Formula Penetapan Harga Terpadu Menghubungkan Harga Energi Ritel dengan Pasar Grosir
Berdasarkan Pedoman tersebut, komponen energi dari semua paket listrik ritel Jiangsu pada tahun 2027 akan mengikuti formula terpadu:
Harga energi paket ritel = Harga pasar grosir + Penyesuaian harga yang dinegosiasikan + Kₐₗₗₒc × Harga alokasi biaya bulanan
Harga pasar grosir mencerminkan volume dan harga pengadaan time-of-use keseluruhan pengecer listrik di pasar jangka menengah-panjang, day-ahead, dan real-time, dan dipublikasikan setiap bulan. Penyesuaian harga yang dinegosiasikan disepakati antara pengecer dan pelanggan ritel. Kₐₗₗₒc menentukan proporsi biaya alokasi bulanan yang relevan yang dibebankan kepada pelanggan.
Dibandingkan dengan model hibrida 2026 yang menggabungkan volume listrik harga tetap dan terkait pasar, formula baru ini menghapus parameter seperti pangsa listrik harga tetap dan pangsa listrik terkait harga spot. Semua volume listrik akan diselesaikan berdasarkan harga pasar grosir ditambah penyesuaian yang dinegosiasikan, dengan tunduk pada komponen alokasi biaya yang berlaku. Pengecer masih dapat menurunkan biaya pengadaan melalui kemampuan perdagangan mereka, tetapi tidak lagi dapat mengambil posisi pada selisih antara harga ritel tetap dan pergerakan pasar grosir.
Struktur Puncak–Lembah Tetap Berlaku, dengan Harga Dasar Time-of-Use Juga Berasal dari Pasar Grosir
Pada tahun 2027, Jiangsu akan terus mengizinkan pelanggan dan pengecer untuk memilih paket time-of-use atau non-time-of-use dan menyepakati penyesuaian harga yang berbeda untuk periode yang berbeda. Struktur harga puncak, datar, dan lembah akan tetap berlaku seiring dengan penghapusan bertahap harga tetap.
Perubahannya adalah harga dasar untuk setiap periode dalam paket time-of-use juga akan berasal dari pasar grosir. Penetapan harga akan semakin mengikuti “harga grosir bulanan untuk periode yang relevan ditambah penyesuaian yang dinegosiasikan terkait,” daripada tiga harga absolut puncak, datar, dan lembah yang dikunci sebelum pengiriman.
Sampai Jiangsu secara resmi menerbitkan pemberitahuan tentang pengaturan perdagangan listrik untuk tahun 2027, parameter seperti rasio penyesuaian harga time-of-use, ambang peringatan, dan pengganda batas harga akan mengacu pada tingkat tahun 2026. Parameter tersebut dapat disesuaikan kemudian sebagai respons terhadap perubahan kebijakan dan kondisi pasar.
Pedoman tersebut juga mempertahankan mekanisme batas atas untuk komponen energi. Eksposur harga pelanggan oleh karena itu tunduk pada batas tertentu, tetapi batas atas berfungsi sebagai penyangga risiko daripada kembali ke penetapan harga tetap. Pelanggan tetap perlu menilai bagaimana harga grosir, biaya alokasi, dan profil konsumsi mereka sendiri secara bersama-sama memengaruhi harga penyelesaian bulanan rata-rata mereka.
Jiangsu Merupakan Bagian dari Pergeseran yang Lebih Luas: 11 Provinsi dan Munisipalitas Telah Memajukan Perubahan Tarif Time-of-Use Tetap
Penyesuaian Jiangsu bukanlah perkembangan yang terisolasi. Tinjauan atas informasi yang tersedia untuk publik menunjukkan bahwa 11 provinsi dan munisipalitas telah menerbitkan pemberitahuan yang menetapkan bahwa pelanggan yang berpartisipasi dalam pasar listrik tidak lagi tunduk pada tarif time-of-use tetap yang ditetapkan pemerintah. Sembilan telah menerapkan perubahan tersebut, sementara pengaturan di Jiangsu dan Shanxi sebelumnya masih dalam proses.
Sembilan yurisdiksi yang telah menerapkan penghapusan tersebut adalah:
Guizhou, Hebei—terutama wilayah jaringan Hebei selatan—Hubei, Shaanxi, Jilin, Yunnan, Chongqing, Liaoning, dan Henan.
Pendekatan implementasi berbeda-beda. Hubei, Chongqing, wilayah jaringan Hebei selatan, Shaanxi, dan Jilin telah menetapkan bahwa, untuk entitas yang berpartisipasi langsung dalam perdagangan listrik jangka menengah-panjang, periode tarif dan tingkat harga tidak lagi ditetapkan secara administratif. Harga time-of-use akan ditentukan oleh pasar.
Henan, Guizhou, dan Yunnan telah menetapkan dalam penyesuaian terbaru mereka terhadap tarif time-of-use komersial dan industri bahwa pelanggan yang berpartisipasi di pasar tidak lagi tunduk pada tarif time-of-use tetap. Jiangsu meneruskan harga pasar grosir dengan merevisi formula paket ritel. Pendekatan bertahapnya mempertahankan tarif time-of-use yang ditetapkan secara administratif sebagai cadangan sambil secara bertahap meningkatkan pangsa listrik yang tunduk pada penetapan harga time-of-use berbasis pasar.
Dasar kebijakannya jelas. Aturan Dasar untuk Pasar Listrik Jangka Menengah-Panjang, yang diterbitkan bersama oleh Komisi Pembangunan dan Reformasi Nasional dan Administrasi Energi Nasional pada bulan Desember 2025, menetapkan bahwa, mulai 1 Maret 2026, entitas yang berpartisipasi langsung dalam transaksi pasar tidak lagi tunduk pada tingkat dan periode tarif time-of-use yang ditetapkan pemerintah. Ini menandai dimulainya penghapusan bertahap secara sistematis atas kerangka tarif time-of-use tetap yang telah berlaku selama lebih dari empat dekade.
Dalam jangka panjang, pasar spot listrik di Shanxi, Guangdong, Shandong, Gansu, Mongolia Dalam, Hubei, Zhejiang, wilayah jaringan Hebei selatan, dan Anhui telah memasuki operasi reguler, sementara Shaanxi dan Liaoning sedang melakukan uji coba penyelesaian berkelanjutan. Pasar spot yang lebih matang memberikan fondasi untuk keterkaitan harga grosir–ritel.
Arah nasionalnya jelas: nama paket, mekanisme batas atas, dan metode alokasi biaya dapat bervariasi, tetapi saluran untuk meneruskan biaya grosir kepada pelanggan ritel menjadi semakin jelas.
Biaya Layanan Ritel Sangat Bervariasi Antar Provinsi, dengan Jiangsu Relatif Tinggi
Menurut pelacakan harian SMM atas biaya layanan rata-rata untuk paket listrik ritel jangka menengah-panjang yang representatif, kutipan sampel berkisar dari RMB 0,60/MWh hingga RMB 8,50/MWh per 16 Oktober 2026, menyoroti perbedaan substansial antar provinsi.
Paket “harga terkait pasar plus spread tetap” Shanxi berada pada RMB 8,50/MWh, tertinggi dalam sampel. Di Jiangsu, paket harga mengambang time-of-use dan non-time-of-use dikutip masing-masing pada RMB 7,40/MWh dan RMB 7,20/MWh, selisih hanya RMB 0,20/MWh.
Di Guangxi, paket terkait pasar dikutip pada RMB 4,20/MWh, dibandingkan dengan RMB 1,65/MWh untuk paket harga tetap, menunjukkan kesenjangan yang nyata antara kedua produk. Paket terkait spot listrik hijau Zhejiang berada pada RMB 1,50/MWh, versus RMB 1,30/MWh untuk padanan non-listrik hijau, menyiratkan premi listrik hijau sekitar RMB 0,20/MWh.
Paket “harga rata-rata jangka menengah-panjang plus keterkaitan spot” Jiangxi dikutip pada RMB 1,05/MWh, sementara paket “harga tetap plus keterkaitan spot” berada pada RMB 0,85/MWh. Paket alokasi kompetitif Guangdong dikutip pada RMB 0,60/MWh, terendah dalam sampel.
Perbedaan yang lebar ini tidak selalu berarti bahwa provinsi dengan biaya layanan lebih rendah menawarkan biaya listrik keseluruhan yang lebih rendah. Tolok ukur harga grosir, tanggung jawab atas ketidakseimbangan, cakupan risiko, atribut listrik hijau, mekanisme alokasi biaya, dan persyaratan volume transaksi minimum bervariasi antar paket.
Pengecer Harus Menyesuaikan Fokus Operasional, Sementara Pelanggan Perlu Menilai Ulang Risiko
Bagi pengecer listrik, manajemen portofolio pengadaan, peramalan beban, perdagangan spot, manajemen ketidakseimbangan, dan layanan pelanggan akan menjadi semakin penting. Model pendapatan mereka akan bergeser dari menanggung risiko spread harga tetap menuju monetisasi penyesuaian harga yang dinegosiasikan dan kemampuan perdagangan profesional. Keterkaitan harga grosir–ritel tidak menghilangkan risiko pengecer: persyaratan jaminan kinerja, kesalahan peramalan, arus kas, dan manajemen pelanggan akan terus secara langsung memengaruhi kinerja bisnis.
Bagi pelanggan komersial dan industri, pemilihan paket harus melampaui perbandingan penyesuaian harga yang dinegosiasikan. Minimal, pelanggan harus memeriksa empat elemen: bagaimana harga pasar grosir dihitung; nilai dan konvensi tanda Kₐₗₗₒc; apakah batas atas harga berlaku; dan ketentuan kontraktual yang mengatur profil konsumsi time-of-use, ketidakseimbangan, dan penghentian dini. Untuk pengguna listrik besar, kecocokan antara profil beban mereka dan portofolio pelanggan agregat pengecer mungkin lebih penting daripada menghemat satu atau dua yuan per MWh dalam biaya layanan.
Untuk proyek penyimpanan energi komersial dan industri serta PV terdistribusi, penilaian pendapatan berdasarkan spread puncak–lembah tahunan tetap perlu diperbarui. Keputusan pengisian dan pengosongan penyimpanan harus semakin mencerminkan profil harga penyelesaian aktual daripada periode puncak dan lembah statis. Nilai konsumsi sendiri PV terdistribusi juga harus dinilai ulang dalam hal biaya listrik yang dihindari ketika harga grosir siang hari menurun. Model proyek harus memasukkan komponen energi, biaya layanan, biaya alokasi, dan komponen tagihan listrik lainnya, daripada mengekstrapolasi pengembalian proyek total hanya dari harga energi dalam paket ritel.
