Fórmula unificada de precios vincula los precios minoristas de la energía al mercado mayorista
Según las Directrices, el componente energético de todos los paquetes minoristas de electricidad de Jiangsu en 2027 seguirá una fórmula unificada:
Precio de la energía del paquete minorista = Precio del mercado mayorista + Ajuste de precio negociado + Kₐₗₗₒc × Precio de asignación mensual de costes
El precio del mercado mayorista refleja los volúmenes y precios globales de compra por tramos horarios del comercializador en los mercados a medio y largo plazo, diario e intradiario, y se publica mensualmente. El ajuste de precio negociado se acuerda entre el comercializador y el cliente minorista. Kₐₗₗₒc determina la proporción de los costes mensuales asignados que se repercuten al cliente.
En comparación con el modelo híbrido de 2026, que combinaba volúmenes de electricidad a precio fijo y vinculados al mercado, la nueva fórmula elimina parámetros como la proporción de electricidad a precio fijo y la proporción vinculada al precio spot. Todos los volúmenes de electricidad se liquidarán contra los precios del mercado mayorista más el ajuste negociado, sujetos al componente de asignación de costes aplicable. Los comercializadores aún pueden reducir los costes de compra mediante sus capacidades de negociación, pero ya no podrán tomar posiciones sobre el diferencial entre los precios minoristas fijos y la evolución del mercado mayorista.
Se mantienen las estructuras punta-valle, con precios base por tramos horarios también derivados del mercado mayorista
En 2027, Jiangsu seguirá permitiendo que los clientes y comercializadores elijan paquetes con discriminación horaria o sin ella, y que acuerden distintos ajustes de precio para diferentes periodos. Por tanto, las estructuras de precios punta, llano y valle se mantendrán a medida que se eliminen gradualmente los precios fijos.
El cambio consiste en que el precio base de cada periodo en un paquete con discriminación horaria también se derivará del mercado mayorista. La fijación de precios seguirá cada vez más el principio de "precio mayorista mensual del periodo correspondiente más el ajuste negociado correspondiente", en lugar de tres precios absolutos de punta, llano y valle fijados antes de la entrega.
Hasta que Jiangsu emita formalmente su aviso sobre las disposiciones de comercialización de electricidad para 2027, parámetros como los ratios de ajuste de precios por tramos horarios, los umbrales de alerta y los multiplicadores del tope de precios se referirán a los niveles de 2026. Posteriormente podrán ajustarse en respuesta a cambios normativos y condiciones del mercado.
Las Directrices también mantienen un mecanismo de tope para el componente energético. La exposición al precio de los clientes está, por tanto, sujeta a ciertos límites, pero el tope sirve como amortiguador de riesgos y no como un retorno a la fijación de precios fijos. Los clientes deberán evaluar cómo los precios mayoristas, los costes asignados y sus propios perfiles de consumo afectan conjuntamente a sus precios medios de liquidación mensuales.
Jiangsu forma parte de un cambio más amplio: 11 provincias y municipios han impulsado cambios en las tarifas fijas por tramos horarios
El ajuste de Jiangsu no es un hecho aislado. Una revisión de la información disponible públicamente indica que 11 provincias y municipios han emitido avisos que especifican que los clientes que participan en el mercado eléctrico ya no estarán sujetos a tarifas fijas por tramos horarios establecidas por el gobierno. Nueve han implementado los cambios, mientras que las disposiciones en Jiangsu y Shanxi seguían previamente en curso.
Las nueve jurisdicciones que han implementado la eliminación son:
Guizhou, Hebei —principalmente la zona de la red del sur de Hebei—, Hubei, Shaanxi, Jilin, Yunnan, Chongqing, Liaoning y Henan.
Los enfoques de implementación difieren. Hubei, Chongqing, la zona de la red del sur de Hebei, Shaanxi y Jilin han especificado que, para las entidades que participan directamente en la comercialización de electricidad a medio y largo plazo, los periodos tarifarios y los niveles de precios ya no se prescribirán administrativamente. Los precios por tramos horarios se determinarán en su lugar por el mercado.
Henan, Guizhou y Yunnan han estipulado en sus últimos ajustes a las tarifas comerciales e industriales por tramos horarios que los clientes participantes en el mercado ya no estarán sujetos a tarifas fijas por tramos horarios. Jiangsu está repercutiendo los precios del mercado mayorista mediante la revisión de las fórmulas de los paquetes minoristas. Su enfoque por fases mantiene las tarifas por tramos horarios definidas administrativamente como respaldo, mientras aumenta gradualmente la proporción de electricidad sujeta a precios por tramos horarios basados en el mercado.
La base normativa es clara. Las Reglas Básicas para el Mercado Eléctrico a Medio y Largo Plazo, emitidas conjuntamente por la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma y la Administración Nacional de Energía en diciembre de 2025, estipulan que, a partir del 1 de marzo de 2026, las entidades que participan directamente en transacciones de mercado ya no estarán sujetas a los niveles y periodos de tarifas por tramos horarios prescritos por el gobierno. Esto marca el inicio de una eliminación sistemática del marco de tarifas fijas por tramos horarios que ha estado vigente durante más de cuatro décadas.
A más largo plazo, los mercados spot de electricidad en Shanxi, Guangdong, Shandong, Gansu, Mongolia Interior, Hubei, Zhejiang, la zona de la red del sur de Hebei y Anhui han entrado en funcionamiento regular, mientras que Shaanxi y Liaoning están realizando pruebas de liquidación continua. Unos mercados spot más maduros proporcionan la base para la vinculación de precios mayoristas y minoristas.
La dirección nacional es clara: los nombres de los paquetes, los mecanismos de tope y los métodos de asignación de costes pueden variar, pero los canales para repercutir los costes mayoristas a los clientes minoristas se están definiendo con mayor claridad.
Las tarifas de servicio minorista varían significativamente entre provincias, con Jiangsu relativamente alta
Según el seguimiento diario de SMM de las tarifas de servicio medias de paquetes minoristas de electricidad representativos a medio y largo plazo, las cotizaciones de la muestra oscilaron entre 0,60 RMB/MWh y 8,50 RMB/MWh al 16 de octubre de 2026, lo que pone de manifiesto diferencias sustanciales entre provincias.
El paquete de Shanxi de "precio vinculado al mercado más diferencial fijo" se situó en 8,50 RMB/MWh, el más alto de la muestra. En Jiangsu, los paquetes de precio flotante con y sin discriminación horaria se cotizaron a 7,40 RMB/MWh y 7,20 RMB/MWh, respectivamente, una diferencia de solo 0,20 RMB/MWh.
En Guangxi, el paquete vinculado al mercado se cotizó a 4,20 RMB/MWh, frente a 1,65 RMB/MWh del paquete de precio fijo, lo que indica una brecha pronunciada entre los dos productos. El paquete de electricidad verde vinculado al spot de Zhejiang se situó en 1,50 RMB/MWh, frente a 1,30 RMB/MWh de su contraparte no verde, lo que implica una prima de electricidad verde de aproximadamente 0,20 RMB/MWh.
El paquete de Jiangxi de "precio medio a medio y largo plazo más vinculación al spot" se cotizó a 1,05 RMB/MWh, mientras que su paquete de "precio fijo más vinculación al spot" se situó en 0,85 RMB/MWh. El paquete de asignación competitiva de Guangdong se cotizó a 0,60 RMB/MWh, el más bajo de la muestra.
Estas amplias diferencias no significan necesariamente que las provincias con tarifas de servicio más bajas ofrezcan costes de electricidad globales más bajos. Los puntos de referencia de precios mayoristas, la responsabilidad por desvíos, la cobertura de riesgos, los atributos de electricidad verde, los mecanismos de asignación de costes y los requisitos mínimos de volumen de transacción varían entre paquetes.
Los comercializadores deben ajustar su enfoque operativo, mientras que los clientes deben reevaluar el riesgo
Para los comercializadores de electricidad, la gestión de la cartera de compras, la previsión de carga, la negociación en el mercado spot, la gestión de desvíos y el servicio al cliente adquirirán una importancia creciente. Su modelo de ingresos pasará de asumir el riesgo del diferencial de precios fijos a monetizar los ajustes de precio negociados y las capacidades profesionales de negociación. La vinculación de precios mayoristas y minoristas no elimina los riesgos de los comercializadores: los requisitos de garantía de cumplimiento, los errores de previsión, el flujo de caja y la gestión de clientes seguirán afectando directamente al rendimiento del negocio.
Para los clientes comerciales e industriales, la selección de paquetes debe ir más allá de la comparación de los ajustes de precio negociados. Como mínimo, los clientes deben examinar cuatro elementos: cómo se calcula el precio del mercado mayorista; el valor y la convención de signos de Kₐₗₗₒc; si se aplica un tope de precio; y las disposiciones contractuales que rigen los perfiles de consumo por tramos horarios, los desvíos y la terminación anticipada. Para los grandes consumidores de electricidad, la adecuación entre su perfil de carga y la cartera agregada de clientes del comercializador puede importar más que ahorrar uno o dos yuanes por MWh en tarifas de servicio.
Para los proyectos de almacenamiento de energía comercial e industrial y fotovoltaica distribuida, las evaluaciones de ingresos basadas en un diferencial punta-valle anual fijo deberán actualizarse. Las decisiones de carga y descarga del almacenamiento deben reflejar cada vez más los perfiles reales de precios de liquidación en lugar de periodos estáticos de punta y valle. El valor del autoconsumo de la fotovoltaica distribuida también debe reevaluarse en términos de costes de electricidad evitados cuando los precios mayoristas del mediodía disminuyen. Los modelos de proyecto deben incorporar el componente energético, las tarifas de servicio, los costes asignados y otros componentes de la factura eléctrica, en lugar de extrapolar los rendimientos totales del proyecto únicamente a partir del precio de la energía de un paquete minorista.
