INFORME TRIMESTRAL DEL MERCADO ORGANIZADO DE GAS T MERCADO IBÉRICO DEL GAS

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1 INFORME TRIMESTRAL DEL MERCADO ORGANIZADO DE GAS T Alfonso XI, Madrid (España) T (+34)

2 ÍNDICE 1. RESUMEN Y PRINCIPALES INDICADORES EVOLUCIÓN DEL PRECIO DIARIO DEL GAS NATURAL Precio MIBGAS D Precio D+1 en otros mercados europeos PRECIOS DEL PRODUCTO MES SIGUIENTE Precio MIBGAS M Precio M+1 en otros mercados europeos EVOLUCIÓN DEL VOLUMEN NEGOCIADO Volumen negociado en MIBGAS Volumen negociado en otros mercados europeos BALANCE ENTRADAS-SALIDAS Y UTILIZACIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS EN ESPAÑA Entradas y salidas de la red de transporte Utilización de las infraestructuras de regasificación y almacenamiento Operación del sistema y acciones de balance por parte del GTS EVOLUCIÓN DE LA ACTIVIDAD Y LA LIQUIDEZ EN LA PLATAFORMA MIBGAS Pág. 1 de 14

3 1. RESUMEN Y PRINCIPALES INDICADORES. El volumen negociado en la plataforma MIBGAS se situó en T en GWh, lo que supone el 3,9% de la demanda total en España en este trimestre (vs. 3,6% en T2-2017), superando con creces a la registrada en el mismo período del año anterior, que fue del 1,5%. Este incremento de volumen negociado ha venido acompañado de un aumento del número de transacciones diarias (máximo de 65,3 en julio en los productos Intradiario y D+1), siendo la media de agentes que a diario participan en el mercado de 35. El precio medio del producto MIBGAS D+1 se situó en T en 17,03 /MWh (excluyendo fines de semana y festivos), registrando una tendencia descendente hasta el 10 de agosto, en un contexto de abundante oferta y demanda moderada. Esta tendencia comenzó a revertirse a partir de esa fecha y hasta el final del trimestre, en línea con lo observado en el resto de mercados de nuestro entorno. El tercer trimestre del año se caracterizó en los mercados europeos de gas natural por un aumento sostenido de los precios del gas natural desde finales del mes de julio, apoyado en el incremento generalizado de los precios de la energía (carbón, derechos de emisión y petróleo), en la incertidumbre sobre la disponibilidad del parque nuclear francés en el último trimestre del año y, especialmente en septiembre, en el incremento de los precios spot del GNL en Asia. Tabla 1. Principales indicadores en los mercados mayoristas de gas en Europa. T T Var. % Precio D+1 MIBGAS ( /MWh) (*) 17,030 17,821-4,44% Precio D+1 TRS ( /MWh) (*) 16,265 15,878 2,44% Precio D+1 TTF ( /MWh) (*) 16,145 15,608 3,44% Precio M+1 MIBGAS ( /MWh) (*) (**) 17,696 17,832-0,76% Precio M+1 TRS ( /MWh) (*) 16,621 16,196 2,62% Precio M+1 TTF ( /MWh) (*) 15,888 15,424 3,01% Volumen MIBGAS (GWh) 3.044, ,4 17,17% Volumen Mercados Organizados Europa continental (TWh) (***) 1.247, ,9 5,30% Volumen OTC Europa continental (TWh) (***) 2.114, ,1-7,49% Volumen total Europa continental (TWh) (***) 3.362, ,0-3,13% Fuente: MIBGAS, mercados organizados, Trayport.com. (*) = Promedio de los precios diarios, excluyendo fines de semana y festivos. (**) = Promedio de los precios de referencia en los días en los que se negoció el producto. (***) = Promedio mensual (T incluye julio y agosto). Pág. 2 de 14

4 2. EVOLUCIÓN DEL PRECIO DIARIO DEL GAS NATURAL Precio MIBGAS D+1. El precio del producto MIBGAS D+1 evolucionó en el T desde la tendencia descendente registrada en julio y en la primera mitad de agosto (el 11 de agosto el precio fue de 15,50 /MWh), y que estuvo influenciada por una situación suficiente de disponibilidad de oferta y demanda relativamente moderada (excepto picos puntuales), hacia un aumento que se empieza a registrar desde mediados de agosto y que se encuentra en línea con el comportamiento del precio spot de gas natural en todos los hubs de Europa continental (Gráfico 1). El spread entre el precio MIBGAS D+1 y el precio TRS D+1 se mantuvo por debajo del precio del peaje del producto de capacidad de corto plazo en la interconexión con Francia, especialmente a partir de los primeros días de agosto 1. Gráfico 1. Evolución del precio diario (D+1) en varios mercados europeos. Fuente: MIBGAS, mercados organizados. Excluidos fines de semana y festivos. La tendencia descendente en julio y los primeros días de agosto, apoyada por el descenso de la producción de los ciclos combinados y por temperaturas relativamente moderadas, llevó al precio D+1 a situarse como antes se ha señalado el 11 de agosto en 15,50 /MWh, en clara convergencia con los precios europeos. A partir de ese día, el precio MIBGAS D+1 empezó a remontar hasta un nivel cercano a 17,90 /MWh a finales de agosto y de casi 19 /MWh a finales de septiembre. 2 1 El peaje diario de importación a través de la interconexión con Francia se situó en 2,24 /MWh en julio, 2,13 /MWh en agosto y 2,24 /MWh en septiembre. 2 El precio MIBGAS D+1 alcanzó un máximo el 28/09 con 18,98 /MWh. Al día siguiente se produjo una fuerte caída del precio D+1 (-1,50 /MWh, hasta 17,48 /MWh), observada en toda Europa continental, y que puede Pág. 3 de 14

5 01/04/ /04/ /04/ /04/ /04/ /05/ /05/ /05/ /05/ /06/ /06/ /06/ /06/ /07/ /07/ /07/ /07/ /07/ /08/ /08/ /08/ /08/ /09/ /09/ /09/ /09/ /09/2017 MWh /MWh Asimismo, la trayectoria del precio MIBGAS D+1 en el mes de septiembre, descendente en los primeros 10 días del mes y ascendente a partir de ese momento, está en línea con la evolución observada de la producción de los ciclos combinados en España (Gráfico 2). 3 Este aumento del MIBGAS D+1 se vio impulsado por la tendencia alcista de los precios spot del gas natural en todos los hubs europeos y de los precios de la energía en general. Además, el incremento en el precio spot del GNL en Asia en gran medida, de carácter estacional empuja al alza el coste de oportunidad del GNL almacenado en la Península Ibérica, lo que a su vez genera presión alcista sobre los precios del gas natural en el PVB. Gráfico 2. Índice MIBGAS, demanda total y producción de los ciclos combinados en España ,0 18,0 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0 0,0 Demanda Total (MWh) (01/04/17= ) (eje izqdo.) Producción CCGTs (MWh) (eje izqdo.) Índice MIBGAS ( /MWh) (eje dcho.) Fuente: MIBGAS, REE (e sios). En el tercer trimestre del año, la correlación entre el índice MIBGAS 4 y la demanda total de gas natural aumentó, situándose en 0,56 (vs. 0,51 en T2-2017). La correlación entre el índice MIBGAS y la producción diaria de los ciclos combinados también creció, situándose en 0,40 (frente a 0,16 en el trimestre anterior). 5 achacarse a la presión vendedora en los mercados continentales ese día, antes de la fecha de expiración de los contratos Octubre-2017, T e Invierno Entre los factores que han favorecido el incremento en la producción de gas natural desde mediados de septiembre se encuentra el aumento de los flujos de exportación de electricidad desde España a Portugal, inducidos por un cambio en normativa fiscal en Portugal que encarece la generación a partir de gas. 4 El índice MIBGAS es el precio promedio ponderado de todas las transacciones realizadas para un mismo día de gas de los productos diario (MIBGAS D+1) e intradiario con entrega en el PVB-ES. 5 En el periodo entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2017 el coeficiente de correlación entre el índice MIBGAS D+1 y la producción de los ciclos combinados se situó en 0,07, mientras que la correlación entre el Pág. 4 de 14

6 La volatilidad del precio MIBGAS D+1 se mantuvo en la zona alta de la banda de valores observados en el resto de mercados de nuestro entorno excepto en el NBP (Gráfico 3), cuya volatilidad en el mes de julio llegó a superar el 90%. En MIBGAS D+1 se registraron valores anualizados en torno al 35%-45% en julio y agosto. A finales de agosto aumentó la volatilidad hasta el 50% para, posteriormente, converger a los niveles de volatilidad observados en el continente Precio D+1 en otros mercados europeos. Los precios del producto D+1 en los principales hubs europeos (Gráfico 1) siguieron una tendencia plana en julio y claramente ascendente desde el inicio del mes de agosto hasta el final del trimestre, con una elevada convergencia de precios en agosto y septiembre y spreads de precios muy ajustados. Julio se caracterizó por elevados niveles de importaciones por gasoducto desde Rusia (en niveles máximos históricos) y Noruega y de entregas de GNL, generando de esta manera presión bajista sobre los precios, junto con niveles de demanda relativamente moderados y la caída en la producción de gas en Holanda. A partir de principios de agosto, los precios D+1 en NBP, TTF, PEG Nord y TRS registraron una tendencia creciente en un entorno de fuerte convergencia de precios, desde unos 15 /MWh a principios de agosto (similar al precio D+1 registrado en MIBGAS el 11 de agosto) hasta alrededor de 18 /MWh a finales de septiembre. Entre los principales factores que explican la tendencia ascendente de los precios spot se encuentran (1) el incremento generalizado de los precios de la energía (carbón, derechos de emisión y petróleo) 6, (2) la incertidumbre sobre la disponibilidad del parque nuclear francés en T tras las inspecciones realizadas por el regulador nuclear francés ASN en diversas centrales nucleares, (3) los trabajos de mantenimiento programados en numerosas instalaciones de gas de cara a la temporada invernal (por ejemplo, Nord Stream, infraestructuras en Noruega, etc.), (4) la demanda de gas para inyección en los almacenamientos de cara al invierno, en un contexto de existencias almacenadas relativamente bajas y (5) especialmente en septiembre, el incremento de los precios spot del GNL en Asia, que han encarecido las entregas spot de GNL en Europa. A lo largo de todo el trimestre, los precios D+1 del hub italiano PSV (el más alto del continente) mantuvieron una prima respecto del resto de hubs europeos similar a la registrada en agosto, coincidiendo con una demanda de gas relativamente elevada por baja hidraulicidad y con las obligaciones de inyección de gas en los almacenamientos subterráneos. Exceptuando el hub NBP, la volatilidad del precio D+1 en los principales hubs gasistas europeos se ha comportado de manera estable a lo largo del trimestre, de forma consistente con la fuerte índice MIBGAS D+1 y la demanda diaria de gas alcanzó un valor de 0,72. En agosto de 2017, la correlación entre el índice de MIBGAS y la demanda total, por un lado, y la producción de los ciclos combinados, por otro, se situó en 0,82 y 0,73, respectivamente. 6 El precio del petróleo Brent continúa al alza, aumentando el precio del contrato front-month desde unos 48 $/barril a principios de julio hasta superar los 58 $/barril a finales de septiembre. El precio del carbón también ha experimentado una importante subida en los últimos meses, alcanzando el precio CIF ARA el entorno de 90 $/tm a finales del trimestre. Finalmente, el precio de los derechos de emisión también ha crecido al alza, desde 5 /tco2 a principios del trimestre hasta superar los 7 /tco2 a finales de septiembre. Pág. 5 de 14

7 convergencia de precios diarios y siguiendo los bajos niveles de volatilidad en el hub de referencia TTF 7, registrando valores anualizados entre el 20% y el 40%. En agosto aumentó ligeramente la volatilidad en Francia (PEG Nord y TRS) por mayor demanda de gas natural para generación eléctrica, el incremento en las exportaciones (especialmente a Italia) y la incertidumbre sobre la disponibilidad del parque de generación nuclear. La volatilidad del precio NBP D+1, elevada en el mes de julio debido a paradas por mantenimiento en diversas infraestructuras, comenzó a caer a finales de julio tras normalizarse la situación del Interconnector y de los flujos de gas noruego, convergiendo a los valores observados en el resto de hubs a finales de agosto. En los últimos días del mes repuntó abruptamente la volatilidad en todos los mercados como consecuencia de la fuerte caída de precios del gas natural spot el día 29 de septiembre (inducida por la expiración de los contratos cuya entrega comenzaba el 1 de octubre: Oct-17, Q4-17 y Winter-17). Gráfico 3. Evolución de la volatilidad del precio diario (D+1) en varios mercados europeos. (*) Fuente: MIBGAS, mercados organizados. (*) = Volatilidad diaria anualizada calculada como la media móvil de los rendimientos de los precios en los últimos 30 días laborables, excluyendo fines de semana y festivos. 3. PRECIOS DEL PRODUCTO MES SIGUIENTE Precio MIBGAS M+1. Los precios del producto MIBGAS M+1 mantuvieron una tendencia relativamente plana hasta principios de agosto (Gráfico 4), descontando efectos estacionales (menor demanda en agosto) en un contexto de 7 La baja volatilidad en TTF dio lugar a una acusada caída en la actividad de negociación mayorista en este hub. En agosto, por primera vez desde mayo de 2016, el volumen negociado en el hub NBP superó al de TTF, aunque la negociación OTC sigue siendo más elevada en el hub holandés. Pág. 6 de 14

8 alta disponibilidad de suministros (por gasoducto y en el mercado de GNL) y siguiendo de cerca la trayectoria del precio M+1 en el hub italiano PSV, con un diferencial de unos 2 /MWh con los precios del producto M+1 en el resto de hubs europeos. A partir del inicio del mes de agosto, el precio MIBGAS M+1 y el del resto de hub europeos empezaron a registrar un aumento, impulsado principalmente por el incremento generalizado en los precios de la energía y por la incertidumbre sobre la disponibilidad del parque nuclear francés en el T (ver la sección 2.2). El valor del spread entre el precio MIBGAS M+1 y el precio TRS M+1 se situó, salvo en unos pocos días en julio y principios de agosto, por debajo del valor del peaje del producto mensual de capacidad de entrada en la interconexión VIP Pirineos, reduciéndose en septiembre de forma significativa. 8 Gráfico 4. Evolución del precio del producto mes siguiente (M+1) en varios mercados europeos. Fuente: MIBGAS, mercados organizados, LEBA Precio M+1 en otros mercados europeos En los mercados de gas de nuestro entorno, los precios del producto M+1 siguieron una suave tendencia al alza desde mediados del mes de julio (Gráfico 4), registrada también en el producto MIBGAS M+1. Al igual que en el caso de los precios D+1, el crecimiento de los precios M+1 estuvo motivado principalmente por el incremento generalizado de los precios de la energía (carbón, derechos de emisión, petróleo y GNL en Asia) 9, la incertidumbre sobre la disponibilidad del parque nuclear francés 8 El peaje de importación a través de la interconexión con Francia se situó, para el producto mensual, en 1,81 /MWh en julio, 1,73 /MWh en agosto y 1,81 /MWh en septiembre. 9 El incremento en los precios del GNL en Asia (que, en teoría, hace probables y atractivas las recargas de GNL hacia Asia desde las terminales europeas) está provocado por (1) una mayor demanda de GNL de cara a la Pág. 7 de 14

9 en T y la demanda de gas para inyección en los almacenamientos subterráneos de cara al invierno. Otro factor que ofreció soporte a los precios M+1 en el continente fue la elevada demanda de gas importado en Italia para la generación de electricidad, motivada por una baja hidraulicidad, por las obligaciones de incremento de las reservas almacenadas y por restricciones a las importaciones desde el norte de África. 4. EVOLUCIÓN DEL VOLUMEN NEGOCIADO Volumen negociado en MIBGAS El volumen negociado en MIBGAS aumentó en el T un 17,2% en relación con el segundo trimestre del año (Gráfico 5). Destaca el fuerte incremento en la negociación de los productos Intradiario y D+1 (+456,6 GWh) frente a una menor negociación registrada en los productos de mayor plazo (Resto de Mes y Mes Siguiente). Por otra parte, el volumen negociado en el tercer trimestre de 2017 es un 38,7% superior al registrado en el mismo trimestre del año anterior (2.195,5 GWh). En términos de los productos negociados, destaca en T respecto del T el incremento en la negociación del producto Intradiario (un 93% superior) y de los productos D+2 a D+5 (3,6 veces superior). Este trimestre, al igual que el anterior, la situación de demanda y suficiente oferta dio lugar a posiciones por lo general balanceadas de los agentes. Pese a esto, el incremento en la variabilidad de la generación de electricidad a partir de gas dio lugar a una mayor necesidad de ajustes de corto plazo en el conjunto del trimestre. Gráfico 5. Volumen negociado en MIBGAS por tipo de producto. T3-2017: GWh T2-2017: GWh Fuente: MIBGAS. temporada invernal, (2) el incremento generalizado de los precios de la energía y (3) el incremento de los precios del gas natural en Europa. Pág. 8 de 14

10 4.2. Volumen negociado en otros mercados europeos En el resto de mercados europeos de gas natural, la actividad disminuyó en julio y agosto en comparación con la registrada en el segundo trimestre del año (Tabla 2). En términos de valores promedios mensuales, el volumen negociado aumentó ligeramente en los mercados organizados y fue menor en el mercado OTC, dando lugar a un descenso agregado del 3,1%, lo que ha sido consistente con el contexto de moderada volatilidad de precios (especialmente en el hub TTF) y de amplia disponibilidad de gas en los mercados europeos. Tabla 2. Volumen negociado en mercados organizados y el mercado OTC en los hubs continentales. (*) T T Var. T/T-1 % (media mensual) (**) (media mensual) Mercados organizados (TWh) 1.247, ,9 5,3% Mercado OTC (TWh) 2.114, ,1-7,5% Volumen total negociado (TWh) 3.362, ,0-3,1% Fuente: Trayport.com. (*) = Datos referidos a los hubs TTF, NCG, Gaspool, ZEE, VTP, PEG Nord, TRS y PSV. (**) = Datos correspondientes a julio y agosto de En el conjunto del año, hasta el 31 de agosto, el volumen negociado en los hubs europeos continentales de gas natural (incluyendo los mercados organizados y el mercado OTC) ha sido un 8% menor que al registrado en el mismo periodo del año anterior. 10 Este descenso en el volumen total negociado en Europa continental está en línea con los registrados, tanto en lo que va de año como en comparación con el mismo periodo de 2016, en los mercados de electricidad (-11%). 5. BALANCE ENTRADAS-SALIDAS Y UTILIZACIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS EN ESPAÑA 5.1. Entradas y salidas de la red de transporte El T registró un aumento de la demanda total (convencional más sector eléctrico), respecto del trimestre anterior, del 8% (78.398,7 GWh vs ,0 GWh en T2-2017) (Gráfico 6 y Tabla 3). El incremento se debe al fuerte repunte de la demanda de gas para la generación de electricidad (+68,6% respecto de T2-2017), que compensó con creces la bajada, de carácter estacional, en la demanda convencional (-6,1%). Destaca especialmente este trimestre por el repunte de la demanda total hasta GWh (+4,2% respecto de ago-17 y +12,9% respecto de sep-16), que supuso el registro más 10 Fuente: Trayport.com. Pág. 9 de 14

11 alto de los últimos 5 años, impulsado por el récord histórico de la demanda convencional en septiembre y un incremento del 44% en la demanda del sector eléctrico respecto de sep Gráfico 6. Evolución mensual de los aprovisionamientos y la demanda en el sistema gasista español oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 Gas natural (GWh) Existencias GNL (GWh/día, promedio mensual) GNL (GWh) Demanda (GWh) (convencional más sector eléctrico) Fuente: Enagás GTS. Tabla 3. Salidas de la red de transporte, aprovisionamientos y saldos en interconexiones. Salidas de la red de transporte T T Var. T/T-1 % Demanda convencional (GWh) , ,0-6,1% Demanda sector eléctrico (GWh) , ,0 68,6% Salidas por conex. internac. (GWh) 7.321, ,0-28,3% Carga de buques (GWh) 0,0 2,5-100,0% Total salidas (GWh) , ,0 3,5% Aprovisionamientos T T Var. T/T-1 % Gas natural (GWh) , ,0-10,3% GNL (GWh) , ,0 21,7% Volumen total (GWh) , ,0 4,2% 11 En lo que va de año, la demanda de gas natural en España ha aumentado más de un 9% con respecto al mismo periodo de 2016 (demanda convencional +4,5% y demanda del sector eléctrico +33%). La demanda industrial también está creciendo, en lo que llevamos de año, cerca del 7%. Fuente: Enagás. Pág. 10 de 14

12 Saldos en conexiones internac. T T Var. T/T-1 % Tarifa GME (GWh) , ,0-19,5% Almería MEDGAZ (GWh) , ,0-23,2% VIP Pirineos (GWh) , ,0 49,5% VIP Ibérico (GWh) , ,0-16,9% Fuente: Enagás GTS. En relación con los aprovisionamientos en el sistema, en julio y agosto de 2017 se mantuvo la tendencia observada en meses anteriores de un incremento en el peso relativo del GNL y un descenso en las importaciones por gasoducto (Gráfico 6). 12 En septiembre, por el contrario, se produjo un cambio en el patrón de aprovisionamientos respecto de los meses anteriores, aumentando significativamente los aprovisionamientos de gas natural. El principal motivo es el incremento en el precio spot del GNL en Asia y la mayor competitividad del gas procedente del norte de África, pese al incremento en el precio del Brent en el corto plazo Utilización de las infraestructuras de regasificación y almacenamiento La utilización de las instalaciones de regasificación y almacenamiento también reflejó el contexto de incremento de la demanda y suficiente oferta, aumentando tanto la producción de las plantas de regasificación como las descargas (Tabla 4). Las existencias de GNL en los tanques de las plantas de regasificación se mantuvieron en niveles relativamente elevados (entre y GWh/día en julio, agosto y septiembre de 2017), reflejando un nivel adecuado de abastecimientos (Gráfico 6) y marcando un promedio en el trimestre de unos GWh. A día 30 de septiembre, las existencias en los tanques de las plantas de regasificación se situaban en torno a los GWh/día. Por otro lado, las existencias de gas útil almacenado en los almacenamientos subterráneos también aumentaron, a un ritmo menor que en el trimestre anterior, en preparación del inicio del nuevo año gasista y del periodo de extracción (Tabla 4). 12 Las entregas DES en la Península Ibérica fueron competitivas frente a las importaciones de gas indexado al petróleo desde África durante la mayor parte de julio y agosto. Pág. 11 de 14

13 Tabla 4. Actividad en las plantas de regasificación y existencias de gas útil en AA.SS. Producción y descargas y capacidad contratada y utilizada en plantas de regasificación T T (media mensual) (media mensual) Var. T/T-1 % Producción total (GWh) , ,3 11,9% Descargas (GWh) , ,7 21,7% % de capacidad nominal contratada (*) 29,8% 27,4% 8,7% % de capacidad nominal utilizada (*) 84,1% 83,9% 0,2% Inyección/extracción neta y existencias T T Var. T/T-1 % de gas útil en AA.SS. (media mensual) (media mensual) Inyección (+) / Extracción (-) neta (GWh) 681, ,7-48,4% Existencias medias de gas útil (GWh) (**) , ,7 13,0% Fuente: Enagás GTS. (*)=Datos correspondientes a los meses de julio y agosto de (**)=Valor medio de las existencias el último día de cada mes Operación del sistema y acciones de balance por parte del GTS En el tercer trimestre del año el Gestor Técnico del Sistema (GTS) ejecutó 12 acciones de balance en total. A finales de julio y en agosto, coincidiendo con la mayor variabilidad de la generación de electricidad a partir de gas, llevó a cabo 11 acciones de balance compradoras, por un total de 173,57 GWh (2 compras a finales de julio por valor de 45,13 GWh y 9 compras entre el 8 y el 31 de agosto por valor de 128,44 GWh). En septiembre, con el sistema bastante balanceado, únicamente llevó a cabo una acción de balance, de venta, el día 26/09 por valor de 30,25 GWh. 6. EVOLUCIÓN DE LA ACTIVIDAD Y LA LIQUIDEZ EN LA PLATAFORMA MIBGAS Un trimestre más, los datos de actividad y liquidez en la plataforma MIBGAS constatan la consolidación gradual del Mercado Organizado de Gas como centro de mercado de referencia de corto plazo en el mercado mayorista ibérico. El incremento en el volumen negociado en MIBGAS en T se ha visto acompañado por un significativo aumento en el número de transacciones diarias de los productos Intradiario y D+1 (alcanzando un máximo de 65,3 en julio frente al máximo de 50,6 en el T2-2017, registrado en junio) y en el número de agentes que participan de forma activa en la plataforma MIBGAS (alcanzando 35 en septiembre, frente a 23 en octubre de 2016 Gráfico 7). Asimismo, el número de agentes dados de alta en el Mercado Organizado de Gas también ha aumentado, desde 51 a finales del T hasta 60 a finales del tercer trimestre del año y, por otro lado, continúa creciendo la liquidez de la plataforma MIBGAS en términos relativos. Pág. 12 de 14

14 Gráfico 7. Número de transacciones/día (ID y D+1) y número de agentes activos en días laborables.* ,1 37, , ,4 53,9 55, , , , ,3 59, , oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 Nº transacciones/día pdtos. Intradiario y D+1 Nº agentes activos (promedio) 15 Fuente: MIBGAS. *=Se considera que un agente está activo en un día laborable si publica al menos una oferta de compra o venta. Gráfico 8. Volumen negociado en MIBGAS (GWh/mes y porcentaje de la demanda total) ,8% ,1% ,0% 3,3% 4,0% 3,8% ,8% 3,5% 2,9% 2,9% 2,4% 2,9% oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 Volumen MIBGAS (GWh) % Demanda total España 6,0% 5,0% 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% Fuente: MIBGAS y Enagás GTS. Otro dato de gran interés que evidencia el asentamiento del Mercado Organizado de Gas en el mercado ibérico es el porcentaje de la demanda total que representa el volumen negociado en MIBGAS, y que se Pág. 13 de 14

15 situó en julio en 4,1%, en agosto en el 4,0% y en septiembre en el 3,5%. Los valores registrados en julio y agosto son los máximos anuales y se sitúan por encima de los valores registrados en Por último, es de destacar que, desde el 1 de enero hasta el 30 de septiembre, el volumen negociado en MIBGAS representa el 3,4% de la demanda total nacional. En el año 2016, esta cifra en total representó el 2%. 13 En julio y agosto de 2016 se negoció en MIBGAS el 2,8% y el 3,2% de la demanda total nacional, respectivamente. Pág. 14 de 14

16 Alfonso XI, Madrid (España) T (+34)