INFORME de COMPRAS ENERGÍA. [02SEP-08SEP]

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Buenos días, espero que todo te vaya bien. En este periodo vacacional, desde TEMPOS, hemos estado al tanto de lo que acontecido en los mercados eléctricos – spot y futuros -, y gasísticos – cotización de brent, tipo de cambio y hubs TTF -, con un fin prioritario: la compra de energía debe ser perfecta, y su incidencia en la cuenta de resultados, maximizada. Esta semana, observamos con máxima atención los siguientes ítems: (1) Las cotizaciones del mercado spot de electricidad, aparecen contenidas, dadas las inputs existentes. (2) Los futuros de electricidad se dispararon en AGO/2017, ¿por qué?. (3) Estamos ante el euro más fuerte desde 2015, ¿cuánto durará esta situación?. (4) El mercado del crudo entra en correlación con un nuevo parámetro. Toma nota de todo, por favor:

• 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: AGO/2017 [47,46 €/Mwh] – tercero más competitivo -, SEP/2017 [46,13 €/Mwh] – segundo lugar -. La noticia, realmente no está en el titular que acabas de leer, ya que de ser así, tendríamos que estar hablando de los periodos más económicos – en términos absolutos –  dentro de una ventana temporal amplia, por ejemplo, la considerada – desde 2010 -. La novedad de la situación, está en que una de las principales inputs del pool eléctrico, el agua/lluvia, está en mínimos históricos, y sin embargo éste, no ha disparado sus cotizaciones, como ocurriera en JUL/2015, o AGO/2015, todo lo contrario, está ocupando posiciones realmente competitivas. Como sabes, hay dos parámetros que monitorizan el estado de la hidráulica – y su incidencia en el pool eléctrico -, en nuestro país: (1) Producible hidráulico, energía que se podría obtener con el agua embalsada, una vez descontemos la necesaria para riego y consumo, (2) Índice del producible hidráulico, cociente entre la energía producible y la energía producible media – si éste es menor que uno, significa que el periodo considerado es seco -. El primero, acabó JUL/2017, en 455 Gwh, a 2.012 Gwh de la media de los últimos 19 meses – 2.467 Gwh -, esto es, un 81,55% por debajo. El segundo, es menor a la unidad desde JUL/2016, con una única excepción, FEB/2017.
  Comentario Importante: El hecho de dirigir la mirada hacia la energía hidráulica, es por una sencilla razón: se trata de la tecnología más desequilibrante del mercado spot, dada sus circunstancias físicas: el agua está embalsada, esperando el mejor momento, de ahí, que sus costes de oportunidad sean lo más altos y aumentarán de manera exponencial, a medida que la materia prima vaya mermando.
• 1.1.- REVISIÓN HISTÓRICA. Q3/2015 vs Q3/2016. 
  Con el fin de ver un mapa real del escenario que acabamos de describir, te propongo comparar dos periodos antagonistas, Q3/2015 – cerró a 55,67 €/Mwh, máximo absoluto, desde 2010 – vs Q3/2016 – 41,76 €/Mwh, la más competitiva desde 2010 -, para luego centrarnos en JUL-AGO-SEP/2017, y poder así sacar conclusiones. Fíjate en las siguientes gráficas, por favor:

  Las dos imágenes que ves, resulta ser, la manera más precisa de describir qué ocurre en el mercado de electricidad en un periodo determinado. Por un lado – imagen superior -, te represento la aportación de las tecnologías principales – en tanto por ciento, con respecto al total de generación -, al mix energético nacional. Por otro – imagen inferior -, cuáles son las tecnologías determinantes a la hora de fijar el precio marginal de la energía horaria – porcentaje de veces que ocurre esta circunstancia -. Aquí, también te señalo las cotizaciones del pool y un parámetro fundamental, la media del consumo nacional – en Gwh -. Varias conclusiones, fíjate:

  • [01JUL-31JUL] 2015 = 59,55 €/Mwh.
    • La causa principal de situarnos por encima de los 59,00 €/Mwh, fue el gran consumo que se produjo, con puntas que superaron los 800.000 Mwh/día: 07 JUL/2017 [812.838 Mwh], 08 JUL/2017 [811.318 Mwh], 15 JUL/2017 [803.428 Mwh], 16 JUL/2017 [804.148 Mwh], 21 JUL/2017 [817.868 Mwh] –
    • Causas secundarias. También, la poca respuesta por parte de eólica, tan solo un 12,58%, así como la nuclear, con una aportación cercana al 20,00% – ésta entra a precio aceptante, pero si su contribución es alta, evita que otras tecnologías menos competitivas se conviertan en determinantes -. A esto, hemos de añadir, la nula aportación de la nuclear de Francia, con un -0,82% – exportamos energía –
    • La consecuencia, es que como siempre, la tecnología hidráulica aprovechó la ocasión y fue determinante en un 42,77% de las ocasiones, empujando las cotizaciones diarias a 70,00 €/Mwh – 17 JUL/2015 -.
      Comentario Importante: Si miras a JUL/2016 = 40,53 €/Mwh , los parámetros cambian: (1) Hay más aportación de la hidráulica, lo cual quiere decir que los costes, habían bajado, además, participa en un 28,57% de las veces a la hora de fijar el precio de la energía. (2) La energía nuclear se muestra más activa, pasando de un 20,06% a un 23,96%. (3) El consumo ha disminuido – dato muy interesante -, pasamos de 757.304,19 Mwh/día a 717.384,73 Mwh/día, lo cual significa 39.919,46 Mwh menos, un -5,27%. (4) Lo más importante de todo: tenemos apoyo de Francia, esto es, nos convertimos en importadores [+4,17%], en lugar de exportadores [-0,82%], lo cual se traduce en una diferencia de +4,99% [+1.098.993 Mwh] – hemos evitado que otras tecnologías cubran esta posición
  • [01AGO-31AGO] 2015 = 55,59 €/Mwh.
    • La causa principal es el disparo en el uso intensivo de la segunda tecnología menos competitiva a la hora de fijar el precio de la energía: carbón – aporta casi lo mismo que JUL/2015, pero, su «efecto» se ha multiplicado -. Esto es, la energía térmica pasa de una actividad de 24,41% a 33,53%, lo cual, es una cifra más que importante.
    • Causas secundarias. La hidráulica de bombeo, pasa de un 4,03% a un 13,48%, prácticamente lo que pierde la «gran hidráulica». En este 2015, seguimos exportando energía de Francia, ya que la interconexión no estará totalmente activa hasta OCT/2015.
    • Consecuencia: El mercado spot permanece muy alto, bajando con respecto a JUL/2015, debido a la baja del consumo, un mayor aporte de la energía nuclear y una menor actividad de los ciclos combinados.
      Comentario Importante: AGO/2016 = 41,96 €/Mwh, fue el mes de las renovables: fíjate que la energía eólica es determinante un 25,92% de las veces, alcanzado un 17,01% de aportación. El consumo se presenta muy estabilizado por debajo de la barrera de los 700.000 Mwh/día de media, y las importaciones de Francia, marchan realmente bien, casi un 5,00% [+4,98%]. Aparte, la tecnología nuclear, está trabajando para aportar casi un 25,00% del mix – entre eólica y está última, estamos en un 41,92%, casi la mitad, siendo éste el secreto de los 41,96 €/Mwh -.
  • ​[01SEP-3SEP] 2015 = 51,88 €/Mwh. Tiene mucho parecido con AGO/2015, aquí hay más aportación de la energía eólica: 14,54% frente a 15,44%, y una menor actividad de las tecnologías más caras: carbón [24,06% -> 22,71%] y ciclo combinados [10,98% -> 9,92%]. En cuanto al consumo y capacidad exportadora, seguimos en los mismos parámetros que AGO/2015, dándonos como resultado una cotización media de 51,88 €/Mwh – muy poco competitiva -.
  Conclusión Importante: La primera de todas ellas, es que cuando el mercado spot se presenta alto, es debido a un cúmulo de circunstancias, siendo las fundamentales: (1) La energía hidráulica realiza una aportación pobre al mix energético, – por debajo del 9,00% -, y su capacidad para determinar el precio marginal de la energía aumenta – por arriba del 35,00% -. (2) Las renovables – eólica -, pueden que trabajen a buen ritmo, pero no fijan el precio de la energía un porcentaje interesante de veces – por arriba de la cota del 20,00% -. (3) A menudo, las tecnologías menos competitivas, carbón y ciclos, aportan al mix energético, por encima del 35,00% y su capacidad para fijar el precio se sitúa por encima del 35,00%. (4) El consumo tiene influencia, sobre todo, por encima de la cota de los 750.000 Mwh/día.  La segunda, no hay una correlación directa entre cantidad energía aportada al mix, y capacidad para determinar el precio horario de la energía. Este concepto es importante tenerlo claro: puede que la hidráulica no aporte energía al mix – periodo de sequía -, pero aporte la suficiente, para ser la última en entrar, en una hora determinada, la menos competitiva.

   

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• 1.2.- ANÁLISIS TERCER TRIMESTRE DE 2017.
  Una vez que te he mostrado cómo se mueven las distintas variables y/o parámetros, en un mercado alto – 2015 -, a la vez que en un escenario de precios competitivos – 2016 -, la idea es poner atención en el mercado de 2017, y tratar de ver qué está sucediendo, por qué a priori está cotizando realmente bien y, si podríamos realizar alguna estimación de comportamiento para el cuarto trimestre de 2017. Fíjate en las dos imágenes siguientes – conocidas por ti -.

  Con el fin de que tengamos una mirada histórica amplia, he segmentado los datos cada diez días, desde el 01 JUL/2017, hasta el 08 SEP/2017, siempre bajo dos ópticas: (1) Generación de cada tecnología – en tanto por ciento, con respecto al volumen total producido -, y, (2) Número de veces que cada una asume la responsabilidad de fijar el precio de la energía horaria. Vamos directamente a la conclusiones – tenemos el know how, suficiente – :

  • INPUTS NEGATIVAS.
    • Hidráulica, bajo mínimos. Comienzo por la más importante, la tecnología con los costes de oportunidad más altos – inversamente proporcionales al agua embalsada -, tiene sus dos parámetros a una distancia considerable de los mínimos históricos. (1) Su aportación al mix energético, se sitúa la gran mayoría de las veces por debajo del 5,50% – la materia prima está muy escasa – , alcanzando un máximo de 5,83%, dentro de la ventana temporal [01SEP-08SEP] 2017. (2) En «correlación» con lo anterior, su capacidad para fijar el precio de la energía, se ha elevado por encima del 35,00% la mayoría de las veces – excepto primeros veinte días de AGO/2017 -, alcanzando un máximo de 40,89%.

      Conclusión Importante: Si miras en 2015, la generación de la hidráulica, siempre estuvo por arriba del 7,50%: JUL/2015 [+8,49%], AGO/2015 [+7,68%], SEP/2015 [+8,04%]. En estos momentos, nos situamos un 2,50% por debajo, provocando que en [21JUL-31JUL] 2017, la capacidad de determinación de la hidráulica subiera hasta un 40,89%, situando la media del pool en 48,68 €/Mwh. En otros momentos – JUL/2015 -, con parámetros parecidos, el mercado spot se situó en 59,55 €/Mwh [+10,87 €/Mwh, +18,25%]. Todo ello nos lleva a la siguiente conclusión: El mercado spot, está apantallando los efectos de la sequía – véase artículo, La sequía se agrava -.

    • Carbón y Ciclos Combinados, siguen tirando. En época estival, es normal que estas tecnologías desarrollen una gran dinámica, estando su actividad – aportación al mix energético – la mayoría de las veces por encima del 35,00%, alcanzado máximos de 38,86% – segunda decena de JUL/2017 -. Si te fijas, también en 2015, ocurría un escenario parecido: JUL/2015 [+39,71%], AGO/2015 [+35,03%], SEP/2015 [+32,63%].
  • INPUTS POSITIVAS.
    • Pool Francia + Interconexión. Aquí están dos de las claves más importantes, fíjate: (1) Calidad => La nuclear de Francia, está trabajando a un nivel de competitividad realmente impresionante: JUL/2017 [45,51 €/Mwh; 35,69 €/Mwh; 30,90 €/Mwh], AGO/2017 [30,89€/Mwh; 27,23 €/Mwh; 37,39 €/Mwh], SEP/2017 [35,21 €/Mwh]. Significan estos datos que, este verano hemos comprado energía a niveles de Pool de FEB, o MAR. (2) Cantidad => A partir de 21 JUL/2017, hemos batido los records de importación de energía procedente del país vecino, superando algunas veces el 10,00%.
      Conclusión Importante: Si importamos energía a 34,68 €/Mwh de media – de 01JUL a 08 SEP -, aparte de amortiguar en gran medida los altos precios de nuestro país, estamos eliminando el espacio que, otras tecnologías más caras – hidráulica, carbón o ciclos -, podrían aprovechar para fijar el precio de la energía y disparar los valores del pool – justamente lo que ocurrió  el 2015 -.
    • Nuclear + Renovables – eólica –: Su comportamiento, aunque no impresiona, pero ha ayudado a mantener al mercado spot en niveles competitivos, fíjate en las cifras promedio [%generación, %veces precio energía]: Q3/2015 [14,18%; 16,61%], Q3/2016[15,44%; 24,08%], Q3/2017 [15,75%; 17,17%]. Es decir, su comportamiento no ha estado al nivel de 2016, donde un 24,08% de las veces determinaron el precio de la energía, pero, su dinámica, ayudada por la nuclear de Francia, ha posibilitado que hayamos estado cerca de esa cantidad. En lo que respecta a la nuclear, se ha comportado realmente bien, con puntas de aportación del 27,24% – segunda decena de AGO/2017 -, arrojando un promedio de 23,17%. En épocas de mercado spot bajo – 2016 -, la media de esta tecnología estuvo en 24,63%, por contra, con un pool alto, su trabajo se situó en 22,40%.
      Conclusión Importante: Si a la tecnología nuclear de nuestro país – 23,17% de media -, que entra como sabes a precio aceptante, le sumamos la energía importada  de Francia [+7,96%], tenemos que prácticamente ás del 30,00% del consumo nacional, no es participado por las tecnologías menos competitivas. Este efecto, hace de palanca para la energía eólica: habrá horas donde, con estas tres opciones sea suficiente para cubrir la demanda nacional.
    • Precio de las materias primas. Aunque el carbón y ciclos combinados estén trabajando casi con la misma dinámica, su incidencia en el precio del pool menor, sobre todo por las divisas que manejamos. Tipo de Cambio [€/$]: 2015 => JUL [1,0996], AGO [1,1139], SEP [1,1221], 2017 => JUL [1,1511, +4,68%], AGO[1,1807, +5,99%], SEP[1,1920, +6,22%].
  Conclusión Importante: Desde TEMPOS, aún cuando el escenario pluviométrico, no tenga la dinámica esperada, estimamos un mercado spot para el próximo trimestre – Q4/2017 – por debajo de los 50,00 €/Mwh, siempre y cuando se sucedan los siguientes condicionantes: (1) El pool de Francia se presente competitivo, con cotizaciones cercanas/por debajo de los 35,00 €/Mwh. (2) La interconexión se comporte como hasta el momento, con trasvases del orden del 7,00%-8,00%. (3) Las energías verdes, aporten una media del 15,00% al mix energético y su capacidad de determinar el precio de la energía se sitúe en torno del 15,00%. (4) Brent y tipo de cambio, estén en la horquilla cercana a los 50,00 $/bbl y los 1,1800 €/$, respectivamente. Es cierto que hay programadas en el horizonte dos paradas nucleares: (1) Cofrentes [01OCT-06NOV] 2017, (2) Vandellós [28OCT-02DIC] 2017.

   

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• 2.-  VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. MIEDO y CERTIDUMBRE: PARÁMETROS INTRÍNSECOS EN LA COMPRA A PRECIO FIJO..
  Para este primero periodo, me gustaría compartir contigo, y también comentar, la siguiente noticia – te extraigo el literal más importante -:
  • As France’s Heatwave Melts Away, Another Weather Crisis Brews.
    «French electricity for the fourth quarter of this year jumped to a record on Aug. 17 after nuclear regulator ASN said that Electricite de France SA must review all nuclear components made by an Areva SA foundry by the end of next year».
    Efectivamente, el Bróker Contraparte (BC), entidad encargada de cerrar la posición, cuando solicitamos cobertura a precio fijo, al leer que la Autoridad de Seguridad Nacional (ASN) de Francia, ha trasladado Electricidad De Francia (EDF), que debe «solamente» revisar los reactores nucleares fabricados por AREVA, para finales del próximo año, ha recordado el escenario que se produjo en ENE/2017 y FEB/2017, y lógicamente, ha elevado el precio de la certidumbre, o dicho de otra manera, el precio fijo, se cotiza más caro.
    Conclusión Importante: Es fundamental centrar la idea: Como sabes, en nuestro país existen dos mercados «muy» diferenciados, a los que tu planta puede acceder con el fin de comprar energía eléctrica: (1) Mercado Spot, también llamado pool eléctrico, al cual se accede a través de una ecuación de indexado – si puede ser la óptima, mejor -, y que básicamente se rige por leyes físicas/energéticas. En la primera parte de este informe, ha quedado plasmado – con datos concretos – que, el citado mercado físico, está funcionando razonablemente bien: (a) Record de importaciones, (b) Centrales nucleares funcionando al 100%, (c) la eólica “en niveles aceptables”, pero con fuerte caída de las reservas hidráulicas. (2) Mercado de futuros, mercado financiero y eminentemente especulativo y, al que se accede con el fin de cerrar un precio fijo – a través de una cobertura financiera -. Es éste, el que se está disparando, por una sola razón, bien sencilla: miedo a que ocurra algo parecido a ENE/FEB/2017.

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• 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
  NOTICIA: Gratis para clientes.
  ALERTAS: Gratis para clientes.

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• • Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q1/2018 [45,25 – 49,41 – 49,85]. Q1-2019 [Omip -> 47,62 €/Mwh, +0,98%]. Fíjate en el siguiente literal de la noticia: «... en las últimas semanas ha habido noticias intermitentes apuntando a nuevos problemas en el funcionamiento del parque nuclear francés el próximo invierno. Si la historia del invierno pasado se repite, los precios podrían dispararse...». Es el rumor de que puedan aparecer los problemas, los que ha hecho a la Q1/2018 y Q1/2019 – en este caso, no tiene sentido -, dispararse a partir del 18 AGO/2017. Por lo tanto, habremos de esperar un comunicado de EDF, momento en el cual, prevemos que los futuros caigan de manera importante.
    • Precio Objetivo:Gratis para clientes.
    • Recomendación:Gratis para clientes.

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• • Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q2/2018 [39,64 – 42,55 – 43,00]. Q2-2019 [Omip -> 41,07 €/Mwh, +0,79%]. La compra para el segundo trimestre, también ha experimentado un repunte importante: 31 AGO/2017 [+42,02 €/Mwh], 08 SEP/2017 [+43,00 €/Mwh], esto es, 0,98 €/Mwh [+2,33%]. Por su parte, el 2019, también ha hecho lo propio pero en menor medida. Habremos de seguir mirando a la quietud.
    • Precio Objetivo:Gratis para clientes..
    • Recomendación:Gratis para clientes.

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• • Q3 [2018]. Tendencia -> Alcista. [46,05 – 47,93 – 48,03]. La noticia aquí, ha estado el jueves 07 SEP/2017, donde se alcanzó un nuevo máximo absoluto, ubicado en 48,35 €/Mwh, estando el anterior situado en el 30 MAY/2017, en la cota de 48,30 €/Mwh. Son valores muy altos, teniendo en cuenta las compras realizadas por TEMPOS, siempre por debajo de los 43,00 €/Mwh.
  • • Precio Objetivo:Gratis para clientes.
    • Recomendación:Gratis para clientes.

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• • Q4 [2017-2018]. Tendencia.2017 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [49,65 – 52,03 – 52,45].  Q4-2018 [Omip -> 46,54 €/Mwh, +3,49%]. La compra a precio fijo para el cuatro trimestre de 2017, prácticamente podríamos decir que es «imposible», estando a niveles por encima de los 50,00 €/Mwh, cuando, ha habido oportunidades – que hemos aprovechado -, a 40,17 €/Mwh. En lo que se refiere a 2018, también se presente cara, pero aquí se contamos con la ventaja de los «tiempos».
  • • Precio Objetivo:Gratis para clientes.
    • Recomendación:Gratis para clientes.

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• 3.– MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  • • • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El euro pulveriza nuevos máximos -. Tendencia -> Muy Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1951 €/$, +0,21%. Cotizaciones [Lunes = 1,1905; Martes = 1,1890; Miércoles = 1,1931; Jueves = 1,1971; Viernes =  1,2060] €/S.
        
        Extracto: Es bien sabido por tu parte que, el TC, no es más que la razón de dos cantidades: cotización/fuerza del euro en el numerador y, cotización/debilidad del dólar en el denominador. En la amplia casuística que se puede dar, una de las más positivas/negativas, es que ambas cifras, describan tendencias diferentes, ya que, la conclusión es que se maximizará/minimizará la fracción. Esto último es lo que está ocurriendo: (1) El euro, dispara sus cotizaciones, siendo el motor, las declaraciones del Banco Central Europeo y, (2) el dólar, aumenta su debilidad, principalmente por tres razones: (a) La incertidumbre de la guerra de Corea. (2) Las catástrofes naturales – huracanes Harvey e Irma -, y (3)  Las dudas de la Reserva Federal, para acometer su tercera subida de tipos anual. Te lo muestro detalladamente, toma nota.
        • ZONA EUROPEA.
          • Vector Principal. El BCE ya debate sobre la retirada de estímulos. El jueves, 07 de SEP/2017, se produjo la reunión del BCE, con su presidente Mario Draghi a la cabeza, siendo las conclusiones las siguientes:
            • • Decidió mantener sin cambios el tipo de interés de referencia en el 0,00% – mínimo histórico donde la tasa permanece estable desde marzo de 2016 -, por otro lado, el tipo aplicado a la facilidad marginal de préstamo continuará en el 0,25% y el interés de la facilidad de depósito seguirá en el -0,40%.
              • Sugirió que en OCT/2017 – la reunión es el día 26 -,  «probablemente» se tomará la decisión de iniciar la retirada progresiva de estímulos en la economía, algo conocido como «tapering». En este sentido, los escenarios que se manejan para el programa de compra de bonos, incluyen distintas combinaciones sobre el volumen – actualmente 60.000M€/mes – y la duración, aunque parece que lo más probable será reducción a 40.000 Mill€/mes, prorrogando el programa al menos medio año.
            Conclusión Interesante: La sola mención de iniciar la transformación del Quantitative Easing (QE), que como sabes, es el prólogo a la subida de tipos de interés, ha encendido todas las alarmas, más, en este momento crucial de debilidad absoluta del dólar, a pesar de que Mario Draghi, ha vuelto a referirse – una vez más -, a la inflación: » por eso se necesita mantener una política monetaria acomodaticia, para alcanzar los niveles de inflación adecuados».
          • Vector 02. Datos Económicos. ​​​
            • El PIB de la eurozona avanza un 2,3% interanual en el segundo trimestre. La economía de la zona euro experimentó un crecimiento del 2,30% en el segundo trimestre de 2017 frente al mismo periodo del año anterior.
            • El PMI manufacturero de la zona euro se mantiene en máximos de 2011. En AGO/2017 se produjo un fuerte y acelerado incremento de la producción manufacturera, situando el índice PMI final del sector manufacturero en la cifra de 57,40, lo que supone ocho décimas más en JUL/2017.
        • ZONA ESTADOS UNIDOS. 
          • Vector Principal. Desconcierto en la Reserva Federal. En estos momentos, la mayor parte del mercado piensa que no se producirá un nueva subida de tipos, por lo menos en lo que resta de año. Fíjate en los siguientes literales extraídos:
            • • Lael Brainard – miembro de la Junta de Gobernadores de la Reserva Federal -: «My own view is that we should be cautious about tightening policy further until we are confident inflation is on track to achieve our target,”
              • Neel Kashkari – presidente de la Fed de Minneapolis -: «Es muy posible que nuestras alzas de tasas en los últimos 18 meses estén conduciendo a un crecimiento más lento del empleo, dejando a más personas al margen, llevando a un menor crecimiento de los salarios y llevando a una inflación más baja…«.

            Sin embargo, en el mismo seno de la institución, hay quien piensa diferente, aumentando por tanto, la incertidumbre sobre el aumento de tasas, toma nota de lo dicho por William Dudley – presidente Reserva Federal de Nueva York – : «Espero que la economía de Estados Unidos continúe funcionando bastante bien, con un crecimiento ligeramente por encima de la tendencia que conduce a un mayor endurecimiento gradual del mercado de trabajo, y que el crecimiento de los salarios se mantenga firme y que la inflación de los precios aumente gradualmente y, en respuesta, espero que continuemos eliminando gradualmente la política monetaria…«.

          • Vector 02. Corea del Norte y Harvey añaden tensión a los mercados y acentúan sus caídas. 
            • Dudley Says Hurricanes May Have Temporary Effect on Hike Timing. El temor no son los huracanes en sí, sino que éstos tengan incidencia sobre decisiones clave para la economía de Estados Unidos, toma nota del siguiente literal:»Federal Reserve Bank of New York President William Dudley said back-to-back hurricanes in the third quarter could temporarily influence the timing of the next interest-rate increase, although above-trend growth does warrant continued gradual rate hikes».Con respecto a la guerra de Corea, las tensiones y por lo tanto, la incertidumbre crece día a día: (1) Corea del Norte prueba con éxito una bomba de hidrógeno => (2) Estados Unidos amenaza con una “respuesta militar masiva” => (3) Corea del Norte asegura que EEUU recibirá «más regalos».

         

        Conclusión Interesante: En TEMPOS,  pensamos que en estos momentos, la opción ganadora está en el euro, por una razón sencilla: genera una confianza más importante. Mientras que Europa está creciendo con fuerza y ya se habla abiertamente del tapering, con parte de la incertidumbre política despejada, en EEUU, aparte de las desgracias naturales, siguen sin un camino político claro: posibles guerras a la vista, política inconsistente de Donald Trump – lo máximo que ha hecho hasta el momento es extender el tope de deuda por tres meses – y la Reserva Federal descompuesta – la salida de Fischer inicia la fuga de miembros de la Fed – y desconcertada.

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• • COTIZACIÓN BRENT – – El mercado del crudo… recuperándose. – . Tendencia ->Mantenida. [Futuros Anual = 53,60 $/bbl, +0,65%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 52,34; Martes = 53,38; Miércoles = 54,20; Jueves = 54,49; Viernes = 53,78] dólares por barril. Mercado en Backwardation => Futuros [53,60 $/bbl] < Contado [53,78 $/bbl].
    • • ​​​​​Datos Reservas Crudo EEUU – jueves 07 SEP/2017 – : Han disminuido en 4,580 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una caída de 4,022 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 462,370 Mb.

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      • Datos Reservas Gasolina – jueves 07 SEP/2017 –: Han disminuido 3,199 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un disminución de 5,00 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 226,694 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 01 SEP/2017 – y plataformas Fracking – viernes 08 SEP/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 8,781 Millones de barriles al día (Mbd), bajando en 749,00 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido en (+2,00), ubicándose en 756 (-0,395% con respecto a la semana anterior).

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    Hay dos capítulos a analizar, dentro del mercado del crudo: Desastres naturales y posición de la OPEP, fíjate, toma nota:

    • Huracan Harvey – comienza a remitir –. Este desastre natural ha provocado un colapso en la industria de refinación estadounidense, fíjate en el literal:» Después de golpear en la costa de Texas hace 13 días, con lluvias récord, Harvey dejó las refinerías, puertos y tuberías clave fuera de servicio u operando a tasas drásticamente reducidas. Los refinadores, como Valero Energy Corp. y Citgo Petroleum Corp., han reanudado rápidamente sus operaciones en las plantas de Texas, ademá la refinería de Royal Park de la Royal Dutch Shell Plc, permanece cerrada…«.
    • Huracan Irma – aumento la cotización del crudo –:  La preocupación viene porque la devastación causada por la tormenta, reduzca drásticamente – otra vez – la demanda de energía.
      Comentario Importante: : Existe un escenario de desconcierto que se refleja en las cotizaciones. Desde TEMPOS, creemos que es un periodo totalmente coyuntural, y  que se necesitarán semanas para que la industria petrolera estadounidense regrese a su capacidad máxima. Por tanto, hemos de tener quietud y mirar el escenario con cautela.

    En lo que se refiere a los acontecimientos dentro de la OPEP, te traslado las siguientes noticias:

    • El crudo sube ante la posibilidad de una extensión del pacto de la OPEP. La noticia se produjo el jueves 07 SEP/2017, por Anton Siluanov  – ministro economía ruso -, toma nota de lo que dijo: «Ampliar el acuerdo sería beneficioso para todos los involucrados, si no lo hiciera, probablemente daría lugar a un «fuerte cambio en el precio«.
    • Libia, vuelve a estar ON.  El mayor campo petrolero de Libia reanudó la producción después de una suspensión de más de dos semanas. Este hecho, como sabes, va a añadir presión a la OPEP, que busca de forma caso desesperada mantener los precios por encima de los 50,00 $/bbl.
    Conclusión Importante: En condiciones normales, la época estival de EEUU estaría llegando a su fin, y por tanto, haciendo que las reservas de crudo aumentasen de manera importante, lo que provocaría una presión de las cotizaciones hacia abajo. Por otra parte, la posición de la OPEP, es lógica, debe y tiene que seguir con los recortes, sino quiere provocar una debacle en tiempo record en el mundo del crudo, ya que es la única baza que le queda, de ahí, las continuas afirmaciones hacia los recortes de producción. Desde TEMPOS pensamos que, una vez EEUU esté totalmente operativo, será un buen momento para tomarle el pulso al mercado del crudo, ya que en estos momentos, las inputs que éste está recibiendo son totalmente espúreas.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]El éxito, fruto del trabajo y esfuerzo, supera al éxito.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía
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