CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [31AGO-07SEP] 2018

 In El Rincón del Experto

​​Buenos días, desde la consultora TEMPOS, deseamos que todo te vaya magníficamente bien. Esperamos que este parántesis, te haya servido para descansar y mirar a otras áreas de tu interés. Aquí, todo el equipo llegamos a la misma conclusión: seguir igual, invirtiendo en el CONOCIMIENTO de los mercados, para MEJORAR tu cuenta de resultados, haciendo posible que la compra de energía se aproxime al ÓPTIMO.

A partir de aquí, fíjate, estos son los ítems que abarcaremos en este informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. En pantalla estamos obervando el SEGUNDO mercado spot menos COMPETITIVO de la historia, SEP/2018, ubicándose en una media de +69,09 €/Mwh, por detrás de ENE/2017 (+71,49 €/Mwh). Estando las input negativas que han provocado esta circunstancia totalmente aisladas e idéntificadas: (1) Mercado de derechos de emisión. (2) Aumento de los precios del carbón.
    • Francia. El país nuclear del país vecino mejora de manera NOTABLE: aumenta la puesta en marcha de +7,00 centrales nucleares. Sin embargo, apenas tiene incidencia en el mercado spot, debido al aumento de las exportaciones y falta de viento.
  • Opinión Personal. Mercado de derechos de emisión: ¿Cómo hemos llegado hasta aquí?. ¿De qué manera afecta al pool?. ¿Hasta cuándo?. 
  • ​​​Compra de Gas. La adquisición de la materia primera se vuelve más DIFÍCIL. ​
    • ​​El precio del barril de Brent, ha sobrepasado los +77,00 $/bbl, empujado sobre todo por la incertidumbre en la oferta: (1) Implementación de las sanciones de EEUU a Irán. (2) Guerra comercial impulsada por los EEUU.
    • ​​El Tipo de Cambio (TC), se mantiene estable, describiendo pequeñas oscilaciones en torno a la cota de los +1,1600 €/$.

A partir de ahora, hemos de utilizar la EXACTITUD y el RIGOR para responder a las cuestiones que se plantean.

  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. EL PARQUE NUCLEAR COMIENZA SU RECTA ASCENDENTE.    

  • La imagen que observas refleja de manera clara, los principales parámetros del mercado energético francés. A la izquierda, la tabla que señala la evolución diaria del consumo, aporte nuclear, intercambios con los países vecinos – con especial mención a España -, aportación de las tecnologías renovables y fósiles, así como los precios medios diarios del mercado spot. A la derecha, las gráficas que dibujan la correlación/descorrelación – nuclear – existente entre los precios del pool y aquella tecnología que lo hace posible. Finalmente, también prestamos especial interés a la evolución del consumo cubierto por la actividad de los reactores.
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. El dato que más llama nuestra atención es el IMPORTANTE crecimiento de la aportación nucelar. Hemos pasado de aportar +824 Gwh/día, a inyectar +960 Gwh/día, provocando un aumento de +136 Gwh/dia (+16,45%), debido a la entrada NETA en red de seis (+6,00) reactores –más abajo, podrás ver una descripción y explicación detallada -. Este circunstancia, tiene especial relevancia, ya que la demanda ha tenido una subida RELATIVAMENTE pequeña en comparación con aquélla: solamente +27 Gwh/día (+2,62%), provocando todo ello en definitiva que, las exportaciones se eleven a los +160 Gwh/día (+110,04%). La contraparte a la descripción realizada, la ha protagonizado el viento, con un descenso que supera el +25,00% con respecto a la semana anterior, haciendo posible que los precios del POOL se MANTENGAN correlacionados con el Gas Natural y por consiguiente, con los precios del CO2 – elevando los costes en +5,60 €/Mwh (te lo explico más adelante) -, ubicándose por tanto, por encima de los +64,00 €/Mwh.
      Conclusión importante: Las sensaciones son POSITIVAS, pero no SUFICIENTES: Ha habido un aumento sustancial de la potencia nuclear instalada, pasando de +65,52% a +75,86%, con respecto a la semana pasada, sin embargo, NO se ha conseguido bajar los precios del mercado spot, debido a la FALTA de viento y la consiguiente correlación del pool con el gas, y por ende, con los costes de los derechos de emisión. Por otra lado, mirando a lo publicado por Réseau de transport d’électricité (RTE), se espera la puesta en marcha de seis (+6,00) reactores más antes de 30 SEP/2018, lo cual mejorará los precios de la energía que, estimamos NO baje de los +60,00 €/Mwh – también se espera que la demanda se situé en los (1.300 -1400) Gwh/día -.

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

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Conclusión importante: Fíjate en la figura, la cual señala los valores porcentuales alcanzados por las diferentes tecnologías. La actividad de la Gran Hidráulica, se sitúa en un +64,00% de la totalidad de las horas que componen un día, es decir, en +15 de cada 24 horas, el agua turbinada fijó el precio marginal de la energía.
Ahora sí, podemos leer parte del literal de la siguiente noticia: “El precio de la luz marca máximos anuales….“.

  • “… se está produciendo la tormenta perfecta. Hay poca producción eléctrica procedente de energía renovable, que es la más barata, y la oferta se cubre con energía fósil, justo cuando se está produciendo un incremento “muy significativo” de los costes de los combustibles y los derechos emisión de CO2 en los mercados internacionales. Actualmente, el precio de la electricidad depende de la última oferta que entre en el sistema que en la mayor parte de horas de la jornada es hidráulica….”.

  • 1.2.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. EL HUECO TÉRMICO DISMINUYE, SIN EMBARGO EL POOL AUMENTA.

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  • La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Principalmente se está produciendo la confluencia de tres factores: Primero. La energía renovable más DETERMINANTE, eólica, está alcanzando una producción que, prácticamente se acerca a MÍNIMOS anuales: la semana bajo análisis, inyectó +101 Gwh/día, por debajo de la media mensual (+104 Gwh/día) y a medio camino del máximo logrado en el primer trimestre (+199 Gwh/día). Segundo. La input descrita, AYUDA a que los precios del mercado spot, aparezcan TOTALMENTE correlacionados con la inyección de carbón y gas natural – imagen superior derecha -, estando la dinámica de éstas dos tecnologías en máximos – imagen central -. Tercero. Siguiendo con el razonamiento, a lo descrito hemos de añadir un efecto MULTIPLICADOR: Precios (Carbón + Brent + CO2)  en MÁXIMOS. Es cierto que en todo el escenario energético, hay dos noticias POSITIVAS: Primero. Los siete (+7) reactores nucleares están funcionando correctamente – atrás quedaron los problemas de Vandellós -. Segundo. La demanda de energía se sitúa por debajo de la cota de los +750 Gwh/día.
    Conclusión Importante: A corto plazo, desde TEMPOS pensamos que los precios van a seguir en los niveles actuales, siempre y cuando no sucedan algunas de las siguientes circunstancias: Primero. La energía eólica alcance niveles aceptables, por encima del (25-30)% de la demanda de energía. Segundo. Se elimine la TENSIÓN/ESPECULACIÓN en el mercado del CO2. Este hecho, pudiera ver la luz, a finales de año, cuando el BCE acabe con el programa de estímulos. Tercero. Bajen los costes del Brent y Carbón: el precio del crudo, es poco probable que baje, ya que en estos momentos, hay gran incertidumbre en la oferta – te lo explico y detallo más abajo -. Con respecto al carbón, la mayor parte de responsabilidad recae sobre China, Elchin Mammadov: “La fuerza del carbón la impulsa China … Esperábamos que China intervendría en el mercado y bajaría los precios, pero eso no ha sucedido“, y por ahora, no se observa indicios en el horizonte de una posible bajada.  

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

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

    Para la ventana temporal que estamos analizando, éstas han sido las novedades más importantes con respecto al parque nuclear de Francia y España:

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • BLAYAIS 1  en línea -. ​El lunes 03 SEP/2018, a las 04:00, los equipos de la central Blayais reconectaron la unidad de producción N°. 1 a la red eléctrica nacional. Había sido desconectada de la red el miércoles 30 JUN/2018 por la realización de una revisión parcial como parte de su programa de mantenimiento y renovación de combustible.
        • CATTENOM 1  – en línea -. Después de las pruebas de operación y un primer acoplamiento en la red eléctrica el sábado 01 SEP/2018 a las 19:40, la unidad de producción Nº. 1 se volvió a conectar con la red desde el 03 SEP/2018 a las 00:45. La Unidad Había estado parado desde el 11 AGO/2018 para permitir a los equipos de la planta llevar a cabo una intervención de mantenimiento en la tubería que se utiliza para enfriar el circuito secundario (parte no nuclear de las instalaciones).
        • ​​CATTENOM 4  – en línea -.  La Unidad de Producción 4 fue reconectada a la red el 03 SEP/2018 a las 17:00. Estaba en reserva desde el 02 AGO/2018 para optimizar el consumo de combustible durante el período de menor consumo (agosto). Esta parada también se usó para realizar varias operaciones de mantenimiento.
        • CHOOZ 1en línea -. La planta Nº.1 se encuentra inyectando energía a red desde el 07 SEP/2018 a las 00:00 horas.
        • CRUAS 4 – en línea -.  La unidad de producción 4 de la central nuclear de EDF en Cruas-Meysse se volvió a conectar el martes 04 SEP/2018 después de su cierre programado que comenzó el 05 MAY/2018. Esta parada, llamada “revisión parcial”, incluía un importante programa de mantenimiento y control, así como la renovación de parte del combustible.
        • GOLFECH 1en línea -. El lunes 03 SEP/2018 a las 1:30, la unidad de producción Nº. 1 de la central eléctrica de Golfech se volvió a conectar a la red eléctrica nacional. Se cerró el domingo 02 SEP/2018 en un contexto de optimización de la gestión del combustible.
        • NOGENT 2 – en línea -. La unidad de producción Nº. 2 de la central nuclear de Nogent-sur-Seine se volvió a conectar a la red eléctrica el 08 SEP/2018 a las 11:03. Se cerró durante la noche del 2 al 3 JUL/2018 para renovar parte del combustible y llevar a cabo operaciones de mantenimiento y control.
        • ST LAURENT 2parada programada -. El sábado 01 SEP/2018 a las 03:30 se detuvo la unidad de producción Nº. 2. Se llevarán a cabo numerosas actividades de mantenimiento, controles preventivos y pruebas reglamentarias, y parte del combustible se renovará.
      • RETRASOS CONEXIÓN.

        • DAMPIERRE 4. – alarga la parada -.  La unidad de producción Nº. 4 de la central nuclear de Dampierre-en-Burly está programada la parada como parte de su revisión parcial desde el 09 JUN/2018. Los exámenes llevados a cabo en uno de los tres generadores de vapor (control) revelan una tasa de obstrucción en las placas espaciadoras que requiere una limpieza preventiva de los generadores de vapor. Se estima su activación para el 30 NOV/2018.
        • GRAVELINES 1. Su puesta en marcha se retrasa ocho días, hasta el 20 SEP/2018.
        • NOGENT 1. Aumenta su periodo de inactividad en 29 días, ubicando su reinicio el 15 OCT/2018.
        • PALUEL 2. Sufre su e-nésimo retraso. Se estima su puesta en marcha el ​09 SEP/2018.
        • TRICASTIN 1. Son +6 días, los que se retrasa, con lo cual, suma un “delay” de +12 días.
    Conclusión Importante: La noticia es evidente y muy POSITIVA: Francia ha puesto en marcha en una semana (03SEP-09SEP) 2018 un total de 7 reactores nucleares (+8.625 Mw de potencia instalada), dejando fuera de línea tan solo una planta (+915 Mw), resultando un balance positivo de +7.710 Mw. La idea es clara: Francia está preparándose para un aumento de demanda de energía – habiendo planificado de manera CORRECTA las paradas en sus diversas plantas -, ubicándose en estos momentos en los +1.074 Gwh/día a nivel promedio, y estimando que crezca por encima de los +1.500 Gwh/día una vez que llegue el frío centroeuropeo.

  • 3.-OPINIÓN PERSONAL. MERCADO DERECHOS DE EMISIÓN. ¿CÓMO HEMOS LLEGADO AQUÍ?. ¿DE QUÉ MANERA AFECTA AL POOL?. ¿HASTA CUÁNDO?.

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    Desde mi óptica personal, esta parte del informe puede resultar la más interesante de TODAS, a una distancia importante con respecto a la demás, ya que servirá para aclarar por qué el mercado spot cotiza a +70,00 €/Mwh y no a +50,00 €/Mwh. Vayamos a los detalles.

    • ¿Cómo hemos llegado hasta aquí?. Todo comienza en el establecimiento del régimen europeo de comercio de Derechos de emisión (European Union Emissions Trading System) el cual fue diseñado como instrumento para facilitar el cumplimiento de las obligaciones que los Estados Miembros y la propia Unión Europea habían contraído con la firma y ratificación del Protocolo de Kioto. La implementación de éste, consta de cuatro fases o etapas diferenciadas en el tiempo – aquí te muestro solamente las tres primeras -. Veámoslas:
      • Fase 1 [2005-2007] – prueba piloto -.  Se acordó un esquema descentralizado, cada gobierno elaboró su Plan Nacional de Asignación (PNA), con los criterios de reparto del cap (tope) y de asignación de derechos de emisión (European Union Allowances) a las instalaciones del EU ETS, que totalizaban unas +10.000 y suponían en torno al +45,00% de las emisiones europeas.
        • Causa. Se siguió el método de asignación gratuita de derechos. En la elaboración de los PNAs, las administraciones nacionales partieron de información no suficientemente verificada de las emisiones de los sectores e instalaciones, que, como luego se demostró, estaban sobreestimadas.
        • Efecto. El resultado fue una elevada sobreasignación EUAs (exceso de oferta sumado a la caducidad de los EUAs en el periodo 2008-2012), siendo el número de derechos del periodo superior a las emisiones previstas en unos +160 millones excedentes -, lo cual provocó el desplome del precio desde +31 €/tCO2 hasta +11 €/tCO2 en el mes de MAY/206, para luego decaer hasta alcanzar un precio cercano a +0,00 €/tCO2 en ABR/2007.
      • Fase 2 [2008-2012] – de nuevo sobreabundancia – Como en Fase 1, la asignación de EUAs se hizo de manera descentralizada, proponiendo cada Estado su propio PNA y supervisando la Comisión Europea el reparto sectorial y la asignación, con el fin de evitar repetir la sobreasignación de derechos. Se mantuvo la asignación gratuita, y la subasta de derechos se utilizó marginalmente. Al final, los PNAs europeos asignaron para la segunda fase +9.996 Millones de derechos gratuitos, mientras que la subasta ascendió a sólo +407 Millones, hablamos por tanto de 10.403 Millones de EUAs.  Al contrario que en la Fase 1, se introduce el mecanismo de banking: permite arrastrar a la Fase 3 los EUAs no utilizados en el periodo 2008-2012 – reduce la volatilidad de los precios de mercado permitiendo a los operadores acopiar derechos cuando los precios son bajos para utilizarlos en un futuro con los precios elevados -.
        • Causa. La economía europea comenzó a BAJAR impulsada por la crisis financiera del 2008, reduciéndose la actividad económica e industrial de los sectores del EU ETS, hasta un +20% en 2009, y un +12% en 2012, con respecto al nivel de ENE/2008. Este retroceso de la actividad industrial, provocó una reducción de la emisión de CO2 del orden de un +2,6% anual en el periodo 2008-2012 – un +11,90% en los cinco años -, lo que equivale a un volumen en torno a los +1.200 Millones de toneladas.
        • Efecto. Según el literal del report Unión Europea: “El excedente ascendió a alrededor de +2.000 millones de derechos de emisión al final de 2012″. Estos EUAs “en circulación“, podían ser utilizados en la siguiente fase, gracias al mecanismo de “banking”.
      • Fase 3 [2013-2020] – banco europeo de EUAs -.  Esta etapa nace con el problema del exceso de +2.000 Millones de EUAs sobrantes de la fase 2, en manos de los operadores y el mercado. Esta circunstancia, mantuvo el precio de los derechos de emisión en la banda de 4 €/tCO2, insuficiente señal para estimular inversiones y cambios estructurales en la industria.
        • Objetivo. Las directrices dentro de esta ventana temporal son muy claros: Reducción de las emisiones en +20,00% respecto al año base 1990 que, trasladado a los sectores ETS, supone disminuir las emisiones un +21% en el año 2020 con respecto a 2005, para lo cual el número de EUAs puestos a disposición – excedentes – (asignación gratuita+ subasta) tienen que disminuir a razón de +1,74 %/año con respecto al promedio de EUAs del periodo 2008-2012 – más tarde esta tasa aumentaría al +2,00% -.  Esta senda de reducción de EXCEDENTES, supone que cada año la cantidad de EUAs a repartir disminuyen en +41,68 millones, partiendo de +2.084 millones de EUA en 2013 hasta llegar a +1.833 en 2020. Con el fin de INCREMENTAR el precio de los EUAs, la Unión Europea, lanza DOS propuestas:
          • El mecanismo de backloading.  Consiste en retrasar la subasta de 900 millones de EUAs de los primeros años del perioodo 3: 400 millones (2014) + 300 (2015) + 200 (2016), hasta los años 300 (2019) y 600 (2020), con el propósito de mitigar en los primeros años de la fase 3, los efectos de los excedentes de derechos sobre el precio de mercado.​ Es evidente que contanto con un EXCEDENTE de 2.000 Millones, esta medida extraordinaria no provocó la SUBIDA del precio del EUA: se mantuvo por debajo de 6 €/tCO2 durante los años 2013 y 2014.
          • Reserva de Estabilidad de Mercado (Market Stability Reserve) banco europeo de derechos de emisión -.  La base para el funcionamiento del MSR es el excedente de EUA. Esta cifra, es producto de una estimación oficial que debe realizar la Comisión Europea el 15 MAY de cada año (año), para el año anterior (año-1). Los aspectos clave de funcionamiento y calendario del mecanismo de reserva, son los siguientes: (1) La reserva se crea en 2018 y la transferencia de derechos funcionará a partir del 01 ENE/2019. (2) Transferencia a la reserva de los +900 Millones de EUAs aplazados por el mecanismo de backloading, esto es, de momento se ELIMINAN. (3) En 2020, todos los EUAs no asignados hasta esa fecha se destinarán a la Reserva. (4)  El primer informe se publicará el 15 MAY/2017 – balance de 2016 a título meramente informativo -. El siguiente informe de 15 MAY/2018 reflejará el volumen de EUAs en circulación – EXCEDENTES – a 31 DIC/2017 y será la base para el traslado desde la subasta prevista a la reserva de una cantidad de derechos igual al +24,00% de ese volumen ANUAL, que se hará efectivo entre ENE/2019 y AGO/2019, a razón de +2,00% mensual (estos porcentajes, en principio se fijaron en el +12,00% y +1,00% respectivamente, – artículo 1, DECISIÓN (UE) 2015/1814, 06 OCT/2015 ​-, más tarde se DUPLICARONartículo 2,  DIRECTIVA (UE) 2018/41, 14 MAR/2018 -).
      • Estado Actual. Publicación de los EXCEDENTES de 2017 – El MSR comenzará reduciendo el volumen de subastas en casi +265 millones de derechos durante los primeros 8 meses de 2019 -. La Comisión Europea publicó el 15 MAY/2018 el número total de derechos de emisión en circulación – excedentes – en el mercado europeo del carbono: se trata de +1.654 574.598 EUAs. Por tanto, los volúmenes de subastas del próximo año se reducirán en +264.731.936 millones de EUAs durante los primeros 8 meses de 2019 –  16,00% = 2,00%*8 -. Siguiendo el razonamiento el en tiempo, la próxima publicación del número total EXCEDENTES, tendrá lugar el 15 MAY/2019, y servirá como dato DETERMINANTE, para fijar los EUAS que pasarán a la reserva desde el 01 SEP/2019 hasta el 31 AGO/2020.

    ​​​Primera Conclusión importante – MIEDO + ESPECULACIÓN -. 

      • Fíjate en el promedio mensual de cotización de los EUAs y el aumento con respecto al mes inmediatamente anterior, desde comienzos de 2018: ENE/2018 (+8,34; 0,00%), FEB/2018 (+9,48; +13,67%), MAR/2018 (+11,54; +21,73%), ABR/2018 (+13,35; +15,68%), MAY/2018 (+14,78; 10,71%), JUN/2018 (15,16; 2,57%), JUL/2018 (+16,35; +7,85%), AGO/2018 (+18,88; +15,47%), SEP/2018 (+21,04;11,44%). Una vez que la Unión Europea decidió MULTIPLAR por DOS – 14 MAR/2018 -, la cantidad de derechos de emisión que retiraría de la subasta, sumándolos al MSR, el mercado respondió con cierta lógica: aumentó las compras de EUAs y por lo tanto, éstos sufrieron un encarecimiento del +21,73% con respecto a FEB/2018. El párrafo “cierta lógica”, tiene su razón de ser, ya que aparentemente NO tiene sentido la ALARMA creada, supuesto que el número de EXCEDENTES publicados el 12 MAY/2017 ascendía a +1.693.904.897 tCO2 : la BAJADA para este 2018 tan solo ha sido de +39.330.299, un +2,32%.
    • Es cierto que en todo el escenario descrito, hemos de introducir una variable puramente ESPECULATIVA. Sin ir más lejos, el 14 JUN/2018, el Banco Central Europeo (BCE) anunció que mantendría los tipos de interés: “… ha mantenido el tipo de interés de referencia para sus operaciones de refinanciación en el +0,00%, mientras que la tasa de la facilidad de depósito continuará en el -0,40% y la de la facilidad de préstamo en el +0,25%“. Sin embargo, una operación de compra/venta de EUAs a un año, DIC/2018 <=> DIC/2019, reporta un rentabilidad de +1,25%datos de 09 SEP/2018, mercado de futuros EEX -.

    Segunda Conclusión importante – MIEDO + ESPECULACIÓN al POOL -. Aunque la subida de los EUAs fue muy IMPORTANTE durante los meses de MAR/2018 (+21,73%), ABR/2018 (+15,68%), MAY/2018 (+10,71%), es a partir de primeros de JUN/2018, cuando los futuros de CAL2019 comienzan a correlacionarse con las cotizaciones al CONTADO de los derechos de emisión. La explicación a este hecho es APARENTEMENE es sencilla: los ratios de conversión para las centrales térmicas – carbón – y ciclos combinado – gas natural – pueden rondar los +0,92 tCO2/Mwh y (0,28-0,37) tCO2/Mwh respectivamente – a mayor eficiencia energética este ratio es menor -, por tanto hablamos de un ENCARECIMIENTO de los costes operativos para los primeros – precios de emisiones para JUN/2018 – de +13,94 €/Mwh = +0,92 tCO2/Mwh * 15,16 €/tCO2, siendo de +5,60 €/Mwh = +0,37 tCO2/Mwh * 15,16 €/tCO2, para los segundos. Son éstos los umbrales que fijó el mercado para DISPARAR las cotizaciones del mercado spot. Siguiendo con el razonamiento, en estos momentos, podemos afirmar que el pool eléctrico de nuestro país está SOBREVALORADO debido a los derechos de emisión en (21,04 €/tCO2 – 6,80 €/tCO2) * 0,92 tCO2/Mwh = +13,10 €/Mwh, (+18,91% con respecto al promedio de SEP/2018) ya que los precios del mercado spot están correlacionados con la inyección de carbón – valores de €/tCO2, para SEP/2018 y SEP/2017, respectivamente -.

    Tercera Conclusión importante – horizonte temporal -. El 07 SEP/2017, el CAL2018 cotizaba a +46,70 €/Mwh, sin embargo, un año más tarde, 07 SEP/2018, los futuros de eléctricidad para el póximo año – CAL2019 -, se ubican en +59,93 €/Mwh. Dicho esto, hagamos las cuentas: +13,23 €/Mwh = +59,93 €/Mwh – 46,70 €/Mwh – NO pensaba que me iban a salir tan bien -. Por tanto, el corolario es claro: para que baje el pool y por lo tanto los futuros, deben de ocurrir algunas de las siguientes circunstancias: (1) Baja actividad de las centrales térmicas y ciclo combinado – la única manera es que entre más viento -. (2) Los derechos de emisión vuelven a situarse en niveles NO ESPECULATIVOS, por debajo de los +10,00 €/tCO2. Aquí, hemos de tener ESPECIAL CUIDADO, a la hora de ejecutar CUALQUIER COBERTURA, ya que ésta tendrá embebida la variable especulación que, en cualquier instante puede DESAPARECER, quedándonos entonces muy por encima del verddadero valor de mercado.

  • 4.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: Los futuros SIGUEN manejados por el precio de los DERECHOS de EMISIÓN
    Francia. Las ganancias de carbono impulsan los contratos de energía a un año a nuevos máximos: ” Los contratos europeos de electricidad para entrega anticipada alcanzaron nuevos récords contractuales el jueves impulsadas por fuertes ganancias en las emisiones de carbono y los precios del carbón, mientras que los precios de entrega diaria cayeron en las previsiones de mayor suministro de energía eólica y nuclear”.
    ALERTAS:

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

    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. Muy Alcista. 2020 -> Muy Alcista. Q1/2019 [51,92 – 68,64 – 69,75]. Q1-2020 [Omip -> 62,13 €/Mwh, +0,63%]. El punto de “despegue” para la Q1/2019 y Q2/2020, se sitúa el 20 AGO/2018, cotizando en +62,40 €/Mwh y +55,68 €/Mwh, respectivamente. A partir de aquí, el crecimiento ha sido totalmente exponencial, stiuándose en los +69,75 €/Mwh (+7,35 €/Mwh, +11,77%) y +62,13 €/Mwh (+6,45 €/Mwh, +11,58%).

      Conclusión importante: La explicación es FÁCIL de ver: los traders han vuelto de vacaciones, el LUNES 20 AGO/2018, han observado el mercado del CO2, y justamente han trasladado al mercado de futuros la INCERTIDUMBRE que se está viviendo allí.

      • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q2 [2019-2020]. Tendencia. Máximos absolutos. 2020 ->Máximos absolutos. Q2/2019[45,40 – 55,59 – 56,35]. Q2-2020 [Omip -> 50,19 €/Mwh, +1,25%]. En estos momentos, ambos trimestres cotizan por encima de los +50,00 €/Mwh (+56,35 €/Mwh y +50,19 €/Mwh), siendo ésta la noticia, lo cual denota la importante TENSIÓN que afecta a los mercados.

      Conclusión importante: Es aquí donde podemos ver nítidamente el STRESS de los futuros, gavemente afectados por el precio de los derechos de emisión. El mercado prácticamete está DESCONTANDO que la renovables NO tendrán ninguna responsabilidad a la hora de fijar el precio de la energía en el trimestre más competitivo del año. En estos momentos, precios razonables serían +43,35 €/Mwh = 56,35 €/Mwh – 13,00 €/Mwh y, +37,19 €/Mwh = 50,19 €/Mwh – 13,00 €/Mwh.

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

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    • Q3 [2019]. Tendencia. 2019 -> Máximos absolutos. Q3/2019 [51,40 60,93 – 61,76]. Alcanza casi los +62,00 €/Mwh de altura, comenzando su ascenso a partir del 21 JUN/2018 – punto de inflexión -, día que cotizaba en los +51,78 €/Mwh. Hablamos por tanto de un crecimiento de +9,98 €/Mwh (+19,27%), en menos de tres meses.
      Conclusión importante: En condiciones NORMALES, y a casi un año vista, el precio de esta variable debería situarse alrededor de los +50,00 €/Mwh. A partir de aquí, la cuestión es clara: ¿Resulta RECOMENDABLE asumir valores por encima de los [50,00-55,00] €/Mwh, teniendo LOCALIZADA la input que en estos momentos SOBREVALORA a los futuros?.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh.
      • Recomendación: No entrar.

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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Máximos absolutos. 2019 -> Máximos absolutos.[52,19 72,94 – 75,54]. Q4-2019 [Omip -> 63,03 €/Mwh, +1,71%]. Mirando a la Q4/2018, la noticia es el máximo alcanzado, +75,54 €/Mwh: NUNCA se había visto un cuarto trimestre, cotizar en posiciones tan altas. Hasta ahora, la posición menos competitiva, fue el precio alcanzado por Q4/2013, en +56,13 €/Mwh. Con respecto a Q4/2019, las circunstancias cualitativas son idénticas, siendo el precio +12,51 €/Mwh menor.
      Conclusión importante: Es en este trimestre, al estar ubicado en el horizonte más próximo, donde los mercados están descontando con más firmeza, la especulación que se está llevando a cabo en el terreno de las emisiones. NO son precio asumibles para la ejecución de una compra adelantada a precio fijo.
      • Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/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) [€/$] –  “Trump: “La Unión Europea es el mayor enemigo global ahora mismo“-. Tendencia -> Mantenida. [Promedio Semanal -> 1,1659 €/$, -0,41%. Cotizaciones [Lunes = +1,1720; Martes = +1,1707; Miércoles = +1,1611; Jueves = +1,1588; Viernes =  +1,1670] €/S.

      Estado de los mercados de divisas. En esta semana, las inputs que han afectado al binomio euro – dólar han sido las siguientes: Primera. Distanciamiento de EEUU y Europa y, crecimiento de la tensión comercial. Segunda. Jerome Powell y su visión confiada de la economía – comparecencia ante el Congreso -. Tercera. Críticas de Trump hacia la estrategia de la Reserva Federal. Cuarta. Aumento de la guerra comercial entre EEUU y China.

      01.- EUROPA. EURO [BAJA] = AUMENTO DE LA TENSIÓN CON EEUU: ARANCELES SOBRE LOS AUTOMÓVILES.
      • Domingo 15 JUL/2018. Trump: “La Unión Europea es un enemigo”.  Donald Trump lanzó otra bomba antidiplomática al recalcar que la Unión Europea es un “enemigo” para Estados Unidos. Lo dijo en una entrevista, como epílogo a una cumbre turbulenta de la OTAN en Bruselas y una visita no más tranquila a Reino Unido, que han agravado la grieta con sus viejos aliados. “Tenemos muchos enemigos. Creo que la Unión Europea es un enemigo, por lo que nos hace en el comercio. No lo pensarías de la UE, pero es un rival“.
      • Martes 17 JUL/2018.​  Europa explora conversaciones con Trump sobre el recorte de tarifas de automóviles. La UE está tratando de evitar una investigación de los Estados Unidos sobre si las importaciones de automóviles dañan la seguridad nacional, lo que podría culminar en una propuesta de Trump para imponer un arancel del +20,00% a la empresa automotriz. Washington ya ha golpeado a la UE con aranceles sobre sus exportaciones de acero y aluminio usando la misma justificación de seguridad nacional. Juncker está tratando de aplacar el conflicto cervecero un mes después de que el bloque de 28 naciones impusiera impuestos sobre +2.800 millones de euros de importaciones estadounidenses debido a las tarifas de los metales.
        Conclusión importante: La INCERTIDUMBRE y TENSIÓN es máxima, y la moneda única puede sufrir importantes depreciaciones, ya que hablamos de la industria más potente de Alemania, primera potencia y motor de Europa. En base a esta GRAVE circunstancia, tal y como señalamos en el informe de la semana pasada, Bruselas recortó la previsión de crecimiento.

      02.- ESTADOS UNIDOS. DÓLAR [BAJA] =  VISIÓN ECONÓMICA DE POWELL + CRÍTICAS DE TRUMP A LA FED + GUERRA EEU Y CHINA.

      • Martes 17 JUL/2018 [TC sube = +1,1707 €/$]. Powell: la Fed seguirá subiendo tipos “por ahora”.  En su informe previo a su comparecencia en el Congreso, Powell señaló que su equipo sigue considerando que una subida gradual de los tipos de interés es adecuada. “Con un mercado laboral fuerte, una inflación cercana a nuestro objetivo y los riesgos más o menos equilibrados, la Fed cree que, por ahora, la mejor manera de avanzar es seguir elevando gradualmente los tipos“.
      • Jueves 19 JUL/2018 [TC baja = +1,1588 €/$]. Trump arremete contra Powell y presiona a la Fed para que frene el alza de tipos.  Un día después de la comparecencia de Jerome Powell ante el comité de la Cámara de Representantes para explicar los pasos a dar por la institución en materia de política monetaria, el presidente de EE UU arremete contra el candidato que él mismo designó para presidir del banco central estadounidense. En una entrevista,  manifestó su disgusto con las intenciones de la institución de subir los tipos de interés – actualmente en el +1,75% y +2,00% – dos veces más este año, hasta un total de cuatro: “No estoy asustado… aunque no me gusta …a pesar de esto, les dejo que procedan“.
      • Jueves 19 JUL/2018. Trump: “Estoy preparado” para imponer aranceles a los 505.500 M$ de bienes chinos.  Los aranceles impuestos hasta ahora a las importaciones chinas podrían haber sido un juego de niños en comparación con lo que puede estar por llegar en la guerra comercial de Estados Unidos. En una entrevista, el inquilino de la Casa Blanca ha afirmado que está “preparado para ir a por los 500“, o en otras palabras, a por todos los bienes aceptados en 2017 procedentes de China, que ascienden a un total de +505.500 millones de dólares.
        Conclusión Final importante: Desde la consultora TEMPOS, pensamos que la principal distancia entre el euro y el dólar, es la velocidad en la subida de tipos por parte de los respectivos bancos centrales. Al otro lado de Atlántico, se piensa en elevar las tasas hasta en cuatro ocasiones para el año 2018, mientras que el BCE por su parte,  ha dejado para el verano de 2019 la primera subida, después de un largo tiempo, supeditándola a la marcha de la inflación, esto es, al crecimiento económico, muy relacionado con las tensiones comerciales que estamos viviendo con EEUU, siendo por tanto la INCERTIDUMBRE creciente. A tenor de este razonamiento, NO creemos que el TC se aproxime a la barrera de los +1,2000 €/$ y si a la cota de los +1,1500 €/$ en el corto – medio plazo.

    • COTIZACIÓN BRENT.- “xxx” -. Tendencia -> Posible inicio bajista.  [Futuros Anual – promedio – = +75,24 $/bbl, -1,46%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +78,15; Martes = +78,17; Miércoles = +77,27; Jueves = +76,50; Viernes = +77,03] dólares por barril. 
      Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+75,24 $/bbl] < CONTADO [+77,03 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 

      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 06 SEP/2018 -. Han disminuido en +4,302 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de -1,294 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 401,507 Mb
      • Inventarios Gasolina miércoles 06 SEP/2018 -: Han aumentado en +1,845 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de +0,810 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +234,575 Mb.

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      •  Producción Crudo EEUU viernes 31 AGO/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 31 AGO/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 07 SEP/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,000 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,00 Mbd. Las exportaciones, han descendido en +1,06 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +5,569 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha bajado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 860,00 (-2,00).

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      Situación de los Mercados de Crudo – Para la ventana temporal que estamos analizando, éstos han sido los vectores que han manejado las cotizaciones del crudo: Primero. Sanciones de EEUU a Irán. Segundo. Aumento de producción de Libia. Tercero. Alza en las exportaciones de Irán. rra comercial EEUU + Elecciones NOV/2018 [Utilización de Strategic Petroleum Reserve (SPR) + Ley contra OPEP]. Cuarto. Libia.

      01.- SITUACIÓN DE LA OFERTA – BOMBEO DE CRUDO -.
      • Jueves 06 SEP/2018. La fecha límite de NOV/2018 asusta a los compradores de petróleo de Irán a partir del crudo de OCT/2018.  Se dice que JXTG Holdings Inc., la refinería más grande de Japón, y su rival nacional, Idemitsu Kosan Co., se saltaron las compras de suministros iraníes que se estaban cargando en octubre. Bharat Petroleum Corp. es una de las refinerías estatales de India que tampoco ha reservado ningún cargamento para el mes. Todas las compañías están esperando noticias de sus respectivos gobiernos, que están negociando importaciones con funcionarios estadounidenses.

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        Además de los refinadores, los armadores cuyos barcos ayudan a transportar el suministro de la nación del Medio Oriente, las aseguradoras que cubren esas cargas y los bancos que ayudan a procesar los pagos del crudo están en riesgo de las sanciones, lo que complica aún más el comercio con la República Islámica.

        • Conclusión Importante: Estamos ante una de las inpus más importantes del momento, cuya caducidad está fijada para el 04 NOV/2018. Si finalmente se llevan a cabo las sanciones, el precio del crudo sobrepasará fácilmente los +80,00 $/bbl, de otra manera, ante la presión de la comunidad internacional y del propio Irán – bloqueo del estrecho de Ormuz -, los costes del crudo, podrían estabilizarse justamente por debajo de los (78,00-79,00) $/bbl. Toma nota de dos cifras, en relación a las exportaciones de Irán: +2,819 Mbd (ABR/2018), +2,064 Mbd (AGO/2018), esto es, se ha producido un descenso de -0,745 Mbd (-26,42%).

       

      • Lunes 03 SEP/2018. Libia lidera la producción de petróleo de la OPEP a 2018 a pesar de las pérdidas de Irán.  Libia fue el mayor contribuyente al aumento en la producción en todo el grupo, bombeando +970,000 bd en AGO/2018 en comparación con los +660,000 bd en JUL/2018, después de que la reanudación de su mayor yacimiento petrolífero, Sharara, tuvo lugar – es cierto que a pesar de que la recuperación de Libia impulsa la producción combinada de petróleo de la OPEP, el país sigue siendo un proveedor poco confiable, a medida que las luchas civiles continúan trastornando su industria petrolera -. ​​​
      • Martes 04 SEP/2018. Irak ayuda a mitigar la preocupación por la oferta de la OPEP, aumentando las ventas de crudo.  La producción del segundo mayor productor de la OPEP, alcanzó un récord y se prevé que se expanda aún más, reflejando una mayor inversión en los campos del sur del país. El país bombeó +4,64 Mbd en AGO/2018, superando el máximo anterior de hace dos años, mientras que las exportaciones igualaron los niveles máximos desde 2016
        • Conclusión importante: Lo dicho por Mustafa AnsariArab Petroleum Investments -: “Irak tiene petróleo que es barato y relativamente fácil de producir…. El aumento de la producción del sur ha compensado con creces la detención de la producción del campo de Kirkuk en el norte“, es cierto. Sin embargo, si analizamos la producción de este país desde principios de año, tomando como referencia los datos publicados por la OPEP: +4,556 Mbd (JUL/2018), +4,533 Mbd (JUN/2018), +4,455 Mbd (MAY/2018), +4,429 Mbd (ABR/2018), +4,426 Mbd (MAR/2018), +4,425 Mbd (FEB/2018), +4,435 Mbd (ENE/2018), podemos concluir que la variación es POCA, en comparación con las cifras que estamos manejando debido a las sanciones de Irán.
      02.- SITUACIÓN DE LA DEMANDA – COMPRA DE CRUDO -. 

      • Martes 04 SEP/2018. Contagio o no, estos mercados emergentes son clave para la venta. El crudo registró la mayor caída semanal desde JUL/2018, ya que una derrota en los mercados emergentes generó preocupaciones sobre el debilitamiento de la demanda de energía. Hablamos de: (1) Argentina. La actividad económica cayó un +6,70% en JUN/2018. Los nuevos impuestos anunciados esta semana para restablecer un presupuesto equilibrado solo agravarán el sufrimiento. (2) Brasil. Su proximidad y sus estrechos vínculos comerciales con Argentina significan un contagio que también podría pesar sobre el crecimiento. (3) China. La guerra comercial de Donald Trump no podría haber sido menos oportuna para la segunda economía más grande del mundo. El superávit de la cuenta corriente de China se ha desplomado a casi cero y amenaza con caer en un déficit. (4) India. El petróleo sigue siendo la principal vulnerabilidad. Importa el +70,00% de sus necesidades energéticas y las fluctuaciones de los precios del crudo han llevado su déficit de cuenta corriente a casi el +2,00% del PIB. (5) Sudáfrica. La economía más industrializada de África ya está en recesión, impulsada por una caída en la producción agrícola. Sudáfrica tiene uno de los peores déficit de cuentas corrientes en el mundo en desarrollo, con un déficit del +4,80% del PIB. (6) Turquía. Está enfrentando una inflación de dos dígitos y el mayor déficit de cuenta corriente entre las principales economías emergentes. La depreciación de la moneda puede ser muy necesaria para ayudar a reducir drásticamente las importaciones y recortar la brecha en la cuenta corriente.
        Conclusión importante: Desde TEMPOS, Gene McGillianTradition Energy -: “El petróleo está cayendo en medio de la preocupación de que el contagio del mercado emergente va a suprimir el crecimiento económico y limitar la demanda“. Es cierto que la input no va a tener unas consecuencias INMEDIATAS, pero de existir PROPAGACIÓN, servirá de FRENO para evitar que el precio de crudo sobrepase la barrera de los +75,00 $/bbl.
      • Jueves 06 SEP/2018. Petróleo, afectado por guerra comercial.  El mercado del petróleo se encuentra presionado a la baja, debido a la expectativa de que las tensiones comerciales entre China y Estados Unidos se intensifiquen los siguientes días, lo cual ha generado al crudo una caída promedio superior a +2,50% en los últimos tres días.
  • Conclusión Final Importante: En estos momentos, existen dos pares antagonistas que modulan el precio del crudo: (1) Alza: temor a que las sanciones de EEUU a Irán se lleven a cabo, o aún peor, generen un conflicto en torno al estrecho de Ormuz. (2) Baja. Existe una guerra comercial entre las dos superpotencias y, un debilitamiento/contagio de los países emergentes, que puede socavar de manera importante la demanda. Por tanto, desde TEMPOS, vemos el precio del crudo en el corto – medio plazo, moviéndose dentro del siguiente gap: [70,00-85,00] $/bbl.

En un entorno VIOLENTO de precios, la QUIETUD también significa comprar BIEN.
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