Newsletter 5/2022

Newsletter 5/2022

ACTUALIDAD: Las turbulencias del mercado en el primer trimestre de 2022

El mercado de gas, en el primer trimestre de 2022, ha sido el fiel reflejo de la convulsa situación mundial padecida en este periodo.

Motivada principalmente por el bajo nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos en Europa y por el continuo descenso del gas procedente de Rusia, la preocupación existente por el aprovisionamiento de gas a Europa en el invierno de 2021 a 2022 se fue amortiguando a medida que transcurría el mes de enero de 2022, al ir observándose una climatología normal, sin olas de frío que afectaran de manera relevante a la demanda de gas.

Así, en enero de 2022 los fundamentales del mercado de gas parecían estabilizarse a pesar del menor suministro ruso a Europa observado en los meses previos, particularmente más notorio en el caso del gasoducto procedente de Yamal. Esta menor oferta fue suplida con incrementos de entrada adicionales de GNL, favorecida además por un menor coste del flete de los buques de GNL que vieron disminuido su coste de manera muy relevante (más de un 80%) respecto al mes previo. Además, la puesta en servicio de una nueva planta de producción de GNL, la séptima de EE. UU. (Calcasieu Pass) contribuía a disminuir la preocupación por el suministro al reforzar la oferta de gas.

A esto habría que añadir que el diferencial de precios tan acusado entre los precios de gas europeo y americano, hacía muy atractivo la importación vigorosa de GNL proveniente de EE. UU.

En el caso de la península ibérica, la oferta de gas en enero de 2022 procedió, en un mayor grado, de la importación de GNL supliendo la falta de gas proveniente del gasoducto del Magreb a través de Marruecos. Además, el gasoducto Medgaz, directo desde Argelia a España, aumentó su flujo a valores máximos.

En este contexto, una muestra de la competitividad de precios lograda en MIBGAS-PVB respecto al precio centroeuropeo (TTF) se tiene en la conformación de un saldo exportador del flujo de gas por la interconexión con Francia en un número relevante de días, muestra evidente de la existencia de un precio de gas más competitivo en el hub español que en el hub francés.  

Fruto de todo lo anterior, en enero de 2022 el precio medio de MIBGAS fue significativamente inferior al del mes previo[1].

A continuación, en las primeras semanas de febrero de 2022, los fundamentales del mercado de gas repitieron el patrón del mes anterior. Esto es, aunque se mantenía la preocupación por el suministro de gas ruso, el avance de un invierno climatológicamente suave y las entradas de GNL mantuvieron los precios del gas.

El impacto inmediato de la guerra

Sin embargo, al final de febrero de 2022 la amenaza se hizo realidad. Rusia invadió Ucrania. El comienzo de la guerra provocó un impacto inmediato en el mercado europeo del gas, dada la relevancia de ambos países en este mercado: uno como productor de gas y otro como país de tránsito.

Las sanciones económicas al gobierno ruso por los gobiernos occidentales fueron inmediatas. Las empresas gasistas europeas abandonaban sus participaciones en las compañías gasistas rusas, así como el proyecto pendiente y emblemático del gasoducto Nord Stream 2. 

Así, la afección cierta a la paralización de inversión de las empresas se hacía incierta respecto a las importaciones de gas.

Europa asumía que no podía reemplazar el gas ruso a corto plazo y, entre otras reacciones, reforzaba su visión hacia el suministro de gas mediante GNL y a un mayor uso de los almacenamientos de gas (EC REPowerEU).

Esta mayor demanda europea de GNL provocaba que en marzo de 2022 los precios de gas de la cuenca atlántica superaran de manera sostenida a los existentes en la cuenca asiática, que ya en los últimos meses evolucionaban de manera solidaria. Así, por ejemplo, el precio del gas negociado el 11 de marzo con entrega en abril de 2022 cotizaba en el mercado holandés a 132,95€/MWh, en el mercado español a 121,79€/MWh y en el mercado asiático a 88,81€/MWh.  

En definitiva, el efecto de la guerra ha sido demoledor en los precios de la energía. La preocupación por la interrupción del gas proveniente de Rusia ha llevado a los mercados de gas a máximos históricos.

Así, la negociación del 7 de marzo de 2022 alcanzó la máxima cotización de 214,36 €/MWh al cierre del mercado español (MIBGAS-PVB D+1).

Y, sin embargo, solo doce días después de este máximo, una vez que se confirmaba la persistencia temporal de los flujos de gas ruso por los gasoductos de tránsito, el precio bajaba a 91 €/MWh. Esto es, en marzo 2022 el mercado de gas incrementaba su ya extrema volatilidad.

Gráfico 1.

MIBGAS

Todo ello también ha repercutido en la negociación a plazo. Ante tanta turbulencia en el mercado los compromisos de entrega a plazo han decaído en el mercado de MIBGAS Derivatives ante la mayor incertidumbre de precio asociada a las operaciones futuras.

Al cierre de esta newsletter, el mercado continúa sufriendo las perturbaciones de los efectos de la guerra y las posiciones de fuerza asociadas. Baste citar la pretensión del cambio de moneda a rublos pretendida por el gobierno ruso para el pago de su gas, que ha motivado de nuevo un incremento de los precios a final de marzo.

En cualquier caso, la invasión de Ucrania ha hecho que la situación de precios altos que se preveía coyuntural para el invierno se prolongue en el tiempo.

[1] Promedio precio último MIBGAS D+1 con entrega en PVB: enero 2022: 83,6€/MWh; diciembre 2021: 111,1€/MWh

Los problemas de liquidez asociados a la volatilidad del mercado de gas

Desde 2020, los mercados de energía están experimentando niveles de precios y volatilidades extraordinarios. Estos se han visto agravados por la guerra en Ucrania.

Los agentes que operan en el mercado organizado del gas, comprando o vendiendo gas en un horizonte futuro, generalmente para cubrir su riesgo realizan transacciones comerciales de cobertura financiera; por ejemplo, el precio del gas con entrega en el PVB español se puede hacer depender del precio del TTF holandés mediante transacciones comerciales en ambos mercados.

En los mercados organizados, con el objeto de evitar el riesgo asociado al fallo de la contraparte de la transacción, los agentes del mercado suelen intermediar la transacción de manera directa mediante una cámara de liquidación (lo que se conoce como cámara central de contrapartida) o a través de un miembro compensador, esto es, un banco o institución financiera (clearing member) que interactúa con la cámara central de contrapartida, y que le ofrece al agente del mercado el servicio de asegurar la liquidación de la transacción.

En síntesis, la cámara central de contrapartida actúa como contraparte de la parte vendedora y de la parte compradora asegurando que la transacción se realiza. La cámara está sujeta a la regulación europea EU Regulation 648/2012 (EMIR) y mitiga el riesgo de los participantes del mercado. Para gestionar el riesgo financiero requiere de unas garantías denominadas márgenes (Margin Calls). Existen dos tipos de márgenes: un margen inicial (Initial Margin) que cubre el riesgo de fallo de un participante en el mercado permitiendo el cierre de su posición, esto es, ejecutando la transacción opuesta; y, el margen de variación (Variation Margin) que cubre el riesgo de las variaciones en los precios en el tiempo. En otras palabras, la cámara requiere a los participantes con transacciones pendientes (posiciones abiertas) garantías (márgenes) para asegurar la viabilidad de sus transacciones.

Las cámaras centrales de contrapartida realizan requerimientos de márgenes diariamente, por lo que el participante del mercado debe aportarlos por sí mismo o a través de su miembro compensador. Numerosas veces estos requerimientos son en efectivo, por lo que pueden originar problemas relevantes de liquidez, especialmente en periodos de alta volatilidad y altos precios del mercado, como los actuales.

En este sentido, incluso empresas energéticas robustas y consolidadas pueden presentar problemas de liquidez por los requerimientos de las cámaras de compensación.

En este tiempo de alta volatilidad en el mercado, los requerimientos de garantías de las cámaras han alcanzado unos niveles tan altos, que los participantes del mercado afrontan el riesgo de no tener suficiente efectivo para satisfacerlos.

Este hecho ha llevado a la asociación europea de comercializadores de energía (EFET) a solicitar medidas de acceso a liquidez de corto plazo a los gobiernos, bancos nacionales centrales y banco central europeo (EFET: Access to short term liquidity provided by central banks will maintain the functioning of EU energy markets in the light of the recent extreme development of wholesale prices; 8 March 2022).

En este escenario, los participantes del mercado o los miembros compensadores pueden verse en la obligación de cerrar sus posiciones con negociaciones relevantes de volumen a un precio aceptante con el consiguiente efecto en el precio del mercado.

Este efecto, puede ser el causante de variaciones de precios significativas en la apertura de las sesiones de los mercados organizados, tanto en el hub holandés TTF como en el hub ibérico MIBGAS, que se han observado en algunos días.

Gráfico 2.

 MIBGAS

Estas transacciones pueden haber sido realizadas de manera automática en los mercados organizados y pueden haber sido más evidentes en los momentos de apertura de los mismos, tal como se desprende de la figura anterior. Y, en consecuencia, haber alterado de manera significativa el precio del mercado, trasladando una mayor volatilidad al mismo.

NOTICIAS

Nuevas funcionalidades para el registro de OTC a través de enmacc

  • Las compañías MIBGAS Derivatives y enmacc ofrecen a sus clientes, desde finales del año pasado, el servicio de registro, compensación y liquidación de transacciones bilaterales (OTC) en toda la curva de futuros de gas natural con entrega en el Punto Virtual de Balance español (PVB). A esta colaboración, que permite a los miembros de enmacc ampliar sus opciones de negociación y, por tanto, mejorar la liquidez, se añaden ahora nuevas funcionalidades en beneficio de los agentes. 

 

MIBGAS publica su informe anual 2021

  • El operador del mercado organizado de gas publica el informe anual correspondiente al año 2021, un ejercicio que ha estado marcado por la consolidación de la dimensión ibérica del mercado organizado de gas con el inicio de la negociación en Portugal el 16 de marzo de ese año; así como por la profundización en la estructura corporativa del grupo con el lanzamiento de su plan de sostenibilidad y de nuevos informes y publicaciones, que lo posiciona como referencia del mercado de gas en el sector energético de la Península Ibérica. Descarga aquí el informe.

 

Los agentes pueden negociar productos spreads a través de Trayport

  • A través del sistema Joule de Trayport, los Agentes de MIBGAS y de MIBGAS Derivatives tienen la opción de negociar productos spreads entre diferentes puntos de entrega o venues. Esto es posible a través de las ofertas implícitas que se generan en Trayport y que supone una nueva mejora para los agentes registrados. Descarga aquí el documento explicativo sobre cómo negociar spreads de MIBGAS en Trayport.

 

Más de 77,4 TWh se negociaron en 2021 en MIBGAS

  • Más de 77,4 TWh se negociaron en 2021 en la plataforma de MIBGAS, el operador del Mercado Ibérico Organizado de Gas, frente a los 47,3 registrados el año pasado, lo que supone un incremento notable del 64%. Con respecto a los precios medios anuales. el del producto D+1 en 2021 fue de 47,31 €/MWh y el del M+1 se situó en 47,34 €/MWh. Asimismo, con relación al porcentaje negociado en MIBGAS sobre la demanda en España, en 2021 fue del 21%, incrementándose también considerablemente con el dato del año 2020 que fue del 13,6%.

 

Axpo Iberia y Engie España seguirán ofreciendo el servicio de creadores de mercado voluntarios

  • Las empresas Axpo Iberia SLU y ENGIE España SLU seguirán ofreciendo, durante el primer semestre de 2022, el servicio de creador de mercado voluntario en MIBGAS. Así lo recoge la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 12 de enero de 2022 en la que se adjudica este servicio a ambas empresas que refuerzan así, una vez más, su compromiso con el desarrollo de un mercado organizado de gas en la Península Ibérica

Descarga aquí la NEWSLETTER 5/2022 en pdf.

Newsletter 4/2021

ACTUALIDAD: Los acontecimientos más destacados que han marcado el año 2021

En la anterior newsletter explicábamos cuáles habían sido las razones por las que los precios estaban experimentando una subida tan marcada El objetivo de este nuevo número es continuar con dicho análisis y hacer un resumen sobre los aspectos más importantes que han marcado el comportamiento del mercado.

1. Desequilibrio entre demanda y oferta mundial:

En apenas un año, la coyuntura del sector gasista ha dado un giro de 180º pasando de un exceso de suministro a un mercado ajustado sin producción excedentaria.

Asia ha sido la región con mayor crecimiento en su consumos y China ha liderado este incremento (11%), superando a Japón como primer importador de GNL. El aumento de las importaciones ha sido más importante de septiembre a noviembre. Dos razones podrían explicar este comportamiento: 

  • Comercial: aprovechar los precios más bajos adelantándose a la demanda de invierno.
  • Logístico: reemplazar con gas el déficit de producción de carbón nacional provocado por las fuertes inundaciones de septiembre, así como los volúmenes de carbón australiano cancelados por el conflicto diplomático.

La producción de gas y GNL mundial ha crecido, pero no en la misma medida que la demanda. La falta de inversiones en los últimos años, en exploración y producción, el retraso en los mantenimientos durante 2020 y las indisponibilidades en algunas instalaciones han dificultado alcanzar la producción necesaria para atender la demanda sobradamente y en plazo. En el pasado año las indisponibilidades se incrementaron un 3% reduciendo la capacidad mundial un 8% (casi 22 bcm menos), desde fallos en las plantas (30%), eventos de fuerza mayor con parada completa de producción (45%), incidencias por fenómenos meteorológicos extremos (11%) o problemas en el upstream; afectando a países como Trinidad y Tobago, Nigeria, Noruega, Perú, Malasia, Indonesia o Argelia.   

Estados Unidos ha sido el país que más ha aumentado su producción y el primer exportador de GNL (84 bcm). Se ha incorporado nueva producción en Corpus Christi (T3) y Sabine Pass (T6) y está previsto añadir nueva capacidad en 2022 con la puesta en marcha de Calcasieu Pass. En Europa destaca Noruega, cuyas exportaciones de gas al continente han aumentado un 6% respecto al año anterior hasta alcanzar los 108,8 bcm.

2. Nuevos proyectos refrendados

El interés inversor se ha retomado con prudencia y en la mayoría de los casos son inversiones necesarias para la continuidad de plantas ya existentes. Es el caso de las autorizaciones para la ampliación de la producción en los yacimientos de Barossa (Pluto LNG) y Scarborough (Darwin LNG) en Australia y North East Field en Catar. También se ha autorizado Baltic LNG, el único proyecto nuevo que ha sido refrendado en 2021. Estos proyectos podrían permitir ampliar la capacidad de producción en 12 mpta entre 2022 y 2025.

3. Fuerte crecimiento de la comercialización de gas y GNL.

Ha aumentado tanto la comercialización de GNL como las transacciones de gas a través de gasoducto, destacando en este caso las ventas de gas ruso a China a través del gasoducto Power of Siberia y a Turquía. En total se han comercializado alrededor de 100 bcm.

4. Escasez en los almacenamientos de gas.

Las reservas de gas han estado durante todo el año por debajo de los niveles medios tanto en EE. UU. como en Europa. El volumen almacenado es el mínimo de los últimos cinco años: hay un déficit de 30 bcm y el nivel medio de llenado se sitúa por debajo del 60% en pleno invierno. Solamente en los últimos días del año las suaves temperaturas y la menor actividad industrial han permitido recuperar la inyección en algunos países.

5. Aumento de la demanda de gas en Europa

Europa ha visto aumentar su consumo de gas durante 2021. La recuperación económica y una mayor presencia de los ciclos combinados en el mix de generación, por la menor hidraulicidad, han sido las principales razones. En el caso de España, el incremento del consumo de gas ha sido del 5%, con un aumento del gas para generación eléctrica del 2% y un incremento del consumo convencional próximo al 6%.

6. Disminución del suministro ruso a Europa

Europa además de competir con Asia por la producción disponible de GNL, en un contexto de escasez de oferta global, ha visto la disminución de su producción local de gas y la progresiva reducción del suministro ruso. En los últimos meses del año, los volúmenes de gas ruso se han reducido alrededor de un 30% y de manera más importante a finales de año generando la alarma en el mercado.

A finales de diciembre las entradas de gas por los principales gasoductos eran mínimas e incluso se ha estado exportando gas desde Alemania a Polonia. 

Según algunas fuentes, las restricciones que han dificultado el suministro a Europa han sido: reducción en la producción por un fallo técnico y sucesivas olas de frio desde noviembre, dándose prioridad a garantizar el suministro nacional y rellenar almacenamientos. No obstante, es cierto también que los compromisos nuevos adquiridos con China y Turquía han detraído gas.

Es de destacar también la importancia de la puesta en marcha del gasoducto marino Nord Stream 2 cuya autorización administrativa se ha paralizado por razones jurídicas.

7. Subida histórica de los precios, con alta volatilidad en los mercados.  

Todos estos acontecimientos han provocado un extraordinario encarecimiento de los precios de en todas las regiones, durante todo 2021 y en particular a finales de año, registrándose subidas exponenciales, hasta niveles de máximos históricos, acompañadas de una gran volatilidad

Inicialmente Asia con una gran actividad compradora en el mercado spot impulsó la subida, a la que se incorporó Europa. Pero, a finales de año, Europa mantenía la escalada de precios sin que Asia le siguiera, gracias a su coyuntura más favorable (abundantes reservas y suaves temperaturas). Europa ha cotizado máximos por encima de los 170 €/MWh (60 $/MMBtu) para luego ceder posiciones rápidamente gracias al cambio en los fundamentales (temperaturas suaves y la llegada masiva de cargamentos de GNL) y la retirada de beneficios en los mercados.

8. Globalización de los mercados e inversión del spread entre Europa y Asia,

La globalización es una realidad: cualquier circunstancia local afecta a todos los mercados. Los mercados han respondido de forma conjunta con una gran correlación (0,9). Los precios en Europa han alcanzado niveles extraordinarios arrastrando al alza los precios en Asia. La inversión del spread a favor de Europa durante algunas semanas ha favorecido los desvíos de cargamentos (algunos buques modificaron ruta desde el Canal de Panamá) y hasta la recarga de un buque en Japón con destino Europa.

Gráfico 1: Spread JKM-TTF  Futuro marzo 2022

Gráfico 1

9.  Gran relación entre el precio del gas y el precio eléctrico

La generación con gas permite atender de forma segura y rápida la demanda de electricidad, cubriendo los déficits de generación cuando los recursos renovables no son suficientes. En este sentido es destacable la gran correlación de los precios en ambos mercados: gas y electricidad (ver gráfico 2).

Gráfico 2. Precio de mercado de gas y electricidad en España en 2021.

Gráfico 2

10. El papel de los mercados organizados.

En medio de este contexto internacional, los mercados organizados han aportado la flexibilidad y dinamicidad requeridas por los agentes para responder con rapidez a las necesidades e imprevistos diarios, permitiendo gestionar sus posiciones y optimizar su cartera de balance diario.

La participación en los mercados ha crecido, aumentando el número de participantes y el volumen total negociado, contribuyendo a una mayor liquidez. Este hecho que demuestra que los agentes han buscado la transparencia y garantías que ofrecen las plataformas y entidades de contrapartida central en esta coyuntura.

El grupo MIBGAS, comprometido con la sostenbilidad

MIBGAS quiere convertirse en una empresa socialmente responsable y, para ello, ha iniciado el camino hacia la sostenibilidad con acciones ya implantadas en la empresa en los últimos años. No obstante, ahora el grupo MIBGAS quiere ir más allá y comprometerse con la sostenibilidad de “forma oficial” para lo que ha elaborado su propio plan.

¿Su objetivo? Que MIBGAS sea una empresa socialmente responsable y que su equipo humano sean también ciudadanos responsables comprometidos con los valores medioambientales más exigentes.

El Plan de sostenibilidad 2021-2024 recoge el espíritu que impulsa a MIBGAS a comprometerse con la sostenibilidad y avanzar en el camino hacia un futuro acorde con las demandas de la sociedad.

Así MIBGAS se compromete con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), fijados por la Agenda 2030 de Naciones Unidas, que son fuente y raíz de su plan de sostenibilidad, alineándose con las políticas de sostenibilidad más acordes al contexto global y al futuro. Estos ODS están concebidos como fuente y ejercicio del compromiso que, empresas y ciudadanos, deben asumir para contribuir de una manera más directa y eficiente a la transformación y a la creación de un entorno medioambiental sostenible.

MIBGAS y los ODS.

ODS 3: SALUD Y BIENESTAR.

Garantizar una vida sana y promover el bienestar en todas las edades es esencial para el desarrollo sostenible”.

MIBGAS está comprometido con la salud, seguridad y bienestar de todo su equipo humano y con mejorar y promover hábitos saludables, lo que se ha visto reforzado tras la crisis sanitaria provocado por el COVID-19.

ODS 5: IGUALDAD DE GÉNERO.

La igualdad de género no solo es un derecho humano fundamental, sino que es uno de los fundamentos esenciales para construir un mundo pacífico, próspero y sostenible”.

MIBGAS considera fundamental la inclusión en todos los aspectos. Tanto en sus consejos de administración, como en su equipo directivo y técnico se apuesta por la igualdad de género y de oportunidades. MIBGAS no permite, ni tolera, la falta de respeto hacia los derechos humanos.

ODS 8: EMPLEO DECENTE Y CRECIMIENTO ECONÓMICO.

Un crecimiento económico inclusivo y sostenido puede impulsar el progreso, crear empleos decentes para todos y mejorar los estándares de vida”.

MIBGAS se compromete a adoptar todas medidas, dentro de sus competencias y posibilidades, que apuesten por la formación de talento, de la creatividad y de la innovación.

ODS 9: AGUA, INDUSTRIA, INNOVACIÓN E INFRAESTRUCTURA.

La industrialización inclusiva y sostenible, junto con la innovación y la infraestructura, pueden dar rienda suelta a las fuerzas económicas dinámicas y competitivas que generan el empleo y los ingresos. Estas desempeñan un papel clave a la hora de introducir y promover nuevas tecnologías, facilitar el comercio internacional y permitir el uso eficiente de los recursos”.

MIBGAS apuesta por la excelencia en todos sus procedimientos basados en la innovación y digitalización de sus servicios. Por ello, tiene como prioridad mantener un liderazgo tecnológico que implique su adaptación permanente a los nuevos retos que se planteen en el ámbito digital y de comunicaciones en un entorno globalizado.

ODS 13. ACCIÓN POR EL CLIMA.        

El cambio climático está afectando a todos los países de todos los continentes. Está alterando las economías nacionales y afectando a distintas vidas. Los sistemas meteorológicos están cambiando, los niveles del mar están subiendo y los fenómenos meteorológicos son cada vez más extremos”.

MIBGAS está comprometido con la transición ecológica y apuesta por la eficiencia energética. El gas natural es un puente importante para facilitar dicha transición por lo que el grupo MIBGAS busca contribuir a aumentar la seguridad de suministro y el refuerzo de las interconexiones ibéricas con Europa.

ODS 17: ALIANZAS PARA LOGRAR OBJETIVOS.

Los ODS solo se pueden conseguir con asociaciones mundiales sólidas y cooperación”.

MIBGAS tiene como uno de sus objetivos el seguimiento y participación activa en la construcción del proceso de transición energética, entendida como cambio estructural en los sistemas energéticos que dé lugar a unos nuevos esquemas de producción y consumo.

El Plan de sostenibilidad 2021-2024, con un horizonte de aplicación de 3 años, se revisará anualmente a través del Comité de Sostenibilidad del grupo MIBGAS. El plan está disponible en la página web de MIBGAS a través de este enlace.

NOTICIAS

MIBGAS presenta su plan de sostenibilidad centrado en generar riqueza medioambiental y actitudes responsables

  • El grupo MIBGAS ha plasmado en un documento sus compromisos y acciones con la sostenibilidad, ratificados a través de un plan aprobado por el Consejo de Administración celebrado el pasado día 16 de diciembre

 

MIBGAS Derivatives y ENMACC firman un acuerdo para registrar contratos OTC de futuros

  • Ambas compañías ofrecen a sus clientes el servicio de registro, compensación y liquidación de transacciones bilaterales (OTC) en toda la curva de futuros de gas natural en el PVB.

 

El presidente de MIBGAS participa en el Foro Industrial 2021

  • Raúl Yunta participó en el encuentro organizado por Gas Industrial, asociación que aglutina a gran parte de las industrias de grandes consumidoras de gas.

 

Abiertas nuevas convocatorias para creadores de mercado en MIBGAS y MIBGAS Derivatives

  • MIBGAS acaba de abrir las convocatorias para el servicio de creadores de mercado voluntario (market maker) para el primer semestre de 2022.

 

ACER aprueba como servicio de información regulado la Plataforma de Información Privilegiada

  • La Plataforma IIP, gestionada por MIBGAS y OMIE, ha pasado todos los requisitos y pruebas técnicas requeridos por la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía.

Descarga aquí la NEWSLETTER 4/2021 en pdf.

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 IIP (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 IIP 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 IIP de MIBGAS (gas)

Plataforma IIP 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.

Descarga aquí la NEWSLETTER 3/2021 en pdf.

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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