CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [17NOV-23NOV] 2018

 In El Rincón del Experto

​​Buenos días, desde la consultora TEMPOS, esperamos que TODO te vaya magníficamente bien. La acción de COMPRAR, posiblemente es una de las más difíciles que se lleven a cabo en tu compañía. La razón es muy sencilla: NUNCA está exenta de RIESGO, siendo éste, inversamente proporcional al CONOCIMIENTO que se tenga adquirido justamente antes de la operación.

  • ​​1.- INTRODUCCIÓN.
    • Mercado Spot Electricidad.
      • España. Los precios de la energía de nuestro país, dentro de la ventana temporal [01NOV-25NOV] 2018, arrojan una media de +61,95 €/Mwh. Si giramos la vista hacia Francia, veremos por pantalla una cota de +67,23 €/Mwh, siendo de +55,61 €/Mwh para Alemania. Sin embargo, si nos detenemos a analizar el mismo periodo del año anterior, el promedio de los cierres medios diarios, es el siguiente:+57,82 €/Mwh (España sube +4,13 €/Mwh,+7,14%), +62,72 €/Mwh (Francia aumenta +4,51 €/Mwh, +7,18%), +39,46 €/Mwh (Alemania crece en +16,15 €/Mwh, +40,92%), siendo el corolario el iguiente: los costes energéticos de nuestro país, son más bajos que los del país galo y porcentualmente, son los que menos han crecido con respecto a Francia y Alemania.
        Comentario Importante: Hay tres razones que explican el razonamiento expuesto:

        • ​Techo del Mercado Spot. Podíamos decir que desde la primera semana de OCT/2018, el pool eléctrico se está viendo favorecido por dos inputs muy POSITIVAS:
          • Suspensión del Impuesto a la Generación. Lo hemos señalado en varias ocasiones, el Ministerio para la Transición Ecológica (MTE), realizó una cobertura tributaria a través del Real Decreto-ley 15/2018, lo que en definitiva, ha supuesto la inyección al mercado de una cantidad que supera los +1.000 millones de euros.
          • Bajada de materias primas. Dado que el pool eléctrico, aparece manejado por las centrales térmicas y ciclo combinado, la bajada experimentada por las comodities que sirven de materias primas para dichas plantas, está teniendo una incidencia positiva muy importante, que hacen “tirar” hacia abajo las cotizaciones diarias de Operador de Mercado Ibérico de Electricidad (OMIE).
        • Suelo del Pool. En las últimas semanas, estamos asistiendo a un importante RETRASO en la puesta en marcha de los reactores nucleares de Francia, unido a un aumento de su consumo. Este hecho, está provocando que España se convierta en exportador NETO de energía hacia al país vecino, a costa de INCREMENTAR la producción de sus centrales térmicas y ciclo combinado. ​
      • Francia. La noticia sin dudas, es la caída del parámetro de energía cubierta a través de la producción nuclear: BAJA a mínimos absolutos anuales, situándose en los +68,74%, a +9,60% del nivel más bajo que hasta ahora se había alcanzado, +78,34% (Q1/2018).
    • ​​​Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, se vuelve más COMPETITIVA:
      • ​​​El precio del barril de Brent, SE DESPLOMA. Esta semana, los precios para el crudo se situaron en MÍNIMOS anuales, alcanzando la cota de los >+59,22 $/bblviernes 23 NOV/2018 -, rompiendo la línea de tendencia ALCISTA que venía dibujando hasta el momento. Básicamente hay dos motivos para justificar este comportamiento. Primero – débil demanda para 2019: Existen temores a una desaceleración económica, con el consiguiente freno en la demanda de crudo. Segundo – producción irán: Exenciones de EEUU a las restricciones impuestas a la importación de crudo de Irán.
      • Tipo de Cambio (TC), MEJORA. El promedio semanal del binomio euro – dólar, alcanza los +1,1402 €/$, subiendo un +0,95% con respecto a la semana anterior, debido a la preocupación por una desaceleración económica en EEUU y una lentitud en la subida de tipos para 2019.

El resto del informe, realiza un análisis detallado de la situación de los mercados, con el propósito de extraer conclusiones y aplicarlas de forma positiva a la compra de energía.

  • 2.1.- LA NUCLEAR DE FRANCIA SE QUEDA TOTALMENTE DESFASADA.

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 aquellas tecnologías que lo hacen 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.  En los SIETE (7) días que nos ocupan, el mercado spot de Francia, aparece totalmente DISPARADO al ALZA, situándose en un promedio semanal de +84,11 €/Mwh, con un crecimiento con respecto al mismo periodo anterior de +23,15 €/Mwh (+37,97%) y, alcanzando cotas en torno a los +100,00 €/Mwh: +95,19 €/Mwh (martes, 20 NOV/2018), +115,13 €/Mwh (miércoles) y +102,22 €/Mwh (jueves). Básicamente, el hecho descrito se justifica teniendo presente las siguientes inputs:
    • PRINCIPAL – demanda –: Francia está en modo “frío”, lo cual implica que el consumo de energía sobrepase los +1.500 Gwh/día a nivel promedio. Concretamente, la demanda se ha situado en los +1.577 Gwh/día, niveles muy cercanos a los alcanzados en la Q1/2018 (+1.607 Gwh/día). Lo más significativo, ha sido la diferencia justamente con la semana anterior, +259,00 Gwh/día (+19,63%).
    • Segunda – nuclear: En estos momentos, el parque nuclear francés, comienza a convertirse en un IMPORTANTE problema, que hace que la demanda cubierta a través de la producción de los reactores, se sitúe en MÍNIMOS anuales, +68,74% imagen inferior derecha -, siendo varios los motivos que explican esta circunstancia. Primero – retrasos: Semana tras semana, se suceden una gran cantidad de demoras en la puesta en marcha de reactores que en estos momentos se presentan inactivos – más abajo, se detallan DIEZ (10), para la ventana temporal que nos ocupa -. Segunda – huelgas: Esta semana, debido a las huelgas, se ha tenido que modular a la baja, la potencia entregada por dos reactores, CRUAS 4 y PENLY 2.
    • Tercera – combustibles fósiles e importaciones -. Lo anteriormente descrito, tiene dos consecuencias inevitables. Primero – carbón y gas -. La utilización de estas comodities, se ha disparado a MÁXIMOS anuales – últimas columnas a la derecha de la tabla expuesta -, permitiéndoles fijar con gran soltura el precio marginal de la energía – imagen superior y central derecha -. Segundo – importaciones -. El país vecino se convierte en IMPORTADOR de energía, pasando por ejemplo, a importar +48,00 Gwh/día, en contraposición de los +122,00 Gwh/día que exportó la semana anterior, lo que supone una variación del +139,81% (+170,00 Gwh/día).

Conclusión Importante: El problema está LOCALIZADO y AISLADO: se necesitan más reactores en línea, de modo que, por lo menos, la demanda cubierta a través de las fisiones nucleares, se sitúe por encima del +80,00%. De otra manera, las cotizaciones del mercado spot, corren el RIESGO de aproximarse, o atravesar con frecuencia la barrera de los +100,00 €/Mwh, siendo las consecuencias para España directas: tendrá ayudar al país vecino, convirtiéndose en exportador de energía – esta semana, salieron+25,00 Gwh/día -, a costa SOLAMENTE de aumentar la dinámica de las centrales fósiles, lo cual provoca – junto a otras inputs – un SUELO importante en las cotizaciones del mercado spot, manteniéndolas SIEMPRE por encima de la cota de +60,00 €/Mwh.

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

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  • Conclusión Importante: Los combustibles fósiles se sitúan en MÁXIMOS absolutos desde SEP/2018, con una capacidad del +45,00% de las horas, en el proceso de determinación del precio marginal de la energía. Sin duda, los bajos precios de las materias primas, carbón y crudo, está ayudando a este DESBALANCEO a la hora de fijar el coste, lo que supone MEJORAR la competitividad del mercado spot: casi la mayoría de las ocasiones en las que el pool cotiza en precios ALTOS, la tecnología responsable suele ser la gran hidráulica.

  • 2.2.2.- ESPAÑA CONSUME MÁS CARBÓN Y GAS, CON EL FIN DE AYUDAR A FRANCIA.

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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. Para la semana que estamos analizando, los precios del pool eléctrico, se han situado en la cota de los +64,04 €/Mwh, aumentando +3,10 €/Mwh ( +5,08%) con respecto al mismo periodo anterior. Esta importante subida en los costes de la energía, se debe a las siguientes circunstancias:
      • PRINCIPAL – mix energético francés. El desfase entre la demanda de energía en Francia, +1.577 Gwh/día, y la producción de los reactores nucleares, +1.075 Gwh/día, ha provocado la apertura de un hueco de +502 Gwh/día, lo cual ha hecho que su malla tenga que recibir la ayuda de varios países de su entorno más próximo, entre los que se encuentra España, con +25,00 Gwh/día, provocando una diferencia de+40,00 Gwh/día ( +261,02%) con respecto a la semana pasada.
      • Segunda – combustibles fósiles y Portugal -. Con el fin de abastecer la demanda de energía de Francia, nuestro país ha tenido que aumentar la producción de las centrales térmicas y ciclo combinado, siendo el cómputo global de +34,00 Gwh/día = +22,00 Gwh/día (carbón, +17,67%) +12,00 Gwh/día (gas, +10,31%). Finalmente, y con el fin de balancear el mix energético, y dado que la demanda se ha incrementando en +14,00 Gwh/día (+2,04%), hemos necesitado la ayuda de Portugal, trasfiriendo a nuestra malla, +18,00 Gwh/día ( +482,78%), a costa de hacer funcionar también sus centrales térmicas, con el consiguiente encarecimiento del precio.  ​

    Conclusión importante: Sin tener en cuenta el DESBALANCEO provocado por la nuclear de Francia, a vista de pájaro, tan solo ha habido dos cambios importantes con respecto a la semana pasada. Primero – consumo: La demanda se ha incrementado en +14,00 Gwh/día ( +2,04%). Segundo – coste materias primas -: Brent baja +4,00 $/bbl ( +5,96%), y carbón +2,69 $/ton ( +3,10%), con respecto a la semana pasada. Lo cual nos da MARGEN para pensar en un mercado spot por debajo de la cota de los +60,00 €/Mwh, de no haberse producido la inyección de +18,00 Gwh/díaPortugal -, y +34,00 Gwh/día carbón y gas -. Por lo tanto, y realizando una estimación en el corto plazo, el precio de la energía de nuestro país, puede moverse hacia los +55,00 Gwh/día, de producirse una solución en Francia, o, acercarse a los +65,00 Gwh/día, caso de tener que inyectar energía a la malla vecina.

  • 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
          • TRICASTIN 2 –parada programada –.  El sábado 17 NOV/2018, las brigadas de mantenimiento cerraron de manera segura la unidad de producción 2 de la central eléctrica Tricastin. Durante esta breve parada, los equipos reemplazarán dos conexiones de tubería ubicadas en el sistema de refrigeración. Este equipo está ubicado en la estación de bombeo, fuera de la parte nuclear de la instalación. Como parte de esta parada, el vapor de agua de la parte no nuclear de las instalaciones se descargará directamente a la atmósfera y será visible desde el exterior.
      • RETRASOS CONEXIÓN, DIEZ (10).

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    Conclusión Importante: La brecha entre la demanda de energía y la producción nuclear, arroja un +68,74% del consumo cubierto a través del trabajo de los reactores, lo cual provoca la verdadera necesidad para Francia, y los países limítrofes a ésta, de adelantar cuanto antes, la puesta en marcha de las OCHO (8) plantas prevista para NOV/2018.

  • 4.- OPINIÓN PERSONAL. Debes realizar una COBERTURA – compra adelantada a precio fijo -, ante los problemas NUCLEARES Francia?.

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    Desde principios del mes de NOV/2018, llevo observando con gran interés, las noticias que se están produciendo en torno a la producción de energía por parte de los reactores nucleares de Francia, y sus consecuencias en las cotizaciones de los mercados . En especial, me han llamado la atención las DOS (2) siguientes:

    Noticia 01. Jueves 15 NOV/2018. Francia tiene suficiente energía para el invierno. “Jean-Paul Roubin – director de operaciones de RTE -, dijo que en condiciones climáticas normales, se esperaba que la demanda se mantuviera estable, con un consumo máximo en alrededor de 85 gigavatios (GW), el mismo nivel que el invierno pasado. Pero entre mediados de enero y finales de febrero, el suministro podría ser escaso si hay un período de frío prolongado, ya que EDF ha planeado interrupciones de mantenimiento en cinco reactores nucleares – dos de ellos podrían estar inoperativos varias semanas -.“. Después de las palabras de Jean-Paul Roubin, las cotizaciones de OMIP, respondieron de la siguiente manera:
    • Futuros DIC/2018.
      • Francia. +67,70 €/Mwh (09 NOV/2018) => SUBIDA => +81,66 €/Mwh (15 NOV/2018, +13,96 €/Mwh, +20,62%) =>  BAJADA =>  +69,13 €/Mwh (19 NOV/2018,  -12,53 €/Mwh, -15,34%).
      • España+63,25 €/Mwh (09 NOV/2018) => SUBIDA => +65,95 €/Mwh (15 NOV/2018, +2,70 €/Mwh, +4,26%) =>  BAJADA =>  +63,00 €/Mwh (19 NOV/2018,  -2,95 €/Mwh,  -4,47%)
      Comentario Importante: Mientras que en el país vecino ha habido una volatilidad por encima del +20,00% en tan solo CINCO (5) sesiones, aquí en España, los futuros se movieron por debajo del +4,50%.
    • Futuros ENE/2019.
      • Francia. +72,43 €/Mwh (09 NOV/2018) => SUBIDA => +82,63 €/Mwh (16 NOV/2018, +10,20 €/Mwh, +14,08%) =>  BAJADA => +75,50 €/Mwh (19 NOV/2018,  -7,13 €/Mwh,  -8,63%).
      • España+64,10 €/Mwh (09 NOV/2018) => SUBIDA => +65,35 €/Mwh (16 NOV/2018, +1,25 €/Mwh, +1,95%) =>  BAJADA =>  +62,70 €/Mwh (19 NOV/2018, -2,65 €/Mwh,  -4,06%)
      Comentario Importante: En este caso, prácticamente NO hay correlación entre ambas curvas – figura izquierda -.

    Noticia 02. Martes 20 NOV/2018. Ataques cortan la producción en dos reactores nucleares de EDF. “Las huelgas redujeron la generación de electricidad en dos reactores de energía nuclear, lo que impulsó los precios de energía a corto plazo. Réseau de transport d’électricité (RTE) dijo que la producción en el reactor CRUAS 4 de 900 megavatios (MW) se redujo en 720 MW, mientras que otra huelga, que comenzó el lunes, redujo la producción en el reactor nuclear PENLY 2 en casi 900 MW. Una huelga también redujo la generaciónhidroeléctrica francesa en 370 MW.

    • Comentario Importante: La respuesta del mercado francés, ha sido dibujar en pantalla un REBOTE: DIC/2018 => +4,34 €/Mwh ( +6,26%) – cotizaciones de +69,35 €/Mwh para el 20 NOV y, +73,69 €/Mwh en 21 NOV -, y, ENE/2019 => +2,71 €/Mwh ( +3,57%) – cotizaciones de +75,83 €/Mwh y, +78,54 €/Mwh -. Sin embargo, España ha AMORTIGUADO perfectamente este cambio de precios en los futuros franceses, dibujando una curva en COMPLETA descorrelación.

    Conclusión Importante: La semana pasada, realizamos el análisis de la curva de futuros – España y Francia -, observando solamente la subida – hasta 16 NOV/2018 -, considerando la input CREADA por Jean-Paul Roubin – primera noticia -. Para la ventana temporal que estamos analizando, he querido COMPROBAR como efectivamente, los  futuros de nuestros país, están bastante alejados del país vecino: ante el evento de 15 NOV/2018, suben un  +4,26% frente a un  +20,62% por parte de Francia, siendo su bajada prácticamente de igual magnitud (  +4,47%), mientras que el país galo lo hace en un -15,34%. Hablamos por tanto de una diferencia en volatilidades superior al +300,00%. Aparte, es BUENO observar como OMIP, NO está en sintonía – último tramos de ambas figuras – con las HUELGAS y CORTES en los reactores de Francia – aún cuando provocan que España se convierta en exportador neto de energía -, lo cual se debe principalmente a dos circunstancias. Primera – bajada de materias primas -. En estos momentos, los drivers absolutos del mercado MARGINALISTA de nuestro país, son las centrales térmicas y ciclo combinado. Para las primeras, sus costes operativos han bajado un  +12,81%, que corresponden con un descenso del carbón en   +12,34 $/ton desde principio de OCT/2018. Mirando a la competitividad de las plantas de gas, ésta ha mejorado en un  +22,59%), la cual se relaciona con una bajada del barril de brent de   +17,39 $/bbl. Segunda – cobertura tributaria -. Hasta 31 MAR/2019, nuestro país tiene una cobertura del  +7,00%concretamente unos +1.000 millones de euros -, que sirven para SUAVIZAR cualquier suceso de carácter negativo. Por tanto, este 2018, España NO se está viendo agitada como consecuencia del vaivén en los reactores franceses, cuestión que NO ocurrió en 2016 – ASN le pide a EDF que presente paradas en cinco reactores – y 2017 – cierre planta de TRICASTIN -. Por consiguiente, llegados hasta aquí, el corolario es claro:  NO hemos de cubrir posición.

  • 5.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    • NOTICIA: Breve correlación de los futuros con los derechos de emisión. 
      ALERTA:

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

  • Noticia 01. Miércoles 21 NOV/2018. La bajada del carbón aumenta el precio del CO2 en la UE. “… los precios de los derechos de emisión en Europa, se han recuperado fuertemente en NOV/2018, impulsados ​​por una caída en los precios del carbón, lo que ha hecho que el combustible intensivo en emisiones, sea más competitivo contra el gas natural para la generación de electricidad…“.
    Noticia 02. Vierness 23 NOV/2018. Comerciantes de carbón térmico marítimo se enfrentan a enormes pérdidas en medio de la caída de los precios. “… los precios del carbón cayeron en las últimas semanas debido a la débil demanda china, a pesar de ser el cuarto trimestre estacionalmente fuerte. El calendario del Q4 de cada año, siempre ha sido visto, como un fuerte período de demanda, especialmente de China, ya que las empresas de servicios públicos reponen sus niveles de existencias para prepararse para la temporada invernal del hemisferio norte. Sin embargo, el periodo final de año, tomó a muchos por sorpresa, ya que China continúa imponiendo más restricciones a las importaciones de carbón térmico y, de hecho, en algunas provincias ha impedido totalmente que el carbón transportado por mar ingrese a los puertos chinos durante el resto del año.”.
    • Conclusión Importante: Si miramos el promedio de los EUAs (European Unit Allowance) cotizados, dentro de la ventana temporal [01NOV-09NOV] 2018 (+17,60 €/tCO2), frente a la media de precios para el periodo [12NOV-23NOV] 2018 (+19,57 €/tCO2), encontraremos una diferencia de +1,97 €/tCO2 (+11,21%), debido a las razones esgrimidas más arriba. Sin embargo, este importante crecimiento de los derechos de emisión, ha tenido POCA incidencia en los precios mostrados por pantalla para los futuros del CAL-2019, arrojando un aumento para los mismos periodos señalados de+1,13 €/Mwh (+1,87%), debido principalmente a dos circunstancias. Primera – cobertura tributaria -: Hasta el 31 MAR/2019, el impuesto a la generación, está SUSPENDIDO. Segunda – precios crudo. En prácticamente TREINTA (30) días, los futuros a DOCE (12) meses, han caído +17,39 $/bbl (+22,59%).

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

  • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> BAJISTA. 2020 -> BAJISTA-.Q1/2019 [53,54 61,15 – 61,45]. Q1-2020 [Omip -> 53,96 €/Mwh,+1,78%]. Describen una TENDENCIA marcadamente bajista desde 10 SEP/2018 (Q1/2019) y 11 SEP/2018 (Q1/2020), bajando +9,30 €/Mwh ( +13,14%) y  +8,95 €/Mwh (  +14,22%), respectivamente.
    Conclusión Importante: Es importante seguir esperando y observando la pendiente NEGATIVA.
    • 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 [47,03 56,38 – 56,50]. Q2-2020 [Omip -> +49,61 €/Mwh, -2,27%].El comportamiento de Q2/2019, es claramente ALCISTA, desde el 21 JUN/2018, subiendo +10,17 €/Mwh (+21,95%). Sin embargo, Q2/2020, presenta una HORIZONTALIDAD, con un soporte alrededor de los +49,00 €/Mwh.
    Conclusión importante. Mirando al segundo trimestre del año que viene, te diré que sopesar una cobertura con un nivel de precios por encima de los +55,00 €/Mwh, supone un riesgo considerable. Sin embargo, en Q2/2020, se pueden presentar oportunidades, una vez que atraviese la resistencia señalada.
    • 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 -> ALCISTA. 2020 -> ALCISTA. Q3/2019 [53,20 63,82 – 64,14 ]. Q3-2020 [Omip -> 56,32 €/Mwh, +0,72%]. El tercer trimestre de 2019, describe una función claramente ALCISTA, dentro de un canal acotado por MÁXIMOS (+56,45 €/Mwh; +63,73 €/Mwh), y MÍNIMOS (+52,39 €/Mwh; +59,91 €/Mwh). Por su parte, Q3/2020, cotiza en máximos absolutos, habiéndose incrementado +3,27 €/Mwh (+6,16%), desde que comenzara a aparecer en pantalla (01 OCT/2018).
    • Conclusión Importante: El mensaje es CLARO: los mercados están adelantando un verano 2019 NO competitivo, gobernado por los derechos de emisión. Este hecho sucede, aún cuando se ha producido una bajada considerable de las materias primas utilizadas en las centrales térmicas y ciclo combinado, cuyo uso es intensivo dentro de esta ventana temporal.
      • ​​​​​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 ->  ALCISTA. [55,93 63,54 – 63,85]. Desde el 21 JUN/2018 (+52,78 €/Mwh), describe una tendencia alcista – bullish trend -, cotizando en estos momentos un poco por debajo del máximo absoluto (+65,04 €/Mwh, 10 SEP/2018), estando la línea de soporte más cercana en los +63,01 €/Mwh.
    • Conclusión importante: Liquidar por diferencias contra el mercado spot, un precio por encima de +63,00 €/Mwh, a falta de DIEZ (10) meses para la entrega física, no parece una estrategia correcta. Aquí, habrá que seguir viendo cómo se comporta el mercado del carbón – China es la principal input -, y por ende, la cotización de los derechos de emisión.
      • 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) [€/$] -. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> 1,1402 €/$, + 0,95%. Cotizaciones [Lunes = +1,1427; Martes = +1,1421; Miércoles = +1,1409; Jueves = +1,1403; Viernes =  +1,1352] €/S.

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      00.- NOTICIA DESTACADA. Lunes 19 NOV/2018. Frenazo en el crecimiento de EEUU: del 3,5% este año al 1,7% en 2019. Goldman Sachs, ha advertido a sus clientes de que la economía de Estados Unidos (EEUU) se ralentizará en 2019, con un crecimiento estimado del +1,75%, debido a “unas condiciones financieras más difíciles y a la desaparición de los estímulos fiscales“. Jan Hatzius – jefe del banco de inversiones -: “el crecimiento probablemente se desacelerará de forma significativa el año que viene, de un ritmo de más del  +3,50% a apenas nuestra estimación del  +1,75% para finales de 2019“. Además, el banco también espera UNA (1) subida de los tipos de interés de la Reserva Federal (Fed) para este DIC/2018 y CUATRO (4) nuevas alzas en 2019, ya que la inflación alcanzará el  +2,25%.
      01.- EUROPA =  INCERTIDUMBRE POLÍTICA [EURO BAJA] + CRECIMIENTO ECONÓMICO EUROPA y ALEMANIA [EURO BAJA]
    • 01.1.- INCERTIDUMBRE POLÍTICA: ITALIA.
      • Viernes 23 NOV/2018Luigi Di Maio: “La carnicería social que pide la UE no es posible”. Pregunta. Entonces, ¿está dejando la puerta abierta a modificaciones importantes en el Parlamento?. Respuesta. Pero ninguna podrá prescindir de los puntos cardinales. Renta ciudadana, +9.000 millones; ley de pensiones, +6.500 millones; estafados por los bancos, +1.500 millones; +1.200 millones para bajada de impuestos. Los DERECHOS NO no se tocan. Pero podemos buscar nuevas fuentes de ingresos.
        • Conclusión-consecuencia Importante: La gestión del nuevo gobierno italiano está teniendo consecuencias importantes, Banco de Italia advierte sobre riesgo en bajo crecimiento y alta deuda pública: “el bajo crecimiento y la alta deuda pública representan los mayores riesgos para la estabilidad financiera, mientras que las nuevas tensiones en el mercado de bonos soberanos perjudicarán el capital de los bancos y la posición de solvencia de las aseguradoras…  Italia pagará más de +5 mil millones de euros en intereses adicionales sobre su deuda pública en 2019“. Desde TEMPOS, estamos convencidos que Italia, de seguir por la senda indicada por Luigi Di Mario, NO alcanzará un déficit del +2,40% como propone Bruselas y, mucho nos tememos que superen incluso el +2,90%. Estamos por tanto, a las puertas de un proceso sancionador sin precedentes, desde la Comisión Europea.

      01.2.- CRECIMIENTO ECONÓMICO DE EUROPA.

      • Viernes 23 NOV/2018El crecimiento económico de la zona euro se frena en noviembre hasta mínimos de casi cuatro años.  La economía europea sigue perdiendo impulso y este mes se amplía hasta mínimos de cuatro años, lo que anticipa un final de año desalentador para el PIB de la eurozona. El Índice PMI Compuesto de la Actividad Total de la Zona Euro – que mide la actividad empresarial de las empresas -, retrocedió en SEP/2018 hasta la lectura de los +52,40 puntos frente a los +53,10 de OCT/2018, lo que supone su menor cota de los últimos 47 meses – desde DIC/2014 -.
        • Comentario-consecuencia importante: Ángel Gurría – secretario general de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) -: ” si se sigue confirmando la ralentización de la economía mundial,los bancos centrales “tendrán que pensárselo dos veces“, de forma que podría producirse un retraso en la normalización de los tipos de interés…“. Dicho en otras palabras, si Europa sigue por la senda de la desaceleración, muy posiblemente la subida de tipos para “final del verano de 2019“, sea pospuesta, lo cual sería un claro frenazo para la apreciación del euro.
    • 01.3.- CRECIMIENTO ECONÓMICO DE ALEMANIA.
      • Viernes 23 NOV/2018El crecimiento alemán disminuye más de lo esperado a un mínimo de cuatro años. El índice compuesto de gerentes de compras para la economía más grande de Europa cayó a +52,20 en NOV/2018 desde +53,40 el mes pasado. La producción se redujo en el tercer trimestre por primera vez desde 2015, ya que la industria automotriz se vio afectada por las nuevas pruebas de emisiones.

      02.- ESTADOS UNIDOS = SUBIDA TIPOS [ DÓLAR BAJA]

      • Miércoles 21 NOV/2018. Es probable que la Fed tome un respiro de alza de tasas en 2019. Es probable que el presidente de la Reserva Federal, Jerome Powell, y sus colegas se vuelvan más cautelosos con respecto a la subida de las tasas de interés después de que se produzca un aumento de un cuarto de punto porcentual anticipado en DIC/2018. Las perspectivas de desaceleración del crecimiento económico mundial, el debilitamiento del estímulo fiscal de los EE. UU. y la volatilidad de los mercados financieros abogan por una mayor cautela. Gene Tannuzzo – renta fija global en Columbia -: “Es probable que DIC/2018 sea demasiado pronto para una pausa, pero sin duda podríamos verlo en la primera mitad del próximo año…“.

      Conclusión final importante: ​​​Desde la consultora TEMPOS, y según lo expuesto, sobre todo el TEMOR ante una RECESIÓN económica de EEUU, estamos en sintonía con los expresado por JP Morgan: “La moneda común probablemente llegará al fondo frente al dólar a principios del próximo año, y aumentará a partir de ahí a medida que la rentabilidad económica de los Estados Unidos se agote para TEMPOS, condición sine qua non -, lo que socavará el apoyo para el dólar. El TC puede llegar a un mínimo de +1,11 €/$. El primer trimestre, una caída del +2,20% respecto a los niveles actuales, antes de repuntar a +>1,18 €/$ al final del año”. 

    • 6.2.- COTIZACIÓN BRENT.-Tendencia -> MUY BAJISTA. Futuros Anual (promedio)= +59,58 $/bbl, -11,37%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +66,79; Martes = +62,53; Miércoles = +63,48; Jueves = +62,60; Viernes = +59,22] 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 – miércoles 21 NOV/2018 -. Han subido en +4,851 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +2,500 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +446,925 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 21 NOV/2018 -: Han bajado en +1,295 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de +0,198 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +225,271 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU viernes 16 NOV/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 16 NOV/2018 -, y plataformas Fracking – miércoles 21 NOV/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,700 Millones de barriles al día (Mbd). Las exportaciones, han subido en +0,72 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,171 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 885,00 (+3,00)

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    • Introducción – situación de los mercados -. Viernes 23NOV/2018. El Brent se hunde por debajo de 59 dólares por primera vez desde 2017. “La cuenta atrás para la cumbre de la OPEP del próximo 6 DIC/2018 no evita que continúe el goteo bajista en la cotización del petróleo. La magnitud del desplome sufrido en las últimas semanas intensifica el debate sobre un recorte de producción. Las filtraciones barajadas en los mercados, apuntan a un pacto que rebajaría las cifras de bombeo entre +1,00 y +1,6 Mbd, aunque los países de la OPEP tendrán que avanzar aún para limar sus discrepancias y cerrar un acuerdo. Los efectos de este eventual pacto para reducir la producción, se ven minimizados por los persistentes temores a una desaceleración económica, con el consiguiente freno en la demanda de crudo, y por las exenciones de EEUU a las restricciones impuestas a la importación de crudo de Irán“.
      1.- [Brent BAJA] INPUT PRINCIPAL. TEMORES DE EXCESO: PRODUCCIÓN MÁXIMA ARABIA SAUDÍ.
      2.- [Brent BAJA] OFERTA: FRACKING SE RECUPERA.
      • Viernes 23 NOV/2018. El petróleo cae más de un 6% en el que podría ser su peor mes desde octubre de 2008.  Los productores de EEUU están bombeando más petróleo del que se había previsto a principios de año. Los problemas logísticos que iban a limitar la producción en enclaves principales como la Cuenca Pérmica (entre Texas y Nuevo Mexico) han sido menos graves de lo esperado y se están resolviendo con una sorprendente rapidez.EEUU ya está produciendo +11,70 Mbd más del doble que en 2007, lo cual podría AYUDAR a crear un exceso de oferta.
        • Conclusión importante: Si miramos los informes mensuales de la Agencia Internacional de la Energía (EIA), encontramos las siguientes cantidades bombeadas para Arabia Saudí y Rusia: MAY/2018 (+10,02 Mbd; +11,35 Mbd), JUN/2018 (+10,46 Mbd;+11,45 Mbd), JUL/2018 (+10,35 Mbd;+11,60 Mbd), AGO/2018 (+10,42 Mbd;+11,59 Mbd), el corolario es claro: EEUU supera al primer productor mundial de crudo, con un crecimiento ANUAL de +2,042 Mbd (+21,14%) = +11,70 Mbd (16 NOV/2018) – 9,658 Mbd (17 NOV/2017).
      3.- [Brent BAJA] OFERTA: EXENSIONLES IRÁN.
      • Viernes 23 NOV/2018. Exenciones de petróleo de Irán: cómo se alinean los compradores después de las exenciones de Estados Unidos. Si bien EE. UU. otorgó exenciones a ocho compradores de petróleo iraní, ese número se reducirá a cinco para finales de año. India, China y Corea del Sur, tres de los cuatro principales compradores de Asia, obtuvieron exenciones que les permiten comprar un total de +860,000 bd. Los niveles para Japón, Italia y Grecia aún no se han confirmado. Turquía obtuvo exenciones por aproximadamente +60.000 bd. Las exenciones se han otorgado por 180 días y se revisarán hacia el final del período. A continuación se presenta un resumen de los planes de algunos de los principales clientes petroleros de Irán y lo que pueden comprar bajo las exenciones. Corea del Sur [+300.000 bd] + Japón [en proceso] + India [+300.000 bd] + China [+360.000 bd] + Taiwan [en proceso] + Turquía [+60.000 bd]
        • Conclusión importante: Esta input ha sido vital para llevar a la cotización de crudo a la cota de los +59,22 $/bblviernes, 23 NOV/2018 -, ya que supone casi +1,00 Mbd que NO se han retirado del mercado, tal y como dijo Michael LoewenScotiabank -: “Se suponía que las sanciones iraníes cambiarían el juego en el mercado …los productores han estado intentando bombear la mayor cantidad de petróleo posible en este momento para suavizar el golpe de esas sanciones iraníes, sin embargo, Trump sale y otorga exenciones“.
      4.- [Brent BAJA] DEMANDA: CONSUMO DÉBIL 2019.
      • Martes 20 NOV/2018. Wall Street, cuesta abajo y sin frenos: el S&P 500 pierde todo lo ganado en el año y se queda a un paso del territorio bajista. El martes, 20 NOV/2018, se conocieron los datos del mes de OCT/2018 en vivienda con permisos de construcción e iniciación de proyectos. Los malos datos del sector llegan en un momento en el que ya se espera un frenazo de la economía de EEUU, (PIB del +3,50% en 2018 al +1,70% en 2019), terminado el efecto de los estímulos fiscales y con el endurecimiento de la política monetaria por parte de la Fed.
        • Conclusión importante: Mirando a los informes de la OPEP, encontramos las siguientes diferencias en cuanto a la previsión de crecimiento mundial: 11 JUL/2018 (+1,45 Mbd), 13 NOV/2018 (+1,29 Mbd), es decir, en tan solo CUATRO (4) meses, el cártel ha reducido la estimación de consumo en +0,16 Mbd (+11,03%)
      ​Conclusión final importante: Estamos ante unos días de mucha INCERTIDUMBRE, ya que aún quedan prácticamente DOS (2) semanas para la reunión ordinaria de la OPEP en Viena. A partir de aquí, las estimaciones/previsiones de precios para el crudo, con la vista puesta en el año 2019, son muy variadas:

      • S&P Global Platts . El Brent tendrá un promedio de +75,50 $/bbl en 2019, por debajo de los pronósticos de +78,51 $/bbl en OCT/2018.
      • Societe Generale. La OPEP reducirá la oferta de crudo en +1,00 Mbd “o más” en DIC/2018 para evitar el “exceso de oferta en 2019 y mantener los precios del Brent dentro del rango deseado de [70,00-80,00] $/bbl.
      • Barclays. El mercado ya espera un recorte de +1,00 Mbd, cualquier otra cosa podría conducir a una mayor debilidad. Los precios actuales se han disparado a la baja y se espera un repunte para fin de año. Las sanciones de Irán en los EE. UU. son solo de 180 días y se reajustarán a principios de MAY/2019. Mantenemos el pronóstico Brent para 2019 en +72,00 $/bbl.
      •  Morgan Stanley. Esperamos que el Brent alcance un promedio de +78,13 $/bbl el próximo año.

      Desde la consultora TEMPOS, vemos el precio del crudo dentro de la horquilla de [70,00-80,00] $/bbl, ya que es ahí donde Arabia Saudí y Rusia, se sientes cómodas. También, si realizamos el análisis técnico, asumiendo unos históricos desde 01 ENE/2015, observamos que esta semana se ha producido la ROTURA de la línea de tendencia ALCISTA, estando el siguiente soporte situado en los +57,00 $/bbl.

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