[SMM Analysis] Harga Penyelesaian Tenaga Surya Tiongkok Berbeda pada Semester I 2026 karena Waktu dan Musiman Membentuk Ulang Pendapatan

Pembangkit tenaga surya Tiongkok menghadapi hasil penyelesaian yang semakin terdiferensiasi pada paruh pertama 2026. Untuk unit surya pasar spot, Shandong mencatat harga penyelesaian rata-rata $12,01/MWh (81,12 yuan/MWh), sementara Shanxi rata-rata $16,82/MWh (113,59 yuan/MWh). Tekanan pada pendapatan unit membuat efisiensi pembangkit, cakupan kontrak, dan eksekusi perdagangan menjadi lebih penting bagi kinerja proyek.

Musiman juga memengaruhi pendapatan. Harga penyelesaian surya Sichuan rata-rata $45,03/MWh (304,04 yuan/MWh) untuk paruh pertama, tetapi turun menjadi sekitar $18,22/MWh (123 yuan/MWh) pada bulan Juni. Oleh karena itu, rata-rata setengah tahunan menutupi perubahan tajam dalam lingkungan pendapatan bulanan.

Di 21 pasar regional, distribusi harga sangat berjenjang. Shandong, Xinjiang, Shaanxi, Gansu, dan Shanxi berada di ujung bawah, sementara sebagian wilayah Tiongkok tengah, timur, dan barat daya menetap pada tingkat yang jauh lebih tinggi. Selisih ini meningkatkan eksposur proyek terhadap keseimbangan pasokan-permintaan regional, waktu pembangkitan, dan eksekusi perdagangan.

Harga surya pasar spot Shandong dan Shanxi tetap di bawah 0,12 yuan/kWh

Shandong menyelesaikan 16,929 TWh pembangkitan surya pasar spot dengan rata-rata $12,01/MWh (81,12 yuan/MWh) pada Januari-Juni 2026. Shanxi menyelesaikan 18,626 TWh pada $16,82/MWh (113,59 yuan/MWh). Selisihnya adalah $4,81/MWh (32,47 yuan/MWh), setara dengan sekitar 0,0325 yuan/kWh.

Perubahan kecil pada harga satuan dapat memengaruhi proyek secara material dengan pangsa penjualan berbasis pasar yang tinggi. Untuk setiap 100 GWh pembangkitan yang diselesaikan, perubahan 0,01 yuan/kWh mengubah pendapatan penyelesaian sebesar 1 juta yuan. Perhitungan ini menyoroti sensitivitas pendapatan proyek terhadap pergerakan harga kecil.

Pembangkitan surya terkonsentrasi pada siang hari. Ketika output surya tengah hari tumbuh lebih cepat daripada permintaan dan fleksibilitas sistem, pasokan tambahan dapat menekan harga selama jam produksi surya. Oleh karena itu, pertumbuhan kapasitas terpasang dan pembangkitan tidak selalu meningkatkan pendapatan per unit listrik.

SMM percaya pembangkit yang beroperasi di pasar harga rendah memerlukan koordinasi yang lebih erat antara peramalan output, penawaran pasar, dan cakupan kontrak. Anggaran tahunan harus memperhitungkan pangsa pembangkitan yang terpapar jam harga rendah dan dampak penyelesaian ketidakseimbangan, selain volume pembangkitan yang diharapkan.

Kesenjangan penyelesaian angin-surya sangat berbeda di seluruh pasar regional

Harga penyelesaian angin rata-rata Shandong adalah $38,44/MWh (259,52 yuan/MWh), melebihi surya sebesar $26,42/MWh (178,40 yuan/MWh). Angin Shanxi rata-rata $38,95/MWh (263,01 yuan/MWh), $22,13/MWh (149,42 yuan/MWh) di atas surya. Kesenjangan ini menunjukkan mengapa harga rata-rata seluruh pasar saja tidak dapat menggambarkan pendapatan pembangkitan energi terbarukan.

Jilin menunjukkan hasil sebaliknya. Surya rata-rata $44,44/MWh (300,05 yuan/MWh), dibandingkan dengan $28,32/MWh (191,23 yuan/MWh) untuk angin. Di Heilongjiang, angin dan surya hampir sejajar masing-masing pada $28,39/MWh (191,71 yuan/MWh) dan $28,20/MWh (190,40 yuan/MWh).

Setiap perbandingan dilakukan dalam pasar regional yang sama. Perbedaan profil pembangkitan dan posisi kontrak memengaruhi hasil penyelesaian, dan angin tidak selalu menetap di atas surya di setiap pasar.

Salah satu ukuran berguna dari nilai waktu harian adalah harga tangkapan surya: harga spot yang dibobot oleh pembangkitan surya di setiap interval penyelesaian. Ini mengukur seberapa dekat output surya aktual selaras dengan kurva harga. Kontrak jangka panjang dan penyelesaian ketidakseimbangan kemudian harus dipertimbangkan untuk menjelaskan hasil penyelesaian akhir.

Jika harga tertinggi terjadi pada malam hari, ketika output surya konvensional terbatas, harga tersebut tidak secara otomatis diterjemahkan menjadi pendapatan surya yang lebih tinggi. Meningkatkan keselarasan antara output aktual dan pengaturan penjualan yang dapat dieksekusi lebih penting daripada menunggu harga rata-rata seluruh pasar naik.

Penurunan musim hujan Sichuan mengungkap keterbatasan rata-rata setengah tahunan

Sichuan mencatat 9,804 TWh pembangkitan surya pada paruh pertama, dengan harga penyelesaian rata-rata $45,03/MWh (304,04 yuan/MWh). Kurva bulanan tetap relatif tinggi dari Januari hingga April, kemudian menurun secara nyata pada Mei dan turun lebih jauh pada Juni. Transisi ke musim hujan menggeser pusat harga lebih rendah dan mengungkap tekanan operasi yang tidak ditangkap oleh rata-rata setengah tahunan.

Selama periode yang sama, harga penyelesaian hidro Sichuan turun dari $57,68/MWh (389,46 yuan/MWh) pada Januari menjadi $23,88/MWh (161,25 yuan/MWh) pada Juni. Pembangkitan hidro mencapai 23,293 TWh pada Juni, mencakup sekitar 78,5% dari total pembangkitan provinsi sebesar 29,679 TWh. Kenaikan output hidro bertepatan dengan harga surya yang lebih rendah, menyoroti efek perubahan pasokan musiman pada pasar listrik.

Oleh karena itu, proyek surya di wilayah yang didominasi hidro harus memasukkan kondisi aliran masuk dan transisi antara musim kering dan basah ke dalam rencana operasi mereka. Bulan-bulan harga tinggi dapat mendukung rata-rata setengah tahunan yang kuat tanpa menjamin kondisi penjualan yang sebanding di sisa periode.

Perusahaan dapat menggunakan skenario harga musim kering dan musim basah yang terpisah dalam anggaran bulanan dan menilai arus kas bersama dengan posisi kontrak mereka. Ini memberikan pandangan yang lebih berguna tentang risiko pendapatan musiman daripada asumsi harga tahunan tunggal.

Optimalisasi perdagangan dan surya-plus-penyimpanan memerlukan pemodelan tingkat proyek

Harga penyelesaian surya yang lebih rendah meningkatkan insentif untuk mengoptimalkan strategi penjualan. Proyek skala utilitas perlu mengoordinasikan kontrak jangka menengah dan panjang, peramalan output, dan partisipasi pasar spot. Proyek surya terdistribusi komersial dan industri juga harus mempertimbangkan beban pelanggan siang hari, rasio konsumsi sendiri, dan kinerja kontrak pembelian listrik.

Penyimpanan dapat menggeser waktu penjualan listrik, tetapi nilainya bergantung pada selisih harga pengisian-pengosongan yang dapat dieksekusi. Perbedaan antara harga penyelesaian angin dan surya rata-rata bukanlah margin arbitrase penyimpanan.

Model proyek harus mencakup efisiensi bolak-balik, siklus yang tersedia, degradasi, biaya modal dan operasi, serta pendapatan yang hilang dari listrik surya yang digunakan untuk pengisian. Surya-plus-penyimpanan menciptakan nilai ekonomi yang tahan lama hanya ketika pendapatan tambahan menutupi biaya tambahan ini.

Di pasar yang bergejolak, pengembang harus membandingkan penyimpanan, perubahan kontrak, dan konsumsi di lokasi yang lebih tinggi dalam kerangka evaluasi yang sama. Opsi terbaik akan bergantung pada profil beban aktual proyek, kondisi koneksi jaringan, dan produk pasar yang memenuhi syarat.

Waktu output dan kondisi musiman akan tetap menjadi kunci pada H2 2026

SMM percaya hasil paruh pertama menunjukkan bahwa operasi surya bergeser dari manajemen volume saja menuju manajemen volume dan harga yang terkoordinasi. Pangsa pembangkitan yang terpapar jam harga rendah, eksekusi kontrak, dan arus kas bulanan harus menjadi metrik operasi standar.

Dalam jangka pendek, permintaan musiman, aliran masuk hidro, dan output energi terbarukan akan terus membentuk kurva harga regional. Dalam jangka menengah, sumber daya fleksibilitas baru, kondisi perdagangan antarprovinsi, dan pertumbuhan permintaan listrik akan memengaruhi keseimbangan pasokan-permintaan tengah hari dan nilai pasar pembangkitan surya.

Proyek baru harus menguji beberapa skenario harga dan offtake selama studi kelayakan. Proyek yang ada harus menyesuaikan strategi perdagangan dan operasi menggunakan hasil penyelesaian aktual. Kemampuan penjualan waktu harian yang lebih kuat, dikombinasikan dengan operasi pembangkit yang efisien, dapat membantu menstabilkan kinerja melalui volatilitas harga.