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Newsletter 3/2021

ACTUALIDAD Y ANÁLISIS Q3: Las claves que han tensionado el mercado del gas internacional y su precio en el último trimestre

Si hay algo que caracteriza la evolución del mercado de gas en el último trimestre es su extraordinario incremento de precio. Solo en los últimos tres meses, el precio del gas en MIBGAS se ha duplicado.

Este espectacular gradiente en la curva de precios no ha sido exclusivo del mercado ibérico, sino que obedece a los fundamentales del mercado de gas europeo e internacional. De hecho, tiene su justificación en diversas causas que se describen a continuación.

Por el lado de la demanda, la recuperación económica asociada a la remisión de la pandemia ha presionado al alza la demanda de gas, tanto para su uso industrial como para la producción de energía eléctrica. En particular, este incremento de demanda ha sido más relevante en la cuenca asiática, con China liderando esta posición.

Asimismo, el incremento inaudito de los derechos de emisión de CO2 en este período ha servido también para hacer crecer el precio del gas. Al emitir el gas natural menos CO2 que otros combustibles, incrementa su competitividad y, en consecuencia, también aumenta la demanda de gas. Sin embargo, en las últimas semanas la subida del precio del gas ha sido tan acusada que el uso de carbón como combustible ha vuelto a ser más competitivo que el gas para la producción de energía eléctrica.

En clave más doméstica, a pesar de que el gas consumido en este trimestre para producir electricidad ha sido menor que el consumido el año previo, ello no ha impedido que su precio marcara la pauta de evolución de precios del mercado eléctrico dada la elevada correlación que presentan ambos mercados. De manera especial, en el caso español, donde el combustible que garantiza el suministro eléctrico cubriendo su variabilidad es el gas natural.

Gráficos

Sin embargo, a pesar de la recuperación económica tras la vacunación frente a la pandemia y, por ende, de la recuperación de la demanda de gas, ésta no ha sido el factor fundamental que ha llevado a los precios del gas a marcar máximos históricos en el tercer trimestre.

Es en el lado de la oferta donde de manera más acusada se marca la rigidez y tensión que ha dado lugar a la explosión de precios en el mercado internacional. Y ello, por varios motivos.

Un primer motivo hay que encontrarlo en el comportamiento de los grandes suministradores de gas a Europa por gasoducto: Noruega, Rusia y Argelia.

Así, en el tercer trimestre, los flujos de gas noruego han sufrido disminuciones relevantes en sus aportaciones debido tanto a reparaciones como a trabajos de mantenimiento (más exhaustivos este año y más prolongados al no haberse realizado el año anterior por las restricciones de la pandemia). Yacimientos como: Troll, Nyhama, Ginakorg, Slepner, Aasta Hansten han reducido el suministro de gas a Europa de manera significativa.

También el gas procedente de Rusia ha disminuido su oferta a Europa. Rusia dispone de cuatro grandes ejes de transporte hacia Europa. De norte a sur: la conexión por el mar Báltico a través del gasoducto Nord Stream 1 (y pronto también el Nord Stream 2); la conexión a través de Bielorusia a Polonia; el eje de transporte a través de Ucrania; y la conexión a través del Mar Negro hacia Bulgaria. Las conexiones por el Báltico y Ucrania son las de mayor capacidad y así como la primera no ha visto mermado su flujo hacia Europa, sí lo ha hecho de manera significativa el transporte de gas por Ucrania (-30%) en 2021.

Nuevo gasoducto por el Báltico

Las razones de esta disminución de la oferta de gas ruso pueden ser varias. Una primera puede ser debida a una menor necesidad de reserva de capacidad adicional por el tránsito por Ucrania, ante la previsible entrada del nuevo gasoducto por el Báltico (Nord Stream 2).

Su previsible entrada en servicio a finales de 2021, que disminuiría para el suministrador ruso el coste del tránsito por Ucrania, puede haberse retrasado tanto por los posicionamientos geopolíticos y embargos asociados, como por los reveses jurídicos para sus propietarios que ha supuesto la obligación de aplicar el régimen jurídico establecido por las directivas europeas. En todo caso, es un hecho que la contratación de reserva de capacidad de tránsito por Ucrania ha disminuido y, únicamente, se materializa mediante contratación de corto plazo.

Una segunda razón puede ser debida a la simple maximización de los ingresos del portafolio de contratos de venta del gas que comercializa Gazprom. La progresiva sustitución de contratos de largo plazo indexados al petróleo por contratos de más corto plazo, indexados a precios de gas negociados en hubs europeos, motiva un interés del suministrador por mantener unos precios altos en dichos hubs. De esta forma los magros beneficios obtenidos por Gazprom por los precios tan deprimidos de 2020 se han multiplicado por treinta en 2021.

Finalmente, una tercera razón que justificaría la tensión en la oferta podría estar relacionada, como algún medio ha apuntado, con dificultades para incrementar el nivel de producción de sus yacimientos debido a un posible retraso en las inversiones necesarias.

Respecto a la entrada de gas por gasoducto desde Argelia, es preciso señalar que ésta ha sido robusta durante todo el trimestre. Sin embargo, la próxima finalización de los contratos de tránsito del gas argelino a través de Marruecos, así como las declaraciones oficiales argelinas al efecto, añade un factor de incertidumbre adicional.

Para finalizar el recorrido por las principales entradas por gasoducto de gas a Europa es preciso recordar, asimismo, la disminución de la producción del relevante yacimiento europeo de Groningen, decretada por el gobierno holandés, y que culminará con su cierre en 2022, quedando la extracción de su gas remanente restringida a situaciones de emergencia. De tal manera que la dependencia de la UE a las importaciones se hace aún mayor. 

Ahora bien, para completar el análisis de la oferta de gas es preciso ampliar el análisis al balance del gas que se transporta por buques: el GNL. Y aquí, el mercado geográfico es global.

Producción de GNL similar a 2019

La demanda de GNL no ha parado de crecer, particularmente en el mercado asiático, un 25% respecto a 2020, con China, India, y Corea del Sur como protagonistas principales de este crecimiento. También, otros países han experimentado un repunte en su consumo de GNL, como es el caso de Argentina, Brasil o Turquía con un papel activo en el mercado spot de GNL en los últimos meses.

Sin embargo, la oferta de GNL no ha rellenado ese incremento con el mismo ímpetu. La producción por región se mantiene en niveles similares desde 2019, si bien varias plantas han sufrido incidentes obligando a reducir su producción. Este es el caso de países como Nigeria, Trinidad-Tobago, Australia con Gorgon y Prelude (por debajo de su producción nominal hasta julio). Indonesia (Bintulu) y Malasia (Tangguh) también han tenido problemas de producción recientes.

El mayor aumento en la producción de GNL se ha dado en EEUU. No obstante, en el tercer trimestre, también sus plantas de producción de GNL han sufrido indisponibilidades debidas a tormentas en el golfo de México.

Como consecuencia de todo esto, en el tercer trimestre de 2021, la aportación del GNL a la cobertura de la demanda europea de gas ha retrocedido a niveles similares a los de tres o cuatro años atrás, con la consiguiente tensión en la oferta e incremento de precios asociados.

En este sentido, es preciso resaltar una circunstancia que se ha reforzado en este último trimestre y que muestra hasta qué grado la tensión de precios es internacional, y es, la inédita correlación en la evolución de los precios de gas del mercado asiático con el europeo.

Y ya para acabar, en el caso europeo, un motivo adicional que se añade a la tensión de la oferta lo constituye el bajo nivel de llenado de los almacenamientos de gas

Con un porcentaje de llenado medio del 74% en estos momentos (respecto al 91% en 2020), el stock existente de gas presagia una menor aportación de los almacenamientos de gas a la cobertura de la demanda invernal. Este menor llenado de los almacenamientos es consecuencia directa de dos hechos, el primero “físico” el retraso del inicio de la inyección ante la prolongación del frio en abril, el segundo “económico” la curva de precios futuros no ha incentivado su almacenamiento ya que en este periodo estival se vende el gas a un precio alto y no tenía sentido económico guardarlo para venderlo a un precio igual o menor en el futuro. Por consiguiente, como resultado se tiene un nivel bajo de llenado de los almacenamientos al final del periodo de inyección, dando lugar a una rigidez mayor en la oferta, y, por ende, a una subida de precios.

Todas estas causas han provocado un extraordinario gradiente de subida en los precios del gas natural europeo, y también, en el mercado ibérico MIBGAS.

Plataforma de información privilegiada: transparencia para los mercados

Uno de los servicios que ofrece MIBGAS, de cara a facilitar la actividad de sus agentes y del resto de participantes en los mercados europeos de gas, es la posibilidad de consultar y/o publicar la “información privilegiada” que posean y que, conforme a la regulación europea han de hacer pública en una plataforma electrónica denominada IPP (Inside Information Platform).

¿Y qué se engloba bajo la definición de “información privilegiada”? Básicamente, hechos, situaciones y/o circunstancias que afecten a las empresas o filiales de los participantes en los mercados mayoristas energéticos de Europa y, en gran parte, a la operatividad de sus instalaciones; y que puedan incidir, de alguna manera, en la evolución diaria de los mercados y en la formación de precios.

Por eso es tan importante que el acceso a este tipo de información esté abierto a todos: transparencia como la herramienta para evitar cualquier distorsión.

¿Y cuáles pueden ser esos hechos, situaciones y/o circunstancias que todas las empresas deben comunicar y publicitar? Pues, por ejemplo, una indisponibilidad en un yacimiento de gas (producción) o en una planta de ciclo combinado (generación), paradas por mantenimientos en instalaciones de generación de energía o incidencias en interconexiones (transporte), problemas en inyecciones o extracciones en almacenamientos o en plantas de regasificación, etc., que bien pueden estar programadas o bien ser imprevistas, lo que también quedará reflejado en el registro de la plataforma.

Fomentar la transparencia y evitar la manipulación

En el contexto actual, nadie duda de que este servicio ayudará a una mayor transparencia de los mercados y de la formación de las señales de precios y, de hecho, la publicación de esta información es obligatoria para todos los participantes de los mercados energéticos europeos, obligación fijada por el Reglamento (UE) Nº 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (conocido como REMIT). Este reglamento es el que “vigila” a los mercados mayoristas de la energía para así evitar cualquier tipo de manipulación del mercado o que el uso de información privilegiada pueda “alterar” el funcionamiento del mismo, beneficiando a unos pocos y/o en detrimento de otros.

Esta es la razón por la que REMIT obliga a que cualquier tipo de información privilegiada sea publicada en una plataforma de una manera sencilla e intuitiva para que pueda ser consultada, de manera gratuita, por todos los interesados.

La plataforma IPP de MIBGAS para el mercado del gas, funciona desde principios de este año -REMIT estableció el 1 de enero de 2021 como fecha para la entrada en vigor de la obligatoriedad de hacer pública esta información-, y se ha hecho en colaboración con OMIE, que dispone a su vez de la plataforma para el mercado eléctrico.

Plataforma IPP de MIBGAS (gas)

Plataforma IPP de OMIE (electricidad)

Aun conociendo que las indisponibilidades de instalaciones o hechos a reportar en el sistema gasista son menores que las existentes en el sector eléctrico, MIBGAS recuerda que pone a disposición de todos los agentes del sistema gasista esta herramienta, que les permite cumplir fácilmente con la normativa europea de transparencia.

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Newsletter 2/2021

ACTUALIDAD: la perspectiva de MIBGAS del mercado de los gases renovables

Se necesitan muchos esfuerzos para revertir el calentamiento atmosférico originado por la acción antropogénica de obtención de energía mediante la combustión de combustibles fósiles. En este sentido, el sector energético está en la vanguardia de estos esfuerzos dirigidos a la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero. De manera específica, el sector eléctrico lidera la descarbonización a través de la incorporación de las energías renovables que ya están disponibles en la actualidad y que son económicamente competitivas.

Sin embargo, tanto para garantizar la seguridad del suministro de energía eléctrica mermada por la variabilidad y estocasticidad de sus fuentes renovables como para generar la energía que precisan los sectores de difícil o muy cara electrificación, los gases renovables constituyen un importante y eficiente recurso para la descarbonización.

Actualmente, la producción de gases renovables no es competitiva. Aún no ha recorrido la curva de aprendizaje ni ha alcanzado la economía de escala de la energía renovable de producción de energía eléctrica; aunque, gases como el biometano pueden serlo si se considera toda su aportación a la economía circular. En todo caso, la mejor forma de alcanzar este objetivo de competitividad al mínimo coste es mediante mecanismos de mercado.

Los mercados de los gases renovables son ahora mismo un proyecto. Un deseo más que una realidad. Sin embargo, es un deseo que puede hacerse realidad en el corto plazo; aunque, para ello, sea preciso recorrer un camino previo.

El primer paso en la buena dirección para el desarrollo de los gases renovables requiere la implantación de un sistema de garantías de origen.

Una garantía de origen de un determinado producto renovable es un instrumento electrónico que acredita que una cuota o cantidad de energía se ha producido a partir de fuentes renovables. Un gas será renovable si su origen lo es. Estos gases renovables pueden agruparse en tres tipos: biogás, biometano, hidrógeno renovable y gases sintéticos.

Las garantías de origen son la prueba de la renovabilidad del gas. En este sentido, gran parte de los estados miembros de la Unión Europea disponen de garantías de origen de biometano y han comenzado a incorporar el hidrógeno en las mismas. En España existe un sistema de garantías de origen para la producción de energía eléctrica renovable y un sistema de verificación de la sostenibilidad de los biocarburantes y biolíquidos. Aún se carece de las correspondientes a los gases renovables.

Las citadas garantías de origen de los gases renovables consisten en un sistema reglado sujeto a una arquitectura institucional compuesta por diversos organismos. En primer lugar, la autoridad competente que asigna roles y responsabilidades, nomina responsables y confecciona la normativa básica. En segundo lugar, un organismo certificador que coordina los equipos de medición de los gases producidos y audita su cantidad y composición. En tercer lugar, un organismo emisor de la garantía que, junto al registro, emite, transfiere y cancela (cuando el gas se consume) la garantía de origen.

En cualquier caso, es el mercado el que debe descubrir el valor económico de los gases renovables, reflejados a través de sus garantías de origen.

Para que esto sea posible, las garantías han de ser armonizadas y negociables en los mercados. No solo a través de transacciones bilaterales (OTC) sino a través de un mercado organizado que revelen su precio. El proceso no es simple, aunque la experiencia de los mercados europeos de gas natural (gas target model), de los que MIBGAS constituye su hub ibérico, es una garantía de éxito.

En definitiva, los gases renovables constituyen una palanca adicional para la descarbonización; para su desarrollo, los mecanismos de mercado constituyen la herramienta más poderosa para que esta descarbonización sea eficiente.

MIBGAS como entidad objetiva, transparente, no discriminatoria, independiente y carente de conflicto de interés alguno, está dispuesta a aportar y contribuir a este objetivo común.

ANÁLISIS Q2: tendencia alcista en los índices de referencia del sector energético

Los principales índices de precios de referencia del sector energético han experimentado progresivos aumentos en sus cotizaciones a lo largo del segundo trimestre del año.

En particular, destaca el incremento de la cotización del CO2, que supera la barrera de los 50 €/ton en prácticamente todos los días de mayo y junio. Este hecho indujo, a su vez, una evolución alcista de la demanda del gas natural en Europa frente al carbón y, en consecuencia, en su precio.

Por otro lado, el precio del GNL asiático del producto con entrega en agosto, cotizaba a finales de junio por encima de los 37€/MWh, impulsado por la fuerte demanda en el continente. De hecho, durante el primer semestre del año y tras una fuerte recuperación económica, China supera a Japón como principal importador de GNL en el mundo. Por su parte, el precio del Brent superaba a finales de junio los 75 $/b para el producto con entrega en agosto, mientras que a finales de marzo se negociaba en torno a 64 $/b.

Con todo ello, y teniendo en cuenta los bajos niveles de existencias de gas en los almacenamientos europeos -que se situaban al 30% de su capacidad en abril aumentando al 42% en junio- unido a un periodo de baja producción eólica, han provocado que los precios de gas en Europa hayan registrado valores récord. En particular, a finales de junio los mercados TTF y NBP para los productos con entrega en julio cotizaban en torno a 35 €/MWh, valores no registrados desde el año 2008.

Asimismo, en abril y mayo las temperaturas registradas en gran parte de Europa fueron más frías de lo habitual. Este suceso sumado a una reducción de la oferta como consecuencia de diferentes factores (descensos de las importaciones de gas ruso en abril por cortes imprevistos en el suministro a través de Bielorrusia, la decisión de Rusia de no contratar capacidad adicional en la interconexión con Ucrania, descensos en las importaciones noruegas por indisponibilidades en varias plantas de producción y las altas cotizaciones del GNL asiático atrayendo numerosos buques con origen en Estados Unidos) han sido determinantes para que los precios de gas en Europa hayan experimentado crecimientos de manera sostenible a lo largo del segundo trimestre.

De esta manera, el TTF y MIBGAS para los productos con entrega el día siguiente cotizaban el 30 de junio a 35,46 €/MWh y 35,00 €/MWh respectivamente (+84,6% y +87,0% respecto al 31 de marzo).

Precios por sesión de negociación

En cuanto a los precios eléctricos españoles, los productos D+1, M+1 y Q+1 superaron los 90 €/MWh el 30 de junio. La explicación del fuerte incremento del precio eléctrico a lo largo de este trimestre se encuentra en la escasa producción eólica, el alza en los precios de gas europeos en general y el aumento de la cotización de los derechos del CO2 en particular.

En lo que respecta al mercado organizado de gas en España, se han negociado 33,6 TWh en la plataforma de MIBGAS en lo que va de año, repartidos entre productos spot (68,4%), productos prompt (19,3%) y productos plazo (12,3%).

NOTICIAS

 

MIBGAS seguirá contando con Axpo Iberia y Engie España como creadores de mercado voluntarios

  • La Dirección General de Política Energética y Minas ha dado el visto bueno, a través de la resolución correspondiente, a la propuesta realizada por MIBGAS para que ambas empresas continúen ofreciendo el servicio de creador de mercado voluntario, durante el segundo semestre de 2021, en los productos spot y prompt.

 

El presidente de MIBGAS conversa sobre el desarrollo del hidrógeno y sus mercados en la Fundación Naturgy

  • Raúl Yunta participó el pasado 30 de junio en la jornada “Conversaciones sobre el desarrollo del hidrógeno y sus mercados”, en la que intervino junto a Javier Brey, presidente de la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2). Ambos señalaron que el hidrógeno será un vector energético clave en el camino hacia la descarbonización.

 

Pavilion Energy Spain y MIBGAS refuerzan su compromiso para ofrecer el servicio de creador de mercado de GNL

  • MIBGAS Derivatives y Pavilion Energy Spain han renovado el acuerdo por el que esta última continuará ofreciendo, los próximos seis meses, el servicio de creador de mercado para los productos de gas natural licuado (GNL) negociados en el TVB o tanque virtual de balance.

 

El Comité de Agentes del Mercado celebró su reunión número 32

  • El Comité de Agentes del Mercado (CAM) celebró el pasado día 16 de junio su reunión número 32. El CAM es un órgano consultivo que tiene por objeto conocer y ser informado del funcionamiento y de la gestión del mercado realizada por MIBGAS, y participar en la elaboración y canalización de propuestas para su mejor funcionamiento. Los informes presentados por MIBGAS en el CAM están disponibles en el apartado de Publicaciones del web público de MIBGAS: www.mibgas.es

 

MIBGAS implementa nuevas funcionalidades en su plataforma para facilitar a los agentes el registro de transacciones OTC

  • MIBGAS ha implementado este trimestre nuevas funcionalidades en su plataforma de negociación para facilitar a los agentes el registro de transacciones bilaterales OTC (over-the-counter) a través de MIBGAS Derivatives. MIBGAS Derivatives ofrecerá, además, el reporte REMIT de las operaciones registradas en el mercado, servicio que será gratuito para todos aquellos agentes que tengan contratado el servicio para los productos de MIBGAS Derivatives.

 

MIBGAS participa en el webinar “Indexación a MIBGAS, la oportunidad confirmada”, organizado por Nexus Energía

  • La compañía energética inició su ciclo de sesiones informativas en el mes de mayo con un webinar centrado en MIBGAS, donde se habló de las ventajas del mercado ibérico del gas y cómo ha sido su evolución hasta convertirse en un mercado maduro.

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Newsletter 1/2021

ACTUALIDAD: Portugal ya cuenta con un mercado organizado de gas natural

El mercado ibérico del gas es ya una realidad. El pasado 16 de marzo comenzó la negociación en la plataforma de MIBGAS de productos de gas natural con entrega en Portugal, un hito que consolida la conformación de un hub de gas natural en el sureste europeo y que cumple con el modelo emanado desde Europa.

Desde los inicios de MIBGAS, hace ya cinco años, todas sus actuaciones tenían también como objetivo común el poner en marcha un mercado organizado en Iberia, con el interés y respaldo tanto de España como de Portugal que así lo plasmaron en su regulación. Los primeros pasos estaban dados y tocaba seguir avanzando.

Así, a lo largo de 2020 se aprobaron las reglas para Portugal que regulan la negociación en el VTP (virtual trading point o ponto virtual de balanço). El regulador portugués aprobaba con la Directiva nº 14/2020 esta regulación y solicitaba a REN y a MIBGAS un calendario que desembocase en el inicio de la negociación, como así se hizo, cumpliéndose todas las etapas sin dilación alguna: procedimientos, desarrollos, intercambios de información, etc.

Y así se llegó al 16 de marzo de 2021. Parte del camino ya está recorrido, pero aún quedan etapas pues se continúa trabajando para una integración mayor de los mercados ibéricos. En esta primera fase ya finalizada, se ha optado por iniciar el mercado con un mecanismo de negociación explícita[1] únicamente de capacidad, con el objetivo de llegar en un futuro a una asignación implícita[2], mecanismo que permitirá tanto la transferencia de titularidad de gas como la asignación de la capacidad transfronteriza necesaria.

Más inmediato es el lanzamiento de la negociación de los productos Resto de mes y Mes siguiente, pendientes de su aprobación regulatoria. MIBGAS cuenta con todos los desarrollos hechos, coordinados con REN, para que, tan pronto se apruebe su negociación, lanzarla inmediatamente.

Y lo que ya es una realidad es la negociación por parte de REN en la plataforma de MIBGAS del gas de operación y talón del gestor técnico portugués.

En definitiva, la implicación de todos es necesaria para que esta realidad de un mercado ibérico continúe desarrollándose y cree liquidez. La liquidez llama a la liquidez.

[1] Asignación explícita de capacidad: método de asignación de capacidad por el que únicamente se asigna capacidad.

[2] Asignación implícita de capacidad: método de asignación de capacidad en el que se asigna gas y capacidad de forma simultánea.

 

ANÁLISIS Q1: un inicio de año marcado por una tormenta de precios

El comienzo del año 2021 se ha caracterizado por una “tormenta” de precios en el mercado global de gas, especialmente en Asia, donde el GNL spot llegó a precios por encima de los 60 €/MWh. La confluencia de varios factores en la oferta y la demanda está detrás de este escenario de principios de enero (ola de frío en Asia, indisponibilidades en plantas de licuefacción y en el parque de generación eléctrica japonés, congestión en el Canal de Panamá y costes disparados del transporte de buques de GNL).

Los precios spot en España también alcanzaron máximos en enero debido, tanto a una demanda superior a la esperada por la ola de frío excepcional, como una oferta escasa de gas, debido: a una retirada de buques de GNL significativa respecto a lo inicialmente programado, un menor flujo de gas por gasoducto desde Argelia, unos desbalances significativos de los usuarios que obligaron al Gestor Técnico del Sistema a efectuar compras relevantes y frecuentes en el mercado organizado, y, a una interconexión con Europa saturada por unos flujos de gas en valores máximos.

Precios por sesión de negociación

 

En los meses siguientes el mercado se normalizó, con suministros constantes y precios incluso inferiores a años anteriores (sobre todo en febrero).

MIBGAS ha proporcionado en enero de niveles muy altos de contratación, llegando a 7,1 TWh, lo que supuso un 19% de la demanda nacional del mes. El volumen negociado en el trimestre (14,5 TWh) ha duplicado las cifras del año 2019. Y, por primera vez, se ha superado la barrera de 100 agentes activos operando diariamente como promedio en MIBGAS.

Otro hecho muy notable, pasada la ola de frío, ha sido el alto número de días en que MIBGAS ha marcado precio por debajo del TTF tanto en el producto D+1 como en el M+1, algo inédito hasta ahora en el hub gasista ibérico, donde el primer trimestre del año tradicionalmente marcaba spreads respecto a Europa por encima de los 2 €/MWh.

Asimismo, el trimestre ha estado marcado por la escalada continuada de dos commodities muy relacionadas por el gas natural, como son el Brent (acercándose a los 70 $/barril) y los derechos de emisión de C02 (marcando valores máximos históricos cercanos a 45 €/tonelada).

Esta evolución del Brent puede empezar a influir en los precios del verano y la segunda mitad del año, posiblemente revirtiendo la tendencia de los últimos meses, que han primado la entrada por gasoducto, ante una indexación favorable del precio al Brent. Las importaciones de GNL se podrán ver afectadas por este hecho, unido a la mayor demanda de GNL en Asia, después de un invierno frío y mayor dinamismo en la actividad industrial.

 

NOTICIAS

 

MIBGAS publica su informe anual 2020

 

“Cómo olvidarse de los precios del gas”, artículo de Raúl Yunta Huete en el diario elEconomista.

  • Una interesante reflexión sobre los precios del gas y de la electricidad, y el papel que desempeñan los productos futuros de gas natural como herramienta fundamental de gestión de riesgos.

 

MIBGAS Derivatives amplía su oferta formativa con nuevas fechas para el curso de Trading en MIBGAS y Market Monitoring

  • MIBGAS Derivatives ofrece cursos periódicos y también a medida sobre el funcionamiento del mercado ibérico del gas.

 

El presidente de MIBGAS participa en ConvERSE, seminario organizado por el regulador portugués sobre el inicio del mercado organizado de gas natural en Portugal.

  • La intervención de Raúl Yunta coincidió con el lanzamiento de la negociación de MIBGAS en Portugal el 16 de marzo pasado. Se puede acceder a la intervención a través de este enlace.

 

Renta 4, nuevo miembro compensador de la cámara central de contrapartida de MIBGAS

  • Los usuarios de MIBGAS y MIBGAS Derivatives, que negocian productos con entrega física de gas natural en el mes siguiente o más allá al día de negociación, disponen ya de un nuevo miembro compensador (Renta 4 Banco) que actúa como  contraparte compradora o vendedora de las posiciones negociadas en MIBGAS y  registradas en la cámara central de contrapartida OMIClear.

 

Pavilion Energy Spain y MIBGAS Derivatives refuerzan su compromiso para ofrecer el servicio de creador de mercado de GNL

  • Pavilion Energy Spain continuará ejerciendo durante el primer semestre de 2021 como creador de mercado para los productos de GNL negociados en el TVB  o tanque virtual de balance, 

 

MIBGAS contará con Axpo Iberia y ENGIE España como creadores de mercado voluntarios durante el primer semestre de 2021

  • El objetivo del creador de mercado, figura existente en la mayoría de mercados europeos, es dar mayor liquidez al mismo con la presencia continua de ofertas de compra y venta de gas en la pantalla de trading.

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