INFORME DESTACADO COMPRAS ENERGÍA (02JUN-08JUN)

compra de energía
[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]​​Buenos días, para todos los que formamos parte de la consultora TEMPOS, es un verdadero placer encontrarte otra semana más, con la mirada puesta en todo aquello que ocurre en los mercados energéticos – electricidad y gas -. Por otra parte, es cierto que en muchas ocasiones se habla de EXCELENCIAen nuestro caso, aplicada a la cuenta de resultados -, sin embargo, el corolario es evidente: ésta NO existiría, sino estuviéramos en la senda del CONOCIMIENTO

Fíjate, estos son los ítems a los que daremos cobertura en el presente informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Seguimos viajando con los precios más altos de los últimos ocho años, superando los +60,00 €/Mwh.
    • Francia, Las rotaciones en los reactores nucleares, está produciendo la entrada del carbón en el mix energético, lo que a su vez ha empujado las cotizaciones del mercado spot en +10,00 €/Mwh.
  • Opinión personal: ¿Qué están adelantando los mercados?. ¿Cuándo podremos realizar coberturas competitivas – compras a precio fijo -?.  
  • Futuros de Electricidad. Aparecen directamente correlacionados con una importante commodity, en estado de ESPERA, ante la noticia que puede ocurrir.
  • Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, sigue sin ser competitiva:
    • La cotización del barril de Brent al contado, se ubica por encima de los +75,00 $/bbl.
    • El Tipo de Cambio (TC), se muestra con pendiente alcista, después de rebotar en los +1,1558 €/$ 29 MAY/2018 -.

Miramos directamente al RIGOR y EXACTITUD, con el fin de ser precisos en nuestros análisis y conclusiones.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. EL IMPORTANTE HUECO TÉRMICO SIGUE MANTENIENDO EL POOL POR ENCIMA DE +60,00 €/Mwh. 
    La noticia para esta semana, sigue teniendo que ver con la falta de COMPETITIVIDAD del precio de la energía. El promedio de MAY/2018 – más caro en diez años -, cerró en los +54,92 €/Mwh. Por su parte, el mes actual de JUN/2018 arroja una media de +59,73 €/Mwh, estando +5,00 €/Mwh (+9,13%) de JUN/2015 – hasta ahora el menos competitivo desde 2010 -.

    Conclusión importante: Asistimos a un escenario donde las inputs NEGATIVAS tienen un potente peso específico, destacando sobre todo dos de ellas: (1) Los costes del Carbón están un +20,13% por encima, con respecto hace un año. (2) La cotización del barril de Brent, se sitúa un +49,74% menos competitiva que con respecto al mismo periodo anterior – más abajo, en el apartado de visión personal, verás que los futuros de electricidad se presentan correlacionados con esta commodity -. Al razonamiento expuesto, hemos de añadir un denominador común: el MAGNÍFICO trabajo que está llevando a cabo la tecnología hidráulica, aprovechando todas las posibilidades del escenario descrito y fijando el precio MARGINAL de la energía en la mayoría de las ocasiones. En aras de una mayor claridad expositiva, te extraigo parte del literal de la siguiente noticia: “La luz seguirá subiendo aunque llueva a cántaros“:

    • El mercado de electricidad, como todos, es marginalista. El precio para toda la electricidad viene marcado por el precio de la energía de generación más cara. Como el mercado eléctrico es un mercado de casación de ofertas presentadas por las empresas, éstas utilizan el agua, pautando sus ofertas para casación, para sustituir la tecnología más cara – que hoy es la electricidad generada por gas -; de forma que la electricidad que sale del mercado hacia hogares y empresas, aunque proceda de un embalse hidráulico, se paga al precio de la central de ciclo combinado, en torno a los 60 euros MWh“.
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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. EL CARBÓN PROVOCA UNA SUBIDA DE +11,00 €/Mwh.   
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Estas viendo una figura, que representa fielmente lo que está ocurriendo en el mix y mercado energético de Francia. A la izquierda, aparecen reflejados los principales parámetros: Energía Cubierta – porcentaje de nuclear que tiene capacidad para satisfacer la demanda -, nivel de consumo y producción de las fisiones nucleares, intercambio de energía total, y en concreto con España y, finalmente, aportación de las tecnologías renovables y convencionales. Por su parte, en el lado derecho, dibujamos las correlaciones entre las cotizaciones del mercado spot de electricidad y aquellas tecnologías que lo hacen posible – nuclear y carbón -, a la vez que el boceto del nivel de importaciones/exportaciones de energía. Veámoslo todo en detalle:
  • ¿DÓNDE ESTÁ EL PROBLEMA?. Las cotizaciones a nivel promedio, se han visto aumentadas en unos +11,36 €/Mwh: +31,87 €/Mwh (19MAY-25MAY), +43,33 €/Mwh (26MAY-01JUN), +43,12 €/Mwh (02JUN-08JUN).
  • ¿​CUÁL ES LA RAZÓN? Se está produciendo la parada de ciertos reactores nucleares – más abajo aparece una descripción detallada -, una veces programada – recarga de combustible -, y otras por motivos de previsión: “en un contexto de menor demanda de electricidad…. el cierre a corto plazo equilibra la producción y el consumo, y optimiza la gestión del combustible contenido en el reactor…“, provocando la apertura de un PEQUEÑO hueco térmico – diferencia entre demanda y nuclear -: +78,00 Gwh/día (1.056 – 978), +95,00 Gwh/día (1073 – 978), +100,00 Gwh/día (1.066 – 966). Esta situación, está facilitando el aumento de aportación de las tecnologías convencionales al mix energético, en especial el carbón.
    Conclusión importante: El aumento de participación del carbón, tiene una consecuencia significativa: a partir del 24 MAY/2018, comienza a existir una correlación – imagen intermedia -, entre las cotizaciones del mercado spot y las inyecciones que desde esta tecnología se realizan a la malla eléctrica. El gas natural, aunque también ha aumentado su participación, NO aparece en sintonía con los precios del mercado spot, al ser una tecnología mucho menos competitiva.
  • ¿​PERDURARÁ LA SITUACIÓN? Según adelantan los futuros, Francia seguirá necesitando de la ayuda del carbón, con el fin de tener a sus reactores preparados para un trimestre importante como es el último periodo del año. Fíjate en las previsiones para la Q3/2018: +37,96 €/Mwh (04 MAY/2018), +39,90 €/Mwh (11 MAY/2018), +41,49 €/Mwh (18MAY/2018), +43,00 €/Mwh (+25MAY/2018), +43,82 €/Mwh (01 JUN/2018), +44,70 €/Mwh (08 JUN/2018).
Conclusión Importante: Desde el punto de vista de España, NO constituye un problema ver crecer los precios franceses en +11,36 €/Mwh, desde unas cotas súper – competitivas, como son los +37,00 €/Mwh, siendo la razón sencilla: Las importaciones del país vecino no intervienen a la hora de fijar el precio de la energía – son más baratas -. Lo que si debería preocuparnos es el descenso en -10,00 Gwh/día (-18,11%) que se ha producido en el trasvase de energía, y que tiene como consecuencia la apertura en nuestra país de un mayor hueco térmico. Si bien es cierto que el promedio en los últimos días, ha superado los +50,00 Gwh/díafíjate en la tabla -..
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  • 1.2.1.- MERCADO SPOT ESPAÑA. ¿QUIÉN FIJA EL PRECIO DE LA ENERGÍA?.
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Conclusión importante: Como puedes apreciar en la figura, la tendencia con respecto a la tecnología hidráulica a la hora de determinar el precio marginal de la energía se MANTIENE. Especialmente intersante resulta señalar las siguientes cifras: (+79,00%, miércoles 06 JUN/2018) => +62,51 €/Mwh; (+79,00%, jueves 07 JUN/2018) => +62,63 €/Mwh.
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  • 1.2.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. GAS y CARBÓN SOSTIENEN A CASI EL +30,00% DE LA DEMANDA.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La imagen que observas, guarda un importante paralelismo con la anterior, de manera que podemos entrar directamente en el análisis/conclusiones.

  • ¿QUÉ ESTÁ PASANDO?. El mercado spot se enfrenta, por diversos motivos, a un hueco térmico (Demanda – Verdes), de +441,00 Gwh/día, lo cual arroja una diferencia de +20,00 Gwh/día, +4,75% (441,00 Gwh/día – 421,00 Gwh/día), con respecto al gap creado en uno de los trimestres menos competitivos, Q1/2018. A esta input, se le añade el ENCARECIMIENTO de las materias primas encargadas de taponar la apertura existente.
  • ​¿QUIÉN ESTÁ CREANDO EL HUECO TÉRMICO?. Si seguimos mirando al primer trimestre de 2018, donde la media del mercado spot cerró en +48,35 €/Mwh, encontramos las siguientes MERMAS: (1) Eólica. Está empujando una cantidad de -127,00 Gwh/día (-63,49%). (2) Nuclear. La parada simultánea de TRES reactores ha provocado que la aportación de esta energía se desplome: -49,00 Gwh/día (-31,34%). (3) Carbón. Aumenta su dinámica en +14,00 Gwh/día (+16,34%). (4) Gas Natural. Sufre un incremento de +14,00 Gwh/día (+22,53%).
  • ¿PODRÍA ESTAR SIENDO PEOR?. La respuesta es totalmente afirmativa, por dos razones de peso. (1) Estamos ante un clima templado, y eso está provocando que la demanda de energía no salte la barrera de los +700,00 Gwh/día, manteniéndose en -92,00 Gwh/día (-12,49%) con respecto a Q1/2018. (2) Recibimos de Francia +46,00 Gwh/día, esto es, +19,00 Gwh/día (+71,75%) más que con respecto a los primeros noventa días del año. ​
Conclusión Final Importante: Con la entrada de Ascó II, el mercado spot tenderá a situarse alrededor de los +55,00 Gwh/día, siendo éste el nivel de precios hasta el próximo evento, la entrada de Trillo el 25 JUN/2018. Siguiendo la línea del tiempo, el 12 JUL/2018, finalmente se producirá la puesta en marcha de Vandellós II. Por tanto, si TODO siguiera bajo esta NORMALIDAD, podíamos afrontar la Q3/2018, con un nivel de precios cercano/debajo de los +50,00 €/Mwh, pero, hay una incógnita importante en el horizonte: ¿Cuál será el nivel de consumo para la próxima quincena, habida cuenta de que disfrutamos de un clima prácticamente otoñal?.
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  • 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 -.
Para la semana que estamos analizando, éstas han sido las noticias más importantes en torno al parque nuclera de Francia y España:
  • FRANCIA.
    • HISTÓRICOS.
      • BLAYAIS 3 – parada programada -.  El 21 ABR/2018, la unidad de producción n. ° 3 de la central Blayais fue programada para la renovación y el mantenimiento del combustible. Después de una prueba periódica en el circuito RIS – permite la inyección de agua en el corazón del reactor para detener la reacción nuclear y mantener el volumen de agua en el circuito primario en el caso de pérdida de refrigerante primaria –, se concluye que éste debe ser parcialmente drenado. Los equipos se dan cuenta del vaciado de un depósito en este circuito. Esta operación dejó parcialmente fuera de servicio la inyección de alta presión de seguridad, lo que constituye un incumplimiento de las especificaciones técnicas de operación. Este evento no tuvo un impacto real en la seguridad de las instalaciones. Sin embargo, la falta de disponibilidad temporal y parcial de la inyección de seguridad de alta presión llevó a la dirección de la planta a informar la Autoridad de Seguridad Nuclear (ASN) el 25 ABR/2018, un evento en el nivel 1 en la escala INES (International Nuclear Event Scale), que cuenta 7.
      • BUGEY 4 – programada –. La unidad de producción 4 ha sido desacoplada de la red eléctrica el sábado 24 de marzo de 2018 y está ejecutando un proceso de mantenimiento que promete ser denso en 2018. Se llevarán a cabo también numerosos controles preventivos y pruebas reglamentarias, así como el reemplazo de parte del combustible.
      • CATTENOM 2 – programada – -. El sábado 26 MAY/2018, a la 1:00 a.m., la planta No. 2 de Cattenom NP se desacopló de la red eléctrica para su tercera revisión en 10 años. Durante este cierre programado, muchos trabajos y revisiones regulatorias serán llevados a cabo por casi 3.000 personas en poco más de 4 meses.
      • CATTENOM 3 – no programada – .  El domingo 27 MAY/2018 alrededor de las 5 a.m., los equipos de la planta de Cattenom cerraron el reactor No 3. Esto sigue a la detección de una fuga de sello probable en la junta de la tapa del recipiente del reactor.
      •  CHINON 4  – programada – . Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción número 4 de la central nuclear de Chinon se cerró el sábado 07 ABR/2018 a la 1 de la mañana. En esta parada programada se renovará parte del combustible, y se ejecutarán operaciones de verificación y mantenimiento.
      • CIVAUX 2 – programada –  El sábado 17 MAR/2018, la unidad de producción número 2 fue desconectada de la red eléctrica para llevar la renovación de una parte del combustible de la unidad de producción, así como a la realización de operaciones de mantenimiento.
      • CRUAS 4  – programada – – En la noche del viernes 04 al sábado 05 MAY/2018, los equipos de la central nuclear de EDF en Cruas-Meysse cerraron la unidad de producción n ° 4. Este es un cierre programado para renovar parte del combustible y llevar a cabo operaciones de control y mantenimiento.
      • DAMPIERRE 2 – programada –.  El reactor n ° 2 se detuvo el 30 MAR/2018 a la medianoche para renovar parte de su combustible y llevar a cabo muchas actividades de mantenimiento.
      • FLAMANVILLE 1 – no programada –.  El viernes 6 de ABR/2018, a las 3:45 A.M., EDF apagó automáticamente – el cierre automático del reactor, es gobernado por un dispositivo de protección, planificado desde la etapa de diseño, que se activa automáticamente en caso de que ocurra un evento fuera del funcionamiento normal – la unidad de producción n. ° 1 de la planta de energía nuclear Flamanville, de acuerdo con las características de seguridad y protección del reactor. Este evento sigue a la pérdida de una señal necesaria para controlar los clusters – se usan para regular la potencia del reactor –
      • ​GOLFECH 2   ​– programada – .  Los equipos de la central nuclear de Golfech cerraron la unidad de producción No. 2 la noche del viernes 25 al sábado 26 MAY/2018. Esta parada programada renovará un tercio del combustible y realizará la control y mantenimiento de las instalaciones.
      • GRAVELINES 6 . Fíjate en el literal de la noticia: “EDF dijo en un comunicado que había decidido retrasar las interrupciones planificadas de mantenimiento de sus reactores Gravelines 6 y Tricastin 4 por una semana. Se habían configurado para desconectarse el 24 FEB/2018 para reabastecimiento de combustible y mantenimiento“. Ambos han sido desconectados el 03 MAR/2018.
      • PALUEL 2 – programada –.  El reactor Paluel 2 se desconectó en MAY/2015 para su revisión de 10 años. En el transcurso de estas inspecciones, un generador de vapor de 450 toneladas se estrelló contra el piso de dicho reactor, causando daños extensos. El 06 FEB/2018, Électricité de France (EDF) dijo que había instalado cuatro nuevos generadores de vapor en su reactor nuclear Paluel 2 de 1.300 Mw, pero que el trabajo técnico continuo implicaba que la planta se reiniciara en JUN/2018, en lugar de ABR/2018.
      • ST ALBAN 2.– programada –. La Unidad de Producción 2 fue cerrada el 3 FEB/2017 para su tercera revisión en diez años. Este cierre programado, que durará cerca de 5 meses, permitirá más de 15.000 operaciones de mantenimiento, casi 90 modificaciones de equipos y varios controles regulatorios. Todas estas actividades apuntan a mejorar aún más el rendimiento de producción y seguridad de la instalación.
      • PENLY 2  – programada – .  El sábado 28 ABR/2018, a las 2:00 a.m., los equipos de la planta de EDF de Penly procedieron al cierre para el mantenimiento de la unidad de producción n ° 2. Esta “parada para una recarga simple” tiene como objetivo renovar un tercio del combustible y llevar a cabo operaciones rutinarias de mantenimiento.
      • ST LAURENT 1  – programada – .  Los equipos de la planta de energía nuclear de Saint-Laurent trabajaron este sábado 2 JUN72018 a las 2:30 en la parada de la unidad de producción No. 1 para las operaciones de recarga y mantenimiento.
      •  TRICASTIN 1  – programada –. Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción No. 1 de la planta de energía nuclear Tricastin fue cerrada por nuestros equipos la noche del viernes 19 MAY/2018 para una parada parcial. Dicha parada, se dedica a la renovación de una parte del combustible, así como las operaciones de mantenimiento y fiabilidad. 
    • NOVEDADES. ​
      • DAMPIERRE 4   – programada – . El sábado 09 JUN/2018, la unidad de producción No 4. comenzará su parada como parte de su mantenimiento programado. El cierre renovará parte del combustible y llevará a cabo muchas operaciones de mantenimiento, inspecciones y pruebas de equipos.
      • GRAVELINES 5  – programada – . La Unidad de Producción No. 5 fue cerrada el 02 JUN/2018, para un reabastecimiento de combustible simple. Este cierre programado por un período de un mes y medio permitirá renovar un cuarto del combustible y realizar diversas actividades de control y mantenimiento en el equipo. Esta es la tercera parada del tramo de la campaña de cierre de 2018 en la planta de Gravelines.
    • RETRASOS CONEXIÓN: 
      • CHINON 4Atrasa su puesta en marcha hasta el 20 JUN/2018 (+7 días), sumando un acumulado de +13 días.
      • CIVAUX 2. Vuelve a provocar un nuevo retraso, esta vez, hasta el 22 JUN/2018, obteniendo un “delay” total de +21 días.
      • DAMPIERRE 2. Se apunta una nueva demora, fijando su puesta en funcionamiento para el 14 JUN/2018, acumulando un total de +14 días.
      • PENLY 4. Será el 23 JUN/2018, cuando previsiblemente entre en línea, provocando un retraso total de +10 días.
  • ESPAÑA.
    • HISTÓRICOS. ​
      • Viernes 02 MAR/2018VANDELLÓS IILa central nuclear Vandellós II, siguiendo los procedimientos establecidos, ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear que da inicio a la parada de la planta, después de haberse observado un pequeño aumento de caudal del agua recogida en los sumideros del edificio de contención. Pese a que los valores calculados de dicho caudal se sitúan muy por debajo de los establecidos por las especificaciones técnicas de funcionamiento de la central, la decisión operativa ha sido llevar a la planta a parada, de manera que se den las condiciones necesarias para acceder a la contención y llevar a cabo las actuaciones que permitan identificar el origen de este goteo y descartar que procede de la barrera de presión.
      • Viernes 09 MAR/2018. VANDELLÓS II. La central nuclear de Vandellós II se mantendrá parada al menos hasta el próximo 6 ABR/2018, según datos de Endesa en su archivo REMIT de indisponibilidades no programadas, de manera que pueda realizar la intervención necesaria para reparar la soldadura de la válvula de venteo, que ha sido identificada como el origen de la pérdida de agua notificada el pasado viernes 02 MAR/201.
      • Lunes 09 ABR/2018VANDELLÓS II. El titular de la central nuclear Vandellós II (Tarragona) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), siguiendo el procedimiento establecido, que, en la tarde del viernes, durante las verificaciones previas al arranque de la central, detectó un goteo en el cierre de uno de los termopares de la vasija del reactor. Por este motivo, el titular inició la secuencia de acciones para retornar la planta a parada fría (modo 5) y solventar el goteo, así como para estudiar las causas.
      • Martes 13 ABR/2018. VANDELLÓS II  – programada –. ​ ANAV, propietaria de la central (Endesa 72% e Iberdrola 28%) ha anunciado que adelantará la parada para recarga de combustible que estaba prevista para mediados del mes de MAY/2018 y de esta manera su periplo inactivo se alargará hasta el próximo 31 MAY/2018, casi tres meses consecutivos sin producir energía.
      • Jueves 19 ABR/2018Parada hasta 16 JUL/2018. La central seguirá un mes y medio más parada y no estará indisponible hasta el próximo 16 JUL/2018, según el archivo REMIT de indisponibilidades de Endesa. Se desconoce cuál es la causa de por qué Vandellós tiene que extender su parada. No ha habido notificación alguna al Consejo de Seguridad Nuclear.
      • Sábado 19 MAY/2018TRILLO  – programada – .  La central nuclear de Trillo ha sido desconectada de la red eléctrica a las 19:56 horas del 18 MAY/2018 para iniciar su 30ª Recarga de Combustible. Esta Recarga cobra especial relevancia por su duración de 38 días – estará parada hasta el 25 JUN/2018 – y por los trabajos programados entre los que se encuentran inspecciones que se realizan cada 10 años.
    • NOVEDADES
      • Martes 05 JUN/2018. ASCÓ II   -no programada – . La reconexión a la red de esta central nuclear tras la avería sufrida el pasado día 27 MAY/2018 se ha visto paralizada al detectarse una fuga en el cierre de la turbobomba A de agua de alimentación principal, ha informado el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). La fuga se ha detectado durante el proceso de reconexión tras la parada del 27 MAY/2018 pasado para reparar el transmisor de flujo neutrónico TX-0038.
      • Viernes 08 JUN/2018. ASCÓ II –  en línea -.  La central nuclear opera ya al +100,00% de potencia después de finalizar una intervención en la turbobomba de agua ‘A’, en la que este martes se detectó una fuga que provocó la parada no programada de la central. En un comunicado, la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós (ANAV) ha explicado que la central opera en su máxima potencia después de haber realizado “con éxito” la intervención en la turbobomba de agua de alimentación principal ‘A’.
Conclusión Importante: Fíjate lo que provoca una central nuclear parada – cotizaciones mercado spot de España -: +45,74 €/Mwh (lunes, 04 MAY/2018), +52,08 €/Mwh (martes, 05 MAY/2018), +51,29 €/Mwh (miércoles, 06 MAY/2018), +51,83 €/Mwh (jueves, 07 MAY/2018), +49,68 €/Mwh (viernes, 08 MAY/2018), es decir, que si hacemos la media (+45,74 €/Mwh, +49,68 €/Mwh), y restamos al promedio (+52,08 €/Mwh, +51,29 €/Mwh, +51,83 €/Mwh), nos arroja un cantidad -4,02 €/Mwh. Esta INCERTIDUMBRE – no sabemos cuando se producirá el arranque -, llevada al mercado de futuros, podría multiplicarse por +1,50 perfectamente, incrementando la cobertura en +6,03 €/Mwh: comprendes ahora la subida del mercado financiero a partir de MAR/2018, donde se ha visto una SIMULTANEIDAD de hasta tres centrales paradas.
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  • 3.- OPINIÓN PERSONAL. ¿QUÉ ESTÁN ADELANTANDO LOS MERCADOS?.
    ¿CUANDO PODREMOS REALIZAR COBERTURAS COMPETITIVAS – compras a precio fijo -?. 

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    Como habrás imaginado, llevo varias semanas/meses dándole vueltas a la imagen que están viendo más arriba. En estos momentos, el pool eléctrico, y por tanto, la onda expansiva de éste, es decir, el mercado de futuros, OMIP, OTC, o, Meff Power, está gobernado por las siguientes inputs NEGATIVAS – de ahí las alturas de precios que estamos viendo -:

    • European Allowances Units (EAU). Actualmente se paga por una tonelada de CO2 +15,76€ cierre del viernes 08 JUN/2018 . Sin embargo, si miras los históricos más próximos, encontrarás las siguientes cifras: +8,34€/tonENE/2018 -, +9,48 €/tonFEB/2018 -, +11,54 €/tonMAR/2018 -, +13,35 €/tonABR/2018 -, y +14,78  €/tonMAY/2018 -, es decir, desde principio de año, los derechos de emisión han crecido en un +88,96%. Es evidente que este precio se traslada de manera directa a los costes de generación de las centrales térmicas – carbón -, y ciclo combinado – gas natural -, produciendo un EMPUJE extra al mercado spot, hacia los precios totalmente prohibitivos que estamos viviendo.
    • Carbón. El promedio de los futuros a doce meses, para la materia prima de las centrales térmicas, hace un año cotizaba en los siguientes valores: +72,28 $/tonABR/2017 -, +70,97 $/ton MAY/2017 -, +74,42 $/tonJUN72017 -. Sin embargo, para el año actual, los precios han subido de manera muy importante: +84,12 $/tonABR/2018 -, +89,40 $/tonMAY/2018 -, y +91,76 $/tonJUN/2017 -. Es decir, que de querer cerrar un precio fijo para un año, el incremento de costes con el que nos encontraríamos sería el siguiente: +16,38 %ABRIL -, +25,97%MAYO -, +20,13% JUNIO -. Aunque en nuestro país no se puede realizar un análisis exhaustivo de los costes de esta commodity, ya que a menudo está sujeta a acuerdos con el ejecutivo, te diré que las claves de la subida a nivel internacional está en el incremento de la demanda en India – debido a la llegada del monzón – y China – al tener una menor hidraulicidad con respecto al año pasado -.
    • Barril de Brent. El precio del crudo, ha sufrido una escalada muy importante debido al plan de recortes que ha estado llevando mayormente Arabia Saudí – OPEP – y Rusia. Veamos las fechas más señaladas:
        • Miércoles 30 NOV/2016. La OPEP acuerda el primer recorte de producción de crudo desde 2008. Parte del literal era el siguiente: ” La confirmación de la organización, que engloba a los mayores productores de petróleo del mundo, señala que reducirá su producción en +1,20 Mbd ….  la OPEP espera que los productores de petróleo ajenos al cártel se sumen a esta decisión con un ajuste de su oferta de crudo equivalente a+600.000 bd“.
        • Jueves 25 MAY/2017. La OPEP acuerda ampliar los recortes de producción de crudo hasta marzo. Tal y como relata la noticia, era un acontecimiento ESPERADO: ” La decisión no ha cogido por sorpresa a los mercados, que desde hace semanas daban por hecho la prórroga de las restricciones que comenzaron el pasado mes de ENE/2017 y culminaban el 30 JUN/2017 …. los acuerdos alcanzados en la reunión del cartel ayer en Viena, la reducción de la producción seguirá fijada en 1,8 millones de barriles cada día hasta el próximo mes de MAR/2018...“.
        • Jueves 30 NOV/2016. La OPEP y otros diez países acuerdan extender los recortes de producción hasta finales de 2018.  Así es, otra nueva PRÓRROGA: “La OPEP y diez países ajenos al grupo, Rusia y México entre ellos, han acordado este jueves en Viena extender los recortes de producción de crudo (1,8 millones de barriles al día), que concluían en MAR/2018, hasta finales de 2018 – DIC/2018 -…“.

      Producto de éstos recortes, el coste del barril de Brent al contado, para MAY/2017 se situaba en +51,42 $/bbl y, sin embargo, un año más tarde, MAY/2018, ha alcanzado la cotización de +77,00 $/bbl, arrojando una subida anual de +25,58 $/bbl (+49,74%).

        • Tipo de Cambio (TC). Al crecimiento de las commodities expuestas, hemos de añadir el factor multiplicador del TC, ya que éstas están nominadas en dólares. Así, de esta manera, el binomio euro – dólar, se ubicaba en MAY/2017 en los +1,1058 €/$. Este año, a pesar del descenso desde ENE/2018, está cotizando en los +1,1812 €/$MAY/2018 -, experimentando un alza de +6,81%.

    Sin embargo, por encima de todo lo expuesto, resalta un hecho incuestionable: los futuros estás CORRELACIONADOS con la cotización del barril Brent desde 22 MAY/2018, ese día, el precio en pantalla era el siguiente: +79,45 $/bblBrent -, y +56,20 €/$ OMIP -, iniciando una tendencia bajista a partir de esos máximos, debido a una razón principal: Arabia Saudí – Aramco – y Rusia, ante las sanciones de EEUU a Irán y el deterioro absoluto del bombeo venezolano, estudian muy SERIAMENTE aumentar la producción en la próxima reunión de 22 JUN/2018. Los motivos de este hecho – expuesto en informes anteriores -, principalmente son dos: (1) A Arabia Saudí, ante la próxima OPV de Aramco – la mayor salida a Bolsa de todos los tiempos -, le interesa NO dañar a la demanda, manteniendo un precio por debajo de los +80,00 $/bbl. (2) Rusia, se siente CONFORTABLE con una cotización por encima de los +60,00 $/bbl tiene miedo de perder el nivel de estabilidad alcanzado -. De esta manera, ambas naciones están preparando la próxima reunión de 22 JUN/2018 en Viena:

    • Martes 07 JUN72018. Encuentro de fútbol entre Rusia y Arabia Saudita tiene la atención del mercado petrolero.  El calendario geopolítico de este mes tiene otra fecha clave: una reunión entre Vladimir Putin – presidente ruso -, y Mohammed bin Salman – príncipe heredero de Arabia -. Los líderes verán un partido de fútbol de la Copa Mundial entre sus naciones en el estadio Luzhniki en Moscú el 14 JUN/2018. El encuentro podría remodelar el mercado mundial del petróleo, que se produce solo ocho días antes de una reunión crucial de la OPEP en Viena. Éste ofrece una oportunidad de último momento para que los dos líderes solucionen un posible aumento en la producción de petróleo . Putin ha hablado por teléfono con el príncipe heredero en los días previos a las recientes reuniones de la OPEP para discutir lo que el Kremlin ha llamado “una coordinación fructífera en los mercados mundiales de hidrocarburos”. En las últimas semanas, Moscú ha dado señales de que puede estar listo para cerrar el acuerdo, abogando por una mayor producción de petróleo y precios más bajos: “No estamos interesados ​​en un aumento sin fin en el precio de la energía y el petróleo“. Putin también dejó claro que su acuerdo con Arabia Saudita y el resto de la OPEP no fue abierta. “Nuestros acuerdos nunca debieron permanecer vigentes para siempre“.

    Conclusión importante: En estos momentos, la cotización del barril de Brent ha descendido – desde el 22 MAY/2018 –  en –3,05 $/bbl, siendo la bajada para los futuros de –3,07 €/Mwh, lo cual arroja una razón muy interesante: SI el brent cae -1,00 $/bbl => los futuros descienden -1,00 €/Mwh. SI en la reunión de 22 JUN/2018, Arabia Saudí y Rusia deciden aumentar la producción y situar el precio del crudo en unos +65,00 $/bbl, podríamos ver unos fututos en torno a los +43,00 €/Mwh para 2019. A partir de aquí, el COROLARIO es evidente: Es preferible esperar y ver los acontecimientos que se producen después de la reunión, que cerrar en estos instantes unos precios fijos ALTOS.

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  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Bajista. -. 2020 -> BajistaQ1-2020 [Omip -> 54,03 €/Mwh, -1,41%]. La noticia para ambas ventanas, es que siguen cayendo, aunque la disminución se ha suavizado, debido a que la bajada del brent se ha frenado. Concretamente, Q1/2019 se deja atrás +2,31 €/Mwh, desde el 23 MAY/2018, y Q1/2020 lo hace en -2,21 €/Mwh, a partir del 29 MAY/2018.
      Conclusión importante: La idea es muy simple: con la disminución de las temperaturas y los problemas que puedan ocurrir con las centrales nucleares, la única salida para salvar el hueco térmico, es activar la quema de carbón – centrales térmicas – y gas – ciclo combinado -, estando éste último directamente indexado con la cotización del Brent. Por lo tanto, es lógico observar una bajada en los precios de los futuros, a medida que baja el crudo.
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    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Bajista.  Q2/2019[43,89 – 47,51 – 47,12]. Desde el 22 MAY/2018, baja con una pendiente del -6,84%, lo cual es una noticia muy importante. En estos momentos se sitúa en los +47,12 €/Mwh valores que no se veían desde 10 MAY/2018 -.
      Conclusión importante: Poco a poco, el trimestre más competitivo del mercado spot, va “perdiendo peso”. Tendremos que esperar a ver cotizaciones por debajo de los +45,00 €/Mwh, para “comenzar” a “pensar” en alguna cobertura interesante.
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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 ->Bajista 2019 ->Bajista.  Q3/2018 [49,50 62,49 – 63,00]. Q3-2019 [Omip -> 52,59 €/Mwh, -1,17%]. Ambas variables siguen cayendo, siendo ésta la noticia: (1) Q3/2018, dibuja un rebote muy suave, siguiendo las instrucciones del Brent. (2) Q3/2019, cada vez está más competitiva, situándose en los +52,59 €/Mwh, y dejándose -3,86 €/Mwh desde el 22 MAY/2018.
      Conclusión importante:  Hablamos de una tendencia bajista, pero seguimos en valores muy ALTOS: +63,00 €/Mwh (Q3/2018) y +52,59 €/Mwh (Q3/2019), por lo tanto, cubrir en estos momentos la posición entrañaría un riesgo muy IMPORTANTE: miramos a la QUIETUD mejor.
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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . Bajista. -. 2019 -> Bajista. [49,52 63,46 – 63,40]. Q4-2019 [Omip -> 55,25 €/Mwh, -1,14%]. Q3 (2018-2019) y Q4 (2018-2019), son “funciones paralelas”, ya que en este caso, ambas vienen afectadas por una input de un peso específico importante: centrales ciclo combinado => cotización Brent. Dicho esto, lo más interesante a destacar aquí, es la gran bajada de Q4/2019: desciende -3,92 €/Mwh desde el 22 MAY/2018 y se sitúa como puedes ver en los +53,69 €/Mwh.
      Conclusión importante: Conviene seguir a la espera por dos motivos: (1) Son cotizaciones todavía excesivamente altas para plantearse acceder a una cobertura. (2) El efecto bajada, puede multiplicarse, caso de que la OPEP (Arabia Saudí y Rusia), decida el 22 JUN/2018, aumentar la producción.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]5.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] –  “Los bancos anticipan en Bolsa el cambio de ciclo en el BCE“-. Tendencia -> Inicio Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1753 €/$, +0,97%. Cotizaciones [Lunes = +1,1737; Martes = +1,1675; Miércoles = +1,1765; Jueves = +1,1836; Viernes =  +1,1754] €/S.

    Estado de los mercados de divisas. Dentro de la ventana temporal que estamos abarcando, han sido CUATRO las inputs que han gobernado al binomio euro – dólar: Primera. Crisis de gobierno de Italia. Segunda. Exportaciones de Europa. Tercera. Debate por parte del BCE del final del programa de estímulosCuarta. Subida de tipos por parte de la Reserva Federal – Fed .

    01.- EUROPA. EURO [SUBE] =  CRISIS POLÍTICA ITALIA [BAJA] + NIVEL EXPORTACIONES [BAJA] + CONVERSACIONES FINAL QE [SUBE].  
    •  Miércoles 06 JUN/2018. Conte no logra calmar al mercado y promete ejecutar el mandato de la Liga y el M5S.  Giuseppe Conte – primer ministro italiano -, logró recabar el apoyo del Senado, pero no consiguió calmar al mercado. Durante su discurso, los intereses de la deuda volvieron a subir con sus alusiones a implantar una renta mínima para los ciudadanos más pobres, reducir impuestos alrededor de la conocida como tax flat y endurecer las políticas contra la inmigración. Recordemos que Italia es el segundo país de la zona euro más endeudado con un +130,00% del PIB. Las medidas estrellas de la coalición populista podrían ascender a +126.000 millones de euros en su primer año fiscal, según cálculos de Carlo Cottarelli – ex dirigente del FMI y candidato sugerido por el presidente de la República italiana para ocupar el cargo de Conte -.
    • Miércoles 06 JUN/2018.  ​ Las exportaciones de la zona del euro caen, las fábricas alemanas sufren otro golpe. Las exportaciones en Europa cayeron por primera vez en cinco años a comienzos de 2018, arrastrando el crecimiento económico, que se desaceleró marcadamente en este período. Los datos actualizados del PIB del primer trimestre mostraron que el gasto se estancó en los tres meses hasta MAR/2018, mientras que las exportaciones cayeron un -0,40%. La economía se expandió un +0,40%, frente al +0,70% al final de 2017.

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    • Martes 05 JUN/2018. El economista jefe del BCE confirma que la reunión de junio es crucial para la decisión de QE.  Ha habido dos declaraciones muy importantes, que se hace necesario señalar:
      • Klaas Knot – presidente del Banco Central de Holanda y miembro del Consejo de Gobierno del BCE -, ha indicado que el organismo monetario europeo debería acabar con su programa de compra de deuda (QE) tan pronto como sea posible. Knot ha manifestado que la inflación se acerca al +2,00% y no hay motivos para continuar con el QE: “Por eso muchos expertos piensan que tendría sentido acabar con el programa de compra de bonos rápidamente“,  por lo que en la reunión del organismo monetario de la próxima semana, se debatirá el final del programa de compra de deuda.
      • Peter Praeteconomista jefe del BCE -, ha asegurado que la inflación de la zona euro ofrece cada vez más síntomas de estar aproximándose al objetivo del BCE –  consiste en mantener estables los precios ligeramente por debajo del +2,00% -. Y es que la tasa de inflación de la zona euro repuntó de forma inesperada en MAY/2018 hasta el +1,90%, desde el +1,20% previo, propiciado por el incremento de los precios de la energía y de los servicios. Según Praet: “Las señales que muestran la convergencia de la inflación hacia nuestra meta han ido mejorando … la fortaleza subyacente de la economía cada vez más se está trasladando a los salarios…“. Con este escenario, Praet ha indicado que el Consejo de Gobierno del BCE debatirá la próxima semana si se dan las condiciones para una retirada gradual de su programa de compra de deuda.
      Conclusión Importante:  Desde TEMPOS pensamos que, decir que se va a debatir entorno a la finalización del programa de estímulos, ya es un paso importante. De hecho, la respuesta de los mercados NO se ha hecho esperar: “El euro sube con fuerza y asegura el terreno por encima de los 1,18 dólares“. Sin embargo, a lo más que se llegará en la reunión del jueves, 14 JUN/2018, en Riga (Letonia), es a la propuesta de una retirada gradual de los citados estímulos, siendo la razón sencilla: es cierto que se ha producido una subida en la inflación para MAY/2017, pero todo el mundo sabe que este alza ha estado muy influenciada por los precios de la energía. Fíjate por ejemplo, en el gráfico de las exportaciones para la Q1/2018, o en la guerra comercial con EEUU, que tanto preocupa a Mario Draghi.
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    • 02.- ESTADOS UNIDOS. DOLAR [SE MANTIENE] = PERSPECTIVA SUBIDA TIPOS [SE MANTIENE].
      • Jueves 07 JUN/2018La Fed no tendrá compasión y volverá a subir tipos.  Los mercados emergentes están sufriendo para mantener la estabilidad financiera ante el aumento de los tipos de interés de EEUU. Sin embargo, hay pocas señales de que esta preocupación aleje a la Fed de su hoja de ruta que, al menos prevé dos y posiblemente tres aumentos de tipos este año, incluido un movimiento en su reunión de política monetaria de la semana que viene. La economía estadounidense avanza a toda máquina, sumando más de +1,00 millón de puestos de trabajo en los primeros cinco meses de 2018. La inflación se ubica en la meta de +2,00% del banco central y el modelo de seguimiento del producto interno bruto de la Fed de Atlanta indica que la economía creció 4,50% en el segundo trimestre.
      Conclusión Final importante: La semana próxima, 14 JUN/2018, se producirá la reunión del BCE, siendo uno de los temas a tratar, el posible retiro GRADUAL del programa de estímulos. Será una discusión interesante, ya que la economía se muestra renqueante, y la inflación REAL, está alejada del +2,00%. Por su parte, la Fed, celebrará su encuentro el 12 JUN/2018, y lo tendrá muy fácil para subir los tipos, tal y como dice Torsten Slok – economista internacional jefe de Deutsche Bank – “Aun cuando las exportaciones se vean atemperadas por los problemas económicos extranjeros, los conflictos comerciales y un dólar algo fuerte, un estímulo fiscal de alrededor de +1,5 billones de dólares y un aumento del gasto federal de +300.000 millones de dólares sostienen la demanda interna estadounidense con un fortísimo viento de cola“. Todo ello, trasladado al binomio dólar – euro, hace que la balanza se incline hacia los +1,1500 €/$ en el corto plazo, si bien es cierto que, una vez se produzca la subida de tipos para la próxima semana, todavía se prevén dos más, hasta final de año – por tanto, aumentará la distancia entre el euro y el dólar -.
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    • COTIZACIÓN BRENT.- “EEUU quiere que la OPEP produzca más petróleo, pero Irán se opone ” -. Tendencia -> Inicio Horizontal.  [Futuros Anual = +74,79 $/bbl, -0,38%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +75,29; Martes = +75,38; Miércoles = +75,36; Jueves = +77,32; Viernes = +76,40] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+74,69 $/bbl] < CONTADO [+76,40 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 06 JUN/2018 -. Han aumentado en +2,072 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de -2,00 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 436,601 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 06 JUN/2018 -: Han subido en +4,603 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +0,587 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +238,990 Mb.  

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 01 JUN/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 01 JUN/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 08 JUN/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,800 Millones de barriles al día (Mbd) – nuevo récord absoluto -, aumentando en +0,03 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +0,15 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,031 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha crecido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 862,00 (+01,00).

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      Situación de los Mercados de Crudo. Para la semana bajo análisis, ha habido TRES vectores que han dirigido las cotizaciones del crudo: Primero. EE.UU. pide a la OPEP que aumente la producción de petróleo por 1 millón de barriles diarios. Segundo. Problemas de suministro en Venezuela. Tercero. Situación Producción EEUU: Inventarios + Número de Perforaciones + Exportaciones Pérmico.

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      • 01.- ESTADOS UNIDOS: INVENTARIOS + PLATAFORMAS y EXPORTACIONES desde el PÉRMICO. 
        • Viernes 08 JUN/2018. Perforadores hambrientos, siguen aumentando el número de plataformas. Los perforadores de petróleo agregaron más plataformas esta semana – impávidos por los cuellos de botella en los oleoductos que están obstaculizando los esfuerzos para enviar crudo desde el campo más activo del país -. De esta manera, las estructuras en funcionamiento aumentaron a +862, la más alta desde MAR/2015. Cabe añadir que la flota de plataformas estadounidense, se ha expandido en una racha casi ininterrumpida desde OCT/2017.
        • Miércoles 06 JUN/2018.El petróleo se derrumba después del sorpresivo aumento en los inventarios de crudo de Estados Unidos.  Los inventarios de crudo estadounidenses aumentaron en +2,07 Mb, confundiendo a los analistas que esperaban que los suministros cayeran. Al mismo tiempo, las reservas de gasolina se elevaron al nivel más alto desde DIC/2017, a medida que la demanda de combustible se debilitó, informando el gobierno de una subida de +4,60 Mb. Por otra parte, la producción de crudo de Estados Unidos saltó a otro récord, alcanzando los+10,80 Mbd. La situación del suministro en los Estados Unidos está deprimiendo los precios del petróleo ya abrumados por la solicitud del gobierno de los Estados Unidos de que la OPEP aumente la producción en +1,00 Mbd.
        • Miércoles 06 JUN/2018.​ El Pérmico impulsa las exportaciones de crudo de los Estados Unidos al máximo histórico.  El auge de la producción de esquisto en Estados Unidos está impulsando las exportaciones récord de crudo, con envíos que alcanzaron un máximo histórico de +1,76 Mbd en ABR/2018. Andy Lipow – Lipow Oil Associates -:” Dado que las refinerías ya están funcionando con la utilización plena o cercana a ella, cualquier aumento en la producción se destinará al mercado de exportación …  para DIC/2018, podríamos fácilmente estar entre 2,00 y +2,50 Mbd“.

          Conclusión importante: Al ver la situación tan POSITIVA para el Shale Gas de EEUU, hay dos ideas importantes sobre la mesa: Primera. La bajada en la cotización del Brent, desde los +79,45 $/bbl22 MAY/2018 -, hasta los +76,40 $/bbl08 JUN/2018 -, NO ha afectado en absoluto a la producción del Fracking. Segunda. La reciente decisión de Estados Unidos de volver a imponer sanciones a Irán, podría generar una demanda adicional de exportaciones estadounidenses, ya que los compradores de crudo buscan reemplazar los barriles iraníes. Teniendo en cuenta este escenario, el desafío será llevar el crudo a la costa del Golfo de México para su exportación, dadas las limitaciones de los ductos desde la cuenca Pérmica y desde el centro de almacenamiento en Cushing – Oklahoma -.

      • 02.- Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): PETICIÓN EEUU + VENEZUELA
        • Martes 05 JUN/2018. EE.UU. pide a la OPEP que aumente la producción de petróleo por +1,00 Mbd. El gobierno de EE.UU. ha pedido discretamente a Arabia Saudita y a otros productores de la OPEP que aumenten la producción de petróleo en alrededor de +1,00 Mbd. La extraña solicitud se produjo después de que los precios minoristas de la gasolina en Estados Unidos subieron a su nivel más alto en más de tres años y el presidente Donald Trump se quejó públicamente de la política de la OPEP y del aumento de los precios del petróleo en Twitter. El diálogo ha sido así:
          • El mes pasado, Steven Mnuchin – secretario del Tesoro de Estados Unidos -, reveló que Washington tuvo “varias conversaciones con diferentes partes que estarían dispuestas a aumentar el suministro de petróleo para compensar” el impacto de las sanciones estadounidenses en la producción petrolera iraní. Aunque Mnuchin se negó a proporcionar detalles, solo cuatro países de la OPEP y sus aliados tienen suficiente capacidad de producción adicional para compensar ese impacto: Arabia Saudita, Rusia, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait.
          • El aumento de la producción se discutió en una reunión – sábado, 02 JUN/2018 – de algunos ministros árabes del petróleo en la ciudad de Kuwait. En una declaración publicada después de las conversaciones se comprometieron a “garantizar que los suministros de petróleo estables estén disponibles de manera oportuna para satisfacer la creciente demanda y contrarrestar las disminuciones en algunas partes del mundo“. Además, Arabia Saudita y Rusia propusieron el mes pasado un aumento gradual de la producción, aunque otros miembros del grupo aún no han estado de acuerdo.
        Conclusión importante:  En estos momentos, todo el MUNDO está pendiente de la OPEP y sus aliados, en relación a las reuniones que tienen programadas para el 22 y 23 JUN/2018, donde discutirán su política de producción para la segunda mitad del año. Si bien hay una cuestión fundamental que está clara, existen tres países – aquellos con mayor capacidad de decisión a nivel mundial -, que están de acuerdo en aumentar la producción y provocar una bajada en el crudo: Arabía Saudí – límite de +80,00  $/bbl – ” el reino comparte la ansiedad de las naciones consumidoras sobre los altos precios del petróleo… la OPEP y sus aliados aumentarían la producción“, Rusia – cómoda con un Brent a +60,00 $/bbl -, y Estados Unidos con un presidente DECIDIDO a bajar el precio del petróleo.
        • Jueves 07 JUN/2018. Los precios del petróleo aumentan por los problemas de suministro en Venezuela.  Los buques tanque que esperan cargar más de +24,00 Mb de crudo, casi lo mismo que envió Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en ABR/2018, se encuentran fuera del principal puerto petrolero del país. El retraso es tan severo que PDVSA les ha dicho a algunos clientes que puede declarar fuerza mayor, lo que le permite detener contratos temporalmente, si no aceptan nuevos términos de entrega.

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          Venezuela, está provocando un nivel de CONFLICTO en los precios del crudo, bastante importante. Dos son los cuestiones que sustentan esta afirmación:

          • Objetivos de Producción. La industria petrolera del país latinoamericano está colapsando bajo tensiones económicas y políticas. La producción ya ha disminuido en -520.000 bd desde la línea base de OCT/2016, frente a una reducción prometida de solo -95.000 bd, esto es, ha dejado de bombear +430.000 bd más de lo comprometido, un +452,63%. El problema es que se prevé que el descenso siga todavía más.
          • Recortes OPEP. El deterioro de la producción en Venezuela y también en Angola, ha impulsado los recortes de la OPEC mucho más allá de su objetivo e indudablemente ayudó a acelerar el agotamiento de los inventarios en exceso: aligerar las restricciones ahora, bien puede equivaler a hacer que los recortes vuelvan a estar en línea con lo acordado por el grupo en NOV/2016, por lo que NO es una meta que se antoje muy difícil.
        Conclusión Final Importante: Desde TEMPOS, pensamos que existen bastantes posibilidades de ver una respuesta afirmativa por parte de Arabia Saudí y Rusia, en relación con la decisión de RELAJAR los límites de producción. A partir de aquí, hay cuestiones en el horizonte que a día de hoy están sin respuesta: (1) Dónde se situarán los nuevos límites de bombeo. (2) Cuánto tiempo tardarán en ponerse en marcha, y sobre todo, (3) Cómo afectará este escenario a la bajada del crudo. Dicho esto, lo que si parece cierto y definido es el techo del crudo a corto -medio plazo: +80,00 $/bbl.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]La compra de energía, lleva embebida el concepto de recurrencia, de ahí la importancia de ésta.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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