Durante el 31 de agosto y el 6 de septiembre, las condiciones meteorológicas en toda China experimentaron una clara transición, con temperaturas que descendieron gradualmente en las regiones del norte, mientras que el este y el sur de China permanecieron expuestos a lluvias relacionadas con tifones. El tifón n.º 18 «Saudel» se convirtió en el fenómeno meteorológico más destacado de la semana. Tras debilitarse y ser degradado el 30 de agosto, su circulación remanente se desplazó hacia el mar de China Meridional, se reintensificó hasta convertirse en un tifón con nombre el 1 de septiembre y tocó tierra por tercera vez cerca de Gulei, en el condado de Zhangpu, Fujian, el 3 de septiembre, marcando un episodio poco común con dos clasificaciones separadas y tres toques de tierra. En este contexto, los cambios en el clima, la generación renovable y los costes de la energía primaria provocaron amplias oscilaciones en los precios spot provinciales de la electricidad. El promedio en tiempo real de Shandong repuntó desde un mínimo de 192 RMB/MWh hasta 376 RMB/MWh al final de la semana; el precio en tiempo real de Guangdong se disparó desde un mínimo de 206 RMB/MWh hasta 578 RMB/MWh; los precios del día anterior e intradiarios de Jiangsu se fortalecieron en la segunda mitad de la semana; en el oeste de Mongolia Interior, los precios en tiempo real del lado de la generación fluctuaron entre 220 y 432 RMB/MWh; el precio del día anterior de Shanxi subió a 427 RMB/MWh el 5 de septiembre antes de retroceder; mientras que el mercado del día anterior de Shaanxi permaneció moderado incluso cuando su precio en tiempo real subió a 407 RMB/MWh durante el fin de semana. En cuanto a los combustibles, el carbón térmico CCTD de Qinhuangdao de 5.500 kcal/kg alcanzó los 741 RMB/t el 4 de septiembre, con restricciones de suministro, mayores costes de transporte y la caída de los inventarios portuarios reforzando el soporte de los costes de generación a carbón. Los precios disponibles de llegada de GNL a China de SMM oscilaron entre 24,61 y 25,91 USD/MMBtu, mientras que el precio del GNL del este de Guangdong se mantuvo sin cambios en 5.860 RMB/t. A medida que comienza septiembre y se desvanece la demanda impulsada por el calor, la producción renovable, los costes de la energía primaria y las desviaciones entre las previsiones del día anterior y las condiciones del sistema en tiempo real se están convirtiendo en factores cada vez más importantes para los precios de la electricidad.
Los precios de Shandong cayeron primero y luego repuntaron, ya que la fuerte generación renovable deprimió los precios de principios de semana, mientras que los mayores costes de generación a carbón limitaron nuevas caídas. El promedio del lado de la generación en tiempo real de la provincia comenzó en 191,87 RMB/MWh el 31 de agosto, se recuperó hasta 295,10-301,31 RMB/MWh durante el 1 y el 3 de septiembre, luego se fortaleció bruscamente hasta 412,94 RMB/MWh el 5 de septiembre antes de terminar la semana en 376,43 RMB/MWh. El promedio semanal fue de aproximadamente 321,24 RMB/MWh. La demanda de refrigeración se debilitó considerablemente respecto a los niveles de la ola de calor de agosto, mientras que un clima relativamente despejado favoreció la generación solar y flexibilizó los equilibrios de oferta y demanda al mediodía, lo que contribuyó a los bajos precios a principios de semana. Mientras tanto, el carbón térmico CCTD Qinhuangdao de 5.500 kcal/kg subió a 741 RMB/t, elevando la base de costos de las unidades a carbón y brindando soporte a sus precios mínimos de oferta. Como resultado, a pesar de la menor carga impulsada por el calor, los precios no permanecieron deprimidos, y los cambios en la generación renovable y la demanda del sistema impulsaron una rápida recuperación más adelante en la semana.
Guangdong registró una profunda reversión en forma de V, ya que las lluvias relacionadas con Saudel inicialmente redujeron la carga antes de que los precios en tiempo real se dispararan al mejorar las condiciones climáticas. El promedio del día anterior cayó de 394,81 RMB/MWh a 299,82 RMB/MWh el 2 de septiembre antes de recuperarse a 415,08 RMB/MWh el 6 de septiembre. Los precios en tiempo real fueron aún más volátiles, descendiendo de 306,81 RMB/MWh a 205,59 RMB/MWh el 2 de septiembre antes de dispararse a 578,06 RMB/MWh el 5 de septiembre y permanecer elevados en 443,57 RMB/MWh el 6 de septiembre. Durante el 1 y 3 de septiembre, Saudel y su circulación exterior trajeron lluvias sustanciales al este de Guangdong, reduciendo temporalmente la demanda de aire acondicionado. A medida que las lluvias se debilitaron a partir del 5 de septiembre, las temperaturas y la demanda eléctrica se recuperaron, endureciendo rápidamente los equilibrios en tiempo real. Los precios más altos del carbón térmico brindaron cierto soporte a las unidades a carbón, pero el precio del GNL del este de Guangdong se mantuvo estable en 5.860 RMB/t, lo que indica que el reciente aumento de los precios internacionales del GNL aún no se había transmitido de manera significativa a los costos domésticos del gas. Por lo tanto, las fuertes oscilaciones de los precios de la electricidad en Guangdong siguieron impulsadas principalmente por el clima, la carga en tiempo real y la disponibilidad de generación, más que por los costos de combustible por sí solos.
Los precios de Jiangsu se fortalecieron tras un comienzo volátil, ya que los mayores costos de generación a carbón brindaron soporte a pesar de la disminución de la demanda estival, mientras que las condiciones de oferta y demanda se endurecieron más adelante en la semana. El promedio ponderado del día anterior subió de 319,71 RMB/MWh a 396,10 RMB/MWh el 6 de septiembre, promediando alrededor de 349,91 RMB/MWh en la semana. Los precios intradiarios aumentaron desde 330,54 RMB/MWh, alcanzaron 391,22 RMB/MWh el 5 de septiembre y se mantuvieron en 374,84 RMB/MWh el 6 de septiembre, con un promedio semanal de aproximadamente 353,11 RMB/MWh. Las lluvias y el enfriamiento provocados por la circulación del tifón y el aire frío debilitaron la demanda de aire acondicionado a principios de semana. A medida que las lluvias remitieron, el consumo eléctrico industrial resiliente y los cambios en la generación renovable volvieron a tensar el mercado. Al mismo tiempo, el aumento de los precios del carbón térmico elevó el suelo de costes de la generación marginal con carbón. La combinación de una menor demanda impulsada por el clima y mayores costes de generación hizo que los precios de Jiangsu no cayeran a la par que las temperaturas y, en cambio, se fortalecieran durante la segunda mitad de la semana.
Mongolia Interior se mantuvo muy volátil, con la generación eólica y solar aún como principal motor, mientras que los precios más firmes del carbón amplificaron la sensibilidad de los precios cuando la producción renovable se debilitó. El promedio ponderado en tiempo real del lado de la generación cayó de 385,83 RMB/MWh a un mínimo semanal de 220,04 RMB/MWh el 3 de septiembre, luego repuntó rápidamente a 432,29 RMB/MWh el 5 de septiembre antes de moderarse a 358,12 RMB/MWh el 6 de septiembre. El promedio aritmético sistémico del lado del usuario se movió en paralelo, descendiendo de 424,26 RMB/MWh a 253,17 RMB/MWh antes de recuperarse a 455,99 RMB/MWh. Los promedios semanales fueron de aproximadamente 321,48 RMB/MWh en el lado de la generación y 349,31 RMB/MWh en el lado del usuario. Dado el gran parque eólico y solar del oeste de Mongolia Interior, los precios en tiempo real siguen estando impulsados principalmente por la generación renovable y la demanda de transmisión saliente. Sin embargo, cuando la producción renovable cae y se recurre a unidades adicionales de carbón, los mayores costes del carbón elevan los costes marginales de generación. El repunte de alrededor de 220 RMB/MWh a más de 430 RMB/MWh ilustra, por tanto, el impacto combinado de la volatilidad renovable y un mayor soporte de costes del carbón.
Shanxi subió antes de retroceder, con precios más firmes del carbón sosteniendo el suelo del mercado mientras que unas expectativas más ajustadas en el día anterior no se materializaron plenamente en la negociación en tiempo real. El promedio aritmético del día anterior subió de 266,17 RMB/MWh a 374,80 RMB/MWh el 4 de septiembre y luego a 426,54 RMB/MWh el 5 de septiembre, antes de caer a 305,91 RMB/MWh el 6 de septiembre. El promedio semanal fue de aproximadamente 319,65 RMB/MWh. Los precios intradía se negociaron principalmente entre 276 y 343 RMB/MWh, con un promedio de alrededor de 314,99 RMB/MWh. Shanxi sigue dependiendo en gran medida de la generación con carbón, por lo que el aumento de los precios del carbón térmico refuerza el suelo de costes de la generación marginal y limita el margen a la baja de los precios al contado. Sin embargo, el 5 de septiembre el promedio del día anterior superó al promedio intradiario en más de 130 RMB/MWh, lo que indica que las expectativas de una menor producción renovable, mayor carga o mayores exportaciones interprovinciales no se materializaron plenamente en la operación real del sistema. Por tanto, los costes del carbón ofrecen un mayor soporte al límite inferior de los precios, mientras que el alza a corto plazo sigue estando determinada en gran medida por las condiciones de oferta y demanda en tiempo real.
El mercado del día anterior de Shaanxi se mantuvo moderado, mientras que los precios en tiempo real se fortalecieron notablemente hacia finales de la semana, ya que los mayores costes del combustible amplificaron el impacto de las desviaciones en las previsiones renovables. Los promedios ponderados del día anterior se situaron principalmente entre 208 y 246 RMB/MWh, con un promedio semanal de aproximadamente 226,61 RMB/MWh. Los precios en tiempo real subieron de 199,42 RMB/MWh el 31 de agosto a 346,76 RMB/MWh el 4 de septiembre y a 407,46 RMB/MWh el 6 de septiembre, lo que resultó en un promedio semanal de alrededor de 276,90 RMB/MWh. La abundante oferta renovable mantuvo bajos los precios del día anterior a principios de semana, mientras que las condiciones reales del sistema se endurecieron considerablemente en relación con las previsiones del día anterior más adelante en el período. Al mismo tiempo, el aumento de los precios del carbón térmico incrementó el coste marginal de la generación con carbón. En las horas en que la producción renovable fue inferior a lo previsto y las unidades de carbón se despacharon con mayor intensidad, la base de costes de combustible más elevada se hizo más visible. Por tanto, el movimiento de precios de la semana no fue simplemente el resultado del aumento de los precios del carbón; más bien, las desviaciones en las previsiones renovables aumentaron la necesidad de generación térmica marginal, y los mayores costes del combustible amplificaron los movimientos de los precios en tiempo real.
En general, los mercados al contado de varias provincias experimentaron amplias fluctuaciones de precios esta semana. La demanda impulsada por el calor está perdiendo gradualmente predominio, mientras que aumenta la influencia de la generación renovable, los costes de la energía primaria y las desviaciones entre la oferta y la demanda en tiempo real. Shandong comenzó la semana en niveles bajos en un contexto de fuerte producción solar y menor carga, pero el aumento de los costes de generación con carbón limitó nuevas caídas. Guangdong registró una profunda reversión en forma de V bajo las lluvias asociadas a Saudel, mientras que la estabilidad de los precios del GNL en el este de Guangdong hizo que la carga y las condiciones del sistema en tiempo real siguieran siendo los factores dominantes. Jiangsu se fortaleció más adelante en la semana a pesar del clima más fresco, lo que pone de relieve la creciente importancia de los costes de generación con carbón y de los cambiantes equilibrios del sistema. Mongolia Interior occidental, Shanxi y Shaanxi mostraron distintos grados de interacción entre la volatilidad de la generación renovable y los costes de la generación térmica. A medida que las temperaturas sigan bajando en septiembre, los costes del carbón, la producción eólica y solar, el comercio interprovincial y las desviaciones entre las previsiones del día anterior y las condiciones en tiempo real serán variables cada vez más importantes de vigilar.
Energía primaria
31 de agosto-6 de septiembre
Carbón térmico: las restricciones de oferta y la reducción de existencias portuarias se refuerzan mutuamente y mantienen firmes los precios.
Los precios del carbón térmico siguieron subiendo esta semana. Al 4 de septiembre, el carbón CCTD de Qinhuangdao de 5.500 kcal/kg se situó en 741 RMB/t, 10 RMB/t más que el 28 de agosto; el de 5.000 kcal/kg alcanzó 673 RMB/t, 11 RMB/t más interanual; y el de 4.500 kcal/kg subió 10 RMB/t hasta 606 RMB/t. Pese al descenso gradual de la demanda de carbón del sector eléctrico tras el pico estival, los precios siguieron fortaleciéndose, lo que indica que el principal motor del mercado está pasando de la demanda de temporada alta a una oferta más ajustada. Inspecciones de seguridad más estrictas en las principales regiones productoras, mantenimiento temporal de minas, mayores costes de transporte y la caída de existencias en los puertos del norte refuerzan conjuntamente el soporte de los precios.
Demanda: Con la bajada de las temperaturas en el norte tras el fin del periodo más caluroso del verano, el consumo de carbón de las centrales costeras desciende gradualmente desde su pico. Sin embargo, en partes del sur de China persisten altas temperaturas intermitentes, lo que impide que la demanda de generación térmica caiga demasiado rápido. Los sectores metalúrgico, químico y otros no eléctricos también mantienen cierto grado de compras al contado. No obstante, la cobertura de existencias de las centrales ha mejorado, el carbón de contrato a largo plazo sigue siendo la principal fuente de suministro y las compras al contado se limitan en gran medida a necesidades inmediatas. Por tanto, los usuarios finales se mantienen cautelosos ante la rápida subida de los precios de mercado, lo que significa que la demanda no es el único motor del actual repunte.
Oferta: Las restricciones de oferta se han convertido en un motor cada vez más importante del fortalecimiento de los precios del carbón. La supervisión de seguridad sigue siendo estricta en Shanxi, Shaanxi y Mongolia Interior, mientras que el mantenimiento y las perturbaciones meteorológicas han limitado la producción minera a corto plazo y los envíos de salida. A medida que suben los precios en boca de mina, los costes de transporte a los puertos del norte también han aumentado, comprimiendo los márgenes comerciales en algunas rutas y reduciendo la disposición de los comerciantes a trasladar carga a puerto. Mientras tanto, los cambios en la oferta exterior y los costes de flete han reducido la ventaja de precio del carbón importado, limitando su capacidad de aportar un incremento significativo de oferta de bajo coste y reforzando aún más el suelo de los precios nacionales.
Existencias: Las existencias en los puertos del norte siguieron disminuyendo, lo que tensó la disponibilidad de cargamentos al contado. Con entradas más débiles desde las regiones productoras mientras los compradores intermedios mantenían cierto grado de demanda de retirada, las existencias en los principales puertos del anillo de Bohai siguieron bajo presión. Aunque las existencias de los usuarios finales aún proporcionan un colchón suficiente, la continua reducción de existencias portuarias ha reforzado la disposición de los vendedores a mantener firmes sus ofertas. De cara al futuro, el descenso estacional de la demanda eléctrica en septiembre puede limitar el ritmo de nuevas subidas de precios. Sin embargo, si la recuperación de la producción sigue siendo lenta y las entradas portuarias se mantienen débiles, es probable que los precios del carbón térmico conserven un firme soporte de costes a corto plazo.
GNL: los precios de llegada a China siguen elevados, mientras que los precios del este de Guangdong aún no han seguido la subida.
Los precios de llegada de GNL a China de SMM se mantuvieron elevados esta semana. Los precios se situaron en 24,61 $/MMBtu el 31 de agosto, subieron a 25,06 $/MMBtu el 1 de septiembre y a 25,91 $/MMBtu el 2 de septiembre, antes de bajar ligeramente a 25,54 $/MMBtu el 3 de septiembre. El centro de precios se mantuvo más alto que a finales de agosto. En cambio, la media de GNL del este de Guangdong permaneció sin cambios en 5.860 RMB/t, lo que indica que los mayores precios internacionales al contado aún no se han transmitido materialmente a los precios de los usuarios finales nacionales. Los mercados internacionales del gas siguen respaldados por riesgos de suministro y expectativas de reposición de existencias invernal, mientras que el mercado nacional chino sigue en temporada baja tradicional. Los contratos de GNL a largo plazo y el gas por gasoducto también amortiguan la demanda de importaciones al contado. Por tanto, los costes de combustible para la generación a gas en Guangdong se mantienen en general estables por ahora, aunque una fortaleza prolongada de los precios del GNL en el exterior podría acabar elevando los costes de importación y el coste marginal de la generación eléctrica a gas.
Revisión meteorológica
Durante el 31 de agosto-6 de septiembre, el patrón meteorológico de China pasó del calor máximo del verano a condiciones más frescas en el norte y lluvias asociadas a tifones en el sur. El tifón n.º 18 “Saudel” se debilitó y fue degradado el 30 de agosto, pero su circulación residual se desplazó posteriormente al mar de China Meridional y se reintensificó hasta convertirse en un tifón con nombre el 1 de septiembre. A las 06:30 del 3 de septiembre tocó tierra por tercera vez cerca de Gulei, en el condado de Zhangpu, Fujian, antes de desplazarse hacia el oeste y debilitarse gradualmente. A lo largo de su ciclo de vida completo, Saudel experimentó tres toques de tierra, dos clasificaciones y dos degradaciones, una evolución inusualmente compleja.
La circulación residual de Saudel, la humedad monzónica y el aire frío provocaron lluvias intensas persistentes en partes del este y el sur de China, incluidas Fujian, Guangdong, Zhejiang y el sur de Jiangsu, con lluvias torrenciales en algunas zonas. Las temperaturas máximas de Shandong se situaron en general en torno a 30-33 °C durante la semana, lo que marcó un claro retroceso de la carga impulsada por el calor. Guangdong se calentó gradualmente de nuevo después de que la influencia del tifón se debilitara a finales de semana, mientras que Jiangsu registró más lluvias al principio del periodo antes de que las condiciones mejoraran. De cara al futuro, se espera que el fortalecimiento de la actividad de aire frío reduzca aún más la contribución de la temperatura a la demanda eléctrica nacional. Sin embargo, los tifones otoñales y las condiciones convectivas severas pueden seguir amplificando la volatilidad de los precios al contado a corto plazo al afectar simultáneamente tanto a la carga eléctrica como a la generación renovable.
II. Noticias del mercado eléctrico nacional
El 31 de agosto, el Departamento General de la Administración Nacional de Energía publicó el Aviso sobre la solicitud de comentarios públicos sobre las Medidas revisadas para la divulgación de información por parte de las empresas de suministro eléctrico. La revisión mejora aún más las actuales Medidas para la divulgación de información por parte de las empresas de suministro eléctrico (Guonengfa Jianguan Gui [2021] n.º 56), con un periodo de consulta de 30 días desde su publicación. La revisión se centra en mejorar la normalización y la transparencia de la divulgación de información por parte de los suministradores eléctricos. A medida que aumenta el número de usuarios del mercado, comercializadoras y nuevos participantes en el mercado, una mejor divulgación debería reducir la asimetría de información y reforzar el acceso de los usuarios a la información sobre los servicios de suministro eléctrico y los cargos relacionados.
El 31 de agosto, la Oficina Reguladora de China Central de la Administración Nacional de Energía publicó una actualización sobre el primer mes de comercio interprovincial de ayuda mutua de electricidad entre las cuatro provincias orientales de China Central. Henan, Hubei, Hunan y Jiangxi pusieron en marcha el 1 de julio operaciones de prueba de liquidación continua para el comercio de ayuda mutua. Durante julio, 653 participantes del mercado completaron transacciones, con un volumen de comercio superior a 500 millones de kWh y una potencia máxima de ayuda mutua interprovincial de 3,533 GW. Veintinueve centrales de almacenamiento de energía y una central eléctrica virtual se liquidaron en el mercado, mientras que 327 generadores renovables aumentaron la generación de salida en casi 100 millones de kWh que de otro modo podrían haberse recortado. Por tanto, los mercados interprovinciales a corto plazo se están ampliando desde el equilibrio basado en generación convencional hacia la participación de renovables, almacenamiento y centrales eléctricas virtuales.
El 4 de septiembre, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma publicó el Anuncio sobre la solicitud de comentarios públicos sobre el Proyecto de Medidas para la administración de las comercializadoras de electricidad. El proyecto mejora aún más el marco existente para la administración de las comercializadoras de electricidad, con mayor énfasis en el registro, las garantías de cumplimiento, la divulgación de información y la gestión del riesgo operativo. A medida que aumenta la volatilidad de los precios al contado, la competitividad de las comercializadoras dependerá cada vez más de la gestión de contratos a medio y largo plazo, la previsión de carga y la gestión de la exposición al mercado al contado, en lugar de simples diferenciales de precios mayorista-minorista.
El 4 de septiembre, el Consejo de Estado publicó el Reglamento revisado sobre respuesta de emergencia, investigación y tratamiento de accidentes de seguridad eléctrica. El reglamento revisado normaliza aún más los procedimientos de respuesta de emergencia e investigación de accidentes, al tiempo que refuerza las responsabilidades de seguridad de los participantes pertinentes del mercado. A medida que la generación renovable, el nuevo almacenamiento de energía y otros recursos conectados a la red se expanden rápidamente, unas responsabilidades de seguridad más claras ayudarán a reforzar la coordinación entre el funcionamiento basado en el mercado y la seguridad del sistema eléctrico.
El 4 de septiembre, la Administración Nacional de Energía publicó el Anuncio sobre proyectos de generación de energía renovable recién registrados en todo el país en julio de 2026 (excluida la fotovoltaica distribuida residencial). En julio se registraron un total de 4.276 proyectos renovables, incluidos 38 proyectos eólicos, 4.236 solares y dos de biomasa. La fotovoltaica distribuida industrial y comercial representó 4.207 proyectos. La continua expansión de la generación renovable distribuida aumentará la presión de integración renovable al mediodía y de equilibrio a corto plazo en las redes de distribución, lo que incrementará aún más la importancia del almacenamiento de energía, la respuesta de la demanda y la gestión de la carga del lado minorista.
