CLIENTES INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [06JUL-12JUL] 2019

 In El Rincón del Experto

Buenos días, desde la consultora TEMPOS, esperamos que la mañana haya comenzado MAGNÍFICAMENTE bien para ti. Durante la semana pasada, hemos pensando en la siguiente reseña,

  • “Para nosotros, COMPRAR BIEN, significa aprovechar las oportunidades con CONOCIMIENTO

  • 1.- INTRODUCCIÓN.
    • Mercado Spot Electricidad.
      • España. Llevamos consumidos 12 días del tercer trimestre de 2019 – contamos hasta el último día dentro de la ventana temporal del presente informe -, con una media para el mercado spot, situada en los +52,51 €/Mwh, a una GRAN DISTANCIA del promedio de +65,77 €/Mwh, alcanzado en Q3/2018. Básicamente, la importante diferencia señalada, es debido a DOS (2) razones:
        • CONSUMO y PRECIO GAS. En Q3/2018, las plantas de ciclo combinado inyectaron al mix energético un promedio de +78,00 Gwh/día, estando el MIBGAS cotizando en los +26,79 €/Mwh. Sin embargo, en el trimestre actual, las plantas de gas han aportado a la malla de España +231,00 Gwh/día, lo que arroja una diferencia de +153,00 Gwh/día (+196,15%), a un precio de +14,45 €/Mwh, esto es, -12,34 €/Mwh (-46,06%), más COMPETITIVO.
        • CONSUMO y PRECIO CARBÓN. En el caso del mineral, en el tercer trimestre de 2018, las centrales térmicas produjeron +121,00 Gwh/día, mientras que para Q3/2019, la cantidad se eleva a +20,00 Gwh/día, habiendo por tanto una distancia de -101,00 Gwh/día (-83,47%). Si miramos los costes, la tonelada de carbón estaba en los +99,98 $, sin embargo, este año el coste si sitúa en los +57,85 $/ton, es decir, -42,13 $/ton (-42,13%) más barato.
          Conclusión Importante: El pool del tercer trimestre de 2019, ha comenzado con un TECHO de precios, sustentado por un hecho que NUNCA antes había ocurrido, SWITCHING entre carbón y gas natural: en Q3/2019, el combustible está entrando un +196,15% más que en Q3/2018, siendo su coste un -46,06% más competitivo. Por su parte, el mineral, inyecta un -83,47% con respecto al mismo periodo del año anterior, estando su precio además un -42,13% más más económico.
      • Francia. El país vecino MANTIENE su coste de la energía muy cerca de la cota de los +35,00 €/Mwh. Sin embargo, las EXPORTACIONES a España, apenas superan los +30,00 Gwh/día, cifra INSUFICIENTE, habida cuenta del trasvase alcanzado en Q3/2018, que se situó en los +45,00 Gwh/día, esto es, +15,00 Gwh/día (+50,00%).
    • Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, SE COMPLICA:

A partir de ahora, busquemos el CONOCIMIENTO ayudemos a tu CUENTA de RESULTADOS.

  • 2.1.- POOL FRANCIA. AÚN CON LA CAÍDA DE LA DEMANDA, EL COSTE DE LA ENERGÍA AUMENTA.

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  • Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu IZQUIERDA, 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 DERECHA, se señala la correlación que existen entre el pool eléctrico y aquellas tecnologías que lo haces posibledriver de precios -, así como los costes para el gas centro europeo, TTF.
    • Ecuación Mix Energético. Demanda (baja, -30,00 Gwh/día) ≈ Nuclear (baja, -4,00 Gwh/día) +Interconexiones (suben, -1,00 Gwh/día) + Verdes (bajan, -32,00 Gwh/día) + Fósiles (suben, +9,00 Gwh/día).

      Correlación de Precios. A partir de 25 ABR/2019, el cierre medio diario del mercado spot francés, aparece en SINTONÍA con la aportación de las centrales de ciclo combinado imagen superior derecha -, esto es, con el coste del gas centro europeo (TTF).
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Dentro de la ​ventana temporal, [06JUL-12JUL] 2019, el coste de la energía en el mercado spot de Francia, ha AUMENTADO en +5,98 €/Mwh (+20,05%), con respecto al mismo periodo anterior, debido a la confluencia de DOS (2) circunstancias:
      • DEMANADA – BAJA -. La relajación de las temperaturas en Francia, ha provocado que el nivel de consumo descienda hasta los +1.112 Gwh/día, arrojando una diferencia con respecto el mismo periodo anterior de -30,00 Gwh/día (-2,60%).
      • HIDRÁULICA – BAJA. La aportación de energía eléctrica a través del agua turbinada ha DESCENDIDO de manera importante, pasando de los +178,00 Gwh/día a los +155,00 Gwh/día. Hablamos por tanto de una BAJADA de -23,00 Gwh/día (-13,12%), siendo la razón la expuesta en la siguiente noticia.
        • [Viernes 12 JUL/2019. Montel News]. El periodo de altas temperaturas debilita el flujo de los ríos. Los flujos en los principales ríos franceses se han “debilitado” significativamente en las últimas dos semanas, en medio de un clima persistente, caliente y seco. En el este de Francia, las altas temperaturas han reducido los flujos en los ríos Mosa y Mosela, mientras que los del Rin se vieron afectados indirectamente por una mayor demanda de suministro de agua de otros afluentes. Mientras tanto, los flujos en el río Loira, que se extiende desde el noroeste al sureste de Francia, cayeron por debajo de el umbral de referencia de 60 m³/segundo.También, las aguas del Ródano estuvieron un 15% más bajas de lo normal.
        • CONSECUENCIA. CICLO COMBINADO – SUBE -. Aquí ha estado la clave de bóveda. El déficit que está provocando la energía hidráulica, se ha solventado AUMENANTADO la dinámica de las centrales de gas, haciéndolas producir +9,00 Gwh/día (+13,69%) con respecto a la semana anterior, añadiendo que el coste de la materia prima, ha SUBIDO de +9,88 €/Mwh a +11,67 €/Mwh, es decir, +1,79 €/Mwh (+18,06%).
    • PREVISIÓN DE PRECIOS. Para la próxima semana, desde lunes 15 JUL/2019 hasta el domingo 21 JUL/2019, Francia disfrutará de unos costes de la energía por DEBAJO de los +40,00 €/Mwh. Lo vemos de manera pormenorizada:
      • Mercado Spot – sube -: Media (+38,53 €/Mwh). Mínimo (+34,75 €/Mwh, domingo). Máximo (+41,28 €/Mwh, martes).
      • Demanda de Energía –baja -: Media (+1.107 Gwh/día). Mínimo (+982 Gwh/día, domingo). Máximo (+1.172 Gwd/día, miércoles)
      • Producción Eólica – baja -: Media (+42 Gwh/día). Mínimo (+31 Gwh/día, domingo). Máximo (+78 Gwd/día, lunes)
        Conclusión Importante: El ÚNICO problema que presenta FRANCIA en estos momentos, es la BAJA actividad hidroeléctrica, debido a la merma en la capacidad de sus ríos. Esta circunstancia provocará que el mercado spot estimado para la semana próxima, se sitúe en los +38,53 €/Mwh, alejado de la cota de +30,00 €/Mwh. En relación a la malla de nuestro país, las exportaciones se mantendrán muy BAJAS, alrededor de los +30,00 Gwh/día.

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

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  • Conclusión Importante: Comenzamos a acusar la SEQUÍA:

    • [Martes 09 JUL/2019. Montel News]. La disponibilidad de la hidroelectricidad española se reduce al 49,30%. La capacidad disponible de energía hidroeléctrica cayó en -1,40 puntos porcentuales, situándose en el +49,30%. La última cifra – llevamos cinco semanas consecutivas de caídas -, fue casi 16 puntos porcentuales más baja que hace un año, y por debajo del promedio de cinco años del +60,70% y, del promedio de 10 años del +61,40%.
    En estos momentos, es el GAS el que está AMORTIGUANDO la falta de agua, habiendo un problema en el horizonte cuando los precios del combustible comiencen a CRECER

  • 2.2.2.- POOL ESPAÑA. A MENOR EÓLICA, MÁS GAS.

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  • La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
  • Ecuación Mix Energético.Demanda (baja, 15,00 Gwh/día) Nuclear (sube, +3,00 Gwh/día) + Interconexiones (suben,+3,00 Gwh/día) + Verdes (bajan, -22,00 Gwh/día) + Fósiles (suben, +6,00 €/Mwh). ​
  • Correlación de Precios. El pool eléctrico de España, aparece TOTALMENTE gobernado por la aportación de las CENTRALES de CICLO COMBINADO, es decir, por el GAS NATURAL imagen inferior derecha -, estando el precio de éste muy cerca de MÍNIMOS ANUALES, en +14,550 €/Mwh – MIBGAS, viernes 11 JUL/2019
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Dentro de los SIETE (7) días que abarca el análisis, desde el 06 JUL/2019 hasta el 12 JUL/2019, el mercado spot de nuestro país ha SUBIDO +2,06 €/Mwh (+4,08%), debido básicamente a UNA (1) razón fundamental:
      • SWITCHING VIENTO – GAS. Esta semana, se ha vuelto a poner de manifiesto la tecnología que en estos momentos CONTROLA al mix energético, además con suma facilidad. Se trata de la aportación que realizan las centrales de ciclo combinado. Ante la CAÍDA de la energía eólica en -13,00 Gwh/día (-13,67%), la decisión ha sido recurrir al GAS, quien ha aportado prácticamente la misma cantidad, +12,00 Ghw/día (+5,32%), casi al mismo precio que la semana pasada, siendo el cambio, viento por gas, el que ha acabado por encarecer al mercado spot.
    • PREVISIÓN DE PRECIOS. Para la siguiente semana, desde el 15 JUL/2019 hasta el 21 JUL/2019, en la consultora TEMPOS, estimamos un promedio de los costes de la energía por encima de los +51,00 €/Mwh, siendo el detalle pormenorizado el siguiente:
      • Mercado Spot baja -: Media (+51,49€/Mwh). Mínimo (+49,48 €/Mwh, domingo). Máximo (+54,05 €/Mwh, viernes).
      • Demanda de Energía – misma -: Media (+728 Gwh/día). Mínimo (+637 Gwh/día, domingo). Máximo (+762 Gwd/día, viernes)
      • Producción Eólica sube -: Media (+115 Gwh/día). Mínimo (+101 Gwh/día, jueves). Máximo (+123 Gwd/día, martes)
      • Conclusión Importante: Aunque la aportación de carbón esté LATENTE, no es preocupante, ya que los precios medios diarios miran constantemente al GAS, cuestión que está permitiendo llevar el promedio del coste de la energía por debajo de los +55,00 €/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.
        • ARRANQUE.
          • DAMPIERRE 4. La unidad de producción número 4 de la planta de Dampierre-en-Burly se reconectó el 11 JUL/2019 a las 11 a.m., y alcanzó la potencia máxima a las 17:55. Fue cerrado el 26 JUN/2019 a la 1:30 am, después del descubrimiento de un defecto en el equipo ubicado en la parte nuclear de la instalación.
          • GRAVELINES 5. La Unidad de producción número 5 se había cerrado durante la noche del 27 al 28 JUN/2019 para realizar una breve operación de mantenimiento en un tanque de protección contra incendios de una bomba en el edificio del reactor. Esta unidad se reinició el sábado por la mañana y se reconectó a la red a las 5:45.
        • PARADAS
          • CHINON 3. El martes 09 JUL/2019, la unidad de producción número 3 se desconectó de la red a las 5:15 pm. Este cierre programado, permitirá realizar el maantenimiento en las tuberías ubicadas en la parte no nuclear de la instalación.
          • DAMPIERRE 2. El reactor número 2 de la central nuclear de Dampierre en Burly, se cerró de manera segura el domingo 07 JUL/2019 a las 2:00 am. De acuerdo con nuestros procedimientos de operación, la extensión de una operación de mantenimiento en equipos ubicados en el Edificio Auxiliar Nuclear requirió esta parada.
        • RETRASOS. CUATRO (4).

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        Conclusión FINAL Importante: ​​​​​La disponibilidad de FRANCIA, se sitúa por debajo del +70,00%, sin embargo, el nivel de cobertura – tabla del apartado 2.1. POOL FRANCIA -, se sitúa prácticamente en las mismas cifras que el año anterior.

  • 4.- OPINIÓN PERSONAL. FUTUROS ELÉCTRICOS. ESTAMOS EN UN ENTORNO ALCISTA: ¿HASTA CUÁNDO?
    01.- EL TTF CRECE +3,688 €/Mwh (+40,59%) en DOS SEMANAS.

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    Las imágenes que estás observando, dibujan la evolución de las cotizaciones para el gas centro europeo, Title Transfer Facility (TTF), desde el 01 AGO/2016 – izquierda -, y 01 MAR/2019 – derecha -, hasta 12 JUL/2019 – ambos casos -. La principal novedad, es el MÍNIMO alcanzado, tal y como refleja la siguiente noticia.

    • [Viernes 28 JUN/2019. Montel News]. El gas europeo pierde los 9,00 €/Mwh y toca un mínimo de 10 años. El contrato ha CAÍDO alrededor del -60,00% este año, en un mercado inundado de suministro, y se espera que lleguen más cargamentos de GNL en las próximas semanas. Los datos de Gassco mostraron que los envíos de Noruega al resto de Europa alcanzaron los +302 millones de metros cúbicos (mcm) al día, en comparación con los +272 mcm/día de la semana anterior. Los almacenamientos de gas en Europa alcanzaron el +70% de su capacidad total, casi +24 puntos más que en 2018.

    Sin embargo, se han producido DOS (2) inputs que han provocado que el coste del combustible pase de los +9,087 €/Mwh [Viernes, 28 JUN/2019] a los +12,775 €/Mwh [Viernes, 12 JUL/2019], arrojando una SUBIDA de +3,688 €/Mwh (+40,59%).

    • [Martes 02 JUL/2019. Montel News]. El carbón y el gas se consolidan con ALTAS TEMPERATURAS. Los precios del carbón y el gas, SUBIERON ante las previsiones de un retorno a temperaturas por encima de lo normal, que elevarán la demanda. Las temperaturas se mantendrán (3-4)ºC por encima de lo normal en el oeste y suroeste de Europa. La semana pasada, Francia registró temperaturas récord por encima de los +45ºC y otros países más tuvieron nuevos récords de JUN/2019.
      • Comentario Importante: : Si miramos a Francia, la generación de electricidad a partir de las plantas de ciclo combinado ha sido de +54,00 Gwh/día [01-07] JUN/2019, +58,00 Gwh/día [08-14] JUN/2019, +58,00 Gwh/día [15-21] JUN/2019, +61,00 Gwh/día [22-28] JUN/2019, +69,00 Gwh/día [29JUN-05JUL] 2019, y +76,00 Gwh/día [06-12] JUL/2019, siendo el corolario el siguiente: a partir del 29 JUL/2019, el consumo AUMENTA a nivel promedio en +13,00 Gwh/día (+22,86%), en relación a la media de las CUATRO (4) primeras semanas de JUN/2019. Las cifras para nuestro país también son evidentes – a nivel promedio -: +171,00 Gwh/día [01-28] JUN/2019, y +225 Gwh/día [29JUN-12JUL] 2019, arrojando una SUBIDA de +54,00 Gwh/día (+31,75%).
    • [Martes 09 JUL/2019. Montel News]. El spot se eleva cerca MÁXIMOS de 2 meses. Los precios del gas AUMENTARON, debido a la falta de suministro del gasoducto y a la menor producción de energía eólica. Los flujos de gas de Noruega a la UE, que alcanzaron un máximo semanal de +339 mcm, habían caído -20,00 mcm hasta al momento.

    02.- LOS DERECHOS DE EMISIÓN SE INCREMENTAN +2,22 €/tCO2 (+8,36%) en UNA SEMANA.

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    Las gráficas que aparecen más arriba, representan las cotizaciones para los derechos de emisión, desde el 02 ENE/2018 – izquierda -, y a partir del 21 NOV/2019 – derecha -, hasta el 12 JUL/2019 – ambos casos -. Si giramos la vista hacia las TRES (3) últimas semanas, llegaremos rápidamente a la siguiente corolario: mientras que en los primeros quince días, el coste del CO2 aparece estabilizado en los +26,54 €/tCO2 de media, en la última semana los precios de éste experimentan una importante SUBIDA, ubicándose en los +28,76 €/tCO2 [Viernes, 12 JUL/2019]. Hablamos por tanto de una escalada de +2,22 €/tCO2 (+8,36%), siendo las razones, las que aparecen señaladas a continuación.

    • [Viernes 12 JUL/2019. Montel News]. CO2 con soporte encima de los 28€/tCO2 debido a la “tormenta perfecta”. Los precios de CO2 se consolidaron con un suporte por encima de los +28 €/tCO2, con los niveles retrocediendo desde un máximo de 11 años alcanzados a mediados de la semana. Tom LordRedsha Advisors -: “Vimos precios más altos de la energía; la gente aún estaba digiriendo la decisión del Tribunal de Justicia Europeo sobre las asignaciones de cogeneración, que espera reduzca la asignación gratuita de EUAs a plantas de cogeneración que abastecen instalaciones industriales, y podrían provocar compras alrededor de los (150-700) millones.”.
    • [Miércoles 10 JUL/2019. Bloomberg]. Voto alemán para cancelar permisos, envía al carbono a MÁXIMOS de 11 años. Los permisos de carbono de la Unión Europea se elevaron a un máximo de 11 años después de que Alemania indicara que protegerá el mercado de emisiones de la región, mediante la cancelación de las previsiones para evitar que se acumule un excedente a medida que cierra las centrales eléctricas de carbón. Svenja Schulze – ministra de Medio Ambiente -: “Hemos visto un aumento alentador en los precios de los permisos, por lo que no es de extrañar que consideremos esencial que el instrumento continúe funcionando como debería. Eso es lógico. No tiene ningún sentido implementar una salida del carbón aquí, solo para exportar licencias de contaminación al sistema europeo más amplio “. Schulze no detalló la cantidad de permisos que podrían cancelarse, ni tampoco dio a conocer el momento de tal movimiento. Bo Qinanalista de BloombergNEF en Londres -: “ No es seguro que Alemania cancele las asignaciones, ya que eso podría significar que la nación renuncie a los 5.000 millones de euros (5.600 millones de dólares) de los ingresos que estima ingresar hasta 2030, con las subastas semanales que posee“.

    Otra input que ha ayudado a la palanca de precios del CO2, ha sido la publicación por parte del European Energy Exchange del calendario actualizado de subastas para el período de SEP/2019 a DIC/2019, así como el programa de ventas de ENE/2020 a AGO/2020. Lo más importante, con la vista puesta en el corto plazo, es el flujo de subastas para JUL/2019, AGO/2019 y SEP/2019, respectivamente: +67,949 millones, +29,219 millones y +54,593 millones, tal y como aparece en la siguiente gráfica.

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    La circunstancia descrita, ha provocado que muchos industriales, hayan decidido ADELANTAR las compras, a sabiendas del MENOR volumen previsto para AGO/2019, un -56,99% con respecto a JUL/2019,

    03.- ¿HASTA CUÁNDO EL ENTORNO ALCISTA EN LOS FUTUROS ELÉCTRICOS?.

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    El ALZA en el “driver” que gobierna en estos momentos los futuros eléctricos, derechos de emisión, ha provocado un INCREMENTO en éstos considerable – aparecen en total sintonía -. Hablamos de +4,35 €/Mwh (+7,68%), +2,00 €/Mwh (+3,64%), +1,40 €/Mwh (+2,70%), para Q4/2019, Year/2020 y Year/2021, respectivamente, desde 19 JUN/2019. Por otro lado, veamos cuál es el estado actual para los otros POSIBLES conductores de precios, en un horizonte de corto – medio plazo.

    • [Jueves 11 JUL/2019. Montel News]. El carbón alcanza un MÁXIMO de 2 meses. Los inventarios combinados de carbón en las principales terminales del noroeste de Europa, se situaron esta semana en +7 millones de toneladas, alrededor de un +25,00% más en el año, mientras que las instalaciones europeas de almacenamiento de gas estaban llenas en un +73,00%, en comparación con el +53,00% de hace un año. Analista/Trader: ” Soy bastante bajista para el carbón, el gas y la energía, ya que las reservas de gas siguen siendo bastante altas, se pronostica que el clima será templado, por lo que no debería haber un aumento real en la demanda, y tampoco hay indicios de que haya una reducción en el suministro carbón o gas “.
    • [Jueves 11 JUL/2019. Montel News]. Las EUA se corrigen, a medida que disminuye la demanda. La Clean Spark Spread (CSS) – margen de ganancia de la quema de gas para generar energía – para los próximos dos meses, tuvo una ventaja de alrededor de (8,6-9,5) €/Mwh sobre la Clean Dark Spread – rentabilidad planta térmica de carbón – dado un índice de eficiencia del +49,00% para Gas versus +38,00% para el carbón.
      • Analista:Creo que el gas aún tiene un potencial para aumentar con los precios de mantenimiento y del carbón en el verano de Noruega, que siguen siendo apenas competitivos en relación con el gas“.
      • Alfa Energy: ” Los precios del gas caerán, debido a altos niveles de almacenamiento, tasas de llegada de GNL superiores a la media y no se prevén amenazas a la disponibilidad de centrales nucleares o de carbón debido al clima cálido“.
      Conclusión FINAL Importante: Desde la consultora TEMPOS, miramos hacia el GAS, concretamente al TTF. La mayor parte de la subida de las DOS (2) últimas semanas, +40,59 %, [Viernes 28 JUN/2019] vs [Viernes 12 JUL/2019], se la debemos al uso INTENSIVO de las centrales de ciclo combinado. Siguiendo con el razonamiento, este combustible tiene grandes posibilidades de CAER, una vez que las temperaturas vuelvan a la senda NORMAL y, habida cuenta del EXCELENTE estado de los inventarios. En esta coyuntura, las centrales de ciclo combinado, SUPERAN en competitividad a las centrales térmicas de carbón en (8,6-9,5) €/Mwh, lo cual provocará una presión del combustible hacia el mineral, y por ende, al CO2. Dicho ajuste, puede que consiga resultados LEVES en el corto plazo, debido a la disminución de la subasta de AGO/2019 en -38,729 miillones (-56,99%), con respecto a JUL/2019. Sin embargo, será a partir de SEP/2019, cuando las condiciones para los EUAs mejoran sustancialmente, al entrar en el mercado +25,373 millones (+86,83%) más que AGO/2019. Por tanto, si NO se produce algún evento de naturaleza positiva para el CO2 – concreción de Alemania en relación al ajuste de permisos -, en condiciones NORMALES, deberíamos ver en cuestión de +45 días como el combustible comienza a presionar al carbón y por tanto, al dióxido de carbono, provocando un escenario bajista para los futuros eléctricos.

  • 5.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    • NOTICIA: TODO EL MUNDO PENDIENTE DEL DIÓXIDO DE CARBONO.
      ALERTA: …

    • Q1 [2020-2021]. Tendencia 2020. ALCISTA – driver CO2-. Tendencia 2021. ALCISTA – driver CO2

      • Q1/2020. Desde el 03 JUL/2019, ha CRECIDO +2,25 €/Mwh ( +3,91%), provocado por el INCREMENTO que ha sufrido su driver, CO2, +2,29 €/tCO2 ( +8,65%), lo cual le ha permitido situarse muy cerca del ÚLTIMO soporte de +60,00 €/Mwh. ACCIÓN. Existe una GRAN TENSIÓN en el dióxido de carbono, siendo lo más aconsejable, mantenerse a la ESPERA, hasta ver que ésta desaparece, lo cual podría producirse entrados en SEP/2019.
        • Precio Objetivo: Por debajo de 52,00 €/Mwh
        • Recomendación: No entrar.
      • Q1/2021. Desde el 05 JUL/2019, CRECE de manera espectacular: desde los +53,89 €/Mwh, hasta los +55,82 €/Mwh, dibujando una pendiente del +3,58% ( +1,93 €/Mwh), y alcanzando MÁXIMOS absolutos. ACCIÓN. Aún queda un amplio horizonte para el delivery, y por lo tanto, tiempo para ver por pantalla precios más competitivos, una vez que el “stress” del CO2 disminuya. Por consiguiente, nos mantenemos a la ESPERA.
        • Precio Objetivo: Alrededor de los +50,00 €/Mwh.
        • Recomendación: No entrar.

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    • Q2 [2020]. Tendencia 2020. ALCISTA – driver CO2 -.

      • Q2/2020. El AUMENTO del CO2, desde el 04 JUL/2019, +2,79 €/tCO2 ( +10,74%), ha supuesto para este “quarter” una SUBIDA de +0,85 €/Mwh ( +1,66%), situándolo en los +52,15 €/Mwh, camino de alcanzar otro MÁXIMO absoluto. ACCIÓN. Hablamos del trimestre más competitivo del mercado spot, cerrando este año 2019, en una media de +48,66 €/Mwh, por consiguiente, ESPERAMOS cotizaciones más competitivas.
        • Precio Objetivo: Q2/2020: Por debajo de 49,50 €/Mwh
        • Recomendación: No entrar

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    • Q3 [2020]. Tendencia 2020. ALCISTA – driver CO2 -.
      • Q3/2020. Es éste un “quarter” que sufre de manera importante con las SUBIDAS que presenta el CO2, ya que su sintonía con él es muy importante. De esta manera, el aumento de +3,86 €/tCO2 ( +15,50%) desde el 19 JUN/2019, ha permitido una apreciación de +2,01 €/Mwh ( +3,65%). ACCIÓN. Se sitúa por encima de los +56,70 €/Mwh, última resistencia superior claramente definida, siendo por tanto recomendable mantenerse a la ESPERA.
        • Precio Objetivo: Por debajo de 50,00 €/Mwh
        • Recomendación: Por decidir

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    • Q4 [2019-2020]. Tendencia 2019. ALCISTA – driver CO2 -. Tendencia 2020. ALCISTA – driver CO2 -.

      • Q4/2019. ​​Se presenta fuertemente correlacionada con los precios del CO2. Este hecho le ha permitido CRECER +3,40 €/Mwh ( +5,90%), en respuesta a la subida de +2,29 €/tCO2 ( +8,65%), y acercarse al soporte superior de +61,00 €/Mwh. ACCIÓN. Hemos de ESPERAR a una DISTENSION del dióxido de carbono, de otra manera, estaremos adquiriendo ésta, en lugar de una cobertura a precio fijo propiamente dicha.
        • Precio Objetivo: Por debajo de 57,00 €/Mwh
        • Recomendación: No entrar.
      • Q4/2020. En estos momentos se ubica en MÁXIMOS absolutos, muy cerca de su antecesora, debido también a su SINTONÍA con el dióxido de carbono. ACCIÓN. Es evidente que no merece la pena sopesar una entrada a precio fijo, manteniéndonos a la ESPERAR de mejores oportunidades.
        • Precio Objetivo: Por debajo de 50,00 €/Mwh
        • Recomendación: Por decidir

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  • 6.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). ​
    • 6.1.- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] -. Tendencia -> LATERAL [Promedio Semanal -> +1,1236 €/$, -0,55%. Cotizaciones [Lunes = +1,1215; Martes = +1,1205; Miércoles = 1,1220; Jueves = +1,1285+; Viernes = +1,1253] €/S. .

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      00.- NOTICIA DESTACADA. [Jueves 11 JUL/2019. Expansión].Trump estudia aranceles contra Francia como respuesta a la ‘tasa Google’. El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, está preparando la imposición de aranceles a productos franceses como respuesta a la ‘tasa Google’ que el Senado galo tiene previsto votar. Trump ha ordenado investigar si la ‘tasa Google’ puede afectar a las empresas estadounidenses, en lo que se considera un primer paso para tomar represalias contra Francia mediante la imposición de aranceles a sus productos.

      ESTADO DEL CAMBIO DE DIVISA. Para los SIETE (7) días que analizamos, el TC ha BAJADO desde los +1,1260 €/$viernes 05 JUL/2019 – hasta los +1,1253 €/$viernes 12 JUL/2019 -, es decir, -0,062%, siendo las causas las expuestas a continuación:

      EUROPA. ALEMANIA (producción industrial MAY/2019) + ESTIMACIÓN INFLACIÓN-CRECIMIENTO 2020 + AUMENTO ESTIMULOS.

      • [Lunes 08 JUL/2019. Bloomberg]. La industria alemana obtiene algo de alivio a medida que aumenta la producción en mayo. La producción industrial alemana experimentó un ligero repunte en MAY/2019, una rara señal de resistencia, ya que los fabricantes de la economía más grande de Europa luchan contra las tensiones comerciales globales y la demanda moderada. La producción ganó un +0,30% en el mes, apenas por debajo de las estimaciones de los economistas, que señalaban un aumento del +0,40%. Si bien el aumento es bienvenido, recupera solo una fracción de la caída del -2,00% registrada en ABR/2019. Los datos del viernes 05 JUL/2019, mostraron una CAÍDA en los pedidos de fábrica en MAY/2019, lo que sugiere que la desaceleración liderada por la industria podría continuar
      • [Miércoles 10 JUL/2019. Bloomberg].La UE reduce los pronósticos de crecimiento e inflación para el próximo año. La Comisión Europea RECORTÓ el pronóstico de crecimiento e inflación de la zona del euro para el próximo año debido a que las tensiones comerciales y la incertidumbre de las políticas pesan sobre la región, lo que refuerza a Mario Draghi a implementar nuevas medidas de estímulo. En sus pronósticos trimestrales, el brazo ejecutivo de la UE, redujo su proyección del PIB de la zona euro en 2020 a un +1,40% desde un +1,50%. En cuanto a la inflación, tanto este año como el próximo se redujeron modestamente a +1,30%.
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          Conclusión Importante: Ante este panorama, está claro que el Banco Central Europeo (BCE) va a ACTUAR, estimando TRES (3) vías para intentar encauzar el problema del crecimiento y la inflación, [Jueves 11 JUL/2019. Expansión]: “la reunión de JUN/2019 constató un amplio consenso entre los consejeros sobre la necesidad de demostrar la determinación de actuar para asegurar la estabilidad de precios. En la línea mostrada el pasado mes durante la intervención de Mario Draghi en el foro de Sintra, las actas de la reunión de JUN/2019 detallan las tres vías de actuación que ultima el BCE: reanudar el programa de compra de deuda, bajar tasas (en particular la facilidad de depósito, fijada hasta ahora en el -0,40%) y retrasar de nuevo las previsiones para una futura subida de tipos“. Desde la consultora TEMPOS, observamos una importante INCERTIDUMBRE en el horizonte, al no atisbar cuál será la herramienta elegida por Draghi, ni la intensidad de ésta. Es cierto que los mercados “solo están valorando un recorte de 10 puntos básicos en la tasa de depósito para la reunión del 12 SEP/2019 “.

      ESTADOS UNIDOS. INFLACIÓN + BAJA DE TIPOS.

      • [Jueves 11 JUL/2019. Bloomberg]. La inflación al consumidor de EE.UU. supera las proyecciones. Una medida clave de los precios al consumidor de los EE. UU. aumentó más de lo previsto en JUN/2019, lo que podría complicar la evaluación de la inflación de la Reserva Federal, ya que los responsables de las políticas sopesan un recorte de las tasas de interés este mes. El índice central de precios al consumidor, que excluye alimentos y energía, subió un +0,30% respecto al mes anterior, el máximo desde ENE/2018, y el +2,10% respecto al año anterior. Ambas cifras superaron las estimaciones.
      • [Miércoles 11 JUL/2019. Bloomberg]. El presidente de la Fed prepara al mercado para una bajada de tipos. La esperada comparecencia del presidente de la Fed en el Congreso de EEUU, CONFIRMA las expectativas de una bajada de tipos en la reunión del 31 JUL/2019. La Fed, según descuentan los mercados, tomará medidas en forma de una bajada de tipos de 25 puntos básicos. Hasta la semana pasada algunos analistas no descartaban un recorte más agresivo, de 50 puntos. Pero el dato de empleo publicado el viernes 05 JUL/2019 evidenció una fortaleza mayor de lo esperado del mercado laboral, y enfrió las expectativas de una rebaja más agresiva de lo habitual.
      • Conclusión FINAL importante: Teniendo en cuenta que el próximo movimiento de la Fed, ya ha sido DESCONTADO por los mercados, y “sólo” queda saber cuándo y en qué cantidad actuará el BCE, desde la consultora TEMPOS, seguimos viendo al par euro – dólar muy CERCANO al soporte de los +1,1114 €/$, siendo la razón SENCILLA: la perspectiva económica de Europa sigue siendo irregular – el BCE ha pronosticado MENOR crecimiento para 2020 – y las disputas comerciales no han desaparecidoes ésta circunstancia la que está debilitando la confianza en el euro, véase a Alemania -.

    • 6.2.- COTIZACIÓN BRENT.- Tendencia ->BAJISTA Futuros Anual (promedio)= +65,02 $/bbl, -3,59% . Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = +64,11; Martes = +64,16; Miércoles = +67,01; Jueves = +66,52; Viernes = +66,72] dólares por barril.
      • ​​​Datos Reservas Crudo EEUU miércoles 10 JUL/2019-:. Han DISMINUIDO en 9,499 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de -3,081 Mb. En términos absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +458,975 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 10 JUL/2019 -: Han BAJADO en -1,455 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una CAÍDA de -1,301 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +229,143 Mb

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 05 JUl/2019 -, Exportaciones Crudo – viernes 05 JUL/2019 -, y plataformas Fracking – viernes 12 JUL/2019 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 12,300 Millones de barriles al día (Mbd). Las exportaciones, han SUBIDO en +0,41 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +8,337 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha DISMINUIDO con respecto a la semana pasada, ubicándose en 784,00 (-4,00).

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      00.- NOTICIA DESTACADA. [Jueves 11 JUL/2019. Montel News]. Brent en máximo de 6 semanas, tras caer dólar y reservas EEUU. Los inventarios estadounidenses de crudo cayeron en -9,50 Mbd la semana pasada hasta +459,00 Mb, muy por encima de las expectativas de los analistas. Los precios del petróleo también recibieron soporte de un dólar debilitado, después de que el presidente de la Reserva Federal (Fed), Jerome Powell, dijera en una comisión parlamentaria que el banco central de EEUU se está preparando para reducir los tipos de interés por primera vez en una década.

    • ESTADO DEL PRECIO DEL CRUDO. Para la semana bajo análisis, el PRECIO del barril Brent, ha SUBIDO en +2,49 $/bbl (+3,88%) – viernes 05 JUL/2019 vs viernes 12 JUL/2019 -, debido principalmente a las razones que se exponen a continuación:

      01.-ESTIMACIÓN DE EXCEDENTES IEA + DEBILITAMIENTO ECONOMÍA MUNDIAL <=>GRAN CONTRAPESO DE BAJADA.
      • [Viernes 12 JUL/2019. Bloomberg]. El EXCEDENTE de petróleo produce un retorno sorprendente, a pesar de los recortes de la OPEP. La reserva mundial de petróleo aumentó sorprendentemente en el primer semestre de este año, debido a que los recortes de producción de la OPEP y sus socios, no impidieron el retorno de un excedente. La oferta mundial superó a la demanda en una tasa de +900.000 bd por día durante los primeros seis meses de 2019, ya que el consumo demostró ser mucho más débil de lo esperado en medio de una economía en crisis. Como las perspectivas para 2020 también se están deteriorando, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) podría necesitar reducir la producción a los niveles más bajos de los últimos 17 años, con el fin de mantener los mercados en equilibrio. Agencia Internacional de la Energía (IEA, en inglés): ” Este superávit se suma a las enormes existencias acumuladas en la segunda mitad de 2018. Claramente, la estrechez del mercado no es un problema por el momento

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        La tarea que enfrentará la OPEP el próximo año también es cada vez más difícil, ya que la IEA redujo su pronóstico de demanda en 2020 y aumentó las proyecciones para el suministro NO-OPEP. La EIA pronostica que se requerirá un promedio de +29,10 Mbd al grupo, cuyos 14 miembros bombearon +29,90 por día el mes pasado.

        • Comentario Importante: Siguiendo con el literal de la noticia: “para evitar otro superávit en 2020, la OPEP tendría que recortar la producción en otros +800,000 bd – de media -, y volver a acelerarse en el primer trimestre a una tasa de solo +28,00 Mbd, un nivel que no ha producido desde 2003. Si el grupo no realiza esta acción, las existencias pueden aumentar a principios de 2020 en +136 Mb“. Este razonamiento de la Agencia, es DEMOLEDOR, ya que se publica justamente una semana después de que el cártel haya anunciado una prórroga de NUEVE (9) meses, hasta MAR/2020, de los recortes actuales de -1,20 Mbd, EXIGIENDO que eleve éstos en +0,80 Mbd más, esto es, un +66,66%, sopena de encontrarse con un importante superávit.
      • [Viernes 12 JUL/2019. Bloomberg]. Un disparo de advertencia a la economía mundial: mientras Singapur se desploma, caen las exportaciones de China. El producto interno bruto en Singapur, dependiente de las exportaciones, se contrajo un -3,40% anualizado en el segundo trimestre con respecto a los tres meses anteriores, el mayor descenso desde 2012. Las cifras del comercio de China, mostraron que las exportaciones cayeron un -1,30% en JUN/2019 respecto al año anterior y las importaciones se redujeron un -7,30%. La complicada integración de Singapur en las cadenas de suministro regionales y mundiales lo hace vulnerable a una desaceleración en el crecimiento mundial y las guerras arancelarias. Chua Hak Bineconomista de Maybank Kim Eng Research Pte en Singapur -: “Singapur es el canario en la mina de carbón, ya que es muy abierto y sensible al comercio. Los datos apuntan al RIESGO de una desaceleración cada vez mayor para el resto de Asia. Pensé que los números serían malos, pero esto es feo. El OLOR de una recesión técnica es real. Pensamos que podría ser poco profundo, pero el riesgo ahora es que podría ser más profundo”.
        • Conclusión Importante: Los datos de Singaput – termómetro de Asia -, y China, no hacen más que corroborar la visión de la EIA: la economía global NO TIRA, y sin ello, el DEBILITAMIENTO de la demanda está asegurado, y por lo tanto, la construcción de un TECHO para el crecimiento de las cotizaciones para el barril de brent.

    • 02.- TORMENTA BARRY + TENSIÓN GOLFO PÉRSICO. <=> CONTRAPESO DE SUBIDA.
        • [Viernes 12 JUL/2019. Expansión]. Irán y las tormentas acercan el petróleo a los 70 dólares. El comienzo del verano vuelve a añadir un elemento adicional de volatilidad. La temporada de tormentas tropicales cobra fuerza, y comienza a incidir directamente en la producción de crudo de EEUU. La amenaza que supone la llegada de Barry, redujo ya en la jornada de ayer la producción del Golfo de México en más de un millón de barriles diarios, equivalente a un -53,00% de su bombeo. Este porcentaje podría aumentar considerablemente si la tormenta Barry cobra mayor intensidad, como se prevé, hasta el punto de convertirse en huracán.
        • [Jueves 11 JUL/2019. El País]. Un incidente en el Golfo eleva la tensión entre el Reino Unido e Irán. El Gobierno del Reino Unido ha elevado el nivel de alerta de todos sus buques mercantes en el golfo Pérsico, mientras el Ministerio de Defensa intenta rebajar la creciente tensión con Irán. Una fragata británica se ha enfrentado en el estrecho de Ormuz a tres embarcaciones iraníes que pretendían bloquear el paso de un petrolero de la compañía BP. El incidente se ha producido una semana después de que la Armada británica abordara en aguas cercanas a Gibraltar un barco que transportaba crudo iraní a Siria, en supuesta infracción de las sanciones internacionales impuestas al régimen de Damasco. Ministerio de Defensa británico: “En contra del derecho internacional, tres embarcaciones iraníes intentaron impedir el paso de un buque comercial, el British Heritage. Esto obligó al HMS Montrose – fragata de la Armada – a tomar posición y hacer una advertencia verbal a las naves, que han procedido a apartase” .
          • Comentario Importante: Es cierto que puede haber PICOS de TENSIÓN en el golfo, pero desde la consultora TEMPOS, creemos que no constituye una input significativa que pueda provocar ALZAS importantes en las cotizaciones del barril de Brent, habida cuenta de que existen otras que los mercados valoran mucho más. También, EEUU se está movilizando para tratar de ELIMINAR los posibles conflictos que se pudieran producir en un futuro próximo, [Miércoles 10 JUL/2019. El País] :Estados Unidos está tratando de crear una coalición militar de varios países con el fin de proteger la navegación frente a las costas de Irán y Yemen. El plan de Washington, consiste en aportar embarcaciones y activos de vigilancia a la coalición, pero que sean los demás países los que patrullen las aguas y escolten a los barcos comerciales
    • 03.- BAJADA INVENTARIOS EEUU <=> GRAN CONTRAPESO DE SUBIDA.
      • Miércoles 10 JUL/2019. S&P Global Platss]. Los futuros del petróleo crudo suben debido al informe del inventario de Estados Unidos. Los futuros del crudo SUBIERON debido a una caída mayor a la esperada en los inventarios de petróleo de EEUU. Phil FlynnPrice Futures Group -:” El gran consumo de crudo debería sentar las bases para un rebote, después de la bajada de +8.129 Mbd en los inventarios”.
        Conclusión FINAL Importante: Además de lo señalado, desde TEMPOS observamos la siguiente input:

        • Miércoles 10 JUL/2019. S&P Global Platss]. El auge del Fracking en el PÉRMICO se está desacelerando. Los productores están rechazando los planes de crecimiento, ante una creciente serie de problemas que están matando los retornos y manteniendo a los inversores escépticos a raya. Las restricciones son múltiples: los límites del gasoducto, la reducción del flujo de los pozos perforados es demasiado corta, los bajos precios del gas natural y los altos costos de la tierra. Pero lo más importante es que la producción de los pozos de esquisto cae a una tasa tan alta, hasta un 70% en el primer año, que es necesario seguir gastando efectivo en pozos nuevos solo para mantener la producción. Noah Barrett analista de energía de Janus Henderson -: “Usted tiene que gastar más y más cada año para crecer a un ritmo más rápido. Las empresas gastan habitualmente entre el 120 y el 130% de su flujo de caja y nunca generan un flujo de caja o ganancias positivas”.

      Sin embargo, mirando al corto – medio plazo, pensamos que los mercados basarán gran parte de sus decisiones de compra/venta teniendo en cuenta la INCERTIDUMBRE económica, subrayada por Bank of America Corp: “Recortó los pronósticos para el crecimiento económico mundial este año y el próximo, culpando a la incertidumbre generada por la guerra comercial entre Estados Unidos y China. Los economistas liderados por Ethan Harris ahora esperan que la economía mundial crezca +3,30% este año y el próximo, por debajo de las estimaciones previas de +3,60% y +3,7%0 respectivamente“, por lo tanto, en la pantalla seguirá apareciendo el TECHO de CRISTAL construído por la input descritapara las cotizaciones del Brent, situándolo como MÁXIMO en los +75,00 $/bbl.

“Es DIFÍCIL entender a los futuros, sin embargo, el CONOCIMIENTO y la PERSISTENCIA, facilitan la tarea”.