CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [05MAY-11MAY] 2018

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]​​Buenos días, para todos los que formamos parte del equipo de TEMPOS, constituye una gran satisfacción poder compartir contigo todo el trabajo y esfuerzo que implica acceder al CONOCIMIENTO. Sabes que en la compra de energía, sin esta herramienta NADA puede justificarse, ni siquiera los aciertos. Por tanto, constituye una tarea de primer orden, analizar y entender el comportamiento de los mercados energéticos, tanto de electricidad como de gas.

Centrándonos en la semana que nos ocupa, los ítems a los que hemos prestado especial atención son los siguientes:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Se ha producido una espectacular crecimiento en el precio de la energía al CONTADO, superando en algunas ocasiones ampliamente los +50,00 €/Mwh.
    • Francia. sigue con unos precios eléctricos realmente competitivos, en consonancia directa con la demanda de energía y dinámica nuclear.
  • Futuros de Electricidad. La tensión en los mercados financieros ha vuelto a subir, esta vez provocada por la aparición de nueva INPUT – negativa -.
  • Compra de Gas. Compra de Gas. La adquisición de esta commodity, sigue con una pendiente de precios alcista:
    • La cotización del barril de Brent, ha rebasado en algunas ocasiones los +77,00 $/bbl, al contado, situándose el promedio de los futuros a un año muy cerca de los +75,00 $/bbl.
    • El Tipo de Cambio (TC), sigue ubicado por debajo de la cota psicológica de +1,2000 €/$.

Es la exactitud, rigor y claridad en la presentación de las conclusiones, las herramientas que utilizaremos a partir de aquí.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. LA APERTURA DE UN HUECO TÉRMICO (+92 Gwh/día), PROVOCA UN POOL POR ENCIMA DE LOS +50,00 €/Mwh.
    La noticia de la semana, sin duda alguna ha sido el aumento importantísimo que han experimentado los precios del mercado spot. Hemos pasado de DISFRUTAR unas cotizaciones a nivel promedio, realmente confortables, +40,45 €/Mwh para la semana [28ABR-04MAY] 2018, a SUFRIR una media de costes de +53,33 €/Mwh para la ventana temporal [05MAY-11MAY], es decir, el precio de la energía en el mercado diario se ha encarecido en +12,88 €/Mwh (+31,84%).

    Conclusión importante: Realmente lo que está sucediendo es la aparición de un importante HUECO TÉRMICO, con respecto a lo ocurrido en los meses anteriores, MAR/2018 y ABR/2018, provocado por la CAÍDA del viento y lluvia de manera conjunta. Fíjate en las cifras – promediados -:

    • MAR/2018: +713,27 Gwh/día (Demanda), +252,00 Gwh/día (eólica), +141,00 Gwh/día (hidráulica), +43 Gwh/día (carbón), +39 Gwh/día (gas).
      • Hueco Térmico = 320,27 Gwh/día =  +713,27 Gwh/día – (+252,00 Gwh/día + 141,00 Gwh/día). Pool => 40,18 €/Mwh.
    • ABR/2018: +663,58 Gwh/día (Demanda), +151,00 Gwh/día (eólica), +157,00 Gwh/día (hidráulica), +45 Gwh/día (carbón), +39 Gwh/día (gas).
      • Hueco Térmico = 355,58 Gwh/día (+11,00%, con respecto a MAR/2018). Pool => 42,67 €/Mwh (+6,19%).
    • MAY/2018: +648,72 Gwh/día (Demanda), +129,00 Gwh/día (eólica), +126,00 Gwh/día (hidráulica), +45 Gwh/día (carbón), +52 Gwh/día (gas).
      • Hueco Térmico = 393,72 Gwh/día (+22,93%, con respecto a MAR/2018). Pool => 49,39 €/Mwh (+22,92%).
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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. EL CONSUMO YA ESTÁ POR DEBAJO DE LOS +1.000 Gwh/día. 
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Estás observando la figura que representa de manera clara el comportamiento del mix energético de Francia: (1) A la izquierda, demanda de energía, producción de sus reactores nucleares, exportaciones/importaciones, producción conjunta de las centrales renovables, así como convencionales y las cotizaciones del mercado diario. (2) En la parte derecha, aquellas funciones que tienen como prioridad principal, realizar un boceto de las sintonías producidas entre los precios de pool y aquellas tecnologías que lo hacen posible. Esta semana, también hemos querido dejar claro cómo está siendo el comportamiento de los combustibles fósiles y cuál es la situación actual del COMERCIO de energía de Francia con sus vecinos.

Conclusión importante: correlación -: La noticia del mercado francés en relación a la sincronía con sus centrales es clara: (1) Por un lado, los 40 reactores nucleares – solamente están funcionando el 67,31% -, son suficientes para manejar las precios medios diarios del pool eléctrico. (2) Las aportaciones de los combustibles fósiles, han sido eliminadas, en el caso de carbón o, bajadas a mínimos, si miramos a las centrales de ciclo combinado. (3) Sigue manteniendo la posición de potencia exportadora de energía – realmente para lo que está diseñada -, sacando a la calle +257,00 Gwh/día en total, de los cuales, para España vienen +68,00 Gwh/día (+26,45%).
  • ¿QUÉ HA OCURRIDO?. 
    • Demanda – baja. Aquí está la noticia de la semana: Francia está consumiendo por debajo de la barrera psicológica de los +1.000 Gwh/día, alcanzando una cifra promedio de +1.007 Gwh/día y bajando algunos días a +940 Gwh/día (domingo, 06 MAY/2018), +970 Gwh/día (martes, 08 MAY/2018), +971 Gwh/día (jueves, 10 MAY/2018). La consecuencia más inmediata ha sido el CIERRE del  hueco nuclear (HN). Fíjate que la semana pasada, el HN = +1,147 Gwh/día – 987 Gwh/día = +190,00 Gwh/día, ubicándose ésta en los +80 Gwh/día = 1.007 Gwh/día – 927,00 Gwh/día, esto es, se ha producido una mejora de las condiciones en -110,00 Gwh/día (-57,89%).
  • ¿QUÉ CONSECUENCIAS?.
    • Exportaciones aumenta -. Con un consumo tan bajo, Francia está viajando a una velocidad de crucero interesante: (1) Puede ADELANTAR la parada y recargar sus reactores, cuestión que resulta muy importante, si quiere afrontar el invierno con garantías de éxito. (2) Exporta energía a TODOS los países de su entorno, aumentando la comercialización en +49,00 Gwh/día (+23,56%), con respecto la semana pasada. Para nosotros, lo más crucial es la subida de la cantidad de energía que viene del otro lado de los Pirineos, +8,00 Gwh/día (+13,23%), ubicándose en máximos anuales, +68,00 Gwh/díaen la Q1/2018, la media se situó en tan solo +10,00 Gwh/día -.
  • ¿PODÍA HABER SIDO MEJOR?. Sin duda que si. Es cierto que la energía cubierta por los reactores se han situado en el +92,20%cifra muy considerable -, siendo la nota negativa, la protagonizada por la importante caída de la tecnología verde más determinante, el viento: -32 Gwh/día (-38,08%). Quizás, debido a esta input NEGATIVA, el mercado spot ha sufrido un pequeño aumento con respecto a la semana pasada, situándose en los +31,97 €/Mwh de media, frente a +25,93 €/Mwh del periodo anterior, +6,04 €/Mwh (+23,27%).
Conclusión Importante: Francia está muy TRANQUILA, no tiene ningún problema a la vista, toda vez que la demanda de energía se sitúa por debajo de los +1.000 Gwh/día, mirando algunos días la cota de los +950,00 Gwh/día. Una de las consecuencias de este hecho, es que ha reforzado su carácter EXPORTADOR, siendo para nuestro país muy beneficioso – esta situación, desde TEMPOS ya la teníamos descontada, teniendo esperanzas que se prorrogue hasta finalizar la Q3/2018 -: nos está trasladando la mayor cantidad de energía anual (+68,00 Gwh/día), a un precio muy competitivo, por debajo de los +30,00 €/Mwh. De no producirse esta situación, la consecuencia es directa: aumento del hueco térmico desde los +393,72 Gwh/díaarriba indicado -, hasta los +461,72 Gwh/día (+17,27%).
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  • 1.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. POR AHORA EN BRENT NO ESTÁ CORRELACIONADO CON EL POOL.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La imagen que tienes delante, es prácticamente idéntica a la anterior. De forma que podemos pasar directamente a las conclusiones:

Conclusión importante: correlación -: En este apartado hay tres noticias a las que prestar atención: (1) La primera de ellas, es que las cotizaciones medias diarias que ves en pantalla para el pool eléctrico, siguen sincronizadas de manera perfecta con el Gap Fósil (GF) = Demanda – (Viento + LLuvia + Sol). Significa esto que, prácticamente el carbón – centrales térmicas – y el gas natural – ciclos combinados -, manejan a su antojo los precios de la energía en nuestro país, razón principal para veer cifras en pantalla por encima de los +45,00 €/Mwh. (2) La segunda – siguiendo con el razonamiento expuesto -, está relacionada con ver si el coste de la commodity – energía eléctrica – se ve en alguna medida correlacionada con el precio del Brent, siendo la razón de esta comprobación muy simple: al estar en sintonía el mercado spot con el GF, cabe la posibilidad que sea el PETRÓLEO el que esté detrás – indirectamente -, gobernando la operación: Pool Eléctrico => Gap Fósil => Ciclos Combinados => Gas Nattural => Brent, siendo la respuesta totalmente negativa – imagen inferior derecha -. (3) Finalmente – imagen central derecha -, estamos asistiendo a un aumento considerable del Hueco Térmico – señalado más arriba -: Viento (bajada importante) + Hidráulica (Bajada importante) + Carbón y Gas (subida).

Conclusión Final Importante: Si te fijas, el mercado spot, NO está correlacionado con la subida tan abrupta experimentada por el barril de Brent. Sin embargo, como verás más abajo, Year/2019 SI que aparece en sintonía con esta commodity: nos están diciendo los mercados que, la incertidumbre puede estar en aumentar la dinámica de los ciclos en un futuro – por las causas que sean -, y será ahí, cuando se encuentren un Brent alto.
  • ¿QUÉ HA PASADO?.
    • Pool – aumenta -. La principal noticia, sin duda está aquí: En pantalla podemos ver cifras que, en la mayoría de las ocasiones, son +10,00€/Mwh, con respecto a la semana pasada. Esto es, el mercado spot se ha crecido de media en +12,88 €/Mwh (+31,83%) con respecto al periodo inmediatamente anterior.
  • ¿POR QUÉ?. Principalmente hay tres inputs/motivos:
    • Demanda – aumenta -. Hemos pasado de una situación de PUENTE MAYO, en el que el consumo se situó realmente bajo, en los +623,00 €/Mwh, a tener una demanda relativamente normal, ubicada en los +650,00 €/Mwh (+28 Gwh/día, +4,48%). Aún así, estamos ante una buena noticia, ya que ambas cotas se hallan por debajo de la cifra de +700,00 Gwh/día.
    • Eólica – baja -. La energía llamada a ser determinante a la hora de fijar el precio del pool, literalmente se DESPLOMA, empujando -61,00 Gwh/día (-37,58%), con respecto a la semana pasada. También el agua turbinada sufre un retroceso, pero relativamente más suave, –5,00 Gwh/día (-3,45%).
    • Carbón y Gas – suben. Como siempre, los encargados de “tapar” el hueco térmico, son las tecnologías convencionales. En este caso, y dado el HT = +650 Gwh/día – (101,00 Gwh/día + 126,00 Gwh/día) = 423,00 Gwh/día, han contribuido con +52,00 Gwh/día (carbón, +55,23%) y +63,00 Gwh/día (gas, +93,72%).
  • ¿PODÍA HABER SIDO PEOR?. Totalmente, lo hemos dejado indicado en la parte de análisis del pool de Francia. Hemos recibido +68,00 Gwh/día, que resulta ser casi la misma cantidad que han aportado los ciclos combinados: ¿ y si éstos hubieran tenido que trabajar prácticamente el doble, caso de que el trasvase no se hubiera producido?.
Conclusión Final Importante: Asistimos a una importante subida del hueco térmico, provocado por tres situaciones: (1) Aumento de la Demanda, (2) Bajada de las tecnologías verdes, (3) Parada de dos centrales nucleares. La tercera input está SOLUCIONADA – hoy domingo, 13 MAY/218, Almaraz II está modulando -, queda por ver cómo se comportarán las dos primeras, aparte de SOLICITAR que el mix energético francés siga con la misma dinámica mostrada para con el español.
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  • 2.- 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 -.
Las noticias más importantes en torno a las plantas nucleares de Francia y España, han sido las siguientes:
  • FRANCIA.
    • HISTÓRICOS.
      • BLAYAIS 3 – parada programada -.  El 21 ABR/2018, la unidad de producción n. ° 3 de la central Blayais fue programada para la renovación y el mantenimiento del combustible. Después de una prueba periódica en el circuito RIS – permite la inyección de agua en el corazón del reactor para detener la reacción nuclear y mantener el volumen de agua en el circuito primario en el caso de pérdida de refrigerante primaria –, se concluye que éste debe ser parcialmente drenado. Los equipos se dan cuenta del vaciado de un depósito en este circuito. Esta operación dejó parcialmente fuera de servicio la inyección de alta presión de seguridad, lo que constituye un incumplimiento de las especificaciones técnicas de operación. Este evento no tuvo un impacto real en la seguridad de las instalaciones. Sin embargo, la falta de disponibilidad temporal y parcial de la inyección de seguridad de alta presión llevó a la dirección de la planta a informar la Autoridad de Seguridad Nuclear (ASN) el 25 ABR/2018, un evento en el nivel 1 en la escala INES (International Nuclear Event Scale), que cuenta 7.
      • BUGEY 4 – programada –. La unidad de producción 4 ha sido desacoplada de la red eléctrica el sábado 24 de marzo de 2018 y está ejecutando un proceso de mantenimiento que promete ser denso en 2018. Se llevarán a cabo también numerosos controles preventivos y pruebas reglamentarias, así como el reemplazo de parte del combustible.
      • CATTENOM 3 – programada –  El sábado 7 ABR/2018 a la 1:15, los equipos de la planta de energía nuclear Cattenom procedieron al cierre programado de la unidad de producción n ° 3. Durante este cierre periódico, se llevarán a cabo las inspecciones programadas y trabajo de mantenimiento, así como para renovar un tercio del combustible.
      •  CHINON 4  – programada – . Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción número 4 de la central nuclear de Chinon se cerró el sábado 07 ABR/2018 a la 1 de la mañana. En esta parada programada se renovará parte del combustible, y se ejecutarán operaciones de verificación y mantenimiento.
      • CIVAUX 2 – programada –  El sábado 17 MAR/2018, la unidad de producción número 2 fue desconectada de la red eléctrica para llevar la renovación de una parte del combustible de la unidad de producción, así como a la realización de operaciones de mantenimiento.
      • CRUAS 4– programada – – En la noche del viernes 04 al sábado 05 MAY/2018, los equipos de la central nuclear de EDF en Cruas-Meysse cerraron la unidad de producción n ° 4. Este es un cierre programado para renovar parte del combustible y llevar a cabo operaciones de control y mantenimiento.
      • DAMPIERRE 2 – programada –.  El reactor n ° 2 se detuvo el 30 MAR/2018 a la medianoche para renovar parte de su combustible y llevar a cabo muchas actividades de mantenimiento.
      • FLAMANVILLE 1 – no programada –.  El viernes 6 de ABR/2018, a las 3:45 A.M., EDF apagó automáticamente – el cierre automático del reactor, es gobernado por un dispositivo de protección, planificado desde la etapa de diseño, que se activa automáticamente en caso de que ocurra un evento fuera del funcionamiento normal – la unidad de producción n. ° 1 de la planta de energía nuclear Flamanville, de acuerdo con las características de seguridad y protección del reactor. Este evento sigue a la pérdida de una señal necesaria para controlar los clusters – se usan para regular la potencia del reactor –
      • FLAMANVILLE 2– programada – -.   En un contexto de menor demanda de electricidad, la unidad de producción 2 de la planta de energía nuclear de Flamanville se cerró el sábado 05 MAY/2018 a las 5:25 a. M. Este cierre a corto plazo equilibra la producción y el consumo, y optimiza la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • GRAVELINES 2  – programada – . En un contexto de menor demanda de electricidad, la unidad de producción n. ° 2 de la planta de energía nuclear de Gravelines se cerró el sábado 05 MAY/2018 a las 0:54. Este cierre a corto plazo equilibra la producción y el consumo, y optimiza la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • GRAVELINES 6 . Fíjate en el literal de la noticia: “EDF dijo en un comunicado que había decidido retrasar las interrupciones planificadas de mantenimiento de sus reactores Gravelines 6 y Tricastin 4 por una semana. Se habían configurado para desconectarse el 24 FEB/2018 para reabastecimiento de combustible y mantenimiento“. Ambos han sido desconectados el 03 MAR/2018.
      • NOGENT 1– programada – -.  El sábado 05 MAY/2018, a la 1:30, los equipos de la planta EDF Nogent-sur-Seine procedieron al cierre de la unidad de producción nº 1. Este cierre a corto plazo, permite adaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor. Los equipos aprovecharán esta parada para realizar el mantenimiento de la instalación.
      • PALUEL 2 – programada –.  El reactor Paluel 2 se desconectó en MAY/2015 para su revisión de 10 años. En el transcurso de estas inspecciones, un generador de vapor de 450 toneladas se estrelló contra el piso de dicho reactor, causando daños extensos. El 06 FEB/2018, Électricité de France (EDF) dijo que había instalado cuatro nuevos generadores de vapor en su reactor nuclear Paluel 2 de 1.300 Mw, pero que el trabajo técnico continuo implicaba que la planta se reiniciara en JUN/2018, en lugar de ABR/2018.
      • ST ALBAN 2.– programada –. La Unidad de Producción 2 fue cerrada el 3 FEB/2017 para su tercera revisión en diez años. Este cierre programado, que durará cerca de 5 meses, permitirá más de 15.000 operaciones de mantenimiento, casi 90 modificaciones de equipos y varios controles regulatorios. Todas estas actividades apuntan a mejorar aún más el rendimiento de producción y seguridad de la instalación.
      • PENLY 2– programada – -.  El sábado 28 ABR/2018, a las 2:00 a.m., los equipos de la planta de EDF de Penly procedieron al cierre para el mantenimiento de la unidad de producción n ° 2. Esta “parada para una recarga simple” tiene como objetivo renovar un tercio del combustible y llevar a cabo operaciones rutinarias de mantenimiento.
      • TRISCATIN 2 –– programada – -.  El sábado 28 ABR/2018 a las 2 A.M., los equipos de la planta EDF Tricastin procedieron al cierre de la unidad de producción nº 2. Este cierre a corto plazo, permite adaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • TRISCATIN 4 – programada –.  El jueves 08 MAR/2018, los equipos de General Electrics sacaron el cuerpo de alta presión de la turbina de la unidad de producción Nº 4 como parte de su parada de mantenimiento. Esta operación está destinada a eliminar los elementos internos de la turbina para hacer que las tareas de mantenimiento – esta maniobra moviliza a un equipo de unas 15 personas y se realiza cada 14 años -. 
    • NOVEDADES. ​
      • GOLFECH 1en línea –  El sábado 05 MAY/2018 a las 2:30 a.m., los equipos de la planta de energía nuclear de Golfech procedieron a cerrar, de forma segura, la unidad de producción n. ° 1. Este cierre permite, en un contexto de menor demanda de electricidad, equilibrar la producción y el consumo, y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • GRAVELINES 4 en línea –  La unidad de producción 4 fue reconectada a la red eléctrica nacional el miércoles 10 MAY/2018 a las 14h. La unidad de producción fue cerrada por simple recarga el 31 MAR/2018
    • RETRASOS CONEXIÓN: 
      • CATTENOM 3. Retrasa su arranque desde el 16 MAY/2018 hasta el 19 MAY/2018.
      • PALUEL 2. Prorroga su parada hasta el 22 JUN/2018, sumando un retraso de 68 días.
      • TRICASTIN 4. Su arranque será para el 20 MAY/2018, arrojando un desfase con respecto a las previsiones iniciales de 18 días. ​​
  • ESPAÑA.
    • HISTÓRICOS. ​
      • Viernes 02 MAR/2018VANDELLÓS IILa central nuclear Vandellós II, siguiendo los procedimientos establecidos, ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear que da inicio a la parada de la planta, después de haberse observado un pequeño aumento de caudal del agua recogida en los sumideros del edificio de contención. Pese a que los valores calculados de dicho caudal se sitúan muy por debajo de los establecidos por las especificaciones técnicas de funcionamiento de la central, la decisión operativa ha sido llevar a la planta a parada, de manera que se den las condiciones necesarias para acceder a la contención y llevar a cabo las actuaciones que permitan identificar el origen de este goteo y descartar que procede de la barrera de presión.
      • Viernes 09 MAR/2018. VANDELLÓS II. La central nuclear de Vandellós II se mantendrá parada al menos hasta el próximo 6 ABR/2018, según datos de Endesa en su archivo REMIT de indisponibilidades no programadas, de manera que pueda realizar la intervención necesaria para reparar la soldadura de la válvula de venteo, que ha sido identificada como el origen de la pérdida de agua notificada el pasado viernes 02 MAR/201.
      • Lunes 09 ABR/2018. VANDELLÓS II. El titular de la central nuclear Vandellós II (Tarragona) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), siguiendo el procedimiento establecido, que, en la tarde del viernes, durante las verificaciones previas al arranque de la central, detectó un goteo en el cierre de uno de los termopares de la vasija del reactor. Por este motivo, el titular inició la secuencia de acciones para retornar la planta a parada fría (modo 5) y solventar el goteo, así como para estudiar las causas.
      • Martes 13 ABR/2018. VANDELLÓS II – programada – ​ ANAV, propietaria de la central (Endesa 72% e Iberdrola 28%) ha anunciado que adelantará la parada para recarga de combustible que estaba prevista para mediados del mes de MAY/2018 y de esta manera su periplo inactivo se alargará hasta el próximo 31 MAY/2018, casi tres meses consecutivos sin producir energía.
      • ALMARAZ II – programada –  La Unidad II de la central nuclear de Almaraz ha sido desconectada de la red eléctrica a las 23.51 horas del 08 ABR/2018 para iniciar los trabajos correspondientes a la 24ª Recarga de Combustible. El programa de trabajo tiene una duración de 34 díashasta 12 MAY/2018 – y a su finalización la Unidad iniciará un nuevo ciclo de operación.
      • Jueves 19 ABR/2018Parada hasta 16 JUL/2018. La central seguirá un mes y medio más parada y no estará indisponible hasta el próximo 16 JUL/2018, según el archivo REMIT de indisponibilidades de Endesa. Se desconoce cuál es la causa de por qué Vandellós tiene que extender su parada. No ha habido notificación alguna al Consejo de Seguridad Nuclear.
Conclusión Importante: En este apartado podemos decir que las noticias son POSITIVAS: (1) FRANCIA está realizando muy bien los deberes, planificando las paradas en momentos en los que literalmente va SOBRADA**, donde la demanda de energía se sitúa en cotas anuales mínimas, muy cercana a los +1.000 Gwh/día, y previendo los problemas que pudiera tener cuando la época invernal haga acto de presencia, donde el consumo se ubica fácilmente en los +1.800 Gwh/día. (2) ESPAÑA, tiene el OK para el arranque de la central de ALMARAZ: su estado ha cambiado de PUESTA MARCHA – viernes 11 MAY/2018 -, a MARCHA – sábado 11 MAY/2018 -, cumpliéndose de este modo los plazos previstos.
*Nota: Está circunstancia en absoluto está afectando a las exportaciones españolas, posicionándose éstas prácticamente en máximos anuales (+68 Gwh/día en la última semana).
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      • 3.- OPINIÓN PERSONAL. UNA NUEVA INPUT EN LOS FUTUROS DE ELECTRICIDAD: EL CRUDO.

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        Hace bastantes semanas, que ando buscando correlaciones entre los precios del mercados de futuros y aquellas potenciales variables que pueden manejar las cotizaciones diarias de éste. En principio, PARECE aceptado que la alta INCERTIDUMBRE y por lo tanto tensión en la compra de energía se debe a los siguientes acontecimientos:

        • PARADA Vandellós. +48,25 €/Mwh (viernes 02 MAR/2018), +50,25 €/Mwh (09 ABR/2018), +51,35 €/Mwh (13 ABR/2018).
        • TEMOR a la nuclear francesa. Los dos últimos años, pesan demasiado en la mente de cualquier contraparte. Fíjate en las cotizaciones medias del mercado spot de electricidad:
            • Q4/2016, cerramos en 56,48 €/Mwh.
              • Viernes 07 OCT/2016El sufrimiento nuclear de Francia empuja los precios de la energía. ” Francia tiene siete reactores menos disponibles que en el mismo momento del año pasado después de que el operador Electricite de France SA anunciara que necesitaba detener 18 unidades para controles de seguridad. Eso se debe a que solo cerca del 60 por ciento de las plantas estarán disponibles a partir del 30 DIC/2016 debido al mantenimiento, y la flota no volverá a tener plena potencia hasta finales de ENE/2017″.
            • Q4/2017, nos situamos en los +57,97 €/Mwh.
              • Jueves 14 SEP/2017. Los componentes analizados de Creusot son aptos para el servicio.
                • ​”...El análisis de los componentes de la flota nuclear francesa, se está llevando a cabo en la planta de Areva en Creusot (SaôneetLoire), donde se han detectado anomalías en el rastreo de manufacturas…
                • “... Areva ha tenido que interrumpir la producción comercial de Le Creusot, que ha suministrado piezas para las centrales eléctricas de EDF y decenas de otras en todo el mundo, después de descubrir en 2016 posibles falsificaciones de documentos durante más de 40 años….
                • “... Se está llevando a cabo una auditoría del emplazamiento y EDF está llevando a cabo un examen a fondo de los ficheros de fabricación de los componentes procedentes de la planta, lo que da lugar, para cada reactor, a la elaboración de un fichero de resumen que se envía a la Autoridad de Seguridad Nuclear (ASN)…
                • … A partir del 14 de septiembre, se han enviado doce resúmenes a la ASN”, señaló EDF en un comunicado, en el que declaró que estos expedientes se referían a las unidades de producción de Chooz 2, Paluel 4, SaintLaurent 2, Penly 1, Cruas 3, Dampierre 3, Belleville 2, Tricastin 3, Chinon B3, Nogent 1, Gravelines 2 y Bugey 3…
          Comentario Importante: Cierto es que el mercado NO está descontando la situación de la GRAN hidráulica, donde en el presente año, nos encontramos con un producible hidráulico acumulado de +20.632 Gwh = +2.710 Gwh (ENE/2018) + 2.605 Gwh (FEB/2018) + 8.563 Gwh (MAR/2018) + 6.753 Gwh (ABR/2018), arrojando un promedio de +5.158 Gwh, en comparación con los +1.331 Gwh de media que se alcanzaron en 2017, donde el máximo se situó en +3.802 Gwh (FEB/2017). La explicación es sencilla: ante una parada de las centrales nucleares, los costes de OPORTUNIDAD de las turbinas subirán casi exponencialmente – ya lo vimos en Q3/2015 -.

        Teniendo en cuenta lo dicho, una vez que el Brent superó la cota de los +65,00 $/bbl, hay una pregunta que seguramente se estarán realizando los mercados: Ante la apertura de un hueco térmico, provocado por multitud de causas: (1) Subida de la demanda, (2) Parada de nucleares, (3) Disminución de la aportación eólica, gran parte de la tensión creada, será trasladada de manera directa a los ciclos combinados, haciendo que su dinámica aumente. Dado que la materia prima de estas centrales es el gas natural, resulta fácil ver la relación entre la cotización del brent y los precios de los futuros que ves en pantalla.

        Conclusión importante:  A mi modo de ver, comprar en el mercado de futuros en estos momentos, significa dar por CIERTO todas y cada una de las INCERTIDUMBRE/TENSIONES enumeradas: (1) NO se producirá el arranque de Vandellós. (2) Habrá problemas en las nucleares de Francia. (3) El trabajo de los ciclos combinados AUMENTARÁ.
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  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: La onda expansiva de las SANCIONES a Irán llega al mercado de futuros.  
    ALERTAS:
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Alcista. -. 2020 -> Levemente Alcista.  Q1/2019[49,03 – 55,13 – 55,71]. Q1-2020 [Omip -> 50,74 €/Mwh, +1,89%]. En el caso de la Q1/2019, el martes 08 MAY/2018, cerró en los +54,82 €/Mwh. A partir del anuncio de Trump, las cotizaciones alcistas se han sucedido: +55,00 €/Mwh (miércoles, 09 MAY/2018), +55,21 €/Mwh (jueves) y +55,71 €/Mwh (viernes). Es decir, la INCERTIDUMBRE provocada por el presidente de EEUU, ha provocado – de momento -, una subida de +0,89 €/Mwh (55,71 €/Mwh – 54,82 €/Mwh), lo que equivale a un +1,62% en tan solo tres sesiones. Por su parte, la Q1/2020, no se ha visto afectada por esta NUEVA input, aunque tiene embebida la INQUIETUD nuclear.
      Conclusión importante: En el corto plazo, puede que este “quarter” siga en cotas elevadas, sin embargo, mirando al medio plazo, sus cotizaciones deben tender a la relajación, por dos motivos: (1) Las centrales nucleares en Francia están funcionando bien, y no hay motivo para la ALARMA. (2) Arabia Saudí está CONFORME con un precio para el crudo a +80,00 $/bbl, y no creemos que lo deje crecer por encima de esa cota, sopena de dar más ALAS al fracking.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.
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    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Muy Alcista. Q2/2019[43,43 – 46,70 – 48,94]. La crecida del trimestre más COMPETITIVO de todo el año ha sido muy sorprendente: de +45,68 €/Mwh (martes, 08 MAY/2018) a +48,94 €/Mwh (viernes, 11MAY/2018), esto es, +3,26 €/Mwh (+7,13%). Destacando la crecida de +2,30 €/Mwh (+48,94 €/Mwh – 46,64 €/Mwh) en la última sesión.
      Conclusión importante: Es claro y notorio que ver en pantalla precios para una “Q2” cerca de +50,00 €/Mwh conduce a una conclusión directa: Gran parte del precio, es transferido a la tensión/stress que existe ahora mismo en los mercados. Sorprende que, al estar enfrente del MEJOR trimestre del año, donde las energías verdes SUELEN hacerlo bien, las perturbaciones del crudo se hayan propagado tan rápido.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 40,00 €/Mwh. 
      • Recomendación: No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> alcista, MÁXIMOS 2019 ->alcista, MÁXIMOSQ3/2018 [48,80 59,64 – 60,40]. Q3-2019 [Omip -> 54,60 €/Mwh, +3,60%]. Tal y como ocurría la semana pasada, ambas han vuelto a conquistar nuevos máximos: Q3/2018 => +60,40 €/Mwh y Q3/2019=> +54,60 €/Mwh. Si me preguntas cómo han respondido a la OFENSIVA de Trump, te diré que +1,40 €/Mwh (+2,37%) para el tercer trimestre de este año, y +1,60 €/Mwh (+3,01%).
      Conclusión importante:  Tiene cierta LÓGICA que los mercados hayan respondido con tanta contundencia en esta ventana temporal. Ante un aumento importante de la demanda de energía, son los ciclos combinados, los encargados de evitar los apagones estivales, siendo su materia prima el gas natural, indexado éste de manera directa con el barril de Brent. Sin embargo te he de decir que, con la puesta en marcha de forma inminente de la central nuclear de ALMARAZ II, sus cotizaciones deben relajarse de forma importante: NUNCA hemos tenido un pool por encima de +60,00€/Mwh, para el tercer trimestre del año.
      • Precio Objetivo:  Por debajo de 45,00 €/Mwh.   
      • Recomendación: No entrar.
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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . alcista, MÁXIMOS. -. 2019 -> alcista, MÁXIMOS. [48,67 59,77 – 61,15]. Q4-2019 [Omip -> 55,73 €/Mwh, +4,23%]. La respuesta de AMBAS ha sido idéntica a la descrita para el tercer trimestre del año, siendo los motivos también los mismos. Q4/2018 ha contestado con un incremento de +2,25 €/Mwh (+61,15 €/Mwh, viernes – 58,90 €/Mwh, martes), esto es, +3,82%. Por su parte, Q4/2020, ha subido +1,64 €/Mwh (+3,03%) => (+54,09 €/Mwh, martes; +55,73 €/Mwh, viernes).
      Conclusión importante: Debemos ver en pantalla, en el corto – medio plazo, precios más competitivos para este cuarto trimestre. En estos momentos, existen dos INPUTS NEGATIVAS, que están empujando los precios – existe un importante paralelismo con la Q1 -: NUCLEAR (Francia + España), y el repunte CRUDO. La primera debe tender a suavizarse, toda vez que desaparezca la SIMULTANEIDAD de tener dos centrales paradas. Con respecto a la segunda, la cuestión un mucho más compleja, pero tal y como te he comentado más arriba, NO creemos que el crudo sobrepase los +80,00 $/bbl: aparte de favorecer al Shale Gas, estaría perjudicando a la demanda.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]5.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). <

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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – “Hasta dónde puede caer un euro que ya cotiza en mínimos de cinco meses “-. Tendencia -> Muy bajista. [Promedio Semanal -> 1,1893 €/$, -0,99%. Cotizaciones [Lunes = +1,1902; Martes = +1,1870; Miércoles = +1,1879; Jueves = +1,1878; Viernes = +1,1934<] €/S.

    Miércoles 09 MAY/2018. Estado de los mercados de divisas. En la semana bajo análisis, el SENTIR de los mercados con respecto el TC es el siguiente:  El euro ha descendido hasta marcar un nuevo mínimo de este año 2018 con respecto al dólar, tras la decisión del presidente de EEUU, Donald Trump, de salir del acuerdo con Irán. Los analistas esperan que las alzas del petróleo afecten a la inflación, con subidas de precios de sus derivados, como los carburantes, y provoque que la Reserva Federal se vea forzada a aumentar aún más de lo previsto el precio del dinero para enfriar la economía.

    01.- EUROPA: EURO [BAJA] =  PRODUCCIÓN FRANCIA [BAJA] + SUBIDA DE TIPOS [LEJANA]. 
    • Miércoles 09 MAY/2018. Las fábricas francesas sufren la peor caída trimestral de producción desde 2012.  La manufactura francesa sufrió su peor caída trimestral desde 2012 en los primeros tres meses de este año, lo que subraya una pérdida de impulso experimentada en la región del euro. La bajada del -1,80% desde el cuarto trimestre fue la primera caída en más de un año.  Las cifras se suman a una imagen general de debilitamiento en la región que el presidente del Banco Central Europeo , Mario Draghi, describió hace dos semanas como “moderación” después de un período de fuerte crecimiento. La expansión tanto en Francia como en la zona euro fue la más débil en seis trimestres a comienzos de año. Claus Vistesen – economista de Pantheon Macroeconomics -: “Los datos confirman que la economía de la zona euro simplemente ha disminuido drásticamente … cualquier crecimiento que tuviéramos en 2017 nunca iba a ser sostenido“. El producto interno bruto de Francia se debilitó en un +0,30% por ciento en el primer trimestre, debido a las tormentas de invierno que azotaron el país, golpeando la producción fabril.
      Comentario Importante: Aunque Peter Praetjefe del Banco Central Europeo -, opine lo siguiente: “Hasta ahora no hay evidencia de que la moderación en el ritmo de la expansión económica refleje un debilitamiento duradero de la demanda … la información reciente sigue siendo coherente con una expansión sólida y de amplia base en la demanda interna“. Parece que los mercados NO opinan lo mismo, ya que el 15 FEB/2018, el TC se situaba en máximos (+1,2493 €/$), sin embargo esta semana, alcanzó su mínimo anual, +1,1870 €/$08 MAY/2018 -.

     

    • Miércoles 09 MAY/2018. El BCE dejará de comprar deuda en septiembre. Vitas Vasiliauskas – presidente del Banco de Lituania y miembro del Consejo del BCE -, ha declarado al diario alemán Handelsblatt que espera que este mismo año se ponga fin a esas compras: “Es temprano para poner fecha, en junio tendremos nuevos datos y una imagen más clara, pero desde la perspectiva de hoy, creo que el crecimiento reciente más débil de la zona euro es solo un fenómeno temporal y en mi opinión es probable que tengamos un periodo de transición hasta final de año. Entonces, comenzaremos el año con otros instrumentos a nuestra disposición …  con la expresión periodo de transición me refiero muy concretamente a una eliminación gradual de las compras de bonos…… los ejemplos de otros bancos centrales nos muestran que debemos proceder paso a paso…“.  Eso significa el fin de las compras de bonos en SEP/2018, luego un periodo de transición y después otras posibles decisiones sobre las tasas de interés.
      Comentario Importante: Una cosa es lo expresado por Vasiliauskas, y otra muy distinta lo que opinen y hagan los mercados: “Los inversores están apostando a que la subida de los tipos de interés de la zona euro se producirá más tarde de lo que se preveía, que era en JUN/2019. Con el telón de fondo de unos  datos económicos más débiles y cifras de inflación decepcionantes, los precios de los mercados monetarios sugieren que la subida no llegará hasta JUL/2019“. Desde TEMPOS, estamos más próximos al pensamiento de los analistas que, a lo expresado por Vasiliauskas, por una sencilla razón: si la economía se muestra débil, la inflación – santo y seña de Draghi -, no estará “cerca pero por debajo del +2,00%“.
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    • 02.- ESTADOS UNIDOS. DOLAR [SUBE] = INFLACIÓN [BAJA] + GUERRA COMERCIAL
      • Jueves 10 MAY/2018. La inflación subyacente quita presión a la Fed. Los coches más económicos, los servicios de televisión por cable y satélite, las tarifas aéreas y los servicios domésticos ayudaron a moderar la inflación de los EE. UU. En ABR/2018, el índice de precios al consumidor subyacente, que excluye los volátiles componentes de alimentos y energía, aumentó +2,10% con respecto al año anterior, según cifras del Departamento de Trabajo. Eso fue menor que el +2,20% proyectado por los economistas y reduce la presión sobre los responsables de la política de la Reserva Federal para considerar un ritmo más rápido de aumentos de tasas de interés, ya que la inflación se mantiene justo por encima de su meta del +2,00% .
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      • Jueves 10 MAY/2018. ​China declara la guerra comercial a EEUU. La Administración Trump ha dado un ultimátum a China en materia de comercio. En realidad, la amenaza se incluyó en el borrador relativo a las negociaciones de comercio que EEUU envió a Pekín la semana pasada: (1) China debería reducir el desequilibrio comercial entre EEUU y China en +100.000 millones de dólares en un año, a partir del 1 de junio de 2018 y en otros +100.000 millones en el año que empieza el 1 de junio de 2019. (2) El gigante asiático deberá retirar también las peticiones a la OMC sobre las medidas arancelarias relacionadas con la propiedad intelectual. (3) China no se opondrá, ni tomará represalias contra la imposición de restricciones de EEUU a la inversión de China en los sectores tecnológicos estadounidenses más sensibles o en sectores críticos para la seguridad nacional de EEUU. Sin embargo, los inversores de EEUU en China deberán tener acceso a un mercado justo, efectivo y no discriminatorio, que incluya la eliminación de restricciones a la inversión extranjera. (4) El 1 de julio de 2020, China reducirá los aranceles en sectores no críticos a niveles que no sean superiores a los aranceles equivalentes de EEUU. También abrirá el acceso a servicios y productos agrícolas siguiendo los requisitos de EEUU.
        Comentario importante: El documento enviado, constituye una petición FORMAL de guerra comercial, ya que prácticamente subestima el poder del adversario, manifestándoselo de manera literal y directa.​
      Conclusión Final importante: Es en la guerra comercial, donde el dólar puede perder algo de valor con respecto al euro, ya que si comparamos la dinámica de las dos economías y la velocidad de subida de tasas de interés, hay un claro ganador. Por tanto, desde TEMPOS vemos al TC en la horquilla [1,1500 – 1,2100] €/$, más próximo a los +1,1500 €/$ si se nos solicitara exactitud.
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    • COTIZACIÓN BRENT.- ” Irán dice que Trump está impulsando los precios del petróleo ” -.Tendencia -> Muy Alcista. [Futuros Anual = +74,86 $/bbl, +3,53%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +76,17; Martes = +74,85; Miércoles = +77,21; Jueves = +77,47; Viernes = +76,99] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+74,86 $/bbl] < CONTADO [+76,99 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 09 MAY/2018 -. Han disminuido  en +2,197 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de –0,20 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 433,775 Mb.
      • Inventarios Gasolina – miércoles 09 MAY/2018 -: Han descendido en +2,174 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de –0,450 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +235,760 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 04 MAY/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 04 MAY/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 11 MAY/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,703 Millones de barriles al día (Mbd) – nuevo récord absoluto -, aumentando en +0,08 Mbd. Las exportaciones, han disminuido en +0,47 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 6,692 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han crecido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 844,00 (+10,00).

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      Situación de los Mercados de Crudo.  Para la semana que nos ocupa, los vectores que han manejado el precio de crudo han sido los siguientes: Primero – más importante -: La aplicación por parte del presiente Donald Trump de sanciones a Irán. Segundo. Bombardeo de Israel a posiciones iraníes en Siria. Tercero.  Fracking, disminución de las reservas y aumento de las plataformas perforadoras. Cuarto. Situación agónica de Venezuela. Quinto. Estimaciones del precio de crudo por parte de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA).

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      • 01.- ESTADOS UNIDOS: SITUACIÓN FRACKING.
        • Miércoles 09 MAY/2018. El crudo aumenta, a medida que los inventarios se reducen. Los datos de EIA mostraron que las existencias de crudo cayeron en -2,20 Mbd la semana pasada – algunos analistas estimaron una subida de +1,00 Mbd antes de que se publicara el informe -. La bajada de crudo se debió en gran parte a un descenso de las importaciones, que disminuyeron en la mayor cantidad desde NOV/2016.
        • Viernes 11 MAY/2018. Los perforadores de EE. UU. elevan el número de plataformas petrolíferas por sexta semana consecutiva. Los perforadores agregaron 10 plataformas petrolíferas en la semana del 11 MAY/2018, lo que arroja un cómputo total de +844, el nivel más alto desde MAR/2015. Más de la mitad de las plataformas petrolíferas, se encuentran en la cuenca Pérmica – al oeste de Texas y al este de Nuevo México -. Las unidades activas allí, aumentaron esta semana en cinco, llegando hasta las +463, la mayor cantidad desde ENE/2015. El gobierno de los EE. UU. espera que la producción de petróleo en el Pérmico suba a un récord de casi +3,20 Mbd en MAY/2018, aproximadamente el +30,00% de la producción total de petróleo del país.
        • Jueves 10 MAY/2018. El Shale Gas, cerca del Cash – flow positivo.  El boom de esquisto está en pleno apogeo, donde la ocupación de los equipos es igual a la alcanzada en 2014. La novedad esta vez: las empresas petroleras enfatizan su prudencia, junto con su producción. La combinación de: (1) Aumento de la producción, (2) Precios del petróleo en máximos de tres años y, (3) Gasto bajo control, significa que el fracking – que ha quemado notoriamente más efectivo de lo que ganaba a medida que los inversores financiaban su expansión -, se acercó a un hito en el primer trimestre : Flujo de efectivo libre positivo. A medida que el petróleo sube por encima de los +70 $/bbl, las perspectivas para los próximos trimestres parecen aún más brillantes  – gracias al empleo de nuevos sistemas de pozos de alta tecnología, y ante la insistencia de los inversionistas que empujan la recuperación de la inversión sobre el crecimiento -.
        • Viernes 11 MAY/2018. El curioso problema técnico de EEUU para sacar el petróleo por mar y exportarlo. Los puertos de la Costa del Golfo no están preparados para acoger a los ‘super-petroleros’ que hacen más eficiente el transporte de oro negro. Ante esta limitación técnica, la petroleras tienen que recurrir a buques más pequeños y más caros, lo que impone una prima al precio del crudo estadounidense que le resta competitividad en los mercados internacionales. La EIA comenta en una nota al respecto que se ha centrado mucho la atención en las limitaciones de los oleoductos para transportar el petróleo hasta la Costa del Golfo, sin embargo, las limitaciones potenciales del transporte por mar también son relevantes.
        • Jueves 10 MAY/2018. EIA aumenta las previsiones de precios de petróleo crudo. La EIA pronostica que los precios del crudo Brent promediarán en +71,00 $/bbl en 2018.Señala que es probable que los precios del petróleo crudo hayan subido por tres razones:
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        •  (1) La caída de los inventarios mundiales de petróleo. Los inventarios mundiales de petróleo cayeron en promedio cerca de -0,60 Mbd en cada uno de los últimos cinco trimestres (ENE/2017 hasta MAR/2018). Mientras, las reservas de petróleo para los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) a finales de ABR/2018 fueron aproximadamente un -3,00% más bajos que el promedio quinquenal anterior (2013-2017), el mayor porcentaje inferior al promedio de cinco años desde MAR/2014.
          (2) Las mayores percepciones del mercado sobre los riesgos geopolíticos. Estos riesgos, como la reimposición de las sanciones petroleras contra Irán y los próximos resultados de las elecciones de mayo en Venezuela, pueden materializarse en acciones que eliminen los suministros de petróleo del mercado mundial y, a su vez, ajusten los balances mundiales del petróleo.
          (3) Las fuertes señales de crecimiento económico mundial.​ El consumo global de combustibles líquidos está aumentando rápidamente. La EIA estima que el crecimiento del producto interno bruto ponderado del consumo mundial para el año 2018 alcanzará su tasa más alta desde 2012.

          Conclusión Importante: Desde TEMPOS, vemos como semana tras semana, la producción de EEUU sigue batiendo récords. Sin embargo, eso NO es suficiente, ya que como bien dice la EIA: (1) Hay menos crudo, (2) La incertidumbre crece, y todos sabemos que el crudo es una commodity eminentemente especulativa, (3) Se consume más y, atendiendo al informe de la semana pasada, hemos de añadir la dinámica de los Hed Funds – apostando a una subida -, así como la operación de Arabia Saudí con su empresa estatal, Aramco. La duda que tenemos en estos instantes es: ¿se parará el precio en un promedio de +71,00 $/bbl, o se situará como máximo en los +80,00$/bbl, tal y como desean los saudíes para la OPV de Aramco?. Hay cinco inputs que están “vivas”, pero al menos a día de hoy tenemos un orden de magnitud.
      • 02.- Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): INCERTIDUMBRE ORIENTE MEDIO (SANCIONES IRÁN + BOMBARDEO SIRIA) + VENEZUELA.
        • Miércoles 09 MAY/2018. Trump rompe el acuerdo nuclear con Irán y abre una nueva era de incertidumbre.  Ni las presiones de su gran aliado y amigo Emmanuel Macron, presidente de Francia, ni el poder de convicción de la canciller alemana, Angela Merkel, han desviado a Trump de su postura, que ha dado por finalizado el acuerdo firmado en 2015 entre Estados Unidos, Rusia, China, Francia, Alemania, Reino Unido para limitar el poder atómico de Irán a cambio del levantamiento de las sanciones internacionales contra el país. Por su parte, la respuesta de Irán ya se adelanta beligerante. El presidente iraní, Hasan Rohaní, advirtió este fin de semana a Estados Unidos de que se arrepentirá “muy pronto” si abandona el acuerdo. Rohaní se niega a negociar un nuevo pacto, pero Trump está convencido de que no le quedará más remedio.
          Conclusión importante: Irán es el tercer mayor exportador de crudo OPEP, con +2,60 Mbd. Al romper el acuerdo, Trump da seis meses a las empresas estadounidenses que compran petróleo iraní para que dejen de hacerlo o se arriesgarán a ser sancionadas. Desde TEMPOS pensamos que aunque las consecuencias son difíciles de calibrar, fíjate lo que dice Gonzalo Escribanodirector del Programa de Energía del Real Instituto Elcano -: ” nadie tiene ni idea de dónde van a estar los precios del petróleo en seis meses“, es evidente que ayudará a los RECORTES del cártel, PERO Arabia Saudí se ha apresurado a decir que ayudará a evitar una caída de la producciónno quiere dañar a la demanda, en previsión de la operación de Aramco -. Por lo tanto, pensamos que la deriva puede ser coyuntural más que estructural.
        • Jueves 10 MAY/2018. Israel ataca docenas de objetivos iraníes en Siria tras el disparo de varios cohetes.  La operación israelí es una de las mayores operaciones aéreas de la Fuerza Aérea en los últimos años y la mayor contra objetivos iraníes. Se atacaron docenas de objetivos: centros de inteligencia, bases militares, almacenes, misiles balísticos y un vehículo que sirvió como lanzadera de los cohetes.
        • Miércoles 09 MAY/2018. Las sanciones de Irán se suman al colapso venezolano.  Mientras el mundo reflexiona sobre el destino de las exportaciones de Irán , el mercado del petróleo está más expuesto que nunca a los efectos del espectacular colapso de la producción venezolana. La nación sudamericana, poseedora de las reservas de petróleo más grandes del mundo, ha visto su producción caer casi un -40,00% por ciento desde 2015, a +1.50 Mbd, en medio de la agitación política y una crisis económica bajo el presidente Nicolás Maduro. Con los acreedores globales mirando los activos venezolanos y los Estados Unidos considerando más sanciones, la producción podría caer aún más, a +1,00 Mbd.
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        Conclusión Final Importante: Hay demasiadas variables que afectan a la cotización de barril de brent, y de ahí las diversas opiniones acera del horizonte más próximo: (1) Bank of America Merrill Lynch: “eleva sus previsiones para el barril de Brent a 70 dólares de media este año y a 75 dólares el próximo ejercicio“. (2) Antonio Brufaupresidente de Repsol – “… vaticinó un escenario medio de precios del crudo en torno a los 60 o 70 dólares el barril, después de registrar una media de 66,8 dólares en el primer trimestre de este año…”. Desde la consultora, nos resulta difícil fijar unos límites, aunque parece claro que el superior está establecido en los +80,00 $/bblya lo hizo hace tiempo Aramco -.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Es sumamente difícil estar contento con una compra a priori, pero si lo haces convencido, con CONOCIMIENTO, todo es más fácil.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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