CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [07OCT-13OCT]

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Buenos días, esperamos que todo vaya magníficamente bien. En TEMPOS tenemos una fijación primordial: la optimización de tu cuenta de resultados. El camino a priori es sencillo, estudiar y analizar la situación de los mercados a diario, de modo que, cuando aparezcan las verdaderas oportunidades de compra, sepamos aprovecharlas, de otra manera, serán aciertos de más o menos importancia, en una determinada ventana temporal. Esta semana, nuestras investigaciones abarcan los siguientes temas: (1) Las cotizaciones del mercado spot, sobrepasan la barrera de los 60,00 €/Mwh, ¿qué inputs lo están haciendo posible?. (2) Los mercados de futuros, aparecen contenidos en sus cotas más altas. (3) Los futuros del barril de Brent – a un año -, vuelven a repuntar, ¿qué horizonte nos espera?. (4) El Tipo de Cambio, vuelve a situarse en la barrera de los 1,1800 €/$, ¿cuáles son las perspectivas del BCE y la fed?. Toma nota de todo, afecta de manera directa a la compra más importante de tu compañía.

  • 1.-MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: LAS INPUTS DEL POOL ELÉCTRICO SE VUELVEN MÁS NEGATIVAS. La noticia esta semana, sin lugar a dudas, está en las cotizaciones promedio diarias del mercado spot: han sobrepasado la barrera de los 60,00 €/Mwh. Aunque esta situación no ha de extrañarte, ya que desde 2010, ha venido sucediendo en la mayoría de los periodos: 2010 (42,67€/Mwh, 0 días), 2011 (57,45 €/Mwh, 14 días), 2012 (45,68 €/Mwh, 0 días), 2013 (51,50 €/Mwh, 6 días), 2014 (55,12 €/Mwh, 13 días), 2015 (49,90 €/Mwh, 0 días), 2016 (52,83 €/Mwh, 1 día) – te he indicado, media del mes y número de días que sobrepasaron la cota de los 60,00 €/Mwh -, en este caso la situación es importante, ya que transitamos por una senda alcista. Veamos que inputs han empeorado y han hecho posible, que veamos al mercado ubicado en estas cotas.
  • 1.1. INPUTS 01. LA NUCLEAR DE FRANCIA PRODUCE CADA DIA MENOS. 
    La imagen es conocida por ti, la analizábamos la semana pasada. Por un lado, eje de ordenadas izquierda, puedes ver el consumo [Gwh/día], y por otro, eje vertical derecho, la producción de origen nuclear [Gwh/día], para el país vecino. A partir de aquí, varias conclusiones:

    • Siguen paradas las siguientes plantas – las fechas que ves, son las que tiene previstas Électricité De France (EDF), para su puesta en marcha -:
      • TRICASTIN: TRICASTIN 1 (900 Mw, 02NOV), TRICASTIN 2 (900 Mw, 02NOV), TRICASTIN 3 (900 Mw, 13NOV), TRICASTIN 4 (900 Mw, 02NOV). En total, 900 Mw * 4* 24 horas/día = 86.400 Mwh/día = 86,40 Gwh/día.
      • CHOOZ: CHOOZ 1 (1.450 Mw, 22 OCT), CHOOZ 2 (1.450 Mw, 09 NOV). Estamos hablando de 69.600 Mwh/día = 69,60 Gwh/día.
      • PENLY 01 (1.300 MW, 03 NOV). Supone dejar de inyectar 31.200 Mwh/día = 31,20 Gwh/día. ​
    • Un nuevo reactor ha iniciado parada forzosa, FLAMANVILLE 2 (12OCT =>15OCT, 1.300 Mw), pero solamente hasta el 15 OCT/2017, como puedes ver. Fíjate en la causa de la parada:
      “El 10 de octubre de 2017, la Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN), emitió su opinión sobre la anomalía en el acero utilizado para la cabeza inferior y el cabezal de cierre del recipiente de presión del reactor EPR de Flamanville. ASN considera que esta anomalía no compromete la puesta en servicio del recipiente a presión del reactor, siempre que se realicen controles específicos durante el funcionamiento de la instalación. Como la viabilidad de estos controles no puede confirmarse en la actualidad para el cabezal de cierre, ASN considera que el cabezal de cierre actual, no puede utilizarse más allá de 2024…”.
      Conclusión Importante: Si observas la gráfica detenidamente, el 02 OCT/2017 – primer día laborable de mes -, Francia inyectó en la red 932 Gwh/día (+80,30% del consumo), procedente de su tecnología principal, la nuclear, sin embargo, el 13 OCT/2017, la dinámica de esta tecnología se situó en 887 Gwh/día (+74,84%, -45,00 Gwh/día). Estos datos, conducen a una conclusión clara: se está produciendo un movimiento de fichas en el mapa eléctrico de Europa, ya que Francia exporta/importa energía a Inglaterra, España, Italia, Suiza, Alemania y Bélgica. Mirando al mix energético de nuestro país, te muestro datos concretos: (01SEP-13SEP) 2017 => importamos Francia = 794,12 Gwh. (01OCT-13OCT) 2017 => importamos Francia = 0,019 Gwh. Significa por tanto, que algunos días – lo verás a continuación -, nos vemos en la obligación de convertimos en exportadores de energía, en unos momentos difíciles para nuestra generación, ya que prácticamente los 794,12 Gwh, que no son importados a 32,66 €/Mwh – promedio del pool de Francia, desde (01SEP-13SEP) 2017 -, recaen sobre las centrales térmicas – carbón – y ciclos combinados – gas natural -, provocando el efecto contrario: servir de “palanca” hacia arriba para las cotizaciones diarias del pool.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
  • 1.2.- INPUTS 02. LA APORTACIÓN HIDRÁULICA: EN CAÍDA LIBRE. 

    En la figura te muestro dos “tecnologías”, muy influyentes en el mix energético de nuestro país: aportación de la Gran Hidráulica – eje vertical de la izquierda -, y exportaciones/importaciones internaciones, mayormente de Francia – ordenada de la derecha -. A partir de aquí, esto es lo que pienso:

    • La energía hidráulica desciende un 44,98% en un mes. Así es, el viernes 15 SEP/2017, la aportación del agua al mix energético fue de 43,49 Gwh/día, sin embargo, 30 días después, sábado 14 OCT/2017, ha sido de 23,93 Gwh/día, lo cual supone un déficit de 19,57 Gwh/día (-44,98%). Con el fin de que tu perspectiva sea más amplia, te extraigo parte del literal de la noticia, La sequía en tres actos:
      “Seco ha vuelto a ser el arranque del llamado año hidrológico, que va del 1 de octubre al 30 de septiembre. Como igual de seco terminó el anterior. En este recién concluido —el 2016-2017— las lluvias han estado en España un 15% por debajo de la media histórica (que se establece con los datos registrados entre 1981 y 2010). “
      “… desde 2013 todos los años hidrológicos han estado por debajo de la media histórica en lluvias. El resultado es la escasez de reservas de aguas superficiales. Los embalses, según el último dato ofrecido por el Ministerio de Agricultura, estaban esta semana al 38,3% de su capacidad. Aunque España ha registrado varios años durante este siglo en los que ha habido menos precipitaciones, hay que remontarse hasta mediados de la década de los noventa para encontrar una reserva más baja en la misma semana del año. Es la consecuencia de varios años seguidos de sequía meteorológica ….“.
      … La otra pata afectada por las bajas reservas es la energética: la producción de electricidad en las centrales hidroeléctricas ha caído a la mitad en 2017 por la falta de agua en los pantanos…“.
Conclusión Importante: La situación es un poco compleja, por dos motivos: (1) La tecnología con los costes de oportunidad más elevados del mercado spot, se está quedando sin materia prima, con los cual, éstos crecen de manera exponencial. (2) El escenario de déficit hidráulico, viene acompañado también de una carencia de aportación eólica, provocando un efecto multiplicador: (01SEP-13SEP) 2017 => eólica aportó = 1.528,35 Gwh, (01OCT-13OCT) 2017 => eólica aportó = 1.027,92 Gwh, esto es, 500,43 Gwh (-32,74%).
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
  • 1.3.- OUTPUT. EL CARBÓN y CICLOS COMBINADOS REFUERZAN SU CONTROL DEL POOL.

    La gráfica que ves, dibuja por un lado las cotizaciones diarias – promedio -, del mercado spot de electricidad – ordenada de la derecha, €/Mwh -, y por otro – eje vertical de la izquierda – las aportaciones diarias de las tecnologías fósiles menos competitivas: centrales térmicas – carbón – y ciclos combinados – gas natural -. Vamos directamente a la conclusión.

Conclusión Importante: En resumen, focalizando la atención en las dos ventanas temporales, (01SEP-13SEP) 2017 y (01OCT-13OCT) 2017, podemos decir: (1) Las importaciones internacionales – siempre a buen precio, alrededor de los (30,00-35,00) €/Mwh – han disminuido en 794,12 Gwhprácticamente el 100,00% -. (2) La tecnología del viento, aparece mermada, bajando 500,43 Gwh (-32,74%). (3) La energía procedente de las turbinas en la ventana de (01SEP-13SEP) 2017, fue de 468,69 Gwh, y sin embargo, en (01OCT-13OCT) 2017, ha sido de 320,12 Gwh, suponiendo una disminución de 148,57 Gwh (-31,69%), por consiguiente, no tenemos más remedio que acudir a la quema de carbón y gas natural, fíjate: 988,87 Gwh y 1.211,46 Gwh – tramo SEP/2017 – y, 1.817,12 Gwh y 1.879,08 Gwh – tramo OCT/2017 -, respectivamente, lo cual supone un aumento de 828,25 Gwh (+83,75%) para el carbón y, 667,62 Gwh (+55,10%), para el gas natural. Añadirte que la correlación de las cotizaciones del mercado spot con el carbón, se ha vuelto más fuerte que con respecto al gas natural, a partir del 02 OCT/2017, fruto del aumento del precio de éste en los últimos tiempos. Este escenario, totalmente adverso, objetivamente puede cambiar, ya que a partir del 30 NOV/2017 – lo vimos en el informe de la semana pasada -, el parque nuclear francés, debe estar plenamente activo, con lo cual, podríamos volver a valores de pool por debajo de los 50,00 €/Mwh, siempre y cuando, no haya una “mejoría” en las condiciones meteorológicas.

*Nota: En la primera imagen – producción nuclear vs consumo -, he optado por utilizar la base de tiempos, (15SEP-13OCT) 2017, con el fin de reflejarte, de manera nítida y clara, el decaimiento en el parque nuclear francés. Sin embargo, dentro del apartado, también hemos hecho referencia a las ventanas temporales (01SEP-13SEP) 2017 y (01OCT-13OCT) 2017, con el ánimo de que veas el comienzo, tan distante, que se ha producido entre el mes actual y el precedente.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 2.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. EL CAMBIO CLIMÁTICO y LAS INTERCONEXIONES, FUERZAN COBERTURAS – compra a precio fijo -, A LARGO PLAZO.
    Esta semana hemos conocido otra noticia – aparte de la correspondiente a Flamanville que, a la lectura de la presente, debería estar solucionado -, cuyo origen se sitúa en los reactores nucleares de Francia – miércoles, 11 OCT/2017 -: France’s EDF fixing pipe problem at 20 nuclear reactors. Te resumo lo más importante de ésta:

    • EDF está reparando las tuberías de la estación de bombeo en 20 reactores nucleares, después de descubrir que podrían no ser lo suficientemente fuertes como para soportar terremotos.  Ésta clasificó el problema como un incidente “de nivel 2” de 7 en la escala internacional de eventos nucleares y radiológicos. Dijo que las fallas no tienen impacto en el medio ambiente ni en los que trabajan en los reactores.
      •  Las tuberías en nueve reactores, Belleville 1-2, Cattenom 3-4, Dampierre 1-2, Golfech 1-2 y Saint-Laurent-des-Eaux B1, se habían reforzado.
      • Se está trabajando en cinco reactores que actualmente están fuera de línea: Chinon B3, Cruas 1, Dampierre 3, Nogent 1, Saint-Laurent-des-Eaux B2, y se completarán antes de reiniciarse.
      • Otros seis reactores ahora en línea, Cattenom 1-2, Chinon B4, Cruas 4, Dampierre 4, Nogent 2, se habían completado refuerzos en uno de los dos sistemas de refrigeración de cada reactor, asegurando que las plantas podrían funcionar de manera segura incluso en el evento de terremoto.
      • En otros nueve reactores, Cruas 2-3, Paluel 3-4, Saint-Alban 1-2 y Tricastin 1-3-4, las investigaciones revelaron que el riesgo de inundaciones no se pudo descartar y se estaban realizando trabajos de refuerzo.

Este suceso, hemos de sumarlo a los acontecimientos enumerados En el informe de la semana pasada:

  • Martes 19 SEP/2017. Las revisiones en los reactores franceses, encuentran nanomalías, EDF ordena ampliar las inspecciones.
  • Jueves, 28 SEP/2017. ASN pide el cierre de la planta de Tricastin.
  • lunes, 02 OCT/2017. EDF retrasa reinicio del reactor Penly 1 debido a problemas técnicos.
  • Jueves 05 OCT/2017. EDF amplía la interrupción del reactor Chooz 2.
    Por otra parte, el mix energético de nuestro país dispone de105.088 Mw de potencia instalados, de los cuales, 51.043 Mw son de origen renovable. Por tanto, contamos con un 48,57% = 51.043 Mw/105.088 Mw de energía, cuyos costes la hacen ser competitiva. Sin embargo, aquí existe un hándicap muy importante: la intermitencia, acrecentada por los efectos del cambio climático. Ésta nos ayuda a cerrar años muy buenos de pool – la mayoría -, por ejemplo, 2010 (36,95 €/Mwh), 2013 (44,19 €/Mwh), 2014 (41,96 €/Mwh), 2016 (39,61 €/Mwh), pero también, a causa de déficit de las renovables, periodos en los que las cotizaciones del mercado spot aparecen elevadas: 2011 (49,91 €/Mwh), 2012 (47,26 €/Mwh), 2015 (50,26 €/Mwh). A la ecuación que tratamos de dibujar, hemos de añadir la energía que “puede” trasvasarse de las plantas nucleares de Francia, a partir de OCT/2015, añadiendo, como puedes estar comprobando, una nueva incertidumbre al mercado eléctrico de nuestro país – en estos momentos, estamos notando fuertemente sus efectos
    En atención a lo que estás leyendo, comprenderás que resulta conveniente, y a la vez rentable para tu cuenta de resultados, acudir al mercado de futuros – compra a precio fijo -, con el fin de “cubrir” una parte de tu consumo, o llegado el momento, el total de éste. De esta manera, se trata de amortiguar en la medida de lo posible, las crecidas del pool, pero – esto es muy importante -, teniendo presente que, ante la duda, lo mejor es pagar por la energía realmente el precio que tiene – no hemos de añadir ninguna prima de riesgo al coste de ésta -, esto es, dando preferencia a la compra “indexada al pool”. Para dar sentido a esta última conclusión, revisemos el camino de una compra cualquier a precio fijo – mercado de futuros -:
    • La planta, solicita un precio fijo/cobertura a la mesa de brókers. Ésta cuelga una oferta “ask” en pantalla del ordenador.
    • La operación permanece en “stand by”, de forma ininterrumpida, hasta que aparece el Bróker Contraparte (BC), dispuesto a asumir el riesgo de la operación. Coloca una oferta “bid”, siendo el precio de la cobertura, la media aritmética del ask y el bid. A partir de aquí, pueden suceder dos escenarios:
      • Gana BC, si la oferta a precio fijo/cobertura, es MAYOR que el precio del pool.
      • Pierde BC, si la oferta a precio fijo/cobertura, es MENOR que el valor del pool.
Conclusión Importante:  Acudir al mercado de futuros, con el fin de encontrar un precio fijo para el total o parte de la energía, significa “luchar” de tú a tú con el Bróker Contraparte (BC). Si queremos ganar – significa pagar por la energía menos que con la opción directa a pool -, tendremos que ponernos a su mismo nivel, es decir, las dos partes deben tener la misma información. Este hecho se consigue, si realizamos las compras con suficiente antelación, [18-24] meses antes de la entrega física de la energía. De otra manera, con coberturas – compras a precio fijo – a seis meses vista, o incluso menos, le estaremos dando al BC, casi toda la ventaja de la operación: será él el que nos dé el precio fijo, en función de la información mas o mensos cierta  – seis meses -, de la que dispone: maneja precio e información. Es cierto que, en 2016, las coberturas realizadas en FEB/2016, para el mismo 2016, fueron un “acierto”, pero – importante -, la compra de energía es un proceso a medio – largo plazo que, debe estar libre de “aciertos” y basado en una verdadera estrategia de compra. Cierto es que, tu estrategia puede ser diferente, consistente en comprar energía en un momento determinado, a un precio fijo/cobertura que te haga sentir confortable, sin más, entonces la adquisición, aunque positiva, no será la más competitiva.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
  • 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: LAS COTIZACIONES DE LOS FUTUROS, APARECEN CONTENIDAS/FRENADAS EN MÁXIMOS.
    ALERTAS:
[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q1/2018 [46,02 57,32 – 57,30]. Q1-2019 [Omip -> 52,47 €/Mwh, -0,91%]. La noticia que acabas de leer –  France’s EDF fixing pipe problem at 20 nuclear reactors -, provocó que Q1/2018, alcanzase de nuevo otro máximo histórico – 57,80 €/Mwh -, situándose muy cerca de los 60,00 €/Mwh, algo inimaginable cuando comenzó a cotizar – viernes 13 MAY/2016, 40,02 €/Mwh -, lo cual demuestra lo comentado: la compra a precio fijo, debe retrasarse 599 días (01ENE/2018 -13MAY/2016), con el fin de conseguir grandes cotas de competitividad, solo así, nuestra información y la del contraparte, será la misma. Por su parte, la Q1/2019, después de alcanzar el máximo, 53,30 €/Mwhlunes, 09 OCT/2017 -, ha bajado hasta los 52,47 €/Mwhviernes, 13 OCT/2017 , siendo cotas excesivamente altas para cuestionarse alguna compra.
      • Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Inicio Bajista. Q2/2018 [40,07 – 45,86 – 46,00]. Q2-2019 [Omip -> 42,13 €/Mwh, -1,45%]. La Q2/2018, aparece situada en un nuevo máximo, alcanzado el viernes 13 OCT/2017 – 46,00 €/Mwh -, con lo cual, no hay ninguna posibilidad de compra, ya que está muy modulada por las noticias originadas en el comportamiento de los reactores nucleares franceses. Si giras la mirada para la Q2/2019, “parece” que está iniciando una senda bajista, situándose próxima a los 42,00 €/Mwhviernes 13 OCT/2017, 42,13 €/Mwh -. Nos mantendremos atentos a ésta última => barrera de los 40,00 €/Mwh.
      • Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019. Bajista [46,30 50,28 – 51,05]. Q3-2019 [Omip -> 46,75 €/Mwh, +3,70%]. La Q3/2018, se ha disparado de manera muy violenta: viernes 06 OCT/2017 = 47,98 €/Mwh, viernes 13 OCT/2017 = 51,05 €/Mwh, es decir, 3,07 €/Mwh (+6,39%), en tan solo cinco sesiones. Por su parte, Q3/2019, ha crecido desde el mínimo, 45,08 €/Mwh – viernes 06 OCT/2017 -, hasta el máximo actual, 46,75 €/Mwh – viernes 13 OCT/2017 -, 1,67 €/Mwh (+3,70%). Ambas cotizan por encima de la barrera de los 45,00 €/Mwh, por lo tanto, hemos de seguir en modo espera.
      • Precio Objetivo:  [43,00 – 44,00] €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q4 [2018]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [44,67 48,61 – 49,07]. Cierto es, la incertidumbre que crece alrededor del parque nuclear francés, llega hasta el 01 OCT/2018 – falta alrededor de un año -, y empuja a la Q4/2018 a alcanzar máximos históricos: 49,94 €/Mwh –  viernes 13 OCT/2017 -. Por su puesto que nos es aconsejable comprar un producto cuando éste cotiza en máximos, por consiguiente, hemos de mirar a la quietud.
      • Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
      • Recomendación:No entrar.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
  • 3.– MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

    clic para ampliar

    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El BCE considerará reducir las compras de QE a la mitad el próximo año – . Tendencia -> Inicio Alcista.  [Promedio Semanal -> 1,1808 €/$, +0,52%. Cotizaciones [Lunes = 1,1746; Martes = 1,1797; Miércoles = 1,1830; Jueves = 1,1856; Viernes =  1,1810] €/S.

      Extracto:
      La semana iba transcurriendo en modo “crucero”, con el Tipo de Cambio €/$, creciendo hacia la cota de los 1,1900 €/$, sin embargo, el viernes 13 OCT/2017, retrocedió a los 1,1810 €/$, básicamente debido a dos inputs: (1) Las palabras de Mario Draghi, de nuevo eclipsaron a la noticia de disminución del Quantitaive Easing (QE), (2) La publicación de los datos de inflación de EEUU.

        • EUROPA 
          • Inputs 01. Viernes, 13 OCT/2017. ECB to Consider Cutting QE Purchases in Half Next Year. En los mercados, todo el mundo mira a la reunión que mantendrá el Banco Central Europeo (BCE) el próximo 26 OCT/2017. Allí, casi con toda probabilidad, se anunciará lo siguiente, en relación al recorte del QE – programa de estímulos -:
            • El BCE reducirá a partir de 2018 su programa de compras de deuda, ahora en los 60.000 Mill€/mes. Las agencias Reuters y Bloomberg, señalan que prolongará las adquisiciones durante nueve meses más, reduciendo su cuantía en al menos la mitad.
            • Existen dos opciones sobre la mesa: (1) Extender las compras en el tiempo en una cuantía reducida, o, (2) mantener los volúmenes de compras en un nivel más elevado pero durante menos tiempo. En cuanto a la cantidad, el BCE está estudiando un recorte en la cuantía mensual a 30.000 Mill€/mes. Reuters apunta a un rango de compras mensuales de entre 25.000 y 40.000 Mill€/mes y añade que la opinión mayoritaria en el seno del BCE es aplicar un recorte importante. Si miramos al tiempo/duración,  el gran debate está en si mandar el mensaje de que el programa seguirá abierto mientras sea necesario, sin dar una señal concreta sobre su finalización efectiva, para tener margen para una aplicación más prolongada en caso de que la economía empeorase, o dar en cambio una fecha de término. Así, la idea sería extenderlo hasta septiembre de 2018, con lo que se enviaría un mensaje más comprometido con la retirada de estímulos y una fecha a partir de la que ir pensando en un alza de tipos de interés – muy, muy importante -.
          • Inputs 02. Viernes, 13 OCT/2017. Draghi desvela que mantendrá los tipos de interés bajos durante mucho tiempo. El presidente del BCE, ha asegurado en una conferencia, en el centro de estudios Peterson Institute for International Economics, en Washington, donde asiste a la asamblea anual conjunta del Fondo Monetario Internacional (FMI) y el Banco Mundial (BM), que los tipos de interés seguirán en los extraordinarios niveles bajos de la actualidad “bien pasado” el momento en que concluya el programa multimillonario de inyección de liquidez a través de la compra de deuda.
            Conclusión Importante: Comprenderás la reacción de los mercados, a las palabras “bien pasado“. Las palabras “reducción del QE“, significa para los analistas la antesala de la subida de los tipos de interés, en otras palabras, la apreciación de la moneda única. Dicho esto, si a ese pre-escenario de subidas, lo adornamos con las palabras “bien pasado”, añadimos tiempo a la “depreciación”, justamente lo que ha sucedido. Habrá por tanto que seguir expectantes, a la reunión del 26 OCT/2017, de manera que consigamos descifrar mejor a Draghi.
        • ESTADOS UNIDOS. 
          • Input 01. Viernes, 13 OCT/2017. La inflación en EEUU sube al 0,5% en septiembre. El Índice de Precios de Consumo (IPC) subió un 0,50% en SEP/2017, en su segundo gran aumento mensual consecutivo, debido especialmente al incremento de los combustibles por el paso de los huracanes Harvey, Irma y María. Esta subida, la mayor en ocho meses, se produce después de que la inflación aumentara un 0,40% en AGO/2017. Los precios del combustible se dispararon un 6,10%, impulsados por el alza del 13,10% en los de la gasolina. Sin embargo, la lectura de la inflación subyacente, la que excluye los componentes más volátiles como combustible y alimentos, creció un 0,10%. Por su parte, la inflación interanual se ubicó en el 2,20% en SEP/2017, frente al 1,90% del mes anterior; mientras que la tasa subyacente se situó en el 1,70%.
            Conclusión Importante: Los precios superan así la meta anual de la Reserva Federal Estadounidense (Fed) del 2,00% anual, después de años de situarse de manera persistente por debajo, y ponen presión sobre el organismo dirigido por Janet Yellen, dado que la tasa de desempleo se encuentra en el 4,20%, niveles considerados de pleno empleo. Parece, por tanto, que habrá subida de tipos al final de año.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • COTIZACIÓN BRENT – Oil rallies nearly 2% on China import boost, U.S.-Iran tensions  -.>Tendencia ->  Alcista. [Futuros Anual = 56,20 $/bbl, +2,75%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 55,79; Martes = 56,61; Miércoles = 56,94; Jueves =  56,25; Viernes = 57,17] dólares por barril. Mercado en Backwardation => Futuros [56,20 $/bbl] < Contado [56,55 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 11 OCT/2017 – : Han disminuido en 2,747 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 1,991 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 462,233 Mb.

        clic para ampliar

      • Datos Reservas Gasolina miércoles 11 OCT/2017: Han aumentado 2,490 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a una disminución de 0,480 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 221,382 Mb.

        clic para ampliar

      • Producción Crudo EEUU – viernes 06 OCT/2017  y plataformas Fracking viernes 13 OCT/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,480 Millones de barriles al día (Mbd), bajando en 81,00 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido en (+5,00), ubicándose en 743 (-0,668% con respecto a la semana anterior).

        clic para ampliar

      Extracto: Dentro de la ventana temporal bajo análisis, han existido cuatro vectores que han modulado el precio del crudo: (1) Nivel de los inventarios en los EEUU. (2) Posicionamiento de Donal Trump acerca del acuerdo nuclear con Irán. (3) Importaciones de crudo de China y conflicto en el Kurdistán. (4) Informe de la Opep.

        • Inputs 01. Jueves, 12 OCT/2017. Oil slips despite larger draw in U.S. stocks. El primer análisis, tiene que ver con el mercado norteamericano. Efectivamente, los inventarios de crudo han bajado en 2,747 Mbd, se ha producido también menos, 81,00 Mbd y las plataformas petrolíferas se han mermado en cinco unidades, quedando el total de éstas situado en 743. Sin embargo, hay datos positivos: las reservas de gasolina, crecen por tercera semana consecutiva, y se sitúan en 221,382 Mbbd, sumando los del último periodo, 2,490 Mbd, y así lo interpreta el mercado. Fíjate en lo que traslada Abhishek Kumar – Global Gas Analytics de Interfax Energy -: “Con los EE. UU, ya fuera de la temporada de verano, habrá menos demanda de gasolina en las próximas semanas, esto podría generar semanas de producción de crudo, ya que la producción de petróleo en los EE. UU. sigue siendo alta …“.
          Conclusión Importante: Desde TEMPOS, pensamos que nos estamos acercando al límite, para ver si de verdad, la finalización de la época estival provoca un aumento significativo de las reservas de crudo y ello, empuja a la cotización del Brent hacia abajo. De momento, una pieza el puzzle encaja, el aumento de las reservas de gasolina, faltando las otras dos: (1) Aumento o mantenimiento de la producción, y (2) Aumento de los inventarios de crudo.
        •  Inputs 02. Viernes, 13 OCT/2017. What’s at Stake for Oil Markets After Trump’s Iran Move. Te explico aquí, paso a paso, qué es lo que está sucediendo:
          • Irán: Tercer productor de la OPEP – por detrás de Irak y Arabia Saudí -, inyectando al mercado el mes de SEP/2017, la cantidad de 3,827 Mbd informe OPEP, OCT/2017 -.
          • Origen del problema:  En un discurso – viernes 13 OCT/2017 – , Trump no llegó a abandonar el acuerdo nuclear, pero dijo que impondría nuevas sanciones a Irán, en particular a su Cuerpo Revolucionario de la Guardia, una rama de las fuerzas armadas propietarias de muchas empresas, incluida la industria petrolera. La medida no frenará de inmediato el flujo de unos 2,3 Mbd de crudo iraní, más de tres veces la cantidad de petróleo que Estados Unidos ha vendido en el exterior durante el año pasado, pero deja “tocado al país”.
          • Consecuencias: Aumenta el riesgo de hacer negocios en la nación del Medio Oriente. Compañías como Total SA , que en JUL/2017 se convirtió en la primera gran compañía de energía occidental en firmar un acuerdo de producción con Irán desde el acuerdo de 2015, podrían enfrentar nuevos obstáculos para contribuir con la inversión de petróleo y gas natural estimada en 100.000 Mill$.

            Conclusión Importante: Es evidente que existe un riesgo, pero todavía no hay un horizonte “cierto” de como actuarán los mercados. Hay opiniones encontradas: (1)  Helima Croft – directora global de estrategia de productos básicos de RBC Capital Markets LLC -: “… La posición de Trump podría frenar el entusiasmo de las corporaciones europeas y algunas asiáticas por continuar con los planes para invertir Irán, lo que a su vez podría forzar a las refinerías extranjeras a obtener menos crudo de Irán, especialmente si se reactivó la amenaza de ser bloqueado en los mercados de capitales estadounidenses“. (2)  Homayoun Falaksh – analista de la consultora Wood Mackenzie Ltd – : ” Europa parece no querer volver a imponer sanciones relacionadas con el petróleo, como fue el caso en 2012…Estados Unidos no ha comprado petróleo iraní en de 40 años….“.

        •  Inputs 03. Viernes, 13 OCT/2017. El petróleo se recupera casi un 2 por ciento en el aumento de las importaciones chinas, y, El Kurdistán teme un ataque del Ejército iraquí sobre Kirkuk. Dentro de este ítem, se produjeron dos noticias:
          • ​Importaciones Chinas y las estimaciones de la AIE: Efectivamente las importaciones de petróleo chinas, alcanzaron 9,00 Mbd en SEP/2017, aumentando en 0,50 Mbd, con respecto a las importaciones promedio entre ENE/2017 y SEP/2017, consolidando la posición de China como el mayor importador de petróleo del mundo. Las sólidas importaciones de China han sido impulsadas por las compras de sus reservas estratégicas de petróleo. La nación ha gastado alrededor de 24.000 Mill$ construyendo sus reservas de crudo desde 2015 y ahora posee alrededor de 850 Mb.
          • Conflicto en el Kurdistán Iraquí. 
            • Noticia:  El Gobierno regional del Kurdistán iraquí está convencido de que el Ejército iraquí y las milicias chiíes que lo apoyan se están preparando para atacar Kirkuk.
            • Consecuencia: Kirkuk es la joya de la corona de los “territorios en disputa”. Bajo su subsuelo, desde la capital provincial hacia el noroeste, se extiende un enorme campo de petróleo con tres puntos de extracción. Uno de ellos, Khurmala, queda dentro de la región autónoma kurda, pero los otros dos, Baba y Avana, solo pasaron al control de Erbil tras el avance de las tropas kurdas en 2014. Su pérdida supondría algo más de un tercio de los 600.000 Bd que exporta el Kurdistán iraquí, lo que agravaría su actual crisis económica.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
        • Inputs 04. Miércoles, 11 OCT/2017.  Como todos los meses, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), ha hecho publico en su informe, las conclusiones acerca de la visión que ésta tiene del mercado del crudo mundial. Lo más importante te lo traslado en los siguientes ítems:
          • Demanda de petróleo mundialpágina 3/106 -: Realiza una revisión al alza de la demanda mundial: (1) 2017, se espera que aumente en 1,50 Mbd, lo que representa 30.000 bd más que con respecto al último informe. (2) En 2018, se prevé que la demanda mundial de petróleo crezca en 1,40 Mbd, lo que significa un crecimiento de 30.000 bd con respecto a la estimación anterior. El argumento, según el cártel, son las mejoras de las perspectivas económicas en la economía mundial, particularmente China y Rusia.
          • Producción de petróleo NO-OPEP – página 3/106 -:  Se espera que el suministro de petróleo no OPEP crezca en 0,7 Mbd en 2017 – revisión a la baja de 0,1 Mbd, con respecto a la última estimación – . En 2018, el crecimiento en el suministro de petróleo no OPEP bajará en 60.000 bd con respecto al último informe, ubicándose en la cota de 0,90 Mbd.
          • Producción de Crudo OPEP – página 66/106 –: La principal noticia es que Libia y Nigeria, han vuelto a producir, 923.000 bd y 1,855 Mbd, respetivamente, lo que ha conducido a que la OPEP en su conjunto aumente su producción en 88.500 bd con respecto a AGO/2017, situándola en 32,748 Mbd.
Conclusión importante: Los miembros de la OPEP, nunca pierden oportunidad de añadir especulación a los precios del crudo, siempre al alza, obviamente. Al leer su informe, hemos conocido como su principal apuesta, es un aumento de la demanda global a la vez que, una disminución en la producción por parte de los países NO – OPEP, sin embargo, a la hora de evaluar el cumplimiento del pacto – 25 MAY/2017 -, de prorrogar los recortes, con el fin de alcanzar una cuota máxima de producción de 32,50 Mbd, nada se habla, sencillamente porque no se ha logrado: en cuanto Libia y Nigeria se han puesto a producir, el acuerdo se ha borrado de manera literal. De momento, Mohammed Barkindo – secretario general OPEP -, pidió ayuda al francking: “instamos a nuestros amigos, en las cuencas de esquisto de América del Norte, a asumir esta responsabilidad compartida con toda la seriedad que merece, como una de las lecciones clave aprendidas del actual ciclo impulsado por la oferta”. Desde TEMPOS, pensamos que hay que esperar un poco más, sobre todo, hasta la reunión previa que tendrá la OPEP en NOV/2017 en Viena, hasta tener un horizonte más o menos clarificado.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Sigo pesando en apostar todo al conocimiento: en el largo plazo, creo que es la opción ganadora.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *