CLIENTES:INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [29SEP-05OCT] 2018

 In El Rincón del Experto

​​Buenos días, desde la TEMPOS, esperamos que todo te vaya magníficamente bien. Mirando a tu cuenta de resultados, encontramos que un ítem, el coste energético, guarda una característica especial: tiene embebido el concepto de RECURRENCIA. Por lo tanto, cualquier desvío continuado en el tiempo, dará lugar a un GRAN ERROR, de ahí, que estemos ante la compra más importante para tu compañía.

Teniendo presente lo señalado, por favor, toma nota, éstos son los temas que abarcaremos en el presente informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Comenzamos OCT/2018, cotizando a una media de +67,66 €/Mwh, siendo el segundo mes menos COMPETITIVO de todo el año, justamente por detrás de SEP/2018 que arrojó un promedio de cierre de +71,27 €/Mwh (+3,61€/Mwh, +5,33%). Siguiendo con el razonamiento con respecto a OCT/2018, estamos ante el MÁS CARO de toda la historia reciente, siguiéndole a una distancia importante, OCT/2017 (+56,79 €/Mwh) y OCT/2016 (+52,83 €/Mwh), con una diferencia de +10,87 €/Mwh y +14,83 €/Mwh, respectivamente,
      • Conclusión Importante: Si extraemos parte del literal de la siguiente noticia, El Gobierno aprueba las medidas de choque contra la subida de la luz : ” Tal como avanzó en el Congreso la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, el paquete incluye la bajada a tipo cero del impuesto del 7% a la generación eléctrica, lo que supondría un recorte de la recaudación de Hacienda superior a los mil millones“, a día de hoy, el promedio del mercado spot de OCT/2018, está a -5,065% con respecto a la media de SEP/2018, lo cual nos lleva al siguiente corolario: NO se está trasladando toda la bajada del impuesto a la generación al pool, lo cual es lógico, ya que no existe una correlación DIRECTA – no hay NINGUNA pestaña de +7,00% en la que podamos hacer click -.
  • Francia. El país galo, tiene el parque nuclear bajo MÍNIMOS, funcionando solamente +39 de los +58 reactores nucleares que posee, teniendo para España una incidencia NEGATIVA muy importante: la energía trasvasada se sitúa en +31,00 Gwh/día, la cota más baja desde 01 ABR/2018.
  • Opinión Personal. Consecuencias en relación al decreto de sábado 05 OCT/2018: Posible estrategia de cobertura. 
  • Compra de Gas. La obtención de esta materia prima, cada vez tiene un MAYOR coste:
    • ​​El precio del barril de Brent, alcanzó el miércoles 03 OCT/2018 el MÁXIMO, +86,29 $/bbl, debido a la INCERTIDUMBRE que existe del lado de la oferta: (1) Sanciones a Irán y, (2) Desplome de la producción de Venezuela.
  • Tipo de Cambio (TC), ha caído muy próximo a los +1,1500 $/bbl, concretamente se ha situado en los +1,1506 $/bblviernes, 05 OCT/2018 -, debido a la incertidumbre política de la eurozona y los buenos datos que presenta la economía de EEUU.

Vayamos al análisis de los mercados y a las conclusiones que se pueden extraer derivadas de éste.

  • 1.1.- EL MERCADO SPOT FRANCIA SIGUE CONECTADO A LOS COMBUSTIBLES FÓSILES.

  • Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu derecha, aparecen sus principales parámetros: energía cubierta por la producción de los 58 reactores nucleares, datos del consumo total del país, producción de las fisiones nucleares, energía intercambiada con los países limítrofes (España, Gran Bretaña, Suiza, Alemania-Bélgica, Italia), precios de la tonelada de CO2, así como las aportaciones de las energías renovables y fósiles. Por otra parte, a la izquierda, se señala las correlaciones que existen entre el pool eléctrico y aquella tecnología que lo hace posible – driver de precios -, así como la evolución de la citada energía cubierta. Vayamos a detalle del análisis:
    • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la semana bajo análisis, [29SEP-05OCT] 2018, se han producido TRES inputs negativas que han provocado el crecimiento de las cotizaciones medias del mercado spot. Primera – demanda : El clima templado para esta época del año, ha provocado que el consumo de energía para la planta francesa, se sitúe en los +1.130 Gwh/día, aumentando en +33,00 Gwh/día (+2,97%) con respecto a la semana pasada. Estamos por tanto, por encima del consumo registrado en Q2/2018 (+1.113 Gwh/día) y Q3/2018 (+1.073 Gwh/día).  Segunda – eólica -: El empuje de las palas de los aerogeneradores ha disminuido en +14,00 Gwh/día (-17,57%), ubicándose en los +66,00 Gwh/día. Tercero – gas natural: El aporte de esta commodity, ha aumentado de manera CONSIDERABLE, hablamos de un +57,23% (+23,00 Gwh/día), situandose la dinámica en MÁXIMOS desde 01 ABR/2018, concretamente en los +64,00 Gwh/día.
    • Conclusión Importante: El aumento de la demanda, unido a la bajada de la aportación eólica y el consiguiente aumento de la participación del gas natural, ha tenido un corolario directo: el precio del mercado spot CASI toca los +65,00 €/Mwh (+64,96 €/Mwh). Pero aparte, hay otra consecuencia colateral, las exportaciones están bajo mínimos, ubicándose en los +135,00 Gwh/día, bajando para esta semana en +37,00 Gwh/día (+21,65%), con respecto a la pasada, esto es, Francia está dejando atrás su etapa de COMERCIANTE de energía.
    Conclusión Importante: En estos momentos, URGE que el país vecino se DESCONECTE de los combustibles fósiles, y por lo tanto del precio EUROPEO del CO2. De otra manera, las importaciones desde allí, se deberán a meros intercambios de índole física, más que puramente comercial. Sin ir más lejos, el año pasado, los primeros siete días de OCTUBRE, el promedio de cierre para el mercado spot galo, alcanzaba los +45,32 €/Mwh, siendo para nuestro país de +54,56 €/Mwh, arrojando un “gap” de +9,24 €/Mwh. Este año, las cifras son de +64,79 €/Mwh, +67,66 €/Mwh, +2,87 €/Mwh, respectivamente, siendo el corolario el siguiente: Los ALTOS precios del CO2, están IGUALANDO los mercados.

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

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  • Conclusión importante: Hay dos hechos importantes que se están produciendo:

    • Hidráulica, pierde fuelle. Fíjate en los históricos del último mes: +64,00% [31AGO-07SEP], +66,00% [08SEP-14SEP], +80,00% [15SEP-21SEP], +68,00%[22SEP-28SEP], +55,00% [29SEP-05SEP]. Por tanto, habrá que observar si se trata de una circunstancia puntual, o estructural.
    • Carbón desde por la mañana. Sorprende de manera importante, como la SEGUNDA tecnología menos competitiva, sea capaz de fijar el precio de la energía, hasta en las llamadas “horas baratas”, esto es, aquellas ubicadas en la franja horaria que abarca desde las 0:00H hasta las 08:00H, lo cual nos lleva a un corolario directo: la VOLATILIDAD en el pool, tiende a MÍNIMOS.

  • 1.2.2.- EL DRIVER INDISCUTIBLE DEL MERCADO SPOT DE ESPAÑA ES EL CARBÓN – mercado CO2 -.

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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. Básicamente, ha habido un hecho que ha provocado la bajada en la cotización media del mercado spot: el consumo ha sufrido una MERMA de 33,00 Gwh/día (-4,71%), con respecto a la semana anterior. Esta input, ha tenido DOS consecuencias importantes. Primera – carbón : La aportación del mineral se ha situado en los +120,00 Gwh/día, bajando su dinámica en +14,00 Gwh/día (+10,77%). Segunda – hidráulica: Disminuye la inyección a red en +13,00 Gwh/día (-22,28%), lo cual, sitúa la aportación del agua turbinada en MÌNIMOS anuales – fíjate en los datos tabulados -.
    Conclusión importante: Quizás, desde que comenzamos a analizar las inputs/outputs del mercado spot de España, es una de las veces que el horizonte se ve con cierta CERTIDUMBRE: seguiremos con precios ELEVADOS, aquí, pero también en Europa, a menos que los mercados se descorrelacionen de los combustibles fósiles, y por lo tanto, lo hagan de los precios NO competitivos del CO2. Es éste un razonamiento muy VÁLIDO para establecer estrategias de coberturas, ya que los precios por pantalla, mientras que persista este escenario, SIEMPRE van a estar por encima de los +55,00 €/Mwh.

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

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

    Dentro de la ventana temporal que estamos analizando, las principales novedades en torno al parque nuclear de Francia y España, son las siguientes:

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • ARRANQUE.
          • BELLEVILLE 2 . En la noche del 2 al 3 de OCT/2018, los equipos de Électricité de France (EDF) en la planta de Belleville-sur-Loire cerraron la unidad de producción No.2, de acuerdo con los procedimientos operativos, tras la detección de un mal funcionamiento en tres dispositivos de medición. Esta parada permitirá realizar las operaciones de limpieza necesarias en estos equipos utilizados para el análisis de una parte del circuito secundario.
          • DAMPIERRE 2 . La unidad de producción No.2 de la planta de Dampierre-en-Burly se reconectó el 4 de OCT/2018 a las 5 a.m. a la red eléctrica y alcanzó la potencia total el 4 de OCT/2018 a las 7.30 a.m. Se había cerrado la noche del miércoles 26 al jueves 27 de SEP/2018 para llevar a cabo una operación de mantenimiento programada en el motor de un generador – equipo ubicado en la parte no nuclear de la instalación -.
          • PALUEL 4.  La central eléctrica de Paluel No. 4 se conectó a la red eléctrica nacional el martes 2 OCT/2018. La unidad se cerró el 26 de SEP/2018 para permitir la finalización de una operación de mantenimiento de corta duración.
          • TRICASTIN 2.  El inicio de producción de diesel (DUS) de la unidad de producción No. 2 se inició en la planta de Tricastin. Esta prueba se realizó para garantizar el funcionamiento correcto del motor de 75 toneladas con una potencia de 3,2 MW.
        • PARADA.
          •  DAMPIERRE 3 – parada programada -. El reactor No. 3 se detuvo el 6 OCT/2018 a las 0:00 h para renovar parte de su combustible y realizar actividades de mantenimiento.
          • FESSENHEIM 1 – parada programada -.  El viernes 5 de OCT/2018 a las 16:22, la unidad de producción de la planta nuclear de Fessenheim No. 1 se desconectó de la red eléctrica para permitir que las brigadaso realicen varias operaciones de mantenimiento programadas, incluida la sustitución de tres detectores de incendios ubicados en la planta nuclear.
          • FLAMANVILLE 2 – parada programada -. El sábado 6 OCT/2018 a las 4:30 a.m., la unidad de producción No. 2 de la central eléctrica de Flamanville se cerró para realizar una prueba de maniobrabilidad del grupo de control – están ubicados en el reactor nuclear y sirven principalmente para adaptar la potencia del reactor según las necesidades de la red eléctrica nacional -.
          • GRAVELINES 2 – parada programada -. La unidad de producción No. 2 se detuvo el jueves 27 de SEP/2018 a las 18h. Esta breve parada, de acuerdo con el administrador de la red eléctria, permite adaptar la producción de electricidad a la demanda.
          • TRISCATIN 1 –  parada NO programada -. En la noche del viernes 5 de OCT/2018, los equipos de la planta detuvieron por seguridad la unidad de producción No. 1 debido a la disminución en el flujo del canal Donzère Mondragon que asegura el enfriamiento de las instalaciones. Durante esta parada, los equipos también repararán la tubería de un circuito en la zona no nuclear de la instalación.
      • RETRASOS CONEXIÓN.
        • BLAYAIS 4. Retrasa su entrada en línea para el 14 OCT/2018.
        • BUGEY 5. Sufre un retraso de seis días, y fija el 12 OCT/2018, para inyectar a red.
        • CHINON 2. Según las estimaciones, su entrada en línea se producirá el 20 OCT/2018, acumulando un “delay” total de +10 días.
        • CRUAS 1. Su puesta en marcha será en breve: 07 OCT/2018, sumando una demora total de +11 días.
        • FLAMANVILLE 1. Demora su arranque en una semana, estimándose su arranque el 23 OCT/2018.
        • NOGENT 1. Pospone su entrada en línea para el 20 OCT/201834 días de retraso total -.
    Conclusión Importante:  En estos momentos, el DÉFICIT de reactores en línea que presenta FRANCIA (+19,00, +32,75%), constituye un PROBLEMA. La semana que nos ocupa, exportó a sus vecinos un promedio +135 Gwh/día, cifra que se ubica en el MÍNIMO absoluto anual, llegando a nuestro país, +31,00 Gwh/día (+22,96%) – también prácticamente en mínimos anuales, a +4,00 Gwh/día de los trasvasados en Q1/2018 -. Es cierto que, para OCT/2018, se prevén la entrada en línea de +12,00 reactores (+20,61%) – en la imagen aparece el detalle de las fechas -, lo cual es una IMPORTANTE noticia, aunque habrá que ver cómo evoluciona la demanda y las posibles demoras en los arranques.

3.-OPINIÓN PERSONAL. CONSECUENCIAS EN RELACIÓN AL DECRETO DE SÁBADO 05 OCT/2018: POSIBLE ESTRATEGIA DE COBERTURA.

Ayer sábado, se publicó por parte del ejecutivo, el Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores, del cual, me ha llamado la atención dos párrafos, debido a su relación directa con el establecimiento de una estrategia COHERENTE de coberturas:

  • Mercado spot en MÁXIMOS, debido a DOS inputs: 
  • “Los precios finales de la energía han sufrido unos incrementos muy significativos en las últimas semanas como consecuencia, principalmente, de dos factores: por un lado, los elevados precios de las materias primas (gas natural, petróleo, carbón) en los mercados internacionales y, por otro, el incremento en la cotización de los derechos de emisión de CO2 como resultado y anticipo de las decisiones adoptadas en la UE y, en un contexto más amplio, a nivel global tras la Cumbre de París
  • “…. la media anual de la tonelada de carbón ha pasado de +53,00 €/t en 2016 a +76,00 €/t en los nueve primeros meses de 2018, registrando valores cercanos a los +85,00 €/t en los últimos días. Por su parte, el barril Brent ha pasado de +44,00 $/barril en 2016 a +72,00 $/barril en 2018, con precios cercanos a los +80,00 $/barril en la última semana. Con respecto a los derechos de emisión, el precio de la tonelada de CO2 ha pasado desde los +5,00 € en 2016 a valores superiores a +20,00 € en 2018. Respecto a los precios del gas, la cotización de referencia europea (mercado National Balance Point) se ha incrementado de +17,00 €/MWh en 2016 a +24,00 €/MWh en lo que llevamos de 2018, con precios cercanos a +29,00 €/MWh la última semana…”.
  • AMPLIACIÓN de la puesta en macha de los +8.000 Mw de renovables: 31 DIC/2019 a 31 MAR/2020.
  • “Los derechos de acceso y conexión a un punto de la red determinado ya concedidos con anterioridad a la entrada en vigor de la presente ley caducarán si concurre alguna de las siguientes circunstancias:
    a) No haber obtenido autorización de explotación de la instalación de generación asociada en el mayor de los siguientes plazos:
    1.º Antes del 31 de marzo de 2020.
    2.º Cinco años desde de la obtención del derecho de acceso y conexión en un punto de la red.”

 

Conclusión importante. Asumiendo que la ejecución de la subasta de renovables (17 MAY/2017 y 26 JUL/2017), no se producirá CASI con total seguridad hasta 31 MAR/2020, la consecuencia es inmediata: NO podremos contar con los +4.107,48 Mw eólicos (1.127,82 Mw + 2.979,66 Mw), hasta entrado el segundo trimestre de 2020: es decir, la tecnología verde más desequilibrante, retrasa el aumento de actividad hasta la Q2/2020. Si a esta circunstancia, añadimos las TRES input que manejan el mercado/GOBIERNO, MÁX (BRENT + CARBÓN + CO2), tendremos el siguiente corolario: el mercado PERMANECERÁ CARO por los menos hasta la primavera de 2020. Ante esta situación, un posible estrategia, pudiera ser COMPRAR CAL2020 y VENDER los trimestres más caros, Q3/2020 y Q4/2020, con la ESPERANZA de ver a un mercado spot COMPETITIVO, gracias al aporte REAL de la eólica. . De esta manera, nos quedaríamos cubiertos, SOLAMENTE la ventana temporal afectada por la certidumbre: [Q1+Q2] 2020. Habrá que esperar a primeros de 2019, para ver como cotiza Q4/2020.

4.- MERCADO FUTUROS [OMIP]

  • Viernes 05 OCT/2018. Ribera suspende seis meses el impuesto a la generación y elimina el céntimo verde. ​​Teresa Ribera – ministra de Transición Ecológica -, ha limitado la suspensión del impuesto del +7,00% a la generación eléctrica a seis meses y ha cancelado también el impuesto especial a los hidrocarburos, el mal llamado céntimo verde, que soportan las plantas de generación con gas y carbón. Con la suspensión de ambos impuestos, la ministra espera una bajada en el precio del mercado mayorista, ya que las plantas de gas y carbón son las que están marcando el precio marginalistas que después cobran todos los generadores. Con la eliminación del 7% y de impuesto especial sobre hidrocarburos la casación entre oferta y demanda baja y la luz en el mercado ‘pool’ queda a un precio inferior.

    • Conclusión importante. Siguiendo con el literal de la noticia: ” si entra mañana sábado en vigor con la publicación en el boe, la suspensión de impuestos, y por tanto el efecto sobre el precio de la luz, concluirá el 05 ABR/2018, después de que concluya el otoño y el invierno…“.  Efectivamente, el decreto entrará en vigor el 07 OC/2018 – un día después de su publicación en el Boletín Oficial del Estado -. Habrá que ver como los futuros son capaces de BALANCEAR los costes del CO2, en MÁXIMOS absolutos, con la rebaja PUNTUAL que va a provocar la inyección de +1.000 millones de euros en el mercado spot. Desde luego, es muy POSIBLE que se abra una ventana de coberturas, ante la posible bajada del pool y su lógico traslado al mercado de futuros.

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

  • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> PLANA. 2020 -> PLANA. Q1/2019 [52,73 – 65,57 – 65,00]. Q1-2020 [Omip -> 57,51 €/Mwh, -1,42%]. Ambas, Q1/2019 y Q1/2020, han descrito prácticamente una línea horizontal, situándose alrededor de los +65,00 €/Mwh y +58,00 €/Mwh, respectivamente.

    Conclusión importante. La mirada debe estar puesta en Q1/2020, esto es, si la bajada de impuestos se traslada al pool, existe una posibilidad de que el mercado de futuros se correlacione, teniendo presente que para batir a la contraparte, hemos de pensar en 2020, ya que, para 2019, se me antoja tarde – si pedimos una cobertura para este año, seguramente esta casuística estará embebida, casi con toda probabilidad -.

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

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  • Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Oscilante. 2020 -> OscilanteQ2/2019 [46,00 54,92 </strong- 54,86]. Q2-2020 [Omip -> 48,55 €/Mwh, +1,40%]. Se mantienen en estado de DUDA: Q2/2019, se mueve en torno a los +55,00 €/Mwh, y Q2/2020, +48,50 €/Mwh.

Conclusión importante. Son valores muy ALTOS, para cuestionarse una cobertura: habrá que seguir mirando a la quietud. También, hemos de tener presente que, es en este trimestre, donde el mercado spot puede disfrutar de las mejores condiciones – alta participación del viento, unido a una demanda baja de consumo -, por lo que cuestionarse un cierre a precio fijo, eleva el riesgo de manera significativa.

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

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  • Q3 [2019]. Tendencia. 2019 -> Prácticamente PLANAQ3/2019 [52,09 60,46 – 60,92]. Q3-2020 [Omip -> 53,58 €/Mwh. Dos noticias: (1) Q3/2019, dibuja una línea horizontal, centrada en +60,50 €/Mwh. (2) Ha comenzado a cotizar el tercer trimestre de 2020, situándose en la cota de los +53,50 €/Mwh.
    Conclusión Importante: Fíjate en el comienzo de cotización de los diferentes quarters: +46,53 €/Mwh (Q3/2017), +45,76 €/Mwh (Q3/2018), +45,61€/Mwh (Q3/2019), +53,04 €/Mwh (Q3/2020), siendo el corolario el siguiente: los mercados, estiman que la NUEVA inputs del CO2 PERSISTA en el tiempo.
    • ​​​​​Precio Objetivo: Por debajo de 55,00 €/Mwh. 
    • Recomendación: No entrar.

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  • Q4 [2019]. Tendencia. 2019 -> Prácticamente PLANA. [54,76 61,98 – 62,45]. Aparece con pequeñas oscilaciones, centrada en la cota de los +61,00 €/Mwh.
    Conclusión Importante: Mientras que el “driver” del mercado spot sea el carbón, y asumiendo un factor de conversión de +0,92 tCO2/Mwh, cotizando los precios del CO2 en +21,81 €/tCO2viernes 05 OCT/2018 -, estaremos PENALIZANDO un total de +0,92 tCO2/Mwh * 21,81 €/tCO2 = +20,06 €/Mwh. Con lo cual, hemos de mirar por pantalla, a la espera de que los precios del dióxido de carbono dejen de apreciarse, con el fin de sopesar una cobertura 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) [€/$] –. “Italia tensa la cuerda del euro“. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> 1,1541 €/$, -1,48%. Cotizaciones [Lunes = +1,1606; Martes = +1,1543; Miércoles = +1,1548; Jueves = +1,1502; Viernes =  +1,1506] €/S.

    01.- EUROPA [BAJA] =  INCERTIDUMBRE NEGOCIACIÓN BREXIT [BAJA] + PRESUPUESTOS ITALIA [BAJA].
    • Sábado 06 OCT/2018. Italia dice que no rectificará sus cuentas pese a la preocupación de Bruselas. Luigi Di Maio – ministro de Desarrollo Económico italiano -, ha avanzado que el Gobierno “no tiene ninguna voluntad de dar marcha atrás” en sus Presupuestos expansivos, ante los que la Comisión Europea (CE) ha expresado su “seria preocupación”. El Ejecutivo del Movimiento Cinco Estrellas y la ultraderechista Liga, ha presentado unas cuentas para el próximo trienio que prevén un aumento del déficit y del gasto público para financiar e incluir en los Presupuestos algunas de las medidas prometidas en campaña. En concreto, sus previsiones indican que el déficit este año será del +1,80% del producto interior bruto (PIB), mientras que aumentará hasta el +2,40% en 2019, el + 2,10% en 2020 y volverá al +1,80% en 2021.
      Conclusión importante: Ante esta situación, Bruselas ha enviado una carta a Italia en la que rechaza su objetivo de déficit, con lo cual, aumentamos un poco más, la DESCONFIANZA hacia la moneda única. El MIEDO existe y es PALPABLE:  Varios altos cargos de la Unión Europea temen que Italia se vea obligada a afrontar una enorme reestructuración de deuda, y la GRAN DUDA – miedo – es si el fondo de rescate de la zona euro, puede ser capaz de afrontar esta situación. La deuda soberana de Italia alcanza los +2,30 billones de euros: empequeñece la crisis de Grecia, cuya deuda pública es de +322.000 millones de euros, estando muy por encima con respecto al caso de España, donde la deuda pública es de +1,160 billones de euros. Si Italia se DESMORONA, el euro muy probablemente también.
    • Viernes 05 OCT/2018. La amenaza del mercado financiero después del Brexit lleva a los organismos de control de la UE a intensificar los contactos. Las conversaciones sobre el Brexit están entrando en una fase crucial, con aproximadamente dos semanas de negociaciones intensas, planeadas para intentar concluir un acuerdo de retiro antes de una cumbre de líderes políticos el 17 OCT/2018. En este sentido, los reguladores financieros de la Unión Europea, están intensificando sus planes para evitar un colapso en el mercado. El Banco de Inglaterra ha dicho que un Brexit desordenado podría poner en riesgo hasta +96 billones de libras (+125 billones de euros) de contratos de derivados, junto con miles de millones de libras de pasivos de seguros.​

    02.- EEUU [SUBE] =  DATOS EMPLEO [SUBE

    • Viernes 05 OCT/2018. EEUU baja la tasa de paro al 3,6% por primera vez desde 1969. El mercado laboral de Estados Unidos sigue dando señales de una fortaleza extraordinaria. Por un lado, la primera economía del mundo redujo su tasa de paro hasta el  +3,70% en SEP/2018, el nivel más bajo registrado desde 1969. Sin embargo, la creación de empleo quedó por debajo de las previsiones: Estados Unidos generó +134.000 puestos de trabajo, cuando los analistas estimaban +180.000 empleos. Además, los salarios crecieron un +2,80%, el menor impulso de 2018. Pese a todo, el país ha creado de media +211.000 trabajos en los nueve primeros meses del año, muy por encima de los +182.000 empleos de 2017.
      Conclusión final importante: Por ahora, a Donald Trump, casi todo le está saliendo bien. Su país va viento en popa, creando empleo – hablamos técnicamente de pleno empleo -, y con un crecimiento por encima +4,00% para el segundo trimestre – analizado la semana pasada -. Incluso, ha conseguido SOMETER a un grande como Canadá, prácticamente obligándole a firmar finalmente un nuevo NAFTA – se llamará USMCA -. Sin embargo, Europa se enfrenta a un gran desafío, para el cual NO cuenta con un plan B: la DESOBEDIENCIA del tercer país en PIB de la Unión Europea, con una deuda pública que supera los +2,30 billones de euros. Son estas razones, a grandes rasgos, las que están empujando al TC hacia los +1,1500 €/$, distanciándose cada vez más de los +1,2000 €/$.

    • COTIZACIÓN BRENT.- ” El petróleo alcanza los 86 dólares y se sitúa en máximos de octubre de 2014 ” -. Tendencia -> MUY Alcista. Futuros Anua (promedio)= +84,96 $/bbl, +3,90%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +84,98; Martes = +84,80; Miércoles = +86,29; Jueves = +84,58; Viernes = +84,16] dólares por barril.
      Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+81,77 $/bbl] < CONTADO [+82,72 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.  

      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 03 OCT/2018 -. Han subido en +7,975 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +1,985 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +403,981 Mb
      • Inventarios Gasolina miércoles 03 OCT/2018 -: Han disminuido en +0,459 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una subida de +1,316 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +235,177 Mb

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      • Producción Crudo EEUU viernes 28 SEP/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 28 SEP/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 05 OCT/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,00 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,00 Mbd. Las exportaciones, han bajado en +0,44 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,398 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha disminuido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 861,00 (-2,00).

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      01.- PRINCIPAL INPUT [Brent SUBE] : INCERTIDUMBRE ACERCA DE LA PRODUCCIÓN. 

       

      • Miércoles 03 OCT/2018. Arabia Saudí y Rusia abren los grifos de crudo mientras el mercado se encoge de hombros.  Después de su reunión de SEP/2018 Argel, los precios subieron a un máximo de cuatro años, los dos mayores exportadores de petróleo del mundo intentaron enviar una señal más clara para aliviar las preocupaciones de los consumidores. Rusia está bombeando volúmenes récord de crudo y Arabia Saudita está implementadndo un ritmo gradual. Segun Vladimir Putin – presidente ruso -: “Este precio por el petróleo es en gran medida el resultado de la actual administración de los Estados Unidos: estas expectativas de sanciones contra Irán, los problemas políticos en Venezuela… Donald, si quiere encontrar al culpable del alza en los precios, necesita mirarse en el espejo“.
        • ​Comentario importante: La clave de TODO, desde el punto de vista de la consultora TEMPOS, está en saber si Arabia Saudí + Rusia, serán capaz de TAPAR el hueco que va a dejar Irán – sanciones de EEUU – y Venezuela – desplome económico -. Dos opiniones INTERSANTES: (1) Brian Kessens – Tortoise -: ” Nosotros que contamos barriles, estamos ansiosos por ver cuánta producción iraní cae el próximo mes y luego cuánto compensarán Arabia Saudita y Rusia “. (2)  Giovanni StaunovoUBS Group AG -:” Los saudíes no inundarán el mercado y no quieren que se llene en exceso … su demanda se está recuperando porque los volúmenes de Irán están cayendo. Pero el precio de la estrategia saudí para cubrir esas pérdidas de suministro es una capacidad de reserva extremadamente baja, y eso preocupa al mercado“.

        A partir de aquí, toca analizar en qué estado se encuentran las VARIABLES que provocan la INSEGURIDAD mencionada.

      • 1.1.- INCERTIDUMBRE 01: ESTADO DE IRÁN. 
        • Miércoles 03 OCT/2018. Los compradores de petróleo iraní que anhelan las exenciones de Obama reciben un duro golpe. El cálculo erróneo de que las reglas del presidente Donald Trump serán similares a las de Barack Obama, está en la raíz de la reciente oleada de crudo de más de +85,00 $/bbl y las previsiones para un crudo de +100 $/bbl. Como los refinadores se ven obligados a rechazar a Irán, el mercado se está reduciendo más de lo que esperaban los comerciantes. Si bien EE. UU. Otorgó exenciones a principios de esta década a las naciones que reducen las importaciones, estas exenciones están demostrando ser más difíciles de conseguir en este momento. La postura más dura de EE.UU. significa que la cantidad de petróleo que se saca del mercado es más alta de lo que se esperaba en MAY/2018, cuando Trump anunció planes para volver a imponer sanciones a Irán. Con Estados Unidos “increíblemente serio” sobre sus medidas, el consenso sobre las pérdidas por exportaciones ha aumentado hasta +1,50 Mbd, partiendo un una cifras de +300.000 a +700.000 bd hace cuatro meses.​

      • 1.2.- INCERTIDUMBRE 02: PRODUCCIÓN DE RUSIA.
        • Martes 02 OCT/2018. La producción de petróleo rusa se eleva a un récord a medida que la OPEP se deshace.  La producción de Rusia superó el máximo anterior de +11,247 Mbd alcanzado hace dos años. Eso demuestra que el país ha borrado completamente su recorte de +300.000 bd acordado con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en 2016, y ha agregado más de +100.000 bd con respecto a AGO/2018. Según Matthew Sagers – energía de Rusia y Caspio en IHS Inc – : “La producción nacional del próximo año puede aumentar en un promedio de +300,000 barriles por día”.
      • 1.3. INCERTIDUMBRE 03: PRODUCCIÓN DE ARABIA SAUDÍ.
        • Miércoles 03 OCT/2018. Arabia Saudí eleva su producción de petróleo a 10,7 millones de barriles diarios.  Khalid Al Falih, – ministro de Energía, Industria y Recursos Minerales de Arabia Saudí -, ha anunciado que el país islámico ha incrementado este mes de OCT/2018 su producción hasta los +10,70 Mbd. En NOV/2016, Arabia Saudí contabilizó su mayor volumen de producción de ‘oro negro’, al bombear +10,72 Mbd. Por tanto, de acuerdo a los comentarios del ministro de Energía, el país se encamina hacia la mayor producción petrolera de su historia.​

          Conclusión importante: Mirando los informes de la OPEP, desde ABR/2018 – un mes antes de que Trump, anunciase la sanciones a Irán -, encontramos que la producción de Arabia Saudí ha evolucionado de la siguiente manera: +9,959 Mbd (ABR/2018), +9,987 Mbd (MAY/2018), +10,420 Mbd (JUN/2018), +10,387 Mbd (JUL/2018), 10,401 Mbd (AGO/2018). Por tanto, si tomamos como CIERTO el MÁXIMO de +10,72 Mbd, quedarían unas RESERVAS para los saudíes de  +300.00 bd = +10,72 Mbd -10,420 Mbd. Esta cantidad, sumada al recorrido de Rusia de +300.000 bd, arroja un total de +600.000 bd, estando a una distancia de +900.000 bd = 1,50 Mbd – 600.000 bd, con respecto al déficir provocado por Irán, siendo el corolario el siguiente: si las sanciones de EEUU se ejecutan en TODA su PLENITUD, existe riesgo de ver por pantalla precios cercanos a los +100,00 $/bbl.
    • 02.- PRINCIPAL INPUT [Brent SUBE]. INCERTIDUMBRE ACERCA DEL CONSUMO. 
      • Jueves 04 OCT/2018Los productores de petróleo necesitan bombear más o pondrán en riesgo el crecimiento de la demanda. Fatih Birol – director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía – : ” No me sorprendería si revisáramos nuestros números (pronóstico para el crecimiento de la demanda de este año de +1,40 Mbd),… el alto precio de la energía está perjudicando a los consumidores hoy, y podría perjudicar a las economías de los países exportadores mañana ..el crudo Brent, punto de referencia para la mitad del petróleo del mundo, ha ganado más del +20,00% desde mediados de AGO/2018 debido a la preocupación por las pérdidas en el suministro de Venezuela e Irán … estamos bastante preocupados de que la energía costosa haya regresado, lo que podría estar perjudicando a la economía mundial en un momento vulnerables“.
    • Conclusión final importante: Desde la consultora TEMPOS, creemos que en estos momentos existen en el mercado del crudo varias ARISTAS: (1) Incertidumbre en la producción de Rusia y Arabia Saudí, unido a las exportaciones de Irán. (2) Inseguridad de la demanda, ante la crecida de los precios del crudo – lo hemos analizado más arriba -. (3) Donald Trump, actuando como CATALIZADOR de la producción. (4) La prórroga de la OPV de Aramco hasta 2021, anunciada por el príncipe saudí. Sin embargo, si fijamos la mirada en el corto – medio plazo, concluimos que el mercado NECESITA los +1,50 Mbd que Irán está dejando de comercializar. Por consiguiente, si la OPEC+ tiene capacidad de solventar este inconveniente – las cifras expuestas más arriba indican lo contrario – el precio del crudo permanecerá cercano a los +80,00 $/bbbl, de otra manera, la escalada hacia los +100,00 $/bbl, parece muy probable.

Te has hecho la siguiente pregunta: ¿Cuánto tiempo faltará para ver un pool por debajo de +50,00 €/Mwh?…¿Lo veremos?
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