[Análise SMM] Calor persiste no Sul enquanto preços elevados do carvão oferecem suporte de custo, preços spot de energia sobem

I. Operações do Mercado Spot de Energia

Visão geral semanal: De 21 a 27 de setembro, as condições meteorológicas em toda a China permaneceram altamente diferenciadas. O calor do fim do verão persistiu em Jiangnan e no Sul da China, com a demanda por resfriamento mantendo-se relativamente resiliente em Guangdong e em outros mercados do sul, enquanto a atividade mais frequente de massas de ar frio no norte da China reduziu gradualmente a demanda por resfriamento. Apesar da continuidade da transição para fora da carga de pico do verão, os preços spot médios semanais aumentaram nos seis mercados monitorados. A média em tempo real de Shandong subiu para RMB 430,49/MWh; as médias do dia seguinte e em tempo real de Guangdong aumentaram para RMB 509,58/MWh e RMB 577,52/MWh, respectivamente; a média em tempo real do lado da geração na Mongólia Interior subiu para RMB 389,03/MWh; as médias do dia seguinte e intradiária de Jiangsu atingiram RMB 433,89/MWh e RMB 451,23/MWh; as médias do dia seguinte e intradiária de Shanxi ficaram em RMB 379,64/MWh e RMB 452,72/MWh; enquanto as médias do dia seguinte e em tempo real de Shaanxi subiram para RMB 328,70/MWh e RMB 319,79/MWh. No lado dos combustíveis, os preços do carvão térmico nos portos permaneceram elevados, enquanto os custos de importação de GNL caíram durante a semana e os preços do GNL no leste de Guangdong recuaram de RMB 6.205/t para RMB 6.050/t.

Shandong permaneceu em níveis elevados, com preços negativos ainda aparecendo no início da semana antes de as condições de oferta e demanda se apertarem de forma acentuada mais adiante. O preço médio em tempo real do lado da geração em Shandong caiu de RMB 447,39/MWh em 21 de setembro para RMB 348,91/MWh em 22 de setembro, antes de se recuperar para RMB 476,84/MWh em 24 de setembro. Em seguida, os preços permaneceram principalmente entre RMB 432–448/MWh durante 25–27 de setembro. A média semanal foi de aproximadamente RMB 430,49/MWh, alta de cerca de 3,3% em relação à semana anterior. Notavelmente, o preço mínimo em tempo real atingiu -RMB 100/MWh em 21 e 22 de setembro e permaneceu negativo em -RMB 32,61/MWh em 23 de setembro. A partir de 24 de setembro, porém, os preços mínimos diários subiram todos acima de RMB 300/MWh, indicando uma mudança clara de um excesso de oferta localizado no início da semana para condições do sistema muito mais apertadas mais adiante. À medida que a demanda por resfriamento continuou a diminuir no norte da China, a carga de altas temperaturas deixou de ser o principal fator determinante dos preços em Shandong. A produção renovável, os desvios da carga real e os custos marginais do carvão desempenharam um papel mais importante, enquanto os preços elevados do carvão limitaram a queda das ofertas de geração térmica.

Guangdong manteve forte suporte de preços devido ao calor persistente, enquanto a volatilidade em tempo real aumentou ainda mais e os preços se fortaleceram novamente no fim de semana. A média semanal do dia seguinte em Guangdong subiu para aproximadamente RMB 509,58/MWh, um aumento de cerca de 10,7% em relação à semana anterior, enquanto a média em tempo real atingiu aproximadamente RMB 577,52/MWh, um aumento de cerca de 13,7%. Os preços em tempo real permaneceram acima de RMB 666/MWh em 21 e 22 de setembro, caíram para RMB 376,28/MWh em 25 de setembro e depois se recuperaram fortemente para uma máxima semanal de RMB 727,35/MWh em 27 de setembro. Os preços do dia seguinte também permaneceram elevados, atingindo RMB 577,02/MWh em 26 de setembro. O clima quente persistente continuou a sustentar a demanda por refrigeração em Guangdong. Enquanto isso, os preços do GNL no leste de Guangdong caíram de RMB 6.205/t para RMB 6.050/t, aliviando os custos marginais da geração a gás em comparação com a semana anterior. Portanto, a força contínua dos preços à vista em Guangdong nesta semana foi impulsionada mais pela demanda resiliente relacionada ao calor e pelas condições apertadas de oferta e demanda em tempo real do que por novos aumentos nos custos de combustível.

Os mercados do dia seguinte e intradiário de Jiangsu se fortaleceram, com a precificação intradiária continuando a indicar condições operacionais em tempo real relativamente apertadas. A média ponderada semanal do dia seguinte em Jiangsu subiu para aproximadamente RMB 433,89/MWh, um aumento de cerca de 9,7% em relação à semana anterior, enquanto a média intradiária subiu para aproximadamente RMB 451,23/MWh, um aumento de cerca de 6,2%. Os preços intradiários variaram principalmente entre RMB 416/MWh e RMB 471/MWh antes de subirem ainda mais para RMB 493,57/MWh em 27 de setembro. Os preços do dia seguinte ficaram relativamente estáveis, principalmente dentro de RMB 414–458/MWh. As chuvas aumentaram a partir de 23 de setembro e as temperaturas máximas diminuíram gradualmente, o que significa que a demanda por refrigeração não forneceu um forte impulso de alta. Em vez disso, os preços mais altos provavelmente refletiram condições reais do sistema mais apertadas, demanda industrial resiliente e suporte contínuo dos altos custos de geração a carvão. O prêmio dos preços intradiários sobre os preços do dia seguinte também sugere que os desvios da produção renovável e as condições reais de carga permaneceram fatores importantes de precificação no curto prazo.

O preço da eletricidade em Mongólia Interior passou de níveis mais baixos no início da semana para uma clara recuperação no final da semana, com a produção renovável a continuar a dominar a volatilidade dos preços. A média ponderada em tempo real do lado da geração em Mongólia Interior atingiu aproximadamente 389,03 RMB/MWh na semana, um aumento de cerca de 12,3% em relação à semana anterior, enquanto a média aritmética do lado do utilizador em todo o sistema subiu para aproximadamente 425,21 RMB/MWh, um aumento de cerca de 13,7%. Os preços do lado da geração caíram para 314,85 RMB/MWh em 22 de setembro antes de subirem, atingindo 451,10 RMB/MWh em 26 de setembro e 472,11 RMB/MWh em 27 de setembro. A média do lado do utilizador também subiu para 521,09 RMB/MWh em 26 de setembro. Com uma elevada participação de geração eólica e solar, os preços spot de Mongólia Interior permanecem altamente sensíveis à produção renovável e aos fluxos de exportação. Uma forte geração eólica e solar pode deprimir rapidamente os preços, enquanto uma menor produção renovável aumenta as necessidades de equilíbrio térmico e permite que os elevados custos do carvão exerçam uma influência mais forte nas ofertas marginais. A recuperação no final da semana refletiu, portanto, a interação entre as variações da produção renovável e os custos marginais das centrais a carvão.

Os preços do dia seguinte e intradiários de Shanxi aumentaram significativamente, enquanto os preços intradiários continuaram a apresentar grandes desvios em relação às expectativas do dia seguinte. A média aritmética semanal do dia seguinte de Shanxi subiu para aproximadamente 379,64 RMB/MWh, um aumento de cerca de 18,0% em relação à semana anterior, enquanto a média intradiária aumentou para aproximadamente 452,72 RMB/MWh, um aumento de cerca de 11,8%. A média intradiária ficou cerca de 73 RMB/MWh acima da média do dia seguinte. Os preços intradiários já estavam elevados em 541,56 RMB/MWh e 609,34 RMB/MWh em 21 e 22 de setembro, aliviaram para cerca de 330 RMB/MWh em 25 e 26 de setembro, e depois recuperaram para 505,71 RMB/MWh em 27 de setembro. Os preços do dia seguinte atingiram um pico de 450,63 RMB/MWh em 24 de setembro antes de caírem acentuadamente. O amplo diferencial entre o dia seguinte e o intradiário indica que as condições reais do sistema continuaram a desviar-se materialmente das previsões do dia seguinte. Dada a elevada participação da geração a carvão em Shanxi, os custos elevados do carvão podem amplificar a volatilidade dos preços intradiários quando a carga real, as exportações ou a produção renovável diferem das expectativas e as unidades a carvão se tornam marginais.

O centro de preços de Shaanxi continuou a subir, embora os preços em tempo real tenham permanecido ligeiramente abaixo dos níveis do dia seguinte numa base média semanal, indicando condições reais do sistema relativamente equilibradas. A média semanal ponderada do dia seguinte de Shaanxi subiu para aproximadamente RMB 328,70/MWh, um aumento de cerca de 18,8% em relação à semana anterior, enquanto a média em tempo real aumentou para aproximadamente RMB 319,79/MWh, um aumento de cerca de 8,3%. Os preços do dia seguinte atingiram uma máxima semanal de RMB 382,51/MWh em 24 de setembro, caíram para RMB 248,11/MWh em 26 de setembro e depois se recuperaram para RMB 343,20/MWh em 27 de setembro. Os preços em tempo real seguiram um padrão amplamente semelhante, atingindo um pico de RMB 380,77/MWh em 24 de setembro e um mínimo de RMB 252,84/MWh em 26 de setembro. Diferentemente de Shanxi, a média semanal em tempo real de Shaanxi ficou cerca de RMB 9/MWh abaixo da média do dia seguinte, sugerindo que as condições operacionais reais não estiveram persistentemente mais apertadas do que o esperado. O aumento semanal, portanto, refletiu condições gerais de oferta e demanda mais firmes e o suporte dos custos marginais a carvão, enquanto a produção renovável real continuou a determinar a direção dos preços de curto prazo.

No geral, os preços médios semanais aumentaram em todos os seis mercados monitorados, embora os fatores subjacentes já fossem muito diferentes daqueles observados durante o pico do verão.Guangdong permaneceu sustentado pela demanda de altas temperaturas, enquanto os preços em Shandong, Jiangsu, Mongólia Interior, Shanxi e Shaanxi foram cada vez mais impulsionados pela produção renovável real, carga em tempo real, comércio interprovincial e desvios de previsão. Em particular, os preços intradiários em Shanxi e Jiangsu permaneceram acima dos níveis do dia seguinte, apontando para condições operacionais reais mais apertadas do que o esperado. Em Shandong, a transição de preços mínimos negativos no início da semana para preços mínimos acima de RMB 300/MWh posteriormente ilustra a rapidez com que as condições do sistema podem mudar dentro da mesma província. No lado dos combustíveis, os preços elevados do carvão continuaram a sustentar os custos marginais das usinas a carvão, enquanto o recuo nos preços do GNL reduziu o ritmo de novos aumentos nos custos de geração a gás em Guangdong.

Energia Primária

21 a 27 de setembro

Carvão térmico: Os preços nos portos permaneceram firmes em níveis elevados, enquanto os preços na boca da mina divergiram, com o mercado passando de uma alta unidirecional para uma consolidação em níveis altos.

As leituras semanais mais recentes mostram o carvão de 5.500 kcal no Porto de Qinhuangdao da SMM a RMB 995/t em 28 de setembro, acima dos RMB 985/t em 18 de setembro. No mesmo período, o carvão de 5.500 kcal na boca da mina de Datong subiu ligeiramente de RMB 883/t para RMB 885/t, o carvão de 5.500 kcal na boca da mina de Ordos subiu de RMB 790/t para RMB 800/t, enquanto o carvão de 6.000 kcal na boca da mina de Yulin caiu de RMB 900/t para RMB 890/t. Os preços nos portos, portanto, permaneceram firmes, mas os movimentos de preços nas principais regiões produtoras tornaram-se mais diferenciados, sugerindo que o mercado estava gradualmente passando de ganhos rápidos para uma fase de consolidação em níveis elevados.

Oferta: A supervisão de segurança permaneceu relativamente rigorosa nas principais regiões produtoras de carvão, enquanto a produção em algumas minas se recuperou apenas gradualmente, limitando o crescimento da oferta no curto prazo. Enquanto isso, a melhora na economia dos embarques das áreas de produção para os portos do norte apoiou uma recuperação nas entradas portuárias. Com a aproximação do feriado do Dia Nacional, os cronogramas de produção em algumas minas podem sofrer ajustes temporários, enquanto as expectativas de manutenção ferroviária também incentivaram os comerciantes a organizar recursos antecipadamente. No entanto, o fato de os preços na boca da mina não subirem mais de forma uniforme sugere que a fase mais apertada da oferta pode já estar diminuindo.

Demanda: A demanda de pico do verão terminou em grande parte no norte da China, e a queima de carvão nas usinas está entrando em uma tendência sazonal de queda. No entanto, o calor persistente em Jiangnan e no sul da China desacelerou o declínio na demanda de carvão térmico nas usinas costeiras. A reposição de estoques antes do feriado e o início gradual do armazenamento para o inverno no norte da China também forneceram algum suporte. Ainda assim, os estoques das usinas permanecem em níveis geralmente razoáveis, e as compras continuam focadas principalmente em entregas por contratos de longo prazo e compras spot essenciais. Os consumidores finais permanecem relutantes em perseguir preços spot elevados.

Estoques: Os estoques nos portos do norte permanecem relativamente apertados após a redução anterior, enquanto os geradores continuam mantendo reservas adequadas. Isso cria uma estrutura de "portos apertados, consumidores finais com estoques adequados". No curto prazo, as restrições de segurança, a reposição antes do feriado e as expectativas de armazenamento para o inverno continuam apoiando os preços, mas a queda das temperaturas e o menor consumo de carvão no setor elétrico estão reduzindo o ímpeto para outra alta rápida. Espera-se, portanto, que os preços do carvão térmico permaneçam elevados, mas dentro de uma faixa limitada.

GNL: Os custos de importação caíram durante a semana e os preços no leste de Guangdong foram ajustados para baixo, aliviando parte da pressão de custos anterior.

Os preços de chegada de GNL da SMM China tenderam a cair durante a semana, caindo de USD 26,83/MMBtu em 21 de setembro para USD 25,88/MMBtu em 22 de setembro e USD 25,70/MMBtu em 23 de setembro. Os preços se recuperaram brevemente para USD 26,11/MMBtu em 24 de setembro antes de cair novamente para USD 25,27/MMBtu em 25 de setembro, uma queda de cerca de 5,8% em relação ao início da semana. Os preços de GNL no leste de Guangdong caíram de RMB 6.205/t em 21 de setembro para RMB 6.050/t em 22 de setembro e permaneceram nesse nível desde então.

Oferta: O impacto do aumento anterior nos custos de gás de alimentação upstream não desapareceu completamente, deixando os custos de produção doméstica de GNL relativamente altos. No entanto, à medida que a oferta se recuperou gradualmente e os preços spot importados de GNL recuaram dos picos anteriores, o incentivo para os fornecedores continuarem elevando os preços enfraqueceu. Os custos mais baixos de GNL importado também começaram a se refletir nos mercados domésticos costeiros, levando a uma correção modesta em Guangdong e outras regiões.

Demanda: A demanda de gás natural permaneceu estruturalmente diferenciada. O calor persistente em Guangdong e outras regiões do sul manteve a demanda de energia a gás relativamente resiliente, enquanto a demanda de GNL para veículos e parte do consumo industrial também forneceram suporte. No entanto, a temporada de aquecimento ainda não começou de fato, e os compradores downstream permanecem cautelosos em relação ao gás caro. A demanda, portanto, permanece insuficiente para desencadear outra alta rápida do GNL. Com a redução dos custos de importação, o mercado passou do período anterior de aumentos acentuados impulsionados por custos para uma consolidação em níveis elevados.

Para o mercado de energia de Guangdong, a queda dos preços de GNL no leste de Guangdong de RMB 6.205/t para RMB 6.050/t deve aliviar a pressão de alta sobre os custos marginais de geração a gás. No entanto, os preços do gás permanecem significativamente acima dos níveis de agosto, o que significa que os custos de geração a gás ainda fornecem suporte aos preços da eletricidade durante períodos de alta carga ou quando a produção renovável é fraca, embora seu impacto marginal de alta tenha enfraquecido em comparação com as duas semanas anteriores.

Revisão do Clima

Durante 21 a 27 de setembro, as condições climáticas na China permaneceram altamente diferenciadas. A alta subtropical continuou a influenciar partes de Jiangnan e do sul da China, mantendo o calor do final do verão. As temperaturas máximas em Guangdong, Fujian e áreas vizinhas geralmente excederam 33°C, com algumas áreas ainda registrando temperaturas acima de 35°C. Em contraste, a atividade de ar frio tornou-se mais frequente no norte da China, ampliando as amplitudes térmicas diárias e reduzindo ainda mais a demanda por refrigeração.

As chuvas concentraram-se do oeste da China em direção às regiões de Huang-Huai e Jianghuai, com precipitação relativamente intensa no nordeste de Sichuan, norte de Chongqing e sul de Shaanxi. As chuvas aumentaram em Jiangsu a partir de 23 de setembro, acompanhadas por temperaturas diurnas mais baixas. Shandong permaneceu majoritariamente ensolarado durante a primeira metade da semana antes de a nebulosidade aumentar e o ar mais frio chegar gradualmente no final. Guangdong permaneceu geralmente quente e úmido, e pancadas intermitentes tiveram impacto limitado na demanda por refrigeração.

Do ponto de vista do mercado de energia, os efeitos climáticos claramente se afastaram do padrão amplo de verão de crescimento de carga impulsionado pelo calor em todo o país, em direção a uma maior diferenciação regional. Guangdong continuou a receber suporte da demanda por altas temperaturas, enquanto os mercados do norte tornaram-se menos sensíveis apenas à temperatura. A geração eólica e solar, a nebulosidade, as chuvas e os erros de previsão de carga de curto prazo agora desempenham papéis maiores na formação dos preços spot. À medida que a atividade de ar frio se intensifica em outubro, espera-se que a demanda por refrigeração caia ainda mais, aumentando a importância da produção renovável real na determinação dos preços spot de curto prazo.

II. Principais Desenvolvimentos no Mercado de Energia da China

Em 21 de setembro, a Comissão Provincial de Desenvolvimento e Reforma de Fujian e o Escritório Regulador de Fujian da Administração Nacional de Energia emitiram o Aviso sobre a Operação Formal do Mercado Spot de Energia de Fujian (Min Fa Gai Dian Li [2026] No. 406). O documento afirma que o mercado spot de energia de Fujian entrará em operação formal a partir de 30 de setembro de 2026. O mercado já havia passado por mais de 18 meses de operação experimental com liquidação contínua e foi testado sob períodos de pico de demanda no verão e no inverno, estações de cheias, clima extremo e feriados importantes. A transição para a operação formal expande ainda mais o número de mercados spot de nível provincial operando em caráter permanente na China.

Em 21 de setembro, a Comissão Provincial de Desenvolvimento e Reforma de Liaoning emitiu o Aviso sobre Assuntos Relacionados ao Leilão de 2027 para Projetos Incrementais de Energia Renovável (Liao Fa Gai Jia Ge [2026] No. 521). O volume total de eletricidade coberto pelo leilão de mecanismo é de 5,308 bilhões de kWh, incluindo 3,956 bilhões de kWh para energia eólica e 1,352 bilhão de kWh para energia solar. A faixa de lances para eólica e solar é de RMB 0,18–0,30/kWh, a razão mínima de suficiência de lance é de 140% e o período de implementação do preço de mecanismo é de 12 anos. Para projetos centralizados, o volume de eletricidade de mecanismo declarado não pode exceder 60% da geração total conectada à rede, enquanto o teto para projetos distribuídos é de 80%. À medida que os leilões de preço de mecanismo se tornam mais regulares, as receitas dos projetos renováveis dependerão cada vez mais de uma combinação de preços de mercado e liquidação por preço de mecanismo.

Em 22 de setembro, a Administração Nacional de Energia anunciou que a eletricidade negociada nos mercados de energia da China aumentou 19,2% ano a ano durante janeiro a agosto de 2026. As bolsas de energia em todo o país concluíram 5,18 trilhões de kWh de eletricidade negociada durante o período. Desse total, as transações interprovinciais e inter-regionais somaram 1,1536 trilhão de kWh, um aumento de 12,1% ano a ano, enquanto as transações no mercado spot atingiram 562,7 bilhões de kWh. A expansão contínua dos volumes negociados destaca o papel crescente dos mercados spot e da alocação de recursos entre regiões dentro do mercado nacional unificado de energia da China.

Em 23 de setembro, a Administração Nacional de Energia divulgou o Anúncio sobre Projetos de Energia Renovável Recém-Registrados em Todo o País em Agosto de 2026 (Excluindo PV Residencial). Um total de 4.007 projetos de geração renovável foram recém-registrados durante o mês, incluindo 29 projetos eólicos, 23 projetos solares centralizados, 3.949 projetos de PV distribuído comercial e industrial e seis projetos de biomassa. O PV distribuído comercial e industrial representou a esmagadora maioria dos novos registros, com Guangdong adicionando 704 projetos, Jiangsu 566 e Zhejiang 553, indicando que o desenvolvimento de energia renovável distribuída permanece particularmente ativo nas províncias orientais de centro de carga.

No geral, os desenvolvimentos políticos desta semana continuaram focados na formalização dos mercados spot provinciais, leilões de preço de mecanismo para energia renovável, expansão do comércio interprovincial e spot, e crescimento contínuo da capacidade renovável distribuída. À medida que a cobertura do mercado spot se expande e a geração renovável se torna mais plenamente exposta à precificação de mercado, geradores, comercializadores de eletricidade e operadores de armazenamento de energia enfrentarão requisitos crescentes de previsão de preços, gestão de desvios e participação coordenada em múltiplos segmentos de mercado.