CLIENTES: TEMPOS. INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA [18NOV24NOV] 2017

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Buenos días, todos los que formamos parte de TEMPOS, te deseamos un buen comienzo.

• 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: ESPAÑA DOMINADA POR LOS CICLOS. FRANCIA COMIENZA A RESPIRAR. Esta semana, las cifras y por lo tanto la noticia, no ofrece margen de duda, fíjate en las diferentes cotizaciones medias para los meses de NOV/2017: 40,93 €/Mwh (2010), 48,38 €/Mwh (2011), 42,07 €/Mwh (2012), 41,81 €/Mwh (2013), 46,80 €/Mwh (2014), 51,20 €/Mwh (2015), 56,13 €/Mwh (2016) y 57,91 €/Mwh (01NOV-24NOV) 2017. Así es, estamos ante el mes menos competitivo de toda la serie histórica. Las razones, esgrimidas de manera simplificada, son tres: (1) Falta de energía eólica. (2) Práctica inexistencia de aportación hidráulica – No es la «peor sequía en 20 años», será la peor de la historia -, (3) Reactores de Francia fuera de línea, lo que nos ha obligado a exportar energía a este país – en el peor momento posible -. Veamos a ver en qué estado se encuentra todo, toma nota:

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]1.1.POOL FRANCIA SE DESCORRELACIONA DEL GAS, ANTE EL CRECIMIENTO DE LA NUCLEAR y EÓLICA. 

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[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]La tabla que ves es conocida por ti, representa el mix energético francés, dentro de la ventana temporal [01NOV-24NOV] 2017. Varias consideraciones, todas ellas importantes:

• Demanda de Energía. Aunque crece el consumo en Francia, pero su tendencia alcista comienza a estabilizarse: La última semana creció un 10,09% con respecto a la media mensual, sin embargo, estos últimos siete días, la subida ha sido mucho menor, tan solo un 2,06%.
• Carbón y Ciclos Combinados. El país vecino sigue «tirando» de las tecnologías menos competitivas, si bien, hemos de prestarle atención a las cifras absolutas, más que a los porcentajes. Mientras que la demanda total ha aumentado en 30 Gwh/día (+2,06%) = 1.471 Gwh/día – 1.441 Gwh/día, la aportación para el carbón y gas, ha sido de 4 Gwh/día (+9,01%) y 4 Gwh/día (+2,16%), respectivamente.
• Nuclear y Eólica. La mayor aportación a este aumento del consumo, la ha protagonizado la tecnología francesa más determinante, poniendo 46,00 Gwh/día más en la red, lo que equivale a 1,91 reactor nuclear = 46,00 Gwh/día * (1000 Mwh/día/1Gwh/día)* (1día/24horas)* (1reactor /1.000 Mw). Este hecho viene a confirmar una noticia importante y agradable para todos: los reactores comienzan a entrar y por lo tanto, el parque nuclear, da síntomas evidentes de recuperación. Es cierto que también, la tecnología más competitiva ha ayudado, poniendo 20 Gwh/día (+27,38%).

El escenario descrito, tiene dos consecuencias directas:

• Mercado Spot. El pool eléctrico francés, se descorrelaciona con respecto a la producción de sus ciclos combinados – figura derecha -, los cual, provoca que el precio medio se sitúe en 60,00 €/Mwh – mejora en un 5,32% la media del mes -, dejando atrás cotizaciones por encima de los 80,00 €/Mwh.
• Intercambios. Francia vuelve a sacar energía eléctrica de su red – figura izquierda -, siendo el balance dentro de la ventana temporal [18NOV-24NOV] 2017, como sigue: Importaciones = 130,00 Gwh/día, Exportaciones = 154 Gwh/día, esto es, un superávit exportador de 24 Gwh/día – especial atención a los tres últimos días de la serie, con 41,00 Gwh/día, 77,00 Gwh/día y 54,00 Gwh/día -.

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[/vc_column_text][vc_column_text]1.2.POOL ESPAÑA. PRECIO POOL ESPAÑA > CONSUMO GAS < PRECIO POOL FRANCIA.

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Analizando el mix energético de nuestro país – cuyas cifras más importante se muestran justamente en la tabla que estás viendo -, podemos deducir las siguientes conclusiones: El pool eléctrico se ha vuelto menos competitivo, rebasando algunos días la cota de los 60,00 €/Mwh y aumentando en 3,00 €/Mwh (+6,00%) con respecto a la media mensual. Esta consecuencia, se debe principalmente a dos motivos: (1) La demanda de energía sufre un incremento importante – entrada en época invernal – de 25,00 Gwh/día = 714,00 Gwh/día – 689,00 Gwh/día, lo que supone estar consumiendo un 3,57% más. (2) Obviando lo tres últimos días, prácticamente la aportación eólica ha sido inexistente, con una disminución de 33,00 Gwh/día (-23,92%). (3) El gap creado por el aumento del consumo y disminución de viento, ha provocado que la relación entre las cotizaciones del mercado spot y los ciclos combinados sea aún más intensa: ante la situación descrita, éstos han aumentado la participación en el mix en 22,00 Gwh/dia (+15,27%).

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De todo lo dicho, hay un hecho que me ha llamado de manera importante la atención: los ciclos combinados de España, están fijando los precios del mercado spot de Francia, una vez que éste se ha descorrelacionado de los suyos – por el aumento de la producción nuclear y eólica -. La imagen de la izquierda, representa las cotizaciones diarias medias del pool eléctrico de España vs funcionamiento de los ciclos de España: aparecen totalmente correlacionadas – esta situación es sabida por todos, y puesta de manifiesto en anteriores informes -. A su vez, la imagen de la derecha, dibuja la evolución de ambos mercados eléctricos, Francia y España. Puedes corroborar como, desde el 05 NOV/2017 hasta el 18 NOV/2017, no existe «seguimiento» de uno al otro. Este hecho se produce debido al apagón de los reactores de Francia y la puesta en funcionamiento de manera importante, de sus ciclos combinados.  Sin embargo – he aquí el quid de la cuestión -, es a partir del 18 NOV/2017 cuando ambos «pools» se acoplan de nuevo. Por consiguiente, si los mercados spots aparecen correlacionados, y uno de ellos, también  está «en sintonía» con los ciclos, ambos lo estarán con este parámetro.

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• 2.- SITUACIÓN DE LOS REACTORES NUCLEARES DE FRANCIA.
  Dentro de la ventana temporal bajo análisis, se han producido nuevas incorporaciones al parque nuclear del país vecino – lo hemos visto más arriba -: Penly 1 (+1.300 Mw) y ST. ALBAN 2 (+1.335 Mw), pero también algunos retrasos, si bien es cierto que de poca importancia. Veámoslo más en detalle:

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• Martes, 21 NOV/2017. EDF informa fallas de control de calidad con respecto a algunas barras en reactores nucleares.  Électricité de France (en adelante, EDF) dijo que había sido informada sobre las deficiencias encontradas en los controles de calidad de un pequeño número de varillas. Las varillas involucradas se usan en los reactores Golfech 2, Flamanville 1 y Cattenom 3, mientras que otras 11 no se instalaron. EDF dijo que los hallazgos no tendrían ningún impacto operativo.
• Martes, 21 NOV/2017. EDF dice que los problemas técnicos retrasaron el reinicio de cuatro reactores. EDF señaló que problemas técnicos imprevistos pospusieron el reinicio de cuatro reactores nucleares, mientras esperaba la autorización final de  Autorité Sureté Nucléaire (en adelante ASN) para otros dos que también se retrasaron. Los acontecimientos, fueron los siguientes:(1) Ocurrió un problema durante el repostaje del reactor Belleville 2, fuera de línea desde el 07 OCT/2017, lo que retrasó su reinicio desde el 26 NOV/2017 hasta el 02 DIC/2017. (2) El reinicio del reactor Paluel 3 de 1.300 MW, en corte desde el 11 FEB/2017, se retrasó desde el 22 de NOV/2017 al 02 DIC/2017, debido a un problema técnico con el alternador del reactor. Los reactores Cruas 3 y St. Laurent 2 de 900 MW, también fueron afectados por problemas técnicos durante sus fases de reinicio, retrasando la reanudación por unos días, hasta el 29 de NOV/2017 y el 28 NOV/2017, respectivamente. (3) EDF, también expresó que está esperando la luz verde de ASN para proceder con el reinicio de los 1.500 MW Chooz 2 y los 900 MW Bugey 3. 

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]3.-  VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. VER LAS OPORTUNIDADES, OTRA HERRAMIENTA PARA LA COMPRA DE ENERGÍA.   

He de compartir contigo dos frases que, tanto en momentos complicados como de gran competitividad para los mercados, siempre aparecen en el horizonte del pensamiento:

• Cuando el pool está bajo – media 2016 = 39,66 €/Mwh -, todos tendemos a pensar que seguirá bajo.
• Cuando el mercado spot está alto – promedio 2017 = 51,48 €/Mwh -, muy pocos piensan que bajará.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 4.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
  NOTICIA: VUELVE LA INCERTIDUMBRE A LOS FUTUROS, AUNQUE LO MÁS DIFÍCIL YA HA PASADO. 

El pasado viernes, 24 NOV/2017, aparecía la siguiente noticia: » La sequía hunde las reservas hidroeléctricas al nivel de 1995 «, cuyo literal más importante es el siguiente:

«Alerta roja en las reservas hidráulicas. La capacidad de las centrales eléctricas que aprovechan el agua para producir electricidad se ha hundido al 27,7%, según los datos que maneja el operador del sistema Red Eléctrica. Se trata del registro más bajo desde octubre de 1995, cuando el agua embalsada marcó un récord negativo del 23,6% sobre la capacidad total de los embalses…. No obstante, el precio de la luz es secundario cuando se trata del uso del agua. Energía prohibió ayer, de manera temporal, que este recurso se use a modo de reserva eléctrica para cubrir los momentos de mayor demanda, – la legislación vigente establece una priorización para los distintos usos del agua y en este sentido, las demandas para usos energéticos tienen una prioridad inferior al uso para consumo humano o para riego –.

La reacción del mercado de futuros se adelantó cuatro días antes: lunes 20 NOV/2017, sobre todo, a los dos primeros trimestres del año.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Q1 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q1/2018 [46,85 – 55,46 – 56,60]. Q1-2019 [Omip -> 53,19 €/Mwh, +7,39%]. Ambas, Q1/2018 y Q1/2019, están muy afectadas por la input Sequía. La primera ha aumentado 2,77 €/Mwh (+5,14%), desde el viernes 17 NOV/2017, y la segunda, 3,66 €/Mwh (+7,39%), para la misma fecha. La sobretensión por tanto es máxima, estando a las puertas de una cota impensable hace unos meses: 60,00 €/Mwh.

• Precio Objetivo: [35,00 – 38,00] €/Mwh.
• Recomendación:No entrar.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Q2 [2018-2019]. Tendencia. -> 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista.  Q2/2018 [40,75 – 47,27 – 47,80]. Q2-2019 [Omip -> 44,92 €/Mwh, +3,98%]. El perfil es muy parecido al descrito para el primer trimestre, pero con cantidades más moderadas. Q2/2018, crece 0,85 €/Mwh (+1,81%) y Q2/2019 aumenta 1,72 €/Mwh (3,98%). Si te fijas, el mercado piensa que cuanto más nos alejamos en el tiempo, los problemas de sequia serán más importantes, de ahí, que los porcentajes sigan esta tendencia. Es momento de ver lo que sucede con el parque nuclear francés, además de esperar la aparición del viento y no de cuestionarse la compra de precio fijo, viendo las cantidades de las que hablamos.

• Precio Objetivo: [35 – 38] €/Mwh.
• Recomendación: No entrar.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Oscilaciones mantenidas, 2019 ->  Alcista. [46,82 – 51,31 – 51,55]. Q3-2019 [Omip -> 48,45 €/Mwh, +2,56%]. La Q3/2018, se mantiene en la misma dinámica que la señalada la semana pasada: oscilaciones pequeñas alrededor de la cota de los 51,50 €/Mwh. Sin embargo, la noticia aquí, ha estado en el crecimiento de la Q3/2019: ha aumentado 1,21 €/Mwh (+2,56%) en una semana. Ambas van cerrando poco a poco la ventana de certidumbre.

• • Precio Objetivo:  [43,00 – 44,00] €/Mwh.
  • Recomendación: No entrar.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Q4 [2018]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [45,74 – 53,25 – 53,50]. La noticia aquí es persistente semana tras semana: el jueves 23 NOV/2017, se alcanzó nuevo máximo, ubicándose éste en los 53,60 €/Mwh, por lo que resulta impensable cerrar una cobertura a este precio.

• • Precio Objetivo: [42,00 – 44,00] €/Mwh
  • Recomendación:No entrar.

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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]5.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El euro se vuelve a máximos de 2017 y enfría todavía más el intento de ‘rally’ de fin de año  -. Tendencia -> Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1795 €/$, +0,28%. Cotizaciones [Lunes = 1,1781; Martes = 1,1718; Miércoles = 1,1749; Jueves = 1,1848; Viernes =  1,1877] €/S.

• EUROPA. Viernes, 24 NOV/2017. La negociación de una gran coalición en Alemania lleva al euro a máximos de septiembre. A este lado del Atlántico, el euro ha estado modulado por las tensiones políticas provocadas por la posibilidad de no formar gobierno por parte de Ángela Merkel, fíjate en la noticia del martes 21 NOV/2017: «La inestabilidad alemana amenaza con retrasar proyectos clave para la UE«, el euro caía a los 1,1718 dólares. Sin embargo, se han producido algunas inputs, que han revertido la situación, ubicando a la moneda única en máximos trimestrales:
  • • La negociación de una gran coalición en Alemania lleva al euro a máximos de septiembre. Efectivamente, se abre la puerta a la formación de gobierno, y por lo tanto, a la estabilidad política en Alemania y por ende en Europa.  El jefe de filas del SPD, Martin Schulz, se reunió en la tarde del jueves, 22 NOV/2017, con la ejecutiva de su partido en la Casa de Willy Brandt, el cuartel general socialdemócrata para acordar los pasos a seguir. A las dos de la mañana del viernes 23 NOV/2017, terminó por fin una reunión que no arrojó resultados claros pero que sí apuntó en una dirección clara: El SPD está ahora dispuesto a ceder y a sentarse a hablar con Merkel de posibles acuerdos de Gobierno.
    • Jueves, 23 NOV/2017. La Eurozona crece al mayor ritmo en seis años y 2017 tendrá el aumento de PIB más alto de la última década.  Los indicadores del PMI de la zona euro de NOV/2017 baten previsiones y se sitúan en máximos históricos. El compuesto registra un crecimiento de 1,5 puntos hasta los 57,5 puntos, gracias al impulso sector manufacturero y de servicios. Las cifras apuntan a un crecimiento trimestral del 0,80% – la Eurozona lleva 17 trimestres consecutivos creciendo – del PIB – éste es ya del 3,00%, superior al de 2008 -, que supondría el mayor ritmo desde el primer trimestre de 2011 y cerrar 2017 con la tasa de crecimiento más alta de la última década.
  Comentario Importante: En estos momentos, la sensación mundial con la vieja Europa, es que es un tren en marcha y con una velocidad de crucero importante, fíjate en las opiniones: (1) Bert Colijn – economista senior de la zona del euro de ING Bank NV en Amsterdam -: «No hay signos de detener la economía de la zona euro en este momento y es probable que el 2018 comience con una base sólida …. con el apoyo monetario continuo y algunas mejoras esperadas en el crecimiento mundial en 2018, la economía de la zona euro está lista para otro año de crecimiento sorprendente«, (2) Chris Williamson – economista jefe de negocios de IHS Markit -:» El mensaje del último PMI de la zona euro es claro: el negocio está en auge«.
• EEUU.
  • Miércoles, 22 NOV/2017. ​La Fed espera subir los tipos el mes que viene.  La Fed publicó las actas de la reunión que se desarrolló entre OCT/2017 y NOV/2017. Si se cumplen las previsiones, el organismo elevará por quinta vez los tipos de interés en una década, la tercera del año y la segunda desde JUN/2017, cuando el precio del dinero quedó fijado entre el 1,00% y el 1,25%. La fortaleza de la economía y el bajo nivel de desempleo empujan a la Fed a seguir subiendo tasas a corto plazo. Dentro del FOMC (en inglés, Federal Open Market Committee), hubo varias opiniones, lo que ha provocado una bajada por parte del dólar: (1) Algunos indicaron que su decisión de apoyar un incremento inminente de los tipos dependerá de si los datos económicos actualizados permiten mayor confianza en que la inflación se acercará al objetivo del 2% que persigue la Reserva Federal. (2) Otros matizaron que una nueva subida de tipos, debería aplazarse hasta que se confirme que la inflación está «claramente» en el proceso de alcanzar el 2%. (3) Finalmente, algunos participantes del encuentro, alertaron sobre una subida de tipos si la inflación permanece tan baja y alertaron de que un endurecimiento de la política en ese escenario podría implicar un mensaje confuso.

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• • COTIZACIÓN BRENT – Todos los ojos en la OPEP…. –-.>Tendencia -> Meseta alrededor de los 62,00 $/bbl.  [Futuros Anual = 62,47 $/bbl, +1,24%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 62,22; Martes = 62,57; Miércoles = 63,32; Jueves = 63,55; Viernes = 63,88] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [62,47 $/bbl] < CONTADO [63,88 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia. 
    
    • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 15 NOV/2017 – : Han disminuido en 1,855 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 1,545 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 457,159 Mb.

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    •  Datos Reservas Gasolina – miércoles 15 NOV/2017 –: Han aumentado 0,044 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 0,737 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 210,431 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU – viernes 10 NOV/2017 – Exportaciones Crudo – viernes 10 NOV/2017 -, y plataformas Fracking – viernes 17 NOV/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,658 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en 0,010 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en 0,87 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 7,012 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han crecido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 747.

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    Extracto: En estos momentos, las cotizaciones del crudo son directamente gobernadas por dos vectores: (1) Cifras del Shale Gas en EEUU: producción, inventarios crudo/gasolina y exportación crudo, donde el sentimiento de los mercados es tomar en consideración la más negativa. (2) Especulación absoluta y clara, acerca de la decisión que tomará la OPEP, en relación a la prolongación de los recortes, en la reunión que celebrará en Viena en jueves, 30 NOV/2017.

    Comentario importante: Llama nuestra atención la siguiente noticia: «La OPEP está a oscuras en relación al fracking«. Es cierto que la OPEP tendrá que decidir si extiende los recortes petroleros globales, sin saber si están desencadenando una nueva inundación de suministro rival de los productores de esquisto de EEUU. Fíjate en los dos puntos de vista: (1) Andy Hall – conocido en la industria petrolera como «Dios» por sus lucrativos negocios -:» Los pronósticos del crecimiento del 2018 en la producción de esquisto, oscilan entre 500.000 bd y hasta 1,70 Mbd, lo que complica las previsiones. La Administración de Información Energética (en adelante, AIE), de Estados Unidos está subestimando el crecimiento de este año en el petróleo de esquisto bituminoso en alrededor de 300.000 bd«. (2)  Per Magnus Nysveen -,jefe de análisis de Rystad Energy AS -, «la producción de esquisto aumentará en promedio en alrededor de 1,2 Mbd cada año hasta el 2020, debido en gran medida al uso más eficiente de los productores de capital«. Por tanto, la duda, totalmente lógica, está en si la prolongación de los recortes – reducción OPEP (+1,176 Mbd) y OUTOPEP (+0,546 Mbd) -, no hará sino «hundir las cotizaciones del brent para 2018«, toda vez que la gente del Shale Gas, se estén cubriendo con las cotizaciones por encima de los 60,00 $/bbl. Fíjate lo que está sucediendo también con las posiciones en corto: «Las apuestas a precios más bajos aumentaron más desde JUN/2017 debido a que las tensiones en Oriente Medio quedaron atrás, mientras que la incertidumbre se cierne sobre el impulso de Arabia Saudita para ampliar los recortes de producción de la OPEP«.

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• 01. ESTADOS UNIDOS.

• Martes 14 NOV/2017. El petróleo se expande por encima de los 58 $/bbl, a medida que el corte de Keystone reduce la oferta de EE. UU. Hay dos apartados, a la hora de analizar lo ocurrido con el crudo estadounidense:
  • ​​SHALE GAS. Se ha producido un drenaje en los inventarios de crudo, que no de gasolina. Este hecho, ha sido interpretado por los mercados, como una merma en la oferta, todo ello, a pesar de tres datos importantes: (1) La producción volvió a batir un nuevo récord, situándose en los 9,658 Mbd. (2) Las exportaciones rebasaron los 7,00 Mbd (+7,012 Mbd), y (3) las plataformas de extracción crecieron de manera significativa, hasta las 747,00, situándose en niveles de SEP/2017.
  • El derrame del oleoducto Keystone empuja al petróleo hacia arriba. Tal y como indica el siguiente enlace habilitado por TransCanada Corp– propietaria del oleoducto -, el jueves 16 NOV/2017, » Aproximadamente a las 6 a.m. CST (5 a.m. MST) de hoy, cerramos con seguridad la tubería Keystone después de detectar una caída de presión en nuestro sistema operativo como resultado de una fuga de aceite que se está investigando«. Hablamos de que el cierre de la línea, significa que entre 000 y 600.000 bd de crudo no se dirigen al centro de distribución de Cushing, Oklahoma. Consultado en dicho enlace, la última actualización – 24 NOV/2017 -,  muestra la siguiente información: «El trabajo preliminar para exponer y posteriormente extraer la sección de tubería dañada comenzó ayer y se espera que esté completo antes del final del día domingo, 26 de noviembre…  Estamos trabajando con PHMSA en una fecha de regreso al servicio, pero no se ha confirmado ninguna fecha«. ​

 

• 02.- OPEP. Viernes 24 NOV/2017. Rusia-OPEP acuerda marco para ampliar reducciones de petróleo. El acontecimiento más importante del mes de NOV/2017, está aquí: La Organización de Países Exportadores de Petróleo y varios países no miembros de la OPEP liderados por Rusia, se reunirán la próxima semana en Viena para discutir la prolongación de sus límites de producción. La duda se ha centrado en Rusia: dudaba de la necesidad de una extensión, ya que el acuerdo actual no expira hasta finales de MAR/2018. Finalmente, el cártel y Rusia han elaborado el esquema de un acuerdo para ampliar sus recortes de producción de petróleo hasta el finales de 2018, aunque ambas partes aún están elaborando detalles cruciales, relacionados con la petición expresa de Rusia: quiere que el acuerdo de extensión incluya un nuevo lenguaje, que vincule el tamaño de los recortes con la salud del mercado petrolero. En este sentido, se barajan tres posibilidades: (1)Vincular los recortes al equilibrio oferta-demanda en el mercado mundial del petróleo, o (2) el nivel de inventarios de combustible en los países industrializados. (3) Otra opción es hacer una clara referencia al hecho de que el acuerdo podría revisarse nuevamente a principios del próximo año, incluida la posibilidad de convocar a otra reunión.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] [/mk_fancy_title][vc_column_text]Antes de cerrar una cobertura, he de tener la sensación «absoluta» que batiré a la CONTRAPARTE, sino es así, desisto rápidamente. En un número de veces continuadas en el tiempo, es la única manera de ser competitivo.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]