CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [28OCT-03NOV]

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Buenos días, espero que todo te vaya magníficamente bien, así como el comienzo de la mañana. Para todos los que formamos parte de – TEMPOS, realizar una apuesta decidida por el conocimiento, nos supone un enorme esfuerzo, pero a la vez, nos permite viajar a nuestra esencia: el dominio de los TIEMPOS, herramienta fundamental en la compra de energía – en la que por cierto, hay poco de economía de escala: Andrés Barcelódirector general de la unión de empresas siderúrgicas -. Esta semana, nos proponemos analizar, con la intención de clarificar al máximo, los siguientes ítems: (1) El mercado spot de OCT/2017, se posiciona como el segundo menos competitivo de la historia – desde 2010 -. (2) Hay cambio de tendencia en los futuros de electricidad. (3) Las cotización en los futuros de Brent, sobrepasan la barrera de los 60,00 $/bblprimera vez, desde 10 JUL/2015 -. (4) EL Tipo de Cambio, se mantiene en la cota “estable” de los 1,1600 €/$. Veámoslo todo en detalle:

  •  1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL POOL SE CORRELACIONA PERFECTAMETE CON EL CONSUMO GAS. La noticia con la que abrimos este apartado parece estar clara: OCT/2017, se ha presentado como el segundo mes más caro de la historia reciente del mercado spot de nuestro país, cerrando a una media mensual de 56,79 €/Mwh, por detrás solamente del soportado en 2011 (+57,45 €/Mwh). Por debajo de estas dos cotas máximas, se encuentran los años 2014 (+55,12€/Mwh), 2016 (+52,83€/Mwh), 2013 (+51,50 €/Mwh), 2015 (+49,90 €/Mwh), 2012 (+45,68 €/Mwh), 2010 (+42,67 €/Mwh).
    Conclusión Importante: Al ver estas cotizaciones, casi todas ellas por encima de la cota de los 50,00 €/Mwh, aparece un pensamiento directo en escena: la necesidad fundamental, de realizar coberturas a precio fijo sobre el cuatro trimestre. Es cierto que, las cantidades mostradas, son de fácil acceso para el Bróker Contraparte (en adelante, BC), pero, he aquí la idea principal, nada sabe – nosotros tampoco -, de lo que ocurrirá en un horizonte temporal de 18-24 meses, y es ahí donde tenemos que focalizar nuestros esfuerzos a la hora de “cerrar” un precio fijo/cobertura, de manera que nos asegure el cumplimiento de dos objetivos: (1) Debe ser muy competitivo, y (2) Tendrá que tener amplias posibilidades de batir a la media del pool.  A modo de ejemplo, TEMPOS, realizó una compra precisamente para Q4/2017, siendo sus parámetros los siguientes: 18 ENE/2016 – aproximadamente, 20 meses de antelación -, en 40,17 €/Mwh.
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    • 1.1.1.-  LA ENERGÍA NUCLEAR FRANCIA, VUELVE A CORRELACIONARSE CON EL CONSUMO. 

      La imagen que estás viendo, representa la demanda de energía de Francia – ordenada izquierda -, contra la producción de su tecnología nuclear – eje vertical de la derecha -, siendo la base temporal [01OCT – 03NOV] 2017. Hay una idea fundamental.

      Conclusión Importante: La producción de energía que sale en “barras” de los reactores nucleares se está recuperando – los datos concretos, los verás en el siguiente apartado -, lo cual es un muy buena noticia, sobre todo, mirando al mercado de futuros – cobertura a precio fijo – . Fíjate como entre en la ventana [17OCT-22OCT] 2017, la nuclear “cae” con más pendiente que el consumo, siendo a partir del 23 OCT/2017, cuando el “acompasamiento” está más sincronizado, más “íntimo”. De hecho, la prueba más evidente, fue el 31 OCT/2017, donde la cota de consumo alcanzó máximos (+1.388 Gwh/día) y la tecnología de fisión respondió de manera perfecta, con otro extremo (+968 Gwh/día).
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    • 1.1.2.-  MAPA ENERGÉTICO DE FRANCIA.

      Aunque la producción nuclear del país vecino esté en proceso de recuperación – se espera que para el 01 DIC/2017, la mayoría de los reactores estén en estado “ON” -, traduciéndose este hecho en una mejora de la sincronización – vista anteriormente -, la realidad nos dibuja un plano como el que representa la tabla. A partir de aquí, varias ideas/corolarios:

      • Consumo crece por encima del 7,00%. Como en todo país centroeuropeo, la llegada del invierno supone un aumento de la demanda de calefacción y por consiguiente de electricidad. Esta situación – es la causa verdadera del problema -,  tiene varias consecuencias:
        • Producción fisión nuclear. La tecnología clave en el mix energético francés, está creciendo, pero no es capaz de absorber el 100,00% de los incrementos de consumo. Fíjate como la demanda de energía crece un 7,11%, y sin embargo, el aporte de los centros más importantes de producción se queda en un 4,74%. Este hecho, genera a su vez, dos consecuencias inmediatas.
        • Producción carbón y ciclos combinados. Como es natural, al final, hemos de mirar a las tecnologías fósiles, siempre y cuando, las demás no tengan capacidad suficiente para dar respuesta a la demanda de energía. Así es, las tecnologías convencionales aumentan su dinámica una media de un 14,14%carbón – y un 8,51%ciclos combinados -.
        • Los intercambios internacionales se desploman. El dato es importante, de una semana para otra, Francia, deja de inyectar a los países vecinos un 60,43%, esto es, 36 Gwh/día de déficit.
    Conclusión Importante: Falta tiempo para que veamos cantidades/cifras parecidas a las de AGO/2017, en lo que se refiere a exportaciones de energía de Francia. En estos momentos, su consumo está creciendo de manera importante y la nuclear – todavía hay reactores en estado OFF -, no puede responder como debería, lo que provoca que el mercado spot se ubique en cotas muy poco competitivas y la vez, una merma en el trasvase de energía pirenaico. Estas dos razones: (1) Mercado spot por encima de los 50,00 €/Mwh y, (2) caída de las exportaciones, harán que España, importe más caro y menos cantidad – abriendo más “gap” energético, que lógicamente será ocupado por las tecnologías menos competitivas, habida cuenta de la situación por la que atravesamos -.
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    • 1.2.1.-  MAPA ENERGÉTICO DE ESPAÑA.

      Al ver las cifras reflejadas en la tabla, hay varios hechos “tangibles” que he de trasladarte:

      • Producción Fósiles. En estos momentos, el carbón y ciclos combinados inyectan – a nivel promedio -, 236 Gwh/día = 118 Gwh/día + 117 Gwh/día. Por otra parte, al ser éstos en las circunstancias actuales, las tecnologías “dominantes” a la hora de fijar el precio marginal de la energía y, a sabiendas que las centrales nucleares entran a precio aceptante, hemos de sumar a esos 236 Gwh/día, los correspondientes a la tecnología de fisión, arrojando un total de 361 Gwh/día (+56,42%, del total).
      • Tecnología nuclear: Existen dos centrales paradas: Ascó II – comenzó el 28 OCT72017, su 24ª reacarga de combustible -, y Cofrentes – parada no programada -, es por ello, que la producción del parque nuclear en nuestro país haya disminuido en casi un 7,00%.
      • Tecnología Hidráulica. Cada vez hay menos agua y por tanto, queda menos margen para “turbinar”. Fíjate que en la semana baja análisis, [29OCT-03NOV] 2017, se han dejado de aportar una media de 4,00 Gwh/día, lo que supone una merma de un 16,96% con respecto a la anterior.
      • Aportaciones Internacionales. Por los motivos analizados anteriormente, el trasvase energético de los Pirineos, está funcionando casi al mínimo – un 68,36% menos que la semana anterior -, además, como hemos señalado antes, la energía importada no es competitiva – por encima de los 50,00 €/Mwh -.
    Conclusión Importante: Todos los motivos que acabas de leer, tienen un consecuencia importante: estamos dejando la puerta abierta, para que las tecnologías menos competitivas dominen las cotizaciones del mercado spot, más concretamente, los ciclos combinados. Con el fin de mostrarte este hecho de manera inequívoca, la siguiente imagen, dibuja el consumo de gas natural – ordenada de derecha – y las cotizaciones medias diarias del pool eléctrico – eje vertical de la izquierda -: la sincronización/correlación es absoluta. Si profundizamos más allá en la idea expuesta, también he comprobado si las cotizaciones del pool eléctrico aparecen correlacionadas con las cotizaciones del barril de Brent, siendo la respuesta negativa. Se ve que las plantas de ciclo combinado, cada una está comprando el gas de una forma distinta: precio fijo, indexado a Brent-TC, o, indexado a Title Transfer Facility (TTF).
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  • 2.-  VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. NECESIDAD DE DISPONER DE UN CONTRATO LARGO DE ELECTRICIDAD.
    Fíjate en la siguiente tabla, refleja el estado actual, con respecto a la semana pasada, de una de las inputs más importantes que tiene en estos momentos el mercado de futuros de nuestro país: la producción de los reactores nucleares de Francia:

    • Las celdas en verde, señalan los cumplimientos llevados a cabo con éxito y que muestran, una tendencia clara, que hemos reflejado líneas más arriba: los reactores nucleares en Francia, se están recuperando. Sin ir más lejos, esta semana, han entrado en servicio 5.850 Mw, lo que supone un 9,375% = 5.850 Mw/62.400 Mw, del total. Además de las noticias conocidas de informes anteriores, hemos de añadir la siguiente:
      • Noticia 01 – 03 NOV/2017 -.  La revisión del regulador francés muestra dos reactores nucleares más seguros. – Este es parte del literal:
        El regulador nuclear francés Autorité de Sûreté Nucléaire (en adelante, ASN), dijo que dos reactores, Chooz 2 y St Laurent 2, están a salvo, después de examinar los archivos presentados por Électricité de France (en adelante, EDF) en una revisión de los componentes de todas las plantas nucleares de la empresa…. El análisis de ASN de los archivos presentados por EDF sobre Dampierre 3 de 900 MW, los reactores Penly 1 de 1.300 MW y Cruas 3 de 900 MW continuaba”. 
    Conclusión Importante:  Todo este escenario, refleja una cuestión intangible: muy posiblemente, la nuclear de Francia acabará por solucionarse, en tiempo y forma. Principalmente por dos cuestiones sencillas: (1) La segunda economía de Europa, – detrás de Alemania -, sabe que su parque nuclear es una cuestión de estado, representa el 76,15% = 910 Gwh/día/1195 Gwh/día, del consumo total de país y no puede quedar inoperativo, ya que afectaría de lleno a la economía y por ende a su PIB. (2) Francia, ya tiene experiencia, acerca de las situaciones negativas vividas en torno a la parada de sus reactores – véase ENE/2017 y FEB/2017 -, y no querrá repetir este tipo de escenarios. Fíjate que ha comenzado con las revisiones meses antes. Siguiendo con el razonamiento, de las dos inputs negativas que afectan al mercado spot y futuros – obviamente -, una estará solucionada en DIC/2017, a lo más tardar, ENE/2018, faltando la lluvia – tecnología hidráulica -. Cuando ésta llegue – acabará apareciendo, recuerda por ejemplo, 2014 vs 2015, o, 2016 vs 2017 -, seguramente los mercados caerán, tanto el físico, como el de futuros. Si nos centramos en éste último, teniendo presente que el precio fijo = precio energía + certidumbre, y que cuanto más nos alejemos en el tiempo, menos certidumbre estaremos comprando, y por lo tanto, más competitiva será el precio de la energía, te diré que con toda seguridad, los futuros a dos años – 24 meses -, caerán mucho más que aquellos más próximos, estando aquí la idea: hemos de tener un contrato competitivo indexado al mercado spot + posibilidad de comprar todo aquello que cotice en los futuros – precio fijo –  (Quarter + 7, Year+4), siendo Quarter y Year, el trimestre y año actual, respectivamente.
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  • 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: LA Q1/2018 y Q1/2019, CAEN UN 9,42% y UN 10,52%, CON RESPECTO A LOS MÁXIMOS DE OCT/2017.
    ALERTAS:
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    • Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Bajista, 2019 -> Bajista. Q1/2018 [46,44 53,04 – 52,35]. Q1-2019 [Omip -> 47,69 €/Mwh, -3,40%]. Quizás, al mirar las curvas de Q1/2018 y Q1/2019, podemos atisbar lo que está sucediendo de verdad en las mesas de trading: parece que la incertidumbre va despareciendo: las dos caen, y lo hacen con la misma fuerza que subieron. En concreto, si tomamos como referencia el 16 AGO/2017, Q1/2018, se sitúa a 5,45 €/Mwh de 46,90 €/Mwh (cotización el 16 AGO/2017), y Q2/2018 a 2,13 €/Mwh. Todavía tienen incertidumbre embebida.
      • Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
      • Recomendación:No entrar.
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    • Q2 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> meseta, 2019 -> meseta.  Q2/2018 [40,41 – 46,39 – 46,25]. Q2-2019 [Omip -> 42,13 €/Mwh, +0,31%]. Ambas, Q2/2018 y Q2/2019, se presentan planas: la primera, alrededor de la cota de los 46,50 €/Mwh, y la segunda en torno a 42,10 €/Mwh. Es pronto para tomar una decisión de cobertura, hemos de esperar por lo menos, a ver las cotizaciones de alguna de ellas, cercanas a la cota de los 40,00 €/Mwh.
      • Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.
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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Oscilaciones mantenidas, 2019 -> Oscilaciones mantenidas [46,57 51,33 – 51,39]. Q3-2019 [Omip -> 46,81 €/Mwh, +2,21%]. Ambas están caras: Q3/2018, totalmente disparada, por encima de la cota de los 51,00 €/Mwhdesde 2010, solamente en tres ocasiones, el mercado spot se ha ubicado por encima de esa cotización – y Q3/2019, posicionándose en torno a los 46,70 €/Mwh ha crecido 1,73 €/Mwh, con respecto al mínimo absoluto registrado -. Seguimos a la espera de mejores oportunidades.
      • Precio Objetivo:  [43,00 – 44,00] €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.
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    • Q4 [2018]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [45,23 51,84 – 52,00]. Esta semana, alcanzó un nuevo máximo absoluto, 52,37 €/Mwhjueves 02 NOV/2017 -, cifra tremendamente inflada: solamente en una ocasión, el mercado spot alcanzó cifras superiores a ésta, 2016 (+56,48 €/Mwh). Tal y como te trasladé la semana pasada, la mirada debe estar esperando que se produzca la cotización de la Q4/2019.
      • Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
      • Recomendación:No entrar.
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  • 3.–  MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – De 1,20 a 1,16 dólares en dos meses….  -.  Tendencia -> Bajista[Promedio Semanal -> 1,1633 €/$, -0,82%. Cotizaciones [Lunes = 1,1612; Martes = 1,1638; Miércoles = 1,1612; Jueves = 1,1645; Viernes =  1,1657] €/S.

      Extracto:
      Una vez que Mario Draghi despejó las dudas acerca del tapering, a la vez que señaló que los tipos seguirán bajos durante mucho tiempo, y, casi se da por seguro, que Janet Yellen, subirá los tipos de interés en EEUU en DIC/2017, hecho que prácticamente han descontado los mercados, el TC prácticamente se ha situado en la cota de los 1,1600 €/$, en aparente calma. Sin embargo, han ocurrido acontecimientos que es necesario revisar: (1) Datos de empleo de EEUU. (2) Cambios en la presidencia de la reserva federal. (3) Reunión de la Reserva Federal. Vamos a los detalles.

      • Viernes, 03 NOV/2017.  EEUU creó 261.000 empleos en octubre: la tasa de paro se redujo al 4,1%, mínimos de 17 años. Hay dos datos antagonistas con respecto al empleo creado en EEUU:
        • Efectivamente, Estado Unidos creó 261.000 empleos en OCT/2017, menos de lo previsto, pero que suponen dejar la tasa de paro en el 4,30%, el nivel más bajo desde 2000. El reducido ritmo en creación de nuevos puesto de trabajo el mes pasado se explica por los huracanes, que paralizaron Texas y Florida durante semanas.
        • Apatía Salarial. El sueldo medio – dato más preocupante –  cayó ligeramente, un 0,04%, hasta 26,53 dólares por hora, un dato contradictorio para una economía en sólido crecimiento y en situación de pleno empleo. La evolución de los salarios es una de las principales señales indicadoras de que la inflación está muy lejos de alcanzar el objetivo del 2,00% que persigue la Fed.
        Comentario Importante:  Con este nivel de empleo, y un Producto Interior Bruto (PIB) creciendo al 3,00% interanual, casi todo el mundo da por hecho la subida de tipos en DIC/2017, tal y como te he señalado más arriba. Fíjate en lo que dice Michael Gapen – economista jefe de Barclays Plc  -: ” Obviamente hay tormentas distorsionadas en este informe, pero la disminución en la tasa de desempleo refleja la mejora continua en el mercado laboral. Noviembre va a despejar mucho de esto. El informe está en línea con las expectativas de la Fed. Definitivamente aumenta las probabilidades de un aumento en las tasas de diciembre.
      • Jueves, 02 NOV/2017.  Trump informa a Jerome Powell que dirigirá la Reserva Federal de EE UU. Donald Trump comunicó al gobernador Jerome Powell que es el elegido para sustituir a Janet Yellen al frente de la Reserva Federal, cuando concluya su mandato en FEB/2018. La elección del financiero, con raíces profundas en Wall Street, es la alternativa más segura pese a que los conservadores republicanos preferían un cambio mayor en la presidencia del banco central de Estados Unidos.
        Comentario Importante: Con este paso, Donald Trump, pretende dejar su sello en la Rerserva Federal, ya que espera que los tipos sigan bajos para fomentar la política monetaria expansiva. De este modo, el presidente ve este nombramiento como su caballo ganador en la batalla por dar continuidad a los buenos márgenes de la economía americana y, sobre todo, para mantenerlos así de aquí hasta el final de su mandado. Fíjate en las diversas opiniones,  David Kohl – jefe de estrategia de divisas de Julius Baer -:”el anuncio tendrá un impacto limitado en los mercados financieros por su enfoque gradual y pragmático de la política monetaria lo que augura continuidad en la Fed“. Bankinter: ” … es el candidato mejor aceptado por el mercado, el resto habrían introducido más volatilidad por incertidumbre...”.
      • Miércoles, 01 NOV/2017. La Reserva Federal estadounidense deja sin cambios los tipos de interés hasta diciembre. Tras dos días de reunión, la Reserva Federal, decidió dejar sin cambios los tipos de interés de referencia en Estados Unidos entre el 1,00% y el 1,25%, a la vez que dejó abierta la posibilidad de un alza en su reunión de mediados de DIC/2017 dada la solidez de la economía: ” El mercado laboral ha continuado su fortalecimiento y la actividad económica ha seguido creciendo con solidez pese a las alteraciones relacionadas con los huracanes… la inflación se espera que se mantenga algo por debajo del objetivo del 2,00% anual en el corto plazo…“.
    Conclusión Importante: Desde TEMPOS, pensamos que estos momentos hay cuatro inputs, que “fuerzan” al euro a viajar a la cota de los 1,10 dólares: (1) La esgrimida más arriba y que se produjo en la última reunión del BCE. El hecho de decir que los tipos de interés permanecerán sin cambios hasta “mucho más allá del final de QE” , significa  posponer el cronograma para cualquier subida de tipos hasta bien entrado el 2019. (2) Subida de tipos por parte de la Fed. (3) Los informes que apuntan a un recorte de impuestos en EEUU.  No hay que olvidar que cuando Donald Trump ganó las elecciones el dólar se vio favorecido ante la expectativa de las políticas prometidas, entre ellas la ambiciosa rebaja impositiva a las empresas. La reforma fiscal llegó a tambalearse, afectando negativamente al dólar, pero ahora está a punto de aprobarse por parte del Senado (es necesario que lo aprueben los 51 senadores republicanos). (4) Riesgos Políticos, como por ejemplo, la situación en Cataluña o las conversaciones para la construcción de coaliciones en Alemania.
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    • COTIZACIÓN BRENT – El petróleo sube a máximos de 2015 por alto cumplimiento de los recortes de la OPEP y sus socios -.>Tendencia ->  Alcista. Futuros Anual = 60,74 $/bbl, +2,90%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 60,90; Martes = 61,37; Miércoles = 60,49; Jueves = 60,62; Viernes = 62,07] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [60,74 $/bbl] < CONTADO [61,09 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 01 NOV/2017 – : Han disminuido en 2,435 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 1,756 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 454,923 Mb.

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      •  Datos Reservas Gasolina miércoles 01 NOV/2017: Han disminuido 4,020 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a una disminución de 1,506 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 212,805 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 27 OCT/2017  Exportaciones Crudo – viernes 27 OCT/2017 -, y plataformas Fracking viernes 03 NOV/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,553 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en 0,05 Mbd. Las exportaciones, han crecido en 0,01 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 7,678 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido en (+8,00), ubicándose en 729 (-1,085% con respecto a la semana anterior).

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      Comentario – situación general –: Si analizas las cotizaciones de Brent en el mercado de futuros, encontrarás las siguientes cantidades: ENE/2017 (+62,07 $/bbl), FEB/2017 (+61,80 $/bbl), MAR/2017 (+61,52 $/bbl), ABR/2017(+61,28 $/bbl), MAY/2017 (+61,06 $/bbl), JUN/2017(+60,81 $/bbl), JUL/2017 (+60,54/bbl), AGO/2017(+60,24$/bbl), SEP/2017 (+59,92$/bbl), OCT/2017(+59,61$/bbl), NOV/2017(+59,30 $/bbl), DIC/2017(+58,99 $/bbl), y llegarás a una conclusión inequívoca: Los contratos del Brent para un mes concreto, cotizan a un precio superior a los que tienen una fecha posterior, una estructura de mercado conocida como backwardation, que indica una fuerte demanda y suministros ajustados. El mercado, está experimentando un alejamiento del contango, típico de un exceso, que se había asomado en el mercado durante los últimos dos años. Esta situación, no es más que un reflejo del sentimiento generalizado que en estos momentos existe en el mercado del crudo, fíjate en lo que señala John Kilduffsocio de Again Capital LLC -: ” Existe una creencia más fuerte de que la “configuración oferta-demanda ha doblado la esquina, particularmente con el empuje de los sauditas para mantener el acuerdo y para drenar los inventarios globales…. Vale la pena apostar que los precios subirán más“. Dicho de otra manera: los mercados, en estos momentos, confían más en la OPEP que en las extracciones de Shale Gas.
      • ítems 01ESTADOS UNIDOS. En esta parte se han producido los siguientes sucesos:
        • Reservas de Gasolina. Caen por segunda semana consecutiva, y además lo hacen de manera contundente: 4,020 Mbd, a los que hemos de sumar los 5,465 Mbd de la semana pasada. Piensa que Arabia Saudí, produjo en el mes de SEP/2017, 9,975 Mbd.
        • Inventarios de Crudo. También caen, y lo hacen alcanzado los 2,435 Mbd, sumando la sexta semana consecutiva de tendencia negativa.
          Comentario Importante:  Son estas dos cifras las que están ayudando a impulsar los precios del crudo y dando la razón a la OPEP. Fíjate en las cifras [reservas crudo, inventarios gasolina]: 02 NOV/2016 [482,595 Mb, 223,760 Mb], 01 NOV/2017 [454,923 Mb, 212,805 Mb], esto es, una merma de [27,672 Mb, 10,955Mb], [-5,73%, -4,90%].
        •  Producción de Crudo.  La producción de crudo, se mantiene por encima de los 9,50 Mbd. Hemos de ir a JUN/2015, para encontrar cantidades parecidas.
        • Exportaciones de Crudo. Se sitúan en máximos absolutos, en la cota de los 7,678 Mbd.
          Comentario Importante: Las cifras que acabas de leer son excelentes, realmente EEUU está produciendo y exportando a niveles muy altos. Fíjate en lo que señala Goldman Sachs: ” esperamos un crecimiento interanual de la producción de petróleo de Estados Unidos de 0,8 millones a 0,9 millones de bpd a finales de 2017. Eso pondría la producción de finales de 2017 en 9,6-9,7 millones de bpd, cerca de su nivel más alto durante al menos tres décadas…“. Sin embargo, por ahora, los mercados están apostando en largo – OPEP, subida -, en lugar de en corto – Fracking, bajada -.
        •  El crudo estadounidense toca un máximo de dos años después de que el conteo de plataformas caiga.  Las compañías redujeron ocho plataformas petroleras esta semana, la mayor reducción desde MAY/2016, extendiendo un declive en la perforación que comenzó en el verano, cuando los precios bajaron a menos de 50,00 $/bbl.
        Conclusión Importante:  Es evidente que los dos vectores que más peso tienen en la modulación del crudo, por parte de EEUU, son los inventarios: éstos no paran de caer, aún cuando la producción está en máximos. Bien es verdad que se está exportando de manera muy importante, pero también es cierto que, dicha exportación se necesita en el exterior, en otras palabras, hay demanda. Por lo tanto, si este razonamiento es válido, los mercados piensan que en gran parte, es trabajo de la OPEP, de sus recortes y he aquí, la razón por la apuesta alcista de éstos.
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      • Ítems 02. Rusia y Arabia Saudita listos para reducir el inventario mundial de petróleo. La idea principal es la siguiente: La OPEP y sus aliados acordaron que necesitan prolongar su acuerdo de recorte de producción ya que los inventarios inflados no se reducirán a niveles normales para MAR/2018, pero aún deben llegar a un consenso sobre cuánto tiempo extender el pacto. Fíjate en las diferentes versiones: ​
        • Khalid Al-Falih, – ministro energía Arabia Saudita – : “Las existencias mundiales están disminuyendo y la demanda está aumentando, pero todavía hay un importante exceso de inventario en el mercado…“.
        • Issam Almarzooqministro de Petróleo Kuwait – : ” … los productores están discutiendo y finalizando una decisión sobre la extensión de los recortes de producción por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y socios como Rusia… estamos buscando ahora el mecanismo para el momento, cuánto tiempo sería y qué sería más adecuado para lograr el reequilibrio del mercado…“.
        • Jabbar al-Luaibi ministro de petróleo de Iraq – : “… apoyamos extender el acuerdo de recortes durante nueve meses y respaldamos cualquier decisión del grupo para apuntalar los precios…“.
        Conclusión Importante: Michael Lynchpresidente de Strategic Energy & Economic Research – , define perfectamente el sentimiento de los mercados: ” Hay un creciente optimismo entre los inversores sobre la longevidad del acuerdo liderado por la OPEP… estamos viendo mercados más equilibrados que los que tenemos desde 2014 “. Los mercados, al final, están creyendo en los recortes de la OPEP, en la situación de reequilibrio, bien sea por las acciones del propio cártel, por la creencia de la buena marcha de la economía mundial – principalmente China – o por ambas. Otra cuestión sería, si pasásemos a una situación clara de sobreabundancia, pero para ello, habría que ver de manera sólida, que los inventarios crecen, entre ellos, los del principal consumidor: EEUU.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Una de las claves más importantes en la compra de energía es la quietud, otra, el manejo de los tiempos.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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