INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [28ABR-04MAY] 2018

[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 del equipo de TEMPOS, nos alegra enormemente saber que estás ahí. Sin duda alguna, el mayor desafío para la CONSULTORA, ha sido la apuesta clara y decidida por el CONOCIMIENTO, asumiendo por tanto, una ingente inversión. Siguiendo con el razonamiento, es ésta INVERSIÓN, la que nos retorna la herramienta esencial y capital en toda compra de energía: el ENTENDIMIENTO de los mercados energéticos – electricidad y gas -.

Si miramos directamente al informe de esta semana, estos son los ítems a los que daremos cobertura:

  • Mercado Spot Electricidad.
    • España. Se produce una bajada  interesante en el pool con respecto a la semana anterior, como consecuencia de una mejora en la dinámica del viento.
    • Francia. Los precios de la electricidad para el mercado francés, alcanzan mínimos anuales, debido al efecto de la demanda de energía.
  • Futuros de Electricidad. Se han producido una input NEGATIVA, que ha provocado un aumento en la tensión de los mercados muy importante.
  • Compra de Gas. Persiste las complicaciones en la adquisición de la commodity:
    • La cotización del barril de Brent, está a las puertas de los +75,00 $/bbl, mirando fijamente la respuesta que dará Donald Trump a las sanciones de Irán.
    • El Tipo de Cambio (TC), se sitúa por debajo de la barrera de los +1,2000 €/$, debido a las divergencias entre la economía europea y estadounidense.

A partir de este momento, son el rigor y la exactitud, las herramientas que utilizaremos para realizar el análisis de los mercados.[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]

  • 1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. EL POOL SE APROXIMA A LOS +40,00 €/Mwh, GRACIAS AL VIENTO. 
    Para la ventana bajo análisis, la noticia ha estado en la demanda de energía: se ha situado en mínimos anuales, alcanzado un promedio en los siete días de +623,00 Gwh/día que, unido a una mayor aportación de la tecnología eólica, ha tenido como consecuencia ver en pantalla un valor promedio del mercado spot de +40,45 €/Mwh.

    Conclusión importante: Ha sido una semana especial, donde ha habido un “puente” provocado por el día 01 MAY/2018 – martes -. Teniendo en cuenta esta input POSITIVA, la demanda de energía en esos cuatro días se ha ubicado en +583 Gwh/díapor debajo de la cota de los +600,00 Gwh/día -, lo cual ha provocado una merma en la entrada de las tecnologías fósiles del mix energético. Para los próximos días, una vez que el consumo se posicione cerca de los +700,00 Gwh/día (+77 Gwh/día con respecto a la media señalada), las cotizaciones que podemos ver en pantalla, estarán alrededor de los +50,00 €/Mwh (prácticamente +10,00 €/Mwh), a la espera de la puesta en marcha de la central de ALMARAZ.
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  • 1.1.- MERCADO SPOT FRANCIA: SOBRADAMENTE PREPARADO.  
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La figura que ves, representa dos conceptos: (1) Por una parte, los parámetros más representativos e importantes del mix energético francés. Se detallan los valores de consumo (Gwh/día), precios del mercado spot (€/Mwh), aportaciones tanto de las tecnologías renovables como fósiles (Gwh/día), así como de las fisiones nucleares (Gwh/día). También, hemos hecho hincapié en el porcentaje de energía cubierta por los reactores, así como la cantidad de energía intercambiada (Gwh/día), total y concretada para España. (2) Por otro lado, aquellas funciones – capital para entender el nivel de precios del mercado spot -, que realizan un boceto de la sincronía existente, o no, entre los precios del pool eléctrico y la fuente de energía en cuestión. A partir de aquí, estas son las conclusiones:

Conclusión importante: correlación -: No hay duda alguna: las cotizaciones del mercado spot de Francia, obedecen directamente a los niveles de producción nuclear existentes, razón fundamental por la que se están alcanzando precios muy competitivos en el pool eléctrico, por debajo incluso de los +15,00 €/Mwh (domingo 29 ABR/2018). Además, como puedes ver en las gráficas, las aportaciones del carbón – centrales térmicas -, y gas – ciclo combinado -, quedan relegadas completamente a un segundo plano, ocupando una posición meramente anecdótica.
  • ¿QUÉ HA OCURRIDO?. 
    • Demanda – sube . El consumo para la planta francesa, se ha elevado hasta los +1.147 Gwh/día, aumentando en +65,00 Gwh/día (+6,03%) con respecto a la semana anterior. Esta cifra se sitúa muy a la par con el promedio de los últimos treinta días, +1,173 Gwh/día y, claramente por debajo de los altos valores que se alcanzaron en el primer trimestre, +1.607 Gwh/día, cuando el frío centroeuropeo estaba instalado.
      • Consecuencia.  Energía Exportada – disminuye –. El resultado del descenso del consumo francés, ha sido directo: ésta deja de exportar casi la misma cantidad, +68,00 Gwh/día, siendo el desglose el siguiente: Inglaterra (-34 Gwh/día => -34 Gw/día, +0,00 Gwh/día), España (-53,00 Gwh/día => -60 Gwh/día, -8,00 Gwh/día), Italia (-47,00 Gwh/día => -35 Gwh/día, +13,00 Gwh/día), Suiza (-48,00 Gwh/día => -25 Gwh/día, +23,00 Gwh/día), Alemania (-93,00 Gwh/día => -52 Gwh/día, +40,00 Gwh/día). Con lo cual, hemos salido favorecidos, ya que aunque el trasvase de Francia con sus vecinos ha disminuido a consecuencia del aumento de la demanda, siendo la gran perjudicada Alemania, con una merma de +40,00 Gwh/día, en nuestro caso, hemos recibido +8,00 Gwh/día con respecto a la semana pasada, a un precio realmente competitivo de +25,93 €/Mwh.
    • Aportación Renovables – sube -. Aquí ha estado la otra noticia: la inyección al mix energético de las tecnologías verdes, se ha incrementado hasta situarse en los +345,00 Gwh/día, provocando un aumento de +22 Gwh/día (+6,89%) con respecto a la semana anterior. Este aumento, ha sido de la máxima calidad, ya que la mayor parte lo aporta la tecnología verde más determinante, eólica, con un empuje de +83,00 Gwh/día (+21,00 Gwh/día, +34,43%).
    • Nuclear – baja. Al ver el escenario expuesto: (1) Demanda rozando mínimos y situándose cerca de los +1.100 Gwh/día, (2) Gran aportación de las tecnologías verdes, con subidas simultáneas de la eólica (+21,00 Gwh/día) e hidráulica (+8,00 Gwh/día), (3) Reducción de la exportaciones, hasta situarlas en los +208 Gwh/día (-68,00 Gwh/día, -24,60%), Électricité de France (EDF), toma la decisión de PARAR cuatro reactores nucleares, en aras de “equilibrar la producción y el consumo, a la vez que optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor“.
Conclusión Importante: Prácticamente NO ha pasado nada, desde el punto de vista de las cotizaciones del mercado spot, ya que se ha producido una compensación casi perfecta: Demanda (sube, +65,00 Gwh/día) = Verdes (suben, +22 Gwh/día), Exportaciones (bajan, +68 Gwh/día), Nuclear (baja, 26 Gwh/día), esto es, demanda por exportaciones y nuclear por renovables. Al final, el pool permanece en cotas muy competitivas y Francia tiene cuatro reactores parados en previsión de la Q4/2018 – seguro que le harán más falta que ahora -. Por la parte que nos corresponde, hemos salido favorecidos doblemente: (1) Hemos importado más energía a precios altamente competitivos. (2) La previsión y gestión de los reactores que Francia está haciendo, seguro que nos favorecerá en el último trimestre – acuérdate de Q4/2016 y Q4/2017 -.
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  • 1.2.- MERCADO SPOT ESPAÑA. EL EMPUJE DE LA EÓLICA y EL DESCENSO DE LA DEMANDA, NO ES SUFICIENTE: EL POOL SIGUE MANEJADO POR EL GAP FÓSIL
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[/vc_column_text][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]La imagen que te muestro es totalmente paralela a la anterior – mercado energético francés -, de manera que podemos entrar directamente en las conclusiones:

Conclusión importante: correlación -: En el apartado de sincronías – imagen de la derecha -, aparecen tres gráficas: (1) Superior. La idea es clara y evidente: el mercado spot no consigue bajar de los +40,00 €/Mwh, y ello quiere decir que son las aportaciones correspondiente al Gap fósil = Demanda – (Viento + LLuvia + Sol), las que gobiernan a su antojo los precios del pool – pocas veces encontrarás funciones con un paralelismo tan perfecto -. (2) Media. Para tener una visión más amplia de lo que está ocurriendo, esta semana me he permitido mostrarte los promedios del mercado spot y gap fósil, desde 01 DIC/2017 hasta 30 ABR/2018: son dos funciones que siguen una a la otra. (3) Inferior. Refleja la relación entre tres de las variables más importantes del mix energético de nuestro país: Consumo + Gap Verde + Gap Fósil. De esta manera, tenemos la siguiente cuaterna – a nivel de promedios -, (Pool, Demanda, Gap Verde, Gap Fósil): DIC/2017 (+57,94 €/Mwh; +788,10 Gwh/día; +482,83 Gwh/día; +477,87 Gwh/día), ENE/2018 (+49,98 €/Mwh; +730,35 Gwh/día; +558,78 Gwh/día; +473,72 Gwh/día), FEB/2018 (+54,88 €/Mwh; +762,38 Gwh/día; +565,80 Gwh/día; +493,39 Gwh/día), MAR/2018 (+40,18 €/Mwh; +713,27 Gwh/día;+631,34 Gwh/día; +301,70 Gwh/día), ABR/2018 (+42,67 €/Mwh; +663,58 Gwh/día;+579,12 Gwh/día; +332,90 Gwh/día). Fíjate la diferencia entre ENE/2018 y MAR/2018, en lo que se refiere a demanda es muy poca, residiendo prácticamente todo en la aportación a las  renovables. Por su parte, ABR/2018, ha sido competitivo , en gran medida por la baja demanda que hemos tenido, por debajo de la barrera de los +700,00 Gwh/día.
  • ¿QUÉ HA PASADO?.
    • Demanda – baja -. Este ha sido el movimiento más importante del mix energético. Hemos conseguido salvar la semana, principalmente debido a una demanda de +623,00 Gwh/día, lo cual arroja una disminución de -25,00 Gwh/día (-3,88%) con respecto a los siete días anteriores al análisis.
    • Renovables – aumentan -. Esta vez si que la transferencia de costes de oportunidad se produce en la dirección correcta. La aportación de las energías verdes aumenta en cómputo global en +12,00 Gwh/día, correspondiendo a la eólica un esfuerzo de +53,00 Gwh/día (+49,46%, no está nada mal ), y a la energía turbinada un descenso de -42,00 Gwh/día (-24,39%).
    • Intercambios con Francia – aumentan -. Aquí ha estado otra de las claves, Francia nos ha vendido una media de +60,00 Gwh/día, a un precio realmente atractivo de +25,93 Gwh/día. Fíjate que su sumamos +53,00 Gwh/día (eólica) + 60,00 Gwh/día (intercambios) + 25,00 Gwh/día (consumo), obtenemos un total de +138,00 Gwh/día, palanca suficiente para aproximar al pool a los +40,00 €/Mwh.
Conclusión Final Importante: En estos momentos, la competitividad del mercado spot de nuestro país, se sustenta en tres patas: Baja demanda – inferior a los +700,00 Gwh/día -, Importaciones de Francia – superior a los +50,00 Gwh/día -, y aportación eólica – por encima de los +150,00 Gwh/día -. Cualquier desequilibrio en esta ecuación provocará ver precios en pantalla cercanos a los +50,00 €/Mwh. Una cuestión también importante, es la sensibilidad de la ecuación expresada a los cambios de sus parámetros, siendo ahora mismo muy alta, y que disminuirá cuando ALMARAZ entre en línea: los +40,45 €/Mwh están cogidos con “alfileres”.
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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 más importantes que han ocurrido en torno a las plantas nucleares de España y Francia son los siguientes:
  • FRANCIA.
    • HISTÓRICOS.
      • BLAYAIS 3 – parada programada -. El 21 ABR/2018, la unidad de producción n. ° 3 de la central Blayais fue programada para la renovación y el mantenimiento del combustible. Después de una prueba periódica en el circuito RIS – permite la inyección de agua en el corazón del reactor para detener la reacción nuclear y mantener el volumen de agua en el circuito primario en el caso de pérdida de refrigerante primaria –, se concluye que éste debe ser parcialmente drenado. Los equipos se dan cuenta del vaciado de un depósito en este circuito. Esta operación dejó parcialmente fuera de servicio la inyección de alta presión de seguridad, lo que constituye un incumplimiento de las especificaciones técnicas de operación. Este evento no tuvo un impacto real en la seguridad de las instalaciones. Sin embargo, la falta de disponibilidad temporal y parcial de la inyección de seguridad de alta presión llevó a la dirección de la planta a informar la Autoridad de Seguridad Nuclear (ASN) el 25 ABR/2018, un evento en el nivel 1 en la escala INES (International Nuclear Event Scale), que cuenta 7.
      • BUGEY 4 – programada –. La unidad de producción 4 ha sido desacoplada de la red eléctrica el sábado 24 de marzo de 2018 y está ejecutando un proceso de mantenimiento que promete ser denso en 2018. Se llevarán a cabo también numerosos controles preventivos y pruebas reglamentarias, así como el reemplazo de parte del combustible.
      • CATTENOM 3 – programada –  El sábado 7 ABR/2018 a la 1:15, los equipos de la planta de energía nuclear Cattenom procedieron al cierre programado de la unidad de producción n ° 3. Durante este cierre periódico, se llevarán a cabo las inspecciones programadas y trabajo de mantenimiento, así como para renovar un tercio del combustible.
      •  CHINON 4  – programada – . Como parte de su programa de mantenimiento, la unidad de producción número 4 de la central nuclear de Chinon se cerró el sábado 07 ABR/2018 a la 1 de la mañana. En esta parada programada se renovará parte del combustible, y se ejecutarán operaciones de verificación y mantenimiento.
      • CIVAUX 2 – programada –  El sábado 17 MAR/2018, la unidad de producción número 2 fue desconectada de la red eléctrica para llevar la renovación de una parte del combustible de la unidad de producción, así como a la realización de operaciones de mantenimiento.
      • DAMPIERRE 2 – programada –.  El reactor n ° 2 se detuvo el 30 MAR/2018 a la medianoche para renovar parte de su combustible y llevar a cabo muchas actividades de mantenimiento.
      • FLAMANVILLE 1 – no programada –.  El viernes 6 de ABR/2018, a las 3:45 A.M., EDF apagó automáticamente – el cierre automático del reactor, es gobernado por un dispositivo de protección, planificado desde la etapa de diseño, que se activa automáticamente en caso de que ocurra un evento fuera del funcionamiento normal – la unidad de producción n. ° 1 de la planta de energía nuclear Flamanville, de acuerdo con las características de seguridad y protección del reactor. Este evento sigue a la pérdida de una señal necesaria para controlar los clusters – se usan para regular la potencia del reactor –
      • GRAVELINES 4 – programada – . La unidad de producción 4 se cerró el 31 MAR/2018 para el reabastecimiento de combustible simple. Se realizará un programa más ligero de mantenimiento y controles. En este cierre programado para un período de aproximadamente treinta días, también se renovará un tercio del combustible.
      • GRAVELINES 6 . Fíjate en el literal de la noticia: “EDF dijo en un comunicado que había decidido retrasar las interrupciones planificadas de mantenimiento de sus reactores Gravelines 6 y Tricastin 4 por una semana. Se habían configurado para desconectarse el 24 FEB/2018 para reabastecimiento de combustible y mantenimiento“. Ambos han sido desconectados el 03 MAR/2018.
      • PALUEL 2 – programada –.  El reactor Paluel 2 se desconectó en MAY/2015 para su revisión de 10 años. En el transcurso de estas inspecciones, un generador de vapor de 450 toneladas se estrelló contra el piso de dicho reactor, causando daños extensos. El 06 FEB/2018, Électricité de France (EDF) dijo que había instalado cuatro nuevos generadores de vapor en su reactor nuclear Paluel 2 de 1.300 Mw, pero que el trabajo técnico continuo implicaba que la planta se reiniciara en JUN/2018, en lugar de ABR/2018.
      • ST ALBAN 2.– programada –. La Unidad de Producción 2 fue cerrada el 3 FEB/2017 para su tercera revisión en diez años. Este cierre programado, que durará cerca de 5 meses, permitirá más de 15.000 operaciones de mantenimiento, casi 90 modificaciones de equipos y varios controles regulatorios. Todas estas actividades apuntan a mejorar aún más el rendimiento de producción y seguridad de la instalación.
      • TRISCATIN 4 – programada –.  El jueves 08 MAR/2018, los equipos de General Electrics sacaron el cuerpo de alta presión de la turbina de la unidad de producción Nº 4 como parte de su parada de mantenimiento. Esta operación está destinada a eliminar los elementos internos de la turbina para hacer que las tareas de mantenimiento – esta maniobra moviliza a un equipo de unas 15 personas y se realiza cada 14 años -. 
    • NOVEDADES. ​
      • CATTENOM 2  En línea La planta Cattenom 2 se volvió a conectar a la red el 02 MAY/2018 a las 22.30. La unidad se detuvo el sábado 24 MAR/2018 para llevar a cabo operaciones de mantenimiento en una válvula ubicada en la parte nuclear de las instalaciones y también en uno de los 4 generadores de vapor.
      • CRUAS 2 – – en línea –.  La unidad de producción n. ° 2 de la planta nuclear EDF en Cruas-Meysse, produce energía desde el viernes 27 ABR/2018. Ha estado fuera de línea desde el 02 SEP/2017. Esta parada – con una periodicidad de 10 años -, ha incluido un importante programa de mantenimiento y controles regulatorios, así como la renovación de parte del combustible.
      • CRUAS 4– programada – En la noche del viernes 04 al sábado 05 MAY/2018, los equipos de la central nuclear de EDF en Cruas-Meysse cerraron la unidad de producción n ° 4. Este es un cierre programado para renovar parte del combustible y llevar a cabo operaciones de control y mantenimiento.
      • ​FLAMANVILLE 2 – programada –   En un contexto de menor demanda de electricidad, la unidad de producción 2 de la planta de energía nuclear de Flamanville se cerró el sábado 05 MAY/2018 a las 5:25 a. M. Este cierre a corto plazo equilibra la producción y el consumo, y optimiza la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • ​GRAVELINES 2 – programada –  En un contexto de menor demanda de electricidad, la unidad de producción n. ° 2 de la planta de energía nuclear de Gravelines se cerró el sábado 05 MAY/2018 a las 0:54. Este cierre a corto plazo equilibra la producción y el consumo, y optimiza la gestión del combustible contenido en el reactor.
      • NOGENT 1 – programada –  El sábado 05 MAY/2018, a la 1:30, los equipos de la planta EDF Nogent-sur-Seine procedieron al cierre de la unidad de producción nº 1. Este cierre a corto plazo, permite adaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor. Los equipos aprovecharán esta parada para realizar el mantenimiento de la instalación.
      • PENLY 2 – programada –  El sábado 28 ABR/2018, a las 2:00 a.m., los equipos de la planta de EDF de Penly procedieron al cierre para el mantenimiento de la unidad de producción n ° 2. Esta “parada para una recarga simple” tiene como objetivo renovar un tercio del combustible y llevar a cabo operaciones rutinarias de mantenimiento.
      • TRISCATIN 2 – programada – El sábado 28 ABR/2018 a las 2 A.M., los equipos de la planta EDF Tricastin procedieron al cierre de la unidad de producción nº 2. Este cierre a corto plazo, permite adaptar la producción de electricidad a la demanda y optimizar la gestión del combustible contenido en el reactor.
    • RETRASOS CONEXIÓN: Todo OK, sin nuevos retrasos.  ​
  • 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/2018. VANDELLÓS 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.
      • ALMARAZ II – programada –  La Unidad II de la central nuclear de Almaraz ha sido desconectada de la red eléctrica a las 23.51 horas del 08 ABR/2018 para iniciar los trabajos correspondientes a la 24ª Recarga de Combustible. El programa de trabajo tiene una duración de 34 díashasta 12 MAY/2018 – y a su finalización la Unidad iniciará un nuevo ciclo de operación.
      • 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.
Conclusión Importante: Como puedes ver, se ha producido una input muy importante en el parque nuclear de Francia: la PARADA de CUATRO reactores por motivos de previsión, y con el fin de adaptar mejor la producción a la situación de demanda actual. El frío centroeuropeo se ha alejado, y el consumo está rozando los +1.000 Gwh/díael 01 DIC/2017, se alcanzaron +1.802 Gwh -, y esta circunstancia ha provocado que Francia tome una “sabia” decisión, con el fin de cubrir dos objetivos: (1) Adaptar la producción a la demanda y, (2) Adelantar las recargas de combustibles con el fin de ir preparando la entrada en la Q4/2018 – no quieren que se repitan los problemas acaecidos en años anteriores -. Los citados reactores, estarán de nuevo en línea antes de finalizar el mes de JUN/2018: FLAMANVILLE 2 (14 MAY/2018), GRAVELINES 2 (04 JUN/2018), NOGENT 1 (13 MAY/2018), TRISCATIN 2 (14 MAY/2018). Para España, las consecuencias han sido directas, regidas por la ley de causa- efecto: aumento de la tensión en el mercado de futuros, ya que aunque las importaciones de energía se están produciendo a buen ritmo – la última semana han aumentado en +14,73%, situándose en los +60,00 Gwh/día -, existe incertidumbre debido a cómo va a proceder Francia si el escenario de bajo consumo persiste en el tiempo. Por otra parte, los mercados esperan la puesta en marcha de ALMARAZ II para el 12 MAY/2018, fíjate en los futuros del viernes 04 MAY/2018: +52,58 €/Mwh (lunes 07 MAY/2018), +53,38 €/Mwh (martes 08 MAY/2018), +53,49 €/Mwh (miércoles 09 MAY/2018), +53,56 €/Mwh (jueves 10 MAY/2018), +52,92 €/Mwh (viernes 11 MAY/2018), +49,15 €/Mwh (sábado 12 MAY/2018), +43,65 €/Mwh (domingo 13 MAY/2018), +50,00 €/Mwh (semana del 14 MAY/2018 al 20MAY/2018), esto es, se estima que las fisiones nucleares de Cáceres aportaran al mercado spot una baja en torno a los -1,25 €/Mwh.
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  • 3.- OPINIÓN PERSONAL: DIFERENCIA ENTRE  ESPECULACIÓN y COMPRA DE ENERGÍA. 
    El caso es que llevo una serie de reuniones con “potenciales clientes” y casi en todas ellas suele salir la comparación entre la compra de energía = acceso al mercado spot y mercado de futuros y la denominada BOLSA de ACCIONES de nuestro país. Es cierto que son dos operaciones que nada tienen que ver, ya que su naturaleza y origen son totalmente distintos, pero también es verdad que desde hace tiempo, existen en el mercado determinadas herramientas que permiten ejecutar acciones de especulación con paquetes de energía. Veamos en detalle el proceso:

    • COMPRA de ENERGÍA. A estas alturas, es bien sabido que si queremos implementar la mejor estrategia de compra de energía, hemos de tener una herramienta lo más competitiva posible que nos permita el ACCESO SIMULTÁNEO a los dos mercados que existen en nuestro país:
      • Pool Elétrico. Operamos en esta LONJA de energía, utilizando la mejor ecuación pass through. A menudo, estas ecuaciones son nombradas por algunos de sus parámetros más representativos: (1) Fee de gestión de la comercializadora. (2) Coste y/o apantallamientos de los desvíos. (3) Importe de la Aportación al Fondo de Eficiencia. Sin embargo, solemos perder de vista todas y cada una de las restricciones de Red Eléctrica que son implementadas en la fórmula de compra, lo cual, resta una importante cantidad de información a la decisión final.
        Conclusión importante: Las ecuaciones, están y existen para ser simuladas, considerando todos y cada uno de sus componentes. En la primera fase de compra, NO estamos adquiriendo la commodity, sino una ecuación que será la herramienta que nos permitirá llegar a ésta. Por lo tanto, deben quedar perfectamente aclarados y determinados todos y cada uno de sus parámetros.
      • Mercado de Futuros. El acceso a esta plataforma, meramente financiera y especulativa, puede realizarse a través de dos vías:
        • Carga base. Compramos una misma cantidad de energía, siendo la mínima ventana temporal de 24 horas. A partir de aquí, podemos adquirir los parámetros que se encuentran cotizando en el mercado: Meses (M), trimestres (Q) y años (Y). La manera de liquidar este tipo de contratos SIEMPRE es por DIFERENCIAS: (1) Si el precio COBERTURA > SPOT, perdemos dinero y, (2) COBERTURA < SPOT ganamos dinero.
        • Porcentaje de Curva de Carga. El problema que subyace en toda la operativa, tiene su origen en como se liquidan los paquetes de energía en el mercado de futuros: estos SIEMPRE se realizan en Carga Base (CB) , siendo el mínimo paquete de 1 Mw. A partir de aquí, es cierto que hay multitud de suministros que si procediesen a cerrar una CB base, pagarían energía SIN ser consumida, ya que su consumo en un número importante de horas, es menor que el mínimo a contratar, esto es, 1000 Kw. Por tanto, deben realizar la operación de cierre/cobertura, empleando un PORCENTAJE de la energía que demandarán a futuro, y nunca una cantidad determinada. Llegados aquí, hay dos preguntas/incertidumbres que se originan: (1) Cuánta energía realmente se consumirá. (2) En qué horas – competitivas, o no -, se efectuará el consumo. Realmente, a priori las cuestiones NO tienen respuesta, obligando al proveedor a la utilización de unos coeficientes PERFILADORES, llamados APUNTAMIENTOS, que irán multiplicados directamente por el precio en pantalla, y que tienen la función de SOBREPONDERAR éste, al objeto de cubrir las dos incertidumbres expuestas.
          Conclusión importante: Llegamos a una de las cuestiones más importantes en la compra de energía: determinar qué apuntamientos son los más competitivos. Una pésima elección aquí, estará provocando que seamos PENALIZADOS de manera constante a la hora de ejecutar coberturas en el mercado de futuros. Fíjate en un ejemplo sencillo: Precio en pantalla Q3/2018 de 45,00 €/Mwh. (1) Apuntamiento periodo P1 = 1,23 => Precio a aplicar, 55,35 €/Mwh = 45,00 €/Mwh * 1,23. (2) Apuntamiento periodo P1 = 1,15 => Precio a aplicar, 51,75 €/Mwh = 45,00 €/Mwh * 1,15. Aún siendo la misma cotización, los precios varían +3,60 €/Mwh (+8,00%).
    • ESPECULAR con ENERGÍA (d-click). Hasta aquí, he de trasladarte que en ABSOLUTO ha habido ánimo de negociar con la commodity – comprar a un precio, con la esperanza de que vaya a subir a corto plazo, con el único fin de venderlo oportunamente y obtener un beneficio -, ya que hemos accedido a los dos mercados existentes, con el único objetivo de adquirir la energía para su posterior consumo. Sin embargo, imaginemos el siguiente ejemplo:
      • Operación 01. Nos situamos en la ventana temporal [01OCT-30NOV] 2016, cuando los futuros del tercer trimestre de 2018, comenzaban a cotizar y por lo tanto, suelen aparecer en pantalla cotizaciones más competitivas. Decidimos COMPRAR el 08 NOV/2016 cuando Q3/2018 presenta un precio de +44,17 €/Mwh. ​
      • Operación 02. En estos días, con la input provocada por la parada de los cuatro reactores de Francia, observamos que Q3/2018, tiene un precio MÁXIMO de +58,30 €/Mwh, y tomamos la decisión de VENDER. Habremos ganado – a priori -: +14,13 €/Mwh = +58,30 €/Mwh – 44,17 €/Mwh, y TODAVÍA no hemos comenzado a consumir la energía, siendo esta operativa la denonimada verdaderamente ESPECULACIÓN.
      Conclusión importante: Siguiendo con el razonamiento, si suponemos que el mercado spot cerrase a un promedio de +50,00 €/Mwh al finalizar el tercer trimestre de 2018, habremos ganado  8,30 €/Mwh = (+58,30 €/Mwh – 44,17 €/Mwh) – (+50,00 €/Mwh – 44,17 €/Mwh), esto es, la especulación es siempre favorable – sin ser la estrategia óptima -, si y solo si, el precio de venta del producto es mayor que el cierre promedio del mercado spot.
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  • 4.-  MERCADO FUTUROS [OMIP]
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    • Q1 [2019-2020]. Tendencia. 2019 -> Plana. -. 2020 -> Rebote. Q1/2019[48,92 – 54,17 – 54,19]. Q1-2020 [Omip -> 49,80 €/Mwh, +1,08%]. La primera consecuencia de la “corta” parada de los cuatros reactores franceses – han anunciado sus paradas para 28 ABR/2018 y 05 MAY/2018 -, ha sido un nuevo rebote – tensión -, en el primer “quarter” del año: (1) 2019, subió a partir del 27 ABR/2018 (+53,50 €/Mwh) y en estos momentos cotiza prácticamente plana – tres últimas sesiones -, en los +54,19 €/Mwh. (2) 2020, frenó en “seco” la bajada, también el 27 ABR/2018 – descendía desde los +50,42 €/Mwh, llegándose a situar en los +49,27 €/Mwh -, ubicándose en estos momentos en los +49,80 €/Mwh.
      Conclusión importante: No podemos comprar incertidumbre, sino energía. Sin embargo, es claro que en los últimos tiempos, los mercados están siendo modulados CASI en su totalidad por las noticias de origen NUCLEAR, y dado la “opacidad” que existe en este terreno, es difícil prever los cierres/coberturas en el mercado de futuros con suficiente antelación.
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    • Q2 [2019]. Tendencia. 2019 -> Prácticamente plana. Q2/2019 [43,35 – 45,14 – 45,15]. Desde el 13 ABR/2018 (+45,22 €/Mwh), se mantiene en cotas altas, pero mantenidas: alrededor de los +45,00 €/Mwh. En estos momento, como puedes observar se sitúa en los +45,15 €/Mwh.
      Conclusión importante: No son precios asequibles para el que podemos calificar como mejor trimestre de todo el año, desde el punto de vista del mercado spot. Lo razonable sería ver precios en pantalla alrededor de los +40,00 €/Mwh, con el fin de cuestionarnos algún tipo de compra a precio fijo.
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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> alcista, MÁXIMOS 2019 ->alcista, MÁXIMOSQ3/2018 [48,66 58,16 – 58,30]. Q3-2019 [Omip -> 52,39 €/Mwh, +0,17%]. La noticia aquí es clara: el tercer trimestre vuelve a cotizar en máximos. La secuencia es la siguiente: Máximo 01 => +52,46 €/Mwh (13 ABR/2018), Mínimo 01 => +51,83 €/Mwh (24 ABR/2018), Máximo 02 => +52,69 €/Mwh (30 ABR/2018).
      Conclusión importante: En el año 2015, la cotización media del tercer trimestre se situó en los +55,67 €/Mwh, llegando a ser la menos competitiva de toda la historia reciente del mercado spot. Meses después, se habilitaría la interconexión francesa – 05 OCT/2015 -, provocando que los precios trimestrales de los años siguientes fueran realmente más bajos: +41,76 €/Mwh (2016) y +48,41 €/Mwh (2017), esto es, -13,91 €/Mwh (-24,99%) y -7,26 €/Mwh (-13,04%) respectivamente. Para este año, desde TEMPOS pensamos que aunque Francia module la producción en función del consumo – tomando en consideración las últimas noticias -, si mantuviese la cota de años anteriores: 2016 importamos un promedio de +33,03 Gwh/día (+4,73% del consumo nacional), y 2017 (+48,64 Gwh/día, +6,97%), no deberíamos tener problemas para ver en pantalla precios del mercado spot por debajo de los +50,00 €/Mwh: para la semana que estamos analizando, Francia está modulando y ha exportado a nuestro país +60,00 Gwh/díalo puedes ver más arriba -.
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    • Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . alcista, MÁXIMOS. -. 2019 -> Plana, sostenida. [48,51 58,03 – 58,15]. Q4-2019 [Omip -> 53,47 €/Mwh, -0,17%]. La incertidumbre francesa ha llegado directamente al cuarto trimestre de este año, provocando un nuevo máximo absoluto: viernes 04 MAY/2018 (+58,15 €/Mwh). Por su parte, mirando a la Q4/2019, he de trasladarte que la consecuencia ha sido idéntica pero adelantada tres sesiones: lunes 30 ABR/2018 (+53,78 €/Mwh).
      Conclusión importante: Quizás, es el trimestre donde la decisión de ejecutar una cobertura sea más difícil. Sabes que tiene embebida dos “tensiones”: (1) En España tienen previsto paradas programadas ALMARAZ (05 NOV/2018 -> 10 DIC/2018) y ASCÓ (09 NOV/2018 -> 14 DIC/2018). (2) Por la parte del país galo, llevamos dos años con problemas en algunos de los 58 reactores. La primera causa, no debería calificarse de “tensión” toda vez que la desconexión está prevista, sin embargo, los mercados están descontando que pudiera haber algún problema – ejemplo real, Vandellós II -, en el reinicio de éstos CONJUNTAMENTE con Francia. Si ejecutásemos la COMPRA en estos momentos, estaríamos dando por ciertas por ADELANTADO el descuento que los mercados están realizando.
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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, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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  • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – ” El euro mirará a los 1,17 dólares si persiste su debilidad “-. Tendencia -> Muy bajista. [Promedio Semanal -> 1,2012 €/$, -1,34%. Cotizaciones [Lunes = +1,2079; Miércoles = +1,2007; Jueves = +1,1992; Viernes =  +1,1969] €/S.

    Estado de los mercados de divisas. En la semana bajo análisis, el TC ha estado gobernado por las siguientes inputs: (1) Inflación Alemania. (2) Inflación Europa. (3) Datos PIB de la eurozona. (4) Publicación de la tasa de desempleo de EEUU. (5) Comunicado de la Reserva Federal.

    01.- EUROPA: EURO [BAJA] =  INFLACIÓN ALEMANA [BAJA] + INFLACIÓN EUROPA [BAJA] + PIB [BAJA]. 
    • Lunes 30 ABR/2018. La inflación alemana desacelera inesperadamente, validando la precaución del BCE. La inflación alemana se desaceleró inesperadamente en ABR/2018, validando la cautela del BCE para avanzar de forma extremadamente gradual hacia la retirada del estímulo de la zona del euro. El crecimiento de los precios en la mayor economía del bloque monetario se enfrió a un +1,40%, desafiando las expectativas que estimaban un +1,50%.
    • Jueves 03 MAY/2018. ​El indicador de inflación de la zona del euro le da al BCE una causa para permanecer cautelosoUna desaceleración en la inflación de la zona del euro – un problema estadístico relacionado con la Semana Santa que en años normales sería ignorado podría darle al BCE otra razón para posponer cualquier decisión de poner fin a su programa de compra de bonos. El crecimiento de los precios al consumidor se debilitó inesperadamente al +1,20% el mes pasado y la tasa subyacente, excluyendo los artículos volátiles como los alimentos, fue la más baja en más de un año con solo +0,70%. Ambas medidas estuvieron por debajo de las estimaciones de la mayoría de los economistas. El BCE y la Comisión Europea predicen un repunte a finales de este año, pero la preocupación es que el continuo goteo de datos débiles combinados con riesgos como el proteccionismo comercial dañen tanto la confianza, que las empresas y los hogares posterguen el gasto.
    • Miércoles 02 MAY/2018. ​​ Frenazo del crecimiento de la eurozona: el PIB aumentó un 0,4% en el primer trimestre.  El presidente del BCE advirtió de ello la semana pasada: el crecimiento de la eurozona está perdiendo fuelle. Los datos corroboran estos augurios. El Producto Interior Bruto (PIB) de la eurozona se expandió un +0,40% en el primer trimestre en términos reales (descontando la inflación), lo que supone el menor ritmo de crecimiento desde 2016, por debajo de las tasas del +0,60% y del +0,70% a las que creció el área monetaria en los cinco trimestres anteriores. Respecto al mismo periodo del año anterior, la producción aumentó un +2,5%, también por debajo de los incrementos de 2017, y una décima más que el conjunto de la Unión Europea. Por su parte, la tasa de desempleo permaneció en el +8,50% en MAR/2018, igual que en FEB/2018, cuando se redujo una décima desde el +8,60% anterior hasta mínimos desde 2009.
      Conclusión importante: Poco a poco, se van confirmando las previsiones: estamos ante una Europa que va perdiendo dinámica/ritmo. La primera de las consecuencias lógicas, es la progresiva devaluación de la moneda, siendo la segunda, el alargamiento del horizonte en la eliminación del plan de estímulos y consiguiente subida de los tipos de interés. Todo ello, desde el punto de vista de compra de gas natural, hemos de encuadrarlo en el tipo de cambio, que caerá con fuerza, al estar en estos momentos, precisamente ante un dólar de por sí fuerte.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • 02.- ESTADOS UNIDOS: DOLAR [SUBE] = DESEMPLEO [BAJA] + APLAZAMIENTO SUBIDA TIPOS. 
      • Viernes 04 MAY/2018. El desempleo en EEUU cae al 3,9 %, el nivel más bajo desde el 2000.  El índice de desempleo de Estados Unidos cayó al +3,90% en ABR/2018, la primera vez que baja del +4,00% desde el 2000, en una nueva muestra de solidez económica, que empuja a la Reserva Federal (Fed) a que acelere su ritmo de ajuste monetario. El descenso al +3,90%, que supera las expectativas del mercado de que el desempleo se ubicaría en el +4,00%, se produce después de seis meses consecutivos en que la tasa se había mantenido en el +4,10%. Asimismo, el reporte del Departamento de Trabajo señaló que en ABR/2018 se generaron +164.000 nuevos puestos de trabajo, cifra levemente inferior de los +190.000 empleos anticipados por los analistas. Por lo que se refiere a los salarios, la media aumentó en 4 centavos la hora el pasado mes, equivalente a un +0,10%, para situarse en 26,84 dólares, con lo que en el último año se ha incrementado en un +2,60% . El presidente estadounidense, Donald Trump, celebró el descenso de la tasa de desempleo, a la vez que valoró el positivo rumbo económico desde que llegó a la Casa Blanca a comienzos de 2017. “El reporte laboral fue muy bueno, lo más importante para mi es haber roto el umbral del 4 %, algo que no había ocurrido en mucho, mucho tiempo“.
      • Jueves 03 MAY/2018. La Fed mantiene tipos y mira a junio.  La Reserva Federal (Fed) de Estados Unidos dejó sin cambios los tipos de interés, que se mantienen así en la horquilla de entre el +1,50% y el +1,75% en la que quedaron fijados en MAR/2018. El organismo subrayó a través de un comunicado la fortaleza del mercado laboral, con una tasa de desempleo de apenas el +4,00%, y la evolución al alza de la inflación, que está cerca de alcanzar el objetivo del +2,00%.

        Conclusión importante: Hay dos parámetros, con un peso específico importante, que están ubicados en el centro de la diana, desde el punto de vista de la Fed: Empleo + Inflación. El primero se sitúa por debajo del +4,00% y el segundo muy cerca del +2,00%, por lo tanto, los mercados están haciendo lo correcto: adelantar una subida de tipos para la reunión de JUN/2018.

      Conclusión Final importante: Estamos ante dos pares totalmente antagonistas: Europa con una pendiente bajista: Inflación del +1,20% , crecimiento estancado y paro del +8,50%, frente a EEUU, con un crecimiento próximo del +3,00%estimaciones del FMI -, tasa de desempleo del +3,90% y una inflación rozando el +2,00%. De esta manera, es normal que el TC haya atravesado la barrera de los +1,2000 €/$. A parir de ahora, habremos de mirar al siguiente titular: el euro mirará a los 1,17 dólares si persiste su debilidad.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]
    • COTIZACIÓN BRENT.- ” Los iraníes pierden la esperanza en el acuerdo nuclear ” -.Tendencia -> Muy Alcista. [Futuros Anual = +72,31 $/bbl, +0,62%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = +75,17; Martes = +73,13; Miércoles = +73,36; Jueves = +73,62; Viernes = +74,96] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION  => FUTUROS [+72,31 $/bbl] < CONTADO [+74,96 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia. 
      • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 02 MAY/2018 -.  Han aumentado  en +6,218 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una incremento de 0,739 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 435,972 Mb.
      • Inventarios Gasolina miércoles 02 MAY/2018 -: Se Han incrementado en +1,171 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una bajada de –0,587 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en +237,934 Mb.

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      • Producción Crudo EEUU – viernes 27 ABR/2018 -, Exportaciones Crudo – viernes 27 ABR/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 04 MAY/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 10,619 Millones de barriles al día (Mbd), aumentando en +0,03 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en +1,61 Mbd, en +1,17 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 7,158 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han aumentado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 834,00 (+9,00).

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      LECTURA INTERESANTE. Jueves 03 MAY/2018. Cinco factores que explican la subida del petróleo. Ahora mismo el precio de crudo está sustentado por cinco inputs:

      • La oferta y la demanda.  Las existencias de crudo que se habían acumulado en el periodo 2014-2016 han disminuido considerablemente debido a la gran demanda impulsada por una economía mundial en auge y los recortes de suministro de la OPEP y Rusia. 
      • Arabia Saudí. ¿Decidirán la OPEP poner fin a sus recortes de suministro, que han eliminado al menos 1,8 millones de barriles diarios del mercado desde principios de 2017?. El reino está preparando la salida a Bolsa de la compañía petrolera estatal Saudi Aramco, que probablemente se beneficiaría del elevado precio del petróleo. También está llevando a cabo reformas sociales y económicas generalizadas en un país muy conservador: “No hay señales de que la OPEP quiera frenar la subida del precio“.
      • Riesgos geopolíticos.  El riesgo más inmediato es la posibilidad muy real de que EEUU se retire del acuerdo nuclear con Irán y vuelva a imponer sanciones a sus exportaciones de petróleo. El segundo es Venezuela, cuya producción de petróleo ha disminuido en al menos 500.000 barriles diarios por la crisis económica y política que atraviesa el país. El tercero es el conflicto entre el jefe de la OPEP, Arabia Saudí, y los rebeldes houthi de Yemen. Por último está Libia, cuya producción de petróleo se ha recuperado hasta la cifra de aproximadamente un millón de barriles diarios, pero sigue siendo un país muy inestable siete años después de estallar la guerra civil.
      • Los ‘hedge fund’. Están cosechando los beneficios de un cambio en la estructura del mercado causado por la menor oferta, lo que está ocasionando que los contratos al contado coticen por encima que los futuros – situación de Backwardation -. Eso permite a los inversores obtener una rentabilidad regular al renovar los contratos cada mes.
      • Los hidrocarburos NO convencionales de EEUU.  Se prevé que su producción crezca este año aproximadamente un +10% (1,4 millones de barriles diarios).. Pero hasta ahora no han sido suficientes para detener esa subida, ya que el aumento de la demanda ha absorbido en gran medida la mayor producción. Por otra parte, la falta de infraestructuras de hidrocarburos no convencionales en la cuenca Permian, en EEUU, dificulta el envío de barriles del oeste de Texas a las refinerías, a los tanques de almacenamiento o a la costa para su exportación.//quiitar UL o I/// Situación de los Mercados de Crudo.  Para la semana que nos ocupa, existen tres vectores que manejan la dirección de los precios del crudo. Primeroinput más importante -: Sanciones de EEUU a Irán. Segundo. Situación de la producción de EEUU y los problemas – cuello de botella – de evacuación de Shale Gas. Tercero. Prolongación de los recortes por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
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      • 01.- ESTADOS UNIDOS: ACUERDO IRÁN + SITUACIÓN FRACKING.
        • Input Fundamental. Viernes 04 MAY/2018. El crudo se aproxima a los 70 dólares con los operadores en el borde de la decisión del acuerdo con Irán
          • Donald Trump – presidente EEUU -. Todavía no ha anunciado si se retirará del acuerdo nuclear iraní de 2015 cuando se acerque la fecha límite del 12 MAY/2018. Entre tanto, los funcionarios estadounidenses ya están posicionándose para negociaciones posteriores al acuerdo. Nuevas sanciones podrían interrumpir las exportaciones de crudo del tercer mayor productor de la OPEP. Michael Loewenestratega de materias primas de Scotiabank -: ” El mercado podría estar sopesando la posibilidad de que Trump no extienda el pacto – renovable semestralmente según la legislación estadounidense -, lo que no cambia los balances oferta-demanda por sí mismo… pero si se crean nuevas sanciones y Estados Unidos presiona a las naciones de la UE para que hagan lo mismo, entonces el mercado podría verse muy diferente en unos pocos meses…“.
          • Rohani – presidente Irán -: Estados Unidos se arrepentirá “muy pronto” si abandona el acuerdo nuclear.  Irán ha vuelto a advertir a Estados Unidos de las consecuencias de abandonar el acuerdo nuclear. En un nuevo discurso, el presidente Hasan Rohani ha dicho que su país está preparado sea cual sea la decisión, pero que si Washington no respeta lo pactado, va a lamentarlo “muy pronto”. Aunque no ha precisado qué medidas contempla, los sectores más conservadores han agitado la posibilidad de salirse del Tratado de No Proliferación (TNP). En cualquier caso, el presidente ha vuelto a repetir que no se plantea revisar el Plan Integral de Acción Conjunta (PIAC), nombre oficial del acuerdo alcanzado en 2015.
            • ​Consecuencia Directa: Oleada de Exportaciones Irán.  El tercer productor más grande de la OPEP aumentó las exportaciones en ABR/2018 a su nivel más alto desde que se suavizaron las sanciones hace más de dos años. Los envíos de crudo aumentaron a +2,48 Mbd el mes pasado, desde +2,06 Mbd en MAR/2018, esto es, +0,42 Mbd (+20,38%).
          • Netanyahu – presidente de Israel: “Es mejor enfrentar Irán más pronto que tarde“. A medida que los signatarios europeos luchan por tratar de salvar el acuerdo nuclear, Israel – considera que Irán es su enemigo más peligroso – ha estado presionando a Trump para que lo abandone a menos que pueda ser enmendado. En una conferencia de prensa ampliamente publicitada la semana pasada, Netanyahu dijo que Israel arrojó media tonelada de documentos de Irán demostrando que mintió sobre la naturaleza de su programa nuclear.
            Comentario Importante: La tensión geopolítica es máxima, y la prima se está transfiriendo directamente a la cotización del Brent. Hemos de esperar hasta el 12 MAY/2018 – existe la posibilidad de una prrórroga -, ya que en estos momentos el peso específico del stress, embebido en el precio que vemos por pantalla, es muy considerable.
        • Viernes 04 MAY/2018.  Bakken Shale recuperando ‘el dinero’ con el petróleo de EE. UU. cercano a +70,00 $/bbl.  El coste de sacar petróleo y gas a la superficie en el campo Bakken – Dakota del Norte – ha disminuido, alcanzando recientemente entre +41,00 y +50,00 S/bbl para los pozos de primer cuartil. Los desafíos aún persisten en la región, que está plagada de falta de gasoductos para llevar el combustible a mercados más prometedores. Las tecnologías como el fracking y los pozos horizontales, alcanzando longitudes nunca antes vistas, han llevado a grandes reducciones en los costes del shale en los EE. UU. Esto ha ayudado a que la mayoría de los pozos promedio en Bakken se vuelvan económicos. Si los precios del petróleo Intermedio del oeste de Texas permanecen por encima de los +63 $/bbl, todos los pozos promedio estarán “dentro del dinero” .​
        •  Miércoles 02 MAY/2018. Cuellos de botella en la corriente de salida de crudo de Stymie. La gran oleada de petróleo de América del Norte en 2018 en medio de los precios más altos del petróleo en más de tres años está amenazada por el estancamiento del oleoducto desde el oeste de Texas hasta Alberta. América del Norte contribuirá con alrededor de +1,2 Mbd de crecimiento de producción al mercado mundial este año, lo suficiente para satisfacer la demanda mundial. Sin embargo, el descuento de los futuros del crudo West Texas Intermediate en Midland, Texas, se amplió hasta +8,00 $/bbl el mes pasado, el más grande en más de tres años, ya que los oleoductos fuera de la cuenca del Pérmico están operando en su límite máximo. 

          Comentario Importante: Estamos antes un posible “tope” del Francking: hay tantas bombas funcionando que no existe posibilidad de una evacuación fluida y “competitiva”, lo que produce un “descontaje” en el precio del barril, que no hace más que restarle atractivo. Habrá que ver como se va solucionando este inconveniente , ya que de perdurar en el tiempo, restaría armas ante los recortes puestos en marcha por la OPEP.

      • 02.- SITUACIÓN DE LA OPEP.
        • Jueves 03 MAY/2018. Rusia apuesta por acuerdo de la OPEP incluso después de 2 meses de sobreproducción.  Rusia reafirmó su promesa de una alianza con la OPEP, a pesar de dos meses de NO cumplir su objetivo en virtud del acuerdo mundial de producción de petróleo. El compromiso de Rusia con el pacto fue del +95,20% en ABR/2018, después de una tasa del +93,40% en MAR/2018. Según Alexander Novak – ministro de Energía de Rusia -: “El país se mantiene totalmente comprometido con el equilibrio del mercado de crudo“.
        Conclusión Final: Hemos de esperar a que se resuelva el riesgo geopolítico más importante: sanciones Irán – EEUU, sino queremos comprar TENSIÓN para todo el periodo de la cobertura. Desde TEMPOS, pensamos que deberán llegar a un acuerdo, aunque lo lógico a corto plazo, es el establecimiento de una prórroga.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Si la decisión NO está sustentada en el conocimiento, entonces podemos hablar de posible ACIERTO.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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