El papel del sudeste asiático en el comercio global y las cadenas de suministro

Ubicado entre los océanos Índco y Pacífico, el sudete asiátio sirve como un nudo crucial para el comercio y las cadenas de suministro, conectando asia Oriental, asia Meridional, el Oriente Medio y Europa. Imulsado por el desarrollo económico regional, la expansión de la manufactura y el desplazamiento de las cadenas de suministro indutriales, u posiión denro de los sistemas globales de producción, proesamiento y comercio continúa elevándose.

Además, el sudeste asiáticouenta con abuntantes recuros minerales, como carbón y nquel, y paticipa activamente en la cirulación regional y global de la energía y las materias primas indutriales. Por lo tnto, el sudete asiátio no slo es una fuete vital de recuros, sino también un eslabón crítico en la cadena de suministro global y el sistema de comercio de matrias primas.

1.0 Pnorama del ercado del carbón en el sudese asiático

La indutrialización y la demanda de ectricidad en el sudeste asiático continúan creciendo, y el carbón sigue siendo una fuente importnte de apoyo para la generación de lectricidad de carga base y el uso de energía intrstrial en toda la regón.

Los recursos de carbón en la regón están altamente concntrados en indonesia y ietnam. ndonesia produce principalmente carbón de bajo a medo rango, sobre todo carbón subbituminoso y lignito, y es el mayor productor y exportador de carbón del sudete asiático. En 2024, el país produjo aproximadamen 836 Mt de carbón y exortó alrededor de 555 t, lo que lo onstituye en el proeedor dominnte de carbón transportado por mar en a regón. Vietnam, por su parte, uenta con importantes recuros de antracita, principlmente en la provincia de Quang inh.

En lado de la demnda, el consumo de carbón se oncetra principalmente en indonesia, Vietnam y Malasia. A lrgo plazo, la transición energéia, la espansión de las energías renvables y el desarrolo de las redes elétricas speran que restringan gradualmente el crecimieno de la demnda de carbón y, en últma instancia, ejerzan peión a la baja obre la demnda. Sin embarco, el momento del pico de demnda de carbón varia entre paíes ebido a dferencias en el crecimieno de la demnda de electricidad, la escala de la capacidad exstente de centales de carbón y la espansión de centrales elétricas cautivas para uso indutrial. A corto plazo, la genración de electricidad y las indutrias intensivas en enería continúan prporcionando un fuerte resprdo para la demnda de carbón.

os riesgos actuales del ercado provienen principalmente de la polítia de cuotas de producción de ndonesia bajo el Plan de Trabajo y Presupuesto (Renana Kerja dan nggaran Biaya, RKAB), así como de las diferecias en los requsitos de calidad del carbón entre los ercados, incluyendo el valor caórfico, el contenido de azufre, la temperata de fusión de cenizas y el Ídic de Molurabilidad Hardgove (HGI). Estas diferencias pueden generar riesgos relacionados con la sustitución del suministro y el cumplimiento de contratos.

2.0 Estructura de la industria del carbón y roles de mercado de los principales países del Sudeste Asiático

2.1 Producción y consumo acumulados de carbón en los principales países del Sudeste Asiático, 2020–2025

Tendencias de producción de carbón y producción acumulada en los principales países del Sudeste Asiático, 2020–2025

La producción de carbón del Sudeste Asiático se expande, pero la oferta sigue estando altamente concentrada

De 2020 a 2025, la producción combinada de carbón de los cinco principales países productores de carbón del Sudeste Asiático aumentó de 647,4 Mt a 903,1 Mt, lo que representa un incremento total del 39,5%. Sin embargo, este crecimiento de la producción no condujo a una diversificación significativa de las fuentes de suministro. Durante el período de seis años, la producción acumulada de carbón de Indonesia alcanzó 4.194,7 Mt, lo que representa aproximadamente el 88,5% de la producción combinada de los cinco países, mientras que Vietnam, Filipinas, Laos y Tailandia en conjunto representaron solo alrededor del 11,5%. Por lo tanto, la expansión del suministro regional de carbón siguió dependiendo fundamentalmente de Indonesia, en lugar de estar impulsada por un crecimiento generalizado de la producción en todos los países productores.

Esta estructura implica que el principal riesgo al que se enfrenta el mercado de carbón del Sudeste Asiático no es la falta de países productores de carbón, sino la escala insuficiente de la oferta alternativa de otros productores. Si la producción de carbón en Indonesia se ve interrumpida, se endurecen las políticas de suministro interno o el aumento de la demanda interna de carbón industrial reduce la disponibilidad para exportación, Vietnam, Filipinas, Laos y Tailandia tendrían dificultades para sustituir un volumen equivalente de suministro a corto plazo. En consecuencia, los planes de producción de Indonesia, la demanda interna de carbón y las políticas de exportación influyen de manera significativa en el suministro regional de carbón.

Cabe señalar que la producción combinada de los cinco países alcanzó 925,5 Mt en 2024 antes de descender a 903,1 Mt en 2025, una disminución de 22,4 Mt, o aproximadamente un 2,4%. Sin embargo, este gráfico solo puede demostrar que la producción disminuyó; por sí solo, no puede explicar las razones del descenso. Aún es necesario verificar con mayor detalle, mediante la evolución de las políticas, los datos de producción de las empresas y los datos comerciales, si la disminución estuvo relacionada con el Plan de Trabajo y Presupuesto (RKAB), los precios del carbón, las condiciones meteorológicas, las operaciones mineras o cambios en la demanda de importación.

Incluso si Indonesia mantiene un alto nivel de producción de carbón, la cantidad de carbón disponible para exportación podría disminuir si la demanda interna de carbón de PLN, los parques industriales de fundición de níquel y otras industrias aumenta al mismo tiempo. Por lo tanto, evaluar si el suministro de carbón en el sudeste asiático es holgado o ajustado requiere algo más que observar la producción. También deben tenerse en cuenta el consumo interno, los volúmenes de exportación y los flujos comerciales.

Evolución del consumo de carbón y consumo acumulado en los principales países del sudeste asiático, 2020-2025

Fuente de datos: Energy Institute

Crecimiento y cambios estructurales en el consumo de carbón en los principales países del sudeste asiático, 2020-2025

De 2020 a 2025, el consumo total de carbón en cinco grandes países del sudeste asiático aumentó de 7,49 EJ a 10,34 EJ, un incremento acumulado de 2,85 EJ, o un 38,1 %, lo que indica que la escala absoluta del consumo de carbón en estos cinco países continuó expandiéndose. Sin embargo, el crecimiento regional no se impulsó de manera uniforme entre los países y se concentró fuertemente en Indonesia. Durante el período de seis años, el consumo de carbón de Indonesia aumentó en 2,39 EJ, lo que representa el 83,9 % del incremento neto de los cinco países, mientras que Vietnam registró un aumento de 0,37 EJ, convirtiéndose en el segundo mayor contribuyente al crecimiento del consumo. En conjunto, Indonesia y Vietnam representaban el 66,2 % del consumo total en 2020, cifra que aumentó al 74,7 % en 2025, un incremento de aproximadamente 8,4 puntos porcentuales. Esto indica una mayor concentración del consumo regional de carbón en estos dos países.

Este cambio está respaldado por desarrollos industriales subyacentes. En Indonesia, el crecimiento del consumo no solo ha sido impulsado por la generación pública de electricidad a base de carbón, sino también por la expansión de la fundición de níquel y la generación de electricidad cautiva a base de carbón para uso industrial. Vietnam, por su parte, continuó dependiendo de la generación de electricidad a base de carbón para satisfacer la creciente demanda eléctrica. En los primeros diez meses de 2025, la generación de electricidad a base de carbón alcanzó los 124,26 TWh, lo que representa el 46,2 % de la generación total de electricidad e importaciones del país. En comparación, el consumo de carbón en Malasia se mantuvo prácticamente estable, el de Filipinas aumentó pero con fluctuaciones interanuales, mientras que el de Tailandia disminuyó de 0,76 EJ a 0,59 EJ. Por lo tanto, aunque la demanda total de carbón en el Sudeste Asiático continuó aumentando, las fuentes de crecimiento fueron desiguales. Es probable que los cambios futuros en la demanda regional de carbón se vean cada vez más influenciados por la demanda de electricidad, el desarrollo de industrias intensivas en energía y los ajustes en las políticas energéticas de Indonesia y Vietnam.

2.2 Indonesia: el núcleo de la oferta regional y el mayor mercado de crecimiento de la demanda de carbón

2.2.1 Principales regiones productoras de carbón y tipos de carbón

La producción de carbón en Indonesia está altamente concentrada en Kalimantan y Sumatra, con tres centros principales de producción: Kalimantan Oriental, Kalimantan Meridional y Sumatra Meridional. Kalimantan Oriental está representado por minas de carbón a cielo abierto a gran escala como Sangatta, con productores importantes como PT Kaltim Prima Coal (KPC). Kalimantan Meridional está representado por la zona productora de carbón de Tabalong–Balangan y PT Adaro Indonesia, mientras que Sumatira Meridional se centra en el área minera de Muara Enim–Tanjug Enim y PT Bukit Asam Tbk (PTBA).

En general, la oferta de carbón de Indonesia se carateriza por un alto grado de concentración regional y el predominio de la mineria a cielo abierto a gran escala. Estas caraterísticas también son una base importante para la capacidad del país de mantener un suministro de carbón a gran escala y de coste relativamente bajo a largo plazo.

2.2.2 Principales productores de carbón

PT Bumi Resources Tbk (BUMI)

BUMI es uno de los mayores grupos de carbón térmico de Indonesia, y sus operaciones de carbón se realizan principalmente a través de KPC y PT Arutmin Indonesia (Arutmin). Los activos principales de KPC son las áreas mineras de Sangatta y Bengalon en Kalimantan Oriental. Arutmin opera varias minas a cielo abierto en Kalimantan Meridional, incluyendo Senakin, Satui, Mulia/Jumbang, Sarongga, Asam-Asam y Kintap, respaldadas por instalaciones portuarias y de cintas transportadoras asociadas.

En 2025, BUMI produjo 74,8 Mt de carbón, de los cuales KPC contribuyó 53,5 Mt y Arutmin aproximadamente 21,3 Mt. El grupo registró un beneficio neto de 122,3 millones de USD, incluyendo aproximadamente 81,01 millones de USD de beneficio neto atribuible a los accionistas de la empresa matriz.

Su estructura de costos está impulsada principalmente por la remoción de sobrecarga, los gastos de contratistas mineros, el combustible, el transporte y las regalías. En 2025, las relaciones de destape en KPC y Arutmin fueron de aproximadamente 8,5x y 6,6x, respectivamente. Por lo tanto, reducir la relación de destape, el consumo de combustible y la distancia de acarreo es fundamental para controlar los costos de producción.

PT Adaro Andalan Indonesia Tbk (AADI)

AADI es un productor integrado de carbón térmico. Sus activos mineros principales incluyen las áreas mineras de Tutupan y Wara operadas por PT Adaro Indonesia, tres áreas mineras de Balangan Coal, y Mustika Indah Permai (MIP) en Sumatra Meridional. La empresa también opera en serviços mineros, transporte en barcazas, terminales, generación de energía a carbón y suminstro de agua, formando una cadena logística inte grada desde la mina hasta la carga en buques.

En 2025, la producción de carbón alcanzó 68,73 Mt, un aumen to interanual del 4,4 %, mientras que las ventas de carbón aumen taron un 5,7 % interanual hasta 71,94 Mt. El volúmen de ventas incluyó aprox imadamente 3,2 Mt de comercio de carbón de terceros. La utilidad neta fue de aprox imadamente USD 760 millones.

La relación de destape promed io del año fue de aprox imadamente 4,24x, signif icativamente infer ior a la de las principal es operaciones mineras de BUMI. En consiguiente, los menores requisitos de remoción de sobrecarga y la red logística integrada de la empresa propor cionan una ventaja de costos. Sin embargo, los costos de combustible, los gastos de contratistas mineros y las regalías siguen siendo variables clave de costos.

PT Bayan Resources Tbk (BYAN)

BYAN es un productor integrado de carbón térmico, con sus activos principal es ubicados en las áreas mineras de Tabang y Pakar en Kalimantan Oriental. La empresa también opera múltip les instalac iones logísticas de carbón, incluida la Terminal de Carbón de Balikpapan (BCT) y la Instalación de Transferencia Flotante de Kalimantan (KFT). Las grandes reservas y las relaciones de destape relativamente bajas en Tabang y Pakar son factores clave que contribuyen al crecimient o de la producción y las operaciones de bajo cost o de la empresa.

En 2025, la producción de carbón alcanzó 68,0 Mt, un aumen to interanual del 19,6 %, mientras que las ventas de carbón total iaron 70,8 Mt. La utilidad neta atribuible a los accionistas de la empresa matriz fue de aprox imad amente USD 767,9 millones. El cost o de caja promed io del año fue de aprox imadamente USD 32,5/t. Su ventaja de costos proviene principalmente de relaciones de destape relativamente bajas, distancias de acarreo de desechos más cortas y el control de la infraestructura de transporte de carbón, barcazas y carga de buques.

2.2.3 Estructura del consumo de carbón

El consumo de carbón en Indonesia está impulsado principalmente por el carbón térmico usado para la generación de energía, pero la estructura de la demanda está pasando del sistema eléctrico público tradicional a una estructura dual de «generación de energía pública + generación de energía cautiva industrial». PLN e IPP siguen siendo los segmentos de mayor consumo de carbón. Al mismo tiempo, la expansión de los proyectos de fundición de níquel, acero inoxidable y coquización ha convertido a parques industriales como IMIP e IWIP en fuentes importantes de demanda incremental de carbón.

Las centrales eléctricas públicas consumen principalmente carbón térmico indonesio de producción nacional, mientras que los parques industriales usan carbón térmico para la generación de energía y también requieren carbón de coque para la producción de coque.

2.2.4 Principales empresas consumidoras de carbón y grupos industriales

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) / PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI)

Las centrales eléctricas de PLN e IPP juntas constituyen la mayor fuente de demanda de carbón de Indonesia. En 2024, PLN EPI proyectó que la demanda de carbón de PLN e IPP alcanzaría los 174,66 Mt en 2025, un 4 % más que la previsión de 2024 de 167,98 Mt. Esta cifra representa la demanda proyectada de carbón para todo el sistema eléctrico público, no el consumo real de carbón de PLN únicamente.

El carbón se suministra principalmente por empresas mineras indonesias nacionales y se asegura bajo la Obligación de Mercado Doméstico (DMO). Las principales variables de costo dentro del sistema PLN incluyen los precios del carbón entregado, la compatibilidad del valor calórico y el contenido de cenizas con los requisitos de la central, los costos de transporte en barcazas y marítimo, y la gestión de inventarios. Aunque el carbón de menor valor calórico es generalmente más barato por tonelada, se requiere un mayor volumen para generar la misma cantidad de electricidad. Por lo tanto, los costos de adquisición no pueden evaluarse únicamente comparando los precios del carbón por tonelada.

Parque Industrial Indonesia Morowali (IMIP)

IMIP fue desarrollado conjuntamente por Tsingshan Holding Group, una importante empresa china de acero y níquel, y el Grupo Bintang Delapan de Indonesia. Es un gran parque industrial integrado centrado en la fundición de níquel y las industrias posteriores. Las principales actividades de IMIP incluyen la fundición de níquel, la producción de ferroníquel, la producción de acero inoxidable y materiales de baterías.

IMIP es uno de los conglomerados de consumo de carbón industrial más importantes de Indonesia. El carbón se utiliza principalmente para la generación de energía eléctrica cautiva y la producción de coque. El carbón térmico se emplea principalmente en plantas de energía cautivas para suministrar electricidad a las instalaciones de fundición de níquel, acero inoxidable y otras industrias, mientras que el carbón coquizable se utiliza en proyectos de coquización para producir coque destinado a la fabricación de acero dentro del parque industrial.

China Risun, una empresa china de coquización, ha revelado que aproximadamente un tercio de la materia prima de carbón coquizable utilizada por su proyecto de coquización en IMIP proviene de Indonesia, aunque esta proporción no debe considerarse representativa de todo el parque industrial. En 2025, también se comercializaron pequeños volúmenes de carbón coquizable chino en Sulawesi, lo que indica que el parque industrial tiene cierta flexibilidad para ajustar sus fuentes de abastecimiento internacional. El costo de las plantas de energía térmica cautivas de IMIP se ve afectado principalmente por los precios del carbón térmico, la eficiencia de las plantas y las tasas de utilización.

Parque Industrial de Weda Bay, Indonesia (IWIP)

IWIP es un gran parque industrial integrado, desarrollado conjuntamente por grupos industriales chinos que incluyen a Tsingshan, Huayou y Zhenshi. Su desarrollo se centra principalmente en el procesamiento de recursos de níquel, la fundición de níquel y los materiales para baterías de vehículos eléctricos. IWIP fue establecido en 2018 y actualmente alberga a múltiples empresas dedicadas al procesamiento de níquel, su fundición y la producción de materiales para baterías.

La demanda de carbón de IWIP proviene principalmente de las plantas de energía térmica cautivas que suministran electricidad a las instalaciones de fundición de níquel y otras instalaciones industriales dentro del parque. La fundición de níquel, particularmente procesos como el Horno Rotatorio-Horno Eléctrico (RKEF), requiere grandes volúmenes de electricidad continua y estable. Como resultado, el parque industrial ha desarrollado una gran capacidad de generación de energía a base de carbón cautiva. Hasta 2025, la informción de proyectos disponble públicamente indica que la capacidad de energía a carbón asociada con IWIP había superado los 4 GW, proporcionando electricidad para la produción de ferroníquel, mata de níquel y otros productos intermedios de níquel.

2.3 Vietnam: Produción de Antracita Nacional y Demanda de Carbón Importado

2.3.1 Principales Regiones Productoras de Carbón y Tipos de Carbón

La produción de carbón de Vietnam está aún más concentrada geográficamente, con sus áreas de producción núcleo ubicadas casi totalmente en la Provincia de Quảng Ninh. Las principales áreas tradicionales productoras de carbón incluyen Cẩm Phả, Hạ Long, Uông Bí y Đông Triều. El tipo de carbón representativo es la antracita, que difiere significativamente de la estructura de suministro de Indonesia, donde predomina el carbón subbituminoso de bajo a medio poder calorífico.

En comparación con el lignito, el carbón subbituminoso y el carbón bituminoso, la antracita se caracteriza por el mayor contenido de carbono, menores niveles de impurezas, mayor dureza y densidad, una temperatura de ignición más alta y combustión sin humo. La antracita vietnamita generalmente tiene un contenido de carbono superior al 80 %, con una pureza de más del 65 %. Debido a su bajo contenido de azufre, normalmente produce poco olor desagradable durante la combustión. Su poder calorífico generalmente oscila entre 6.900 y 7.300 kcal/kg, mientras que el contenido de materia volátil suele estar entre el 3 % y el 10 %.

El Grupo Nacional de Carbón y Minerales de Vietnam (VINACOMIN / TKV) es el grupo de producción de carbón más importante del país. En 2025, TKV produjo aproximadamente 38,85 Mt de carbón vendible y registró ventas de carbón de aproximadamente 44,63 Mt.

En general, Vietnam se caracteriza no solo por un alto grado de concentración geográfica en la producción de carbón, sino también por un tipo de carbón y un marco de reporte estadístico que difieren significativamente de los de Indonesia.

2.3.2 Principales productores de carbón

TKV／VINACOMIN

Aunque TKV es el grupo estatal de carbón y minerales más grande de Vietnam, con sus minas de carbón concentradas principalmente en Quang Ninh y sus operaciones mineras que abarcan tanto minas a cielo abierto como subterráneas, el grupo también opera su propio negocio de generación eléctrica a través de DTK / Vinacomin - Power Holding Corporation. Coal Import Export JSC (Coalimex), por su parte, fue establecida antes de la formación de la estructura actual del grupo TKV y posteriormente se incorporó al sistema TKV cuando la industria del carbón de Vietnam experimentó una reestructuración. Coalimex es una sociedad anónima independiente y miembro del grupo TKV bajo control estatal, dedicada principalmente a la importación y exportación de carbón, adquisiciones internacionales, procesamiento y comercio.

Las minas a cielo abierto representativas de TKV incluyen Cao Son, Deo Nai–Coc Sau y Ha Tu, mientras que sus principales minas subterráneas incluyen Ha Lam, Khe Cham, Mao Khe, Vang Danh y Nui Beo.

En los primeros cinco meses de 2025, TKV vendió aproximadamente 22,24 Mt de carbón, de las cuales 19,21 Mt se suministraron a centrales eléctricas, lo que representa alrededor del 86% de las ventas totales. En 2025, TKV produjo aproximadamente 38,4 Mt de carbón bruto y 38,85 Mt de carbón comercializable, mientras que las ventas de carbón alcanzaron 44,63 Mt. Las ventas superaron su propia producción principalmente porque TKV también vendió carbón importado, productos de carbón mezclado y carbón de inventarios. El grupo registró una ganancia consolidada de aproximadamente 7,66 billones de VND, pero esta cifra también incluye sus negocios de minerales, generación de energía, productos químicos y otros, por lo que no debe considerarse como ganancia del segmento del carbón únicamente. A medida que la minería subterránea se extiende a mayores profundidades, la ventilación, el drenaje, el desarrollo de galerías, la gestión de seguridad y la mano de obra se convierten en fuentes importantes de presión de costos.

Corporación Dong Bac (Dong Bac)

Dong Bac es una empresa de defensa-economía bajo el Ministerio de Defensa Nacional de Vietnam y es el productor nacional de carbón más importante fuera del sistema TKV. Sus operaciones mineras se ubican principalmente en Quang Nino e incluyen minería tanto a cielo abierto como subterránea. La empresa también se dedica al cribado, procesamiento, importación y mezcla de carbón.

En los últimos años, la producción promedio de carbón de Dong Bac ha superado los 7 Mt por año, mientras que las ventas de carbón se han acercado a los 11 Mt por año. El mayor volumen de ventas refleja la inclusión de carbón importado en su cartera de ventas, por lo que el volumen de ventas no debe equipararse directamente con su propia producción de carbón.

Debido a que sus operaciones mineras están relativamente dispersas y las condiciones geológicas son complejas, su estructura de costos se ve afectada principalmente por los costos de minería subterránea, el transporte en el sitio minero, el cribado y procesamiento del carbón, así como el costo del carbón importado utilizado para la mezcla.

2.3.3 Estructura del Consumo de Carbón

El consumo de carbón en Vietnam sigue estando dominado por el sector eléctrico. La antracita producida internamente se suministra principalmente a centrales eléctricas de carbón en el norte de Vietnam, mientras que el carbón bituminoso y subbituminoso importado se utiliza principalmente en centrales eléctricas del centro y sur de Vietnam diseñadas para quemar carbón importado.

Aunque el consumo de carbón en la industria siderúrgica sigue siendo menor que en el sector eléctrico, la importancia de la demanda de carbón coquizable está aumentando a medida que entran en operación proyectos de altos hornos como Hoa Phat Dung Quat 2.

2.3.4 Principales empresas consumidoras de carbón

Electricidad de Vietnam (EVN)

EVN es el grupo eléctrico integrado del estado de Vietnam, con operaciones que abarcan generación, transmisión, distribución y venta de electricidad. Las centrales térmicas de carbón operadas por EVN y sus Corporaciones de Generación (GENCOs) consumen un promedio de aproximadamente 40 Mt de carbón al año, incluyendo alrededor de 28 Mt de antracita de producción nacional y aproximadamente 12 Mt de carbón bituminoso o subbituminoso importado. Según el escenario del plan operativo de 2025, la demanda de carbón nacional se estimó en aproximadamente 27,31–28,53 Mt, mientras que la demanda de carbón importado fue de aproximadamente 11,13 Mt, lo que sitúa la demanda total de carbón en alrededor de 38,44–39,66 Mt.

EVN también posee la Corporación Nacional de Transmisión Eléctrica (EVNNPT), responsable de la red nacional de transmisión de alta tensión. Sus cinco principales empresas regionales de distribución y venta de electricidad son EVNNPC (Vietnam del Norte), EVNCPC (Vietnam Central), EVNSPC (Vietnam del Sur), EVNHANOI (Hanói) y EVNHCMC (Ciudad Ho Chi Minh). Estas empresas y EVNNPT forman parte del sistema EVN, pero desempeñan diferentes funciones en la transmisión, distribución y venta de electricidad.

La antracita nacional y el carbón mezclado son suministrados principalmente por TKV y Dong Bac, mientras que el carbón bituminoso y subbituminoso importado se utiliza principalmente en las unidades de generación diseñadas para carbón importado, incluyendo Vinh Tan 4, Duyên Hải 3 y la Ampliación de Duyên Hải 3. Los costes de combustible dentro del sistema EVN se ven afectados principalmente por los precios del carbón national, los precios CFR del carbón importado, la calidad y las proporciones de mezcla del carbón, así como los costes portuarios y de transporte.

Grupo Hoa Phat (Hoa Phat)

Hoa Phat es uno de los mayores productores integrados de acero de Vietnam mediante la ruta de horno alto–conversor básico de oxígeno. Sus operaciones siderúrgicas se concentran principalmente en los complejos siderúrgicos integrados de Hải Dương y Dung Quat, que cuentan con instalaciones de coquería, sintezación, horno alto, convercor básico de oxígeno y laminación. En 2025, la producción de acero crudo del grupo alcanzó los 11 Mt, un 26 % más interanual.

Hoa Phat utiliza la ruta de producción de horno alto–conversor básico de oxígeno (BF–BOF). El carbón coquizable se convierte primero en coque en hornos de coque y luego se utiliza en altos hornos para la fabricación de hierro. El carbón para inyección de carbón pulverizado (PCI) también se inyecta en los altos hornos para reemplazar parcialmente el coque. Por lo tanto, la demanda de carbón de Hoa Phat se concentra principalmente en carbón coquizable y carbón PCI, en lugar del carbón térmico convencional utilizado en el sector eléctrico. A medida que Dung Quat 2 aumente su producción hasta alcanzar la capacidad total, una mayor producción de arrabio y acero crudo incrementará correspondientemente la demanda de coque, carbón coquizable y carbón PCI.

Dung Quat es la base de producción de acero más grande de Hoa Phat, con una capacidad diseñada total de casi 12 Mt por año. También está equipada con un puerto de aguas profundas capaz de manejar grandes buques de carga, lo que facilita la importación directa de materias primas a granel como mineral de hierro y carbón coquizable. La capacidad actual de acero crudo del grupo es de aproximadamente 16 Mt por año y se espera que aumente aún más a 18 Mt por año para 2027, incluyendo alrededor de 9 Mt de bobina laminada en caliente (HRC) y 9 Mt de productos de acero largo. Sin embargo, parte de la capacidad adicional provendrá de proyectos de hornos de arco eléctrico, lo que significa que el crecimiento en la capacidad total de fabricación de acero del grupo no puede traducirse directamente en un aumento proporcional de la demanda de carbón coquizable.

Los costos de materias primas de Hoa Phat se ven afectados principalmente por los precios internacionales del carbón coquizable y del carbón PCI, los precios del mineral de hierro, la tasa de coque, la tasa de PCI, los costos de flete, los tipos de cambio y las tasas de utilización de los altos hornos. El carbón coquizable duro premium australiano (PHCC) puede servir como un importante punto de referencia internacional para sus costos de carbón coquizable, aunque los costos reales de adquisición también dependen de la mezcla de carbón, la estructura de mezcla y los costos logísticos de entrega.

Formosa Ha Tinh Steel (FHS)

FHS es un productor de acero integrado de inversión extranjera ubicado en la Zona Económica de Vung Ang de la provincia de Ha Tinh, Vietnam. El proyecto está liderado por Formosa Plastics Group de Taiwán, con la participación de China Steel Corporation (CSC) de Taiwán y JFE Steel de Japón.

FHS opera una cadena de producción de fabricación de acero integrada completa, que incluye instalaciones de coquización, sinterización, altos hornos, hornos de oxígeno básico y laminación. También ha desarrollado y opera el Puerto de Son Duong, que se utiliza para importar materias primas a granel como mineral de hierro y carbón, así como para exportar productos de acero. Según información oficial de FHS, sus dos altos hornos tienen una capacidad combinada de producción de arrabio de aproximadamente 7 Mt al año, mientras que su capacidad de acero semielaborado, incluyendo palanquillas y planchones, es de aproximadamente 7,1 Mt al año, y su capacidad de producción de coque es de alrededor de 3 Mt al año.

FHS utiliza la ruta de producción de alto horno–convertidor al oxígeno básico, lo que significa que su demanda de carbón se concentra principalmente en carbón coquizable y carbón para inyección en horno alto (PCI). El carbón coquizable se procesa primeo en hornos de coque para producir coque, que luego se utiliza en los altos hornos para la fabricación de hierro. El carbón PCI se inyecta directamente en los altos hornos para reemplazar parcialmente el coque. El sistema energético interno de FHS también utiliiza gases residuales del proceso de fabricación de acero, incluyendo gas de horno de coque y gas de alto horno.

Además, FHS propuso una ampliación adiconal en 2025 que aumentaría la capacidad de fabricación de acero del complejo integrado a aproximadamente 15 Mt al año.

2.4 Filipinas: Oferta de carbón nacional de baa ley compleentada con importaciones

2.4.1 Principales regiones productoras de carbón y tipos de carbón

La producción de carbón en Filipinas se concentra casí en su totalidad en la Isla Semirara, siendo Semirara Mining and Power Corporation (SMPC) el principal productor de carbón del país.

Anteriormente, el Certificado de Compliance Ambiental (CCA) para el Complejo Minero de Carbón de Semirara limitaba la producción anual de carbón a 16,0 Mt. En 2025, el Departamento de Ambiente y Recurssos Naturales (DENR) de Filipinas aprobó un CCA revisado que amplió el alcance del proyecto para incluir la mina Acacia y elevó el límite de producción anual a 20,0 Mt para 2025-2027.

Impulsada por la mejora de las condiciones mineras en la mina Narra y la relajación de las restricciones de producción, la producción de carbón de SMPC aumentó a un récord de 19,9 Mt en 2025, un incremento de aproximadamente el 24% respecto a las 16,0 Mt de 2024.

2.4.2 Principales productores de carbón

SMPC

SMPC es el mayor productor de carbón de Filipinas, con sus operaciones mineras principales ubicadas en la Isla Semirara, en la provincia de Antique. Según los últimos datos del Departamento de Energía de Filipinas (DOE) citados en el informe de la empresa de 2025, SMPC representó aproximadamente el 97% de la producción total de carbón del país. A finales de 2025, DMCI Holdings poseía aproximadamente el 56,65% de las acciones de SMPC, lo que la convierte en su accionista de control. SMPC también opera negocios de generación de energía a carbón a través de Sem-Calaca Power Corporation (SCPC) y Southwest Luzon Power Generation Corporation (SLPGC), lo que la conviierte en una empresa energía verticalmente integrada que combina la minería de carbón y la generación de energía a carbón.

En 2025, la producción de carbón de SMPC alcanzó aproximadamente 19,9 Mt, un récord, mientras que el beneficio neto consolidado del grupo fue de aproximadamente 13,06 mil millones de pesos filipinos. El límite de producción anual de carbón de SMPC se incrementó de 16 Mt a 20 Mt en su Certificado de Cumplimiento Ambiental (CCA), no solamente como resultado de una expansión en la capacidad técnia de producción de la mina.

En 2025, la relación de destape efectiva de SMPC fue de aproximadamente 11,4:1. Dado que la empresa opera minas a cieloo abierto a gran escala, sus costos de producción se ven afectados significativamente por los volúmenes de remoción de sobrecarga, los costos del diésel, la mano de obra y la operación y mantemiento de equipos mineros. Ademáss, la depreciación y amortización asociadas con nuevos equipos mineros y las actividades de pre-destape en la mina Narra també afectan los costos unitarios de producción de carbón.

2.5 Malasia: Un mercado consumidor de carbón altamente dependiente de importaciones

2.5.1 Estructura del consumo de carbón

El consumo de carbón en Malasia se concentra en gran medda en el sector elécrico, dependiendo el país casí por completo del carbón importado. En 2025, la generación a carbón representó aproximadamente el 58,6% de la generación de electricidad en la Malasia Peninsular, lo que convierte a las grandes centrales térmicas de carbón en los principales consumidores de carbón. Aunque los productores de acero también consumen carbón coquizable y coque, sus volúmenes de consumo total siguen siendo menores que los del sector de generación de energía a carbón.

2.5.2 Principales empresas consumidoras de carbón

Tenaga Nasional Berhad (TNB)

TNB es la empresa eléctrica integrada clave en la Malasia Peninsular. Sus principales activos de carbón bajo su control o en los que tiene participaciones incluyen la Central Eléctrica Sultan Azlan Shah (Manjung) de aproximadamente 4,08 GW, la Central Eléctrica Jimah East de 2,0 GW de la que TNB posee una participación del 70%, y el complejo de generación Kapar Energy Ventures (KEV) en el que TNB posee una participación del 60%. La adquisición y el transporte de carbón son gestionados principalmente por TNB Fuel Services (TNBF).

TNBF suministra carbón no solo a las centrales eléctricas de carbón controladas por TNB, sino también a ciertos Productores Independientes de Energía (IPP) que tienen Acuerdos de Compra de Energía (PPA) dentro del sistema eléctrico de TNB. Por lo tanto, el volumen de suministro de carbón de TNBF no debe interpretarse directamente como el consumo de carbón de las plantas propiedad de TNB.

En 2025, TNBF entregó aproximadamente 36,39 Mt de carbón a las centrales eléctricas, frente a las 34,89 Mt de 2024, lo que representa un crecimiento interanual de aproximadamente el 4,3%. Durante el mismo período, el consumo real de carbón de las centrales de carbón de TNB y de los IPP relacionados en la Malasia Peninsular fue de aproximadamente 35,9 Mt, en comparación con 34,7 Mt en el ejercicio fiscal 2024. Las dos cifras representan medidas diferentes: una se refiere al carbón entregado a las centrales, mientras que la otra se refiere al carbón realmente consumido por las mismas. La diferencia refleja principalmente los cambios en los inventarios de las centrales, el momento de las entregas y la metodología estadística. Por lo tanto, la cifra de 36,39 Mt no debe equipararse directamente con el consumo de carbón de las plantas propiedad de TNB.

TNBF adquiere principalmente carbón térmico importado. Las centrales de carbón en la Malasia Peninsular dependen en gran medida del suministro extranjero, siendo Indonesia la mayor fuente, mientras que Australia y otros países proporcionan un suministro complementario.

En cuanto al consumo de carbón en Manjung, algunas fuentes secundarias han afirmado que la central consume aproximadamente 30.000 toneladas de carbón al día, al tiempo que citan un consumo anual de alrededor de 15 Mt. Sin embargo, incluso suponiendo un funcionamiento continuo a 30.000 toneladas diarias durante 365 días, el consumo anual ascendería únicamente a aproximadamente 10,95 Mt. Por lo tanto, las cifras de "30.000 toneladas al día" y "15 Mt al año" no pueden ser ambas aritméticamente correctas.

Los costos de carbón dentro del sistema de TNB se ven afectados principalmente por el costo entregado del carbón importado, el tipo de cambio del ringgit malasio frente al dólar estadounidense, el poder calorífico y la calidad del carbón, las tarifas de flete marítimo y los costos logísticos portuarios. Dado que el carbón importado generalmente se cotiza en dólares estadounidenses, una depreciación del ringgit malasio puede aumentar los costos reales del combustible incluso si los precios internacionales del carbón permanecen sin cambios. Los cambios en los precios de los combustibles se trasladan parcialmente al sistema eléctrico a través del Precio de Carbón Aplicable (ACP) y los mecanismos de ajuste de costos de combustible relacionados. Como resultado, un aumento en los precios internacionales del carbón no se traduce simple o inmediatamente en una reducción equivalente en las propias ganancias de TNB.

Malakoff Corporation Berhad

Los principales activos de generación a carbón de Malakoff en Johor consisten en la Central Eléctrica de Tanjung Bin (TBPP) y la Central Eléctrica de Tanjung Bin Energy (TBEPP), con una capacidad instalada combinada de aproximadamente 3,1 GW. TBPP tiene una capacidad instalada de 2,1 GW, compuesta por tres unidades generadoras de carbón de 700 MW, mientras que TBEPP consiste en una sola unidad de carbón de 1.000 MW. Ambas centrales son operadas por las filiales de Malakoff, Tanjung Bin Power Sdn. Bhd. y Tanjung Bin Energy Sdn. Bhd., respectivamente, y representan los principales activos de generación a carbón de Malakoff.

En 2025, el negocio energético de Malakoff reportó un consumo de energía de carbón de aproximadamente 188,37 millones de GJ, frente a los 207,03 millones de GJ de 2024, lo que representa un descenso interanual de aproximadamente el 9%.

El combustible para los proyectos de energía a carbón de Tanjung Bin se obtiene principalmente a través del sistema de suministro de carbón térmico importado de la Malasia Peninsular, desempeñando TNBF un papel importante en los acuerdos de adquisición y suministro de carbón correspondientes. Dado que los costos de combustible de carbón pueden trasladarse al sistema eléctrico a través de los PPA y los mecanismos de transferencia de costos de combustible relacionados, los precios internacionales más altos del carbón generalmente aumentan los costos de generación de electricidad, pero no necesariamente resultan en una disminución proporcional de las ganancias de Malakoff. La rentabilidad de Malakoff también se ve afectada por factores como la disponibilidad de las plantas, la generación de electricidad, el mantenimiento, los términos de los PPA y la eficiencia operativa.

Edra Power Holdings (Edra)

Edra Power Holdings se formó originalmente en 2014 mediante la consolidación de tres importantes grupos de productores independientes de energía de Malasia: Powertek Energy Group, KLPP Group y Jimah Energy Group. En 2016, fue adquirida por la China General Nuclear Power Corporation (CGN), convirtiéndose en una plataforma de generación independiente bajo CGN.

Para el proyecto de energía a carbón de Jimah, Edra posee una participación del 75% en Jimah Energy Ventures Holdings (JEVH), mientras que Tenaga Nasional Berhad (TNB) posee el 25% restante. JEVH, a su vez, posee el 100% de Jimah Energy Ventures (JEV), que opera la Central Eléctrica de Jimah. A través de esta estructura de propiedad, Edra posee indirectamente una participación efectiva del 75% en la Central Eléctrica de Jimah, mientras que TNB posee el 25%.

La Central Eléctrica de Jimah está ubicada en Port Dickson, Negeri Sembilan. Consta de dos unidades generadoras de carbón subcríticas de 700 MW, con una capacidad instalada total de 1,4 GW, y es una importante fuente de carga base de energía a carbón en la Malasia Peninsular.

Sus costos relacionados con el combustible se ven afectados principalmente por las tasas de utilización de la planta, el poder calorífico y la calidad del carbón, los precios del carbón importado y los costos de flete marítimo. Dado que los costos del carbón están sujetos a acuerdos de transferencia de costos según el PPA correspondiente y los mecanismos de suministro de combustible, los precios internacionales más altos del carbón aumentan los costos de combustible para el sistema eléctrico, pero no necesariamente reducen las ganancias de Edra en la misma proporción.