Các nhà máy điện mặt trời Trung Quốc đối mặt với kết quả thanh toán ngày càng phân hóa trong nửa đầu năm 2026. Đối với các tổ máy điện mặt trời trên thị trường giao ngay, Sơn Đông ghi nhận giá thanh toán bình quân 12,01 USD/MWh (81,12 nhân dân tệ/MWh), trong khi Sơn Tây đạt bình quân 16,82 USD/MWh (113,59 nhân dân tệ/MWh). Áp lực lên doanh thu tổ máy khiến hiệu suất nhà máy, mức độ bao phủ hợp đồng và chất lượng giao dịch trở nên quan trọng hơn đối với hiệu quả dự án.
Tính mùa vụ cũng ảnh hưởng đến doanh thu. Giá thanh toán điện mặt trời của Tứ Xuyên đạt bình quân 45,03 USD/MWh (304,04 nhân dân tệ/MWh) trong nửa đầu năm, nhưng giảm xuống khoảng 18,22 USD/MWh (123 nhân dân tệ/MWh) vào tháng 6. Do đó, mức bình quân nửa năm đã che giấu sự thay đổi mạnh trong môi trường doanh thu theo tháng.
Trên 21 thị trường khu vực, phân bố giá có sự phân tầng rõ rệt. Sơn Đông, Tân Cương, Thiểm Tây, Cam Túc và Sơn Tây nằm ở nhóm thấp, trong khi một phần miền Trung, miền Đông và Tây Nam Trung Quốc thanh toán ở mức cao hơn đáng kể. Chênh lệch này làm tăng mức độ phụ thuộc của dự án vào cân bằng cung cầu khu vực, thời điểm phát điện và chất lượng giao dịch.
Giá điện mặt trời trên thị trường giao ngay của Sơn Đông và Sơn Tây duy trì dưới 0,12 nhân dân tệ/kWh
Sơn Đông thanh toán 16,929 TWh sản lượng điện mặt trời trên thị trường giao ngay với mức bình quân 12,01 USD/MWh (81,12 nhân dân tệ/MWh) trong tháng 1-6/2026. Sơn Tây thanh toán 18,626 TWh ở mức 16,82 USD/MWh (113,59 nhân dân tệ/MWh). Chênh lệch là 4,81 USD/MWh (32,47 nhân dân tệ/MWh), tương đương khoảng 0,0325 nhân dân tệ/kWh.
Thay đổi nhỏ trong đơn giá có thể ảnh hưởng đáng kể đến các dự án có tỷ trọng bán điện theo thị trường cao. Với mỗi 100 GWh sản lượng được thanh toán, thay đổi 0,01 nhân dân tệ/kWh làm thay đổi doanh thu thanh toán 1 triệu nhân dân tệ. Phép tính này cho thấy mức độ nhạy cảm của doanh thu dự án trước những biến động giá nhỏ.
Sản lượng điện mặt trời tập trung vào ban ngày. Khi sản lượng mặt trời giữa trưa tăng nhanh hơn nhu cầu và khả năng linh hoạt của hệ thống, nguồn cung bổ sung có thể kéo giá xuống trong khung giờ phát điện mặt trời. Do đó, tăng công suất lắp đặt và sản lượng không nhất thiết cải thiện doanh thu trên mỗi đơn vị điện năng.
SMM cho rằng các nhà máy hoạt động tại thị trường giá thấp cần phối hợp chặt chẽ hơn giữa dự báo sản lượng, chào giá thị trường và mức độ bao phủ hợp đồng. Ngân sách năm nên tính đến tỷ trọng sản lượng chịu ảnh hưởng của khung giờ giá thấp và tác động của thanh toán mất cân bằng, bên cạnh sản lượng dự kiến.
Chênh lệch thanh toán giữa điện gió và điện mặt trời khác biệt rõ rệt giữa các thị trường khu vực
Giá thanh toán bình quân của điện gió Sơn Đông là 38,44 USD/MWh (259,52 nhân dân tệ/MWh), cao hơn điện mặt trời 26,42 USD/MWh (178,40 nhân dân tệ/MWh). Điện gió Sơn Tây đạt bình quân 38,95 USD/MWh (263,01 nhân dân tệ/MWh), cao hơn điện mặt trời 22,13 USD/MWh (149,42 nhân dân tệ/MWh). Những chênh lệch này cho thấy vì sao chỉ riêng giá bình quân toàn thị trường không thể mô tả doanh thu của điện tái tạo.
Cát Lâm cho kết quả ngược lại. Điện mặt trời đạt bình quân 44,44 USD/MWh (300,05 nhân dân tệ/MWh), so với 28,32 USD/MWh (191,23 nhân dân tệ/MWh) của điện gió. Tại Hắc Long Giang, điện gió và điện mặt trời gần như ngang bằng, lần lượt ở mức 28,39 USD/MWh (191,71 nhân dân tệ/MWh) và 28,20 USD/MWh (190,40 nhân dân tệ/MWh).
Mỗi so sánh được thực hiện trong cùng một thị trường khu vực. Khác biệt về đặc tính phát điện và vị thế hợp đồng ảnh hưởng đến kết quả thanh toán, và điện gió không phải lúc nào cũng thanh toán cao hơn điện mặt trời ở mọi thị trường.
Một thước đo hữu ích cho giá trị theo thời điểm trong ngày là giá thu hồi điện mặt trời: giá giao ngay được gia quyền theo sản lượng điện mặt trời trong từng chu kỳ thanh toán. Chỉ số này đo lường mức độ phù hợp giữa sản lượng mặt trời thực tế và đường cong giá. Hợp đồng dài hạn và thanh toán mất cân bằng sau đó phải được xem xét để giải thích kết quả thanh toán cuối cùng.
Nếu giá cao nhất xuất hiện vào buổi tối, khi sản lượng điện mặt trời thông thường hạn chế, thì mức giá đó không tự động chuyển thành doanh thu cao hơn cho điện mặt trời. Cải thiện sự phù hợp giữa sản lượng thực tế và các thỏa thuận bán điện khả thi quan trọng hơn việc chờ đợi giá bình quân toàn thị trường tăng.
Sự sụt giảm mùa mưa của Tứ Xuyên phơi bày giới hạn của mức bình quân nửa năm
Tứ Xuyên ghi nhận 9,804 TWh sản lượng điện mặt trời trong nửa đầu năm, với giá thanh toán bình quân 45,03 USD/MWh (304,04 nhân dân tệ/MWh). Đường cong theo tháng duy trì tương đối cao từ tháng 1 đến tháng 4, sau đó giảm rõ rệt vào tháng 5 và tiếp tục giảm sâu hơn vào tháng 6. Việc chuyển sang mùa mưa đã kéo trung tâm giá xuống thấp và phơi bày áp lực vận hành mà mức bình quân nửa năm không phản ánh được.
Trong cùng kỳ, giá thanh toán thủy điện của Tứ Xuyên giảm từ 57,68 USD/MWh (389,46 nhân dân tệ/MWh) vào tháng 1 xuống 23,88 USD/MWh (161,25 nhân dân tệ/MWh) vào tháng 6. Sản lượng thủy điện đạt 23,293 TWh trong tháng 6, chiếm khoảng 78,5% tổng sản lượng 29,679 TWh của tỉnh. Sản lượng thủy điện tăng trùng với giá điện mặt trời giảm, làm nổi bật tác động của thay đổi nguồn cung theo mùa lên thị trường điện.
Do đó, các dự án điện mặt trời tại khu vực nhiều thủy điện nên đưa điều kiện dòng chảy và quá trình chuyển tiếp giữa mùa khô và mùa mưa vào kế hoạch vận hành. Các tháng giá cao có thể hỗ trợ mức bình quân nửa năm tốt mà không đảm bảo điều kiện bán điện tương đương trong phần còn lại của kỳ.
Doanh nghiệp có thể sử dụng các kịch bản giá riêng cho mùa khô và mùa mưa trong ngân sách tháng, đồng thời đánh giá dòng tiền cùng với vị thế hợp đồng. Cách này cung cấp cái nhìn hữu ích hơn về rủi ro doanh thu theo mùa so với một giả định giá duy nhất cho cả năm.
Tối ưu hóa giao dịch và hệ thống điện mặt trời kết hợp lưu trữ đòi hỏi mô hình hóa cấp dự án
Giá thanh toán điện mặt trời giảm đang làm tăng động lực tối ưu hóa chiến lược bán điện. Các dự án quy mô tiện ích cần phối hợp hợp đồng trung và dài hạn, dự báo sản lượng và tham gia thị trường giao ngay. Các dự án điện mặt trời phân tán thương mại và công nghiệp cũng phải xem xét phụ tải khách hàng ban ngày, tỷ lệ tự tiêu thụ và hiệu quả thực hiện hợp đồng mua bán điện.
Lưu trữ có thể dịch chuyển thời điểm bán điện, nhưng giá trị của nó phụ thuộc vào chênh lệch giá sạc-xả khả thi. Chênh lệch giữa giá thanh toán bình quân của điện gió và điện mặt trời không phải là biên lợi nhuận kinh doanh chênh lệch giá của lưu trữ.
Mô hình dự án nên bao gồm hiệu suất khứ hồi, số chu kỳ khả dụng, suy giảm hiệu suất, chi phí vốn và vận hành, cùng doanh thu bị mất của điện mặt trời dùng để sạc. Hệ thống điện mặt trời kết hợp lưu trữ chỉ tạo ra giá trị kinh tế bền vững khi doanh thu tăng thêm bù đắp được các chi phí tăng thêm này.
Trong các thị trường biến động, nhà phát triển nên so sánh lưu trữ, thay đổi hợp đồng và tăng tiêu thụ tại chỗ trong cùng một khung đánh giá. Lựa chọn tốt nhất sẽ phụ thuộc vào đặc tính phụ tải thực tế của dự án, điều kiện đấu nối lưới và các sản phẩm thị trường đủ điều kiện.
Thời điểm phát điện và điều kiện mùa vụ sẽ tiếp tục là yếu tố then chốt trong nửa cuối năm 2026
SMM cho rằng kết quả nửa đầu năm cho thấy vận hành điện mặt trời đang chuyển từ quản lý chỉ theo sản lượng sang quản lý phối hợp sản lượng và giá. Tỷ trọng sản lượng chịu ảnh hưởng của khung giờ giá thấp, hiệu quả thực hiện hợp đồng và dòng tiền theo tháng nên trở thành các chỉ số vận hành tiêu chuẩn.
Trong ngắn hạn, nhu cầu theo mùa, dòng chảy thủy điện và sản lượng tái tạo sẽ tiếp tục định hình đường cong giá khu vực. Trong trung hạn, các nguồn linh hoạt mới, điều kiện giao dịch liên tỉnh và tăng trưởng nhu cầu điện sẽ ảnh hưởng đến cân bằng cung cầu giữa trưa và giá trị thị trường của điện mặt trời.
Các dự án mới nên kiểm tra nhiều kịch bản giá và bao tiêu trong quá trình nghiên cứu khả thi. Các dự án hiện hữu nên điều chỉnh chiến lược giao dịch và vận hành dựa trên kết quả thanh toán thực tế. Năng lực bán điện theo thời điểm trong ngày tốt hơn, kết hợp với vận hành nhà máy hiệu quả, có thể giúp ổn định hiệu quả hoạt động trước biến động giá.
![Thuế quan leo thang, tiếp cận thị trường thắt chặt: Điện mặt trời Mỹ có tiếp tục tăng trưởng? [Phân tích SMM]](https://imgqn.smm.cn/usercenter/CpbPE20251217171736.jpg)
![Nhu cầu công suất cao cải thiện, nhưng đơn hàng yếu khiến giá module PV toàn cầu đi ngang [Phân tích SMM]](https://imgqn.smm.cn/production/admin/votes/imageswRRpR20260918163233.png)
