CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [06OCT-12OCT] 2018

 In El Rincón del Experto

Buenos días, es el deseo de todos los que formamos parte de la consultora TEMPOS, que el comienzo en el día de hoy, haya ido magníficamente. Mirando detenidamente a la COMPRA de ENERGÍA, la conclusión directa a la que llegamos es la siguiente: depende directamente del CONOCIMIENTO que tengamos del estado y evolución de los mercados, y por lo tanto, de la INVERSIÓN en TIEMPO y RECURSOS que seamos capaces de ejecutar.

Con la mirada puesta en el razonamiento anterior, por favor, toma nota, éstos son los ítems que abarcaremos en el presente informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Las cotizaciones del pool que vemos en pantalla, presentan una tendencia claramente BAJISTA: +69,61 €/Mwh [01SEP-10SEP] 2018, +73,39 €/Mwh [11SEP-20SEP] 2018, +70,80 €/Mwh [21SEP-30SEP] 2018, +67,87 €/Mwh [01OCT-10OCT] 2018, +60,56 €/Mwh [11OCT-15OCT] 2018. Es decir, entre la segunda decena de SEP/2018 y primera de OCT/2018, existe una diferencia de +5,52 €/Mwh (-7,52%).
      • Conclusión Importante: Realizando una revisión de la inputs que afectan a los precios del mercado spot, encontramos que básicamente, aquellas que han producido el descenso descrito, han sido: (1) Tecnología eólica, habiendo subido el promedio en +53,00 Gwh/día (+65,43%), desde los +81,00 Gwh/día (SEP/2018), hasta los +134,00 Gwh/día (OCT/2018). (2) Suspensión del impuesto a la generación (+7,00%). (3) Descenso de la demanda, pasando de los +694,47 Gwh/día (SEP/2018) a los +661,13 Gwh/día (OCT/2018), esto es, hablamos de una baja de +33,34 Gwh/día (-4,80%).
  • Francia. Hay dos noticias muy significativas a destacar. Primera: El país galo, cada vez EXPORTA menos energía a España, alcanzando la semana bajo análisis, MÍNIMOS absolutos anuales. Segunda: Se prevé que en este OCT/2018, Électricité de France (EDF), vuelva a poner en marcha DIEZ (10) rectores.
  • Opinión Personal. ¿Qué nos está diciendo el IBEX 35, en relación al pool eléctrico?
  • Compra de Gas. La obtención de esta materia prima, MEJORA notablemente:
    • ​El precio del barril de Brent, se vuelve a acecar a la cota de los +80,00 $/bbl – 80,43 $/bbl, viernes 12 OCT/2018 – al contado, ubicándose los futuros a doce meses en los +82,54 €/Mwh, debido a varios inputs, como el efecto del huracán Michael, el desplome bursatil y los mensajes de la AIE y OPEP.
    • Tipo de Cambio (TC), vuelve a situarse por encima de la cota de los +1,1500 €/$ – miércoles 10 OCT/2018 -, acabando la semana en los +1,1574 €/$, gracias también a la bajada de las acciones en EEUU y posterior enfrentamiento de Trump con la Reserva Federal, así como las perspectivas de Mario Draghi en relación a la subida de tipos.

A partir de aquí, vayamos directamente al entendimiento de los mercados, empleando el análisis y la capacidad crítica.

 

  • 1.1.- LA ENERGÍA DE FRANCIA SE DIRIGE A SUIZA, ALEMANIA Y BÉLGICA.

  • Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu derecha, aparecen sus principales parámetros: energía cubierta por la producción de los 58 reactores nucleares, datos del consumo total del país, producción de las fisiones nucleares, energía intercambiada con los países limítrofes (España, Gran Bretaña, Suiza, Alemania-Bélgica, Italia), precios de la tonelada de CO2, así como las aportaciones de las energías renovables y fósiles. Por otra parte, a la izquierda, se señala las correlaciones que existen entre el pool eléctrico y aquella tecnología que lo hace posible – driver de precios -, así como la evolución de la citada energía cubierta. Vayamos a detalle del análisis:
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la ventana temporal bajo análisis, [06OCT-12OCT] 2018, se han producido TRES (+3) BALANCEOS. Primero – menos demanda y menor producción nuclear: Dado que las temperaturas van descendiendo, el consumo de Francia ha bajado en +12,00 Gwh/día (+1,10%), hecho que ha coincidido con una menor producción de los reactores nucleares, concretamente hablamos de +10,00 Gwh/día (-0,97%), resultando en un saldo negativo de +2,00 Gwh/día. Segundo – más aportación fósil y más exportaciones. La energía trasvasada a los países vecinos, ha aumentado en +16,00 Gwh/día (+11,82%): –6,00 Gwh/día (Inglaterra), -16,00 Gwh/día (España), -3,00 Gwh/día (Italia), +11,00 Gwh/día (Suiza), +30,00 Gwh/día (Bélgica + Alemania), teniendo que aumentar la inyección de las tecnologías fósiles a la red, con el fin de satisfacer esta mayor demanda: carbón (+6,00 Gwh/día,+31,14%), gas natural (+12,00 Gwh/día, +18,23%), arrojando una cifra positiva de +2,00 Gwh/día. Tercero – más eólica y menos fotovoltaica. En lo que se refiere a las tecnologías renovables, podemos decir que el nivel de aportación, prácticamente se mantiene con respecto a la semana pasada: hay un aumento de la capacidad del viento, +14,00 Gwh/día (+20,56%) y una disminución de la generación solar, -12,00 Gwh/día (-34,48%) y agua turbinada, -1,00 Gwh/día (-1,07%).
    • Conclusión Importante: El pool de Francia, sigue en correlación DIRECTA – figura central derecha – con las centrales de ciclo combinado – gas natural -, hecho que le permite situarse por encima de los +64,00 Gwh/día, habida cuenta del precio EUROPEO de las emisiones de CO2. Este escenario, continuará en el tiempo, mientras la energía cubierta por los reactores, no supere ampliamente la cota del +90,00%.
    Conclusión Importante: Lo que más PREOCUPA de todo, una vez vista las cifras, es el DESVÍO de energía para Suiza, Bélgica y Alemania, en detrimento de España – mayormente -. Esta semana, hablamos de una disminución de +16,00 Gwh/día (+50,82%), que vienen a aumentar de manera directa el Hueco Térmico de nuestro país. Es cierto que el escenario descrito, NO causa tanto daño como en épocas anteriores, ya que las cotizaciones de ambos mercados spot, prácticamente están igualadas: +64,98 €/MwhFrancia -, +65,22 €/MwhEspaña -.

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

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  • Hay un hecho que conviene analizar: el domingo 07 OCT/2018, las tecnologías Renovables, Cogeneración y residuosen la figura aparece como RE -, fueron las tecnologías más ACTIVAS a la hora de fijar el precio de la energía, estando presentes en DIECINUEVE (19) de las veinticuatro horas, arrojando por tanto, un porcentaje del +79,00%. Sin embargo, la cotización media diaria del mercado spot, cerró en +56,61 €/Mwh, un precio que se antoja muy ALTO, teniendo presente el escenario descrito. Si revisamos, los precios hora a hora, encontramos lo siguiente: 2 (+54,60 €/Mwh), 3 (+53,00 €/Mwh), 4 (+50,40 €/Mwh), 5 (+46,50 €/Mwh), 6 (+46,00 €/Mwh), 7 (+49,97 €/Mwh), 9 (+54,20 €/Mwh), 10 (+55,98 €/Mwh), 11 (+55,09 €/Mwh), 12 (+55,13 €/Mwh), 13 (+54,06 €/Mwh), 14 (+50,90 €/Mwh), 18 (+55,48 €/Mwh), 23 (+69,11 €/Mwh). Por otra parte, el artículo 2 del Real Decreto 413/2014 de 06 JUN/2014, incluye en el grupo de tecnologías renovables, cogeneración y residuos, a las siguientes: a.1.1. Cogeneracióngas natural -, a.1.2. Cogeneraciónderivados petróleo o carbón -, b.1.1. fotovoltaica, b.1.2. solar térmica,  b.2. eólica, b.3. geotérmica, hidrotérmica, aerotérmica, la de las olas, la de las mareas, b.6 Cogeneración – biomasa –, b.7 Cogeneraciónpurines -.
  • Conclusión importante: Es evidente que algunas tecnologías VERDES, están lanzando ofertas de compra, por encima de los +50,00 €/Mwh, y en consecuencia, fijando el precio del mercado spot, en aquellos momentos que tienen capacidad suficiente para cubrir la totalidad de la demanda, lo que nos deja un corolario muy interesante: el SUELO del pool eléctrico, está a una gran ALTURA.

  • 1.2.2.- EL CARBÓN Y GAS, AÚNAN ESFUERZOS PARA MANEJAR EL MERCADO SPOT.

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  • La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. En la semana que estamos analizando, se ha producido una input fundamental: el consumo ha bajado en +31,00 Gwh/día (-4,67%), lo que unido a una mayor aportación del viento, +14,00 Gwh/día (+11.38%), ha permitido ubicar al porcentaje de energía cubierta por esta tecnología en +21,18%muy por encima de los niveles alcanzados a lo largo del año, Q2/2018 y Q3/2018 -, consiguiendo que el mercado spot baje en +4,49 €/Mwh (-6,44%).
    Conclusión importante: Hay varios corolarios interesantes que mencionar.
    • Importaciones de Francia. A niveles prácticos, podemos decir que el MENOR trasvase de energía del país vecino, prácticamente NO tiene influencia en los precios del pool eléctrico de nuestro país, ya que AMBOS mercados se presentan casi igual de CAROS.
    • Tecnologías fósiles. Los precios de la energía diaria seguirán NO COMPETITIVOS, por encima de los +60,00 €/Mwh, por las DOS razones siguientes. Primero. Las cifras vistas por pantalla, aparecen correlacionadas con el carbón y gas naturalimagen superior y central derecha -,  penalizando por tanto a las ofertas de compra en +18,56 €/Mwh = +0,92 tCO2/Mwh* 20,18 €/tCO2 y +7,46 €/Mwh = +0,37 tCO2/Mwh * 20,18 €/tCO2, para las centrales térmicas y ciclo combinado, respectivamente – hemos asumido el precio promedio de la emisiones de CO2 para la semana bajo análisis -.  Segundo. El denominado switching, entre carbón y gas natural, NO va aparecer, supuesto que para que este hecho ocurra, necesitamos un valor de European Unit Allowances (EUAs) superior a +25,00 €/tCO2, muy próximo a +30,00 €/tCO2. Si esa conmutación, se llegase a producir en el citado nivel de +30,00 €/tCO2, los precios podrían descender en unos +16,50 €/Mwh = (0,92 tCO2/Mwh – 0,37 tCO2/Mwh)* 30,00 €/tCO2.

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 -.

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

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • ARRANQUE.
          • CRUAS 1. La unidad de producción número 1, de la central nuclear de Électricité de France (EDF) en Cruas-Meysse, está inyectando electricidad en la red. Se reconectó la noche del martes 9 al miércoles 10 OCT/2018, después de su cierre programado el 25 AGO/2018. Esta parada forma parte del ciclo de funcionamiento normal de una central nuclear y fue diseñada para renovar parte del combustible y llevar a cabo operaciones de control y mantenimiento.
          • Fessenheim 1. El 7 OCT/2018 a las 12:08, la unidad de producción número 1 se reconectó a la red eléctrica. Se cerró en la tarde del 5 OCT/2018 para las operaciones de mantenimiento programadas, incluida la sustitución de tres detectores de incendios ubicados en la parte nuclear de las instalaciones.
          • Flamanville 2. La unidad de producción número 2 de la central eléctrica de Flamanville, se reconectó a la red eléctrica nacional el domingo 7 OCT/2018 a las 12:30 y alcanzó la potencia total el martes 9 de OCY/2018. Se detuvo el sábado 6 OCT/2018 para la realización de una prueba periódica de maniobrabilidad de los grupos de control – están ubicados en el reactor nuclear y sirven principalmente para adaptar la potencia del reactor según las necesidades de la red eléctrica nacional  -.
          • TRISCATIN 1. En la noche del domingo 7 al lunes 8 OCT/2018, la unidad de producción númro 1 se reconectó a la red y ahora está produciendo a plena potencia. Su parada se produjo la noche del viernes 5 OCT/2018, debido a la disminución del flujo del canal Donzère Mondragon, que garantiza el enfriamiento de las instalaciones. Durante esta parada, los equipos también repararon la tubería de un circuito en la zona no nuclear de la instalación.
        • PARADA.
          •  CHOOZ 1 – parada programada –. En la noche del miércoles 10 al jueves 11 OCT/2018, debido a las condiciones climáticas actuales, y de conformidad con el acuerdo transfronterizo entre Francia y Bélgica, los equipos de la central nuclear de Chooz procedieron a la parada de la unidad de producción número 1.
            • El acuerdo transfronterizo entre Francia y Bélgica determina los umbrales de flujo de agua en el ” Meuse”, de manera que garantice a los usuarios belgas (industriales, partes interesadas del turismo, autoridades locales, etc.) tener un suministro de agua suficiente en todo momento, para el funcionamiento de sus instalaciones o actividades.
          • TRISCATIN 2  parada programada –. El miércoles 10 OCT/2018, los equipos detuvieron de manera segura. a la unidad de producción 2 de la planta Tricastin, para mantenimiento del filtro del circuito de enfriamiento.
      • RETRASOS CONEXIÓN.
        • BLAYAIS 4. Retrasa un día más, gasta el 15 OCT/2018.
        • BUGEY 5. Sufre un retraso muy importante, catorce días, y fija el 26 OCT/2018, para inyectar a red.
        • CATTENOM 2. Adelanta la entrada en líneas de nuevo en ocho días, teniendo previsto su arranque para el 15 OCT/2018.
        • CHINON 2. Según las estimaciones, su entrada en línea se producirá el 22 OCT/2018, debido a un nuevo retraso de dos días. 
    Conclusión Importante:  En este mes de OCT/2018, según los datos publicados por EDF, Francia tiene previsto la puesta en marcha de DIEZ (10) reactores (+17,24% del total): 15 OCT/2018 (BLAYAIS 4, CATTENOM 2), 16 OCT/2018 (TRICASTIN 2), 20 OCT/2018 (NOGENT 1), 22 OCT/2018 (CHINON 2CHOOZ 1), 23OCT/2018 (FLAMANVILLE 1), 26 OCT/2018 (BUGEY 5), (27 OCT/2018 (CIVAUX 1), 30 OCT/2018 (GRAVELINES 3). Este hecho, ya ha comenzado a ser adelantado por el mercado de futuros – al realizar esta afirmación, también hemos comprobado las posibles correlaciones existentes con el barril de Brent y el CO2, NO existiendo sintonía en estos momentos -, ya que los precios más inmediatos, Q1/2019, caen de manera significativa (+2,97 €/Mwh, +4,04%): de +73,35 €/Mwhlunes, 08 OCT/2018 -, a +70,38 €/Mwhviernes, 12 OCT/2018 -.

3.-OPINIÓN PERSONAL. ¿QUÉ NOS ESTÁ DICIENDO EL IBEX 35, EN RELACIÓN AL POOL ELÉCTRICO?.

Desde mi punto de vista, en la mayoría de la ocasiones, los mercado suelen tener RAZÓN, cuando ADELANTAN una noticia, o el inicio de una tendencia. Esta idea que te acabo de trasladar, se me vino a la mente, en cuanto leí el siguiente titular – viernes 12 OCT/2018 -: “El Ibex 35 se deja un 3,8% en la semana arrastrado por las eléctricas “, siendo parte de su literal si siguiente:

  • El tropiezo de las eléctricas se agravó ayer con las referencias en clave interna derivadas de la alianza entre PSOE y Podemos para intentar sacar adelante los Presupuestos de 2019. Entre las medidas contempladas figura la de restringir los beneficios de las empresas eléctricas a través de la fijación de topes en el mercado mayorista en energías como la hidráulica o la nuclear.

Efectivamente, hay malestar en el sector eléctrico contra la reforma del pool, ya que se habla abiertamente y por ESCRITO, de realizar CAMBIOS normativos en el funcionamiento del mercado eléctrico, con el fin de acabar con la sobrerretribución, los conocidos como beneficios caídos del cielowindfall profits -, que consideran reciben en el mercado mayorista algunas tecnologías, como la hidráulica o la nuclear: fueron instaladas en un marco regulatorio anterior a la liberalización y han recuperado sobradamente sus costes de inversión. La opción que se está planteando seriamente, sería limitar el precio que pueden cobrar estas tecnologías en el mercado mayorista y que la diferencia se destine a abaratar la factura de la luz de todos los consumidores.

 

Conclusión importante. Asumiendo que 2019, en principio será un año de TRANSICIÓN, ya que se antoja muy DIFÍCIL que los proyectos que emanan de la subasta de renovables estén activos antes de 31 DIC/2019 – el gobierno ha puesto en marcha una prórroga hasta 31 MAR/2020 -, las preguntas son CAPITALES. Primera: ¿Sopesamos seriamente una cobertura para 2020?, teniendo presente que en estos momentos cotiza en +54,15 €/Mwh, +5,90 €/Mwh por debajo de 2019 (-9,82%). Segunda. ¿Nos planteamos un contrato Power Purch Aseagreement (PPA)?, con un horizonte temporal de CINCO años, siempre y cuando el precio se ubique por debajo de +50,00 €/Mwh. Tercera. ¿Nos quedamos INDEXADOS al pool?, con la esperanza en una reforma del mercado spot – sustentada por un gobierno con un horizonte de legislatura aparentemente muy corto -, que lo haga bajar de manera significativa. Desde la consultora TEMPOS, seguimos pensando en la COHERENCIA de los mercados, es cierto que el IBEX ha dado el primero paso, falta por ver en el corto – medio plazo, cómo es la contundencia en la respuesta del mercado de futuros.

4.- MERCADO FUTUROS [OMIP]

  • NOTICIA 01: El mercado de futuros NO presenta CORRELACIÓN con el precio del C02. 

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  • Conclusión importante. Desde el anuncio, por parte del gobierno, de suspender el impuesto a la generaciónmiércoles 20 SEP/2018 -, las cotizaciones del Cal-2019 NO siguen a los precios del CO2. También es cierto que, las cotizaciones de dióxido de carbono, aparecen estabilizadas en torno a la cota de los +21,04 €/tCO2 desde 01 SEP/2018: +21,445 €/tCO2 [03SEP-10SEP] 2018, +21,003 €/tCO2 [11SEP-20SEP] 2018, +21,006 /tCO2 [21SEP-28SEP] 2018, +20,818 €/tCO2 [01OCT-10OCT] 2018.
    NOTICIA 02: Las cotizaciones de OMIP comienzan a mirar al barril de Brent

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  • Conclusión importante. Desde el anuncio, por parte del gobierno, de suspender el impuesto a la generaciónmiércoles 20 SEP/2018 -, las cotizaciones del Cal-2019 NO siguen a los precios del CO2. También es cierto que, las cotizaciones de dióxido de carbono, aparecen estabilizadas en torno a la cota de los +21,04 €/tCO2 desde 01 SEP/2018: +21,445 €/tCO2 [03SEP-10SEP] 2018, +21,003 €/tCO2 [11SEP-20SEP] 2018, +21,006 /tCO2 [21SEP-28SEP] 2018, +20,818 €/tCO2 [01OCT-10OCT] 2018.

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

  • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Rebote. 2020 -> Rebote. Q1/2019 [52,87 – 63,66 – 64,75]. Q1-2020 [Omip -> 57,94 €/Mwh, +0,75%]. La noticia es doble para los dos “quarters”. (1) Por un lado, presentan una CAÍDA sostenida desde el 11 SEP/2018, bajando desde los +70,68 €/Mwh hasta los +63,00 €/Mwh, para la primera (-7,68€/Mwh, -10,86%), y, a partir de los +62,91 €/Mwh, hasta llegar a los +56,77 €/Mwh, para la segunda (-6,14 €/Mwh, -9,75%). (2) Por otro, el viernes 12 OCT/2018, se produjo un REBOTE importante: Q1/2019, asciende +1,25 €/Mwh (+1,98%), y Q2 sube +1,17 €/Mwh (+2,06%).

    Conclusión importante. Hemos de seguir observando de cerca los precios, de manera que podamos concluir, si la caída es puramente coyuntural o estructural, obligándonos a encontrar en este último caso, la variable con la cual se correlaciona.

    • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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  • Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Alcista. 2020 -> AlcistaQ2/2019 [46,15 55,39 – 55,50]. Q2-2020 [Omip -> 50,05 €/Mwh, +3,09%]. De viernes 05 OCT/2018, a lunes 08 OCT/2018, se ha producido un punto de INFLEXIÓN al alza significativo: Q2/2019 (+53,75 €/Mwh => +55,60 €/Mwh, +1,85 €/Mwh), Q2/2020 (+47,88 €/Mwh => +49,90 €/Mwh, +2,02 €/Mwh).

    Conclusión importante. En principio, NO encontramos justificación alguna para las importantes subidas descritas: hablamos de un +3,44% para Q2/2019, y +4,21% en el caso de Q2/2020. De todas maneras, se antoja precios muy ALTOS, para sopesar alguna cobertura, ya que en ambos casos, hablamos de valores por encima de los +47,00 €/Mwhantes de llegar al punto de rebote -.

    • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh. 
    • Recomendación: No entrar.   

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  • Q3 [2019]. Tendencia. 2019 -> Inicio Bajista. 2020 -> Inicio bajista. Q3/2019 [52,65 60,47 – 59,50]. Q3-2020 [Omip -> 53,65 €/Mwh, +0,13%]. Ambas presentan una curva descendente, desde el martes 09 OCT/2018: Q3/2019 cae hasta los +59,50 €/Mwh, partiendo desde +61,42 €/Mwh, por su parte, Q3/2020, baja a los +53,65 €/Mwh, desde una cota de +55,19 €/Mwh.
    Conclusión Importante: Hablamos de precios SIGNIFICATIVAMENTE altos, en ambos casos por encima de los +53,50 €/Mwh. Sin duda la cotización del CO2, está embebida en éstos, y como hemos descrito más arriba, desde 01 SEP/2018 está PARADA en torno a los +21,00 €/tCO2, por lo que hemos de seguir esperando cualquier movimiento por parte de ésta.
    • ​​​​​Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.   
    • Recomendación: No entrar.    

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  • Q4 [2019]. Tendencia. 2019 -> Prácticamente PLANA. [54,94 61,99 – 60,99]. Describe una curva GEMELA a Q3/2019-2020.
    Conclusión Importante: Como puedes ver, en estos momentos se sitúa en los +60,99 €/Mwh, cota INTERMEDIA, entre el promediado del mercado spot para OCT/2017 (+56,79 €/Mwh) y la actual media de OMIP para OCT/2018 (+65,73 €/Mwh). Desde TEMPOS, creemos que hay margen para la bajada, sobre todo, hay esperanzas en los meses de pool competitivos, FEB/2019-ABR/2019, y su correlación con el mercado de futuros.
    • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.    
    • Recomendación: No entrar.      

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

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    TIPO CAMBIO (TC) [€/$] –.Dow cae casi 550 puntos, enviando su total de pérdidas de dos días a casi 1,400 puntos“. Tendencia -> INICIO ALCISTA. [Promedio Semanal -> 1,1512 €/$, -0,25%. Cotizaciones [Lunes = +1,1478; Martes = +1,1435; Miércoles = +1,1500; Jueves = +1,1575; Viernes =  +1,1574] €/S. 

    01.- EUROPA [BAJA] =  INCERTIDUMBRE ITALIA [BAJA] + HORIZONTE SUBIDA TIPOS [SUBE].
    • Jueves 11 OCT/2018.  Legisladores italianos aprueban el objetivo de déficit a medida que se acerca el enfrentamiento con la UE. El parlamento italiano votó a favor del esquema fiscal del gobierno populista, incluido un objetivo de mayor déficit para 2019, que ha desestabilizado los mercados y ha sido fuertemente criticado por la Unión Europea. Las dos cámaras aprobaron mociones que respaldan la actualización del gobierno al llamado Documento Económico y Financiero, estableciendo un objetivo de déficit para el 2019 del +2,40% del producto interno bruto,  y que los funcionarios de la UE señalaron que pondrá a Italia en violación de las reglas del bloque. Hablando ante un comité de presupuesto conjunto a principios de esta semana, Giovanni Tria – ministro de Finanzas -,  dijo que el déficit adicional ayudará a financiar las medidas planificadas , incluida una nueva herramienta de apoyo a los ingresos, una menor edad de jubilación y recortes de impuestos corporativos
    • Conclusión Importante: La respuesta por parte del Banco Central Europeo, no se ha hecho esperar,  Sabine Lautenschlaeger – miembro de la Junta Ejecutiva -: ” Si bien el BCE puede contribuir a la estabilidad del sistema financiero, no puede por sí solo garantizar la estabilidad financiera …por lo tanto, es importante que todos los actores relevantes sean plenamente conscientes de sus respectivas responsabilidades para la estabilidad financiera y actúen de manera que estén a la altura de esas responsabilidades…“. Siguiendo con el razonamiento y discurso de semanas pasadas, la DUDA desde TEMPOS, está precisamente en las herramientas de las que dispone el BCE, ante una CAÍDA por parte de la tercera economía de la Unión Europea. Si la respuesta fuera NINGUNA, entonces el euro tendría un futuro un poco DIFÍCIL.
    • Viernes 12 OCT/2018. La subida de tipos se acerca a Europa: Draghi dice que se aleja la incertidumbre de la inflación.  Mientras Estados Unidos va por su octava subida de tipos de interés desde 2015, en Europa está previsto el primer ascenso para el verano del próximo año 2019 como muy pronto. Las tensiones con Italia y la posible desaceleración de la economía pueden desbaratar los planes iniciales del Banco Central Europeo (BCE). Sin embargo, Mario Draghi, lanzó un mensaje directo para que se vaya preparando el mercado para el fin del dinero a tipos cero: “Esperamos que la inflación subyacente repunte de cara a final de año y luego aumente gradualmente a medio plazo, apoyado por nuestras medidas“.
      Conclusión Importante: Draghi, ha sido fiel a su discurso: subirá los tipos de interés para el verano del próximo año, si TODO va bien. Ya que se ha encargado de recordar los obstáculos a los que se enfrenta la economía: ” La evolución positiva en la zona del euro NO es independiente del impulso del crecimiento mundial… el comercio abierto, la inversión y los flujos financieros sostenibles desempeñan un papel clave en la mejora de la productividad...”. Dicho de otra manera, si hay crecimiento y la inflación se sitúa en el objetivo previamente marcado, entonces, habrá subida de tipos.
  • 02.- EEUU [BAJA] =  PÁNICO EN WALL STREET [BAJA] + ENFRENTAMIENTO TRUMP – RESERVA FEDERAL [BAJA].
    • Jueves 11 OCT/2018. El Ibex 35 registra la mayor caída en cuatro meses al ceder un 1,69% pero aguanta los 9.000 puntos.  El foco está puesto en la Reserva Federal y sus planes para las tasas de interés. La rentabilidad del bono sube ante la expectativa de un nuevo ascenso para DIC/2018. Y mientras siga alza, crece al temor a que la economía entre en recesión. Según Bankinter: “El miedo que está teniendo el mercado, responde al temor, inoculado desde principio de año, a que la bolsa y la economía se encuentran en un cambio de ciclo. Las bolsas caen porque temen que la curva de tipos americana se invierta y que eso indique, según la teoría clásica, recesión. Pero eso aún no ha sucedido y, aunque la curva se aplane, no tendría por qué estar indicando necesariamente un cambio de ciclo, sino una normalización muy rápida de los tipos en Estados Unidos, porque allí la economía se expande muy rápidamente y eso exige que el proceso de normalización de tipos también lo sea“.
      Conclusión  importante: Una hecho importante que se ha producido ante la situación descrita, es que está vez, el dólar NO está siendo un activo refugio: el índice dólar, que refleja su cotización respecto al resto de las principales divisas mundiales, cede terreno en pleno rebrote de la aversión al riesgo y ajuste masivo de carteras“.
    • Jueves 11 OCT/2018. Trump dice que “la Fed se ha vuelto loca” después de una caída del 3,15% de Wall StreetPreguntado por si está preocupado por la sesión en el parqué neoyorquino, Trump señaló: “se trata de una corrección que se esperaba desde hace mucho tiempo… la Fed está cometiendo un errorEstán demasiado ajustadas – las tasas de interés – … creo que la Fed se ha vuelto loca … hay gente que dirá que la subida de las tasas de interés da mucha seguridad, y sí, da mucha seguridad y mucho margen, pero creo que la Fed se ha vuelto loca“. 
      Conclusión importante: La consecuencia ha sido DIRECTA: el euro se aprecia con fuerza contra el dólar tras las críticas de Trump a la Fed.
    Conclusión final importante: Teniendo en cuenta el TEMOR ante un potencial cambio de ciclo, la controversia de Donald Trump con la Fed, y las cifras de inflación publicadassegún el presidente de EEUU, están lejos de ser impresionantes -, el TC cerró el viernes 12 OCT/2018 en +1,1574 €/$, esto es, BASTANTE alejado de los +1,1200 €/$, lo que da cuenta del APOYO de los mercados al dólar y la INCERTIDUMBRE que perciben del euro, sobre todo, por el LASTRE de Italia. Teniendo en cuenta el razonamiento expuesto, desde TEMPOS, seguimos viendo al dólar más fuerte que el euro, ubicando al binomio muy cerca de +1,500 €/$.

  • COTIZACIÓN BRENT.- “Trump avisa de un “severo castigo” si Arabia Saudí está tras la desaparición del reportero ” -. Tendencia -> Inicio BAJISTA. Futuros Anua (promedio)= +80,43 $/bbl, -4,16%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +83,91; Martes = +85,00; Miércoles = +83,09; Jueves = +80,26; Viernes = +80,43] dólares por barril.
    Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+81,77 $/bbl] < CONTADO [+82,72 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 

    • Datos Reservas Crudo EEUU – jueves 11 OCT/2018 -. Han subido en +5,987 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +2,620 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +409,968 Mb.
    • Inventarios Gasolina jueves 11 OCT/2018 -: Han aumentado en +0,951 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de +0,042 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +236,128 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU viernes 05 OCT/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 05 OCT/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 12 OCT/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,200 Millones de barriles al día (Mbd) – récord absoluto -, aumentando en +0,20 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +0,08 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,475 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han subido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 869,00 (+8,00).

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    1.- INPUT ESTRUCTURAL [Brent SUBE]: ESTADO DE LAS SANCIONES A IRÁN. 

     

    • Miércoles 10 OCT/2018. Los principales comerciantes de petróleo dicen que las sanciones contra Irán son más duras de lo esperado. Las sanciones a las exportaciones petroleras iraníes son mucho más difíciles de lo que la mayoría de las personas pronosticaron, ya que la administración del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, toma una línea dura en la aplicación de la ley, dijeron los ejecutivos de los mayores comerciantes de energía del mundo. Jeremy Weir – director ejecutivo de Trafigura Group -: “Quizás +2,00 Mbd de crudo iraní podrían eventualmente perderse en el mercado global“. Otros operadores, incluidos Vitol Group y Gunvor Group, vieron un impacto cercano a +1 Mbd: ” eso sigue siendo el doble de lo que la mayoría de las personas predijeron inicialmente“.
       

      ​Conclusion importante: Hablamos de cifras entre +1,00 Mbd y +2,00 Mbd. Esta semana, se ha publicado el informe de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, siendo las cifras de bombeo de SEP/2018 las siguientes: Arabia Saudí (454.000 bd), Libia (+103.000 bd), Angola (+57.000 bd), Emiratos Arabes Unidos (+30.000 bd), Irán (-150.000 bd), Venezuela (-42.000 bd), lo cual arroja un total de +452.000 bd, esto es, en el mejor de los casos, estamos a medio camino de superar las sanciones a Irán.

    2.- INPUT ESTRUCTURAL [Brent BAJA]: MENSAJE OPEP y EIA.​

    • Viernes 12 OCT/2018. La AIE reduce los pronósticos de demanda de petróleo, pero considera que los precios se mantienen altos.  La Agencia Internacional de Energía (AIE) recortó los pronósticos para la demanda de petróleo este año y el próximo debido a las crecientes amenazas al crecimiento económico mundial, pero advirtió que la disminución de los suministros de petróleo de repuesto mantendrá los precios altos. La reducción de las estimaciones de crecimiento del Fondo Monetario Internacional, las disputas comerciales y la tensión de los altos precios del petróleo contribuyeron a la reducción del consumo.

      ​Comentario importante: Las palabras de la AIE, NO dejan margen a la duda: “a medida que aumentan las pérdidas de oferta en los miembros de la OPEP, Venezuela e Irán, el nivel de capacidad de producción sobrante que queda en la otra parte, representa solo el +2,00% de la demanda mundial y probablemente se reducirá aún más…. la energía costosa está de vuelta y representa una amenaza para el crecimiento económico…“.

    • Jueves 11 OCT/2018. La OPEP ve una demanda más débil para su crudo el próximo año mientras los rivales aumentan. El cartel recortó su estimación de la demanda mundial de crudo el próximo año debido al debilitamiento del crecimiento económico y la mayor producción de sus rivales, en particular los perforadores de esquisto de EE. UU. El mundo necesitará casi +900,000 bd en 2019, equivalente a la producción promedio de Libia este año. El crecimiento de la demanda de +1,54 Mbd este año, se reducirá a +1,36 Mbd el próximo año. Al mismo tiempo, sumó +200,000 bd a su estimación para el suministro no OPEP este año, ya que los Estados Unidos, Canadá, Kazajstán y Brasil crecen más rápido de lo esperado.

    3.- INPUT ESTRUCTURAL [ Brent BAJA]: MERCADO DE VALORES. 

    • Jueves 11 OCT/2018. El petróleo experimenta su mayor caída en ocho semanas ya que los inversores evitan los activos de riesgo.​ El crudo registró la mayor caída en ocho semanas, debido al sentimiento de reducción de riesgo que se extendió a través de los mercados globales. Los inversores observaron un sexto día de pérdidas de capital en Estados Unidos junto con una mayor volatilidad. Rob Thummel – Tortoise -,”La mayor volatilidad en el mercado en general, se está extendiendo a la energía, ya que los inversores están reduciendo el riesgo… cuando tienes mercados de acciones volátiles, el comercio de riesgo está sucediendo, y en general no es una buena receta para los precios del petróleo crudo

      ​Comentario importante: Según el literal de, los estrategas advierten que las acciones no han tocado fondo todavía: “... a medida que los rendimientos del Tesoro aumentaron a un máximo de siete años, las tensiones comerciales volvieron a aumentar con China y un número creciente de empresas culpó a la presión del margen por el déficit de ganancias, es probable que el mercado tarde un poco en encontrar el fondo…“, nos enfrentamos a una INPUT de carácter estructural, aunque limitada en el tiempo.

    4.- INPUT COYUNTURAL [Brent BAJA]: ESTADO DE LAS RESERVAS.

    • Jueves 11 OCT/2018. El petróleo cae más de un 2% tras el mensaje de tranquilidad de la OPEP y el aumento de las reservas en EEUU.  Las reservas de petróleo de Estados Unidos subieron en +6,00 Mb, hasta los +410,00 Mb. Los analistas del sector habían pronosticado un ascenso mucho menor, del orden de +1,61 Mb. En el nivel actual, las reservas de crudo se mantienen dentro del rango medio histórico para esta época del año, indicó el Gobierno.
      ​Conclusion importante: Para la consultora TEMPOS, aunque los inventarios llevan tres semana CONSECUTIVAS aumentando, +1,852 Mb, +7,975 Mb, +5,987 Mb, se trata de un efecto puramente circunstancial,  debido a lo que señala Bill O’Grady – Confluence Investment Management LLC -: ” Estamos en la época del año en que los inventarios tienden a aumentar, en medio del mantenimiento de la refinería….las tasas de ejecución se mantuvieron constantes, pero sí vimos una caída en las exportaciones y un aumento de las importaciones…“.

    5.- INPUT COYUNTURAL [Brent BAJA]: HURACÁN MICHAEL. 

    ​Conclusion Final importante: Desde el punto de vista de TEMPOS, la clave en el corto – medio plazo, es clara: si Arabia Saudí y Rusia, NO son capaces de tapar el hueco dejado por las sanciones de EEUU a Irán, y éstas finalmente llegan a puerto, entonces habrá déficit, y un precio de +100,00 $/bbl sería INEVITABLE, tal y como expresan Ethan Harris y Aditya BhaveAmerica Merrill Lynch – . Esta razonamiento, es corroborado por la AIE – fíjate más arriba -. De otra manera, si dejamos al tercer mayor productor de la OPEP exportar SIN límites, y se mantiene la DÉBIL demanda, señalada tanto por la OPEP como la AIE, podríamos ver precios por pantalla cercanos a los +70,00 $/bbl.

La compra de energía siempre es una acción de RIESGO. Sin embargo, con una EXCELENTE estrategia, éste puede quedar bajo CONTROL.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.