CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [10NOV-16NOV] 2018

 In El Rincón del Experto

​​Buenos días, desde la consultora TEMPOS, te deseamos el MEJOR de los comienzos. La cuestión de la compra de energía, se centra sobre todo en decidir, cuando fijamos la posición en CUATRO (4) mercados: por una parte, spot y futuros de electricidad, por otra, Tipo de Cambio y petróleo. Por tanto, hablamos de la interacción con MÚLTIPLES variablescasi siempre con descorrelación entre ellas -, donde únicamente existe un denominador común, capaz de provocar acierto en la toma de decisiones: el CONOCIMIENTO.

  • ​​1.- INTRODUCCIÓN.
    • Mercado Spot Electricidad.
      • España. Los datos del mercado son un poco CONTRADICTORIOS. Por un lado, viajamos por el mes de NOV/2018 menos competitivo de los últimos CINCO (5) años: NOV/2018 (+60,99 €/Mwh), NOV/2017 (-1,80 €/Mwh, -2,95%), NOV/2016 (-4,86 €/Mwh, -7,97%), NOV/2015 ( -9,79 €/Mwh, -16,05%), NOV/2014 ( -14,19 €/Mwh, -23,27%). De otra parte, NOV/2018, se está configurando como el mes con los precios más bajos de los últimos CINCO (5) meses: NOV/2018 ( +60,99 €/Mwh), OCT/2018 (+3,89 €/Mwh, +6,36%), SEP/2018 (+10,07 €/Mwh, +16,45%), AGO/2018 (+3,13 €/Mwh, +5,11%), JUL/2018 (+0,68 €/Mwh, +1,11%).
        Comentario Importante: La primera afirmación, es FÁCIL de fundamentar: NUNCA los derechos de emisión habían estando tan ALTOS: NOV/2018 (+18,54 €/tCO2), NOV/2017 ( -10,95 €/tCO2, -59,06%), NOV/2016 ( -12,91 €/tCO2, -69,63%), NOV/2015 ( -10,03 €/tCO2, -54,10%), NOV/2014 ( -11,70 €/tCO2, -63,11%). Con respecto a la segunda, hemos de mirar sobre todo, a dos inputs. Primera – suspensión del impuesto -: El sábado 06 OCT/2018, el ejecutivo decidió la eliminación temporal – Q4/2018 y Q1/2019 -, del impuesto a la generación, a través de la publicación del Real Decreto-ley 15/2018, lo cual significa que los costes operativos para los generadores se reduce un +7,00%. Segunda – consumo gas -. En la última semana, la producción de las centrales de ciclo combinado, ha aumentado un promedio de +27,00 Gwh/día ( +30,61%) con respecto a la anterior, Y en contraposición, el precio del crudo ha bajado +4,47 $/bbl ( +6,24%), acercándose a MÍNIMOS anuales.
      • Francia. El país vecino sigue con un mercado spot cotizando alrededor de los +60,00 €/Mwh, siendo la producción de las centrales de ciclo combinado, el ÚNICO driver que en estos momentos gobierna los precios. También cabe señalar que, un parámetro fundamental como es el porcentaje de consumo cubierto con producción nuclear, se ubica en MÍNIMOS, alrededor de la cota del +80,00%.
    • ​​​Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, nos ofrece DOS (2) versiones CONTRAPUESTAS:
      • ​​​El precio del barril de Brent, SE MANTIENE. Las cotizaciones del precio del crudo continúan por debajo de la cota de los +70,00 $/bbl, debido principalmente a dos circunstancias. Primera – producción: Existe un exceso de oferta, debido a la implementación de exenciones a las sanciones de irán, por parte de la administración Trump. Segunda – demanda. La guerra comercial entre EEUU y China, comienza a afectar al Producto Interior Bruto (PIB) mundial, de tal manera que se estima una contracción de la demanda para 2019.
      • Tipo de Cambio (TC), EMPEORA. El promedio semanal del binomio euro – dólar, alcanza la cota de los +1,1295 €/$, situándose a -1,02% con respecto a la anterior, +1,1411 €/$. Sin duda, el POBRE crecimiento de la eurozona, unido a la INCERTIDUMBRE política de Italia y Brexit, han influido en el alcance de tales cotizaciones.

A partir de ahora, nuestro OBJETIVO prioritario, es llegar a entender perfectamente a los mercados, a través de sus análisis, para después tomar las decisiones de compra, si fuera el caso.

  • 2.1.- FRANCIA SIGUE MIRANDO AL GAS, COMO ÚNICO DRIVER DE LOS PRECIOS.

Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu derecha, aparecen sus principales parámetros: energía cubierta por la producción de los 58 reactores nucleares, datos del consumo total del país, producción de las fisiones nucleares, energía intercambiada con los países limítrofes (España, Gran Bretaña, Suiza, Alemania-Bélgica, Italia), precios de la tonelada de CO2, cotización media el mercado spot, así como las aportaciones de las energías renovables y fósiles. Por otra parte, a la izquierda, se señala las correlaciones que existen entre el pool eléctrico y aquella tecnología que lo hace posible – driver de precios -, así como la evolución de la demanda cubierta a través de las fisiones nucleares. Vayamos a detalle del análisis:

  • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la semana que nos ocupa, [10NOV-16NOV] 2018, el mercado spot francés se MANTIENE alrededor de la cota de los +60,00 €/Mwh, cotizando concretamente en los +60,97 €/Mwh, situándose +1,08 €/Mwh ( +1,81%), con respecto a la anterior, básicamente debido a TRES (3) razones. ​
    • PRINCIPALnuclear: Aunque el promedio semanal alcance el +80,43% de la energía cubierta, a partir del trabajo de los reactores nucleares, realmente hablamos de un +77,21%, si solamente consideramos los días laborales, siendo la razón fundamental de un encarecimiento del mercado spot en un +1,81%: estamos ubicados en MÍNIMOS anuales .
    • Segundademanda: Esta semana, el clima del país vecino ha sido más suave, y en consecuencia, la malla francesa ha demandado un promedio de –39,00 Gwh/día (-2,84%) de consumo.
    • Tercera – gas. Un menor consumo, se ha traducido en una merma de la producción de las centrales de ciclo combinado, -19,00 Gwh/día (-12,63%), cotizando además el crudo de referencia en Europa, un +4,47 $/bbl (+6,24%), más competitivo, con respecto a la semana anterior – lo hemos indicado más arriba -.

Conclusión Importante: Francia va LENTA en la puesta en marcha de su parque nuclear, siendo ésta la principal causa, de ver una CORRELACIÓN cada vez más perfecta, entre los precios que vemos por pantalla para el merado spot, y la producción de las centrales de gas natural – ciclos combinado -, que en definitiva, son las plantas responsables, de ver unos costes promedio ubicados en +60,00 €/Mwh, sobre todo también, porque éstos, tienen embebidos los precios ALTÍSIMOS que alcanzan los derechos de emisión EUROPEOS, situados en una media de +19,43 €/tCO2 para la última semana. Desde la consultora TEMPOS, NO vemos en el corto – medio plazo, margen de mejora: conforme vayan arrancando plantas de producción nuclear, el frío centro europeo irá intensificándose, y por tanto, la demanda también lo hará. Al final, el consumo cubierto por las fisiones, acabará situándose alrededor de la cota de +80,00%, situación que provocará la obligación de seguir mirando a los combustibles fósiles – y por ende al precio de CO2 -.

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

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  • Conclusión Importante: Las lluvias de las últimas semanas, han contribuido sin duda, a que la generación a través de la turbinación, disponga de más materia prima, y por lo tanto, permita una mayor participación a la hora de fijar el precio de la energía, ascendiendo como puedes ver al +56,00%MÁXIMOS mensuales -. Por otra parte, y como dato anecdótico, esta semana hemos alcanzado un nuevo mínimo relativo, +51,71 €/Mwh, con una participación de las renovables del +58,00%, situándose el anterior en los +44,86 €/Mwh17 JUN/2018 -. Lo dicho, nos traslada una idea CLARA: en la situación actual, es prácticamente IMPOSIBLE hace bajar el mercado spot por debajo de la cota de los +50,00 €/Mwh.

  • 2.2.2.-EL GAS EN MÁXIMOS ABSOLUTOS ANUALES; EL CARBÓN, TAMBIÉN.

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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 los SIETE (7) días que estamos analizando, el precio de la energía prácticamente se mantuvo igual que la semana pasada, cerrando en un promedio de+60,54 €/Mwh, subiendo +0,21 €/Mwh ( +0,34%) con respecto al mismo periodo anterior, debido básicamente a la incidencia conjunta de TRES (3) factores.
      • Primera [nuclear = demanda + importaciones]. La noticia más importante en este mes de NOV/2018, es la parada sufrida por dos plantas nucleares: ALMARAZ 1- domingo, 28 OCT/2018 – y ASCÓ 1 – martes, 09 NOV/2018 -, cuyo arranque se producirá el domingo 02 DIC/2018, y, sábado 15 DIC/2018, respectivamente. Este hecho, está provocando una MERMA de producción de +21 Gwh/día ( -14,58%), los cuales son cuasi – COMPENSADOS, con una mayor importación de energía procedente del trasvase de los Pirineos, +12,00 Gwh/día ( +375,05%), Y, un menor consumo, +7,00 Gwh/día ( -14,58%).
      • Segunda – MENOS verdes = MÁS fósiles . La otra noticia, se está produciendo en el lado de las energías fósiles, se ubican en MÁXIMOS absolutos, estando AMBAS manejando los precios del mercado spotimágenes superior y central derecha -: carbón, generando +126,00 Gwh/día ( +12,00 Gwh/día, +10,02%), y gas natural, produciendo +114,00 Gwh/dia ( +27,00 Gwh/día, +30,61%). Esta MAYOR generación, está sirviendo para BALANCEAR la menor aportación de las renovables,+35,00 Gwh/día ( +13,85%), en especial, la referida a la energía eólica, +58,00 Gwh/día ( +31,51%).

    Conclusión importante: Aparte del razonamiento expuesto, el mix energético de nuestro país, se está viendo favorecido por la CAÍDA de los precios del crudo, fíjate en las cotizaciones de cierre de los últimos meses: AGO/2018 (+72,621 $/bbl), SEP/2018 (+78,853 $/bb), OCT/2018 ( +81,270 $/bbl), NOV/2018 ( +67,37 $/bbl), lo que permite a la centrales de ciclo combinado, abaratar sus costes operativos en +13,90 $/bbl ( +17,10%), con respecto al mes anterior. Quizás, ésta sea una de las razones, por las que la dinámica de las centrales de gas, haya aumentado de manera tan importante, haciendo posible que, ante una menor aportación de las energías verdes, el precio de la energía prácticamente no haya sufrido variación alguna, manteniéndose alrededor de la cota de los [60,00 – 61,00] €/Mwh. Mirando al corto – medio plazo, desde TEMPOS, seguimos pensando en un precio de la energía dentro de la horquilla [58,00 – 62,00] €/Mwh sin cambios, con respecto a la previsión de la semana pasada -.

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

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  • *Nota: Las celdas en rojo indican retraso en el inicio del reactor, mientras que las que contienen fondo en el mismo color, señalan la fecha concreta de puesta en marcha de la central – sin la existencia de demora -.

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

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • PARADA
          • BELLEVILLE 1parada programada –. En la noche del 09 al 10 NOV/2018, los equipos de la central nuclear de Belleville-sur-Loire cerraron la unidad de producción número 1. Este es un cierre programado de +40 días, vinculado al ciclo normal de funcionamiento de una central nuclear. Renovará parte del combustible y realizará trabajos de mantenimiento. Todo este trabajo se deriva de los requisitos establecidos por EDF para garantizar un alto nivel de seguridad y protección de las instalaciones en todo momento.
      • RETRASOS CONEXIÓN [NUEVE (9)].

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    Conclusión Importante: En la segunda quincena de NOV/2018, Francia tiene previsto poner en marcha NUEVE (9) reactores: BUGEY 5 [13NOV], CHINON 2 [18NOV], DAMPIERRE 3 [20NOV], GRAVELINES 3 [22NOV], CHINON 3, ST ALBAN 1, ST LAURENT 2 [25NOV], CRUAS 3, FLAMANVILLE 1 [29NOV], lo cual puede ayudar de manera importante, a bajar el precio del mercado spot, por debajo de la cota de los [56,00-58,00] €/Mwh, aparte de MEJORAR la cantidad trasvasada para ESPAÑA. De producirse MÁS retrasos, entraríamos en una fase CRÍTICA, ya que debido al frío centro europeo, la demanda de energía aumenta cada semana de manera muy importante.

  • 4.- OPINIÓN PERSONAL. Francia anuncia la PARADA de CINCO (5) reactores a partir de ENE/2019. Y los futuros de España, ¿cómo se lo han tomado?.

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    Esta semana, me SORPRENDIÓ la siguiente noticia: ” RTE señala riesgo de suministro nuclear desde mediados de enero hasta fines de febrero“, cuyo parte del literal, es el siguiente:

    • El operador francés de redes eléctricas (Réseau de transport d’électricité, RTE), advirtió el jueves, 15 NOV/2018, de un período de mayor riesgo, desde mediados de ENE/2019 hasta finales de FEB/2019, con cinco reactores programados fuera de línea para su mantenimiento – durante el mismo periodo, a principios de 2018, hubo solo tres reactores fuera de línea -. Francia debería tener márgenes de excedentes durante toda la temporada de invierno, incluso en el caso de un frío severo, con la excepción de la segunda semana de ENE/2019, cuando la dependencia del país de las importaciones aumentará. La necesidad de éstas, podrían alcanzar los +9 GW la segunda semana de ENE/2019 en caso de frío extremo, con un déficit de capacidad de 650 MW. Sin embargo, RTE dijo que esta brecha generacional se puede salvar por medios externos al mercado, incluido un llamamiento a los ciudadanos para que reduzcan el consumo, el uso de la interrumpibilidad de los grandes consumidores industriales, un menor voltaje en las redes de distribución y, como último recurso, la reducción temporal del suministro, localizado y rotativo.”

    Ante está INPUT, lo primero que hemos hecho es COMPRENDER, cómo han respondido los futuros de ambos países, encontrando posibles SINTONÍAS de comportamiento, teniendo presente que, tal y como muestran las imágenes de España y Francia, para los próximos CUATRO (4) meses, el CAMBIO de tendencia comienza el 05 NOV/2018.

    • DIC/2018. España: Desde +62,10 €/Mwh sube hasta los +66,60 €/Mwh, produciéndose un aumento de +4,50 €/Mwh (+7,25%). Por su parte, Francia sube desde los +64,79 €/Mwh hasta los +81,43 €/Mwh, hablamos por tanto de un alza de +16,64 €/Mwh +25,68%).
    • ENE/2019. España: +63,10 €/Mwh => +65,35 €/Mwh; (+2,25 €/Mwh;+3,57%). Francia:+71,25 €/Mwh => +82,63 €/Mwh; (+11,38 €/Mwh;+15,97%).
    • FEB/2019. España:+61,73 €/Mwh => +62,65 €/Mwh; (+0,92 €/Mwh;+1,49%). Francia: +69,75 €/Mwh => +79,34 €/Mwh; (+9,59 €/Mwh;+13,75%).
    • MAR/2019. España:+58,24 €/Mwh => +59,51 €/Mwh; (+1,27 €/Mwh;+2,18%). Francia: +54,50 €/Mwh => +60,30 €/Mwh; (+5,80 €/Mwh;+10,64%).
    Comentario Importante: (1) Para los meses de DIC/2018, ENE/2019, FEB/2019 y MAR/2019, las curvas se presentan DESCORRELACONADAS, sobre todo a partir del ultimo tramo, lunes, 12 NOV/2018. (2) Los aumentos, se hacen mucho más evidentes en la parte francesa que en la española: DIC/2018 (+16,64 €/Mwh, +4,50 €/Mwh), ENE/2019 (+11,38 €/Mwh, +2,25 €/Mwh), FEB/2019 (+9,59 €/Mwh, +0,92 €/Mwh), MAR/2019 (+5,80 €/Mwh,+1,27 €/Mwh).
    Conclusión Final Importante: Desde la consultora TEMPOS, pensamos que NO es necesario cubrir posiciones, teniendo en cuenta la input que acaba de producirse, siendo las razones varias: Primera – impuesto a la generación. En el caso de nuestro país, y hasta el 31 MAR/2019, en cierta medida las cotizaciones del mercado spot, están cubiertas por la suspensión del impuesto a la generación. Segunda – mercados spots. En estos momentos, el precio de ambos mercados está muy igualado por arriba, debido al efecto de los derechos de emisión, por tanto, el margen de “empeoramiento” es menor . Tercera – interconexiones. El trasiego de energía por la interconexión pirenaica, ha descendido de manera importante (+3,00 Gwh, primera semana de NOV/2018), frente a otros momentos del año (+49,00 Gwh, Q2/2018), por tanto, las incidencias que puedan ocurrir, tienen una expansión más limitada. (4) Cuarta – mix energético. La dependencia de Francia con respecto a su energía nuclear supera el +75,00%, según Jean-Paul Roubin – director de operaciones de RTE -, sin embargo, en el caso de España, y teniendo en cuenta la ventana temporal donde se ubica la INCERTIDUMBRE, las posibles consecuencias derivadas de la parada de CINCO (5) reactores, podrían ser amortiguadas, debido al diversificado mix de generación y a la posible penetración de las energías renovables – sobre todo eólica -.

  • 5.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    • NOTICIA: Los futuros aparecen DESCORRELACIONADOS de los derechos de emisión y del barril Brent.
      ALERTA:

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

  • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> BAJISTA – oscilaciones finales -. 2020 -> BAJISTA – oscilaciones finales. Q1/2019 [53,34 62,80 – 62,50]. Q1-2020 [Omip -> 54,94 €/Mwh, +1,78%]. La noticia, sin duda es la SUBIDA de ambas. Las cantidades promedio, con respecto a la semana pasada y la actual, son las siguientes: Q1/2019 [+60,98 €/Mwh; +62,80 €/Mwh], Q2/2020 [+53,89 €/Mwh; +55,09 €/Mwh], hablamos por tanto de un INCREMENTO de +1,82 €/Mwh (+2,98%) y +1,20 €/Mwh (+2,22%), respectivamente.

    Conclusión Importante: El mensaje de Réseau de Transport d’Électricité (RTE): “Francia tiene suficiente energía para el invierno“, cuyo parte del literal es el siguiente:

    • “El director de operaciones de RTE, Jean-Paul Roubin, dijo que en condiciones climáticas normales, se esperaba que la demanda se mantuviera estable, con una demanda máxima en alrededor de 85 gigavatios (GW) – el mismo nivel que el invierno pasado -. Roubin señaló que se espera que el suministro de energía nuclear, que representa más del +75% de sus necesidades de electricidad, aumente este invierno en comparación con el año pasado debido a menores cortes, mientras que el suministro de energía hidroeléctrica también se mantendrá estable. Pero entre mediados de enero y finales de febrero,el suministro podría ser escaso si hay un período de frío prolongado, debido a que EDF ha planeado interrupciones de mantenimiento en cinco reactores nucleares. Dos reactores podrían ser detenidos por varias semanas.”

    ha hecho SALTAR las alarmas en los futuros de Francia, siendo las cotizaciones de OMIP arrastradas en cierta manera. Tal y como hemos concluido en el apartado anterior, de momento, la incidencia es pequeña, y desde la consultora TEMPOS, vemos cierto RIESGO en cubrir la posición – las razones han sido expuestas más arriba -.

    • Precio Objetivo: Q1/2019: Por debajo de 55,00 €/Mwh. Q1/2020: Por debajo de 50,00 €/Mwh.
    • Recomendación: No entrar.

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  • Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> ALCISTA. 2020 -> ALCISTA. Q2/2019 [46,90 57,78 – 57,75]. Q2-2020 [Omip -> 50,76 €/Mwh, +0,61%].Los comportamientos son DISTINTOS para ambas variables. Mientras que el segundo trimestre de 2019, describe una función con una importante pendiente positiva desde el 19 SEP/2018, creciendo +4,78 €/Mwh (+9,02%), la Q2/2020 por su parte, se mantiene con un carácter PLANO desde el 16 OCT/2018, dibujando pequeñas oscilaciones, en torno a una media de +50,46 €/Mwh.
    • Conclusión importante. El corolario es CLARO: 2019 será un año de precios NO COMPETITIVOS, desconociendo en estos momentos, por qué el trimestre históricamente con costes más bajos del mercado spot, describe un comportamiento tan pesimista, más allá de los motivos conocidos, como son la finalización de la suspensión del impuesto a la generación y la publicación por parte de la comisión europea de los excedentes de los derechos de emisión – 15 MAY/2019 -.
      • Precio Objetivo: Q2/2019: Por debajo de 45,00 €/Mwh. Q2/2020: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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  • Q3 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> INICIO ALCISTA. 2020 -> INICIO ALCISTA.Q3/2019 [53,01 63,38 – 63,61] . Q3-2020 [Omip -> 55,92 €/Mwh, +1,40%]. Desde el 01 NOV/2018, presentan un ciclo claramente ALCISTA: Q3/2019 [+4,22 €/Mwh, +7,11%], Q3/2020 [+2,93 €/Mwh, +5,53%].
    • Conclusión Importante: Precisamente desde el 01 NOV/2018, la CORRELACIÓN entre ambas y los derechos de emisión, comienza a se más evidente, siendo el corolario en estos momentos fácil de entender: el mercado sostiene una tendencia ALCISTA en el precio del CO2.
      • ​​​​​Precio Objetivo: Q3/2019: Por debajo de 55,00 €/Mwh. Q3/2020: Por debajo de 50,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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  • Q4 [2019]. Tendencia. 2019 -> HORIZONTAL. [55,77 63,88 – 64,11]. Desde que alcanzase el tercer MÁXIMO absoluto (08 NOV/2018, +64,03 €/Mwh), se ha mantenido prácticamente PLANA, dibujando pequeñas oscilaciones en torno a la cota de los +63,79 €/Mwh.
    • Conclusión importante: En estos momentos, NO aparece sintonía alguna con los citados derechos de emisión, siendo las cotizaciones literalmente INASUMIBLES, con el fin de sopesar el cierre de alguna posición en el mercado de futuros.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.

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  • 6.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT).
    • 6.1.- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] -. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> 1,1295 €/$, -1,02%. Cotizaciones [Lunes = +1,1265; Martes = +1,1261; Miércoles = +1,1296; Jueves = +1,1305; Viernes = +1,1346] €/S.

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      00.- NOTICIA DESTACADA. Viernes 16 NOV/2018. Mario Draghi: han aumentado las incertidumbres a medio plazo para la inflación. El BCE ha dicho en los últimos meses que espera que los tipos de interés “se mantengan en los niveles actuales hasta al menos durante el verano de 2019“. No obstante, Draghi hizo hincapié en que si las condiciones financieras empeoran excesivamente o si las perspectivas de inflación se deterioran, el BCE debe reaccionar y ajustar el ritmo de la orientación de los tipos de interés.
      01.- EUROPA = INCERTIDUMBRE POLÍTICA, ITALIA + BREXIT [EURO BAJA] + DATOS ECONÓMICOS, PIB + INFLACIÓN [EURO BAJA] + SUBIDA TIPOS BCE [EURO BAJA].
    • 01.1.- INCERTIDUMBRE POLÍTICA: ITALIA y BREXIT.
      • Miércoles 14 NOV/2018. Italia aumenta el desafío y mantiene los planes presupuestarios que rechazó Bruselas. El ministro de Finanzas, Giovanni Tria, remitió ayer una carta al comisario Pierre Moscovici y al vicepresidente Valdis Dombrovskis, en la que mantiene las premisas de incremento de gasto y reducción de ingresos para 2019. En ella hace apenas dos concesiones. Primera – privatizar: un plan de privatizaciones para reducir deuda equivalente al +1,00% del PIB (unos +17.000 millones de euros). Segunda – implementación topes: salvaguardas para garantizar que el déficit público no sobrepasa el +2,40% del PIB fijado.
        Conclusión Importante: Hablamos de una diferencia de +24.000 millones de euros: Roma envió un borrador presupuestario a Bruselas el pasado 15 OCT/2018, que planteaba un incremento neto de gasto estructural de +10.000 millones de euros, en lugar de la reducción de más de+14.000 millones de euros que exigían las normas europeas. Esta diferencia de casi 25.000 millones de euros, según los cálculos de la propia Comisión, no tiene precedentes en la historia del Pacto de Estabilidad y Crecimiento de la UE y se une al elevado nivel de deuda italiano, superior al +130% del PIB. Desde la consultora TEMPOS, cada vez se nos antoja más lejos cualquier tipo de acuerdo, siendo este hecho un SERIO obstáculo para la subida de TC.
      • Domingo 18 NOV/2018. May: “No hay ningún plan alternativo a este acuerdo de Brexit”. La primera ministra británica, Theresa May, ha apuntado que no ve alternativa alguna al acuerdo del Brexit que presentó a principios de semana, en relación con las informaciones publicadas acerca de que varios de sus ministros de gabinete quieren que renegocie el borrador del acuerdo antes de reunirse con los líderes europeos el próximo fin de semana. “No hay ningún plan alternativo sobre la mesa. No hay ningún enfoque diferente con el que podríamos llegar a un acuerdo con la Unión Europea …si los parlamentarios rechazan el acuerdo, simplemente volveremos a la casilla de salida. Implicaría mucha más división, más incertidumbre y un fallo a la hora de convertir lo que votó la sociedad británica en una realidad”.
        Conclusión Importante: La TENSIÓN es MÁXIMA: El sector euroescéptico del Partido Conservador, presiona a los diputados afines, para que envíen al jefe del grupo parlamentario sus “cartas de confianza”. Quieren activar así una moción para cuestionar el liderazgo de la primera ministra a causa del borrador de acuerdo sobre el Brexit con Bruselas. Necesitan +48 firmas, Y, oficialmente, cuentan con poco más de +20.

      01.2.- DATOS DE PRODUCTO INTERIOR BRUTO (PIB) + INFLACIÓN.

      • Miércoles 14 NOV/2018. El PIB de la Eurozona se frenó al 0,2% en el tercer trimestre, su peor dato en cuatro años. El crecimiento del PIB de la zona euro, durante el tercer trimestre del año, se desaceleró al +0,20% desde el +0,40% de los tres meses anteriores, lo que representa el menor ritmo de expansión de la economía del euro desde el segundo trimestre de 2014, como consecuencia de la contracción del +0,20% sufrida por Alemania y el estancamiento de Italia. El PIB de la zona euro, registró un crecimiento del +1,70%, medio punto porcentual por debajo del dato correspondiente al segundo trimestre. Se trata del peor dato de crecimiento interanual de la eurozona desde el cuarto trimestre de 2014.
      • Viernes 16 NOV/2018. La inflación de la zona euro sube al +2,20% en OCT/2018, en máximos desde 2012. La tasa interanual de inflación de la Eurozona se situó en OCT/2018 en el +2,20%, una décima por encima de la subida registrada el mes anterior, lo que representa el mayor incremento de los precios desde diciembre de 2012. Entre los componentes del índice, el precio de la energía registró una subida interanual del +10,70%, frente al incremento del +9,5% de SEP/2018, mientras el precio de los alimentos frescos subió un +2,10%, por debajo del alza del +3,20% del mes anterior. En el caso de los servicios, estos se encarecieron un +1,50% en OCT/2018, dos décimas más que en SEP/2018. De este modo, sin tener en cuenta el impacto de los precios de la energía, la tasa de inflación de la zona euro se situó en octubre en el +1,30%, la misma subida registrada en SEP/2018, mientras que al excluir también la evolución de los precios de los alimentos frescos, la tasa de inflación interanual fue del +1,20%, una décima por encima de la lectura de SEP/2018.
        Conclusión Importante: Aunque el titular de la noticia, “El BCE normalizará la política monetaria pese al debilitamiento económico“, apunta a que los tipos de interés subirán a finales del verano de 2019, si leemos en su interior, encontramos el siguiente titular: ” No obstante, Draghi se deja la opción de hacer algo en caso de que la situación empeore mucho en las próximas semanas hasta la próxima reunión del Consejo de Gobierno el 13 DIC/2018. Si las condiciones financieras empeoran excesivamente o si las perspectivas de inflación se deterioran, el BCE debe reaccionar y ajustar el ritmo de la orientación de los tipos de interés, según su presidente“. Por tanto, SI el crecimiento NO es el esperado, o la inflación se ajusta a la baja, podríamos NO ver por pantalla una subida de tipos en SEP/2019.
    • 02.- ESTADOS UNIDOS = SUBIDA TIPOS [ DÓLAR BAJA] + PRODUCCIÓN INDUSTRIAL [DÓLAR SUBE] + INFLACIÓN [DÓLAR SUBE]
      • Miércoles 14 NOV/2018. La inflación de Estados Unidos repuntó hasta el 2,5% en octubre. El Índice de Precios de Consumo (IPC) de Estados Unidos, se situó en el pasado mes de OCT/2018 en el +2,50%, lo que representa una subida de precios de dos décimas por encima de la registrada en SEP/2018.
      • Viernes 16 NOV/2018. La producción industrial en Estados Unidos se expande por quinto mes consecutivo. La producción industrial en EE.UU.se expandió en OCT/2018 por quinto mes consecutivo, la racha más larga desde 2011 e indica un comienzo sólido para el cuarto trimestre. La producción manufacturera aumentó un +0,30%, después de una ganancia revisada al alza del +0,30% en el mes anterior. ​​​​​​​
      • Viernes 16 NOV/2018. El euro recupera los 1,14 dólares: la Fed se está acercando al nivel neutral de los tipos de interés. El rally del dólar frente al euro hace una pausa, tras los comentarios de Richard Clarida – vicepresidente de la Reserva Federal -, que ha afirmado que las tasas de interés se acercan a la llamada tasa neutral, sin estimular el crecimiento económico ni ralentizarlo. Lo que abre la puerta a que el banco central haga una pausa en la política de subida de tipos: Se espera la siguiente para DIC/2018.

      Conclusión final importante: ​​​Desde la consultora TEMPOS, observamos un TECHO para el TC, situado en los +1,15000 €/$, debido principalmente a dos razones. Primera – Italia: Tiene que ver con la situación política de Italia, y con el desfase de criterios a la hora de abordar el déficit:+24.000 millones de euros. Segunda – crecimiento Europa: Es puramente económica, y está relacionada con la CONTRACCIÓN que sufre la eurozona y la POSIBILIDAD de retrasar la subida de tipos prevista para “finales de verano de 2019”. A partir de aquí, una vez que la Reserva Federal haya efectuado su cuarta subida de tipos anual en DIC/2018, y los mercados comiencen a descontar, o NO, más subidas para el año 2019, el TC, podría moverse por encima de la cota indicada, caso de realizar una PAUSA en el alza de tasas.

    • 6.2.- COTIZACIÓN BRENT.-Tendencia -> MUY BAJISTA. Futuros Anual (promedio)= +67,22 $/bbl, -5,07%. Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = +70,12; Martes = +65,47; Miércoles = +66,12; Jueves = +66,62; Viernes = +67,00] dólares por barril. Mercado en CONTANGO => FUTUROS [+67,22 $/bbl] > CONTADO [+67,00 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
      • Datos Reservas Crudo EEUU – jueves 15 NOV/2018 -. Han subido en +10,270 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +3,182 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +442,074 Mb.
      • Inventarios Gasolina jueves 15 NOV/2018 -: Han bajado en +1,411 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de +1,479 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +226,566 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU viernes 09 NOV/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 09 NOV/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 16 NOV/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,700 Millones de barriles al día (Mbd) – récord absoluto -. Las exportaciones, han bajado en +0,88 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +6,455 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han aumentado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 888,00 (+2,00).

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    • Introducción – situación de los mercados -. Domingo 18 NOV/2018. El exceso de oferta y el enfriamiento económico relajan el precio del crudo.

      • Opinión Arabia Saudí. Khalid al Falih – ministro de Energía saudí: “El consenso en la OPEP, es que hay que hacer todo lo necesario para equilibrar el mercado. Si eso significa recortar la oferta en un millón de barriles al día, lo haremos
      • Opinión Pedro Miró – consejero delegado de Cepsa: ” El acuerdo de los productores suponía que los rusos pusieran un suelo de precios de +60,00 $/bbl y los saudíes un techo de +80,00 $/bbl. Da la impresión de que el equilibrio estaría en ese entorno
      • Estado de la Oferta. La producción ha subido gracias a la lluvia de petróleo llegada de la revolución del fracking: las existencias de crudo de EE UU crecen en más de 10 millones de barriles.
      • Demanda. El consumo también muestra señales de agotamiento, fruto del enfriamiento de la economía global, sobre todo en los emergentes, que se enfrentan a crecientes dificultades por las subidas de los tipos de interés y la fortaleza del dólar, que repercute negativamente en un sector ligado inexorablemente al billete verde. Y, para colmo, la amenaza de guerra comercial no hace prever nada bueno sobre la demanda futura.
      1.- [Brent BAJA] OPEP QUIERE REDUCIR LA PRODUCCIÓN – OFERTA -.
      • Martes 13 NOV/2018. Menos petróleo: la solución de la OPEP para subir el precio del barril. Los productores de petróleo están inquietos por la bajada de precio de las últimas semanas. Presos de esta inquietud, los exportadores, liderados por Arabia Saudí, anunciaron el lunes 12 NOV/2018 un importante giro: están dispuestos a recortar la producción en un +1,00 Mbd con la esperanza de reequilibrar el mercado, el eufemismo que usan para referirse a vender más caro. Jaled Al Falih – ministro de Energía de Arabia Saudí -: “Los análisis técnicos que revisamos ayer [por el domingo] nos muestran que necesitamos una reducción de aproximadamente un millón de barriles al día para equilibrar el mercado”.
      • Conclusión importante: Existe una idea que ha hecho saltar las alarmas en el seno de la OPEP: “Si bien el mercado del petróleo ha llegado a un equilibrio, los pronósticos para el crecimiento de suministro de países fuera de la OPEP en 2019, indican volúmenes más altos que superan la expansión en la demanda mundial de crudo…“. Si revisamos el informe publicado por la OPEP para el mes de NOV/2019, en la página 47, encontraremos que la estimación de CRECIMIENTO de bombeo para USA, es de +1,69 Mbd (+10,24%), con respecto los pronósticos realizados para este 2018, siendo el cómputo global de +2,12 Mb (+3,54%).

    • 2.- [Brent BAJA]. OPEP VE MENOS DEMANDA y MÁS PRODUCCIÓN.
      • Martes 13 NOV/2018. La OPEP ve que la demanda de su crudo cae más rápido a medida que aumenta la producción de los rivales. La OPEP considera que la demanda de su propio crudo caerá incluso más rápido de lo esperado en 2019, a medida que la desaceleración de la economía mundial frena la demanda y aumenta la oferta rival. El apetito global por el crudo del grupo, será de aproximadamente +31,50 Mbd el próximo año, eso es +500.000 bd más bajo que su pronóstico hace solo dos meses y, aproximadamente +1,40 Mbd por debajo de la producción actual.
        Conclusión Importante: A las cifras dadas, hemos de añadir otra más: la misma OPEP, estima que el crecimiento de la demanda para 2019, será de tan sólo +1,29 Mbdpágina 33 del informe de NOV/2018 -, siendo el corolario CLARO: si no se hace nada, 2019 será un periodo de SOBREABUNDANCIA.
    • 3.- [Brent BAJA]: CRECIMIENTO DE PRODUCCIÓN E INVENTARIOS EN EEUU.
      • Miércoles 15 NOV/2018. Las existencias de crudo de EE.UU. se disparan en medio de una producción récord. El almacenamiento comercial de crudo se expandió por octava semana consecutiva, agregando +10,27 Mbd durante la semana que terminó el 09 NOV/2018 en +442,05 Mb, según los datos de la EIA. La generación superó con creces las expectativas de los analistas de un aumento de +2,33 Mb. El aumento se debió en parte a un incremento de +100.000 bd en los niveles de producción, que promedió un nuevo récord histórico de +11,70 Mbd la semana pasada.
      Conclusión final importante: Las causas por las que hemos llegado hasta aquí son CLARAS: “El zigzag del Departamento de Estado sobre las sanciones contra Irán, los tweets del presidente Donald Trump sobre el suministro de la OPEP, la guerra comercial que agota la demanda de China y la explosión de la producción de petróleo de esquisto son factores clave que conducen al colapso de los precios del crudo desde principios de OCT/2018“. A partir de aquí, la ÚNICA opción que tiene la OPEP para elevar los precios, es la implementación de los recortes en su producción. Siguiendo con el razonamiento, y habida cuenta del nivel de producción de EEUU, ¿será suficiente con una bajada de la producción de +1,00 Mbd?. Desde TEMPOS, pensamos que de seguir las causas, sobre todo la guerra comercial y la elevada dinámica del fracking – casi 12,00 Mbd -, harán falta dejar de producir más de +1,50 Mbd siendo conservadores -: sin tener en cuenta a la OPEP, se espera que la producción aumente en +2,12 Mbd (NO OPEP), y de demanda mundial en +1,29 Mbd, lo cual arroja una diferencia de +0,83 Mbd. Por otra parte, la propia OPEP ha señalado que para 2019, venderá +1,40 Mbd menos de los que ahora mismo produce.

La COMPRA ha ser PERFECTA, lo cual implica, la gestión ÓPTIMA del RIESGO.