Fórmula unificada de precificação vincula os preços de energia no varejo ao mercado atacadista
De acordo com as Diretrizes, o componente de energia de todos os pacotes de eletricidade no varejo de Jiangsu em 2027 seguirá uma fórmula unificada:
Preço de energia do pacote de varejo = Preço do mercado atacadista + Ajuste de preço negociado + Kₐₗₗₒc × Preço de alocação mensal de custos
O preço do mercado atacadista reflete os volumes e preços gerais de aquisição por tempo de uso do comercializador de eletricidade nos mercados de médio e longo prazo, do dia seguinte e em tempo real, e é publicado mensalmente. O ajuste de preço negociado é acordado entre o comercializador e o cliente de varejo. O Kₐₗₗₒc determina a proporção dos custos mensais alocados relevantes repassados ao cliente.
Em comparação com o modelo híbrido de 2026, que combinava volumes de eletricidade com preço fixo e vinculados ao mercado, a nova fórmula remove parâmetros como a parcela de eletricidade com preço fixo e a parcela vinculada ao preço à vista. Todos os volumes de eletricidade passarão a ser liquidados com base nos preços do mercado atacadista mais o ajuste negociado, sujeitos ao componente de alocação de custos aplicável. Os comercializadores ainda podem reduzir os custos de aquisição por meio de suas capacidades de negociação, mas não poderão mais assumir posições sobre o spread entre os preços fixos de varejo e os movimentos do mercado atacadista.
Estruturas de pico-vale permanecem, com preços-base por tempo de uso também provenientes do mercado atacadista
Em 2027, Jiangsu continuará permitindo que clientes e comercializadores escolham pacotes com ou sem tempo de uso e acordem diferentes ajustes de preço para diferentes períodos. As estruturas de preços de pico, plano e vale permanecerão, portanto, em vigor à medida que os preços fixos forem eliminados gradualmente.
A mudança é que o preço-base de cada período em um pacote com tempo de uso também será derivado do mercado atacadista. A precificação seguirá cada vez mais “o preço mensal do atacado para o período relevante mais o ajuste negociado correspondente”, em vez de três preços absolutos de pico, plano e vale fixados antes da entrega.
Até que Jiangsu emita formalmente seu aviso sobre os arranjos de comercialização de eletricidade para 2027, parâmetros como índices de ajuste de preço por tempo de uso, limites de alerta e multiplicadores de teto de preço se referirão aos níveis de 2026. Eles poderão ser ajustados posteriormente em resposta a mudanças de política e condições de mercado.
As Diretrizes também mantêm um mecanismo de teto para o componente de energia. A exposição de preço dos clientes está, portanto, sujeita a certos limites, mas o teto serve como um amortecedor de risco, e não como um retorno à precificação fixa. Os clientes ainda precisarão avaliar como os preços do atacado, os custos alocados e seus próprios perfis de consumo afetam conjuntamente seus preços médios mensais de liquidação.
Jiangsu faz parte de uma mudança mais ampla: 11 províncias e municípios avançaram com mudanças nas tarifas fixas por tempo de uso
O ajuste de Jiangsu não é um desenvolvimento isolado. Uma revisão das informações publicamente disponíveis indica que 11 províncias e municípios emitiram avisos especificando que os clientes participantes do mercado de eletricidade não estarão mais sujeitos a tarifas fixas por tempo de uso definidas pelo governo. Nove implementaram as mudanças, enquanto os arranjos em Jiangsu e Shanxi permaneciam anteriormente em andamento.
As nove jurisdições que implementaram a remoção são:
Guizhou, Hebei — principalmente a área da rede do sul de Hebei — Hubei, Shaanxi, Jilin, Yunnan, Chongqing, Liaoning e Henan.
As abordagens de implementação diferem. Hubei, Chongqing, a área da rede do sul de Hebei, Shaanxi e Jilin especificaram que, para entidades que participam diretamente da comercialização de eletricidade de médio e longo prazo, os períodos tarifários e os níveis de preço não serão mais prescritos administrativamente. Os preços por tempo de uso serão, em vez disso, determinados pelo mercado.
Henan, Guizhou e Yunnan estipularam em seus ajustes mais recentes às tarifas comerciais e industriais por tempo de uso que os clientes participantes do mercado não estarão mais sujeitos a tarifas fixas por tempo de uso. Jiangsu está repassando os preços do mercado atacadista revisando as fórmulas dos pacotes de varejo. Sua abordagem em fases mantém tarifas por tempo de uso definidas administrativamente como um respaldo, enquanto aumenta gradualmente a parcela de eletricidade sujeita à precificação por tempo de uso baseada no mercado.
A base política é clara. As Regras Básicas para o Mercado de Eletricidade de Médio e Longo Prazo, emitidas conjuntamente pela Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma e pela Administração Nacional de Energia em dezembro de 2025, estipulam que, a partir de 1º de março de 2026, as entidades que participam diretamente de transações de mercado não estarão mais sujeitas aos níveis e períodos tarifários por tempo de uso prescritos pelo governo. Isso marca o início de uma eliminação sistemática do quadro de tarifas fixas por tempo de uso que está em vigor há mais de quatro décadas.
No longo prazo, os mercados à vista de eletricidade em Shanxi, Guangdong, Shandong, Gansu, Mongólia Interior, Hubei, Zhejiang, na área da rede do sul de Hebei e em Anhui entraram em operação regular, enquanto Shaanxi e Liaoning estão conduzindo testes de liquidação contínua. Mercados à vista mais maduros fornecem a base para a vinculação de preços entre atacado e varejo.
A direção nacional é clara: os nomes dos pacotes, os mecanismos de teto e os métodos de alocação de custos podem variar, mas os canais para repassar os custos do atacado aos clientes de varejo estão se tornando mais claramente definidos.
As taxas de serviço de varejo variam significativamente entre as províncias, com Jiangsu relativamente alta
De acordo com o acompanhamento diário da SMM das taxas de serviço médias para pacotes representativos de eletricidade de varejo de médio e longo prazo, as cotações da amostra variaram de RMB 0,60/MWh a RMB 8,50/MWh em 16 de outubro de 2026, destacando diferenças substanciais entre as províncias.
O pacote de Shanxi de “preço vinculado ao mercado mais spread fixo” ficou em RMB 8,50/MWh, o mais alto da amostra. Em Jiangsu, os pacotes de preço flutuante com e sem tempo de uso foram cotados a RMB 7,40/MWh e RMB 7,20/MWh, respectivamente, uma diferença de apenas RMB 0,20/MWh.
Em Guangxi, o pacote vinculado ao mercado foi cotado a RMB 4,20/MWh, em comparação com RMB 1,65/MWh para o pacote de preço fixo, indicando uma lacuna pronunciada entre os dois produtos. O pacote de eletricidade verde vinculado ao mercado à vista de Zhejiang ficou em RMB 1,50/MWh, contra RMB 1,30/MWh para sua contraparte de eletricidade não verde, implicando um prêmio de eletricidade verde de aproximadamente RMB 0,20/MWh.
O pacote de Jiangxi de “preço médio de médio e longo prazo mais vinculação ao mercado à vista” foi cotado a RMB 1,05/MWh, enquanto seu pacote de “preço fixo mais vinculação ao mercado à vista” ficou em RMB 0,85/MWh. O pacote de alocação competitiva de Guangdong foi cotado a RMB 0,60/MWh, o mais baixo da amostra.
Essas grandes diferenças não significam necessariamente que províncias com taxas de serviço mais baixas ofereçam custos gerais de eletricidade mais baixos. Os referenciais de preços no atacado, a responsabilidade por desequilíbrios, a cobertura de riscos, os atributos de eletricidade verde, os mecanismos de alocação de custos e os requisitos mínimos de volume de transação variam entre os pacotes.
Os comercializadores devem ajustar seu foco operacional, enquanto os clientes precisam reavaliar o risco
Para os comercializadores de eletricidade, a gestão do portfólio de aquisição, a previsão de carga, a negociação no mercado à vista, a gestão de desequilíbrios e o atendimento ao cliente se tornarão cada vez mais importantes. Seu modelo de ganhos passará de assumir o risco de spread de preço fixo para monetizar ajustes de preço negociados e capacidades profissionais de negociação. A vinculação de preços entre atacado e varejo não elimina os riscos dos comercializadores: requisitos de garantia de desempenho, erros de previsão, fluxo de caixa e gestão de clientes continuarão a afetar diretamente o desempenho do negócio.
Para clientes comerciais e industriais, a seleção de pacotes deve ir além da comparação de ajustes de preço negociados. No mínimo, os clientes devem examinar quatro elementos: como o preço do mercado atacadista é calculado; o valor e a convenção de sinal do Kₐₗₗₒc; se um teto de preço se aplica; e as disposições contratuais que regem os perfis de consumo por tempo de uso, desequilíbrios e rescisão antecipada. Para grandes usuários de eletricidade, a adequação entre seu perfil de carga e o portfólio agregado de clientes do comercializador pode importar mais do que economizar um ou dois yuans por MWh em taxas de serviço.
Para projetos de armazenamento de energia comercial e industrial e de energia fotovoltaica distribuída, as avaliações de receita baseadas em um spread fixo anual de pico-vale precisarão ser atualizadas. As decisões de carga e descarga do armazenamento devem refletir cada vez mais os perfis reais de preços de liquidação, em vez de períodos estáticos de pico e vale. O valor do autoconsumo de energia fotovoltaica distribuída também deve ser reavaliado em termos de custos de eletricidade evitados quando os preços do atacado ao meio-dia caem. Os modelos de projeto devem incorporar o componente de energia, as taxas de serviço, os custos alocados e outros componentes da fatura de eletricidade, em vez de extrapolar os retornos totais do projeto apenas a partir do preço de energia de um pacote de varejo.
