INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [30SEP-06OCT]

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Buenos días, lo primero de todo será desearte un magnífico comienzo, como siempre. En TEMPOS tenemos una certeza, por encima de todas las ideas que tenemos encima de la mesa: apostar decididamente por el estudio y análisis de los mercados, como único camino para la toma de decisiones. De otra manera, la compra de energía – una de las adquisiciones más importantes de tu compañía -, podría reducirse a meros intentos de adivinar/acertar el momento más idóneo. En la ventana temporal que nos ocupa, hemos observado con detenimiento los siguientes temas: (1) El mercado spot de electricidad, recibe nuevas inputs negativas, que lo disparan hacia nuevos máximos. (2) Los futuros de electricidad, son modulados de manera directa, por la incertidumbre existente en la producción nuclear de Francia. (3) La compra de Gas Natural se vuelve más competitiva. 3.1: La cotización del barril brent sufre una bajada importante. 3.2: El Tipo de Cambio, se acerca a los 1,1500 €/$. Vayamos por partes, ya que el escenario se presenta sumamente interesante.

  • 1.-MERCADO SPOT ELECTRICIDAD: EL POOL SE QUEDA SIN EL APOYO DE ENERGÍAS COMPETITIVAS. La noticia, para la semana que nos ocupa, ha estado en las cotizaciones alcanzadas por el pool eléctrico de nuestro país que, han mirado directamente para FEB/2017, repitiéndose “casi” el mismo escenario. En efecto, el jueves 05 OCT/2017, el mercado spot, se sitúo en 57,84 €/Mwh, máximo desde el viernes 17 FEB/2017 – este día el mercado se ubicó en la cota de 59,56 €/Mwh -. Lo interesante en estos momentos, es ver qué inputs han producido este movimiento alcista en las cotizaciones y si éstas, pueden mantenerse en un horizonte de plazo cercano.
  • 1.1. ORIGEN DEL PROBLEMA: LA NUCLEAR DE FRANCIA SE DESPLOMA. 
    La imagen que estás viendo, prácticamente no necesita explicación. En la ordenada izquierda [Gwh/día], tienes representado el consumo de electricidad de Francia, mientras, en el eje vertical de la derecha [Gwh/día], señala la energía que su tecnología nuclear a puesto en la red, estando representado en el eje de abscisas, los últimos 31 días: [06SEP-06OCT] 2017. A partir de aquí, una única conclusión: a partir del 01 OCT/2017, se produce una descorrelación total entre lo que Francia necesita, y lo que produce su principal tecnología, la nuclear. Este hecho, básicamente, viene determinado por dos motivos:

      • La planta de TRICASTIN se para. Si recuerdas bien, la semana pasada la noticia estuvo en la central nuclear de Tricastin que consta de 4 reactores de agua presurizada – power water reactor, pwr – con una capacidad de 900 Mw cada uno. El mandato estaba claro: La Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN), en una resolución de 27 SEP/2017, exigió a Électricité De France (EDF), la interrupción temporal de los cuatro reactores lo más rápidamente posible, siendo la razón puramente  de seguridad y relativa al riesgo de fallo de una parte del terraplén del canal Donzère-Mondragón, en relación con los terremotos más graves estudiados hasta la fecha. La parada de cada reactor se ha realizado de la siguiente manera (Parada – Arranque Estimado): TRICASTIN 1 (29SEP – 02 NOV), TRICASTIN 2 (30SEP – 02 NOV), TRICASTIN 3 (07OCT – 13 NOV), TRICASTIN 4 (30SEP – 02NOV).
        Comentario Importante: En este momento, hay en juego 4*900 Mw = 3.600 Mw de potencia – supone un 5,76% del parque nuclear francés -, hasta el 13 NOV/2017, teniendo presente que, el reactor TRICASTIN 3, está bajo revisión, debido a errores encontrados en los ficheros de fabricación de sus componentes.
      • EDF amplía la interrupción del reactor Chooz 2 hasta el 2 NOV/2017.  En este caso te hablo de la planta Chooz B, la cual consta de dos reactores PWR, con una capacidad de 1450 MW. EDF amplió aún más la interrupción de Chooz 2 hasta el 02 NOV/2017. Inicialmente, se programó para reanudar la producción el 12 OCT/2017, pero este fue pospuesto por primera vez hasta el 21 OCT/2017, cuando EDF estaba llevando a cabo investigaciones sobre por qué un transformador de potencia auxiliar funcionaba mal. Por tanto, la ventana temporal es: CHOOZ 2 (04AGO – 02NOV).
      • EDF retrasa reinicio del reactor Penly 1 debido a problemas técnicos.  También EDF, dijo el lunes 02 OCT/2017, que el retraso en el reinicio de su reactor nuclear Penly 1, de 1.300 MW, se debió a problemas técnicos encontrados durante el mantenimiento, pero no estaba vinculado a una revisión de componentes por parte de ASN.  El reinicio de Penly 1, que ha estado fuera de línea desde el 12 AGO/2017, se ha pospuesto en 15 días hasta el 03 NOV/2017, así su ventana de parada es: PENLY 01 (12AGO – 03NOV).
    Comentario Importante: Es cierto que Francia, ha dejado de contar con 3.600Mw + 1*1.300 Mw + 2*1.450 Mw = 7.500 Mw – he contado el primer reactor de Chooz B, lo veremos más abajo -, lo que supone un 12,50% de su parque nuclear, pero, hay un aspecto positivo en toda esta situación: el horizonte de la incertidumbre está muy próximo, siendo hasta el 13 NOV/2017, en el peor de los casos. Lo digo, porque existen posibilidades reales de ver el mercado spot, y también a los futuros de electricidad, de emprender una tendencia bajista en el mes de NOV/2017.
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  • 1.2.- CONSECUENCIAS 01: EL MERCADO FRANCÉS SE ENCARECE UN 9,19%.

    En la figura que ves, aparece dibujado por un lado, la evolución del mercado spot francés – ordenada de la derecha -, y por otro – eje vertical de la izquierda -, la producción de energía de dos tecnologías muy poco competitivas, el carbón – centrales térmicas -, y gas natural – ciclo combinados -. Francia tampoco es una excepción, al igual que España, al no tener a su tecnología más competitiva al 100,00% de sus posibilidades, está obligada a acudir a aquellas tecnologías que son más contaminantes y caras. En concreto, las paradas en las centrales nucleares de Tricastin, Chooz B y Penly, ha supuesto un crecimiento de un 8,99% para el carbón y un 11,29% para el gas natural. Además, como suele ocurrir en estos casos, una vez que los ciclos combinados tienen una dinámica importante, las cotizaciones del mercado spot, establecen una correlación íntima con la producción de éstos, creciendo un 9,19% – las cuentas han sido realizadas, tomando las siguientes ventanas temporales: (23SEP-29SEP) 2017 y (30SEP-06OCT) 2017 -.

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    • 1.3.- CONSECUENCIAS 02: ESPAÑA PASA A EXPORTAR ENERGÍA A FRANCIA.

      La imagen que estás observando, representa cuatro parámetros: En el eje vertical de la izquierda [Gwh/día], la producción de las centrales térmicas, centrales de ciclo combinado e importaciones internaciones – fundamentalmente Francia -. Por su parte, la ordenada de la derecha [€/Mwh], las cotizaciones del mercado spot de nuestro país. Llegados a este punto, comprenderás las razones que han provocado las cotizaciones tan altas del mercado spot, vamos a revisarlas:

      • La aportación de la energía hidráulica está en mínimos, siendo la última semana de un 4,03%. Toma nota, de parte del literal de la siguiente noticia, “Retrato de una España atrapada en la sequía“:
        Las lluvias durante el recién terminado año hidrológico – desde el 1 OCT/2016 al 30 SEP/2017 – han sido menores de lo normal. Según los datos de la Agencia Española de Meteorología (Aemet), el año hidrológico ha cerrado con 551 litros por metro cuadrado de media para el conjunto de España, lo que representa casi un 15% de déficit respecto a la media histórica (1981-2010), que está en 648 litros por metro cuadrado. Si se toma como referencia solo la España peninsular, la reducción respecto a la media histórica es algo más del 18%, según el Ministerio de Agricultura. 
      • La dinámica de la energía eólica, está por debajo del 15,00%, concretamente ubicada en un 13,04% de media –  dentro de la ventana temporal (30SEP-06OCT) 2017 -. Aquí tiene gran influencia las altas temperaturas que están sucediendo – teniendo presente la época del año por la que transitamos -, y que hacen que la densidad del viento disminuya, y que por lo tanto, las ráfagas de aire sean de poca calidad.
      • Las exportaciones a Francia, cambian de sentido. Si recuerdas, los primeros diez días de SEP/2017, las interconexiones, hicieron un favor importante a las cotizaciones del mercado spot de nuestro país, al aportar una media del 9,687% de la demanda de energía, lo que ayudó a “sostener” al pool en los 46,13 €/Mwha nivel promedio -. Ahora, Francia necesita la energía nuclear, toda vez que está volcando 7.500 Mw*24 horas = 180 Gwh/día menos, y lo más importante, se han producido paradas no previstas – Triscatin + Chooz 2 + Penly -, que han provocado que el país vecino, tenga incluso que importar energía, generando un hueco importante en el mix energético de nuestro país.
Conclusión Importante: El corolario de los tres puntos anteriores, es claro: el control de la situación, pasa a recaer mayormente, en las centrales de ciclo combinado, estableciéndose una correlación muy importante e íntima con las cotizaciones del mercado spot, tal y como puedes ver en la imagen. Sin embargo, hay dos aspectos que me gustaría trasladarte. Pienso que no estamos en la misma situación de ENE/2017 y FEB/2017, ya que: (1) Por una parte, el gobierno ya introdujo un mayor nivel de competencia en el mercado del gas, creando la figura del “Market Maker“, (2)  por otra, no existen problemas de abastecimiento de gas natural, estando también los precios en una situación moderada. También es cierto que la situación puede cambiar en cualquier momento a mejor: véase DIC/2013 vs ENE/2014, o, DIC/2015 vs ENE/2016.
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  • 2.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. EL PRECIO FIJO  –  FUTUROS ELECTRICIDAD – COTIZA EN NUEVOS MÁXIMOS, SIGUIENDO INASUMIBLE.
    Se hace necesario realizar una revisión de la situación, ya que, semana tras semana, van apareciendo nuevas noticias/situaciones, procedentes del parque nuclear francés, que hacen a los futuros de electricidad – compra a precio fijo como sabes -, escalar a nuevas cotas, cada vez más altas.

    • INPUT 01 – martes 19 SEP/2017. Las revisiones en los reactores franceses, encuentran nanomalías, EDF ordena ampliar las inspecciones. ASN dijo: Las revisiones de 12 reactores recibidos a partir del 14 SEP/2017 habían revelado 601 anomalías que tendrán que ser analizadas antes de que estos reactores puedan reiniciarse después del reabastecimiento o mantenimiento.
      Concretamente, los reactores que están en juego, son los siguientes – te indico potencia, fecha parada y día estimado de arranque -:
      • Chooz 2 = 1.450 Mw, (04AGO – 02NOV) 2017.
      • Paluel 4 = 1.300 Mw, (09SEP – 15OCT) 2017
      • Saint-Laurent 2 = 900 Mw, (23SEP – 23OCT) 2017.
      • Penly 1 = 1.300 Mw, (12AGO – 03NOV).
      • Cruas 3 = 900 Mw,  (14OCT – 13NOV) 2017.
      • Dampierre 3 = 900 Mw, (09SEP – 06NOV) 2017.
      • Belleville 2 = 1.300 Mw, (07OCT – 21NOV) 2017.
      • Tricastin 3 = 900 Mw, (07OCT – 13NOV) 2017.
      • Chinon B3 = 900 Mw, (23SEP – 20NOV) 2017.
      • Nogent 1 = 1.300 Mw, (23SEP – 30NOV) 2017.
      • Gravelines 2 = 900 Mw, (30SEP – 27NOV) 2017.
      • Bugey 3 = 900 Mw,  (20OCT – 24NOV) 2017.
        Comentario Importante: Como te trasladé la semana pasada, la incertidumbre se centra en 12.950 Mw (1.450 Mw + 4*1.300 Mw + 7*900Mw), lo cual supone un 20,75% (12.950Mw/62.400Mw), del parque francés al completo (34*900 Mw + 20*1.300Mw + 4*1.450Mw = 62.400 Mw). Es importante remarcar que, según los datos extraídos de Réseau de Transport d’électricité (RTE) – sábado, 07 OCT/2017 – , en el peor de los casos, el 30 NOV/2017 – Nogent 1-, deben estar en marcha los doce reactores.
    •  INPUT 02 – jueves, 28 SEP/2017 -. ASN pide el cierre de la planta de Tricastin – Le Monde -. Aquí está parte del extracto de la noticia que te señalaba también la semana pasada:

      La ASN anunció el jueves (28 de septiembre) que había pedido que EDF detuviera los cuatro reactores en Tricastin (Drôme) “en el menor tiempo posible” . Motivo de esta sentencia provisional: los riesgos de inundación de la planta situada cerca del Ródano. El “gendarme du nucléaire” dice que su decisión surge tras la declaración, en AGO/2017, de un “evento significativo para la seguridad” de EDF. El operador de esta planta, una de las más antiguas del parque francés, consideró que en caso de un terremoto se corre el riesgo de romper parte de la presa del canal Donzère-Mondragón que protege el emplazamiento.

      Hablamos de a ciencia cierta de las siguientes plantas:

      • Tricastin 1 = 900 Mw, (29SEP – 02 NOV).
      • Tricastin 2 = 900 Mw, (30SEP – 02 NOV).
      • Tricastin 3 = 900 Mw, (07OCT – 13NOV) 2017.
      • Tricastin 4 = 900 Mw, (30SEP – 02NOV).
      Comentario Importante: Añadimos 2700 Mw (3*900 Mw), de incertidumbre, lo que supone un 4,32% del total (2.700 Mw/62.400Mw). En este caso, el horizonte de certidumbre es menor, con respecto a los doce reactores anteriores, siendo hasta el 13 NOV/2017.
    • INPUT 03 – lunes, 02 OCT/2017 -. EDF retrasa reinicio del reactor Penly 1 debido a problemas técnicos. Está señalado más arriba, hablamos de un reactor de 1.300 Mw, siendo la ventana de parada (12AGO – 03NOV).
      Comentario Importante: Son 1.300 Mw, lo cual supone una incertidumbre de un 2,08% (1.300Mw/62.400Mw), con respecto al total del parque francés.
    •  INPUT 04 – jueves 05 OCT/2017EDF amplía la interrupción del reactor Chooz 2.  A lo comentado y analizado más arriba, te he de añadir lo ocurrido con el segundo reactor de esta planta. A comienzos del jueves, 05 OCT/2017, EDF extendió una interrupción no planificada en el reactor Chooz 1. Éste sufrió una interrupción imprevista el 03 OCT/2017 y estaba programado para reanudar la producción el viernes, 06 OCT/2017, siendo su reinicio se ha retrasado hasta el 15 OCT/2017. Volviendo a las cifras, tendríamos lo siguiente:
        • Chooz 1 = 1.450 Mw, (03OCT – 15OCT).
        • Chooz 2 = 1.450 Mw, (04AGO – 02NOV).
      Comentario Importante: Aquí sumamos 2900 Mw (2*1.450 Mw), de incertidumbre, un 4,64% del total (2.900 Mw/62.400Mw).

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Efectivamente, si sumas INPUT 01 [20,75%] + INPUT 02 [4,32%] + INPUT 03 [2,08%] + INPUT 04 [4,64%], tendremos que el 31,79% del parque nuclear francés, esta “en el aire”, siendo la respuesta del mercado de futuros – de donde sale el precio fijo -, la que ves en la imagen: crecimiento espectacular, ya que todo el mundo está mirando lo que ocurrió en ENE/2017 y FEB/2017.

Conclusión Importante: Aunque comienzan a existir oportunidades en el mercado de futuros – las veremos seguidamente -, en estos momentos las compras a precio fijo para 2018, resultan impensables, por una razón muy sencilla: si las hacemos, estaremos entrando en el mercado en su pico más alto, soportando una gran prima de riesgo el resto de los doce meses. Como ves, aquí se pone de manifiesto que hemos de realizar una revisión de la estrategia de compra, y por supuesto, no poner la vista en los proximos meses, sino levantar ésta, y mirar a los años más cercanos – aquí está la clave de todo -.
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  • 3.- MERCADO FUTUROS [OMIP]
    NOTICIA: Gratis pata Clientes.
    ALERTAS: Gratis pata Clientes.
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    • Q1 [2018-2019] Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q1/2018 [45,79 54,66 – 56,35]. Q1-2019 [Omip -> 52,95 €/Mwh, +3,64%]. En estos momentos se ha creado una burbuja – literalmente hablando -, en estos dos trimestres, tanto para 2018 como 2019. Q1/2018, ha subido en dos semanas, 4,85 €/Mwh (+9,41%), por su parte, Q1/2019, ha crecido 3,50 €/Mwh (+7,07%), alcanzando en ambos casos máximos históricos anuales. Por tanto, las posibilidades de compra se han reducido al mínimo absoluto.
      • Precio Objetivo: Gratis pata Clientes.
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    • Q2 [2018-2019] Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019 -> Muy Alcista. Q2/2018 [39,96 – 44,57 – 45,50]. Q2-2019 [Omip -> 42,75 €/Mwh, +1,35%]. También están moduladas, de manera muy importante, por las paradas en los reactores nucleares de Francia. Q2/2018, alcanza nuevo máximo histórico, ubicado en 45,50 €/Mwh, con una pendiente de subida del 1,34%/día. Por su parte, la compra para el 2019, se complica sobremanera, ya que las cotizaciones de ésta, se ubican en 42,75 €/Mwhnuevo máximo anual -.
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    • Q3 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 -> Muy Alcista, 2019. Bajista [46,22 – 48,28 – 47,98]. Q3-2019 [Omip -> 45,08 €/Mwh]. Como podrás ver, la compra para 2018, está muy poco competitiva, cotizando prácticamente en 48,00 €/Mwh. La noticia aquí, está en la compra para 2019, ya que ésta ha bajado tres días de manera consecutiva: miércoles (+46,04 €/Mwh), jueves (+45,77 €/Mwh) y viernes (+45,08 €/Mwh). Es por tanto que, hemos de esperar un poco más, con el fin de cumplir la máxima: aprovechar las oportunidades allí dónde se presenten.
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    • Q4 [2018]. Tendencia. 2018 -> Muy Alcista, 2018 -> Muy Alcista. [44,67 48,61 – 49,07]. La pendiente de subida para este trimestre también es muy importante: lunes 28 AGO/2017 (+45,13 €/Mwh), viernes 06 OCT/2017 (+49,07 €/Mwh), por lo que, en 40 días, ha crecido 3,94 €/Mwh (+8,73%). Ahora mismo, está bajo la influencia del parque nuclear francés, y por lo tanto, tiene embebida una prima de riesgo muy alta, razón por la cual, no podemos sopesar su compra.
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  • 3.– MERCADO GAS NATURAL, MERCADOS FUTUROS ELECTRICIDAD = función (TIPO DE CAMBIO, COTIZACIÓN BRENT). 

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        • TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El euro llega a perder los 1,17 dólares -. Tendencia -> Bajista.  [Promedio Semanal -> 1,1747 €/$, -0,42%. Cotizaciones [  Lunes = 1,1744; Martes = 1,1753; Miércoles = 1,1787; Jueves = 1,1742; Viernes =  1,1707] €/S.

          Extracto:
          El viernes 08 SEP/2017, el TC tocó los máximos de 2017, no vistos desde principios de 2015, y se situó en los 1,2030 €/$. A partir de aquí, salvo el repunte de 20 SEP/2017, ha ido caminando por una senda bajista. En este momento, parece más culpa del dólar: (1) Especulación que ha surgido en los mercados, ante el próximo presidente de la Reserva Federal – será un halcón – más partidario de políticas monetarias no expansivas, (2) Los analistas parecen estar descontando que en DIC/2017 habrá una nueva subida de tipos, (3) Proyecto fiscal que han presentado los republicanos, que debilitamiento del euro: (1) Impacto de la situación política en Cataluña. Vamos por partes:

            • EUROPA 
              • Input 01. El euro también acusa la inestabilidad en Cataluña. El viernes 29 SEP/2017, el TC cerró en 1,1806 €/$, el pasado lunes 02 OCT/2017, al cierre, bajó hasta los 1,1744 €/$, dejándose 0,53%. Hablamos de que la economía española, es la cuarta mayor de la eurozona, y el PIB catalán representa cerca del 20,00%. Con todo esto, los analistas coinciden en una máxima: no habrá independencia, a la vez que subrayan que España ha entrado en una crisis política profunda, afectando a la cotización de la moneda única, lógicamente.
                 …y también es importante saber:
              • Noticia 01. El BCE reconoce que la situación permite anunciar en octubre una reducción del ‘QE’. Esta semana pasada, se han conocido las actas de la reunión celebrada por el Banco Central Europeo (BCE), el pasado jueves 07 SEP/2017, siendo lo más importante de subrayar lo siguiente:
                • ​​​¿Cómo se va a proceder para ejecutar el tapering?.  Se debatió cómo abordar la reducción de esas compras: (1) Con volúmenes reducidos en un período largo de tiempo o, (2) Volúmenes más elevados pero en un período más corto. También se analizó su efecto sobre los riesgos en la estabilidad del sistema financiero.
                • Tipos de Interés: El Consejo asegura que los tipos de interés permanecerán en el actual nivel de mínimos históricos al menos hasta que se finalice el programa de expansión cuantitativa. En el caso de que se opte por ampliar el periodo de reducción de compra de activos con una menor reducción de los volúmenes mensuales, las expectativas de que el primer alza de tipos se realice en 2019 podría aplazarse aún más.
                  Conclusión Importante: Estamos discutiendo abiertamente, el tan esperado tapering, antesala como sabes, de la subida de los tipos de interés en la zona euro. Independientemente de lo que piensa JP Morgan: “rebajar las compras hasta 20.000 M€, y así reducir el problema de escasez de bonos, al mismo tiempo evitar ventas demasiado fuertes de deuda…“, el horizonte para una posible subida de tipos, se traslada directamente a 2019, lo cual quiere decir que, existen amplias posibilidades de ver la paridad euro/dólar cerca, si tenemos presente la subida gradual de tipos que quiere implementar la Reserva Federal.
            • ESTADOS UNIDOS. 
              • Input 01. La Cámara Baja de EEUU aprueba el presupuesto y allana el terreno a la reforma fiscal.  Hace meses que la advertencia estaba encima de la mesa: si el Partido Republicano no lograba derogar la Ley de Sanidad Asequible, ahorrando un 1.000 M$ en gasto sanitario, la reforma fiscal corría el riesgo de quedar reducida a una pequeña bajada de tipos temporal. Y los augurios se cumplieron: el pasado 01 OCT/2017, los planes de reforma sanitaria pasaron oficialmente a mejor vida, ante la incapacidad republicana de ponerse de acuerdo en desarrollar una alternativa mejor. Es importante recordar que los problemas del Partido Republicano vienen provocados por un único motivo: la negativa a negociar una sola palabra de la reforma fiscal con la oposición demócrata. Dado que los republicanos tienen apenas 52 escaños en el Senado y se necesitan 60 para aprobar cualquier ley, el partido de Trump no tiene otra alternativa que unir los cambios fiscales a los presupuestos. Así, la reforma se podría aprobar por una mayoría simple de 50 votos mediante un mecanismo llamado “reconciliación”. Y así ha sido, la Cámara Baja de EEUU, aprobó la resolución del presupuesto general del Estado para el año fiscal 2018, cifrado en 4,1Bill$, y allanó el terreno para impulsar la reforma fiscal, para lo cual, solo se necesita pasar aún el trámite de aprobación en el Senado, en un voto que se espera para la semana del 16 OCT/2017, después vendría la llamada “reconciliación”.
                Comentario Importante: Parece, salvo sorpresa de última hora, que Donald Trump, sacará adelante su reforma fiscal, lo cual, supondrá el primer éxito en su gestión política desde que tomara posesión en ENE/2017. Coincide este escenario, con la muy probable subida de tipos por parte de la Reserva Federal, por tanto, el dólar tendrá motivos suficientes para apreciarse.
              • Input 02. Subida de tipos de interés. La input más importante que recibieron los mercados la semana pasada, tuvo su origen en la presidenta de la fed, Janet Yellen: ” Yellen avisa de que habrá más subidas graduales de tipos a pesar de la débil inflación“. Sin embargo, otros miembros se han sumado a esta propuesta, con los cual, los mercados parecen aceptar y descontar a la vez, el escenario previsto:
                • Fed’s Rosengren Stands Firm on Need for Gradual Rate HikesEric Rosengren, – presidente del Banco de la Reserva Federal de Estados Unidos -, intensificó su argumento para mantener al banco central estadounidense en camino para incrementos adicionales de tasas de interés, advirtiendo que no es demasiado sensible a los datos económicos a corto plazo.
                • Bostic Says He’d Back December Fed Hike If Economy Stays HealthyRaphael Bosticpresidente del Banco de la Reserva Federal de Atlanta -, dijo que la fortaleza continua en la economía estadounidense le haría sentirse cómodo al subir las tasas de interés en DIC/2017.
              • Input 03. Cambio en la silla de la Reserva Federal. Hay cinco candidatos, que Donald Trump tiene en la mente, cara a presidir la fed: (1) Janet Yellen – súper paloma… con alas de halcón -, (2)  Gary Cohnpaloma -, (3)  Jerome Powell  – neutro -,  Kevin Warshhalcón – ,  John Taylorhalcón -. Dicho esto, en los mercados se especula con que el próximo presidente de la Reserva Federal será un halcónmás partidario de políticas monetarias no expansivas, y subidas de tipos-, una vez se sustituya a Janet Yellen al frente de la entidad, el próximo mes FEB/2017, estando bastante bien situado, Kevin Warsh.

      Conclusión Importante: Desde TEMPOS, pensamos que en estos momentos, que hay ingredientes para ver una tendencia bajista en el Tipo de Cambio, sobre todo por las inputs positivas que está recibiendo el dólar, que harán que veamos a este parámetro, próximo a los 1,1500 €/$.
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    • COTIZACIÓN BRENT – Comienza la preocupación por la sobreabundancia … ->Tendencia -> Bajista. [Futuros Anual = 54,70 $/bbl, -2,65%]. Cotizaciones diarias – contado –  [Lunes = 56,12; Martes = 56,00; Miércoles = 55,80; Jueves = 57,00; Viernes = 55,52] dólares por barril. Mercado en Backwardation => Futuros [54,70 $/bbl] < Contado [56,09 $/bbl] => A medio plazo NO se prevé sobreabundancia.
        • Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 04 OCT/2017 – : Han disminuido en 6,023 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 0,756 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 464,980 Mb.

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        • Datos Reservas Gasolina miércoles 04 OCT/2017: Han aumentado 1,644 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 1,088 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 218,892 Mb.

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        • Producción Crudo EEUU – viernes 29 SEP/2017  y plataformas Fracking viernes 06 OCT/2017 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,561 Millones de barriles al día (Mbd), subiendo en 14,00 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos han disminuido en (+2,00), ubicándose en 748 (-0,267% con respecto a la semana anterior).  

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      Extracto: Esta semana, han existidos cuatro vectores que han gobernado los precios del crudo, fíjate: (1) Caída de las reservas de crudo de EEUU en 6,023 Mb, cuando los analistas esperaban apenas 0,756 Mb. (2) Las exportaciones de EEUU, aumentaron casi 2,00 Mbd, teniendo una consecuencia directa: retorno de las preocupaciones por el exceso de oferta. (3) Libia, vuelve a estar ON, con la reapertura de su mayor yacimiento. (4) El impacto que pudiera tener sobre la producción la tormenta tropical Nate en la Costa de México.

      • Inputs 01. Inventario de EEUU: Crecen los de crudo [+6,023 Mbd], bajan los de gasolina [-1,644 Mbd]. Efectivamente, si tomas nota de las cotizaciones al contado, observarás que el miércoles 04 OCT/2017, el brent cerró en 55,80 $/bbl, mientras que un día después, éstas se ubicaron en la cota de los 57,00 $/bbl, arrojando una disminución de un 2,15%. En éstas cifras, el peso específico del crudo ha tenido un impacto mayor que el de la gasolina.
        Comentario Importante: Aunque de manera puntual, haya habido un repunte del petróleo, como consecuencia del aumento de los inventarios de crudo, es importante no perder de vista a la gasolina y los datos que ésta ofrece semana tras semana. Desde el 27 SEP/2017, se han producido dos aumentos consecutivos de 1,107 Mbd y 1,644 Mdb, lo cual nos lleva a pensar que: (1) La época estival en EEUU ha llegado a su fin, y eso se está traduciendo en un menor consumo. (2) La input que te acabo de comentar, acabará trasladándose a los datos de inventarios de crudo y por ende, a las cotizaciones de brent.
      • Inputs 02. El petróleo baja tras el sorprendente aumento de las exportaciones de crudo de Estados Unidos.  Las exportaciones estadounidenses aumentaron gradualmente en 2016, con un promedio de 600.000 bd, siendo en las las últimas semanas cuando han explotado, con una media de 1.984 Mbd la semana pasada y 1.491 Mbd la semana anterior – datos de la Administración de Información de Energía -. Este escenario está en plena tendencia alcista, una vez que a finales de 2015, EEUU revocó una ley federal, que prohibió las exportaciones de crudo nacional a todos los mercados excepto Canadá, durante 40 años. En estos momentos, los envíos están llegando a clientes de Canadá, Europa y cada vez más Asia, entrando en mercados apreciados por el cartel de la OPEP.
        Comentario Importante: La clave en este asunto, está en la siguiente idea: Las exportaciones han sido impulsadas por un profundo descuento para el crudo estadounidense en comparación con el Brent, el punto de referencia internacional. Por ejemplo, el miércoles 04 OCT/2017, el crudo Brent se estableció en 55,80 $/bbl, mientras que el crudo West Texas Intermediate alcanzó los 49,98 $/bbl: Los recortes de producción de la OPEP, cuyos miembros están concentrados en el hemisferio oriental, han contribuido a elevar el precio del Brent, y por lo tanto, EEUU tiene una gran oportunidad para colocar su producto. Toma nota de los siguientes comentarios: (1) Société Générale : “... demasiado crudo en Estados Unidos y demasiado poco crudo en otros lugares, significa que los precios de los EE.UU. se debilitan en relación con los precios globales y las exportaciones aumentan para resolver el desequilibrio“. (2) Tom Ramsey – director ejecutivo de JupiterMLP -: “La reducción de la OPEP ha obligado al valor de Brent a subir, lo que empuja a las exportaciones de Estados Unidos“.
      • Inputs 03. National Oil Corporation (NOC), levanta fuerza mayor, y espera llegar a producir 1,00 Mbd. El campo de Sharara, reabrió el miércoles 04 OCT/2017, y está restaurando la producción. Según Mustafa Sanalla – presidente del NOC -,  la producción diaria de la nación llegará a 1 Mbd dentro de pocos días.
        Comentario Importante: En el último boletín que publicó la OPEP – SEP/2017 -, en la página 67/110, efectivamente se señalaba que el cártel estaba haciendo correctamente sus deberes, ya que había disminuido la producción de AGO/2017 con respecto JUL/2017, en 79.100 bd. Sin embargo, si analizas los datos, país por país, podrás observar que Libia dejó de producir 112.300 bd (JUL/2017 = 1,003 Mbd, AGO/2017 = 0,890 Mbd), por lo tanto, el temor – por parte de la OPEP – está servido, una vez que este país recupere su velocidad de crucero.
      • Inputs 04. La tormenta tropical Nate ameneza plataformas de refino. Aunque los meteorólogos no esperan que la fuerza de la tormenta amenace la mayoría de la infraestructura energéticas, muchas compañías han tomado medidas: (1) El puerto petrolero de Louisiana Offshore dejó de descargar las operaciones. (2) Shell cerró sus plataformas Mars, Ursa, Olympus y Ram Powell y, (3) ConocoPhillips dijo que evacuaría personal de su instalación de Magnolia.
      Conclusión importante: Desde TEMPOS, vemos que el horizonte de los 50,00 $/bbl para la cotización del barril brent, está cada vez más próximo , siendo varios los motivos: (1) La finalización de la época estival de EEUU y el consiguiente aumento de los inventarios, tanto de gasolina como de crudo. (2) No creemos que la OPEP, desde el punto de vista global, haya cumplido con los recortes, si bien es cierto que los datos de AGO/2017 así lo demuestran – los motivos son distintos -. (3) El Shale Gas, comienza a ir bien – semana tras semana, aumentan la producción -.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Cuando tomo una decisión, me gusta ver el folio en blanco, libre de dudas: me apoyo en el conocimiento.
Sabes que puedes estar diariamente informado, simplemente consultando las noticias de Tempos Energía.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

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