INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [01DIC-07DIC] 2018

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] ​​​​Buenos días, ​desde la consultora TEMPOS, te deseamos un magnífico comienzo. Esta semana, te propongo pensar/razonar acerca de la siguiente reseña, relacionada con una de las compras más importantes para tu compañía – tiene embebido el concepto de recurrencia -:

• «… cuando ejecutamos un compra, SIEMPRE estamos arriesgando. Este PELIGRO crece de forma exponencial, si no contamos con DOS (2) herramientas fundamentales: CONOCIMIENTO y DIVERSIFICACIÓN…«.

• 0.- SUMARIO – puedes hacer click sobre los enlaces -.
  • 1.- Introducción.
  • 2.- Mercado de Electricidad.
    • 2.1.- Mercado Spot Electricidad de Francia.
    • 2.2.1.- ¿Quién fija del Precio de la Energía?.
    • 2.2.2.- Pool Eléctrico España.
  • 3.- Mapa de los Reactores Nucleares de España y Francia.
  • 4.- Opinión Personal: ¿Se dan las condiciones para realizar una COMPRA a PRECIO FJO – cobertura a LARGO plazo -?.
  • 5.- Análisis del Mercado de Futuros de Electricidad: Decisiones de Cobertura – compra a precio fijo –.
  • 6.- Mercado de Gas Natural.
    • 6.1.- Tipo de Cambio [TC].
    • 6.2.- Cotización de Brent.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 1.- INTRODUCCIÓN.
  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Los precios de la energía para el mes de DIC/2018, se sitúan en los +61,35 €/Mwh de media, corroborando la tendencia BAJISTA iniciada desde el mes de OCT/2018, según las siguientes cantidades promedio: +71,27 €/Mwh [SEP/2018], +65,09 €/Mwh [OCT/2018], +61,97 €/Mwh [NOV/2018]. Siguiendo con la reflexión, a sabiendas que desde mediados de JUN/2018, los «conductores» de los precios del mercado spot, son los costes operativos de las centrales térmicas de carbón y, asumiendo que éstos están en correlación directa con el precio de los derechos de emisión de CO2, exponemos las cotizaciones medias de éstos para los periodos señalados: +21,43 €/tCO2 [SEP/2018],  +19,56 €/tCO2 [OCT/2018], +19,22 €/tCO2 [NOV/2018], +20,26 €/tCO2 [DIC/2018].
      Conclusión Importante: Si no se produce una MEJORA sustancial en la dinámica del viento, con una aportación por encima del +30,00% de la demanda O, la cotización de los EUAs no se establece CERCA de los +10,00 €/tCO2, desde la consultora TEMPOS, pensamos que podemos estar ante un SUELO del mercado spot situado en los +60,00 €/Mwh. Es cierto que éste tienes posibilidades de subir – de mantenerse las condiciones actuales , toda vez que vuelva a aplicarse el impuesto a la generación del +7,00% – suspendido hasta 31 MAR/2019, a través del Real Decreto-ley 15/2018 -.
    • Francia. El mercado energético del país galo DISFRUTA de una mejora muy importante, lo cual ha provocado que vuelva a EXPORTAR energía a los países limítrofes: Inglaterra (+307,00 Gwh), España (+255,00 Gwh), Italia (+467,00 Gwh), Suiza (+431,00 Gwh), Alemania – Bélgica (+146 Gwh), lo que arroja un montante total de +1.600 Gwh – un poco más de su consumo diario -.
  • Compra de Gas. La adquisición de esta materia prima, vuelve a COMPLICARSE
    • El precio del barril de Brent, SUBE. Finalmente la Organizaciones de Países Exportadores de Petroleo (OPEP), ha decidido en su reunión ordinaria anual de 06 DIC/2018, REDUCIR el nivel de bombeo en +1,20 Millones de barriles diarios (Mbd) =  +0,80 Mbd (OPEP) + 0,40 Mbd (países out OPEP), lo cual ha provocado un REPUNTE en el precio del crudo.
    • Tipo de Cambio (TC), ESTABLE. El promedio semanal del binomio euro – dólar, se MANTIENE alrededor de la cota de los +1,1350 €/$.

En el resto del documento, prestamos especial atención al análisis de los mercados energéticos – gas y electricidad -, con el objetivo de llegar a comprender su evolución y, poder MEJORAR tu cuenta de resultados a través de la óptima compra de energía. [/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 2.1.- LA BAJADA DEL CONSUMO Y EL AUMENTO DE LA NUCLEAR, PROVOCAN EL DESCENSO DEL POOL.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] Estas observando la imagen que representa al mercado energético del país vecino. A tu IZQUIERDA, aparecen sus principales parámetros: energía cubierta por la producción de los 58 reactores nucleares, datos del consumo total del país, producción de las fisiones nucleares, energía intercambiada con los países limítrofes (España, Gran Bretaña, Suiza, Alemania-Bélgica, Italia), precios de la tonelada de CO2, cotización media el mercado spot, así como las aportaciones de las energías renovables y fósiles. Por otra parte, a la DERECHA, se señala las correlaciones/descorrelaciones que existen entre el pool eléctrico y aquellas tecnologías que lo hacen posible – driver de precios -. Vayamos a detalle del análisis:

• DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la semana que estamos analizando, la noticia que se ha producido es muy importante: el mercado spot ha BAJADO +13,93 €/Mwh ( -20,35%), debido fundamentalmente a la confluencia de DOS (2) circunstancias:
  • PRINCIPAL – consumo –. La DISMINUCIÓN en la demanda de energía, ha sido el factor fundamental para ver por pantalla, precios del pool eléctrico por debajo de los +50,00 €/Mwh, concretamente, +45,50 €/Mwh [domingo, 02 DIC/2018], +48,66 €/Mwh [viernes, 07 DIC/2018]. Hablamos a nivel promedio de -127 Gwh/día = 1.399 Gwh/día – 1.526 Gwh/día, lo que arroja un -8,34% con respecto a la semana pasada.
  • Segunda – viento -. Junto a una menor demanda de energía, se ha producido un mayor trabajo por parte del viento para mover las palas de los aerogeneradores, situándose en MÁXIMOS anuales absolutos, con una cifra a nivel promedio de +145,00 Gwh/día, aumentando en +51,00 Gwh/día (+53,81%) con respecto a la semana pasada.

  En definitiva, estamos hablando de un mix energético muy distinto al de la semana pasada, con un superávit de +178,00 Gwh/día = 127,00 Gwh/día + 51,00 Gwh/día, lo cual, ha permitido que se puedan dar las siguientes situaciones:

  • PRINCIPAL – exportaciones –. Francia ha vuelto a convertirse en potencia netamente EXPORTADORA, con un montante total de +232,00 Gwh/día de media, lo cual mejora en +188,00 Gwh/día ( +426,24%) con respecto al mismo periodo anterior.
  • Segunda – combustibles fósiles -. La coyuntura descrita – menor demanda y mayor trabajo de las renovables -, ha provocado que las centrales térmicas y ciclo combinado, aporten -50,00 Gwh/día ( -26,35%), precisamente igualando prácticamente el nivel conseguido por la energía eólica.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 2.2.1.- MERCADO SPOT ESPAÑA. ¿QUIÉN FIJA EL PRECIO DE LA ENERGÍA?.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

clic para ampliar

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• Conclusión Importante: Si focalizamos la atención en las horas más COMPETITIVAS, desde las 0:00H hasta las 08:00H, el dato resulta muy REVELADOR: los combustibles fósiles, fijaron el precio de la energía un +63% ( +6 horas)  =  Carbón ( +59,00%, 5horas) + Gas Natural ( +4,00%, 1 hora), lo cual nos da una idea, de lo tremendamente COMPLEJA que se presenta la tarea de ver por pantalla precios de pool realmente competitivos, por debajo de la cota de los +45,00 €/Mwh.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 2.2.2.- EL POOL DE ESPAÑA AGUANTA CON UN SUELO DE 61,00 €/Mwh.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
  • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. En los SIETE (7) días de análisis del mercado spot, éste ha PERMANECIDO en el mismo nivel de precios que la semana precedente, +61,64 €/Mwh. Este hecho ha tenido lugar, debido a las TRES (3) inputs siguientes:
    • Ingresos – consumo + nuclear + Francia –. En términos absolutos, hablamos de una MEJORA – a nivel promedio – para la malla eléctrica de nuestro país de +102,00 Gwh, los cuales se corresponden con: -36,00 Gwh/día (-4,99%) – demanda -, +13,00 Gwh/día (+10,77%) – nuclear, debido a la puesta en marcha desde el 06 DIC/2018 de ALMARAZ I -, +53,00 Gwh/día(+310,38%) – importaciones Francia -.
    •  Gastos – eólica +  Portugal + fósiles  -. El capítulo de salidas, hemos de incluir a DOS (2) partidas importantes:
      • Combustibles fósiles. El resultado de tener un superávit en el circuito eléctrico de nuestro país de +102,00 Gwh/día, ha sido la MENOR aportación que han experimentado las centrales térmicas – carbón -, y ciclo combinado – gas natural -, ascendiendo el cómputo global a +53,00 Gwh/día = +33,00 Gwh/día + 20,00 Gwh/día. Aún así, las energías convencionales se ubican alrededor de la cota de los +100,00 Gwh/día de aportación.
      • Eólica y Portugal. La capacidad del viento, ha sido también protagonista esta semana, ya que sufre una MERMA de +37,00 Gwh/día ( +21,30%), hecho que hemos de unirlo a los +20,00 Gwh/día ( +187,47%) que han salido para Portugal. En total, hablamos de un empeoramiento para la malla de +57,00 Gwh/día.
  Conclusión importante: La idea es clara: mientras que los precios del mercado spot sigan MANEJADOS por la aportación de las centrales térmicas – la participación de las energías convencionales, se ubican alrededor de la cota de los +100,00 Gwh/día, muy cerca de máximos anuales -, y los costes de los derechos de emisión se sitúen en torno de los +20,00 €/tCO2, al pool eléctrico se le hará muy DIFÍCIL bajar de los +60,00 €/Mwh. Desde TEMPOS, pensamos que estamos ante el suelo de precios del pool eléctrico.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 3.- MAPA DE LOS REACTORES NUCLEARES DE ESPAÑA y FRANCIA.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• *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 nuclear de Francia y España:

  • FRANCIA.
    • NOVEDADES
      • PARADA
        • PALUEL 1 – parada NO programada-. El viernes 07 DIC/2018 a las 4 de la madrugada, la unidad de producción número 01 de Paluel, se desconectó de la red eléctrica. Las cuadrillas de la planta están trabajando en una válvula ubicada en el circuito de suministro de vapor de la turbina – en la parte no nuclear de la planta -.
      • ARRANQUE.
        • GRAVELINES 3. La unidad de producción número 3 de la planta de Gravelines, fue reconectada a la red eléctrica el lunes 26 NOV/2018. La planta completa su fase de pruebas, correspondiente a su parada parcial y renovación de un cuarto de su combustible.
        • ST ALBAN 1.  La unidad de producción número 1 se reconectó a la red eléctrica el 02 DIC/2018 a las 15:30, llegando a plena potencia el 07 DIC/2018. Esta parada, ha sido parte del ciclo de operación normal de una central nuclear, permitiendo renovar un tercio del combustible y realizar operaciones de mantenimiento, así como revisiones y pruebas periódicas de los equipos.
    • RETRASOS CONEXIÓN,  DIEZ (10).

      clic para ampliar

  • ESPAÑA. 
    • NOVEDADES
      • ARRANQUE.
        • ALMARAZ 1.  La unidad número 1 de la central nuclear de Almaraz, se conectó a la red eléctrica a las 10:04 horas del 02 DIC/2018, una vez finalizados los trabajos correspondientes a la 26ª recarga de combustible, dando paso a un nuevo ciclo de operación. Durante esta parada,se han implantado 30 modificaciones de diseño y se han llevado a cabo más de 9.200 actividades, entre ellas diferentes tareas de inspección (de toberas de la vasija o de los tubos de los generadores de vapor), trabajos en el turbogrupo y otras actuaciones relevantes, como el mantenimiento de la turbina de agua de alimentación auxiliar y de la bomba de agua de alimentación principal.
  ​Conclusión Importante: Hablamos de un +82,76% y +85,96% de unidades de producción ACTIVAS para Francia y España, respectivamente, lo cual son BUENAS cifras. Además, hemos de tener presente en el análisis, que para el país galo, se espera la puesta en marcha de SEIS (6) reactores antes de que finalice el actual DIC/2018, estando el arranque de Ascó I previsto también para el 15 DIC/2018.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 4.- OPINIÓN PERSONAL. ¿Se dan las condiciones para realizar una COMPRA a PRECIO FIJO – cobertura a LARGO plazo -?.

  clic para ampliar

  El caso es que desde hace varias semanas, llevo dándole vueltas a la posibilidad de realizar una cobertura – compra adelantada a precio fijo -, para un CAL completo – figura izquierda -, ya que han sido varias reuniones en el que este punto ha estado en el orden del día. Veamos las inputs que en estos momentos están LATENTES en la toma de decisión.
  • Indicadores Nacionales de REE. Del análisis de la potencia eléctrica instalada en nuestro país, podemos extraer los siguientes datos – cantidades hasta 31 OCT/2018 -: Total (+103.928 Mw), Viento ( +23.296 Mw, +22,41%), Fotovoltaica ( +4.706 Mw, +4,52%).
  • Implementación de la Subasta de Renovables.
    • Real Decreto 359/2017, de 31 de marzo. » Se aprueba la convocatoria para la asignación del régimen retributivo específico, regulado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, de hasta un máximo de  3.000 MW de potencia instalada para instalaciones en producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables definidas en el apartado Segundo de este Real Decreto«.
      • Resolución de 19 de mayo de 2017, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se resuelve el procedimiento de subasta. En el Anexo I de la citada resolución, aparecen los megavatios de potencia adjudicada: Eólica = +2.979,664 Mw, +99,32% del total, Fotovoltaica = +1,037 Mw, +0,03% del cómputo global.
    • Real Decreto 650/2017, de 16 de junio, por el que se establece un cupo de 3.000 MW de potencia instalada. » Se aprueba un cupo de potencia para la convocatoria para la asignación del régimen retributivo específico, regulado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, de hasta un máximo de 3.000 MW …. El cupo de potencia se incrementará, por encima de los 3.000 MW, para permitir la inclusión de la potencia de todas aquellas ofertas que tengan el mismo sobrecoste que la última oferta adjudicada siempre que dicho sobrecoste para el sistema sea nulo e inferior al valor que se establezca en la cláusula confidencial de la resolución por la que se convoca la subasta.».
      • Resolución de 27 de julio de 2017, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se resuelve el procedimiento de subasta para la asignación del régimen retributivo específico al amparo de lo dispuesto en el Real Decreto 650/2017. También, en el Anexo I, se señala la potencia adjudicada a las diversas tecnologías: Viento = +1.127,818 Mw, +22,39% de la totalidad, Sol = +3.909,103 Mw, +77,61% del montante completo.
    • Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. «… mediante la modificación de la disposición transitoria octava de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre – artículo 19 -, se otorga una prórroga excepcional y por una sola vez, para los permisos de acceso y conexión otorgados con anterioridad a la entrada en vigor de esta Ley 24/2013, en cuya ausencia caducarían el próximo 31 de diciembre de 2018. Mediante esta prórroga, se posibilitará la entrada en funcionamiento en 2020 de los 9.000 MW de potencia adjudicada en las últimas subastas de renovables…«.
      Conclusión Importante: Efectivamente, antes del 31 MAR/2020, deben estar en FUNCIONAMIENTO, +4.107,48 Mw = +2.979,664 Mw +1.127,818 Mw de potencia eólica, Y, 3.910,14 Mw = 1,037 Mw +3.909,103 Mw de fotovoltaica, lo cual provocará un aumento del +17,63% de la energía procedente de los aerogenadores Y, sumará un +83,06%, al trabajo procedente de las placas solares.
  • Mercado de los derechos de emisión (European Unit Allowances, EUA). En estos momentos, el driver PRINCIPAL de los precios del mercado spot de electricidad, es el CARBÓN, e indirectamente, las cotizaciones diarias de los EUAs. Éstas trasladan a las centrales térmicas, un aumento de los costes operativos de +20,29 €/tCO2 – viernes, 07 DIC/2018 –  * 0,92 tCO2/Mwh = +18,66 €/Mwh, los cuales aparecen directamente EMBEBIDOS en el precio de la energía que vemos por pantalla, suponiendo un encarecimiento de +10,99 €/Mwh con respecto a las cotizaciones de ENE/2018 – las emisiones de CO2 se situaron en un precio medio de +8,34 €/tCO2 -.
    • Conclusión Importante: Hay una INCERTIDUMBRE en el horizonte de los derechos de emisión: » La próxima publicación del número total de derechos de emisión en circulación se realizará el 15 de mayo de 2019 para determinar las reservas que se realizarán durante el resto de 2019 y los primeros ocho meses de 2020, es decir, desde el 1 de septiembre de 2019 hasta el 31 de agosto de 2020«.  Existe la posibilidad de que la Comisión Europea, viendo la política de la administración de Donald Trump, y la consiguiente pérdida de competitividad para la industria europea – en especial la de Alemania -, acuerde un mayor número de excedentes, lo que haría de manera automática bajar el precio de los EUAs, y por consiguiente, las cotizaciones que vemos por pantalla para el pool eléctrico.
  • Ventana competitiva para el mercados de futuros. Desde un punto de vista estadístico, el mercado spot SUELE cotizar a niveles más competitivos en la ventana temporal [01FEB-30ABR], dado que el consumo ha descendido con respecto a la meses anteriores Y, el viento posee una capacidad importante para hacer mover las aspas de los molinos. Siguiendo con el razonamiento, el mercado de futuros de electricidad también acostumbra a correlacionarse con el escenario descrito, cotizando a precios más competitivos con respecto a los que se dan el resto del año. Fíjate en varios ejemplos: CAL 2015 => mínimo ABR/2014 = +47,02 €/Mwh; CAL 2016 => mínimo ENE/2015 = +45,20 €/Mwh; CAL 2017 => mínimo FEB/2016 = +40,36 €/Mwh; CAL 2018 => mínimo FEB/2016 = +40,28 €/Mwh.
  Conclusión Importante: Desde el punto de vista de la consultora TEMPOS, teniendo en cuenta los motivos señalados y desarrollados, hemos de permanecer en la QUIETUD a la hora de fijar posiciones en el mercado de futuros, ESPERANDO a que se clarifique el horizonte de la puesta en marcha de las instalaciones eólicas – más de +4.000 Mw -, OBSERVANDO como entra el mercado spot en los meses históricamente más competitivos y su previsible correlación con OMIP, Y, ATENTOS a cualquier movimiento en el precio de los EUAs.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 5.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
  • NOTICIA: Gratis para Clientes.
    ALERTA:Gratis para Clientes.

[/mk_fancy_title][vc_column_text] [/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> MUY BAJISTA. 2020 ->  MUY BAJISTA. Q1/2019 [53,71 – 61,29 – 61,00]. Q1-2020 [Omip -> 54,35 €/Mwh, +0,20%]. Se mantiene la pendiente de caída para ambas variables: -9,75 €/Mwh (-13,78%); -8,56 €/Mwh (-13,61%), para Q1/2019 (desde 10 SEP/2018) y Q1/2020 (a partir de 11 SEP/2018), respectivamente. Añadir que esta semana, a partir del martes 04 DIC/2018, las pendientes bajistas han sumado bajadas del +1,53% (-0,95 €/Mwh) y +0,95% (0,52 €/Mwh).
  Conclusión Importante: El descenso  mencionado, se debe principalmente a los datos provenientes del mix energético de Francia. En estos momentos SOLAMENTE existen DIEZ (10) unidades de producción nucleares en estado de ESPERA, y el consumo cubierto por las centrales se sitúa casi en el +85,00%, siendo el corolario evidente: los mercados están descontando, que el país vecino NO tendrá problemas de abastecimiento durante el primer trimestre del año que viene.
  • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
  • Recomendación: Gratis para Clientes.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• Q2 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> ALCISTA. 2020 -> ALCISTA Q2/2019 [47,30 – 57,24 – 57,00].  Q2-2020 [Omip -> +50,78 €/Mwh,+0,91%]. La noticia para Q1/2019, es el MANTENIMIENTO de la tendencia alcista con respecto al mínimo relativo alcanzado, +46,33 €/Mwh [21 JUN/2018], creciendo +10,67 €/Mwh (+23,03%) desde entonces. Si miramos el segundo trimestre de 2020, observaremos una HORIZONTALIDAD a partir de 19 SEP/2018, con pequeñas volatilidades.
  Conclusión importante. El mensaje de los mercados es claro: Para el segundo trimestre de 2019 – prácticamente estamos a TRES (3) meses vista -, adelantan POCO viento y un mercado para el dióxido de carbono ALTO. En lo que se refiere a 2020, aún es pronto, de ahí que se mantenga prácticamente PLANO.
  • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
  • Recomendación: Gratis para Clientes.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• Q3 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> ALCISTA. 2020 -> LATERAL. Q3/2019 [53,51 – 62,68 – 62,00]. Q3-2020 [Omip -> 55,24 €/Mwh, -0,67%]. Como puedes observar, presentan tendencias muy distintas: Q3/2019, con tendencia de subida, ha VUELTO a «tocar» el canal en los +62,00 €/Mwh, mientras, el tercer trimestre de 2020 se mueve hacia la derecha, con pequeñas oscilaciones desde el jueves 08 NOV/2018.
  • Conclusión Importante: Siguiendo con el análisis técnico de Q3/2019, lo más probable es que se produzca el rebote y vuelva a cotizar dentro de la franja, [64,00 – 62,00] €/Mwh, precios que no alcanzan los niveles de competitividad deseables para ejecutar una cobertura a precio fijo. En lo que se refiere a Q3/2020, nos mantenemos a la espera de ver una tendencia bajista con claridad, ya que aún faltan DIECIOCHO (18) meses para la entrega física.
    • ​​​​​Precio Objetivo:Gratis para Clientes.
    • Recomendación: Gratis para Clientes.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• Q4 [2019]. Tendencia. 2019 -> ALCISTA. [56,25 – 63,26 – 61,97]. La noticia es clara: el miércoles 05 DIC/2018, se produjo la rotura de canal, cayendo por debajo de la resistencia de +62,50 €/Mwh.
  • Conclusión importante: A parir de ahora, y de seguir con la pendiente negativa, aparecen dos soportes: +60,75 €/Mwh y + 59,50 €/Mwh, dependiendo casi todo del feedback que vaya trasladando el estado de la nuclear de Francia, siendo por ahora POSITIVO.
    • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
    • Recomendación:Gratis para Clientes.

[/mk_fancy_title][vc_column_text]

clic para ampliar

[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 6.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT).
  • 6.1.- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] -. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> 1,1363 €/$,+0,17%. Cotizaciones [ Lunes = +1,1332; Martes = +1,1409; Miércoles = +1,1354; Jueves = +1,1351; Viernes =  +1,1371] €/S.

    clic para ampliar

    00.- NOTICIA DESTACADA. Lunes 03 DIC/2018. Las fábricas de la zona euro se sienten pesimistas a medida que disminuye la demanda de inversión.  Los fabricantes de la zona euro vieron cómo la actividad se desaceleraba, a medida que la preocupación por las guerras comerciales y la inestabilidad política afectaron la demanda de máquinas y otros bienes de inversión.
    01.- EUROPA = DATOS PIB [EURO BAJA] + INFLACIÓN [ EURO BAJA].
  • 01.1.- PRODUCTO INTERIOR BRUTO.
    • Viernes 07 DIC/2018. El PIB de la zona euro creció un 0,2% en el tercer trimestre.  Entre ABR/2018 y JUN/2018, la economía de los diecinueve (19) países que comparten el euro creció un +0,40% y la del conjunto del club comunitario un +0,50%, mientras que en Alemania el aumento fue del +0,50%. En términos interanuales, en el tercer trimestre de 2018 frente al mismo período de un año antes, el PIB aumentó un +1,60% en el área del euro, un +1,80% en la UE y un +1,20% en Alemania, tras unas alzas respectivas del +2,20%; +2,10% y +1,90% en el segundo trimestre de 2018.

    01.2.- DATOS INFLACIÓN.

    • Viernes 07 DIC/2018. Señales de crecimiento salarial en la zona del euro: el objetivo de inflación del BCE a la vista. Los trabajadores están viendo las ganancias salariales más fuertes en una década, una rara noticia económica positiva para el Banco Central Europeo (BCE), cuando se dirige hacia la reducción de estímulos extraordinarios. La remuneración por empleado creció un +2,50% anual en el tercer trimestre. El economista jefe de la institución, Peter Praet, ha marcado recientemente un plazo de SEIS (6) a DOCE (12) meses para que el crecimiento de los salarios se incorpore a la inflación.
      Conclusión importante: Es TANGIBLE que Europa se está desacelerando, +2,20% – segundo trimestre -, +1,60% – tercer trimestre -, lo cual acabará ARRASTRANDO a la inflación. Sin embargo, lo dicho se contradice con la noticia del crecimiento de los salarios. Sea como sea, el ALZA de TIPOS, permanece INALTERABLE, según Nadia Calviño – ministra de Economía y Empresa –: » el BCE no aplazará la subida de tipos de interés pese a la desaceleración de la zona euro y ante las posibles incertidumbres en el panorama internacional. Le consta que el BCE no tiene intención de variar su calendario para normalizar la política económica, es decir, que los tipos de interés deberían subir a partir de verano de 2019«.
  • 02.- ESTADOS UNIDOS. ARRESTO EJECUTIVA HUAWEI [ DÓLAR BAJA] + DATOS EMPLEO [ DÓLAR SUBE]. + INVERSIÓN CURVA TIPOS [ DÓLAR BAJA]
    • Jueves 06 DIC/2018. La detención de la directora de Huawei pone en peligro la tregua entre China y EEUU. El arresto en Vancouver (Canadá) y a petición de EEUU, de la directora financiera del gigante electrónico chino Huawei, Wanzhou Meng, amenaza con intensificar la guerra comercial entre Washington y Pekín días después de que Donald Trump y Xi Jinping anunciasen una tregua. China exige la liberación de Meng, mientras desde Washington, que acusa a Huawei de violar las sanciones contra Irán, se pide su extradición
      Comentario final importante: ​​​Existe una gran TENSIÓN en el ambiente: «El viceministro de Relaciones Exteriores de China, Le Yucheng, convocó al embajador de Estados Unidos en China, Terry Branstad, en una protesta por el arresto del director financiero de Huawei Technologies Co.». De momento, NO es previsible que rompan el pacto de suspensión firmado la semana pasada en Buenos Aires
    • Viernes 07 DIC/2018. La economía estadounidense suma +155.000 empleos en NOV/2018, por debajo de las expectativas. La tasa de desempleo fue del +3,70%.  La economía de los EE. UU. agregó +155.000 empleos en NOV/2018, y la tasa de desempleo se mantuvo en un mínimo de 49 años del +3,70%. La contratación se ha mantenido fuerte en general. a medida que concluye el 2018. Los empleadores estadounidenses han sumado más de +200.000 empleos en CUATRO (4) de los últimos SEIS (6) meses, incluso frente a las curvas económicas como las tensiones comerciales.
    • Jueves 06 DIC/2018. Tambores de recesión en Wall Street con la profecía de la curva invertida.  El miedo ha vuelto a instalarse en Wall Street. Si a principios de año asustaba un repunte de la inflación que acelerase las subidas de tipos de interés y presagie el final del ciclo expansivo, ahora el temor directamente es de recesión. Y así lo muestra el mercado de bonos, ya que están a punto de saltar las alarmas de accidente económico con la curva invertida. Es el único termómetro en los mercados de capitales que ha servido para predecir recesiones en Estados Unidos. Se trata del diferencial de las rentabilidades con las que cotizan los bonos a 10 y a dos años en el mercado secundario. La lógica es que se exija mayor retorno a los de plazo más largo, lo que construye una curva ascendente entre periodo de tiempo y rentabilidad. Que ocurra lo contrario es una anomalía que ha precedido las últimas recesiones.

      clic para ampliar

      Comentario final importante: ​​​Efectivamente, la curva de tipos está punto de INVERTIRSE – lo puedes observar en la figura -, circunstancia que NO ocurría desde 2007, antes de la crisis financiera que alcanzó su clímax con la quiebra de Lehman Brothers en 2008 y culminó en la Gran Recesión.
    Conclusión final importante: ​​​Por el momento el binomio dólar – euro, sigue ENCORSETADO entre DOS (2) soportes – lo puedes corroborar en la figura de más arriba -: +1,1400 €/$ y +1,1250 €/$. Por un lado, Europa NO crece – tal y como señala la noticia, el rebote está en cuestión -, y está a la espera de resolver la cuestión del déficit de Italia. Por otro, en EEUU se plantea una INCERTIDUMBRE en el corto plazo, ante la detención de la ejecutiva de Huawei, ya que puede afectar de lleno a la estrategia comercial con China. También está el horizonte la subida de tasas para el próximo año, Larry kudlow – asesor económico del presidente Donald Trump -: «... creo que están indicando que quizás hagan algo más tarde este mes, tal vez, pero eso sería todo por bastante tiempo…«, que a tenor de lo expresado por Kudlow, se tomarán una LARGA pausa, lo cual, provocará la NO apreciación del dólar. Teniendo en cuenta todas estas variables, desde la consultora TEMPOS, vemos al TC entre un mínimo de +1,1100 €/$ y un máximo de +1,1500 €/$ en el medio corto – medio plazo.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• • 6.2.- COTIZACIÓN BRENT.-Tendencia -> BAJISTA – posible rebote -. Futuros Anual (promedio)= +62,16 $/bbl, -4,08%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +61,69; Martes = +62,08; Miércoles = +61,56; Jueves = +60,06; Viernes = +61,67] dólares por barril.

    clic para ampliar

    • • Datos Reservas Crudo EEUU – jueves 06 NOV/2018 -. Han descendido en +7,323 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de +0,942 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +443,179 Mb.
      • Inventarios Gasolina – jueves 06 NOV/2018 -: Han subido en +1,699 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un incremento de +1,300 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +226,206 Mb.

        clic para ampliar

      • Producción Crudo EEUU – viernes 30 NOV/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 30 NOV/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 07 DIC/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 11,700 Millones de barriles al día (Mbd). Las exportaciones, han subido en +0,33 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +9,049 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 877,00 (+10,00).

        clic para ampliar

      • NOTICIA DESTACADA. Viernes 07 DIC/2018. Japón y Corea del Sur desconfían de cargar petróleo de Irán en enero en medio de un rompecabezas.  Las refinerías japonesas y surcoreanas se han resistido hasta ahora a cargar petróleo iraní en ENE/2019, a pesar de que las exenciones de los EE. UU. les permiten reiniciar los intercambios, debido a una falta de claridad sobre las reglas. Ambos países suspendieron las importaciones desde Irán antes de que las sanciones de EE. UU. se recuperaran el 05 NOV/2018. Si no cargan los barriles de ENE/2019, eso les dejaría solo unos dos meses para cargar el crudo iraní para garantizar que las importaciones se entreguen antes de su exención de sanciones de 180 días. Washington espera que los importadores en ocho países con «exenciones de reducción significativas» completen todas las transacciones petroleras iraníes antes del 05 MAY/2019: «Si alguien acepta la entrega o paga por el petróleo crudo iraní, sin tener una SRE activa, esa transacción sería sancionable» .
      • ​1.- [ Brent SUBE]. INPUT PRINCIPAL. ACUERDO DE REDUCCIÓN DE LA PRODUCCIÓN OPEP+.
        • Viernes 07 DIC/2018. La coalición de la OPEP acuerda una reducción de +1,20 Mbd.
        • • ​¿En qué consiste el acuerdo?. La OPEP reducirá +0,80 Mbd – el +2,50% de la producción para cada miembro -, Y los 10 socios que no pertenecen a la OPEP, recortarán +0,40 Mbd – el +2,00% de cada socio -.
          • ¿Cuál será la referencia con el fin de medir los recortes?. Para el establecimiento de las cantidades a DISMINUIR, se utilizarán los datos de producción de OCT72018, a excepción de Kuwait, que utilizará SEP/2018, ya que su producción se vio afectada por el mal clima en OCT/2018. Khalid al-Falih Falih – ministro de energía de Arabia Saudita -: «… la producción de Arabia Saudita caerá a +10,20 Mbd en ENE7/2019, frente a los +10,70 Mbd esperados en DIC/2018.».  Rusia alcanzará su compromiso de corte gradualmente, en el transcurso de unos pocos meses debido a la congelación del invierno y las condiciones técnicas.
          • ¿Cuál será el horizontes de duración?. El presente acuerdo, se establece por un periodo de SEIS (6) meses, comenzando a activarse el 01 ENE/2018. La coalición OPEP+ –   24 países = 14 OPEP + 10 NOPEP – se reunirá nuevamente en Viena en ABR/2018, con el fin de evaluar el progreso – existe preocupación por la salud de la economía mundial y el impacto de las guerras comerciales en la demanda -.
          • ¿Existen exenciones a las reducciones de bombeo?. Si,  Arabia Saudí, cedió a las DISPENSAS para Irán, Libia y Venezuela.
  • • • ​2.- ANÁLISIS DE LA SUFICIENCIA DE LOS RECORTES. La pregunta que subyace en la información reflejada, es si con unos RECORTES de +1,20 Mbd – primeros SEIS (6) meses de 2019 -, el mercado se encontrará efectivamente en DÉFICIT, de manera que consiga acercar las cotizaciones del barril de Brent a la cota delos +80,00 $/bbl. Hagamos un análisis de las oferta y demanda.
        • Estimación de PRODUCCIÓN NO OPEP 2019.
          • Informe mensual de la Agencia Internacional de la Energía (EIA), 14 NOV/2018. En la página 15/57, se puede leer lo siguiente: » El próximo año, se espera que haya una necesidad aún menor de petróleo de la OPEP debido al crecimiento implacable en el suministro NO OPEP. La expansión continua en los EE UU, Rusia, y el retorno al crecimiento en Brasil, apuntalan un crecimiento NO OPEP de +1,90 Mb, después de las ganancias de +2,40 Mbd este año. Como resultado, la llamada al crudo de la OPEP, CAE a un promedio de +31,30 Mbd en 2019, casi +1,70 Mbd por debajo de la producción actual.».
          • ​Informe mensual de OPEP, 13 NOV/2018. De la página 44/94, podemos extraer el siguiente literal: » El crecimiento del suministro de petróleo NO perteneciente a la OPEP en 2019, se revisó hasta en +0,12 Mbd situándose en +2,23 Mbd, y ahora se prevé alcanzar un promedio de +62,09 Mbd, a pesar de una reevaluación a la baja de las previsiones de suministro de petróleo para Canadá, México, Brasil y China. Se espera que Estados Unidos, Brasil, Canadá y el Reino Unido, sean los países que más crecimiento aporten, mientras que México, Noruega, Indonesia y Vietnam están proyectados para ver los mayores descensos«.
        • Estimación de la DEMANDA MUNDIAL AÑO 2019. 
          • Informe mensual de la Agencia Internacional de la Energía (EIA), 14 NOV/2018. Si vamos directamente a la página 5/57, entraremos el siguiente párrafo: » Las perspectivas para el crecimiento de la demanda mundial de petróleo se mantienen prácticamente sin cambios desde el informe del mes pasado, con +1,30 Mbd en 2018 y +1,40 Mbd en 2019, ya que la perspectiva del deterioro de la economía mundial, se ve compensada en gran medida por la caída en los precios del crudo Brent desde +86,00 bbl a principios de OCT/2018 a alrededor de +70,00 $/bbl en el momento de la publicación«.
        ​Conclusión final importante: Las cifras de las que disponemos, tomando en consideración las previsiones/estimaciones de la OPEP y EIA, son las siguientes. Demanda (+1,40 Mbd) > Producción (media (+1,90 Mbd, +2,23 Mbd) – 1,20 Mbd); Demanda (1,40 Mbd) > Producción (2,065 Mbd – 1,20 Mbd); Demanda (1,40 Mbd) > Producción (+0,865 Mbd). Por tanto, desde la consultora TEMPOS, concluimos que estamos ante una FINA línea de equilibrio, si bien es cierto que, si las cifras se trasladasen fielmente a la realidad, harían que el mercado se encontrase en SOBREABUNDANCIA, al existir una diferencia de +0,535 Mbd. Este corolario, es totalmente corroborado por el análisis técnico, después de la NOTICIA acerca de los recortes, la cotización cerró en +61,67 $/bbl – viernes 07 DIC/2018 -, por debajo de la resistencia de +62,00 $/bbl, lo que refleja la insatisfacción de los mercados.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• • Las coberturas a precio fijo, constituyen una NECESIDAD, siempre y cuando el precio nos haga sentir confortables Y, tengamos el CONOCIMIENTO para decidir.

[/mk_fancy_title][/vc_column][/vc_row]