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Timestamp: 2020-08-12 17:29:14+00:00

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CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [27ENE-02FEB] 2018 - Tempos Energía
CLIENTES: INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [27ENE-02FEB] 2018
Publicado en 5 febrero, 2018 22 julio, 2020 por Tempos_E
[vc_row][vc_column][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Buenos días, para todos los que formamos parte de TEMPOS, es un placer volver a contactar contigo. Es cierto que, antes de efectuar la acción de comprar energía, hemos de tener todas las opciones encima de la mesa, pero si no disponemos de la herramienta más importante que existe, el conocimiento, será más que difícil tomar la mejor decisión. Por favor, toma nota de los ítems que vamos a cubrir esta semana:
El mercado spot de nuestro país sigue anclado en la cota de los [50,00-52,00] €/Mwh, ¿cuánto tiempo durará este escenario?.
Los futuros se mantienen establemente altos, sin embargo, hay un quarter que ha variado sustancialmente, cuyas inputs hemos de tener presentes, cara a establecer la compra de energía para 2019-2020.
La compra de Gas Natural, mejorada de manera importante: (1) Los futuros de Brent, anticipan una caída del crudo – veremos cuales es el horizonte de cotizaciones más próximo -, (2) El Tipo de Cambio (TC), sigue cotizando en máximo – analizamos en base a qué variables está sucediendo este hecho -.
Vamos a ver todo con máximo detalle, por favor, toma nota:
1.- MERCADO SPOT ELECTRICIDAD. SOL + VIENTO + LLUVIA, SON INSUFCIENTES PARA UN POOL COMPETITVO. La noticia sigue estando en las cotizaciones promedio del pool: semana tras semana, siguen con una velocidad de crucero de 52,00 €/Mwh – desde que dio comienzo 2018, la media del mercado spot, se sitúa en los 50,18 €/Mwh -, siendo las cotizaciones medidas, en bloque de siete días, las siguientes: 36,09 €/Mwh [01ENE-07ENE], 56,75 €/Mwh [08ENE-14ENE], 52,24 €/Mwh [15ENE-21ENE], 52,57 €/Mwh [22ENE-28ENE], 53,26 €/Mwh [29ENE-04FEB].
Comentario Importante: Lo más interesante de las cifras aportadas, es el hecho de ver al pool eléctrico mirar fijamente a la cota de los 52,00 €/Mwh, lo cual nos induce a pensar que, debe haber un común denominador que fuerce a la inmovilidad en las cotizaciones diarias, siendo el objetivo prioritario del siguiente apartado, descubrir y analizar el conjunto de inputs que hacen posible la realidad descrita.​
1.1.- APORTACIÓN ENERGÍA FÓSILES y GAP VERDE.
[/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”][/mk_fancy_title][mk_fancy_title tag_name=”h1″ margin_bottom=”0″ font_family=”none” el_class=”intro”]Esta semana he querido ser un poco más breve en esta sección, de manera que hemos aunado el análisis de ambos mercados: Francia y España. De esta manera, en la tabla que estás observando a tu izquierda, verás representados los parámetros más importantes del mix energético francés: Demanda [Gwh], Producción Nuclear [Gwh], Porcentaje de Participación de esta última en la primera (Producción Nuclear/Demanda), y las Cotizaciones del Mercado Spot [€/Mwh], junto a las variables más representativas del mercado energético de nuestro país: Consumo de Energía [Gwh], Aportación de las tecnologías Verdes [Gwh] – Eólica, Fotovoltaica e Hidráulica -, Porcentaje de Participación de éstas en la demanda [%], Gap Verde [Gwh] (Demanda – Producción Verde), Producción Fósil [Gwh] (Carbón + Gas), Porcentaje de Producción con respecto a la Demanda [%] y, por último, las cotizaciones medias diarias del pool eléctrico [€/Mwh]. A la derecha, estarás observando tres gráficas: La primera, dibuja la correlación casi perfecta entre la producción nuclear de Francia y las cotizaciones medias diarias del mercado spot. La segunda, realiza un boceto del paralelismo entre el funcionamiento del mercado spot de nuestro país y la producción de las centrales térmicas – carbón -, y ciclos combinado – gas natural -, y por último, en tercer lugar, la función que refleja la íntima relación, entre el pool eléctrico y la variable que hemos denominado gap verde. A partir de aquí, veamos por qué el mercado spot de España, a aparece anclado en la cota de los 52,00 €/Mwh – desde el lunes 15 ENE/2018 -:
INPUT POSITIVAS:
Mercado Spot Francés. En estos momentos, Francia disfruta de un mercado spot muy competitivo, sobre todo teniendo presente que el país está ubicado en unos consumos muy altos, cercanos a los 1.600 Gwh/día – concretamente hablamos de 1.570 Gwh/día -, debido a las fechas en las que nos encontramos. Este hecho se produce gracias al buen funcionamiento de su parque nuclear, teniendo activos 51 (+55.150 Mw) de los 58 (+61.130Mw) reactores que actualmente tiene instalados por toda su geografía. Son esas fisiones nucleares, las que se encargan de cubrir el 85,21% (+1.335 Gwh/día) de la demanda, lo que sumado a los 351 Gwh/día que generan las tecnologías verdes – eólica + solar + hidráulica -, y los 118 Gwh/día de las centrales térmicas y ciclo combinado, hacen un total de 1.804 Gwh/día. Por lo tanto, hablamos de un superávit de 234 Gw/día (1.804 Gwh/día – 1.570 Gwh/día), de los cuales 62 Gwh/día (+26,49%) vienen a España.
Conclusión importante: Es este 26,49%, el que está ayudando a realizar una función “tope de pool”, esto es, evitar que el mercado spot crezca por encima de la cota de 55,00 €/Mwh.
Producción Verde – Viento + Lluvia + Sol -. Otras de las características a favor del mercado spot, es el buen comportamiento – no es excelente, como en un principio desearíamos -, de las tecnologías renovables. Efectivamente, de los 751,60 Gwh/día que la planta España necesita, éstas se encargan de aportar 244,32 Gwh/día (+32,68%), abriendo por consiguiente un gran espacio, denominado Gap Verde, de 507,28 Gwh/día que, de manera irremediable, ha de ser ocupado por otras tecnologías menos competitivas, estando aquí, qué duda cabe, la raíz del problema. Fíjate como la dinámica de las tecnologías fósiles, se queda por debajo de la producción de las tecnologías denominadas limpias, concretamente a 48,96 Gwh/día (244,32 Gwh/día –195,36 Gwh/día).
INPUT NEGATIVAS.
Consumos altos y Gap Verde importante. En estos momentos, hay dos vectores que gobiernan el problema, que no es otro, que ver en pantalla cotizaciones diarias alrededor de los 52,00 €/Mwh. El primero de ellos, tiene que ver con los excesivos/altos consumos que España está presentado. Hablamos de una media, centrada en la cota de los 751,60 Gwh/día que comparada con la siguiente serie: 732,06 Gwh/día – ENE/15 -, 724,58 Gwh/día – FEB/2015 -, 692,14 Gwh/día – ENE/16 -, 716,14 Gwh/día – FEB/16 -, 742,26 Gwh/día – ENE/17 -, 709,57 Gwh/día – FEB/17 -, nos permite concluir que estamos 32,14 Gwh/día (751,60 Gwh/día – 719,45 Gwh/día), por encima de este promedio, esto es, un 4,28% (719,45 Gwh/751,60 Gwh/día). Fíjate como la cifra de 32,14 Gwh/día, se acerca mucho a 48,96 Gwh/día – diferencia entre verdes y fósiles -. El segundo, está íntimamente relacionado con la aportación de las tecnologías renovables: es muy pobre, si lo comparamos con los consumos que estamos teniendo, lo cual provoca que se abra un Gap importante – Gap Verde -, hasta alcanzar la demanda de energía total que nuestro país necesita. Hablamos de cubrir 507,28 Gwh/día, lo que representa un 67,49% (507,28 Gwh/día/751,60 Gwh/día), lo cual hace prácticamente imposible que veamos cotizaciones por debajo de los 52,00 €/Mwh.
Conclusión importante: La idea está clara: las tecnologías verdes están trabajando, pero no al nivel que la demanda de España necesita. La prueba más evidente, es el gran Gap Verde que se está creando, y que de manera directa está gobernando las cotizaciones del mercado spot. Esta brecha, está siendo “cosida” en su mayor parte por las tecnologías menos competitivas, carbón y gas, lo que provoca que el pool eléctrico se ponga al servicio de éstas. Por tanto, en estos momentos, necesitamos dos inputs positivas, si queremos ver por pantalla cotizaciones del mercado spot por debajo de los 40,00 €/Mwh: (1) Demanda de Energía en torno a los 650,00 Gwh/día (-13,50%). (2) Empuje de las renovables por encima del 40,00% de la demanda.
Para la semana que nos ocupa, las plantas fisión nuclear francesas han sufrido los siguientes cambios:
CATTENOM 4 [desde 02 FEB/2018 al 04 FEB/2018]. La unidad de producción nº4 de la planta Cattenom fue reconectada a la red eléctrica el domingo, 04 FEB/2018 a las 03:53 y alcanzó su potencia máxima alrededor de las 06:00. La unidad fue desconectada de la red eléctrica el viernes 02 FEB/2018, poco después de las 7:00 pm, debido al cierre de la turbina principal del grupo de turbogeneradores, ubicado en la parte no nuclear de las instalaciones.
GRAVELINES 1 [desde 03 FEB/2018 al 02 MAY/2018]. La Unidad de Producción nº1 ha sido desconectada de la red eléctrica nacional durante la noche del 2 al 3 de FEB/2018. Esta parada durante unos días de la unidad de producción 1 está destinada a llevar a cabo controles y una intervención en el transformador principal, ubicado en la parte no nuclear de la instalación.
ST ALBAN 2 [desde 03 FEB/2018 al 13 JUL/2018]. Se solicitó ayuda externa este domingo 2 FEB/2018 a las 8:50 después de la emisión de humo detectado en una toma de corriente de la unidad de producción n°2 en la parte no nuclear de las instalaciones. Esta liberación de humo es el resultado de una maniobra de operación. Los equipos que estaban en el sitio durante esta maniobra, confirmaron la ausencia de fuego. La Unidad de Producción nº2 está en espera programada para una visita de 10 años desde el viernes 2 FEB/2018.
Comentario Importante: En estos momentos, Francia cuenta con 51 reactores totalmente operativos (+87,93%), lo cual está haciendo bajar su mercado spot a la cota de los 35,44 €/Mwh – promedio desde el 01 ENE/2018 -. Por su parte, nuestro país, dispone de todos sus reactores en línea, lo cual arroja cuotas de participación en el mix energético cercanas al 24,00%. En definitiva, el aspecto nuclear no constituye una inputs negativa – incertidumbre -, para los precios del pool eléctrico.
3.- VISIÓN PERSONAL y REFLEXIONES. INCERTIDUMBRE EN EL HORIZONTE: POSIBILIDAD DE PRECIOS COMPETITIVOS A PARTIR DE 2019
Ciertamente el pasado jueves, 01 FEB/2018, me llevé una sorpresa bastante importante, ya que observé como un quarter, Q4/2019, muy influenciado por las inputs sequía y reactores nucleares franceses, caía prácticamente 1,00 €/Mwh y, sin embargo, sus trimestres “gemelos” – Q3/2018, Q4/2018 y Q3/2019 – siguieron con la evolución de días anteriores, siendo este hecho, el que sin duda ha llamado nuestra atención. Te explico por qué.
Potencia Instalada. Según los datos de Red Eléctrica de España (REE), en nuestro país hay instalados 104.517 Mw de potencia, de los cuales, 23.005 Mw (+22,01%) corresponden a la tecnología verde más determinante, la eólica, y 4.675 Mw (+4,47%), a la energía fotovoltaica.
Subastas de Renovables. En el año 2017, el ejecutivo realizó dos licitaciones para aumentar la potencia instalada de las tecnologías verdes, cuyos detalles son los siguientes:
SUBASTA 17 MAY/2017. ​
Real Decreto 359/2017, de 31 de marzo, “Se aprueba la convocatoria para la asignación del régimen retributivo específico, regulado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, de hasta un máximo de 3.000 MW de potencia instalada para instalaciones en producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables…“. ​
​​ Orden ETU/315/2017, de 6 de abril. ​
Comentario Importante: Artículo 19, apartado 11: “Una vez inscrita la instalación en el Registro de régimen retributivo específico en estado de explotación, la Dirección General de Política Energética y Minas, de oficio, procederá a la cancelación de la garantía correspondiente a la potencia instalada de la instalación, con el límite de la potencia adjudicada, por un valor de 30 €/kW.“
Comentario Importante: Artículo 19, apartado 12: “12. Una vez superada la fecha de 31 de diciembre de 2019, la Dirección General de Política Energética y Minas, de oficio, iniciará el procedimiento de cancelación por incumplimiento de la inscripción en el registro de régimen retributivo específico en estado ­de preasignación previsto en el artículo 48 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, e iniciará el procedimiento de ejecución de la garantía correspondiente a la potencia de las instalaciones identificadas que no han sido inscritas en el Registro de régimen retributivo específico en estado de explotación, con el límite de la potencia adjudicada, por un importe de 30 €/kW.“
Conclusión importante: Has leído bien, si antes del 31 DIC/2019, la instalación no está debidamente inscrita, esto es, no está realizada la puesta en marcha de ésta, hay ejecución de avales, a razón de 30 €/Kw.
Resolución de 19 de mayo de 2017. Resultado de la subasta para la asignación del régimen retributivo específico convocado al amparo del Real Decreto 359/2017, de 31 de marzo. (1) ITR-0103 – Eólica -: 2.979.664 Kw = 2.979,664 Mw (+99,32%). (2) ITR-0104 – Fotovoltaica -: 15.178 Kw = 15,178 Mw (+0,51%. (3) ITR-0104 – Resto de tecnologías -: 5.158 Kw = 5,158 Mw (0,17%).
Conclusión importante: ​​– SUBASTA 17 MAY/2017 -: (1) Antes del 31 DIC/2019 – Q4/2019 -, se estarán inyectando al sistema 2.979,664 Mw eólicos, lo que supondrá un aumento del 12,95% con respecto a la potencia actual instalada – este dato es muy, muy importante -. (2) Las instalaciones, prácticamente han ido a “valor de mercado”, esto es, con una reducción significativa de la Retribución a la Inversión (Rinv) y Retribución a la Operación (Ro) – artículo 5, Resolución de 10 de abril de 2017 -, lo cual quiere decir que están analizando muy seriamente el establecimiento de contratos bilaterales, también llamados Power Purchase Agreement (PPA), ya que, obviamente prefieren conectar la energía a un contrato de suministro, más que verter ésta a mercado – han perdido el soporte del régimen retributivo -. Por cantidad de potencia adjudicada, las compañías fueron las siguientes: EÓLICA => Sociedad Aragonesa Trasneuropea de Energías Renovables (+40,27%), Gas Natural Fenosa Renovables (+22,39%), Enel Green Power España, S.L (+18,13%), Energías Eólicas y Ecológicas 54, S.L. (+7,97%), Sistemas Energéticos Sierra de Valdefuentes, S.L.U (+6,93%), Norvento, S.L.U (+4,32%). FOTOVOLTAICA => Biogastur Generación Navia, S.L (+29,65%), Consorcio de Aguas Bilbao-Bizkaia (+27,94%), Avanzalia Energía Comercializadora, S.A (+19,11%), Vertederos de Residuos, S.A (+16,47%).
SUBASTA 26 JUL/2017. ​
​ Real Decreto 650/2017, de 16 de junio, ” Se aprueba un cupo de potencia para la convocatoria para la asignación del régimen retributivo específico, regulado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, de hasta un máximo de 3.000 MW de potencia instalada …. El cupo de potencia se incrementará, por encima de los 3.000 MW, para permitir la inclusión de la potencia de todas aquellas ofertas que tengan el mismo sobrecoste que la última oferta adjudicada siempre que dicho sobrecoste para el sistema sea nulo e inferior al valor que se establezca en la cláusula confidencial de la resolución por la que se convoca la subasta “.
Orden ETU/615/2017, de 27 de junio, “… los mecanismos de asignación del régimen retributivo específico, así como los demás aspectos establecidos para la correcta celebración de la subasta serán los establecidos en la Orden ETU/315/2017, de 6 de abril…“.
Comentario Importante: Nos vuelven a recordar que las instalaciones, deben estar conectadas antes del 31 DIC/2019, de otra manera, se inciarán la ejecución de las garantías.
Resolución de 27 de julio de 2017. En esta ocasión, el montante total adjudicado ascendió a 5.036.921 Kw = 5.036,921 Mw, desglosado por tecnologías como sigue: (1) ITR-0103 – Eólica -: 1.127.818 Kw = 1.127,818 Mw (+22,39%). (2) ITR-0104 – Fotovoltaica -: 3.909.103 Kw = 3.909,103 Mw (+77.60%). En esta ocasión, el número de empresas participantes se elevó a un total de 40 = Eólica (+10) + Fotovoltaica (+30).
Comentario Importante: Serán esas cuarenta empresas, las que estén en disposición de llegar a acuerdos a través del citado PPA, ya que esta vez, los márgenes fueron también muy reducidos.
Conclusión importante Final: Lo más interesante de todo, es que antes del 31 DIC/2019, habrán en el mix energético de nuestro país 4.107,48 Mw eólicos (1.127,82 Mw + 2.979,66 Mw), arrojando un incremento de un 17,85% (4.107,48Mw/23.005 Mw) y, 3.914,2 Mw fotovoltáicos (15,178 Mw + 3.909,103 Mw), que incrementarán en un 83,72% (3.914,2 Mw/4.675 Mw) a la potencia disponobible actual. Estas inputs, pueden provocar un auténtico vuelco en los precios del mercado spot – pool eléctrico -, comparado con el escenario actual. A partir de aquí, la decisión que hay que sopesar es la siguiente: (1) ¿Vamos a pool, con casi la totalidad de la energía, a sabiendas que la eólica va a empujar casi un 20,00% más y eso puede situar al mercado, cerca de los 40,00 €/Mwh – como poco, sin añadir el cambio de condiciones climatológicas -?, o (2) ¿Cubrimos “un pequeño porcentaje” de la energía – siempre inferior al [40,00% – 50,00%] – a partir de la Q4/2019 en adelante?, tal y como te traslado en el siguiente literal – Principio de acuerdo para el PPA más grande de España con la planta de 300 MW de Talasol en Extremadura -: “La cobertura estipula que si el precio de mercado cae por debajo de un precio respaldado por el PPA, el proveedor de cobertura pagará a Talasol la diferencia entre el precio de mercado y el precio acordado, y si el precio de mercado es superior al precio acordado, Talasol pagará al proveedor la diferencia entre el precio de mercado y el precio acordad“.
Conclusión importante Final: Lo dicho anteriormente, lo puedes ver en la gráfica que refleja los futuros anuales: poco a poco, va apareciendo un Gap, entre las cotizaciones del Year/2019 y los siguientes años.
NOTICIA: YEAR 2019 SE DISTANCIA DE 2020-2022.
ALERTAS: IMPORTANTE CAÍDA EN Q4/2019.
Q1 [2019]. Tendencia. 2019 -> Plana – desde 28 DIC/2017, Como Q1/2019 [47,83 – 51,30 – 52,13]. La novedad en este quarter, ha venido al ver su última cotización en pantalla: 52,13 €/Mwh – jueves, 01 FEB/2018 -, marcando con ello un máximo absoluto desde que comenzara el año y creciendo 1,19 €/Mwh (+2,34%) con respecto a la cotización inmediatamente anterior. Estaremos pendientes de la próximas sesiones, con el fin de determinar su evolución – muy influenciada por el efecto sequía y reactores franceses -.
Q2 [2018-2019]. Tendencia. 2018-> Plana – desde 22 ENE/2018, 2019 -> Plana – pequeñas oscilaciones. Q2/2018 [41,91 – 50,26 – 50,35]. Q2-2019 [Omip -> 45,85 €/Mwh, -0,52%]. Prácticamente no se ha movido en las últimas cuatro sesiones – el viernes 02 FEB/2018, no se llegó a publicar el boletín OMIP -, siendo su evolución centrada en la cota de 50,26 €/Mwh. Como verás, estamos ante unos precios realmente prohibitivos, teniendo en cuenta que estamos hablando del trimestre más competitivo de todo el año. Otra cuestión a destacar, es la distancia – cuantificación de la certidumbre -, que existe con respecto a la Q2/2019, siendo en estos momentos de 4,50 €/Mwh (+8,93%). Nos da una idea, bastante certera de cuanto vale adelantar las compras.
Q3 [2018-2019]. Tendencia. 2018 -> Alcista Importante,2019 -> Plana – desde 15 ENE/2018 -. Q3/2018 [47,59 – 53,64 – 53,78]. Q3-2019 [Omip -> 49,43 €/Mwh, -0,06%]. La noticia aquí, ha estado en el nuevo máximo absoluto alcanzado por este tercer quarter: 53,78 €/Mwh – jueves, 01 FEB/2018 -. Es buen momento, para poner encima de la mesa un dato: el 21 NOV/2016, cotizó en 41,96 €/Mwh – prácticamente catorce meses y medio -, siendo la explicación muy sencilla: ni el Bróker Contraparte ni nosotros, podíamos atisbar la casuística que en estos momentos hay planteada – verano con una clara falta de agua -, radicando en esta idea, gran parte de la esencia en las compras de energía: ambas partes, compradora y vendedora, deben tener, por lo menos, la misma cantidad de información, de lo contrario, alguien estará en clara ventaja. Por otro lado, si miramos el año 2019, se presenta muy poco competitivo, con precios muy próximos a los 50,00 €/Mwh.
Q4 [2018-2019]. Tendencia -> 2018 . Plana – desde 16 ENE/2018-. 2019 -> Caída Importante. [47,04 – 53,71 – 53,90]. Q4-2019 [Omip -> 50,01 €/Mwh, -2,43%]. Realmente, aquí ha estado la noticia: Q4/2019, baja en una sola sesión 0,99 €/Mwh (51,00 €/Mwh – 50,01 €/Mwh), alcanzado una pendiente bajista de un 1,94%. Lo que sorprende, no son los aspectos cuantitativos, sino la cualitativos, siendo las razones las esbozadas más arriba.
TIPO CAMBIO (TC) [€/$] – El euro ‘rompe’ los 1,25 dólares y se va hacia los 1,27 -. Tendencia -> Muy Alcista. [Promedio Semanal -> 1,2442 €/$, +0,85%. Cotizaciones [Lunes = 1,2379; Martes = 1,2421; Miércoles = 1,2457; Jueves = 1,2459; Viernes = 1,2492] €/S.
Extracto: Dentro la ventana temporal que estamos analizando, el TC ha seguido en la senda alcista, subiendo un 0,91% desde lunes 29 ENE/2018, hasta el viernes 02 EFEB/2017, siendo éstas las noticias más importantes: EUROPA: (1) Cifras de empleo e inflación de la zona euro. (2) Salida del Quantitative Easig (QE, antesala de la subida de tipos). EEUU: (1) Reunión de la Reserva Federal, (2) Datos de empleo y salarios. Véamoslo todo con más detalle.
01.- EUROPA: Empleo, Inflación y final del QE.
Jueves 01 FEB/2018. La zona euro reduce el paro en cinco millones de personas en cuatro años. El mercado laboral da muestras de fortaleza: los 19 países que comparten el euro acabaron 2017 con 14,1 millones de parados, la cifra más baja de los últimos nueve años. La eurozona tiene ahora un 27,00% menos de desempleados que en el peor momento de la crisis. Tanto jóvenes como mayores de 25 años se han beneficiado prácticamente en la misma proporción: el descenso de parados entre los primeros fue del 29,00%, y del 26,00% entre los segundos. Y la caída ha sido algo superior entre los hombres, con un descenso del paro masculino del 29,00%, frente al 25,00% de ellas.
Miércoles 31 ENE/2018. La desaceleración de la inflación en la zona euro destaca la batalla cuesta arriba del BCE. La inflación se desaceleró a comienzos de año, lo que pone de relieve los obstáculos que enfrenta el BCE en su intento de fomentar el crecimiento de los precios, subiendo éstos un 1,30% en ENE/2018. Si bien el crecimiento económico en la región de 19 países es más fuerte en una década y el desempleo ha disminuido, las presiones sobre los precios no han logrado alcanzar un nivel similar a pesar de los esfuerzos sin precedentes del BCE. Jack Allen – economista de Capital Economics – señala, “la recuperación del mercado de trabajo todavía está unos años atrás de otras economías avanzadas como Estados Unidos y el Reino Unido … eso significa que las presiones sobre los precios internos se construirán muy lentamente, la inflación subyacente aumentará muy lentamente, de manera que que el BCE va a ser muy cauteloso sobre la normalización de la política monetaria“.
Comentario Importante: Ha vuelto a aparecer en escena el “partner” del BCE, su compañero de viaje, que nos es otra que la inflación, y las opiniones no se han hecho esperar. (1) Benoit Coeure – miembro de la Junta Ejecutiva -: “Sigue siendo necesario un amplio nivel de estímulo monetario para que las presiones inflacionarias subyacentes continúen acumulándose…esperamos que las tasas de interés claves del BCE se mantengan en sus niveles actuales por un período prolongado, y mucho más allá del horizonte de nuestras compras de activos netos“. (2) Peter Praet – economista jefe del Banco Central Europeo -, se retractó de la idea de que la institución está cerca de decidir terminar su programa de compra de bonos, diciendo que todavía hay un camino por recorrer antes de que la inflación vuelva a encarrilarse: “La transición hacia una normalización comenzará una vez que hayamos establecido que hay un ajuste sostenido en el camino de la inflación … a pesar del fuerte impulso cíclico, las presiones sobre los precios domésticos siguen siendo moderadas, al igual que las medidas de la inflación subyacente“.
Conclusión importante: Es cierto que puede haber diversas opiniones acerca de cuándo y cómo finalizará el QE, fíjate, Klaas Knot – miembro del Consejo de Gobierno del Banco Central Europeo – “, dijo que respalda la opinión de que la flexibilización cuantitativa probablemente no se detendrá repentinamente, “Es perfectamente razonable que el programa de compra de activos llegue a su fin después de septiembre con un breve período de transición si es necesario… solo después de eso recurriremos a otros instrumentos…”, pero acudiendo de nuevo a la palabras de Peter Praet, “... antes de tomar una decisión de este tipo, el BCE debe estar seguro de que la inflación se encamina a su objetivo de casi un 2% y que podría resistir una retirada de los estímulos…“, hay pocas dudas de que los tipos de interés subirán cuando veamos una señal clara en el horizonte – inflación próxima al 2,00% -, mientras es muy poco probable.
02.- ESTADOS UNIDOS. REUNIÓN RESERVA FEDERAL, DATOS EMPLEO y SALARIOS.
Miércoles 31 ENE/2018. La Fed mantiene los tipos en la última reunión de Janet Yellen como presidenta. En la última reunión de la Fed de la era Yellen, el Comité de Mercado Abierto de la Reserva Federal (FOMC), decidió mantener sin cambios los tipos. El precio del dinero permanece sin cambios en el 1,25% y 1,50%, nivel en el que se sitúan desde el pasado mes de DIC/2017. Parte del literal de la presidenta fue el siguiente: “La información recibida indica que el mercado laboral ha seguido fortaleciéndose y que la actividad económica ha aumentado a un ritmo sólido. Las ganancias en el empleo, el gasto de los hogares y la inversión fija de las empresas han sido sólidos, y la tasa de desempleo se ha mantenido baja”. Los primeros avances de cierre de 2017 apuntan a que el PIB creció un 2,30% en el año, frente al 1,60% de 2016. Por su parte, la tasa de paro se situó en el 4,10% en DIC/2017. Todos estos parámetros, hacen apuntar a la institución a realizar tres subidas de tipos de interés a lo largo de 2018.
Viernes 02 FEB/2018. Un mejor dato de empleo de lo esperado en EEUU pone freno al euro. EEUU ha creado 200.000 empleos en ENE/2018, manteniendo la tasa de paro en el 4,10% – lo hemos visto más arriba -. De este modo, la creación de trabajo ha batido las expectativas, puesto que los analistas esperaban unos 184.000 nuevos empleos. El dato del mes de DIC/2017 mostró una creación de 160.000 trabajos. El número de personas sin empleo ha registrado un cambio diminuto y se mantiene en los 6,7 millones de parados. Este dato de desempleo, que es el nivel más bajo desde el año 2000, refuerza la idea de que la economía estadounidense se estabiliza en cuotas de pleno empleo, gracias a la creciente demanda en el sector inmobiliario y el repunte de la inversión de capital. A esta noticia, hemos de añadir el aumento del 2,90% de los salarios: Los ingresos por hora de los trabajadores han aumentado 75 centavos, siendo el incremento más importante desde 2009.
Conclusión importante: Lo lógico en esta situación, observando este escenario, sería ver en pantalla un TC alrededor de los 1,1000 €/$, incluso acercándose a los 1,0500 €/$. Sin embargo, como puedes observar, el viernes 02 FEB/2018, el TC cerró en 1,2492 €/$. Desde TEMPOS, pensamos que las razones son más cualitativas que cuantitativas, y se deben a una cuestión puramente de confianza, fíjate en estos tres detalles: (1) Trump propone 1,5 billones para infraestructuras pero sin dar pistas de su financiación. (2) Bruselas amenaza con represalias si Trump restringe las exportaciones europeas. (3) China puede y responderá a los aranceles de Trump – analizado la semana pasada -. Es decir, en estos momentos, EEUU, la administración que gobierna a este país, ofrece unas expectativas muy bajas para cualquier inversor. Sin embargo, aquí en Europa, estamos viviendo lo que algunos califican como el “boom de la eurozona“.
COTIZACIÓN BRENT. – EEUU ya produce 10 millones de barriles de petróleo diarios -. Tendencia -> Posible Inicio Bajista [Futuros Anual = 66,57 $/bbl, -2,88%]. Cotizaciones diarias – contado – [Lunes = 69,46; Martes = 69,02; Miércoles = 69,05; Jueves = 69,65; Viernes = 68,60] dólares por barril. Mercado en BACKWARDATION => FUTUROS [66,57 $/bbl] < CONTADO [68,60 $/bbl] => A medio plazo SI se prevé sobreabundancia.
Datos Reservas Crudo EEUU – miércoles 31 ENE/2018 – : Han aumentado en 6,776 Millones de barriles (Mb), siendo la previsión de una disminución de 0,126 Mb. En término absolutos, los inventarios de crudo se sitúan en 418,376 Mb.
Datos Reservas Gasolina – miércoles 31 ENE/2018 –: Han disminuido 1,980 Mb, cuando las estimaciones, apuntaban a un aumento de 1,809 Mb. En estos momentos, el nivel de los inventarios se sitúa en 242,016 Mb.
Producción Crudo EEUU – viernes 26 ENE/2018 – Exportaciones Crudo – viernes 26 ENE/2018 -, y plataformas Fracking – viernes 02 FEB/2018 : El bombeo de petróleo para la semana pasada, se sitúa en 9,919 Millones de barriles al día (Mbd), incrementándose en 0,04 Mbd. Las exportaciones, han aumentado en 0,44 Mbd, con respecto a la semana anterior, situándose en los 6,649 Mbd. Por otra parte, el número de pozos activos se ha incrementado con respecto a la semana pasada, ubicándose en 765 (+6,00).
Jueves 01 FEB/2018. Estado/perspectivas del Fracking. La lutita Bakken está volviendo a la vida, y Kevin Black – presidente de Creedence Energy Services, compañía suministra productos químicos para pozos petroleros – ve la evidencia casi todos los días, mientras mira por la ventana de su camioneta Ford F-150 azul. Kevin conduce alrededor de dos horas a Williston, Dakota del Norte, en el corazón de la formación rica en petróleo, la mayoría de los días. Después de una caída de tres años en la producción de petróleo de esquisto de Bakken, dice que el resurgimiento es inconfundible, debido a la afluencia de nuevos vehículos industriales en la carretera. Con petróleo cerca de 65 $/bbl, más de 20 $/bbl desde JUN/2017, Bakken, una formación de rocas compactas bajo Dakota del Norte, Montana y la provincia canadiense de Saskatchewan, está lista para probar su récord de producción. Lynn Helms – directora del Departamento de Recursos Minerales de Dakota del Norte – : ” La producción de Bakken superará el récord de DIC/2014 de 1,23 Mb en la primera mitad de 2018 …todo apunta a más plataformas, más tripulaciones de fracking, más actividad en Dakota del Norte”.
Comentario Importante: La noticia da una idea del “despertar” del Shale Gas, fíjate también en lo que afirma Kathleen Neset – fundadora de Neset Consulting Services en Tioga, Dakota del Norte, que trabaja en los sitios de perforación con geólogos -: ” La nueva tecnología ha hecho que el Bakken sea cada vez más competitivo, con pozos que solían tomarse hasta 80 días para perforar ahora la acción es realizada en tan solo 10… Pero el conteo de plataformas de Dakota del Norte, una medida de las nuevas perforaciones, ha bajado aproximadamente un 19 por ciento desde JUL/2017…. se debe a que la mayor parte del crecimiento de la producción proviene de pozos que se perforaron y no se completaron, y que ahora están en producción“.
Viernes 02 FEB/2018. Estado de los mercados. En la semana que nos ocupa, las cotizaciones del crudo han estado manejadas/dirigidas por dos inputs/vectores: (1) Producción record por parte de EEUU, llevando el bombeo a las puertas de los 10,00 Mbd – concretamente 9,919 Mbd -, junto al aumento del número de plataformas perforadoras, situándose en máximos de tres años – ABR/2015 -: 765. (2) La apreciación del dólar, debido al dato de empleos, que está provocando el aumento de las expectativas de alzas de tasas de la Fed. Vamos a verlo todo, de manera exhaustiva.
01.- ESTADOS UNIDOS. RECORD DE PRODUCCIÓN DEL FRACKING Y EXCELENTES PERSPECTIVAS.
Jueves 01 FEB/2018. EEUU aumenta su producción de crudo a niveles de 1970. Los datos oficiales publicados por Estados Unidos han confirmado las previsiones. Por primera vez en cerca de medio siglo, desde el año 1970, la primera economía mundial bombeó casi de 10 Mbd de crudo. La cifra no sólo es la más elevada desde 1970. Supone rozar el récord histórico que se remonta a NOV/1970, cuando produjo 10,044 Mbd. Sólo en otra ocasión anterior, en OCT/1970, había bombeado por encima de la barrera de los 10 Mbd. El ascenso en los precios del crudo amplía los márgenes de rentabilidad en los proyectos de petróleo no convencional en Estados Unidos, con el consiguiente resurgir el ‘shale oil’, concentrado sobre todo en Texas y Dakota del Norte, además del Golfo de México.
Comentario Importante: Los mercados están valorando además el potencial de crecimiento adicional del ‘shale oil’. Si se cumplen las previsiones – realizadas por la EIA -, EEUU superará a Arabia Saudí como segundo productor mundial, y se quedaría a un paso de Rusia, sobre todo debido y favorecido por la política de recortes, lo cual deja a esta estrategia “tocada”, de cumplirse lo expuesto. Fíjate en el gráfico de producción de la OPEP: EEUU está muy cerca de superar al mayor productor del cártel.
02.- APRECIACIÓN DEL DÓLAR.
Jueves 01 FEB/2018. El crudo estadounidense cae 35 centavos, ubicándose en 65.45 $/bbl, a medida que el dólar se eleva después de un informe de empleo sólido. Los precios del petróleo cayeron el viernes 02 FEB/2018, debido a que el mercado bursátil se desplomó, como respuesta a las preocupaciones sobre el aumento de las tasas de interés, a medida que el dólar estadounidense se fortalecía – un dólar más fuerte hace que los productos básicos denominados en dólares como el crudo sean más caros para los tenedores de otras monedas – después de que el informe mensual de empleos superó las expectativas.
Conclusión final Importante: La noticia de la producción de Shale Gas, ha sido muy importante, de manera que lo más sensato será esperar por lo menos 15-20 días, con el fin de ver cómo evoluciona efectivamente la producción de Fracking, y de que forma los mercados van digiriendo esta situación de 2014. No obstante, hay una pregunta importante, cuya respuesta determinará en mayor parte la evolución de los precios, ¿hacía dónde irá el efectivo?. La cuestión que todos se hacen, es qué harán las compañías petroleras con el efectivo adicional ganado con el Brent 70 $/bbl. ¿Se destinará más dinero a los accionistas en forma de aumentos de dividendos y recompras, o se aumentará el gasto?. Algunos analistas temen que las compañías vacilarán en su disciplina financiera ganada con tanto esfuerzo, ahora que una vez más están llenas de efectivo. Si la respuesta mira a la segunda opción, esto es, aumentar el gasto, y por lo tanto la producción, entonces la posibilidad de ver en pantalla cotizaciones competitivas de Brent, está mucho más cerca.
[/mk_fancy_title][vc_column_text]Es difícil pensar en estos momentos en una cobertura: (1) Antes del 31 DIC/2019, el mix energético tendrá un 20,00% más de energía eólica y un 80,00% de fotovoltaica. (2) EEUU está al borde de superar los records de producción de crudo.
INFORME DESTACADO de COMPRAS ENERGÍA. [27ENE-02FEB] 2018

References: Real Decreto 
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 Artículo 19
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 artículo 48
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 artículo 5
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