MERCADO ORGANIZADO DO GÁS RELATÓRIO TRIMESTRAL T3-2017

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1 MERCADO ORGANIZADO DO GÁS RELATÓRIO TRIMESTRAL T3-2017

2 Índice 1.RESUMO E INDICADORES PRINCIPAIS EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DO PRODUTO DIA SEGUINTE Preço MIBGAS D Preço D+1 noutros mercados europeus PREÇOS DO PRODUTO MÊS SEGUINTE Preço MIBGAS M Preço M+1 noutros mercados europeus EVOLUÇÃO DOS VOLUMES NEGOCIADOS Volume negociado no MIBGAS Volumes negociados noutros mercados europeus BALANÇO INJEÇÕES - EXTRAÇÕES E UTILIZAÇÃO DE INFRAESTRUTURAS EM ESPANHA Injeções e extrações na rede de transporte Utilização das infraestruturas de regaseificação e de armazenagem Operação do sistema e ações de balanceamento do Gestor Técnico do Sistema EVOLUÇÃO DA ATIVIDADE E LIQUIDEZ NA PLATAFORMA MIBGAS Pág. 1 de 13

3 1. RESUMO E INDICADORES PRINCIPAIS O volume negociado na plataforma MIBGAS foi de 3045 GWh no T3-2017, representando 3,9% da procura total em Espanha neste trimestre (contra 3,6% no T2-2017), bem acima do registado no mesmo período do ano anterior, que foi de 1,5%. Este incremento do volume negociado foi acompanhado por um aumento no número de transações diárias (máximo de 65,3 em julho nos produtos Intradiário e D+1), com 35 agentes que, em média, participaram diariamente no mercado. O preço médio do produto MIBGAS D+1 foi de 17,03/MWh no T (excluindo fins de semana e feriados), tendo-se registado uma tendência de baixa até 10 de agosto, num contexto de oferta abundante e procura moderada. A partir dessa data e até ao final do trimestre esta tendência inverteu, em linha com o que se observou noutros mercados próximos do ibérico. O terceiro trimestre do ano caracterizou-se por um incremento dos preços do gás natural nos mercados europeus desde o final de julho, suportado pelo aumento generalizado dos preços da energia (carvão, direitos de emissão e petróleo), pela incerteza quanto à disponibilidade das centrais nucleares francesas no último trimestre do ano e, em especial em setembro, pelo aumento dos preços spot de GNL na Ásia. Quadro 1 - Indicadores principais dos mercados grossistas do gás na Europa T T Var. % Preço D+1 MIBGAS ( /MWh) (*) 17,030 17,821-4,44% Preço D+1 TRS ( /MWh) (*) 16,265 15,878 2,44% Preço D+1 TTF ( /MWh) (*) 16,145 15,608 3,44% Preço M+1 MIBGAS ( /MWh) (*) (**) 17,696 17,832-0,76% Preço M+1 TRS ( /MWh) (*) 16,621 16,196 2,62% Preço M+1 TTF ( /MWh) (*) 15,888 15,424 3,01% Volume MIBGAS (GWh) 3 044, ,4 17,17% Volume Mercados Organizados da Europa continental (TWh) (***) 1 247, ,9 5,30% Volume OTC Europa continental (TWh) (***) 2 114, ,1-7,49% Volume total Europa continental (TWh) (***) 3 362, ,0-3,13% Fonte: 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 (T inclui julho e agosto) Pág. 2 de 13

4 2. EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DO PRODUTO DIA SEGUINTE 2.1. Preço MIBGAS D+1. No T o preço do produto MIBGAS D+1 evoluiu entre uma tendência de queda registada durante julho e na primeira quinzena de agosto (a 11/agosto o preço foi de 15,50 /MWh) devida a uma situação de disponibilidade de oferta suficiente e procura relativamente moderada (exceto picos pontuais), e um aumento que começou a ocorrer a partir de meados de agosto, o qual está de acordo com o comportamento do preço à vista (spot) do gás natural em todos os hubs da Europa (Gráfico 1). O diferencial (spread) entre os preços MIBGAS D+1 e TRS D+1 manteve-se abaixo do preço da portagem para o produto de capacidade de curto prazo na interligação com França, em especial a partir dos primeiros dias de agosto 1. Gráfico 1. Evolução do preço D+1 em vários mercados europeus Fontes: MIBGAS, mercados organizados. Excluindo fins de semana e dias feriados. A tendência descendente em julho e nos primeiros dias de agosto, suportada pela diminuição da produção dos ciclos combinados e por temperaturas relativamente moderadas, levou a que o preço D+1 chegasse em 11 de agosto aos 15,50 /MWh como já mencionado, em clara convergência com os preços europeus. A partir desse dia, o preço MIBGAS D+1 começou a subir para um nível próximo dos 17,90 /MWh no final de agosto e de quase 19 /MWh no final de setembro 2. 1) A portagem diária de importação através da interligação com França situou-se nos 2,24 /MWh em julho, 2,13 /MWh em agosto e 2,24 /MWh em setembro. 2) O preço MIBGAS D+1 atingiu um máximo de 18,98 /MWh a 28/set. No dia seguinte, houve uma queda acentuada no preço D+1 (-1,50 /MWh, para 17,48 / MWh), observado em toda a Europa continental, e que pode ser atribuída à pressão de venda nesse dia nestes mercados, antes da data de vencimento dos contratos outubro-2017, T e inverno Pág. 3 de 13

5 Do mesmo modo, os preços MIBGAS D+1 caíram nos primeiros 10 dias do mês dm setembro, tendo aumentado a partir daí, o que está em linha com a evolução observada na produção dos ciclos combinados em Espanha (Gráfico 2) 3. Este aumento do MIBGAS D+1 foi impulsionado pela tendência em alta dos preços spot do gás natural em todos os hubs europeus e dos preços da energia em geral. Além disso, o aumento do preço spot do GNL na Ásia, em grande parte de carácter sazonal, impulsionou o incremento do custo de oportunidade do GNL armazenado na Península Ibérica, o que por sua vez gerou uma pressão altista sobre os preços do gás natural no PVB. Gráfico 2. Índice MIBGAS, procura total e produção dos ciclos combinados em Espanha Fontes: MIBGAS, REE (e sios) No terceiro trimestre do ano, a correlação entre o índice MIBGAS 4 e a procura total do gás natural aumentou para 0,56 (contra 0,51 no T2-2017). A correlação entre o índice MIBGAS e a produção diária dos ciclos combinados também aumentou para 0,40 (em comparação com 0,16 no trimestre anterior) 5. A volatilidade do preço MIBGAS D+1 manteve-se na parte superior da gama de valores observada nos mercados mais próximos do ibérico, com exceção do NBP (Gráfico 3), cuja volatilidade em julho chegou a ultrapassar os 90%. No MIBGAS D+1, registaram-se valores anualizados na ordem dos 35%~45% em 3) Entre os fatores que favoreceram o aumento da produção de gás natural desde meados de setembro está o aumento dos fluxos de exportação de eletricidade de Espanha para Portugal, induzido por uma mudança nas regulamentações tributárias em Portugal que encareceu a geração a partir do gás. 4) O índice MIBGAS é o preço médio ponderado de todas as transações realizadas para um mesmo dia de gás dos produtos diário (MIBGAS D+1) e intradiário com entrega no PVB-ES. 5) No período compreendido entre 1 de janeiro e 30 de setembro de 2017, o coeficiente de correlação entre o índice MIBGAS D+1 e a produção dos ciclos combinados foi de 0,07, enquanto que a correlação entre o MIBGAS D+1 e a procura diária de gás atingiu um valor de 0,72. Em agosto de 2017, a correlação entre, por um lado, o índice MIBGAS e a procura total e, por outro, este e a produção dos ciclos combinados, situou-se em 0,82 e 0,73 respetivamente. Pág. 4 de 13

6 A volatilidade em França (PEG Nord e TRS) aumentou ligeiramente em agosto, em consequência do aumento da procura de gás natural para a geração de eletricidade, o aumento das exportações (especialmente para Itália) e a incerteza quanto à disponibilidade das centrais nucleares. A volatilidade do preço NBP D+1, elevada em julho devido às interrupções para manutenção em várias infraestruturas, começou a cair no final desse mês, depois que a situação do "Interconnector" e dos fluxos de gás norueguês se normalizou, convergindo para os valores observados no resto dos hubs no final de agosto. Nos últimos dias do mês a volatilidade em todos os mercados disparou abruptamente como conseqüência da queda acentuada dos preços spot do gás natural em 29 de setembro (induzida pelo expirar dos contratos com entregas a começar em 1 de outubro: Out-2017, 4T-2017 e Inverno-17) 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. Os preços do produto MIBGAS M+1 mantiveram uma tendência de estabilidade até ao início de agosto (Gráfico 4), descontando efeitos sazonais (menor procura em agosto) num contexto de grande disponibilidade de abastecimento (por gasoduto e no mercado de GNL) e seguindo de perto a evolução do preço M+1 no hub italiano PSV, com um diferencial de cerca de 2/MWh em relação aos preços dos produtos M+1 nos restantes hubs europeus. 7) A baixa volatilidade no TTF resultou numa queda acentuada na atividade de comércio por grosso neste hub. Em agosto, pela primeira vez desde maio de 2016, o volume negociado no hub NBP excedeu o do TTF, embora a negociação OTC tenha sido ainda maior no hub holandês. Pág. 6 de 13

7 julho e agosto. No final de agosto, a volatilidade aumentou até 50% para, posteriormente, convergir para os níveis de volatilidade observados no continente Preço D+1 noutros mercados europeus Os preços dos produtos D+1 apresentaram-se estáveis em julho nos principais hubs europeus (Gráfico 1), manifestando depois uma clara tendência em alta desde o início de agosto até ao final do trimestre, com uma grande convergência e diferenciais de preços pequenos em agosto e setembro. Julho caracterizou-se por grandes importações de gás da Rússia (atingindo níveis máximos históricos) e da Noruega através de gasoduto e por entregas de GNL o que, em conjunto com níveis de procura relativamente moderados, gerou uma pressão de baixa sobre os preços e a queda da produção de gás na Holanda. Desde o início de agosto, os preços D+1 nos hubs NBP, TTF, PEG Nord e TRS registaram uma tendência em alta num contexto de forte convergência de preços, variando entre cerca de 15 /MWh no início de agosto (semelhante ao D+1 registrado no MIBGAS a 11 de agosto) e cerca de 18 /MWh no final de setembro. Entre os principais fatores que explicam a tendência de aumento dos preços spot, destacam-se: 1) o aumento generalizado dos preços da energia (carvão, direitos de emissão e petróleo) 6, 2) a incerteza quanto à disponibilidade do parque nuclear francês no T4-2017, na sequência das inspeções realizadas pelo regulador nuclear francês ASN em várias centrais nucleares, 3) trabalhos de manutenção programada em muitas instalações de gás em preparação para o inverno (por exemplo, Nord Stream, infraestruturas na Noruega, etc.), 4) a procura de gás para injeção nas armazenagens em preparação para o inverno, num contexto de stocks armazenados relativamente baixos e 5) especialmente em setembro, o aumento dos preços spot de GNL na Ásia, que encareceram as entregas spot de GNL na Europa. Os preços D+1 do hub italiano PSV (os mais altos do continente) mantiveram ao longo do trimestre um prémio em relação aos restantes hubs europeus, semelhante ao registado em agosto, coincidindo com uma procura de gás relativamente alta devido quer aos baixos níveis das reservas hidráulicas quer às obrigações de injeção do gás nas armazenagens subterrâneas. Com exceção do hub NBP, a volatilidade dos preços D+1 nos principais hubs europeus do gás apresentou-se estável ao longo do trimestre, em linha com a forte convergência dos preços diários e seguindo os baixos níveis de volatilidade no hub de referência TTF 7, tendo-se registado valores anualizados entre os 20% e 40%. 6) Os preços do petróleo Brent continuaram em alta, aumentando o preço do contrato front-month de cerca de US$ 48/barril no início de julho para mais de US$ 58/barril no final de setembro. O preço do carvão teve também um aumento significativo nos últimos meses, atingindo um preço CIF ARA de cerca de US $ 90/t no final do trimestre. Por último, o preço dos direitos de emissão também aumentou, de 5/tCO 2 no início do trimestre para mais de 7/tCO 2 no final de setembro. Pág. 5 de 13

8 A partir do início de agosto, o preço MIBGAS M+1 e o dos outros hubs europeus começaram a aumentar, impulsionados principalmente pelo aumento generalizado dos preços da energia e pela incerteza quanto à disponibilidade das centrais nucleares francesas no T (ver secção 2.2). O valor do diferencial entre o preço MIBGAS M+1 e o preço TRS M+1 esteve, exceto nalguns dias em julho e no início de agosto, abaixo do valor da portagem do produto de capacidade mensal de entrada na interligação VIP dos Pirenéus, caindo significativamente em setembro 8. Gráfico 4. Evolução do preço do produto M+1 em vários mercados europeus Fonte: MIBGAS, mercados organizados, LEBA 3.2. Preço M+1 noutros mercados europeus Nos mercados de gás mais próximos do ibérico, os preços dos produtos M+1 seguiram uma leve tendência em alta desde meados de julho (Gráfico 4), que ocorreu também no produto MIBGAS M+1. Como no caso dos preços D+1, o aumento dos preços M+1 ficou principalmente a dever-se ao aumento generalizado dos preços da energia (carvão, petróleo, direitos de emissão e GNL na Ásia), 9 à incerteza sobre a disponibilidade das centrais nucleares francesas no T e à procura de gás para injeção nas armazenagens subterrâneas em preparação para o inverno. Outro fator que suportou os preços do M+1 no continente foi a grande procura de gás importado em Itália para a geração de eletricidade, motivada por um baixo nível hidráulico, para injeção nas armazenagens em preparação para o inverno e devido às restrições à importação do norte de África. 8) A portagem de importação para o produto mensal através da interligação com França situou-se em julho em1,81 /MWh, 1,73 /MWh em agosto e 1,81 /MWh em setembro. 9) O aumento dos preços do GNL na Ásia (que, em teoria, torna prováveis e atrativos os fornecimentos de GNL para a Ásia a partir de terminais europeus) é provocado por 1) maior procura de GNL em previsão do próximo inverno, 2) um aumento generalizado dos preços da energia e 3) o aumento dos preços do gás natural na Europa. Pág. 7 de 13

9 4. EVOLUÇÃO DOS VOLUMES NEGOCIADOS 4.1. Volume negociado no MIBGAS O volume negociado no MIBGAS aumentou 17,2% no T em relação ao trimestre anterior (Gráfico 5). De destacar o forte incremento ocorrido na negociação dos produtos Intradiário e D+1 ( GWh) en detrimento do volume negociado nos produtos de maior prazo (Resto do Mês e Mês Seguinte) O volume negociado no terceiro trimestre de 2017 é, por outro lado, 38,7% superior ao registado no mesmo trimestre de 2016 (2.195,5 GWh). Em termos de produtos comercializados destacou-se no T o aumento na negociação do produto Intradiário (+ 93%) e dos produtos D+2 a D+5 (3,6 vezes maior) relativamente ao T Neste trimestre, como no anterior, a situação da procura e duma oferta suficiente deram origem a posições dos agentes em geral balanceadas. Apesar disso, o aumento da variabilidade da geração de eletricidade a partir do gás deu lugar a uma maior necessidade de ajustes de curto prazo durante todo o trimestre. Gráfico 5. Volume negociado no MIBGAS por tipo de produto Fonte: MIBGAS Volumes negociados noutros mercados europeus Nos restantes mercados europeus de gás natural, a atividade diminuiu em julho e agosto relativamente ao segundo trimestre do ano (Quadro 2). Em termos de valores médios mensais, o volume negociado aumentou ligeiramente nos mercados organizados mas foi menor no mercado OTC, resultando numa queda agregada de 3,1%, o que é consistente com o contexto de uma moderada volatilidade dos preços (em especial no hub TTF ) e ampla disponibilidade do gás nos mercados europeus. Pág. 8 de 13

10 Quadro 2. Volumes negociados (mercados organizados e mercado OTC) nos hubs continentais (*) T T Var. T/T-1 % (média mensal) (**) (média mensal) Mercados organizados (TWh) 1 247, ,9 5,3% Mercado OTC (TWh) 2 114, ,1-7,5% Volume total negociado (TWh) 3 362, ,0-3,1% Fonte: Trayport.com. (*) - Dados referentes aos hubs TTF, NCG, Gaspool, ZEE, VTP, PEG Nord, TRS e PSV (**) - Dados relativos a julho e agosto de O volume negociado nos hubs europeus do gás natural (incluindo mercados organizados e mercado OTC) foi, no acumulado do ano até 31 de agosto, 8% inferior ao volume acumulado do ano anterior no mesmo período 10. Esta diminuição do volume total negociado na Europa continental está em linha com o registado nos mercados de eletricidade (-11%), quer em relação ao ano, quer em termos homólogos com o mesmo período de BALANÇO INJEÇÕES - EXTRAÇÕES E UTILIZAÇÃO DE INFRAESTRUTURAS EM ESPANHA 5.1. Injeções e extrações na rede de transporte O T registou um aumento da procura total (setores convencional mais elétrico) de 8% em relação ao trimestre anterior (78 398,7 GWh contra ,0 GWh no T2-2017) (Gráfico 6 e Quadro 3). O aumento foi devido à forte recuperação da procura do gás para geração de eletricidade (+ 68,6% em relação ao T2-2017), que mais do que compensou a descida sazonal da procura convencional (-6,1%). De destacar neste trimestre o aumento da procura total para GWh (+ 4.2% do que em agosto de 2017 e % em relação a setembro de 2016), que foi a mais alta dos últimos 5 anos, impulsionada pelo máximo histórico da procura convencional em setembro e por um aumento da procura do setor elétrico de 44% relativamente a setembro de ) Fonte: Trayport.com 11) Até setembro do corrente ano a procura de gás natural aumentou em Espanha mais de 9% em relação ao mesmo período de 2016 (procura convencional +4,5% e procura do setor elétrico +33%). A procura industrial está também a aumentar, tendo crescido perto de 7% no mesmo período. Fonte: Enagás. Pág. 9 de 13

11 Gráfico 6. Evolução mensal da oferta e da procura no sistema espanhol do gás Fonte: Enagás GTS. Quadro 3. Saídas da rede de transporte, abastecimentos e saldos nas interconexões internacionais Saídas da rede de transporte T T Var. T/T-1 % Procura convencional (GWh) , ,0-6,1% Procura sector eléctrico (GWh) , ,0 68,6% Saídas em conex. internac. (GWh) 7 321, ,0-28,3% Carga de navios (GWh),0 2,5-100,0% Total (GWh) , ,0 3,5% Abastecimentos T T Var. T/T-1 % Gás natural (GWh) , ,0-10,3% GNL (GWh) , ,0 21,7% Volume total (GWh) , ,0 4,2% Saldos nas conexões internac. T T Var. T/T-1 % Tarifa GME (GWh) , ,0-19,5% Almería MEDGAZ (GWh) , ,0-23,2% VIP Pirenéus (GWh) , ,0 49,5% VIP Ibérico (GWh) , ,0-16,9% Fonte: Enagás GTS. Em relação aos abastecimentos do sistema, manteve-se em julho e agosto de 2017 a tendência observada em meses anteriores de um aumento no peso relativo do GNL e de uma diminuição das importações por gasoduto (Gráfico 6) 12. Pelo contrário, em setembro houve uma mudança no padrão de abastecimento relativamente aos meses anteriores, aumentando significativamente o abastecimento 12) As entregas DES foram competitivas na Península Ibérica contra as importações de África do gás indexado ao petróleo durante a maior parte de julho e agosto. Pág. 10 de 13

12 de gás natural. O principal motivo foi o aumento do preço à vista (spot) do GNL na Ásia e a maior competitividade do gás vindo do norte da África, pese embora o aumento do preço do Brent no curto prazo Utilização das infraestruturas de regaseificação e de armazenagem O uso das instalações de regaseificação e armazenagem refletiu também o contexto de um crescente aumento da procura e oferta suficiente, tendo aumentado tanto a produção das unidades de regaseificação quanto as descargas (Quadro 4). Os stocks de GNL nos tanques das unidades de regaseificação permaneceram relativamente altos (entre e GWh/dia em julho, agosto e setembro de 2017, com um stock médio no trimestre de cerca de GWh), refletindo um nível adequado de fornecimento (Gráfico 6). A 30 de setembro, os stocks nos tanques das unidades de regaseificação eram de cerca de 8,800 GWh/dia. Por outro lado, os stocks de gás utilizável armazenados nas armazenagens subterrâneas também aumentaram, a um ritmo menor do que no trimestre anterior, em preparação para o início do novo ano do gás e o período de extração (Quadro 4) Quadro 4. Atividade nas unidades de regaseificação (U.R.) e stocks de gás utilizável nas A. S. T Produção, descargas e capacidade T Var. T/T-1 % contratada e utilizada nas U.R. (média mensal) (média mensal) Produção total (GWh) , ,3 11,9% Descargas (GWh) , ,7 21,7% % da capacidade nominal contratada (*) 29,8% 27,4% 8,7% % de capacidade nominal utilizada (*) 84,1% 83,9% 0,2% Injeção/extração líquida e existências de T T Var. T/T-1 % gás utilizável nas A.S. (média mensal) (média mensal) Injeção (+)/extração (-) líquida (GWh) 681, ,7-48,4% Stocks médios úteis de gás (GWh) (**) , ,7 13,0% Fonte: Enagás GTS. (*) - Dados correspondentes a julho e agosto de 2017 (**) - Valor médio dos stocks no último dia de cada mês 5.3. Operação do sistema e ações de balanceamento do Gestor Técnico do Sistema O Gestor Técnico do Sistema (GTS) executou no total 12 ações de balanceamento no terceiro trimestre do ano. No final de julho e em agosto, coincidindo com a maior variabilidade da geração de eletricidade a partir do gás, efetuou 11 ações de compra num total de 173,57 GWh (2 compras em finais de julho num total de 45,13 GWh e mais outras nove entre 8 e 31 de agosto, num total de 128,44 GWh). Em setembro, com o sistema bastante equilibrado, apenas realizou uma ação de balanceamento, de venda, a 26 desse mês,de 30,25 GWh. Pág. 11 de 13

13 6. EVOLUÇÃO DA ATIVIDADE E LIQUIDEZ NA PLATAFORMA MIBGAS Os dados da atividade e da liquidez da plataforma MIBGAS neste trimestre confirmaram uma vez mais a consolidação gradual do mercado organizado do gás enquanto referência de mercado no mercado grossista ibérico de curto prazo. O aumento do volume negociado no MIBGAS no T foi acompanhado por um aumento significativo do número de transações diárias dos produtos Intradiário e D+1 (atingindo um máximo de 65,3 em julho face a um máximo registado, em junho, no T de 50,6) e do número de agentes que participaram ativamente da plataforma MIBGAS (atingindo 35 em setembro, contra 23 em outubro de Gráfico 7). O número de agentes registados no mercado organizado do gás cresceu também do mesmo modo, de 51 no final do T para 60 no final do T e, por outro lado, a liquidez da plataforma MIBGAS continuou a aumentar em termos relativos. Gráfico 7. Número de transações/dia (ID e D+1) e número de agentes ativos nos dias úteis* ,1 37,8 40, ,4 53,9 55, , ,1 50, , ,333 61, Oct-16 Nov-16 Dec-16 Jan-17 Feb-17 Mar-17 Apr-17 May-17 Jun-17 Jul-17 Aug-17 Sep-17 Nº transacciones/día pdtos. Intradiario y D+1 Nº agentes activos (promedio) 15 Fonte: MIBGAS. * - Agente ativo é aquele que apresenta, num dado dia útil, pelo menos uma oferta de compra ou venda Pág. 12 de 13

14 Gráfico 8. Volume negociado no MIBGAS (GWh/mês e % da procura total) Fontes: MIBGAS e Enagás GTS Outro facto interessante, que evidencia a afirmação do mercado organizado do gás no mercado ibérico, é a percentagem da procura total representada pelos volume negociados no MIBGAS, que atingiu 4,1% em julho, 4,0% em agosto e 3,5% em setembro. Os valores registados em julho e agosto são máximos anuais e estão acima dos valores registados em Finalmente, é de destacar que, entre 1 de janeiro e 30 de setembro, o volume negociado no MIBGAS representou 3,4% da procura total espanhola. Em 2016, esse volume representava 2% do total. 13) Em julho e agosto de 2016 foram negociados no MIBGAS, respetivamente, 2,8% e 3,2% da procura total espanhola. Pág. 13 de 13

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