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Newsletter 15/2024
A lo largo del verano hemos asistido a una progresiva subida de los precios debida tanto a la prolongación de los recortes en la oferta mundial, principalmente en julio, como al tirón de la demanda en agosto. Solo se han estabilizado los mercados ya en septiembre coincidiendo con la bajada de las temperaturas, dando paso al periodo de transición entre los meses de mayor consumo o shoulder months.
Durante todo este tiempo los conflictos internacionales han continuado tensionando los mercados y provocando volatilidad en los precios, siendo Europa el mercado más expuesto.
A lo largo de julio, la producción mundial ha continuado ajustada por diferentes incidentes en las plantas de producción: indisponibilidades no previstas, mantenimientos programados o problemas inesperados en el suministro de gas de origen. Se han visto afectadas plantas distribuidas por todo el mundo como: Corpus Christi y Cove Point en Estados Unidos, Argelia, Gorgon o Ichthys en Australia, Bintulu en Malasia, Botang en Indonesia o Trinidad. La recuperación de los niveles de producción en EE.UU., gracias a la reincorporación de la planta de Freeport a finales de julio y la puesta en marcha de Altamira FLNG, ha permitido aliviar las limitaciones y dar más estabilidad al suministro durante agosto.
En cuanto a la demanda, en líneas generales su comportamiento ha respondido a los patrones estacionales habituales, ejerciendo una mayor presión a nivel global y confirmando el ritmo de crecimiento observado desde el trimestre anterior. Asia sigue siendo la región con mayor actividad, comenzado a ralentizarse moderadamente en septiembre. Corea del Sur, Japón o China han aumentado sus importaciones de GNL más de un 15% durante 2024, en el caso de China algunas fuentes estiman el crecimiento de sus importaciones de GNL en un 20% en relación con el año anterior. Mientras, en Europa, el consumo se mantiene muy aletargado provocando una progresiva disminución en la llegada de metaneros a las terminales europeas.
En ambos casos, la evolución de la meteorología ha sido determinante: Asia ha experimentado temperaturas por encima de las habituales desde mayo; países como India, China y Japón han sufrido varias olas de calor intensas, (como ya mencionábamos en la anterior newsletter)., Sin embargo, en Europa el verano se ha concentrado en los meses de julio y agosto, con unas temperaturas en las medias históricas, siendo un año de una gran hidraulicidad. Las abundantes lluvias en primavera y el deshielo han reducido mucho el hueco térmico en generación. Agosto ha sido el único mes con un incremento neto en la demanda de electricidad, sin que se haya trasladado a la demanda de gas. Además de la generación renovable, la recuperación de la producción nuclear en Francia y Bélgica ha contribuido a disminuir el consumo de gas para generación, amortiguando la leve recuperación del consumo industrial.
En el último mes, la moderación de las temperaturas, el buen nivel de llenado de los almacenamientos mundiales, el periodo vacacional en China y la continuidad en el suministro, gracias a la ausencia de fenómenos meteorológicos extremos en el Golfo de Méjico, han logrado estabilizar el mercado internacional.
En Europa los almacenamientos se han llenado hasta el 94% de su volumen total, alcanzando el nivel objetivo (90%) dos meses antes de la fecha prevista; si bien es cierto que el invierno finalizó con un volumen remanente superior a la media de los últimos años (58%) permitiendo posponer la inyección y hacerlo de una manera más progresiva.
Noruega sigue siendo el primer suministrador de gas a Europa, a pesar de que las paradas por mantenimientos iniciadas en septiembre han reducido su suministro alrededor de un 30%. Según la planificación prevista, los trabajos de mantenimiento se prolongarán hasta octubre, y no van a ser tan intensivos como el año anterior, por lo que se espera un menor impacto en el volumen suministrado.
En cuanto al GNL el primer país exportador a Europa es Estados Unidos, aunque, como ya se ha mencionado antes, las llegadas de metaneros se han reducido significativamente en los últimos meses (-20% de media respecto al año anterior) siendo agosto el mes con menos descargas.
Respecto al transporte marítimo, los precios de fletamento se encuentran en niveles muy bajos, los mínimos de hace 5 años, con precios alrededor de 60.000$/d para la región del Pacífico, y por debajo de 50.000$/d para el Atlántico. Esto confirma que la flota disponible es amplia, gracias a la entrada en servicio de nuevos buques, permitiendo atender las operaciones del mercado spot con holgura, a pesar de la mayor duración de los trayectos, que siguen evitando el tránsito del Canal de Suez y en menor medida del Canal de Panamá.
La evolución de todos estos factores se ha recogido en los mercados de manera desigual y con fluctuaciones inesperadas, pero con encarecimientos netos en todas las referencias de precios. Si en julio se frenó el ritmo de subidas del mes anterior, en agosto se revertió esa tendencia, siendo las subidas importantes y más pronunciadas para el TTF, que en momentos puntuales tocó máximos similares a los alcanzados en el otoño de 2023. Estas subidas se han frenado durante septiembre gracias la estabilidad general aparente, que se ha visto interrumpida en las últimas semanas por el recrudecimiento del conflicto en Oriente Medio y en menor medida por el adelanto en el descenso de las temperaturas en Europa. Las subidas más recientes no se han trasladado al mercado asiático, es decir podría haber indicios de un pequeño desacoplamiento entre ambos mercados. A pesar de esto, la referencia asiática siempre ha estado por delante de la europea, ampliándose el spread entre ambas hasta 2,7 $/MMBtu, confirmando que el tirón de la demanda asiática puede asumir un premium si hay recursos limitados por los que competir.
En cuanto a la posible evolución de los precios hay que considerar que el mercado asiático ya se aproxima a unos niveles de precio disuasorios para algunos países, por encima de los contratos referenciados a Brent y solamente se optaría por el mercado spot de gas en el caso de que no hubiese alternativas. De la misma manera, los precios del gas en Europa empiezan a superar la banda de precios de la referencia carbón coal switching price, restando competitividad y por lo tanto demanda al gas para generación.
La evolución de los acontecimientos internacionales será determinante en el mercado de gas, a medida que nos aproximamos al cierre del año y la época invernal. Europa en concreto está a la espera de finalización y posible renovación del acuerdo para el tránsito de gas ruso a través de Ucrania, cuyo suministro se ha mantenido en niveles muy bajos pero regulares. La escalada de tensión entre Israel y los países de Oriente Medio afecta también a los mercados energéticos y con mayor exposición a Europa por su proximidad. Por lo tanto, seguiremos en un contexto de volatilidad pendientes de la evolución de los conflictos y del próximo invierno, a la espera de confirmar si las previsiones más altas para que el fenómeno de “La Niña” suceda son correctas o no.
La flexibilidad que ofrecen las subastas bajo petición para que los agentes puedan cubrir sus necesidades ha hecho que se hayan reactivado en el mes de septiembre. Así, a primeros de mes, en concreto el día 4, MIBGAS Derivatives celebró una subasta de venta de gas -por iniciativa de un agente- del producto futuro indexado PVB-TTF, correspondiente al Q4 de este año (último trimestre). Este mismo producto fue el que se negoció también en otra subasta el pasado día 3 de octubre, mientras que el 26 de septiembre el producto negociado fue el futuro indexado PVB-LPI donde se casaron un total de 276 GWh para el Q4, último trimestre de este año. La liquidación de los contratos cerrados se realizó a través de la cámara de compensación OMIClear por lo que no existe riesgo de contraparte.
Productos PVB-TTF
Los contratos PVB-TTF son productos con entrega física del gas en el PVB español y no financieros, cuyo precio está referenciado al producto del mercado holandés TTF-Day Ahead, más un diferencial (spread) resultado de la casación. En la subasta del 4 de septiembre el precio del spread fue de -0,40 €/MWh, mientras que en la del 3 de octubre fue de -0.35 €/MWh.
Este producto permite realizar la compleja gestión de riesgos de los agentes simplificando en una sola operación, múltiples operaciones de cobertura de riesgos. El producto físico reproduce de forma idéntica en términos de liquidación la estrategia que los agentes emplean hoy en día para hacer coberturas en TTF sin tener que operar en múltiples exchanges.
En definitiva, el producto de PVB indexado a TTF de MIBGAS Derivatives permite a los agentes no tener que deshacer posición en el TTF y replicar el índice al mismo tiempo usando el spread que hayan considerado adecuado para ajustar el assessment del TTF a las particularidades del PVB español.
Más información: Especificaciones del producto PVB-TTF
Producto PVB-LPI
El precio de este tipo de productos está referenciado al precio diario de MIBGAS (LPI o Last Price Index Day Ahead), más un diferencial o spread que es el resultado de la casación.
En la subasta celebrada el 26 de septiembre el precio del spread fue de 0,09 €/MWh; de manera que el vendedor recibe del comprador el precio diario del gas del índice LPI de cada día de entrega más el spread casado durante todo el Q4.
Más información: Especificación de los productos PVB_LPI
MIBGAS Derivatives y su cámara de compensación OMIClear cuentan, entre la oferta de servicios que ofrecen a sus agentes, con productos mensuales de GNL en los siguientes horizontes: M+1, M+2, M+3. Son contratos con entrega física en el tanque virtual de balance (TVB), que permiten la compraventa de GNL a precio fijo.
El mes de julio pasado se cerraron varios de estos contratos, en concreto del M+1, con un volumen de 9.021 MWh y que fueron liquidados a través de OMIClear.
Este tipo de productos mensuales de GNL tienen un perfil similar a los futuros del punto virtual de balance (PVB), al ser con entrega física y no financieros, lo que les hace estar fuera de MIFID II.
Para negociar estos contratos es necesario estar registrado y dado de alta en MIBGAS Derivatives. La guía de acceso está disponible en el web público: 2023.07_Acceso a MIBGAS Derivatives.pdf
MIBGAS ha reestructurado su página web al introducir una serie de mejoras con el objetivo de ofrecer una experiencia más clara y eficiente tanto para los agentes del mercado como para los usuarios interesados en la información del sector.
Así, se ha reordenado el árbol de navegación y, desde primeros de septiembre se puede encontrar un nuevo apartado denominado ‘El mercado’, donde se ha concentrado toda la información que antes se encontraba en MIBGAS Spot y MIBGAS Derivatives (anteriormente “MIBGAS futuros, GNL y AVB”). De esta manera, se puede acceder de manera más directa a toda la información sobre el mercado de gas natural.
Reunificación de la información de agentes
De cara a simplificar la información que MIBGAS facilita a las empresas, y como forma de unificar el contenido más solicitado, se ha creado un apartado denominado “Agentes”, donde se reúne toda la información relacionada con los agentes, tanto de MIBGAS como de MIBGAS Derivatives, en un solo lugar. En este nuevo apartado, se agrupa todo lo relacionado con altas, el listado de agentes, convocatorias de creadores de mercado y el Comité de Agentes del Mercado (CAM).
Estas mejoras están diseñadas para ofrecer una navegación más ágil y completa.
MIBGAS lideró el pasado 17 de septiembre un nuevo encuentro del grupo de trabajo para promover el primer índice español de precios del hidrógeno verde. Una vez más, más de 50 empresas del mercado implicadas en el desarrollo de este índice para el hidrógeno verde, siguieron avanzando en su objetivo de obtener un precio basado en el coste de producción del hidrógeno y en el precio que el consumidor industrial estará dispuesto a pagar para emplear este vector en su proceso de descarbonización.
Descarga aquí la NEWSLETTER 15/2024 en pdf.
Newsletter 14/2024
El mercado se mantiene ajustado por la disminución de la producción global y la consolidación de la demanda asiática, mientras continúan las restricciones en el tráfico marítimo mundial y persiste la incertidumbre geopolítica internacional. La producción mundial de gas ha seguido limitada por paradas programadas o fallos imprevistos que han impedido dar una respuesta elástica y rápida para atender al progresivo crecimiento de la demanda global. Como resultado, los precios de gas han continuado subiendo durante el segundo trimestre del año, llegando a darse jornadas puntuales de cierta volatilidad en los mercados. Todo ello, a pesar de que la demanda de gas en Europa no se ha recuperado a los niveles previos de la crisis COVID y los almacenamientos se mantienen en niveles confortables que garantizan el llenado de cara al invierno
Tradicionalmente el segundo semestre del año era un periodo de transición en el que la demanda se reducía, los precios respondían a la baja y esto permitía iniciar el llenado de los almacenamientos y comenzar mantenimientos en muchas instalaciones productoras. Sin embargo, este año no se han dado estas circunstancias, como cabía esperar, y los mercados han estado alcistas. En este sentido, el segundo trimestre de 2024 ha sido poco habitual y los mercados así lo han reflejado.
Desde la perspectiva del mercado europeo, ha habido una ligera recuperación de la demanda industrial, pero solo en algunos países y en determinados sectores. De nuevo, el comportamiento de la meteorología ha sido determinante, condicionando la evolución de la demanda, con fríos tardíos no esperados, aunque no severos, y abundante pluviometría y viento. Este hecho ha ralentizado la campaña de inyección, contribuyendo a una caída importante de la demanda de gas para generación eléctrica (-30% de media en Europa respecto a 2023). A pesar de esto, los precios europeos han subido de manera generalizada, consolidando ganancias durante el último trimestre y cerrando un periodo de casi cinco meses de caídas que han coincidido con los meses de invierno, históricamente los de mayor consumo.
El encarecimiento de los precios se ha debido tanto al incremento sostenido de la demanda asiática como a la contracción de la oferta mundial. El tensionamiento del mercado global ha impulsado la subida de los precios en Asia, arrastrando en su subida a los precios europeos.
Producción limitada
Como ya ocurría en el primer trimestre del año, la producción de gas sigue limitada, permaneciendo por debajo de la capacidad nominal, lo que ha generado inquietud en los mercados. Noruega continúa como primer suministrador de gas a Europa; durante este trimestre ha iniciado mantenimientos programados en algunas instalaciones (Troll, Kollnes, Karsto) que han coincidido con incidentes fortuitos en otras (Nyhamna). Esto ha provocado un descenso en las exportaciones de gas al continente, más significativo en el mes de mayo, siendo ya en junio cuando se ha recuperado la normalidad. No están previstas más paradas por mantenimientos hasta finales del verano.
En el caso del GNL, Estados Unidos, el primer exportador mundial, ha recortado su producción en abril volviendo a los niveles nominales ya en la segunda parte de mayo, coincidiendo con el retorno de la planta de Freeport, donde se han llevado a cabo trabajos de reparación desde finales de enero; igualmente han bajado producción por mantenimientos Cove Point, Cameron y Sabine Pass. En Australia también se ha visto reducida la producción por mantenimientos o incidentes en las plantas de Gorgon, North West Shelf, Gladstone y Wheatstone. Está situación se ha repetido en plantas de otras regiones productoras como Omán, Qatar, Brunéi, Trinidad, Camerún, Nigeria o Malasia. Todo ello ha contribuido a ajustar aún más el mercado, coincidiendo con un repunte de la demanda mundial por el tirón del consumo asiático.
La demanda asiática se ha activado desde marzo, siendo China e India los países con un mayor repunte en el consumo. La fortaleza industrial de la región, así como las altas temperaturas y sequía que han afectado a la zona, han motivado el gran incremento de la demanda. Sólo en India el consumo de gas para generación se ha duplicado en los últimos dos meses, mientras que en todo el sudeste asiático las importaciones de GNL han aumentado un 23% respecto al año previo. Mientras los grandes importadores tradicionales como Japón o Corea han mantenido su demanda por encima de los valores del año anterior, por diferentes motivos: en el primer caso se ha dado prioridad al llenado de los almacenamientos mientras se ha ido ampliando la generación nuclear, en el caso de Corea ha habido una mayor generación con gas y es posible que se mantenga esta tendencia por política medioambiental.
El tráfico marítimo de buques metaneros ha continuado con restricciones por las dificultades sobrevenidas en dos puntos claves para el tránsito de buques: el canal de Suez que sigue siendo evitado por muchos metaneros por motivos de seguridad, y el Canal de Panamá donde no se ha podido todavía aumentar el tráfico de buques por la escasez de agua en los lagos adyacentes. Las recientes lluvias en América central van a permitir que se vaya recuperando la normalidad en las próximas semanas, según ha informado la autoridad portuaria.
Volviendo a Europa, los almacenamientos han permanecido con un alto volumen de llenado, muy similar al de 2023. Al finalizar el invierno el nivel promedio estaba en el 60%; a pesar de que el ritmo de inyección inicial ha sido bajo por episodios de frio; al final del trimestre se alcanza ya el 76%. Esta circunstancia ayuda a conseguir los objetivos de llenado en plazo y permite afrontar el verano con tranquilidad. En cuanto a la evolución de la demanda es destacable cómo parece haber una modesta reactivación en el consumo industrial, en relación con los valores de hace un año, si bien no es comparable con el comportamiento de la demanda asiática. Sectores como refino, petroquímico y fertilizantes estarían liderando esta recuperación en países como Alemania y Holanda, pero representando apenas un 9% de incremento del consumo desde marzo.
En cuanto a la coyuntura geoestratégica hay que mencionar que Europa ha adoptado el decimocuarto paquete de sanciones contra Rusia, que afecta directamente al GNL ruso que se transfiere en terminales europeas, no así el que se destina a consumo propio y a las inversiones en proyectos de plantas de licuefacción rusas (Artic LNG 2). Esto sucede unos meses antes de que finalice el acuerdo que permite el tránsito de gas ruso vía Ucrania.
En definitiva, en el segundo trimestre de 2024, los precios han reflejado la tensión del mercado por la escasez de la oferta y el incesante crecimiento de la demanda asiática. La referencia asiática (JKM) se ha revalorizado casi un 60% desde marzo mientras que la referencia europea (TTF) ha subido más de un 40% desde abril y la referencia norteamericana (HH) también ha duplicado su precio debido al incremento de la demanda para generación, que ha dejado los almacenamientos en mínimos coincidiendo con un descenso en la producción.
MIBGAS Derivatives cuenta, desde principios del mes de julio, con tres creadores de mercado que desempeñan este servicio en los futuros de gas natural y también en productos de GNL. Los agentes que ofrecen este servicio son: Axpo Iberia (que ya lleva varios años desempeñando el papel de market maker), Cepsa Gas Comercializadora y MET International.
Axpo Iberia y MET International ofrecen el servicio en el PVB (punto virtual de balance español) en productos que van con entrega del gas desde el mes M+2 hasta el Y+1. Por su parte, MET International también actúa en el PVB-LPI (contratos futuros con entrega física en el PVB, no financieros, y que cotizan con un diferencial respecto al índice LPI o Last Price Index Day Ahead) y en los productos de GNL en el TVB (tanque virtual de balance).
Impulso al producto PVB-TTF
Estas dos compañías, junto con Cepsa Gas Comercializadora, también se han comprometido para el desarrollo de uno de los productos lanzados por MIBGAS Derivatives el año pasado, el PVB-TTF: un contrato de gas natural con entrega física en el punto virtual español o PVB listado en MIBGAS Derivatives pero referenciado al precio del TTF. No está considerado como un instrumento financiero y su liquidación durante el periodo de entrega está basado en el índice ICIS TTF Day-Ahead/Weekend Index más el spread resultante de la casación.
La figura del creador de mercado o market maker existe en la mayoría de los mercados europeos y su finalidad es fomentar la liquidez del mercado con la presencia continua de ofertas de compra y venta de gas en la pantalla de trading con un determinado diferencial de precios fijo entre ellas, de manera que haga las ofertas más atractivas y competitivas.
Imagen. Productos futuros y de GNL con creadores de mercado
MIBGAS celebró la sesión 50ª del Comité de Agentes del Mercado (CAM) el pasado 18 de junio en el Círculo de Bellas Artes de Madrid, a la que le siguió un evento bajo el título: “Algunos apuntes sobre la regulación y las políticas de apoyo al hidrógeno verde”.
El CAM comenzó sus reuniones el 28 de enero de 2016 y ejerce su función de órgano consultivo y de encuentro donde los agentes pueden intercambiar opiniones. En el mismo participan Enagás GTS y REN GTG (gestores técnicos del sistema ibérico) y la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) como miembros natos, mientras que ERSE (Entidades Reguladora dos Serviços Energéticos) acude como observador.
En esta ocasión, se organizó el encuentro “Algunos apuntes sobre la regulación y las políticas de apoyo al hidrógeno verde” en el cual, ante la presencia de más de 100 asistentes, Raul Yunta Huete, presidente de MIBGAS, moderó el debate centrado en la actualidad y futuro del hidrógeno en España que contó con las voces expertas de Natalia Fabra, catedrática de Fundamentos del Análisis Económico de la Universidad Carlos III de Madrid; y Santiago González Herraiz, jefe del Departamento de Hidrógeno Renovable del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía).
Acceso a los informes del CAM
Acceso a la presentación de Natalia Fabra, catedrática de Fundamentos del Análisis Económico de la Universidad Carlos III de Madrid.
Acceso a la presentación de Santiago González Herraiz, jefe del Departamento de Hidrógeno Renovable del IDEA (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía).
MIBGAS Derivatives celebró, a principios del mes de mayo, tres nuevas subastas bajo petición de los productos futuros indexados PVB-LPI, en las que se adjudicaron 642 GWh, una cantidad que demuestra el interés de los agentes por estas nuevas herramientas que permiten una mejor cobertura del riesgo en el aprovisionamiento de gas natural. Los productos PVB-LPI son contratos con entrega física en el PVB (punto virtual de balance español), y que cotizan con un diferencial (spread) respecto al índice LPI.
El agente iniciador solicitó a MIBGAS Derivatives la organización de estas subastas de compra (al menos 3.000 MWh/d en cada una) de los productos PVB-LPI para el mes de junio (M+1) y para los trimestres tercero (Q3/2024) y cuarto (Q4/2024). En los tres casos, el precio (lo que se negocia es el diferencial o spread) fue de 0,140 €/MWh.
Los productos que salieron a subasta son contratos indexados PVB-LPI, es decir, el subyacente es gas con entrega en el PVB español a un precio indexado al índice Last Price Index (LPI) Day Ahead de MIBGAS, lo que significa que el precio a negociar en cada subasta es el spread respecto al índice diario LPI publicado diariamente por MIBGAS y durante el período de tiempo de cada contrato. En palabras más sencillas: el gas que se contrata ahora y se entrega en cada periodo futuro se liquidará al precio que haya en cada día de entrega de gas más el spread casado.
La liquidación de los contratos cerrados en estas tres subastas se realizará a través de la cámara de compensación OMIClear por lo que no existe riesgo de contraparte.
Este tipo de productos son de gran utilidad ya que permite -en una operación- gestionar la exposición al riesgo de aquellas empresas que negocian gas natural referenciado a MIBGAS.
La segunda reunión del grupo de trabajo para la valoración del precio del hidrógeno renovable, grupo que lidera MIBGAS, se celebró el pasado 29 de mayo y en la misma participaron más de 50 actores del mercado y sistema gasista.
Este segundo encuentro sirvió para avanzar en el cálculo y establecimiento del primer índice de precios del hidrógeno verde para España y Portugal, con el objetivo final de impulsar el mercado de esta energía limpia en la península ibérica. La próxima reunión tendrá lugar el 17 de septiembre.
Dentro de las acciones de MIBGAS englobadas en su Plan de acción de RSE (responsabilidad social de la empresa) 2023-2024, se encuentran actividades relacionadas con el ODS (Objetivos de Desarrollo Sostenible) número 13: acción por el clima. Así, MIBGAS ha apoyado a dos entidades dedicadas a la recuperación de entornos degradados con la plantación de especies autóctonas.
El pasado mes de febrero tuvo lugar la acción en Portugal, desarrollado con la entidad Plantar um árvore que realizó una plantación de 100 ejemplares (entre ellos robles, espino blanco y mirtos) en el parque natural de Sintra-Cascais, en la zona de Tapada da Urzeira.
Por otra parte, a finales del año pasado, en colaboración con Bosquia, se realizó una plantación en Asturias, en concreto en Cue (Llanes), con plantas autóctonas que ayuden a recuperar el entorno, la flora y también la fauna. Con la creación de este bosque de 100 árboles por parte de MIBGAS, se han compensado 18 toneladas de CO2.
El objetivo de este tipo de acciones (recogidas en el plan de RSE) es que el propósito corporativo asumido por MIBGAS, esa responsabilidad que tiene como empresa en la sociedad, se traslade a su entorno, generando un impacto positivo y sostenible como son estas dos acciones de reforestación.
MIBGAS intervino en la 50ª edición de la reunión que anualmente celebra Sedigas (Asociación Española del Gas) y que en esta ocasión tuvo lugar en el Museo Nacional Centro de Arte Reina Sofía de Madrid el 30 de mayo, bajo el lema "Forjando el camino hacia 2050: gas natural y gases renovables por la competitividad y la neutralidad climática de Europa".
El presidente de MIBGAS, Raul Yunta Huete, participó en una de las mesas redondas que llevaba por título "Hidrógeno renovable, innovación y desarrollo de mercado", junto a Izaskun Gorostiaga, presidenta del Think Tank H2 de Sedigas. Durante su intervención, Raúl Yunta destacó que “MIBGAS puede ser el punto de encuentro entre la oferta y demanda del hidrógeno renovable”, y como este vector puede ayudar a reforzar la competitividad económica y garantizar la seguridad energética.
Asimismo, se habló de la importancia de desarrollar un mercado de hidrógeno renovable en España y Portugal, para lo cual MIBGAS ha puesto en marcha un grupo de trabajo para valorar el precio del hidrógeno, que comenzó sus trabajos en el mes de marzo, y que el día anterior a este encuentro de Sedigas celebró su segunda reunión.
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Newsletter 13/2024
Esperando el invierno ha pasado ya el primer trimestre de 2024, dejando atrás un período de temperaturas suaves, tranquilo en los fundamentales y con caídas generalizadas de precios en todos los mercados.
A pesar de las tensiones geopolíticas, el mercado gasista parece haberse aislado de estas circunstancias y la evolución del precio ha sido ajena a estos acontecimientos.
Es difícil definir si las tendencias del mercado las están marcando productores o compradores; sin embargo, a tenor de la dinámica bajista de los precios durante los últimos meses, se podría decir que prevalece un mercado de escasez de compra. No obstante, durante este trimestre, ha habido muestras de reactivación del consumo en Asia -con China a la cabeza-, mientras que en Europa la industria y el sector doméstico parece que han dejado atrás la austeridad del año anterior y han empezado a mostrar signos de recuperación. Aun así, el repunte del consumo ha sido débil y apenas se han logrado recuperar las cifras de 2021. Por otro lado, el moderado invierno en todo el hemisferio norte, con temperaturas por encima de los valores habituales; el abundante recurso de generación renovable y las celebraciones del año nuevo en China han contribuido a frenar el despegue de la demanda.
Por su parte, en Europa, los bajos precios han contribuido a la recuperación de la demanda industrial con un incremento medio del 15% sobre 2023; sectores como el refino, químico y fertilizantes han sido los primeros en incrementar su demanda de gas. En cuanto a la demanda doméstica, esta se ha incrementado en algunas regiones, más por la coyuntura de precios que por el descenso térmico invernal pues, climatológicamente, el primer trimestre ha sido muy similar al del año anterior. Sin embargo, la demanda total de gas ha continuado un 10% por debajo de la media de los últimos cinco años: la destinada a generación eléctrica ha caído más de un 25%, gracias a la elevada hidraulicidad y el abundante recurso eólico.
Por el lado de la oferta, en líneas generales, la producción mundial se ha recortado progresivamente, tanto por paradas programadas como por averías imprevistas, limitándose la oferta disponible a la demanda. Cabe destacar el descenso del suministro de gas noruego a Europa por indisponibilidades no planificadas en yacimientos y plantas de regasificación, que fueron más reseñables en algunas semanas de enero y marzo. Igualmente hay que mencionar la parada del tercer tren de producción de Freeport LNG (Estados Unidos), tras una avería eléctrica provocada durante la ola de frio de finales de enero, y que no volverá a producir hasta mayo. En general, se ha observado un progresivo descenso del factor de utilización en todas las plantas de licuefacción, que en marzo se situó en el 83%.
A su vez, el transporte marítimo sigue viéndose afectado por restricciones a nivel mundial. Por un lado, continúan las tensiones geopolíticas en Oriente Medio, lo que hace que muchos buques evitan el paso del Canal de Suez y, por otro, se mantienen las limitaciones -al menos hasta abril- al tránsito de buques por el Canal de Panamá. Esta situación está prolongando la duración de los trayectos, aumentando así el volumen de GNL almacenado en alta mar y fomentando, a su vez, desvíos o swaps para lograr compensar el incremento de costes. Como resultado, Qatar ha ejercido un fuerte arbitraje entre ambas cuencas y, en líneas generales, Europa ha visto retrasos y cancelaciones en algunas entregas mientras que Asía ha atraído más cargamentos spot.
Durante estos primeros meses del año, Europa ha continuado balanceando su aprovisionamiento de una forma equilibrada entre el gas por tubería y el GNL, comprobándose un pequeño descenso en las llegadas de metaneros. que han pasado de representar el 47% a principios de año al 43% en marzo. Noruega y Argelia son los países que han incrementado su suministro de gas por gasoducto en marzo. La necesidad de optimizar la gestión integrada de todo el sistema, con una demanda moderada, y las elevadas existencias, junto con la prolongación de los trayectos marítimos. han contribuido a este hecho.
Estados Unidos ha sido el primer origen de GNL en Europa, y Francia ha sido el país que más buques ha recibido a pesar de las jornadas de huelgas en las terminales de Fos Tonkin y Fos Cavaou durante el mes de febrero. Mientras, en Europa, sigue abierto el debate sobre las sanciones a la producción de GNL ruso que continúa llegando a las regasificadoras, siendo Rusia, en algunos casos, uno de los principales orígenes.
Por su parte, los almacenamientos europeos finalizan el trimestre con niveles récord de existencias para el trimestre próximos al 60%.
En consecuencia, los precios han recogido las dinámicas de los mercados, mostrando más estabilidad frente a la volatilidad del trimestre anterior. El resultado ha sido un escenario bajista, desacoplado de la cotización del crudo, con una gran interrelación entre todas las referencias de precios europeos, y con Asia que sigue manteniendo un ligero premium respecto Europa. EE. UU. sigue conservando su marcada competitividad en precios del gas respecto al resto de mercados.
MIBGAS ha publicado su informe anual correspondiente al año 2023, un ejercicio durante el cual se consolidó su posición como mercado organizado de referencia en el suroeste de Europa. En el informe anual se recogen también las principales cifras de negociación, así como los hitos más importantes acaecidos como el lanzamiento de nuevos productos (entre ellos los contratos MIBGAS indexados al TTF y los productos futuros mensuales de GNL). y la consolidación de los índices de precios: MIBGAS PVB Last Price Index (LPI) Day-Ahead (índice diario de precio último) y MIBGAS PVB Average Price Index (API) Day-Ahead (índice precio medio ponderado diario).
Centrándose en la actividad de trading, la cifra total de negociación en la plataforma del mercado ibérico del gas alcanzó en 2023 los 158,1 TWh, un 22% más que la registrada en 2022 cuando superó los 129,5 TWh, mientras que el número de agentes también se incrementó pasando de 175 a finales de 2022 a 195 al terminar 2023.
Son cifras muy buenas que se unen también al resto de parámetros que han continuado subiendo durante el ejercicio pasado. Así, el porcentaje negociado en MIBGAS sobre la demanda en España ha registrado una media en 2023 de 49,5%, incrementándose en un 35,62% respecto a la de 2022 que fue del 36,5%.
Por otra parte, el ejercicio 2023 arrancó con precios en los productos D+1 y M+1 en torno a los 70€/MWh, que fueron descendiendo gradualmente hasta los 30 €/MWh registrados al finalizar el año.
Todos estos datos, y muchos más, se pueden consultar en el informe anual del mercado organizado de gas 2023 que está disponible en la página web de MIBGAS.
El pasado 6 de marzo tuvo lugar la primera reunión del grupo de trabajo para la valoración del precio del hidrógeno renovable en el mercado ibérico organizada por MIBGAS y a la que asistieron más de 30 empresas y actores del sector energético y de los gases renovables.
De esta forma, MIBGAS quiere contribuir al desarrollo del mercado del hidrógeno, publicando índices de precio durante las distintas etapas de madurez del mercado, de una primera basada en cost-based a otra posterior basada en value-based.
El presidente de MIBGAS, Raúl Yunta, había anunciado la creación de este grupo durante su intervención en el 2º Día del Hidrógeno organizado por Enagás, donde también destacó que la publicación de índices de precio ayudará a los participantes en el sector de los gases renovables, y en concreto del hidrógeno, a evaluar la viabilidad de sus proyectos y dinamizar el mercado.
Más información:
Contacto: renovables@mibgas.es
Los nuevos productos de MIBGAS Derivatives futuros de gas natural indexados al precio diario de MIBGAS (LPI o Last Price Index Day Ahead) están disponibles para su negociación, desde el pasado 20 de febrero, en la plataforma de MIBGAS; registrándose la primera transacción ese mismo día, en concreto un contrato de gas con entrega el mes siguiente (marzo).
Estos nuevos productos son contratos con entrega física en el PVB (punto virtual de balance español) y no financieros, y cotizan con un diferencial respecto al índice LPI. Se pueden negociar en la plataforma de MIBGAS o ser registrados como bilaterales OTC y son compensados y liquidados por la cámara de compensación OMIClear.
El precio de MIBGAS se ha consolidado como referencia del gas natural en el suroeste de Europa, y cada vez más operaciones se cierran referenciadas a este precio, como alternativa a otros precios europeos o globales.
Con estos nuevos contratos, innovadores en mercados organizados del gas, MIBGAS Derivatives y OMIClear amplían el conjunto de instrumentos para gestionar la exposición al riesgo de precios a disposición de todos los agentes del mercado.
Las empresas EDP y Galp ofrecen el servicio de creador de mercado en el punto virtual de negociación portugués (VTP) del mercado ibérico de gas, al ser consideradas como operadores dominantes de gas natural en el país luso.
Las condiciones del servicio de creador de mercado encargado a ambas empresas se recogen en el Despacho Nº 7310/2023, de 30 de junio, de la Secretária de Estado da Energia e Clima del Gobierno portugués.
En el mercado portugués, los creadores de mercado actuan en el producto diario, poniendo ofertas de compra y venta en la pantalla de la plataforma que gestiona MIBGAS. La inclusión de las ofertas (compra y venta) de una determinada cantidad de gas simultánea con un determinado diferencial de precios máximo entre ambas tiene como objetivo el incentivar la negociación y ayudar, también, en la confección de la señal de precios del mercado luso.
Actualmente, en el VTP portugués se negocian los productos intradiario, diarios y fin de semana.
Descarga aquí la NEWSLETTER 13/2024 en pdf.
Newsletter 12/2023
El último trimestre del año se ha caracterizado por la moderación en los precios, a pesar de haber comenzado con subidas durante las primeras semanas por la confluencia de restricciones en la producción mundial y las tensiones internacionales por el inesperado ataque de Hamás a Israel y el subsiguiente conflicto bélico en Gaza. Esta crisis sacudió los mercados que reaccionaron al alza ante la posible extensión del conflicto en la región. Sin embargo, puesto que éste se mantuvo geográficamente acotado, en pocos días, coincidiendo con la recuperación paulatina de la producción mundial, los mercados se estabilizaron, manteniéndose así hasta el final del trimestre.
Más allá de los acontecimientos geopolíticos, principales causantes de la volatilidad, la contracción de la oferta en el inicio del trimestre se debió a la extensión de los mantenimientos en instalaciones del Mar de Norte y en algunas plantas de GNL norteamericanas. La amenaza de huelga de algunas terminales australianas en las primeras semanas de octubre también afectó al mercado.
En Europa, la rotura inesperada de un gasoducto submarino de Finlandia con los países bálticos (Baltic Connector) también disparó las alarmas. Afortunadamente, finalmente se comprobó que la mencionada rotura fue accidental por el arrastre del ancla de un buque. Aun así, la instalación permanecerá inoperativa hasta abril. A esto hay que sumar que a principios de octubre se clausuró el yacimiento holandés de Groningen, una de las primeras y más importantes instalaciones gasistas europeas.
En todo caso, recuperados los niveles de producción nominales y amortiguados los temores de nuevos conflictos internacionales, el inicio del invierno ha sido muy gradual. Este hecho y los altos niveles de los almacenamientos, han contribuido a cerrar el año con los precios similares a los de hace dos ejercicios, antes de la crisis energética.
En definitiva, durante el último trimestre de 2023 se ha confirmado la tendencia observada a lo largo de todo el año: mayor interrelación de todos los mercados y recuperación de la estabilidad gracias al debilitamiento de la demanda y el progresivo ajuste de la oferta. Los precios del gas han bajado y se han mantenido por debajo de las referencias de 2022. Los mercados han comprobado la capacidad del sector para adaptarse al nuevo escenario energético mundial, en su evolución e incertidumbres.
Poniendo el foco en España y Portugal, se observa que el comportamiento ha sido similar al resto de mercados europeos. Se confirma de nuevo una menor exposición a los factores de riesgo internacionales gracias a una cesta de aprovisionamiento muy diversificada en orígenes y equilibrada entre gas y GNL. Esta circunstancia ha permitido que el índice MIBGAS permaneciera entre los más competitivos de Europa.
Gráfico 1. Precio de gas del mes siguiente en MIBGAS, TTF y GNL asiático en €/MWh.
Europa apuesta por el GNL
Europa continúa apostando por el GNL como fuente de suministro representando el 47% en 2023, siendo Estados Unidos su primer suministrador. En el último trimestre del año han entrado en operación nuevas unidades flotantes de regasificación (FRSU) en Le Havre (Francia) y en Wilhemshaven, (Alemania). La incorporación de nuevas plantas, además de flexibilizar la logística y proveer de una capacidad extra de almacenamiento, está fomentando las reexportaciones o transferencias entre terminales europeas, destacando España (+ 24 TWh líder mundial) y Bélgica.
La gestión de los almacenamientos subterráneos europeos ha sido fundamental para dar estabilidad, alcanzándose el objetivo de llenado con antelación. Las suaves temperaturas otoñales han permitido que en diciembre el nivel de llenado fuera del 95% (10 bcm más que la media de 5 años).
Por último, hay que destacar las restricciones en las rutas marítimas que están afectando al Canal de Panamá debido a la sequía en la región. Esta restricción favorece a Europa como destino de los buques de GNL americanos, respecto al mercado asiático.
Hay que tener presente que Europa depende cada vez más del GNL, compitiendo con Asia por la producción spot, de ahí el acoplamiento entre ambos mercados. En el segundo semestre del año Asia ha mantenido un premium respecto a Europa (+3$/MMBtu) posiblemente por el repunte de la demanda en China y las dificultades logísticas. No obstante, los precios mundiales desde noviembre han bajado de media un 30%, la benigna climatología, el alto nivel de los almacenamientos y la poca actividad de la demanda justificarían el descenso, cerrándose el año con niveles próximos a los de prepandemia.
Gráfico 2 Curva de precios Brent, JKM, TTF y MIBGAS (2022 y 2023)
Dos nuevas subastas bajo petición -en esta ocasión por encargo de la Empresa Municipal de Transportes de Madrid (EMT)- se celebraron los días 20 y 28 de diciembre en MIBGAS. En la primera de ellas se adjudicaron un total de 500 MWh/d a 33,40 €/MWh en la sesión del mercado del PVB y para el producto Cal24 (Y+1). Tras este buen resultado, EMT Madrid, en colaboración con Sercomgas, decidió organizar una nueva subasta en MIBGAS para el día 28 y en donde se adjudicaron 980 MWh/d (casi el doble que en la subasta anterior) al precio de 33,80 €/MWh para el producto Y+1.
EMT Madrid se ha asegurado -gracias a esta subasta organizada por MIBGAS Derivatives- parte del suministro de gas natural para su flota de autobuses para el año 2024 al precio competitivo de mercado resultante de la casación en la plataforma de MIBGAS en los dos días de subasta.
EMT Madrid ha apostado por este sistema de subastas que ofrece MIBGAS Derivatives desde el año pasado. Las subastas bajo petición -tanto de gas natural (GN) como de gas natural licuado (GNL)- son un mecanismo de mercado competitivo además de ser una herramienta de gran utilidad para los agentes, ya que les permite flexibilizar y programar sus compras o ventas de cualquier producto futuro físico no financiero de GN o GNL. Otra ventaja, en este caso de las subastas de GNL, es que, por sus características físicas, las transferencias de titularidad del gas natural licuado pueden suponer altos volúmenes de energía.
Los resultados de las dos subastas realizadas a finales de diciembre a petición de EMT Madrid se liquidaron a través de la cámara central de contrapartida de MIBGAS (OMIClear), por lo que se anula el riesgo de quiebra de la contraparte.
Cómo participar en próximas subastas
Participar en la subasta es muy fácil, solo es necesario estar dado de alta en MIBGAS Derivatives (en el segmento Subastas) y en la cámara OMIClear; así, se podrá solicitar la admisión en la subasta anunciada por MIBGAS Derivatives y firmar el Contrato de Adhesión, en caso de no haberlo hecho ya.
Más información en este enlace o escribiendo a subastas@mibgas.es
La plataforma de MIBGAS ofrece desde el pasado 24 de octubre la posibilidad de negociar productos futuros mensuales de GNL con entrega física en el TVB (tanque virtual de balance). Estos productos de MIBGAS Derivatives van desde el gas que se negocia un día y se entrega el resto de mes o los meses siguientes: M+1, M+2 y M+3.
La negociación y liquidación de estos nuevos productos futuros -a través de la cámara de compensación OMIClear- se hace a precio fijo, de forma que los agentes de MIBGAS Derivatives pueden asegurarse la compraventa de GNL, con cantidad y precio fijos, en el TVB, flexibilizando así sus opciones de suministro de GNL. Además, están disponibles para su negociación en subasta, mercado continuo y también para registro OTC.
Con este lanzamiento, MIBGAS cumple una de las recomendaciones dadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que, en su “Informe sobre el funcionamiento del mercado mayorista de gas en 2022 y recomendaciones para el incremento de la liquidez, la transparencia y el nivel de competencia del mercado organizado”, señalaba la necesidad de que MIBGAS Derivatives continuase desarrollando el mercado de futuros y, en concreto, el “producto M+1 en el tanque virtual español” que desde octubre está disponible en la pantalla de MIBGAS para todos los agentes de MIBGAS Derivatives.
Para negociar estos contratos es necesario estar registrado y dado de alta en MIBGAS Derivatives. La guía de acceso está disponible en este enlace.
MBIGAS participó, el pasado 14 de diciembre, en la primera reunión del Comité de Sujetos del registro de garantías de origen (GdO) de gases renovables. Este comité cuenta con una serie de funciones en pro de la descarbonización y del uso de gases renovables. Así, el Comité debe conocer y estar informado del funcionamiento y de la gestión del sistema de garantías de origen, y también puede elaborar y canalizar propuestas que redunden en su mejor funcionamiento del sistema.
MIBGAS se registró en marzo como tenedor de garantías de origen en la plataforma de Enagás GTS para los gases renovables, dando así un paso más en el camino hacia la sostenibilidad y descarbonización que apoya la compañía que gestiona el mercado organizado de gas en la península ibérica.
En el último trimestre del año la aplicación móvil corporativa MIBGASinfo ha ido actualizando su información para estar al día e incluir los nuevos productos e índices de referencia que MIBGAS está publicando.
Como novedad destaca la inclusión en la portada del botón ‘Otros productos’, mediante el cual se da acceso a los resultados de la negociación de una lista ampliada. Al listado actual, que incluye el D+1 España PVB, D+1 Portugal VTP y M+1 España PVB, se añaden los productos Weekend España PVB, Day Ahead España PVB y Day Ahead Portugal VTP.
También se incorpora información sobre los Índices de MIBGAS: un botón situado en la sección inferior de la pantalla de inicio da acceso a la evolución mensual, trimestral y anual de los siguientes índices: MIBGAS PVB Last Price Index (LPI) Day Ahead, MIBGAS PVB Average Price Index (API) Day Ahead, MIBGAS-ES Index, MIBGAS-PT Index, MIBGAS LNG-ES Index y MIBGAS AVB-ES Index.
Por último, se ha eliminado de su portada el precio del gas para el mercado eléctrico (PGN) una vez que ha decaído desde el 31 de diciembre pasado, aunque el histórico sigue disponible en la página web de MIBGAS.
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Newsletter 11/2023
Dos características principales describen la evolución del precio del gas en MIBGAS en el tercer trimestre de 2023: una mayor convergencia con los precios europeos y una persistente volatilidad en los precios.
¿Cuáles son las razones fundamentales que explican estas características?
La mayor convergencia de precios entre los hubs europeos se explica por una mayor llegada de gas natural licuado (GNL) al centro de Europa. La relevante incorporación de nuevas plantas de regasificación en la costa centroeuropea ha permitido una vigorosa llegada de buques de GNL, y la consecuente igualación de los precios en los diferentes mercados. Así, se han igualado los precios de los hubs más dependientes del gas por gasoducto, como son los centroeuropeos (TTF), con los de los hubs más dependientes del GNL, como es el ibérico (MIBGAS-PVB).
Cuadro 1. Mediana mensual del diferencial de precios MIBGAS PVB-TTF para los productos de entrega de gas el día siguiente y el mes siguiente en €/MWh
La segunda característica, la persistente volatilidad en los precios, se explica por la situación de prevención permanente del mercado en relación con el suministro de gas, ante las noticias habidas en el periodo. La situación de recelo o alerta del mercado, por la crisis de precios vivida un año atrás, ha podido amplificar la reacción de los precios ante cualquier noticia al efecto.
Quizás, son dos los mejores ejemplos que han ilustrado este hecho: los anuncios de huelgas en las plantas de licuefacción australianas (Wheastone LNG y Gorgon), y la variación en los mantenimientos programados de los yacimientos noruegos de gas (Troll, Aasta Hansen, Dvalin). Así, por ejemplo, simplemente la noticia del retraso de un día en la convocatoria de huelga en las plantas australianas suponía un inmediato alivio para el mercado y, por consiguiente, un descenso del precio del gas europeo en torno a un 10%. Situaciones análogas se han dado con el mantenimiento de las plantas noruegas, donde el alargamiento del mantenimiento programado incidía de manera inmediata en la subida de precios.
En lo que respecta al nivel de precios, éstos se han mantenido para los productos de más corto plazo (MIBGAS PVB diario y mensual) entre 25 €/MWh y 44 €/MWh siendo menores en el mes de julio que en agosto y septiembre.
Cuadro 2. Precio de gas del mes siguiente en MIBGAS, TTF y GNL asiático en €/MWh.
Además de lo ya señalado, fundamentales de mercado adicionales a resaltar, desde el lado de la demanda, fueron las olas de calor estival que incrementaron la participación del gas en la producción de energía eléctrica. Aun así, la demanda no ha dado aún señales claras de recuperación; en particular, la demanda de gas para el sector industrial. En lo que respecta al stock de gas, el alto nivel de almacenamiento conseguido en el conjunto de la Unión ha hecho que se cumplan de manera holgada los objetivos que se establecieron en la regulación.
Finalmente, respecto a la evolución de la curva de precios futuros en el trimestre, ésta muestra una menor variación que en los trimestres anteriores. Sirva como ejemplo, el gas negociado al principio del trimestre con entrega el año 2024 que en MIBGAS-PVB se cotizaba a 48,95 €/MWh y a final del trimestre se cotizaba a 46,11 €/MWh.
Cuadro 3. Curva de precios futuros de gas al principio del trimestre (29 de junio de 2023).
Cuadro 4. Curva de precios de futuros de gas al final del trimestre (28 de septiembre de 2023)
Esto es, las curvas de precios de gas futuro han predicho con bastante certeza, una vez llegado el periodo de entrega, los precios del gas negociados en el corto plazo. Así, por ejemplo, el gas negociado el 29 de junio de 2023 para el producto M+2 (entrega del gas en agosto 2023) cotizaba en MIBGAS-PVB a 33,42 €/MWh (ver cuadro 2). Y, el precio medio del gas negociado en agosto para el producto D+1 fue de 34,11 €/MWh.
En resumidas cuentas, puede afirmarse que los precios del gas natural en MIBGAS en el tercer trimestre de 2023 han continuado siendo moderados como en el trimestre anterior, aunque con un acentuado nivel de volatilidad.
En todo caso, el mercado se ha mostrado sensible a cualquier variación.
MIBGAS apuesta por nuevas herramientas de trading que faciliten la actividad de los agentes y les dote de mayor flexibilidad en su negociación. Así, los agentes de MIBGAS Derivatives disponen de un nuevo instrumento para encarar la cobertura de riesgos de sus operaciones: los productos futuros MIBGAS indexados a TTF. Desde el 12 de septiembre, día en que se realizó la primera transacción de este novedoso producto, los agentes de MIBGAS ven en sus pantallas listados todos estos productos. Constituyen así una nueva herramienta con la que pueden simplificar su operativa de cobertura de riesgos en una única transacción.
Los contratos MIBGAS futuros con entrega en PVB indexados a TTF Day-Ahead tienen diferentes períodos de entrega (resto de mes, mensuales, trimestrales, estacionales, anuales) y son productos con entrega física y no financieros por lo que quedan fuera de la regulación MIFID II. Se negocian a través de MIBGAS Derivatives, tanto en la subasta de apertura y mercado continuo, como haciendo su registro de OTC.
En estos productos se negocia gas con entrega física en el punto virtual español MIBGAS PVB, pero cuyo precio es el del punto virtual holandés TTF para cada día en el que se produce la entrega del gas más un diferencial (spread).
Este spread es el que se negocia en pantalla. Así, las ofertas de compra y venta de una cantidad de gas vienen acompañadas de un spread de precio. Por ejemplo, cuando un comprador de gas casa una oferta de venta de gas con un determinado spread, el spread casado de la oferta de venta se añade al precio holandés del TTF el día en el que se entrega el gas (concretamente al precio ICIS TTF Price Assesment Day Ahead) para conformar el precio de gas resultante y, en consecuencia, su liquidación económica.
En todo caso, el riesgo de contraparte se elimina al estar compensadas y liquidadas las operaciones a través de la cámara central de contrapartida OMIClear.
La primera transacción realizada el 12 de septiembre -el mismo día del lanzamiento de este nuevo producto- fue la de un contrato de gas con entrega el mes siguiente. Así, se casaron 5 MWh/día a un spread de -0,3 €/MWh. Esto es, para cada uno de los días del mes de octubre existe una entrega física de 5 MWh del vendedor al comprador a un precio que será el del cierre del mercado holandés del producto diario (Day-Ahead) en €/MWh menos 0,3 €/MWh correspondiente al spread casado.
De esta manera, el comprador se garantiza durante el mes de octubre un gas más barato que el existente en el mercado holandés en 0,3 €/MWh para cada día. Por su parte, el vendedor se asegura la venta de la cantidad casada con un cierto margen respecto a su coste de aprovisionamiento.
De esta forma se garantiza la cobertura de la operación hecha en España al precio que se registre en el mercado holandés (añadiendo el spread). Así, por ejemplo, si un comercializador tiene un aprovisionamiento de gas indexado al precio diario del mercado holandés, puede colocar ese gas en el mercado español, en MIBGAS PVB, con un spread que le garantice un beneficio asegurado.
En definitiva, estos contratos se revelan como una herramienta eficaz para la gestión de riesgos de los agentes en sus operaciones de trading al simplificar una operativa compleja que tradicionalmente se realizaba en varias plataformas en una única transacción realizada en MIBGAS Derivatives.
Tradicionalmente, los agentes suelen acudir al TTF para la gestión del riesgo que consiste en cubrir una operación en MIBGAS (ejemplo compra de un futuro físico mensual en PVB) con la inversa realizada en el TTF con el mismo período de entrega fijado en el producto de compra (venta de futuro físico mensual en TTF), asegurándose así la cobertura del producto. Una vez que llega la fecha de entrega y para evitar la entrega física en el TTF, el agente deshace posiciones en éste. De esa forma, transforman el precio en MIBGAS PVB al precio TTF.
Los nuevos contratos de MIBGAS permiten hacer lo mismo, pero en una única operación al facilitar la cobertura de operaciones en el PVB al precio del TTF. La entrega física en PVB y la indexación al TTF simplifica la negociación y la cobertura en una única operación.
Darse de alta en MIBGAS Derivatives para negociar estos productos: la guía de acceso está disponible en el web público: 2023.07_Acceso a MIBGAS Derivatives.pdf
El pasado 25 de septiembre se celebró el octavo aniversario de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Agenda 2030, que establece el camino hacia un mundo más justo, sostenible y equitativo.
MIBGAS refleja su compromiso con esta iniciativa global a través de su Plan de Sostenibilidad 2021-2024, que incorpora los Diez Principios del Pacto Mundial de la ONU España y lo liga a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), con su adhesión a este Pacto Mundial desde el año 2022.
Ahora, MIBGAS da un paso más y se compromete con un Plan de acción de RSE (responsabilidad social de la empresa) 2023-2024, aprobado por el Consejo de Administración el pasado 14 de septiembre, un documento surgido tras un trabajo de análisis y estudio sobre cómo podemos afrontar desde MIBGAS la sostenibilidad, insertarla en nuestras dinámicas diarias y en nuestra gente.
Este plan de acción surge de una colaboración con la Universidad de Alcalá de Henares y complementa y amplía lo que ya se estaba haciendo. El objetivo de este plan es que el propósito corporativo que tenemos en MIBGAS, esa responsabilidad que asumimos como empresa en la sociedad, se traslade a nuestro entorno, que MIBGAS sea capaz también de generar un impacto en su entorno más cercano, algo en lo que trabajaremos a partir de ahora.
Este plan de acción, como a su vez el plan de sostenibilidad del que bebe, son documentos vivos, adaptables, que se irán enriqueciendo y mejorando con la experiencia, y siempre alineados con los ODS.
En especial, MIBGAS contribuye a:
ODS 3: salud y bienestar
ODS 5: igualdad de género
ODS 8: empleo decente y crecimiento económico
ODS 9: agua, industria, innovación e infraestructura
ODS 13: acción por el clima
ODS 17: alianzas para lograr objetivos
En MIBGAS buscamos crear un impacto positivo en la sociedad a nivel social, económico y medioambiental.
MIBGAS Derivatives remodela su oferta formativa con el lanzamiento de dos nuevos cursos; así, ha reorganizado y reestructurado los temarios y conformado dos cursos de nivel básico y avanzado sobre el mercado y el sistema gasista.
El curso básico del mercado ibérico de gas, denominado “Introducción al sistema gasista español y al mercado organizado de gas” está dirigido a interesados en el sector gasista (empresas, asociaciones, instituciones) que quieran familiarizarse con la normativa y los conceptos elementales del funcionamiento del sistema gasista español, así como con la operativa básica de los procesos económicos y la negociación en MIBGAS.
Por su parte, el curso avanzado, denominado “Operación en MIBGAS: plataformas de trading, procesos económicos y market monitoring”, está orientado para traders, agentes o potenciales agentes del mercado y profesionales que tengan un conocimiento básico del sector y que estén interesados en conocer el detalle de la negociación de los productos de MIBGAS y los procesos económicos desde un punto de vista práctico, así como la regulación europea y española relativa a la manipulación del mercado.
Ambos cursos se desarrollan en modalidad online y tienen una duración de 12 horas y media (5 días de 10:00 a 12:30). El próximo en impartirse será el curso avanzado: “Operación en MIBGAS: plataformas de trading, procesos económicos y market monitoring:” del lunes 13 al viernes 17 de noviembre de 2023.
Curso básico: “Introducción al sistema gasista español y al mercado organizado de gas”.
Curso avanzado: “Operación en MIBGAS: plataformas de trading, procesos económicos y market monitoring”.
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Newsletter 10/2023
El mercado de gas en el segundo trimestre de 2023 ha seguido un patrón de comportamiento más estable, confirmando así el periodo de transición que supone el segundo trimestre en los mercados energéticos.
Así, los fundamentales de mercado han contribuido a una disminución paulatina de los precios asentando los precios de MIBGAS de corto plazo del gas entre los 23 y los 40 €/MWh.
Gráfico 1. Precio de gas de entrega en el mes siguiente en MIBGAS, TTF y GNL asiático (€/MWh)
A ello ha contribuido un suministro robusto de GNL a Europa, que no se ha visto afectado por las huelgas en Francia de la regasificación. Estados Unidos se configura como primer productor mundial de GNL y primer exportador a Europa con cuotas cercanas al 50%. Asimismo, la reducción de la producción de gas en el mar del Norte solo ha visto su reflejo en los precios en el último mes del trimestre, junio 2023, por los mantenimientos en los yacimientos noruegos.
En este sentido, es asimismo relevante destacar la vigorosa incorporación de las nuevas plantas de regasificación flotantes europeas (FSRU) que contribuyen a la mayor diversificación del suministro de gas, entre ellas, las plantas FSRU en Eemshaven, Wilhelmshaven, Lubmin, Brunsbuttel y Piombino.
Adicionalmente, el segundo trimestre de 2023 ha visto una lenta recuperación de la demanda global. Europa sigue sin recuperar sus niveles de demanda, con consumos un 20% inferiores en media respecto a los últimos años. Además, unas temperaturas muy suaves han mantenido muy baja la demanda doméstica mientras que la demanda industrial no ha dado muestras de recuperación.
Además, la demanda de gas para la producción de energía eléctrica se ha visto afectada por la incorporación de renovables y la consiguiente reducción del hueco térmico. Y ello, a pesar del cierre en abril de la última planta nuclear alemana que continuaba en servicio, así como de la disponibilidad nuclear francesa limitada a comienzos del trimestre.
Como factor adicional que ha ayudado a mantener el nivel de precios bajo, se encuentra el elevado nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos al final del periodo de extracción invernal. Así, el 1 de abril de 2023 se tenía un stock de gas en los almacenamientos subterráneos del 55%, llegando al 77% al final del trimestre. Este elevado nivel de llenado del 77% a final de junio de 2023 se hace más notorio si lo comparamos con el existente en junio de 2022 con un 58%, o respecto a 2021 con un 48%.
A ese afán de llenado ha contribuido no solo la obligación establecida por la regulación europea de seguridad de suministro, sino también la situación de precios de contango. Esto es, precios de largo plazo mayores que los de corto que han incentivado un mayor acopio de existencias de gas.
En este sentido, el diferencial de precios de corto plazo (mes próximo) respecto al precio del periodo crítico (periodo invernal) ha sido el más acentuado en los últimos años.
Gráfico 2. Diferencial de precios del contrato mes siguiente del TTF respecto al precio del contrato invernal (€/MWh)
También en el capítulo relativo a los precios es de destacar la existencia de dos periodos diferenciados en el trimestre: abril y mayo de tendencia bajista y junio de tendencia alcista. Este cambio de tendencia puede explicarse por unos mantenimientos extendidos en los yacimientos noruegos, una paulatina recuperación de la demanda y, quizás, también una mayor incertidumbre geopolítica derivada del inicio de la ofensiva ucraniana para la recuperación de su territorio.
Ese cambio de comportamiento en el precio del gas del mes de junio ha conllevado también un aumento de su volatilidad.
Finalmente, ya en el plano doméstico, es de destacar que el precio del gas de MIBGAS en España en el segundo trimestre de 2023 se ha mantenido como el más competitivo del continente europeo.
Además, el nivel de negociación en MIBGAS ha batido récords en el trimestre. El porcentaje acumulado del gas negociado en el corto plazo en MIBGAS representa ya el 46% de la demanda. Y, el volumen de gas negociado durante el periodo en el grupo MIBGAS ha sido de 83 TWh.
MIBGAS apuesta por nuevas herramientas de trading que faciliten la actividad de los agentes y les dote de mayor flexibilidad en su negociación, así como facilidades a la hora de gestionar su cobertura de riesgos. Así, tras diversas consultas y análisis sobre su idoneidad -contando con la opinión de los agentes-, MIBGAS ha decidido lanzar -en colaboración con su cámara de compensación, OMIClear- nuevos productos que faciliten la operatividad en la negociación,
La presentación de estas herramientas tuvo lugar el pasado 7 de junio en un evento celebrado en el Círculo de Bellas Artes de Madrid, al que asistieron más de 150 profesionales del sector que pudieron conocer de primera mano su configuración y su utilidad. El encargado de explicar sus ventajas fue el director general de MIBGAS, Raúl Santamaría (en el web público de MIBGAS está disponible la grabación de esta presentación y también el documento base sobre los nuevos productos).
Estos productos -con entrega física y no financieros por lo que quedan fuera de la regulación MIFID II- estarán disponibles para su negociación por pantalla (subasta de apertura y mercado continuo) y mediante el registro de OTC.
Nuevas herramientas de trading para nuevos tiempos:
• Productos futuros con entrega en PVB indexados a TTF Day-Ahead (BoM, mensuales, trimestrales, semestre-gas, anuales).
• Productos futuros con entrega en PVB indexados a MIBGAS Day-Ahead (BoM, mensuales, trimestrales, semestre-gas, anuales).
• Productos mensuales con entrega en TVB (M+1, M+2, M+3).
Previamente a la explicación de estas nuevas herramientas, intervino Martim Vasconcellos e Sá, presidente de OMIClear, a cargo de la bienvenida, mientras que la clausura corrió a cargo de Raúl Yunta Huete, presidente de MIBGAS. Ambos destacaron en su intervención el perfil estratégico de los nuevos productos -que desarrollan ambas compañías en colaboración- y las ventajas que ofrecerá a los agentes en sus operaciones de trading de gas natural.
Tras la presentación se celebró la mesa redonda “Estrategias de trading en la nueva realidad de los mercados energéticos”, moderada por Pablo Villaplana, Chief Operating Officer en OMIClear, en la que participaron Rosario Cepero, secretaria general y consejera de TotalEnergies España; Ignacio Soneira, director general de Axpo Iberia; Jorge Manuel Lúcio, director Regulatory Affairs de GALP; Elena Pérez Ferreiro, Head of Gas Iberia en Endesa; y Joan Uribe Díez, Head of Gas & LNG en Iberdrola.
Galería de imágenes del evento y del cóctel
Acceso a la grabación de la presentación de los nuevos productos
Junio, aparte de ser el mes en que MIBGAS presentó sus nuevas herramientas de trading, fue también el mes en que se publicaron en el Boletín Oficial del Estado (BOE 1/06/2023 y BOE 16/06/2023) las nuevas reglas del gestor de garantías y del mercado ibérico del gas. La mejora de la gobernanza del mercado, establecida mediante estas nuevas reglas, refuerza y afianza el avance de MIBGAS en su mejora constante de liquidez y utilidad.
Una vez transcurridos los 15 días necesarios para su entrada en vigor -tal y como marca la legislación-, las reglas comenzaron a aplicarse el 5 de julio.
Entre las mejoras que estas reglas aportarán a los agentes y usuarios de MIBGAS se encuentra la definición de nuevos índices de precios, la mejora de la metodología de cálculo del precio último (que ayuda a reforzar su representatividad ante escenarios de baja liquidez y alta volatilidad) y su comparabilidad con otros mercados europeos, y la inclusión del servicio de anulación de transacciones erróneas (mistrades) bajo ciertas condiciones.
Asimismo, aquellos agentes que realizan las funciones de creador de mercado, verán cómo en las reglas se fijan nuevas condiciones que permiten que, en situaciones de alta volatilidad u operación excepcional del mercado, el operador del mercado pueda determinar -mediante instrucción- la modificación de determinadas condiciones de cumplimiento y/o la exoneración total o parcial del servicio durante un período de tiempo determinado.
Por último, se han actualizado las reglas del mercado incorporando las modificaciones necesarias para hacerlas compatibles con la Circular 2/2020, de 9 de enero, de la CNMC, por la que se actualizan las normas de balance de gas natural y con las reglas aplicables a MIBGAS Derivatives y en la negociación de productos con entrega en el VTP.
Con relación a las nuevas normas de MIBGAS como gestor de garantías del sistema gasista, las modificaciones más relevantes incluyen el reparto a los usuarios de los intereses bancarios devengados por su contribución en la cuenta del gestor de garantías, la incorporación de las cooperativas de crédito como entidades garantes y la ampliación de tres a cuatro agencias de calificación crediticia para la valoración del cumplimiento de las condiciones requeridas a los instrumentos de garantías.
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Newsletter 9/2023
En pasadas newsletter exponíamos detalladamente las turbulencias sufridas en el mercado gasista global y el europeo en particular, donde la alta volatilidad y las tensiones por el lado de la oferta eran protagonistas en cada una de ellas.
En esta ocasión, entramos a analizar el avance de los fundamentales que rodean el sector del gas natural a lo largo del primer trimestre de 2023, cuyo impacto en la evolución de los precios ha sido decisivo para que éstos se hayan asentado en un rango entre 40 y 60 €/MWh.
Tal y como señalábamos en la anterior newsletter, la demanda de gas en el último trimestre de 2022 se mantuvo débil como consecuencia de unas temperaturas suaves y unos niveles de almacenamiento altos. Este hecho se vio reflejado en un descenso paulatino de los precios, especialmente a partir de la segunda quincena de diciembre.
Los fundamentales del mercado a principios de 2023 no variaron en gran medida a los anteriormente analizados. A continuación, se detallan los factores más relevantes que han favorecido la estabilidad de los precios.
Por un lado, la demanda de gas en el continente europeo se ha mantenido moderada a lo largo del primer trimestre, influenciada por un descenso de la industrial de los cinco principales países consumidores[1] del continente, cayendo por debajo del 30% en comparación a la media de los últimos cinco años. La decisión del cierre de fábricas como consecuencia de los altos precios en 2022, el empleo de combustibles alternativos al gas natural para los procesos industriales -principalmente gases licuados del petróleo- y la expansión en el uso de contratos de coberturas para el suministro de gas que retrasan el traslado de los bajos precios spot del primer trimestre a los contratos de suministro, han sido las principales causas que han explicado la caída de la demanda industrial. También descendió la demanda total -en torno al 20%- respecto a la media de los últimos cinco años.
Por otro lado, este invierno ha registrado temperaturas extraordinariamente moderadas limitando el crecimiento de la demanda invernal, lo que unido a un nivel de almacenamiento alto -en torno al 55% de la capacidad total al finalizar el periodo de extracción, lo que supone un 65% por encima de la media de los últimos cinco años- contribuyeron a reprimir la evolución de los precios.
Observando la evolución del consumo de gas del principal competidor de Europa, Asia, la demanda a lo largo de los tres primeros meses de año ha ido en progresivo aumento respecto al mismo periodo de 2022. En el caso de China, este aumento ha sido del 5% en febrero y 10% en marzo, aunque muy por debajo de los niveles registrados en 2021. La recuperación de la actividad económica en el país tras la supresión de las medidas de confinamiento por parte del gobierno chino fue el factor que explica este auge.
Por el lado de la oferta, y a pesar de que los suministros de gas desde Rusia a Europa continúan siendo limitados, ésta se mantuvo sólida gracias a las importaciones de GNL a lo largo de toda la geografía europea. Cabe recordar que en 2021 se importaron en Europa 86 bcm incrementándose un 70% -146 bcm- en 2022. En lo que llevamos de año, la oferta de GNL ha continuado siendo robusta, en detrimento de las importaciones de gas ruso por gasoducto, tal y como muestra la siguiente gráfica.
Además, Freeport LNG, la segunda instalación de exportación de GNL más grande de Estados Unidos, recibió en marzo la aprobación regulatoria para reiniciar su tercer y último tren de licuefacción, quedando cerca de operar a plena capacidad -a pesar de su inactividad en meses pasados como consecuencia de un incendio en junio del año anterior-. Freeport ha exportado siete cargamentos completamente cargados y otros cinco parcialmente desde que reinició el aumento de su producción, siete de los cuales se dirigieron a Europa y el resto a Asia.
En cuanto al gas ruso, a pesar del vertiginoso declive de las importaciones por gasoducto, los flujos de GNL de Rusia hacia la UE alcanzaron los 2 bcm en febrero, su nivel más alto registrado, donde Bélgica, Francia y España concentraron casi el 80% de estas importaciones. Mientras, en Alemania, las plantas de regasificación flotantes continúan su incorporación al sistema gasista, tales como la de Wilhelmshaven LNG que completó a finales de febrero todos los trámites administrativos para operar al 100%.
Huelga en Francia
Uno de los acontecimientos más relevantes en el sector energético europeo se dio en marzo, donde todas las terminales francesas de GNL pararon sus operaciones en medio de una huelga por la reforma de las pensiones en Francia, restringiendo temporalmente el suministro de gas francés y del noroeste de Europa. En consecuencia, las cuatro terminales de Francia fueron afectadas: Montoir -10 bcm de capacidad anual-, Fos Cavaou -10 bcm-, Fos Tonkin -1,5 bcm- y Dunkerque -13 bcm-. En conjunto, se redujo el envío de GNL francés en aproximadamente 0,7 bcm.
Las consecuencias inmediatas fueron: desvíos de buques a mercados cercanos -principalmente Reino Unido y España-, mayores extracciones de almacenamiento en Francia y aumento de los precios del hub francés PEG en medio de la escasez de oferta. A pesar de toda esta situación, los precios europeos no sufrieron grandes variaciones, mientras que las exportaciones netas de España a Francia, alentadas por el diferencial de precios, alcanzaron los 2,7 TWh en marzo, frente a los 1,2 TWh de importaciones netas registradas en febrero.
De esta manera, teniendo en cuenta que la demanda a lo largo del trimestre fue ampliamente aprovisionada por la oferta, los precios cotizaron cómodamente por debajo de los 60 €/MWh. De hecho, el producto Day-Ahead del TTF ha descendido un 36% a lo largo del trimestre, cerrando marzo en 47,15 €/MWh mientras que su homólogo en España, MIBGAS Day-Ahead, lo ha hecho en un 45% cerrando el mismo mes a 38,62 €/MWh.
Por su parte, en Asia, los precios de JKM siguieron una trayectoria similar, con una caída en torno al 55% interanual, donde el último día de marzo cotizaba a 40,38 €/MWh.
En cuanto al Henry Hub de Estados Unidos, los precios de redujeron a 2,2 $/MMBtu, lo que supuso un descenso del 100 % respecto al 30 de diciembre de 2022 -que cotizaba a 4,4 $/MMBtu- como consecuencia del crecimiento de la producción y los altos niveles de almacenamiento que, en conjunto, deprimieron los precios del gas americano.
Con relación al ámbito de la política energética -cuyo impacto en la estabilidad de los precios está siendo cada vez más notorio tras las altas volatilidades registradas en 2022- destaca el principio de acuerdo de los ministros de la UE, a finales de marzo, sobre la ampliación del objetivo de recorte de la demanda de gas del bloque en un 15% hasta marzo de 2024, como parte de los esfuerzos para garantizar el suministro de cara al próximo invierno. Según el nuevo objetivo, ante situación de alerta declarada, los países de la UE reducirán su demanda de gas natural en un 15% entre el 1 de abril de este año y el 31 de marzo de 2024, en comparación con su demanda media durante los mismos meses de los últimos cinco años.
Paralelamente, los gobiernos de España y Portugal llegaron a un acuerdo con Bruselas, también a finales de marzo, para ampliar hasta final de año el tope que limita los precios del gas para la generación eléctrica. En consecuencia, el precio tope seguirá en aumento en los próximos meses hasta el fin de este año.
Por otro lado, el último día del trimestre, la Comisión Europea adoptó nuevas normas técnicas para ampliar el mecanismo de corrección del mercado (MCM) aplicable al hub holandés TTF a la negociación de futuros vinculados a los otros hubs de la Unión Europea. La aplicación de este mecanismo entrará en vigor el 1 de mayo, que tiene como objetivo garantizar la protección de los ciudadanos y las empresas de la UE tras un largo periodo de altas volatilidades e incertidumbres en el suministro dentro del sector gasista.
MIBGAS en continua mejora de liquidez
Analizando la actividad en el mercado ibérico de gas, el volumen negociado en los tres primeros meses de año ha sido de 39,7 TWh, mientras que en el mismo periodo de 2022 la negociación fue de 21,9 TWh, lo que supone un incremento del 81%. Cabe señalar que más del 90% del volumen negociado en 2023 corresponde a productos spot y prompt con entrega en PVB.
Un indicador eficaz para determinar el nivel de liquidez de un mercado, además de proporcionar una idea del grado de madurez de ese mercado, es el porcentaje que representa el volumen negociado con relación a la demanda de gas natural en el PVB. En el caso de MIBGAS, los tres primeros meses de año, este porcentaje fue del 41% mientras que en el mismo periodo de 2022 fue de apenas un 20%, lo que consolida aún más a MIBGAS como el mercado de referencia en el suroeste de Europa.
En resumen, tras un 2022 energéticamente convulso, donde la alta volatilidad y las preocupaciones sobre el suministro de gas eran prácticas habituales, 2023 comienza con cierta estabilidad.
[1] Alemania, Italia, Países Bajos, Francia y España
MIBGAS continuó, durante el ejercicio 2022, con la firme intención de consolidar su posición como mercado organizado de referencia en Europa -pese a la singularidad de este ejercicio- trabajando junto con otras entidades hacia una mayor integración del mercado ibérico del gas natural y hacia una mayor transparencia de los precios.
MIBGAS publica su informe anual en el que se detalla toda su evolución y trabajos durante el ejercicio 2022, en el que se negociaron 129,4 TWh en todos los productos de su plataforma, con un incremento con respecto al año anterior de un 67%; una evidencia clara de las buenas cifras de negociación para el mercado organizado de gas en la península ibérica, la referencia ya del suroeste europeo. Y todo esto un año marcado por la invasión rusa de Ucrania, que causó tensiones y volatilidades altas en los mercados energéticos.
Como señala el presidente de MIBGAS, Raúl Yunta Huete, en la presentación del informe anual 2022:
“Aun afectado por este contexto europeo tan convulso, el mercado del gas ibérico ha proporcionado una señal de precios en 2022 más competitiva y de menor variabilidad que sus homólogos europeos. La existencia de una robusta red de infraestructuras de gas, una adecuada regulación y un mercado organizado funcionando en competencia efectiva, hizo que el precio medio en 2022 en MIBGAS para el gas con entrega el día siguiente al de negociación fuera de 98,10 €/MWh frente al precio medio de 123,31 €/MWh del mismo producto en el mercado holandés. Esto es, -25,21 €/MWh menor.”.
Asimismo, MIBGAS continuó en 2022 avanzando en el camino hacia la descarbonización y sostenibilidad sumándose a iniciativas como el Pacto Mundial de la Naciones Unidas, y trabando en estudios con otras entidades que permitan definir la apuesta de MIBGAS por los gases renovables.
Además, cumpliendo con sus principios de transparencia e información pública, MIBGAS dispone -desde abril de 2022- de una aplicación móvil corporativa -en tres idiomas- donde se puede ver la evolución de la negociación (precios y volúmenes) en tiempo real (actualizado cada 30 minutos), a lo que en junio se unió la publicación del precio del gas natural para el mercado eléctrico PGN en €/MWh resultante de la aplicación de este Real Decreto-ley 10/2022.
Accede al informe completo disponibles para su descarga: Informe del Mercado Organizado de Gas 2022 o consulta los siguientes apartados:
Nuevos índices de precios en MIBGAS: más robustos y alineados con los estándares europeos
MIBGAS publica -desde principios de febrero en la portada de su página web- nuevos índices de precios denominados MIBGAS Last Price Index (LPI) Day-Ahead (índice diario de precio último) y MIBGAS PVB Average Price Index (API) Day-Ahead (índice precio medio ponderado diario). Con la creación y publicación de estos nuevos índices de precios, MIBGAS quiere ofrecer a todo el sector energético indicadores más robustos y alineados con la metodología empleada en la mayoría de hubs y exchanges europeos.
Se consigue así una nomenclatura más armonizada y estandarizada con el objetivo de dotar de mayor robustez a los índices y su comparabilidad. La robustez del precio afecta a su uso en liquidaciones, indexaciones de contrato o como subyacente de contratos a futuro.
Estos índices no sustituyen ni eliminan otros datos mostrados en el web público, sino que son adicionales a los existentes en la actualidad. Con su inclusión, MIBGAS consigue equiparar sus índices a los estándares europeos utilizados por otros exchanges y agencias de publicación de precios.
¿Qué ofrecen estos nuevos índices?
En ellos se introduce el término Day-Ahead y Weekend referidos a los períodos de entrega y no al de negociación, de conformidad con otras referencias de precios europeas. Así, el Day-Ahead se corresponde con el D+1 para sesiones de negociación del mercado de lunes a jueves, y con el D+3 para sesiones de negociación del mercado el viernes con entrega el lunes; y el producto Weekend corresponde a la negociación de sábado y domingo que se realiza el viernes.
MIBGAS se registra como tenedor de garantías de origen
MIBGAS se ha registrado como tenedor de garantías de origen en la plataforma de Enagás GTS para los gases renovables, un paso más en el camino hacia la sostenibilidad y descarbonización que apoya la compañía que gestionar el mercado organizado de gas en la península ibérica.
Hidrógeno, biogás y biometano son los gases que marcan el camino a la descarbonización y ahí es donde las garantías de origen tienen mucho que aportar. Este sistema acredita qué el gas utilizado procede de energía renovable e incluye información al respecto como el lugar y el momento en que se ha producido la energía, en qué tipo de instalación y qué tecnología ha sido la empleada para ello.
MIBGAS tiene capacidad para desarrollar productos para el hidrógeno verde
MIBGAS tiene la capacidad para desarrollar productos ‘ad hoc’ para el hidrógeno verde, así como ser el punto de encuentro entre su oferta y demanda, a pesar de ser un mercado todavía sin consolidar, tal y como afirmó Raul Yunta Huete, presidente de MIBGAS, en la jornada sobre “La crisis energética y la propuesta del hidrógeno renovable como nuevo ‘commodity'”, organizada por la Cátedra de Estudios sobre el Hidrógeno de la Universidad Pontificia Comillas.
Raúl Yunta compartió con todos los asistentes -la jornada, presencial, se emitió también por streaming- las numerosas posibilidades que puede ofrecer MIBGAS ante la evolución del hidrógeno verde, como una estimación óptima de su precio y la organización de subastas bajo petición, respaldado por la garantía y amplia experiencia con la que ya cuenta en el mercado del gas natural.
Descarga aquí la NEWSLETTER 9/2023 en pdf.
Newsletter 8/2022
Por el lado de la oferta, las exportaciones de gas ruso hacia Europa han continuado descendiendo progresivamente, donde se han recortado un total de 80 bcm de gas canalizado en lo que va de año. Este descenso ha sido amortiguado por un notable aumento de las descargas de GNL en más de un 80% [1]. La indisponibilidad de la planta de licuefacción estadounidense Freeport, anunciada en la anterior Newsletter, retomó el suministro de GNL a Europa, mientras que Alemania inauguró la planta flotante de regasificación de Gas Natural Licuado de Wilhelmshaven a finales de diciembre, recibiendo su primera carga con origen Estados Unidos a principio de enero.
Respecto a la demanda y con la intención de mitigar la crisis de suministro en el continente, el 5 de agosto de 2022 el Consejo Europeo adoptó el Reglamento sobre la reducción de la demanda de gas en un 15 %. Sin embargo, la demanda ha descendido alrededor de un 20% desde la puesta en marcha de esta obligación (cerca de 26 bcm). Este notable descenso se explica por la destrucción del consumo del sector industrial a causa de los altos precios del gas natural, un clima inusualmente cálido a lo largo del último trimestre del año, gran participación eólica y recuperación de la producción nuclear en el mix energético. Asia, principal competidor de gas respecto a Europa, también ha registrado temperaturas más cálidas de lo habitual para esta época del año. Asimismo, debido a los numerosos brotes de contagios, China ha llevado a cabo políticas de confinamientos que han influido en la caída de la demanda de gas, aliviando la tensión del mercado spot global de GNL.
En cuanto a las reservas de gas, el nivel medio de llenado de los almacenamientos de los estados miembros se ha mantenido en valores altos, cerrando octubre en torno al 95% y diciembre alrededor del 83% de su capacidad total.
Con todo ello, los precios del gas en Europa cayeron contundentemente a lo largo de octubre. En el caso del TTF, el producto D+1 cotizaba a 130 €/MWh el 6 de octubre, terminando el mes a 29 €/MWh. Esta tendencia bajista registrada a comienzos del cuarto trimestre se vio contrarrestada en el mes de noviembre, donde este mismo producto cambió de tendencia al alza volviendo a la senda de los 140 €/MWh a finales de mes. Los mercados continuaron siendo volátiles en diciembre, donde los precios corrigieron de nuevo, cayendo por debajo de los 80 €/MWh a final de mes.
Gráfico 1. Precio último diario del gas producto Day Ahead (€/MWh) / T4 2022
En anteriores newsletters se destacaba el comportamiento de la cotización de los productos D+1 y M+1 en MIBGAS a lo largo de los primeros meses de año, manteniendo un spread negativo sobre el TTF que comenzó en marzo. Al cierre de año, este spread ha mantenido su signo negativo, consolidando la posición de MIBGAS como uno de los mercados europeos con los precios más competitivos del sector gasista.
Gráfico 2. Mediana mensual del spread de precios MIBGAS PVB/TTF para Day Ahead y Month Ahead (€/MWh; 1 de enero - 31 diciembre de 2022).
Asimismo, 2022 se ha caracterizado por un notable aumento de la volatilidad, lo que ha tenido un efecto directo en el incremento de los costes de gestión de riesgos en la negociación del gas. En la siguiente gráfica se observa el aumento de la volatilidad del producto D+1 de MIBGAS a lo largo de los últimos años, donde crece de manera exponencial en algunos tramos de 2022.
Gráfico 3. Mediana mensual desviación elativa intradiario del precio del producto Day Ahead (%).
En términos de negociación, 2022 ha sido un año de récords en el mercado español, donde los volúmenes negociados han sido muy superiores a los registrados en los cuatro ejercicios anteriores. De esta manera, el año 2022 cierra con un total de 121 TWh negociados en MIBGAS para los productos con entrega en PVB, un 76% superior al año 2021.
Gráfico 4.Volumen negociado en MIBGAS (TWh).
Asimismo, destaca el volumen de operaciones bilaterales OTCs registradas en MIBGAS Derivatives, donde se han registrado en octubre, noviembre y diciembre 1.039 GWh, 1.067 GWh y 778 GWh respectivamente, mientras que en el último trimestre de 2021 se registraron 813 GWh en total.
Volviendo al panorama internacional, las subidas de los precios de la energía y las interrupciones de suministro sufridas en Europa a lo largo del año han sido las principales preocupaciones de los dirigentes de la UE y del Consejo Europeo. En consecuencia, los países de la UE se han coordinado para establecer una serie de medidas entre las que destaca la aplicación de un tope al precio del gas que entrará en vigor a partir del 15 de febrero de 2023 y cuyo mecanismo se activará automáticamente si se producen simultáneamente las siguientes condiciones:
- El precio del producto M+1 del TTF supera los 180 €/MWh durante tres días hábiles.
- El precio del producto M+1 del TTF se sitúa 35 € por encima del precio de referencia del GNL en los mercados globales durante el mismo periodo de tres días hábiles.
La coyuntura en el sector petrolífero también ha sido convulsa en el último trimestre del año donde la Unión Europea ha decidido imponer un tope al precio del crudo ruso importado a Europa. Por su parte, Rusia ha respondido aprobando una medida que prohibirá la exportación de crudo a aquellos países que apliquen un tope de precio a partir de febrero de 2023. A pesar de esta situación, tal y como se puede observar en el siguiente gráfico, el precio del Brent ha descendido a lo largo del último trimestre.
Gráfico 5. Precio Brent ($/b).
[1] Considerando Italia, Francia, España, Bélgica y Holanda
MIBGAS Derivatives está apostando por la diversificación de su oferta de productos y servicios con el objetivo de dar respuesta a las inquietudes y necesidades de sus agentes. Así, el 21 de diciembre se celebró la primera subasta bajo petición por parte de uno de sus agentes que supuso la compra de 109,5 GWh (300 MWh/día) de gas natural para el año 2023 en el sistema gasista español, un gran éxito para MIBGAS en el lanzamiento de este nuevo servicio.
Esta subasta ha supuesto que el agente iniciador, aquel que ha solicitado a MIBGAS Derivatives la celebración de la subasta, se haya asegurado el suministro del volumen de gas natural adjudicado durante el próximo año mediante un mecanismo de mercado competitivo.
En esta ocasión, la primera subasta de compra se realizó el 21 de diciembre entre las 11:30 y 12 horas, en la sesión del mercado del PVB (punto virtual de balance) para el producto Cal23 (Y+1).
¿Qué ventajas ofrece a los agentes?
- Este nuevo segmento de MIBGAS Derivatives ofrece flexibilidad a sus agentes a la hora de programar sus compra o ventas mediante la celebración de una subasta en la plataforma de MIBGAS de cualquier producto futuro físico no financiero de gas natural o de gas natural licuado (GNL).
- Este nuevo servicio pretende ser de utilidad también en la compra y venta de GNL, puesto que las transferencias de titularidad de gas natural licuado, por sus características físicas, pueden suponer volúmenes de energía relevantes.
¿Cómo se liquidan las compras o ventas?
Existen dos opciones para la liquidación:
- A través de la cámara central de contrapartida de MIBGAS (OMIClear), de manera que esta actúa como contraparte central y realiza la liquidación de las transacciones (clearing) entre los compradores y vendedores.
- A través de contratos bilaterales que requieren la firma previa de un contrato marco o MSA (Master Service Agreement) entre el/los iniciador/es y participantes. De esta forma se materializa jurídicamente el resultado de la subasta a través de contratos bilaterales, sin la intermediación de la cámara central de contrapartida.
Más información:
Correo electrónico: subastas@mibgas.es
El presidente de MIBGAS, Raúl Yunta Huete, participó el pasado 14 de noviembre, en la jornada de GasIndustrial, en la que hizo referencia a los ahorros que supone el empleo de MIBGAS para el mercado gasista. Así, centrándose en un estudio realizado por MIBGAS, señaló que, para el periodo del 15 de junio al 30 de septiembre de 2022, suponiendo que toda la demanda española de gas se valorara al coste de MIBGAS, esto supondría un ahorro de 5.488 millones de € respecto a su valoración a TTF.
Asimismo, amplió esta información refiriéndose también a los ahorros para el mercado eléctrico destacando lo siguiente:
- En el periodo de 15 de junio a 30 de septiembre de 2022, el uso del PGN de MIBGAS en el mecanismo de ajuste eléctrico supuso un ahorro de 2.840 millones de € para la demanda eléctrica no exenta (PVPC y otra demanda sin cobertura de precio).
- Respecto al mismo periodo, el ahorro por haber tomado el precio de gas el correspondiente a MIBGAS PVB en lugar del TTF supuso un ahorro adicional para la demanda eléctrica no exenta de 2.820 millones de €.
Por consiguiente, la existencia de señales de precio del mercado organizado (MIBGAS) en PVB ha permitido introducir ahorros en el mecanismo de ajuste del precio eléctrico de un nivel del mismo orden que el introducido por el propio mecanismo de ajuste.
Así, el empleo de MIBGAS PVB, con un nivel de precios más competitivo que los mercados centroeuropeos e inferiores a los considerados de referencia en Europa (TTF, principalmente) genera unos ahorros notables para los consumidores respecto a los otros escenarios de precios.
El incremento continuado de liquidez en MIBGAS refuerza su utilidad y consolida su señal de precios
El martes 13 de diciembre se celebró en el Palacio de Linares la 41º sesión del Comité de Agentes del Mercado (CAM) que, aparte de ser ya el foro referente para la comunicación entre agentes de MIBGAS, se ha revelado este año como un motor de divulgación con las ponencias que realiza a su finalización.
Como colofón a un año donde han participado ponentes como Gonzalo Escribano, investigador principal y director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano, o Gergely Molnar, analista de la IEA (International Energy Agency), en esta última sesión del año se celebró una mesa redonda bajo el título “Desafíos regulatorios en el contexto actual del sector gasista”.
En esta ocasión participaron Manuel García Hernández (director general de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición y el Reto Demográfico, y Esther Espeja Bragulat, subdirectora de Mercados. Derivados de la Energía de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). La mesa estuvo moderada por Raúl Yunta Huete, presidente de MIBGAS.
MIBGAS forma parte del grupo de expertos de la Unión Europea sobre el sector gasista
MIBGAS ha sido seleccionado como miembro de la Energy Platform Industry Advisory Group (IAG), el grupo de expertos creado por la Unión Europea para dirimir diversas cuestiones relacionadas con el actual devenir del sector gasista y las medidas a adoptar desde la Comisión, entre ellos la plataforma para la compra conjunta de gas natural y la agregación de demanda. Además, el grupo deberá también asesorar sobre cómo la Unión Europea puede alcanzar su objetivo de reducción su dependencia del gas ruso en línea con lo incluido en el plan REPowerUE.
El grupo está formado por 28 miembros permanentes (entre ellos MIBGAS) y 8 observadores. En este último trimestre, han mantenido diversas reuniones, la primera para su constitución tuvo lugar el 26 de octubre y la última se celebró el pasado 16 de diciembre. La próxima reunión tendrá lugar el 24 de enero de 2023.
Más información: EU Energy Platform Industry Advisory Group
Descarga aquí la NEWSLETTER 8/2022 en pdf.
Newsletter 7/2022
El mercado del gas en el tercer trimestre de 2022 ahonda en su comportamiento extremo percibido en los trimestres previos. Así, los precios máximos históricos se vieron renovados en el mes de agosto para luego caer a más de la mitad en el mes de septiembre.
Este errático comportamiento del mercado de gas en Europa hace pensar que los fundamentales que explican los comportamientos de los mercados se queden escasos a la hora de explicar los precios. En cualquier caso, a continuación, se repasan los mismos.
Con relación al balance oferta-demanda de gas en Europa, éste se ha visto tensionado por ambos lados en el tercer trimestre de 2022.
Las tensiones por el lado de la demanda fueron consecuencia, entre otras circunstancias, del calor tan pronunciado y de la sequía vivida durante el verano de 2022, que originó un relevante aumento de la demanda de gas para la producción de energía eléctrica. En particular, la elevada indisponibilidad de las centrales nucleares en Francia, con más de la mitad de sus reactores con problemas, las restricciones al transporte fluvial de carbón en Alemania y la menor exportación de energía eléctrica desde Noruega por la menor hidraulicidad provocaron un incremento de demanda de gas para la producción de electricidad. Y ello, a pesar de que la destrucción de demanda de gas para la industria ha sido muy significativa debida a los altos precios. En este sentido, es relevante poner de manifiesto que la mencionada destrucción de demanda de gas europea ha provocado valores entre un diez y un veinte por ciento inferiores a la media histórica de los últimos cinco años.
Este fuerte calor estival también se vio en otras regiones del hemisferio norte como en China, donde, debido a los altos precios del gas, también se apreció un menor consumo de gas para la industria, unas menores importaciones de gas natural licuado (GNL) más expuesto a los precios internacionales, y un mayor flujo de gas ruso por el gasoducto Power of Siberia.
En síntesis, la demanda de gas se ha visto tensionada por la necesidad de adquirir gas para asegurar el suministro de electricidad.
Sin embargo, las tensiones mayores en este periodo se han manifestado por el lado de la oferta de gas.
Nuevas restricciones de flujo que afectan a la oferta
El tercer trimestre de 2022 ha visto restricciones adicionales al flujo de gas ruso. En este sentido, es paradigmático las vueltas y vicisitudes del turbocompresor del gasoducto Nord Stream 1 por Canadá, Alemania y Rusia; y, el mantenimiento programado de este gasoducto a finales de agosto, que vio prorrogado sine die su indisponibilidad.
De esta forma se materializaba la continua disminución del flujo de gas ruso por sus gasoductos principales de interconexión con Europa, así como continuaban los anuncios de interrupción del suministro de la empresa monopolística rusa a nuevas empresas europeas. De hecho, el trimestre vio así reducido el menguante suministro de gas ruso a las interconexiones del sur, principalmente ucranianas; asimismo, afectadas por una mayor incertidumbre asociada a la contienda bélica.
Asimismo, agosto de 2022 vio el comienzo del embargo de la Unión Europea al carbón ruso. En este sentido, es preciso recordar que la Unión no ha decretado ningún embargo al gas procedente de Rusia. Las retiradas de gas por gasoducto han sido por otras cuestiones geopolíticas. Sin embargo, la merma del flujo de gas ruso por gasoducto de Gazprom no se ha trasladado a la importación de gas natural licuado procedente de Rusia, que tanto desde Yamal en la cuenca Atlántica como desde Sakhalin en la cuenca del Pacífico han seguido suministrando volúmenes de gas relevantes. En ambos casos, la propiedad de las plantas de GNL es repartida entre un conjunto de empresas de diversos países: rusas, europeas, chinas y japonesas.
Además, desde el punto de vista del suministro mundial de GNL, la utilización de las plantas de licuefacción se vio reducida respecto a la media histórica de los últimos cinco años. La extensión hasta noviembre de la indisponibilidad sobrevenida de la planta estadounidense de Freeport LNG, no compensada por el resto de plantas, agregaba así preocupación a la suficiencia de gas para el periodo invernal.
Las reiteradas retiradas del flujo de gas ruso observadas en este trimestre, acrecentadas por las ya existentes en periodos anteriores, han dado muestra del poder de mercado de Gazprom en Europa y de su posible ejercicio, distorsionando el mercado y alterando su equilibrio competitivo.
En definitiva, en agosto la ausencia de fiabilidad del suministro de gas ruso, su continua variabilidad y su gestión ajena al mercado acrecentaron el miedo a la seguridad del suministro en el periodo invernal, provocando un incremento sin precedentes en los precios europeos de gas.
Por todo ello, el gas negociado para el día siguiente alcanzó un valor máximo en el mercado holandés de 315,90 €/MWh el 26 de agosto de 2022. Y un máximo de 240 €/MWh el 29 de agosto de 2022 en el mercado español. Récords extraordinarios en ambos mercados.
Elevado nivel de llenado en almacenamientos y nuevas plantas de regasificación
Ahora bien, dos fueron los factores principales que doblegaron la curva de alza de los precios a finales de agosto. En primer lugar, una elevada actividad política en el seno de la Unión Europea que confeccionaba nuevas medidas con el fin de contener los precios. Y, en segundo lugar, una mejor disposición para afrontar el periodo de demanda invernal motivado. Esta mejor situación se debía, por un lado, a un elevado nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos de gas por encima de las expectativas establecidas con antelación, y, por otro lado, a una incorporación más temprana de nuevas plantas de regasificación en Centroeuropa, adelantadas respecto al calendario previsto.
Así las cosas, tras la bajada pronunciada de precios de la última semana de agosto el mes de septiembre proseguía con una relevante variabilidad de precios: aumento en las primeras dos semanas para reanudar la tercera semana con un nuevo descenso de precios.
En este sentido, es de destacar que el 14 de septiembre de 2022 la terminal flotante de regasificación de Eemshaven en Holanda comenzó a regasificar su primer cargamento de GNL. Este sentimiento positivo se veía reforzado por la previsible entrada en funcionamiento antes del final del invierno próximo de las nuevas plantas flotantes de regasificación alemanas de Wilhemshaven y Brunsbuttel. Los precios, en consecuencia, disminuyeron hasta llegar a la última semana de septiembre.
Sin embargo, la última semana de septiembre de 2022 ha vuelto a recoger shocks e incertidumbres en los mercados de gas europeos. Las fugas del gas talón de llenado de los gasoductos de Nord Stream 1 y 2 asociadas a la rotura de los mismos, aunque inactivos al no aportar flujos de gas a Europa, añadían confusión al mercado que busca y aún no encuentra una mayor estabilidad futura.
En definitiva, los precios europeos de gas en el tercer trimestre de 2022 han sido extremos, tanto en volatilidad como en valor. MIBGAS, aun no siendo ajeno a este escenario común, ha marcado los precios más competitivos de Europa mostrando un precio menor en más de 100€/MWh respecto a los precios centroeuropeos, fruto del desempeño de los comercializadores que operan en MIBGAS, aumentando así el beneficio social que prestan.
Gráfico 1. Precio del producto D+1 en MIBGAS desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre de 2022.
El volumen de negociación de MIBGAS durante los meses de junio, julio y agosto ha batido todos los récords registrados hasta ahora en la plataforma del mercado ibérico del gas. Este trimestre ha estado marcado por la volatilidad en los mercados europeos, que ya se venía observando en períodos anteriores. Así, en este verano tan caro y volátil con relación a los precios de la energía, los usuarios de MIBGAS han redoblado su confianza en el mercado organizado, negociando mayores volúmenes de gas en MIBGAS en los meses de junio, julio y agosto.
También se ha visto cómo MIBGAS ha marcado los precios más competitivos de gas natural entre todos los mercados europeos, y ha continuado presentando un diferencial negativo respecto al mercado holandés TTF, lo que ya se venía observando desde el mes de marzo.
Agosto ha sido el mes de mayor negociación en la historia de MIBGAS con 12.490 GWh registrados en todos sus productos (spot, prompt, futuros y OTC) y en todos sus segmentos de negociación (PVB y VTP puntos virtuales de balance español y portugués, TVB: tanque virtual de balance de GNL, AVB: almacenamiento virtual de balance y registro de operaciones bilaterales de OTCs).
Precios de gas en MIBGAS y diferencial de precios con TTF
Con relación a los precios, las transacciones realizadas en MIBGAS en julio y agosto se cerraron a un precio significativamente inferior del marcado por el mercado de gas holandés TTF, tal y como se aprecia en el siguiente gráfico.
Gráfico 2. Spread MIBGAS-TTF en los meses de julio y agosto de 2022.
Así, el spread (diferencial de precios) que MIBGAS mantuvo con referencia al TTF durante los meses de julio y agosto fue de 57,58 € inferior en MIBGAS, siendo el precio medio del TTF en estos dos meses de 203,09 € frente a los 145,51 € (en el producto diario D+1).
En definitiva, MIBGAS es una plataforma de uso voluntario, atractiva y competitiva, que aporta un gran beneficio social, tal y como muestra el aumento de liquidez de su negociación.
MIBGAS Derivatives ha implementado para todos sus agentes una nueva funcionalidad para mejorar el registro de transacciones OTC (over-the-counter) bilaterales directamente desde una pantalla específica dentro de la Plataforma de Registro y Consultas.
Con esta nueva funcionalidad el registro es más rápido e inmediato que los métodos -que se pueden seguir utilizando- empleados actualmente: mediante la carga de un fichero .csv, o por correo electrónico, o bien mediante brókeres autorizados.
Sencillo y rápido
Esta nueva funcionalidad permite registrar fácilmente transacciones OTC seleccionando cada uno de los valores necesarios de los distintos desplegables (producto, agente comprador, agente vendedor, etc.) que se pueden ver en el perfil de cada agente en la plataforma de MIBGAS.
Imagen 1: Pantalla para el registro de OTC en la plataforma de MIBGAS
Esta mejora, que aporta sencillez y rapidez, se suma a las ya implementadas con anterioridad por MIBGAS para facilitar a los agentes el registro de transacciones OTC en MIBGAS Derivatives.
Reporte REMIT
MIBGAS Derivatives ofrece, además, el reporte REMIT de las operaciones registradas en el mercado, servicio que es gratuito para todos aquellos agentes que tengan contratado el servicio para los productos de MIBGAS Derivatives.
Los agentes dados de alta en MIBGAS Derivatives Plazo que actualmente pueden registrar transacciones OTC (over-the-counter) bilaterales, tanto directamente como mediante brókeres autorizados, tienen, desde ahora, más fácil su registro en MIBGAS.
Descarga aquí la NEWSLETTER 7/2022 en pdf.
Newsletter 6/2022
MIBGAS finalizaba su newsletter del primer trimestre de 2022 con la incertidumbre en el mercado del gas debida a la decisión del gobierno ruso de exigir a las compañías europeas importadoras de gas su pago en rublos. Inmediatamente, el precio del gas subía en todos los hubs europeos, oscilando en mayor o menor medida, según se manifestaban -con relación a esta disposición- los gobiernos de los países importadores. Es significativo resaltar, ya en este momento, cómo el gobierno alemán declaraba la alerta en su plan de emergencia nacional de gas ante el riesgo de corte del suministro ruso. Y cómo, no solo Alemania sino otros países centroeuropeos, reorientaban su abastecimiento de gas hacia el GNL anunciando la incorporación de nuevas plantas de regasificación. Tal fue el caso de Países Bajos, que anunciaba la incorporación que parece más inmediata, de la planta de regasificación flotante (FSRU) de GNL en Groningen.
En abril los precios reflejaban estos fundamentales del mercado, con un balance oferta-demanda tensionado por el lado de la oferta. Esta escasez se debía a algunos mantenimientos programados tanto en Noruega como en plantas de licuefacción de GNL en EE. UU. y Australia, y, en todo caso, por la incertidumbre asociada a la continuidad de los flujos de gas rusos.
Por el lado positivo de la oferta, en abril se tenía la recuperación de la producción de GNL en Catar, la reducción de las importaciones de GNL por América del Sur debido a la recuperación de las reservas hídricas en Brasil y una mayor recepción de gas argentino a Chile. Además, incluso a pesar del mantenimiento de alguna planta de licuefacción, EE. UU. aportó más del 80% de sus cargamentos de GNL a Europa.
Respecto a la demanda, abril vio un descenso del consumo de GNL en China por diversas causas: un aumento de la producción propia de gas nacional, un aumento del flujo de gas ruso a través del gasoducto Power of Siberia, y una destrucción de demanda asociada a los altos precios y a una menor actividad económica por el confinamiento sanitario frente al COVID. India y Pakistán vieron disminuida también su demanda de gas debido a los altos precios.
Como resultado, el promedio de los precios últimos del producto de gas D+1 en MIBGAS PVB en abril cayó a 87,9 €/MWh desde los 124,4 €/MWh del día anterior.
Abril representa también el mes de comienzo de la campaña de llenado de los almacenamientos subterráneos de gas. Estos acabaron el mes con un nivel de llenado del 30%, inferior al nivel medio de los últimos cinco años. Mención especial merecen los almacenamientos subterráneos propiedad de Gazprom Germania, ubicados principalmente en Alemania, con una capacidad de almacenamiento relevante de 11 bcm. Como consecuencia de la guerra en Ucrania, Gazprom anunció que terminaba su participación empresarial en dicha compañía, dejando a finales de abril prácticamente vacíos los almacenamientos, con un nivel de llenado del 13%.
También en este mes, a finales de abril, se produjo la interrupción del gas ruso a Polonia y Bulgaria ante la negativa de estos países a hacer efectivo el pago a través del sistema de conversión a rublos impuesto por Gazprom.
El siguiente mes, mayo de 2022, continuó marcado por la evolución del conflicto. De hecho, la ocupación del terreno ucraniano por las tropas rusas tiene también su reflejo en la evolución de los flujos de gas. Por ejemplo, el gestor gasista ucraniano (GTSOU) declaraba en este mes causa de fuerza mayor para interrumpir el flujo de gas a través de los gasoductos suroccidentales que confluyen en la estación de compresión de Novopskov, al aducir que se hallaba ocupada por tropas rusas. Aproximadamente un tercio del gas de tránsito ruso por Ucrania pasa por dicha estación de compresión. Por el contrario, Gazprom alegaba que la estación puede seguir operando al tener su personal disponible. Sin embargo, el gestor ucraniano requería que Gazprom desviara la entrada de gas al noroeste (entrada por Sudhza). Como resultado el flujo de gas disminuye. También por Sudzha.
En todo caso, la guerra parece no haber destruido los gasoductos de transporte para el tránsito de gas por Ucrania.
Por otro lado, Gazprom interrumpía el flujo de gas por el gasoducto de Yamal (que tiene entrada a la UE por Polonia) debido a la sanción del gobierno ruso a la empresa EuRoPol GAZ, propietaria del tramo polaco del gasoducto (también participada por Gazprom). Igualmente, el gobierno ruso interrumpía el gas a Finlandia al rehusar la empresa finlandesa Gasum el pago en rublos por su contrato de importación de largo plazo. Y ello, a pesar de que la Comisión Europea (CE) confirmaba la ausencia de sanciones para los compradores de gas europeos que cumplieran con el mecanismo ruso de compra de gas en rublos, reduciendo así el riesgo de interrupción de gas al vencimiento de los pagos. Sin embargo, diversas compañías europeas como GasTerra, Orsted o Shell Energy anunciaban públicamente su oposición al pago en rublos, por lo que Gazprom dejaba de exportar gas a los Países Bajos, Dinamarca y Alemania en la magnitud asociada a los contratos afectados.
También en mayo se produjo otro hecho destacable en el mercado del gas. Es la publicación por la CE del plan para poner fin a la dependencia de la UE con respecto a los combustibles fósiles rusos (REPowerEU). Y, en particular dentro de este contexto, el nuevo compromiso europeo de disponer de un nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos europeos al 80% el 1 de noviembre de 2022 (90% para años siguientes), que ha de permitir paliar la tensión en la oferta de gas para el periodo crítico de consumo invernal.
Con relación a los almacenamientos de gas, el gobierno alemán anunciaba también su decisión de intervenir para rescatar Gazprom Germania, a través de préstamos financieros que facilitasen garantizar el suministro de energía al país en medio de las tensiones con Rusia posibilitando el comienzo del llenado de sus almacenamientos subterráneos.
En este sentido, el gobierno alemán ha aprobado un préstamo de 15.000 millones de euros al operador del mercado de gas (THE) para la compra de gas para almacenamiento, con el objetivo de disponer de un nivel de llenado a comienzo del invierno cercano al 90%.
Fruto de todo lo cual, el nivel de llenado de los almacenamientos europeos se situó a finales de mayo en el 43%. Y, para los almacenamientos de Gazprom Germania en un nivel cercano al 25%.
En lo que respecta a los precios, en mayo de 2022, estos descendieron: el promedio del precio último del producto con entrega el día siguiente en el punto virtual de balance español fue de 77,3 €/MWh, un doce por ciento inferior al mes previo.
Gráfico 1: Precio último MIBGAS D+1 con entrega en el PVB (1 enero 2018 – 30 junio 2022).
Junio de 2022, último mes del trimestre, tampoco ha estado exento de sobresaltos en el mercado del gas. Uno de los más relevantes corresponde a la indisponibilidad sobrevenida de la planta de licuefacción de Freeport LNG en EE. UU. La indisponibilidad se prolongará durante meses.
Asimismo, a mediados de mes, Gazprom anunciaba la reducción en un 40% del gas que fluye por su gasoducto Nord Stream, aduciendo la falta de equipos de repuesto debido al embargo que le impide un correcto mantenimiento. Como consecuencia, empresas italianas y francesas se incorporaban a la lista de afectadas por la disminución de gas procedente de Rusia.
Esta escasez de oferta en el eje de importación de gas más robusto provocaba que el día 23 de junio el gobierno alemán elevase a una segunda fase (de un total de tres) el nivel de alarma por la crisis energética a causa de la amenaza del corte de gas ruso. Y, en general, el resto de países con más dependencia del gas ruso activaran diversos niveles de alerta.
Por otro lado, también en junio, el gobierno argelino suspendía el tratado de amistad con España. En todo caso, la entrada de gas por el gasoducto MEDGAZ continúa siendo vigorosa. Asimismo, el 28 de junio comenzó el suministro de gas a Marruecos desde España por el gasoducto GME que invierte así, por primera vez en su historia, el sentido de su flujo de gas, con un gas proveniente de importaciones de GNL ajenas a la producción argelina.
Como resultado de todo este agitado panorama, los precios en el mes de junio de 2022 subieron de manera significativa. El promedio del precio último del producto con entrega el día siguiente en el punto virtual de balance español fue de 96,7 €/MWh, un 25 por ciento superior al mes previo.
Finalmente, con el objeto de acabar esta newsletter con un mensaje positivo ante un escenario tan turbador, es preciso resaltar el buen funcionamiento del mercado ibérico organizado de gas, la competitividad de sus precios, con precios sostenidos en el trimestre inferiores a los centroeuropeos (spreads) entre 10 y 20 €/MWh, son fruto del nivel de competencia alcanzado. El apoyo que la península ibérica da al resto de Europa a través de un flujo exportador de gas por la conexión de Pirineos así lo corrobora.
Gráfico 2: Mediana semanal del spread de precios MIBGAS PVB-TTF para los productos Day Ahead y Month Ahead (€/MWh) (1 enero 2018 – 30 junio 2022).
MIBGASinfo es la aplicación móvil corporativa de MIBGAS lanzada con el objetivo de dar información actualizada y en tiempo real (cada 30 minutos) de los principales datos de la negociación (precio y volúmenes) de los productos de referencia del mercado ibérico del gas: diario D+1 y mensual M+1. Estos datos solo están accesibles en la app MIBGASinfo, que se puede encontrar en App Store y Google Play. Desde su lanzamiento a primeros de abril, el ritmo de descargas de la aplicación multiplataforma, sistema iOS y Android, ha sido continuo hasta superar con creces el millar.
La app -para smartphones y tablets y disponible en tres idiomas: español, portugués e inglés- incorpora también información sobre la curva de precios de futuros de gas natural de gran valor para las empresas para gestionar eficientemente sus carteras de energía. La curva está conformada por los productos spot D+1, prompt M+1 y futuros: Q+1 (trimestral) y Y+1 (anual).
Otros apartados de la app muestran las noticias más importantes sobre MIBGAS, la agenda y la evolución del número de participantes o agentes del mercado. Cuenta también con la opción de notificaciones push así como el envío de gráficos e inserción de eventos en calendario.
Incorporación del precio del gas natural para el mercado eléctrico (PGN)
Tras la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, MIBGAS decidió publicar en su web el precio del gas natural para el mercado eléctrico (PGN) y también incorporarlo a la portada de su app MIBGASinfo, donde todos los días a partir de las 9:45 horas, se puede consultar este dato tan pronto se calcula y se envía al operador del mercado eléctrico.
El lanzamiento de la aplicación MIBGASinfo es un paso más en la ampliación de servicios de información pública que realiza de manera continua MIBGAS para aportar así mayor transparencia y claridad al funcionamiento del mercado y a la formación de precios. Este tipo de información en tiempo real y pública es de gran utilidad para los mercados energéticos y más en la coyuntura actual con picos de variabilidad acrecentados por los acontecimientos geopolíticos y la guerra en Ucrania.
Complementa la información de la página web
La app complementa así los servicios de información que actualmente ofrece MIBGAS en su web público www.mibgas.es. El precio que se refleja en MIBGASinfo cada 30 minutos se corresponde con el de la última negociación o transacción registrada en los productos de referencia -al igual que su volumen-. De esta forma, se amplía la información del precio (denominado precio último) que aparece en la portada de la página web de MIBGAS -también en los productos de referencia D+1 y M+1 del PVB español y D+1 del VTP portugués- conforme a la metodología recogida en las reglas del mercado.
Más información: nota de prensa y apartado web.
Nuevo récord de MIBGAS: en abril negoció el 32% de la demanda nacional
- La cifra de 8,3 TWh negociados durante el mes de abril supone un nuevo récord para MIBGAS desde su puesta en funcionamiento en diciembre de 2015.
MIBGAS activa el modelo de garantías electrónicas con ficheros XML
- MIBGAS avanza en el camino de la digitalización y la innovación de todos sus procesos incorporando periódicamente mejoras en sus plataformas, tanto en la del mercado organizado de gas natural como en la del gestor de garantías.
MIBGAS se adhiere al Pacto Mundial de las Naciones Unidas
- MIBGAS, como parte de su compromiso con la sostenibilidad, se ha incorporado al Pacto Mundial de las Naciones Unidas, ratificando así apuesta por la defensa de valores sostenibles y actitudes responsables.
La plataforma de mercado cuenta con nuevas funcionalidades
- Durante estos meses se han realizado mejoras en las funcionalidades de la plataforma como la activación del registro de transacciones OTC en MIBGAS Derivatives de productos spot, así como la definición de la nueva cantidad mínima negociable en productos spot de TVB y AVB.
MIBGAS mejora el sistema de emergencia de su plataforma
- La ampliación del sistema de emergencia de la plataforma de negociación de MIBGAS permite garantizar totalmente la operatividad del sistema ante cualquier eventualidad.
Resuelta la convocatoria de creadores de mercado para el segundo semestre de 2022
- Las empresas Axpo Iberia SLU y Engie España SLU continuarán ofreciendo este servicio los próximos seis meses.
Descarga aquí la NEWSLETTER 6/2022 en pdf.
Newsletter 5/2022
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.
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
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.
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.
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
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
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
- 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
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.
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.
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.
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Newsletter 2/2021
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.
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).
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%).
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.
- 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.
- 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 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.
- 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
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.
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.
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.
MIBGAS publica su informe anual 2020
- El Operador del Mercado Organizado de Gas publica el informe anual correspondiente al año 2020, un ejercicio que, sin duda, ha estado marcado por la pandemia.
“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 ofrece cursos periódicos y también a medida sobre el funcionamiento del mercado ibérico del gas.
- 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 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,
- 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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