INFORME DE MERCADOS ELÉCTRICO Y GASÍSTICO. SEMANA (16JUL-22JUL) 2016

Buenos días amigos, espero que todo os vaya perfectamente bien. Una semana más, hemos analizado, observado y estudiado los mercados, tanto de electricidad como de gas, con un única ilusión: bajar los costes de la cuenta de resultados de tu compañía, siendo éste nuestro mayor anhelo.

  • MERCADO SPOT: COMPRAMOS LA ENERGÍA A 41,24 €/Mwh => MUY BARATA.
    Esta semana, te propongo comparar dos cantidades, totalmente antagonistas y cuya distancia entre ellas es muy importante. Se trata de ver el por qué de la diferencia entre 62,72 €/Mwh y 41,24 €/Mwh, siendo estas cotas, los precios promedio del pool para la semana que aparece en el asunto, en los años 2015 y 2016, respectivamente. Hablamos que, de manera sorprendente, en el mes actual, compramos la energía 21,48 €/Mwh 34,24 % – más competitiva.

Las dos imágenes que ves, representan por una parte – izquierda -, el porcentaje de las horas que, cada tecnología ha fijado el precio marginal de la energía, esto es, ha sido la protagonista y sus costes de oportunidad, se han impuesto al de los demás, trasladando éstos a las otras tecnologías – así es como funciona el mercado spot -. Por otro lado – derecha -, puedes observar cómo trabaja cada tecnología, esto es, su participación en el mix energético. Una idea muy importante a destacar es que, una determinada tecnología puede aportar gran cantidad al mix, y no ser la tecnología determinante a la hora de fijar el precio – a la postre es lo que te interesa comprender -.

Teniendo en cuenta lo dicho, las conclusiones, pueden dividirse en tres apartados:

  • Consumimos un 10,34% menos. Aquí está el dato más importante, y no reflejado en las imágenes: 2015 – 763,86 Gwh -, 2016 – 719,86 Gwh -, lo cual, arroja una cifra de 44 Gwh – 5,76% -. Si a esta cota, le añadimos que, en 2015 – exportamos 5,14 Gwh – y este 2016 – importamos 23,86 Gwh -, lo cual, nos da una diferencia de 29 Gwh. Por tanto, este 2016, aparte de consumir 44 Gwh menos, también hemos dejado de generar 29 Gwh, sumando un montante de 73 Gwh que, idea muy importante, las tecnologías no han tenido que cubrir, y que se ha traducido en un abaratamiento del mercado – ley fundamental de oferta y demanda -. Hablamos por consiguiente de una bajada en la demanda de energía de un 10,34%.
  • Las tecnologías más baratas, aportan más al mix energético. Si te fijas en la imagen de la derecha, hay cuatro novedades: (1) La tecnología nuclear entra a precio aceptante -, ha aumentado un 3,16% su actividad, (2) El carbón, entra menos en el mix, 7,38%. (3) La renovables, en particular la eólica, se dispara, con un 6,12%. (4) Los ciclos combinadosentran cuando existen puntas de consumo -, la tecnología más cara que existe, ha frenado su actividad en un 6,25%. De todo esto, hay una consecuencia clara: si las tecnologías más caras, trabajan menos, principalmente por dos motivos: (1) Menor demanda, y (2) Las renovables, tienen preferencia de despacho, sus costes de oportunidad bajan de manera importante, provocando un abaratamiento en el mercado spot.
  • Hay un trasvase de la Hidráulica a la Eólica, a la hora de fijar el precio de la energía. La tecnología con los costes de oportunidad más elevados, es la Gran Hidráulica – no hidráulica fluyente -, ya que, puede decidir cuando quiere pasar por las turbinas el agua almacenada. Pues bien, la determinación de esta tecnología para fijar el precio de la electricidad, ha bajado un 8,94%, prácticamente todo lo que ha ganado un tecnología super barata, la eólica – 10,51% -.
  • OPINIÓN PERSONAL: COBERTURAS FINANCIERAS: CARGA BASE vs PORCENTAJE CURVA CARGA.

Entramos en un capítulo muy apasionante, quizás el último paso en la compra de energía. Una vez que hemos gestionando bien el proceso de adquisición, simulando las diferentes ecuaciones de pass through o indexado a pool – teniendo en cuenta todos y cada uno de sus parámetros -, y eligiendo aquélla que nos reporta una menor carga de costes a nuestra cuenta de resultados, toca poner el contrato en marcha y estar muy atentos a la evolución de los mercados de futuros: OMIP, Meff Power y OTC. De esta manera, operando en el mercado spot – a través de la ecuación óptima elegida -, y a la vez, aprovechando las posibilidades que nos ofrece los futuros, podemos conseguir una máxima en toda compra: la diversificación.

La compra de energía a precio fijo, o lo que es lo mismo, la cobertura financiera, ofrece dos grados de libertad con respecto a la compra usual de precio fijo: (1) puedes elegir el momento – sin importar la fecha de finalización de contrato – y la cantidad de energía – no tiene que ser el 100% -. Para ser más concreto, te mostraré el camino conceptual: Cliente solicita cobertura <=> Comercializadora <=> peticiona cobertura a su mesa bróker <=> bróker contraparte ofrece precio cierre. Es claro que, aquella comercializadora que opere con más bróker – casi todos en la city – encontrará mejores precios para un momento determinado. Sin embargo, las coberturas tienen una restricción importante: en el mercado de futuros solamente se manejan paquetes de 1 Mw en carga base. Quiere decir que, como mínimo hemos de comprar 1.000 Kwh las 24 horas del díacarga base -. A partir de aquí, fíjate las consecuencias para tu suministro, teniendo dos posibilidades:

    • Suministros con sustrato de consumo > 1Mw – 24 horas -. Este tipo de suministros, con un consumo anual que en la mayoría de los casos superan los 30 Gwh, son los más “fáciles”, ya que, se comprarán a tu antojo, tantos bloques de 1 Mw como tu escandallo determine y en el momento más oportuno, sin tener el problema de estar comprando energía que, posiblemente no vamos a consumir => en la imagen de la figura serían las horas 18, 19 y 20. En estas horas, caso de cubrirnos 1 Mw, a precio fijo, estamos por debajo y sin embargo, pagaríamos 1 Mw.
    • Para salvar la condición de ligadura anterior, existen los denominados coeficientes de apuntamiento que, se definen de la siguiente forma: [Coste Precio Medio Ponderado]periodo / Coste Medio aritmético de mercado. Es una manera de poder cerrarnos una cobertura por porcentaje de curva de carga – línea negra en la gráfica -, multiplicando éstos por el valor de cotización de mercado, así, de alguna manera, tenemos en cuenta el perfil de tu curva de carga. A partir de los coeficientes de apuntamiento – nos dicen cuanto se ha alejado el coste por periodo real de la media del mercado -, podemos decidir que porcentaje compramos a precio fijo – a través de la cobertura, línea negra de la gráfica -, y que parte dejamos a mercado.

Conclusión – resumen: Llegados a ejecutar una cobertura, te planteo la siguiente pregunta: es preferible, (1) elegir una carga base – 24 horas la misma cantidad de energía -, (2) Aceptar los apuntamientos estándar que nos ofrece la comercializadora, basados en su efecto cartera, (3) podríamos solicitar que nos apliquen los apuntamientos reales de la curva de carga. La respuesta, ¿sabes dónde está?, en las simulaciones, éstas nos dirán dónde está el óptimo.

      • MERCADO FUTUROS [OMIP]:

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      • Q1-2017. Tendencia -> Estable [41,23 – 41,36 – 41,35]. Prácticamente no ha habido evolución alguna en esta ventana temporal, viernes 15 JUL/2016 – 41,25 €/Mwh -, viernes 22 JUL/2016 – 41,35 €/Mwh -, esto es, una variación de 0,1 €/Mwh – 0,24% -. Tal y como te trasladé la semana pasada, hemos de seguir esperando una tendencia clara, todavía estamos en cotas altas para tomar alguna decisión. Por su parte, la compra para 2018, cotiza a 40,27 €/Mwh, un poco más barata que la del presente análisis.
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      • Q2-2017. Tendencia -> Fuertemente bajista [39,57 – 39,36 – 38,63]. Esta semana, aquí ha estado la noticia: viernes 15 JUL/2016 – 40,16 €/Mwh -, viernes 22 JUL/2016 – 38,63 €/Mwh -, esto es, 1,53 €/Mwh – 3,80% –. A partir de aquí, has de estar pendiente, teniendo presente dos condiciones: (1) el mínimo se sitúa en 38,25 €/Mwh30 MAR/2016 -, y, (2) es una ventana históricamente barata, ya que el mercado cuenta con armas suficintes para defenderse. También la Q2/2018, ha bajado, desde los 38,89 €/Mwh hasta 37,62 €/Mwh, esto es, 1,27 €/Mwh – 3,26% -.
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      • Q3-2017. Tendencia -> Alcista -. [46,09 – 46,08 – 46,12]. Después de subir 2,71 €/Mwh – te lo trasladé la semana pasada -, permanece muy estable: de viernes 15 JUL/2016 a viernes 22 JUL/2016, tan solo se ha movido 0,30 €/Mwh0,65% -. El mínimo de Q3/2016, se alcanzó el 08 ABR/2016 – 43,10 €/Mwh -, por lo tanto, la estrategia aquí, más que en ninguna otra parte, es permanecer atentos en busca de oportunidades.
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    • Q4-2016. Tendencia -> Estable [44,01 – 43,02 – 43,20]. Sigue en plano, en la horquilla [43,00 – 43,20] €/Mwh. El mínimo, por su parte, lo marcó el 07 ABR/2016 – 41,23 €/Mwh -. Hemos de seguir tirando de la palabra quietud y ver una evolución y/o tendencia clara. Aquí el mercado spot, en los últimos años, se ha comportado relativamente alto: 2013 – 52,31 €/Mwh -, 2014 – 49,79 €/Mwh -, 2015 – 51,23 €/Mwh -. Destacar también la cotización de esta ventana temporal en el año 2017, situándose en una cota de 42,25 €/Mwh, invitándonos a la espera.
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  • MERCADO GAS NATURAL.
    • TIPO CAMBIO [€/$]. Tendencia -> Oscilante [Promedio Semanal -> 1,1026 , -0,66%] . La noticia esta semana, ha estado en la reunión del Banco Central Europeo, con la siguiente consecuencia::
      • Mario Draghi considera que todavía no tiene “información suficiente para actuar” . Significa esto que: (1) Ha decidido mantener los tipos de interés en el0%, (2) No varia la facilidad de crédito, situada en el 0,25%, y, (3) así como la de depósito en el -0,4%. Esto hace que, el Tipo de Cambio, se siga manteniendo prácticamente constante – después del Brexit -, dentro de la horquilla [1,1000 – 1,1150]. Por otra parte, hablado con diversos expertos, nos creen que ocurra nada en especial para el 08 SEP/2016, ni tan siquiera retocar el Quantitative Easing que, la mayoría situaban en los 90.000 millones de euros al mes.

      Por otra parte, la reserva federal, sigue expectante ante las elecciones, aunque su independencia política esté fuera de todo discusión.

Conclusión resumen: Habida cuenta de los movimientos, esperamos, por lo menos hasta SEP/2016, un Tipo de Cambio, más o menos estable, sin grandes sobresaltos ni abruptos.

  • COTIZACIÓN BRENT. Tendencia Bajista [Futuros = 48,19 $/bbl, -3,71%]. La noticia esta semana, ha estado en la bajada de la cotización del Brent, toma nota:
    • El petróleo mantiene sus caídas….
      • “… Pese a que los inventarios han caído por novena semana consecutiva, los inversores siguen preocupados porque el almacenamiento en EEUU se sigue manteniendo en niveles muy altos para esta época del año, lo que hizo caer el precio del WTI el jueves hasta los 44,75 dólares el barril. Mientras, el Brent también ha sufrido en los días previos a la publicación de los datos de inventarios y ha cerrado la semana en torno a los 46,22 dólares por barril, perdiendo la barrera psicológica de los 47 dólares

Conclusión – resumen:Una cuestión está clara, por la parte de arriba: será muy difícil sobrepasar la barrera de los 50,00 $/bbl, estando el panorama actual: (1) Fracking amenazando y , (2) Reservas de Crudo en EEUU a niveles elevados.

Pues es todo lo que te puedo ofrecer….por ahora.

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