CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [09JUN-15JUN] 2018

compra de energía
[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Buenos días, es un placer para todos los que formamos parte del equipo de  TEMPOS , poder estar contigo una semana más, pendiente a la evolución de los mercados energéticos – electricidad y gas -. Mirar a la cuenta de resultados, significa tener que optimizar de manera forzosa todas y cada una de sus partidas. El alcance de ese óptimo, no sería posible sin el estudio y análisis de la multitud de variables interrelacionadas. Precisamente, éste es el cometido de nuestra consultora: aplicar el CONOCIMIENTO de manera recurrente a tu cuenta de pérdidas y ganancias, con el fin de encontrar el MÍNIMO.

Para la semana bajo análisis, los ítems que abarcaremos son los siguientes:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. La entrada de la central nuclear de Ascó II08 JUN/2018 – provoca un aumento de producción de energía de +13,00 Gwh/día (+12,23%), a nivel promedio. Sin embargo, este hecho no es suficiente para mejorar la competitividad del pool, que sigue situado por encima de los +55,00 €/Mwh.
    • Francia, Sigue con la dinámica de modular la parada de los reactores, en previsión de evitar problemas en Q4/2018 y Q1/2019. Este hecho está provocando la correlación del carbón con el mercado spot, situando el precio de la energía al contado en los +45,00 €/Mwh.
  • Opinión personal: Reunión OPEP 22 JUN/2018: Elección óptima de los momentos de compra.
  • Futuros de Electricidad. Siguen con una correlación bastante importante con la input que los gobierna desde el pasado 22 MAY/2018.
  • Compra de Gas. La adquisición de este commodity se recupera bastante:
    • Cotización del barril de Brent. Los futuros a doce meses se sitúan en los +71,67 $/bbl, mejorando en -3,02 $/bbl (-4,04%) con respeto a la semana pasada. Por su parte, los pagos al contado, sufren una importante caída el viernes 15 JUN/2018.
    • Tipo de Cambio (TC). Se han producido importantes noticias, que han modulado de manera significativa al binomio dólar – euro: (1) Reunión de la Reserva Federal (Fed). (2) Cónclave del Banco Central Europeo (BCE). La consecuencia ha sido que el TC se sitúe muy próximo a la cota de los +1,1500 $/€.s

En el resto del informe, nos dedicaremos a profundizar en las ideas expuestas, buscando el por qué a cada afirmación realizada.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.-MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. LAS TURBINAS SIGUEN APUNTALANDO LOS PRECIOS DE POOL POR ENCIMA DE LOS +55,00 €/Mwh.
    Si te detienes un instante, y analizas las cotizaciones dentro de la ventana temporal [09JUN-15JUN] 2018, caerás en una conclusión con bastante rapidez: todos los precios están por encima de los +52,86 €/Mwh13 JUN/2018 -, incluido sábado (+58,76 €/Mwh) y domingo (+55,91 €/Mwh), donde la demanda de energía se sitúa muy por debajo de la media, -8,70% (-52 Gwh/día) y -18,46% (-102,00 Gwh/día), respectivamente, siendo esta la noticia: soportamos precios altos, todos los días de la semana.

    Conclusión importante: Ahora mismo el problema está localizado y aislado: es la Gran Hidráulica. Desde JUL/2016 hasta FEB/2018 – 20 meses -, el índice del producible hidráulico se ha situado en cotas menor a la unidad, indicando que estábamos en meses secos, desde el punto de vista hidroeléctrico. A partir de MAR/2018, el agua embalsada se dispara, y por consiguiente el parámetro mencionado: +2,22 (MAR/2018), +1,84 (ABR/2018) y +1,11 (MAY(2018). Este hecho tiene una consecuencia capital para el precio de la energía: las turbinas después de meses – donde su cuenta de resultados ha estado muy dañada -, tienen materia prima para trabajar y están APUNTANDO los precios marginales de la energía, es decir, la entrada en el proceso de casación, se produce justamente después de las centrales de carbón y gas, recogiendo todos los beneficios del encarecimiento actual de las materias primas de estas plantas.

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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. SE MANTIENE LA CORRELACIÓN CON EL CARBÓN
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  • ¿POR QUÉ EL POOL SE SITÚA POR ENCIMA DE LA Q1/2018?. Las causas no han cambiado con respecto a las enunciadas la semana pasada. El país vecino está implementando un política de parada de reactores ante la bajada de la demanda – ésta se sitúa por segunda semana consecutiva en los +1.066 Gwh/día a nivel promedio – y previsión de lo que se puede encontrar en Q4/2018 y Q1/2019, y ello provoca que las centrales menos competitivas, en especial el carbón – fíjate en la correlación dibujada en la imagen central derecha – aumenten su participación en el mix energético, y a la vez en la fijación de los precios del mercado spot. Este escenario, se hace especial importante, ya que los precios del mineral han aumentado en +9,26 $/ton (+10,97%) con respecto al nivel promedio que tuvimos en el primer trimestre de 2018 (+84,38 $/ton).
  • ¿QUÉ CONSECUENCIAS TIENE PARA ESPAÑA?. Si giras la mirada hacia la imagen inferior derecha, verás como el nivel de exportaciones desde Francia a nuestro país, prácticamente dibujan una línea horizontal – trazo en rojo -, desde el 05 MAY/2018, situándose alrededor de la cota de los +50,00 Gwh/día, siendo este hecho lo realmente importante.
    Conclusión importante: Los paquetes de energía que llegan desde el otro lado de los Pirineos, NO tienen la consideración de “price taker”, esto es, con la capacidad de fijar el precio de la energía, pero, evitan que el hueco térmico siga creciendo, actuando de freno ante las crecidas de la demanda y por tanto del mercado spot.
Conclusión final Importante: En JUN/2018, donde el mercado spot de nuestro país se sitúa por encima de los +55,00 Gwh/día, Francia nos aporta una media de +50,00 Gwh/día, lo que equivale a una ayuda de +2,083 reactores nucleares (50.000 Mwh/24 horas/1.000 Mw/central), evitando que los precios escalen unos [5,00-6,00] €/Mwh y provoque además, una importante pendiente alcista en el mercado de futuros. Todo indica que el escenario descrito se mantendrá, a tenor del poco cambio que se ha producido en las cotizaciones del mercado de futuros con respecto a la semana pasada – valores promedio -: JUL/2018 (-0,52 €/Mwh, -1,11%), AGO/2018 (-0,13 €/Mwh, -0,32%) y SEP/2018 (-0,11 €/Mwh, -0,22%).
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  • 1.2.1.- MERCADO SPOT ESPAÑA. ¿QUIÉN FIJA EL PRECIO DE LA ENERGÍA?
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[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
*Nota: Para el jueves, 14 JUN/2018, aún no se han publicado los datos de fijación del precio marginal de la energía, para cada una de las tecnologías.
Conclusión importante: Fíjate lo que decíamos al comienzo de este informe, en relación al gran trabajo que está llevando a cabo la Gran Hidráulica: (1) La media semanal arroja una actividad del +57,00%, permitiendo situar el pool en los +56,72 €/Mwh. (2) El día con menor dinamismo coincide con el miércoles, 13 JUN/2018, ubicándose en un +46,00%, consiguiendo que el mercado spot cotice también en mínimos semanales, +52,86 €/Mwh. Por el contrario, el lunes 11 JUN/2018, el pool alcanza el coste menos competitivo, +59,00 €/Mwh, y es precisamente ahí, donde las turbinas fijan el precio el mayor número de veces. Como veces, llegar al siguiente corolario es fácil: Los precios del pool están doblemente correlacionados: (1) Precio de las materias primas, carbón y gas natural (Brent y TC). (2) Número de veces que la tecnología hidráulica fija el precio marginal de la energía.
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  • 1.2.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. EÓLICA  + NUCLEAR, PROVOCAN UNA MEJORA DE +3,00 €/Mwh
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La imagen que observa, guarda un paralelismo importante con la anterior, de manera que el derecho directamente en el análisis.

  • ¿CÓMO HEMOS CONSEGUIDO UNA MEJORÍA DE +3,00 €/Mwh?. La respuesta a la cuestión es sencilla de responder: el hueco térmico, diferencia entre la demanda y la aportación de las energías verdes (lluvia + agua + viento), se ha reducido a nivel promedio en -43,00 Gwh/día(-9,66%). El comportamiento de la balanza energética el siguiente – te señalo los datos más significativos -:
    • INPUTS POSITIVAS.
      • Nuclear – sube: La entrada en línea el pasado sábado, 08 JUN/2018, de la central de Ascó II, ha elevado la inyección procedente de las fisiones nucleares en +13,00 Gwh/día (+12,23%).
      • Eólica – sube -. El empuje del viento ha mejorado de manera considerable, provocando un aumento de la energía producida de +32,00 Gwh/día(+44,42%) – realmente la semana anterior fue poco activa -.
      • Carbón y Gas Natural – baja-. La dinámica de los combustibles fósiles sufre una bajada significativa – fíjate en la imagen inferior derecha, como la línea prácticamente sufre un desplome -, situándose ésta en los -64,00 Gwh/día = -57,00 Gwh/día (carbón) -8,00 Gwh/día (gas natural).
    • INPUTS NEGATIVAS.
      • Hidráulica – sube: Dada la actuación, y el manejo de la situación que está desarrollando la energía procedente de las turbinas, el aumento que estás observando en la tabla de +19,00 Gwh/día (18,22%), PERJUDICA de manera decida a las cotizaciones del mercado spot – más arriba ha quedado demostrado la correlación de la actividad de esta tecnología con los precios del pool -.
      • Demanda – sube: Ya lo advertí la semana pasada: el consumo podría constituirse en un parámetro negativo muy importante. Desde el viernes 01 JUN/2018, hasta el domingo, 10 JUN/2018, la demanda en nuestro país se ha mantenido realmente en cotas muy competitivas, arrojando una media de +632,00 Gwh/día. Estos valores son 36,45 Gwh/día (-5,45%) y -39,05 Gwh/día (-5,82%) más bajos que el promedio de los años 2017 y 2016, respectivamente. Sin embargo, a partir del lunes 11 JUN/2018, los consumos se han normalizado, ubicándose +54,00 Gwh/día más arriba, alcanzando la cota de los +687,00 Gwh/día a nivel promedio.
        Conclusión Final Importante: Quizás ésta sea una de las inputs negativas más importantes a las que se enfrenta el mercado spot en el corto plazo. La subida de +54,00 Gwh/día, supera en prácticamente +10,00 Gwh/día, la aportación extra de la energía nuclear y la tecnología del viento, lo cual nos lleva a la siguiente idea: “el pool eléctrico va muy ajustado, incluso cotizando por encima de +55,00 €/Mwh, es decir, todavía queda recorrido al alza”.
Conclusión Final Importante: Los precios del mercado spot, están siendo manejados por un efecto PALANCA (fuerza x distancia),  muy significativo. Entendiendo por distancia, el precio actual de las materias primas y la correlación de los precios de la energía con la aportación de los combustibles fósiles y, fuerza, el apuntamiento que realiza la tecnología hidráulica a la hora de fijar el precio marginal de la energía. Para llevar esta multiplicación a niveles competitivos, debe disminuir al menos uno de los multiplicandos, siendo el más probable el referido a las centrales de carbón y gas. Siguiendo con el razonamiento, hay dos eventos en el horizonte que lo pueden hacer posible: (1) Aumento de la producción por parte de la OPEP. (2) Entrada en línea de las dos centrales que en estos momentos están paradas: Trillo y Vandellós. Si el escenario descrito ocurriese y todo fuese por los cauces normales, podríamos ver por pantalla precios en torno a los +50,00 €/Mwh.
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  • 2.- MAPA DE LOS REACTORES NUCLEARES DE ESPAÑA y FRANCIA.
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*Nota: Las celdas en rojo indican que en el inicio del reactor, mientras que las que se encuentran en el mismo color, la fecha concreta de la puesta en marcha de la central, sin la existencia de la demora

Para la ventana temporal bajo análisis los hechos más importantes en torno al parque nuclear de España y Francia, son los siguientes:

  • FRANCIA.
    • NOVEDADES
      • TRICASTIN 2 Programada  – . Este sábado, 16 JUN / 2018 a la 1:00 a.m., los equipos de la planta EDF Tricastin procedieron al cierre de la unidad de producción N. ° 2. Este cierre permiteadaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
    • RETRASOS
      • BLAYAIS 3. La puesta en marcha se retrasa hasta el 26 JUN/2018, alcanzó un total de +6 días de demora.
      • BUGEY 4 . Prorroga una semana la entrada en línea, estando prevista para el día 17 JUN/2018, sumando +14 días de retraso.
      • CATTENOM 3 . En este caso, adelanta la inyección de energía para el día 16JUN/2018.
      • CHINON 4 . Será el 24 JUN/2018, cuando previsiblemente entre en línea, provocando un retraso total de +17 días.
      • CIVAUX 2. Notifica seis días más de retraso, hablamos por tanto de un “delay” total de +27 días.
      • CRUAS 4. Anuncia un primer retraso de +12 días.
      • DAMPIERRE 2. Establece una nueva demora de +3 días, sumando una total de +17 días.
      • PALUEL 2.  Sigue sin querer entrar en línea, sumando esta vez +8 días  de retraso, situando el total en +76 días.
Conclusión Importante: Del total de reactores que Francia tiene en estado OFF (+19), serán ocho de ellos los que previsiblemente entren en línea durante este mes de JUN/2018 (+42,10%). Sin embargo, desde TEMPOS, creemos que el país vecino seguirá con su dinámica de rotaciones, en previsión del último trimestre de este año y primero de 2019, ya que su demanda de energía sigue situada alrededor de la cota de los +1.150 Gwh/día y ello implica que su porcentaje cubierto se ubique muy cerca – arriba, o abajo -, del +90,00%. Por la parte de España, lo estás viendo de manera clara: Trillo entrará en línea el 26 JUN/2018 y días más tarde, 12 JUL/2018, Vandellós II, con lo cual, si todo va bien, podremos afrontar prácticamente la totalidad de la Q3/2018, con el +100,00% del parque nuclear activo.
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  • 3.-OPINIÓN PERSONAL. REUNÓN OPEP 22 JUN/2018: ELECCIÓN ÓPTIMA DE LOS MOMENTOS DE COMPRA.
    Esta semana pasada, he hablado en bastantes ocasiones, acerca del previsible escenario que se nos puede presentar, una vez que la OPEP celebre su 174ª reunión en Viena, el día 22 JUN/2018. La siguiente noticia da muestras de las expectativas existentes, en torno al aumento de bombeo de crudo.

    Es evidente que hay una situación de INCERTIDUMBRE, en este caso, altamente beneficiosa y con muchas posibilidades de convertirse en una realidad. Llegados aquí, si finalmente los dos principales “gobernantes” del cártel deciden pulsar el botón de la producción, la elección óptima de los momentos de compra, podría ser la siguiente:

    • Compra de Gas. Desde TEMPOS, estimamos que el precio del barril de Brent se sitúe entre dos cotas: +80,00 $/bblArabia Saudí -, y, +60,00 $/bblRusia -. Si bien es cierto que estas estimaciones no tienen en cuenta la importantísima evolución que está teniendo el bombeo de crudo en los EEUU, donde sin ir más lejos, la semana pasada batió un nuevo récord absoluto, alcanzando la cifra de +10,900 Mbd.
      Conclusión importante: Dentro de esta área, existen dos condiciones de ligadura: (1) Por un lado, se sitúa el potencial aumento de la producción por parte del la OPEP – a partir del 22 JUN/2018 -. (2) Por otro, en el horizonte más próximo, la llegada del frío centroeuropeo y con éste, el aumento de la demanda de gas en el viejo continente. Por tanto, podemos estar ante la apertura de una ventana de oportunidad óptima para la adquisición de la commodity: comienzo => [25JUN-01JUL]2018, fin => [01SEP-15SEP] 2018.
    • Coberturas Electricidad – compra a precio fijo -. La pendiente de bajada del barril de Brent, ha cambiado con respecto a la semana pasada, tomando como referencia el precio marcado el 22 MAY/2018 – momento en el que la tendencia alcista cambia de dirección -. En estos momentos, el descenso de la cotización del crudo se sitúa en los -6,37 $/bblel viernes 15 JUN/2018, la pérdida de precio fue importante, -2,86 $/bbl -, siendo para el mercado de futuros – Year/2019 -, de -2,95 €/Mwh, es decir una razón de –(0,46 €/Mwh)/($/bbl).

    Conclusión importante: Aunque la pendiente se ha reducido a la mitad con respecto a lo señalado la semana pasada, ya que OMIP no ha embebido la importante bajada que se produjo el pasado viernes en el precio del petróleo, desde TEMPOS pesamos que la correlación, con mayor/menor pendiente, se va a seguir produciendo por una razón muy sencilla: los ciclos combinados, al determinar el precio marginal de la energía, la fijarán a menor precio, al estar comprando su materia prima a niveles más competitivos y este hecho, se trasladará de manera directa al mercado de futuros y por lo tanto a las coberturas a precio fijo. Llegados aquí, un buen momento para cuestionarnos la entrada en el mercado de futuros será a partir de 01 JUL/2018, una vez que sepamos como los mercados han digerido las decisiones de la OPEP, o dicho de otra manera, tengamos un mayor nivel de concreción acerca de la correlación entre el crudo y los futuros eléctricos.

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  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: El mercado de España correlacionado con el Brent, en Francia, la respuesta a la bajada de la aportación nuclear.
    ALERTAS:
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** Nomenclatura:  Cuarter01 [promedio total, media semanal, última cotización].  Cuarter02 . [Omip -> última cotización,% variación viernes anterior]
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Bajista. -. 2020 -> Bajista Q1/2019 [49,9059,11-59,11]. Q1-2020 [Omip -> 53,61 € / Mwh, -0,78%] . Ambas vienen cayendo a modo de zig-zag, siendo la bajada más acentuada a medida que van disminuyendo las cotizaciones del barril de Brent. Ejemplo de esta correlación con el descenso del crudo, es la bajada de -2,86$/bbl [14 JUN-> 15JUN], la cual se tradujo en una mejora de precios de -0,81 € / Mwh [Q1/2019] y -0,26€/Mwh [Q1/2020].
      Conclusión importante: En estos momentos, es en la ESPERA donde hemos de encontrar la COMPETITIVIDAD, ya que estamos ante precios excesivamente altos: +59,11 €/Mwh [Q1/2019] y +53,61 € / Mwh [Q1/2020]. Quizás cuando algunas de ellas, baje por debajo de los +55,00 € / Mwh , podamos comenzar a cuestionarnos algún tipo de estrategia.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Bajista.  Q2/2019 [43,9647,29-47,29]. Su caída es constante, con algunos “altibajos”: desde el 22 MAYO/2018 [+ 50,58 €/Mwh] hasta el 15 JUN/2018 [+47,29 €/Mwh], se ha dejado -3,29 €/Mwh (-6,50% ).
      Conclusión importante: Este trimestre, debe seguir bajando , a medida que lo haga el precio del crudo, incluso a un mayor ritmo que los demás. La explicación a esta afirmación es sencilla: la subida del petróleo, ha sobreponderando en exceso a una variable, cuya correlación con las centrales de ciclo combinado, es mucho menor que sus adyacentes, ya que aquí las razones climatológicas no son tan fuertes como allí. De todas formas, aún NO estamos en precio.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 40,00 €/Mwh. 
      • Recomendación: No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 ->Bajista 2019 ->Bajista.  Q3 / 2018 [49,66 63,12 – 63,25]. Q3-2019 [Omip -> 52,78 €/Mwh, +0,36]. Q3/2018 sufre un pequeño repunte y crece +1,45 €/Mwh(+2,35% ) en las últimas cinco sesiones – de lunes a viernes -, sin estar correlacionado este hecho con los precios del crudo. Por su parte, Q3/2019, cae de manera decidida desde el 22 de MAY/2018:
      -3,67 € / Mwh ( -6,50% ), tomando como referencia la última cotización – viernes 15 MAY/2018 -.

      Conclusión importante:  En estos momentos, Q3/2018 se enfrenta a una incertidumbre importante: ¿cuál será el comportamiento de la tecnología hidráulica, en relación con la fijación del precio marginal de la energía?. Si la respuesta es de continuidad, esto es, con la dinámica actual, entonces es comprensible los precios que vemos en pantalla.
      • Precio Objetivo:  Por debajo de 45,00 €/Mwh.   
      • Recomendación: No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . Bajista. -. 2019 -> Bajista. [49,70 63,29- 63,70]. Q4-2019 [Omip -> 53,89 €/Mwh, + 0,37%]. Se conserva el paralelismo: Q3/2018 = Q4/2018 y, Q3/2019 = Q4/2019, siendo las razones conocidas: el cuarto trimestre de este año, está mirando más a la tecnología hidráulica que al precio del crudo, y, por su parte, el último trimestre del año próximo, está embebiendo las bajadas de las cotizaciones del barril de Brent.
      Conclusión importante: De todas las formas, tanto un trimestre como otro, cotizan a precios tan elevados, que no merece la pena cuestionarse la compra a precio fijo – cobertura -: ambos se encuentran por encima de los +53,00 €/Mwh , siendo el caso de Q4/2018, muy significativo, debido a su cercanía a los +65,00 €/Mwh.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]5.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  • T IPO C AMBIO (TC) [€ / $]  – “El BCE finalizará el QE en diciembre y mantendrá los tipos hasta el verano de 2019 “-. Tendencia -> Inicio Alcista .  [Promedio Semanal -> 1,1734 €/$, -0,17%. Cotizaciones [Lunes = +1,1790;  Martes = +1,1788; Miércoles =+1,1764; Jueves = + 1,1730; Viernes =  +1,1596 ] €/S.

    Estado de los mercados de divisas. Esta semana, ha habido dos vectores que sin duda alguna han manejado la dirección del binomio dólar – euro. Primero: El BCE inicia la retirada de estímulos y avisa de que podría subir tipos a partir del verano de 2019. Segundo: La Fed vuelve a subir tipos y anticipa dos alzas más en 2018. Veámoslas en detalle.

    • Viernes 15 JUN/2018 (TC baja -1,14%). El BCE finalizará el QE en diciembre y mantendrá los tipos hasta el verano de 2019. “Habemus” nueva hoja de ruta del BCE. El “timing” marcó la reunión del Consejo de Gobierno, siendo finalmente el fin de año y el verano de 2019, respectivamente, los momentos elegidos para poner nueva fecha de caducidad a su programa de compra de deuda conocido como Quantitative Easing (QE), y marcar una referencia temporal hasta la que mantendrá los tipos de interés. Hay más decisiones importantes:
      • Reducción del QE [OCT/2018-DIC/2018]. Ha reducido a la mitad el importe de sus estímulos monetarios de carácter extraordinario, por lo que entre OCT/2018 y DIC/2018 inyectará a la economía +15.000 millones de euros mensuales.
      • Tipos de Interés. Ha mantenido los tipos de interés intactos en el mínimo histórico del 0,00% en el que llevan instalados desde hace más de dos años. El presidente Draghi, expresó lo siguiente:”… no será hasta el verano de 2019, al menos, cuando podríamos modificar su tasa rectora… nos aseguraremos que la evolución de la inflación permanezca en línea con las expectativas actuales …. siendo el objetivo acercarla al 2%, pero siempre manteniéndola por debajo…”.
      Conclusión Importante:  Las consecuencias de la decisión de decisión del BCE no se hicieron esperar: “El euro registra la mayor caída contra el dólar desde le Brexit tras la reunión del BCE”. La razón ha sido sencilla: Los mercados NO se creen que la subida de tipos sea para el verano de 2019, ya que para eso, Europa debe cumplir con los objetivos de inflación, y éste objetivo a su vez exige crecimiento, justamente lo que ha estimado a la baja para el año 2018.
    • Miércoles, 12 JUN/2018. La Fed sube los tipos al 1,75%-2% y anticipa otras dos alzas en 2018. El banco central estadounidense ha concluido su reunión con una subida de tipos de 25 puntos básicos, la segunda del año y de la “era Powell”, quien sustituyó en FEB/2018 a Janet Yellen en la presidencia. El “precio del dinero” sube así hasta la horquilla entre el +1,75% y el +2,00%. Además, anticipa dos subidas más en 2018, cuando en MAR/2018 solo se apostaba por tres en el conjunto de año.
    Conclusión final importante: Existe un aumento REAL entre la distancia que separa a ambos bancos centrales y por ende a ambos “continentes”. Aquí en Europa, NO se prevé subida de tipos de interés hasta el verano de 2019 – como muy pronto -, sin embargo, en los EEUU se acaba de producir una – la segunda de 2018 -, y aún se esperan dos más. En el viejo continente el crecimiento se estima a la baja, ubicándose en el +2,10% del PIB, por el contrario en Norteamérica, el crecimiento esperado se sitúa en el +2,80%. En lo referido a la inflación, el BCE la fija en  +1,70% para este 2018, por su parte la Fed señala que existe un repunte desde +1,90% hasta el +2,10% para este año. De esta manera, es lógico y normal ver a Tipo Cambio aproximarse hacia la cota de los +1,1500. Viendo el escenario descrito, desde TEMPOS, pensamos que si la implementación fiscal de Donald Trump sigue siendo positiva, y la problemática de los aranceles NO llega a afectar a la economía, podemos ver en el medio plazo un TC ubicado en la cota de los +1,100.
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  • COTIZACIÓN BRENT.- ” Arabia Saudí y Rusia toman la delantera en la OPEP y el petróleo cae más de un 3%“-. Tendencia -> Inicio Bajista[Futuros Anual =+71,67 $/bbl, -4,04%]. Cotizaciones DiariasContado– [Lunes=+76,46 ; Martes  = +75,88 ; Miércoles = +76,74 ; Jueves = +75,94; Viernes = +73,08] dólares por barril.Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [+71,67 $/bbl] < CONTADO [+73,08 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.
    • Datos Reservas Crudo EEUU Miércoles 13 JUN/2018 -. Han disminuido  en +4,143 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una merma de -1,440 Mb . En resumen, los inventarios de crudo se sitúan en 458 Mb.
    • Inventarios Gasolina – miércoles 13 JUN/2018 -:Han bajado  en +2,271  Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +0,443 Mb . En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en + 236,719 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU – viernes 08 JUN/2018 -,  Exportaciones Crudo – viernes 08 JUN/2018 -,  y plataformas Fracking  – viernes  15 JUN/2018  : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en900 Millones de barriles al día (Mbd) – nuevo récord absoluto -,aumentando en + 0,10 Mbd . Las exportaciones, han disminuido  en +0,32 Mbd , con respecto a la semana anterior, situándose en los +6,712 Mbd .Por otra parte, el número de pozos activos ha crecido  con respecto a la semana pasada, ubicándose en 863,00 (+01,00).

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    Situación de los Mercados de Crudo. Esta semana, todas las miradas están centradas en la reunión que celebrará la OPEP en Viena, y que principalmente tiene como fin, tomar la decisión acerca de aumentar el bombeo de crudo. Las consecuencias de este hecho – caso de producirse -, marcarán el rumbo en la compra de Gas Natural, y por lo tanto, tendrán especial incidencia en el coste de oportunidad de las centrales de ciclo combinado, afectando de manera directa a las cotizaciones del mercado spot y por ende, a la de los futuros de electricidad. Dicho esto, y debido a su importancia, nos centraremos en exclusiva en realizar un análisis detallado y exhaustivo de la situación.

    Comentario Importante: . ¿A qué tiene miedo Arabia Saudí?, ¿Dónde está el problema?. Principalmente el mayor productor del cártel, tiene un gran temor a dañar la demanda y que ello provoque un desplome sin CONTROL en las cotizaciones del barril de Brent. Este escenario, provocaría que la mayor Oferta Pública de Venta (OPV) de toda la historia – prevista para principios de 2019 -, protagonizada por la petrolera estatal Aramco, valorada en unos 2 billones de dólares (1,6 billones de euros), NO fuera un éxito.

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    Hay un “amplio rango de pronóstico” para la cantidad de crudo que la Organización de Países Exportadores de Petróleo necesita bombear en la segunda mitad del año. Si fijamos la mirada en DIC/2018, nos podemos encontrar con tres cantidades: +33,30 Mbdestimación alta -, +32,00 Mbdactual -, +31,60 Mbdestimación baja -, lo cual arroja una de INCERTIDUMBRE de +1,70 Mbddiferencia entre las estimaciones superior e inferior-.

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  • Veamos los peligros que existen para la DEMANDA:
    • Miércoles, 13 JUN/2018. La AIE dice que la producción de petróleo de Irán y Venezuela podría caer casi un 30%. En su primer pronóstico detallado para 2019, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) dijo que la nueva producción petrolera fuera de la OPEP, en particular el shale estadounidense, debería ser suficiente para cubrir el crecimiento de la demanda, PERO naciones como Arabia Saudita podrían necesitar aumentar la producción para compensar la pérdida suministro de otros miembros. El bombeo iraní podría reducirse el próximo año en alrededor de -900.000 bd (-23,00%). La agencia enfatizó que la estimación es un “escenario” en lugar de un pronóstico, basado en el impacto de las sanciones anteriores. Por su parte, Venezuela, donde la producción ya se desplomó al nivel más bajo en décadas, debido a una crisis económica que golpea la infraestructura petrolera, podría ver su producción caer en otros +550.000 bd (-40,00%).
    • Jueves, 14 JUN/2018. Las exportaciones de petróleo libio se deterioran. Dos de los mayores puertos petroleros de Libia dejaron de cargar el jueves después de que estallaron enfrentamientos entre las fuerzas rivales. Los combates en las terminales de Es Sider y Ras Lanuf provocaron la pérdida de alrededor de +240.000 bd de la producción diaria de petróleo de Libia. , dijo en un comunicado el productor estatal de energía National Oil Corp. en un comunicado. El personal de National Oil C (NOC) evacuó a ambas terminales, que representan el +40,00% de las exportaciones de petróleo de Libia, y declaró fuerza mayor en los envíos.
    Comentario Importante: Si sumas las cifras, solamente de tres de los países más importantes de la OPEP, nos encontramos con una fluctuación – incertidumbre -, de +1,69 Mbd =900.000 bd + 240.000 bd + 550.000 bd, eso sin contar con los problemas de Ángola:La producción ha bajado casi tres veces más de lo prometido por el país a los miembros de la OPEP”, cuyas cifras concretas son las siguientes – informe MAY/2018 de la OPEP -: +1,725 Mbd (2016), +1,637 Mbd (2017, -5,10%), +1,525 Mbd (MAY/2018, –11,59%).
  • ¿Cuáles son las OPINIONES y/o POSTURA de los diferentes países?
    • Miércoles, 13 JUN/2018. Irán espera que la OPEP se atenga a los límites de suministro. Irán, dijo que espera que el grupo mantenga su pacto de restringir el suministro de petróleo ya que los mercados mundiales no necesitan más crudo. Hossein Kazempour Ardebili – gobernador de la OPEP de Irán – “No hay necesidad de un cambio en el nivel de producción .. cualquier aumento debe limitarse a la asignación de producción en el acuerdo, que es válido hasta el final de 2018“.
    • Lunes, 11 JUN/2018. Comienza la guerra en la OPEP: Irak se niega a bombear más petróleo. Jabbar Alluaibi – ministro de Petróleo de Iraq -, ha defendido que los países miembros de la OPEP no cedan a las presiones para aumentar la producción de crudo: “Los productores deberían debatir de forma sabia y con los hechos en la mano sin ser influidos por presiones y llamadas conflictivas para lanzar más petróleo al mercado, algo que podría llevar a resultados indeseados”.
    • Lunes, 11 JUN/2018. Rusia aumenta la producción de petróleo. Rusia está mostrando signos de debilitar su compromiso con los recortes en el suministro de petróleo, a medida que la producción aumenta antes de las conversaciones cruciales con la OPEP, sobre el futuro del acuerdo. El país aumentó el suministro de crudo al nivel más alto en 14 meses en la primera semana de JUN/2018. Si bien tanto el Kremlin como los patrones petroleros, siguen estando comprometidos públicamente con el acuerdo, la producción de +11.09 Mbd excede el límite de +10,95 Mbd acordado con la OPEP.

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      Comentario Importante: Fíjate en lo que dice Andrey Polischuk – analista de energía de Raiffeisen Centrobank -: “Todo lo que vemos ahora es una preparación para las conversaciones … el argumento clave de Rusia sería que el acuerdo ha alcanzado su objetivo, el mercado está equilibrado, y ahora es el momento de pensar en un aumento de la oferta”.
    • Jueves, 14 JUN/2018. Los sauditas dicen que aumentarán gradualmente la producción de la OPEP. Khalid Al-Falih – ministro de petróleo de Arabia Saudita -, dijo que es “inevitable” que la OPEP y sus aliados acuerden impulsar la producción de petróleo gradualmente, dando la señal más definitiva hasta ahora de que el cártel aliviará los altos precios para los consumidores: “creo que llegaremos a un acuerdo que satisfaga lo más importante del mercado … será un acuerdo razonable y moderado, pero nada extravagante“.
    Conclusión Final Importante: A tenor de los leído y aprendido, desde TEMPOS, pensamos que muy posiblemente habrá acuerdo, estando la incertidumbre en cómo se concretará y llevará a cabo, ya que se han puesto sobre la mesa diversas opciones: (1) Alexander Novak – ministro ruso de Energía -: “Podríamos considerar un aumento de hasta +1,5 Mbd, eso sería suficiente para compensar las pérdidas de suministro de Venezuela e Irán previstas por la EIA”. (2) Arabia Saudita ha estado discutiendo diferentes escenarios que elevarían la producción entre +0,50 Mbd y +1,00 Mbd. Sea como fuere, es claro que la ventana de oportunidad para la compra de gas, podría abrirse en pocos días, y quedar cerrada allá por el 15 SEP/2018, cuando el frío centroeuropeo aparezca y la demanda comience su pendiente alcista. Por otro lado, desde la consultora, esperamos un nivel de Brent entre los [70,00 – 80,00] $/bbl, en un primer momento.
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