Shandong ha publicado recientemente tres documentos de política importantes relacionados con la integración de energías renovables.
El primero es el Aviso de consulta pública sobre ciertos parámetros de precios del mercado eléctrico al contado, emitido por la Comisión Provincial de Desarrollo y Reforma de Shandong. La propuesta reduciría el precio mínimo de oferta de energía de -80 RMB/MWh a -120 RMB/MWh y el precio mínimo de liquidación de -100 RMB/MWh a -140 RMB/MWh.
El segundo es la Carta sobre la optimización adicional del mecanismo de precios por franjas horarias, emitida conjuntamente por la Comisión Provincial de Desarrollo y Reforma de Shandong, la Oficina Reguladora de Energía de Shandong y la Administración de Energía de Shandong. Posteriormente, State Grid Shandong publicó los períodos tarifarios ajustados por franjas horarias, que entrarán en vigor el 1 de octubre de 2026.
El tercero es el Aviso sobre la aceleración del desarrollo de alta calidad del almacenamiento de energía colocalizado con centrales de energía renovable, emitido por la Administración de Energía de Shandong. El documento aclara aún más los límites de potencia de almacenamiento, la asignación de capacidad de acceso a la red, las licitaciones conjuntas de energía renovable y almacenamiento, y los requisitos de carga y descarga.
Los tres documentos operan en diferentes niveles del mercado. Los parámetros de precios del mercado al contado afectan la liquidación mayorista, las tarifas por franjas horarias influyen principalmente en los consumidores industriales y comerciales, mientras que la directriz de almacenamiento regula las operaciones del lado de la planta. No obstante, los tres responden al mismo problema estructural: a medida que la capacidad fotovoltaica instalada de Shandong continúa creciendo, el mediodía se está convirtiendo cada vez más en un período de excedente de electricidad y presión a la baja sobre los precios.
Para los proyectos fotovoltaicos, el enfoque está pasando de si se puede generar electricidad a cuánto vale esa electricidad cuando llega al mercado. El último paquete de políticas de Shandong está impulsando al sector más allá de un modelo basado en el volumen hacia una gestión más cercana del momento de generación y del valor de la electricidad.
212 horas adicionales de valle profundo amplían la ventana de consumo del mediodía
Los períodos tarifarios revisados por franjas horarias de Shandong entrarán en vigor el 1 de octubre de 2026. Bajo el nuevo calendario, el total anual de horas valle aumentará de 2.185 a 2.520, un incremento de 335 horas. Las horas de valle profundo aumentarán de 819 a 1.031, un incremento de 212 horas.
Los períodos valle adicionales se concentran en torno a las horas de fuerte producción solar. De marzo a junio, la ventana valle será de 08:00 a 15:00, incluyendo un período de valle profundo de 10:00 a 14:00. De septiembre a noviembre, la ventana valle comenzará a las 09:00, con precios de valle profundo aplicados de 11:00 a 14:00.
Combinado con ajustes tarifarios del 70% por debajo de la tarifa plana durante los periodos valle y del 90% por debajo de la tarifa plana durante los periodos valle profundo, el nuevo esquema envía una señal de precio minorista más clara para que los consumidores industriales y comerciales desplacen parte de su demanda eléctrica hacia el mediodía.
Los efectos más inmediatos se producirán en el lado de la demanda. La producción industrial, los sistemas de refrigeración y calefacción, las instalaciones de carga de vehículos eléctricos, el almacenamiento detrás del contador y las plantas de energía virtuales podrían ajustar sus horarios de funcionamiento en respuesta a los periodos tarifarios revisados. Si la demanda del mediodía aumenta en consecuencia, se creará efectivamente un mayor reservorio de demanda para la generación solar.
Sin embargo, las tarifas por tiempo de uso para el sector industrial y comercial no deben equipararse con los precios spot mayoristas que reciben las plantas fotovoltaicas. Las primeras modifican el coste de la electricidad para los usuarios finales, mientras que los segundos determinan el resultado de la liquidación para los generadores que participan en el mercado mayorista. El vínculo entre ambos sigue dependiendo de los contratos minoristas, la respuesta de la demanda y la casación del mercado spot. Un aumento de las horas valle profundo no mejorará automáticamente los ingresos de las plantas fotovoltaicas.
Una reducción de 40 RMB/MWh extiende la cola de precios a la baja
Al tiempo que amplía la ventana de demanda del mediodía, Shandong también propone ampliar el rango de descenso permitido de su mercado spot.
Según la propuesta de consulta, el suelo de la oferta de energía caería a -120 RMB/MWh y el suelo de casación a -140 RMB/MWh, lo que representa una reducción de 40 RMB/MWh en ambos casos. Los topes de precio de oferta y casación permanecerían sin cambios en 1.300 RMB/MWh y 1.500 RMB/MWh, respectivamente.
Los datos horarios del 1 de enero al 7 de septiembre de 2026 muestran que tanto los precios spot del día anterior como los de tiempo real de Shandong ya siguen un patrón pronunciado de valle al mediodía y pico por la tarde. El precio medio del día anterior cayó a 103,52 RMB/MWh a las 13:00 antes de subir a 460,83 RMB/MWh a las 19:00, creando un diferencial intradiario de 357,31 RMB/MWh. El precio medio en tiempo real también alcanzó su mínimo diario a las 13:00, con 112,55 RMB/MWh, antes de aumentar a 457,58 RMB/MWh a las 19:00.
Estas cifras no significan que los precios medios horarios vayan a caer de forma generalizada tras la reducción de los suelos de precio. Los promedios horarios actuales siguen siendo positivos, mientras que el suelo de precio limita principalmente los resultados extremos de precios durante periodos de grave exceso de oferta. Por lo tanto, es más probable que el ajuste afecte a la profundidad de los precios negativos, al tiempo que los precios permanecen en el suelo y a la forma de la distribución de precios a la baja, que a empujar mecánicamente toda la curva de precios medios hacia abajo.
Esta distinción es fundamental al evaluar el impacto en los generadores fotovoltaicos. Durante los periodos de exceso de oferta al mediodía, los precios tendrán más margen para bajar hasta que el mercado alcance el equilibrio. El bajo coste marginal de la generación renovable puede reflejarse más plenamente en el orden de ofertas y despacho, pero los volúmenes fotovoltaicos expuestos al mercado también afrontarán una cola de precios negativos más profunda.
La electricidad cubierta por el mecanismo de fijación de precios de energías renovables cuenta con cierto grado de protección de ingresos mediante una liquidación similar a los contratos por diferencias. En cambio, los volúmenes fuera del mecanismo y la electricidad incremental vendida directamente en el mercado están más expuestos a las variaciones del precio al contado. A medida que aumenta la proporción de electricidad comercializada en el mercado, generar más electricidad ya no se traducirá necesariamente en mayores ingresos.
El límite de potencia de almacenamiento fotovoltaico se eleva al 50 %, pero no es un ratio obligatorio
En un contexto de mayor exposición a la baja de los precios, las normas actualizadas de Shandong para el almacenamiento de energía asociado a centrales de energías renovables adquieren mayor relevancia.
Según la nueva directriz, el límite de potencia de almacenamiento para proyectos fotovoltaicos se ha incrementado del 30 % al 50 %, mientras que el límite para proyectos eólicos se mantiene en el 30 %. El ajuste permite a las centrales fotovoltaicas incorporar sistemas de almacenamiento más grandes en operación conjunta. Sin embargo, el umbral del 50 % es una relación de potencia máxima permitida, no un requisito obligatorio de almacenamiento. No debe interpretarse como una exigencia de que cada proyecto fotovoltaico instale almacenamiento equivalente al 50 % de su capacidad de generación.
La “relación fotovoltaica-eólica de 4:1” especificada en la política también está sujeta a malas interpretaciones. No es ni un ratio de capacidad renovable-almacenamiento ni un requisito de que los proyectos fotovoltaicos instalen almacenamiento en una proporción de 1:4. En cambio, es una ponderación de asignación utilizada cuando la capacidad disponible de acceso a la red para almacenamiento conjunto es insuficiente.
En tales condiciones, la capacidad de acceso se asignará en función de la escala ponderada de los proyectos de energías renovables asociados. Los proyectos fotovoltaicos reciben una ponderación de cuatro, mientras que los proyectos eólicos reciben una ponderación de uno. Para dos proyectos renovables de igual capacidad, el valor ponderado del proyecto fotovoltaico sería, por tanto, cuatro veces el del proyecto eólico.
La política no exige directamente que los proyectos fotovoltaicos instalen almacenamiento, pero sí otorga a los proyectos fotovoltaicos una mayor ponderación cuando se asigna una capacidad limitada de acceso de almacenamiento. La lógica del sistema es clara: la generación fotovoltaica está muy concentrada en torno al mediodía y, por tanto, es más probable que la generación eólica cree excedentes de oferta simultáneos y presión a la baja sobre los precios. El almacenamiento puede trasladar parte de esta electricidad al pico de última hora de la tarde y de la noche.
Más importante aún, Shandong está posicionando el almacenamiento colocalizado como un recurso operativo y comercial, y no simplemente como un requisito de desarrollo de proyectos. La directriz permite que la generación renovable y el almacenamiento asociado participen en licitaciones y operaciones conjuntas. Las centrales deberán coordinar las previsiones de producción, los precios del mercado spot y el estado de carga de las baterías al elaborar sus programas de mercado.
Salvo cuando sean despachadas por la red o en otras circunstancias especificadas, el almacenamiento colocalizado generalmente deberá cargarse desde su proyecto de energía renovable asociado. Por tanto, su valor dependerá cada vez más de las previsiones, las estrategias de carga y descarga y la gestión del riesgo de desviaciones, más que de la mera finalización de la construcción del almacenamiento.
¿Apuntan las tres políticas a una mayor coordinación entre energía solar y almacenamiento?
Consideradas por separado, la propuesta de precio mínimo en el mercado spot es una reforma del mercado mayorista, el ajuste de las tarifas por tramos horarios es una medida del lado de la demanda y la directriz sobre almacenamiento es un marco operativo para las centrales de energía renovable. Sin embargo, en conjunto configuran una vía de transmisión relativamente clara.
Unos precios mínimos más bajos en el mercado spot permiten que el exceso grave de oferta se refleje mediante precios negativos más profundos. Más horas valle profundas al mediodía incentivan a los consumidores industriales y comerciales a aumentar su consumo eléctrico cuando abunda la generación solar. Unos límites más altos de almacenamiento fotovoltaico y unas normas revisadas de asignación de acceso a la red ofrecen a los operadores de las centrales un mayor margen para trasladar la electricidad del mediodía a horas posteriores.
Shandong está enviando, por tanto, una señal más clara a favor de la coordinación entre energía solar y almacenamiento, pero esto no equivale a un retorno al almacenamiento impuesto administrativamente. En cambio, los precios de mercado y las normas operativas están encareciendo el coste de permanecer plenamente expuesto a los precios de la electricidad del mediodía sin flexibilidad.
Los posibles diferenciales de precios del almacenamiento también podrían ampliarse. Por un lado, el precio mínimo del mercado spot se está reduciendo; por otro, los precios spot de la tarde se mantienen en niveles intradiarios relativamente altos, mientras que aumentan tanto los periodos minoristas de valle profundo como los de punta crítica.
Sin embargo, un rango de precios permitido más amplio no garantiza mayores rendimientos del almacenamiento. La rentabilidad de los proyectos seguirá dependiendo de la frecuencia de los precios negativos, los precios punta de la tarde, la eficiencia de ida y vuelta, la degradación de las baterías, las condiciones de acceso a la red y la estrategia comercial.
De generar más electricidad a venderla en el momento adecuado
El último paquete de políticas de Shandong no ofrece una respuesta única sobre cuánto almacenamiento debería instalar un proyecto fotovoltaico. Sin embargo, sí cambia las preguntas que los promotores y operadores de proyectos deben responder.
Para los volúmenes fotovoltaicos sin mecanismo, el principal riesgo puede desplazarse cada vez más del recorte total a una electricidad entregada pero liquidada a precios persistentemente bajos. Para el almacenamiento de energía, el valor ya no provendrá principalmente de cumplir un requisito de desarrollo, sino de trasladar la electricidad de bajo valor del mediodía a los periodos vespertinos de mayor valor.
Desde suelos más bajos en el mercado spot y periodos valle profundos ampliados al mediodía hasta un mayor límite de almacenamiento fotovoltaico, Shandong está convirtiendo gradualmente la presión de integración de energías renovables en señales de precios observables y restricciones operativas.
La competitividad de un proyecto fotovoltaico dependerá en última instancia no solo de la capacidad instalada y las horas de utilización anual, sino también de su capacidad para gestionar el momento de la generación, la exposición al precio de mercado y el valor de la electricidad en las distintas horas.
Las políticas no prescriben cuánto almacenamiento debe instalar cada proyecto fotovoltaico. Sin embargo, el mercado está enviando un mensaje cada vez más directo: la electricidad fotovoltaica sin capacidad de desplazamiento temporal puede encontrar progresivamente más difícil asegurar precios atractivos.
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