INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [25NOV-01DIC]

[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»]Buenos días, todos los que formamos parte de la consultora TEMPOS ,esperamos que hayas tenido un buen comienzo de mañana.

• Opinión Personal. ¿Qué es un precio fijo – fijación de una cobertura -?:  A menudo, en las visitas que realizo, llega en un momento en el que toca analizar la dicotomía entre un contrato indexado a mercado – por supuesto, la ecuación óptima de acceso al pool eléctrico – y la opción de precio fijo. Ambos sabemos que son dos pares antagonistas pero, y aquí está una de las esencias de la compra de energía, son dos posibilidades/oportunidades perfectamente complementarias. Sin embargo, se hace necesario hacer explícitas algunas ideas: (1) Cuando elegimos la opción de ir a «OMIE PURO», nos aseguramos que, en un horizonte de medio – largo plazo, cumpliremos una máxima: pagar por la energía, realmente el precio que tiene, sin más. Este concepto, se ha de interiorizar, ya que a menudo cuando el pool viene alto, son muchas las dudas que pueden surgir por el camino. (2) Al ejecutar una compra a precio fijo, o dicho de otra manera, realizar una cobertura en el mercado de futuros, estamos buscando una CONTRAPARTE, para que se «haga cargo» de la situación: (a) Bien, porque no queremos soportar la incertidumbre, o, (2) Deseamos mejorar nuestros costes de compra. Ambos motivos, son totalmente plausibles, siempre  y cuando tengamos claro una cuestión capital/vital: La CONTRAPARTE, existe en el mercado, porque persigue y consigue una rentabilidad. Por lo tanto, que nadie piense que, en un plazo de tiempo «prudente» vamos a tener garantías importantes de poder «vencer» a la contraparte, sino cumplimos la siguiente máxima: tener la misma información que élla, esto es, ninguna.
  Conclusión Importante: Muy seguros tenemos que estar, para realizar compras – el razonamiento, es perfectamente válido para la venta de energía -, en el corto plazo: La CONTRAPARTE no puede perder siempre, sino, sencillamente no existiría. Con ello, en absoluto quiero decir que las operaciones de cobertura a corto plazo, no pueden realizarse, éstas tienen sentido, siempre que se tenga presente que el riesgo de equivocarse – perder frente a la CONTRAPARTE -, aumenta de manera exponencial.

Esta semana, el equipo de TEMPOS, se ha propuesto abarcar las siguientes cuestiones: (1) Los mercados spot de Francia y España, superan los 60,00 €/Mwh, siendo las causas coincidentes, aunque proyectadas en distintos parámetros. (2) Los futuros de electricidad vuelven a repuntar, debido a nuevos retrasos en la puesta en marcha de los reactores franceses. (3) El mercado del crudo, permanece en la cota de los 63,00 €/Mwh y 62,00 €/Mwh, para los pagos al contado y cotización de futuros, respectivamente. El binomio dólar/euro, permanece estable, a la espera de noticias acerca de la reforma fiscal de Donald Trump – su aprobación se produjo el sábado 02 DIC/2017 -.

•  1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL AUMENTO DEL CONSUMO, DEJA AL POOL AL DESCUBIERTO. La noticia de esta semana, es clara y contundente: el pool de España, ha cerrado a una media de 64,58 €/Mwh, mientras que para el país vecino, el promedio se ha situado en la cota de los 65,99 €/Mwh. Como ves son valores muy altos, teniendo en cuenta que viajamos por la que debiera ser una estación competitiva – en condiciones ideales, claro ésta -, por dos motivos: (1) Lluvia y viento en España. (2) Pluviometría, eólica y parque nuclear totalmente operativo, en Francia. Se hace necesario analizar, cuáles son las «fallas» que están provocando esta situación tan anómala. Toma nota:

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• 1.1.- POOL FRANCIA: LA DINÁMICA DEL CONSUMO SUPERA AL CRECIMIENTO NUCLEAR.  

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• La imagen que estás viendo queda dividida en dos: A la izquierda aparece plasmado el mix energético de Francia, teniendo presente las tecnologías más dominantes/ desequilibrantes, junto a la demanda de energía – las cifras parciales, hacen referencia a la suma de energía, dentro de cada ventana temporal -, y cotización promedio del mercado spot. A la derecha, hemos dibujado los diferentes valores de cierre medios diarios del pool francés contra un parámetro muy importante: la diferencia entre demanda de energía y producción nuclear. Todo ello, para la ventana temporal que va desde el 01 NOV/2017 hasta el 01 DIC/2017. Dos conclusiones importantes:
  • Consumo Energético Francés: La suma de la demanda de energía para el país vecino, se ha situado en los últimos cinco días en 8.180 Gwh, lo cual supone un aumento de 826 Gwh con respecto al promedio de las sumas parciales, esto es, un 11,23% por encima. Sin embargo, he aquí el quid de la cuestión, la producción nuclear, estableció su aporte en 5.599 Gwh, lo que se traduce en un aumento de 555 Gwh (+11,00%). La idea por tanto es clara, existe un incremento de la aportación nuclear, pero no es suficiente, situándose el «gap» entre consumo y aporte nuclear en 2.581 Gwh = 8.180 Gwh – 5.599 Gwh, siendo éste el origen de todos los problemas.
  • Producción Ciclos y Turbinación. Es evidente que, ante una dinámica nuclear «lenta», hemos de acudir a otras tecnologías. En este caso, la mayor parte de la diferencia entre el consumo de planta y la producción procedente de fisiones nucleares, procede de dos centrales muy poco competitivas: (1) Ciclo combinado – gas -, y energía hidráulica, con 57 Gwh y 163 Gwh, respectivamente.
  Conclusión Importante: Fíjate en la imagen de la derecha: mientras que la diferencia entre la demanda de energía francesa y su tecnología más importante – nuclear -, supere la cota de los 200,00 Gwh/día, y haya que «rellenar» el hueco con la aportación de la energía hidráulica – coste de oportunidad más altos -, carbón y gas, corremos un serio riesgo: ver al mercado spot francés situado por encima de la cota de los 60,00 €/Mwh. Lo dicho es tremendamente perjudicial para el mercado spot de electricidad de nuestro país: nos imposibilita la importación de energía con unos costes realmente competitivos. Más abajo, tienes la prueba evidente: Desde el 01NOV/2017 hasta el 15 NOV/2017, el pool francés se correlaciona con la producción de electricidad a partir de gas – imagen de la izquierda -, sin embargo, es a partir del 16 NOV/2017, cuando la energía procedente de las turbinas toma el control – figura de la derecha -.

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• 1.2.- POOL ESPAÑA: LA DINÁMICA DEL CONSUMO SUPERA A LA ENERGÍA EÓLICA.  

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• Si analizas las cifras, caerás en una conclusión inmediata: el paralelismo con Francia es «palpable». Viajamos de un lado a otro de los Pirineos, tan solo cambiando la energía nuclear por la producción eólica. Aquí, el consumo de la península, ha crecido en 209 Gwh – periodo de cinco días -, mientras que la tecnología renovable más dominante, tan solo ha conseguido aportar –103 Gwh, habiendo que buscar el resto en las centrales de ciclo combinado (+202 Gwh), térmicas (+112 Gwh) e hidráulica (+29,00 Gwh) – por claridad en la exposición de datos, nos hemos tenido en cuenta las interconexiones, siendo su saldo negativo – .
  Conclusión Importante: Estamos ante un escenario totalmente adverso: En Francia, la tecnología nuclear, no funciona a pleno rendimiento, y ello se traduce en valores de pool altos, ya que el gap de energía han de aportarla las tecnologías más caras, entre ellas, la energía procedente de las turbinas – si no existe materia prima «suficiente», esta tecnología se vuelve cada vez menos competitiva -. Aquí, el problema es el mismo, pero con distintos nombres: la eólica no actúa como debiera, tampoco la energía hidráulica, lo que nos aboca a tener a las centrales de ciclo combinado a pleno rendimiento. Para dar la vuelta la situación actual, la distancia entre el consumo de planta y la producción procedente del viento, habría de situarse por debajo de 300,00 Gwh/día. La única diferencia es que aquí, el pool no cambia de tecnología a la hora de sincronizarse, siendo en todo instante con el consumo de gas, dicho de manera, el pool eléctrico de nuestro país, cada vez más, depende de la cotización de brent y Tipo de Cambio. Fíjate en la figura de más abajo, no deja margen para la duda.

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• 2.- SITUACIÓN DE LOS REACTORES NUCLEARES DE FRANCIA.
  Para esta semana, los cambios en el funcionamiento de los reactores de Francia, son los siguientes:

  Lo señalado en la tabla, nos lleva a la siguiente conclusión: el 12 DIC/2017, si todo va bien, Francia tendrá disponibles 14.965 Mw de potencia procedente de sus reactores nucleares, lo que supone un 23,99% = 14.965 Mw/62.400 Mw, del total del parque francés, hablamos por tanto, de prácticamente la cuarta parte. Dicho esto, también es interesante ver los motivos de los retrasos acaecidos:

  • Lunes, 27 NOV/2017. La producción nuclear francesa llega a 48 GW a medida que EDF pone en línea más reactores.
    • «La producción nuclear francesa sigue aumentando hasta 48 GW el lunes, más de 5 GW desde el lunes pasado, ya que EDF devolvió tres reactores más el fin de semana antes de un período de frío…. Los reactores Nogent-1 y  St-Laurent-2  fueron reiniciados y están en fase de aumento. Sin embargo, Chinon-3 y Bugey-3 se retrasaron por un total de siete días: ahora todo listo para un reinicio provisional el miércoles a las 23:00 hora local…». 
  Conclusión Importante: Viendo lo expuesto, el mercado de futuros, que en estos momentos se encuentra en precios prohibitivos para la compra de energía, no así para la venta, debería comenzar a dar muestras de «relajación» a primeros de semana, ya que esperamos que, una vez los reactores se encuentren en línea, se produzca una bajada en el mercado spot francés, situándolo por debajo de la cota de los 45,00 €/Mwh – condición de mínimo -, cifra claramente inferior al cierre del viernes 01 DIC/2017 – 73,75 €/Mwh -.

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• 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
  NOTICIA: Gratis para Clientes.
  ALERTAS: Gratis para Clientes.

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• • Q1 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q1/2018 [47,02 – 56,80 – 57,00]. Q1-2019 [Omip -> 53,35 €/Mwh, +0,30%]. La noticia aquí es común para los dos trimestres: ambos están en máximos, pero, han frenado su escalada alcista. Lo cual, hace pensar que, con total seguridad están a la espera del «rearme» de los reactores nucleares de Francia. De todas maneras, hemos de esperar un tiempo prudente, de manera que toda la sobretensión que han adquirido – desde el 16 AGO/2017 -, vaya siendo eliminada.
    • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
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• •  Q2 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista.  Q2/2018 [40,88 – 48,14 – 48,35]. Q2-2019 [Omip -> 45,25 €/Mwh, +0,73%]. El segundo trimestre de 2018, alcanzó un máximo absoluto: 45,39 €/Mwh – miércoles, 29 NOV/2017 -. Por otra parte, el viernes 01 DIC/2017, comenzó a cotizar JUN/2018, situándose de partida en la cota de los 51,88 €/Mwh. Como ves, la input sequía está muy embebida en las cotizaciones, y por tanto, resulta muy arriesgado sopesar algún tipo de cobertura. La pendiente de crecimiento de Q2/2019, es todavía más pronunciada que su antecesora, lo cual viene a corroborar lo dicho anteriormente: efecto simpatía – sequía – acentuado por la distancia.
    • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
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• •  Q3 [2018-2019]. Tendencia ->2018 -> Levemente Alcista,2019 -> Alcista. [46,91 – 51,85 – 52,05]. Q3-2019 [Omip -> 48,72 €/Mwh, +0,56%]. La noticia aquí, ha estado en el alcance de sendos máximos absolutos – jueves, 30 NOV/2017 -: 52,28 €/Mwh – Q3/2018 -, y 48,85 €/Mwh – Q3/2019 -.  No son cifras para cuestionarse alguna cobertura, además, hemos de tener presente que el verano de 2017 – JUL-AGO-SEP -, el mercado spot cotizó a una media de 48,41 €/Mwh, y aunque la input sequía estaba presente, la fisión nuclear francesa nos hizo un importante favor. Tal y como se están desarrollando los acontecimientos, para la Q3/2018, esperamos también tener ese aporte listo.
  • • Precio Objetivo: Gratis para Clientes.
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• • Q4 [2018]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [45,90 – 53,28 – 53,13]. Sigue marcando máximo absolutos, cada vez más próximos a la cota de los 54,00 €/Mwh. esta vez, se ha situado en los 53,73 €/Mwh – lunes, 27 NOV/2017 -. En estos momentos, está muy influenciada y por tanto, sobretensionada, por la situación del parque nuclear francés, por tanto, es momento de espera, y ver como comienza a cotizar la Q4/2019.
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• 4.- MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$]. Tendencia -> Leves oscilaciones mantenidas. [Promedio Semanal -> 1,1880 €/$, +0,73%. Cotizaciones [Lunes = 1,1952; Martes = 1,1888; Miércoles = 1,1827; Jueves = 1,1849; Viernes =  1,1885] €/S.

    Extracto: Esta semana, el principal vector de modulación del TC, ha sido la incertidumbre en relación a la tardanza en la aprobación de la tan ansiada reforma fiscal de Donald Trump. También se ha hablado de nuevo – cara a la próxima reunión del BCE el 14 DIC/2017 -, del riesgo de inflación de la zona euro y su relación con la finalización del Quantitative Easing – QE -, antesala como sabes, de la subida de tipos.

    • EUROPA. Jueves, 30 NOV/2017. La inflación en la zona del euro pierde estimaciones según cae el desempleo. La noticia es ésta: La tasa de desempleo cayó a 8,80% por ciento en OCT/2017 – de forma inesperada -, la más baja en casi nueve años, sin embargo, la inflación de NOV/2017 subió apenas a un 1,50%. Por su parte, la inflación subyacente, que excluye los artículos volátiles como los alimentos, la energía y el tabaco, se mantuvo en un tibio 0,90% en NOV/2017. El problema/dilema para el BCE está sobre la mesa: Incluso con la economía de la región establecida para el crecimiento más rápido en una década y la expansión más amplia desde 1997, una recuperación sostenida de los precios sigue estando algo lejos. Mario Draghi, ha abogado por un enfoque «paciente y persistente» para salir del programa de estímulo del banco central.
      Conclusión Importante: Cuando el Consejo de Gobierno del BCE vuelva a reunirse, se enfrentará una vez más con una imagen de sólido crecimiento económico y presiones moderadas sobre los precios. La cuestión que comienzan a formularse los mercados es la siguiente: En ausencia de riesgo de deflación, se justifica una eliminación completa de las compras de activos netos a partir de SEP/2018, pero, y si no existe sincronización entre la inflación, el crecimiento – en términos de PIB -, y la creación de empleo, ¿se finalizará con el QE en SEP/2018,? o se procederá a su prórroga, sopena de NO subir los tipos de interés.
    • ​ESTADOS UNIDOS.
      • Sábado, 02 DIC/2017. ​El Senado de EEUU aprueba la reforma fiscal de Trump.  El Sábado quedó aprobada la reforma fiscal, impulsada por el presidente Donald Trump – supone la mayor bajada de impuestos de los últimos 30 años -. Esta aprobación acerca a Trump a su primer gran triunfo legislativo después del sonado fiasco que supuso en verano la fallida derogación de la ley sanitaria conocida como Obamacare. La ambiciosa reforma fiscal implica un aumento del déficit presupuestario de 1,5 Bill$ en la próxima década que él considera fundamental para revitalizar la actividad económica y acelerar el crecimiento anual del país por encima del 3,00%. El eje central de la propuesta republicana es una reducción impositiva a las empresas del 35,00% al 20,00% que el Senado prevé para 2019 y la Cámara Baja pretende inmediata. Asimismo, también plantea simplificar los tramos de impuestos de la renta individual, al pasar de los siete actuales a cuatro: del 12,00%, del 25,00%, del 35,00% y del 39,60%.
      • Miércoles, 29 NOV/2017. EEUU crece a una tasa anual del 3,3% durante el tercer trimestre de 2017.  La economía estadounidense creció a una tasa anual del 3,30% en el tercer trimestre de 2017. Se trata de la mayor tasa de crecimiento de la economía estadounidense desde el tercer trimestre de 2014.
      • Miércoles, 29 NOV/2017.​  Yellen asegura que será «apropiado subir los tipos de forma gradual». Estas fueron las palabras de Janet Yellen, ante el comité económico conjunto del Congreso: » la expansión económica es cada vez más general en todos los sectores, así como en gran parte de la economía global…. serán apropiados graduales incrementos en los tipos de interés«.
    Conclusión Importante Final: Desde TEMPOS, pensamos que el dólar acaba de recibir una muy importante input que lo conducirá hacia su apreciación: la reforma fiscal, buque insignia de Donald Trump, ha sido aprobada – estaremos atentos, ya que puede tener implicaciones en la cotización del barril de Brent, ya que en más de una ocasión ha afirmado que para financiar el déficit de 1,5 Bill$ tendría que hacer uso de las reservas estratégicas del petróleo – . También, la subida de tipos de interés es casi inminente, prevista para el 13 DIC/2017. Por tanto, el TC tiene razones para acercarse a la cota de los 1,1500 €/$.

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• • COTIZACIÓN BRENT –  Goldman dice: el mercado de petróleo está demasiado nervioso cuando no hay necesidad de estar -.>Tendencia -> [Meseta alrededor de los 62,00 $/bbl.  [Futuros Anual = 62,34 $/bbl, -0,21%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 63,84; Martes = 63,61; Miércoles = 63,11; Jueves = 63,57; Viernes = 63,73] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [62,34 $/bbl] < CONTADO [63,57 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia. 
    • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 15 NOV/2017 – : Han disminuido en 3,429 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 2,301 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 453,730 Mb.

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    • Datos Reservas Gasolina – miércoles 15 NOV/2017 –: Han aumentado 3,627 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 1,199 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 214,058 Mb.

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    • Producción Crudo EEUU – viernes 10 NOV/2017 – Exportaciones Crudo – viernes 10 NOV/2017 -, y plataformas Fracking – viernes 17 NOV/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,682 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en 0,020 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en 0,32 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 7,328 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han crecido con respecto a la semana pasada, ubicándose en 749 (+2,00).

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    Extracto: La noticia más importante de la semana, sin duda, la ha protagonizado la OPEP, y sus aliados: tal y como el mercado preveía y descontaba, se ha llegado a un acuerdo de prolongar los recortes hasta finales de DIC/2018, si bien es cierto que habrá una reunión en JUN/2018, con el fin de evaluar una retirada si, efectivamente, el mercado aparece sobrecalentado. Por su parte, el Shale Gas, sigue marcando máximos de producción semana tras semana, lo cual, es un serio obstáculo para el pacto OPEP, pero que, evidentemente todavía no ha alcanzado las cotas para doblegar al cártel.

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• • • 01. ESTADOS UNIDOS.
      • Jueves 30 NOV/2017. EEUU marca record de producción.  El gobierno de los EE. UU. informó de un gran aumento en la producción nacional en SEP/2017, lo que elevó el total a 9,48 Mbd, el cuarto nivel mensual más alto desde principios de los años setenta. La producción de petróleo aumentó en Texas y Nuevo México, hogar de la prolífica cuenca de esquisto de Pérmico. El Philadelphia Oil Services Index, formado por 15 contratistas de perforación y fracturamiento hidráulico, subió un 1,80% en Nueva York, mientras que los exploradores de lutitas Pioneer Natural Resources Co. y Continental Resources Inc. crecieron más de un 2,50% el jueves, 30 NOV/2017.

        Comentario Importante: Esta semana la producción se ha situado en los 9,682 Mbd, fíjate lo que señala la consultora Rystad Energy : «El próximo mes, se podría superar los 9.9 Mbd..«.

      • Miércoles, 29 NOV/2017. Hola OPEP, el mayor consumidor de petróleo del mundo necesita mucho menos petróleo.  Las importaciones netas de petróleo de Estados Unidos, incluidos los productos crudos y refinados, cayeron la semana pasada a solo 1,77 Mbd, el nivel más bajo desde que existe apuntes históricos, 1990. Eso coloca al país, para que sus importaciones mensuales, sean las más bajas desde antes del embargo petrolero árabe de 1973.
      • Martes, 28 NOV/2017. La oleada de cobertura de millones de barriles, señala que el auge de lutita está aquí para quedarse.  Los nuevos contratos de cobertura en el tercer trimestre cubrieron 897.000 bd de producción anualizada, un aumento del 147,00% con respecto al tercer trimestre. La mayoría de estos «cierres» garantizan pagos de 50,00$ a 60,00$ por barril para 2018.
        Comentario Importante: La noticia que acabas de leer, es sumamente importante: significa que la gente del Fracking, quiere y desea quedarse para producir, lo cual, más temprano que tarde, se verá trasladado a las cotizaciones del barril de brent.
      Conclusión Importante: Bien sea por el tirón de la economía mundial – creciendo cerca del 3,00% -, por el mayor consumo de China, o sencillamente porque los recortes de la OPEP, están eliminando una mayor cantidad de lo que los perforadores de Shale Gas son capaces de reponer, hasta el momento, se necesita más Fracking, siendo la pregunta la siguiente: ¿A partir de qué nivel de producción el Brent comenzará la tendencia bajista?, y lo más importante, ¿alcanzará EEUU tal cantidad de producción?. La segunda pregunta es afirmativa, ya que cuánto menos competitivas sean las cotizaciones de crudo, más herramientas estarán disponibles para los perforadores, estando la gran incertidumbre en la primera cuestión.

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• • •  02.- OPEP. Jueves 30 NOV/2017. La OPEP prolonga a todo 2018 los recortes a la producción.  El cartel de 14 productores liderado por Arabia Saudí, acordó en Viena prorrogar durante nueves meses, hasta finales de 2018, los recortes en la producción. Si bien es cierto que, en el seno del acuerdo hay dos posiciones encontradas claramente: (1) Rusia empieza a mostrar su impaciencia ante una política de restricción de la oferta que beneficia a los rivales que en EE UU se dedican al fracking. (2) Arabia Saudí, por su parte, necesita unos altos precios del crudo de cara a la próxima salida a Bolsa del 5,00% de su petrolera estatal, Aramco. Por tanto, la salida «airosa» ha sido añadir una cláusula de revisión del acuerdo para la próxima reunión de JUN/2018, por si antes de que finalice el año el mercado se sobrecalienta en exceso: señalaron el nivel de los inventarios como un indicador clave para el grupo de productores, pero no dijeron qué datos usarían como punto de referencia, ni cuál sería exactamente su objetivo.

[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=»h1″ margin_bottom=»0″ font_family=»none» el_class=»intro»] [/mk_fancy_title][vc_column_text]¿Cuántas veces has ejecutado una cobertura?, ¿cuántas has ganado?. Los expertos sitúan los aciertos en un 60,00%-40,00% , a favor de la CONTRAPARTE, obviamente.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]