¡Límite de márgenes mayorista-minorista! ¡"Inversión de precios" dual normalizada! ¿Se puede seguir vendiendo electricidad en 2026?

(Origen: North Star Power Market Network)

Para 2026, la reforma del mercado eléctrico en China ha entrado en una fase de aguas profundas. Desde la publicación del documento No. 9 en septiembre de 2015, la liberalización del lado de la venta de electricidad ha dado lugar a miles de empresas de suministro eléctrico. En las primeras etapas de la reforma, confiando en los beneficios políticos y en una simple estrategia de “comprar barato y vender caro”, muchas empresas de venta de electricidad lograron obtener beneficios con facilidad. Sin embargo, a medida que la construcción de un sistema unificado de mercado eléctrico a nivel nacional se acelera, especialmente con la operación formal del mercado de contado de electricidad en varias provincias o con liquidaciones continuas de ciclos largos, el entorno de supervivencia de la industria de venta de electricidad ha cambiado drásticamente.

(Origen: North Star Power Market Network Autor: Jiang Jiang)

Desde el año pasado, muchas regiones han implementado políticas que limitan la diferencia entre precios de compra y venta al por mayor y al por menor, y bajo mecanismos complejos de transmisión de costos, se han producido con frecuencia fenómenos de “inversión de precios” entre compra y venta en varias localidades. Además, en algunos meses, ciertas provincias han visto que los precios de compra de energía en la red por parte de los agentes de compra son inferiores a los precios mayoristas y minoristas de las empresas de venta de electricidad. Las empresas de venta enfrentan una crisis de supervivencia sin precedentes: la situación de “múltiples partes presionando” se ha convertido en la norma, y el modelo comercial tradicional de obtener beneficios mediante la diferencia entre compra y venta está llegando a su fin. En el contexto de 2026, ante reglas de transacción cada vez más complejas y márgenes de beneficio en constante reducción, ¿qué pueden hacer las empresas de venta de electricidad? ¿Y dónde están las salidas futuras?

Limitaciones en la diferencia de precios entre compra y venta y la normalización de la “inversión de precios” doble

Para explorar el futuro de las empresas de venta de electricidad, primero hay que entender las tres grandes dificultades que enfrenta la industria actualmente: en primer lugar, las restricciones políticas sobre la diferencia de precios entre compra y venta; en segundo lugar, la frecuente inversión de precios en el mercado de contado; y en tercer lugar, la presión de los precios de compra en la red por parte de algunos gobiernos provinciales sobre los precios del mercado.

1. Fortalecimiento de la regulación: restricciones a la diferencia de precios entre compra y venta

En los últimos años, muchas autoridades regulatorias en varias regiones han establecido en las reglas de transacción del mercado eléctrico o en los planes anuales de comercio límites claros a la diferencia de precios entre compra y venta. Algunas provincias han establecido límites máximos para las tarifas de servicio de venta, o han requerido que en los contratos estándar se especifique claramente el porcentaje de diferencia de precios.

La lógica de estas políticas es clara. La electricidad, como energía básica, afecta directamente los costos de producción de muchas empresas industriales y comerciales. Durante un tiempo, algunas empresas de venta aprovecharon la asimetría de información o lagunas en las reglas iniciales del mercado para retener los beneficios de reducción de precios que deberían haberse transmitido a la economía real, obteniendo beneficios excesivos. Limitar la diferencia de precios entre compra y venta busca regular el orden del mercado, prevenir la especulación excesiva de capital, y garantizar que los beneficios de la reforma del mercado eléctrico realmente lleguen a los usuarios finales, reduciendo los costos energéticos de toda la sociedad.

Pero para las empresas de venta, esto significa que el “techo” de beneficios está bloqueado. Mientras se regula estrictamente el límite superior de beneficios, la volatilidad del mercado mayorista, especialmente tras la publicación del documento No. 136, que por primera vez permite que el precio mínimo del mercado de contado sea negativo, no cuenta con un “suelo” que limite las caídas y proteja contra riesgos.

Además, muchas regiones han comenzado a divulgar información relacionada con la transmisión de precios entre compra y venta en el mercado minorista, incluyendo rankings del precio medio de liquidación minorista de alto a bajo, y diferencias de liquidación mayorista-minorista de mayor a menor. Operaciones de “listas rojas y negras” que transparentan los beneficios, exponiendo completamente las estructuras de ingreso que antes eran ocultas, y poniendo en evidencia a las partes involucradas y a los reguladores, reducen aún más el espacio para que las empresas de venta obtengan beneficios mediante información asimétrica.

2. Control de costos: inversión de precios entre compra y venta en múltiples regiones

Si limitar la diferencia de precios entre compra y venta corta las posibilidades de obtener beneficios excesivos, la “inversión de precios” entre compra y venta representa una amenaza directa a la supervivencia de las empresas. La inversión de precios ocurre cuando el costo total de adquisición en el mercado mayorista por parte de la empresa de venta es superior al precio acordado con el cliente final en el contrato minorista, lo que significa que cuanto más venden, más pierden.

En el entorno de mercado de 2026, ya en enero, en las regiones de Anhui, Guangxi, Guizhou y Xinjiang, se han presentado fenómenos de inversión de precios. La causa de esta inversión ya no se limita a la simple fluctuación del precio de la energía, sino que resulta de la acumulación de múltiples factores complejos.

El factor más importante es la firma de contratos a largo plazo con precios extremadamente bajos en 2026, denominados “contratos suicidas”. Por ejemplo, en Guangdong, el precio medio de transacción anual fue de 372.14 céntimos por kWh, alcanzando el límite inferior en los contratos a largo plazo, pero en el mercado minorista, existen diversas formas de sortear ese límite, y el precio mínimo ya se ha roto.

Por un lado, contratos a largo plazo con costos elevados; por otro, contratos minoristas con precios bajos y fijos, en una estructura altamente desigual que se convierte en la chispa que puede detonar pérdidas catastróficas.

3. Presión de los precios de compra en la red

Además de la inversión de precios, las empresas de venta enfrentan otra presión mortal en la dimensión de precios: en varias provincias, se han registrado fenómenos en los que los precios de compra en la red por parte de los agentes de compra son inferiores a los precios de mercado en las transacciones mayoristas y minoristas.

Según el diseño original de la política, los precios de compra en la red deberían reflejar plenamente la oferta y demanda del mercado, y en teoría, deberían ser ligeramente superiores al nivel medio del mercado para actuar como señales de precios que incentiven a los usuarios industriales y comerciales a participar activamente en el mercado eléctrico. Sin embargo, en la práctica, debido a la demora en el cálculo de estos precios y a que en algunos lugares la cartera de energía comprada por la red incluye una gran proporción de generación prioritaria a bajos precios, en ciertos meses, el costo total de energía comprada por la red resulta ser inferior al costo real de adquisición en el mercado mayorista por parte de las empresas de venta.

Este fenómeno fue especialmente evidente a principios de 2026, causando un impacto devastador en las empresas de venta. Los usuarios finales industriales y comerciales son extremadamente sensibles a los precios, y si descubren que participar en compras de mercado les resulta más caro que simplemente seguir comprando en la red, su tendencia será a la cautela, cancelar contratos o incluso retirarse del mercado.

Para mantener a los clientes y conservar cuota de mercado, las empresas de venta se ven forzadas a reducir precios, e incluso algunas han incluido en sus contratos cláusulas de “precio no superior al de la compra en red en el mismo período”. Se reporta que algunas empresas han lanzado campañas con el lema de que su precio de firma será siempre 2 céntimos por debajo del precio de compra en red. Esto, en un escenario de costos mayoristas elevados, obliga a las empresas de venta a ajustar sus precios minoristas en un mercado que no es completamente liberalizado, ampliando aún más su exposición a pérdidas, y transformando su negocio en una especie de “subsidio cruzado” a los usuarios con fondos propios.

Características centrales del mercado eléctrico en 2026 y nuevas variables

Para responder a la pregunta “¿qué pueden hacer las empresas de venta de electricidad?”, es imprescindible comprender en profundidad las tendencias y la lógica subyacente del mercado eléctrico chino en 2026 y en el futuro.

1. Integración profunda del mercado de energía verde, certificados verdes y mercado de carbono

Con el avance de la gobernanza climática global, especialmente con la implementación sustantiva de mecanismos internacionales como el CBAM de la UE, la demanda de energía verde por parte de empresas exportadoras y multinacionales con requisitos de reducción de emisiones en sus cadenas de suministro está creciendo exponencialmente. Para 2026, la negociación de energía verde y certificados verdes se ha convertido en una parte esencial del mercado eléctrico. Al mismo tiempo, la cobertura del mercado nacional de derechos de emisión de carbono continúa ampliándose. Los mercados de energía, certificados verdes y derechos de emisión de carbono están generando efectos de interacción complejos. Para las empresas de venta, esto no solo implica mayores costos, sino también nuevas oportunidades de negocio.

2. La demanda extrema de flexibilidad en los nuevos sistemas eléctricos

Con la entrada masiva de energías renovables, como eólica y fotovoltaica, que dependen en gran medida de las condiciones climáticas, mantener el equilibrio en tiempo real del sistema eléctrico presenta desafíos sin precedentes. La necesidad de recursos flexibles de regulación alcanza niveles máximos. En el lado de la oferta, la transformación de la flexibilidad en las plantas de carbón y las centrales de bombeo es clave; en el lado de la demanda, los mercados de plantas virtuales, respuesta de la demanda y almacenamiento en el lado del usuario están formando un ciclo cerrado. Las reglas del mercado en 2026 fomentan y guían la participación de recursos del lado de la demanda en la regulación del sistema a través de mecanismos de mercado, permitiendo que estos obtengan beneficios económicos.

3. Estandarización y coordinación de paquetes minoristas

Para mitigar riesgos de mercado, las autoridades regulatorias están promoviendo la transición del modelo de “precio fijo” a un “mecanismo de coordinación”. Cada vez más provincias están adoptando modelos de contratos minoristas que incluyen cláusulas de ajuste con precios de contado. Esto significa que las tarifas minoristas ya no serán fijas, sino que variarán en función de las señales de precios del mercado mayorista. Esto no solo orienta el comportamiento de consumo de los usuarios, sino que también permite a las empresas de venta trasladar de manera razonable parte del riesgo del sistema a los consumidores.

Camino hacia la transformación: el mapa de la reconversión de las empresas de venta en 2026

Bajo la presión combinada de “limitaciones en la diferencia de precios”, “inversión de precios en contado y mercado mayorista” y “inversión en compra en red por agentes”, las tradicionales empresas de venta de electricidad tipo “revendedor” están destinadas a ser eliminadas del mercado. En 2026, las empresas de venta deben completar una transformación radical, pasando de “ganar con la diferencia entre compra y venta” a “ganar con tecnología y servicios”. A continuación, algunas rutas y enfoques viables para su reconversión y desarrollo.

1. Transformarse en comercializadores tecnológicos: establecer sistemas de gestión de riesgos y análisis cuantitativos de vanguardia

Lógica central: dado que las diferencias de precios están restringidas y los riesgos se amplifican, la clave de la rentabilidad futura residirá en predicciones precisas del mercado y en una gestión de riesgos estricta.

Mejorar la capacidad predictiva: esto incluye monitorear en profundidad la economía macro, datos meteorológicos (especialmente eventos extremos de frío y calor), precios de combustibles y el estado de operación de la red, para lograr predicciones de alta precisión de los precios de liquidación del mercado mayorista. Además, es fundamental modelar con precisión las curvas de carga de los clientes que representan, para prever su comportamiento eléctrico.

Optimizar la cartera de operaciones: dominar diferentes instrumentos de contratación a medio y largo plazo (anual, mensual, decenal) y productos del mercado spot. En regiones piloto donde se permite la negociación de derivados financieros de electricidad, se deben utilizar activamente instrumentos como contratos por diferencia (CfD) para cubrir riesgos de precios.

Construir modelos de gestión de riesgos: establecer límites estrictos de exposición, niveles de stop-loss y objetivos de beneficios. Antes de firmar cada contrato minorista, realizar pruebas de estrés con modelos de gestión de riesgos, y rechazar contratos “tóxicos” cuya rentabilidad prevista no pueda cubrir los riesgos.

2. Transformarse en agregadores de carga (plantas virtuales): aprovechar el valor de la flexibilidad de la demanda

Lógica central: en un sistema eléctrico nuevo, “el uso de electricidad no producida” tiene más valor que “la generación de electricidad”. Las empresas de venta, por su proximidad a los usuarios, están en la mejor posición para organizar cargas dispersas a gran escala.

Para 2026, las plantas virtuales ya no son solo un concepto, sino que están en operación real. Las empresas de venta deben solicitar activamente convertirse en agregadores de carga, agrupando cargas ajustables (como aire acondicionado central, almacenes frigoríficos, líneas de producción industrial), energías renovables distribuidas, almacenamiento en el lado del usuario y estaciones de carga de vehículos eléctricos.

Participar en mercados de servicios auxiliares: controlando cargas en picos de demanda o incrementándolas en valles, para participar en servicios de regulación de frecuencia y de reserva, obteniendo compensaciones sustanciales.

Aprovechar arbitrajes en mercado spot: usando señales de precios, en momentos de precios muy bajos o negativos, incentivar la carga de almacenamiento o aumentar la producción; en momentos de precios altos, reducir cargas o descargar almacenamiento. Al modificar la curva de consumo, reducir significativamente los costos y, en algunos casos, obtener beneficios inversos. Las empresas de venta pueden compartir estos beneficios con los usuarios, fortaleciendo la fidelidad del cliente.

3. Transformarse en proveedores integrados de servicios energéticos y gestión de activos de carbono: ofrecer soluciones verdes integrales

Lógica central: las demandas de las empresas industriales y comerciales están evolucionando de simplemente “comprar electricidad barata” a “gestionar de forma segura, verde y baja en carbono su consumo energético”.

Ante las restricciones en la diferencia de precios, las empresas de venta deben ampliar su cadena de servicios para encontrar nuevas fuentes de beneficios.

Facilitación de comercio de energía verde y certificados verdes: usando su experiencia, ayudar a empresas con necesidades de energía verde (especialmente exportadoras y multinacionales) a localizar fuentes de energía verde adecuadas, diseñar estrategias óptimas de compra de certificados verdes, y cumplir con requisitos ESG y huella de carbono.

Servicios de gestión de emisiones de carbono: ofrecer auditorías de carbono, cálculos de huella, y asistir a las empresas en participar en el mercado nacional de carbono, incluyendo planificación de cumplimiento de cuotas y gestión de activos.

Microredes y transformación energética integral: brindar servicios de inversión, construcción y operación en eficiencia energética, fotovoltaica distribuida y almacenamiento para grandes consumidores, mediante contratos de gestión energética (EMC). Compartir los beneficios de ahorro energético logrados.

4. Implementar operaciones de usuario refinadas: reestructurar los contratos minoristas

Lógica central: romper con el modelo de “precio único” para todos los usuarios, logrando una distribución de riesgos y beneficios compartidos.

Frente a un mercado complejo y variable, las empresas de venta no pueden seguir asumiendo todos los riesgos de volatilidad por sí mismas. Es necesario diseñar paquetes de servicios detallados que transmitan riesgos de forma razonable a los usuarios, incentivándolos a optimizar su comportamiento.

Promover paquetes vinculados a precios de contado: abandonar contratos con precios fijos garantizados. Diseñar paquetes con diferentes proporciones de precios vinculados al mercado spot, según las características y capacidad de riesgo de cada usuario. Por ejemplo, para usuarios industriales con capacidad de regulación, ofrecer paquetes con precios que fluctúan significativamente con el mercado spot, incentivando la gestión activa de picos y valles; para usuarios con aversión al riesgo, cobrar tarifas fijas más altas para cubrir los costos de riesgo.

Realizar perfiles precisos de los usuarios: no todos son clientes de alta calidad. La gestión debe clasificar y gestionar a los usuarios según su solvencia crediticia, estabilidad de carga, escala y potencial de regulación. Rechazar decididamente a los clientes de baja calidad, como aquellos con curvas de carga muy dispares (solo en picos) y que no participan en ninguna regulación, o que solo buscan aprovechar precios bajos sin intención de colaborar, y enfocar recursos en clientes de alta calidad con potencial de beneficio mutuo.

Conclusión

Las restricciones en la diferencia de precios entre compra y venta y la normalización de la inversión de precios en contado y mercado mayorista no representan un retroceso en la reforma del mercado eléctrico, sino una fase de dolor en la maduración del mercado y en la perfección de las reglas. Anuncian con crudeza el fin de la era de “crecimiento salvaje” y “ganancias fáciles en la diferencia”.

En 2026 y en los años venideros, la complejidad del mercado eléctrico solo aumentará, no disminuirá. Para las empresas de venta, esto significa una competencia brutal y una oportunidad de transformación radical. El mercado futuro ya no requerirá solo “revendedores”, sino que demandará proveedores de energía integrados, con sólidas capacidades de análisis de datos, dominio de estrategias financieras y de gestión de riesgos, y capacidad para integrar recursos físicos y digitales.

¿Pueden las empresas de venta seguir en marcha? La respuesta es afirmativa, y el potencial es enorme.

Pero para ello, las empresas deben afrontar la realidad, abandonar las fantasías de beneficios excesivos pasados, y transformarse con firmeza en organizaciones especializadas, tecnológicas y orientadas al servicio. Quien logre liderar esta metamorfosis, podrá consolidarse en el vasto océano de un sistema eléctrico de trillones de yuanes en el futuro.