INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [16JUN-22JUN] 2018

compra de energía
[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]​​Buenos días, constituye un enorme placer, para todos los que formamos parte de la consultora   TEMPOS , saber que una semana más estás ahí, pendiente a todo lo que ocurre en los mercados energéticos – gas y electricidad -.  Verdaderamente, se nos hace difícil pensar, cuál será el camino seguido para la toma de decisiones en relación a la compra de energía, sin utilizar la herramienta más importante: CONOCIMIENTO. Sin duda, en este tipo de situaciones, la meta debe estar más encaminada al ACIERTO que al ÉXITO.

A partir de aquí, por favor, toma nota, éstos son los ítems que abarcaremos en el presente informe:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Estamos ante uno de los meses de JUNIO menos competitivos – por encima de los +55,00 €/Mwh -, y menos volátiles de los últimos cinco años – alrededor de los +5,00 €/Mwh -.
    • Francia, El país vecino disfruta de un pool por debajo de los+40,00 €/Mwh, fruto de la aportación nuclear – niveles de cobertura del +88,00% -, y empuje eólico – cotas mayores a los +50,00 Gwh/día -.
  • Opinión personal: ¿Qué hacemos después de la decisión de la OPEP?, ¿compramos a precio fijo, o no?. 
  • Futuros de Electricidad. En principio apareció una correlación debido a las decisiones de la OPEP, pero… 
  • Compra de Gas. La obtención de esta commodity, a día de hoy, resulta complicada:
    • Las cotización del barril de Brent es alta, y sujeta durante las dos próximas semanas a una importante incertidumbre.
    • ​El Tipo de Cambio (TC), se ha acercado de manera decidida a la cota de los +1,1500 €/$.

A partir de ahora, buscaremos el análisis para llegar a conclusiones fundamentadas, utilizando el RIGOR y la PRECISIÓN.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.-MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. POOL JUN/2018: MES MENOS COMPETITIVO [+57,85 €/Mwh] y CON VOLATILIDAD ROZANDO MÍNIMOS. 
    Para esta semana, la noticia la podemos encontrar en el análisis de los promedios y desviaciones estándar – medida de la volatilidad de las cotizaciones -, para el mes de JUNIO – desde 01 hasta 25 – de los últimos seis años (promedio, volatilidad): JUN/2013 (42,24 €/Mwh, 11,95€/Mwh), JUN/2014 (50,86€/Mwh, 11,91 €/Mwh), JUN/2015 (54,23 €/Mwh, 7,65 €/Mwh), JUN/2016 (38,82 €/Mwh, 5,24 €/Mwh), JUN/2017 (50,70 €/Mwh, 5,14 €/Mwh), JUN/2018 (57,85 €/Mwh, 5,30 €/Mwh).

    Conclusión importante: Estamos ante dos variables estadísticas, de vital importancia para la descripción y caracterización de una población de puntos – cotizaciones del mercado spot -. La primera de ellas, media aritmética aparece como la cifra más alta desde JUN/2013, siendo la razón muy sencilla: Precio del barril de Brent por encima de los +75,00 $/bbl + Cotización del carbón superando los +90,00 $/ton + European Unit Allowances (EUA) ubicados por encima de los +15,00 €/ton + Pobre aportación eólica, siendo para los últimos treinta días el +14,00% de la demanda. La segunda, denominada volatilidad y medida a través de la desviación estándar – nos indica qué tan dispersos están los puntos con respecto al promedio -, se sitúa muy cerca del mínimo absoluto, en +5,30 €/Mwh, debiéndose SOLAMENTE a un hecho: la energía turbinada es la que PAUTA el precio que marcan los ciclos combinados y centrales térmicas. Como ejemplo a esta afirmación, esta semana, la hidráulica ha participado en el +83,00% de las veces en las que se ha fijado el precio marginal de la energía.

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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA. LA EÓLICA VUELVE “COMPETITIVO” AL POOL ELÉCTRICO.
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  • La figura que ves, representa fielmente tanto los principales parámetros que gobiernan el mix energético: porcentaje de demanda cubierta por la producción de los reactores nucleares, consumo de la planta francesa, nivel de intercambios con los países vecinos, y cómputo total de la inyección de las tecnologías verdes y combustibles fósiles, como las correlaciones que se dan entre los precios alcanzados por el mercado spot, y aquellas tecnologías que lo hacen posible – figuras superior e intermedia -. Finalmente, también dedicamos un gráfico para representar un histórico de las exportaciones hacia la malla de España – línea roja -. Veamos qué es lo que ha ocurrido con detalle:
    • ¿POR QUÉ EL POOL ELÉCTRICO SE SITÚA POR DEBAJO DE LOS +40,00 €/Mwh?. Son varias las circunstancias:
      • Renovables – sube. Esta última semana, la dinámica de la tecnología eólica se ha situado en los +52,00 €/Mwh, lo que supone un empuje de +15,00 Gwh/día (+40,30%) con respecto al promedio de los últimos treinta días. Por su parte, también el sol ha ayudado a alcanzar los +38,28 €/Mwh de coste medio del mercado spot, con un aporte de +7,00 Gwh/día (+19,99%), tomando como referencia la media del último mes.
      • Demanda – estable -. La energía que se consume en Francia hace tiempo que alcanzó la velocidad de crucero, situándose alrededor de la cota de los +1.070 Gwh/día. Este hecho, permite a Réseau de Transport d’Electricité (RTE) y  Électricité de France (EDF), implementar una verdadera estrategia de parada de los reactores nucleares, sin AFECTAR a uno de los parámetros más importantes: porcentaje de demanda cubierta, el cual se mantiene muy próximo al +90,00%.
      • Correlación Pool eléctrico vs Carbón. Si te fijas en la imagen central derecha, las circunstancias descritas en los dos puntos anteriores, han hecho posible que uno de los combustibles fósiles más importantes, el carbón – centrales térmicas -, baje su aportación, correlacionándose a la vez con los precios de la energía, motivo por el cual, llegamos a precios tan competitivos como los +26,00 €/Mwhviernes, 22 JUN/2018 -.
    • ¿CÓMO ESTÁN LOS FUTUROS PARA LA Q3/2018?: En general hay una subida de la media semanal con respecto al promedio del mismo periodo anterior: JUL/2018 (+1,26 €/Mwh, +2,75%), AGO/2018 (+2,00 €/Mwh, +4,95%), SEP/2018 (+2,25 €/Mwh, +4,69%). Lo cual nos traslada dos circunstancias posibles: Aumento de la demanda, dado que estamos al inicio de la época estival, o, descenso de la aportación nuclear, siendo en cualquiera de los casos, diferencias SOPORTABLES.
    Conclusión Importante: Seguimos con una AYUDA de 55,00 Gwh/día (+2,23 reactores nucleares), aumentado en +6,00 Gwh/día (+11,39%) con respecto a la semana pasada. Para el mix energético de nuestro país, esta aportación es vital, supuesto que supone un 13,44% (55,00 Gwh/409 Gwh) del hueco térmico al que se enfrenta en estos momentos el mercado spot de España y, en principio, nada hace pensar que la cota vaya a descender – lo decimos mirando el trimestre tan importante que en breve comenzará -.
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  • 1.2.1.- MERCADO SPOT ESPAÑA. ¿QUIÉN FIJA EL PRECIO DE LA ENERGÍA?.
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Conclusión importante: Fíjate en dos cifras: Domingo, 16 JUN/2018 => +44,86 €/Mwh (Pool), +83,00% (Renovables), +42,00% (Hidráulica). Jueves, 21 JUN/2018 => +60,86 €/Mwh (Pool), +17,00% (Renovables), +88,00% (Hidráulica), esto es, el jueves, la hidráulica casi duplica su actividadcon respecto al domingo y el mercado spot aumenta en +16,00 €/Mwh (+35,66%). Otra cuestión de vital importancia, para comprender lo que está ocurriendo, es que un número importante de ocasiones, la energía hidráulica aparece ASOCIADA con las tecnologías renovables – eólica básicamente -, APUNTANDO los precios de ésta y por tanto, restando competitividad al pool.
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  • 1.2.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. LA HIDRÁULICA GESTIONA ÓPTIMAMENTE SUS COSTES DE OPORTUNIDAD.
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  • La imagen que observas, guarda un importante paralelismo con respecto al anterior, de manera vayamos directamente al análisis y conclusiones.
    • ¿CÓMO HAN IDO LOS PRECIOS DEL POOL ESTA SEMANA?. Dentro de la ventana temporal [16JUN-22JUN] 2018, la cotización media del mercado spot, prácticamente se ha mantenido en los valores altos a los que nos tiene acostumbrado. Hablamos de un precio situado en los+55,58 €/Mwh a nivel promedio, mejorando en  –1,14 €/Mwh(-2,00%) con respecto a la semana pasada. La variación como puedes observar ha sido pequeña, y se debe a la confluencia de las siguientes circunstancias:
      • Demanda – sube. El consumo aumenta en +40,00 Gwh/día (+6,13%) – ha sido quizás el factor más importante -. Este parámetro, comienza a tener una clara tendencia alcista, dadas las fechas en las que nos encontramos y, podría provocar una rápida subida de los precios del mercado spot. En estos momentos, estamos muy acorde con la media alcanzada en 2017 (+699,00 Gwh/día), pero distanciados de la conseguida en 2016 (+738 Gwh/día) y 2015 (+781 Gwh/día).
      • Eólica – sube –. Ciertamente, hemos tenido siete días donde el viento ha empujado de manera notable, alcanzado una media de +122,00 Gwh/día, superando en +17,00 Gwh/día (+15,59%) los resultados de la semana pasada.
      • Importaciones de Francia – sube -. Han mejorado en +6 Gwh/día (+11,48%), con respecto al periodo anterior.
      • Combustibles fósiles – se mantienen. Las energías convencionales, prácticamente conservan su aportación, aunque con participaciones distintas, carbón (+9,00 Gwh/día,+19,00%), gas natural (-8,00 Gwh/día,-11,94%).
    • ¿QUÉ ESTÁ PASANDO CON EL HUECO TÉRMICO Y LA ENERGÍA DE LAS TURBINAS?. Responder a esta cuestión, significa buscar la razón de por qué el mercado spot cotiza por encima de los +57,00 €/Mwh, con una volatilidad de +5,30 €/Mwh, es decir, la población de puntos, en la situación de peor caso, siempre se encuentran situada por encima de los +51,00 €/Mwh. La explicación la encontramos en las dos imágenes de la derecha, central – promedio de la aportación hidráulica – e inferior – media del hueco térmico -, revisemos los históricos – valores medios -:
      • Aportación Hidráulica. ENE/2018 (+69,00 Gwh/día, baja), FEB/2018 (+84,00 Gwh/día, baja), MAR/2018 (+141,00 Gwh/día, alto), ABR/2018 (+157,00 Gwh/día, alto), MAY/2018 (+111,00 Gwh/día, medio), JUN/2018 (+122,00 Gwh/día, medio).
      • Hueco Térmico. ENE/2018 (+473,72 Gwh/día, alto), FEB/2018 (+493,39 Gwh/día, alto), MAR/2018 (+301,70 Gwh/día, bajo), ABR/2018 (+332,90 Gwh/día, bajo), MAY/2018 (+403,10 Gwh/día, medio), JUN/2018 (+419,32 Gwh/día, medio)
      Conclusión Final Importante: Viendo los datos es relativamente fácil llegar la siguiente conclusión: En los meses de ENE/2018 y FEB/2018, había hueco térmico – por encima de los 450,00 Gwh/día -, pero los operadores de las turbinas carecían de materia prima para APUNTAR los precios. Siguiendo con el razonamiento, los meses posteriores, MAR/2018 y ABR/2018, se produjo un escenario totalmente idéntico, pero con un intercambio de roles. Sin embargo, para los meses de MAY/2018 y JUN/2018, se está produciendo una SIMULTANEIDAD, ya que por lo motivos conocidos y analizados, existe un Gap Térmico (GT) apreciable y además, debido a la cantidad de agua almacenada, existe volumen suficiente como para emplear la optima estrategia de fijación del precio de la energía, PAUTANDO los precios que consigue el GT.
    Conclusión Final Importante: Viendo el horizonte de precios, desde TEMPOS seguimos pensando en unas cotizaciones alrededor de los +50,00 €/Mwh, siempre y cuando el nivel de demanda no se dispare por encima de la cota de los +700,00 Gwh/día, y podamos ver en línea a las dos centrales que ahora mismos están paradas – cada central, en condiciones de normalidad, tiene capacidad para restar hasta +3,00 €/Mwh al mercado spot -.
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  • 2.- MAPA DE LOS REACTORES NUCLEARES DE ESPAÑA y FRANCIA.
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  • *Nota: Las celdas en rojo indican retraso en el inicio del reactor, mientras que las que contienen fondo en el mismo color, señalan la fecha concreta de puesta en marcha de la central – sin la existencia de demora -.

    Los acontecimientos ocurridos en torno al parque nuclear de Francia y España, han sido los siguientes:

    • FRANCIA.
      • NOVEDADES
        • BUGEY 4en línea -.  La unidad de producción No. 4 de la central nuclear de Bugey, fue conectada a la red el 18 de JUN/2018. Su detención se produjo el 24 MAR/2018, para realizar el mantenimiento, controles preventivos y pruebas regulatorias.
        • CATTENOM 3en línea -.  La planta No.3 de Cattenom fue reconectada a la red eléctrica el domingo 17 JUN/2018 alrededor de las 8 a. M. Paró el domingo 27 MAY/2018 después de detectar una fuga en los sellos de la cubierta del recipiente del reactor.
        • DAMPIERRE 2en línea -.  La unidad de producción No. 2 en la planta de Dampierre-en-Burly se vinculó el 16 JUN/2018 a la red eléctrica.
      • RETRASOS CONEXIÓN.
        • PALUEL 2. La entrada en línea se retrasa hasta el 06 JUL/2017 (+6 días), sumando una demora acumulada de +82 días.
        • PENLY 2. Será para el 27 JUN/2018 (+4 días), cuando comience a inyectar energía a la red, alcanzando un retraso total de +14 días.
    • ESPAÑA.​

      • HISTÓRICOS. 
        • Viernes 02 MAR/2018VANDELLÓS IILa central nuclear Vandellós II, siguiendo los procedimientos establecidos, ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear que da inicio a la parada de la planta, después de haberse observado un pequeño aumento de caudal del agua recogida en los sumideros del edificio de contención. Pese a que los valores calculados de dicho caudal se sitúan muy por debajo de los establecidos por las especificaciones técnicas de funcionamiento de la central, la decisión operativa ha sido llevar a la planta a parada, de manera que se den las condiciones necesarias para acceder a la contención y llevar a cabo las actuaciones que permitan identificar el origen de este goteo y descartar que procede de la barrera de presión.
        • Viernes 09 MAR/2018. VANDELLÓS II. La central nuclear de Vandellós II se mantendrá parada al menos hasta el próximo 6 ABR/2018, según datos de Endesa en su archivo REMIT de indisponibilidades no programadas, de manera que pueda realizar la intervención necesaria para reparar la soldadura de la válvula de venteo, que ha sido identificada como el origen de la pérdida de agua notificada el pasado viernes 02 MAR/201.
        • Lunes 09 ABR/2018VANDELLÓS II. El titular de la central nuclear Vandellós II (Tarragona) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), siguiendo el procedimiento establecido, que, en la tarde del viernes, durante las verificaciones previas al arranque de la central, detectó un goteo en el cierre de uno de los termopares de la vasija del reactor. Por este motivo, el titular inició la secuencia de acciones para retornar la planta a parada fría (modo 5) y solventar el goteo, así como para estudiar las causas.
        • Martes 13 ABR/2018. VANDELLÓS II – programada -. ​ ANAV, propietaria de la central (Endesa 72% e Iberdrola 28%) ha anunciado que adelantará la parada para recarga de combustible que estaba prevista para mediados del mes de MAY/2018 y de esta manera su periplo inactivo se alargará hasta el próximo 31 MAY/2018, casi tres meses consecutivos sin producir energía.
          • Jueves 19 ABR/2018Parada hasta 16 JUL/2018. La central seguirá un mes y medio más parada y no estará indisponible hasta el próximo 16 JUL/2018, según el archivo REMIT de indisponibilidades de Endesa. Se desconoce cuál es la causa de por qué Vandellós tiene que extender su parada. No ha habido notificación alguna al Consejo de Seguridad Nuclear.
        • Sábado 19 MAY/2018TRILLO –programada -.  La central nuclear de Trillo ha sido desconectada de la red eléctrica a las 19:56 horas del 18 MAY/2018 para iniciar su 30ª Recarga de Combustible. Esta Recarga cobra especial relevancia por su duración de 38 días – estará parada hasta el 25 JUN/2018 – y por los trabajos programados entre los que se encuentran inspecciones que se realizan cada 10 años.
    Conclusión Importante: Existen dos corolarios significativos: Por la parte de Francia, las cifras más interesantes son las siguientes: (1) Producción nuclear alrededor de los +950,00 Gwh/día. (2) Demanda Cubierta por encima del +85,00%. (3) Exportaciones a España superando la barrera de los +50,00 Gwh/díasupone casi el +8,00% de nuestro consumo -. Por tanto, TRANQUILIDAD es la palabra que mejor podemos usar, cara al inicio de uno de los trimestres más difíciles para el mix energético de nuestro país, Q3/2018, más cuando la última semana, el precio de la energía en Francia, se ha situado por debajo de los +40,00 Gwh/día. Mirando a España, estamos a la espera de ver la puesta en marcha de Trillo, prevista para el martes 26 JUN/2018. Los futuros por su parte, NO adelantan ningún cambio, si tenemos en cuenta las cotizaciones de los últimos cinco días, para la semana 26: +61,25 €/Mwh (lunes, 18 JUN/2018), +60,00 €/Mwh (Martes), +60,00 €/Mwh (Miércoles), +60,50 €/Mwh (Jueves), +60,75 €/Mwh (Viernes).
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  • 3.-OPINIÓN PERSONAL. ¿QUÉ HACEMOS DESPUÉS DE LA DECISIÓN DE LA OPEP?, ¿COMPRAMOS A PRECIO FIJO, O NO?
    Llegó el viernes 22 JUN/2018, con la siguiente noticia:

    • Viernes 22 JUN/2018. La OPEP eleva su producción menos de lo previsto y el precio del petróleo sube. Finalmente, el acuerdo alcanzado en la cumbre supone el incremento nominal de la producción de la OPEP y países como Rusia en un +1,00 Mbdcerca de un +1,00% del suministro mundial -. Este repunte entrará en vigor el próximo 1 JUL/2018. La cuantía pactada, en teoría, supondría reducir en algo más de la mitad los recortes de +1,80 Mbd acordados a finales de 2016. Sin embargo, más allá del aumento nominal, lo verdaderamente relevante será conocer el incremento real. En la práctica, el incremento de la oferta sería sensiblemente inferior al +1,00 Mbd, debido al distinto grado de cumplimiento de los países respecto a las cuotas asignadas – muchos países NO tienen capacidad para elevar el bombeo -. Se estima que la cifra rondará los +600.000 bd.
      Comentario Importante: Ante esta decepción, el viernes a última hora se produjo un aumento al contado del barril de Brent, pasando desde +73,05 $/bbl (jueves, 21 JUN/2018) a +75,81 $/bbl (viernes, 22 JUN/2018), esto es, +2,76 $/bbl (+3,77%), trasladándose esta input directamente al mercado de futuros, de manera suave – cifras para el Year/2019 -: desde los +52,37 €/Mwh (jueves, 21 JUN/2018), hasta +52,45 €/Mwh (viernes, 22 JUN/2018), suponiendo un incremento de +0,08 €/Mwh (+0,15%).
    • Sábado 23 JUN/2018. Comunicado OPEP: El aumento de la producción de la OPEP + debería acercarse a +1,00 Mbd. Lo dicho por  Khalid Al-Falih – ministro de Energía de Arabia Saudita -, da una vuelta de tuerca a los límites de producción: “Si asignamos el número proporcional entre los 24 países, dada la capacidad de algunos de ellos para aumentar el bombeo, estimamos que podemos lograr alrededor del +60,00% … pero debido a que nos alejamos de la asignación en forma proporcional, estaremos más cerca de +1,00 Mbd que de +600.000 bd“.
      Conclusión importante: Arabia Saudí, hace un cambio significativo: en lugar de conseguir el objetivo de forma INDIVIDUAL, lo alcanzaremos como GRUPO. Esta idea tiene una consecuencia inmediata: abre las puertas al mayor productor de la OPEP, a poder bombear todo el petróleo necesario con tal de reducir los recortes del +162,00% de MAY/2018 al +100,00% pactado en NOV/2016Khalid Al-Falih: ” Haremos lo que sea necesario para mantener el mercado en equilibrio”. Añadir que, los mercados, dado que la afirmación se produjo en sábado, todavía NO han respondido a la nueva situación de “estabilidad”.
    Conclusión importante: En estos momentos, desde la consultora pensamos que lo más sensato pasa por: (1) Observar y analizar la verdadera respuesta que da Arabia Saudí, y cuáles son sus intenciones de bombeo. (2) Ver en estas dos próximas semanas, cuál es el nivel de correlación entre las cotizaciones del Brent y el precio de los futuros. A partir de aquí, tendremos una herramienta encima de la mesa, CONOCIMIENTO de la situación, para poder evaluar posibles compras a precio fijo – coberturas en el mercado de futuro -. A día de hoy, tal y como están los futuros, constituye un riesgo importante tomar una decisión en firme.
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  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: Gratis para Clientes.
    ALERTAS: Gratis para Clientes.
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** Nomenclatura:  Cuarter01 [promedio total, media semanal, última cotización].  Cuarter02 . [Omip -> última cotización,% variación viernes anterior].
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Bajista. -. 2020 -> Bajista Q1/2019[50,05 – 59,11 – 58,84]. Q1-2020 [Omip -> 53,94 €/Mwh, +0,62%]. La noticia para ambas, sigue siendo su lenta caída, cuyo origen se sitúa en el 29 MAY/2018. Desde esa fecha, comienzan  a descender con una pendiente de -4,29% para la primera y, -4,00% para la segunda.
      Comentario Importante: Son dos variables que han sido influenciadas de manera muy importante, por los problemas nucleares, acrecentados éstos por la actuación de la hidráulica. Fíjate en los promedios mensuales más recientes: Q1/2019 => +53,59 €/Mwh (ABR/2018), +57,85 €/Mwh (MAY/2018), +59,33 €/Mwh (JUN/2018), Q1/2020 => +49,71 €/Mwh (ABR/2018), +52,67 €/Mwh (MAY/2018), +54,03 €/Mwh (JUN/2018), como las crecidas más NOTABLES se producen desde ABR/2018 a MAY/2018, siendo en Q1/2019 (+4,26 €/Mwh, +7,94%), y Q1/2020 (+2,96 €/Mwh, 5,95%), justamente cuando la SIMULTANEIDAD en las paradas de los reactores es mayor.

      Conclusión importante: El razonamiento anterior, es perfectamente lógico: si baja la nuclear, estando las bajas temperaturas presentes y por lo tanto, el aumento de la demanda, es muy fácil que la actividad de los ciclos combinados se dispare – así ha ocurrido de manera clara en 2017 y 2018 -. Por lo tanto, si estamos próximos a la entrega física – no en estos momentos -, y existe la certeza de parada nuclear NO programada, deberíamos cubrir la posición por AXIOMA.

      • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
      • Recomendación: Gratis para Clientes.
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    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Bajista.  Q2/2019[44,02 – 46,93 – 46,40]. Su comportamiento es realmente BUENO. Como decíamos la semana pasada, cae a ritmo muy competitivo, +8,26% desde 22 MAY/2018, situándose el viernes 22 JUN/2018 en los +46,40 €/Mwhha repuntado un poco como consecuencia de Brent -.
      Comentario Importante: Debe seguir bajando si queremos recuperar el terreno perdido, fíjate en las medias mensuales: +45,41 €/Mwh (FEB/2018), +43,54 €/Mwh (MAR/2018), +44,68 €/Mwh (ABR/2018), +48,21 €/Mwh (MAY/2018) y +47,27 €/Mwh (+JUN/2018).

      Conclusión importante: Este “quarter” está muy influenciado por el “efecto sequía”. Fíjate como en los meses de abundante lluvia, sus cotizaciones bajan a mínimos relativos, por lo que, caso de querer cubrirnos – teniendo en cuenta del trimestre del que hablamos, habría que pesar muy bien el riesgo -, está input sería una referencia a tener en cuenta.

      • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
      • Recomendación: Gratis para Clientes.
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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 ->Bajista 2019 ->Bajista.  Q3/2018 [49,82 63,27 – 63,25]Q3-2019 [Omip -> 51,78 €/Mwh, -1,89%]. Q3/2018 sigue bajando, pero a un ritmo más suave, siendo el último precio de +63,25 €/Mwhviernes, 22 JUN/2018 -. Por su parte, Q3/2019, se deja -4,67 €/Mwh desde el 22 MAY/2018, hablamos por tanto de una pendiente del -8,27% y una cotizacion a las puertas de los +50,00 €/Mwh.
      Conclusión importante:  Desde TEMPOS, no creemos que el tercer trimestre de 2018 vaya a moverse significativamente, dada la cercanía al momento de la entrega física. Sin embargo, pensamos que Q3/2019, tiene todavía recorrido, siempre y cuando ocurra lo siguiente: (1) Se pongan en marcha las dos centrales, Trillo y Vandellós. (2) No haya crecidas en la cotización del Brent, es decir, que se mantenga como mínimo en la horquilla [70,00-75,00] $/bbl. (3) Las cotizaciones del carbón vuelvan a mirar a la cota de los +80,00 $/ton. Sin embargo, si el hueco térmico se dispara y/o las materias primas de las centrales térmicas y ciclos combinado se encarecen, la caída será interrumpida.
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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . Bajista. -. 2019 -> Bajista. [49,90 64,16 – 63,95]. Q4-2019 [Omip -> 52,86 €/Mwh, -1,91%]. Q4/2018, se mantiene estable, en torno a la media de +64,12 €/Mwh, desde el 13 JUN/2018. Sin embargo, Q4/2019, dibuja un recorrido prácticamente idéntico a Q3/2019 – es lógico, ya que están afectadas por el mismo entorno -, bajando con una pendiente del -8,25% –  prácticamente es coincidente -, situándose en los +52,86 €/Mwh.
      Conclusión importante: Comprar en estos momentos el cuarto trimestre de 2018, supone un riesgo importante, siendo una de las razones con más peso, la cercanía al instante de la entrega física – deberíamos haber ADELANTADO la compra a los primeros meses de 2017, siendo ahí donde nuestra compañía ejecutó las coberturas para este quarter -, añadiendo también, el tamaño de las inputs negativas que afectan al mercado. Sin embargo, al mirar a Q4/2019, encontramos las mismas razones esbozadas para Q3/2019 para seguir esperando, ya que creemos que debiera situarse por debajo de los +50,00 €/Mwh.
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  • 5.- MERCADO GAS NATURAL = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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    • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] –  ” Trump da un ultimátum a Europa para que rebaje los aranceles a los coches estadounidenses “-. Tendencia ->  Inicio Alcista. [Promedio Semanal -> 1,1582 €/$, -1,29%. Cotizaciones [Lunes = +1,1613; Martes = +1,1534; Miércoles = +1,1578; Jueves = +1,1538; Viernes =  +1,1648] €/S.

      Estado de los mercados de divisas. La situación del binomio euro -dólar, responde a lo señalado en el siguiente párrafo: La prudencia transmitida por Draghi al abordar el proceso de normalización de la política monetaria en la eurozona en el encuentro de Sintra y los tambores de guerra comercial que ha hecho sonar con estridencia el inquilino de la Casa Blanca, Donald Trump, en los últimos días, han incrementado el desequilibrio en el cruce del euro con el dólar, al propiciar ventas de la divisa comunitaria y compras, buscando refugio en la moneda estadounidense. BBVA Asset Management: “El mercado vuelve a encontrar confort en el dólar“, Citi: “La divisa común tendrá difícil encontrar alicientes para apreciarse“.

      01.- EUROPA. EURO [BAJA] =  HORIZONTE DE SUBIDA DE TIPOS [BAJA]

      • Martes 19 JUN/2018. Draghi no tiene prisa para subir los tipos… “Seremos pacientes y será gradual”.  Todas las miradas estaban puestas en Sintra donde se reúnen los señores del dinero y más, después de que la semana pasada la Reserva Federal de EEUU subiera los tipos de interés y el Banco Central Europeo (BCE) anunciara el fin de las medidas de estímulo. Lo más importante fue lo siguiente:
        • Subida de Tipos. El presidente del BCE, ha afirmado que será “paciente” a la hora de determinar el momento de acometer la primera subida de los tipos de interés, algo que no sucederá antes del verano de 2019, cómo ya se adelantó el pasado jueves en el comunicado al término de la reunión mensual.
        •  Inflación. El literal de sus declaraciones ha sido el siguiente: “Estamos preparados para ajustar todos nuestros instrumentos como sea apropiado para garantizar que la inflación sigue moviéndose hacia nuestro objetivo a medio plazo, por debajo, pero cerca del +2,00% …la política monetaria de la zona euro continuará siendo paciente, persistente y prudente“.
        • Crecimiento de Europa.  Mario Draghi ha señalado que los fundamentos de la economía de la zona euro se mantienen sólidos, aunque ha reconocido que “es innegable” que la incertidumbre sobre el crecimiento se ha incrementado recientemente. A este respecto, Draghi considera que existen tres riesgos a la baja para la evolución económica: (1) La amenaza del proteccionismo. (2) El alza de los precios del petróleo debido a problemas geopolíticos en Oriente Próximo. (3) La posibilidad de una elevada y persistente volatilidad en los mercados.
        Conclusión Importante:  De nuevo Mario Draghi ha vuelto a activar el euro, si en 2017 fue al ALZA, el martes 19 JUN/2018 fue en sentido totalmente opuesto. Las palabras “paciencia” y “gradual”, han sido tomadas por los mercados como una prórroga más en el largo camino de subida de tipos y por tanto, como una ESPERA más prolongada en la apreciación del euro. Estas afirmaciones, vienen después de que Vasiliuskas – miembro del Consejo de Gobierno y Gobernador del Banco de Lituania – afirmara lo siguiente: “Dado que tradicionalmente no tenemos ninguna reunión en agosto, es obvio que hablaremos de ello en torno a septiembre u octubre … diría que será en otoño“, cuando la semana pasada, se dejó abierta la posibilidad del verano de 2019, como posible fecha para la subida de tipos.

      02.- EUROPA. EURO [BAJA] =  GUERRA COMERCIAL [BAJA]

      • Jueves 31 MAY/2018 histórico -. EEUU confirma los nuevos aranceles para Europa, México y Canadá en acero y aluminio.  El Departamento de Comercio estadounidense anunció la suspensión de la exención a la imposición de aranceles a la importación de acero y aluminio de la Unión Europea (UE), Canadá y México. Wilbur Ross – secretario de Comercio de EE.UU -: “Hemos decidido no extender la exención para la UE, Canadá y México, por lo que estarán sujetos a los aranceles del 25% y 10%” en el acero y el aluminio“.
      • Miércoles 20 JUN/2018. Bruselas no pone la otra mejilla: 2.800 millones en aranceles a EEUU.  La Comisión Europea anunció la imposición de aranceles comerciales para productos por un valor de +2.800 millones de euros a una gran gama de productos estadounidenses, como réplica a la decisión unilateral del gobierno de Donald Trump de castigar severamente las importaciones de aluminio y acero europeas. La UE comunicó a la organización Mundial del Consumo, el pasado 18 MAY/2018, sus intenciones y una lista detallada de qué productos tendrán que pagar aranceles. Los técnicos comunitarios confeccionaron la misma ya en MAR/2018, incluyendo zumo de naranjas, arándanos, maíz, bebidas alcohólicas como el bourbon, prendas vaqueras, motores, productos textiles, accesorios y calzado. También incluía componentes de motocicletas, maquillaje, diversas variedades de grano de arroz y diferentes tabacos.
      • Viernes 22 JUN/2018.​​ Trump da un ultimátum a Europa para que rebaje los aranceles a los coches estadounidenses.  El presidente de Estados Unidos ha amenazado con aplicar un arancel del +20,00% a las importaciones de coches que llegan desde el lado europeo del Atlántico si la UE no rebaja “pronto” los suyos a los vehículos procedentes de EE UU. Actualmente ese gravamen que se paga al cruzar la frontera es del +10,00%. Para los coches europeos que entran a EE UU es del +2,5%.
      Conclusión Final importante: En estos momentos los mercados se han pronunciado con respecto a la elección entre el euro y dólar: “el dólar es un activo refugio“. A partir de aquí, a la moneda única le queda un largo camino para alcanzar cotas por encima de los +1,2000 €/$ más, viendo las inputs actuales más importantes que le afectan: (1) Alargamiento del horizonte de subida de tipos – será para otoño, si acaso -. (2) Posible guerra comercial – solo en aranceles al acero y aluminio, la cifra asciende a +6.400 millones de euros -. (3) Crecimiento económico moderado, Moody’s: ” Las estimaciones son que el PIB de la zona euro crezca un +2,10% en el año 2018 y un +1,80% en el 2019 “.
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    • COTIZACIÓN BRENT.- “ La OPEP eleva su producción menos de lo previsto y el precio del petróleo sube ” -. Tendencia -> Inicio Horizontal.  [Futuros Anual = +73,65 $/bbl, +2,76%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +75,34; Martes = +75,08; Miércoles = +74,74; Jueves = +73,05; Viernes = +75,81] dólares por barril.  Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+73,65 $/bbl] < CONTADO [+75,81 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 20 JUN/2018 -. Han disminuido en -5,914 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un descenso de -2,100 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 426,544 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 20 JUN/2018 -: Han subido en +3,277 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de un aumento de +0,188 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +239,996 Mb.  

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 15 JUN/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 15 JUN/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 22 JUN/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,900 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,00 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +0,89 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los +7,597 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos ha disminuido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 862,00 (-1,00).

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      Situación de los Mercados de Crudo. En la semana que estamos analizando, se han producido CUATRO inputs que han gobernado los precios del crudo. Primera  gran importancia -: Acuerdo OPEP y OPEP+. Segunda: Caída significativa de las reservas EEUU. Tercera: Cuellos de botella en el Pérmico. Cuarta: Reanudación del bombeo en Libia. Vayamos a los detalles de manera pormenorizada.
      01.- ESTADOS UNIDOS: INVENTARIOS + CUELLOS BOTELLA EN PÉRMICO.

      • Jueves 21 JUN/2018. La escasez de la tubería del Pérmico obliga a los perforadores a dejar los pozos de petróleo sin cubrir. Los cuellos de botella en el mayor campo petrolífero de América del Norte son tan importantes que los perforadores están abandonando nuevos pozos a un ritmo récord. Las grandes redes de tuberías que transportan crudo desde la cuenca del Pérmico están casi completamente llenas, gracias al auge de la producción en la zona rica en petróleo del oeste de Texas y Nuevo México. El número de pozos pérmicos que se perforaron pero no terminaron aumentó a +3.203 el mes pasado, un aumento del +90,00% respecto al año anterior y el más alto desde que el Departamento de Energía comenzó a rastrearlos en 2013. Scott Sheffield – presidente de Pioneer Natural Resources Co -: “Las tuberías de Pérmico probablemente estarán totalmente llenas en tres o cuatro meses“.
        Conclusión importante: Esta semana, se ha producido un noticia inesperada: con el Brent por encima de los +70,00 $/bbl, el número de pozos ha descendido desde los +862 a +861, además la producción de EEUU, por primera vez en 17 semanas, ha permanecido estancada en los +10,90 Mbd, siendo la razón la esbozada más arriba. Este hecho, abre un escenario de importante INCERTIDUMBRE, ya que no hace más que trasladar poder – aumentando el actual -, a Arabia Saudí – lo verás más abajo -.
      • Miércoles, 20 JUN72018. Las reservas de petróleo caen en 5,9 millones de barriles en EEUU.  Las reservas de petróleo han caído en -5,90 Mb. Esta caída ha superado con creces lo esperado por los mercados, que habían vaticinado una reducción de -2,00 Mb. Esta dato de inventarios, deja las reservas comerciales totales del país en +426,00 Mb, una cifra que está un 2,00% por debajo de la media móvil de los últimos cinco años.

      02.- Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP): ACUERDO VIENA 22 JUN/2018 + LIBIA.

      • Viernes 22 JUN/2018La OPEP + impulsará la producción de petróleo después de que Arabia Saudí firmase un acuerdo con Irán. La OPEP y sus aliados – incluida Rusia -, impulsarán la producción de petróleo a partir del próximo mes – 01 JUL/2018 -, después de que Arabia Saudita consiguiera un acuerdo de último minuto para vencer a la oposición de Irán. El cártel acordó un aumento de la producción “nominal” de +1,00 Mbd, lo que en realidad se traduce en un aumento “estimado” de unos +0,70 Mbd. Vayamos a los detalles – extraído de esta noticia y de las indicaciones de Julian Lee -:
        • Primero. ¿Cómo lo va a hacer exactamente? El cártel de 14 naciones, con sus aliados, reducirá la producción al objetivo de +1,80 Mbd, establecido en 2016. Si bien en teoría eso podría significar una producción adicional de +1,00 Mbd, en la práctica la cifra podría ser menor, [600.000 – 800.000] bd ya que algunos productores no pueden bombear más -.
          Conclusión importante: En este acuerdo, son muy importantes los conceptos: El objetivo de cumplimiento del +100% es para el grupo como un todo, no para miembros individuales. La única manera de que la OPEP como grupo pueda cumplir con el pacto de NOV/2016 al +100,00% – en MAY/2018 se alcanzó el +164,00%, siendo el +171,00% para ABR/2018 – es que los países con capacidad de producción adicional pueden bombear más petróleo. Fíjate en el comunicado del sábado, 23 JUN/2018.
          • Sábado 23 JUN/2018. El Compromiso de los saudíes con el suministro de petróleo, decisivo para confortar a los consumidores.  La declaración del principal protagonista NO ofrece dudas acerca de quién tomará el mando en el AUMENTO de la producción, Khalid Al-Falih – ministro de Energía de Arabia Saudita -: “Haremos lo que sea necesario para mantener el mercado en equilibrio …  sus suministros de energía están disponibles, están siendo gestionados por un grupo responsable de productores … los productores con capacidad adicional, como Arabia Saudita, pueden llenar cualquier hueco dejado por la caída de la producción en otros lugares “.Concepto: Producción Nominal vs Real.  El acuerdo del sábadolos países no miembros de la OPEP ratificaron el acuerdo del día anterior -, retiró la promesa de que el aumento de +1,00 Mbd por día debería repartirse proporcionalmente entre los miembros, abriendo el camino para que fluya todo el volumen, dijo Al-Falih: “Si asignamos el número proporcional entre los 24 países, dada la capacidad de esos países para aumentar el bombeo, se ha estimado que se logrará alrededor del 60 por ciento … debido a que nos alejamos de la asignación en forma proporcional, estaremos más cerca de +1,00 Mbd que a 600,000 barriles por día “.
        • Segundo. Sábado 23 JUN/2018. ¿Quién puede aumentar la producción?.  Solo unas pocas naciones tienen una significativa capacidad de producción adicional: +2,02 Mbd (Arabia Saudí), +0,33 Mbd (Irak), +0,33 Mbd (Emiratos Árabes Unidos), +0,25 Mbd (Rusia), 0,23 Mbd (Kuwait).
          Comentario Importante: Una vez vistas las cifras, desde TEMPOS, estamos en total consonancia con Wood Mackenzie – observadora de la OPEP -: “El único país que puede aumentar la producción es Arabia Saudita, por lo que su interpretación del acuerdo es la que importa“. Por lo que volvemos a mirar una vez más a la salida a bolsa de Aramco.
        • Tercero. Viernes 22 JUN/2018. ¿Cuánto petróleo se ha de inyectar como mínimo?. En estos momentos, la oferta de crudo mundial tienes dos frentes abiertos:
          • Venezuela.  Es el país cuya producción está muy por debajo de la cantidad prometida según el acuerdo de 2016. En MAY/2018, bombeaba +1,43 Mbd, lo cual es una cifra claramente inferior, con respecto a los +1,97 Mbd permitidos según el pacto.
          • Irán. A medida que las sanciones de Trump comiencen a fallar en los próximos meses, la producción de Irán también disminuirá, y probablemente mucho más que la de Venezuela. En lo últimos días, EEUU le han pedido a Japón que detenga completamente las importaciones de petróleo desde Irán. Eso va mucho más allá de las reducciones demandadas por la administración Obama, que buscaba recortes de alrededor del +20,00% cada seis meses. De esta manera, con la presión que probablemente se ejerza sobre los compradores de crudo iraní en Europa y en otros lugares de Asia, la producción de Irán podría fácilmente caer en un -1,00 Mbd el final del año.

       

      • Jueves 21 JUN/2018. Las exportaciones de petróleo de Libia se reanudarán en puertos clave.  Libia perdió cerca de -400,000 barriles de producción diaria de petróleo debido a los enfrentamientos producidos la semana pasada. En este sentido, Mustafa Sanalla – presidente de la National Oil Corp. -, ha señalado que espera que los puertos de Es Sider –mayor terminal de exportación de petróleo – y Ras Lanuf – tercera terminal en tamaño -, funcionen normalmente en menos de una semana.
      Conclusión Final Importante: TODO está en manos de Arabia Saudí, incluso la respuesta a la siguiente pregunta: ¿Por qué se dispara el petróleo si la OPEP ha acordado aumentar la producción?. Para TEMPOS, el escenario está abierto, sin embargo, si los sauditas quieren, tal y como afirma Julian Lee: ” Para fin de año podríamos estar considerando la transferencia de hasta +1,5 Mbd de producción de los enemigos estadounidenses, Venezuela e Irán,  al aliado de los Estados Unidos, Arabia Saudita”. De momento, hemos de esperar – una, o dos semanas – y ver lo que de verdad es capaz de hacer el principal productor de la OPEP en favor de Aramco, para después decidir dónde ubicamos la compra de gas, teniendo en cuenta la fecha en la que se comienza a instalar el frío centroeuropeo – aumento de la demanda -.
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