,189 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 420,271 Mb.

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    • Datos Reservas Gasolina – miércoles 07 FEB/2018 –: Han aumentado 3,414 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 0,459 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 245,430 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU – viernes 02 FEB/2018 – Exportaciones Crudo – viernes 02 FEB/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 09 FEB/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,251 Millones de barriles al día (Mbd), incrementándose en 0,33 Mbd. Las exportaciones, han disminuido en 0,93 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 5,722 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos se ha incrementado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 791 (+26,00).

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    Estado de los mercados. Las cotizaciones del barril de Brent – marca la referencia en los mercados europeos – cayeron alcanzando su nivel más bajo en casi siete semanas, después de que los datos mostraron que la producción de crudo estadounidense había alcanzado máximos históricos y el oleoducto de crudo más grande del Mar del Norte reabrió después de una interrupción. Más que los datos cuantitativos – lo veremos en detalle -, fíjate en lo que apuntan los analistas de Commerzbank: » Ahora está claro que los precios del petróleo a finales de ENE/2018 eran demasiado altos para mantener el equilibrio del mercado petrolero en el largo plazo, esto se debe a que la producción de petróleo de EE. UU. está aumentando tan bruscamente que existe un riesgo de una sobre oferta renovada si la OPEP no renuncia voluntariamente a la cuota de mercado«.

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• • • 01.- ESTADOS UNIDOS. RECORD DE PRODUCCIÓN DEL FRACKING Y EIA AUMENTADO LAS EXPECTATIVAS. 
      • Jueves 08 FEB/2018. El petróleo se hunde a un mínimo de cinco semanas, mientras los inversores miran los gráficos en busca de dirección. El petróleo cayó a su nivel más bajo en cinco semanas, debido a que la producción bruta de los pozos estadounidenses saltó a 10,25 Mbd, convirtiendo a los EE. UU. en la élite de los productores mundiales junto con Arabia Saudita y Rusia. Con una producción que aumentará aún más a finales de este año, la alianza liderada por Arabia Saudí, Rusia y otros proveedores importantes, está sufriendo una presión renovada para reconsiderar los límites de producción autoimpuestos destinados a erosionar el exceso. La producción de EE. UU. ha aumentado un 78,00% en los últimos seis años, a medida que las técnicas de perforación perfeccionadas para liberar el gas natural de la pizarra fueron adoptadas por los exploradores petroleros. Con el petróleo cotizando a más de 60 $/bbl, los perforadores de esquisto podrían estar inclinados a aumentar la producción porque pueden comprar coberturas que aseguran las ganancias y los protegen de cualquier caída posterior de los precios.
      Comentario Importante: Fíjate en lo que dice Nick Holmes – analista de Tortoise Capital Advisors – :»La producción creció bastante fuerte …  todavía hay cierta inquietud por el lado de la oferta y ¿el crecimiento del shale de Estados Unidos aplastará la fuerte demanda que esperamos este año?«. La pregunta de Nick, en estos momentos la estamos pensando todo el mundo: (1) Las compañías del Shale Gas, ¿se habrán «cubierto» cuando el Brent ha estado a por encima de los 60,00 $/bbl, de modo que en estos momentos, su horizonte de producción sea suficientemente amplio para que el mercado vuelva a la sobreabundancia?.  Habrá que seguir esperando pero, has de tener presente, que en estos momentos estamos ante el inicio de una senda bajista, siendo la pregunta la siguiente: ¿Piensas cubrirte?, ¿a qué valor?.
      • Martes 06 FEB/2018. La EIA eleva su pronóstico de producción de petróleo en EEUU en 300.000 barriles al día para 2018 y 2019. La Administración de la Información Energética de EEUU (EIA), prevé que la producción de crudo alcance, de media, los 10,24 Mbd durante el primer trimestre de 2018, para situarse en 11,04 Mbd en el cuarto trimestre, lo que supone adelantar un año el tiempo estimado en el que los productores de EEUU superarán la barrera de producción de los 11,00 Mbd.
      Comentario Importante: A medida que el crudo subía rápidamente desde las profundidades del año pasado, las compañías petroleras se enfrentaban a una opción: (1) Devolver dinero a los accionistas que sufrían mucho o, (2) invertir para expandir el negocio. Statoil ASA de Noruega hizo ambas cosas , mientras que Chevron Corp. y Total SA priorizaron el dividendo. Royal Dutch Shell Plc y BP Plc fueron más conservadores, mantuvieron su pago y prometieron recompras de acciones para compensar la dilución accionaria que se produjo durante la caída. Desde TEMPOS, realizamos un razonamiento paralelo, pero con las compañías extractoras de Shale Gas: Mirarán a los accionistas, o a los pozos. Esta cuestión, nos es baladí, ya que de elegir la segunda opción, supondrá una input muy importante para llegar de nuevo a la sobreabundancia.

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• • • 02.- AUMENTO DE PRODUCCIÓN OPEP. 
      • Jueves 08 FEB/2018. Irán planea aumentar la capacidad de producción de petróleo en 700,000 BPD en 4 años. Irán pretende aumentar su capacidad de producción de crudo a 4,70 Mbd en los próximos cuatro años, dijo Amir Zamaninia – viceministro de Petróleo -:»Nos esforzaremos, seremos muy cautelosos y no ambiciosos, durante los próximos 3 o 4 años,  para aumentar nuestra producción en aproximadamente 700.000 bd, llevando el bombeo a los 4,70 Mbd«.
      • Jueves 08 FEB/2018. Dos naciones de la OPEC se establecen para abrir campos gigantes.  Total SA planea comenzar la producción en dos de los llamados megaproyectos, Kaombo en Angola y Egina en Nigeria. Una vez que ambos estén en camino,  Kaombo a mediados de año y Egina en el cuarto trimestre, tendrán una capacidad combinada de 430.000 bd. Eso excede la producción total de los miembros de la OPEP y provocarían que ambos incumplieran sus compromisos. La producción de Angola sumó 1,63 Mbd en DIC/2018, dentro de su cuota de 1,67 Mbd. Por su parte, Nigeria, cuyo tope de 1,80 Mbd ha entrado recientemente en vigor, bombeó 1,86 Mbd.
      Comentario Importante: Cierto es que la OPEP cuenta con una input positiva, con el fin de mantener los recortes, ya puede contar con la caída de la producción en Venezuela. RBC Capital Markets advirtió esta semana que la producción venezolana, paralizada por años de subinversión y desaceleración económica, podría desplomarse hasta en un 1,00 Mbd este año. Sin embargo, en estos momentos, con el nuevo auge del Fracking, este tipo de noticias, no hacen más que sumarse a las dudas y ansiedad que presentan los mercados.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] [/mk_fancy_title][vc_column_text]Al mirar los futuros, siempre pienso en el momento de la entrega física: ganaré o perderé.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]