CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [23JUN-29JUN] 2018

 In El Rincón del Experto

Buenos días, para todos los que formamos parte de la consultora TEMPOS, constituye un enorme placer, a la vez que una gran responsabilidad, saber que estás ahí, en el lado del estudio y análisis de los mercados energéticos, buscando el CONOCIMIENTO, a sabiendas que es la ÚNICA herramienta imprescindible para que la toma de decisiones sean un ÉXITO.

A partir de aquí, ruego tomes nota de los ítems que serán abarcados en el presente informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Vivimos con un mercado spot de electricidad en MÁXIMOS, debido fundamentalmente a dos inputs de carácter negativo: (1) Subida de la demanda – sobrepasando los +700,00 Gwh/día – y, (2) desplome absoluto de la energía eólica – por debajo de los +65,00 Gwh/día -.
    • Francia. El efecto rotación que está implementando el país vecino en sus reactores tiene sus consecuencias: aumento del déficit de centrales en +3,00, lo cual ha provocado un incremento en la inyección del carbón y consecuentemente la crecida en las cotizaciones del pool eléctrico, volviendo a superar la barrera de los +40,00 €/Mwh.
    • Opinión Personal: ¿Es momento de ejecutar la compra de gas?.
    • ​​​Futuros de Electricidad. Inician una leve tendencia alcista, impulsados por el repunte del crudo.
    • Compra de Gas. La adquisición de esta commodity, ha resultado en la última semana más que complicada:
      • El precio del barril de Brent ha vuelto a mirar a los máximos de hace semanas, pasando por alto el acuerdo de la OPEP de hace siete días.
      • El Tipo de Cambio (TC), permanece estabilizado en la cota de los +1,1600 €/$.

El resto del documento, pretender efectuar un análisis detallado y pormenorizado de las afirmaciones que acabas de leer, mirando al rigor y a la exactitud.

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. El POOL SE ENFRENTA A UNA SUBIDA DE +100 Gwh/día de HUECO TÉRMICO. 
    Para esta semana la noticia, es doble:

    • Por una parte, vamos a finalizar el mes de JUNIO menos COMPETITIVO de todos los tiempos: +58,46 €/Mwh (2018), +54,73 €/Mwh (2015), +53,50 €/Mwh (2012), +50,95 €/Mwh (2014), +50,22 €/Mwh (2017), +50,00 €/Mwh (2011), +40,87 €/Mwh (2013), +40,12 €/Mwh (2010), +38,90 €/Mwh (2016), es decir, JUN/2018 se ha situado a +9,82 €/Mwh (+20,19%) de la media y a 19,56 €/Mwh (+50,28%) del mínimo.
    • ​Por otro lado, la capacidad del viento para mover las palas se ha DESPLOMADO alcanzando MÍNIMOS ABSOLUTOS: +2.489 Gwh (2018), +2.754 Gwh (2015), +2.976 Gwh (2017), +3.163 Gwh (2016), +3.190 Gwh (2014), +3.696 Gwh (2013). Aquí las estadísticas son contundentes: estamos a -556,00 Gwh (-18,25%) con respecto a la media y a -1.207 Gwh (-32,65%) del máxim

    Conclusión importante: Viendo los datos expuestos, comprenderás que el mercado spot de nuestro país se enfrenta a una de las situaciones más complicadas y difíciles, con cotizaciones superando los +60,00 €/Mwh la mayoría de los días – la volatilidad ha caído a valores mínimos -, siendo las razones fundamentales las siguientes: Máximos => Brentacercándose de nuevo a la cota de los +80,00 $/bbl -, Máximos => Carbónrebasando los +95,00 $/ton -, Máximos => EUAspromedio JUN/2016 en +15,16 €/ton CO2 -, Máximos => Hidráulicala última semana, Gran Hidráulica + Bombeo, han fijado el precio de la energía en +152 veces, de un total de +168 horas -, Mínimos => Eólicaaportación en JUN/2018 un -18,25% con respecto a la media de los últimos seis años -,

  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. LA PARADA DE TRES CENTRALES, HACE SUBIR AL POOL POR ENCIMA DE LOS +40,00 €/Mwh. 

  • La figura que estás viendo, realiza un mapa casi perfecto del mix energéticos de Francia: (1) Energía Cubierta por la producción de las centrales nucleares. (2) Consumo y producción de las tecnologías verdes y fósiles. (3) Exportaciones totales de energía y concretadas para España. (4) Precio del mercado spot. A la vez, representa la principal correlación existente con los precios de la energía y la tecnología que lo hace posible – imagen superior y central derecha -, junto con el boceto que señala la evolución de los intercambios de energía con los países adyacentes. Vayamos al detalle de lo ocurrido:
    • ¿QUÉ HA OCURRIDO ESTA SEMANA?. La mayor parte del problema ha esta focalizado en la parada de tres centrales nucleares: CHINON1 (+905 Mw) + CHOOZ1 (+1.500 Mw) + CHOOZ2 (+1.500 Mw) y en arranque de BLAYAIS 3 (+910 Mw). Este hecho se ha traducido en un MERMA de la energía inyectada de +18,00 Gwh/día (-1,93%), alcanzando MÍNIMOS anuales.
    • ¿QUÉ CONSECUENCIAS HA HABIDO?. El principal efecto, ha sido ELIMINAR de la EXPORTACIÓN +20,00 Gwh/día, cantidad que se sitúa un poco por debajo de la disminución de las fisiones nucleares y al aumento de la demanda (+8,00 Gwh/día, +0,71%). Esta circunstancia ha amortiguado las consecuencias que hubiera tenido para los precios del mercado spot que, no obstante, ha crecido en +4,00 €/Mwh (+9,57%), posicionándose por encima de la barrera de los +40,00 €/Mwh (+41,94 €/Mwh), debido a una mayor aportación de las centrales de ciclo combinado – gas natural – (+6,00 Gwh/día, +29,49%).
    • ¿Y PARA ESPAÑA?. Mirando a nuestro país, las noticias son positivas y agradables ya que incrementamos la energía importada en +2,00 Gwh/día (+4,01%), manteniendo una media diaria para los últimos siete días de +57,00 Gwh/día (+7,90% del total de la demanda y equivalente a 2,375 centrales nucleares).
      Comentario Importante: Fíjate en la siguiente noticia: “El ‘pool’ recibe a Teresa Ribera con el precio de la electricidad más caro de Europa“, siendo parte del literal el siguiente: “ambos mercados – portugués y español – se han posicionado como los más caros junto con el tradicionalmente menos competitivo N2EX británico, al compararse con el resto de principales mercados europeos, tales como EPEX SPOT (Alemania, Bélgica, Francia, Países Bajos y Suiza) e IPEX (PUN y NORD)“. Es evidente que Francia está llevando a cabo un excelente NEGOCIO con el mercado español: aún estando cotizando a niveles elevados – por encima de los +40,00 €/Mwh -, la venta de la energía a nuestro país le resulta más que rentable, ya que el precio de ésta supera los +60,00 €/Mwhun +50,00% por arriba -. La prueba más evidente al razonamiento expuesto, la tenemos en las cantidades que se reflejan en la tabla: el apagado de tres centrales resta a la exportación +20,00 Gwh/día en el cómputo global, sin embargo, en el caso de nuestro país ocurre justamente en sentido inverso, aumentado en +2,00 Gwh/día (+4,01%).
    Conclusión Importante: En la última semana, se ha producido un alza en el mercado de futuros para los meses más próximos, con respecto al mismo periodo anterior: AGO/2018 (+0,82 €/Mwh, +1,94%), SEP/2018 (+0,62 €/Mwh, +1,24%), lo cual indica que Francia seguirá con el apagado/encendido de sus reactores, dejando la energía cubierta por el conjunto de éstos en la horquilla [+85,00%, +90,00%], lo cual es muy buena noticia, teniendo en cuenta que es ésta la ÚNICA input positiva que recibe nuestro mercado spot.

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

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Conclusión importante: Es buena ocasión para aclarar el cálculo de los porcentajes. Éste se lleva a cabo ividendo el número de veces que una tecnología fija el precio de la energía, entre el número de horas diarias, o semanales, según sea el caso. De esta manera, pretendemos poner de manifiesto la SIMULTANEIDAD que se produce por algunas tecnologías. Ejemplo del razonamiento expuesto, es el jueves 28 JUN/2018, donde la energía procedente de la Gran Hidráulica participó el +100,00% de las horas, ya que algunas de ellas estuvo acompañada por las renovables o el bombeo, prueba evidente de la estrategia que esta implementado esta tecnología, y que tiene como único fin optimizar sus costes de oportunidad – la consecuencia de este hecho, es ver po pantalla precios que superan fácilmente los +60,00 €/Mwh -.

  • 1.2.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. LA CAÍDA DE LA EÓLICA y el AUMENTO DE LA DEMANDA, SOSTIENEN AL POOL POR ENCIMA DE LOS +60,00 €/Mwh.

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  • El paralelismo entre esta imagen y la anterior, prácticamente alcanza la totalidad, de manera que vayamos directamente al análisis y las conclusiones.
    • ¿POR QUÉ UN POOL POR ENCIMA DE +60,00 €/Mwh?. Principalmente se debe a dos circunstancias:
      • Desplome de Renovables + Aumento del Consumo. Si miras los datos, se ha producido una gran caída en la aportación de la tecnología más determinante, la eólica. La energía procedente de las palas de los aerogeneradores, se ha ubicado en mínimos anuales (+64,00 Gwh/día, -47,36%), así como con respecto a los históricos desde el año 2013, esto es, estamos ante la menor aportación del viento de los últimos seis años. A esta circunstancia, hemos de añadir otra input negativa muy importante: comenzamos a consumir más energía – fíjate en la figura central e inferior – (+25 Gwh/día, +3,57%), sobrepasando la cota psicológica de los +700,00 Gwh/díanos ubicamos concretamente en los +721,00 Gwh/día -.
      • Aumento del carbón y gas. Como la mayoría de las ocasiones, la ecuación se cumple. El hueco dejado por las energías verdes (-74,00 Gwh/día, -25,74%), es “taponado” al COMPLETO por los combustibles fósiles (+74,00 Gwh/día, +65,38%), con el fin de cubrir el hueco térmico creado (+99,00 Gwh/día, +24,15%).
        Conclusión importante: El amento de la participación del carbón – centrales térmicas – y gas natural – centrales de ciclo combinado -, tiene un efecto MULTIPLICADOR: (1) Las materias primas de estas centrales están en máximos – arriba indicado -. (2) La contaminación está más penalizada que nunca, trasladándose este hecho a cada kilovatio que producen. (3) Lo más importante, la energía hidráulica se está encargando de APUNTAR todo el trabajo que acabamos de explicar, dicho de otra manera: Hidráulica = K*(Carbón + Brent + Tipo Cambio + EUAs).
    Conclusión Final Importante: La entrada de la central nuclear de Trillo (+11,00 Gwh/día, +9,29%), se ha volatilizado con el aumento de consumo, lo cual no ha hecho más que aumentar el hueco térmico – casi +100,00 Gwh/día -, y poner en marcha el mecanismo de aumento de precios: (carbón + gas) => hidráulica. De todo ello, podemos sacar dos conclusiones. Positiva: ya que nos estamos acercando al precio techo del mercado spot, supuesto que el nivel de consumos está a poca distancia con el que se ha producido en los últimos tres años, 2015 (+755,00 Gwh/día), 2016 (+715 Gwh/día), 2017 (+722,00 Gwh/día) y las demás condiciones adversas tienen poco margen de empeoramiento. Negativa: De seguir así, comenzaremos a viajar por la Q3 menos competitiva de todos los tiempos, superando ampliamente a Q3/2015 (+55,67 €/Mwh). También es verdad que si se produjese una mejora en la aportación del viento, junto con la entrada de Vandellós II, la cota de los +50,00 €/Mwh no sería una idea descartable.

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

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  • *Nota: Las celdas en rojo indican retraso en el inicio del reactor, mientras que las que contienen fondo en el mismo color, señalan la fecha concreta de puesta en marcha de la central – sin la existencia de demora -.

    Los acontecimientos ocurridos en torno al parque nuclear de Francia y España, han sido los siguientes:

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • BLAYAIS 3  – en línea -.  El miércoles 27 JUN/2018, a las 19:00, los equipos de la planta Blayais reconectaron la unidad de producción No. 3 a la red eléctrica nacional. Estaba en mantenimiento desde el 20 ABR/2018. Durante la parada, se renovó un cuarto del combustible y se llevaron a cabo varias operaciones de mantenimiento y confiabilidad.
        • CHINON 1 – programada -. EDF aún no ha informado de las causas de la parada. Sin embargo, Réseau de transport d’électricité (RTE), ha calificado la desconexión como programada.
        • CHOOZ 1 y CHOOZ 2 – ​​​ programada -. El viernes 29 JUN/2018 a las 22:00, los equipos de la planta de Chooz cerraron la unidad de producción No. 1 para recargar parte de su combustible y llevar a cabo una importante programa de mantenimiento en la instalación. La Unidad de Producción 2 fue cerrada el jueves 28 JUN/2018 a las 2:40 a.m. para realizar una operación de mantenimiento en el equipo. Se volverá a conectar a la red tan pronto como el equipo en cuestión vuelva a estar completamente operativo.
        • GRAVELINES 2programada -. La unidad de producción No. 2 de la central eléctrica de Gravelines se desconectó de la red eléctrica el 23 JUN/2018 a las 0:43 por economía de combustible, en un período en que el consumo de electricidad es menor.
      • RETRASOS CONEXIÓN.
        • CHINON 4. La entrada en línea se retrasa hasta el 04 JUL/2017 (+7 días), sumando una demora acumulada de +27 días.
        • ​CIVAUX 2. Su reconexión ha sufrido un aumento de +5 días, sumando un cómputo total de +32 días.
        • ​PALUEL 2. Sufre un nuevo retraso de +1 días, arrojando un total de +85 días.
        • PENLY 2. Será para el 01 JUL/2018 (+4 días), cuando comience a inyectar energía a la red, alcanzando un retraso total de +18 días.​​​
    • ESPAÑA.​

      • HISTÓRICOS. 
        • Viernes 02 MAR/2018VANDELLÓS IILa central nuclear Vandellós II, siguiendo los procedimientos establecidos, ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear que da inicio a la parada de la planta, después de haberse observado un pequeño aumento de caudal del agua recogida en los sumideros del edificio de contención. Pese a que los valores calculados de dicho caudal se sitúan muy por debajo de los establecidos por las especificaciones técnicas de funcionamiento de la central, la decisión operativa ha sido llevar a la planta a parada, de manera que se den las condiciones necesarias para acceder a la contención y llevar a cabo las actuaciones que permitan identificar el origen de este goteo y descartar que procede de la barrera de presión.
        • Viernes 09 MAR/2018. VANDELLÓS II. La central nuclear de Vandellós II se mantendrá parada al menos hasta el próximo 6 ABR/2018, según datos de Endesa en su archivo REMIT de indisponibilidades no programadas, de manera que pueda realizar la intervención necesaria para reparar la soldadura de la válvula de venteo, que ha sido identificada como el origen de la pérdida de agua notificada el pasado viernes 02 MAR/2018.
        • Lunes 09 ABR/2018VANDELLÓS II. El titular de la central nuclear Vandellós II (Tarragona) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), siguiendo el procedimiento establecido, que, en la tarde del viernes, durante las verificaciones previas al arranque de la central, detectó un goteo en el cierre de uno de los termopares de la vasija del reactor. Por este motivo, el titular inició la secuencia de acciones para retornar la planta a parada fría (modo 5) y solventar el goteo, así como para estudiar las causas.
        • Martes 13 ABR/2018. VANDELLÓS II programada -. ​ ANAV, propietaria de la central (Endesa 72% e Iberdrola 28%) ha anunciado que adelantará la parada para recarga de combustible que estaba prevista para mediados del mes de MAY/2018 y de esta manera su periplo inactivo se alargará hasta el próximo 31 MAY/2018, casi tres meses consecutivos sin producir energía.
          • Jueves 19 ABR/2018Parada hasta 16 JUL/2018. La central seguirá un mes y medio más parada y no estará indisponible hasta el próximo 16 JUL/2018, según el archivo REMIT de indisponibilidades de Endesa. Se desconoce cuál es la causa de por qué Vandellós tiene que extender su parada. No ha habido notificación alguna al Consejo de Seguridad Nuclear.
      • NOVEDADES.

        • Martes 26 JUN/2018. TRILLO. La Central Nuclear de Trillo se conectó a la red eléctrica a las 02:53 horas del martes 26 JUN/2018, una vez finalizados los trabajos correspondientes a la 30ª Recarga de Combustible, dando paso a un nuevo ciclo de operación.
    Conclusión Importante: Hay dos excelentes noticias para la malla de España: Francia sigue con su velocidad de crucero, preparando el último trimestre de 2018, y exportando a nuestro país cerca de +60,00 Gwh/díaaproximadamente 2,50 centrales nucleares -, lo cual hace disminuir el hueco térmico de manera importante – casi un 12,00% -. España, tiene prácticamente activo el parque de centrales (+85,43%), a falta de Vandellós II, que previsiblemente entrará en línea el 12 JUL/2018, hecho que provocará una mejoría del mercado spot en unos +3,00 €/Mwh – en el peor de los casos -.

  • 3.-OPINIÓN PERSONAL. ¿QUÉ HACEMOS DESPUÉS DE LA DECISIÓN DE LA OPEP?, ¿COMPRAMOS A PRECIO FIJO, O NO?
    La respuesta a la pregunta es AFIRMATIVA. Con el fin de dar fundamento a la cuestión, permíteme extraer parte del literal que leerás más abajo, dentro del apartado “Cotización Brent”, de manera que podamos analizar y examinar en qué estado se encuentra el mercado del crudo:

    • ¿Cuáles son las estimaciones para el crecimiento de la demanda para 2018?. EIA = +140 Mbd, OPEP = +1,65 Mbd.
    • ¿Cuánto margen de mejora existe en la producción de crudo?. 2,02 Mbd (Arabia Saudí) + 0,33 Mbd (Iraq) +0,33 Mbd (UAE) + 0,25 Mbd (Rusia) + 0,22 Mbd (Kuwait)
    • ¿En qué países se localizan las MERMAS de bombeo?. +/- 400.000 bd (Libia) – 307.000 bd (Angola) –1,50 Mbd (Irán) –0,705 Mbd (Venezuela)

    Por lo tanto, la ecuación del petróleo será la siguiente:

    • [Arabia Saudí + Iraq + UAE + Rusia) + Kuwait] (3,15 Mbd) > (Libia + Angola + Irán + Venezuela) (2,912 Mbd).
    Conclusión importante: Sin tener presente el aumento de la demanda, producto de la mejora de la economía a nivel mundial, en estos momentos el margen de seguridad – tomando como punto de partida, que los países con capacidad de aumentar el bombeo, efectivamente lo pongan en marcha -, arroja una cifra de +0,238 Mbd, lo cual es claramente INSUFICIENTE, teniendo presente del mercado del que hablamos. A este razonamiento, hemos de añadir la aproximación al frío centroeuropeo, y por tanto, el aumento de la demanda y posible empeoramiento de las ofertas por parte de los operadores de gas natural. Debido a estos condicionantes, desde TEMPOS pensamos que las gestiones de compra de Gas deben estar acabadas como muy tarde para el 15 SEP/2018.

  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: Los futuros se comportan LEVEMENTE al alza, empujados por el repunte del BRENT.  
    ALERTAS:

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** 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[50,19 – 58,33 – 59,00]. Q1-2020 [Omip -> 53,07 €/Mwh, -1,61%]. Q1/2019 viene cayendo desde el 29 MAY/2018 (+61,48 €/Mwh), situándose en los +59,00 €/Mwh (-2,48 €/Mwh, -4,03%). Por su parte, Q1/2020 describe una línea paralela, y pierde desde el 29 MAY/2018 +3,12 €/Mwh (-5,55%), ubicándose en los +53,07 €/Mwh como puedes observar.

      Conclusión importante: A día de hoy resulta IMPENSABLE ejecutar la compra para el primer trimestre del año, asumiendo por adelantando un precio de +59,00 €/Mwh y +53,07 €/Mwh, para el año 2018 y 2019, respectivamente. Hemos de seguir confiando en la pendiente bajista.

      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Inicio Alcista.  Q2/2019[44,09 – 47,54 – 47,89]. El cambio de tendencia – punto de inflexión -, se produjo el 21 JUN/2018 (+46,33 €/Mwh), desde ese día ha crecido con una pendiente del +3,37%, hasta alcanzar los +47,89 €/Mwh.

      Conclusión importante: Efectivamente, ha sido afectada por la subida del crudo – la OPEP tomó la decisión el viernes, 22 JUN/2018 -. Aún queda tiempo para el momento de la entrega física, y habrá mejores momentos para cubrir la posición, ya que con precios cercanos a los +48,00 €/Mwh, resulta difícil tomar la decisión.

      • Precio Objetivo: Por debajo de 40,00 €/Mwh. 
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 ->Inicio AlcistaQ3/2019 [49,90 53,05 – 53,43]. Su evolución a partir del 21 JUN/2018, es totalmente paralela a la descrita para la Q2/2019, comenzando en este caso en los +51,70 €/Mwh y creciendo con una pendiente del +3,35%.
      Conclusión importante:  Hemos de seguir mirando a la quietud, en relación al establecimiento de coberturas, ya que valores cercanos a los +55,00 €/Mwh, faltando aún 12 meses para completar el horizonte temporal, no resulta muy aconsejable. Añadir que desde TEMPOS, no estimamos que haya una gran mejoría a corto plazo, supuesto que las cotizaciones del barril de Brent, seguirán situadas en cotas altas, por encima de los +70,00 $/bbl.
      • Precio Objetivo:  Por debajo de 45,00 €/Mwh.   
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia ->Plana. 2019 -> Alcista. [50,08 64,12 – 64,25]. Q4-2019 [Omip -> 54,53 €/Mwh, +3,15%]. Hay una diferencia de comportamientos, ya que mientras Q4/2018 NO es afectada por ninguna input desde 14 JUN/2018 (+64,25 €/Mwh), Q4/2019, debido a la subida del crudo, crece con una pendiente del +3,31% desde el 21 JUN/2018.
      Conclusión importante: Es evidente que hemos de permanecer quietos, por dos razones: Q4/2018, puede haber tocado techo o estar próximo a él, ya que no creemos que valores superiores a los +65,00 €/Mwh puedan presentarse en pantalla. Por su parte, Q4/2019, se presenta correlacionada con las decisiones de la OPEP, y esperamos que Aramco tenga una salida positiva en bolsa, es decir, pensamos que el crudo tiene una resistencia superior de +80,00 $/bbl.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 45,00 €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.

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  • 5.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] –  “El BCE aprecia un empeoramiento del “balance de riesgos” para la economía“-. Tendencia -> Mantenida. [Promedio Semanal -> 1,1646 €/$, +0,55%. Cotizaciones [Lunes = +1,1700; Martes = +1,1672; Miércoles = +1,1616; Jueves = +1,1583; Viernes =  +1,1658] €/S.

      Estado de los mercados de divisas. Para la semana que estamos analizando, las inputs que han afectado al par euro – dólar son las siguientes: Primero. Acuerdos sobre migración. Segunda. Guerra comercial con EEUU. Tercera. Publicación datos de inflación interanual. Cuarta. Datos de crecimiento de EEUU.

      01.- EUROPA. EURO [SUBE] =  ACUERDO MIGRACIÓN [SUBE] + GUERRA COMERCIAL [BAJA] + INFLACIÓN [SUBE]. 

      • Viernes 29 JUN/2018. El euro y los bonos italianos suben después de que se alcanzara un acuerdo de migración europea. El euro y los bonos italianos se recuperaron después de que los líderes de la Unión Europea acordaron un paquete de medidas para ayudar al país a lidiar con la migración, un tema que amenazó con crear divisiones políticas en la región. Thu Lan Nguyen – Commerzbank -: ” Esto es positivo para el euro porque el principal factor que apoyó la moneda el año pasado fue la perspectiva de que la UE, y en particular los miembros de la zona del euro, estuvieron cerca … esta esperanza en el mercado se mantiene viva y debería mantener al euro respaldado“.
      • Martes 26 JUN/2018. La UE estudiará represalias si Trump toca los automóviles europeos.  Trump lleva meses amenazando explícitamente con imponer un arancel a los automóviles europeos que se comercialicen en EEUU. La semana pasada habló directamente de uno del +20,00%Cecilia Malmström – comisaria de Comercio de la Unión Europea -,  ha asegurado hoy que van a empezar a estudiar qué medidas de represalia están a su disposición en caso de que el Donald Trump cumpla con sus amenazas e imponga aranceles a los automóviles europeos: “De momento no hemos preparado nada, aunque debatiremos qué tipo de herramientas tenemos a nuestra disposición … estaba claro desde el principio para la administración de EEUU que si seguían adelante con los aranceles al aluminio y al acero, habría consecuencias … tiene que haber consecuencias si uno no respeta las normas internacionales acordadas” .
        Conclusión importante: Poco a poco, nos acercamos a las joyas de la Unión Europea. Hablamos ahora de la potente industria automovilística, un sector estratégico para la maquinaria exportadora de muchos países, incluida Alemania  – sede de gigantes como Volkswagen, Daimler y BMW -, con consecuencias para los empleos y empresas afines muy importantes – ejemplo el caso de Osram -. Es este un tema que puede afectar de manera capital a la evolución del euro, fíjate en la palabras de Draghi: ” La implementación de aranceles comerciales más altos y la posibilidad de medidas proteccionistas más amplias representan un riesgo clave …  los indicadores del crecimiento del comercio mundial apuntan a una modesta desaceleración en los primeros meses de este año … esto probablemente refleja una disminución temporal de la demanda extranjera y efectos rezagados de la apreciación del euro en 2017, pero no se puede excluir que parte de esta disminución también fue impulsada por un deterioro en las expectativas derivadas de las discusiones arancelarias en curso“. Por tanto, desde TEMPOS pensamos que si la administración Trump sigue por esta senda, el euro podría SUFRIR y TC mirar cada vez más para la cota de los +1,1500 €/$ a corto plazo.
      • Viernes 29 JUN/2018. La tasa de inflación de la zona euro repunta al 2% en junio. La tasa de inflación interanual de la zona euro se ha situado en JUN/2018 en el +2,00%, una décima por encima del dato del mes anterior, lo que representa la mayor subida de precios desde FEB/2017. En este mes, la energía registró una subida de precios interanual del +8,00%, frente al +6,10% del mes anterior, mientras los alimentos frescos se encarecieron un +3,00% desde el +2,40% de MAY/2018. De este modo, al excluir el impacto de la energía, la tasa de inflación de la eurozona se ha situado en JUN/2018 en el +1,40%, en línea con el dato de MAY/2018, mientras que al no tener tampoco en cuenta el precio de los alimentos frescos el dato se ha situado en el +1,20%, una décima menos que el mes anterior.
        Conclusión Importante:  Es una input muy positiva, en relación a la subida de tipos. Hablamos del “santo y seña” del presidente del BCE: ” por debajo, pero cerca del +2,00%“, por lo tanto, estamos en el camino para un cambio en las tasas – una vez que finalice el programa de estímulos -. También, el organismo ha revisado al alza su previsión de inflación para este año y el siguiente, hasta el +1,70% desde el +1,40%, mientras que para 2020 ha mantenido sin cambios su pronóstico del +1,70%, lo cual CORROBORA el razonamiento expuesto.

      02.- ESTADOS UNIDOS [BAJA] =  DATOS DE CRECIMIENTO.

      • Jueves 28 JUN/2018. La economía de EEUU creció un 2% en el primer trimestre, menos de lo previsto. La economía estadounidense avanzó a una tasa anualizada del +2,00% – los mercados habían anticipado una cifra del +2,30% – en el primer trimestre de 2018, dos décimas por debajo del segundo cálculo realizado el pasado mes de MAY/2018.  La desaceleración en el crecimiento del PIB en el primer trimestre, reflejó la caída del consumo, las exportaciones, los gastos a nivel estatal y local, y el gasto del gobierno federal, además del descenso registrado en la inversión fija residencial. De hecho, el desembolso de los consumidores, que en EEUU representa casi dos tercios de la actividad económica, fue revisado a la baja de un +1,00% a un +0,90%, tras el alza del +4,40% en el trimestre precedente. La inversión empresarial registró, no obstante, un repunte, con un incremento en la compra de bienes de equipo del +5,80% en lugar del +5,50% calculado previamente, lo que refleja un optimismo de las empresas en el futuro económico.
        Conclusión importante: El dato representa un varapalo para el presidente Donald Trump, ya que prometió llevar el crecimiento anual hasta el +3,00%, poniendo en marcha una ENORME reforma fiscal, basada en importantes recortes de impuesto para empresas y trabajadores. Estamos por tanto, a un +50,00% del objetivo. Este dato – fundamental para testar la marcha de la economía -, ha tenido baja incidencia en la cotización del TC, ya que el jueves cerró en +1,1583 €/$.
      Conclusión Final importante: Es cierto que existe una enorme distancia, entre el horizonte de subida de tipos para el dólar y el que tiene en mente el presidente Mario Draghi, circunstancia que ayuda bastante a que el TC se acerque e incluso sobrepase la barrera de los +1,1500 €/$. Sin embargo, si EEUU no crece, y los mercados constatan que la reforma fiscal ideada por Donald Trump NO funciona, podríamos presenciar un escenario totalmente distinto. 

    • COTIZACIÓN BRENT.- ” Más vale que no pase nada con el petróleo: la OPEP se queda sin respuesta ante un shock ” -. Tendencia -> Inicio Horizontal.  [Futuros Anual – promedio – = +77,23 $/bbl, +4,86%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +74,73; Martes = +76,31; Miércoles = +77,62; Jueves = +77,85; Viernes = +79,23] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+77,23 $/bbl] < CONTADO [+79,23 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 27 JUN/2018 -. Han disminuido en -9,891 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de -2,572 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 416,653 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 27 JUN/2018 -: Han subido en +1,156 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +1,313 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +241,152 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 22 JUN/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 22 JUN/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 29 JUN/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,900 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,00 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +0,95 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +8,544 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha disminuido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 858,00 (-4,00).

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      Situación de los Mercados de Crudo –  El petróleo roza los 80 dólares una semana después de la ansiada reunión de la OPEPEl extracto de la noticia, aporta las claves de lo que está ocurriendo: La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) acordó el viernes 22 JUN/2018 un incremento de la producción de +1,00 Mbd. La OPEP cumplió con lo que había pedido la Agencia Internacional de la Energía (EIA) y el propio Donald Trump para evitar que los precios siguiesen subiendo. Sin embargo, una semana después de este acuerdo, el petróleo Brent ha subido un +7,40% y amenaza con volver a los +80,00 $/bbl, el nivel que disparó todas las alertas. (1) La demanda mundial es fuerte, (2) los riesgos en la oferta son muchos y, (3) capacidad excedente de producción de la OPEP es poca.

      01.- DEMANDA: INFORME OPEP [12 JUN/2018] + INFORME EIA [13 JUN/2018]

      • Miércoles 13 JUN/2018. Informe sobre el mercado del petróleo (EIA). Las perspectivas económicas siguen siendo favorables, y el crecimiento se estima en +3,80% en 2018, acelerándose a 3,90% en 2019. En Europa y EE.UU., la tasa de crecimiento disminuirá levemente de 2,20% y 2,90% a 2,10% y 2,80% respectivamente. También se espera que el crecimiento en muchas economías emergentes sea fuerte. En India, habrá una modesta aceleración en 2019 a +7,50% pero en algunos países hay incrementos bastante más notables: en Brasil, el crecimiento se acelerará del +2,00% en 2018 al +2,80% en 2019.

        Comentario importante: Por los motivos señalados, la EIA – página 4 del informe -, apunta una demanda de +99,10 Mbd para 2018, y +100,60 Mbd a 31 DIC/2018. Estas cantidades significan un amento +1,40 Mbd (+1,32%) y +2,80 Mbd (+2,86%), con respecto a 2017, respectivamente.

      •  Martes 12 JUN/2018. Informe mensual del mercado del petróleo (OPEP). En la página 33 del informe, se puede apreciar como el cártel estima un crecimiento de la demanda, al finalizar 2018, ubicando ésta en los +98,85 Mbd , suponiendo un crecimiento de +1,65 Mbd (+1,69%) con respecto 2017 (+97,20 Mbd).
      Conclusión importante: El problema parece estar localizado y aislado, fíjate en lo que señala Fatih Biroldirector ejecutivo EIA -:” Un aumento de la demanda de +1,40 Mbd en 2018, combinado con interrupciones en el suministro en Venezuela y Libia, fue la razón por la cual los precios del Brent aumentaron en más de +11,00 $/bbl desde principios de año “.  Por tanto, la meta a alcanzar, es poner en el otro lado de la ecuación – el de la oferta -, una cantidad superior a +1,40 Mbd [2018] y +1,65 Mbd [2019], si no queremos seguir con una tendencia alcista en los precios del crudo.

      02.- OFERTA: ARABIA SAUDÍ – LIBIA – ANGOLA – IRÁN – VENEZUELA. 

      • Martes 26 JUN/2018 [Arabía Saudí]. Arabia Saudita planea producción récord de petróleo crudo en JUL/2018.  La petrolera estatal Saudi Aramco pretende aumentar la producción el próximo mes a unos +10,80 Mbd. Eso superaría el máximo anterior de +10,72 Mbd en NOV/2016, lo que ilustra su respuesta sin precedentes a la presión que el presidente de EE.UU. Donald Trump ha puesto en la OPEP para suministrar más petróleo.

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        Conclusión importante: La saudíes bombearon en MAY/2018 +10,02 Mbd página 19 EIA . Por otra parte, el nivel de producción real en JUL/2018 dependerá de la demanda de exportaciones y el consumo interno, por lo que podría llegar a oscilar entre +10,60 Mbd y +11,00 Mbd. Hablamos por tanto de inyectar a la MALLA +0,98 Mbd  – caso más favorable -, lo cual relajaría BASTANTE las tensiones actuales, caso de producirse. Sin embargo, el problema está ahí, tal y como dice  Robert McNallyex asesor energético del presidente George W. Bush -: ” No se puede eliminar las exportaciones de Irán y perder Libia y esperar que bajen los precios, incluso si los sauditas lo hacen todo … esas son las duras matemáticas de conteo de barriles que la administración enfrentará este verano y otoño“. Fíjate en la imagen, excepto Arabia Saudí, poco son los países con capacidad CLARA de MEJORA.


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      • Martes 26 JUN/2018 [Libia]. El suministro de petróleo de Libia está en riesgo ya que la milicia divide el control de los puertos.  Fuerzas leales a Khalifa Haftar – un comandante en la región oriental políticamente dividida del país -, entregó puertos con una capacidad de exportación combinada de +800.000 bd a la Corporación Nacional del Petróleo en Benghazi – ciudad en el este del país -.
        Comentario Importante: Libia produjo +0,986 Mbd (Q1/2018), +0,972 Mbd (MAR/2018), +0,979 Mbd (ABR/2018), +0,955 (MAY/2018), hablamos por tanto de -24.300 bd con respecto a ABR/2018. Sin embargo, enfrentamientos de este tipo pueden sacar del mercado +450.000 bd, provocando una gran INCERTIDUMBRE.
      • Lunes 25 JUN/2018 [Angola]. Angola está en conversaciones con Majors para impulsar la producción de petróleo para 2020.  La producción de Angola cayó en ABR/2018 a +1,50 Mbd, la más baja desde ENE/2014. Las cargas brutas de la nación caerán para AGO/2018 al más bajo en una década, en +1,33 Mbd – según los datos publicados por Sonangol -. Sin embargo, la EIA espera que la capacidad de producción de Angola alcance los +1,65 Mbd para finales de 2018 cuando comience el proyecto Kaombo – se estima que la producción en el campo de aguas ultraprofundas alcance un máximo de +230.000 bd -.
        Comentario Importante: Lo importante de todo es que el país africano ha pasado de producir +1,637 Mbd (2017) a 1,525 Mbd (MAY/2018), arrojando un descenso de +112.000 bd (-6,84%), siendo las perspectivas aún más desfavorables, al estimar el bombeo para AGO/2018 en +1,33 Mbd, lo cual significaría una merma de -307.000 bd (-18,75%), con respecto a 2017.
      • Viernes 29 JUN/2018 [Irán]. Irán se está quedando sin opciones de petróleo.  La posición de Irán en el mercado petrolero se ve más débil que nunca, ya que una reunión de la OPEP y una red de sanciones estadounidenses cada vez más estrictas lo dejan con cada vez con menos amigos. Teherán está siendo golpeado por todos lados. Washington les está diciendo a los compradores que detengan todas las compras de crudo del país, mientras que la OPEP y sus aliados están cediendo a la presión de los Estados Unidos para aumentar la producción y llenar el vacío. Es posible que Irán tenga pocas opciones más allá de convencer a China para que compre más de su petróleo, arriesgándose a confiar demasiado en lo que ya es su mayor cliente.

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        Cuando las sanciones de los Estados Unidos estaban vigentes, la producción de Irán bajó de casi +4,00 Mbd en 2010 a +2,50 Mbd en 2013 (-1,50 Mbd, -37,50%). Una vez que se levantaron las sanciones en 2016, después de que se firmara el acuerdo nuclear, la producción volvió a subir a casi +4,00 Mbd.

        Comentario Importante: Aquí, todo el peso va a recaer en China e India, los dos mayores clientes petroleros de Irán. Pekín ha mantenido conversaciones estratégicas con la nación de Medio Oriente, PERO no ha revelado si podría reducir las importaciones a la luz de las renovadas sanciones de Estados Unidos. Cuando las restricciones estuvieron vigentes a principios de esta década, las naciones asiáticas persistieron con las compras de la República Islámica a pesar de las críticas estadounidenses. Dharmendra Pradhan – ministro de Petróleo de India -, señaló el siguiente literal: “el país aún no ha tomado una decisión con respecto a las importaciones de petróleo crudo de Irán, cualquier decisión de política sobre el tema estará guiada por sus propios intereses”. Desde TEMPOS, y habida cuenta de lo señalado, coincidimos plenamente con lo dicho por Amrita Sen –  Energy Aspects:  “Si los aliados de EE. UU. reducen a cero e India y China también disminuyen las importaciones, el mercado petrolero podría perder hasta +1,5 Mbd de petróleo iraní … esto es mucho, mucho más grande de lo que nadie esperaba hace una semana“.
      • Miércoles 27 JUN/2018 [Venezuela]. El búfer de suministro de la OPEP se contrae,  a medida que necesita bombear más petróleo. Venezuela es el riesgo de suministro más duradero. Su producción ya se ha desplomado en un 40 por ciento desde 2015 debido a una recesión agotadora, disturbios civiles y un éxodo de trabajadores de la petrolera estatal del país, Petróleos de Venezuela SA. La EIA ha señalado que la producción combinada de Venezuela e Irán podría descender otro +30,00%, o alrededor de 1,50 Mbd, a finales del próximo año. Eso fue antes de que los Estados Unidos anunciaran restricciones a las exportaciones iraníes que eran más estrictas de lo que la mayoría de los analistas esperaban.​
        Comentario Importante: Cuando se firmaron los recortes por parte del cártel – 30 NOV/2016 -, Venezuela estaba bombeando +2,097 Mbd – informe mensual OPEP de NOV/2016, página 58 -, sin embargo, si miramos a la página 59 del boletín de la OPEP para MAY/2018, la producción del país centroamericano se ha situado en +1,392 Mbd, descendiendo por tanto su aportación en +0,705 Mbd (-33,61%).
      Conclusión Final Importante: Asumiendo que el Fracking de EEUU no decepcione, y siga bombeando en valores cercanos a los +11,00 Mbd, incluso por encima, la ecuación del petróleo es la siguiente: +0,98 Mbd (Arabia Saudí) + 0,33 Mbd (Iraq) + 0,33 Mbd (UAE) + 0,25 Mbd (Rusia) + 0,22 Mbd (Kuwait) = +/- 400.000 bd (Libia) – 307.000 bd (Angola) – 1,50 Mbd (Irán, ver China e India) – 0,705 Mbd (Venezuela). Es claro que el mercado del crudo, en estos momentos, depende en MAYOR medida de las decisiones que tomen India y China con respecto al crudo Iraní y, de los condiciones de “guerrilla” que sufra Libia, ya que las intenciones de Arabia Saudí SOLAMENTE sirven para equilibrar los problemas de Angola y Venezuela. Es cierto que a los saudíes les queda +1,04 Mbd de margen que, en caso de emergencia podrían mitigar las sanciones de EEUU- el sábado 30 JUN/2018, el monarca le garantizó que van a hacer todos los esfuerzos necesarios para equilibrar el suministro y la demanda, “para compensar cualquier déficit” – .

Posiblemente estés de acuerdo conmigo: El estudio lleva al conocimiento y éste al éxito.
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