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

 In El Rincón del Experto

​​Buenos días, desde la  consultora TEMPOS, esperamos que TODO te vaya bien. Desde nuestros inicios, tuvimos claro que la compra más importante dentro de una compañía, correspondía al área energética – electricidad y gas -, y fue precisamente lo que nos condujo a aplicar todo nuestro CONOCIMIENTO, con la mirada puesta en esta partida: sabemos que un pequeño error continuado en el tiempo (+3,00% anual), puede acumular un cantidad considerable (+30,00%), mirando al medio – largo plazo – 10 años -.

  • ​​1.- INTRODUCCIÓN. 
    • Mercado Spot Electricidad.
      • España. La noticia es CLARA: en NOV/2018 (+59,86 €/Mwh), el pool eléctrico de nuestro país, BAJA una media de +11,41 €/Mwh (+16,01%) con respecto a SEP/2018 (+71,27 €/Mwh), y se sitúa prácticamente en niveles de JUN/2018 (+58,46 €/Mwh). Las causas más importantes de esta bajada, hemos de buscarlas en las siguientes cantidades promedio:
        • Precio Brent [BAJA, +7,21 $/bbl, +9,11%] = JUN/2018 (+75,94 $/bbl), JUL/2018 (+75,00 $/bbl), AGO/2018 (+73,84 $/bbl), SEP/2018 (+79,12 $/bbl), OCT/2018 (+80,63 $/bbl), NOV/2018 (+71,91 $/bbl).
        • Consumo [BAJA, +11 Gwh/día, +1,59%] = JUN/2018 (+678 Gwh/día), JUL/2018 (+719 Gwh/día), AGO/2018 (+713 Gwh/día), SEP/2018 (+694 Gwh/día), OCT/2018 (+658 Gwh/día), NOV/2018 (+683 Gwh/día)
        • Aportación Carbón [BAJA>, +25,00 Gwh/día, +18,15%] = JUN/2018 (+76 Gwh/día), JUL/2018 (+113 Gwh/día), AGO/2018 (+114 Gwh/día), SEP/2018 (+138 Gwh/día), OCT/2018 (+110 Gwh/día), NOV/2018 (+113 Gwh/día).
        • Producción Hidráulica: [BAJA, +13,00 Gwh/día, +19,69%] = JUN/2018 (+121 Gwh/día), JUL/2018 (+97 Gwh/día), AGO/2018 (+68 Gwh/día), SEP/2018 (+65 Gwh/día), OCT/2018 (+48 Gwh/día), NOV/2018 (+53 Gwh/día).
        • Impuesto a la Generación e Impuesto Hidrocarburos. Por parte del gobierno, se aprobó el sábado 06 OCT/2018, el Real Decreto-ley 15/2018, por el que se ELIMINA el denominado CÉNTIMO VERDE – disposición final primera -, y se SUSPENDE por SEIS (6) meses el IMPUESTO a la GENERACIÓN – disposición adicional sexta y séptima -.
        • Comentario Importante: A los parámetros señalados, hemos de añadir que la producción de las centrales de ciclo combinado, ha AUMENTADO en el mes de NOV/2018, en +13,00 Gwh/día (+17,59%) con respecto a SEP/2018, pero, con un coste de la materia prima un +9,16% más competitiva, lo que en cierta manera, refleja la tendencia a utilizar más gas natural que carbón, dado el coste de ambos. También, el menor aporte del agua turbinada, ha contribuido a que ésta sea MENOS decisiva a la hora de fijar el precio de la energía: SEP/2018 (+65,97%), frente a NOV/2018 (+45,08%), lo que supone una BAJADA de +20,89% (+31,66%).
      • Francia. El país vecino SIGUE con la misma dinámica: LENTITUD en la puesta en marcha de sus reactores, Y fuerte incremento de la demanda, lo que provoca que la cantidad de energía trasvasada por la línea de los Pirineos, se sitúe en MÍNIMOS absolutos, o en el peor de los casos, convierta a España en país netamente exportador.
    • ​​​Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, ofrece dos puntos de vista CONTRAPUESTOS:
      • ​​​El precio del barril de Brent, MEJORA. Ha vuelto a alcanzar un MÍNIMO relativo: el viernes 09 NOV/2018, cerró su cotización en +69,64 $/bbl, situándose en niveles de principios de ABR/2018. Mayormente, la causa detrás del DESPLOME del crudo, son la implementación de EXENCIONES, por parte de la administración Trump, a OCHO (8) países, con el fin de que sigan comprando crudo iraní.
      • Tipo de Cambio (TC), EMPEORA, y se mantiene muy CERCA de la cota de los +1,1300 €/$, cerrando el viernes 09 NOV/2018 en +1,1346 €/$. Los principales motivos del descenso del binomio euro – dólar son dos: (1) La tensión política entre Italia y la Comisión Europea persiste. (2) Los mercados están descontando la SEGURA subida de tasas, por parte de la Reserva Federal para DIC/2018.

A partir de ahora, nuestro TRABAJO se centrará en analizar todas las claves de los mercados, empleando para ello el RIGOR y la EXACTITUD

  • 2.1.- LOS BAJOS PRECIOS DEL BRENT, PROVOCAN QUE LA PRODUCCIÓN DE GAS SE SITÚE EN MÁXIMOS.

Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu derecha, aparecen sus principales parámetros: energía cubierta por la producción de los 58 reactores nucleares, datos del consumo total del país, producción de las fisiones nucleares, energía intercambiada con los países limítrofes (España, Gran Bretaña, Suiza, Alemania-Bélgica, Italia), precios de la tonelada de CO2, cotización media el mercado spot, así como las aportaciones de las energías renovables y fósiles. Por otra parte, a la izquierda, se señala las correlaciones que existen entre el pool eléctrico y aquella tecnología que lo hace posible – driver de precios -, así como la evolución de la demanda cubierta a través de las fisiones nucleares. Vayamos a detalle del análisis:

  • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la ventana temporal que nos ocupa, [03NOV-09NOV] 2018, las inputs más importantes, que han hecho que el mercado spot DESCIENDA +5,95 €/Mwh (+9,03%), son las que reflejamos a continuación. Primera – baja consumo Y aumenta nuclear: El país galo ha puesto en marcha TRES (3) reactores más, sumando un total de CUARENTA y CUATRO (44) operativos – aparece detallado más abajo -, lo cual ha provocado un aumento de la producción de origen nuclear de +15,00 Gwh/día (+1,46%). A la vez, la demanda de energía ha bajado en igual cantidad que la subida experimentada por las fisiones nucleare, restando por tanto al hueco térmico francés, un total de +30,00 Gwh/día, por encima de un +2,00% con respecto al consumo semanal (+1.356 Gwh/día). Segunda –  disminuye carbón Y aumenta gas. Los BAJOS precios del crudoúltima semana, cotizando a una media de +71,53 $/bbl -, y las ALTAS cotizaciones del CO2arrojando una media de cierre de +18,216 €/tCO2, en los últimos SIETE (7) días – están provocando que el mix energético francés, esté más cerca de las centrales de ciclo combinado – aumentando su producción en +36,00 Gwh/día (+31,05%), MÁXIMO anual absoluto -, que del carbón, minorando su entrega de energía a la malla en +11,00 Gwh/día (+47,74%) – prácticamente MÍNIMO anual -.

Conclusión Importante: El principal problema que atesora Francia en estos momentos, es la gran distancia existente entre el consumo y la producción de sus CUARENTA y CUATRO (44) reactores activos, que arroja una diferencia de +284 Gwh/dia (1.356 Gwh/día – 1.073 Gwh/día), prácticamente el +26,00% de la demanda total. Esta circunstancia – reflejada en la imagen inferior derecha -, aparte de SOSTENER un pool eléctrico en torno a los +60,00 Gwh/día, provoca que la exportación se sitúe en cotas anules MÍNIMAS, influyendo notablemente en el hueco térmico de España: esta semana, han llegado a nuestro país, una media de +3,00 Gwh/día, frente al promedio de +45,00 Gwh/día que llegaron en Q3/2018.

  • 2.2.1.- MERCADO SPOT ESPAÑA. ¿QUIÉN FIJA EL PRECIO DE LA ENERGÍA?.

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  • Conclusión Importante: Hay una DIVISIÓN clara del territorio: días laborables para la Gran Hidráulica, con una cotización media del mercado spot de +60,31 €/Mwh, y fines de semana, gobernados por las centrales térmicas, cerrando el pool en un promedio de +61,79 €/Mwh, lo cual da idea de la enorme COMPLEJIDAD a la que nos enfrentamos, ya que las reglas del mercado, parecen haberse dado la vuelta: de lunes a viernes, el precio de la energía es más COMPETITIVA, que aquellos días donde el consumo históricamente es más bajo.

  • 2.2.2.-EL AUMENTO DE LA DEMANDA, PROVOCA QUE LOS FÓSILES SE SITÚEN EN MÁXIMOS.

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  • La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la semana que estamos analizando, los costes de la energía eléctrica, han BAJADO una media de +1,66 €/Mwh (+2,65%), situándose en la cota de los +60,73 €/Mwhsexta columna de la tabla de datos -. Las inputs que lo han hecho posible, son las siguientes:
      • ​​​​Primera – importaciones crecen Y nuclear baja : Aunque el tráfico de energía con Francia se sitúa muy cerca de MÍNIMOS anuales, esta semana, ha puesto en marcha TRES (3) reactores, lo cual ha provocado el trasvase de +11,00 Gwh/día (+141,14%), con respecto al mismo periodo anterior. Precisamente, la cantidad señalada, coincide exactamente con la DISMINUCIÓN en la producción nuclear, debido a la parada de la central de ALMARAZ 1 – 28 OCT/2018 -.
      • Segunda – sube consumo Y aumentan energías convencionales –:. La bajada de las temperaturas – entrada cada vez más en el invierno -, ha provocado el AUMENTO de la demanda de energía, situándose en una media de +696 Gwh/día, aumentando en +28,00 Gwh/día (+4,20%), con respecto a la semana pasada. La cantidad señalada, ha sido prácticamente sufragada, por el INCREMENTO en la producción de las tecnologías fósiles, +26 Gwh/dia (+22,00 Gwh/día-carbón, +3,00 Gwh/día, gas), situándose éstas en MÁXIMOS – carbón -, o muy cerca de ellos – gas natural -.
      • Tercera – determinación hidráulica desciende -:. Quizás para explicar la BAJADA del mercado spot en +1,66 €/Mwh, habiéndose producido el aumento de los combustibles fósiles en la cantidad señalada, habría que introducir otra variables más. En este caso, me refiero a la capacidad DETERMINISTA de la energía hidráulica – aparece en la imagen justamente anterior -, ubicándose en el +47,00% de las horas, bajando un +9,61% con respecto a la semana anterior.

    Conclusión importante: El mercado spot de nuestro país, aparece AMPLIAMENTE gobernado por el carbón – imagen superior derecha -, y por consiguiente, por las cotizaciones de los derechos de emisión, cuyo precio medio en NOV/2018 se ubica en los +17,88 €/tCO2, lo cual quiere decir que los costes operativos de las centrales térmicas aparecen SOBREVALORADAS en +16,44 €/Mwh (+0,92 tCO2/Mwh * 17,88 €/tCO2). Podríamos estar hablando de un pool de +51,28 €/Mwh (60,73 €/Mwh – 9,45 €/Mwh), si los derechos de emisión cotizasen en valores de NOV/2017 (+6,98 €/Mwh = +0,92 tCO2/Mwh * 7,59 €/tCO2). Por consiguiente, desde la consultora TEMPOS, observamos el medio plazo del mercado spot de electricidad ligado al hecho descrito, con precios en torno a la cota de los [58,00 – 62,00] €/Mwh.

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

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  • *Nota: Las celdas en rojo indican retraso en el inicio del reactor, mientras que las que contienen fondo en el mismo color, señalan la fecha concreta de puesta en marcha de la central – sin la existencia de demora -.

    Para la semana que estamos analizando, éstas han sido las noticias más importantes en torno al parque nuclear de Francia y España:

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • ARRANQUE
          •  CIVAUX 1. La unidad de producción número 1 de la central nuclear de Civaux, se reconectó a la red eléctrica el lunes 05 NOV/2018 y alcanzó la potencia total el 08 NOV/2018. Fue desconectada el sábado, 22 SEP/2018, debido a una parada “por recarga simple”, dedicada a la sustitución de un tercio de su combustible y algunas operaciones de mantenimiento.
          • GRAVELINES 2.  La unidad de producción 2 de la central nuclear de Gravelines, se cerró el viernes 02 NOV/2018 a las 2 am. Esta breve parada, de acuerdo con el gestor de la red eléctrica, permite adaptar la producción a la demanda. La planta se conectó nuevamente a la malla a partir del lunes 05 NOV/2018.
          • NOGENT 1.  La unidad de producción número 1 de la central nuclear de Nogent-sur-Seine, se reconectó a la red eléctrica el 08 NOV/2018 a las 16:33.  Se había cerrado el 16 AGO/2018, con el propósito de realizar una prueba periódica de maniobrabilidad de los grupos de control.
        • PARADA
          • TRISCATIN 3  parada programada –. La unidad de producción número 3 de la central eléctrica Tricastin, se cerró durante la noche del 02 al 03 NOV/2018, con el objetivo de llevar a cabo un mantenimiento programado. Se llevarán a cabo más de 9.500 actividades, la gran mayoría de las cuales son de mantenimiento preventivo, así como la renovación de parte del combustible.
      • RETRASOS CONEXIÓN.
        • BUGEY 5. Sufre su primera demora de +8 días.
        • DAMPIERRE 3. El retraso parcial asciende a +6 días, siendo el total de +11 días.
        • DAMPIERRE 4. El último aplazamiento corresponde a +10 días, siendo el cómputo gobal de +124 días.
        • FLAMANVILLE 1. El último atraso en la conexión corresponde a +13 días, lo cual hace que el total se ubique en +90 días.
        • GRAVELINES 3. Hablamos de +3 días de retraso parcial, y, +17 días de prórroga total.
        • ST LAURENT 2. La suspensión parcial corresponde a +5 días, arrojando una suma completa de +21 días.
    • ESPAÑA
      • NOVEDADES
        • PARADA
          • ASCÓ 1 parada programada –. La unidad I de la central nuclear Ascó, se desconectó de la red eléctrica durante la pasada madrugada, 10 NOV/2018,  para iniciar los trabajos correspondientes a la 26ª Recarga de Combustible de la central, que le permitirá acometer un nuevo ciclo de operación de 18 meses. Si bien el proceso de recarga de combustible, que da nombre a la parada, consiste en la sustitución de algo más de un tercio de los elementos combustibles que conforman el núcleo del reactor, durante esta parada se ejecutarán más de 13.000 órdenes de trabajo. De todas estas intervenciones, más del 90% corresponden a actuaciones de mantenimiento mayoritariamente preventivo. También están planificadas actividades de mejora de la instalación que solo pueden realizarse cuando la central está parada. Se prevé que la planta vuelva a estar operativa el 15 DIC/2018 (+36 días).

    Conclusión Importante: El panorama nuclear, actualmente es gobernado por dos circunstancias: Pon un lado, Francia camina LENTAMENTE para alcanzar el +80,00% en la actividad de sus reactores nucleares, cuestión que cada vez es más perentorio, dado el importante aumento del su consumo. Por otro, España ha entrando en los meses de parada nuclear, hecho que se verá solucionado para el 15 DIC/2018, a lo más tardar, si todo sigue su cauce correcto.

  • 4.- OPINIÓN PERSONAL. ¿Dónde está el suelo del pool eléctrico?. ¿Existen posibilidades REALES de una bajada?.

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    Esta semana, se ha publicado el siguiente artículo: “Ni el viento consigue ya que baje el precio de la electricidad: el ‘pool’ a 59,1 €/MWh con 41% de eólica“, y me gustaría utilizarlo como HILO CONDUCTOR, de manera que nos permita aclarar/contestar a varias cuestiones, incluidas las que aparecen en el enunciado de este apartado.

    • El precio del mercado de la electricidad para este viernes festivo en Madrid roza los 60 euros MWh, se queda concretamente en los 59,18 euros MWh. Hasta aquí todo bien, pero lo raro es que se dé este precio con un 41% de energía eólica en el mix y solo un 0,4% de ciclos combinados de gas según el programa PBF de ayer jueves para este viernes

    Desde mi punto de vista, la noticia y su corolario es totalmente CIERTA, varias razones sustentan a esta afirmación:

    • En efecto, el Programa Base de Funcionamiento (PBF) arroja las siguientes cantidadaes de producción, para aquellas tecnologías más significativas: Hidráulica (+66,77 Gwh, +9,73%), Eólica (+283,23 Gwh, +41,25%), Solar (+22,64 Gwh, +2,20%), Nuclear (+134,87 Gwh, +19,64%), Bombeo (+8,71 Gwh, +1,27%), Ciclo Combinado (+2,89 Gwh, +0,42%), Carbón (+60,83 Gwh, +8,86%).
    • Sin embargo, el artículo NO entra a cuantificar, qué tecnologías fueron las que fijaron el precio de la energía, cuestión que aclaramos con las siguientes cantidades – porcentaje de las horas totales del día -: Hidráulica (+42,00%), Renovables (+29,00%),Carbón (+21,00%), Ciclos Combinado (+8,00%).
        • Conclusión Importante: Aquí llega la gran paradoja del mercado marginalista: Si juntamos la producción de la hidráulica (9,73%) + Ciclo Combinado (+0,42%) + Carbón (+8,86%), arroja un +19,01% total, el cual tiene capacidad – realiza una PALANCA – para determinar el precio de la energía de un +71,00% (42,00% + 21,00% + 8,00%), del cómputo global de las horas, lo cual nos lleva al siguiente corolario: para que veamos por pantalla, un mercado spot COMPETITIVO, la capacidad de las renovables, a la hora de determinar el precio marginal, tendría que acercarse a la cota del +40,00%.
      • “Pero también habría que mirar el mercado de emisiones de CO2. En esta última semana ha pasado de los 15,10 euros por tonelada del pasado día 1 de noviembre a los 19,75 euros por tonelada con los que se cerró ayer. El precio del CO2 ha aumentado considerablemente y si a ello se le suma una producción con carbón del 9% podría hacer aumentar el precio ya que el gas prácticamente ni ha participado en el programa PBF.”
        • Conclusión Importante: En estos momentos, el DRIVER del pool eléctrico es el carbón – lo puedes ver en la TERCERA gráfica que aparece en el informe -, lo que significa que, si consideramos una razón de emisión, para las centrales térmicas de +0,92 tCO2/Mwh, y tomando en consideración, el cierre del mercado de los derechos de emisión para el viernes 09 NOV/2018, el cual ascendió a +19,18 €/CO2, encontramos que los costes operativos de estas plantas AUMENTAN en +17,64 €/Mwh (0,92 tCO2/Mwh * 19,18 €/CO2), lo cual, da una idea de la SOBREPONDERACIÓN a la que está sometida el mercado spot de electricidad.

    Llegados hasta aquí, y asumiendo que los precios de la electricidad son GRAVEMENTE impulsados por la SOBREVALORACIÓN del mercado del CO2, la pregunta es la siguiente: ¿puede caer el mercado spot por debajo de un SUELO de +53,35 €/Mwhcotización mínima alcanzada desde 01 SEP/2018 hasta 09 NOV/2018 -?. La respuesta será AFIRMATIVA, si y solo si, se cumplen alguna de las siguientes condiciones:

    •  SWITCHING entre carbón y gas natural. Recogiendo parte del literal del artículo – puedes hacer click -: “según el Instituto de Investigación Ambiental del University College Cork, solo sería posible expulsar las centrales térmicas del mix europeo cuando los precios del sistema de comercio de emisiones se duplicaran“, vamos a comprobar concretamente a cuánto tendría que cotizar los EUAs (European Unit Allowances), de manera que, efectivamente las centrales térmicas quedaran FUERA de línea. Asumiremos para ello que los costes operativos para una central de carbón ascienden a +3,00 €/Gj = 10,80 €/Mwh, siendo para las de ciclo combinado +9,00 €/Gj = 32,40 €/Mwh. La construcción de la ecuación, sería del siguiente modo – P corresponde al precio de cotización de los EUAs -: +10,80 €/Mwh + 0,92 t/CO2 * P €/tCO2 = +32,40 €/Mwh + 0,37 t/CO2 * P €/tCO2. Una vez resuelta, encontramos un valor para la cotización del dióxido de carbono de +39,27 €/tCO2, prácticamente el >DOBLE a la alcanzada el pasado viernes, 09 NOV/2018.
      • Conclusión Importante: Hablar de unos derechos de emisión, situados en unos precios en torno a los +40,00 €/tCO2, se antoja improbable, muy cerca del imposible. La afirmación la realizamos, pensando también en el mecanismo INTERVENCIÓN de la Comisión Europea: artículo 29 Directiva 2009/29/CE: “Si, durante más de seis meses consecutivos, el precio de los derechos supera el triple del precio medio de los derechos en el mercado comunitario del carbono durante los dos años anteriores, la Comisión convocará de inmediato una reunión del Comité establecido por el artículo 29 de la Decisión no. 280/2004/CE“.
    • BREXIT DURO – NO ACUERDO. El departamento para los Negocios, Energía y Estrategia industrial del Reino Unido, ha publicado una guía – 12 OCT/2018 -, titulada “Cumplimiento de los requisitos de cambio climático sí NO hay ACUERDO“, en la que se señala el siguiente literal: ” El Reino Unido quedará excluido de participar en el sistema de comercio de emisiones de la UE en un escenario de “no acuerdo”. Esto significa que los participantes actuales en el Sistema de Comercio de Emisiones de la UE, que son los operadores de instalaciones del Reino Unido, ya no participarán en el sistema, y los vuelos dentro del Reino Unido, ya no estarán cubiertos por las obligaciones del Sistema de Comercio de Emisiones de la UE“.
      • Conclusión Importante: Desde el punto de vista de la consultora TEMPOS, SI creemos que el mercado de los derechos de emisión, puede sufrir un DESPLOME, siempre y cuando, el Reino Unido apueste por un Brexit DURO, y deje millones de toneladas de CO2 OCIOSAS que, irían a parar a la cesta de EXCEDENTES, en este sentido, debemos tener en cuenta el literal de la siguiente noticia: “Uno de los líderes del Brexit, el diputado conservador Jacob Rees-Mogg, ha indicado que no hay respaldo suficiente entre las filas del Partido Conservador hacia el plan de salida propuesto por la primera ministra británica, Theresa May“.

    Conclusión Final Importante: El mercado spot, seguirá con un SUELO alrededor de los +55,00 €/Mwh, siempre y cuando, el mercado del CO2 no se desplome, o, la capacidad de la energía del viento, consiga ubicarse alrededor del +45,00% de la producción, y acabe DESPLAZANDO a las tecnologías fósiles.

  • 5.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    • NOTICIA:
      ALERTA:

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** Nomenclatura: Cuarter01 [promedio total, media semanal, última cotización].  Cuarter02 . [Omip -> última cotización,% variación viernes anterior].

  • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 ->  MUY BAJISTA. 2020 -> MUY BAJISTA. Q1/2019 [53,33 – 60,98 – 61,70]. Q1-2020 [Omip ->53,98 €/Mwh, -1,32%]. BAJAN, esta es la noticia: Q1/2019, pierde +9,50 €/Mwh (-13,43%), desde el 10 SEP/2018, Y Q1/2020 hace lo propio, y se deja +8,93 €/Mwh (-14,19%), a partir del 11 SEP/2018.
    • Conclusión importante. Llama la ATENCIÓN, que la importante pendiente de bajada, +13,43% y +14,19%, para Q1/2019 y Q1/2020, respectivamente, NO tenga continuidad en los demás trimestres, ocurriendo todo lo contrario, esto es, construcción de sendas ALCISTAS. Desde la consultora TEMPOS, la única explicación que encontramos en estos momentos, es que los mercados estén descontando la considerable sobreponderación que alcanzaron a principios de SEP/2018.
      • Precio Objetivo: Q1/2019Por debajo de 55,00 €/Mwh. Q1/2020: Por debajo de 50,00 €/Mwh. 
      • Recomendación: No entrar.

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  • Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 ALCISTA. 2020 -> ALCISTA. Q2/2019 [46,60 – <56,80 – 57,25].  Q2-2020 [Omip -> 50,45 €/Mwh, -0,16%].Tal y como hemos indicado, la noticia aquí es totalmente INVERSA, con respecto a su antecesora: ambas CRECEN desde el 19 SEP/2018, Q2/2019 (+4,28 €/Mwh, +8,06%) y Q2/2020 (+3,10 €/Mwh, +6,55%), justamente días después de anunciar el ejecutivo la SUSPENSIÓN del impuesto a la generación – Real Decreto-ley 15/2018 -.
    • Conclusión importante. Quizás sea este trimestre, una vez que se vuelva a activar el citado impuesto a la generación, el que muestra el VERDADERO sentir del mercado: marcadamente ALCISTA para el año 2019. Estamos hablando de un valor muy cercano a los +60,00 €/Mwh, para el que debiera ser el trimestre más competitivo del mercado spot.
      • Precio Objetivo: Q2/2019Por debajo de 45,00 €/Mwh. Q2/2020: Por debajo de 45,00 €/Mwh. 
      • Recomendación: No entrar.

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  • Q3 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> INICIO ALCISTA. 2020 -> INICIO ALCISTAQ3/2019 [52,83 62,04 – 62,58]. Q3-2020 [Omip -> 55,15 €/Mwh, +3,16%]. En esta ventana temporal, persisten las fluctuaciones. Fíjate los datos, referentes al promedio, máximo y mínimo, desde el 01 OCT/2018: Q3/2019 (+60,47 €/Mwh, +63,53 €/Mwh, +58,72 €/Mwh), y  Q3/2020 (+53,89 €/Mwh,+55,65 €/Mwh, +52,99 €/Mwh)
    • Conclusión Importante: A partir del 30 OCT/2018, comienza a correlacionarse de nuevo con las cotizaciones de los derechos de emisión de CO2, de ahí que presente el “inicio de tendencia alcista”. De momento, nos mantenemos en estado de ESPERA: cotizaciones por encima de los +62,00 €/MwhQ3/2019 -, y +55,00 €/MwhQ3/2020 -, son excesivamente caras para sopesar algún tipo de coberturas.
      • ​​​​​Precio Objetivo:  Q3/2019Por debajo de 55,00 €/Mwh. Q3/2020: Por debajo de 50,00 €/Mwh. 
      • Recomendación: No entrar.

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  • Q4 [2019]. Tendencia. 2019 -> MEDIANAS OSCILACIONES.  [55,58 62,64 – 63,08]. La noticia ha sido el alcance del tercer MÁXIMO absoluto (+64,03 €/Mwh), desde que comenzara a cotizar – 02 ENE/2018 -, debido al REPUNTE en el mercado del CO2, llegando a ubicarse el precio de éste en los +19,31 €/tCO2.
    • Conclusión importante: En estos momentos, la volatilidad de esta variable es muy importante: una vez alcanzado el citado máximo, al día siguiente se sitúo prácticamente +1,00 €/Mwh por debajo (+63,08 €/Mwh), lo que da cuenta de la INCERTIDUMBRE que existe alrededor del último trimestre de 2019.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.

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  • 6.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • 6.1.-  TIPO CAMBIO (TC) [€/$] -. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> 1,1411 €/$, -0,42%. Cotizaciones [Lunes = +1,1370; Martes = +1,1428; Miércoles = +1,1487; Jueves = +1,1424; Viernes =  +1,1346] €/S.
      00.- NOTICIA DESTACADA. Jueves 08 NOV/2018La UE ve los riesgos en una economía ya bajo presión. La tensión del comercio mundial1 , las batallas fiscales de Italia2 y el sobrecalentamiento de los Estados Unidos3 plantean riesgos para la economía de la zona del euro, advirtió la Comisión Europea, ya que redujo su pronóstico para el próximo año.
      01.- EUROPA =  INCERTIDUMBRE POLÍTICA ITALIA [EURO BAJA] + CRECIMIENTO EUROZONA [EURO BAJA].
    • 01.1.- INCERTIDUMBRE POLÍTICA ITALIA.
      •  Viernes 09 NOV/2018. Italia dice que no cederá a los planes presupuestarios en conflicto con la UE.  Italia señaló que NO se sometería a la presión de la Unión Europea para diluir su presupuesto para el próximo año. Hablando ante la Asociación de la Prensa Extranjera en Roma, Di Maio – Movimiento Five Star -, dijo que estaba abierto al diálogo, sin embargo NO hizo ningún indicio de concesiones: “Hemos hecho compromisos y nos apegaremos a estos compromisos para ser un país creíble“. El gobierno populista se prepara para responder a la Comisión Europea antes de la fecha límite del próximo martes. 13 NOV/2018.

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        El principal DESENCUENTRO, entre Italia y la comisión Europea, radica en la previsión del déficit para 2019. Por un lado, Di Maio, afirma que el gobierno confía en un objetivo de déficit del +2,40%, para el próximo año, debido a un repunte en el crecimiento económico y los recortes en los gastos innecesarios. Por otro,  Giovanni Tria – ministro de Finanzas – dijo en una audiencia parlamentaria, que el gobierno no está planeando cambiar el objetivo de déficit, y reafirmará ante la UE los puntos clave de su plan presupuestario: la proyección de la UE de un déficit del +2,90%, para el próximo año, no está justificada.

        Conclusión Importante: El PROBLEMA de Italia, está produciendo DOS (2) consecuencias importantes para el euro. Primera – riesgo de contagioEl FMI advierte del riesgo de contagio de Italia a las economías europeas: ” El Fondo Monetario Internacional ha mostrado su preocupación ante el riesgo de contagio “notable” de la crisis italiana a aquellas economías europeas en peores condiciones macroeconómicas y menor margen fiscal“. Segunda – entradas en cortoLos bajistas atacan al euro como cuando temían a Le Pen: ” la rebeldía fiscal y presupuestaria del Gobierno de Italia y el pulso que mantiene con la Comisión Europea han llevado a los especuladores a posicionarse en contra del euro como no lo hacían desde marzo de 2017…“. Por tanto, el horizonte que se presenta, se nos antoja bastante NEGATIVO, que pasaría por el cumplimiento de las previsiones del actual gobierno italiano, ya que de otra manera, NO existe plan B, por parte de la comisión.

      01.2.- DATOS CRECIMIENTO.

    • 02.- EEUU =  SUBIDA TIPOS FED [ DÓLAR SUBE] + ELECCIONES LEGISLATIVAS [DÓLAR BAJA].
    • 02.1.- SUBIDA TIPOS RESERVA FEDERAL.
      • Jueves 08 NOV/2018. La Fed deja para diciembre la cuarta subida de tipos del año. La subida de tipos en EE UU debe esperar un mes más. Será en DIC/2018 cuando, previsiblemente, la Reserva Federal acometa el cuarto repunte de las tasas en lo que va de año. La conclusión que extrajo el Comité de Mercado Abierto de la Fed (FOMC), es que la economía continúa fortaleciéndose y que ante la ausencia de presiones inflacionistas los miembros de la institución decidieron mantener sin cambios el precio del dinero, que continúa en el [2,00-2,25]%. La Fed reiteró su compromiso de continuar con los incrementos graduales de los tipos. Las tasas de los fondos federales conceden una probabilidad del +74,00% a que el banco central de EE UU eleve los tipos en 25 puntos básicos antes de final de año. Para 2019 se esperan otros TRES (3) incrementos.
      • Conclusión Importante: La respuesta de los mercados fue POSITIVA: “ el dólar extendió las ganancias después de que la Fed dejara las tasas de interés sin cambios, al tiempo que confirmó que aún estaba en camino de subir en diciembre…“.

      02.2.- RESULTADOS ELECCIONES LEGISLATIVAS. 

      • Jueves 08 NOV/2018.  Elecciones en EE UU: guía para entender los efectos de la victoria demócrata en la economía y el mercado. Ocho años después, los demócratas recuperan el control en la Cámara de Representantes. El resultado de las elecciones ha sido un Congreso divido, con mayoría de los demócratas en la cámara baja (consiguen 222 escaños frente a los 196 de los republicanos) y de los republicanos en la Cámara alta. El partido del presidente, logra mantener su dominio en el Senado con 51 representantes, seis más que los demócratas.
      • Conclusión Importante: Las consecuencias más importantes en relación con la apreciación del dólar, tienen que ver con los movimientos que se produzcan en la reforma fiscal. Los analistas de Morgan Stanley y Credit Agricole SA: “el resultado podría llevar a un gobierno paralizado durante el resto del mandato, lo que socavará los esfuerzos para extender los recortes fiscales y aumentar el gasto en infraestructura. Esto podría afectar al dólar…“.

      Conclusión final importante: ​​​En estos momentos, desde el punto de vista de la consultora TEMPOS, estamos ante dos PARES ANTAGONISTAS. Por un lado, Europa, con problemas importantes de CRECIMIENTO, que al final, serán trasladados a la inflación y, pondrán en PELIGRO la anunciada subida de tasas para el final del verano, a lo que hemos de añadir, la INCERTIDUMBRE del crecimiento desorbitado de la deuda de su tercera economía, Italia. Por otro, EEUU, con un política de subida de las tasas de interés: para DIC/2018, se espera la CUARTA y para 2019, los mercados comienzan a descontar TRES (3) más. Además de tener presente, que estamos ante una economía que está creciendo al 4,20%, con una tasa de desempleo del +3,70%. Por todo ello, pensamos que en el corto – medio plazo, el binomio euro – dólar, se situará muy cerca de la cota de +1,1000 €/$.

    • 6.2.- COTIZACIÓN BRENT.-Tendencia -> MUY BAJISTA. Futuros Anual (promedio)= +70,81 $/bbl, -2,53%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +73,17; Martes = +72,13; Miércoles = +72,07; Jueves = +70,65; Viernes = +69,64] dólares por barril. Mercado en CONTANGO  => FUTUROS [+70,81 $/bbl] > CONTADO [+69,64 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 07 NOV/2018 -. Han subido en +5,783 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +2,433 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +431,804 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 07 NOV/2018 -: Han aumentado en +1,852 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de +2,276 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +227,977 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU viernes 02 NOV/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 02 NOV/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 09 NOV/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,600 Millones de barriles al día (Mbd) – récord absoluto -. Las exportaciones, han bajado en +0,50 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,337 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han aumentado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 886,00 (+12,00)

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    • Introducción – situación de los mercados -. Viernes 09 NOV/2018. El Brent pone en jaque los 70 dólares, mínimos de abril. El precio del barril de Brent –  referencia para Europa -, vuelve a caer este jueves por cuarta jornada consecutiva, en un día en el que ha llegado a moverse incluso por debajo de los +70,00 $/bbl, alcanzando su nivel mínimo de hace siete meses. Esta caída en el precio del petróleo siguen explicándose por el incremento de la oferta y el inicio de las sanciones a las exportaciones de petróleo de Irán(1)  por parte de Estados Unidos. Después de que ambos barriles de crudo llegaran a máximos desde 2014 a principios del mes de octubre, el aumento del bombeo de crudo por parte de Arabia Saudí y Rusia(2)  ha provocado que el mercado tenga un exceso de oferta de ‘oro negro’, que ha funcionado como un elemento de presión a la baja. Además, esta semana, la Administración de la Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) adelantó que estimaba que el país norteamericano alcanzara los +12,00 Mbd de producción(3).
      1.1.- [Brent BAJA] DRIVER PRINCIPAL: EXCENCIONES A LAS SANCIONES DE IRÁN.
      • Martes 06 NOV/2018. Exenciones de petróleo de Irán: cómo se alinean los compradores después de las exenciones de Estados Unidos. Las exenciones significan que al menos algunos suministros del tercer mayor productor de la OPEP, seguirán fluyendo hacia los mercados internacionales, después de que sus exportaciones cayeron casi un +40,00% desde ABR/2018 – mes antes de que Washington anunciara las restricciones -. Casi todos los principales compradores de petróleo de Irán habían negociado con los EE. UU. las exenciones, argumentando que reducir las compras a cero afectaría a sus industrias energéticas e impulsaría los costos del combustible. Las exenciones se han otorgado por +180 días seis meses – y se revisarán hacia el final del período. India, China y Corea del Sur – tres de los cuatro principales compradores de Asia -, obtuvieron exenciones que les permiten comprar un total de +860,000 bd. Los niveles para Japón, Italia y Grecia aún no se han confirmado. Turquía obtuvo exenciones por aproximadamente +60,000 bd. ​
      • Conclusión importante:  El hecho importante a destacar es que Donal Trump, ha tomado una decisión y ha actuado: “el frágil mercado global del petróleo era una razón clave por la que hemos decidido extender las exenciones esta semana a ocho países, permitiéndoles seguir importando petróleo iraní en violación de las nuevas sanciones de EE. UU. … no quiero aumentar los precios del petróleo hasta +100 $/bbl o 150 $/bbl usted tiene un monopolio llamado OPEP y no me gusta, espere, no me gusta ese monopolio, no me gusta“. Con esta determinación, ha conseguido que el precio del crudo, se sitúe por debajo de los +70,00 $/bbl, Michael Loewen – Scotiabank -“se suponía que las sanciones iraníes cambiarían el juego en el mercado … los productores han estado intentando bombear la mayor cantidad de petróleo posible en este momento para suavizar el golpe de esas sanciones iraníes, sin embargo, Trump sale y otorga exenciones“.

    • 2.- [Brent puede SUBIR]: POSICIÓN DE LA OPEP.
      • Miércoles 07 NOV/2018. La OPEP ahora está hablando de medidas para apoyar los precios del petróleo.
        • A principios de verano, losprecios comenzaron a subir a medida que el riesgo de déficit de producción, debido a las sanciones impuestas por el colapso económico de Irán y Venezuela sacudió el mercado. Las pérdidas de esos dos miembros de la OPEP, amenazaron la mayor interrupción del suministro desde el comienzo de la década y el crudo Brent finalmente alcanzó un máximo de +86,00 $/bbl el mes pasado.
        • La OPEP ha estado “produciendo todo lo que pueda” para tranquilizar a los consumidores. El reino ha elevado la producción cerca de niveles récord, mientras que Libia está bombeando MÁXIMOS de CINCO (5) años. Las exenciones inesperadas para los compradores de crudo iraní han mitigado el impacto de las sanciones estadounidenses.
        • Finalmente,  está el pequeño problema de la producción estadounidense, que crece a la velocidad más rápida en un siglo , al igual que la demanda de combustible está en riesgo, debido a la desaceleración de las economías emergentes y la guerra comercial entre Estados Unidos y China.

        Teniendo en cuenta el escenario descrito, con las elecciones legislativas TERMINADAS en los Estados Unidos y los futuros de crudo debilitándose ante otra oleada histórica de petróleo de esquisto, el cartel discutirá un cambio de rumbo este fin de semana. Los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados, se reunirán en Abu Dhabi, el domingo 11 NOV/2018, y analizarán escenarios que incluyen la posibilidad de recortar la producción el próximo año. Algunos miembros están preocupados debido al aumento de los inventarios, Hossein Kazempour Ardebili – representante de Irán ante la OPEP -: “Arabia Saudita y Rusia han aumentado la producción, y los precios han bajado +15,00 $/bbl, han superado el equilibrio del mercado y no tienen más remedio que reducir en alrededor de +1,00 Mbd“.

        • Conclusión Importante: Desde el punto de vista de la consultora TEMPOS, existe la posibilidad de que ocurra lo señalado por Bob McNally – Rapidan Energy Advisors LLC-: ” El cartel parece estar listo para poner el pedal en el metal para aumentar la producción, y luego, de inmediato, pisar los frenos y hablar de cortar el suministro…“. Es decir, una vez que Trump ha pasado la prueba ante su electorado, y viendo el desplome del crudo, activar de nuevo la producción.
    • 3.- [Brent BAJA]: POSICIÓN DEL FRACKING.
      • Miércoles 07 NOV/2018. Los inventarios estadounidenses AUMENTAN y superan los planes de la OPEP. Un informe del gobierno de los EE.UU. mostró el séptimo aumento semanal consecutivo en las reservas domésticas de crudo y un aumento en la producción. Los inventarios de crudo, se incrementaron en +5,783 Mb la semana pasada – lo puedes ver en la imagen más arriba -. Aparte, el informe de la EIA, mostró que la producción nacional de crudo se elevó a un récord de +11,60 Mbd, mientras que las reservas en Cushing – Oklahoma -, aumentaron en +2,42 Mb.
        Conclusión Importante: Parace que el Fracking comienza a DESPEGAR de nuevo. Aparte del GRAN crecimiento de los inventarios, y el aumento esta semana en +12,00 pozos con respecto a la pasada, hemos de prestar atención a la solución de uno de los principales problemas del Shale Gas, los cuellos de botella. Fíjate en lo que señala Jeff Miller – , director ejecutivo de Halliburton Co., el fracker más grande del mundo -: “Una serie de catalizadores impulsarán la actividad de perforación y fracking en la Cuenca Permiana del oeste de Texas y Nuevo México durante el próximo año… una gran cantidad de nuevas tuberías se abrirán en la segunda mitad de 2019 para crear más capacidad para llevar”.
      Conclusión final importante: En TEMPOS, pensamos que a partir de ahora, hasta la próxima reunión en firme de la OPEP – miércoles, 05 DIC/2018 -, se abre una ventana temporal de INCERTIDUMBRE. Por un lado, los países se han apresurado a AUMENTAR el bombeo, en previsión de una mayor restricción, debido a los problemas de Venezuela e Irán, por otro, la aparición en el escenario de las EXENCIONES a las sanciones de Irán, junto a un FORTALECIMIENTO de la producción del Fracking. Todo ello, ha provocado que la cotización del barril de Brent, se sitúe por debajo de los +70,00 $/bbl. Esa referencia, podría provocar un revulsivo en la OPEP+, de manera que haga a ésta aumentar los recortes, con el fin de situar el precio del crudo cercano a la cota de los +80,00 $/bbl. Otra estrategia, podría ser la INACCIÓN, y ver realmente cómo se desarrollan las DISPENSAS a las sanciones. De todos modos, en el corto plazo, creemos que el crudo puede situarse en la horquilla [68,00-75,00] $/bbl.

La primera compra, un +30,00%, estoy COMPLETAMENTE de ACUERDO.