MERCADO IBÉRICO DEL GAS
MERCADO ORGANIZADO DO GÁS RELATÓRIO TRIMESTRAL
T4-2017
ÍNDICE
ÍNDICE ... 1
1. RESUMO E INDICADORES PRINCIPAIS ... 2
2. EVOLUÇÃO DO PREÇO DIÁRIO DO GÁS NATURAL ... 3
2.1. Preço MIBGAS D+1. ... 3
2.2. Preço D+1 noutros mercados europeus ... 5
3. PREÇOS DO PRODUTO MÊS SEGUINTE. ... 7
3.1. Preço MIBGAS M+1. ... 7
3.2. Preço M+1 noutros mercados europeus. ... 8
4. EVOLUÇÃO DO VOLUME NEGOCIADO. ... 9
4.1. Volume negociado no MIBGAS. ... 9
4.2. Volumes negociados noutros mercados europeus. ... 10
5. BALANÇO ENTRADAS-SAÍDAS E UTILIZAÇÃO DAS INFRAESTRUTURAS EM ESPANHA... 10
5.1. Entradas e saídas na rede de transporte ... 10
5.2. Utilização das infraestruturas de regaseificação e armazenagem ... 12
5.3. Operação do sistema e ações de balanceamento do Gestor Técnico do Sistema ... 12
6. EVOLUÇÃO DA ACTIVIDADE E DA LIQUIDEZ NA PLATAFORMA MIBGAS. ... 13
1. RESUMO E INDICADORES PRINCIPAIS
O último trimestre de 2017 caracterizou-se por uma tendência altista dos preços spot do gás natural em toda a Europa, impulsionada pelo aumento da procura de gás natural (em especial pela procura no setor elétrico), o aumento generalizado dos preços da energia (petróleo, carvão, GNL e direitos de emissão de CO2) e a incerteza quanto à disponibilidade do parque nuclear francês. Na segunda metade de dezembro, os preços diminuíram quando a procura de gás natural caiu devido a temperaturas mais suaves do que o esperado.
O preço médio do produto MIBGAS D+1 foi de € 23,79/MWh no 4T-2017 (excluindo fins de semana e feriados), registando uma tendência em alta durante quase todo o trimestre, com uma volatilidade relativamente estável, num contexto de forte crescimento da procura quando comparada com a do trimestre anterior e uma tendência igualmente em alta dos preços da eletricidade. Na segunda metade de dezembro, o preço do produto MIBGAS D+1 caiu, em linha com a diminuição da procura e do preço da eletricidade.
No quarto trimestre de 2017 foram negociados 4 933 GWh na plataforma MIBGAS (+ 62% do que no trimestre anterior), correspondente a 4,8% da procura total de gás natural em Espanha (contra 3,9%
no 3T-2017).
Quadro 1 - Indicadores principais nos mercados grossistas do gás na Europa
4T-2017 3T-2017 Var. %
Preço D+1 MIBGAS (€/MWh) (*) 23,790 17,030 39,69%
Preço D+1 TRS (€/MWh) (*) 22,077 16,265 35,73%
Preço D+1 TTF (€/MWh) (*) 19,111 16,145 18,37%
Preço M+1 MIBGAS (€/MWh) (*) (**) 24,913 17,696 40,78%
Preço M+1 TRS (€/MWh) (*) 23,951 16,621 44,10%
Preço M+1 TTF (€/MWh) (*) 19,239 15,888 21,09%
Volume MIBGAS (GWh) 4 933,0 3 044,6 62,02%
Volume Mercados Organizados
Europa continental (TWh) (***) 1 236,9 1 291,8 -4,2%
Volume OTC Europa continental (TWh) (***) 2 632,1 2 271,2 15,9%
Volume total Europa continental (TWh) (***) 3 869,0 3 563,0 8,6%
Fontes: MIBGAS, mercados organizados, Trayport.com.
(*) - Média dos preços diários, excluindo fins de semana e feriados
(**) - Média dos preços de referência nos dias em que o produto foi negociado
(***) - Média mensal (T4-2017 inclui outubro e novembro)
2. EVOLUÇÃO DO PREÇO DIÁRIO DO GÁS NATURAL 2.1. Preço MIBGAS D+1.
O preço do produto MIBGAS D+1 evoluiu em alta durante os meses de outubro e novembro de 2017, chegando a atingir 30€/MWh no início de dezembro, antes de cair gradualmente para um nível próximo dos 22€/MWh no final do ano (Gráfico 1).
Gráfico 1. Evolução do preço diário (D+1) em vários mercados europeus
Fontes: MIBGAS, mercados organizados. Excluindo fins de semana e dias feriados Nota - O preço D+1 alcançou os 80 €/MWh no hub PSV no dia 12 de dezembro
O trimestre começou com um aumento dos preços spot ao longo do mês de outubro, mantendo a tendência em alta iniciada a partir da segunda semana de agosto1 e que se foi prolongando, embora de modo menos acentuado, ao longo de todo o mês de setembro.
O crescimento dos preços em outubro foi principalmente suportado pelo aumento da procura de gás natural (tanto convencional como para geração de energia elétrica) e pelo aumento dos preços da eletricidade, em consequência da diminuição dos níveis nas albufeiras e da falta de chuva2, o que provocou uma maior utilização de combustíveis fósseis (carvão e gás natural) para geração de eletricidade.
Outros fatores determinantes na escalada dos preços foram o aumento generalizado dos preços da energia (petróleo, carvão, GNL e direitos de emissão de CO2) e a grande incerteza associada à
1 A tendência descendente em julho e nos primeiros dias de agosto, apoiada pela diminuição da produção dos ciclos combinados e por temperaturas relativamente moderadas, deu azo ao mínimo do preço D+1 de 11 de agosto (15,50 € / MWh).
2 2017 foi um ano excecionalmente seco. De acordo com os dados da REE, a partir de fevereiro (em que se registou uma média mensal de 44,2% da capacidade máxima) os níveis nas albufeiras caíram continuamente até ao final de outubro (27,7%), permanecendo ao longo do ano perto de valores mínimos históricos.
disponibilidade do parque nuclear francês, o que resultou num incremento sustentado dos preços spot em todos os hubs de gás europeus.
A forte pressão sobre o preço à vista (spot) do gás natural em Espanha manteve-se durante todo o mês de novembro, com o produto MIBGAS D+1 a atingir 26,99€/MWh no dia 30 desse mês. Em novembro os principais suportes do preço MIBGAS D+1 foram o forte aumento da procura do gás em Espanha (tanto convencional como para geração de eletricidade – nos últimos dias de novembro foram alcançados os máximos anuais da produção de eletricidade nos ciclos combinados), os preços da eletricidade em Espanha e em França e o incremento do preço spot do GNL na Ásia.
A evolução do preço D+1 seguiu de perto o comportamento da produção dos ciclos combinados (o preço spot da eletricidade atingiu 69,50€ /MWh no final de novembro) num contexto de: 1) maior geração utilizando combustíveis fósseis, devido aos níveis baixos das albufeiras e à indisponibilidade de centrais nucleares (Ascó 2, Cofrentes) e 2) preços de eletricidade relativamente altos em França.
Nos primeiros dias de dezembro houve um aumento significativo nos preços do gás natural e da eletricidade em Espanha, provocado pelo forte crescimento da procura do gás3, pelo aumento de preços no mercado da eletricidade na Europa Ocidental4 e pela contínua pressão em alta exercida pelos preços spot do GNL na Ásia. A partir da segunda semana, no entanto, o preço MIBGAS D+1 caiu gradualmente até ao final do mês, em linha com a queda registada no preço da eletricidade e com a diminuição da procura, ficando abaixo dos 22 €/MWh a 31/12.
O spread entre os preços MIBGAS D+1 e TRS D+1 manteve-se estável durante quase todo o mês de outubro (entre 2 e 3 €/MWh), embora tivesse flutuado numa faixa entre -2 €/MWh e + € 2/MWh em novembro. Em dezembro, o spread MIBGAS D+1-TRS D+1 aumentou significativamente nos primeiros 10 dias do mês, de 2€/MWh para mais de 4€/MWh em 21/12, caindo depois para 2€/MWh. no final do mês.
Por outro lado, a influência da procura total de gás natural continuou a ser muito relevante nos preços do gás durante o 4T-2017 (Gráfico 2). Neste período, a correlação entre o índice MIBGAS5 e a procura total de gás natural aumentou em relação ao trimestre anterior, situando-se em 0,80 (contra 0,56 no período 3T-2017). Por outro lado, a correlação entre o índice MIBGAS e a produção diária dos ciclos combinados caiu no 4T-2017, ficando em 0,32 (contra 0,40 no trimestre anterior) 6. No mês de
3 A procura de gás natural em Espanha atingiu 1670 GWh a 4 de dezembro (1107 GWh para consumo convencional e 509 GWh para geração de eletricidade), como consequência das baixas temperaturas registadas na Península Ibérica e da baixa produção hidroelétrica.
4 O preço do contrato M+1 aumentou no PVB para quase 28,50€/MWh na primeira semana do mês, alcançando um máximo desde o início do ano, enquanto o preço spot MIBGAS D+1 atingia os 30€/MWh a 5 de dezembro. O contrato Ano 2018 com entrega no PVB chegou a atingiu um spread de 3€/MWh relativamente ao do seu homónimo no TTF. No mercado de eletricidade, o preço médio diário da eletricidade excedeu os 76,5€/MWh a 4 de dezembro, numa situação de preços muito altos em França (91€/MWh), na Bélgica (quase 92,6€/MWh), na Itália (89€/MWh) e na Suíça (87,5€ /MWh).
5 O índice MIBGAS é o preço médio ponderado de todas as transações efetuadas no mesmo dia de gás nos produtos Diário (MIBGAS D+1) e Intradiário com entrega no PVB-ES
6 No período compreendido entre 1 de janeiro e 31 de dezembro de 2017, o coeficiente de correlação entre o índice MIBGAS D+1 e a produção dos ciclos combinados situou-se em 0,19, enquanto a correlação entre o índice MIBGAS D+1 e a procura diária de gás atingiu um valor de 0,70.
dezembro, no entanto, a correlação entre, por um lado, o índice MIBGAS e a procura total e, por outro, entre este e a produção dos ciclos combinados situou-se, respetivamente, em 0,87 e 0,82.
Gráfico 2. Índice MIBGAS, procura total e produção dos ciclos combinados em Espanha
Fontes: MIBGAS, REE (e∙sios).
A volatilidade do preço MIBGAS D+1 teve um comportamento relativamente estável no 4T-2017, em linha com o que foi observado no resto dos mercados mais próximos da Península Ibérica (Gráfico 3). Em outubro, o valor da volatilidade anualizada apresentou um aumento a partir de 10/10 relacionado com a variabilidade na produção de eletricidade a partir do gás natural, chegando a alcançar um nível de 80%
no final do mês.
Em novembro, a volatilidade anualizada do produto MIBGAS D+1 manteve uma tendência ligeiramente descendente, oscilando entre 70% e 90%. Em dezembro, manteve-se uma ligeira tendência de queda, em linha com a diminuição da procura e da utilização dos ciclos combinados de gás, terminando o mês com valores de volatilidade anualizada na ordem dos 70%.
2.2. Preço D+1 noutros mercados europeus
Tal como no caso do preço MIBGAS D+1, os preços de D+1 nos principais hubs europeus apresentaram uma tendência em alta (Gráfico 1) desde o início do 4T-2017 até aos primeiros dias de dezembro. A partir de 12 de dezembro (dia em que ocorreu um pico nos preços spot devido a uma explosão numa instalação de distribuição de gás natural em Baumgarten, na Áustria, a qual coincidiu com paragens não programadas em várias instalações do gás no norte da Europa), os preços spot do gás natural caíram em toda a Europa, num contexto duma procura relativamente baixa devido a estarem a ocorrer temperaturas moderadas para a época do ano.
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0
0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000
01/07/2017 08/07/2017 15/07/2017 22/07/2017 29/07/2017 05/08/2017 12/08/2017 19/08/2017 26/08/2017 02/09/2017 09/09/2017 16/09/2017 23/09/2017 30/09/2017 07/10/2017 14/10/2017 21/10/2017 28/10/2017 04/11/2017 11/11/2017 18/11/2017 25/11/2017 02/12/2017 09/12/2017 16/12/2017 23/12/2017 30/12/2017 €/MWh
MWh
Índice Demanda Total (01/07=100.000) (eje izqdo.) Producción CCGTs (MWh) (eje izqdo.) Índice MIBGAS (€/MWh) (eje dcho.)
Em outubro, os preços dos produtos D+1 nos centros PEG Nord e PSV oscilaram dentro de faixas relativamente estreitas em outubro (16,5-18,0€/MWh no caso do hub francês e 19,0-20,0€/MWh no caso italiano). No caso do hub francês TRS, verificou-se uma tendência em alta desde meados desse mês, que pode estar associada à incerteza quanto às datas de reentrada em linha de várias centrais nucleares em que foram efetuados trabalhos de reparação e manutenção (tendo ocorrido vários atrasos relativamente às datas de reentrada previamente anunciadas). A tendência em alta do preço spot do GNL na Ásia e as cargas de navios no sul da França também atuaram como suporte para os preços neste hub em outubro.
Em novembro, os preços dos produtos D+1 aumentaram gradualmente em todos os hubs europeus, impulsionados pelo crescimento da procura do gás e pela pressão em alta dos preços da energia em geral (petróleo, carvão, direitos de emissão de CO2 e, em especial, do GNL). No início de novembro, os preços do gás natural no sul da Europa (TRS e MIBGAS) dissociaram-se dos preços nos hubs do norte da Europa (TTF), mantendo esta situação durante o resto do mês. No hub TRS, a situação de escassez de GNL e os baixos volumes de regaseificação resultaram num forte aumento do preço D+1 nos primeiros dias do mês, atuando como suporte aos preços do gás no TRS o crescimento no consumo do gás, o aumento dos preços da eletricidade (associado a um maior uso dos ciclos combinados) e a tendência em alta do preço spot do GNL na Ásia.
O mês de dezembro começou com o mesmo tipo de inércia, com os preços spot do gás natural na Europa a aumentar, impulsionados por uma grande procura do gás devido às baixas temperaturas. Em 12 de dezembro, três choques na oferta exerceram uma forte pressão (pontual) em alta sobre os preços spot de gás natural em toda a Europa: uma explosão numa instalação de distribuição em Baumgarten (Áustria) e paragens não programadas em instalações do gás em Troll (Noruega) e em Forties (Mar do Norte, UK). Nesse dia os preços spot atingiram 80,00€/MWh (PSV, + 237% em relação ao dia anterior), 26,78€/MWh (TRS, + 1,4%) e 24,65€/MWh (PEG Nord, + 7,6%).
No entanto, a partir do meio do mês, os preços começaram a cair suavemente devido a 1) menor procura do gás devido a temperaturas mais suaves do que o esperado em todo o continente, 2) bons níveis de abastecimento de gás natural e de GNL no sul da Europa, 3) melhoria nas expectativas a curto prazo sobre a disponibilidade do parque nuclear francês, 4) menores níveis de extração das armazenagens subterrâneas e 5) previsões de temperaturas amenas para o início de 2018.
A evolução da volatilidade dos preços do produto D+1 foi relativamente estável no quarto trimestre do ano em todos hubs do gás europeus (Gráfico 3), com um aumento em novembro relativamente a outubro associado à maior variabilidade na produção de eletricidade com base no gás natural e uma diminuição da volatilidade a partir da segunda metade de dezembro, ligada à queda da procura e à situação de oferta suficiente no mercado. A única exceção a este comportamento estável da volatilidade ocorreu no mercado italiano, onde o valor anualizado da volatilidade do preço D+1 aumentou significativamente em dezembro, em função do pico de preço registado a 12/12.
Gráfico 3. Evolução da volatilidade do preço diário (D+1) em vários mercados europeus (*)
Fontes:MIBGAS, mercados organizados. (*) - Volatilidade diária anualizada calculada como a média móvel dos rendimentos dos preços nos últimos 30 dias úteis (excluindo fins de semana e feriados)
3. PREÇOS DO PRODUTO MÊS SEGUINTE.
3.1. Preço MIBGAS M+1.
A evolução do preço do produto MIBGAS M+1 reproduziu o comportamento observado no preço spot MIBGAS D+1 ao longo do quarto trimestre do ano, com um crescimento sustentado desde 21€/MWh no início de outubro até níveis de cerca de 28€/MWh nos primeiros dias de dezembro, diminuindo gradualmente durante o mês de dezembro para cerca de 25€/MWh.
A tendência em alta do preço M+1 é compatível com o aumento sazonal das necessidades de abastecimento do sistema do gás nos meses mais frios do ano (dezembro, janeiro e fevereiro). No 4T- 2017 o aumento generalizado dos preços da energia (petróleo, carvão e direitos de emissão de CO2) e, especificamente, o crescimento do preço spot do GNL na Ásia ofereceram também suporte para os preços do produto front month.
Para além disso, o aumento dos preços spot da eletricidade, devido aos baixos níveis nas albufeiras e ao aumento da procura de eletricidade, ofereceu um suporte adicional aos preços de curto prazo do gás natural em Espanha.
Ao longo do trimestre, os preços do produto MIBGAS M+1 moveram-se em linha com os preços do produto M+1 no hub TRS,7 sendo o mais alto do continente e mantendo um prémio entre 5 e 7€/MWh com o produto correspondente no hub de referência TTF. A pressão exercida sobre os preços do gás natural no sistema espanhol pelos preços do GNL na Ásia, devido ao peso do GNL no mix do
7 O valor do spread entre o preço MIBGAS M+1 e o preço TRS M+1 foi relativamente pequeno, praticamente nulo, exceto em momentos específicos nos quais se situou entre 1 e 2€/MWh.
fornecimento, explica uma parte significativa desta discrepância. Na segunda metade de dezembro, o preço M+1 na TRS convergiu com o dos restantes preços M+1 no continente, aumentando o spread M+1 MIBGAS-TRS até superar os 2€/MWh.
Gráfico 4. Evolução do preço do produto M+1 em vários mercados europeus (*)
Fonte: MIBGAS, mercados organizados. (*) = Excluindo fins de semana e feriados.
3.2. Preço M+1 noutros mercados europeus.
Os preços do produto M+1, a exemplo do sucedido com os preços de D+1, seguiram uma tendência em alta desde o início do trimestre nos mercados de gás mais próximos do nosso (Gráfico 4).
O crescimento dos preços M+1 foi principalmente impulsionado pelo aumento generalizado dos preços da energia (petróleo, carvão, direitos de emissão e GNL na Ásia8), a incerteza quanto à disponibilidade do parque nuclear francês durante os meses mais frios e a procura do gás para injeção nas instalações de armazenagem subterrânea antes do início do inverno. Outro fator que suportou os preços do M+1 no continente foi a grande procura em Itália do gás importado para geração de eletricidade, devido à baixa pluviosidade e a restrições às importações do norte da África.
Nos últimos 20 dias do mês de dezembro, os preços do produto M + 1 começaram a cair face a um contexto de oferta suficiente nos sistemas do gás e de previsões de temperaturas acima da média em janeiro e fevereiro.
8 O aumento dos preços do GNL na Ásia (que, teoricamente, torna prováveis e atrativas as cargas de GNL para a Ásia a partir de terminais europeus) é causada por 1) uma maior procura de GNL antes do inverno, 2) o aumento generalizado nos preços da energia e 3) o aumento dos preços do gás natural na Europa.
4. EVOLUÇÃO DO VOLUME NEGOCIADO.
4.1. Volume negociado no MIBGAS.
O volume negociado na plataforma MIBGAS aumentou 62% no 4T-2017 em relação ao 3T-2017 (Gráfico 5) e 151% em relação ao 4T-2016, reforçando a consolidação da liquidez do Mercado Organizado do Gás. Os volumes negociados em outubro (1827,6 GWh, o valor mensal mais elevado de sempre), novembro (1649,5 GWh) e dezembro (1455,9 GWh) foram os volumes mensais mais elevados de 2017.
O ano de 2017 fechou com um volume total do gás de 13 376 GWh negociados no MIBGAS, que é mais do dobro do volume negociado em 2016 (6 566 GWh). O volume negociado representou 3,8% da procura total espanhola em 2017, contra os 2,0% negociados em 2016.
Gráfico 5. Volume negociado no MIBGAS por tipo de produto
4T-2017: 4.933 GWh 3T-2017: 3.045 GWh
Fonte: MIBGAS.
No quarto trimestre de 2017, a importância do volume de produtos spot negociados (Intradiário, Dia Seguinte e produtos com entrega até D+5) destacou-se uma vez mais em relação ao total (83%, contra 88% no 3T-2017). O produto Intradiário continua a ser o mais relevante em termos de volume negociado, atingindo 2 359,5 GWh, 48% do total. É igualmente interessante mencionar o aumento do volume negociado do produto Mês seguinte (835,1 GWh), o que representa 17% do total negociado (face a 353,6 GWh, ou 12% do total, no trimestre anterior).
O aumento do volume negociado está relacionado com um aumento significativo da procura por produtos de ajuste de curto prazo (produtos D+1 e Intradiário), impulsionada pelo aumento da produção dos ciclos combinados, devido aos baixos níveis registados nas albufeiras, aos ventos fracos, à exportação de eletricidade para França e por um ambiente no mercado marcado pela volatilidade na procura do gás, o que forçou o Gestor Técnico do Sistema a efetuar ações de balanceamento em 25% dos dias.
4.2. Volumes negociados noutros mercados europeus.
No resto dos mercados europeus de gás natural, a atividade aumentou em outubro e novembro em relação à registrada no terceiro trimestre do ano (Quadro 2). Em termos de valores médios mensais, o volume negociado aumentou significativamente no mercado OTC (+ 16%) e caiu, em menor grau, nos mercados organizados (-4%), dando origem a um crescimento no volume agregado de quase 9%. O aumento da volatilidade dos preços, associado ao aumento da procura de gás e, em particular, ao aumento da procura de gás para geração de eletricidade, é um dos fatores que impulsionaram o crescimento do volume total negociado nos mercados europeus.
Apesar da recuperação observada no quarto trimestre, o volume negociado nos hubs europeus de gás natural (incluindo mercados organizados e mercado OTC) caiu 5% no período de 1 de janeiro a 30 de novembro de 2017 em relação ao mesmo período do ano anterior.9 Esta diminuição do volume total negociado no mercado grossista do gás na Europa continental é significativamente inferior à queda registada nos mercados europeus de eletricidade em igual período de 2017, quando comparada com igual período de 2016 (-16%).
Quadro 2. Volume negociado nos mercados organizados e no mercado OTC nos hubs continentais (*) T4-2017
(média mensal) (**)
T3-2017 (média mensal)
Var. T/T-1 %
Mercados organizados (TWh) 1 236,9 1 291,8 -4,2%
Mercado OTC (TWh) 2 632,1 2 271,2 15,9%
Volume total negociado (TWh) 3 869,0 3 563,0 8,6%
Fonte: Trayport.com.
(*) - Dados referentes aos hubs TTF, NCG, Gaspool, ZEE, VTP, PEG Nord, TRS e PSV
(**) - Dados relativos a outubro e novembro de 2017.
5. BALANÇO ENTRADAS-SAÍDAS E UTILIZAÇÃO DAS INFRAESTRUTURAS EM ESPANHA 5.1. Entradas e saídas na rede de transporte
No último trimestre do ano houve um aumento acentuado (32%) da procura total (convencional mais setor elétrico) em relação ao trimestre anterior (103 404,1 GWh contra. 78 398.7 GWh no 3T-2017) (Gráfico 6 e Quadro 3). O aumento foi sobretudo devido ao crescimento, em parte sazonal, da procura convencional (+ 41% em relação ao 3T-2017) e, em menor medida, ao crescimento da procura no setor elétrico (+ 10%). A procura total espanhola de gás natural atingiu 351 TWh em 2017, crescendo 9% em relação a 2016,10 o que significa um aumento, pelo terceiro ano consecutivo, da procura anual.
De destacar no quarto trimestre de 2017 a recuperação em dezembro da procura total com 37 492 GWh (+2,2% relativamente a novembro de 2017 e + 7,4% em relação a dezembro de 2016). Este foi o segundo valor mensal mais alto do ano, apenas superado pelo valor de janeiro. Em dezembro foram igualmente atingidos o valor mais alto do ano na procura diária total (1 772 GWh a 05/12) e na procura para geração
9 Nos primeiros 11 meses do ano, foram negociados 41.336 TWh nos mercados europeus de gás natural, em comparação com 43 577 TWh no mesmo período de 2016. Fonte: Trayport.com.
10 Em 2017 cresceu quer a procura convencional (+5,1%) quer a procura do setor elétrico (+26,7%). A procura industrial cresceu cerca de 7%. Fonte: Enagás.
de eletricidade (630 GWh, também em 05/12), bem como o segundo valor mais alto do ano na procura convencional (1 161 GWh a 04/12).
Gráfico 6. Evolução mensal dos fornecimentos e da procura no sistema espanhol do gás
Fonte: Enagás GTS.
Quadro 3 - Saídas da rede de transporte, abastecimentos e saldos nas interconexões
Saídas da rede de transporte 4T-2017 3T-2017 Var. T/T-1 %
Procura convencional (GWh) 78 083,0 55 291,0 41,2%
Procura setor elétrico (GWh) 25 321,1 23 108,0 9,6%
Saídas por conex. internac. (GWh) 6 844,0 7 316,0 -6,5%
Carga de navios (GWh) 1 049,8 0,0
Total saídas (GWh) 111 298,9 85 716,0 29,8%
Abastecimentos 4T-2017 3T-2017 Var. T/T-1 %
Gás natural (GWh) 60.302,0 41.558,0 45,1%
GNL (GWh) 52.762,0 46.777,0 12,8%
Volume total (GWh) 113.064,0 88.335,0 28,0%
Saldos nas conex. internac. 4T-2017 3T-2017 Var. T/T-1 %
Tarifa GME (GWh) 28 707,2 15 270,6 88,0%
Almería MEDGAZ (GWh) 20 658,8 13 751,9 50,2%
VIP Pirenéus (GWh) 10 830,0 12 331,0 -12,2%
VIP Ibérico (GWh) -6 789,0 -7 219,0 -6,0%
Fonte: Enagás GTS.
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 Gas natural (GWh)
GNL (GWh)
Existencias GNL (GWh, promedio mensual de valores diarios) Demanda (GWh) (convencional más sector eléctrico)
Por outro lado, os abastecimentos de gás natural aumentaram significativamente no último trimestre do ano (+ 45% para 60,3 TWh), acompanhado por um menor crescimento das entradas de GNL (+ 13%) (Gráfico 6 e Quadro 3). O peso relativo do gás natural no abastecimento total aumentou para 53%, contra 47% no trimestre anterior. Tal deveu-se à maior competitividade do gás natural indexado ao petróleo, derivada do forte aumento nos preços spot em todos os hubs europeus. As entradas de gás da Argélia em Tarifa e Almeria aumentaram respetivamente 88% e 50% no quarto trimestre de 2017.
5.2. Utilização das infraestruturas de regaseificação e armazenagem
No 4T-2017 aumentaram as descargas de GNL e a produção das unidades de regaseificação, como consequência lógica de um contexto de aumento da procura e de maiores necessidades de abastecimento face ao início do inverno (Quadro 4).
As reservas de GNL nos tanques das unidades de regaseificação permaneceram em níveis elevados (entre 10 000 e 15 000 GWh) a partir dos últimos dez dias de outubro, o que resultou numa média diária durante o trimestre de cerca de 11 100 GWh (contra 9 600 GWh no trimestre anterior).
Por outro lado, os stocks de gás útil armazenados nas armazenagens subterrâneas aumentaram igualmente (+ 4%) em relação ao trimestre anterior (Quadro 4), apesar do início do período de extração a 1 de outubro, refletindo um bom nível de abastecimento no início do inverno.
Quadro 4. Atividade nas unidades de regaseificação e stocks de gás útil nas A.S.
Produção, descargas e capacidade contratada e utilizada nas U.R.
4T-2017 (média mensal)
3T-2017 (média mensal)
Var. T/T-1 %
Produção total (GWh) 16 509,7 15 566,3 6,1%
Descargas (GWh) 17 587,3 15 592,3 12,8%
% da capacidade nominal contratada 33,0% 29,0% 13,8%
% da capacidade nominal utilizada 86,2% 85,7% 0,6%
Injeção/extração líquida e existências de gás utilizável nas A.S.
4T-2017 (média mensal)
3T-2017 (média mensal)
Var. T/T-1 %
Injeção (+)/extração (-) líquida (GWh) -377,7 681,6 --
Stocks médios úteis de gás (GWh) (*) 23 728,3 22 778,7 4,2%
Fonte: Enagás GTS.
(*) - Valor médio dos stocks no último dia de cada mês
5.3. Operação do sistema e ações de balanceamento do Gestor Técnico do Sistema
No último trimestre de 2017 o Gestor Técnico do Sistema (GTS) teve de efetuar 23 ações de balanceamento (mais 11 do que no trimestre anterior), das quais 12 foram de compra (num total de 334 GW) e 11 de venda (258 GWh).
O aumento da procura e da utilização dos ciclos combinados para geração de eletricidade deram origem a inúmeras situações em outubro em que o sistema esteve curto de gás, motivando a intervenção do GTS através de compras no PVB em 9 ocasiões (8 no início e no final de outubro e uma a 1 de novembro) num total agregado de 241 GWh. Novembro foi, por outro lado, um mês calmo, com o sistema bem abastecido.
O último mês do ano começou com um forte incremento na procura, que provocaram três ações de compra por parte do GTS nos dias 2, 3 e 4 de dezembro. No entanto, a partir de 10 de dezembro, a queda da procura de gás natural resultou numa posição líquida longa do sistema, que resultou em ações de balanceamento de venda do GTS em 10 dias diferentes, num total agregado de 244 GWh.
6. EVOLUÇÃO DA ACTIVIDADE E DA LIQUIDEZ NA PLATAFORMA MIBGAS.
A liquidez da plataforma MIBGAS continuou a consolidar-se neste trimestre. O aumento do volume negociado no 4T- 2017 (+ 56% em relação ao trimestre anterior) foi acompanhado por um aumento no número de transações diárias dos produtos Intradiário e D+1 (atingindo-se 105 transações diárias em outubro, superando o máximo histórico anterior de 65 transações/dia registado em julho) e no número de agentes que participam ativamente na plataforma MIBGAS, atingindo 37 em novembro (Gráfico 7). O número de agentes registados no Mercado Organizado do Gás também continuou a aumentar, tendo passado de 60 no final do terceiro trimestre para 65 a final do ano.
A percentagem da procura total representada pelo volume negociado no MIBGAS atingiu 4,8% no quarto trimestre de 2017, o que representa um novo máximo histórico trimestral, superando os 3,9% registados no trimestre anterior e os 3,4% do último trimestre de 2016. De destacar o valor mensal alcançado em outubro (6,3%), o que representa um novo máximo histórico (Gráfico 8).
Gráfico 7. Número de transações/dia (ID e D+1) e número de agentes ativos nos dias úteis (*)
Fonte: MIBGAS. (*) - Considera-se que um Agente esteve ativo num dia útil se efetuou pelo menos uma oferta de compra ou venda na Plataforma
43,1 37,8 40,8
54,4 53,9 55,2 41,3
49,1 50,6
65,3 59,3 61,1
105,3 99,4
70,2
23 23 23
27 28
27 26 27
30 31 33
35 35 37
34
15 20 25 30 35
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 Nº transacciones/día pdtos. Intradiario y D+1 Nº agentes activos (promedio)
Gráfico 8. Volume negociado no MIBGAS (GWh/mês e percentagem da procura total).
Fontes: MIBGAS e Enagás GTS.
1.303
939 1.009 1.255
695 850
687
944 967 1.125
994 925 1.828
1.650 1.456
4,8%
2,8% 2,9% 3,3% 2,4% 2,9%
2,9% 4,0% 3,8% 4,1%
4,0% 3,5%
6,3%
4,5%
3,9%
0,0%
1,0%
2,0%
3,0%
4,0%
5,0%
6,0%
7,0%
8,0%
9,0%
10,0%
0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000
oct-16 nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17
Volumen MIBGAS (GWh) % Demanda total España
MERCADO IBÉRICO DEL GAS
