Une formule de tarification unifiée relie les prix de l'énergie de détail au marché de gros
Selon les lignes directrices, la composante énergie de tous les forfaits d'électricité de détail du Jiangsu en 2027 suivra une formule unifiée :
Prix de l'énergie du forfait de détail = Prix du marché de gros + Ajustement de prix négocié + Kₐₗₗₒc × Prix de répartition mensuelle des coûts
Le prix du marché de gros reflète les volumes d'approvisionnement et les prix globaux de l'électricité selon les heures de consommation du fournisseur d'électricité sur les marchés à moyen et long terme, journalier et en temps réel, et est publié mensuellement. L'ajustement de prix négocié est convenu entre le fournisseur et le client de détail. Kₐₗₗₒc détermine la proportion des coûts mensuels répartis pertinents répercutée sur le client.
Par rapport au modèle hybride de 2026 combinant des volumes d'électricité à prix fixe et indexés sur le marché, la nouvelle formule supprime des paramètres tels que la part d'électricité à prix fixe et la part d'électricité indexée sur le prix spot. Tous les volumes d'électricité seront désormais réglés sur la base des prix du marché de gros plus l'ajustement négocié, sous réserve de la composante de répartition des coûts applicable. Les fournisseurs peuvent toujours réduire leurs coûts d'approvisionnement grâce à leurs capacités de négociation, mais ne pourront plus prendre de positions sur l'écart entre les prix de détail fixes et les mouvements du marché de gros.
Les structures heures pleines/heures creuses sont maintenues, les prix de base selon les heures étant également issus du marché de gros
En 2027, le Jiangsu continuera de permettre aux clients et aux fournisseurs de choisir entre des forfaits avec ou sans différenciation horaire et de convenir d'ajustements de prix différents selon les périodes. Les structures de tarification heures pleines, heures normales et heures creuses resteront donc en place à mesure que les prix fixes seront progressivement supprimés.
Le changement réside dans le fait que le prix de base de chaque période d'un forfait à différenciation horaire sera également dérivé du marché de gros. La tarification suivra de plus en plus « le prix de gros mensuel de la période concernée plus l'ajustement négocié correspondant », plutôt que trois prix absolus heures pleines, heures normales et heures creuses fixés avant la livraison.
Jusqu'à ce que le Jiangsu publie officiellement son avis sur les modalités de négociation de l'électricité pour 2027, des paramètres tels que les ratios d'ajustement des prix selon les heures, les seuils d'alerte et les multiplicateurs de plafonnement des prix se référeront à leurs niveaux de 2026. Ils pourront ensuite être ajustés en fonction des évolutions politiques et des conditions du marché.
Les lignes directrices conservent également un mécanisme de plafonnement pour la composante énergie. L'exposition des clients aux prix est donc soumise à certaines limites, mais le plafonnement sert de tampon de risque plutôt que de retour à une tarification fixe. Les clients devront toujours évaluer comment les prix de gros, les coûts répartis et leurs propres profils de consommation affectent conjointement leurs prix de règlement mensuels moyens.
Le Jiangsu s'inscrit dans une évolution plus large : 11 provinces et municipalités ont engagé des modifications des tarifs fixes selon les heures de consommation
L'ajustement du Jiangsu n'est pas un développement isolé. Un examen des informations publiquement disponibles indique que 11 provinces et municipalités ont publié des avis précisant que les clients participant au marché de l'électricité ne seront plus soumis aux tarifs fixes selon les heures de consommation fixés par le gouvernement. Neuf ont mis en œuvre ces changements, tandis que les dispositions au Jiangsu et au Shanxi restaient auparavant en cours.
Les neuf juridictions ayant mis en œuvre la suppression sont :
Guizhou, Hebei — principalement la zone du réseau du sud du Hebei — Hubei, Shaanxi, Jilin, Yunnan, Chongqing, Liaoning et Henan.
Les approches de mise en œuvre diffèrent. Le Hubei, Chongqing, la zone du réseau du sud du Hebei, le Shaanxi et le Jilin ont précisé que, pour les entités participant directement aux échanges d'électricité à moyen et long terme, les périodes tarifaires et les niveaux de prix ne seront plus prescrits administrativement. Les prix selon les heures de consommation seront déterminés par le marché.
Le Henan, le Guizhou et le Yunnan ont stipulé dans leurs derniers ajustements des tarifs commerciaux et industriels selon les heures de consommation que les clients participant au marché ne seront plus soumis aux tarifs fixes selon les heures. Le Jiangsu répercute les prix du marché de gros en révisant les formules des forfaits de détail. Son approche progressive conserve des tarifs administrativement définis selon les heures comme filet de sécurité tout en augmentant progressivement la part d'électricité soumise à une tarification horaire basée sur le marché.
La base politique est claire. Les Règles de base pour le marché de l'électricité à moyen et long terme, publiées conjointement par la Commission nationale du développement et de la réforme et l'Administration nationale de l'énergie en décembre 2025, stipulent qu'à partir du 1er mars 2026, les entités participant directement aux transactions de marché ne seront plus soumises aux niveaux et périodes de tarification horaire prescrits par le gouvernement. Cela marque le début d'une suppression progressive et systématique du cadre de tarification fixe selon les heures en place depuis plus de quatre décennies.
À plus long terme, les marchés spot de l'électricité au Shanxi, au Guangdong, au Shandong, au Gansu, en Mongolie-Intérieure, au Hubei, au Zhejiang, dans la zone du réseau du sud du Hebei et en Anhui sont entrés en exploitation régulière, tandis que le Shaanxi et le Liaoning mènent des essais de règlement continu. Des marchés spot plus matures constituent le fondement de la liaison des prix de gros et de détail.
L'orientation nationale est claire : les noms des forfaits, les mécanismes de plafonnement et les méthodes de répartition des coûts peuvent varier, mais les canaux de répercussion des coûts de gros sur les clients de détail deviennent plus clairement définis.
Les frais de service de détail varient considérablement selon les provinces, le Jiangsu étant relativement élevé
Selon le suivi quotidien de SMM des frais de service moyens des forfaits d'électricité de détail représentatifs à moyen et long terme, les cotations de l'échantillon allaient de 0,60 RMB/MWh à 8,50 RMB/MWh au 16 octobre 2026, mettant en évidence des différences substantielles entre les provinces.
Le forfait « prix indexé sur le marché plus écart fixe » du Shanxi s'établissait à 8,50 RMB/MWh, le plus élevé de l'échantillon. Au Jiangsu, les forfaits à prix flottant avec et sans différenciation horaire étaient cotés respectivement à 7,40 RMB/MWh et 7,20 RMB/MWh, soit une différence de seulement 0,20 RMB/MWh.
Au Guangxi, le forfait indexé sur le marché était coté à 4,20 RMB/MWh, contre 1,65 RMB/MWh pour le forfait à prix fixe, indiquant un écart prononcé entre les deux produits. Le forfait d'électricité verte indexé sur le spot du Zhejiang s'établissait à 1,50 RMB/MWh, contre 1,30 RMB/MWh pour son homologue non verte, impliquant une prime d'électricité verte d'environ 0,20 RMB/MWh.
Le forfait « prix moyen à moyen et long terme plus indexation spot » du Jiangxi était coté à 1,05 RMB/MWh, tandis que son forfait « prix fixe plus indexation spot » s'établissait à 0,85 RMB/MWh. Le forfait d'allocation concurrentielle du Guangdong était coté à 0,60 RMB/MWh, le plus bas de l'échantillon.
Ces grandes différences ne signifient pas nécessairement que les provinces ayant des frais de service plus bas offrent des coûts d'électricité globaux inférieurs. Les références de prix de gros, la responsabilité des déséquilibres, la couverture des risques, les attributs d'électricité verte, les mécanismes de répartition des coûts et les exigences minimales de volume de transaction varient selon les forfaits.
Les fournisseurs d'électricité doivent ajuster leur orientation opérationnelle, tandis que les clients doivent réévaluer les risques
Pour les fournisseurs d'électricité, la gestion du portefeuille d'approvisionnement, la prévision de la charge, la négociation spot, la gestion des déséquilibres et le service client deviendront de plus en plus importants. Leur modèle de revenus passera de la prise de risque sur l'écart de prix fixe à la monétisation des ajustements de prix négociés et des capacités de négociation professionnelles. La liaison des prix de gros et de détail n'élimine pas les risques des fournisseurs : les exigences de garantie de performance, les erreurs de prévision, les flux de trésorerie et la gestion des clients continueront d'affecter directement les performances commerciales.
Pour les clients commerciaux et industriels, la sélection d'un forfait doit aller au-delà d'une comparaison des ajustements de prix négociés. Au minimum, les clients doivent examiner quatre éléments : comment le prix du marché de gros est calculé ; la valeur et la convention de signe de Kₐₗₗₒc ; si un plafonnement des prix s'applique ; et les dispositions contractuelles régissant les profils de consommation selon les heures, les déséquilibres et la résiliation anticipée. Pour les grands consommateurs d'électricité, l'adéquation entre leur profil de charge et le portefeuille agrégé de clients du fournisseur peut importer davantage que l'économie d'un ou deux yuans par MWh en frais de service.
Pour les projets de stockage d'énergie commercial et industriel et de PV distribué, les évaluations de revenus basées sur un écart annuel fixe heures pleines/heures creuses devront être actualisées. Les décisions de charge et de décharge du stockage doivent de plus en plus refléter les profils réels de prix de règlement plutôt que des périodes statiques de pointe et de creux. La valeur de l'autoconsommation du PV distribué doit également être réévaluée en termes de coûts d'électricité évités lorsque les prix de gros de midi baissent. Les modèles de projet doivent intégrer la composante énergie, les frais de service, les coûts répartis et d'autres composantes de la facture d'électricité, plutôt que d'extrapoler les rendements totaux du projet uniquement à partir du prix de l'énergie d'un forfait de détail.
