INFORME DESTACADO COMPRAS ENERGÍA (21ABR-27ABR) 2018

compra de energía
[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]​​Buenos días, es un placer para todo el equipo de TEMPOS, poder trasladarte un feliz comienzo. Por otro lado, pensando una vez más en la acción de compra de energía, es evidente que se necesitan dos herramientas fundamentales y capitales con el fin de ser competitivos: (1) Mejor contrato de acceso a los mercados, tanto spot como futuros. (2) Conocimiento y experiencia para “hacer funcionar” a la herramienta previamente comprada. Si alguno de los dos mecanismos es mediocre, o sencillamente falla, estaremos penalizando de manera constante, ya que la adquisición energética lleva embebida el concepto de recurrencia, siendo el corolario a todo el razonamiento el siguiente: los contratos dependen de un tercero, sin embargo, el conocimiento, se correlaciona directamente con el esfuerzo y sacrificio de cada uno.

Si nos centramos en este informe de mercados, estos son los temas sobre los que pivotaremos. Toma nota, por favor:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Seguimos penalizados por la bajada en la producción nuclear, así como por el descenso constante en la dinámica de la energía eólica.
    • Francia. El país vecino, tiene resuelto su mix energético en el corto – medio plazo: la producción nuclear supera el +93,00% de la demanda.
  • Futuros de Electricidad. Básicamente reflejan de manera nítida, la tensión que está provocando el hecho de tener dos reactores nucleares en estado OFF, fracasando en uno de ellos el intento de puesta en marcha – Vandellós II -.
  • Compra de Gas. Se complica doblemente:
    • La cotización del barril de Brent, cotiza en máximos absolutos, tanto al contado como en el mercado de futuros, debido sobre todo, a la incertidumbre con respecto a las sanciones que puede imponer EEUU a Irán.
    • El Tipo de Cambio (TC), sufre un descenso muy importante, pasando de +1,2370€/$lunes 16 ABR/2018 -, a +1,2070 €/$viernes 27 ABR/2018 -.

A partir de ahora, pondremos en nuestro escritorio dos herramientas muy útiles: rigor en el análisis y fundamento en las conclusiones.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. EL POOL SIGUE EN SINCRONÍA CON LAS TECNOLOGÍAS FÓSILES, MIENTRAS QUE LA EÓLICA DISMINUYE. 
    Para la ventana bajo análisis la noticia es doble: (1) Por un lado, la demanda de energía en la península, alcanza su mínimo anual situándose en una media de +648,00 Gwh/día. (2) Por otro, la producción de la tecnología hidráulica, logra máximos anuales – desde 01 ENE/2018 -, y se posiciona en los +172,00 Gwh/día. Sin embargo, la simultaneidad de estas dos inputs – a priori positivas -, no consiguen hacer disminuir las cotizaciones del mercado spot: +35,94 €/Mwh [02ABR-08ABR] 2018, +47,35 €/Mwh [09ABR-15ABR] 2018, +45,34 €/Mwh [16ABR-22ABR] 2018, +48,11 €/Mwh [23ABR-27ABR] 2018, siendo más bien todo lo contrario.

    Conclusión importante: Lo que realmente está ocurriendo, es un desbalanceo en la producción de las energías verdes – mirando el mix energético nacional a vista de pájaro -: en favor de las turbinas y en detrimento del viento, unido a un descenso paulatino del consumo nacional, como consecuencia de la llegada de un clima más favorable. Siguiendo con el razonamiento, y profundizando en el concepto de la mencionada oscilación, se está produciendo un trasvase de costes de oportunidad competitivos – eólica -, a aquéllos de rentabilidad máxima, los hidráulicos – para un generador hidráulico, el uso del agua no supone ningún coste variable, pero sí coste de oportunidad. Ello se debe a que, gracias al embalse, tiene la posibilidad de utilizar el agua para producir en otro instante dado con un precio esperado de mercado mayor. Luego, aunque el coste variable sería nulo, no lo sería su coste de oportunidad, el cual se incorporará a su oferta, siendo éste el mayor de las tecnologías que operan en el mercado -, resultando por tanto, muy complicado hacer bajar las cotizaciones del mercado spot: los embalses, siempre van a intentar entrar a continuación del carbón – centrales térmicas – y gas – ciclo combinado.
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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA: FRANCIA RESUELVE LA ECUACIÓN Y ALCANZA LA COMPETITIVIDAD.  
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La figura que estás viendo, queda perfectamente dividida en dos: (1) A la izquierda, puedes ver la tabla que muestra aquellos parámetros más importantes del mix energético francés: consumo nacional, producción de las tecnologías verdes y fósiles, así como los valores del mercado spot de electricidad y cuantía de los intercambios con España y Alemania. (2) A la derecha, las gráficas muestran lo siguiente: aquella tecnología que se sincroniza con el pool eléctrico, la relación entre la producción nuclear y la demanda de energía, y los trasvases de energía entre Francia y los países vecinos de ésta. Teniendo en cuenta lo dicho, las conclusiones que se desprenden del análisis de la imagen, son las siguientes:

Conclusión importante: correlación -: Sin duda sigue siendo la noticia más importante y sobre la que pivotan las diferentes cotizaciones del mercado spot. Francia sigue reduciendo su consumo, al haberse producido la disminución paulatina del frío centroeuropeo, y ello ha provocado una bajada interesante de la demanda de energía, y a su vez, está permitiendo que la producción nuclear, aún siendo baja, consiga cubrir la demanda total de energía por encima de la cota del +90,00%, más que suficiente para gobernar a su antojo las cotizaciones de un pool eléctrico competitivo.
  • ¿QUÉ HA OCURRIDO?. 
    • Pool eléctrico – baja. La cotización media del mercado spot para esta semana, se sitúa por debajo de la cota de los +30,00€/Mwhconcretamente hablamos de una media de +29,64 €/Mwh -. Lo importante de este capítulo, es observar la tendencia marcadamente bajista que presentan los diferentes promedios: +43,81 €/Mwh [Q1/2018], +35,81 €/Mwh [29MAR-27ABR] 2018, +39,11 €/Mwh [14ABR-20ABR] 2018 y +29,64 €/Mwh [21ABR-27ABR], gracias sobre todo, a una bajada muy importante de la demanda – fíjate que hemos alcanzado el mínimo promedio anual, 1.082 Gwh/día -. Este hecho, ya lo están descontando los futuros, estimando un cierre de MAY/2018 en +31,62 €/Mwhfuturos del viernes, 27 ABR/2018 -, lo cual es una cifra altamente competitiva. -.
  • ¿QUÉ CONSECUENCIAS TIENE?. El gran descenso en el consumo de energía por parte de Francia, aparte de la conclusión final que hemos señalado – aumento de la competitividad del pool -, tiene otros dos efectos importantes:
    • Energía Cubierta – aumenta –. Fíjate que la producción nuclear, para la ventana temporal bajo análisis, se sitúa en el mínimo anual, ubicándose en los +1.013 Gwh/día a nivel promedio, ya que actualmente Francia cuenta con 14 reactores fuera de línea. Sin embargo, lo importante de la cuestión, es que el hecho señalado no es óbice para que la principal fuente de energía del país alcance un +93,89% de la demanda, residiendo en esta cantidad, casi toda la responsabilidad de haber podido alcanzar un pool a +29,64 €/Mwh.
    • Energía Exportada – aumenta. Efectivamente, el trasvase total de Francia para con sus vecinos, alcanza máximos anuales, instalándose en los +276 Gwh/día. Lo más importante de todo, además de lo expresado, es la confluencia de dos circunstancias: (1) El país galo, exporta a todos sus países limítrofes. (2) En el caso de España, el montante de la energía que recibimos, se posiciona en máximo anuales, logrando los +53,00 Gwh/día a nivel promedio, lo cual es un excelente noticia, ya que su precio está por debajo de los +30,00 €/Mwh.
Conclusión Importante: Por la parte de Francia, podemos estar tranquilos, ya que ha entrado en su zona de confort: consumos muy cercamos a los +1.000 Gwh/día, prácticamente emparejados con su producción atómica, lo que provoca cotizaciones del mercado spot realmente competitivas y, cantidades de energía exportada muy importantes. Este escenario, mirado desde el punto de vista de España, viene a solucionar en parte el problema de hueco térmico que se nos ha generado, de manera que la relación es prácticamente “una regla de tres”. Cuanto menor sea el consumo de Francia, su exportación será mayor – con un precio menor -, lo que provocará que la dinámica de los fósiles decrezca, junto a las cotizaciones de NUESTRO pool eléctrico: podíamos estar mirando en pantalla cotizaciones para ABR/2018 por encima de los +50,00 €/Mwh, de no ser por la input francesa.
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  • 1.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA: LA ALTURA DEL POOL SE MANTIENE, MIENTRAS QUE LA HIDRÁULICA CRECE.
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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 está observando, es totalmente paralela a la descrita para el mix energético/mercado spot francés, de manera que, podemos entrar en las conclusiones de manera directa:

Conclusión importante: correlación -: La noticia para el mercado spot de nuestro país, es clara: las cotizaciones del pool eléctrico aparecen en sintonía – totalmente sincronizadas -, con lo que hemos denominado Gap Fósil = Demanda – Producción (Eólica + Fotovoltaica + Hidráulica). Este parámetro puede venir dominado por la conjunción de las aportaciones de las centrales térmicas – carbón -, y ciclo combinado – gas -, o, solamente por una de ellas, como puedes ver en la imagen de la derecha – en sombreado azul cuando existe dominio de una tecnología -. Este hecho, provoca una conclusión directa y sencilla: sitúa el promedio del pool eléctrico por encima de los +40,00 €/Mwh, cuestión que resulta difícil de entender, cuando estamos transitando por el que debiera ser el mes más competitivo de todo el año, con precios esperados por debajo de los +30,00 €/Mwh.
  •  ¿SE SIGUEN MANTENIENDO LAS CAUSAS?. La semana pasada, aducía a dos motivos directos para argumentar el hecho de que el Gap Fósil estuviera gobernando de manera nítida y clara, los cierres diarios – a nivel promedio -, del mercado spot: (1) Bajada en la producción eólica y, (2) Descenso en la dinámica nuclear. Para la ventana temporal bajo análisis, sin embargo hemos de añadir otras circunstancia más:
    • Energía Hidráulica – sube. Efectivamente, el trabajo de las turbinas está aumentado de manera muy importante: desde apenas +99,00 Gwh/día que se produjeron en el primer trimestre de 2018, hemos pasado a turbinar +172,00 Gwh/día esta semana, esto es, +73,00 Gwh/día (+73,73%). Sin embargo, este ascenso de la producción de los embalses, se está viendo acompañada de una bajada paulatina y constante de la energía eólica, ésta que tiene que ser determinante, si queremos ver por pantalla cotizaciones competitivas para el pool eléctrico. Hablamos concretamente de un descenso de -91,00 Gwh (-45,72%) = 108,00 Gwh/dia – 199,00 Gwh/día. Siendo esta la verdadera causa que está penalizando al mercado spot: los costes de oportunidad de la hidráulica, están sosteniendo a los precios por encima de los +45,00 €/Mwh.
      Conclusión importante: Con una bajada de consumo nacional de -20,00 Gwh/día (-3,03%), un aumento de las importaciones de Francia de +11,00 Gwh/dia (+26,18%) – ubicándose éstas en máximos anuales -, y con la dinámica de los combustibles fósiles prácticamente invariables – en comparación con la demanda nacional -, nos encontramos que la energía eólica entra al mix energético con +108,00 Gwh (-19,00 Gwh/día; -14,79%), siendo para la tecnología hidráulica +172,00 Gwh/día (+12 Gwh/día; +7,44%), esto es, +64 Gwh/día (+59,52%) por encima de los aerogeneradores,  y todo ello, prácticamente NO mueve al mercado spot, siendo apenas -0,85 €/Mwh (-1,83%). Coroloario: La energía turbinada, que se ha comido la mejora de las importaciones de Francia y la disminución de la demanda, junto al descenso del viento, en absoluto es una tecnología barata, siempre y cuando, el nivel del embalse NO supere el +85,00% de su capacidad, circunstancia que obliga a turbinar SIN importar los costes de oportunidad.
Conclusión Final Importante: Para la próxima semana, los precios del mercado spot se mantendrán por encima de los +40,00 €/Mwh, siendo la distancia a la cota de los +45,00 €/Mwh, directamente dependiente del nivel de consumo y del comportamiento de la tecnología renovable más determinante, la eólica. Con la mirada puesta en el mes de MAY/2018, hemos de introducir otra variable más, la puesta en marcha efectiva de Almaraz, que esperemos se produzca sin mayores problemas. De momento los futuros se mantiene un poco oscilantes, pero sin producir ningún abrupto.
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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 -.
Las noticias relacionadas con el parque nuclear de España y Francia, dentro de la ventana temporal bajo análisis son las siguientes:
  • FRANCIA.
    • HISTÓRICOS.
      • 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 24 de marzo de 2018, en consulta con el gerente de recursos de producción de EDF, la planta de energía Cattenom cerró la unidad de producción n. ° 2. Este cierre programado de unos pocos días permite a los equipos llevar a cabo una operación de mantenimiento que consiste en cambiar una válvula ubicada en la parte nuclear de las instalaciones fuera del edificio del reactor.
      • CATTENOM 3 – programada –  El sábado 7 ABR/2018 a la 1:15, los equipos de la planta de energía nuclear Cattenom procedieron al cierre programado de la unidad de producción n ° 3. Durante este cierre periódico, se llevarán a cabo las inspecciones programadas y trabajo de mantenimiento, así como para renovar un tercio del combustible.
      •  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 2. – programada –El literal de la noticia es el siguiente: ” La Unidad de producción 2 se encuentra en reposo para el mantenimiento y la renovación del combustible”.
      • 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 –
      • GRAVELINES 4 – programada – . La unidad de producción 4 se cerró el 31 MAR/2018 para el reabastecimiento de combustible simple. Se realizará un programa más ligero de mantenimiento y controles. En este cierre programado para un período de aproximadamente treinta días, también se renovará un tercio del combustible.
      • 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.
      • TRISCATIN 4 – programada –.  El jueves 08 MAR/2018, los equipos de General Electrics sacaron el cuerpo de alta presión de la turbina de la unidad de producción Nº 4 como parte de su parada de mantenimiento. Esta operación está destinada a eliminar los elementos internos de la turbina para hacer que las tareas de mantenimiento – esta maniobra moviliza a un equipo de unas 15 personas y se realiza cada 14 años -. 
    • NOVEDADES. ​
      • BELLEVILLE 1 en línea – La unidad de producción número 2 de la central nuclear EDF de Belleville-sur-Loire vuelve a ofrecer su potencia máxima desde el viernes 20 ABR/2018 a las 23:30. La planta se detuvo el 07 OCT/2017 para la renovación de su combustible, realizando controles y pruebas periódicas de los equipos.
      • 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.
      • CATTENOM 1 en línea –  La unidad de producción número 1 de la planta de energía nuclear de Cattenom, se volvió a conectar a la red eléctrica el sábado 21 ABR/2018 a las 23:00 horas. La central se cerró el 17 FEB/2018 para renovar parte del combustible y llevar a cabo el trabajo de mantenimiento programado.
    • RETRASOS CONEXIÓN:
      • CRUAS 2. Inicio Programado: 30 ABR/2018. Nuevo retraso: +5 días. Acumulado: +31 días. ​
      • GRAVELINES 4. Inicio Programado: 07 MAY/2018. Nuevo retraso: +5 días. Acumulado: +0 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/2018. VANDELLÓS 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.
      • ALMARAZ II – programada –.  La Unidad II de la central nuclear de Almaraz ha sido desconectada de la red eléctrica a las 23.51 horas del 08 ABR/2018 para iniciar los trabajos correspondientes a la 24ª Recarga de Combustible. El programa de trabajo tiene una duración de 34 díashasta 12 MAY/2018 – y a su finalización la Unidad iniciará un nuevo ciclo de operación.
      • 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.
Conclusión Importante: Si analizas las cotizaciones del mercado de futuros francés, publicadas el viernes 27 ABR/2018: +31,68 €/Mwh (MAY/2018), +35,75 €/Mwh (JUN/2018), +38,11 €/Mwh (Q3/2018), +53,76 €/Mwh (Q4/2018), el mensaje es muy alentador: Francia no tendrá problemas en el corto – medio plazo con su mix energético, y por ende, con las cotizaciones del pool eléctrico, toda vez que la relación entre la producción nuclear y demanda de energía, sobrepasará la cifra del +85,00%. Es cierto que hay un salto cuantitativo muy amplio entre SEP/2018 (+42,53 €/Mwh) y OCT/2018 (+49,25 €/Mwh), +6,72€/Mwh (+15,80%), atribuible NO a la dinámica nuclear y SI a la demanda – frío centroeuropeo -. Es ésta la razón más evidente para explicar la NO correlación entre la Q3E/2018 – tercer trimestre España – y Q3F/2018 – verano francés -, y la sincronía entre Q4E/2018 y Q4F/2018 – hay un trasvase de incertidumbre de Francia para España, a través de la interconexión de Santa Llogaia  -, aparte de estar prevista la parada de un reactor en Ascó = [10NOV-15DIC] 2018 y otro en Almaraz = [05NOV-11DIC] 2018. En lo que se refiere a nuestro país, la duda sigue estando en el MOMENTO de conexión de los reactores que ahora mismo están en estado OFF, previsto/estimado para 12 MAY/2018 – Almaraz – y 16 JUL/2018 – Vandellós -, como puedes ver más arriba.
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  • 3.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: Gratis para Clientes.
    ALERTAS: Gratis para Clientes.
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Baja. -. 2020 -> Bajista.  Q1/2019[48,84 – 53,41 – 53,50]. Q1-2020 [Omip -> 49,27 €/Mwh, -1,12%]. En este “quarter” nos encontramos dos noticias: (1) El primer trimestre del próximo año, después de alcanzar el máximo absoluto, +54,19 €/Mwhviernes, 13 ABR/2018 -, comienza a describir una línea cuasi-horizontal. (2) La compra para 2020, desciende de manera importante: después de ubicarse en el máximo absoluto, +50,42 €/Mwh – viernes, 13 ABR/2018 -, en estos momentos cotiza en mínimos, +49,27 €/Mwh, dejándose en el camino, -1,15 €/Mwh (-2,28%), en tan solo 10 sesiones. Te das cuenta lo importante que es comprar a largo plazo: (1) Mientras que una está estable, en los +53,50 €/Mwh, la otra va cayendo, alcanzado los +49,27 €/Mwh.
      • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
      • Recomendación: Gratis para Clientes.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Oscilaciones mantenidas – zig – zag. Q2/2019[43,12 – 44,98 – 45,24]. Así es, en diente de sierra, fíjate: +45,22 €/Mwh13 ABR/2018 -, +44,77 €/Mwh17 ABR/2018 -, +45,10 €/Mwh19 ABR/2018 -, +44,67 €/Mwh24 ABR/2018 -, +45,24 €/Mwh27 ABR/2018 -. Debemos seguir esperando a tener en pantalla valores más competitivos, próximos a la cota de los +40,00 €/Mwh.
      • Precio Objetivo:Gratis para Clientes.
      • Recomendación: Gratis para Clientes.
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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> alcista, MÁXIMOS2019 ->alcista, MÁXIMOSQ3/2018 [48,45 – 56,88 – 57,25]. Q3/2018 [48,57 57,38 – 57,75]. Q3-2019 [Omip -> 52,48 €/Mwh, +0,56%]. La noticia está en la compra para este verano: ha vuelto a alcanzar máximos absolutos y se ubica en los +57,75 €/Mwh, durante dos días consecutivos. Las cotizaciones de 2019, actúan de forma paralela, y se sitúan en los +52,48 €/Mwh. Este escenario, es producto del descuento que está realizando el mercado en relación a la puesta en marcha de Vandellós II, llegando la “onda expansiva” hasta el año siguiente. Una cuestión que me extraña enormemente, es que los precios que ves, para nada tienen “embebido” el “estado de gracia” de los futuros de Francia (+38,11 €/Mwh para la Q3F/2018), los cuales indican claramente, la utilización del trasvase de los Pirineos a favor de la malla eléctrica de España.
      • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
      • Recomendación:Gratis para Clientes.
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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . alcista, MÁXIMOS. -. 2019 -> alcista, MÁXIMOS. [48,39 57,66 – 58,00]. Q4-2019 [Omip -> 53,56 €/Mwh, +0,58%]. También en este “sector” se puede medir la tensión en los mercados: ambas, 2018 y 2019, cotizan en máximos absolutos, posicionándose en los +58,00 €/Mwh y +53,56 €/Mwh, respectivamente. Es notorio, que la parada de Almaraz II y Vandellós II – en principio no programada -, junto a las previstas para NOV/2018 – Almaraz – y DIC/2018 – Ascó -, tiene a los mercados en plena ebullición. Dicho esto, hay un corolario muy cierto: vamos a pool, en lugar de pagar por adelantado una certidumbre – que no energía.
      • Precio Objetivo:Gratis para Clientes.
      • Recomendación:Gratis para Clientes.
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  • 4.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – ” El euro retrocede hasta los 1,21 dólares en mínimo de cuatro meses con la cautela del BCE  “-. Tendencia -> Muy bajista. [Promedio Semanal -> 1,2175 €/$, -1,51%. Cotizaciones [Lunes = +1,2238; Martes = +1,2213; Miércoles = +1,2185; Jueves = +1,2168; Viernes = +1,2070] €/S.

      Estado de los mercados de divisas. La semana bajo análisis, ha tenido tres momentos importantes: Primero – jueves, +1,2168 €/$, las palabras de Draghi, después de la reunión del Banco Central Europeo (BCE), “alertando de que el crecimiento de la Eurozona pierde fuelle“. Segundo – viernes, +1,2070 €/$ -, la publicación de los datos del Producto Interior Bruto (PIB) de EEUU, señalando que “el país crece un 2,3% en el primer trimestre del año, mejor de lo esperado“. Terceroviernes -, los salarios en el sector privado de EEUU aumentan de manera importante, sirviendo de input a la Reserva federal para que ésta aumente hasta cuatro veces los tipos de interés en 2018. Vayamos al análisis detallado, será el que nos ayude a llegar a conclusiones interesantes.

      01.- EUROPA: CRECIMIENTO LENTO EUROZONA = DUDAS SUBIDAS TIPOS = BAJADA EURO.  
      • Jueves 26 ABR/2018. Draghi advierte de una “moderación” económica debido al proteccionismo. Esta semana se ha reunido el BCE, siendo la próxima cita para el 14 JUN/2018. Las claves del “meeting” han sido las siguientes:
        • Ralentización de la Economía. El presidente de la entidad ha reconocido la existencia de una “moderación” en el ritmo de crecimiento económico de la zona euro en el comienzo del año, tras su mayor expansión económica en los últimos diez. Draghi ha asegurado que la bajada de algunos indicadores fue “inesperada”, pero que probablemente la caída de ciertos componentes, como el Purchasing Managers’ Index (PMI), pueda ser temporal – se ha referido al frío, las huelgas o la fecha en la que cayó la Semana Santa, que este año se adelantó a MAR/2018 -. El banquero italiano, ha reconocido que los aranceles tienen un rápido efecto en la confianza. En ese sentido, Draghi ha dicho que los riesgos que rodean las perspectivas de crecimiento de la zona euro siguen “ampliamente equilibrados”, mientras que “los riesgos relativos a factores globales, incluyendo la amenaza de proteccionismo, se han vuelto más notables”.

          La imagen que estás observando, muestra claramente como existe una bajada en el PIB europeo, provocado sobre todo porque Francia y Reino Unido – la economía casi se detuvo, presentando su peor desempeño en más de cinco años – se desploman en el primer trimestre. España como puedes ver, aguanta

        • Los Tipos de Mantienen. En lo que se refiere a los aspectos técnicos de la reunión, el Consejo de Gobierno decidió mantener los tipos de interés de la zona euro en el mínimo histórico del 0,00%. Por su parte, el tipo de interés aplicable a la facilidad marginal de crédito se queda en el +0,25%. Además, el tipo de interés aplicable a la facilidad de depósito permanece en negativo y se sitúa en el -0,40%. El BCE ha reiterado que espera que los tipos de interés “se mantengan en los niveles actuales durante un período prolongado que superará con creces el horizonte de sus compras de deuda.
        • Programa de estímulos – Quantitative Easing (QE) -.  Nada cambia por el momento en la hoja de ruta del BCE, que podría guardarse toda la artillería para la reunión del próximo 14 JUN/2018, en la que podría anunciar un alargamiento hasta DIC/2018 de sus compras de deuda bajo el paraguas QE – ya eliminó en MAR/2018 la posibilidad de elevar el volumen de compras, pero no su dilatación temporal -.
          Conclusión importante: Lo más importante de todo: (1) El BCE ha reiterado que espera que los tipos de interés “se mantengan en los niveles actuales durante un período prolongado que superará con creces el horizonte de sus compras de deuda“. (2) Prolongación del horizonte del QE. Esto es, nos están diciendo de manera “reiterativa” que los tipos de interés no subirán hasta bien entrado 2019, siendo ésta la input principal que ha provocado la bajada del euro con respecto al dólar.
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    • 02.- ESTADOS UNIDOS: CRECIMIENTO EEU + ALZA SALARIOS = SUBIDA TIPOS.  
      • Viernes 27 ABR/2018.  La economía de EE. UU. creció más rápido de lo esperado en el primer trimestre, la primera desde los recortes de impuestos de Trump.  La economía de Estados Unidos creció a una tasa anual de +2,30% en los primeros tres meses de 2018 – según el Departamento de Comercio -. Los resultados fueron levemente superiores a los pronósticos de los analistas de Wall Street, estimando una tasa de crecimiento anual del +2,00% y representaron una desaceleración esperada desde la tasa de crecimiento del +2,90% por ciento del cuarto trimestre. El informe fue el primero desde que el recorte de impuestos del presidente Trump entró en vigencia el 01 ENE/2018. La pieza central de la revisión fiscal fue una reducción en los impuestos corporativos destinados a impulsar la inversión y el empleo. Hasta ahora, los resultados son mixtos: (1) Por una parte, el consumo privado y los inventarios han sido los componentes que más han crecido en esta primera estimación. El gasto de los consumidores – representa casi dos tercios de la actividad económica del país -, aumentó un +1,10%, tras el alza del +4,40% en el trimestre precedente. La inversión empresarial registró un importante repunte, con un incremento en bienes de equipo del +6,1%. (2) Por otro lado, este primer cálculo trimestral se queda lejos de la promesa del presidente estadounidense, de llevar el crecimiento económico a una tasa anual del +3,00%.
      • Viernes 27 ABR/2018. El salario del sector privado de EE.UU. es el mayor aumento desde 2008. Los datos del Índice de Coste de Empleo (ECI) mostraron una aceleración año tras año en la compensación tanto en servicios como en industrias productoras de bienes, lo que subraya la demanda generalizada de mano de obra: Los empleadores están haciendo ofertas más generosas a medida que compiten por los trabajadores en un mercado de trabajo ajustado.
        Conclusión importante: Estas dos noticias, irremediablemente confluyen en la siguiente: ” La Fed podría inclinarse hacia cuatro aumentos de tarifas en 2018 después de los datos salariales“, ya que la idea está clara: (1) Por una parte, EEUU está creciendo, no al +3,00% como aventuró Trump tras aplicar su reforma fiscal, pero si por encima del +2,00%. (2) Por otro, los empleos están creciendo – la tasa de empleo se sitúa en el +4,10% a 06 ABR/2018 -, así como los sueldos, constituyendo una input positiva muy importante para hacer subir la inflación – +2,360% en MAR/2018 -. Es este binomio, crecimiento + sueldos, es el que probablemente impulse a la Reserva Federal a elevar las tasas de interés un total de cuatro veces este año 2018, en lugar de las tres previstas que señalaron en la reunión de MAR/2018. Como dice  Michael Ferolieconomista jefe de JPMorgan Chase & Co – “... esto empuja en esa dirección…“.
      Conclusión Final importante: La respuesta de los mercados es perfectamente lógica, ya que asistimos a dos pares antagonistas: (1) Europa, por un lado, con Mario Draghi alejando la finalización del programa de estímulos – QE -, y empujando hacia adelante la subida de los tipos de interés. (2) EEUU, con una economía y salarios creciendo de manera importante, y “espoleando” a la Fed para que suba tipos. Llegados hasta aquí, y teniendo presente lo dicho, desde TEMPOS tenemos que bajar el listón con respecto a la semana pasada, para situar el TC en la horquilla [1,18XX – 1,22XX] €/$.
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    • COTIZACIÓN BRENT.- ” El crudo se acerca a su máximo de tres años y el foco sigue en el trato con Irán ”  -.Tendencia -> Muy Alcista. [Futuros Anual = +71,53 $/bbl, +0,62%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +74,71; Martes = +73,86; Miércoles = +74,00; Jueves = +74,74; Viernes = +74,42] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+71,09 $/bbl] < CONTADO [+73,63 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 25 ABR/2018 -. Han aumentado  en +2,170 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de -1,60 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 429,754 Mb.
      • Inventarios Gasolina – miércoles 25 ABR/2018 -: Se Han incrementado en +0,840 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de –0,625 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +236,763 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 20 ABR/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 20 ABR/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 27 ABR/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,586 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,05 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +1,61 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 8,332 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han aumentado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 825,00 (+5,00).

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      Viernes 27 ABR/2018. Situación de los Mercados de Crudo.  Para la semana que estamos analizando, el crudo se ha visto gobernado por las siguientes inputs: Primeraprincipal -, mantenimiento del acuerdo nuclear con Irán, mayormente por parte de EEUU. Segunda, producción del Shale Gas y problemas de evacuación del crudo desde la cuenca del Pérmico. Tercera , conflicto entre Arabia Saudí y Yemén. Cuarto, problemas de producción en Libia, causados por ataques a un oleoducto. Quinto, desplome del bombeo en Angola, debido a los problemas de mantenimiento de sus pozos. Veamos todo con mayor profundidad y detalle.

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      • 01.- ESTADOS UNIDOS: ACUERDO IRÁN + SITUACIÓN FRACKING.
        • Input Fundamental. Viernes 27 ABR/2018. Petróleo atascado cerca de 68 $/bbl a medida que las preguntas giran en torno al acuerdo nuclear de Irán.
          • Sellado en 2015 en Viena, el texto desactiva por 10 años el programa atómico iraní a cambio del levantamiento de las sanciones económicas. Refrendado por otras cinco potencias (Francia, Reino Unido, Alemania, Rusia y China), su firma mostró al mundo que dos enemigos acérrimos, después de 40 años de pulso, podían sentarse, hablar y llegar a acuerdos. Aunque aseguraba un decenio de paz nuclear, no todos lo vieron con buenos ojos. Desde el principio, Israel consideró que era una trampa y que no ponía término real al desarrollo del arma nuclear, solo la aplazaba en pos de una recuperación económica.
          • ¿Qué está en juego si Trump mata el acuerdo nuclear de Irán?. A medida que se acerca la fecha límite del 12 MAY/2018 para que el presidente estadounidense Donald Trump decida si impone sanciones a Irán, los comerciantes no están dispuestos a firmar contratos para el crudo iraní y productos refinados, que serían válidos después de esa fecha. Un “chasquido” de las sanciones de Irán por parte de los Estados Unidos casi con seguridad reduciría las exportaciones de petróleo de Irán, lo que ampliará aún más un mercado petrolero que ha visto subir los precios un +11,00% este año. En este contexto, las exportaciones iraníes se reducirían en -500.000 bd, siendo la cuota  actual de poco más de +2,00 Mb. Más de la mitad de este montante se destina a China e India, mientras que las naciones de la Unión Europea actualmente compran aproximadamente una cuarta parte. Aunque Estados Unidos no compra petróleo iraní, eso podría no importar: Si las sanciones de los Estados Unidos ponen a los bancos, las compañías navieras, las refinerías, las aseguradoras y los puertos en riesgo de perder el acceso al sistema bancario mundial, tendrían poca opción más que terminar su relación con Irán.
            Comentario Importante: Es cierto que la incertidumbre es importante, como también es verdad que el crudo ha crecido en el último mes +4,31 $/bbl = +74,42 $/bbl (27 ABR/2018) – 70,11 $/bbl (27 MAR/2018), y por tanto, los mercados ya se están encargando de descontar parte, o toda la posible ruptura del pacto. Desde TEMPOS, no esperamos NUEVAS subidas de gran importancia, en relación a esta input.
        • Miércoles 25 ABR/2018. Los precios del petróleo suben por preocupaciones geopolíticas, y se encogen de hombros frente a la crecida de las reservas de EE.UU. Las cotizaciones del crudo subieron a pesar de los datos que muestran el aumento en los inventarios de Estados Unidos. Éstas se mantuvieron en máximos de tres años, debido sobre todo a las tensiones geopolíticas. ​​​
        •  Martes 24 ABR/2018. La Cuenca del Pérmico está creciendo en el parche de petróleo más grande del mundo.  Se pronostica que la producción en la cuenca alcanzará los +3,18 Mbd en MAY/2018, según la Administración de Información Energética (EIA) – es es la cifra más alta desde que la agencia comenzó a compilar registros en 2007 -. Rob Thummel, – director general de Tortoise  -: “Para fin de año, el Pérmico probablemente alcance a Irán“. Sin embargo, el crecimiento desenfrenado de la producción ya ha puesto a prueba la capacidad disponible de los oleoductos para transportar el petróleo al mercado, presionando los precios. El petróleo West Texas Intermediate en Midland – Texas, corazón del Pérmico -, se hundió el martes a +8,00 $/bbl por debajo de los precios de referencia en Cushing – Oklahoma -, el mayor descuento en más de tres años. Las empresas están planeando más líneas para aliviar el cuello de botella: Phillips 66 Partners LP y Andeavor anunciaron el martes 24 ABR/2018, una empresa conjunta para construir un ducto desde el Pérmico al área de Sweeny-Freeport, que puede transportar hasta +700.000 bd cuando comience a finales de 2019.  

          Comentario Importante: En estos momentos, la industria del Shale Gas, se enfrenta a otro problema/cuello de botella: La subida en las cotizaciones del crudo – por encima de los +70,00 $/bbl -, provoca que semana tras semana se batan nuevos récords de producción (+10,586 Mbd), como consecuencia de la incorporación de nuevos pozos (+825). Todo ello, está generando un problema: ¿cómo sacar el crudo de Texas y llevarlo al Golfo de México sin ser penalizado?. De momento, hay fecha para la descongestión, finales de 2019, aunque se antoja un horizonte demasiado lejano para solucionar el problema.
        • Martes 24 ABR/2018. EEUU se aprovecha de la OPEP e inunda Europa con su petróleo.  Los productores estadounidenses están inundando Europa con una cantidad récord de petróleo, sacando ventaja de los esfuerzos de la OPEP por recortar su bombeo con el objetivo de equilibrar el mercado internacional de crudo. La caída discrecional de la producción de los países del cártel ha permitido que EEUU cubra esos huecos con su crudo, aprovechando además que los recortes han llevado al petróleo Brent hasta los +75,00 $/bbl – máximos desde NOV/2014 -. Según la EIA, el petróleo del país está llegando con mucha más fuerza que en el pasado a países como España, Italia, Países Bajos, Reino Unido o Noruega. La industria petrolera del país está aprovechando el fin de la prohibición para exportar crudo y lo está haciendo a lo grande, ya que EEUU ha enviado en los últimos meses unos +158.000 bd día a Países Bajos, +6.000 bd a Italia, +70.000 bd a España, +185.000 bd al Reino Unido y unos +20.000bd a Portugal.
          Comentario Importante: Me viene a la memoria el informe de [10MAR-16MAR] 2018, y las palabras de Warren Patterson – estratega de materias primas de ING Groep NV -: “Mientras más tiempo dure el pacto, la caída será peor…“, ya que mes y medio más tarde, seguimos pensando que son reales y ciertas. Por un lado, OPEP-ARAMCO acompañada de Rusia, siguen recortando, por otra parte EEUU, aumenta la producción – creando infraestructuras – e incrementa su cuota de mercado, a costa claro, del citado acuerdo. La pregunta que nos hacemos todos, llegados a este punto es: ¿en qué momento los mercados darán su brazo a torcer?.
      • 02.- SITUACIÓN DE LA OPEP.
        • Lunes 23 ABR/2018. El crudo aumenta a tres años cuando el conflicto entre Arabia Saudita y Yemen se calienta.  Los futuros se ubicaron en su punto más alto desde DIC/2014, después de que los hutíes respaldados por Irán en Yemen lanzaron ataques fallidos contra Arabia Saudita, mientras que las fuerzas dirigidas por el reino mataron a un líder del grupo rebelde. Phil Flynnanalista senior de Price Futures Group Inc -: “Parece ser una escalada, pero Arabia Saudita ha sido muy buena disparando contra estos misiles… la preocupación por el petróleo realmente depende de lo que suceda si devuelve el golpe”.
        • Domingo 22 ABR/2018. La producción de petróleo de Libia se desploma después del incendio en un oleoducto. Un ataque contra un oleoducto que abastece a la mayor terminal de exportación de Libia, ha reducido la producción del país norteafricano en al menos -80.000 bd, tardando varios días en repararse.
          Comentario importante: La producción de petróleo de Libia se recuperó de +370.000 bd hace dos años, pero se mantuvo en alrededor de +1,00 Mbd durante períodos estables, permaneciendo por debajo de los +1,8 Mbd que Libia bombeó antes del derrocamiento y muerte de Moammar Qaddafi. Todo ello, viene a demostrar que los recortes que expone frecuentemente la OPEP, en su mayoría son prácticamente a “coste cero”.  Fíjate también en el ejemplo de Ángola: su producción en 2016 ascendió a +1,725 Mbd, en 2017 bajó a +1,638 Mbd, y finalmente en MAR/2018 se situó en los +1,524 Mbd, esto es, -201.000 bd (-11,65%) con respecto a hace prácticamente dos años.
        • Viernes 27 ABR/2018. Los recortes de la OPEP pueden profundizarse a medida que otro miembro ve una caída de la producción.  Angola – una vez fue el mayor productor de crudo de África -, está sufriendo fuertes caídas en campos offshore sub-invertidos, con una producción que cae casi tres veces más de lo prometido por el país en el acuerdo con otros miembros de la OPEP. Según Richard Mallinsonanalista de la consultora Energy Aspects Ltd -: “Aunque la producción de todos los campos petrolíferos disminuye con el tiempo, a medida que disminuye la presión en los embalses, las operaciones de Angola en aguas profundas, son especialmente costosas de mantener. Debido a un gasto de capital insuficiente, la tasa de disminución de los depósitos de Angola es más del doble del promedio mundial, del +13,00% al +18,00% … La mayoría de los campos angoleños han tenido dificultades o han entrado en una fase de fuerte declive después de tres años…”.
        Conclusión Final: Ahora mismo, el barril de Brent se paga al contado a +74,42 $/bbl, estando los futuros a doce meses a +71,53 $/bbl. La mayor parte de la cotización es tensión o stress, provocada por riesgos geopolíticos, entre ellos y en mayor medida, el conflicto de Irán. Habremos de esperar por lo menos al 12 MAY/2018, con la esperanza de que los mercados se hayan “aliviado”,  consecuencia de que se ha producido un acuerdo en torno a la eliminación de sanciones por parte del presidente Trump.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Toda compra de energía, entraña un riego, tanto si miramos  al mercado spot, como a los futuros, pudiendo ser mitigada SOLAMENTE con la utilización del conocimiento.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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