CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [08SEP-14SEP]

 In El Rincón del Experto

​​Buenos días, todos los que formamos parte de la consultora TEMPOS, te deseamos un magnífico comienzo. Por otra parte, girando la mirada hacia la compra de energía, se hace necesario – casi obligatorio -, estar acometiendo de manera constante una gran inversión en CONOCIMIENTO, ya que será a partir de ahí, cuando podamos llegar a la toma de decisiones fundamentadas, de otra manera, estaremos hablando de aciertos – caso de que estos lleguen a producirse -.

A partir de aquí, fíjate, éstos son los ítems que abarcaremos en este informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. En estos momentos, el mercado ibérico de electricidad dispone de un ÚNICO “driver” con capacidad de manejar los precios de la energía: los derechos de emisión (European Unit Allonwances). Este hecho está provocando que la cotización a nivel promedio del noveno mes del año, se sitúe en los+70,79 €/Mwh, a una distancia de +21,64 €/Mwh en relación a SEP/2017 (+49,15 €/Mwh). Mirando a los demás países de nuestro entorno, y dado que estamos en un mercado Europeo de dióxido de carbono, las cifras son muy parecidas: Francia (+63,70 €/Mwh+36,96 €/Mwh en SEP/2017), y Alemania (+60,70 €/Mwh, +34,35 €7Mwh en SEP/2017). Esto es, en términos relativos, los costes energéticos han crecido un +44,02 % en nuestro país, aumentando en un +72,34% y +76,71%, para el país galo y centroeuropeo, respectivamente.
    • Francia. La principal novedad en el mercado francés está en el “SWITCH OFF” que se ha producido en las centrales térmicas, lo cual podría tener importantes consecuencias en el mercado del CO2. Girando la mirada hacia su parque nuclear, habremos de estar atentos a las próximas semanas, debido al notable aumento de unidades que previsiblemente se pondrán en marcha.
  • Opinión Personal. Mercado de derechos de emisión ¿dónde está el techo?. ¿qué ha de pasar para que las cotizaciones caigan?
  • ​​​Compra de Gas. La operación con esta commodity se COMPLICA: ​
    • ​​El precio del barril de Brent, al contado – promediado semanal -, se ha situado en los +78,49 $/bbl (+1,38%). Por su parte, los futuros a doce meses, alcanzan la cota de los +76,17 $/bbl (+1,24%).
    • ​​El Tipo de Cambio (TC), se mantiene estable, describiendo pequeñas oscilaciones en torno a la cota de los +1,1600 €/$.

En el resto del informe, miraremos de manera constante a dos sustantivos: RIGOR y EXACTITUD.

  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. FRANCIA DEJA DE MIRAR AL CARBÓN.     

  • La imagen que estás observando señala el comportamiento REAL del mercado energético francés. A la derecha aparecen representados los principales parámetros: demanda de energía, producción del parque nuclear al completo, montante de las exportaciones a los países vecinos – con especial interés en España -, así como los valores del pool eléctrico y la suma de las aportaciones de las tecnologías renovables y convencionales. Girando la mirada a la parte derecha, aparecen la correlaciones/descorrelaciones que existen entre los precios del mercado spot y aquellas tecnologías que lo hacen posible. Veamos todo ello en profundidad:
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. En la semana bajo análisis, se han producido dos hechos de suma importancia: Primero. El país vecino ha dejado de contar con las centrales térmicas a partir de 07 SEP/2018 a las 23:15 horas. La razón a esta decisión la encontramos en el precio de los derechos de emisión, cuya cotización media de los últimos quince días se sitúa en los +21,625 €/tCO2. Esta cifra tiene suma importancia, ya que si asumimos una ratio de conversión de +0,92 tCO2/Mwh para el mineral, frente a los +0,37 tCO2/Mwh del gas, podemos concluir que los costes derivados del CO2 para el primero ascienden a +19,89 €/Mwh, siendo de +8,00 €/Mwh para los del fluido. Estos es, producir en centrales térmicas, tiene un coste de +11,89 €/Mwh (+148,62%) con respecto a las centrales de ciclo combinado. Segundo. Debido a las conexiones de reactores enumeradas la semana pasada, la producción nuclear ha crecido en +99,00 Gwh/día (+10,27%) con respecto a la semana inmediatamente anterior, lo que ha provocado que el consumo cubierto alcance MÁXIMOS anuales y se ubique en el +97,69%, siendo la consecuencia inmediata, el aumento de exportaciones a países vecinos en +55,00 Gwh/día (+34,56%).
    Conclusión importante: A partir del 07 SEP/2018, el precio de la energía en Francia, quedó correlacionado con la aportación de las centrales de ciclo combinado – gas natural -, y aquélla que proviene de las fisiones nucleares – imagen superior derecha y central, respectivamente -. Aparte de las consecuencias que este hecho tiene para el mercado del CO2, mirando a nuestro país, significa que el coste de los +43,00 €/Mwh (+6,27% de la demanda) que importamos de media, tendrá embebido las tensiones actuales del mercado del crudo, así como la política de subida de tipos del Banco Central Europeo. Este escenario, seguirá así, a menos que la energía del viento despierte, ya que como podrás observar, se ha alcanzado el mínimo anual, situándose éste en los +29,00 Gwh/día.

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

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  • Al observar la imagen, encontramos los siguientes ​hechos SIGNIFICATIVOS:
    • Dominio de las tecnologías fósiles en horas supuestamente COMPETITIVAS. Lunes (03, 04, 05, 06). Martes (03 => 06). Viernes (02 => 7), Sábado (03 => 09).

      Conclusión importante: En las primeras horas del día, es donde la labor del viento se hace más palpable. (1) Tiene mayor densidad, ya que las temperaturas son más bajas. (2) El consumo es menor, y por lo tanto, la capacidad de cubrir la demanda es mayor. Sin embargo, nos encontramos que es mayoritariamente el carbón el que determina el precio de la energía, lo que denota la gran ausencia de tecnología eólica existente.

    • Domingo, manejado por la Gran Hidráulica. El pasado 09 SEP/2018, se produjo la mayor actividad de la energía turbinada en relación a la fijación del precio marginal de la energía, alcanzando un +75,00% de las horas.
      Conclusión importante: El precio de la energía es tan ALTO, que no existe diferencia entre los días laborables y fines de semana: ambos se sitúan por encima de los +70,00 €/Mwh, y en consecuencia, los costes de oportunidad de la Gran Hidráulica actúan en consecuencia.

  • 1.2.2.- MERCADO SPOT DE ESPAÑA SE QUEDA SIN VIENTO Y SE CONECTA AL CARBÓN – derechos de emisión -.

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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. Dentro de la ventana temporal bajo estudio, hay una cifra que llama la atención sobre todas: la aportación eólica – energía verde más determinante -, desciende hasta alcanzar la media de los +65,00 Gwh/día, siendo esta cota la más baja desde 01 ENE/2018. A partir de esta input, comienza el movimiento de las dos tecnologías, que ahora mismo tienen importancia en el pool eléctrico. Primero. La energía procedente del agua turbinada – costes de oportunidad más altos del mercado -, se ubica en los +76,00 Gwh/día (+19,23%). Segundo. La dinámica de las centrales térmicas – el precio de la energía se correlaciona directamente con sus aportaciones, imagen superior derecha – sigue creciendo, +139,00 Gwh/día (+6,00 Gwh/día, +4,49%), circunstancias que resulta doblemente perjudicial para el mercado spot, ya que al precio desorbitado del carbón – el precio al contado para SEP/2018, ascendió a +99,42 $/ton, alcanzando la media de los futuros a doce meses la cota de >+96,06 $/ton -, hemos de sumar los máximos alcanzados por el mercado de derechos de emisión – +25,18 €/tCO2, el 10 SEP/2018 -.
    Conclusión Importante: Desde la consultora TEMPOS, pensamos que si la energía eólica NO despierta, el coste de la energía va a estar manejado por dos vectores. Primero. El precio del carbón y por ende, las cotizaciones de los derechos de emisión, siempre y cuando, no se produzca el SWITCHING que ha sucedido en Francia – en cierta medida nos sorprende por qué aquí NO se ha producido, siendo la explicación sencilla: el país vecino debe estar adquiriendo la commodity a precios más competitivos -, hecho que nos hará mirar directamente a Donald Trump y su política con respecto a las sanciones a Irán – entre otras inputs -, a la vez que al programa de estímulos del BCE y las posibilidades de que éste comience la senda de subida  de tipos. Segundo. Los costes de oportunidad de la energía hidráulica, teniendo en cuenta que la capacidad de ésta puede ir a menos, siempre y cuando nos encontremos con un otoño poco lluvioso.  Por tanto, a corto – medio plazo, situamos las cotizaciones del mercado spot en un promedio de +70,00 €/Mwh. A lo expuesto, hemos de recordar la parada programada – descontada por los mercados – que previsiblemente realizarán los siguientes reactores: ALMARAZ (29 OCT/2018 => 03 DIC/2018), ASCÓ (09 NOV/2018 => 15 DIC/2018).

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

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  • *Nota: *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 -.

    Dentro de la semana que estamos analizando y estudiando, éstas han sido las novedades más importantes con respecto al parque nuclear de España y Francia:

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • BLAYAIS 4 parada programada -. ​El domingo 09 SEP/2018, a las 0:15, los equipos de la planta detuvieron el reactor N°. 4 como parte de su cierre anual programado (Stop for Simple Recharging – ASR). Esta es la última revisión de la campaña de mantenimiento de 2018 – se llevarán a cabo tareas de mantenimiento y renovación de combustible -.
        • PALUEL 2  – en línea -. El reactor Nº.2 de la central de Paluel, ha estado fuera de línea desde el 16 MAY/2015, finalmente, el martes 11 SEP/2018 a las 14:00 horas, comenzó a inyectar energía a la red.
      • RETRASOS CONEXIÓN.
        • CRUAS 1.  La unidad de producción Nº.1, alargará la parada hasta el 30 SEP/2018, acumulando un retraso de 4 días.
        • DAMPIERRE 1. Su puesta en marcha se retrasa dos días, hasta el 21 SEP/2018.
        • GRAVELINES 6. Entrará en línea el 20 SEP/2018 (delay parcial de 3 días), acumulando una demora total de 37 días.
    Conclusión Importante: Prácticamente NO ha habido cambios con respecto a la semana pasada: se mantiene la cantidad NETA de reactores en funcionamiento, que asciende a 44. Además, las perspectivas de conexión son muy POSITIVAS. (1) En la semana 3 (17SEP-23SEP) 2018, se estiman que entren en operación CUATRO reactoresDAMPIERRE 1 + GRAVELINES 1GRAVELINES 6 + TRICASTIN 2. (2) Durante la semana 4 (24SEP-30SEP) 2018, previsiblemente volverá a estado ON el reactor CRUAS 1. Hablamos por tanto, de casi el +9,00% del total de unidades.

  • 3.-OPINIÓN PERSONAL. MERCADO DERECHOS DE EMISIÓN. ¿DÓNDE ESTÁ EL TECHO?. ¿QUÉ HA DE PASAR PARA QUE LAS COTIZACIONES CAIGAN?:

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    El caso es que después de ver lo ocurrido en esta semana, donde el lunes 10 SEP/2018, las asignaciones de derechos de emisión sufrieron un DESPLOME importante, bajando desde la cota de +25,18 €/tCO2 hasta la posición de los +18,90 €/tCO2 (-6,28 €/tCO2, -24,94%) – tres días más tarde13 SEP/2018 -, se hace necesario y casi OBLIGATORIO, contestar a las cuestiones planteadas en el enunciado de la presente. Básicamente existen CUATRO razones, que justificarían ver por pantalla un DESCENSO sostenido del precio de tonelada de dióxido de carbono.

    • Fervor especulativo. Si bien los volúmenes se han disparado, la cantidad de contratos pendientes, es el más bajo en al menos cinco años en ICE Futures Europe: indicando este hecho, más interés a corto plazo que la cobertura o el negocio de la industria.
      Conclusión importante: Es cierto, la especulación se está centrando en los vencimiento de final de año, cuando las industrias deben AJUSTAR sus derechos de emisión. Si miramos los datos para el viernes 14 SEP/2018, encontraremos las siguientes cifras de volumen (número de contratos): +39.693 (DIC/2018), +7.395 (DIC/2019), +3.007 (DIC/2020). Siguiendo con el razonamiento, Ingo Ramming – Commerzbank AG -, señala lo siguiente: “Los precios podrían caer a +15 euros por tonelada si los especuladores salen simultáneamente“.
    • Alemania. El uso del carbón en la generación de energía alemana se mantiene a pesar del aumento del carbono, pero en algún momento el aumento de los costos puede hacer que los servicios públicos decidan que ya es suficiente y dejen de quemar el combustible. Si bien eso sería bueno para el clima, mataría la demanda de permisos. A hilo de esta idea, fíjate lo que UBS Group AG apunta: “… este riesgo se aplica principalmente después de 2020, donde los precios podrían volver a caer a 5 euros por tonelada“.
      Conclusión importante: No hace falta girar la mirada hacia Alemania. En Francia – según has podido observar y analizar en los datos expuestos más arriba -, las centrales térmicas se han APAGDO esta semana: dejaron de inyectar energía a la red el 07 SEP/2018 a las 23:15 horas. Esta importante input, está trasladando un mensaje claro al mercado de especulación del CO2.
    • Mercado de opciones. Una parte importante del aumento del precio del carbono, ha sido impulsada por el mercado de opciones – otorga al propietario el derecho, pero no la obligación de comprar el activo subyacente -, debido a que se han “comprado futuros” para cubrir posiciones. En SEP/2019, un lote de opciones vence, lo que puede significar que algunas ventas se deshagan, provocado por el inicio de una senda bajista. Prueba de lo dicho, es que los volúmenes de opciones de venta también van en aumento, lo que indica un aumento en el apetito de protección a la baja.
    • Mecanismo INTERVENCIÓN Comisión Europea: El artículo 29 Directiva 2009/29/CE: “Si, durante más de seis meses consecutivos, el precio de los derechos supera el triple del precio medio de los derechos en el mercado comunitario del carbono durante los dos años anteriores, la Comisión convocará de inmediato una reunión del Comité establecido por el artículo 29 de la Decisión no. 280/2004/CE“.​
      Conclusión importante: Fijemos la mirada en el 01 SEP/2018, la media de los años inmediatamente anteriores, se sitúa en los +8,28 €/tCO2. Por tanto, si el promedio en los seis meses CONSECUTIVOS, sobrepasa la cota de los +24,84 €/tCO2 (+8,28 €/tCO2 * 3), la Comisión INTERVENDRÁ el mercado de los derechos de emisión. Puedes comprender, el TEMOR que sintió el mercado el lunes 10 SEP/2018, cuando por pantalla apareció la cifra de +25,18 €/tCO2.

    Conclusión final importante. Desde la consultora TEMPOS, pensamos que el techo en el mercado del dióxido de carbono, puede situarse en la cota de los (26,00-30,00) €/tCO2. La explicación a esta afirmación, no pasa tanto por la CERTIDUMBRE a que la Comisión FRENE la especulación, aplicando la Directiva 2009/29/CE, sino por el momento en el cual se produzca el “SWITCHING“, esto es, conmutación de las centrales térmicas – carbón – a centrales de ciclo combinado  – gas natural -, siendo la explicación bastante sencilla. La ratio de conversión del mineral se sitúa en aproximadamente +0,92 tCO2/Mwh, mientras que para el gas, podemos estar hablando de (0,28-0,37) tCO2/Mwh, por tanto, si el precio del CO2 crece, llegará el momento en que NO será rentable producir a partir del carbón, provocando un DESPLOME en los derechos de emisión.

  • 4.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA:  Solamente existe un “DRIVER” en el mercado de futuros: los derechos de emisiónLa ‘sorprendente’ caída de un 20% del precio del CO2 cuando estaba a punto de ser intervenido por Bruselas.
    … Este jueves, el precio del CO2 se ha desplomado más de un +20,00% para cerrar en los +18,90 €/tCO2. Hace dos días alcanzó los +25,50 €/tCO2 si Bruselas así lo considerase, de un artículo recogido en la Directiva correspondiente del año 2009 por el cual, en caso de que durante seis meses se triplique el precio medio de los dos años anteriores, un Comité creado al efecto pudiera decidir si introducir más derechos a subasta en caso de que el aumento no responda a fundamentales
    ALERTAS:

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

    • Q1 [2019-2020].Tendencia. 2019 -> Posible inicio bajista. 2020 -> Posible inicio bajista. Q1/2019 [52,15 – 68,83 – 67,00]. Q1-2020 [Omip -> 59,97 €/Mwh, -3,47%]. El punto de inflexión para Q1/2019, se produjo el 10 SEP/2018 (+70,75 €/Mwh). Sin embargo, para el primer trimestre de 2020, éste tuvo lugar un día después, 11 SEP/2019 (+62,91 €/Mwh). En estos momentos, sus cotizaciones se sitúan en +67,00 €/Mwh (-3,75 €/Mwh; -5,30%) y +59,97 €/Mwh (-2,94 €/Mwh; -4,67%), para Q1/2019 y Q1/2020, respectivamente.

      Conclusión importante:  Como podrás observar, el vínculo con los derechos de emisión es bastante importante: si existe falta de viento, y las temperaturas se desploman, serán los combustibles fósiles lo que cubran mayormente la demanda, adquiriendo la cotización de los EUAs especial relevancia. Teniendo en cuenta el razonamiento expuesto, en estos momentos, NO es aconsejable entrar en el mercado, ya que la compra tendría embebida una parte de especulación considerable.

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

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    • Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Posible inicio bajista. 2020 -> Posible inicio bajistaQ2/2019[45,59 – 56,61 – 54,87]. Q2-2020 [Omip -> 49,11 €/Mwh, -2,15%]. Literalmente hablando, el segundo trimestre SE DESMORONA a partir de 10 SEP/2018: -3,28 €/Mwh (+58,15 €/Mwh=>+54,87 €/Mwh), -2,27 €/Mwh (+51,38 €/Mwh=>+49,11 €/Mwh).

      Conclusión importante: A día de hoy, la cotización del segundo trimestre, tiene bastante especulación CO2 embebida. Con el fin de concretar datos, te diré que el 14 SEP/2017, Q2/2019 cotizaba en los +41,19 €/Mwh, sin embargo, un año más tarde, con tendencia bajista, se ubica en los +54,87 €/Mwh (+13,68 €/Mwh, +33,21%). Llegados hasta aquí, es conveniente ESPERAR, y no entrar en un mercado sobre-tensionado.

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

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    • Q3 [2019]. Tendencia. 2019 -> Posible inicio bajistaQ3/2019 [51,61 62,03 – 60,12]. Al igual que sus precedentes, está describiendo una senda bajista, perdiendo +3,61 €/Mwh (-5,66%), desde el 10 SEP/2018, lo que permite situarse en los +60,12 €/Mwh.
      Conclusión importante: Aún quedan prácticamente DIEZ meses para la entrega física, y por lo tanto, hay posibilidades de que se abra una ventana de oportunidad más competitiva, con precios por debajo de los +55,00 €/Mwh, por lo que es preferible mantenerse en estado de “pausa”, y observar como el mercado pierde TENSIÓN.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Posible inicio bajista. 2019 -> Posible inicio bajista. [52,45 75,38 – 73,00]. Q4-2019 [Omip -> 61,64 €/Mwh, -2,21%]. También aquí el mercado de futuros cae con fuerza desde el 10 SEP/2018: Q4/2018, -4,50€/Mwh (+77,50 €/Mwh=> +73,00 €/Mwh) y, Q4/2019, -3,40 €/Mwh (+65,04 €/Mwh=> +61,64€/Mwh).
      Conclusión importante: A estas alturas, la idea es clara: (1) Con respecto a Q4/2018, no creemos que el mercado de CO2, tenga tiempo suficiente para descongestionar los precios de ésta, y hacerla atractiva con el fin de ejecutar una cobertura competitiva, por lo que la opción preferible será ir a mercado spot. (2) Mirando para el cuarto trimestre de 2019, todavía tenemos en pantalla cotizaciones por encima de los +60,00 €/Mwh, por lo que habremos de seguir con la vista puesta en cantidades por debajo de los +55,00 €/Mwh.
      • 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) [€/$] – El BCE también baja la previsión de PIB por el proteccionismo y los emergentes -. Tendencia -> Inicio Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1608 €/$, +0,06%. Cotizaciones [Lunes = +1,1571; Martes = +1,1574; Miércoles = +1,1585; Jueves = +1,1620; Viernes =  +1,1689] €/S.

      01.- EUROPA [SUBE] =  DISCURSO MARIO DRAGHI [SUBE].
      • Jueves 13 SEP/2018. El BCE rebaja sus previsiones de crecimiento pero mantiene sus planes de retirada de compra de activos.  El presidente del Banco Central Europeo (BCE), Mario Draghi, exhibió serenidad en los mandos de la nave. Decidió mantener intacta la hoja de ruta para el año que le queda de mandato: la retirada – progresiva – de la compra de activos en DIC/2018 – seguirá aportando liquidez con la reinversión de la deuda que vaya venciendo “durante un periodo prolongado” y “necesario” –  y el mantenimiento de los tipos de interés – del +0,00% —y del – 0,40% en el caso de la facilidad de depósito – al menos hasta el “verano de 2019”.  Todos esos planes están sujetos a la misma apostilla: “Siempre que los nuevos datos confirmen las perspectivas de inflación a medio plazo”. El Eurobanco, de momento, mantiene las previsiones de que siga alrededor del +1,7% en los próximos tres años. Sí modificó las perspectivas de crecimiento para la economía de la eurozona: para este año baja al +2,00%, desde el +2,10% que anunció en JUN/2018, mientras que para 2019 se limita al +1,80%, frente al +1,90% previo. Nada cambia de cara a 2020, cuando el PIB de la zona euro se espera que crezca a un ritmo del +1,7%.
        Comentario Importante: TRES cuestiones preocupan sobremanera a Mario Draghi: PrimeroEl problema del contagio de las emergentes, sobre todo Turquía:  El elevado nivel de endeudamiento, una elevada exposición de empresas europeas a los emergentes y un crecimiento que pierde fuerza podría convertir a Europa en el gran daño colateral de la crisis de los emergentes, una situación similar a la que sufrió Japón en 1998 tras la crisis de los ‘tigres asiáticos’ en 1997. Segundo. La política proteccionista de la administración Trump. El pasado lunes 10 SEP/2018, Cecilia Malmström – comisaria de Comercio – recibió en Bruselas a Robert Lighthizer – representante de la Administración americana -, para perfilar qué barreras se pueden eliminar en los intercambios entre ambas orillas.  El objetivo es que en una nueva reunión en NOV/2018 puedan presentar ya algunos resultados. Tercero. El problema de la deuda de Italia: Draghi insinuó que los políticos de la coalición gobernante han dañado la economía con ideas descabelladas y mensajes contradictorios sobre las promesas electorales y tomando medidas para mantener el déficit bajo control.
        Conclusión importante: Estamos en la “orilla”, donde más INCERTIDUMBRE existe con respecto a la economía de Estados Unidos: (1) No sabemos cuándo subiremos los tipos a ciencia cierta. (2) Desconocemos en qué medida puede afectarnos la caída descontrolada de las economías emergentes. (3) La ira de Trump, podría seguir frenando nuestro crecimiento económico, en especial, la industria automotriz alemana. Sin embargo, los mercados PREMIARON las palabras de Draghi, ya que aunque redujo las proyecciones de crecimiento, destacó que la economía sigue siendo lo suficientemente sólida como para hacer frente a los riesgos globales, y fue  bastante optimista sobre las perspectivas de inflación.

      02.- ESTADOS UNIDOS [ALZA] =  SANCIONES EEUU A CHINA  [SUBE] + VENTA MINORISTAS  [SUBE]

      • Sábado 15 SEP/2018. Trump da órdenes de imponer nuevos aranceles a China por 200.000 millones.  El presidente de EEUU, ha dado ordenes a su gabinete, de poner en marcha la aplicación de nuevos aranceles a China por importe de +200.000 millones de dólares. El anuncio, sin embargo, aún no se ha hecho oficialmente, en una escenario en el que Steven Mnuchin – secretario de estado -, intenta reactivar las conversaciones con China para resolver la guerra comercial. Hasta la fecha, EEUU aplica aranceles a productos chinos por valor de +50.000 millones de dólares.
        Conclusión importante: Al contrario de lo que pueda parecer “a priori”, la guerra comercial está empujando al dólar hacia arriba, ya que desde el punto de vista de los mercados, actúa como moneda refugio.
      • Viernes 14 SEP/2018Ventas minoristas y producción en fábrica: Crecimiento económico constante en EE.UU.  La economía de EE.UU. está en camino de otro trimestre sólido después del crecimiento más rápido desde 2014. Las cifras minoristas del Departamento de Comercio mostraron que las llamadas ventas del grupo de control – que excluyen los servicios de alimentos, concesionarios de automóviles, tiendas de materiales de construcción y estaciones de gasolina– avanzaron un +0,10% después de una ganancia revisada al alza del +0,80%. Los analistas de Barclays calculan que el Producto Interno Bruto (PIB) anual, se situará en el +3,20%, frente al +3,00% anterior a la publicación de las ventas minoristas y los datos de producción industrial.
      Conclusión final importante: Desde la consultora TEMPOS, situamos al TC cercano al +1,1500 €/$, debido a las siguientes razones. Europa. Como hemos indicado, tenemos tres vectores que empujan al alza la INCERTIDUNBRE: (1) DUDAS en la fecha de subida de tipos, estimándose que se producirá al final de verano de 2019. (2) PELIGRO de daño colateral ante la caída de las economías emergentes. (3) TEMOR ante la posible crecida de la deuda italiana, con un gobierno populista al frente. Estados Unidos. (1) Está creciendo por encima del +3,00%, trasladándonos esta cifra, que las políticas fiscales implementadas por la administración Trump, en principio están funcionando. (2) Nación con pleno empleo, viviendo un momento DULCE. (3) Guerra comercial contra China, favoreciendo la compra de dólares – actuando como valor refugio -.

    • COTIZACIÓN BRENT.- “Irán reanuda la estrategia del ‘petróleo flotante’ ante las sanciones de EEUU” -. Tendencia -> Alcista. Futuros Anua (promedio)= +76,17 $/bbl, +1,24%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +77,37; Martes = +79,06; Miércoles = +79,74; Jueves = +78,18; Viernes = +78,11] dólares por barril. 
      Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+75,24 $/bbl] < CONTADO [+77,03 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.

      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 12 SEP/2018 -. Han disminuido en +5,296 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de -1,300 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 396,211 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 12 SEP/2018 -: Han aumentado en +1,250 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una subida de +1,321 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +235,825 Mb

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      • Producción Crudo EEUU viernes 07 SEP/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 07 SEP/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 14 SEP/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,900 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,00 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +1,12 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +6,688 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha subido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 867,00 (+7,00).

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      01.- SITUACIÓN DE LA OFERTA – BOMBEO DE CRUDO -.

       

      • IRAK. Domingo 09 SEP/2018. Iraq bombea petróleo crudo a niveles récord – no se ve afectado por las protestas -.  Las exportaciones de crudo del país alcanzaron un récord de +3,59 Mbd, dijo Jabbar al-Luaibi – ministro de petróleo -, después de una reunión con representantes de compañías petroleras extranjeras que trabajan en Irak: “Irak está produciendo crudo a un nivel de alrededor de +4,36 Mbd – según lo acordado con los límites establecidos por la OPEP – , y tiene una capacidad para bombear unos +4,75 Mbd, sin la región semiautónoma kurda en el norte…“.
        Comentario Importante: Según los informes mensuales de la OPEP, Irak, está produciendo a un nivel importante y estable: +4,435 Mbd (ENE/2018), +4,425 Mbd (FEB/2018), +4,426 Mbd (MAR/2018), +4,429 Mbd (ABR/2018), +4,455 Mbd (MAY/2018), +4,533 Mbd (JUN/2018), +4,556 Mbd (JUL/2018), +4,649 Mbd (AGO/2018).
      02.- SITUACIÓN DE LA DEMANDA – COMPRA DE CRUDO -. 
      •  COREA DEL SUR. Domingo 09 SEP/2018. Corea del Sur otorga el deseo de Estados Unidos de importar cero petróleo de Irán.  Corea del Sur se convirtió en el primero de los tres principales clientes petroleros de Irán en cumplir con una demanda estadounidense de línea dura, con el fin de que los compradores reduzcan las importaciones a cero. La nación asiática no importó crudo de Irán el mes pasado, en comparación con los +194.000 bd en JUL/2018.
      • CHINA. Jueves 13 SEP/2018. Irán aguanta la brecha más larga en la venta de petróleo a China en tres años. Irán ha soportado el mayor espacio de tiempo sin enviar petróleo a su mayor cliente en al menos tres años, ya que las inminentes sanciones de Estados Unidos ejercen presión sobre Teherán. Dos superpetroleros salieron de la mayor terminal de exportación de Irán con destino a China,  el miércoles 12 SEP/2018, poniendo fin a un paréntesis de +18 días. Si bien la pausa en los envíos probablemente no signifique que China cederá ante la presión del presidente estadounidense Donald Trump, tales restricciones podría indicar que las refinerías del país asiático quieren mejores condiciones para los cargamentos iraníes.

        Comentario Importante: Fíjate en el gráfico, te concreto los datos para los últimos tres meses (JUL/2018, AGO/2018 y estimación SEP/2018): China (+838.710bd; 645.161bd; 333.333bd), JAPÓN (787.097bd; 408.065 bd; 83.333bd), India (0; 0; 0), Corea (322.581bd; 290.323bd; 250.000bd), UE (182.796 bd; 182.796 bd; 111.111bd), Otros (258.065 bd; 483.871 bd; 541.667 bd), hablamos por tanto de una PÉRDIDA neta de mercado de +1.069.805bd = 2.389.249bd – 1.319.444bd.
      • GUERRA COMERCIALEl petróleo baja a medida que aumenta el temor a la oferta y los Tweets de Trump acerca del comercio chino. El presidente de EE. UU., Donald Trump, tuiteó que los mercados chinos están “colapsando” como resultado de su posición de línea dura sobre las relaciones comerciales entre las principales economías del mundo.
  • Conclusión Final Importante: Desde la consultora TEMPOS, nos hacemos la siguiente pregunta: ¿Arabia Saudita y otros compensarán las pérdidas de Venezuela e Irán?. La respuesta podría ser NEGATIVA, sin embargo, en el horizonte están las elecciones legislativas de EEUU, sirviendo esta circunstancia de palanca, para forzar a los países productores ha aumentar su producción. Por tanto, creemos que los problemas más importantes pueden venir del lado de la demanda, debido a la guerra comercial emprendida por la administración de EEUU: ha decidido imponer aranceles sobre $ 200 mil millones en bienes chinos – una de las restricciones económicas más severas impuestas por un presidente de Estados Unidos -. Teniendo en cuenta el razonamiento, seguimos viendo la cotización del barril de Brent, en el medio – largo plazo dentro de la horquilla de [70,00 – 85,00] $/bbl.

Cuando compras ENERGÍA, ¿cuánta commodity adquieres de verdad?, y el resto, ¿cómo lo llamas?.
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