- 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: LA ENERGÍA EÓLICA DESPIERTA, PERO ELLA SOLA NO PUEDE CON TODO.
Síntesis del Pool: En estos primeros quince días de DIC/2017, se ha confirmado la tendencia de crecimiento de la tecnología renovable más desequilibrante, la energía eólica. Sin embargo, el escenario con el que se encuentra es demasiado adverso para que sus efectos/consecuencias lleguen a percibirse. Varios son los motivos: (1) Hemos de enviar a Francia paquetes de energía cada vez más importantes, ya que su consumo – frío centroeuropeo -, experimenta una tendencia alcista considerable y sus centrales nucleares no acaban de estar del todo listas. (2) La sequía que azota a nuestro país, que sitúa a DIC/2017, como el tercer mes con menos aportación hidráulica desde ENE/2016 – realizando una extrapolación -. (3) La quema continua de Gas, encontrándonos además en estos momentos, unos precios muy poco competitivos, toda vez que los pagos al contado para el barril de Brent se sitúan en 63,40 $/bbl – rotura de un oleoducto, lo veremos más detenidamente -, y los futuros en 61,55 $/bbl. Todas estás inputs conducen a una noticia: si en estos momentos parásemos el tiempo, a 15 DIC/2017, el cierre del último mes del año, se situaría en los 65,13 €/Mwh, siendo la cota más alta de toda la serie histórica – desde 2010 -, justamente por encima de 63,64 €/Mwh – año 2013 -. Por consiguiente, hace viento, pero hace falta más ayuda.
- 1..1.- FRANCIA: PENDIENTE DEL ARRANQUE DE SUS REACTORES.
- La imagen que estás viendo, representa un histórico de datos para el mix energético francés, tomando en consideración los últimos 24 meses – DIC/2017, ha sido extrapolado, utilizando los primeros quince días -. Aparece dividida en tres zonas: (1) Tabla donde se esbozan los datos de producción de la energía nuclear, ciclos combinados e intercambios con España, aparte de representar las cotizaciones del mercado spot y la diferencia entre la demanda de energía y la producción de sus reactores. (2) Gráfico que dibuja tanto el consumo total de Francia, como la producción de sus centrales de ciclo combinado y fisiones nucleares. (3) Dibujo que representa la correlación «perfecta», entre los valores de cierre del pool y la diferencia antes mencionada. Fíjate en el razonamiento:
- Producción Nuclear. Hablar del mercado spot francés, significa fijar la atención en el estado de sus reactores nucleares. Pon atención en la gráfica superior, aparece una correlación perfecta entre consumo, producción nuclear y dinámica de ciclos combinados. Significa este hecho una cuestión muy importante: La mayor parte de lo que no se produzca a través de fisiones nucleares – energía muy competitiva -, irá a parar a las plantas de ciclo combinado – quema continua de gas, y, correlación del pool eléctrico francés con el barril de brent -. Si te das cuenta, en la imagen inferior, se puede leer perfectamente que, a mayor distancia entre consumo y producción nuclear, mayor son las cotas alcanzadas por el pool, además con un hándicap añadido: la sensibilidad, ya que podemos pasar de un precio de 36,96 €/Mwh – SEP/2017 -, a 68,73 €/Mwh – DIC/2017 -.
Conclusión Importante: Las consecuencias de la sensibilidad del mercado spot francés con respecto al estado de sus reactores, tiene importantes consecuencias para España – teniendo en cuenta las circunstancias actuales -: (1) Si el pool eléctrico francés está caro, nos obliga a comprar energía poco competitiva, aunque ésta sea más barata que la producida por nosotros. Dicho de otra manera, en cuanto los reactores de Francia paran, perdemos un «sostén» de precios competitivos importantísimo: no es igual comprar energía a 32,01 €/Mwh – AGO/2017 -, que a 49,69 €/Mwh – OCT/2017 -. (2) El siguiente paso, es que el consumo de Francia aumente de manera tan importante, que nos obligue a exportarle energía. Ante esta situación – lo vemos en el siguiente apartado -, hemos de » insistir» todavía más en las centrales de ciclo combinado, asumiendo que, el precio marginal de la energía se vea totalmente disparado.Conclusión Importante: En definitiva, el mercado francés, debido a su gran dependencia de la energía nuclear, se comporta en modo digital: (a) Un «1», significa que la diferencia entre la demanda de energía y la producción a través de la fisión nuclear, está por debajo de los 7.000 Gwh/mes – ENE/2016, FEB/2016 y MAR/2016, se salen de la correlación, al estar el Brent muy competitivo, alrededor de la cota de los 30,00 $/bbl -, y permite al pool estar en cotas de 40,00 €/Mwh, o menores. En este estado, España, tendrá un buen amortiguamiento de precios. (b) Un «0» corresponderá a un gran desfase entre demanda y energía nuclear que, puede desembocar en dos subestados: Bien importamos energía más cara, o, en el último escalón, es el mix energético de nuestro país – a costa de las centrales de ciclo combinado -, la que sufraga parte de la diferencia – es aquí, donde estamos en estos momentos – .
- 1.2.- ECUACIÓN POOL ESPAÑA: EÓLICA + CICLO COMBINADO – HIDRÁULICA.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]- Una de las correlaciones más importantes que encuentras en el mix energético de nuestro país, al analizar los datos de los últimos 24 meses, viene expresada por la siguiente ecuación: Pool Eléctrico = Producción [Eólica + Gas – Hidráulica] – Intercambios Francia. Además:
- No existe una correlación entre producción hidráulica y eólica. Dicho de otra manera, cuando la dinámica del viento aumenta, a menudo hay falta de lluvia – existe una tendencia bajista, ininterrumpida desde MAY/2016 -.
- A menudo, las correlaciones entre producción eólica y ciclos combinados son inversas, es decir, al aumentar una de ellas, se produce una disminución en la otra.
- Los intercambios con Francia, influyen poco en la correlación – toma nota de las gráficas superior e inferior, son prácticamente idénticas -, ya que esa información ya aparece embebida en la producción de ciclos combinados – razonamiento del apartado anterior -.
- Ninguna de las tres tecnologías predominantes y determinantes a la hora de fijar el precio de la energía: Eólica, hidráulica y ciclos combinados, se correlaciona por sí sola con las cotizaciones del mercado spot. Hay una de ellas, producción térmica con gas, que es capaz de seguir al pool con bastante cercanía – dentro de la ventana temporal de 24 meses considerada -. Las razones a este hecho, es la falta de viento y agua que, de manera consistente, se ha producido en un número importante de meses.
Entonces, ¿CÓMO SE COMPORTARÁ EL POOL ELÉCTRICO ESPAÑOL EN 2018?. Asumiendo la siguiente ecuación, Pool = Producción [Eólica + Gas – Hidráulica], como válida, he de trasladarte que:
- El tablero en el que nos movemos, tiene un mínimo, situado en 39,61 €/Mwh – promedio anual de 2016 -: 4.007,69 Gwh/mes + 2.136,91 Gwh/mes – 3.054,40 Gwh/mes – valores promedio anuales -, y un máximo, ubicado en la cota de los 52,82 €/Mwh – cierre medio de 2017 -: 3.997,53 Gwh/mes + 2.924,79 Gwh/mes – 1.498,57 Gwh/mes
- Existen tres escenario de precios:
- Si se arreglan la nucleares de Francia y sigue sin llover, estaríamos importando una media de 1.535 Gwh/mes. Esa energía dejarán de producirla las centrales de ciclo combinado. En esta tesitura, con un comportamiento mediocre de la producción eólica, estaríamos situados en la horquilla [48,00 -50,00] €/Mwh. Ejemplos de ello, JUL/2017, AGO/2017 y SEP/2017.
- Si las centrales de Francia están totalmente activas, la lluvia no hace acto de aparición, y la producción a partir del viento sigue la tendencia iniciada en estos primeros quince días de DIC/2017, las cotizaciones del mercado spot podría ubicarse en el gap [45,00€/Mwh – 48,00 €/Mwh].
- Finalmente, si las tres imputs se ponen a trabajar al unísono: Reactores de Francia + Producción Viento + Energía Turbinada, podríamos ver por pantalla cifras de cercanas a los 40,00 €/Mwh.
Opinión Personal. La sensación «en mi interior» me dice que estamos en la misma posición que aquellos días finales de 2015, donde veíamos cierres para el mercado spot del orden de los 60,00 €/Mwh, y después llego ENE/2018, con una cotización promedia de 36,53 €/Mwh. Dicha sensación, más allá de las cifras – te las cabo de dar -, está fundamentada en la «periodicidad» del sistema: llevamos desde OCT/2016, con precios muy caros, a veces desorbitados, encontrándonos ante el periodo de sequía más largo de la historia, siendo esta senda, «finita» en su recorrido.
- 2.- SITUACIÓN DE LOS REACTORES NUCLEARES DE FRANCIA.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]- En torno a los reactores nucleares del país vecino, se han producido las siguientes noticias:
- Lunes, 11 DIC/2017. La producción nuclear francesa sigue por debajo de 50 GW por nuevas demoras. En efecto, como puedes ver en la tabla detallada, los retrasos han sido los siguientes:
- Domingo, 17 DIC/2017. Flamanville (+1.330 Mw).
- Lunes, 18 DIC/2017. Chinon (+ 905 Mw), Triscatin 3 (+915 Mw), Triscatin 4 (+915 Mw).
- Martes, 19 DIC/2017. Triscatin 2 (+915 Mw).
- Miércoles, 20 DIC/2017. Cruas 2 (+915 Mw).
- Jueves, 21 DIC/2017. Cruas 2 (+910 Mw).
Si hacemos caso al literal extraído de la noticia: «EDF aún tiene cinco reactores programados para regresar antes del viernes, y otros tres el fin de semana, lo que elevaría la capacidad nuclear disponible a 58 GW para la última semana antes de Navidad…«.
- Miércoles, 11 DIC/2017. Las demoras nucleares francesas se intensifican a medida que crece la incertidumbre de los contratistas. A medida que pasan los días, y se producen nuevos retrasos en el arranque de los reactores, vamos conociendo los verdaderos motivos de esta situación tan atípica: simplemente se trata de un problema de previsión, o dicho de otra manera, falta de organización. Fíjate en el literal:
«Para Natacha Piot – CEO de CITA Production, con sede cerca del río Saone, al norte de los viñedos de Borgoña -, cuya firma fabrica soportes metálicos para reactores, hay poca visibilidad más allá de Navidad. Es la directora ejecutiva de una de las docenas de subcontratistas que participan en un proyecto de 48.000 millones de euros (56.400 millones de dólares) para extender la vida útil de las plantas atómicas envejecidas de Electricite de France SA. Al igual que muchos de sus compañeros, Piot es crítica con respecto a cómo la empresa administrada por el estado está gestionando el proceso. «No me puedo permitir contratar porque no sabemos lo que tendremos que hacer en un mes….estamos sobrecargados hasta Navidad, pero es una incertidumbre total para 2018. Estamos en una incertidumbre permanente«.
«EDF defendió su gestión de la cadena de suministro, diciendo que está entregando más del 80 por ciento de las obras requeridas a los proveedores seis meses antes de que cada unidad se detenga. «Cerca del 100 por ciento» de las piezas requeridas están disponibles antes de las interrupciones planificadas…»
Conclusión Importante: Sea como fuere, desde TEMPOS, estamos «casi» convencidos de que la capacidad nuclear de Francia estará por encima del 90,00% a 01 ENE/2018. Mas allá de esta fecha, solamente hay previsto que estén fuera de línea los siguientes reactores: CRUAS 2 (30MAR/2018, +915), FESSENHEIM 2 (15MAR/2018, +880), PALUEL 2 (+15ABR/2018, +1.330), lo que representa el 4,95% = 3.125Mw/63.130Mw, del parque total de centrales. - Lunes, 11 DIC/2017. La producción nuclear francesa sigue por debajo de 50 GW por nuevas demoras. En efecto, como puedes ver en la tabla detallada, los retrasos han sido los siguientes:
- 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]-
- Q1 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Oscilaciones mantenidas, 2019 -> Oscilaciones mantenidas. Q1/2018[47,34 – 56,46 – 56,82]. Q1-2019 [Omip -> 52,85 €/Mwh, +0,21%]. Ambas dibujan pulsaciones: 2018 lo hace alrededor de la cota de los 56,50 €/Mwh – no está mal -, y por su parte, 2019, oscila entre los 52,00 €/Mwh y 52,85 €/Mwh. Son muestras de un mercado, eminentemente sobretensionado y que invita a la quietud y espera de que aparezcan nuevos horizontes.
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- Q1 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Oscilaciones mantenidas, 2019 -> Oscilaciones mantenidas. Q1/2018[47,34 – 56,46 – 56,82]. Q1-2019 [Omip -> 52,85 €/Mwh, +0,21%]. Ambas dibujan pulsaciones: 2018 lo hace alrededor de la cota de los 56,50 €/Mwh – no está mal -, y por su parte, 2019, oscila entre los 52,00 €/Mwh y 52,85 €/Mwh. Son muestras de un mercado, eminentemente sobretensionado y que invita a la quietud y espera de que aparezcan nuevos horizontes.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]-
- Q2 [2018-2019]. Tendencia. Inicio Alcista, 2019 -> Inicio bajista. Q2/2018 [41,13 – 48,97 – 49,20]. Q2-2019 [Omip -> 45,76 €/Mwh, +1,197%]. Para el segundo trimestre de 2018, la noticia ha estado en el máximo alcanzado el martes 12 DIC/2017, ubicándose éste en los 49,23 €/Mwh, bajando a partir de esta cota hasta los 49,20 €/Mwh. Ver el segundo trimestre cotizar cerca de los 50,00 €/Mwh, es sin duda un señal preocupante que, esperamos vaya «destensionándose», por el bien de todos. Para el 2019, también ocurrió la noticia de forma paralela, sin embargo, sucedió un día más tarde: miércoles 13 DIC/2017 (+46,13 €/Mwh).
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- Q2 [2018-2019]. Tendencia. Inicio Alcista, 2019 -> Inicio bajista. Q2/2018 [41,13 – 48,97 – 49,20]. Q2-2019 [Omip -> 45,76 €/Mwh, +1,197%]. Para el segundo trimestre de 2018, la noticia ha estado en el máximo alcanzado el martes 12 DIC/2017, ubicándose éste en los 49,23 €/Mwh, bajando a partir de esta cota hasta los 49,20 €/Mwh. Ver el segundo trimestre cotizar cerca de los 50,00 €/Mwh, es sin duda un señal preocupante que, esperamos vaya «destensionándose», por el bien de todos. Para el 2019, también ocurrió la noticia de forma paralela, sin embargo, sucedió un día más tarde: miércoles 13 DIC/2017 (+46,13 €/Mwh).
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]-
- Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> pequeñas oscilaciones,2019 -> Inicio bajista. [47,06 – 51,11 – 51,38]. Q3-2019 [Omip -> 47,79 €/Mwh, -0,58%]. Desde el 11 OCT/2017, Q3/2018, se ubica por encima de la cota de los 50,50 €/Mwh, alcanzando un máximo absoluto, el 04 DIC/2017 en los 52,79 €/Mwh. Son cifras inasumibles para fijar alguna posición de cobertura: pagar por adelantado un precio superior a 50,00 €/Mwh, no es ningún negocio. Por su parte, 2019, está bajando lentamente, hasta situarse en los 47,79 €/Mwh, precio muy alto también.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]-
- Q4 [2018]. Tendencia 2018. Inicio bajista. [46,19 – 52,66 – 53,37]. El miércoles 13 DIC/2017, alcanzó un mínimo relativo, situado en los 52,06 €/Mwh, a partir de ahí ha subido hasta los 53,37 €/Mwh (+1,31 €/Mwh), al ver que los reactores de Francia, sufrían nuevos retrasos en el arranque, prueba evidente de la sobretensión a la que está sometida.
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]- 4.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT).
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- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – Los traders NO ven el fin del dolor del dólar en 2018 -. Tendencia -> Leve Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1790 €/$, -0,18%. Cotizaciones [Lunes = 1,1796; Martes = 1,1766; Miércoles = 1,1736; Jueves = 1,1845; Viernes = 1,1806] €/S.
Extracto: Estamos a finales de año, y por lo tanto, se han producido sendas reuniones en los bancos centrales: (1) Banco Central Europeo, jueves 14 DIC/2017, (2) Reserva Federal, miércoles 13 DIC/2017. Las conclusiones de dichas reuniones, han servido como inputs para guiar la cotización del binomio euro – dólar, junto a la aprobación definitiva de la reforma fiscal de Donald Trump.
- EUROPA. Jueves, 14 DIC/2017. El BCE mantiene los tipos de interés y revisa al alza su previsión de crecimiento para la Eurozona. La comparecencia de Mario Draghi, tuvo las siguientes cuestiones importantes:
- Tipos de Interés. Mantiene el precio por el que presta dinero a los bancos una semana en el 0,00% para garantizar que las condiciones financieras son favorables. También seguirá tasando a los bancos un 0,40% por el exceso de sus reservas a un día (facilidad marginal de depósito). Los préstamos a un día se cobrarán al 2,5% (facilidad marginal de crédito).
- Crecimiento Zona Euro. El presidente del BCE lanzó en cambio un mensaje de mayor confianza en el crecimiento de la zona euro, con la revisión al alza de sus previsiones de PIB e inflación. Prevé un alza del PIB este año del 2,40%, frente al 2,20% de su estimación de SEP/2017. El crecimiento en 2018 sería del 2,30%, que contrasta con el 1,80% de la previsión anterior; del 1,90% en 2019 – frente al 1,7% estimado en SEP/2017 – y del 1,70% en 2020 – es la primera estimación lanzada para ese último ejercicio -.
- Inflación. La inflación cerró noviembre en el 1,50%, y según las nuevas previsiones del órgano rector todo apunta a que terminará en ese nivel el año, el mismo que pronosticó en su anterior revisión. La cosa cambia para 2018, para cuando eleva dos décimas su estimación de precios, hasta el 1,40%. Para 2019 no hay novedades, pues mantiene el IPC en el 1,50%, y para 2020 da su primera previsión elevando el nivel de inflación hasta el 1,70%.
- Quantitative Easing – QE, compras de deuda -: Reiteró la prolongación de las compras de deuda hasta septiembre de 2018 – o más allá si fuera necesario – por una cuantía a partir de ENE/2018 de 30.000 Mill€; la reinversión de los vencimientos de deuda y la previsión de que los tipos se mantendrán en los niveles actuales durante un tiempo que superará con creces el horizonte del fin de las compras de deuda.
Comentario Importante: Lo que ha disparado al euro: 1,1736 €/$ – miércoles -, 1,1845 €/$ – jueves -, ha sido el «entusiasmo» de Draghi a la hora de exponer el crecimiento de la eurozona, incluso se ha atrevido a dar cifras para 2020. Con respecto a la subida de tipos – lo que de verdad interesa -, no ha dejado ninguna pista, solamente lo que ya sabemos: » prolongación del programa de compras más allá si fuera necesario…». - ESTADOS UNIDOS.
- Jueves, 14 DIC/2017. La Fed sube tipos un 0,25% por tercera vez en el año hasta el 1,5%. Ya lo venía descontando el mercado desde SEP/2017 y esta semana se hizo efectivo. En la última reunión del año con Janet Yellen al frente del banco central de Estados Unidos, el Comité de Mercado Abierto de la Reserva Federal (FOMC), acordó elevar los tipos de interés en 25 puntos básicos por tercera vez en 2017, hasta el 1,25% y 1,5%.
Comentario Importante: Las previsiones del comité apuntan a que los tipos de interés cerrarán 2018 en un rango de entre el 1,90% y el 2,40%, lo que da idea de que habrá otras tres subidas de tipos el próximo año. Hay quién piensa que puede haber hasta cuatro repuntes del dinero, aunque en última instancia, todo dependerá del impacto que tenga la rebaja de impuestos de la Administración Trump en la economía estadounidense.
- Sábado, 16 DIC/2017. Los republicanos acuerdan en el Congreso la versión definitiva de la histórica reducción de impuestos de Trump. Los republicanos en el Congreso de Estados Unidos acordaron una versión definitiva de la histórica reducción de impuestos impulsada por el presidente, Donald Trump, con importantes recortes impositivos. Como ya se sabía, el acuerdo recoge una bajada del 35,00% al 21,00% en el actual impuesto de sociedades que pagan las empresas, piedra angular del plan fiscal que prometió Trump en la campaña electoral. Trump quería que la bajada fuera al 20,00%, pero finalmente accedió al 21,00% porque no salían los números. La medida entrará en vigor el 01 ENE/2018 e implica un aumento del déficit presupuestario de 1,50 Bill$ en la próxima década, que Trump considera fundamental para revitalizar la actividad económica y acelerar el crecimiento anual del país por encima del 3,00%.
- Jueves, 14 DIC/2017. La Fed sube tipos un 0,25% por tercera vez en el año hasta el 1,5%. Ya lo venía descontando el mercado desde SEP/2017 y esta semana se hizo efectivo. En la última reunión del año con Janet Yellen al frente del banco central de Estados Unidos, el Comité de Mercado Abierto de la Reserva Federal (FOMC), acordó elevar los tipos de interés en 25 puntos básicos por tercera vez en 2017, hasta el 1,25% y 1,5%.
Conclusión Importante Final: Por un lado, tenemos a Europa, creciendo a buen ritmo (+2,40%) y con un programa de estímulos – QE, antesala de la subida de tasas -, hasta SEP/2018. Por otro, EEUU, con tres subidas de tasas estimadas para 2018, una recién aprobada reforma fiscal, un crecimiento del 3,00% y una tasa de empleo situada en el 4,10%. Si la reforma fiscal de Trump, se traduce en los éxitos esperados, podemos ver un dólar fuerte para 2018 – primera meta, 1,1500 €/$ -, de lo contrario, estamos en el mismo punto que a principios de 2017, una vez que el presidente tomó posesión: todo eran expectativas que, como se puede observar, no se han traducido en una apreciación del dólar. - EUROPA. Jueves, 14 DIC/2017. El BCE mantiene los tipos de interés y revisa al alza su previsión de crecimiento para la Eurozona. La comparecencia de Mario Draghi, tuvo las siguientes cuestiones importantes:
- TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – Los traders NO ven el fin del dolor del dólar en 2018 -. Tendencia -> Leve Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1790 €/$, -0,18%. Cotizaciones [Lunes = 1,1796; Martes = 1,1766; Miércoles = 1,1736; Jueves = 1,1845; Viernes = 1,1806] €/S.
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- COTIZACIÓN BRENT – .Tendencia -> Meseta alrededor de los 62,00 $/bbl. [Futuros Anual = 61,55 $/bbl, -0,94%]. Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = 64,69; Martes = 63,34; Miércoles = 62,44; Jueves = 63,31; Viernes = 63,23] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [61,55 $/bbl] < CONTADO [63,23 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
- Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 13 DIC/2017 – : Han disminuido en 5,117 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 3,759 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 443,003 Mb.
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- Datos Reservas Gasolina – miércoles 13 DIC/2017 –: Han aumentado 5,664 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 2,457 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 226,052 Mb.
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- Producción Crudo EEUU – viernes 08 DIC/2017 – Exportaciones Crudo – viernes 08 DIC/2017 -, y plataformas Fracking – viernes 17 NOV/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,780 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en 0,070 Mbd. Las exportaciones, han disminuido en 0,77 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 5,632 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha disminuido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 747 (-4,00).
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Extracto: Esta semana, las cotizaciones del barril de Brent, han estado gobernadas por tres vectores: (1) Avería en el sistema de oleoductos Forties que canaliza el petróleo desde el Mar del Norte hacia el territorio continental del Reino Unido. (2) Informe de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Agencia Internacional de la Energía (IEA), (3) Situación de los inventarios de crudo, gasolina y exportaciones de EEUU.
La pregunta en estos momentos, una vez que nos aproximamos al final de 2017, es sencilla de realizar: ¿Qué pasará en 2018 con las cotizaciones del crudo?. Expongamos primeramente distintos puntos de vista, nos ayudarán a fundamentar nuestra opinión:
- Viernes 15 DIC/2017. Las voces más grandes en el petróleo no están de acuerdo sobre 2018. Las dos predicciones más críticas de los mercados mundiales del petróleo ofrecen visiones contradictorias para 2018: una en la que la OPEP finalmente logra despejar un exceso de oferta, y otra donde ese objetivo sigue siendo difícil de alcanzar. Tal y como dice Ole Sloth Hansen – jefe de estrategia de materias primas de Saxo Bank -: «Ambos no pueden estar en lo cierto …. cualquiera que sea la forma en que el péndulo oscile tendrá un impacto significativo en el mercado«.
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Tanto la AIE como la OPEP están de acuerdo en que los recortes de la coalición están funcionando. Los inventarios de petróleo excedentes en los países desarrollados –métrica principal de la OPEP para medir el éxito – cayeron a 111,00 Mbd en OCT/2017, desde los 291 Mbd NOV/2017. Donde divergen es en lo que sucede después. La OPEP pronostica que el reequilibrio se completará a finales del próximo año, ya que esas existencias disminuirán en 130 Mbd de barriles en 2018. Por el contrario, la AIE prevé que los inventarios se mantendrán estables a medida que el nuevo crecimiento de la oferta supere las ganancias de la demanda. Aunque ambas instituciones proyectan que la demanda de crudo de la OPEP será de aproximadamente 32,30 Mbd en promedio en la primera mitad de 2018, sus puntos de vista se alejan a medida que avanza el año. La OPEP espera que necesite bombear alrededor de 34,00 Mbd en la segunda mitad, mientras que la AIE ve un requisito de solo 32,70 Mbd => La OPEP aumentó las estimaciones para la producción de crudo de Estados Unidos esta semana y ahora ve una expansión de 720.000 bd por día el próximo año. Aún así, el pronóstico de la IEA es un 20 por ciento más alto.
- Miércoles 13 DIC/2017. Barclays cree que el precio del petróleo será un 15% más barato en 2018. El banco cree que gran parte de las ganancias recientes se debe a factores excepcionales, como la reducción de suministros de crudo canadiense y los problemas del oleoducto del Reino Unido. Los inventarios de combustible en la costa del Golfo de EEUU han caído por el impacto del huracán Harvey en las refinerías de la región.
- Viernes 15 DIC/2017. Los operadores de petróleo optan por opciones alcistas por 80 $ Brent el próximo año. Más de 32.000 contratos de opciones que otorgan a los operadores el derecho a comprar Brent a 80 $/bbl para JUN/2018 en adelante se comercializaron en la última semana. Eso es el equivalente a 32 Mb, con un costo total de alrededor de 9,00 Mill$: Uno de cada cinco contratos de Brent que se transaron el jueves fueron de 80 $/bbl, según datos de ICE Futures Europe.
Conclusión Importante: Para fijar la posición de TEMPOS, con respecto a lo que sucederá en 2018, hemos de acudir de nuevo al siguiente artículo: ¿Por qué el Fracking no arranca de verdad? y revisar el siguiente literal: «Los ejecutivos de tres de los mayores perforadores independientes de Estados Unidos dicen que no aumentarán la actividad solo porque los precios suban luego de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados acordaron extender los recortes de producción. El énfasis, en cambio, será en mantener la disciplina de gasto y generar ganancias para devolver a los inversores«. Es decir, el escenario es idóneo para que la «gente» del Shale Gas haga caso a los números ofrecidos por la AIE y consigan que 2018, sea una año de sobreoferta, pero, y esto es lo verdaderamente importante: ¿Qué primarán, el crecimiento, o la rentabilidad?, estando aquí toda la clave para el año que viene. Desde la consultora seguimos pensando que un nivel de cotización cercana a los 50,00 $/bbl sería aceptable.
- Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 13 DIC/2017 – : Han disminuido en 5,117 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 3,759 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 443,003 Mb.
- COTIZACIÓN BRENT – .Tendencia -> Meseta alrededor de los 62,00 $/bbl. [Futuros Anual = 61,55 $/bbl, -0,94%]. Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = 64,69; Martes = 63,34; Miércoles = 62,44; Jueves = 63,31; Viernes = 63,23] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [61,55 $/bbl] < CONTADO [63,23 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
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- 01. INVENTARIOS, PRODUCCIÓN y EXPORTACIÓN EEUU.
- Miércoles 13 DIC/2017. El petróleo se derrumba, ya que la acumulación de gasolina en Estados Unidos eclipsa el crudo. Los inventarios de crudo de Estados Unidos cayeron la semana pasada en 5,10 Mb – más de lo previsto -, y la producción alcanzó otro récord de 9,78 Mbd – el máximo se sitúa en 10,04 Mbd, establecido en NOV/1970 -. Las existencias de gasolina subieron 5,70 Mbd, más del doble de las expectativas de los analistas – 2,50 Mbd -.
- Martes 12 DIC/2017. Estados Unidos está exportando petróleo y gas a un ritmo récord. El mayor consumidor de petróleo del mundo exportó más hidrocarburos que nunca antes en 2017 y no muestra signos de desaceleración. Se espera que los estadounidenses terminen el año bombeando petróleo a niveles nunca vistos desde principios de los años setenta.
Comentario Importante: Estas cifras, solo hacen confirmar la tendencia señalada por la AIE, esto es, la cantidad de la oferta superará a la demanda en 2018. Pero, insistimos, habrá que esperar hasta finales de ENE/2018 o principios de FEB/2018, y ver qué es lo que realmente quieren las compañías de perforación: expansión, o rentabilidad.
- 01. INVENTARIOS, PRODUCCIÓN y EXPORTACIÓN EEUU.
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- 02. OLEODUCTO DE MAR DEL NORTE.
- Miércoles 13 DIC/2017. Una grieta en un oleoducto clave del Mar del Norte propulsa el precio del petróleo. El oleoducto con problemas es el Forties, uno de los más importantes del Reino Unido, que transporta el petróleo del Mar del Norte hasta su procesamiento en Grangemouth (Escocia). Este oleoducto conduce aproximadamente el 40,00% del crudo del Mar del Norte, cuyo cierre obligó a la suspensión de la producción en más de 80 plataformas. Este sistema de tuberías alimenta de crudo a la terminal de exportación Hound Point, cerca de Edimburgo en Escocia. Con más de 400.000 Bd, los suministros que fluyen a través del enlace son la mayor parte constitutiva de la calificación Dated Brent, que ayuda a fijar más de la mitad de los precios físicos del petróleo del mundo. Se prevé que el oleoducto permanezca cerrado unas tres semanas, mucho más tiempo de lo estimado.
- 02. OLEODUCTO DE MAR DEL NORTE.
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- 03.- INFORME DE LA OPEP e IEA
- Miércoles 13 DIC/2017. La OPEP ve el equilibrio en el mercado petrolero a finales de 2018. Como todos los meses, el cártel ha hecho público su visión del mercado, a través de su boletín, siendo las cifras más importantes las siguientes: (1) Prevé que la producción total de sus competidores aumente en 0,9 Mbd, hasta llegar a los 56,58 Mbd. El bombeo de Estados Unidos, especialmente el de crudo de esquisto, crecerá en 1,05 Mbd y será el prácticamente único responsable de todo ese aumento. (2) La producción de los países OPEP fue de 32,448 Mbd, lo que supone 133.500 bd menos que en OCT/2017: están cumpliendo con el objetivo de dejar fijar la producción por debajo de lso 32,50Mbd.
- Jueves 14 DIC/2017. Informe de EIA. (1) El crecimiento de la demanda global permanece sin cambios en 1,50 Mb en 2017 y 1,3 Mb en 2018. (2) El suministro mundial de petróleo subió 0,20 Mb en NOV/2017 a 97,80 Mb, el más alto en un año, gracias a la creciente producción estadounidense. (3) El suministro de crudo de la OPEP cayó en noviembre por cuarto mes consecutivo a 32,36 Mb.
- 03.- INFORME DE LA OPEP e IEA
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