INFORME TRIMESTRAL DEL MERCADO ORGANIZADO DE GAS T2-2017 Alfonso XI, 6. 28014 Madrid (España) www.mibgas.es T (+34) 91 268 26 01
ÍNDICE 1. RESUMEN Y PRINCIPALES INDICADORES... 2 2. EVOLUCIÓN DEL PRECIO DIARIO DEL GAS NATURAL... 3 2.1. Precio MIBGAS D+1.... 3 2.2. Precio D+1 en otros mercados europeos... 4 3. PRECIOS DEL PRODUCTO MES SIGUIENTE... 5 3.1. Precio MIBGAS M+1... 5 3.2. Precio M+1 en otros mercados europeos... 6 4. EVOLUCIÓN DEL VOLUMEN NEGOCIADO... 7 4.1. Volumen negociado en MIBGAS... 7 4.2. Volumen negociado en otros mercados europeos... 8 5. BALANCE ENTRADAS-SALIDAS Y UTILIZACIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS EN ESPAÑA... 8 5.1. Entradas y salidas de la red de transporte... 8 5.2. Utilización de las infraestructuras de regasificación y almacenamiento... 10 5.3. Operación del sistema y acciones de balance por parte del GTS.... 10 6. EVOLUCIÓN DE LA ACTIVIDAD Y LA LIQUIDEZ EN LA PLATAFORMA MIBGAS... 10 Pág. 1 de 11
1. RESUMEN Y PRINCIPALES INDICADORES. El segundo trimestre del año se ha caracterizado en los mercados europeos de gas natural por una situación de oferta abundante en abril y mayo, en un contexto de temperaturas suaves, y un significativo incremento de la demanda de gas en junio debido a la fuerte y prolongada ola de calor que se experimentó en Europa occidental. El precio medio del producto MIBGAS D+1 se situó en T2-2017 en 17,82 /MWh (excluyendo fines de semana y festivos), registrando una tendencia plana durante todo el trimestre y con baja volatilidad, en un contexto de amplia disponibilidad de oferta y una fuerte caída de la demanda respecto del trimestre anterior. El volumen negociado en la plataforma MIBGAS se situó en T2-2017 en 2.598,4 GWh, lo que supone el 3,58% de la demanda total en España (vs. 2,90% en T1-2017). Tabla 1. Principales indicadores en los mercados mayoristas de gas en Europa. T2-2017 T1-2017 Var. % Precio D+1 MIBGAS ( /MWh) (*) 17,821 25,041-28,83% Precio D+1 TRS ( /MWh) (*) 15,878 23,604-32,73% Precio D+1 TTF ( /MWh) (*) 15,608 18,423-15,28% Precio M+1 MIBGAS ( /MWh) (*) (**) 17,832 21,596-17,43% Precio M+1 TRS ( /MWh) (*) 16,196 21,540-24,81% Precio M+1 TTF ( /MWh) (*) 15,424 18,289-15,67% Volumen MIBGAS (GWh) 2.598,40 2.800,00-7,20% Volumen Mercados Organizados Europa continental (TWh) (***) 1.216,5 1.450,3-16,1% Volumen OTC Europa continental (TWh) (***) 2.201,0 2.729,0-19,3% Volumen total Europa continental (TWh) (***) 3.417,5 4.179,3-18,2% Fuente: MIBGAS, mercados organizados, LEBA. (*) = 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 (T2 2017 incluye abril y mayo). Pág. 2 de 11
2. EVOLUCIÓN DEL PRECIO DIARIO DEL GAS NATURAL. 2.1. Precio MIBGAS D+1. El precio del producto MIBGAS D+1 se movió en torno a una estrecha banda de aproximadamente 1,5 /MWh y con tendencia totalmente plana a largo del segundo trimestre de 2017 (Gráfico 1), influenciada por una acusada caída de la demanda de gas (en el entorno del 30% respecto del trimestre anterior) y niveles de oferta abundantes. Gráfico 1. Evolución del precio diario (D+1) en varios mercados europeos. Fuente: MIBGAS, mercados organizados. Desde los últimos días de mayo se produjo un gradual incremento en la producción de los ciclos combinados, impulsado por las altas temperaturas y la relativamente baja producción de energía eólica e hidráulica (Gráfico 2). Sin embargo, y aun habiendo una tendencia ascendente con elevada variabilidad en la producción de los ciclos combinados, alcanzándose el 21 de junio el valor más alto en época estival desde 2011 en la demanda diaria de gas natural para generación de electricidad (465 GWh), el precio spot del gas en España se mantuvo en los niveles registrados en las semanas precedentes. En junio, la correlación entre el índice MIBGAS 1 y la producción diaria de los ciclos combinados se situó en 0,89. 2 1 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. 2 En el periodo entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2017 el coeficiente de correlación entre el índice MIBGAS D+1 y la producción de los ciclos combinados se situó en 0,33, mientras que la correlación entre el índice MIBGAS D+1 y la demanda diaria de gas alcanzó 0,76. Esto sugiere que en determinados momentos en los que la producción de los ciclos combinados supera determinados niveles (por ejemplo, en junio de 2017), la variabilidad en el consumo de gas para el sector eléctrico es probablemente el inductor más relevante de las variaciones en el Pág. 3 de 11
01/01/2017 08/01/2017 15/01/2017 22/01/2017 29/01/2017 05/02/2017 12/02/2017 19/02/2017 26/02/2017 05/03/2017 12/03/2017 19/03/2017 26/03/2017 02/04/2017 09/04/2017 16/04/2017 23/04/2017 30/04/2017 07/05/2017 14/05/2017 21/05/2017 28/05/2017 04/06/2017 11/06/2017 18/06/2017 25/06/2017 MWh /MWh Gráfico 2. Índice MIBGAS, demanda total y producción de los ciclos combinados en España. 250.000 45,0 225.000 200.000 175.000 150.000 125.000 100.000 75.000 50.000 25.000 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0 0,0 Demanda Total (MWh) (01/04/17=100.000) (eje izqdo.) Producción CCGTs (MWh) (eje izqdo.) Índice MIBGAS ( /MWh) (eje dcho.) Fuente: MIBGAS, REE (e sios). 2.2. Precio D+1 en otros mercados europeos En los mercados de gas de nuestro entorno, los meses de abril y mayo se caracterizaron por una meteorología benigna, lo que, unido a flujos elevados de gas importado desde Noruega y Rusia 3 y bajos niveles de inyección en los almacenamientos, generó una presión bajista sobre los precios de corto plazo del gas natural en todo el continente, que evolucionaron sin tendencia (Gráfico 1). A lo largo de todo el trimestre el precio MIBGAS D+1 mantuvo un diferencial (spread) con los precios de los productos D+1 en los hubs continentales de unos 2 /MWh, en línea con el coste marginal de corto plazo de la capacidad de interconexión (Gráfico 1). En junio, los mercados de gas en Europa occidental se han visto afectados por una ola de calor que, unida a mantenimientos programados en las interconexiones con Noruega, al retraso en la reconexión de algunas centrales nucleares en Francia (tras mantenimientos programados) y a la baja hidraulicidad en la mayor parte de los mercados, 4 ha impulsado la demanda de gas para producción de electricidad. precio diario de MIBGAS. En general, sin embargo, es la variabilidad de la demanda total de gas (convencional más sector eléctrico) la que determina en gran medida la variabilidad del precio diario en MIBGAS. 3 Aunque los precios de los contratos indexados a los precios de los hubs se situaban por debajo de los de los contratos de importación de gas ruso, se han mantenido a lo largo de gran parte del trimestre flujos elevados de gas ruso hacia el continente, en gran medida por la fuerte demanda de gas en Italia en la parte final del trimestre, debida a restricciones en la exportación de gas argelino por mantenimientos no programados y a la ola de calor. 4 En Suiza, Francia, Italia y España la ola de calor dio lugar a niveles de reservas hidráulicas extremadamente bajos en comparación con años precedentes. Pág. 4 de 11
Aunque todos estos factores ejercen en teoría presión alcista sobre los precios, sus niveles no se han visto excesivamente afectados, lo que refleja un nivel adecuado de suministros de gas en el continente, tanto por gasoducto como de gas natural licuado. Por otro lado, en el hub británico NBP se produjo una caída en el precio spot a mediados de junio con motivo del mantenimiento programado (de dos semanas de duración) de la interconexión con Bélgica, lo que incrementó la oferta de gas en el Reino Unido. El segundo trimestre del año, hasta finales del mes de mayo se ha caracterizado por un patrón de baja volatilidad en los precios D+1, habitual en los meses valle (Gráfico 3). A partir de los últimos días de mayo, sin embargo, aumentó la volatilidad de los precios diarios en los hubs NBP, PEG Nord y TRS debido al incremento en el consumo de gas para producción de electricidad por la ola de calor y la baja producción de energía renovable. En el hub NBP, la parada programada de la interconexión con Bélgica hizo repuntar la volatilidad del precio D+1, que se desacopló del resto de mercados. 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. Por otro lado, la volatilidad anualizada del precio MIBGAS M+1 se mantuvo en abril y mayo en torno al 30%, valor similar al registrado por los precios en los hubs del continente (Gráfico 3). A partir de mediados del mes de junio, coincidiendo con el incremento en el consumo de gas para producción de electricidad aumentó ligeramente la volatilidad del precio MIBGAS D+1. 3. PRECIOS DEL PRODUCTO MES SIGUIENTE. 3.1. Precio MIBGAS M+1. Los precios del producto MIBGAS M+1 han mantenido una trayectoria plana a lo largo del segundo trimestre del año 2017, en un contexto de relativamente baja demanda, alta disponibilidad de suministros (por gasoducto y en el mercado de GNL) y manteniendo un diferencial constante inferior a 2 Pág. 5 de 11
/MWh con el precio del producto M+1 en el hub del sur de Francia TRS (Gráfico 4), que ha marcado la referencia marginal en el hub PVB para las entregas de corto plazo. Este valor del spread es de una magnitud similar al valor del peaje del producto mensual de capacidad de entrada en la interconexión VIP Pirineos en los meses de abril (1,88 /MWh), mayo (1,81 /MWh) y junio (1,73 /MWh). Gráfico 4. Evolución del precio del producto mes siguiente (M+1) en varios mercados europeos. Fuente: MIBGAS, mercados organizados, LEBA. 3.2. Precio M+1 en otros mercados europeos. En los mercados de gas de nuestro entorno, los precios del producto M+1 se movieron lateralmente en abril, sin tendencia y dentro de una estrecha banda (Gráfico 4), descontando la situación de baja demanda por temperaturas suaves, abundante oferta, con flujos robustos desde Noruega y Rusia y suficiente disponibilidad de GNL en el mercado global, y existencias crecientes en los almacenamientos subterráneos. A partir de los primeros días de mayo y hasta el final del trimestre, el contexto general de exceso de oferta provocó que los precios del contrato M+1 en los hubs del norte de Europa occidental (PEG Nord y TTF) se movieran con una ligera tendencia descendente, pese a iniciarse el ciclo de inyección en los almacenamientos, que no se corrigió sustancialmente con la llegada de la ola de calor que azotó Europa en las primeras semanas de junio. 5 Así, a lo largo del mes de junio continuó observándose una ligera tendencia descendente en los precios de los productos M+1. En el hub británico NBP, los traders 5 En TTF, por ejemplo, se observaron a lo largo del mes de mayo bajas tasas de inyección en almacenamientos subterráneos, niveles elevados de importación desde Noruega y flujos reducidos de exportación a Alemania y Bélgica. Pág. 6 de 11
descontaron además desde principios de mayo el efecto del mantenimiento programado en la interconexión con Bélgica entre el 14 y el 29 de junio. En el hub del sur de Francia, el retraso en la reconexión de algunas centrales nucleares tras sus mantenimientos programados y la previsión de un mayor consumo de gas para la producción de electricidad ha servido como soporte para los precios del producto M+1. 4. EVOLUCIÓN DEL VOLUMEN NEGOCIADO. 4.1. Volumen negociado en MIBGAS. En el T2-2017, se produjo un incremento en la negociación del producto M+1, aunque el volumen total negociado en MIBGAS disminuyó en este período, principalmente debido al descenso de la demanda, lo que produjo una menor negociación de los productos intradiario y D+1 (Gráfico 5). Gráfico 5. Volumen negociado en MIBGAS por tipo de producto. Fuente: MIBGAS. La situación generalizada de menor demanda y suficiente oferta ha tenido como efecto que los agentes no han tenido la necesidad de realizar ajustes de corto plazo para balancear sus posiciones en el PVB, incluso en un contexto de mayor demanda de gas para generación eléctrica durante el mes de junio como consecuencia de las altas temperaturas. El volumen negociado en el segundo trimestre de 2017 fue tres veces superior al registrado en el mismo trimestre del año anterior (860,2 GWh). En términos de los productos negociados, destaca en T2-2017 respecto del T2-2016 el incremento en la negociación del producto intradiario (4,4 veces más) y de los productos D+2 a D+5 (15 veces más). Pág. 7 de 11
4.2. Volumen negociado en otros mercados europeos. En el resto de mercados europeos, el volumen negociado también ha caído en abril y mayo, respecto de los tres primeros meses del año, entre un 15% y un 20% (Tabla 2). Esta caída es consistente con la situación de relativamente baja volatilidad de precios y del contexto de abundante gas en los mercados europeos. La caída en la negociación se ha centrado, principalmente, en el hub TTF, el hub gasista de referencia en Europa, y ha afectado de igual manera a los mercados organizados y al mercado OTC. Tabla 2. Volumen negociado en mercados organizados y el mercado OTC en los hubs continentales. (*) T2-2017 T1-2017 Var. T/T-1 % (media mensual) (**) (media mensual) Mercados organizados (TWh) 1.216,5 1.450,3-16,1% Mercado OTC (TWh) 2.201,0 2.729,0-19,3% Volumen total negociado (TWh) 3.417,5 4.179,3-18,2% Fuente: ICE, PEGAS. (*) = Datos referidos a los hubs TTF, NCG, Gaspool, ZEE, VTP, PEG Nord, TRS y PSV. (**) = Datos correspondientes a abril y mayo de 2017. 5. BALANCE ENTRADAS-SALIDAS Y UTILIZACIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS EN ESPAÑA. 5.1. Entradas y salidas de la red de transporte. El T2-2017 registró una la caída de la demanda total (convencional más sector eléctrico) respecto del trimestre anterior del 25%. Este descenso estuvo motivado por las suaves temperaturas en abril y mayo, que motivaron una fuerte caída en la demanda convencional (-20%) (Gráfico 6 y Tabla 3). El mix de aprovisionamiento de gas natural para el sistema gasista español se mantuvo sin cambios, con un 54% de las entradas de gas en el sistema a través de gasoductos (Tabla 3). El descenso en el volumen total de salidas de la red de transporte respecto del trimestre anterior (-20%) se compensó con caídas de igual magnitud relativa en las entradas de gas natural y GNL. Pág. 8 de 11
Gráfico 6. Evolución mensual de los aprovisionamientos y la demanda en el sistema gasista español. 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-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 T2-2017 T1-2017 Var. T/T-1 % Demanda convencional (GWh) 58.855,2 82.998,0-29,1% Demanda sector eléctrico (GWh) 13.278,0 13.501,0-1,7% Salidas por conex. internac. (GWh) 10.206,6 6.371,0 60,2% Carga de buques (GWh) 2,5 0,0 -- Total (GWh) 82.342,4 102.870,0-20,0% Aprovisionamientos T2-2017 T1-2017 Var. T/T-1 % Gas natural (GWh) 46.094 56.973-19,1% GNL (GWh) 38.720 46.185-16,2% Volumen total (GWh) 84.814 103.158-17,8% Saldos en conexiones internac. T2-2017 T1-2017 Var. T/T-1 % Tarifa GME (GWh) 17.388,7 25.124,0-30,8% Almería MEDGAZ (GWh) 17.458,0 22.877,0-23,7% VIP Pirineos (GWh) 11.247,0 8.811,0 27,6% VIP Ibérico (GWh) -10.206,7-5.618,0 81,6% Fuente: Enagás GTS. Pág. 9 de 11
5.2. Utilización de las infraestructuras de regasificación y almacenamiento. La utilización de las instalaciones de regasificación y almacenamiento también reflejó el contexto de fuerte caída de la demanda en el segundo trimestre del año y abundante oferta, cayendo tanto la producción de las plantas de regasificación como las descargas y aumentando las existencias de gas útil almacenado en los almacenamientos subterráneos (Tabla 4). Tras el incremento en las existencias de GNL en los tanques de las plantas de regasificación en febrero (9.532 GWh/día, en media) y marzo (11.923 GWh/día, en media) para atender el incremento de demanda del inicio del año, las existencias de GNL se situaron en valores entre 9.200 y 9.300 GWh/día en abril, mayo y junio de 2017, reflejando un nivel adecuado de abastecimientos (Gráfico 6). Tabla 4. Actividad en las plantas de regasificación y existencias de gas útil en AA.SS. T1 2017 Producción y descargas y capacidad T2 2017 (*) Var. T/T-1 % contratada y utilizada en PRs (media mensual) (media mensual) Producción total (GWh) 12.587,0 15.519,0-18,9% Descargas (GWh) 11.739,5 16.712,0-29,8% % de capacidad nominal contratada 24,4% 34,7% -29,6% % de capacidad nominal utilizada 84,8% 76,6% 10,8% Inyección/extracción neta y existencias T2 2017 T1 2017 Var. T/T-1 % de gas útil en AA.SS. (media mensual) (*) (media mensual) Inyección (+) / Extracción (-) neta (GWh) 1.430,0-739,3 nd Existencias medias de gas útil (GWh) (**) 19.582,0 17.441,7 12,3% Fuente: Enagás GTS. (*)=Datos correspondientes a los meses de abril y mayo de 2017. (**)=Valor medio de las existencias el último día de cada mes. 5.3. Operación del sistema y acciones de balance por parte del GTS. En T2-2017 el Gestor Técnico del Sistema (GTS) ejecutó 5 acciones de balance en abril, todas de venta (3 de venta en la primera mitad por un total de 86,4 GWh y 2 de venta a finales de mes por un total de 97,3 GWh), y otras 3 en mayo (en este caso acciones de compra, a principios y final de mes, por un total de 85,7 GWh), buscando restituir el nivel de gas almacenado en los gasoductos de transporte a la banda de valores de referencia normales. En junio, pese a la ola de calor y al incremento de la demanda de gas para la generación de electricidad, el GTS no tuvo que realizar acciones de balance hasta el día 28 (venta de 39,3 GWh). 6. EVOLUCIÓN DE LA ACTIVIDAD Y LA LIQUIDEZ EN LA PLATAFORMA MIBGAS. El descenso en el volumen negociado en MIBGAS en T2-2017 se vio acompañado de un menor número de transacciones diarias respecto de T1-2017 (aunque mayor que en T4-2016 y significativamente por Pág. 10 de 11
encima de T2-2016); sin embargo, sí que se produjo un considerable aumento en el número de agentes que participan de forma activa (alcanzando 30 en junio, Gráfico 7, frente a 16 en junio de 2016), y el número de agentes en el Mercado Organizado de Gas (51 a finales de junio). Por otro lado, aunque el volumen negociado en MIBGAS en T2-2017 fue inferior al del T1-2017 (ver la sección 4.1), el porcentaje de la demanda total que representa dicho volumen se situó en mayo (4,01%) y junio (3,83%) en niveles superiores a los registrados en el primer trimestre del año (Gráfico 8) y significativamente por encima de los valores observados en el T2-2016 (0,4% en abril, 0,8% en mayo y 2,6% en junio). Gráfico 7. Número de transacciones/día (ID y D+1) y número de agentes activos en días laborables.* 60 50 40 30 20 10 43,1 37,8 23 23 40,8 23 54,4 53,9 55,2 27 28 27 41,3 26 49,1 50,5 27 30 35 30 25 20 0 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 Nº transacciones/día pdtos. Intradiario y D+1 Nº agentes activos en días laborables 15 Fuente: MIBGAS. *=Agente activo es el que publica ofertas todos los días laborables. Gráfico 8. Volumen negociado en MIBGAS (GWh/mes y porcentaje de la demanda total). 1400 1303 1255 6,00% 1200 1000 800 600 400 4,82% 939 2,84% 1009 2,89% 3,26% 695 2,38% 850 687 2,94% 2,89% 5,00% 967,455 944 4,01% 4,00% 3,83% 3,00% 2,00% 200 1,00% 0 oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 Volumen MIBGAS (GWh) Volumen MIBGAS como % demanda total (eje dcho.) 0,00% Fuente: MIBGAS y Enagás GTS. Pág. 11 de 11
Alfonso XI, 6. 28014 Madrid (España) www.mibgas.es T (+34) 91 268 26 01