INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [13OCT-19OCT] 2018

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]​​Buenos días, desde la TEMPOS, esperamos que TODO te vaya magníficamente bien. Cuando hablamos de comprar energía, NO nos referimos a una acción aislada en el tiempo, sino todo lo contrario, estamos ante posiblemente una de las adquisiciones más importantes de la compañía, ya que lleva embebida el concepto de RECURRENCIA: un desvío continuado del +5,00% anual, arroja el +50,00% de la facturación ANUAL en una década

Centrándonos en el informe de esta semana, por favor, toma nota de los ítems que abarcaremos:

• Mercado Spot Electricidad.
  • España. La noticia es clara: Viajamos por el pool más CARO de todos los tiempos, situándose el precio de OCT/2018 en +65,38 €/Mwh, a una distancia muy SIGNIFICATIVA de sus seguidores: 2017 (+56,79 €/Mwh, -8,59 €/Mwh), 2014 (+55,12 €/Mwh, -10,26 €/Mwh), 2016 (+52,83 €/Mwh, -12,55 €/Mwh), 2013 (+51,50 €/Mwh, -13,88 €/Mwh), 2015 (+49,90 €/Mwh, -15,48 €/Mwh).
    • Conclusión Importante: El mes de OCTUBRE, se ha caracterizado por ser un mes NO competitivo, casi siempre alrededor de la cota de los +50,00 €/Mwh, cuyos precios han sido a veces «empujados» por encima de los +55,00 €/Mwh, debido a situaciones tan importantes como la problemática en los reactores de Francia. Sin embargo, nunca se había alcanzado la cotización de los +65,00 €/Mwh y muchos menos el sobresamiento de ésta. Por otra parte, observando al mercado de las commodity, desde el año 2013 hasta el actual, los valores de crudo, han fluctuado a nivel promedio, desde los +109,44 $/bbl (OCT/2013), hasta los +49,29 $/bbl (OCT/2015), mientras que el mineral de carbón, se situaba en los +51,90 $/ton (OCT/2015) y sin embargo, en el mes actual tiene un precio de +99,82 $/ton. Siguiendo con el razonamiento, donde queremos llegar, es que la variación de las materias primas TRADICIONALES, NUNCA había tenido tanta incidencia en los precios reales de la energía. La clave de todo, está en el mercado de los derechos de CO2, que ha añadido un EXTRA de +0,92 tCO2/Mwh – teniendo en cuenta que el precio actual de los EUAs se mueve alrededor de los +20,00 €/tCO2 -. Dicho de otro modo: si los derechos de emisión NO bajan por debajo de los +10,00 €/tCO2, NO veremos precios por pantalla alrededor de los +55,00 €/Mwh.
  • Francia. El mercado spot del país vecino prácticamente aparece IGUALADO al de España, cayendo el promedio de la diferencia mensual a MÍNIMOS anuales: -0,65 €/Mwh = Francia (64,70 €/Mwh) – España (+65,49 €/Mwh). Con el fin de que tomes un orden de magnitud, el mes en el que estuvieron más distanciados fue MAY/2018, -20,49 €/Mwh = Francia (+34,42 €/Mwh) – España (+54,91 €/Mwh).
  • ​Opinión Personal.​​​ ¿​​​Qué quiere decir que el pool eléctrico está INTERVENIDO?.¿Qué valor de pool tendremos cuando ésta desaparezca?.
    
  • ​​​Compra de Gas. La adquisición de esta commodity MEJORA a «trozos»:
    • ​El precio del barril de Brent, vuelve a ubicarse por debajo de la cota de los +80,00 $/bbl – +79,78 $/bbl, viernes 19 OCT/2018 -, debido fundamentalmente a las noticias procedentes de las reservas de crudo de EEUU.
    • Tipo de Cambio (TC), EMPEORA, ya que disminuye su distancia con respecto a la cota de los +1,1000 €/$, situándose en los +1,1470 €/$ – viernes 19 OCT/2018 -. 

Miremos ahora al rigor y a la exactitud, a la hora de plantear el análisis y las conclusiones de éste.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]

• 1.1.- EL GAS NATURAL SE CONVIERTE EN EL PROTAGONISTA DEL POOL FRANCÉS.
  

[/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 derecha, 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, así como las aportaciones de las energías renovables y fósiles. Por otra parte, a la izquierda, se señala las correlaciones que existen entre el pool eléctrico y aquella tecnología que lo hace posible – driver de precios -, así como la evolución de la energía trasvasada a España y Alemania. Vayamos a detalle del análisis:

• DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Para la semana que estamos analizando, [13OCT-19OCT] 2018, básicamente se han producidos TRES (3) sucesos importantes. Primero – nuclear -: La energía procedente de las fisiones nucleares, sobrepasa la cota psicológica de los +1.000 Gwh/día, situándose concretamente en los +1.010 Gwh/día a nivel promedio. Esta circunstancia es el resultado de aumentar la operatividad en DOS (2) reactores nucleares, alcanzado en este momentos, CUARENTA y DOS (42) plantas activas. Segundo – exportaciones –: El aumento mencionado de la producción nuclear, junto al estancamiento de la demanda – apenas ha bajado +8,00 Gwh/día (-3,80%) -, ha tenido como consecuencia una subida considerable de la energía trasvasada hacia los vecinos limítrofes, arrojando un cómputo global de +43 Gwh/día = +2,00 Gwh/día (Inglaterra) +8,00 Gwh/día (Italia) + 10,00 Gwh/día (Suiza) + 34,00 Gwh/día (Alemania + Bélgica) – 11,00 Gwh/día (España). Tercero – gas natural –. Se ha producido un aumento en el gas natural – indexado con el precio del barril de Brent y Tipo de Cambio -, junto a una merma del aporte del carbón, cuestión que resulta razonable, ya que el crudo ha bajado al contado un +2,76% con respecto a la semana pasada, siendo el descenso para los futuros a doce meses de un +3,27% con respecto al mismo periodo.
• Conclusión Importante: Quizás, esta semana se ha visto con mayor nitidez: el driver del mercado francés, en estos momentos, es el gas natural – imagen central derecha -, de tal modo que, una de las causas del leve descenso del pool, aparte del importante aumento de la producción nuclear, ha sido el mayor uso del gas, a menor precio.

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

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

• El domingo 14 OCT/2018, los parámetros energéticos más importantes de nuestro país fueron los siguientes:
  • Generación – porcentaje con respecto a la demanda total -. +36,82% (eólica); +30,12% (nuclear); +10,63% (carbón); +6,47% (hidráulica); +5,03% (ciclos combinados).
  • Tecnologíasque marcan precio marginal: +75,00% (Renovables), +21% (Gran Hidráulica); +8,00% (Bombeo).
  Conclusión importante: En estos momentos, el mercado spot de España tiene un SUELO de +53,35 €/Mwh: con una aportación de un +66,82% = +36,82% + 30,12%, y una capacidad de fijación de las renovables de un +75,00% – imagen derecha, domingo 14 OCTUBRE –  el pool NO ha sido capaz de descender por debajo de la cota de los +50,00 €/Mwh.

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• 1.2.2.- EL CARBÓN Y GAS DESCRIBEN LA MISMA CURVA DE PARTICIPACIÓN y GOBIERNAN EL POOL.
  

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• La imagen que observas, guarda un paralelismo muy importante con la anterior, de manera que avancemos directamente hacia el análisis.
  • DESCRIPCIÓN DEL ESCENARIO. Hay TRES (3) INPUTS importantes, que hemos de señalar. Primero – consumo –: Hemos aumentado la demanda en +11,00 Gwh/día (+1,76%) con respecto a la semana anterior. Segundo – importaciones Francia –. El trasvase de energía del país galo, desciende a MÍNIMOS absolutos anuales, y se ubica en los +5,00 Gwh/día, una cantidad prácticamente testimonial. Tercero – gas natural –: A grandes rasgos, la demanda de energía y la disminución de la interconexión de Francia, +22,00 Gwh/día, han provocado una mayor dinámica de las centrales de ciclo combinado, +19,00 Gwh/día (+27,44%).
    • Conclusión Importante: Ha sido el gas, más barato que el carbón, por las siguientes razones: (1) El precio del crudo, como hemos señalado más arriba, se ha presentado más competitivo que la semana pasada. (2) Los ALTOS precios del CO2, inciden en el carbón a razón de +0,92 tCO2/Mwh, sin embargo, para el caso del gas nos situamos en +0,37 t/CO2/Mwh, esto es, el carbón aparece PENALIZADO un +148,64% con respecto el gas, el que ha asumido la responsabilidad de aportar mayor energía al pool, haciendo incluso bajar los precios de éste.
  Conclusión importante: En estos momentos, el promedio anual del mercado spot, se sitúa en los +56,10 €/Mwh. De mantenerse este nivel de precios, a 31 DIC/2018, nos situaremos muy próximos a los +57,00 €/Mwh, concretamente en los +56,87 €/Mwh. Siguiendo con el razonamiento, mientras que en la input PRINCIPAL – cotizaciones del CO2 – NO haya un cambio significativo, veremos precios del mercado spot por pantalla – a nivel promedio -, por encima de los +60,00 €/Mwh.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]2.- MAPA DE LOS REACTORES NUCLEARES DE ESPAÑA y FRANCIA.[/mk_fancy_title][vc_column_text]

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[/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
      • ARRANQUE
        • BLAYAIS 4.La unidad de producción número 4, se reconectó a la red de electricidad el martes 16 OCT/2018. La parada programada, para mantenimiento y recarga de combustible, se produjo el 09 SEP/2018.
        • CATTENOM 2.  El domingo 14 OCT/2018, poco después de las 2 pm, la unidad número 2, de la central nuclear de Cattenom, fue reconectada a la red eléctrica, después de su tercera parada programada decenial, que comenzó el sábado 26 MAY/2018:la parada  de diez años, es un momento clave en la vida de una unidad de producción nuclear, ya que es al final de estas numerosas operaciones detalladas de control y mantenimiento,  cuando ASN decide sobre la continuación de la operación durante los próximos 10 años.
      • PARADA
        • CATTENOM 4 – parada programada –. La unidad de producción número 4 en la planta de Cattenom, se cerró la noche del viernes 19 al sábado 20 OCT/2018 para realizar una prueba de maniobrabilidad del grupo de control.
        • CHINON 3 – parada programada -. Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción número 3 de la central nuclear de Chinon, se cerró el sábado 20 OCT/2018 a las 00:30. Esta parada se programa como «Parada para recarga simple»,es una desconexión corta, que dura unas pocas semanas, dedicada a la renovación de parte del combustible y a las operaciones de verificación y mantenimiento.
    • RETRASOS CONEXIÓN.
      • CHINON 2. Se vuelve a producir un nuevo retraso de ocho días, sumando un total de veinte días de espera.
      • CHOOZ 1. Hablamos de su primera demora, doce días.
      • CIVAUX 1. Se estima su entrada en línea para el 30 0CT/2018, provocando un aplazamiento de tres días.
      • FLAMANVILLE 1. Sumando el retardo anunciado, doce días, hablamos de un total de setenta y tres días.
      • GRAVELINES 3. Ha sido su primer retraso de seis días, previendo su inyección a red el 05 NOV/2018.
      • NOGENT 1. Son cinco días los anunciados, que suman un total de treinta y nueve.
      • PALUEL 3. Ha alargado su parada hasta el 02 DIC/2018: veintinueve días.
      • ST LAURENT 2 yTRICASTIN 2. Anuncian su primer aplzazamiento de cuatro días.
  ​Conclusión Importante: Francia mantiene la operatividad de sus reactores por encima de la cifra de CUARENTA (40), durante las dos últimas semas: +44 [01SEP-07SEP]; +44 [08SEP-14SEP]; +37 [15SEP-21SEP]; +39 [22SEP-28SEP]; +39 [29SEP-05OCT]; +41 [06OCT-12OCT]; +41 [13OCT-19OCT]. Para los próximos siete días, si no hay retrasos, Électricité de France (EDF), tiene previsto la puesta e marcha de SEIS (6) reactores: BUGEY 5, CATTENOM 4; CHINON 2; CIVAUX 1; NOGENT 1;TRICASTIN 2.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]3.-OPINIÓN PERSONAL. ¿Qué quiere decir que el pool elécrico está INTERVENIDO?.¿Qué valor de pool tendremos cuando ésta desaparezca?.

El caso es que llevo varios días leyendo noticias relacionadas con la caída del mercado spot de electricidad y tengo que trasladarte que es totalmente CIERTO, sobre todo si giramos la mirada a las cotización media del último mes: SEP/2018 (+71,27 €/Mwh), OCT/2018 (+65,73 €/Mwh), que refleja una caída de +5,54 €/Mwh (+7,77%). Sin duda alguna, la causa que hay detrás de este hecho, es la SUSPENSIÓN del impuesto a la generación por parte del gobierno – parece que la corrección citada va alcanzando la asíntota del +7,00% -.

Sin embargo, si realizamos un análisis de las cotizaciones más inmediatas del mercado de futuros, desde el 10 SEP/2019 – momento en que los «quarters» se sitúan en máximos -, concluiremos que la bajada señalada, es totalmente ARTIFICIAL:

• Q1/2019: +70,75 €/Mwh (10SEP/2018); +63,75 €/Mwh (19 OCT/2018). Bajada = +7,00 €/Mwh (+9,89%). Tendencia = BAJISTA.
• Q2/2019.
  • Primer tramo. +58,15 €/Mwh (10SEP/2018); +52,97 €/Mwh (19 SEP/2018). Bajada = +5,18 €/Mwh (8,91%).
  • Segundo tramo. +52,97 €/Mwh (19 SEP/2018); +56,40 €/Mwh (19 OCT/2018). Subida = +3,43 €/Mwh (+6,48%). Tendencia = ALCISTA.
• Q3/2019.
  • Primer tramo. +63,73 €/Mwh (10SEP/2018); +58,03 €/Mwh (19 SEP/2018). Bajada = +5,70 €/Mwh (+8,94%).
  • Segundo tramo. +58,03 €/Mwh (19 SEP/2018); +59,88 €/Mwh (19 OCT/2018). Subida = +1,85 €/Mwh (+3,19%). Tendencia =ALCISTA.
• Q4/2019:
  • Primer tramo.+65,04 €/Mwh (10SEP/2018); +59,50 €/Mwh (19 SEP/2018). Bajada = +5,54 €/Mwh (+8,52%).
  • Segundo tramo. +59,50 €/Mwh (19 SEP/2018); +62,00 €/Mwh (19 OCT/2018). Subida = +2,50 €/Mwh (+4,20%). Tendencia = ALCISTA.

La expresión «2019 será un año CARO«, básicamente se debe al encarecimiento de las materias primas, junto con los altos precios del mercado del CO2. Realizamos una exposición muy breve:

• Mercado CO2. Sus costes NO van a bajar, ya que precisamente se sitúan donde la Unión Europea los quería ver: en torno a la cota de los +20,00 €/tCO2. Tampoco parece probable que se produzca el «switching»: cambios del carbón por el gas – provocaría una baja del pool de unos +16,50 €/Mwh -.
• Brent. Esta commodity si que tiene posibilidades de bajada, pero ahora mismo, se antojan poco probables. Nos referimos a que la guerra comercial, está trasladando un enfriamiento del PIB mundial, y por lo tanto, a la demanda de crudo – véase informe de la EIA -. Sin embargo, también están los intereses de la propia Arabia Saudí – aplazamiento de salida a bolsa de Aramco –: se siente cómoda con un Brent por encima de +80,00 $/bbl, aparte de su aliada Rusia.
• Carbón. Aquí todo depende de China, y de su capacidad de importación, situándose en máximos de cuatro años, así como de India.
• Renovables. Existe una AMPLIA incertidumbre acerca de los plazos de ejecución de los megavatios adjudicados en las subastas de MAY/2017 y JUL/2017, hasta el punto que el ejecutivo ha ampliado el plazo, como mínimo hasta 31 MAR/2020, dejando «tocado» este año. También, hemos de añadir el hándicap físico de evacuación, señalado por REE, así como la opinión de Carmen Becerril – presidenta de OMEL -: » OMEL dice que 9.000 MW renovables no tendrán efecto depresor en precios«.
• Hidráulica y Nuclear. El ejecutivo está DECIDIDO a realizar CAMBIOS normativos en elfuncionamiento del mercado eléctrico, con el fin de acabar con la sobrerretribución, los conocidos como beneficios caídos del cielo – windfall profits -, que consideran reciben en el mercado mayorista algunas tecnologías, como la hidráulica o la nuclear: fueron instaladas en un marco regulatorio anterior a la liberalización y han recuperado sobradamente sus costes de inversión. La opción que se está planteando seriamente, sería limitar el precio que pueden cobrar estas tecnologías en el mercado mayorista y que la diferencia se destine a abaratar la factura de la luz de todos los consumidores. Si esta REFORMA se lleva a cabo – sería para bien entrado 2019 -, podríamos estar hablando de una rebaja importante, no pudiendo cuantificarla en estos momentos.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]4.- MERCADO FUTUROS [OMIP]

• NOTICIA:  Gratis para Clientes.
  ALERTAS: 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»]

• Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> BAJISTA. 2020 -> BAJISTA. Q1/2019 [53,00 – 63,29 – 63,75]. Q1-2020 [Omip -> 56,90 €/Mwh, -1,79%]. Para los dos «quarters», ha habido un pequeño repunte el jueves 18 OCT/2018: Q1/2019 (+62,70 €/Mwh => +63,75 €/Mwh), Q1/2020 (+56,41 €/Mwh => +56,90 €/Mwh), siendo la principal noticia, la importante CAÍDA desde el pasado 10 SEP/2018.
  • Conclusión importante. La apuesta del ejecutivo de INVERTIR 1.000 millones de euros para frenar la subida del pool, a través de la SUSPENSIÓN del impuesto a la generación, está dando resultados. De momento, el primer trimestre del año que viene, cae +7,00 €/Mwh (+9,89%) con respecto a la fecha indicada. Por tanto, aquí NO podemos hablar de cobertura: nos quedamos en el pool.
  • 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 [2019-2020]. Tendencia. 2019 ALCISTA. 2020 -> ALCISTA. Q2/2019 [46,30 – 56,01 – 56,40]. Q2-2020 [Omip -> 50,34 €/Mwh, +0,58%]. Si tomamos como referencia el mínimo relativo de 19 SEP/2019, +52,97 €/Mwh (Q2/2019), +47,35 €/Mwh (Q2/2020), la conclusión es inequívoca: ambas dibujan una pendiente de subida, +3,43 €/Mwh (+6,48%) y +2,99 €/Mwh (+6,31%), para Q2/2019 y Q2/2020, respectivamente.
  • Conclusión importante. Una vez que hemos salido del túnel de la INTERVENCIÓN, los mercados están adelantando/estimando un ENCARECIMIENTO del mercado spot, siendo una de las causas más importantes, la subida en el coste de las materias primas. En este trimestre, estadísticamente el más competitivo del mercado spot, se antoja muy arriesgado tomar posiciones con un nivel de precios por encima de los +56,00 €/Mwh (Q1/2019) y +50,00 €/Mwh (Q2/2020).
  • 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»]

• Q3 [2019]. Tendencia. 2019 -> Inicio ALCISTA. 2020 ->Oscilante. Q3/2019 [52,39 – 59,51 – 59,88]. Q3-2020 [Omip -> 53,45 €/Mwh, -0,37%]. Ambas alcanzan un mínimo relativo el lunes 15 OCT/2018: +58,72 €/Mwh (Q3/2019), +53,34 €/Mwh (Q3/2020), rebotando después hasta los +59,88 €/Mwh (+1,16 €/Mwh) y +53,45 €/Mwh (+0,11 €/Mwh), el viernes 21 OCT/2018, respectivamente.
  • Conclusión Importante: Ambas variables se muestran con una volatilidad importante, con mínimos relativos alrededor de los +58,00 €/Mwh y +53,00 €/Mwh, y máximos de +63,00 €/Mwh y +55,00 €/Mwh, para Q3/2019 y Q3/2020, respectivamente. Por tanto, hemos de esperar la entrada de MEJORES oportunidades.
  • ​​​​​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»]

• Q4 [2019]. Tendencia. 2019 ->Inicio ALCISTA. [55,09 – 61,12 – 62,00]. Se ha producido un rebote desde los +60,19 €/Mwh – lunes, 15 OCT/2018 -, hasta los +62,00 €/Mwh – viernes, 19 OCT/2018 -, arrojando una subida de +1,81 €/Mwh (+3,01%).
  • Conclusión importante: Aunque hablamos de un rebote PARCIAL, los mercados se mantienen titubeantes con esta variable, por tanto, aquí también hemos de seguir mirando a la quietud.
  • 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»]5.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  TIPO CAMBIO (TC) [€/$] –. Tendencia -> BAJISTA. [Promedio Semanal -> 1,1535 €/$, +0,19%. Cotizaciones [Lunes = +1,1581; Martes = +1,1587; Miércoles = +1,1530; Jueves = +1,1505; Viernes =  +1,1470] €/S.

  00.- NOTICIA DESTACADA:  El dólar fuerte tiene los meses contados.
  01.1.- EUROPA =  INCERTIDUMBRE ITALIA [EURO BAJA]  
  • Jueves 18 OCT/2018.Bruselas avisa a Italia de que su presupuesto es «un desvío sin precedentes».  A la Comisión Europea le han bastado apenas tres días para confirmar lo que ya se temía: el desvío fiscal que suponen los presupuestos presentados por el Gobierno de Italia para 2019 «no tiene precedentes«. Nunca, desde que Bruselas comenzó a velar por el cumplimiento de las normas de disciplina fiscal europeas, se había encontrado con un caso como éste. Y así se lo ha hecho saber en una carta, un segundo aviso con el que le pide que corrija el tiro. Roma ya ha avanzado que se niega a cambiar sus números, pero se arriesga entonces a que la Comisión le tumbe sus presupuestos
    Parte del literal de la carta – firmada por Valdis Dombrovskis y Pierre Moscovici -: «El hecho de que el borrador presupuestario planea una expansión fiscal cercana al +1,00% del PIB, aunque se ha recomendado un ajuste fiscal, y el tamaño en sí del desvío (de alrededor del +1,5% del PIB) no tienen precedentes en la historia de Pacto de Estabilidad y Crecimiento…no solo eso, sino que en lugar de cumplir con el esfuerzo estructural del +0,60% que se le pedía, acumulará un deterioro estructural del +0,80%. Todo, con una deuda por encima del +130% del PIB que, con este presupuesto, no contribuirán a reducir«.
    Conclusión importante: La respuesta ha sido clara, por parte del gobierno de Italia. Idea 01,  Matteo Salvini – ministro del Interior de Italia y líder de la ultraderechista Liga -:» El Gobierno seguirá adelante a pesar de las agencias de calificación, los comisarios europeos y cualquier incomprensión interna«, Idea 02,  Matteo Salvini «No hay ninguna voluntad de salir de la UE o de la moneda única. Estamos bien en la UE, donde queremos modificar las normativas«. La tensión es MÁXIMA, el TC bajó el viernes 19 OCT/2018 a +1,1470 €/$ y la prima de riesgo italiana – mide el diferencial entre el bono italiano a diez años y el alemán del mismo plazo -, se disparara hasta los +336 puntos básicos, alcanzando niveles máximos desde MAR/2013. Mientras, la agencia Moody´s rebaja la calificación de Italia a solo un escalón del bono basura.

  01.2.- EUROPA =  SUBIDA TIPOS  [EURO SUBE] 

  • Jueves 18 OCT/2018. Rehn dice que es posible el primer aumento de tasas del BCE en el cuarto trimestre de 2019. El Banco Central Europeo podría comenzar a elevar las tasas de interés en aproximadamente un año a partir de ahora, si la economía de la zona del euro se desarrolla como esperan los responsables políticos, según señala Olli Rehn – miembro del Consejo de Gobierno -: «Los mercados parecen estar leyendo correctamente la guía de avance del BCE … el punto de partida debería ser que si la economía se desarrolla aproximadamente en línea con la perspectiva actual, los primeros aumentos de las tasas se producirían en el último trimestre de 2019«.

  02.1.- EEUU =  SUBIDA TIPOS FED  [DÓLARSUBE] 

  • Jueves 18 OCT/2018. La Fed seguirá subiendo los tipos a pesar de Trump. La Reserva Federal (Fed) mantiene su intención de seguir subiendo tipos, en un momento de fuerte crecimiento económico. Así se desvela en las minutas de su último encuentro, que se hacen públicas en pleno recrudecimiento de los ataques del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, por su política de encarecimiento del precio del dinero. El banco central americano tiene intención de aplicar otro aumento antes de que acabe el año, aunque las minutas no dan detalles sobre hasta qué punto tienen intención de subir los tipos a corto plazo. El proceso seguirá siendo gradual, pero la mayoría de los responsables de la Fed, apoya que los tipos se sitúen temporalmente por encima del nivel considerado «neutral», estimado en alrededor del +3,00%.
  Conclusión Final importante: En estos momentos, Europa cuenta con una enorme DEBILIDAD/INCERTIDUMBRE frente a EEUU: Italia. Mientras se le da solución a la problemática del presupuesto y por consiguiente al crecimiento de deuda italiana, podemos ver bajar al TC con gran fuerza y situarse SIEMPRE por debajo de los +1,1500 €/$. Es cierto que EEUU ha disparado su déficit fiscal a máximos de seis años, que los mercados prácticamente han descontado la subida por parte de la fed para DIC/2018, pero, el PAR TORQUE del país transalpino en estos momentos es muy fuerte. Aún falta tiempo para que podamos ver lo que señala David Cano –AFI Inversiones Financieras Globales EAFI -: » Actualmente el dólar se encuentra sobrevalorado y nosotros estimamos que la paridad del poder adquisitivo (PPA) debería situar el euro en los1,23 dólares. Esos valores se conseguirán en el medio plazo y son el nivel objetivo de equilibrio al que debería cotizar«.

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• • COTIZACIÓN BRENT.- Tendencia -> Inicio BAJISTA. Futuros Anua (promedio)= +78,31 $/bbl, -0,86%. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +80,78; Martes = +81,41; Miércoles = +80,05; Jueves = +79,29; Viernes = +79,78] dólares por barril.
    Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+78,31 $/bbl] < CONTADO [+79,78 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
    • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 17 OCT/2018 -. Han subido en +6,490 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +1,600 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en +416,458 Mb.
    • Inventarios Gasolina – miércoles 17 OCT/2018 -: Han disminuido en +2,016 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de +1,074 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +234,112 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU – viernes 12 OCT/2018-, Exportaciones Crudo – viernes 12 OCT/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 19 OCT/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,900 Millones de barriles al día (Mbd), bajando en +0,30 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +0,08 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,554 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han subido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 873,00 (+4,00).

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    00.- NOTICIA DESTACADA: El esquisto de EE. UU. surge como consecuencia de que Arabia Saudita emite amenazas de suministro.
    1.- DRIVER PRINCIPAL [Brent BAJA]: ESTADO DE LAS RESERVAS EEUU. 

    • Miércoles 17 OCT/2018. Cae petróleo después de que las reservas de EE. UU. aumenten por cuarta semana consecutiva. El crudo registró el mayor descenso en dos meses, después de que los datos mostraron un aumento de las reservas de crudo. De acuerdo con la Administración de Información de Energía (EIA), los inventarios nacionales de crudo, aumentaron en más del doble de la tasa proyectada por los analistas la semana pasada. Los suministros almacenados, han estado creciendo durante cuatro semanas, la racha más larga desde principios de 2017. Las reservas también aumentaron en el centro de almacenamiento clave de la nación, en Oklahoma, hasta el nivel más alto desde JUN/2018. El informe de la EIA, mostró que las reservas de crudo aumentaron en +6,49 Mb, mientras que los inventarios en el complejo de Cushing, Oklahoma, subieron en +1,78 Mb.

    • • Conclusión importante: Hay dos razones, para el aumento de los inventarios – termómetro semanal de las cotizaciones del crudo-: (1) Mantenimiento de las refinerías, tal y como señala Bill O’Grady– Confluence Investment Management LLC -: «Estamos en la época del año en que los inventarios tienden a aumentar… en medio del mantenimiento de las refinerías…«. (2) Estado de los ductos de exportación, según describe Bjarne Schieldrop – SEB AB -: «Las existencias están aumentando en los EE. UU., y la razón se debe a que las tuberías de exportación están al máximo, mientras que su producción está subiendo«. Desde la consultora TEMPOS, pensamos, tal y como subrayábamos la semana pasada, que es una situación coyuntural y no estructural, ya que a medida que las refinerías se encuentren en estado operativo y, se descongestionen los tubos, esta input dejará de ser el driver de cotizaciones.

  • 02.- INPUT SECUNDARIA [Brent SUBE /BAJA]: ESTADO DE LAS SANCIONES A IRÁN.  
    • Viernes 19 OCT/2018. Se dice que los compradores de petróleo de Asia, ven más posibilidades de exenciones de Estados Unidos en Irán.  Los compradores asiáticos de petróleo iraní, están ganando confianza en que obtendrán el consentimiento de EE.UU. para que algunas importaciones continúen, incluso después de que las sanciones estadounidenses se recuperen el próximo mes de NOV/2018. Los principales clientes iraníes, Corea del Sur, India y Japón están en conversaciones con Washington, para solicitar exenciones, destacando las razones específicas por las que necesitan continuar con las compras.  Si Corea del Sur, India y Japón obtienen exenciones, es probable que sea por menores importaciones que en el pasado, con el compromiso de continuar reduciendo las compras con el tiempo. Heather Nauert – Departamento de Estado de EE.UU. -: «Evaluamos las exenciones caso por caso… aunque Washington no planea proporcionar exenciones generales a los países asiáticos…». En cifras, las exportaciones iraníes se han desplomado en un +30,00%, o más de +800,000 bd, durante los últimos seis meses, ya que los compradores han rechazado las compras para evitar el riesgo de ser retirados del sistema financiero estadounidense. Los envíos se reducen a menos de +1,00 Mbd, ya que todos, desde los armadores hasta los operadores portuarios y las aseguradoras, se alejan de la nación del Medio Oriente.

    ​

    • Corea del Sur. Había dejado de comprar envíos desde JUL/2018 y fue el primero entre los principales compradores en reducir las importaciones a cero. Mientras tanto, se ha visto obligado a recurrir a alternativas como Noruega, o Arabia Saudita.
    • Japón. Ha detenido temporalmente la carga de petróleo iraní, antes de las sanciones de EE.UU. – entrarán en vigor el 04 NOV/2018 -. Según Hiroshige Seko – Ministro de Economía, Comercio e Industria de Japón -: «continuaremos negociando tenazmente con Estados Unidos para mantener las importaciones de crudo del estado del Golfo Pérsico«.
    • India. El país del sur de Asia, había planeado reducir las compras a cero en NOV/2018, pero las refinerías decidieron importaciones limitadas después de que el gobierno les pidiera que subsidiasen los precios minoristas del combustible. En estos momentos – datos de 01 OCT/2018 -, importan +333.000 bd = +0,33 Mbd.
    • India.  El principal cliente de Irán sigue siendo un comodín. Su gobierno ha dicho que se opone a las medidas unilaterales de los Estados Unidos, con las que está luchando en una guerra comercial . En los últimos meses, los envíos de la república islámica a la nación asiática han disminuido, y se sitúan en los+700.000 bd = +0,70 Mbd.
  • Conclusión final importante: Desde el punto de vista de TEMPOS, la clave del mercado está en la implementación de las sanciones a Irán. Si realmente se llevan a puerto, es decir, EEUU mantiene su pulso firme Y, China e India, finalmente deciden doblegarse a las peticiones de Donald Trump, podemos ver las cotizaciones del barril de Brent por encima de los +90,00 $/bbl, de otra manera, el crudo puede ubicarse en los +75,00 $/bbl  – quince dólares menos.

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