INFORME de COMPRAS ENERGÍA. [16SEP-22SEP]

[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 una feliz mañana. Si te paras a pensar, una de las compras más importantes, es la energética, por una sencilla razón: tiene embebido el concepto de recurrencia, por tanto, cualquier desviación – por pequeña que sea -, será amplificada de manera constante. Para llevar esta acción a su mínimo absoluto, solamente hay una senda: las decisiones deben venir precedidas por el conocimiento, de otra manera, se pueden convertir simplemente en aciertos puntuales y obtener el efecto contrario. Teniendo en cuenta lo que te he expuesto, esta semana hemos trabajado en las siguientes direcciones: (1) El mercado spot experimenta un crecimiento de un 11,41%, ¿qué input han provocado este hecho?. (2) El mercado de futuros de la electricidad – compra a precio fijo –  vuelve a alcanzar nuevos máximos. (3) La compra de Gas Natural, se presenta menos competitiva: (3.1) El Tipo de Cambio, prácticamente se mantiene en 1,20 €/$. (3.2) La cotización del barril de brent, se ubica en máximos, cerca de los 57,00 $/bblal contado -. Fíjate bien, toma nota de todo:

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL POOL CRECE 5,18 €/Mwh [+11,41%], EN UNA SEMANA. Efectivamente en prácticamente siete días, las cotizaciones del mercado spot de nuestro país, han abandonado las cotas inferiores a los 50,00 €/Mwh, y se han situado justamente por encima, provocando un aumento de casi el 12,00%. Veamos dónde ha estado el origen del problema, y lo más importante, si existe solución al respecto. Por favor, toma nota de todo:
  • 1.1. ORIGEN: LA DEMANDA ENERGÉTICA DE FRANCIA AUMENTA UN 5,90%.
    Desde que escribo para ti, quizás sea la primera vez que miramos “tan directamente” a Francia, para buscar explicaciones a un crecimiento tan importante del mercado de electricidad spot de nuestro país. En la figura que ves, aparecen cuatro parámetros: (1) Eje de ordenadas de la Izquierda: Demanda de Francia [Mwh] y Producción Nuclear [Mwh], (2) Eje de ordenadas de la derecha: Producción del carbón – centrales térmicas -, y Gas – centrales de ciclo combinado -, siendo el eje de abscisas los días dentro de la ventana temporal [01SEP-22SEP] 2017. Varias conclusiones, muy importantes:

    • Efectivamente, si te fijas en las tres últimas “semanas”, Francia ha aumentado su demanda de energía, de manera muy importante, en el último tramo: [02SEP-08SEP] 2017 = 4.301.267 Mwh, [09SEP-15SEP] 2017 = 4.358.910 Mwh, [16SEP-22SEP] 2017 = 4.616.228 Mwh, esto es, un aumento en la última semana de 257.318 Mwh [+5,90%], con respecto a la anterior.
    • Producción Nuclear. La tecnología más importante del país vecino, de momento, se mantiene en perfecto estado, ya que no hay atisbo de disminución, fíjate: [02SEP-08SEP] 2017 = 3.879.747 Mwh, [09SEP-15SEP] 2017 = 3.835.790 Mwh, [16SEP-22SEP] 2017 = 4.037.724 Mwh. Siguiendo con el razonamiento, hemos de añadir que, incluso responde bastante bien a las subidas de consumo que experimenta el parque francés.
    •  Carbón y ciclos combinados se disparan. Aquí ha estado el “desfase”, origen de los dos problemas: (1) Ha habido aumento de la demanda y, (2) ha sido absorbida a través de la puesta en marcha de dos de las tecnologías menos competitivas que existen: carbón, aumenta en 73.697 Mwh [+1.869,24%] con respecto a la semana anterior y ciclos combinados, elevándose su trabajo en 188.304 Mwh [+115,20%].
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  • 1.2.- CONSECUENCIAS: DISMINUYEN IMPORTACIONES, CRECEN LOS CICLOS COMBINADOS.

    La figura que ves representa las cotizaciones del mercado spot [€/Mwh] – ordenada izquierda -, y la aportación de los ciclos combinados, más las importaciones de energía de Francia – ordenada derecha -, siendo la base de tiempo la misma que la imagen anterior. Fíjate en el último tramo, dentro de la ventana temporal [16SEP-22SEP] 2017, las conclusiones que puedes obtener son las siguientes:

    • El consumo de Francia se dispara en la última semana, y tiene dos consecuencias: (1) El mercado spot pasa de cotizar de 30,05 €/Mwh a 39,83 €/Mwh, esto es, 9,78 €/Mwh [+32,56%], a nivel promedio. (2) Las exportaciones de Francia – importaciones a España – disminuyen de manera drástica: De estar rozando el 10,00%, pasamos a situarnos en cotas cercanas al 3,00%.
    • Al disminuir las importaciones – a precios competitivos -, otra tecnología ocupa su lugar: las centrales de ciclo combinado, aumentando prácticamente un 5,00% su dinámica de trabajo. Además, la energía trasvasada del país vecino, es comprada un 32,56% menos competitiva, lógicamente.

    Conclusión Importante: Después de toda la lógica: FRANCIA [Aumento de la Demanda + Crecimiento Carbón y Gas = Incremento del mercado] => ESPAÑA [ Disminución Importaciones + Aumento Ciclos Combinados = Aumento del mercado], la conclusión es clara: dependemos de manera importante de lo que ocurra más allá de los Pirineos: ¿Te das cuenta ahora, por qué tanta incertidumbre con la nuclear de Francia?.

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  • 2.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. CRECE EL TEMOR EN EL MERCADO FUTUROS – compra precio fijo -.
    La noticia se produjo, de nuevo, el martes 19 SEP/2017 – las cotizaciones de los diferentes futuros, no tardaron en responder -. Fíjate, toma nota, estos son los acontecimientos por orden cronológico:

    • Jueves 17 AGO/2017: As France’s Heatwave Melts Away, Another Weather Crisis Brew.
      La electricidad francesa para el cuarto trimestre de este año saltó a un récord el 17 de agosto después de que el regulador nuclear ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire) dijo que Electricite de France, S.A. (en adelante, EDF) debe revisar todos los componentes nucleares fabricados por una fundición de Areva SA para finales del próximo año“.
    • Miércoles 14 SEP/2017:  LEAD 1-EDF-Les composants du Creusot analysés sont aptes au service.
      • El análisis de los componentes de la flota nuclear francesa de la planta de Areva en Creusot (Saône-et-Loire), donde se han detectado anomalías, arroja las siguientes consecuencias:
        • Primera. ​​Areva ha tenido que interrumpir la producción comercial de Le Creusot, que ha suministrado piezas para las centrales eléctricas de EDF y decenas de otras en todo el mundo, después de descubrir en 2016 posibles falsificaciones de documentos durante más de 40 años.
        • Segunda. Se está llevando a cabo una auditoría del emplazamiento y EDF está llevando a cabo un examen en profundidad de los ficheros de fabricación de los componentes procedentes de la central, lo que da lugar, para cada reactor, a la preparación de un fichero de resumen que se envía a la ASN.
        • Tercera. El 14 SEP/2017, se han enviado doce resúmenes a la ASN. Los expedientes, se referían a las unidades de producción de Chooz 2, Paluel 4, Saint-Laurent 2, Penly 1, Cruas 3, Dampierre 3, Belleville 2, Tricastin 3, Chinon B3, Nogent 1, Gravelines 2 y Bugey 3.
          • Los doce ficheros enviados, que se refieren a 309 componentes, contienen 471 ficheros de anomalías y 130 fichas de no conformidad. Las “tarjetas de no conformidad” se refieren a piezas que no han cumplido un requisito interno del fabricante, mientras que no se ha seguido un requisito contractual o reglamentario para los “registros de fallas”.
    • Martes 19 SEP/2017.  French reactor review finds anomalies, EDF ordered to widen inspection. Las noticias, siguieron sucediéndose como te traslado:
      • ASN dijo: Las revisiones de 12 reactores recibidos a partir del 14 SEP/2017 habían revelado 601 anomalías que tendrán que ser analizadas antes de que estos reactores puedan reiniciarse después del reabastecimiento o mantenimiento.
      • Dominique Miniere – responsable de EDF -: “No estamos modificando nuestro objetivo de producción para este año“…”…se fijará un objetivo para 2018 a su debido tiempo“…” interrupción de la producción en Creusot no había llevado a una escasez de componentes para sus reactores“.
         

Conclusión Importante:(1) La incertidumbre es máxima, ya que las anomalías deben ser analizadas antes de la puesta en marcha de los reactores – todos están programados para volver a la red antes de fin de año -, esto es, peligra la entrada de 12 reactores nucleares. Es cierto que éstos están fuera de línea para mantenimiento y reabastecimiento de combustible, o, debido a que van fuera de línea en el cuarto trimestre, razón por la cual, el pool eléctrico está funcionando relativamente bien. (2) EDF tiene hasta el 31 DIC/2018 para presentar todos los documentos para los 58 reactores. Para los otros reactores involucrados en la investigación, EDF debe presentar sus revisiones para evaluación dos meses antes del reinicio de cada unidad respectiva, cuestión que ya ha realizado.

La respuesta del mercado de futuros, ha dibujado casi a la perfección, los acontecimientos que te he ido trasladando. Fíjate en los meses de ENE/2018 y FEB/2018:

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Conclusión Importante: Como verás, en estos momentos, el escenario refleja una idea clara: El mercado de futuros – compra a precio fijo – está alto, debido a la existencia de una importante input negativa, y en consecuencia, resulta muy poco recomendable adquirir y/o realizar una cobertura/compra a precio fijo. Siguiendo con el razonamiento, si el horizonte de la adquisición fueran 12 meses, añadiríamos un hándicap importante a la ecuación de compra, ya estaríamos soportando las consecuencias analizadas durante todo un año. Por consiguiente, es momento de buscar otras alternativas, teniendo presente la diversificación de la compra.
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  • 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
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    • Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q1/2018 [45,48 51,51 – 51,25]. Q1-2019 [Omip -> 49,15 €/Mwh, +1,03%]. El  -. Personalmente pienso que una de las frases con más peso específico es la esbozada por Dominique Miniere – responsable de EDF -: “No estamos modificando nuestro objetivo de producción para este año“…”…se fijará un objetivo para 2018 a su debido tiempo“. Deja la producción de 2018 “abierta” y en consecuencia, el mercado de futuros ha reaccionado con máximos – miércoles 20 SEP/2017 -, sobre todo, en los primeros trimestres de 2018 y 2019, fíjate: Q1/2018 – 52,25 €/Mwh,  y Q2/2018 – 50,12 €/Mwh -.
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    • Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q2/2018 [39,78 – 43,50 – 43,72]. Q2-2019 [Omip -> 41,93 €/Mwh, +1,95%]. Han sido afectadas por el Tsunami de la nuclear de Francia, pero en menor medida que el primer trimestre. También alcanzó máximos el miércoles 20 SEP/2017 – 43,91 €/Mwh y 42,12 €/Mwh -, situados éstos en cotas menores, ya que hablamos del trimestre más competitivo del mercado spot. Aquí, tendremos que seguir siendo cautos, y esperar a que aparezca una buena oportunidad: hemos de dominar los “Tiempos”.
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    • Q3 [2018]. Tendencia -> Alcista. [46,14 – 48,22 – 47,85]. Después de alcanzar el nuevo máximo, martes 19 SEP/2017 – 48,99 €/Mwh -, “parece” que ha rebotado con fuerza, situándose el viernes 22 SEP/2017 en los 47,85 €/Mwh, esto es, 1,14 €/Mwh [-2,32%] más abajo. Hemos de esperar su evolución, para confirmar la posible tendencia bajista, lo cual, sería muy interesante – estamos ante uno de los trimestres menos competitivos del año -.
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    • Q4 [2017-2018]. Tendencia. 2017 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [47,20 53,47 – 53,00]. Q4-2018 [Omip -> 47,22 €/Mwh, +0,70%]. Asistimos a una escalada muy importante, tanto para el trimestre que comenzará en breve – la certidumbre está en máximos -, como para el último de 2018. En la mente del bróker contraparte, está presente lo sucedido en ENE/2017 y FEB/2017, proyectándose con más nitidez en estas ventanas temporales. A título de ejemplo, recuerda que el máximo de Q4/2016, se situó en 45,73 €/Mwh, a 8,12 €/Mwh [-15,23%] del máximo de Q4/2017 y 1,70 €/Mwh [-3,58%] del alcanzado por la Q4/2018.
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  • 3.– MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El euro a 1,120 … seguimos -.-. Tendencia -> Muy Alcista.  [Promedio Semanal -> 1,1959 €/$, +0,06%. Cotizaciones [Lunes = 1,1948; Martes = 1,1972; Miércoles = 1,2007; Jueves = 1,1905; Viernes =  1,1961] €/S.

      Extracto:
      A la espera de los movimientos que realice el Banco Central Europeo en OCT/2017, con respecto al Quantitative Easing – QE -, esta semana, hay dos vectores que han guiado el rumbo del TC: (1) Se ha publicado el índice PMI (en inglés, Purchasing Managers’ Index), de la zona euro y, (2) Janet Yellen, decidió abrir la caja del balance – 4,5 Bill$ -, a la vez que, se la ve con ganas de poner en marcha una tercera subida de tipos en 2017. Toma nota de todo, es interesante:

      • EUROPA la zona euro, marcha bien -. El PMI de la zona euro toca máximos de cuatro meses. El PMI de la zona euro se situó en 56,70 en SEP/2017 frente al 55,70 de AGO/2017 – la referencia por encima de 50,00 indica una expansión de la actividad -, registrando el nivel más alto de los cuatro últimos meses. Te muestro los detalles de éste:
        • Sector Manufacturero. Se vio nuevamente impulsado por el aumento de las exportaciones, ya que el número de pedidos pendientes, se incrementó a su nivel máximo desde FEB/2011.
        • Sector Servicios, toma nota de lo que dice, Chris Williamsoneconomista jefe de IHS Markit, consultora encargada de elaborar el índice -: ” La economía de la zona euro concluyó el verano con una actividad intensa, y el PMI ha dado muestras de un ímpetu renovado frente a índices ya impresionantes de crecimiento de la producción, carteras de pedidos y empleo durante el mes de septiembre “.
        Conclusión Interesante: De seguir a este ritmo, la economía de la eurozona continuará creciendo a un ritmo de un 0,6% en el tercer y cuarto trimestre, lo que supondrá un crecimiento global en 2017 del 2,30%. Es normal que, dada la incertidumbre que hay en el otro lado del Atlántico, con estas cifras y la situación política más o menos despejada, veamos un TC ubicado en los 1,20 €/$. A este razonamiento, hemos de añadir una input importante, también positiva, que se prevé en OCT/2017: la disminución del QE, con lo cual, tenemos razones para pensar que al TC le puede quedar más recorrido alcista.
      • EEUU. La fed pone fin a los estímulos económicos y mantiene los tipos de interés. Aquí hay dos noticias, fíjate:
        • Tipos de Interés. El Comité de Mercado Abierto de la Fed (FOMC), optó por mantener sin cambios el precio del dinero,  que permanece entre el 1,00% y el 1,25% desde JUN/2017. Sin embargo, se mantiene el guión de los últimos meses y prevé subir una vez más las tasas este año hasta el 1,5%. El próximo año repetiría el movimiento –tres alzas -, limitando los incrementos a dos en 2019 y uno en 2020. El objetivo es establecer el precio del dinero entre el 2,75% y 3,00%, un rango que la Fed califica como “neutral”.
        • Reducción del Balance, en OCT/2017. El plan de la fed es el siguiente: Va a deshacerse de su cartera de forma muy gradual, NO reinvirtiendo más la deuda que tiene. Hasta ahora, cuando maduran los bonos de su cartera, el banco central recibe el principal de la inversión, como cualquier inversor, y a continuación, lo reinvierte en más deuda. Desde este momento, una parte de esas cantidades no va a ser destinada a comprar más bonos. Por ahora, la Fed dejará de reinvertir 6.000 M$ en bonos estadounidenses al mes y 4.000 M$ en activos respaldados por hipotecas (MBS). Estos importes se incrementarían trimestralmente hasta los 30.000 M$ en treasuries y 20.000 M$ en MBS.
        Conclusión Interesante: Es claro que añadimos una nueva variable/ incógnita al mercado, pero éste, prácticamente no se ha movido, fíjate en las cotizaciones del martes = 1,1972 €/$, miércoles = 1,2007 €/$, jueves = 1,1905 €/$. Lo dicho contrasta con el movimiento de timón de Mario Draghi – discurso en Sintra, 27 JUN/2017 -, cuando el euro llegó a cotizar en máximo anuales.
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    • COTIZACIÓN BRENT – El Brent sube un 7% en el mes -. Tendencia ->Alcista.[Futuros Anual = 55,76 $/bbl, +0,77%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 55,48; Martes = 55,14; Miércoles = 56,29;  Jueves = 56,43; Viernes = 56,80] dólares por barril. Mercado en Backwardation => Futuros [55,76 $/bbl] < Contado [56,80 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.
        • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 13 SEP/2017 – : Han aumentado en 4,591 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un incremento de 3,493 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 472,849 Mb.

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        • Datos Reservas Gasolina miércoles 13 SEP/2017: Han disminuido 2,125 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un disminución de 2,135 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 218,266 Mb.

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        • Producción Crudo EEUU – viernes 08 SEP/2017  y plataformas Fracking viernes 15 SEP/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,510 Millones de barriles al día (Mbd), subiendo en 157,00 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido en (+5,00), ubicándose en 744 (-0,668% con respecto a la semana anterior). 

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      Extracto: Efectivamente, la cotización del barril brent, está subiendo con una pendiente importante, siendo básicamente debido a dos parámetros: (1) Consecuencias de los huracanes Harvey e Irma, en los mercados de producción y demanda,  y la reunión celebrada por el comité de la OPEP – Viena, 22 SEP/2017 -, donde se realiza un análisis del nivel de recortes alcanzados.

      •  Miércoles, 20 SEP/2017. Input NEGATIVA 01La producción de crudo aumenta, pero pesa más la demanda de gasolina -. Oil Jumps as Fuel Draw Adds to Talk of More OPEC Cuts. El huracán Harvey supuso un enorme mazazo a la producción de crudo, al impactar en el Golfo de México y en Texas, centro neurálgico del bombeo de petróleo en Estados Unidos. Esta tormenta, provocó que el bombeo de crudo cayera en 750.000 bd en la última semana de AGO/2017, marcando el registro más bajo desde finales del año 2016. Sin embargo, el mayor efecto ha tenido lugar en torno a la capacidad de refino, que se encuentra en gran medida en la costa, limitando en última instancia la producción petrolera. En concreto, la tormenta sacó más de 2,00 Mbd de las refinerías de la zona. En estos momentos, la situación es la siguiente, fíjate:
        • La producción se está recuperando: 07 SEP/2017 [+4,580 Mb], 13 SEP/2017 [+5,888 Mb] y 20 SEP/2017 [+4,591 Mb].
        • Los inventarios de productos refinados – movimiento de coches, aviones y barcos en las zonas afectadas durante las últimas semanas, así como de muchas industrias -, tienen una tendencia muy bajista, en concreto, los inventarios de gasolina, se redujeron la semana pasada a un nivel que no se observa desde NOV/2015:  07 SEP/2017 [-3.199 Mb], 13 SEP/2017 [-8.428 Mb] y 20 SEP/2017 [-2,125 Mb], también, los depósitos de destilados se desplomaron por debajo de los niveles alcanzados desde 2011.
          Comentario Importante: Estas últimas cifras, están siendo amplificadas, gracias a los datos que la IEA (en inglés, International Energy Agency), publicó la semana pasada – comentados en el informe -: Aumentó su estimación del crecimiento de la demanda en 1,60Mbd en 2017, hasta 97,70 Mbd, y en 1,40 Mbd en 2018, hasta 99,10 Mbd, lo que significa en ambos, casos 100.000 bd más de lo que había anticipado en AGO/2017.
      • Viernes, 22 SEP/2017. INPUT NEGATIVA 02 – OPEP y Rusia se mantienen firmes en los recortes -. OPEC and Russia Hold Steady on Cuts as Oil Market Improves. El pasado viernes, se produjo la reunión del Comité de Supervisión del pacto de recorte de producción de petróleo de países OPEP y no OPEP. La conclusión de la reunión se puede resumir de manera muy breve: Ratificaron que van a seguir la hoja de ruta establecida y que por tanto, los recortes seguirán hasta 31 MAR/2018. Pero, si vamos al detalle, hubo más:
        • Issam Almarzooq – ministro de Petróleo de Kuwait – : “El proceso está funcionando bien hasta ahora …  esperamos que podamos consumir el excedente remanente en este período, por lo que no es posible decir si los recortes tendrán que extenderse hasta más cerca de la expiración“.
        • Mohammad Barkindo – secretario general de la OPEP -: ” Los depósitos de combustible se han “agotado masivamente” y el grupo implementó más del 100 por ciento de sus recortes acordados el mes pasado…“.
        • Alexander Novak – ministro de Energía Rusia -: “Cualquier acuerdo, especialmente un acuerdo destinado a equilibrar el mercado, la oferta y la demanda, tiene que terminar en alguna parte … una estrategia de salida gradual y lenta podría comenzar entre el segundo y cuarto trimestres de 2018 cuando la demanda puede absorber la oferta adicional …  creo que podemos plantear la cuestión de ampliar el acuerdo con los detalles necesarios no antes de ENE/2018“.
        • Es cierto que la OPEP y sus aliados tienen varias razones para mantener un rumbo estable, siendo la principal la que puedes leer: El Brent sube un 7% en el mes. Sin embargo, también hay razones para la preocupación, fíjate:
        • OPEC’s Allies Race Ahead on Output Cuts. Si nos detenemos a analizar con más detalle el alcance de los recortes, el planteamiento cambia:
          • Objetivo de recorte OPEP1,176 Mbd. AGO/2017 [1,104 Mbd, +94,00%], JUL/2017 0,998 Mbd, +85,00%], JUN/2017 [0,969 Mbd,+82,00%], MAY/2017 [1,269 Mbd,109,00%].
          • Objetivo de recorte NO OPEP = 0,546 Mbd. AGO/2017 [0,648 Mbd,+119,00%], JUL/2017 [0,379 Mbd,+69,00%], JUN/2017 [0,389 Mbd,+71,00%], MAY/2017 [0,441 Mbd,79,00%].
          Conclusión importante: 1) 12 de los 21 países participantes alcanzaron su objetivo, esto es, el pacto se ha cumplido en un 57,14%.  (2) La OPEP, principal valedora del acuerdo, se ha quedado a un 6,00% de la meta. Si te fijas, todo tiene sentido, y pasa por tener en cuenta la época estival de EEUU – en condiciones de normalidad -, como así lo hizo la OPEP, en el momento de plantear su estrategia – allá por el mes de MAY/2017 -: Quedarse por debajo de su objetivo y confiar que la demanda de gasolina en EEUU hiciera su trabajo con respecto a los inventarios, luego, llegado el momento, subir un poco, a sabiendas que esta demanda iba a minorar – el verano llegaría a su fin -. Luego, los huracanes, se han encargado de dibujar otra realidad, tal y como hemos descrito.
        •  La OPEP huele el éxito de los recortes de petróleo pero ha perdido la batalla con el fracking de EEUU. Fíjate que el mercado, ha cambiado de CONTANGO [contado < futuros] a BACKWARDATION [contado > futuros], siendo la interpretación la siguiente – EIA -:  “medida que el aceite de esquisto estadounidense siga creciendo y la demanda estacional disminuya, el excedente que ha pesado en los mercados durante tres años podría volver pronto. Si la OPEP no extiende las restricciones de suministro más allá de su vencimiento actual a finales de MAR/2018, el mercado volverá a sobreabastecer de nuevo“. En concreto, la EIA, opina que si la OPEP continúa produciendo a tasas actuales –unos 32,7 Mbd – los inventarios globales se acumularán en lugar de disminuir el próximo año, en unos 300.000 bd, fíjate en la imagen:

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      Conclusión importante: Desde TEMPOS pensamos que hay que dar tiempo al mercado para que salga del estado transitorio – consecuencias de los huracanes -, y vuelva a un escenario de normalidad, momento en el cual, la cotización del brent, volverá a la cota de los 50,00 $/bbl, siendo a partir de ahí, cuando descubramos una vez más, que la estrategia de la OPEP, no tiene sentido en su concepción, por una razón muy sencilla: en el mercado, tan solo representan una parte, siendo ésta cada vez más pequeña.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Cuando alcanzas una meta, y no hay trabajo detrás, se ha debido simplemente a un tropiezo.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][vc_column_text] [/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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