Para que China cumpla sus objetivos de doble carbono – alcanzar el máximo de emisiones antes de 2030 y lograr la neutralidad de carbono antes de 2060 – va a ser crucial establecer un mercado eléctrico nacional unificado.
Este artículo, primera parte de dos, analizará las características y el estado actual del comercio de electricidad en China. En la segunda parte, analizaremos las vías propuestas para establecer un mercado unificado de la electricidad.
La temperatura media mundial en julio fue de 17,23ºC, la más alta registrada en un mes y reflejo del calentamiento global y de El Niño. Las altas temperaturas han persistido en gran parte de China desde junio, provocando un aumento de la carga eléctrica y adelantando el pico anual de verano en el consumo de electricidad.
En la región de Pekín–Tianjin–Hebei, las altas temperaturas se adelantaron y elevaron la carga de la red más de un 30% en comparación con el mismo periodo del año pasado. Sichuan y Yunnan, los dos mayores generadores de energía hidroeléctrica de China e importantes bases para la «transmisión de energía de oeste a este», vieron caer la producción hidroeléctrica un 24,4% y un 43,1% respectivamente en mayo, a causa de las altas temperaturas y las condiciones de sequía. Todo ello recuerda inquietantemente la escasez de energía de 2021 y las restricciones de carga máxima de electricidad en Sichuan y Chongqing durante el verano de 2022.
¿Cómo garantiza China, con un tercio de la generación mundial de electricidad y la red eléctrica más compleja del mundo, un suministro eléctrico seguro? Aún más importante para la industria energética, responsable del 40% de las emisiones de carbono de China, es su papel clave en el camino hacia el pico del carbono. La transformación con bajas emisiones de carbono del sector será crucial para alcanzar los objetivos de doble carbono.
Sin embargo, el comercio y el desarrollo del mercado de la energía se enfrentan actualmente a una serie de obstáculos. Entre ellos figuran las barreras al comercio interprovincial de electricidad, la falta de elasticidad de los precios, que impide reaccionar a tiempo ante los rápidos cambios del mercado, y un apoyo inadecuado para permitir un desarrollo de alta calidad y una mayor utilización de las energías renovables. Una de las claves es mejorar la capacidad de asignación flexible, interprovincial e interregional de la electricidad. Además de depender de los canales de infraestructura de la red para suavizar los excedentes y la escasez interregionales, el mecanismo subyacente del mercado de la electricidad también es de vital importancia.
Evolución de las reformas del comercio de electricidad en China
El sector eléctrico chino ha experimentado una serie de reformas desde el inicio de la era de reforma y apertura en 1978. Desde los años ochenta, el sector ha pasado por varias etapas de reforma, pasando de un sistema de planificación y gestión verticalmente integradas a la introducción de la financiación común para el desarrollo, luego la separación del gobierno y las empresas, seguida de la corporatización. En 2002, el Consejo de Estado hizo pública su intención de «romper los monopolios, introducir la competencia, aumentar la eficiencia, reducir los costes y reforzar el mecanismo tarifario» en su Aviso sobre la publicación del Plan de Reforma del Sistema Eléctrico (conocido como documento nº 5). Sin embargo, esta reforma dejó algunos problemas sin resolver, como la falta de un mecanismo de comercio de electricidad y la incapacidad de utilizar plenamente los recursos energéticos renovables.
En 2015, China puso en marcha una nueva ronda de reformas – cuando el Consejo de Estado publicó sus Opiniones sobre la Profundización de la Reforma del Sistema Eléctrico (conocido como documento nº 9) – estimulando el ritmo de construcción del mercado de la electricidad, y del mercado al contado en particular. El comercio de electricidad en el mercado ha aumentado año tras año desde entonces, y el mercado se ha ido configurando gradualmente como un mercado en el que la electricidad se negocia principalmente a nivel provincial y que implica sobre todo acuerdos a medio y largo plazo entre generadores, usuarios y vendedores de electricidad.
En términos espaciales, desde la publicación del documento nº 9, el mercado eléctrico chino se ha construido en torno a las provincias como unidad básica. Las tarifas reformadas de transmisión y distribución, que se aplican en todo el país, también se están probando a nivel provincial, con dos tercios de las provincias probando ya las reformas eléctricas.
Según el análisis estadístico (véase el gráfico a continuación), el comercio de electricidad en el mercado nacional (incluido el comercio intraprovincial e interprovincial) aumentó año tras año entre 2017 y 2022, de 1.632 teravatios-hora (TWh) a 5.254 TWh, saltando del 25,9% al 60,8% como porcentaje del consumo total de electricidad de China.
El comercio intraprovincial representa actualmente más del 80 % de la electricidad comercializada en el mercado chino. El resto se comercia interprovincialmente, aumentando su cuota -con fluctuaciones- del 17,9% en 2017 al 19,7% en 2022. El volumen de electricidad comercializada en el mercado intraprovincial el año pasado ascendió a 4.218 TWh, frente a 1.036 TWh en el mercado interprovincial, siendo ambas cantidades tres veces superiores a las de 2017.
Mientras que el comercio de electricidad en el mercado intraprovincial e interprovincial continúa expandiéndose, se puede ver en una serie de documentos políticos publicados por el Gobierno el año pasado que «establecer un mercado nacional unificado de electricidad» se ha elevado ahora a estrategia nacional. Las expectativas para el futuro mercado eléctrico transprovincial e interregional son altas, especialmente si se tiene en cuenta la necesidad de promover una asignación óptima de los recursos y suavizar los excedentes y carencias interregionales.
A principios del año pasado, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (CNDR) y la Administración Nacional de Energía (ANE) publicaron las Opiniones Orientativas sobre la Aceleración de la Construcción de un Sistema Nacional de Mercado Eléctrico Unificado. En ellas se incluían propuestas para planificar y avanzar sistemáticamente en la construcción de un sistema nacional de mercado eléctrico unificado a varios niveles para 2030, partiendo de la base de que se mantendrán los mercados eléctricos existentes a nivel provincial.
Publicado en marzo del mismo año, el XIV Plan Quinquenal para un sistema energético moderno prevé incluir «el establecimiento de un mercado eléctrico nacional unificado» entre las reformas eléctricas clave del periodo del Plan Quinquenal.
En enero de este año, «el establecimiento de un mercado nacional unificado de la electricidad» encabezó la lista de trabajos de regulación energética para 2023 de la AEN. El documento también subrayaba la necesidad de elaborar planes y parámetros para desarrollar el mercado eléctrico, avanzar en el mecanismo de mercado eléctrico para el sur de China y acelerar la construcción de mercados eléctricos en el delta del río Yangtsé, la región de Pekín-Tianjin-Hebei y otros lugares.
El mercado al contado sigue creciendo con fuerza
En términos de plazos, el comercio de electricidad se compone actualmente de transacciones a medio y largo plazo (MLT), complementadas con operaciones al contado. Al ser un bien que se produce, distribuye y consume en tiempo real, y que no puede almacenarse en grandes cantidades, la electricidad tiene que ser controlada con precisión por las autoridades de despacho. El mercado mayorista de la electricidad, cuando se negocia como mercancía, suele dividirse en el mercado MLT y el mercado spot, según la duración del ciclo de negociación.
El mercado de electricidad MLT se refiere a la realización de transacciones de electricidad al por mayor plurianuales, anuales, trimestrales, mensuales, semanales y multidiarias mediante métodos de mercado como la negociación bilateral y la negociación centralizada. Dichas transacciones se realizan entre generadores, usuarios y vendedores de electricidad, así como otros agentes del mercado que cumplen las condiciones de acceso. El mercado al contado, por su parte, suele indicar transacciones que cubren periodos diarios e intradiarios, caracterizados por ciclos de negociación cortos y una gran volatilidad de precios. El año pasado, el 79% del total de la electricidad comercializada en China se negoció en el mercado MLT, con un total de 4.141 TWh.
Ahora las cosas están cambiando. China ha estado creando mercados spot más flexibles, interprovinciales e interregionales para complementar el mercado MLT, desde la operación de prueba del mercado spot en 2018. El ritmo de construcción de los mercados al contado se está acelerando.
El pasado noviembre, la AEN publicó las Reglas Básicas para los Mercados Eléctricos al Contado (borrador de consulta) y las Medidas Reguladoras para el Mercado Eléctrico al Contado (borrador de consulta), ampliando aún más los mercados al contado piloto a escala nacional y sentando las bases para la coherencia y la eficiencia en todo el mercado eléctrico. Mientras tanto, la construcción del mercado eléctrico del sur de China, empezando por Guangdong, ha desempeñado un papel pionero en el establecimiento de un mercado al contado unificado de electricidad a escala nacional. Los datos muestran que durante la operación de prueba del mercado spot interprovincial de electricidad (región operativa de State Grid) en 2022, el volumen acumulado de electricidad comercializada en todo el año fue de 27,8 TWh.
Patrón de comercio desigual
En la actualidad, las transacciones intraprovinciales representan la mayor parte del comercio en el mercado eléctrico chino. En todo el país, más del 80% de la electricidad comercializada en el mercado en los últimos cinco años se ha comercializado dentro de las provincias y menos del 20% entre provincias. E incluso en 2022, el comercio interprovincial al contado representó menos del 1% del total de la electricidad comercializada en el mercado. Los factores que subyacen al predominio del comercio intraprovincial sobre el interprovincial se reflejan en las tres facetas siguientes.
Las expectativas para el futuro mercado eléctrico transprovincial e interregional son altas, especialmente si se tiene en cuenta la necesidad de promover una asignación óptima de los recursos y suavizar los excedentes y carencias interregionales
El primero es la política. Teniendo en cuenta las diferentes formas en que la electricidad y la energía están estructuradas en las provincias y la dificultad de la reforma, fue el documento nº 9 el que sentó las bases en 2015 para que la reforma del mercado de la electricidad se impulsara a escala provincial, con las provincias facultadas para determinar las vías y los programas piloto para sus propios mercados internos de electricidad. El programa piloto de comercio al contado de electricidad, lanzado en 2019, se basa igualmente en las provincias. Este conjunto de políticas y prácticas, si bien ha permitido la maduración de los mercados de electricidad a escala provincial, también ha dado lugar a discrepancias entre sus respectivas reglas, normas y tarifas de transmisión y distribución, lo que dificulta la coordinación interprovincial.
El segundo es la transmisión interprovincial. Sigue siendo necesario optimizar y mejorar los canales de transmisión interprovinciales e interregionales. Por ejemplo, las restricciones eléctricas del año pasado en Sichuan pusieron de manifiesto el problema de que los canales que unen Sichuan con otras provincias son principalmente líneas unidireccionales de transmisión hacia el exterior. Aunque la capacidad de transmisión hacia el exterior de Sichuan era de unos 30 gigavatios (GW), durante la escasez sólo se dispuso de 6 GW de electricidad de apoyo en la otra dirección, lo que dificultó seriamente la coordinación del suministro eléctrico de emergencia entrante.
Otro ejemplo es la construcción de redes eléctricas interprovinciales e interregionales, caracterizadas por proyectos de ultra alta tensión (UHV), que lamentablemente van a la zaga del desarrollo del suministro eléctrico en las principales bases chinas de energía eólica y solar fotovoltaica, lo que restringe el pleno intercambio de energía entre provincias. El ciclo de aprobación y construcción de los canales de transmisión exterior de UHV es de unos tres años, mientras que la realización de un proyecto fotovoltaico solar centralizado de 10 GW puede llevar sólo uno o dos años. En el contexto de este desajuste entre la construcción de la red y la febril inversión en nuevas energías, urge reevaluar la demanda de nuevos canales de transmisión, recurriendo a mecanismos de mercado para dirigir la asignación óptima de recursos eléctricos entre provincias y regiones y mejorar los índices de utilización de los canales existentes.
La tercera faceta son las barreras entre provincias. Existen barreras objetivas que dificultan el comercio interprovincial, porque los intercambios interprovinciales e interregionales de electricidad implican muchas maniobras por parte de las provincias en cuestiones relacionadas con el desarrollo económico y la seguridad del suministro.
Un ejemplo es la disputa entre Yunnan como provincia transmisora de electricidad y Guangdong como provincia receptora. En 2015, más o menos cuando se publicó el documento nº 9 y cuando las condiciones de la oferta y la demanda nacionales aún eran relajadas, el descenso de la demanda de electricidad en Yunnan, combinado con el aumento de la generación de energía hidroeléctrica, hizo que la provincia transmitiera un 2% más de electricidad a Guangdong ese año, por encima del crecimiento del 1,4% del consumo eléctrico de Guangdong. Esto redujo las horas de utilización y los márgenes de beneficio de los generadores de energía térmica de Guangdong, lo que desencadenó disputas y desacuerdos entre ambas partes.
https://hosting56220us-96570.webempresa.site/opinion/2023/08/28/proteccionismo-frena-transicion-energetica-china/
Cuando las condiciones de la oferta y la demanda de electricidad se endurecían, durante 2021-2022, la presión añadida para garantizar el suministro eléctrico, en todo el país, dificultó la coordinación interprovincial. Durante este periodo, Yunnan redujo la transmisión de electricidad al exterior, en parte debido a la fuerte caída de la producción hidroeléctrica asociada a las condiciones de sequía y en parte porque Yunnan, al igual que otras provincias transmisoras de energía limpia, quería utilizar las bajas tarifas hidroeléctricas y el valor de la energía verde para atraer a la industria y cosechar los beneficios económicos. Por ejemplo, el traslado a Yunnan de la producción de alto consumo energético, tipificada por la industria del aluminio electrolítico, disparó el consumo de electricidad en la provincia y aumentó la presión para mantener el suministro local.
Como receptor de electricidad, Guangdong quería reducir su dependencia del exterior en momentos de escasez de suministro, para mitigar los riesgos de seguridad y estabilidad de la electricidad transferida y evitar estar sujeto a los caprichos de otras regiones. La proporción de electricidad de Guangdong suministrada desde fuera de la provincia cayó de alrededor del 30% en 2020 al 23% en 2022, junto con un descenso correspondiente en el volumen de electricidad recibida de China occidental, de 200,9 TWh a 177,2 TWh. Con su objetivo de 90 GW de nueva capacidad instalada en un plazo de tres años, declarado en mayo de 2023, la creciente demanda de electricidad de Guangdong en el futuro vendrá respaldada por la capacidad añadida localmente, al tiempo que se reducirá la necesidad de comprar electricidad externa en virtud de acuerdos a largo plazo.
Existen barreras objetivas que dificultan el comercio interprovincial, porque los intercambios interprovinciales e interregionales de electricidad implican muchas maniobras por parte de las provincias en cuestiones relacionadas con el desarrollo económico y la seguridad del suministro
Urge derribar las barreras interprovinciales
Aunque factores como los esfuerzos de desarrollo en competencia y las barreras interprovinciales plantean retos al comercio interprovincial e interregional de electricidad en su conjunto, se ha producido un notable aumento del comercio en el mercado y una clara demanda de adquisición en los mercados al contado interprovinciales. Esto refleja la fluctuación de los precios de la energía primaria, a nivel mundial, junto con la escasez estacional de suministro a nivel nacional. En 2022, se comercializaron 230,7 TWh de electricidad en las provincias y regiones del sur de China, lo que supone un descenso interanual del 1,4%, pero a la inversa se produjo un aumento del 13,4% en la energía comercializada en el mercado, que representó 76,2 TWh de ese total.
En los dos últimos años ha habido presiones para garantizar el suministro eléctrico durante los picos de carga del verano y el invierno. El comercio interprovincial al contado, que tiene la ventaja de su amplio alcance y ciclos cortos, puede ser un medio basado en el mercado para orientar la asignación oportuna del excedente de energía hacia las regiones donde el suministro es escaso. Esto incentiva la generación punta de las empresas eléctricas en función de las necesidades de suministro y demanda de electricidad de su provincia, mejorando así el suministro de energía y la capacidad de equilibrio de toda la red.
En el mercado al contado de Shanxi, por ejemplo, el precio al contado alcanzó el tope de 1,5 yuanes/kWh durante las horas punta de la tarde -cuando la oferta es escasa- de julio y agosto de 2021. Esto incentivó plenamente a los generadores a suministrar para los picos de demanda, garantizando un suministro fiable de energía dentro de la provincia y la transmisión interprovincial hacia el exterior.
Mejorar la capacidad de toda la red para garantizar el suministro de energía, mediante mercados al contado interprovinciales e interregionales, y utilizar los medios del mercado para dirigir la electricidad de las zonas con excedentes a las zonas donde el equilibrio es escaso, es de gran importancia en el entorno actual de la oferta y la demanda de electricidad.
Nota: El artículo fue publicado originalmente en inglés en China Dialogue. La reproducción del mismo en español se realiza con la debida autorización. Link al artículo original:https://chinadialogue.net/en/energy/the-current-state-of-chinas-electricity-market/
Director del Programa de Energía Limpia de la Fundación de la Energía de China. Con el objetivo de acelerar la transición del sector energético chino hacia un futuro limpio y neutro en carbono, es responsable de desarrollar y aplicar la estrategia del programa y de supervisar las subvenciones y la ejecución de los proyectos para alcanzar los objetivos del programa. Cuenta con más de 20 años de experiencia académica y empresarial en el sector de la energía y los servicios públicos, dedicándose a las áreas de los mercados eléctricos, la construcción de redes inteligentes y la transformación digital para las empresas energéticas y eléctricas chinas. Ocupó cargos directivos en empresas multinacionales de consultoría, empresas energéticas locales y empresas de alta tecnología con una rica experiencia profesional transfronteriza.
Es responsable del Programa de Energía Limpia de la Fundación de la Energía de China. Ayuda al Director del Programa a identificar estrategias y gestionar una cartera de subvenciones para alcanzar los objetivos del programa. Antes de incorporarse a la Fundación, trabajó durante años en la oficina de Nueva York de la Organización Mundial para el Desarrollo y la Cooperación en la Interconexión Energética y en la empresa de suministro eléctrico de Shandong, State Grid Corporation of China.
Consultor del Programa de Energía Limpia de la Fundación de la Energía de China. Su trabajo se centra en campos relacionados con la transición del sistema energético chino, la construcción del mercado eléctrico, el desarrollo de nuevas energías y la reducción del carbono.
