CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [12MAY-18MAY] 2018

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]​​Buenos días, para todo el equipo de TEMPOS, constituye una enorme satisfacción poder transmitirte todo nuestro CONOCIMIENTO, fruto de la apuesta decidida que hemos realizado por invertir tiempo y dedicación, al análisis de los mercados energéticos. Ahí está la clave, SABER para después DECIDIR.

En la ventana temporal que nos ocupa, éstos serán los temas a los que daremos cobertura:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Se ha producido un ascenso vertiginoso del pool eléctrico, situándose en algunos momentos casi en los +60,00 €/Mwh.
    • Francia. su comportamiento continua súper – competitivo, apoyado por una baja demanda y buen funcionamiento de sus reactores nucleares.
  • Futuros de Electricidad. En estos momentos están afectados por dos inputs negativas: (1) El gran aumento sufrido por el barril de brent y, (2) otra de carácter “estratégico” aparecida en la última semana
  • Compra de Gas. Conseguir la commodity en estos momentos, se antoja una empresa complicada, principalmente por dos motivos:
    • La cotización del barril de Brent al contado, se sitúa a las puertas de los +80,00 $/bblcota máxima desde NOV/2014 -, y para los futuros a doce meses, se ubica en los +78,78 $/bbl.
    • El Tipo de Cambio (TC), se posiciona en mínimos: +1,1781 €/$valores de OCT/2017 -.

Miremos al rigor y la exactitud, a la hora de establecer los diferentes análisis y sus correspondientes conclusiones.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. LA APERTURA DE UN HUECO TÉRMICO (+92 Gwh/día), PROVOCA UN POOL POR ENCIMA DE LOS +50,00 €/Mwh.
    Para esta semana, la noticia es clara: viajamos por el mes de MAY/2018 MENOS competitivo de toda la historia mirando los datos hasta 2010 -. Fíjate en las cifras: +25,77 €/Mwh (mínimo, 2016), +48,90 €/Mwh (máximo, 2011). Para la ventana temporal bajo análisis – excluyendo fines de semana -: +52,38 €/Mwhlunes -, +49,85 €/Mwhmartes -, +51,49 €/Mwhmiércoles -, +54,01 €/Mwhjueves -, +57,24 €/Mwhviernes -. Es decir, que si hacemos la media de estos últimos cinco días, arroja la cantidad de +52,99 €/Mwh, la cual se aleja +4,09 €/Mwh (52,99 €/Mwh-48,90 €/Mwh) del máximo de 2011, siendo el corolario el siguiente: estamos un +8,36% del máximo absoluto.

    Conclusión importante: En estos momentos, el mercado spot de nuestro país está afectado por dos INPUTS totalmente negativas – de menor a mayor importancia -: (1) La subida de la cotización del barril de brent, y los precios del carbón – ambos están nominados en dólares, y por tanto afectados por el descenso del Tipo de Cambio -, están provocando un efecto palanca en los costes horarios de la energía, todas vez que ésta se muestra totalmente correlaciona con las tecnologías que conforman el hueco térmico. (2) La última semana, se ha producido la práctica DESAPARICIÓN de la energía eólica a la hora de determinar el precio de la energía, dejando esta responsabilidad a las HIDRÁULICAS, y por ende, a los costes de oportunidad más altos del mercado.

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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. EL POOL ELÉCTRICO MUY BARATO, POR DEBAJO DE +35,00 €/Mwh.  
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La figura que estás observando es conocida por ti, representa con bastante exactitud el mix energético francés y las correlaciones que tienen lugar entre éste y los precios del pool eléctrico. A la izquierda, las aportaciones de las tecnologías renovables, convencionales, intercambios con los países vecinos, en especial con España, así como la producción de las fisiones nucleares. También las cantidades diarias de consumo nacional y el porcentaje de energía que ha sido capaz de cubrir la totalidad de reactores. En la derecha, hemos querido dibujar diferentes bocetos: (1) La principal correlación que se estable en estos momentos, entre los valores de cotización del pool y la tecnología que lo hace posible. (2) La aportación de las plantas térmicas – carbón -, y ciclo combinado – gas -. (3) La dinámica DIARIA de las exportaciones. Dicho esto, vayamos directamente a la conclusiones:

Conclusión importante: correlación -: Francia viaja en estos momentos TRANQUILA, con una cifra que lo avala todo: el +91,20% de la demanda de energía es cubierta a través de las fisiones nucleares que se producen en los +42 reactores que tiene operativos en estos momentos, repartidos por sus +19 plantas. Esta situación es posible, debido a la bajada drástica del consumo actual con respecto a la Q1/2018, situándose en los +1.127 Gwh/día (-480,00 Gwh/día, -29,86%).
  • ¿QUÉ CONSECUENCIAS?.
    • Demanda Energía Fósiles – baja . Si te fijas en la imagen central de la derecha, la aportación del carbón y gas natural, se sitúa en mínimos – prácticamente residuales -, siendo +7,00 Gwh/día para el primero y +21,00 Gwh/día para el último. De esta manera, es lógico y normal, ver por pantalla precios para la energía por debajo de los +40,00 €/Mwh.
    • Precio del Pool – sube -. Es otro de los efectos del CONTROL nuclear. Estamos ante un mercado spot muy asequible, sostenido por energía competitiva, donde de cada +100 Kwh que se consumen, +91,00 Kwh, proceden de fisiones atómicas. Esta semana, se ha producido un ligero aumento, debido a un sensible incremento de la demanda de energía, +120,00 Gwh/día (+11,96%).
    • Exportaciones – sube. Hablamos de un trasvase de energía que se sitúa en la cota de los +290,00 Gwh/día que, prácticamente DUPLICA a la media alcanzada en el primero trimestre, +150,00 Gwh/día: +140,00 Gwh/día = +290,00 Gwh/día – 150,00 Gwh/día, esto es, +93,33% (+140,00/+150,00).
      Conclusión Importante: Aquí está la clave para España: Francia exporta +290,00 Gwh/día a un precio de +33,59 €/Mwh, cuando el pool de nuestro país cotiza en +49,04 €/Mwh, esto es, +15,45 €/Mwh (+45,99%) más alto, ascendiendo la energía desviada para nuestro mix energético a +62,00 Gwh/día, un +21,37% del montante total. ¿Qué pasaría si no se estuviera produciendo esta input?….tenemos el pool a una media de casi +50,00 €/Mwh. 
Conclusión Importante: Francia está realizando su trabajo: el que esperábamos y demandábamos. Por una parte, ha bajado su consumo hacia cotas próximas a los +1.100 Gwh/día, lo cual le está permitiendo MODULAR la entrada/salida de algunos de sus +58 reactores, en previsión de la importante demanda de energía que está por venir – Q4/2018 -. Por otra, y más importante aún, está transfiriendo a nuestro país +62,00 Gwh/dia, lo que supone el +21,37% del total y el +9,56% de nuestro consumo diario (+62,00/+648,00), a un precio EXCELENTE de +33,59 €/Mwh.
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  • 1.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. EL GAP FÓSIL SIGUE CONTROLANDO LOS PRECIOS DEL POOL.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Tienes delante de ti, una imagen prácticamente igual a la anterior, de manera que, vayamos directamente a las conclusiones, fíjate:

Conclusión importante: correlación -: Ver un mercado spot, por encima de los +40,00 €/Mwh, conduce directamente a un corolario: los precios de éste están siendo manejados por la aportación de las tecnologías que conforman el HUECO TÉRMICO (HT) – parte de la demanda eléctrica que cubren las centrales que utilizan como combustible carbón, gas o fuel -. En nuestro caso, una forma de ampliar este concepto, ha sido a través del GAP FÓSIL (GP) = Demanda – Producción (Eólica + Fotovoltaica + Hidráulica). Si te fijas en la imagen superior derecha, el GP se sintoniza perfectamente con los precios medios diarios marcados por el mercado spot, lo que a su vez, conduce a dos efectos: (1) El precio de la energía INDIRECTAMETE aparece en sincronía con las cotizaciones del barril de brenttendencia muy alcista – y el carbóncomo hemos subrayado anteriormente, ambos están nominados en dólares, con lo cual, son penalizados por la bajada del Tipo de Cambio) -. (2) Lo dicho, NO significa que el GP esté trabajando para fijar el precio marginal de la energía, lo cual constituye otro de los hándicaps para el pool en los momentos actuales, ya que por una parte, sus costes a groso modo lo están fijando las energías convencionales – lo puedes apreciar en la figura -, pero por otro, en el proceso de CASACIÓN de la energía, las tecnologías que MAYORITARIAMENTE intervienen, son las HIDRÁULICAS (Gran Hidráulica y Bombeo), siendo los costes de oportunidad de éstas los más altos del mercado.  El resultado es un DOBLE impulso para los precios del mercado spot, razón por la cual, para un mes de MAY/2018, vemos por pantalla unas cotizaciones que en la mayoría de las ocasiones superan los +50,00 €/Mwh.

  • ¿QUÉ HA PASADO?.
    • Pool – baja -. Nos encontramos con un mercado spot, el más CARO de la historia para un mes de MAYO, que se sitúa en la cota de los +49,04 €/Mwh, habiendo bajado -4,29 €/Mwh (-8,05%) con respecto a la semana anterior, y situándose a un nivel de competitividad INFERIOR a los precios que alcanzara en la propia Q1/2018 (+0,91 €/Mwh, +1,89%).
  • ¿POR QUÉ SE HA PRODUCIDO LA BAJADA?. Principalmente por tres motivos:
    • Renovables – suben. Dentro de la aportación de las tecnologías verdes, hemos de destacar la producción eólica, con una mejora de +57,00 Gwh/día (+56,72%) con respecto a la semana pasada. También, la turbinación de agua, sufre una merma de -29,00 Gwh/día (-22,86%). Al final, contamos con una mejora global de +31,00 Gwh/día (+12,28%).
    • Convencionales – bajan. La “gran mejora” de la aportación eólica y fotovoltaica, ha provocado que los combustibles fósiles bajen el ritmo: carbón (-6,00 Gwh/día, -11,55%) y gas natural (-29,00 Gwh/día, -45,93%).
      Conclusión importante: He aquí la gran paradoja del pool eléctrico: (1) La eólica SUBE y los fósiles BAJAN, sin embargo, las cotizaciones del mercado spot, siguen correlacionadas con éstas últimas. (2) La hidráulica BAJA, pero es con diferencia, la tecnología que más veces fija el precio marginal de la energía por hora. Son éstas dos circunstancias, a las que se enfrenta el pool en estos momentos.
    • Nuclear – sube. Se ha producido un IMPASSE en la producción nuclear: Almaraz II, se conectó el pasado viernes, 11 MAY/2018 y, Trillo se ha desconectado este sábado 18 MAY/2018. Por tanto, hablamos de siete días donde SOLAMENTE ha habido un central en estado OFF, lo cual, ha provocado un aumento de +13,00 Gwh/día (+10,89%) con respecto a la semana pasada
Conclusión Final Importante: Hay tres problemas encima de la mesa: (1) Las cotizaciones del mercado spot se correlacionan con las tecnologías que conforman el HT – carbón y gas -, y por ende con el coste de sus materias primas que, en estos momentos, muestran una tendencia alcista muy importante. (2) Por otro, la apertura de este HT ha crecido, debido a la parada de Trillo, con lo cual, provocamos una palanca a lo subrayado hace unos momentos. (3) En el proceso de fijación de la energía – punta del iceberg -, prácticamente NO participa la eólica, siendo el caso más PALPABLE el sábado 19 MAY/2018 – lo verás más abajo -.
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  • 2.- MAPA DE LOS REACTORES NUCLEARES DE ESPAÑA y FRANCIA..
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*Nota Las celdas en rojo indican retraso en el inicio del reactor, mientras que las que contienen fondo en el mismo color, señalan la fecha concreta de puesta en marcha de la central – sin la existencia de demora -.
Para la semana que estamos analizando, del 12 MAY/2018 a 18 MAY/2018, éstas han sido las noticias mas importantes en torno a la nuclear de Francia y España:
  • FRANCIA.
    • HISTÓRICOS.
      • BLAYAIS 3 – parada programada -.  El 21 ABR/2018, la unidad de producción n. ° 3 de la central Blayais fue programada para la renovación y el mantenimiento del combustible. Después de una prueba periódica en el circuito RIS – permite la inyección de agua en el corazón del reactor para detener la reacción nuclear y mantener el volumen de agua en el circuito primario en el caso de pérdida de refrigerante primaria –, se concluye que éste debe ser parcialmente drenado. Los equipos se dan cuenta del vaciado de un depósito en este circuito. Esta operación dejó parcialmente fuera de servicio la inyección de alta presión de seguridad, lo que constituye un incumplimiento de las especificaciones técnicas de operación. Este evento no tuvo un impacto real en la seguridad de las instalaciones. Sin embargo, la falta de disponibilidad temporal y parcial de la inyección de seguridad de alta presión llevó a la dirección de la planta a informar la Autoridad de Seguridad Nuclear (ASN) el 25 ABR/2018, un evento en el nivel 1 en la escala INES (International Nuclear Event Scale), que cuenta 7.
      • BUGEY 4 – programada –. La unidad de producción 4 ha sido desacoplada de la red eléctrica el sábado 24 de marzo de 2018 y está ejecutando un proceso de mantenimiento que promete ser denso en 2018. Se llevarán a cabo también numerosos controles preventivos y pruebas reglamentarias, así como el reemplazo de parte del combustible.
      • CATTENOM 3 – programada –  El sábado 7 ABR/2018 a la 1:15, los equipos de la planta de energía nuclear Cattenom procedieron al cierre programado de la unidad de producción n ° 3. Durante este cierre periódico, se llevarán a cabo las inspecciones programadas y trabajo de mantenimiento, así como para renovar un tercio del combustible.
      •  CHINON 4  – programada – . Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción número 4 de la central nuclear de Chinon se cerró el sábado 07 ABR/2018 a la 1 de la mañana. En esta parada programada se renovará parte del combustible, y se ejecutarán operaciones de verificación y mantenimiento.
      • CIVAUX 2 – programada –  El sábado 17 MAR/2018, la unidad de producción número 2 fue desconectada de la red eléctrica para llevar la renovación de una parte del combustible de la unidad de producción, así como a la realización de operaciones de mantenimiento.
      • CRUAS 4  – programada – – En la noche del viernes 04 al sábado 05 MAY/2018, los equipos de la central nuclear de EDF en Cruas-Meysse cerraron la unidad de producción n ° 4. Este es un cierre programado para renovar parte del combustible y llevar a cabo operaciones de control y mantenimiento.
      • DAMPIERRE 2 – programada –.  El reactor n ° 2 se detuvo el 30 MAR/2018 a la medianoche para renovar parte de su combustible y llevar a cabo muchas actividades de mantenimiento.
      • FLAMANVILLE 1 – no programada –.  El viernes 6 de ABR/2018, a las 3:45 A.M., EDF apagó automáticamente – el cierre automático del reactor, es gobernado por un dispositivo de protección, planificado desde la etapa de diseño, que se activa automáticamente en caso de que ocurra un evento fuera del funcionamiento normal – la unidad de producción n. ° 1 de la planta de energía nuclear Flamanville, de acuerdo con las características de seguridad y protección del reactor. Este evento sigue a la pérdida de una señal necesaria para controlar los clusters – se usan para regular la potencia del reactor –
      • GRAVELINES 2  – programada – . En un contexto de menor demanda de electricidad, la unidad de producción n. ° 2 de la planta de energía nuclear de Gravelines se cerró el sábado 05 MAY/2018 a las 0:54. Este cierre a corto plazo equilibra la producción y el consumo, y optimiza la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • GRAVELINES 6 . Fíjate en el literal de la noticia: “EDF dijo en un comunicado que había decidido retrasar las interrupciones planificadas de mantenimiento de sus reactores Gravelines 6 y Tricastin 4 por una semana. Se habían configurado para desconectarse el 24 FEB/2018 para reabastecimiento de combustible y mantenimiento“. Ambos han sido desconectados el 03 MAR/2018.
      • PALUEL 2 – programada –.  El reactor Paluel 2 se desconectó en MAY/2015 para su revisión de 10 años. En el transcurso de estas inspecciones, un generador de vapor de 450 toneladas se estrelló contra el piso de dicho reactor, causando daños extensos. El 06 FEB/2018, Électricité de France (EDF) dijo que había instalado cuatro nuevos generadores de vapor en su reactor nuclear Paluel 2 de 1.300 Mw, pero que el trabajo técnico continuo implicaba que la planta se reiniciara en JUN/2018, en lugar de ABR/2018.
      • ST ALBAN 2.– programada –. La Unidad de Producción 2 fue cerrada el 3 FEB/2017 para su tercera revisión en diez años. Este cierre programado, que durará cerca de 5 meses, permitirá más de 15.000 operaciones de mantenimiento, casi 90 modificaciones de equipos y varios controles regulatorios. Todas estas actividades apuntan a mejorar aún más el rendimiento de producción y seguridad de la instalación.
      • PENLY 2  – programada – .  El sábado 28 ABR/2018, a las 2:00 a.m., los equipos de la planta de EDF de Penly procedieron al cierre para el mantenimiento de la unidad de producción n ° 2. Esta “parada para una recarga simple” tiene como objetivo renovar un tercio del combustible y llevar a cabo operaciones rutinarias de mantenimiento.
      • TRISCATIN 4 – programada –.  El jueves 08 MAR/2018, los equipos de General Electrics sacaron el cuerpo de alta presión de la turbina de la unidad de producción Nº 4 como parte de su parada de mantenimiento. Esta operación está destinada a eliminar los elementos internos de la turbina para hacer que las tareas de mantenimiento – esta maniobra moviliza a un equipo de unas 15 personas y se realiza cada 14 años -. 
    • NOVEDADES. ​
      • FLAMANVILLE 2en línea -.  La unidad de producción n. ° 2 de la central eléctrica EDF de Flamanville fue reconectada a la red el domingo 13 MAY/2018 a medianoche. Fue desconectado de la red, el sábado 5 MAY/2018, en un contexto de menor demanda de electricidad.
      • GOLFECH 1en línea –  El sábado 19 MAY/2018, a la 1 a.m., los equipos de la planta de energía nuclear de Golfech procedieron al cierre, de manera segura, de la unidad de producción No.1 para optimizar el gasto del combustible.  Este cierre permite,en un contexto de menor demanda de electricidad, equilibrar la producción y el consumo, y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • NOGENT 1 – en línea -.  El domingo 13 MAY/2018, a las 11:40 p.m., la planta de energía No. 1 de Nogent-sur-Seine EDG se volvió a conectar a la red eléctrica nacional. Este cierre a corto plazo, tuvo como objetivo adaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • TRICASTIN 1programada -.  Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción No. 1 de la planta de energía nuclear Tricastin fue cerrada por nuestros equipos la noche del viernes 19 MAY/2018 para una parada parcial. Dicha parada, se dedica a la renovación de una parte del combustible, así como las operaciones de mantenimiento y fiabilidad.
      • ​ TRICASTIN 2en línea -.  La unidad de producción No. 2 de la central eléctrica Tricastin EDF se volvió a conectar a la red el lunes 14 MAY/2018. Los equipos se habían cerrado el 28 de abril de 2018, paraadaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
    • RETRASOS CONEXIÓN: 
      • CIVAUX 2. Retrasa su arranque desde el 01 JUN/2018 hasta el 07 JUN/2018, sumando un retraso de 6 días.
  • ESPAÑA.
    • HISTÓRICOS. ​
      • Viernes 02 MAR/2018VANDELLÓS IILa central nuclear Vandellós II, siguiendo los procedimientos establecidos, ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear que da inicio a la parada de la planta, después de haberse observado un pequeño aumento de caudal del agua recogida en los sumideros del edificio de contención. Pese a que los valores calculados de dicho caudal se sitúan muy por debajo de los establecidos por las especificaciones técnicas de funcionamiento de la central, la decisión operativa ha sido llevar a la planta a parada, de manera que se den las condiciones necesarias para acceder a la contención y llevar a cabo las actuaciones que permitan identificar el origen de este goteo y descartar que procede de la barrera de presión.
      • Viernes 09 MAR/2018. VANDELLÓS II. La central nuclear de Vandellós II se mantendrá parada al menos hasta el próximo 6 ABR/2018, según datos de Endesa en su archivo REMIT de indisponibilidades no programadas, de manera que pueda realizar la intervención necesaria para reparar la soldadura de la válvula de venteo, que ha sido identificada como el origen de la pérdida de agua notificada el pasado viernes 02 MAR/201.
      • Lunes 09 ABR/2018. VANDELLÓS II. El titular de la central nuclear Vandellós II (Tarragona) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), siguiendo el procedimiento establecido, que, en la tarde del viernes, durante las verificaciones previas al arranque de la central, detectó un goteo en el cierre de uno de los termopares de la vasija del reactor. Por este motivo, el titular inició la secuencia de acciones para retornar la planta a parada fría (modo 5) y solventar el goteo, así como para estudiar las causas.
      • Martes 13 ABR/2018. VANDELLÓS II – programada – ​ ANAV, propietaria de la central (Endesa 72% e Iberdrola 28%) ha anunciado que adelantará la parada para recarga de combustible que estaba prevista para mediados del mes de MAY/2018 y de esta manera su periplo inactivo se alargará hasta el próximo 31 MAY/2018, casi tres meses consecutivos sin producir energía.
      • Jueves 19 ABR/2018Parada hasta 16 JUL/2018. La central seguirá un mes y medio más parada y no estará indisponible hasta el próximo 16 JUL/2018, según el archivo REMIT de indisponibilidades de Endesa. Se desconoce cuál es la causa de por qué Vandellós tiene que extender su parada. No ha habido notificación alguna al Consejo de Seguridad Nuclear.
    • NOVEDADES. 
      • Lunes 14 MAY/2018. ALMARAZ 2 – en línea -.  La Unidad II de la central nuclear de Almaraz se conectó a la red eléctrica a las 23:42 horas del pasado viernes, 11 MAY/2018, una vez finalizados los trabajos correspondientes a la 24ª Recarga de Combustible, dando paso a un nuevo ciclo de operación.
      • Sábado 19 MAY/2018. TRILLO – programada -.  La central nuclear de Trillo ha sido desconectada de la red eléctrica a las 19:56 horas del 18 MAY/2018 para iniciar su 30ª Recarga de Combustible. Esta Recarga cobra especial relevancia por su duración de 38 días estará parada hasta el 25 JUN/2018 – y por los trabajos programados entre los que se encuentran inspecciones que se realizan cada 10 años.
Conclusión Importante: Estamos ante un contexto realmente difícil,  pero sin alcanzar el calificativo de COMPLICADO, debido al siguiente razonamiento: (1) Por un lado, Francia está realizando los deberes de manera perfecta, modulando la producción nuclear – arranque/parada de los reactores -, en función de la demanda – en un momento, donde el escenario de consumo, le permite trabajar con una importante holgura -, sin que ello produzca una MERMA de exportación de energía COMPETITIVA a nuestro país – en la última semana, hemos recibido +62,00 Gwh/día de media, un +9,52% de la demanda total -. (2) Sin embargo, mirando a la realidad de nuestro país, volvemos a encontrarnos con DOS centrales PARADAS, Vandellós 2 y Trillo, sumándose estas inputs, al gobierno del precio de la energía, que está realizando la tecnología con los costes de oportunidad más altos, la HIDRÁULICA, debido a la inacción de la EÓLICA.
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  • 3.- OPINIÓN PERSONAL. ¿POR QUÉ UN SÁBADO CON UN PRECIO DE +60,00 €/Mwh?. 
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      El caso es que al mirar las cotizaciones HORARIAS para el sábado 19 MAY/2018, me quedé muy SORPRENDIDO, siendo sus parámetros más importantes los que te indico: +58,47 €/Mwhmínimo -, +61,98 €/Mwhmáximo -, +60,39 €/Mwhmedia -. La pregunta es, ¿cómo puede ser que en un día NO LABORABLE, los diferentes precios de la energía puedan estar dentro de la horquilla [58,47 €/Mwh – 60,39 €/Mwh]?, alcanzando el máximo histórico – mirando al pool desde 2010 -. Vayamos por partes, ya que el razonamiento se presenta muy INTERESANTE:

      • Fijación del precio de la energía. El precio del mercado para una determinada hora del día, se determina mediante la intersección de la curva de oferta y demanda de electricidad del mercado para esa hora. OMIE es el responsable de casar oferta y demanda según un criterio de preferencia económica, ordenando de menor a mayor el precio de las ofertas de venta, y en orden inverso las de compra. Las ofertas de venta cuyo precio resulte inferior al mayor precio aceptado – el denominado precio marginal del sistema -, así como las ofertas de compra con un precio superior, son casadas. Todas las ofertas de venta casadas han sido remuneradas al precio marginal del sistema, precio que también han pagado las ofertas de compra casadas. ya que todas las unidades casadas reciben (del lado de la oferta) y pagan (del lado de la demanda) un precio uniforme, el que corresponde a la oferta marginal, independientemente de los precios que cada una de ellas haya ofertado .
        Comentario Importante: Dicho abiertamente, podemos concluir diciendo que, para una hora determinada, la última tecnología en entrar – sin importar su volumen -, es la que fija el precio marginal de la energía para esa ventana temporal – 60 minutos – y por consiguiente el precio que cobrarán todas las demás – independientemente del volumen y coste que hubieran ofertado -.
      • Cómo ofertan los generadores**.  La oferta de un generador representa la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de cierto precio mínimo. Así, las ofertas de un generador reflejan:
        • ​​En cuanto a la cantidad. Esto es las restricciones físicas a las que  está sujeta la instalación. Por ejemplo, la potencia disponible, la potencia mínima a la que ha de operar la central para que la misma sea estable y segura, etc.
        • En cuanto al  precio ofertado. Éste refleja el COSTE de OPORTUNIDAD que le supone generar electricidad: (1) Los costes que evitaría incurrir de optar por NO producir. Por ejemplo, coste de arranque de la central, coste de mantenimiento asociado a la producción, etc. (2) Los ingresos a los que renuncia por el hecho de SI producir. Por ejemplo, para una central térmica, vender a un tercero el combustible utilizado, para una hidráulica con embalse, generar con el agua embalsada en otro instante futuro con un precio esperado del mercado que sea mayor.
          Comentario Importante: Es importante indicar que coste de oportunidad no es lo mismo que coste variable, ya que las ofertas de los generadores no deben reflejar sus costes variables sino los de oportunidad: Para un generador térmico el coste del combustible es un coste variable. Sin embargo, si el generador no tiene la posibilidad de revenderlo a un tercero entonces el coste de dicho combustible no supondrá un coste de oportunidad y, por tanto, no debería ser incorporado a su oferta. En cambio, si el generador sí puede revenderlo a un tercero, entonces sí es un coste de oportunidad y deberá incorporarlo a su oferta. Luego, el coste que debe ser incorporado no será el precio al que se adquirió el combustible, sino el precio al que se puede revender. Para un generador hidráulico con embalse, el uso del agua no supone ningún coste variable pero sí coste de oportunidad. Ello se debe a que, gracias al embalse, tiene la posibilidad de utilizar el agua para producir en otro instante dado con un precio esperado de mercado mayor. Luego aunque el coste variable sería nulo, no lo sería su coste de oportunidad, el cual se incorporará a su oferta.
      • ¿Qué está pasando?:  La eólica NO participa en la fijación del precio de la energía.  En el escenario que estamos analizando, se produce una SIMULTANEIDAD de circunstancias:
        • Precios Mercado Spot. El coste horario del pool eléctrico, como puedes ver más arriba, aparece claramente correlacionado con el GAP FÓSIL – tecnologías que producen el hueco térmico -. Quiere esto decir, que el importe de la energía está en sintonía con el valor de las materias primas de aquellas tecnologías: carbón y gas, mayormente.
        • ¿Quién fija el precio de la energía?. Una cuestión es con quién se correlacionen los costes del pool y otra distinta, qué tecnología, teniendo en cuenta sus COSTES de OPORTUNIDAD, es la que en el último momento, tiene capacidad para determinar el precio de ésta.
          Conclusión Importante: Mirando a un símil futbolístico, diremos que una cosa es llevar el balón justamente a la línea de portería, y otra distinta es empujarlo. Es estos momentos, hay dos tecnologías, con los costes de oportunidad más altos, que está DOMINANDO el proceso de fijar el precio, fíjate por ejemplo, el sábado 19 MAY/2018, dónde SOLAMENTE hay presencia de ellas, eliminando por completo a la energía verde más determinante, siendo esta situación la que verdaderamente está DAÑANDO al pool, dejando al antojo del operario de la central, el coste de la energía para esa franja horaria. A todo lo expuesto, hemos de añadir la situación particular del AGUA en nuestro país: (1) La GRAN HIDRÁULICA tiene un DÉFICIT enorme, provocado por meses y meses de sequía, ahora que tiene materia prima, está dirigiéndola por el camino de la rentabilidad. (2) Por su parte, la HIDRÁULICA de BOMBEO, se dedicó en MAR/2018 y ABR/2018, a almacenar agua, y ahora la está soltando, siendo el motivo idéntico.

      ** Pablo Barrón. Gestión del aprovisionamiento de electricidad de una empresa industrial en un entorno de mercado. Proyecto fin de Carrera. SEP/2018.

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  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: Los mercados siguen descontando la subida del Brent y ahora la INACCIÓN eólica.
    ALERTAS:
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Alcista. -. 2020 -> Alcista.  Q1/2019[49,18 – 57,57 – 59,00]. Q1-2020 [Omip -> 53,41 €/Mwh, +5,26%]. Para el primer trimestre de 2018, hay dos fechas importantes: martes 15 MAY/2018, sufre un alza de +1,33 €/Mwh, con respecto el día anterior y, viernes 18 MAY/2018, donde el aumento se sitúa en los +0,98 €/Mwh. En el cómputo global de la semana, hablamos de un montante de +3,29 €/Mwh (+5,90%). Si miramos para 2019, el proceso es totalmente paralelo, +1,27 €/Mwhmartes -, y +1,19 €/Mwhviernes -, ubicándose la subida global en los +2,67 €/Mwh (+5,26%).
      Conclusión importante: Es uno de los “quarters” que mas SUFRE, ya que tiene embebidas dos inputs: (1) La del propio país, provocada por la correlación con la subida de Brent y posible INACCIÓN de las renovables. (2) Sintonía con los futuros de Francia, y por tanto, correlación con el pasado más reciente. Es obvio que NO podemos comprar por adelantado un primer trimestre a +60,00 €/Mwh.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.
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    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Muy Alcista. Q2/2019[43,57 – 49,65 – 49,59]. Literalmente aparece disparada, fíjate: +45,77 €/Mwhlunes, 07 MAY/2018 -, +49,59 €/Mwhviernes, 18 MAY/2018 -, esto es, +3,82 €/Mwh (+8,34%).
      Conclusión importante: Aparentemente es una SINRAZÓN, ver en pantalla un precio para el trimestre más competitivo de todo el año de casi +50,00 €/Mwh, máximo cuando aquí el pool tiene herramientas de defensa. Otra cuestión que es no estuvieran presentes – eólica -, y que sean otras – carbón, gas e HIDRÁULICA -, quién realice el trabajo, tal y como está sucediendo en estos momentos, siendo la situación que están descontando los mercados.
      • 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 -> alcista, MÁXIMOS 2019 ->alcista, MÁXIMOSQ3/2018 [48,97 62,49 – 63,60]. Q3-2019 [Omip -> 55,35 €/Mwh, +1,37%]. La compra de energía por adelantado para el tercer trimestre de este año, sufre un subida impresionante, desde los +60,40 €/Mwhviernes 11 MAY/2018 -, hasta los +63,60 €/Mwhviernes 18 MAY/2018 -, esto es, +3,20 €/Mwh (+5,30%). Por su parte, 2019 hace lo propio, con un incremento de +0,75 €/Mwh (+1,37%).
      Conclusión importante:  La situación actual: INACCIÓN de eólica y GOBIERNO de hidráulica para con los precios del mercado spot, se está trasladando de manera directa y sin contemplaciones al mercado de futuros – cuestión normal, si pensamos en la contraparte, que es quién tiene que asumir el riesgo -. Mirando el escenario con perspectiva, creemos que las cotizaciones están sobredimensionadas, ya que hablamos de precios de cobertura cercanos 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”]
    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . alcista, MÁXIMOS. -. 2019 -> alcista, MÁXIMOS. [48,87 62,96 – 64,00]. Q4-2019 [Omip -> 56,48 €/Mwh, +1,35%]. Estamos ante una de los trimestres más VULNERABLES y por tanto de sensibilidad máxima, fíjate en las subidas: de +61,15 €/Mwhviernes, 11 MAY/2018 – a +64,00 €/Mwhviernes, 18 MAY/2018 -, esto es, +2,85 €/Mwh (+4,66%) en una semana. Para 2019, hay paralelismo, pero un poco más suave: +55,73 €/Mwh => +56,48 €/Mwh, arrojando un incremento de +0,75 €/Mwh (+1,35%).
      Conclusión importante: Hay TEMOR y RESPETO. Temor porque en Q4/2018 están programadas DOS paradas de reactores nucleares, Almaraz I y Ascó , y pudiera producirse alguna simultaneidad, con algún imprevisto proveniente de la nuclear de Francia. Respeto a como juegue con sus costes de oportunidad la energía hidráulica, toda vez que su agua embalsada con respecto al año anterior, al nivel promedio,  ha pasado de +1.331 Gwh a +5.136 Gwh, esto es, +285,87%.
      • 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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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – ” Los analistas mantienen la fe en un euro alcista: lo ven en 1,25 dólares al inicio de 2019 “-. Tendencia -> Muy bajista. [Promedio Semanal -> 1,1848 €/$, -0,37%. Cotizaciones [Lunes = +1,1988; Martes = +1,1883; Miércoles = +1,1784; Jueves = +1,1805; Viernes = +1,1781<] €/S.

    Estado de los mercados de divisas. Para la semana bajo análisis, el TC ha sido gobernado por los siguientes vectores: (1) Acuerdo de Gobierno en Italia input principal-. (2) China y EE UU suspenden la guerra comercial. (3) Datos económicos de la eurozona: inflación y crecimiento. (4) Perspectivas de subidas de interés por parte del BCE. Veamos todo en detalle.

    01.- EUROPA. EURO [BAJA] =  GOBIERNO ITALIA [BAJA] + CRECIMIENTO ECONÓMICO [BAJA] + INFLACIÓN [BAJA] + PERSPECTIVA SUBIDA TIPOS.
    • Viernes 18 MAY/2018. El nuevo Gobierno de Italia desafía a la UE.  El nuevo Gobierno de Italia ha lanzado un desafío a la política oficial de austeridad de la Unión Europea (UE), impuesta por Alemania y la Comisión Europea, aunque no cuestiona la pertenencia al euro, ni plantea renegociar el Tratado de la UE, como se temía. Las medidas económicas acordadas por la coalición del Movimiento 5 Estrellas (populistas antisistema) y la Liga (ultraderechista) dispararán el déficit público y podrían desencadenar nuevas tensiones en la cotización de la deuda pública de la eurozona, debido al inmenso volumen de deuda italiana. En política exterior, el nuevo Gobierno también acentuará las divisiones internas en la UE y la OTAN al defender el levantamiento de las sanciones a Rusia y su “rehabilitación como interlocutor estratégico”. El programa gubernamental parte de la constatación del fracaso de la política de austeridad tras una década de retroceso económico en Italia, donde el producto interior bruto (PIB) per cápita equivale al +97,00% de la media de la UE cuando en el 2007, antes de la crisis, suponía el +107,00%. La tasa de desempleo es ahora prácticamente el doble de la que existía en el 2007 y el +30,00% de la población se encuentra en riesgo de pobreza. El nuevo ejecutivo afirma su pleno respeto por los objetivos del Tratado de Maastricht de reducción del déficit y la deuda pública, pero advierte de que piensa lograr ese objetivo mediante medidas de reactivación económica, en lugar de la política de austeridad. Las principales medidas que desafían esa política comunitaria son: (1) Tarifa fiscal plana de entre el +15,00% y el +20,00% para particulares y empresas. (2) Ingreso ciudadano de +780,00 €/mes para las personas en situación de precariedad. (3) Suavización de la reforma de las pensiones y la jubilación. Estas medidas tendrán un coste presupuestario de entre 106.000 Mill€ y 126.000 Mill€según las estimaciones del Observatorio Italiano de las Cuentas Públicas -.
      Comentario Importante: Hay MIEDO, ya que no estamos ante Grecia, sino ante el tercer país de la Unión Europea, por detrás de Alemania y Francia. La incertidumbre – está haciendo caer al euro -, viene porque las medidas que quiere poner en marcha el nuevo ejecutivo volverán a incrementar el volumen de deuda pública italiana, que equivalía al +131,8% del PIB en el 2017 y ascendía a +2,26 billones, la más elevada en términos absolutos de toda la UE. Este volumen descomunal de deuda pública italiana, combinada con el débil nivel de crecimiento económico actual en Italia (+1,50%), es el talón de Aquiles de la eurozona, ya que es demasiado enorme para poder ser refinanciada con un plan de rescate en el caso de una crisis de confianza de los inversores. Dicho de otra manera, si Italia cae, el BCE no cuenta con ninguna herramienta encima de la mesa.

       

    • Miércoles 16 MAY/2018.La inflación de la eurozona se moderó al 1,2% en abril.  La tasa interanual de inflación se situó en ABR/2018 en el +1,20%, una décima por debajo del dato del mes anterior, como consecuencia de la menor subida de precios de los servicios, que se encarecieron un +1,00%, frente al +1,50% de MAR/2018. Entre los principales componentes del índice, la energía experimentó en ABR/2018 una subida interanual del +2,60%, frente al incremento del +2,00% de MAR/2018, mientras los alimentos frescos se encarecieron un +1,50%, frente al +0,80% del mes anterior. De este modo, sin tener en cuenta el impacto de la evolución de los precios de la energía, la inflación de la zona euro se situó en ABR/2018 en el +1,10%, frente al +1,30% de MAR/2018, mientras que al excluir también los alimentos frescos, los precios subieron un +1,10%, dos décimas menos que el mes anterior.
    • Martes 15 MAY/2018. El crecimiento en la eurozona y la UE se ralentiza hasta el 0,4% en el primer trimestre.  En el cuarto trimestre del año pasado el producto interior bruto (PIB) había aumentado un +0,70% en los países de la moneda única y un +0,60% en los Veintiocho. Si se compara con el primer trimestre del año previo, el crecimiento también se moderó: el PIB avanzó un +2,5% en la eurozona y un +2,4% en el conjunto de la UE, frente a los incrementos del +2,8% y +2,7% registrados, respectivamente, en los últimos tres meses de 2017. Los datos confirman la tendencia anunciada por la Comisión Europea en sus últimas previsiones macroeconómicas, presentadas a principios de mes, en las que estimó que el crecimiento en la eurozona y la Unión se desaceleraría. Bruselas achaca la ralentización en el inicio de año a factores temporales, como un invierno más frío de lo normal, y augura que el PIB seguirá creciendo por encima de su potencial conforme mejora la situación presupuestaria y de empleo en los países. Los riesgos a la baja vienen del exterior, por la política proteccionista de Estados Unidos, que por el momento solo ha concedido una exención temporal a la UE en los aranceles al aluminio y al acero, así como la volatilidad en los mercados financieros.

    Conclusión Importante: Analizando lo dicho, no parece que las palabras de François Villeroy – miembro del Consejo de Gobierno del BCE y aspirantes a sustituir a Draghi -: ” Los tipos de interés se mantendrán en los niveles actuales durante un periodo prolongado que superará con creces el horizonte de sus compras netas de activos ….  ese “con creces” se refiere a varios trimestres, no a varios años…“. resulten muy creíbles, al menos mientras Mario Draghi sea presidente del organismo, ya que los datos expuestos INCUMPLEN su santo y seña: por debajo, pero cerca del +2,00%.

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    • 02.- ESTADOS UNIDOS. DOLAR [SUBE] = FIN DE LA GUERRA COMERCIAL CON CHINA. 
      • Domingo, 20 MAY/2018. China y EE UU suspenden la guerra comercial y retiran las subidas arancelarias. Las hostilidades se suspenden. Con la vista puesta en las espinosas negociaciones para lograr la desnuclearización norcoreana, Estados Unidos y China han decidido rebajar la tensión en el frente arancelario y, tras dos días de intensas reuniones en Washington, han cerrado un principio de acuerdo. Pekín acepta reducir el déficit comercial de EEUU (cifrado en 375.000 millones de dólares en 2017) y ambas superpotencias dejan sin efecto las subidas tarifarias que amenazaban con desencadenar un seísmo de dimensiones planetarias. El presidente Donald Trump ha logrado, de momento, un primer avance.
      Conclusión Final importante: En estos momentos, la INPUT más importante es Italia, fíjate en el titular: ” El barro italiano que se adhiere al euro lo ha arrastrado a +1,10$“, y es que como bien señala ” La moneda podría caer tan bajo como +1,10$ desde su nivel actual de alrededor de +1,18$“. Por otra parte, ahora mismo, el caballo ganador es el dólar, ya que EEUU está resolviendo sus problemas comerciales de manera satisfactoria, el crecimiento es positivo y la Reserva Federal sigue con las miras puestas en subir las tasas. Todo esto hace que, desde TEMPOS, nos planteemos un escenario para el binomio euro – dólar muy PRÓXIMO a +1,15 €/$, en el corto plazo.
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    • COTIZACIÓN BRENT.- ” Goldman Sachs ve al petróleo como una de las inversiones más atractivas y prevé un precio de 82,5 este año ”  -.Tendencia -> Muy Alcista. [Futuros Anual = +76,69 $/bbl, +2,45%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +78,23; Martes = +78,43; Miércoles = +79,28; Jueves = +79,30; Viernes = +78,67] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+76,69 $/bbl] < CONTADO [+78,67 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 16 MAY/2018 -. Han disminuido  en -1,404 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de –0,763 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 432,371 Mb.
      • Inventarios Gasolina – miércoles 16 MAY/2018 -:: Han descendido en –3,790 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de –1,421 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +231,970 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 11 MAY/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 11 MAY/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 18 MAY/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,723 Millones de barriles al día (Mbd) – nuevo récord absoluto -, aumentando en +0,02 Mbd. Las exportaciones, se han incrementado en +0,51 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,205 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha crecido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 844,00 (+0,00).

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      Situación de los Mercados de Crudo.  Viernes 18 MAY/2018. Sexto aumento semanal directo después de tocar 80$/bbl. Los precios mundiales han sido respaldados esta semana por las preocupaciones sobre las sanciones de Estados Unidos contra Irán (1), la reducción de las existencias de EEUU (2) y el déficit de producción en Venezuela (3).  Rob Haworth – US Bank Wealth Management -: ” Es una historia de dos problemas: Un problema sería la rigidez en los mercados petroleros mundiales. Se tratar de decidir qué parte de Irán sale del mercado. El segundo: En los Estados Unidos, nuestra producción continúa creciendo, estamos comenzando a tener problemas para sacar la producción y llevarlas al mercado global“.

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      • 01.- ESTADOS UNIDOS: NÚMEROS POZOS + INVENTARIOS + PROBLEMAS DE EXPORTACIÓN. 
        • Viernes 18 MAY/2018. El número de plataformas petrolíferas de EE. UU. Se mantiene estable después de seis semanas de aumentos. El número de plataformas petrolíferas – indicador temprano de producción futura – se mantuvo esta semana en +844, después de subir durante seis semanas seguidas. Este número , es mucho más alto que hace un año, cuando +720 plataformas estaban activas, ya que las compañías de energía han estado aumentando la producción en conjunto con los esfuerzos de la OPEP para equilibrar el mercado mundial.​​​
        • Miércoles 16 MAY/2018 [Brent = +79,28 $/bbl]. El petróleo alcanza su nivel más alto desde finales de 2014 después de que el superávit estadounidense se reduce.  La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) dijo que las existencias de crudo cayeron en +1,4 Mb la semana pasada. Al mismo tiempo, las reservas de gasolina se redujeron en –3,79 Mb y los destilados cayeron en -92,000 barriles. Ayudando a contribuir a un incremento de +689.000 barriles por día en las exportaciones.
        • Miércoles 16 MAY/2018. Las limitaciones del puerto de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, imponen costes adicionales al aumento de las exportaciones de petróleo. Las exportaciones de crudo de Estados Unidos alcanzaron una media de +1,10 Mbd en 2017 y +1,60 Mbd hasta ahora en 2018, por encima de los +0,50 Mbd en 2016. Este crecimiento en las exportaciones de crudo hecho de que los puertos en tierra de la Costa del Golfo NO pueden cargar por completo transportistas de gran porte, conocidos como VLCC (Very Large Crude Carrier), los buques más grandes y económicos utilizados para el transporte de petróleo crudo. En cambio, el crecimiento de las exportaciones se logró utilizando buques más pequeños y menos rentables. Cada VLCC está diseñado para transportar aproximadamente +2,00 Mbd de petróleo crudo. Debido a su gran tamaño, los VLCC requieren puertos con cursos de agua de suficiente ancho y profundidad para una navegación segura. Todos los puertos en tierra de los EE.UU. en la Costa del Golfo que comercian activamente con petróleo están ubicados en puertos interiores y están conectados al océano abierto a través de canales de navegación o ríos navegables. Aunque estos canales y ríos se dragan regularmente para mantener la profundidad y permitir una navegación segura para la mayoría de los barcos, no son lo suficientemente profundos como para embarcaciones de gran calado, como los VLCC con carga completa. Para eludir las restricciones de profundidad, los VLCC que transportan petróleo crudo hacia o desde la Costa del Golfo típicamente han utilizado cargas parciales y transferencias de barco a barco, y todo ello ENCARECE el transporte de la mercancía.
          Conclusión importante: Parece que el problema de la producción ha sido superado por el Shale Gas, toda vez que el precio del Brent está cercano a los +80,00 $/bbl, y puede cubrir ampliamente los costes para sacar ésta adelante con cierta holgura. La incógnita se presenta en el trasiego del crudo, de manera que podamos conectar con facilidad y fluidez los centros de producción y demanda global. Aparte del comentado la semana pasada – hemos preferido volver a hacer mención por claridad de ideas -, dos son los problemas que hemos tratado hasta el momento: (1) Estancamiento del oleoducto desde el oeste de Texas hasta Alberta. (2) Construcción de un oleoducto desde la zona del Pérmico hasta el Golfo de México – West Texas Intermediate en Midland, se hunde -8,00 $/bbl por debajo de los precios de referencia en Cushing -.
      • 02.- Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): ESTIMACÓN AL ALZA DE DEMANDA + VENEZUELA + NIGERIA + TENSIÓN ORIENTE MEDIO.
        • Lunes 14 MAY/2018. La OPEP prevé más demanda y pone fin al superávit de petróleo. El cártel en su informe mensual, destaca la recuperación del equilibrio en el mercado del petróleo y, ajusta al alza su previsión sobre la demanda mundial de crudo. Según sus estimaciones, ésta se elevará a +98,85 Mbd en 2018. Esta cifra supone un incremento de +150.000 bd respecto a su anterior estimación, y +1,65 Mbd más que los registrados en 2017.

          Conclusión importante: En el informe de ABR/2018, la OPEC estimaba una aportación a la producción de 2018 de los países ajenos al cártel de +59,61 Mbd (+1,71 Mbd con respecto a 2017). Este mes, las cifras se han incrementado, y consideran que sus rivales producirán +59,62 Mbd (+1,72 Mbd, con respecto a 2017), esto es, las perspectivas es que el Shale Gas aumente en +10.000 bd. Si te fijas, +1,65 Mbd (estimación de aumento de la demanda) <+1,72 Mbd (estimación de aumento de la producción), siendo el corolario sencillo => Sobreabundancia. A todo esto fíjate lo que dice la EIA acerca de la demanda: “En concreto, EIA prevé que la demanda mundial de petróleo crecerá este año en +1,40 Mbd, lo que supone un recorte de -40.000 bd, hasta un consumo global de +99,20 Mbd“. De Irán: ” Cuando se impusieron sanciones en 2012, las exportaciones de Irán cayeron en -1,20 Mbd. Es demasiado pronto para decir qué ocurrirá esta vez….“.

        • Martes 15 MAY/2018. La tensión en Oriente Próximo acerca el petróleo a los 80 dólares. La inestabilidad política en Oriente Próximo : (1) La perspectiva de un gran productor como Irán fuera del mercado – después de las por nuevas sanciones anunciadas por el presidente de EE UU, Donald Trump -, y (2) La ola de violencia en Gaza – donde el Ejército israelí mató el lunes a 60 palestinos que protestaban contra el traslado a Jerusalén de la embajada estadounidense en Israel -,  ha impulsado la cotización del barril brent a a su nivel máximo en tres años y medio. El crudo se acerca así a los 80 dólares que deseaba Arabia Saudí cuando emprendió un camino de recorte de la oferta de los países productores. Pese a las dificultades y dudas sobre su efectividad a la hora de poner de acuerdo a países miembros de la OPEP y a otros no miembros como Rusia, la estrategia ha resultado vencedora.
          Conclusión importante: Si echamos un vistazo a la página 56 de su informe de MAY/2016, la OPEP prácticamente viaja a velocidad de crucero, fíjate en los datos de producción global: +32,274ENE/2018 -, +32,086 MbdFEB/2018 -, +31,918 MbdMAR/2018 -, +31,930 MbdABR/2018 -. Queda por ver, si Arabia Saudí Aranco extiende los recortes más allá de 31 DIC/2018.
        • Jueves, 17 MAY/2018. PDVSA no pudo establecer firewalls para contener +2.000 Mill$ de asalto. Un tribunal internacional ordenó a PDVSA pagar +2.040 Mill$ en ABR/2018 en relación con la nacionalización en 2007 de los activos de Conoco. Conoco, con sede en Houston, ganó sentencias judiciales congelando embarques en las islas caribeñas de Bonaire, Curazao, Aruba y San Eustaquio. En el Caribe, Conoco obtuvo órdenes de que el petróleo venezolano no salga de las terminales de exportación locales, en espera de una nueva revisión legal. PDVSA no ha erigido estructuras legales que podrían haber evitado las incautaciones de sus buques tanque. No ha buscado vender activos vulnerables ni preparar contratos “gratuitos” que indiquen que la carga ya no pertenece a la empresa una vez que abandone sus costas. PDVSA ahora está buscando una licencia para realizar transferencias de barco a barco en la costa de Venezuela, ya que evita mover su petróleo cerca de las terminales del Caribe. El choque legal se produce cuando la producción de petróleo en Venezuela, el séptimo mayor productor de la OPEP, se ha desplomado. La producción se hundió a +1,5 Mbd en ABR/2018, un +31,00% menos que un año antes.
        Conclusión Final Importante: La semana pasada, te traslada dos estimaciones: (1) Bank of America Merrill Lync [+70 $/bbl-> 2018, +75 $/bbl->2019], (2) Antonio Brufaupresidente de Repsol – [+60,00/70,00 $/bbl->2018]. Para esta ya tenemos estimación de Goldman Sachs [82,50 $/bbl->2018]. Desde TEMPOS, pensamos que las variables son diversas e importantes, si bien hemos de tener presente lo señalado por Michael. Lynch – Strategic Energy & Economic Research -: ” Las dos cosas que cambiarían el mercado en una dirección bajista, son si los saudíes o los kuwaitíes dicen que vamos a compensar el suministro iraní perdido, o si los principales compradores en Europa dicen que ignorarán la decisión y seguirán comprando“. Si no fuera así, podríamos estar ante una merma de producción de alrededor de -1,00 Mbd por parte de Irán, que provocaría una déficit importante en la oferta. Aún así, hemos de mirar a la quietud, y ver como se ponen en marcha las sanciones.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Al ejecutar un compra, siempre queda algo de duda. Ésta será más importante, sino sabes lo que estás comprando.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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