Du 31 août au 6 septembre, les conditions météorologiques en Chine ont connu une nette transition, avec des températures en baisse progressive dans les régions du nord, tandis que l'est et le sud de la Chine restaient exposés à des précipitations liées aux typhons. Le typhon n° 18 « Saudel » a été l'événement météorologique le plus marquant de la semaine. Après s'être affaibli et avoir été rétrogradé le 30 août, sa circulation résiduelle s'est déplacée vers la mer de Chine méridionale, s'est réintensifiée en typhon nommé le 1er septembre, puis a touché terre pour la troisième fois près de Gulei, dans le comté de Zhangpu, au Fujian, le 3 septembre, marquant un épisode rare impliquant deux classifications distinctes et trois atterrissages. Dans ce contexte, les variations météorologiques, la production d'énergie renouvelable et les coûts des énergies primaires ont entraîné de fortes fluctuations des prix spot de l'électricité au niveau provincial. La moyenne en temps réel du Shandong est remontée d'un creux de 192 RMB/MWh à 376 RMB/MWh en fin de semaine ; le prix en temps réel du Guangdong a bondi d'un creux de 206 RMB/MWh à 578 RMB/MWh ; les prix day-ahead et infrajournaliers du Jiangsu se sont raffermis dans la seconde moitié de la semaine ; dans l'ouest de la Mongolie-Intérieure, les prix côté production en temps réel ont fluctué entre 220 et 432 RMB/MWh ; le prix day-ahead du Shanxi a grimpé à 427 RMB/MWh le 5 septembre avant de refluer ; tandis que le marché day-ahead du Shaanxi est resté atone même si son prix en temps réel est monté à 407 RMB/MWh au cours du week-end. Côté combustibles, le charbon thermique CCTD de Qinhuangdao à 5 500 kcal/kg a atteint 741 RMB/t au 4 septembre, les contraintes d'approvisionnement, la hausse des coûts de transport et la baisse des stocks portuaires renforçant le soutien aux coûts de production au charbon. Les prix disponibles du GNL à l'arrivée en Chine selon SMM s'échelonnaient de 24,61 à 25,91 $/MMBtu, tandis que le prix du GNL dans l'est du Guangdong restait inchangé à 5 860 RMB/t. Alors que septembre commence et que la demande liée à la chaleur s'estompe, la production renouvelable, les coûts des énergies primaires et les écarts entre les prévisions day-ahead et les conditions réelles du système en temps réel deviennent des facteurs de plus en plus importants pour les prix de l'électricité.
Les prix du Shandong ont d'abord baissé puis rebondi, la forte production renouvelable ayant pesé sur les prix en début de semaine tandis que la hausse des coûts de production au charbon limitait toute nouvelle baisse. La moyenne côté production en temps réel de la province a débuté à 191,87 RMB/MWh le 31 août, s'est redressée à 295,10-301,31 RMB/MWh du 1er au 3 septembre, puis s'est nettement renforcée à 412,94 RMB/MWh le 5 septembre avant de terminer la semaine à 376,43 RMB/MWh. La moyenne hebdomadaire s’établissait à environ 321,24 RMB/MWh. La demande de refroidissement a nettement diminué par rapport aux niveaux de la canicule d’août, tandis qu’un temps relativement dégagé a soutenu la production solaire et assoupli les équilibres offre-demande en milieu de journée, contribuant aux prix bas en début de semaine. Parallèlement, le charbon thermique CCTD de Qinhuangdao à 5 500 kcal/kg est monté à 741 RMB/t, relevant la base de coûts des centrales au charbon et soutenant leurs planchers d’offre. En conséquence, malgré une charge tirée par la chaleur plus faible, les prix ne sont pas restés déprimés, et les variations de la production renouvelable et de la demande du système ont entraîné une reprise rapide en fin de semaine.
Le Guangdong a affiché un net retournement en forme de V, les précipitations liées à Saudel ayant d’abord réduit la charge avant que les prix en temps réel ne bondissent avec l’amélioration des conditions météorologiques. La moyenne journalière est passée de 394,81 RMB/MWh à 299,82 RMB/MWh le 2 septembre, avant de remonter à 415,08 RMB/MWh le 6 septembre. Les prix en temps réel ont été encore plus volatils, passant de 306,81 RMB/MWh à 205,59 RMB/MWh le 2 septembre, puis grimpant à 578,06 RMB/MWh le 5 septembre et restant élevés à 443,57 RMB/MWh le 6 septembre. Du 1er au 3 septembre, Saudel et sa circulation extérieure ont apporté d’importantes précipitations dans l’est du Guangdong, réduisant temporairement la demande de climatisation. À mesure que les pluies faiblissaient à partir du 5 septembre, les températures et la demande d’électricité se sont redressées, resserrant rapidement les équilibres en temps réel. La hausse des prix du charbon thermique a apporté un certain soutien aux centrales au charbon, mais le prix du GNL dans l’est du Guangdong est resté stable à 5 860 RMB/t, indiquant que la récente hausse des prix internationaux du GNL ne s’était pas encore transmise de façon significative aux coûts domestiques du gaz. Les fortes variations des prix de l’électricité au Guangdong sont donc restées principalement liées à la météo, à la charge en temps réel et à la disponibilité de la production, plutôt qu’aux seuls coûts des combustibles.
Les prix du Jiangsu se sont raffermis après un début volatil, la hausse des coûts de production au charbon apportant un soutien malgré le recul de la demande estivale, tandis que les conditions offre-demande se resserraient en fin de semaine. La moyenne pondérée journalière est passée de 319,71 RMB/MWh à 396,10 RMB/MWh le 6 septembre, avec une moyenne d’environ 349,91 RMB/MWh sur la semaine. Les prix infrajournaliers ont augmenté depuis 330,54 RMB/MWh, atteint 391,22 RMB/MWh le 5 septembre et sont restés à 374,84 RMB/MWh le 6 septembre, avec une moyenne hebdomadaire d’environ 353,11 RMB/MWh. Les précipitations et le refroidissement causés par la circulation du typhon et l'air froid ont affaibli la demande de climatisation en début de semaine. À mesure que les pluies se sont atténuées, la consommation industrielle d'électricité résiliente et les variations de la production renouvelable ont de nouveau resserré le marché. Dans le même temps, la hausse des prix du charbon thermique a relevé le plancher de coût de la production marginale au charbon. La combinaison d'une demande météorologique plus faible et de coûts de production plus élevés a fait que les prix du Jiangsu n'ont pas baissé en même temps que les températures et se sont au contraire raffermis durant la seconde moitié de la semaine.
La Mongolie-Intérieure est restée très volatile, la production éolienne et solaire demeurant le principal facteur tandis que la hausse des prix du charbon amplifiait la sensibilité des prix lorsque la production renouvelable faiblissait. La moyenne pondérée en temps réel côté production est passée de 385,83 RMB/MWh à un creux hebdomadaire de 220,04 RMB/MWh le 3 septembre, puis a rebondi rapidement à 432,29 RMB/MWh le 5 septembre avant de se replier à 358,12 RMB/MWh le 6 septembre. La moyenne arithmétique globale côté consommation a évolué dans le même sens, reculant de 424,26 RMB/MWh à 253,17 RMB/MWh avant de remonter à 455,99 RMB/MWh. Les moyennes hebdomadaires s'établissaient à environ 321,48 RMB/MWh côté production et 349,31 RMB/MWh côté consommation. Compte tenu du vaste parc éolien et solaire de l'ouest de la Mongolie-Intérieure, les prix en temps réel restent principalement déterminés par la production renouvelable et la demande de transport sortant. Toutefois, lorsque la production renouvelable diminue et que des unités supplémentaires au charbon sont sollicitées, la hausse des coûts du charbon accroît les coûts marginaux de production. Le rebond d'environ 220 RMB/MWh à plus de 430 RMB/MWh illustre donc l'effet combiné de la volatilité des énergies renouvelables et du soutien renforcé des coûts du charbon.
Le Shanxi a bondi avant de reculer, la fermeté des prix du charbon soutenant le plancher du marché tandis que les anticipations plus tendues du day-ahead ne se sont pas pleinement concrétisées dans les échanges en temps réel. La moyenne arithmétique du day-ahead est passée de 266,17 RMB/MWh à 374,80 RMB/MWh le 4 septembre, puis à 426,54 RMB/MWh le 5 septembre, avant de retomber à 305,91 RMB/MWh le 6 septembre. La moyenne hebdomadaire s'établissait à environ 319,65 RMB/MWh. Les prix infrajournaliers se sont principalement négociés entre 276 et 343 RMB/MWh, avec une moyenne d'environ 314,99 RMB/MWh. Le Shanxi reste fortement dépendant de la production au charbon, de sorte que la hausse des prix du charbon thermique renforce le plancher de coût de la production marginale et limite la marge de baisse des prix au comptant. Cependant, le 5 septembre, la moyenne journalière a dépassé la moyenne infrajournalière de plus de 130 RMB/MWh, indiquant que les anticipations d’une production renouvelable plus faible, d’une charge plus élevée ou d’exportations interprovinciales plus importantes ne se sont pas pleinement concrétisées dans l’exploitation réelle du système. Les coûts du charbon soutiennent donc davantage la borne inférieure des prix, tandis que le potentiel de hausse à court terme reste largement déterminé par les conditions d’offre et de demande en temps réel.
Le marché journalier du Shaanxi est resté atone tandis que les prix en temps réel se sont nettement raffermis plus tard dans la semaine, la hausse des coûts du combustible ayant amplifié l’impact des écarts de prévision des énergies renouvelables. Les moyennes pondérées journalières se sont principalement négociées entre 208 et 246 RMB/MWh, avec une moyenne d’environ 226,61 RMB/MWh sur la semaine. Les prix en temps réel sont passés de 199,42 RMB/MWh le 31 août à 346,76 RMB/MWh le 4 septembre, puis à 407,46 RMB/MWh le 6 septembre, pour une moyenne hebdomadaire d’environ 276,90 RMB/MWh. Une offre renouvelable abondante a maintenu les prix journaliers à un bas niveau en début de semaine, tandis que les conditions réelles du système se sont nettement resserrées par rapport aux prévisions journalières plus tard dans la période. Parallèlement, la hausse des prix du charbon thermique a accru le coût marginal de la production au charbon. Pendant les heures où la production renouvelable a été inférieure aux prévisions et où les centrales au charbon ont été davantage sollicitées, la base de coût du combustible plus élevée est devenue plus visible. L’évolution des prix de la semaine n’a donc pas simplement résulté de la hausse des prix du charbon ; les écarts de prévision des énergies renouvelables ont plutôt accru le besoin de production thermique marginale, les coûts du combustible plus élevés amplifiant les mouvements des prix en temps réel.
Dans l’ensemble, les marchés spot de plusieurs provinces ont connu de fortes fluctuations de prix cette semaine. La demande liée à la chaleur devient progressivement moins dominante, tandis que l’influence de la production renouvelable, des coûts de l’énergie primaire et des écarts entre l’offre et la demande en temps réel augmente. Le Shandong a débuté la semaine à de bas niveaux dans un contexte de forte production solaire et de charge plus faible, mais la hausse des coûts de production au charbon a limité la baisse supplémentaire. Le Guangdong a enregistré un net retournement en V sous l’effet des précipitations liées à Saudel, tandis que la stabilité des prix du GNL dans l’est du Guangdong a fait que la charge et les conditions du système en temps réel sont restées les principaux facteurs déterminants. Le Jiangsu s’est raffermi plus tard dans la semaine malgré un temps plus frais, soulignant l’importance croissante des coûts de production au charbon et l’évolution des équilibres du système. Mongolie-Intérieure occidentale, Shanxi et Shaanxi ont tous montré des degrés variables d'interaction entre la volatilité de la production renouvelable et les coûts de la production thermique. À mesure que les températures continuent de baisser en septembre, les coûts du charbon, la production éolienne et solaire, les échanges interprovinciaux et les écarts entre les prévisions journalières et les conditions en temps réel deviendront des variables de plus en plus importantes à surveiller.
Énergie primaire
31 août-6 septembre
Charbon thermique : les contraintes d'approvisionnement et le déstockage portuaire se renforcent mutuellement, maintenant les prix fermes.
Les prix du charbon thermique ont continué d'augmenter cette semaine. Au 4 septembre, le charbon CCTD de Qinhuangdao à 5 500 kcal/kg s'établissait à 741 RMB/t, en hausse de 10 RMB/t par rapport au 28 août ; le charbon à 5 000 kcal/kg atteignait 673 RMB/t, en hausse de 11 RMB/t en glissement hebdomadaire ; et le charbon à 4 500 kcal/kg progressait de 10 RMB/t pour atteindre 606 RMB/t. Malgré le déclin progressif de la demande de charbon du secteur électrique après le pic estival, les prix ont continué de se raffermir, indiquant que le principal moteur du marché passe de la demande de haute saison à un resserrement de l'offre. Des inspections de sécurité plus strictes dans les principales régions productrices, la maintenance temporaire des mines, la hausse des coûts de transport et la baisse des stocks dans les ports du nord se conjuguent pour soutenir les prix.
Demande : Avec la baisse des températures dans le nord après la fin de la période la plus chaude de l'été, la consommation de charbon des centrales électriques côtières diminue progressivement par rapport à son pic. Cependant, des températures élevées intermittentes persistent dans certaines parties du sud de la Chine, empêchant la demande d'électricité thermique de baisser trop rapidement. Les secteurs métallurgique, chimique et autres secteurs non électriques maintiennent également un certain niveau d'achats au comptant. Néanmoins, la couverture des stocks des centrales électriques s'est améliorée, le charbon sous contrat à long terme reste la principale source d'approvisionnement et les achats au comptant se limitent largement aux besoins immédiats. Les utilisateurs finaux restent donc prudents face à la hausse rapide des prix du marché, ce qui signifie que la demande n'est pas le seul moteur de la reprise actuelle.
Offre : Les contraintes d'approvisionnement sont devenues un moteur de plus en plus important du raffermissement des prix du charbon. La supervision de la sécurité reste stricte dans le Shanxi, le Shaanxi et la Mongolie-Intérieure, tandis que la maintenance et les perturbations météorologiques ont limité la production minière à court terme et les expéditions sortantes. Avec la hausse des prix à la mine, les coûts de transport vers les ports du nord ont également augmenté, comprimant les marges commerciales sur certaines routes et réduisant la volonté des négociants d'acheminer le charbon vers les ports. Parallèlement, les changements dans l'offre étrangère et les coûts de fret ont réduit l'avantage de prix du charbon importé, limitant sa capacité à fournir une offre supplémentaire significative à bas coût et soutenant davantage le plancher des prix intérieurs.
Stocks : Les stocks dans les ports du nord ont continué de baisser, resserrant la disponibilité des cargaisons au comptant. Avec des arrivées plus faibles en provenance des régions productrices tandis que les acheteurs en aval maintenaient un certain niveau de demande d'enlèvement, les stocks dans les principaux ports de la périphérie de la mer de Bohai sont restés sous pression. Bien que les stocks des utilisateurs finaux offrent encore une marge de sécurité suffisante, le déstockage portuaire continu a renforcé la volonté des vendeurs de maintenir fermement leurs offres. À l'avenir, le déclin saisonnier de la demande d'électricité en septembre pourrait limiter le rythme des nouvelles hausses de prix. Cependant, si la reprise de la production reste lente et que les arrivées portuaires demeurent faibles, les prix du charbon thermique devraient conserver un solide soutien des coûts à court terme.
GNL : les prix d'arrivée en Chine restent élevés, tandis que les prix dans l'est du Guangdong n'ont pas encore suivi la hausse.
Les prix d'arrivée du GNL en Chine selon SMM sont restés élevés cette semaine. Les prix s'établissaient à 24,61 $/MMBtu le 31 août, ont augmenté à 25,06 $/MMBtu le 1er septembre puis à 25,91 $/MMBtu le 2 septembre, avant de légèrement reculer à 25,54 $/MMBtu le 3 septembre. Le niveau des prix est resté plus élevé qu'à la fin août. En revanche, la moyenne du GNL dans l'est du Guangdong est restée inchangée à 5 860 RMB/t, indiquant que la hausse des prix au comptant internationaux n'a pas encore été matériellement répercutée sur les prix intérieurs aux utilisateurs finaux. Les marchés internationaux du gaz restent soutenus par les risques d'approvisionnement et les attentes de reconstitution des stocks hivernaux, tandis que le marché intérieur chinois demeure dans la morte-saison traditionnelle. Les contrats de GNL à long terme et le gazoduc amortissent également la demande d'importations au comptant. Les coûts de combustible pour la production au gaz dans le Guangdong restent donc globalement stables pour l'instant, bien qu'une vigueur prolongée des prix du GNL à l'étranger puisse à terme augmenter les coûts d'importation et relever le coût marginal de la production d'électricité au gaz.
Revue météorologique
Durant la période du 31 août au 6 septembre, le régime météorologique de la Chine est passé de la chaleur estivale maximale à des conditions plus fraîches dans le nord et à des précipitations liées aux typhons dans le sud. Le typhon n° 18 « Saudel » s'est affaibli et a été rétrogradé le 30 août, mais sa circulation résiduelle s'est ensuite déplacée vers la mer de Chine méridionale et s'est réintensifiée en typhon nommé le 1er septembre. À 06h30 le 3 septembre, il a touché terre pour la troisième fois près de Gulei, dans le comté de Zhangpu, au Fujian, avant de se déplacer vers l'ouest et de s'affaiblir progressivement. Sur l'ensemble de son cycle de vie, Saudel a connu trois atterrissages, deux classifications et deux rétrogradations, une évolution inhabituellement complexe.
La circulation résiduelle de Saudel, l'humidité de mousson et l'air froid ont apporté des pluies abondantes et persistantes dans certaines parties de l'est et du sud de la Chine, notamment au Fujian, au Guangdong, au Zhejiang et dans le sud du Jiangsu, avec des pluies torrentielles dans certaines zones. Les températures maximales au Shandong se situaient généralement autour de 30-33 °C au cours de la semaine, marquant un net recul de la charge liée à la chaleur. Le Guangdong s'est progressivement réchauffé à nouveau après l'affaiblissement de l'influence du typhon en fin de semaine, tandis que le Jiangsu a connu davantage de précipitations en début de période avant une amélioration des conditions. À l'avenir, le renforcement de l'activité de l'air froid devrait réduire davantage la contribution de la température à la demande nationale d'électricité. Cependant, les typhons d'automne et les phénomènes convectifs violents pourraient continuer d'amplifier la volatilité à court terme des prix au comptant en affectant simultanément la charge électrique et la production renouvelable.
II. Actualités du marché intérieur de l'électricité
Le 31 août, le Département général de l'Administration nationale de l'énergie a publié l'Avis de sollicitation de commentaires publics sur les mesures révisées de divulgation d'informations par les entreprises de fourniture d'électricité. La révision améliore encore les Mesures existantes de divulgation d'informations par les entreprises de fourniture d'électricité (Guonengfa Jianguan Gui [2021] n° 56), la période de consultation durant 30 jours à compter de la publication. La révision vise à améliorer la normalisation et la transparence de la divulgation d'informations par les fournisseurs d'électricité. À mesure que le nombre d'utilisateurs du marché, de détaillants et de nouveaux acteurs du marché continue d'augmenter, une meilleure divulgation devrait réduire l'asymétrie d'information et renforcer l'accès des utilisateurs aux informations sur les services de fourniture d'électricité et les frais associés.
Le 31 août, le Bureau de régulation de la Chine centrale de l'Administration nationale de l'énergie a publié une mise à jour sur le premier mois d'échanges interprovinciaux d'entraide électrique entre les quatre provinces orientales de la Chine centrale. Le Henan, le Hubei, le Hunan et le Jiangxi ont lancé le 1er juillet des opérations pilotes de règlement continu pour les échanges d'entraide. En juillet, 653 acteurs du marché ont conclu des transactions, avec un volume d'échanges dépassant 500 millions de kWh et une puissance d'entraide interprovinciale maximale atteignant 3,533 GW. Vingt-neuf stations de stockage d'énergie et une centrale électrique virtuelle ont été retenues sur le marché, tandis que 327 producteurs renouvelables ont augmenté leur production sortante de près de 100 millions de kWh qui auraient autrement pu être écrêtés. Les marchés interprovinciaux à court terme s'étendent donc de l'équilibrage conventionnel basé sur la production classique vers la participation des énergies renouvelables, du stockage et des centrales électriques virtuelles.
Le 4 septembre, la Commission nationale du développement et de la réforme a publié l'Annonce de sollicitation de commentaires publics sur le projet de mesures pour l'administration des détaillants d'électricité. Le projet améliore encore le cadre existant d'administration des détaillants d'électricité, en mettant davantage l'accent sur l'enregistrement, les garanties de performance, la divulgation d'informations et la gestion des risques opérationnels. À mesure que la volatilité des prix au comptant augmente, la compétitivité des détaillants dépendra de plus en plus de la gestion des contrats à moyen et long terme, de la prévision de la charge et de la gestion de l'exposition au marché au comptant plutôt que de simples écarts entre prix de gros et de détail.
Le 4 septembre, le Conseil des affaires d'État a publié le règlement révisé sur les interventions d'urgence, les enquêtes et le traitement des accidents de sécurité électrique. Le règlement révisé normalise davantage les procédures d'intervention d'urgence et d'enquête sur les accidents tout en renforçant les responsabilités de sécurité des acteurs concernés du marché. À mesure que la production renouvelable, le nouveau stockage d'énergie et d'autres ressources raccordées au réseau se développent rapidement, des responsabilités de sécurité plus claires contribueront à renforcer la coordination entre le fonctionnement fondé sur le marché et la sécurité du système électrique.
Le 4 septembre, l'Administration nationale de l'énergie a publié l'Annonce sur les projets de production d'électricité renouvelable nouvellement enregistrés à l'échelle nationale en juillet 2026 (à l'exclusion du photovoltaïque distribué résidentiel). Au total, 4 276 projets renouvelables ont été nouvellement enregistrés en juillet, dont 38 projets éoliens, 4 236 projets solaires et deux projets de biomasse. Le photovoltaïque distribué industriel et commercial représentait 4 207 projets. L'expansion continue de la production renouvelable distribuée augmentera la pression d'intégration des énergies renouvelables à la mi-journée et d'équilibrage à court terme sur les réseaux de distribution, renforçant encore l'importance du stockage d'énergie, de la réponse à la demande et de la gestion de la charge côté détail.
