CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [14OCT-20OCT]

 In El Rincón del Experto

Buenos días, es nuestro deseo que todo te vaya magníficamente bien. Desde TEMPOS seguimos con nuestra apuesta por el “saber” – sin duda la mejor elección -, de modo que todas las decisiones relativas a la compra de energía – electricidad y gas -, tengan un fundamento sólido y sirvan, sobre todo, para llevar al máximo la cuenta de resultados de tu compañía.

Esta semana, hemos observado los siguientes movimientos en los mercados: (1) El mercado spot eléctrico de OCT/2017, cotiza en máximos desde OCT/2013, ¿qué está empujando a éste?. (2) Se ha producido una “gran bajada” en los futuros de electricidad, ¿qué input ha provocado esta caída?. Con respecto a la compra de gas natural, hemos de trasladarte que: (3.1) Los futuros a un año para la cotización del barril de Brent, alcanzan máximos, situándose en 56,76 $/bblmercado en backwardation -. Hemos de irnos FEB/2017, para encontrar cotas parecidas – 57,42 $/bbl, mercado en contango  -. (3.2.) El Tipo de Cambio (TC), permanece en cotas estables, próximo a los 1,1800 $/bbl. Toma nota de todo, es fundamental para la optimización de costes.

  • 1.-MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL POOL SE CORRELACIONA CON LAS TECNOLOGÍAS FÓSILES y la FALTA DE NUCLEAR FRANCESA. La noticia de esta semana, parece estar clara, sin duda alguna: la cotización del mercado de electricidad de OCT/2017, se sitúa en 57,28 €/Mwhpromedio hasta el 20 OCT/2017 -, lo que supone la media más alta desde el año 2013. Fíjate en la siguiente tabla, las razones – origen del problema -, parecen estar identificadas de manera clara: 

    Los datos que te expongo, representan las aportaciones al míx energético nacional de las tecnologías más importantes, incluida la nuclear que, como sabes, entra a precio aceptante – taker price -.  Por facilidad de lectura, y también de comparación, hemos querido incluir un mes donde las cotizaciones medias se presentaron muy competitivas, como fue MAR/2016. Al analizar las cifras, podemos extraer dos conclusiones muy importantes:

      • Existe un gran déficit de aportación hidráulica, siendo ésta la más baja de los años considerados. Fíjate que, cuando ésta aparece de verdad – MAR/2016 -, las cotizaciones del pool, parecen desplomarse a cotas por debajo de los 30,00 €/Mwhrealmente competitivas -.
      • La conclusión expuesta anteriormente, tiene una consecuencia clara: la aportación de las tecnologías fósiles, carbón y gas, aparecen disparadas por completo. En OCT/2017, el trabajo de las centrales térmicas y ciclos combinados, se sitúa en el 40,80% de la demanda de energía nacional. Sin embargo , el MAR/2016, apenas alcanzó el 14,00%, siendo la aportación de la energía eólica prácticamente la misma en ambos casos – cuestión muy importante a tener en cuenta -.
    Conclusión Importante: En el escenario actual, donde el mercado spot de electricidad, es gobernado casi por completo por las tecnologías “convencionales”, cualquier desequilibrio provocado por alguna input secundaria, provoca que el trabajo del carbón y ciclos combinados, cobre aún más importancia, dicho de otra manera, aumente la modulación que ejercen éstos en el precio del pool diario. Es ésta la situación que estamos viviendo a consecuencia de la “falta” de aportación por parte de la energía nuclear de Francia.

  • 1.1. POOL ESPAÑA y NUCLEAR FRANCIA: CORRELACIÓN MÁS DIRECTA. 

    La imagen que ves representa por un lado, el gap – la diferencia – que comenzó a crecer entre la demanda nacional de Francia, y la producción de su principal tecnología, la nuclear, y por otro, las cotizaciones medias diarias del mercado spot de nuestro país. Varias cuestiones que deseo exponerte:

    • En estos momentos, Francia tiene parados 29.130 Mw de potencia nuclear instalada, lo que supone un 46,68% de su parque nuclear al completo . En unos casos, corresponden a paradas de mantenimiento programadas, pero en otros, la indisponibilidad es calificada como “forzada”. En estos últimos casos, podemos incluir los casos conocidas por ti:
    • La situación para Francia, comienza a ser crítica, ya que ésta ha de acudir de manera “masiva” a otras tecnologías mucho menos competitivas. Con la intención de aportar datos, vamos a comparar la aportación de cada tecnología, a nivel promedio, en las siguientes ventanales temporales: (01SEP-30SEP) 2017 y (01OCT-21OCT) 2017:
      • Carbón: 199,78 Mwh => 402,87 Mwh. Aumenta 101,66%.
      • Gas: 777,70 Mwh => 1.258,68 Mwh. Aumenta 61,85%.
      • Nuclear: 10.158,52 Mwh => 9.292,35 Mwh. Disminuye 8,53%.
      • Mercado Spot Francés: 36,96 €/Mwh => 48,49 €/Mwh. Aumenta 31,20%.
Conclusión Importante: Francia es un país eminentemente exportador de energía, ya que en condiciones normales, el precio de ésta, es relativamente competitiva con respecto a los países de su entorno: España – Portugal, Bélgica, Italia, Inglaterra . Eso le permite generar importantes plusvalías para su producto interior bruto. Sin embargo, su mix energético no está balanceado, siendo la tecnología nuclear, la encargada de sostener al consumo nacional: en SEP/2017, los reactores cubrieron el 87,94% de la demanda, y el 79,41% en OCT/2017 – hasta el día 20 -. Este escenario de producción, tiene una importante consecuencia: cualquier pequeña variación en la producción nuclear – apenas un 9,00% -, hará que el mercado spot francés dispare sus cotizaciones – 31,20% -. A su vez, este hecho provoca que las exportaciones a España decaigan de manera significativa, o que, en el peor de los casos, se vuelen negativas. Si además, coincide con una situación de sequía absoluta – muy importante añadir esta condición de ligadura a la ecuación final -, lo cual permite un dominio aplastante de las tecnologías fósiles en el pool, se estará produciendo un efecto palanca por parte de estas tecnologías convencionales sobre la modulación de los precios – puedes analizar este hecho en la imagen de más abajo – , en definitiva, se crea una correlación “más directa” entre la falta de aportación de la energía nuclear francesa y las cotizaciones medias diarias del pool eléctrico de nuestro país, y eso, el bróker contraparte – mercado de futuros de electricidad -, lo sabe perfectamente.

  • 2.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. CAMBIO DE TENDENCIA EN LOS FUTUROS y POOL DE ENE/2018.
    El viernes 20 OCT/2017, se producía el desplome en los futuros de ENE/2018, FEB/2018 y MAR/2018, lo cual, despeja de alguna manera, el camino para el mercado spot de electricidad a comienzos de 2018.

    Si recuerdas, el miércoles 14 SEP/2017, se producía la siguiente noticia: “EDF: los componentes analizados de Creusot son aptos para el servicio“. El análisis de los componentes de la flota nuclear francesa en la planta de Areva en Creusot (Saône-et-Loire), donde detectaron anomalías, arrojaba las siguientes consecuencias:
    • Primera. ​​Areva ha tenido que interrumpir la producción comercial de Le Creusot, que ha suministrado piezas para las centrales eléctricas de EDF y decenas de otras en todo el mundo, después de descubrir en 2016 posibles falsificaciones de documentos durante más de 40 años.
    • Segunda. Se está llevando a cabo una auditoría del emplazamiento y EDF está llevando a cabo un examen en profundidad de los ficheros de fabricación de los componentes procedentes de la central, lo que da lugar, para cada reactor, a la preparación de un fichero de resumen que se envía a la ASN.
    • Tercera. El 14 SEP/2017, se han enviado doce resúmenes a la ASN. Los expedientes, se referían a las unidades de producción de Chooz 2, Paluel 4, Saint-Laurent 2, Penly 1, Cruas 3, Dampierre 3, Belleville 2, Tricastin 3, Chinon B3, Nogent 1, Gravelines 2 y Bugey 3.
      • Los doce ficheros enviados, que se refieren a 309 componentes, contienen 471 ficheros de anomalías y 130 fichas de no conformidad. Las “tarjetas de no conformidad” se refieren a piezas que no han cumplido un requisito interno del fabricante, mientras que no se ha seguido un requisito contractual o reglamentario para los “registros de fallas”.
        EDF tiene hasta el 31 DIC/2018 para presentar todos los documentos para los 58 reactores. Para los otros reactores involucrados en la investigación, EDF debe presentar sus revisiones para evaluación dos meses antes del reinicio de cada unidad respectiva, cuestión que ya ha realizado.

Siguiendo con el razonamiento, la semana pasada se producía el siguiente suceso: ” La empresa francesa EDF dice que tiene autorización para reiniciar el reactor Paluel 4“, donde te extraigo parte del literal:

  • EDF dijo que había recibido autorización del regulador nuclear ASN del país para reiniciar su reactor Paluel 4 de 1.300 Mw – es éste, uno de los 12 reactores, de los que EDF envió informes a la  ASN -.
  • El reactor Paluel 4, que está programado para reanudar la producción el sábado, 21 OCT/2017, será el primero en ese lote en reiniciarse, después del OK de la ASN.
EDF añade: ” Como EDF se había comprometido a hacer, un informe sobre los componentes de la planta de Creusot Forge acerca del reactor se presentó a la ASN dos meses antes del reinicio planeado“.
Teniendo en cuenta lo expuesto, la siguiente tabla muestra de manera concreta, el estado actual – sábado 21 OCT/2017 –  de los reactores nucleares de Francia:

Conclusión Importante 1:  Lo que en realidad han interpretado los mercados, es una gran bajada en la incertidumbre nuclear de Francia, cara al comienzo de 2018. Si en estos momentos, hay un 46,68% de reactores Off – Line, de reiniciarse Paluel 4, y por similares motivos y/o circunstancias,  los otros once restantes, el número de dispositivos fuera de línea bajaría a un 27,72% del total, lo que significaría una disminución del 40,60% = (46,68%-27,72%)/46,68%.
Conclusión Importante 2:  En el caso de producirse el OK por parte de la ASN, de los once reactores restantes, los mercados han seguido interpretando: de continuar con la pobre aportación de energía hidráulica al mix energético, la situación para ENE/2018, podría ser parecida – seguramente mucho mejor -, a la que hemos tenido en JUL/2017 (48,63 €/Mwh, cuarto mes más competitivo desde 2010) -, y AGO/2017 (47,46 €/Mwh, tercer mes), con condiciones climatológicas también adversas.

Otras de las noticias importantes, la tuvimos el jueves 19 OCT/2017: El operador francés Réseau de Transport d’électricité (RTE) presentará su pronóstico de invierno el 7 de noviembre, siendo lo más importante de ésta, el siguiente literal: “El informe de RTE mostrará si Francia , que depende de la energía nuclear para más del 75 por ciento de sus necesidades de electricidad, podría enfrentar una situación de suministro apretada como la de hace un año, debido a los apagones prolongados de varios reactores nucleares. “. Por tanto, es capital que estemos pendientes de las palabras de RTE.

  • 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: LAS COTIZACIONES DE LOS FUTUROS CAMBIAN DE PENDIENTE.
    ALERTAS:

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    • Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Bajista, 2019 -> Bajista.Q1/2018 [46,19 55,24 – 53,05]. Q1-2019 [Omip -> 48,28 €/Mwh, -7,99%]. Efectivamente, la cotización de Q1/2018 y Q1/2019, están moduladas de manera completa por la noticia que se produjo el viernes pasado – arriba mostrada y analizada -. Las compra para el primer trimestre de 2018, han caído 4,25 €/Mwh (-7,42%) y para el año siguiente, 4,19 €/Mwh (-7,99%). Estaremos pendientes de que la reactivación de los otros once reactores nucleares sea una realidad, ya que de otro modo, la tensiones volverían casi con toda seguridad.
      • Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.

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    • Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Inicio Alcista. Q2/2018 [40,19 – 46,16 – 46,50]. Q2-2019 [Omip -> 42,32 €/Mwh, +0,45%]. En ambos casos, la tendencia es alcista: para 2018, no ha cambiado desde 10 MAY/2017, situándose en cotas prácticamente prohibitivas – 46,50 €/Mwh -, y para el caso de 2019, se observa una tímida recuperación en torno a la cota de los 42,00 €/Mwh. Es éste un trimestre, donde cada vez es más arriesgado realizar una cobertura de precios, por una sencilla razón: está muy influenciado por las condiciones climatológicas positivas, y el cambio de ciclo – sequía -, cada vez debe estar más cerca.
      • Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019. Bajista [46,39 50,99 – 50,70]. Q3-2019 [Omip -> 46,14 €/Mwh, -1,30%]. La adquisición de la energía para este año que viene, 2018, está totalmente influenciada por la “certidumbre” sequía + modulación/apoyo nuclear Francia. Si la climatología no cambia de signo – nivel de embalses -, sus cotizaciones irán al alza, lo cual, desde el punto de vista de la contraparte, es totalmente lógico. Para el periodo de 2019, el influjo es más suave – más lejanía, menos certidumbre -, aunque a día de hoy el precio no resulta ser competitivo.
      • Precio Objetivo:  [43,00 – 44,00] €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.

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    • Q4 [2018]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [44,92 50,56 – 49,78]. También cae: jueves 19 OCT/2017 – 50,75 €/Mwh -, viernes 20 OCT/2017 – 49,78 €/Mwh -, lo cual arroja 0,97 €/Mwh (-1,91%). Por ahora, incluso con la bajada expuesta, es muy arriesgado realizar una cobertura, sobre todo, teniendo en cuenta el tiempo que falta para la entrega física.
      • Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
      • Recomendación:No entrar.

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  • 3.– MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – Subida de tipos por parte de la fed en DIC/2017 y reducción del QE en ENE/2018 por el BCE  -. Tendencia -> Plana[Promedio Semanal -> 1,1793 €/$, -0,13%. Cotizaciones [Lunes = 1,1803; Martes = 1,1759; Miércoles = 1,1749; Jueves = 1,1834; Viernes =  1,1818] €/S.

      Extracto:
      En el medio plazo – dos, tres meses -, los vectores que harán mover al TC los expone de manera clara, Lucía Gutiérrez-Melladosubdirectora de Estrategia de JP Morgan Asset Management España y Portugal -: (1) Se espera una subida de tipos por parte de la Fed en DIC/2017 y otras tres de cara al año que viene, (2) Con respecto al BCE, la expectativa es que en su próxima reunión anuncie el inicio de reducción del programa de compras, que terminará a finales de 2018. Centrándonos en el corto plazo, la noticias que han hecho moverse al TC, han sido las siguientes: (1) Eliminación de la incertidumbre de Cataluña. (2) Programa de estímulos del BCE. (3) Reforma fiscal de Donald Trump.

        • EUROPA 
            • Inputs 01. Miércoles, 19 OCT/2017. El euro rompe la racha de cuatro días perdidos. El miércoles, la cotización del TC se situaba en los 1,1749 €/$, siendo el literal de la noticia el siguiente: ” La fecha límite emitida por el gobierno español para el presidente catalán Carles Puigdemont vence el jueves, momento en el que el primer ministro Rajoy ha pedido aclaraciones sobre las intenciones de independencia de la región en medio de la amenaza de revocar el “autogobierno” invocando el artículo 155. Esta incertidumbre sobre la situación, ha nublado las perspectivas para el euro, mientras se mantiene por encima del mínimo de mediados de OCT/2016 en 1,1670 €/$.  Después de que la respuesta del líder catalán al requerimiento del Gobierno no haya satisfizo al Ejecutivo de Mariano Rajoy, la moneda única rebotó hasta los 1,1834 dólares.
            • Inputs 02. El BCE se despedirá de los estímulos tras construir el mayor balance del mundo. La próxima semana el BCE celebrará su reunión más importante del año. Será el próximo 26 OCT/2017, cuando desvelará su plan para desmantelar su programa de estímulos. La cifra podría bajar de los 60.000 Mill€/mes actuales, a 20.000 Mill€/mes si el consejo de gobierno del BCE extiende el QE hasta DIC/2018. Hasta hace unas semanas, la mayoría de los analistas esperaban que comprase deuda por 40.000 Mill€/mes, pero sólo los seis primeros meses del año. Sin embargo, parece que lo más probable será realizar una apuesta a favor de la ralentización, lo que daría lugar a retrasar las expectativas de una subida de los tipos de interés hasta 2019. Esto, a su vez, debería eliminar uno de los mayores escollos para abandonar el QE: la fortaleza de la moneda única.
          Conclusión Importante: Si los pronósticos se cumplen, es decir, el BCE apuesta por mantener el QE hasta DIC/2018, y a sabiendas que en 2019, se prevé que el tipo de interés principal de la Reserva Federal de EEUU suba desde el nivel actual de entre el 1,00% y el 1,25% a cerca del 2,00%, podríamos ver un TC situado cerca de la cota de los 1,0500 €/$. ​
        • ESTADOS UNIDOS. 
            • Input 01. Viernes, 20 OCT/2017. El Senado aprueba el presupuesto de Trump y allana el camino para la reforma fiscal. Efectivamente, el pasado viernes,  el Senado de Estados Unidos dio un empujón a la reforma fiscal de Donald Trump. La Cámara votó a favor del proyecto de presupuestos federales para el año 2018 y, con éste, un instrumento legal por el cual la aprobación del modelo tributario diseñado por la nueva Administración solo requeriría una mayoría simple de los senadores. Con el fracaso sonado de la contrarreforma sanitaria, sacar adelante otra gran promesa electoral como es la rebaja de impuestos supone un logro irrenunciable para el presidente.
          Conclusión Importante: El paso dado por la administración de Trump, es vital, ya que supondrá un espaldarazo a su débil gestión tanto política como económica. Este hecho, unido a más que probable subida de tipos por parte de la fed, podría apreciar de manera importante al dólar. Otra cuestión de gran trascendencia, negativa, es el dato de déficit conocido: La brecha del gobierno federal creció a 665.700 mil Mill$ en los 12 meses hasta el 30 SEP/2017, en comparación con un déficit de 585.600 mil Mill$ en el año fiscal 2016. Tanto es así, que los líderes republicanos en la Cámara de Representantes y el Senado están explorando formas de expandir las perforaciones en el Golfo de México y en los océanos Ártico y Atlántico a través de las normas presupuestarias del Congreso que les permiten aprobar grandes cambios políticos por simple mayoría. ​

    • COTIZACIÓN BRENT – El crudo podría subir a más de 60,00 $/bbl en un año….o podría caer a 45,00 $/bbl -.>Tendencia ->  Alcista. [Futuros Anual = 56,76 $/bbl, +0,99%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 57,82; Martes = 57,88; Miércoles = 58,15; Jueves = 57,23; Viernes = 57,75] dólares por barril. Mercado en Backwardation => Futuros [56,76 $/bbl] < Contado [57,77 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 18 OCT/2017 – : Han disminuido en 5,731 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 4,242 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 456,502 Mb.

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      • Datos Reservas Gasolina miércoles 18 OCT/2017: Han aumentado 0,908 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a una disminución de 0,256 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 222,290 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 13 OCT/2017  y plataformas Fracking viernes 13 OCT/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 8,406 Millones de barriles al día (Mbd), bajando en 1,074 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido en (+7,00), ubicándose en 736 (-0,942% con respecto a la semana anterior).

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      Extracto: Diremos que para los mercados de crudo – las cotizaciones de brent -, ha sido una semana tranquila, libre de grandes volatilidades. Sin embargo, en TEMPOS, nos centraremos en analizar los siguientes temas: (1) Inventarios y producción de EEUU. (2) Posición y acontecimientos OPEP. (3) Horizonte de Fracking. También, se hace necesario comentar la importante incertidumbre que existe en los mercados, en relación a lo que pasará en 2018, fíjate en la siguiente noticia, “Los mayores operadores de petróleo del mundo ven precios de crudo increíblemente divergentes“: donde las ideas más importantes son las siguientes – extraído de manera literal -:

        • El crudo podría subir a más de 60,00 $/bbl en un año a medida que crece la demanda y la OPEP sigue reduciendo. O podría caer a 45,00 $/bbl a medida que otra ola de lutita estadounidense llegue al mercado.
        • Jeremy Weirdirector ejecutivo de Trafigura Group Pte -: (1) Hacia el final del próximo año vamos a estar muy por encima de los 60,00 $/bbl. (2) La demanda está creciendo, la productividad del campo petrolífero está disminuyendo en los EE.UU, y un mayor debilitamiento del dólar impulsará las materias primas.
        • Ian Taylor –  Vitol Group -: (1) El mercado ciertamente se ha endurecido en los últimos meses,  pero los productores de esquisto de EE.UU, aún tienen la capacidad de reducir los precios, tal como lo hicieron en 2014. (2) La mayor desventaja para el mercado, en términos de precio, es el hecho de que aún vemos una gran cantidad de producción incremental lista para venir de los Estados Unidos. (3) Estamos trasladando más y más petróleo de los EE.UU, a todo el Lejano Oriente y creo que eso tendrá un impacto. Esa es una de las razones por las que a corto plazo creo que debería ser un poco bajista.
        • Torbjoern Toernqvist –  Gunvor Group Ltd -: Soy cautelosamente optimista sobre el mercado del petróleo para el próximo año. La OPEP probablemente mantendrá sus recortes de producción por al menos otros seis meses porque Rusia y Arabia Saudita han demostrado que harán lo que sea necesario.
        Conclusión Importante: Como ves, tres empresas que, prácticamente gobiernan el mercado, tienen visiones altamente dispares. Desde TEMPOS, pensamos que aún es pronto para vislumbrar lo que pasará en 2018, ya que hemos de esperar por lo menos a la pre-reunión de la OPEP en NOV/2017, aunque si coincidimos en el techo del crudo, señalado en la resistencia de los 60,00 $/bbl.

        • items 01Los inventarios de petróleo en EEUU cayeron en 5,7 Mbd. Efectivamente, hay tres parámetros muy importantes que hemos destacar:
          • Los inventarios de crudo han bajado en 5,731 Mbd, situando las reservas en los 456,502 Mbd, siendo la cuarta semana consecutiva que se repite esta situación. Es verdad que las exportaciones no paran de crecer: 08 SEP/2017 (+0,774 Mbd), 15 SEP/2017 (+0,928 Mbd),  22 SEP/2017 (+1,491 Mbd), 29 SEP/2017 (+1,984 Mbd), 06 OCT/2017 (+1,270 Mbd), 13 OCT/2017 (+1,798 Mbd).
          • Las reservas de gasolina, en continua tendencia alcista, siendo para esta ventana temporal de 0,908 Mbdcuarta semana consecutiva -, situándose en 222,290 Mbd.
          • La producción de petróleo disminuye en 1,074 Mbd y las plataformas extractivas, también.
          Comentario Importante: De los datos expuestos, solamente debería preocuparnos el relativo a las cantidades de producción. Éstas ha bajado en un 11,33% con respecto a la semana pasada. Estaremos bien atentos a la evolución de este parámetro, ya que nos dice mucho acerca de la dinámica del fracking. Si siguen bajando, entraríamos en una espiral negativa importante.

        • Ítems 02. Acontecimientos relativos a la OPEP. 
          • Publicación de Target Producción.  La semana pasada se publicaron los datos de producción – por parte de Bloomerg – de los países OPEP y no – OPEP, con respecto al acuerdo de recortes firmado en NOV/2016 y DIC/2016, respectivamente. Las cuestión más interesante afecta directamente al cumplimiento de los objetivos de producción/recortes. Los miembros del cártel, una vez más no pudieron cubrir los 1,176 Mbd comprometidos, quedándose en 1,136 Mbd (+97,00%). Destacar que, desde que comenzara el acuerdo, ENE/2017, solamente han existido tres meses, MAR, ABR, MAY, en los que se ha sobrepasado la cota prefijada. Con respecto a los miembros out – OPEP, decir que es el segundo mes, que de manera consecutiva consiguen posicionarse por encima de los 0,546 Mbd, concretamente en 0,650 Mbd (+119,00%).
          • OPEP ve crecimiento de la demanda de petróleo “saludable” hasta 2022.  Mohammad Barkindo secretario general de la OPEP – , dijo en Kuwait lo siguiente:
            • Siguen creyendo profundamente en el reequilibrio del mercado: ” Con el crecimiento de la economía mundial, la demanda de petróleo para crecer en 1,45 Mbd  este año, los indicadores del mercado petrolero están “mejorando rápidamente”. Los inventarios en las naciones desarrolladas se ubicaron a comienzos de año en 338 Mb por encima del promedio de cinco años. En AGO/2017, estaban en 159 Mb.
            • Inventario Flotante. La cantidad de crudo en el almacenamiento flotante también ha disminuido, hasta unos 40 Mb desde el inicio del año. Backwardation en el mercado de Brent, es una señal más de la mejora de las condiciones del mercado.
          •  Ecuador quiere abandonar los recortes de la OPEP.  Carlos Pérez García – ministro de Petróleo de Ecuador -, ha asegurado lo siguiente: “El planteamiento del Ecuador será de solicitar autorización para que nos den la posibilidad de no cumplir con las metas establecidas por la OPEP“. Se trata del país más pequeño de la OPEP, y su intención está en elevar la producción en 50.000 bd.
          • Los problemas financieros y de seguridad ponen a la recuperación del petróleo de Libia en un terreno inestable. El caso es que las continuas interrupciones por parte de una serie de grupos locales que exigen una parte de los ingresos, así como la falta de fondos para mantenimiento e inversión, están impidiendo que la National Oil Corporation (NOC) consolide esas ganancias. Mustafa Sanalla – presidente del NOC -, dijo que la corporación había recibido solo un cuarto de su presupuesto para 2017, por lo que un objetivo previamente anunciado de 1,25 Mbd para el final del año “es muy difícil” de lograr. Estimamos que roducción fluctuará entre 700.000 y 1,00 Mbd en el corto plazo.
          Comentario Importante: Hay dos ideas clave a destacar en todas las acciones de la OPEP: (1) Sí es cierto que están consiguiendo el equilibrio del mercado, no lo están consiguiendo por la consecución de su propia estrategia, sino por el aumento de la demanda, ¿cuánto durará ésta?. (2) Ecuador, país con poco peso específico dentro de la organización acaba de “levantar oficialmente la mano”, lo que nos hace pensar acerca de la capacidad de aguante de toda la organización, con respecto al cumplimiento de los recortes hasta MAR/2018, y lo más importante, la prórroga de la que ya se habla. Son estas cuestiones clave, junto a la producción del Shale Gas, con el fin de vislumbrar los precios de 2018 – lógicamente estoy pensando en clave de cobertura -.

        • Ítems 03. Los kurdos pierden tierra y petróleo tras el desafío independentista. Finalmente, el conflicto ha llegado a su fin, con las siguientes consecuencias: se han redibujado las fronteras internas del país y devuelto al Ministerio de Petróleo, el control de los grandes pozos de Kirkuk, Baba, Jambur, Khabbaz, Avana y Bai Hasan. Asimismo, el Ministerio de Petróleo iraquí alertó a todos los países y compañías internacionales del sector que, a partir de ahora sólo ellos y el Gobierno central son “las dos únicas autoridades que tienen la potestad legal y constitucional de hacer acuerdos y convenios para desarrollar o invertir en los recursos de petróleo y gas“.

      • Comentario Importante: Patrick Pouyannepresidente ejecutivo de la petrolera francesa Total – lo tiene claro: “Nuestros colegas estadounidenses se están cubriendo como locos a 56,00 $/bbl, de modo que veremos otra ola de inversiones en esquisto estadounidense, no hay duda de ello“.

En la compra de energía, si miramos en el corto – seis u ocho meses -, en lugar del medio plazo – hasta veinte meses -, lo más seguro será que nos equivoquemos.
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