[SMM Analysis] Giá than giữ vững ở mức cao khi chi phí LNG tăng, giá điện giao ngay phân hóa giữa các tỉnh

I. Vận hành thị trường điện giao ngay

Tổng quan tuần: Từ ngày 14 đến 20 tháng 9, nhiệt độ trên toàn Trung Quốc nhìn chung vẫn cao hơn mức trung bình theo mùa, với nắng nóng cuối hè kéo dài đặc biệt rõ rệt ở khu vực Hoa Nam. Nhiệt độ cao nhất tại một số khu vực Quảng Đông đạt 35–36°C, trong khi Sơn Đông, Giang Tô và các khu vực phía đông khác cũng vẫn tương đối ấm vào buổi chiều. Từ ngày 19 tháng 9 trở đi, một đợt không khí lạnh yếu bắt đầu ảnh hưởng đến Tây Bắc Trung Quốc, phía bắc Hoa Bắc và Đông Bắc Trung Quốc, gây ra mức giảm nhiệt độ cục bộ từ 4–6°C. Trong bối cảnh mô hình phụ tải ngày càng phân hóa, chi phí năng lượng sơ cấp vẫn duy trì ở mức cao. Tính đến ngày 18 tháng 9, giá than nhiệt CCTD Tần Hoàng Đảo loại 5.500 kcal và 5.000 kcal lần lượt giữ ở mức 754 NDT/tấn và 684 NDT/tấn, trong khi loại 4.500 kcal giảm nhẹ xuống 616 NDT/tấn. Giá LNG miền đông Quảng Đông tăng lên 6.205 NDT/tấn. Trong khi đó, giá LNG cập bến Trung Quốc theo SMM đạt 29,74 USD/MMBtu vào ngày 14 tháng 9 trước khi giảm xuống 27,19 USD/MMBtu vào ngày 18 tháng 9. Dưới tác động tổng hợp của nhu cầu do nhiệt độ cao, sản lượng năng lượng tái tạo và chi phí nhiên liệu, thị trường giao ngay các tỉnh có xu hướng ngày càng phân hóa trong tuần, với trung tâm giá tăng ở Sơn Đông, Quảng Đông và Giang Tô, nhưng giảm ở Nội Mông và Thiểm Tây. Trong khi đó, Sơn Tây ghi nhận giá ngày tới thấp hơn nhưng giá trong ngày tăng rõ rệt vào cuối tuần.

Trung tâm giá của Sơn Đông tăng lên do nhu cầu liên quan đến nắng nóng vẫn duy trì và chi phí phát điện than cùng củng cố mức hỗ trợ. Giá bình quân phía phát điện theo thời gian thực của Sơn Đông tăng từ 332,04 NDT/MWh ngày 14 tháng 9 lên 397,17 NDT/MWh ngày 16 tháng 9 và 423,71 NDT/MWh ngày 17 tháng 9, trước khi tiếp tục tăng lên 518,58 NDT/MWh ngày 18 tháng 9. Mặc dù giá có phần hạ nhiệt vào cuối tuần, nhưng vẫn duy trì ở mức cao 443,02 NDT/MWh và 461,59 NDT/MWh vào ngày 19 và 20 tháng 9. Giá bình quân thời gian thực cả tuần đạt khoảng 416,62 NDT/MWh, tăng khoảng 18,3% so với mức 352,08 NDT/MWh của tuần trước. Nhiệt độ cao nhất trên khắp Sơn Đông chủ yếu dao động quanh 30–33°C, và điều kiện thời tiết ấm kéo dài khiến nhu cầu làm mát duy trì tốt hơn so với đợt lạnh của tuần trước. Đồng thời, giá than CCTD Tần Hoàng Đảo loại 5.500 kcal vẫn ở mức 754 NDT/tấn, khiến chi phí biên của nhiệt điện than có rất ít dư địa giảm. Do đó, nhu cầu vững hơn kết hợp với chi phí nhiên liệu tăng cao đã đẩy giá giao ngay trung tâm của tỉnh lên cao.

Giá giao ngay tại Quảng Đông duy trì ở mức cao, được hỗ trợ bởi nắng nóng kéo dài và chi phí phát điện khí tăng, với giá tăng trở lại vào cuối tuần. Giá bình quân phía phát điện ngày tới của Quảng Đông khởi điểm ở mức 443,67 NDT/MWh, giảm nhẹ xuống 422,18 NDT/MWh vào ngày 17 tháng 9, sau đó tăng đều lên 529,19 NDT/MWh vào ngày 20 tháng 9. Giá bình quân tuần khoảng 460,35 NDT/MWh, tăng khoảng 10,4% so với tuần trước. Giá thời gian thực thậm chí còn biến động mạnh hơn, đạt 522,60 NDT/MWh vào ngày 14 tháng 9, 583,15 NDT/MWh vào ngày 18 tháng 9 và 561,36 NDT/MWh vào ngày 19 tháng 9, với mức bình quân tuần khoảng 508,12 NDT/MWh, tăng khoảng 12,5% so với tuần trước. Nhiệt độ tại nhiều khu vực của Quảng Đông duy trì gần 35°C, duy trì nhu cầu điều hòa không khí. Trong khi đó, giá LNG miền đông Quảng Đông tăng thêm từ 6.005 NDT/tấn lên 6.205 NDT/tấn, đẩy chi phí biên của phát điện khí lên cao. Mặc dù giá LNG nhập khẩu đã hạ nhiệt so với đỉnh đầu tuần, việc chuyển chi phí khí trong nước thường có độ trễ, khiến chi phí phát điện khí vẫn ở mức tương đối cao. Sự kết hợp giữa nắng nóng kéo dài và chi phí khí tăng cao đã giữ giá giao ngay tại Quảng Đông ở mức cao.

Giá ngày tới và giá trong ngày tại Giang Tô đều tăng, trong đó giá trong ngày vượt trội hơn khi phụ tải ổn định gặp chi phí phát điện than vững chắc. Giá thanh toán bình quân gia quyền ngày tới của Giang Tô chủ yếu dao động trong khoảng 380 NDT/MWh đến 420 NDT/MWh, bình quân tuần khoảng 395,55 NDT/MWh, cao hơn khoảng 7,0% so với tuần trước. Giá trong ngày tăng từ 369,74 NDT/MWh vào ngày 14 tháng 9 lên 474,48 NDT/MWh vào ngày 17 tháng 9 và duy trì trên 420 NDT/MWh sau đó, đưa mức bình quân trong ngày của tuần lên khoảng 424,70 NDT/MWh, tăng khoảng 15,3% so với tuần trước. Nhiệt độ tối đa duy trì quanh mức 29–31°C, nghĩa là quá trình chuyển tiếp ra khỏi nắng nóng mùa hè diễn ra tương đối từ từ và phụ tải thương mại và công nghiệp vẫn giữ được mức độ ổn định nhất định. Đồng thời, giá than cao khiến chi phí biên của phát điện than vẫn vững chắc. Chênh lệch tương đối lớn giữa giá trong ngày so với giá ngày tới cũng cho thấy điều kiện hệ thống thực tế thắt chặt hơn so với dự báo ngày tới, trong đó sai lệch sản lượng năng lượng tái tạo và thay đổi phụ tải thời gian thực có ảnh hưởng mạnh hơn đến giá trong ngày.

Nội Mông ghi nhận biến động giá mạnh, với thay đổi sản lượng năng lượng tái tạo tiếp tục chi phối biến động thị trường ngắn hạn. Giá bình quân gia quyền thời gian thực phía phát điện trong tuần dao động chỉ từ 145,22 NDT/MWh đến 586,10 NDT/MWh. Giá đạt 531,59 NDT/MWh vào ngày 14 tháng 9 trước khi giảm mạnh từ ngày 15 đến 18 tháng 9, chạm đáy 145,22 NDT/MWh vào ngày 18 tháng 9, sau đó phục hồi lên 586,10 NDT/MWh vào ngày 20 tháng 9. Giá bình quân tuần khoảng 346,36 NDT/MWh, giảm khoảng 18,4% so với tuần trước. Giá bình quân số học phía người dùng toàn hệ thống cũng giảm xuống khoảng 374,09 NDT/MWh. Với tỷ trọng điện gió và điện mặt trời cao, thị trường giao ngay của Nội Mông vẫn rất nhạy cảm với sản lượng năng lượng tái tạo. Sản lượng điện gió và điện mặt trời mạnh có thể nhanh chóng kéo giá xuống, trong khi sản lượng tái tạo yếu hơn làm tăng nhu cầu cân bằng từ nhiệt điện, khiến chi phí biên của nhiệt điện than cao hơn khuếch đại xu hướng tăng giá. Do đó, dù giá bình quân tuần giảm, biến động giá theo ngày vẫn rất rõ rệt.

Sơn Tây cho thấy giá ngày tới yếu hơn nhưng giá trong ngày tăng mạnh vào cuối tuần, cho thấy sai lệch cung cầu thời gian thực nới rộng đáng kể. Giá thanh toán bình quân số học ngày tới của Sơn Tây trong nửa đầu tuần chủ yếu duy trì quanh mức 260–310 NDT/MWh, tăng lên 341,27 NDT/MWh vào ngày 19 tháng 9 và nhảy vọt lên 497,68 NDT/MWh vào ngày 20 tháng 9. Giá bình quân tuần khoảng 321,70 NDT/MWh, giảm khoảng 6,3% so với tuần trước. Tuy nhiên, giá trong ngày tăng mạnh hơn nhiều. Giá duy trì quanh mức 276–309 NDT/MWh trong các ngày 14–17 tháng 9, sau đó tăng lên 416,01 NDT/MWh vào ngày 18 tháng 9, 585,20 NDT/MWh vào ngày 19 tháng 9 và 655,58 NDT/MWh vào ngày 20 tháng 9, tạo ra mức bình quân tuần khoảng 405,06 NDT/MWh, tăng khoảng 15,3% so với tuần trước. Chênh lệch giữa giá ngày tới và giá trong ngày nới rộng nhanh vào cuối tuần cho thấy điều kiện hệ thống thực tế trở nên thắt chặt đáng kể so với kế hoạch ngày tới. Với tỷ trọng lớn của nhiệt điện than trong cơ cấu nguồn của Sơn Tây, giá than tăng cao có thể khuếch đại thêm các đợt tăng giá đột biến trong ngày khi phụ tải, xuất khẩu hoặc nguồn điện thay thế lệch khỏi kỳ vọng.

Thiểm Tây nhìn chung vẫn tương đối yếu, có phục hồi phần nào vào cuối tuần nhưng không đủ để đảo ngược mức giảm hàng tuần.Giá thanh toán bình quân gia quyền tổng thể ngày tới của Thiểm Tây chủ yếu duy trì trong khoảng 232–316 NDT/MWh trước khi tăng lên 384,54 NDT/MWh vào ngày 20 tháng 9. Mức bình quân tuần khoảng 276,70 NDT/MWh, giảm khoảng 12,0% so với tuần trước. Bình quân gia quyền tổng thể thời gian thực khoảng 295,37 NDT/MWh, giảm khoảng 17,6% so với tuần trước. Giá thời gian thực giảm xuống 237,57 NDT/MWh vào ngày 15 tháng 9 trước khi phục hồi dần lên 376,50 NDT/MWh vào ngày 20 tháng 9. Với tỷ lệ thâm nhập năng lượng tái tạo tương đối cao của Thiểm Tây, biến động sản lượng điện gió và điện mặt trời cùng những thay đổi trong giao dịch liên tỉnh vẫn là các biến số định giá ngắn hạn then chốt. Chi phí than tăng cao đơn lẻ không đủ để nâng giá khi sản lượng tái tạo mạnh và điều kiện hệ thống lỏng lẻo, giá chỉ phục hồi rõ rệt khi điều kiện cung cầu thắt chặt vào cuối tuần.

Nhìn chung, thị trường giao ngay các tỉnh cho thấy sự phân hóa rõ rệt trong tuần này.Sơn Đông, Quảng Đông và Giang Tô ghi nhận trung tâm giá tuần tăng khi nhu cầu liên quan đến nắng nóng vẫn duy trì kết hợp với chi phí nhiên liệu tăng cao. Nội Mông và Thiểm Tây ghi nhận bình quân tuần thấp hơn khi sản lượng tái tạo và điều kiện cung cầu tương đối lỏng lẻo gây áp lực lên giá. Sơn Tây cho thấy sự phân hóa cơ cấu rõ rệt giữa giá ngày tới yếu hơn và giá trong ngày tăng mạnh hơn hẳn. Khi nhu cầu cao điểm mùa hè giảm dần, định giá điện đang trở nên ít phụ thuộc vào riêng nhiệt độ, trong khi sản lượng tái tạo, sai lệch dự báo, dòng chảy liên tỉnh và chi phí than, khí đang đóng vai trò ngày càng quan trọng trong hình thành giá ngắn hạn.

Năng lượng sơ cấp

14–20 tháng 9

Than nhiệt: Giá CCTD ổn định ở mức cao khi nhu cầu theo mùa suy yếu cạnh tranh với kỳ vọng bổ sung kho trước kỳ nghỉ.

Tính đến ngày 18 tháng 9, giá than nhiệt 5.500 kcal tại Tần Hoàng Đảo theo CCTD ở mức 754 NDT/tấn, không đổi so với tuần trước. Mức 5.000 kcal cũng giữ ổn định ở mức 684 NDT/tấn, trong khi mức 4.500 kcal giảm nhẹ 1 NDT/tấn xuống còn 616 NDT/tấn. Sau đợt tăng giá trước đó, giá than tại cảng bước vào giai đoạn tích lũy ở mức cao, thị trường chuyển từ xu hướng tăng tương đối một chiều sang thế giằng co cân bằng hơn giữa cung và cầu.

Nguồn cung: Công tác giám sát an toàn tại các khu vực sản xuất than chính vẫn tương đối nghiêm ngặt, sản lượng tại một số mỏ chưa hoàn toàn trở lại mức bình thường, tiếp tục hạn chế độ co giãn nguồn cung ngắn hạn. Đồng thời, điều kiện vận chuyển được cải thiện hỗ trợ lượng than đưa vào các cảng phía Bắc tăng lên. Khi kỳ nghỉ Quốc khánh và Trung thu đến gần, một số mỏ đã cơ bản hoàn thành chỉ tiêu sản lượng tháng có thể tạm thời giảm sản lượng, trong khi kỳ vọng bảo trì tuyến đường sắt Daqin đã khuyến khích một số lô hàng được vận chuyển sớm. Do đó, môi trường nguồn cung trong ngắn hạn khó có thể nới lỏng nhanh chóng.

Nhu cầu: Nhu cầu điện cao điểm mùa hè đang dần kết thúc, phụ tải điện miền Bắc bắt đầu giảm. Tuy nhiên, nắng nóng kéo dài tại một số khu vực miền Đông và miền Nam Trung Quốc khiến lượng than tiêu thụ của các nhà máy điện ven biển vẫn tương đối ổn định. Trước kỳ nghỉ lễ, một số đơn vị phát điện cũng tăng cường bổ sung hàng, trong khi nhu cầu tích trữ cho mùa đông tại các khu vực phía Bắc đang dần xuất hiện. Dù vậy, tồn kho của các nhà máy điện nhìn chung vẫn đầy đủ, hoạt động mua sắm tiếp tục tập trung vào giao hàng theo hợp đồng dài hạn và mua giao ngay thiết yếu. Mức độ chấp nhận giá giao ngay cao vẫn hạn chế. Nhu cầu từ khu vực phi điện cải thiện nhẹ ở một số ngành, nhưng chưa phát triển thành nguồn cầu gia tăng bền vững.

Tồn kho: Tồn kho tại cảng vẫn ở mức tương đối thấp sau đợt giảm tồn trước đó, trong khi tồn kho than của các nhà máy điện vẫn tạo vùng đệm thoải mái. Do đó, thị trường tiếp tục thể hiện cấu trúc “nguồn cảng khan hiếm, tồn kho người dùng cuối đầy đủ”. Các hạn chế về an toàn, nhu cầu bổ sung trước kỳ nghỉ và kỳ vọng tích trữ cho mùa đông hỗ trợ giá, nhưng nhu cầu yếu theo mùa hạn chế đà tăng thêm. Do đó, giá than nhiệt dự kiến vẫn dao động trong biên độ rộng ở mức cao trong ngắn hạn, với sự chú ý tập trung vào phục hồi sản xuất, lượng than vào cảng và thời điểm tích trữ quy mô lớn cho mùa đông.

LNG: Giá trong nước tiếp tục tăng trong khi chi phí nhập khẩu giảm từ đỉnh đầu tuần, khiến chi phí phát điện bằng khí tại Quảng Đông được hỗ trợ tốt.

Tính đến ngày 18 tháng 9, giá LNG trung bình tại miền Đông Quảng Đông duy trì ở mức 6.205 NDT/tấn, tăng 200 NDT/tấn so với mức 6.005 NDT/tấn của tuần trước. Trong khi đó, giá LNG cập cảng Trung Quốc của SMM cho thấy mô hình tăng vọt rồi giảm rõ rệt. Giá đạt 29,74 USD/MMBtu vào ngày 14 tháng 9 trước khi giảm xuống 28,94 USD/MMBtu vào ngày 15 tháng 9, 27,81 USD/MMBtu vào ngày 16 tháng 9, 27,38 USD/MMBtu vào ngày 17 tháng 9 và 27,19 USD/MMBtu vào ngày 18 tháng 9. Mặc dù điều chỉnh giảm từ mức cao trong tuần, chi phí LNG nhập khẩu vẫn ở mức cao.

Nguồn cung: Việc tăng chi phí khí nguyên liệu trong nước trước đó đã đẩy chi phí sản xuất của các nhà máy LNG tại các khu vực sản xuất chính như Tây Bắc Trung Quốc lên cao. Hoạt động bảo trì tại một số cơ sở tiếp tục hạn chế độ linh hoạt nguồn cung ngắn hạn và làm giảm ý định chiết khấu hàng của các nhà sản xuất. Chi phí LNG nhập khẩu đã hạ nhiệt sau đợt tăng mạnh trước đó, nhưng mức tăng trước đó vẫn tiếp tục lan truyền sang thị trường nội địa ven biển, giữ giá LNG tại Quảng Đông và các khu vực ven biển khác tương đối vững.

Nhu cầu: Nhu cầu LNG chưa có sự phục hồi trên diện rộng. Người dùng công nghiệp vẫn thận trọng trước mức giá cao hơn, nhưng tính kinh tế được cải thiện của xe chạy bằng LNG và kỳ vọng tích trữ cho mùa thu đông mang lại một số hỗ trợ gia tăng. Tại Quảng Đông, thời tiết nắng nóng kéo dài cũng duy trì một phần nhu cầu phát điện bằng khí. Với giá LNG miền Đông Quảng Đông ở mức 6.205 NDT/tấn, chi phí phát điện biên của các tổ máy khí đã tăng thêm, tạo hỗ trợ chi phí mạnh hơn cho giá điện giao ngay trong các giai đoạn phụ tải cao. Giá LNG trong nước dự kiến vẫn ở mức cao trong ngắn hạn, với tốc độ giảm nhiệt độ, phục hồi nguồn cung từ các nhà máy hóa lỏng và tích trữ mùa đông là các biến số chính.

Đánh giá thời tiết

Trong giai đoạn 14–20 tháng 9, nhiệt độ trên khắp Trung Quốc nhìn chung cao hơn mức trung bình theo mùa, với hình thái nắng nóng cuối hè vẫn tương đối rõ rệt. Hoạt động của không khí lạnh ban đầu yếu, trong khi phần lớn miền Trung và miền Đông Trung Quốc chủ yếu có nắng và ấm. Miền Nam Trung Quốc vẫn đặc biệt nóng, với nhiệt độ tối đa tại một số khu vực miền Trung và miền Bắc Quảng Đông đạt 35–36°C. Một số khu vực Sơn Đông đạt khoảng 33°C, trong khi Giang Tô chủ yếu ghi nhận nhiệt độ tối đa 29–31°C.

Từ ngày 19 tháng 9 trở đi, một khối không khí lạnh yếu bắt đầu di chuyển về phía đông từ Tây Bắc Trung Quốc, mang lại mức giảm nhiệt độ khoảng 4–6°C cho một phần Tây Bắc Trung Quốc, miền Bắc Hoa Bắc và Đông Bắc Trung Quốc, dần làm suy yếu nhu cầu điện miền Bắc. Lượng mưa vẫn tương đối thường xuyên tại Tây Nam Trung Quốc và một phần miền Tây Trung Quốc, mặc dù lượng mưa tích lũy nhìn chung hạn chế. Bão Dujuan, cơn bão được đặt tên thứ 25 trong mùa, hình thành trên Tây Bắc Thái Bình Dương vào ngày 16 tháng 9 nhưng vẫn ở xa ngoài khơi và có tác động trực tiếp hạn chế đến thị trường điện ven biển Trung Quốc.

Nhìn chung, tác động thời tiết vẫn mang tính khu vực cao. Nắng nóng kéo dài tại miền Đông và miền Nam Trung Quốc giúp duy trì nhu cầu làm mát tại Sơn Đông, Quảng Đông và Giang Tô, trong khi điều kiện mát hơn tại các khu vực phía Bắc làm suy yếu phụ tải vào cuối tuần. Khi hoạt động không khí lạnh trở nên thường xuyên hơn vào cuối tháng 9, hỗ trợ trực tiếp từ nhiệt độ đối với giá điện dự kiến sẽ suy yếu, trong khi sản lượng gió và mặt trời cùng độ lệch dự báo phụ tải ngắn hạn có khả năng ngày càng quan trọng.

II. Các diễn biến chính tại thị trường điện Trung Quốc

Ngày 15 tháng 9, Cục Quản lý Năng lượng Hoa Đông, Ủy ban Cải cách và Phát triển tỉnh An Huy và Cục Quản lý Năng lượng tỉnh An Huy đã cùng ban hành Quy tắc thực hiện thị trường dịch vụ phụ trợ điều tần hệ thống điện An Huy (thí điểm) (Văn bản số 87 của Cục Quản lý Năng lượng Hoa Đông [2026]). Các quy tắc tiếp tục mở rộng sự tham gia của các nguồn linh hoạt, áp dụng phạm vi đấu thầu quãng đường điều tần 1–6 NDT/MW, và thiết lập cơ chế phân bổ chi phí theo đó người dùng thương mại và công nghiệp hiện chịu 90% chi phí dịch vụ phụ trợ điều tần áp dụng. Sau khi thị trường điện giao ngay An Huy chính thức ra mắt, khung điều tần sửa đổi tiếp tục mở rộng tiềm năng cho lưu trữ năng lượng và các nguồn linh hoạt khác kết hợp doanh thu từ thị trường giao ngay và dịch vụ phụ trợ.

Ngày 16 tháng 9, Sở Công nghiệp và Công nghệ thông tin tỉnh Liêu Ninh công bố Quy tắc vận hành thị trường điện Liêu Ninh (Phiên bản 5.0, dự thảo lấy ý kiến). Bản sửa đổi được chuẩn bị trên cơ sở các đợt thanh toán thử nghiệm liên tục của thị trường giao ngay Liêu Ninh và cập nhật các quy tắc Phiên bản 4.0 trước đó. Dự thảo tiếp tục phát triển khung thị trường khi Liêu Ninh tiến tới hệ thống thị trường giao ngay toàn diện hơn.

Ngày 17 tháng 9, Sở Giao dịch Điện lực Thượng Hải đã lưu hành dự thảo Quy tắc thực hiện thị trường dịch vụ phụ trợ điều tần hệ thống điện Thượng Hải (thí điểm) của Cục Quản lý Năng lượng Hoa Đông để lấy ý kiến công chúng. Thị trường đề xuất sẽ sử dụng quãng đường điều tần làm sản phẩm giao dịch theo cơ chế giá đơn, dựa trên hiệu suất, với phạm vi đấu thầu 3–15 NDT/MW và cấu trúc “đấu thầu ngày trước, thanh toán trong ngày, điều độ thời gian thực”. Các cơ sở lưu trữ năng lượng mới và các nguồn linh hoạt khác cũng đủ điều kiện tham gia theo các yêu cầu đề xuất. Đối với Thượng Hải, một lưới điện trung tâm phụ tải lớn, cơ chế này sẽ tạo thêm một kênh dựa trên thị trường để kiếm tiền từ tính linh hoạt ngắn hạn.

Ngày 17 tháng 9, Văn phòng Quản lý Năng lượng Sơn Tây báo cáo hành động xử phạt đối với 29 thành viên thị trường vì vi phạm đấu thầu phối hợp. Sử dụng nền tảng giám sát kỹ thuật số, cơ quan quản lý đã xác định tám vụ việc nghi ngờ đấu thầu phối hợp liên quan đến một người dùng bán buôn, sáu đơn vị bán lẻ điện và 22 nhà máy phát điện. Thông báo khắc phục đã được gửi đến tất cả 29 công ty, trong khi hai nhà máy phát điện tái phạm vi phạm tương tự đã chính thức bị điều tra để có thể xử phạt hành chính. Vụ việc cho thấy sự chuyển dịch sang giám sát hành vi giao dịch dựa trên dữ liệu thường xuyên hơn khi hoạt động thị trường giao ngay trưởng thành.

Ngày 18 tháng 9, Ủy ban Cải cách và Phát triển Quốc gia, Cục Quản lý Năng lượng Quốc gia và Cục Quản lý An toàn Mỏ Quốc gia đã cùng triển khai các biện pháp hỗ trợ sản xuất và cung ứng than an toàn, ổn định. Các khu vực sản xuất than và doanh nghiệp được chỉ đạo đẩy nhanh việc nối lại và bình thường hóa sản xuất trong khi duy trì tiêu chuẩn an toàn, tăng cường thực hiện hợp đồng than nhiệt trung và dài hạn, sử dụng hợp lý than nhập khẩu và thúc đẩy công suất sản xuất thay thế. Các biện pháp cải thiện triển vọng nguồn cung than, mặc dù phục hồi sản lượng thực tế sẽ mất thời gian, nghĩa là hỗ trợ chi phí từ giá than đối với phát điện nhiệt khó có thể biến mất ngay lập tức.