Yeni enerji — Çin'in temiz enerji kategorisi

Yeni enerji (Çincede xin nengyuan, İngilizce new energy), Çin'in resmî enerji dilinde başta rüzgar ve güneş olmak üzere yeni kuşak temiz elektrik kaynaklarını ve bunların çevresinde kurulan şebeke, depolama ve elektrifikasyon zincirini anlatan şemsiye terimdir. Hidroelektrik, nükleer ve kömür resmî istatistikte ayrı kategoride durur. Terim planlama belgelerinde, fiyat düzenlemelerinde ve şirket bilançolarında ayrı bir başlık olarak geçer. Önemi ölçeğinden gelir. NEA (Ulusal Enerji İdaresi) verisine göre 2025 sonunda Çin'in toplam kurulu gücünün %47,3'ü rüzgar ve güneşti. Dragonomi özetlerinde Çinli enerji, inşaat, batarya ve otomotiv şirketlerinin notlarında sık geçer ve aynı kelime hem santral ve şebeke yatırımlarını hem yeni enerjili araçları anlatabilir.

Kapsam ve üç ayrı anlam

Elektrik sektöründe yeni enerji, rüzgar ve güneşin kısaltmasıdır. Biyokütle gibi küçük kalemler de zaman zaman bu başlığa girer. Çin'in en köklü temiz kaynağı olan hidroelektrik ise "geleneksel" sayılır ve kendi istatistik satırında durur. Nükleer de ayrı planlanır. Bu ayrımın pratik bir sonucu var. Daha geniş olan fosil dışı enerji kavramı hidroelektriği, nükleeri ve yeni enerjiyi birlikte kapsar. Bir haberde "fosil dışı pay %20'yi aştı" ifadesi ile "yeni enerji payı" ifadesi aynı şeyi ölçmez. NDRC (Ulusal Kalkınma ve Reform Komisyonu) ile NEA'nın Şubat 2025'te yayımladığı 136 sayılı fiyat reformu belgesi de terimi bu dar anlamda, rüzgar ve güneş projeleri için kullanır. Türkçedeki en yakın karşılık "yenilenebilir enerji" olsa da bu terim hidroelektriği de kapsar. Dolayısıyla Çin'deki yeni enerji payı, Türkiye'deki yenilenebilir payıyla doğrudan karşılaştırılmaz.

İkinci anlam araç tarafındadır. Yeni enerjili araç (NEV, new energy vehicle), batarya elektrikli, şarj edilebilir hibrit ve yakıt hücreli araçların Çin'deki resmî adıdır. Gündelik dilde ve şirket açıklamalarında "araç" kelimesi sık sık düşer ve geriye yalnızca "yeni enerji" kalır. Dragonomi özetlerinde de kelime sık sık araç anlamında geçer. Weichai Power'ın yeni enerji sıçraması başlığı, yeni enerjili ağır ticari araç satışlarını anlatır, rüzgar ya da güneşle ilgisi yoktur. CATL'ye dair China Renaissance değerlendirmesinde ise iki anlam yan yana durur. Zayıf NEV satışı bir risk kalemi, depolama talebi ayrı bir büyüme kalemidir.

Üçüncü anlam şirketlerin kendi tanımıdır. Çinli petrol ve kömür şirketleri yeni enerjiyi çeşitlendirme başlığı olarak kullanır. Sinopec, kâr baskısı dönemindeki notlarda yeni enerji bataryalarını sentetik biyoloji ve yapay zekâ ile aynı yatırım listesine koyar. China Coal Energy "kömür, elektrik, kimya ve yeni enerji" zincirini entegre bir yapı olarak sunar. Çin dışında ise kelime başka bir şeye dönüşebilir. Baker Hughes (BKR) "new energy" başlığını karbon yakalama, hidrojen, jeotermal, temiz güç ve emisyon azaltımı gibi düşük karbonlu ekipman ve hizmetler için kullanır. Şirket 2025 dördüncü çeyrek telekonferansında bu kalemde 2025 yılı için 2 milyar dolarlık rekor sipariş ve 2026 için 2,4 ila 2,6 milyar dolarlık hedef açıkladı.

Başlıktaki "elektrifikasyon" vurgusu, Çin planlamasının arz ile talebi tek strateji olarak ele almasından gelir. Rüzgar ve güneş elektriği temizler, araç, ısıtma ve sanayinin elektriğe geçmesi de bu temiz elektriğe talep yaratır. NDRC ile NEA'nın 10 Kasım 2025 tarihli rehberi bu bağı açıkça kurar. Rehbere göre 2030'a kadar yeni elektrik talebinin ağırlıklı olarak yeni enerjiyle karşılanması, 2035'e kadar da yüksek yeni enerji payına uyumlu bir güç sistemi kurulması hedeflenir.

Neden ortaya çıktı

Kavramın arkasında iki ayrı kaygı vardır. Birincisi enerji güvenliğidir. Çin petrol ve doğal gazda ithalata bağımlıdır, rüzgar ve güneş ise yerli kaynak ve yerli sanayi demektir. İkincisi sanayi politikasıdır. Pekin, rüzgar türbini, güneş paneli ve batarya zincirini stratejik sektör olarak seçti. Bu zincirin yerli ikame ile ölçek kazanmasını da destekledi. Çin'in planlama teşkilatına dair değerlendirmede özetlenen başarı anlatısı, yeni enerjili araç satışlarında dünya liderliği ile küresel panel üretimindeki Çin payını aynı cümlede anar.

Yasal zemin 2005'te kabul edilen Yenilenebilir Enerji Yasası ile kuruldu. İlk dönemde rüzgar ve güneş projeleri devletin belirlediği sabit alım tarifeleriyle, yani üretilen her kilovatsaat için önceden bilinen bir fiyatla desteklendi. Tarifeler kademeli olarak düşürüldü ve maliyetler kömürle yarışacak seviyeye inince merkezi sübvansiyon sona erdi. Bu noktadan sonra yeni projeler çoğunlukla termal kömür santrallerinin il bazlı referans fiyatından elektrik sattı. Bu fiyata kömür baz fiyatı denir. Eylül 2020'de açıklanan 2030 karbon zirvesi ve 2060 karbon nötrlüğü taahhüdü, yeni enerjiyi sanayi politikası olmaktan çıkarıp iklim politikasının merkezine taşıdı.

Rüzgar ve güneşin yeni enerji kavramını tek başına doldurmasının nedeni ölçeklenebilirlikleridir. Hidroelektrik uygun nehir vadisine, nükleer uzun lisans ve inşaat sürecine bağlıdır. Rüzgar türbini ve güneş paneli ise fabrikada seri üretilen standart ürünlerdir. Üretim arttıkça birim maliyet düşer, maliyet düştükçe kurulum artar. Çin bu döngünün hem üreticisi hem en büyük alıcısı oldu.

Sabit fiyat döneminin bir yan etkisi oldu. Santral sahibi fiyat riskini taşımadığı için yatırım, şebekenin taşıyabileceğinden hızlı büyüdü. 2018 tarihli Temiz Enerji Tüketim Eylem Planı bu sorunla uğraşmak için rüzgar ve güneşte yaklaşık %95 kullanım hedefi koydu. 2025 reformu da aynı sorunun bir sonraki aşamasıdır.

Rakamlarla Çin'de yeni enerji

NEA'nın 28 Ocak 2026'da yayımladığı 2025 elektrik istatistikleri, Şubat 2026 itibarıyla en güncel tam yıl verisidir.

2025'te eklenen 315,07 GW güneş ve 119,33 GW rüzgar toplamda yaklaşık 434 GW eder. Güneş rakamlarındaki AC, invertör çıkışındaki şebeke bağlantı gücüdür. Panel gücü (DC) cinsinden verilen rakamlar daha yüksek çıkar, bu yüzden kaynaklar arasında çelişki gibi görünen farkların bir kısmı birim farkıdır. NEA'ya göre güneş ilavesi 2024'te 277,17 GW idi, yani artış %14 civarındadır. Rüzgar ve güneşin yıllık ilavesi dört yıl üst üste 100, 200, 300 ve 400 GW eşiklerini geçti. Kurulu güç tarafında iki kırılma da yaşandı. China Electricity Council (CEC) verisine göre rüzgar ve güneşin toplam kurulu gücü kömür kurulu gücünü 2025'in ilk çeyreğinde geçti. NEA'nın Ocak 2026 verisi ise yıl sonunda rüzgar ve güneşin, kömür ve gazı birlikte kapsayan termik kurulu gücü yaklaşık 300 GW aştığını gösterir.

Kurulu güç ile üretim aynı şey değildir. Bir kömür santrali yılın büyük kısmında çalışabilir, güneş santrali ise yalnızca gündüz ve hava açıkken üretir. Farkın ölçüsü eşdeğer kullanım saati adını taşır. Bir santralin yıllık üretimi kurulu gücüne bölünür ve santralin tam güçte kaç saat çalışmış gibi ürettiği bulunur. Ulusal Yeni Enerji Emilim İzleme ve Erken Uyarı Merkezi'nin verisine göre 2025'te ulusal ortalama rüzgarda 2.031, güneşte 1.090 saattir. Bir yıl 8.760 saattir. Ortalama bir rüzgar santrali yılın yaklaşık %23'ü, ortalama bir güneş santrali yaklaşık %12'si kadar tam güç üretimi yapar. Sektörde bu orana kapasite faktörü denir. Kömür santralinin kapasite faktörü ise talebe göre ayarlanır ve teknik olarak çok daha yüksek olabilir. Rüzgar ve güneş bu nedenle kurulu gücün yaklaşık yarısını oluştururken, NEA'nın Aralık 2025 tahminine göre toplam elektrik tüketiminin yaklaşık %22'sini karşıladı. NEA aynı açıklamada fosil dışı enerji payının %20 hedefini aştığını duyurdu. Yatırım tarafında NEA, 2025'te ana enerji projelerine yaklaşık 3,54 trilyon yuan harcandığını tahmin etti, bu da yıllık bazda %11 artış demektir.

Şebekede nasıl çalışır

Rüzgar ve güneşin yakıt maliyeti yoktur. Bir kez kurulduklarında ek bir kilovatsaat üretmenin maliyeti sıfıra yakındır. Şebeke işletmecisi bu nedenle yük dağıtımında teoride önce bu santralleri devreye alır, açığı kömür, gaz ve hidroelektrikle kapatır. Sorun üretimin zamanlamasıdır. Güneş öğle saatlerinde tepe yapar, akşam talebin en yüksek olduğu saatlerde sıfırlanır. Rüzgar mevsime ve hava sistemlerine göre dalgalanır. Şebekede her an üretim ile talep eşit olmak zorundadır.

Talep düşükken rüzgar ve güneş fazla üretirse işletmeci bu santrallere üretimi azaltma talimatı verir. Buna kesinti (curtailment, Çin istatistiğinde "terk edilen rüzgar ve güneş") denir. Çin bunu tersinden, kullanım oranıyla ölçer. Kullanım oranı, santrallerin fiilen şebekeye verdiği enerjinin üretebileceği enerjiye oranıdır. Kesinti oranı da kısaca 1 eksi kullanım oranıdır. %94 kullanım, üretilebilecek enerjinin %6'sının boşa gittiği anlamına gelir.

Çin planlama dilinde bu konunun adı xiaona, Türkçesiyle emilim olarak geçer. Kelime, şebekenin yeni enerjiyi alıp kullanabilme kapasitesini anlatır. Kimi zaman "tüketim" diye çevrilir, ama bu maddede tüketim kelimesi yalnızca elektrik talebi anlamında kullanılıyor. Emilimi artıran dört temel araç vardır. Birincisi iletimdir. Kuzeybatıdaki çöl ve bozkır santrallerinin elektriği, uzun mesafeli ultra yüksek gerilim (UHV) hatlarla doğudaki sanayi illerine taşınır. İkincisi depolamadır. Bataryalar ve pompaj depolamalı hidroelektrik santralleri öğle fazlasını akşama kaydırır. Üçüncüsü esnek kömür ve gaz santralleridir. Bunlar rüzgar ve güneş azaldığında hızla devreye girer. Dördüncüsü fiyattır. Fazla saatlerde fiyat düşerse talep o saatlere kayar, yeni yatırım da daha değerli saatlere yönelir.

Güneş santralleri de iki gruba ayrılır. Merkezi güneş, genellikle yüzlerce megavatlık ve doğrudan yüksek gerilim şebekesine bağlanan büyük santrallerdir. Dağıtık güneş ise ev, fabrika ve depo çatılarına kurulan küçük sistemlerdir. Bu sistemler elektriğin bir kısmını yerinde tüketir, kalanını dağıtım şebekesine verir. İki grubun maliyeti, fiyatlaması ve şebekeye etkisi farklıdır. Doğu Çin'in sanayi illerinde dağıtık güneş, kuzeybatıda ise merkezi santraller ağır basar.

Zincirin aktörleri de ayrı ayrı izlenir. Santrallerin büyük kısmı devlete ait üretim gruplarına aittir. China Huaneng, China Datang, China Huadian, China Energy Investment (CHN Energy) ve State Power Investment Corporation (SPIC) bu grupların başında gelir. Şebekeyi iki devlet şirketi işletir. State Grid ülkenin büyük bölümünü, China Southern Power Grid ise güney illerini kapsar. Planlama ve proje onayı NEA'nın, fiyat politikası NDRC'nin elindedir, il hükümetleri de kendi kurallarını yazar. Ekipman tarafında türbin, panel, invertör ve batarya üreticileri, inşaat tarafında da China Energy Engineering gibi devlet mühendislik şirketleri bulunur. Bir haberde "yeni enerji yatırımı" geçtiğinde parayı bu halkalardan hangisinin harcadığı ve hangisinin kazandığı ayrı sorulardır. Bir kurulum rekoru, şebeke bu enerjiyi emecek kadar büyümüyorsa santral sahibi için daha düşük getiri anlamına gelebilir.

Hedefler ve plan çerçevesi

Çin, 24 Eylül 2025'te BM iklim zirvesinde 2035 için ulusal katkı beyanını (NDC) açıkladı. Hedefler net sera gazı emisyonlarını zirveden %7 ila %10 azaltmak, fosil dışı enerji payını %30'un üzerine çıkarmak ve rüzgar ile güneş kurulu gücünü 2020 seviyesinin altı katından fazlasına, yani 3.600 GW'a ulaştırmaktır.

Hedeflerin dili de değişti. Eski planlar kurulu güç eşikleri üzerine kuruluydu, örneğin belirli bir yıla kadar şu kadar gigavat. Yeni belgeler ise kurulumu emilim koşuluna bağlar. Kısa vadeli hedefler NEA'nın Aralık 2025'teki 2026 Ulusal Enerji Çalışma Toplantısında açıklandı. 2026 için yılda 200 GW'ın üzerinde rüzgar ve güneş ilavesi hedeflenir. NDRC ile NEA'nın Ocak 2025'te duyurduğu 2025-2027 güç sistemi esneklik planı da aynı sayıyı bir koşula bağlar. Plan, bu üç yılda yıllık ortalama 200 GW'ın üzerindeki ilavenin, ulusal yeni enerji kullanım oranı %90'ın altına düşmeden şebekeye alınmasını hedefler. Hedefler artık kurulum değil emilim üzerinden kuruluyor.

Kullanım oranındaki sessiz gerileme

İzleme Merkezi'nin 6 Şubat 2026'da yayımladığı veriye göre 2025'te rüzgarda ulusal kullanım oranı %94,3, güneşte %94,8 oldu. Bu, 14. Beş Yıllık Plan döneminde (2021-2025) iki oranın da ilk kez %95'in altına inmesidir. Kesinti karşılığı rüzgarda yaklaşık %5,7, güneşte %5,2'dir. Aynı merkezin 2023 verisinde rüzgar %97,3, güneş %98,0 idi. Güneşte iki yılda yaklaşık 3,2 puanlık, rüzgarda 3,0 puanlık düşüş var. Erime, güneş kurulu gücünün tek yılda %35,4 büyüdüğü bir dönemde yaşandı.

Ulusal ortalama bölgesel tabloyu gizler. 2025'te güneş kullanım oranı Qinghai, Tibet, Sincan ve Gansu olmak üzere dört bölgede %90'ın altına indi. Tibet iki kaynakta da son sırada yer aldı. Tibet'teki güneş santrallerinin üretebileceği enerjinin üçte birinden fazlası şebekeye giremedi. Ülkenin en iyi güneş ışınımına sahip bölgesi, en kötü emilim koşullarına da sahip.

Aynı çelişki eşdeğer kullanım saatlerinde de görülür. İzleme Merkezi verisine göre 2025'te kuzeybatıda rüzgar 1.606 saat, güneş 944 saat çalıştı. Ulusal ortalama 2.031 ve 1.090 saattir. Kuzeybatı rüzgarda ulusal ortalamanın yaklaşık %79'unda kaldı. Demek ki "çöl, gobi ve çorak arazi" üzerine kurulan büyük santral bazlarının getirisini rüzgar hızından çok şebeke koşulları belirliyor.

Yıllık rakam mevsimselliği de saklar. İzleme Merkezi'nin aylık verisine göre Ocak-Temmuz 2025 birikimli kullanım oranı rüzgarda %93,8, güneşte %94,7 idi. Temmuz ayında ise oranlar rüzgarda %97, güneşte %96,4'e çıktı. Tam yıl oranlarının birikimli rakamdan yüksek çıkması, yılın son beş ayında (Ağustos-Aralık) kullanımın ilk yedi aydan daha iyi olduğunu gösterir.

Asıl kırılma politikadadır. Devlet Konseyi'nin Mayıs 2024'te yayımladığı 2024-2025 enerji tasarrufu ve karbon azaltma planı %90 çizgisini koymuştu. NEA'nın 4 Haziran 2024 tarihli bildirimi de rüzgar ve güneş potansiyeli yüksek bölgelerde kullanım oranı hedefini "ilke olarak %90'ın altına düşmeyecek" biçimine indirdi. 2018 planındaki yaklaşık %95 hedefine göre bu, kesintinin artık bir politika hatası değil ekonomik bir tercih olarak görüldüğü anlamına gelir. Her son kilovatsaati şebekeye almak için gereken iletim ve depolama yatırımı, o kilovatsaatin değerinden pahalıya gelebilir. %90 çizgisi, planlamada yaklaşık %10'a varan bir kaybın kabul edilebilir sayıldığı anlamına gelir.

136 sayılı belge ve mekanizma fiyatı

NDRC ile NEA'nın 9 Şubat 2025'te yayımladığı 136 sayılı belge, rüzgar ve güneş üretiminin tamamını piyasaya soktu ve sabit tarife dönemini kapattı. Belge 1 Haziran 2025'i kesim tarihi olarak belirledi. Bu tarihten önce devreye giren projeler stok proje, sonra devreye girenler artımlı proje sayılır. Stok projelerin mekanizma fiyatı mevcut tarifeyle örtüşecek biçimde belirlenir ve yerel kömür baz fiyatını aşamaz. Eski tarifesi zaten kömür baz fiyatına eşit olan bölgelerde stok projelerin konumu pek değişmez, ama mekanizma payının dışında kalan üretim artık piyasa fiyatına açıktır.

Mekanizma fiyatı, iki yönlü bir fark sözleşmesidir (CfD, contract for difference). Piyasa fiyatı mekanizma fiyatının altında kalırsa aradaki fark üreticiye ödenir, üstüne çıkarsa üretici farkı iade eder. Sözleşme yalnızca "mekanizma elektriği" denen pay için geçerlidir. Kalan üretim spot ya da orta-uzun vadeli piyasada oluşan fiyatı alır. Dialogue Earth ve Carbon Brief'in Eylül 2025 analizine göre bu pay iller arasında %40 ile %80 arasında değişir. Yani bir üreticinin üretiminin %20 ila %60'ı hâlâ doğrudan piyasa fiyatına açıktır. Fiyat riski, projenin finansman maliyetini, dolayısıyla WACC varsayımını doğrudan etkiler.

Artımlı projelerin mekanizma fiyatı ihaleyle belirlenir. Ülkenin ilk ihalesi 11 Eylül 2025'te Shandong'da yapıldı. Sonuçlar ilin rüzgar ve güneşe çok farklı değer biçtiğini gösterdi.

Güneşin fiyatı rüzgardan yaklaşık %29 düşük çıktı. Farkın ana nedeni bütün güneş santrallerinin aynı saatlerde, öğle vakti üretmesidir. Güneş elektriğinin piyasada fiilen elde ettiği ortalama fiyata yakalama fiyatı (capture price) denir. Güneş arttıkça öğle fiyatları düşer ve güneşin yakalama fiyatı rüzgarınkinin altında kalır. Güneş turuna katılan 1.175 projeden yalnızca 7'si merkezi santraldi, kalanı çatı ve fabrika üstü gibi dağıtık sistemlerdi. İlk turun fiyatını büyük santraller değil dağıtık güneş belirledi.

Gansu'daki sonuç başka bir sınırı gösterir. Gansu, 2025'in ikinci yarısında devreye giren projeler için yapılan tur ile 2026 projeleri için yapılan turu taban fiyattan, 0,1954 yuan/kWh'tan kapattı. Teklif verenler daha da aşağı inmeye hazırdı. Bazı bölgelerde fiyat keşfi tabana yapışıktır.

Aralık 2025 sonu itibarıyla yaklaşık 23 il ilk tur ihalesini tamamlamıştı. Her ilin uygulama planını 2025 sonuna kadar yayımlaması gerekiyordu. Guangdong ihalesini 0,2 ila 0,4 yuan/kWh fiyat aralığıyla açtı. Şubat 2026 itibarıyla tek bir "Çin yeni enerji fiyatı" yoktur, il il farklı rejimler vardır.

Spot fiyat ve negatif fiyat tuzağı

Ulusal Enerji Gazetesi'nin aktardığı veriye göre 2025'in ilk yarısında Shandong'da güneşin spot ortalama fiyatı yalnızca 0,06 yuan/kWh oldu. Bu, ildeki güneş mekanizma fiyatının yaklaşık dörtte biridir. İç Moğolistan'ın batı şebekesinde (Mengxi) 2025'in ilk çeyreğinde yeni enerjinin ortalama uzlaşma fiyatı yaklaşık 0,168 yuan/kWh'e indi. Düşüş yıllık bazda %22, güneşte %26 oldu. Mengxi spot ortalaması Ocak 2025'te 0,344 yuan/kWh iken Nisan'da 0,153 yuan/kWh'e geriledi, yani %56 düştü.

Negatif fiyat da Çin'e geldi. Shandong'da 1 Mayıs 2023 tatilinde gerçek zamanlı piyasada fiyat 21 saat boyunca negatif kaldı. Bu, Çin'in spot pilot programında bir rekordu ve en düşük fiyat -0,085 yuan/kWh oldu. Shandong 2024'te toplam 973 saat negatif fiyat gördü. 2025 Mayıs tatilinde 144 saatin 46'sında gerçek zamanlı, 50'sinde gün öncesi piyasada fiyat negatifti. Negatif saatler hemen her gün 08:00 ile 16:00 arasında, yani güneşin tepe saatlerinde yoğunlaştı.

Çin'de negatif fiyat bandı dardır. Shandong'da spot piyasa tabanı teklifte -0,08, uzlaşmada -0,10 yuan/kWh idi. Bunun -0,12 ile -0,14 yuan/kWh'e çekilmesi önerildi. Avrupa'nın ortak gün öncesi piyasasında taban megavatsaat başına -500 avrodur, yani Çin'deki tabanın kat kat altındadır. Dar bant, fiyat sinyalinin zayıf kaldığı anlamına gelir. Fazla üretim saatinde tüketiciyi ya da depolamayı harekete geçirecek ceza sınırlıdır. Fazla enerjiyi atmanın yolu çoğu zaman dispeçer talimatıyla kesintidir.

Piyasa kapsamı da sanıldığından dardır. State Grid verisine göre 2025'te yeni enerjinin piyasada işlem gören hacmi ilk kez 1 trilyon kWh'i aştı ve yeni enerji toplam üretiminin %57'sine ulaştı. Kalan %43 hâlâ stok proje tarifeleri ve garantili alım gibi piyasa dışı düzenlemelerle satılıyor. CEC derlemelerine göre Ocak-Kasım 2025'te yeşil elektrik işlemi %41,3 artışla 296,7 milyar kWh oldu. Aynı derlemelere göre 2024'te yeşil elektrik sertifikası (GEC) ve yeşil elektrik işlemleri toplamı 446 milyar kWh'e ulaştı. Çevresel değer, enerji fiyatından ayrı bir gelir kalemine dönüşüyor.

531 acelesi ve 2026'nın daralma beklentisi

1 Haziran 2025 kesim tarihi, sektörde "531" (31 Mayıs) acelesi olarak bilinen bir kurulum dalgası yarattı. Geliştiriciler stok proje sayılmak için Mayıs sonuna kadar bağlantı yapmaya çalıştı. NEA aylık verilerine göre Mayıs 2025'te 92,92 GW (AC) güneş eklendi. Bu, Aralık 2024'teki yaklaşık 71 GW'lık önceki aylık rekorun çok üzerindeydi. Ocak-Mayıs toplamı 197,9 GW ile yıllık bazda %150 arttı.

Kesimden sonra aylık ilave çöktü. Haziran'da 14,36 GW, Temmuz'da 11,04 GW, Ağustos'ta 7,36 GW, Eylül'de 9,66 GW, Ekim'de 12,6 GW, Kasım'da 22,02 GW güneş bağlandı. NEA'nın yıllık 315,07 GW toplamından bu ayları çıkarınca Aralık 2025 için yaklaşık 40 GW'lık bir yıl sonu sıçraması hesaplanır. Mayıs ile Ağustos arasındaki fark on iki katın üzerindedir.

Yıl sonu sıçraması NEA'nın tahminini de aştı. NEA Aralık 2025'te 2025 için yaklaşık 370 GW rüzgar ve güneş ilavesi tahmin etmişti, gerçekleşme 434 GW ile yaklaşık %17 yukarıda çıktı.

2026 için beklenti daralmadır. Çin Fotovoltaik Sanayi Birliği'nden (CPIA) Wang Bohua, Caixin'in 6 Şubat 2026 tarihli haberine göre 2026 güneş ilavesini 180 ila 240 GW arasında öngördü. Bu, 2025'e göre %24 ila %43 düşüş ve 2019'dan bu yana ilk daralma olur. Wang'ın gerekçesi aşırı kapasite ve fiyat çöküşüdür. Temel bileşen fiyatları 2021-2025 arasında %62 ila %83 düştü. Resmî "200 GW üzeri rüzgar ve güneş" hedefi, rüzgarı da kapsadığı için bu güneş tahminiyle rahatça uyumludur. Hedef bir tavan değil, bağlayıcı olmayan bir alt çizgidir. Güneş enerjisi zincirindeki fiyat döngüsü ve maliyet eğrisi mantığı bu daralmanın üretici tarafını anlatır.

İhracat tarafında da destek geri çekiliyor. Maliye Bakanlığı ve Vergi İdaresi'nin 8 Ocak 2026 tarihli 2026/2 sayılı duyurusuna göre güneş ürünlerinde ihracat KDV iadesi 1 Nisan 2026'dan itibaren kaldırılacak. Batarya ürünlerinde iade 1 Nisan-31 Aralık 2026 arasında %9'dan %6'ya inecek, 1 Ocak 2027'de sıfırlanacak. Bu adım aşırı kapasiteye verilen yanıtın bir parçasıdır ve kesim tarihinden önce ihracatın öne çekilmesi beklenir.

Depolama, kapasite fiyatı ve şebeke

Depolama

Çin Enerji Depolama İttifakı (CNESA) 22 Ocak 2026'da 2025 verilerini açıkladı. Buna göre 2025'te 66,43 GW ve 189,48 GWh yeni tip depolama devreye alındı. Güç bazında artış %52, enerji bazında %73 oldu. Enerjinin güce bölünmesiyle ortalama süre yaklaşık 2,85 saate çıkar. Yeni tip depolamanın yıl sonu toplamı %85 artışla 144,7 GW oldu. Yeni tip depolama büyük ölçüde LFP kimyalı bataryalardan oluşur. Bu nedenle lityum karbonat fiyatı depolama maliyetinin ana girdilerinden biridir.

NDRC ile NEA'nın 12 Eylül 2025 tarihli Yeni Tip Depolama Ölçekli İnşa Eylem Planı, 2027'ye kadar 180 GW'ın üzerinde yeni tip depolama ve yaklaşık 250 milyar yuan doğrudan yatırım hedefler. Plan açıklandığında, Haziran 2025 sonu itibarıyla stok 94,91 GW idi. CNESA'nın 144,7 GW rakamı esas alınırsa 2027 hedefinin yaklaşık %80'i 2025 sonunda tamamlanmış görünür. Burada bir uyarı gerekir. CNESA bir sektör derneğidir ve NEA'nın resmî yıl sonu rakamı farklı çıkabilir.

136 sayılı belge, yeni enerji projelerinin onayı için zorunlu depolama eşleştirmesini de kaldırdı. Yerine bağımsız depolamaya il bazlı gelir mekanizmaları geldi. İç Moğolistan 2025'te bağımsız depolamanın deşarj ettiği enerji için 10 yıl boyunca 0,35 yuan/kWh ödeme getirdi. Gansu ise kömür santralleri ve şebeke tarafındaki yeni tip depolama için 2 yıl süreyle yıllık 330 yuan/kW kapasite fiyatı belirledi. NDRC ile NEA'nın 30 Ocak 2026 tarihli bildirimi bu il denemelerinin üzerine ulusal bir çerçeve ekledi. Bildirim, kömürün yanında gaz santralleri ve şebeke tarafındaki bağımsız yeni tip depolama için de kapasite fiyatı mekanizması öngörür. Depolama talebinin kaynağı politika zorunluluğundan gelir modeline kayıyor.

Kömürün paralı yedek rolü

NDRC ile NEA'nın 30 Ocak 2026 tarihli bildirimine göre 2026'dan itibaren kömür santrallerinin sabit maliyetinin kapasite fiyatıyla karşılanan oranı illerde en az %50'ye çıkarıldı. Bu oran 2024-2025'te çoğu ilde yaklaşık %30 idi. %50 hedefi ilk kez 2023'teki kömür kapasite fiyatı bildiriminde konmuştu. Ulusal kömür santrali sabit maliyet standardı yıllık 330 yuan/kW'tır. Kömür artık hazır bekleyerek de gelir elde ediyor. Yeni enerjinin şebekeye uyum maliyetinin bir kısmı bu yolla tüketiciye yansıyor.

Şebeke yatırımı

State Grid 15 Ocak 2026'da 15. Beş Yıllık Plan (2026-2030) dönemi için rekor 4 trilyon yuan sabit varlık yatırımı açıkladı. Bu, 14. plan dönemine göre %40 artış demektir. İller arası iletim kapasitesi 14. plan sonuna göre %30'un üzerinde artırılacak. 2025 sonunda 42 UHV projesi ve 370 GW iletim kapasitesi vardı, 15. plan sonunda bu kapasitenin 500 GW olması hedefleniyor. Bu tür bir yatırım şirketin nakit akış tablosunda sermaye harcaması olarak görünür.

Ağustos 2025'te devreye giren Ningxia-Hunan ±800 kV doğru akım hattı yılda 36 milyar kWh taşır, bunun yarısından fazlası yeni enerjidir. State Grid verisine göre Sincan şebekesinde yeni enerji kurulu gücü 2025 sonunda 161 GW ile toplamın %60'ını aştı.

Doğrudan bağlantı

NDRC ile NEA'nın 21 Mayıs 2025 tarihli 650 sayılı belgesi, yeşil elektrik doğrudan bağlantısı denen modeli düzenledi. Bu modelde bir rüzgar ya da güneş santrali özel hatla doğrudan bir tüketiciyi besler. Şebekeye bağlı projelerde öz tüketim oranı %60'ın üzerinde olmalıdır. Projenin elektriği tüketicinin toplam tüketiminin %30'unu karşılamalı, bu oran 2030'a kadar en az %35'e çıkmalıdır. Şebekeye satış %20 ile sınırlıdır ve şebeke şirketi yatırımcı olamaz. Model, veri merkezi ya da ihracatçı fabrika gibi yeşil elektrik isteyen büyük tüketiciler için bir kanal açar. Bu üretimi de mekanizma fiyatı ile şebeke emilim sorununun kısmen dışına çıkarır. Yeşil elektrik arayan büyük bulut şirketleri, yani hiper ölçekleyiciler, bu modelin doğal müşteri adaylarıdır.