CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [19ENE-25ENE] 2019

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] ​​Buenos días, ​​todos los que formamos parte de la consultora TEMPOS, esperamos que el comienzo de la mañana te haya ido genial. Mirando a los mercados energéticos – gas y electricidad -, encontramos esta interesante reflexión:

• «…descuidar una de las compras más importantes, la energética, puede que a priori no tenga repercusión…sin embargo, es en la continua comparación con la competencia, donde encontraremos las diferencias, si ésta ha actuado de manera eficiente…».

• 0.- SUMARIO – puedes hacer click sobre los enlaces -.
  • 1.- Introducción.
  • 2.- Mercado de Electricidad.
    • 2.1.- Mercado Spot Electricidad de Francia.
    • 2.2.1.- ¿Quién fija del Precio de la Energía?.
    • 2.2.2.- Pool Eléctrico España.
  • 3.- Mapa de los Reactores Nucleares de España y Francia.
  • 4.- Opinión Personal: ¿Cuál debe ser la ESTRATEGIA de coberturas – compras parciales a PRECIO FIJO -, para los próximos 45 días?.
  • 5.- Análisis del Mercado de Futuros de Electricidad: Decisiones de Cobertura – compra a precio fijo –.
  • 6.- Mercado de Gas Natural.
    • 6.1.- Tipo de Cambio [TC].
    • 6.2.- Cotización de Brent.

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• 1.- INTRODUCCIÓN.
  • Mercado Spot Electricidad.
    • • España. El promedio de precios para el pool eléctrico de nuestro país se sitúa en +62,86 €/Mwh, cantidad muy próxima a los niveles medios que se alcanzaron en la Q4/2018 ( +62,97 €/Mwh), arrojando una bajada de +2,28 €/Mwh (+3,50%) con respecto a la semana pasada. La mayor parte de este descenso, es debido al excelente comportamiento del viento, alcanzado una cobertura de la demanda, por encima del +30,00% – concretamente, +30,64% -. La siguiente noticia ofrece más datos:
        • Miércoles 23 ENE/2019. España registrará este jueves el precio de la electricidad más bajo de Europa impulsada por la eólica.  La eólica ha alcanzado una generación récord de +377,00 GWh) representando más del +44,00% del total del ‘mix’ de generación.
        Conclusión Importante Primera: Si seguimos leyendo la noticia, encontraremos los siguientes literales. Primero – precios Europa –: «España registrará el menor precio mayorista de la electricidad con +61,04 €/Mwh… muy por debajo del que marcarán mercados como Reino Unido ( +85,50 €/Mwh), Alemania ( +85,80 €/Mwh) o Francia, con +85,90 €/Mwh«. Segunda – influencia de los derechos de emisión CO2 -: «… Con respecto a ENE/2018, la diferencia de precios del pool es todavía mucho mayor, ya que el precio medio de la electricidad fue de algo menos de +50,00 €/Mwh. No obstante, ambos precios NO son COMPARABLES, ya que el punto de inflexión en el mercado mayorista de la electricidad, se produjo antes de mediados del año pasado, cuando «. Siendo el corolario fácil: incluso con la energía eólica en MÁXIMOS, lo cual debiera preocuparnos de manera importante.
        Conclusión Importante Segunda Hay un ANTES y un DESPUÉS, a partir de la publicación de los excendentes de emisión por parte de la Comisión Europea el 15 MAY/2018, sin embargo, ¿estamos preparados ante una BAJADA importante de los EUAs?.
    • Francia. Aunque el parque nuclear del país galo se MANTIENE en niveles de actividad muy aceptables, +52/58 reactores totalmente operativos, el DÉFICIT de producción de energía en relación al consumo, ha provocado que España tenga que inyectar +34,00 Gwh/día a nivel promedio en la malla francesa, en contra de los +45,00 Gwh/día que recibió la semana pasada.
  • Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, SE COMPLICA desde principio de año.
    • El precio del barril de Brent, SE MANTIENE. Las cotizaciones del crudo Brent, PERMANECE en la cota de los (61,00-62,00) $/bbl, debido a la contraposición de varias circunstancias: (1) Colapso en Venezuela. (2) Cumplimiento de recortes por parte de la OPEP+. (3) Crecimiento importante de los inventarios de EEUU. (4) Incertidumbre por la marcha de la economía global, que puede acabar afectando de manera importante a la demanda.
    • Tipo de Cambio (TC), BAJA. Las cotizaciones del binomio euro – dólar, se han aproximado a la cota de los +1,1300 €/$, sobre todo por las evidencias de DESACELERACIÓN de la economía de la zona euro.

El resto del documento, analiza y profundiza en el CONOCIMIENTO de los mercados, con un objetivo prioritario: FAVORECER a tu cuenta de resultados.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 2.1.- ESPAÑA y ALEMANIA AYUDAN A FRANCIA, CON UN POOL POR ENCIMA DE LOS +70,00 €/Mwh.   

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu IZQUIERDA, 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 DERECHA, se señala la correlación que existen entre el pool eléctrico y aquellas tecnologías que lo hacen posible – driver de precios -, así como el parámetro que indica la energía cubierta a través de la producción nuclear y el nivel de las importaciones/exportaciones con España y Alemania. Vayamos a detalle del análisis:

• DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la semana que estamos analizando, el mercado spot galo ha CRECIDO en +13,20 €/Mwh ( +22,63%), situándose en MÁXIMOS anuales de +71,54 €/Mwh. Veamos cuales son las causas:
  Ecuación Mix Energético. Demanda (sube, +148,00 Gwh/día) ≈ ​Nuclear (sube, +16,00 Gwh/día) + Interconexiones (bajan, +91,00 Gwh/día) + Verdes (bajan, -7,00 Gwh/día) + fósiles (suben, +43,00 Gwh/día).
  • PRINCIPAL 01 – consumo se dispara -. La ola de frío que afecta a Francia, ha provocado que las temperaturas desciendan hasta +5,20 ºC por debajo de lo normal, lo que ha causado que la demanda de energía supere la cota de los +1.800 Gwh, situándose en MÁXIMOS anuales, +1.912 Gwh/día [jueves, 24 ENE/2019], superando así a la demanda de 01 MAR/2018 ( +1.997 Gwh/día), arrojando por tanto un crecimiento con respecto a la semana pasada de +148,00 Gwh/día ( +8,97%).
  • PRINCIPAL 02 – viento deja de empujar -. Paradójicamente, la energía verde con mayor capacidad para desbalancear el mercado spot, eólica, ha dejado de inyectar +49,00 Gwh/día ( +45,58%) con respecto al mismo periodo anterior. Si a esta cantidad, le sumamos el aumento de la demanda (197 = 148 + 49), llegamos perfectamente a una DIVERGENCIA de un +11,90%, con respecto al consumo medio alcanzado la semana pasada ( +1.655 Gwh/día).
    Conclusión Importante: No mencionamos a la energía hidráulica, ya que si bien es cierto que su aportación ha aumentado en +42,00 Gwh/día (+27,76%), ésta es ALIADA de las tecnologías fósiles, supuesto que tiene capacidad de APUNTAR los precios marginales de estas tecnologías, más que provocar una mayor competitividad en los costes horarios. 
    • ​​Consecuencia 01 – exportaciones cambian el sentido -. El país galo, ha pasado de EXPORTAR – cifras promedio -: +32 Gwh/día – Inglaterra -, +45,00 Gwh/día – España -, +52,00 Gwh/día – Italia -, +39,00 Gwh/día – Suiza -, -107,00 Gwh/día – Alemania -, a IMPORTAR, -17,00 Gwh/día – Inglaterra -, +34,00 Gwh/día – España -, -30,00 Gwh/día – Italia -, -5,00 Gwh/día – Suiza -, +49,00 Gwh/día – Alemania -, es decir, la semana anterior SALIERON +60,00 Gwh/día de la malla, mientras que esta semana han entrado +31,00 Gwh/día, arrojando una diferencia de +91,00 Gwh/día ( +152,00%).
    • Consecuencia 02 – ciclos combinados y centrales térmicas aumentan -. El aumento de la energía demandada, unido a una bajada del aporte de la tecnología eólica e importaciones, ha hecho que volvamos a girar la mirada hacia el carbón y gas, los cuales AUMENTAN +8,00 Gwh/día ( +51,02%) y +35,00 Gwh/día ( +51,02%), respectivamente.

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

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• Conclusión Importante: Al fijar la atención solamente en los días laborables, concluimos que el MÁXIMO precio se alcanzó el lunes 21 ENE/2019, situándose en los +65,60 €/Mwh. Al girar la mirada hacia los fines de semana, el coste menos competitivo se produjo el sábado 19 ENE/2019, siendo la cotización media diaria de +64,75 €/Mwh. A partir de aquí, el corolario es simple: nos encontramos ante un pool, TOTALMENTE PLANO, siempre cotizando por encima de los +60,00 €/Mwh.

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• 2.2.2.- LA EÓLICA EN MÁXIMOS, EL POOL  CERCA DE ELLOS.
  

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• La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
  • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Dentro de los SIETE (7) días de observación, el precio para el pool eléctrico de nuestro país, ha bajado +2,28 €/Mwh ( +3,50%), situándose en la cota de los +62,86 €/Mwh, a nivel promedio. Varias han sido las circunstancias que han provocado este hecho, veámoslas:
    Ecuación Mix Energético. Demanda (baja, +5,00 Gwh/día) ≈ ​Nuclear (baja, -17,00 Gwh/día) + Francia (baja, -79,00 Gwh/día) + Portugal (sube, +25,00 Gwh/día) + Eólica (sube, +120,00 Gwh/día) + Carbón (sube, +4,00 Gwh/día) + Gas (baja, -53,00 Gwh/día)
    • PRINCIPAL 01 – viento súper empuja -. De la nota de prensa que publicó Red Eléctrica de España (REE), jueves 24 ENE/2019, » La eólica bate récord de producción diaria en el sistema eléctrico peninsula«, se puede extraer el siguiente literal:
      • «A las 16:55 horas del 23 de enero se registró el instante con mayor producción eólica del día, momento en el que el viento permitió la integración de +16.633 MW de eólica en el sistema. Entre las 16:00 y las 17:00 horas se registró la hora de mayor producción de la energía eólica, en la que produjeron 16.456 MWh, el equivalente al +45,80% del total de generación horaria».
    • PRINCIPAL 02 – máxima exportación a Francia -. La semana pasada, han salido para el país vecino un total de +248 Gwh/día: +24,00 Gwh [domingo, 20 ENE/2019], +29,00 Gwh [lunes], +40,00 Gwh [martes], +57,00 Gwh [miércoles], +56,00 Gwh [jueves], +42,00 Gwh [viernes], lo cual significa tener que aumentar el Hueco Térmico [HT] en un +12,63% (57,00 Gwh/451Gwh), teniendo presente el importante SOBRECOSTE de los derechos de emisión, situándose precisamente esta semana en MÁXIMOS anuales, +25,01 €/tCO2 [martes, 22 ENE/2019].
      Conclusión Importante: Esta es una de las causas PRINCIPALES de NO poder ver precios por pantalla por debajo de la cota de los +60,00 €/Mwh, aún cuando la tecnología del viento se sitúa muy por encima de MÁXIMOS anuales, +238,00 Gwh/día vs +199,00 Gwh/día [Q1/2018].
      • • Consecuencia – gas desciende -. La GRAN aportación de la tecnología eólica, ha permitido REBAJAR el Hueco Térmico (HT) = Demanda – Verdes, en +123,00 Gwh/día ( +21,43%), lo que a su vez ha causado que se necesiten +53,00 Gwh de gas natural menos, esto es, -36,22% con respecto a la semana pasada.
  Conclusión importante:  A pesar de TODO, si diriges tu mirada hacia la imagen superior derecha, verás que el driver único de los precios del pool eléctrico es el CARBÓN. Significa que por cada megavatio por hora que vierta a la red, produce +0,92 tCO2, estando su precio en MÁXIMOS de +25,01 €/tCO2 [martes, 22 ENE/2019], teniendo que EMBEBER por tanto en el precio un sobrecoste de +0,92 tCO2/Mwh * 25,01 €/tCO2 = +23,00 €/Mwh, siendo la consecuencia CLARA y DIRECTA: los precios del pool eléctrico aparecen SOLDADOS a la cota de +60,00 €/Mwh, afirmación que corroboran los futuros de la semana que viene – boletín OMIP de viernes 25 ENE/2019 -: +60,41 €/Mwh [martes, 29 ENE/2019], +60,54 €/Mwh [miércoles], +60,62 €/Mwh [jueves].

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

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• Para la semana que estamos analizando, éstas han sido las noticias más importantes en torno al parque nuclear de Francia y España:
  • FRANCIA.
    • NOVEDADES
      • ARRANQUE
        • PALUEL 3. La unidad de producción número 3 de la central nuclear de Paluel, se conectó a la red eléctrica el martes 22 ENE/2019 a las 8:50 am. Se había cerrado el 12 ENE/2019 para intervenciones en el sistema de instrumentación del núcleo del reactor – este sistema se utiliza para proporcionar información sobre la distribución del flujo de neutrones -.
        • TRICASTIN 1. El trabajo para intercambiar el diésel de la unidad de producción número 1 se ha completado y la unidad ha producido el +100,00%.
      • RETRASOS CONEXIÓN, DOS (2).

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  • ESPAÑA
    • NOVEDADES
      • ARRANQUE/PARADA
        • COFRENTES. La central nuclear de Cofrentes ha informado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) que el sábado 19 ENE/2019 iniciará una breve parada programada para hacer trabajos de mantenimiento, que no se pueden realizar con central a potencia. Las actividades programadas, para las que se prevé una duración de poco más de tres días, consistirán en mantener el actuador de una válvula de control en el lazo A del sistema de recirculación, que es un equipo no relacionado con la seguridad. Según programa, a partir del martes 22, se procederá al arranque y conexión de la central a la red eléctrica.
  ​Conclusión Importante: Cofrentes está operando en estos momentos al +100,00% [domingo, 27 ENE/2019]. Por la parte de Francia, la disponibilidad es casi del +90,00%, estando previsto que entre en línea BELLEVILE 1 en breve – Électricité de France S.A. , aún no ha confirmado la entrada estimada para el 25 ENE/2019 -.

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• 4.- OPINIÓN PERSONAL.  ¿Cuál debe ser la ESTRATEGIA de coberturas – compras parciales a PRECIO FIJO -, para los próximos 45 días?.

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  La verdad es que estoy siguiendo con verdadero INTERÉS, la SINTONÍA que se está produciendo entre las cotizaciones de las diversas variables en el mercado de futuros, y los precios de cierre diarios de los derechos de emisión del CO2 en el mercado europeo, llegando a las siguientes conclusiones:

   

  • Primera – YEAR 2020 vs CO2 –. Los precios para el CAL2020 SIGUEN correlacionados con los costes de las EUAS – imagen inferior izquierda, dos líneas prácticamente paralelas -, hecho que comenzó a producirse el 08 NOV/2018: +19,58 €/tCO2 <=> +53,85 €/Mwh. A día de hoy [viernes, 25 ENE/2019], el binomio se encuentra en los niveles, +23,76 €/tCO2 <=> +56,05 €/Mwh, hablamos por tanto de una proporción, a groso modo, de +4,18 €/tCO2 (23,76 €/tCO2 -19,58 €/tCO2) por cada +2,20 €/Mwh (56,05 €/Mwh – 53,85 €/Mwh).
  • Segunda – YEAR 2021/2022 vs CO2 -. Aquí está la NOTICIA: a partir del viernes 18 ENE/2019, los costes de los derechos de emisión ALCANZAN y comienzas a MANEJAR a las cotizaciones de los periodos más allá de 2020 – parte final de las imágenes a la derecha -, esto es, Year+2 [2021] y Year+3 [2022].
    • Conclusión Importante: Habrá que CONFIRMAR a través del análisis de los datos de cierre de los próximos días/semanas, si la sintonía tiene capacidad de MANTENERSE. De producirse, significaría que la DESCARBONIZACIÓN anunciada por ESPAÑA y ALEMANIA, todavía NO queda CLARA para los mercados, que en definitiva, son los que marcan el precio de las commodities.
  • Tercera – MAR/2019 –. Los futuros para el tercer mes del año, llevan bajando de manera CONSISTENTE desde el lunes 17 DIC/2018 ( +59,83 €/Mwh), llegando a la cota de +53,00 €/Mwh [viernes, 25 ENE/2019]. El descenso supone una PÉRDIDA de valor de +6,83 €/Mwh ( +11,42%). Este hecho, en gran parte se debe a que los mercados están adelantando la siguiente noticia, «La ola de frío europea durará hasta marzo«, cuyo literal es el siguiente:
    • «Las temperaturas en la mayor parte de Europa permanecerán por debajo de lo normal durante todo FEB/2019, pero se moderarán en los próximos dos mes, dijo The Weather Company – última predicción estacional publicada el martes 22 ENE/2019 –
    • El frío afectaría a la región nórdica, el Reino Unido y otras partes del norte de Europa continental. Sin embargo, el sur de Europa tendrá temperaturas más suaves con unas condiciones meteorológicas húmedas y ventosas. A partir de MAR/2019, las temperaturas estarán por encima de lo normal en la mayor parte de Europa, aunque la región nórdica se mantendrá más fría de lo normal para esta época del año, hasta la mejora prevista en ABR/2019.»
      
    Conclusión Final Importante: Asumiendo que en estos momentos los EUAs son los PRINCIPALES drivers de las cotizaciones en el mercado de futuros de electricidad y, teniendo presente que son precisamente estos mercados los que están adelantando una CAÍDA importante para el pool eléctrico en el mes de MAR/2019, lo cual significaría una MAYOR entrada de las renovables, y por lo tanto, una MERMA en la dinámica de las centrales  térmicas y de ciclo combinado, produciendo a su vez una MENOR emisión de CO2, lo que provocaría una presión a la baja para los precios de los derechos de emisión, y en definitiva, para las cotizaciones de los futuros, YEAR/2020/2021/2022, desde la consultora TEMPOS, vemos PRUDENTE mantenernos a la ESPERA hasta mediados de MAR/2019, para la ejecución de coberturas – compras adelantadas a precio fijo -.

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• 5.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
  • NOTICIA: EL DESCENSO DE LOS DERECHOS DE EMISIÓN, PROVOCA LA BAJADA DE LOS FUTUROS, AL ESTAR EN CORRELACIÓN. 
    ALERTA: …

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• Análisis FUNDAMENTAL. El viernes 18 de ENE/2019, los derechos de emisión de dióxido de carbono cerraban en +24,71 €/tCO2, siete días más tarde se han situado en la cota de los +23,76 €/tCO2, lo que arroja un DESCENSO de -0,91 €/tCO2( -3,84%), siendo varios los motivos que ayudan a justificar esta caída:
  • Miércoles 23 ENE/2019. Las EUA vuelve a bajar por debajo de los 25 €/tCO2 a medida que aumentan los planes de eliminación de carbón en Alemania. Los EUA retrocedieron casi un +2,00% por debajo de los +25 €/tCO2, cayendo después de alcanzar un máximo de tres semanas, debido a que los operadores se mostraron cautelosos sobre el impacto bajista del plan de eliminación de carbón de Alemania.
  • Jueves 24 ENE/2019.​ Precios electricidad para semana 5 caen un 5% por lluvias.  El contrato de electricidad español de carga base para la próxima semana, cayó casi un +5,00% ante los pronósticos meteorológicos que apuntan a una semana lluviosa.
  • Jueves 24 ENE/2019.​ Las EUA publican el segundo día de pérdidas a pesar de una subasta fuerte.  Los precios europeos del carbono se hundieron por segundo día consecutivo, a pesar del resultado de la subasta más alcista del año hasta la fecha, ya que los operadores dijeron que la «energía más débil» y la toma de ganancias, pesaban sobre los EUA.

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• Q1 [2019-2020]. Tendencia.  ALCISTA. Al alcanzar los derechos de emisión su tercer máximo relativo, +25,01 €/tCO2 [martes, 22 ENE/2019], Q1/2020, hizo lo propio – al estar en SINTONÍA directa -, y se situó también en máximos: +62,15 €/Mwh [22 ENE/2019] y +62,21 €/Mwh [23 ENE/2019], bajando después de manera importante al precio de +61,06 €/Mwh [25 ENE/2019].
  • Análisis técnico. La resistencia máxima superior para el primer trimestre de 2020, parece estar clara, +61,80 €/Mwh. A partir de ésta, y a causa del descenso descrito de los EUAS, ha rebotado dirigiéndose al próximo soporte sólido de +59,00 €/Mwh.
  • Precio Objetivo: Q1/2020: Por debajo de 59,00 €/Mwh – primer soporte -.
  • Recomendación: No entrar.

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• Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> ALCISTA. Tendencia. 2020 -> MOVIMIENTO LATERAL. Q2/2019, ha respondido BIEN a la bajada del CO2, ya que después de alcanzar el máximo relativo de +58,30 €/Mwh [miércoles, 23 ENE/2019], se ha situado en los +56,90 €/Mwh [viernes, 25 ENE/2019], dejándose +1,40 €/Mwh ( -2,40%). Por su parte, el segundo trimestre de 2020, ha bajado -0,96 €/Mwh ( -1,84%), de forma paralela a la descrita para su antecesora.
  • Análisis técnico. La tendencia ALCISTA que presenta Q2/2019 es importante. En estos momentos, la última bajada descrita le ha permitido situarse «encima» del canal alcista – iniciado el 26 JUN/2018 (+46,33 €/Mwh) -, siendo el próximo paso lógico – si los EUAs lo permiten -, tocar el siguiente soporte de +56,00 €/Mwh. Por su parte, Q2/2020, también ha rebotado, pudiendo alcanzar la resistencia de +49,50 €/Mwh, si la bajada continuase.
  • Precio Objetivo: Q2/2019: Por debajo de 52,90 €/Mwh – siguiente soporte – . Q2/2020: Por debajo de 49,50 €/Mwh – soporte inferior -.
  • Recomendación: No entrar.

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• Q3 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> ALCISTA. Tendencia. 2020 ->MOVIMIENTO LATERAL.Ambas bajan desde los máximos relativos de +63,58 €/Mwh y +56,94 €/Mwh, alcanzados el 23ENE/2019, para Q3/2019 y Q3/2020, respectivamente, arrojando una pérdida de +1,48 €/Mwh (+2,33%) y +1,05 €/Mwh (+1,84%) con respecto al 25 ENE/2019.
  • • Análisis técnico. Si los derechos de emisión siguen bajando, y teniendo presente el canal donde se mueve Q3/2019, parece lógico que se ubique en breve cerca de los +61,00 €/Mwh. Mirando al tercer trimestre de 2020 – por el mismo motivo expresado -, existen  posibilidades de ver precios por pantalla cercanos al soporte de +55,20 €/Mwh.
    • ​​​​​Precio Objetivo: Q3/2019: Por debajo de 59,20 €/Mwh – segundo soporte inferior -. Q2/2020: Por debajo de 55,20 €/Mwh.
      
    • Recomendación: No entrar.

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• Q4 [2019]. Tendencia. ALCISTA. La bajada de los derechos de emisión, NO ha provocado que los precios para Q4/2019 salgan del canal ALCISTA, ubicándose éstos en el LÍMITE inferior de éste, y a punto de tocar la resistencia de +63,20 €/Mwh.
  • • Análisis técnico. Es una variable muy correlacionada con los costes de las EUAs, por tanto, si éstas siguen bajando, puede fácilmente romper el raíl alcista y alcanzar el soporte de los +61,50 €/Mwh – la última vez fue el 07 DIC/2018 en +61,97 €/Mwh -.  ​
    • Precio Objetivo: Por debajo de 61,50 €/Mwh – segundo soporte inferior –
    • Recomendación:No entrar.

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• 6.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT).
  • 6.1.- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] -. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> +1,1354 €/$, -0,54%. Cotizaciones [Lunes = +1,1362; Martes = +1,1354; Miércoles = +1,1367;Jueves = +1,1341; Viernes =  +1,1346] €/S. 

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    00.- NOTICIA DESTACADA. Martes 22 ENE/2019. Un invierno económico se apodera del euro.  Apenas tres semanas después de 2019, la convicción de los analistas es que será el año del euro. La moneda común ha disminuido frente a cada uno de sus pares del Grupo de los 10 fuera de Europa, ya que la desaceleración del crecimiento de la zona del euro, el estancamiento de la inflación y la persistencia de los riesgos políticos frenan a los inversores. Una gran cantidad de bancos habían proyectado que el euro aumentaría este año, sobre la base de los mayores rendimientos de Alemania, con la convicción de que la Reserva Federal detendría sus aumentos de tasas y el Banco Central Europeo aumentaría los costos de los préstamos por primera vez en ocho años. Sin embargo, los pedidos de las fábricas alemanas y la producción industrial se han reducido mucho más de lo previsto, según mostraron los datos publicados desde principios de año, lo que incitó a los analistas a retrasar sus perspectivas. El escepticismo se está reflejando en los mercados monetarios, donde los inversores ven que el BCE evitará un aumento en las tasas este año.

    ESTADO DEL CAMBIO DE DIVISA. Para los SIETE (7) días que analizamos, el TC ha bajado desde los +1,1402 €/$, hasta los +1,1346 €/$, es decir,  -0,49%, siendo las causas las expuestas a continuación:

    01.1.- EUROPA. (FRANCIA + ITALIA + ALEMANIA) NO FUNCIONAN

    • Jueves 24 ENE/2019. La economía francesa se mantiene a la baja en el inicio de 2019.  El esperado repunte de la actividad francesa en ENE/2019 no se materializó, lo que aumentará las preocupaciones sobre la segunda mayor economía de la zona del euro. La medida de manufactura y servicios de IHS Markit cayó a +47,90, la más baja en más de cuatro años, desde +48,70 en DIC/2018.
    • Lunes 21 ENE/2019. La perspectiva de crecimiento de Italia es cortada por el FMI en una advertencia al gobierno.  El Fondo Monetario Internacional revisó a la baja su pronóstico para el crecimiento económico de Italia este año, advirtiendo que cualquier nueva tensión sobre las finanzas públicas podría afectar la producción, los costos de endeudamiento y el sistema bancario de la nación. La nueva estimación del fondo para 2019 coincide con las proyecciones revisadas que el Banco de Italia publicó en su boletín económico trimestral.  La tercera economía más grande de la región del euro crecerá un +0,60% en 2019, en comparación con la estimación de OCT/2018 del +1,00%. Se pronostica que el producto interno bruto aumentará un +0,90% en 2020 – sin cambios respecto a la proyección anterior -.
      • Comentario Importante: Sorprende las cifras que maneja el FMI sobre la TERCERA economía de Europa: El crecimiento proyectado para Italia en 2019 es el más bajo entre las naciones enumeradas individualmente, además Italia también se destaca por los riesgos relacionados con su deuda pública – con más del +130,00% de la producción – en proporción es la segunda más grande de la región del euro, después de Grecia. De esta manera, es NORMAL, las reticencias de la Comisión Europea para dar el OK a las cuentas de Italia.
    • Jueves 24 ENE/2019. La manufactura alemana entra en su caída más profunda en cuatro años. Los problemas industriales de Alemania continuaron el nuevo año cuando la producción de la fábrica se contrajo por primera vez en cuatro años. La mala lectura del índice IHS Markit Purchasing Managers en ENE/2019 ha reforzado los temores sobre la salud tanto de la economía europea como de la global. El indicador para la fabricación alemana cayó a +49,90 desde >+51,50 – las lecturas por debajo de 50 indican una contracción -.

    01.2.- EUROPA. CONSECUENCIA => EUROPA SE DESACELERA => PELIGRA SUBIDA TIPOS. 

    • Jueves 24 ENE/2019. Draghi reconoce que los riesgos han crecido y aleja a 2020 el alza de tipos.  El presidente del BCE ha sido explícito en mostrar todos los riesgos que presionan el crecimiento económico de la zona euro, que se confirma más débil de lo esperado en el corto plazo. Mario Draghi ha señalado que hay «una larga lista de factores» que pueden influir en el crecimiento más allá del corto plazo. Ha citado el Brexit, la amenaza proteccionista, la desaceleración en China o los problemas de la industria automovilística alemana ante el riesgo de aranceles . Ha añadido además, que un estímulo monetario significativo sigue siendo necesario para cumplir con el objetivo de aproximar la inflación al objetivo del +2,00%. Así, sin dar nuevas previsiones económicas ni modificar su hoja de ruta, Draghi ha comenzado a sugerir que los tipos podrían no subir tampoco este año.
      • Conclusión Importante: Karen Ward – JPMorgan -, lo deja meridianamente claro: » el crecimiento está estabilizando, pero no es suficiente para hacer crecer la inflación y mantenerla cerca, pero por debajo del 2%«, más con el varapalo que ha dado el FMI: » la institución  ha metido un fuerte tijeretazo a sus pronósticos sobre el PIB de la economía alemana e italiana y, en menor medida, Francia….  Europa es la principal culpable de la rebaja de sus estimaciones para el crecimiento mundial«. De esta manera, desde la consultora TEMPOS, abogamos por la siguiente idea: si no hay CRECIMIENTO, NO habrá subida de tipos.

    02.- EEUU: DATOS DESEMPLEO + GUERRA COMERCIAL.
    • Jueves 24 ENE/2019. Las solicitudes de desempleo en los Estados Unidos caen a un mínimo de 49 años a pesar del cierre federal.  Las solicitudes de beneficios por desempleo cayeron la semana pasada al nivel más bajo desde 1969, lo que indica que el mercado laboral sigue siendo ajustado a pesar del cierre parcial del gobierno federal. Las peticiones se redujeron de +13.000 a +199.000.
    • Jueves 24 ENE/2019. Wilbur Ross dice que ‘Millas y millas’ desde  EE. UU. a China para resolver la guerra comercial. El secretario de Comercio, Wilbur Ross, restó importancia a las expectativas de un final de la guerra comercial entre Estados Unidos y China, cuando ambas partes se reúnan en Washington la próxima semana, diciendo que las dos economías más grandes del mundo están muy lejos de resolver sus diferencias.
      • Wilbur Ross: «Estamos a millas y millas de obtener una resolución … el comercio es muy complicado. Hay muchos y muchos problemas…. la gente no debe pensar que los eventos de la próxima semana serán la solución a todos los problemas entre los Estados Unidos y China. Es un tema demasiado complicado ..creo que a China le gustaría hacer un trato. Creo que nos gustaría hacer un trato. Pero tiene que ser un acuerdo que funcione para ambas partes...».
      • Larry Kudlow –  asesor económico de la Casa Blanca –: «las conversaciones con el equipo de Liu la próxima semana serán una prueba crucial para determinar si las dos partes pueden llegar a un acuerdo… el alcance de las conversaciones es enorme y las conversaciones continuarán al más alto nivel…no tenemos nada en el papel, no hay contrato, no hay trato«.
        Conclusión Importante: Si no se llega a un acuerdo con China, el gobierno de Trump ha amenazado con elevar la tasa arancelaria de +200 mil millones de dólares en bienes chinos al +25,00% desde el +10,00% actual. Si ese escenario llegase a suceder, sería GRAVEMENTE perjudicial para la economía global, pero también para el dólar, ya que muy probablemene pondría en entredicho el crecimiento de EEUU.
  Conclusión final importante: ​​​ Desde la consultora TEMPOS, observamos que el NO crecimiento de Europa = Francia + Italia + Alemania, y la consecuente NO subida de tipos, en principio para finales del verano de 2019, y luego, al terminar 2019, pesa más sobre el binomio euro – dólar, que la marcha de la economía de EEUU: freno en la subida de tipos por parte de la Reserva Federal y posibles consecuencias de la intensificación de la guerra comercial con China. De esta manera, vemos el Tipo de Cambio, más cerca del soporte de +1,1250 €/$ que subiendo cerca de la resistencia de +1,1550 €/$.

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• • 6.2.- COTIZACIÓN BRENT.-Tendencia -> BAJISTA – posible rebote. Futuros Anual (promedio)= +61,69 $/bbl, -1,44%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 62,74; Martes = +61,50; Miércoles = +61,14; Jueves = +61,09; Viernes = +61,64] dólares por barril.
    • • ​​​Datos Reservas Crudo EEUU – jueves 24 ENE/2019 -:. Han aumentado en +7,970 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de +0,042 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +445,042 Mb.
      • Inventarios Gasolina – jueves 24 ENE/2019 -: Han subido en +4,050 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un incremento de +2,655 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +259,571 Mb.  

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 18 ENE/2019 -, Exportaciones Crudo – viernes 18 ENE/2019 -, y plataformas Fracking – viernes 25 ENE/2019 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,900 Millones de barriles al día (Mbd). Las exportaciones, han bajado en +0,73 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +9,51 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han aumentado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 862,00 (+10).

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      • 00.- NOTICIA DESTACADA. Viernes 25 ENE/2019. Las ‘grietas’ que amenazan con congelar el crecimiento de la economía mundial. Primera – Europa –: Freno en el crecimiento en la Eurozona. Segunda – Brexit –. Incertidumbre en el trasiego de productos y personas después del 30 MAR/2019. Tercera – Japón –. La desaceleración se ha convertido en una caída de la confianza similar a Europa. Cuarta – EEUU -. Desaparece el chute de estímulos fiscales que ha compensado el impacto de la guerra comercial y el resto de incertidumbres que sí han golpeado al resto del mundo. Quinta – China –. La desaceleración está siendo más rápida de lo que se esperaba.
      • ESTADO DEL PRECIO DEL CRUDO. Para la semana bajo análisis, el PRECIO del barrril Brent, ha bajado en +1,06 $/bbl (+1,69%) – viernes  18 ENE/2019 vs viernes 25 ENE/2019 -, siendo las razones las que se muestran a continuación:
      • 01.- COLAPSO DE VENEZUELA.
        • Viernes 25 ENE/2019. El petróleo roza máximos del año, con Venezuela como nuevo foco de tensión. La INCERTIDUMBRE cuyo origen está en la inestabilidad política de Venezuela, tiene dos derivadas:
          • Producción de crudo. La cifra de producción es la más baja en más de 50 años. En poco más de un año se ha reducido prácticamente a la mitad. Hasta AGO/2017 el bombeo superaba la barrera de los +2,00 Mbd – en el informe OPEP de ENE/2019, figura una producción de +1,148 Mbd para DIC/2018 -. El clima de máxima incertidumbre política que vive en las últimas jornadas Venezuela, con episodios violentos incluidos, amenaza con impactar de lleno en la producción de las plantas petrolíferas del país. Faith Birol – Agencia Internacional de la Energía (IEA, en inglés) -: «Si se produce una revolución en el país el bombeo podría agravar la caída sufrida en los últimos años, la mayor que haya sufrido nunca …tras un proceso revolucionario es muy raro que un país recupere su capacidad de producción«.
          • Seguridad en las transacciones comerciales.  La designación estadounidense de Juan Guaidó como presidente legítimo de Venezuela, ha creado confusión entre los refinadores, productores, empresas de servicios y comerciantes que ahora no están seguros de la legalidad de las transacciones comerciales futuras con la estatal PDVSA. El miércoles 23 ENE/2019, Estados Unidos declaró ilegítima la presidencia de Nicolás Maduro y reconoció a Guaidó, el jefe de la Asamblea Nacional de Venezuela, como el presidente legítimo del país. Otros países, incluido Canadá, siguieron a los Estados Unidos con declaraciones similares: «Literalmente, todas las empresas hacen la misma pregunta: ¿qué significa esto?…¿Es Maduro PDVSA? Nadie lo sabe. Simplemente no hay especificidad»
            Conclusión Importante: Otra de las cuestiones que preocupa sobremanera, es la posible imposición de SANCIONES por parte de EEUU hacia Venezuela, como medida de presión al régimen de Maduro, según indica el literal extraído de la NOTICIA: » La administración de Trump ha redactado una lista de sanciones, pero no ha decidido si implementarlas. A principios de este mes, los funcionarios de la Casa Blanca advirtieron a las refinerías estadounidenses y les aconsejaron que buscaran fuentes alternativas de crudo pesado«.
        02.-HORIZONTE DE LA ECONOMÍA GLOBAL: PREVISIONES FMI + CHINA.​
        
        • Martes 22 ENE/2019. Los futuros del petróleo crudo se desploman ante la débil perspectiva económica. El Fondo Monetario Internacional (FMI) ha revisado su pronóstico de crecimiento global para 2019 en +0,20% desde sus proyecciones de OCT/2018 hasta el +3,50%, lo que pesa en los mercados de crudo. El FMI dijo que una desaceleración mayor a la esperada en China fue un factor importante en el riesgo a la baja para el crecimiento global. La débil perspectiva para los mercados emergentes podría limitar la demanda de petróleo, Michael Poulsen – Global Risk Management – : «Tienen un vínculo más estrecho entre el crecimiento del PIB y el consumo de petróleo, a diferencia de las economías basadas en servicios en la OCDE«.
        • Miércoles 23 ENE/2019. Los presidentes ejecutivos del sector del petróleo ven que el equilibrio de mercado se ve borroso por el riesgo de China.  El mercado del petróleo está volviendo gradualmente al equilibrio a medida que la OPEP se recupera en la producción y el auge del esquisto de EE. UU. se ralentiza – opinión de los ejecutivos reunidos en Davos -. Sin embargo, el riesgo de estancamiento del crecimiento en China continúa nublando las perspectivas. El crudo ha tenido su mejor comienzo en un año desde 2001 con la esperanza de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados reduzcan la producción suficiente para eliminar el exceso. Sin embargo, las previsiones de un crecimiento económico más lento, especialmente en China, amenazan ese repunte.
          Comentario Importante: Es cierto que el PIB de China ha registrado en 2018 su peor dato desde 1990, sin embargo, la próxima semana el mercado del petróleo afrontará nuevas jornadas decisivas con motivo de las negociaciones comerciales entre EEUU y China. La firma de una tregua en la guerra de aranceles, podría permitir AMORTIGUAR las alertas sobre el grado de desaceleración de la economía y, por extensión, sobre su impacto en la cifras de demanda de crudo. Daniel Yergin – vicepresidente de IHS MARKIT -: “Si eso se resuelve en marzo, creo que eso levanta todos los mercados y devuelve la confianza”.

        03.- ESTADO DEL SHALE GAS – EEUU -.
        

        • Jueves 24 ENE/2019. Aparecen grietas en un crecimiento récord en el petróleo de EE. UU. Las grietas están emergiendo en la máquina de petróleo de Estados Unidos. El implacable crecimiento de la producción de Shale Oil se está desacelerando, y el mes próximo el crecimiento será el más débil desde MAY/2018, según la Administración de Información de Energía (EIA, en inglés). Los aumentos en la Cuenca Pérmica, el área más grande, también serán los más lentos en nueve meses. Phil Flynn – Price Futures Group -: “La caída de los precios afectó a muchas de esas compañías y ahora está teniendo consecuencias por las expectativas de producción de petróleo de esquisto de EE. UU” .

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          Conclusión Importante: Es CIERTO que hay signos de desaceleración, la figura muestra claramente, como la cantidad de crudo producido por los nuevos pozos en tres de los juegos de esquisto más grandes, ha estado disminuyendo durante al menos un año. Sin embargo, revisando los datos de producción de EEUU semana tras semana, nos encontramos que ésta se sitúa en MÁXIMOS históricos, ubicada en los +11,90 Mbd. Además, en la semana bajo análisis, el número de plataformas ha crecido en +10,00, hasta alcanzar las +862,00. Por tanto, estamos ante una fuente de INCERTIDUMBRE importante, ya que NO sabemos a ciencia cierta cómo van a priorizar las compañías de Fracking: crecimiento lentos/rápidos vs flujo de caja.

        04.- RECORTES DE LA OPEP+.
        

        • Jueves 24 ENE/2019. El veredicto de las grandes agencias petroleras sobre el Pacto de la OPEP +: Aversión al exceso.  Los estados productores de petróleo en la OPEP+ evitarán una acumulación de inventarios mundiales de crudo en la primera mitad de este año, asumiendo que pueden resistir la tentación de hacer trampa en el pacto de DIC/2018 con el fin de restringir los suministros. Esa es la principal conclusión de los estudios de oferta y demanda de las organizaciones más observadas de la industria petrolera: la Agencia Internacional de Energía (IEA), la Administración de Información de Energía de EE. UU (EIA), y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): sus datos concluyen que los recortes en la producción de petróleo deberían equilibrar el mercado en el primer semestre de 2019 .

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          El gráfico representa el exceso/déficit, según las estimaciones de las principales agencias señaladas anteriormente, para el primer semestre de 2019, realizadas en los meses desde AGO/2018 hasta DIC/2018, sin tener en cuenta los recortes pactados en DIC/2018. La imagen también incorpora una cifra de corte completo – full cut -, deduciendo entonces los barriles acordados – supone que Irán, Libia y Venezuela permanecen sin cambios -. De esta manera, si los cortes se implementan en su totalidad, los datos de la IEA implican que el excedente se reduce a solo +80,000 bd, las cifras de la EIA se vinculan a +360.000 bd, mientras que los propios números de la OPEP apuntan a una escasez de +100.000 bd.

        Conclusión Final Importante: Desde la consultora TEMPOS, observamos una cantidad significativa de vectores con capacidad de manejar los precios de crudo en un sentido, o en otro, en definitiva, INCERTIDUMBRE en el horizonte. Prueba de ello, es el análisis técnico expresado en la figura de más arriba. Por un lado, las cotizaciones miran al soporte de los +56,00 $/bbl – alcanzado a principios de año-, empujadas por la marcha de la economía global y la producción del Fracking, por otro, los precios buscan sobrepasar el soporte de los +62,00 $/bbl, ayudados por los recortes puestos en marcha por la OPEP+, añadiendo en estos días la convulsión que está viviendo Venezuela. De esta manera, en el corto plazo, los costes del crudo estarán pivotando en la horquilla [55,00 – 62,00] $/bbl, pudiendo subir a la cota de los +67,00 $/bbl, caso de AJUSTARSE el mercado – las estimaciones del FMI difieren un poco -.
        
        

    Toda acción de COMPRA en un RIESGO. Si vamos a pool, los futuros podrían caer. También si realizamos una cobertura por el +100,00% el mercado spot puede mostrarse competitivo. La solución está en el establecimiento de una verdadera estrategia de compra, pueda aprovechar las oportunidades de ambos mercados.

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