- 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL POOL, GOBERNADO POR LA FALTA DE HIDRÁULICA y EL GAS. Esta semana la noticia sigue estando en las cotizaciones del mercado spot de nuestro país, rebasando la mayoría de los días los 60,00 €/Mwh: lunes 23 OCT/2017 (+61,75 €/Mwh), martes (+61,40 €/Mwh), miércoles (+62,59 €/Mwh), jueves (+60,04 €/Mwh ) y viernes (+57,71 €/Mwh), arrojando una media para la ventana temporal analizada de 58,58 €/Mwh – hemos tenido presente también las cotizaciones del fin de semana -. En el escenario que acabamos de dibujar, permanecen algunas inputs negativas conocidas, pero también, han aparecido vectores que dan motivos para prever un horizonte más competitivo. Veámoslo con detenimiento:
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- 1.1.- FRANCIA COMIENZA A REACTIVAR SU NUCLEAR, Y TAMBIÉN EL CONSUMO.
Con el fin de llegar a unas conclusiones consistentes, acerca del estado del mercado spot de nuestro país, se hace necesario dibujar el mapa energético de Francia en las últimas cuatro semanas. La tabla que estás viendo, muestra por un lado la demanda de energía – media semanal -, y por otro, todas aquellas tecnologías que ayudan a sostener esos requerimientos de consumo. Varias ideas interesantes:
- Solicitudes de Energía. En las tres primeras semanas de OCT/2017, Francia se ha mostrado lineal con respecto a su consumo, arrojando una demanda promedio de 1.146,99 Gwh/día. Sin embargo, la noticia está – tendrá repercusiones en el pool de nuestro país -, en el aumento de la demanda de energía en el último periodo, situándose en los 1.204 Gwh/día, lo que supone un incremento de un +6,28% (+71,14 Gwh/día), con respecto a la semana inmediatamente anterior. También, quiero que prestes atención a la siguiente noticia, » Clima suave esperado al comienzo del invierno: Meteo France «:
(1) Un clima más cálido de lo esperado podría aliviar la demanda de electricidad en Francia que, a diferencia de la vecina Alemania, depende en gran medida de la electricidad para calefacción durante el invierno. (2) El operador francés de la red eléctrica RTE estima, que una caída de 1 grado Celsius en temperaturas por debajo de la norma estacional durante un período frío prolongado, aumenta la demanda de electricidad en 2.400 megavatios (MW), lo que equivale a la capacidad de 2,5 reactores nucleares. (3) Meteo France dijo que había una probabilidad del 50 por ciento de un clima templado probable en Francia y en la mayor parte de Europa occidental y la mitad sur de Escandinavia. (4) También pronostica una probabilidad del 20 por ciento de un clima frío por debajo de las normas estacionales en la región. - Tecnologías Verdes. Si sumamos la aportación de la energía eólica (-26,47 Gwh/día, -30,19%), solar (-0,59 Gwh/día, -2,88%) e hidráulica (+6,52 Gwh/día, +7,99%), llegaremos a la conclusión que las renovables de Francia pusieron en el pool 20,54 Gwh/díamenos que, hemos de incrementarlos a los 71,14 Gwh/día reseñados en el anterior apartado, por tanto, hablamos de 91,68 Gwh/día = 20,54 Gwh/día + 71,14 Gwh/día. En este caso, no hemos tenido en cuenta la hidráulica de bombeo – Pompage -, ya que es una tecnología básicamente de almacenamiento.
- Energía Nuclear. Aquí esta parte de la noticia: Francia reactiva parte de sus reactores nucleares – lo veremos con detenimiento en el próximo apartado -, y consigue aportar al mix energético 42,50 Gwh/día (+4,91%) – más de la mitad del aumento del consumo -, lo cual, es un acontecimiento extraordinario, cara a establecer unas estimaciones en el horizonte más próximo => los reactores Franceses comienzan a despertar.
- Solicitudes de Energía. En las tres primeras semanas de OCT/2017, Francia se ha mostrado lineal con respecto a su consumo, arrojando una demanda promedio de 1.146,99 Gwh/día. Sin embargo, la noticia está – tendrá repercusiones en el pool de nuestro país -, en el aumento de la demanda de energía en el último periodo, situándose en los 1.204 Gwh/día, lo que supone un incremento de un +6,28% (+71,14 Gwh/día), con respecto a la semana inmediatamente anterior. También, quiero que prestes atención a la siguiente noticia, » Clima suave esperado al comienzo del invierno: Meteo France «:
Conclusión Importante: Es cierto, los reactores nucleares de Francia han comenzado a responder, con respecto al parón de principios de OCT/2017. Sin embargo, las consecuencias de este hecho, no han tenido el efecto esperado en las cotizaciones del mercado spot de Francia, por varios motivos: (1) Elevación muy importante de la demanda de energía (+6,28%). (2) Disminución de la aportación de las renovables, en especial la eólica (-30,19%). (3) Aumento significativo de la dinámica del gas y carbón (6,08%, 13,27%). Todo ese movimiento de piezas ha tenido dos consecuencias para el pool de nuestro país: (1) El mercado spot de Francia se encarece un 10,56%, hasta la cota de los 54,38 €/Mwh, por tanto, de adquirir su energía, lo haremos a un precio bastante caro – la media de SEP/2017, fue de 36,96 €/Mwh -. (2) Los intercambios de energía – Ech. physiques – caen de manera drástica (-24,54 €/Mwh, -33,73%), provocando que las exportaciones a España prácticamente sean inexistentes, causando que nuestra dependencia con respecto a las energías fósiles aumente todavía más. - 1.1.- FRANCIA COMIENZA A REACTIVAR SU NUCLEAR, Y TAMBIÉN EL CONSUMO.
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- 1.2.- HIDRÁULICA CON AYUDA DE LOS FÓSILES, FIJA PRECIO ENERGÍA.
La imagen que estas viendo, tiene la finalidad de mostrarte la correlación casi perfecta de tres parámetros: (1) Pool eléctrico de España [€/Mwh] – ordenada izquierda -, (2) Diferencia entre las aportaciones de los ciclos combinados + centrales térmicas y la inyección de la tecnología eólica al mix energético [Gwh/día] – eje vertical de la derecha -, (3) El número de veces – escalado tres veces y medio – que la tecnología hidráulica, es la encargada de determinar el precio marginal de la energía [%] – vertical derecho -, (4) Aportaciones internacionales – barras – [Gwh/día] – mayoritariamente Francia -. A partir de aquí, ¿qué está pasando?
- Debido a los motivos descritos más arriba, las aportaciones que desde el mix energético francés, se hacían a la red eléctrica de España, han caído a cotas simbólicas: 5,33 Gwh/día en los tres últimos días.
- La curva que refleja las diferencias entre las tecnologías fósiles y la eólica – es la más desequilibrante -, es perfectamente comprensible. De hecho nos ha servido para analizar las evoluciones del mercado spot en anteriores informes. Cuando más distancia existe entre los «polos» fósiles y verdes, a favor de los primeros, lo normal – es una aproximación de primer orden, ya que como sabes, también entran en juego otras inputs – es que las cotizaciones del pool aumenten, ya que son las opciones menos competitivas que existen.
- A partir de 01 OCT/2017, y teniendo presente todas las piezas que entran en juego, se viene produciendo un hecho importante: las aportaciones hidráulicas han caído por debajo del 5,00%, empujando al mercado spot, a cotizar «siempre»- dos exepciones – por encima de los 50,00 €/Mwh, apareciendo correlacionadas además, con las cotizaciones diarias del pool.
Antes de seguir, me gustaría subrayar la siguiente idea : En España, el mercado diario se ha diseñado como un mercado marginalista. En este tipo de mercados, la oferta de un generador representa la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de cierto precio mínimo. Así, las ofertas de un generador reflejan: (1) La cantidad – las restricciones físicas a las que está sujeta la instalación -, (2) Precio ofertado – éste refleja el coste de oportunidad -. Para un generador hidráulico, el uso del agua no supone ningún coste variable pero sí coste de oportunidad. Ello se debe a que, gracias al embalse, tiene la posibilidad de utilizar el agua para producir en otro instante dado, con un precio esperado de mercado mayor. Luego, aunque el coste variable fuese nulo, no lo sería su coste de oportunidad, el cual se incorporará a su oferta.
Conclusión Importante: La hidráulica está fijando el «sustrato» – mínimo – en las cotizaciones diarias del mercado spot: el operador está esperando que entren los ciclos combinados y carbón, para luego – en la mayoría de las ocasiones -, apretar el botón. Dado que sus costes de oportunidad son altísimos, producen el disparo del pool a cotas por encima de los 50,00 €/Mwh. Dicho de otra manera, el déficit de tecnología hidráulica, está creando un suelo de 50,00 €/Mwh – si existiera nuclear, éste podría disminuir de manera importante -. - 1.2.- HIDRÁULICA CON AYUDA DE LOS FÓSILES, FIJA PRECIO ENERGÍA.
- 2.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. ¿ QUÉ ESTÁ PENSANDO LA CONTRAPARTE?
Antes que nada, hemos de poner en claro, el estado del parque nuclear francés, ya que es pieza vital – dada la situación de estos momentos -, en los pensamientos y acciones que puede llevar a cabo el Bróker Contraparte – persona o entidad encargada de cubrirnos la posición a precio fijo -, aparece en la siguiente tabla:-
- Noticia 01. Sábado, 21 OCT/201. Électricité de France (en adelante, EDF), retrasa los reinicios en tres reactores nucleares. EDF retrasó cinco días el reinicio de su reactor nuclear St. Laurent 2 hasta el 02 NOV/2017. También pospuso por un día hasta el 23 OCT/2017 el reinicio de sus reactores Chooz 1 y Civaux 1.
Comentario Importante: Efectivamente, tanto Chooz 1 como Civaux 1, están a ON – comprobación Domingo, 29 OCT/2017 -. Por su parte, St. Laurent 2, solamente, ha habido un pequeño retraso que, en ningún caso, provoca un aumento de incertidumbre.
- Noticia 02. Viernes, 27 OCT/201. EDF de Francia recorta las previsiones con un nuevo retraso en el reinicio de los reactores nucleares. La Autorité de Sûreté Nucléaire (en adelante, ASN), dijo que estaba estudiando los archivos presentados EDF, sobre los trabajos de reparación en un dique en la planta nuclear de Tricastin, agregó que los trabajos no han sido completados. Por tanto, EDF retrasó el viernes – 27 OCT/2017 -, el reinicio de los cuatro reactores nucleares – acabamos de comprobar Triscatin 3, y su reinicio esta programado para el 13 NOV/2017 – en su planta nuclear de Tricastin por tres semanas, hasta fines de NOV/2017.
Comentario Importante: Aquí si que ha habido un importante «malestar» en las compañías que se dedican a trabajar en el mercado de futuros. Hablamos de 65,880 Gwh/día = 3* 915 Mw* 24 horas/día, que sufren un retraso de prácticamente un mes – a groso modo, corresponde al aumento de consumo que se ha producido en Francia, reflejado más arriba -.
- Noticia 03. Viernes, 27 OCT/2017. EDF pospuso el reinicio de su reactor nuclear Paluel 2. El reactor Paluel 2, se desconectó en MAY/2015para su revisión periódica de 10 años. En MAR/2016, durante el trabajo de mantenimiento, su generador de vapor que pesaba más de 450 toneladas se estrelló en el piso del reactor durante la manipulación, causando daños extensos. EDF afirmó que posponía el reinicio de su reactor nuclear Paluel 2 de 1.300 MW en dos meses hasta el 15 de ABR/2018.
- Noticia 01. Sábado, 21 OCT/201. Électricité de France (en adelante, EDF), retrasa los reinicios en tres reactores nucleares. EDF retrasó cinco días el reinicio de su reactor nuclear St. Laurent 2 hasta el 02 NOV/2017. También pospuso por un día hasta el 23 OCT/2017 el reinicio de sus reactores Chooz 1 y Civaux 1.
Conclusión Importante: En estos momentos, la Contraparte, tiene dos incertidumbres muy importantes encima de la mesa: (1) La producción nuclear de Francia, en las que los «nuevos» retrasos siguen apareciendo, y (2) La sequía que azota nuestro país, de ahí que, al solicitarle oferta a precio fijo, sean éstas desorbitadas – muy poco competitivas -. Sin embargo, mirando la tabla que refleja las previsiones en la planta nuclear de Francia, concluimos que para primeros de DIC/2017, la mayoría de los reactores debieran estar conectados – sabes que el país galo, donde la producción nuclear, la mayoría de las veces supera el 80,00% de la demanda de energía, no se puede permitir otro invierno como el pasado -, y con respecto a la falta de agua, sabemos que es cuestión de periodicidad, de ciclos de tiempo. Por lo tanto, existe la posibilidad de encontrarnos con una ventana de futuros competitiva a partir de ENE/2018, y hemos de estar ahí, con dos herramientas activadas y listas para operar: (1) Contrato Pass through competitivo, si puede ser el óptimo, mejor. (2) Posibilidad de comprar todo aquello que cotice en el mercado de futuros – en estos momentos, hasta Q3/2019 y Year/2021 -, (3) Contraparte siempre asegurada. -
- 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
NOTICIA: EL RETRASO DE TRICASTIN, PRODUCE UN REBOTE EN LOS FUTUROS.ALERTAS: Q3/2019, CAE HASTA LOS 45,80 €/Mwh.
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- Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Alcista, 2019 -> Alcista. Q1/2018[46,32 – 53,12 – 54,60]. Q1-2019 [Omip -> 49,37 €/Mwh, +2,26%]. Es evidente que el «quarter» más cercano en entrar, es el primer trimestre de 2018, por tanto, cualquier noticia que afecte al funcionamiento de la nuclear de Francia – teniendo presente como está la situación -, afectará a los futuros de éste. Debido al retraso en el reinicio de los reactores de Tricastin, la cotización de los futuros han subido desde los 52,85 €/Mwh – miércoles, 25 OCT/2017 -, hasta los 54,60 €/Mwh – viernes, 27 OCT/2017 -, esto es, 1,75 €/Mwh (+3,31%). También, la Q1/2019, por «efecto simpatía», crece un 2,26% como puedes observar. Iremos viendo como se desarrollan los acontecimientos.
- Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
- Recomendación:No entrar.
- Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Alcista, 2019 -> Alcista. Q1/2018[46,32 – 53,12 – 54,60]. Q1-2019 [Omip -> 49,37 €/Mwh, +2,26%]. Es evidente que el «quarter» más cercano en entrar, es el primer trimestre de 2018, por tanto, cualquier noticia que afecte al funcionamiento de la nuclear de Francia – teniendo presente como está la situación -, afectará a los futuros de éste. Debido al retraso en el reinicio de los reactores de Tricastin, la cotización de los futuros han subido desde los 52,85 €/Mwh – miércoles, 25 OCT/2017 -, hasta los 54,60 €/Mwh – viernes, 27 OCT/2017 -, esto es, 1,75 €/Mwh (+3,31%). También, la Q1/2019, por «efecto simpatía», crece un 2,26% como puedes observar. Iremos viendo como se desarrollan los acontecimientos.
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- Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Alcista, 2019 -> Alcista. Q2/2018 [40,29 – 46,01 – 46,45]. Q2-2019 [Omip -> 42,00 €/Mwh, -0,76%]. En estos momentos, la Q2/2018, está situada en cotas «inasumibles», cercanas a los 46,50 €/Mwh. Desde el año 2010, solamente ha habido dos ocasiones, en las que el mercado spot ha cotizado por encima de dicha cota: 2011 (+48,11 €/Mwh) y 2015 (+48,39 €/Mwh). Por tanto, en este «cajón», tampoco encontramos oportunidades a precio fijo. Girando la mirada hacia 2019, observamos un rebote situado en los 41,20 €/Mwh – martes, 24 OCT/2017 – alcanzando en estos momentos los 42,00 €/Mwh. Aquí, necesitamos un poco más de tendencia bajista para cuestionarnos cualquier toma de posición.
- Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
- Recomendación: No entrar.
- Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Alcista, 2019 -> Alcista. Q2/2018 [40,29 – 46,01 – 46,45]. Q2-2019 [Omip -> 42,00 €/Mwh, -0,76%]. En estos momentos, la Q2/2018, está situada en cotas «inasumibles», cercanas a los 46,50 €/Mwh. Desde el año 2010, solamente ha habido dos ocasiones, en las que el mercado spot ha cotizado por encima de dicha cota: 2011 (+48,11 €/Mwh) y 2015 (+48,39 €/Mwh). Por tanto, en este «cajón», tampoco encontramos oportunidades a precio fijo. Girando la mirada hacia 2019, observamos un rebote situado en los 41,20 €/Mwh – martes, 24 OCT/2017 – alcanzando en estos momentos los 42,00 €/Mwh. Aquí, necesitamos un poco más de tendencia bajista para cuestionarnos cualquier toma de posición.
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- Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Oscilaciones mantenidas, 2019 -> Oscilaciones mantenidas [46,48 – 51,44 – 50,65]. Q3-2019 [Omip -> 45,80 €/Mwh, -0,10%]. La noticia, dentro de esta ventana, está en la compra para 2019. La Q3/2019, cotizaba el lunes 23 OCT/2018 en los 46,52 €/Mwh, sin embargo, ha acabado la semana en 45,80 €/Mwh, esto es, 0,72 €/Mwh (-1,55%), más abajo. Nos mantendremos atentos, ya que una vez atraviese la resistencia de los 45,00 €/Mwh, será cuando podamos cuestionarnos alguna entrada.
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- 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]. Comprar el cuarto trimestre a 49,78 €/Mwh – prácticamente en los 50,00 €/Mwh -, no es muy buena opción. En este caso, hemos de tener los deberes hechos, por ejemplo el 30 ENE/2017 – 41,96 €/Mwh -, o, esperar al 01 ENE/2018, día en el que comenzará a cotizar Q4/2019.
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- Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
- Recomendación:No entrar.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]- 3.– MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT).
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- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – ... el euro camino de 1,15 dólares -. Tendencia -> Bajista. [Promedio Semanal -> 1,1729 €/$, -0,54%. Cotizaciones [Lunes = 1,1740; Martes = 1,1761; Miércoles = 1,1785; Jueves = 1,1753; Viernes = 1,1605] €/S.
Extracto: El literal de la siguiente, «El euro pierde los 1,1600 dólares y marca mínimos de tres meses«, expresa perfectamente el por qué de la caída del TC: «Desde ayer, cuando el BCE planteó la reducción del programa de compras, la divisa europea acumula una caída superior al 2,00%. La tensión con Cataluña y el buen dato de PIB en EEUU están alargando los descensos llevando a la moneda a registrar la mayor caída del año«.-
- EUROPA
- Inputs 01. Viernes, 27 OCT/2017. La crisis catalana golpea a los bonos españoles y acciones. El IBEX cayó un 2,10%, al nivel más bajo en cuatro días y las acciones bancarias en la zona euro hasta un 1,80%. Sin embargo, fíjate lo que dice Fiona Cincotta – analista de City Index -: «Hasta ahora, el riesgo político en España se ha desarrollado predominantemente en el IBEX, lo que demuestra que los inversores lo consideran un problema interno. Sin embargo, hoy en día, creo que estamos comenzando a ver que el sentimiento negativo también golpea al euro«.
- Inputs 02. Jueves, 26 OCT/2017. Comienza el ‘tapering’: el BCE recorta la compra de deuda a 30.000M al mes en 2018. Apareció la noticia esperada, después de la reunión del BCE. Se resume de la siguiente manera: El organismo decidió reducir a la mitad la compra de activos a partir de ENE/2018, así como mantener sin cambios el tipo de interés de referencia en el 0,00%, mínimo histórico en el que la tasa permanece estable desde MAR/2016. De este modo, las compras en el marco del programa de compra de activos (APP) continuarán al ritmo mensual actual de 60.000 Mill€ hasta finales de DIC/2017 mientras que, a partir de ENE/2018, se reducirán a 30.000 Mill€ hasta finales de SEP/2018.
Conclusión Importante: En resumidas cuentas, Draghi comprará menos deuda pero durante más tiempo. Esta reducción dilatada en el espacio temporal, conlleva el retraso de una posible subida de tipos hasta 2019 y hace que el euro aminore su apreciación. Para más claridad en la exposición, el BCE ha señalado el siguiente literal: «El Consejo de Gobierno continúa esperando que las tipos de interés claves del BCE se mantengan en sus niveles actuales por un período prolongado, y mucho más allá del horizonte de las compras de activos netos«. Los mercados, así lo han interpretado , con una bajada importante del euro – sufrió el mayor retroceso en diez meses con respecto al dólar -. Desde TEMPOS, pensamos que los mercados, han comenzado de manera clara, a descontar que la Fed está siendo más agresiva retirando estímulos que el BCE, al seguir manteniendo éstos. Esta divergencia de estrategias, puede hacer que el TC viaje a la zona de los 1,100 €/$. Fíjate en lo que dice Joan Cabrero – jefe de estrategia de Ecotrader -: «Ahora, la zona de 1,1250 dólares, se presenta como el objetivo teórico mínimo de caída«.
- ESTADOS UNIDOS.
- Input 01. Viernes, 27 OCT/2017. La economía de EE. UU. Soporta las tormentas y registra un sólido crecimiento en el tercer trimestre. A pesar de los huracanes que asolaron Texas y Florida, el PIB de la mayor economía del mundo se impulsó un 3,00% entre JUN/2017 y SEP/2017, por encima de las previsiones del 2,70%. El crecimiento del segundo trimestre fue del 3,10%, lo que implica que Estados Unidos ha vivido los mejores últimos seis meses desde mediados de 2014. El impulso se ha visto especialmente favorecido por el consumo privado, que supone dos terceras partes del PIB y que se elevó un 2,40%. La inversión empresarial creció, por su parte, un 3,90%. Fíjate el «entusiasmo» de Scott Anderson – economista jefe de Bank of the West – «Realmente ilustra la resistencia y la vitalidad de la expansión económica de Estados Unidos en este momento«.
Conclusión Importante: Si se constata el crecimiento de la economía en el tiempo, junto a la creación de empleo, las cuatro subidas de tipos – DIC/2017 y tres en 2018 – , por parte de la Reserva Federal, parecen más cerca, lo que provocará que el TC viaje a cotas cada vez más bajas.
- Input 01. Viernes, 27 OCT/2017. La economía de EE. UU. Soporta las tormentas y registra un sólido crecimiento en el tercer trimestre. A pesar de los huracanes que asolaron Texas y Florida, el PIB de la mayor economía del mundo se impulsó un 3,00% entre JUN/2017 y SEP/2017, por encima de las previsiones del 2,70%. El crecimiento del segundo trimestre fue del 3,10%, lo que implica que Estados Unidos ha vivido los mejores últimos seis meses desde mediados de 2014. El impulso se ha visto especialmente favorecido por el consumo privado, que supone dos terceras partes del PIB y que se elevó un 2,40%. La inversión empresarial creció, por su parte, un 3,90%. Fíjate el «entusiasmo» de Scott Anderson – economista jefe de Bank of the West – «Realmente ilustra la resistencia y la vitalidad de la expansión económica de Estados Unidos en este momento«.
- EUROPA
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- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – ... el euro camino de 1,15 dólares -. Tendencia -> Bajista. [Promedio Semanal -> 1,1729 €/$, -0,54%. Cotizaciones [Lunes = 1,1740; Martes = 1,1761; Miércoles = 1,1785; Jueves = 1,1753; Viernes = 1,1605] €/S.
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- COTIZACIÓN BRENT – El Brent recupera los 60 dólares por primera vez en dos años-.>Tendencia -> Alcista. [Futuros Anual = 59,03 $/bbl, +3,99%]. Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = 57,37; Martes = 58,33; Miércoles = 58,44; Jueves = 59,30; Viernes = 60,44] dólares por barril. Mercado en Contango => Futuros [59,03 $/bbl] > CONTANGO [58,78 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
- Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 25 OCT/2017 – : Han aumentado en 0,856 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 2,578 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 457,358 Mb.
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- Datos Reservas Gasolina – miércoles 25 OCT/2017 –: Han disminuido 5,465 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a una disminución de 0,017 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 216,825 Mb.
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- Producción Crudo EEUU – viernes 20 OCT/2017 – Exportaciones Crudo – viernes 20 OCT/2017 -, y plataformas Fracking – viernes 27 OCT/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,507 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en 1,101 Mbd. Las exportaciones, han crecido en 0,817 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 7,663 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han aumentado en (+1,00), ubicándose en 737 (+0,136% con respecto a la semana anterior).
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Extracto: Básicamente, hay dos vectores antagonistas que intentan dirigir/gobernar las cotizaciones del crudo en estos momentos: (1) La dinámica de producción de crudo e inventarios – crudo y gasolina – en EEUU, a la vez que los datos de sus exportaciones y, (2) La declaración de intenciones por parte de Arabia Saudí y la OPEP, acerca de la prórroga de recortes a la producción, que expira el 31 MAR/2018.
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- ítems 01. ESTADOS UNIDOS: U.S. crude slips on inventory build, gasoline rallies. Efectivamente, hay tres vectores que es necesario destacar y que están guiando las presiones sobre todo bajistas del crudo:
- Gasolina. Se está produciendo un drenaje profundo en los inventarios de gasolina, que se está manteniendo fuerte después del pico de la temporada de conducción. Para esta semana, nos encontramos con una disminución de 5,465 Mbd. Como opina Gene McGillian – gerente de investigación de Tradition Energy en Stamford – : » La demanda ha sido un poco más fuerte de lo que algunas personas podrían haber anticipado cuando salimos de la temporada de conducción, y de ahí viene la fortaleza actual«.
Conclusión Importante: Los inventarios de Gasolina, es un parámetro muy importante a la hora de establecer posiciones en corto/largo sobre el crudo. Éstas deberían haber comenzado a disminuir, ya de otra manera, la especulación y, por consiguiente, el discurso de la OPEP, es relativamente fácil.
- Producción Crudo y Exportaciones. Mientras que otros productores redujeron el bombeo, en EEUU se recuperó hasta los 9,50 Mbd en la última semana. Por otra parte, las exportaciones, solamente de crudo, se han elevado en 1,70 Mbd de media, durante las últimas cuatro semanas – 1,984 Mbd, 1,270Mbd, 1,798 Mbd, 1,924 Mbd -, la más alta de la historia.
Conclusión Importante: Unas vez que el huracán Harvey [17AGO-03SEP]2017, Irma [30AGO-16SEP]2017, y Nate [04OCT-11OCT] 2017 pasaron, el aumento de la producción de petróleo en los EE.UU, a la vez que las exportaciones persistentemente altas, son las inputs más importantes que tienen/deben de provocar, las principales presiones bajistas en el crudo. Fíjate en el literal de la noticia: » En los ascensos experimentados por el precio del oro negro en los últimos meses también han jugado un papel destacado lo frackers. La caída del precio del crudo en años pasados estuvo motivado no solo por una débil demanda sino también por las nuevas extracciones de petróleo que han tenido en norte américa su perfecto caldo de cultivo. De hecho, EE UU estuvo a punto de lograr la independencia energética, algo que se vio frustrado por la fuerte caída del oro negro que a partir de los 40 $/bbl hace ineficiente el fracking. En los últimos meses, los huracanes que han azotado a EE UU han pasado factura a estos productores, algo que ha contribuido a las alzas del petróleo«.
- Gasolina. Se está produciendo un drenaje profundo en los inventarios de gasolina, que se está manteniendo fuerte después del pico de la temporada de conducción. Para esta semana, nos encontramos con una disminución de 5,465 Mbd. Como opina Gene McGillian – gerente de investigación de Tradition Energy en Stamford – : » La demanda ha sido un poco más fuerte de lo que algunas personas podrían haber anticipado cuando salimos de la temporada de conducción, y de ahí viene la fortaleza actual«.
- ítems 01. ESTADOS UNIDOS: U.S. crude slips on inventory build, gasoline rallies. Efectivamente, hay tres vectores que es necesario destacar y que están guiando las presiones sobre todo bajistas del crudo:
- Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 25 OCT/2017 – : Han aumentado en 0,856 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 2,578 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 457,358 Mb.
- COTIZACIÓN BRENT – El Brent recupera los 60 dólares por primera vez en dos años-.>Tendencia -> Alcista. [Futuros Anual = 59,03 $/bbl, +3,99%]. Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = 57,37; Martes = 58,33; Miércoles = 58,44; Jueves = 59,30; Viernes = 60,44] dólares por barril. Mercado en Contango => Futuros [59,03 $/bbl] > CONTANGO [58,78 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
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- Ítems 02. Acontecimientos relativos a la OPEP. En este apartado, prácticamente todas las noticias se reducen a declaraciones e intenciones que, en una commodity como es el crudo, provoca una gran especulación, fíjate:
- El Príncipe Heredero de Arabia Saudita respalda la ampliación de la OPEP en 2018. Efectivamente, el príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed bin Salman, respaldó la extensión de los recortes de producción de la OPEP después de marzo de 2018, lo que provoca casi seguro, que el cártel y sus aliados rebasarán los límites en la reunión del mes de NOV/2017: «Nos comprometemos a trabajar con todos los productores, países de la OPEP y no OPEP … Apoyaremos cualquier cosa para estabilizar la demanda y el suministro de petróleo«.
Comentario Importante: Es evidente que, precisamente a Arabia Saudí, no le «importa» bombear menos, incluso perder cuota de mercado en favor de otros competidores, con tal de ver al crudo por encima de los 60,00 $/bbl, ya que su «fortuna y prestigio mundial están en juego»: espera recaudar 100.000 millones de dólares por el 5,00% de ARAMCO.
- Arabia Saudita prevé una salida sin problemas para el pacto de la OPEP. Khalid al-Falih – ministro de Energía de Arabia Saudita -, durante una conferencia de inversión en Riad, dijo que el foco seguía siendo reducir el nivel de reservas de petróleo en los países industrializados de la OCDE a su promedio de cinco años. El pacto se extiende hasta marzo de 2018, pero están considerando ampliarlo. Concretamente sus palabras fueron éstas: «Somos muy flexibles, mantenemos nuestras opciones abiertas. Estamos decididos a hacer lo que sea necesario para llevar los inventarios mundiales al nivel normal, que decimos es el promedio de cinco años…. cuando nos acerquemos a esa media decidiremos cómo saldremos sin problemas del acuerdo actual, tal vez vayamos a un acuerdo diferente para mantener el suministro y la demanda muy equilibrados, de modo que no tengamos retorno a mayores inventarios«.
Comentario Importante: He aquí, la input que ha disparado al petróleo por encima de los 60,00 $/bbl, lo cual, hemos de reconocer que es mérito del juego de palabras por parte de la OPEP. Los mercados han estado preocupados de que, una vez que el acuerdo de corte de suministro llegue a su fin, los productores aumenten nuevamente los suministros, lo que provocaría una caída en los precios. Pero Khalid al-Falih planteó la posibilidad de una restricción de producción continua para evitar esto, lo cual, es toda una declaración de intenciones, totalmente gratis, que ha servido para hacer aumentar los futuros de Brent casi un 4,00% con respecto la semana pasada.
- Iraq reanuda las exportaciones de petróleo crudo de Kirkuk a través de un oleoducto kurdo. Irak reanudó el bombeo de petróleo desde un campo en la disputada provincia de Kirkuk, la primera señal de que la producción se está recuperando de los enfrentamientos de la semana pasada entre tropas gubernamentales y fuerzas kurdas que obstaculizaron las exportaciones de oleoductos del segundo productor de la OPEP. El gobierno central iraquí, comenzó a exportar desde el campo Avana en Kirkuk a través de un oleoducto operado por el Gobierno Regional del Kurdistán. El crudo comenzó a fluir el miércoles 25 OCT/2017, a una tasa de alrededor de 90.000 barriles por día.
Conclusión Importante: Es claro que, los datos contundentes e inequívocos acerca del Fracking, deben aparecer cuanto antes, de otra manera, será la OPEP, la que gobierne las cotizaciones del crudo a su antojo, y además, de forma prácticamente gratuita. - El Príncipe Heredero de Arabia Saudita respalda la ampliación de la OPEP en 2018. Efectivamente, el príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed bin Salman, respaldó la extensión de los recortes de producción de la OPEP después de marzo de 2018, lo que provoca casi seguro, que el cártel y sus aliados rebasarán los límites en la reunión del mes de NOV/2017: «Nos comprometemos a trabajar con todos los productores, países de la OPEP y no OPEP … Apoyaremos cualquier cosa para estabilizar la demanda y el suministro de petróleo«.
- Ítems 02. Acontecimientos relativos a la OPEP. En este apartado, prácticamente todas las noticias se reducen a declaraciones e intenciones que, en una commodity como es el crudo, provoca una gran especulación, fíjate:
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