산둥성은 최근 재생에너지 통합과 관련된 세 가지 중요한 정책 문서를 발표했다.
첫 번째는 산둥성 발전개혁위원회가 발표한 전력 현물시장 일부 가격 변수에 대한 공개 의견 수렴 공고다. 이 초안은 에너지 입찰 하한을 MWh당 -80위안에서 -120위안으로, 청산 가격 하한을 MWh당 -100위안에서 -140위안으로 낮추는 내용을 담고 있다.
두 번째는 산둥성 발전개혁위원회, 산둥 에너지 규제 사무소, 산둥 에너지국이 공동으로 발표한 계시별 요금제 추가 최적화에 관한 공문이다. 이후 국가전력망 산둥은 조정된 계시별 요금 구간을 발표했으며, 이는 2026년 10월 1일부터 시행된다.
세 번째는 산둥 에너지국이 발표한 재생에너지 발전소와 연계된 에너지 저장의 고품질 발전 가속화에 관한 공고다. 이 문서는 저장 전력 상한, 계통 접속 용량 배분, 재생에너지-저장 공동 입찰, 충·방전 요건을 더욱 명확히 규정한다.
세 문서는 시장의 서로 다른 수준에서 작동한다. 현물시장 가격 변수는 도매 청산에 영향을 미치고, 계시별 요금은 주로 산업 및 상업용 소비자에게 영향을 미치며, 저장 지침은 발전소 측 운영을 규율한다. 그럼에도 불구하고 세 문서 모두 동일한 구조적 문제에 대응한다. 산둥성의 태양광 설치 용량이 계속 증가함에 따라 정오 시간대가 점점 전력 과잉 및 가격 하락 압력이 발생하는 구간이 되고 있다는 점이다.
따라서 태양광 프로젝트의 초점은 전력 생산 가능 여부에서 시장에 도달했을 때 그 전력의 가치가 얼마인지로 이동하고 있다. 산둥성의 최신 정책 패키지는 이 부문을 물량 기반 모델에서 발전 시점과 전력 가치의 더욱 정밀한 관리로 이끌고 있다.
심야 시간 212시간 추가로 정오 소비 창구 확대
산둥성의 개정된 계시별 요금 구간은 2026년 10월 1일부터 시행된다. 새 일정에 따르면 연간 비수요 시간은 2,185시간에서 2,520시간으로 335시간 증가한다. 심야 시간은 819시간에서 1,031시간으로 212시간 증가한다.
추가된 비수요 시간은 태양광 출력이 강한 시간대에 집중되어 있다. 3월부터 6월까지 비수요 시간은 08:00부터 15:00까지이며, 심야 시간은 10:00부터 14:00까지다. 9월부터 11월까지 비수요 시간은 09:00에 시작되며, 심야 요금은 11:00부터 14:00까지 적용된다.
비수기 시간대에는 기준요금보다 70% 낮은 요금, 심야 비수기 시간대에는 기준요금보다 90% 낮은 요금을 적용하는 요금 조정과 결합하여, 새로운 요금제는 산업용 및 상업용 소비자에게 전력 수요의 일부를 한낮 시간대로 이동하도록 하는 더욱 명확한 소매가격 신호를 보낸다.
가장 즉각적인 영향은 수요 측면에서 나타날 것이다. 산업 생산, 냉난방 시스템, 전기차 충전 시설, 계량기 후방 저장장치, 가상발전소 모두 개정된 요금 시간대에 대응하여 운영 일정을 조정할 수 있다. 이에 따라 한낮 수요가 증가한다면, 태양광 발전을 위한 더 큰 수요 측면의 저수지를 효과적으로 조성하게 될 것이다.
그러나 산업용 및 상업용 계시별 요금제를 태양광 발전소가 수취하는 도매 현물 가격과 동일시해서는 안 된다. 전자는 최종 사용자의 전력 비용을 변화시키는 반면, 후자는 도매 시장에 참여하는 발전사업자의 정산 결과를 결정한다. 둘 사이의 연계는 여전히 소매 계약, 수요 반응, 현물 시장 가격 결정에 달려 있다. 심야 비수기 시간대의 증가가 태양광 발전소의 수익을 자동으로 개선하지는 않을 것이다.
MWh당 40위안 인하로 하방 가격 꼬리가 연장된다
한낮 수요 창구를 확대하는 동시에 산둥성은 현물 시장의 허용 하방 범위를 확대하는 방안도 제안하고 있다.
자문 안에 따르면, 에너지 입찰 하한가는 MWh당 -120위안으로, 청산 하한가는 MWh당 -140위안으로 낮아져 두 경우 모두 MWh당 40위안의 인하를 나타낸다. 입찰 및 청산 가격 상한가는 각각 MWh당 1,300위안과 MWh당 1,500위안으로 유지된다.
2026년 1월 1일부터 9월 7일까지의 시간별 데이터에 따르면, 산둥성의 하루 전 및 실시간 현물 가격은 이미 뚜렷한 한낮 저점과 저녁 피크 패턴을 보이고 있다. 평균 하루 전 가격은 13시에 MWh당 103.52위안까지 하락한 후 19시에 MWh당 460.83위안까지 상승하여 일중 스프레드가 MWh당 357.31위안에 달했다. 평균 실시간 가격 역시 13시에 MWh당 112.55위안으로 일일 최저치를 기록한 후 19시에 MWh당 457.58위안까지 상승했다.
이러한 수치가 가격 하한가 인하 이후 시간별 평균 가격이 전반적으로 하락할 것임을 의미하지는 않는다. 현재 시간별 평균은 여전히 양의 값을 유지하고 있으며, 가격 하한가는 주로 심각한 공급 과잉 기간 동안의 극단적인 가격 결과를 제한한다. 따라서 이번 조정은 전체 평균 가격 곡선을 기계적으로 낮추기보다는 마이너스 가격의 깊이, 하한가에 머무는 시간, 하방 가격 분포의 형태에 영향을 미칠 가능성이 더 높다.
이러한 구분은 태양광 발전사업자에 대한 영향을 평가할 때 매우 중요하다. 한낮의 공급 과잉 기간에는 시장이 균형에 도달할 때까지 가격이 하락할 여지가 더 커진다. 재생에너지의 낮은 한계비용은 입찰 및 급전 순서에 더 충실히 반영될 수 있지만, 시장에 노출된 태양광 발전량은 더 깊은 마이너스 가격 위험에 직면하게 된다.
재생에너지 가격결정 메커니즘의 적용을 받는 전력은 차액계약 방식의 정산을 통해 일정 수준의 수익을 보호받는다. 반면, 메커니즘 외 물량과 시장에 직접 판매되는 증분 전력은 현물 가격 변동에 더 크게 노출된다. 시장 기반 전력의 비중이 높아짐에 따라, 더 많은 전력을 생산한다고 해서 반드시 더 높은 수익으로 이어지지는 않게 된다.
태양광 저장전력 상한 50%로 상향—그러나 의무 비율은 아니다
가격 하방 노출이 확대되는 배경 속에서, 산둥성의 재생에너지 발전소 연계 에너지저장장치에 관한 개정 규정은 더욱 중요한 의미를 지닌다.
새 지침에 따르면, 태양광 프로젝트의 저장전력 상한이 30%에서 50%로 상향 조정되었으며, 풍력 프로젝트의 상한은 30%로 유지된다. 이번 조정으로 태양광 발전소는 더 큰 규모의 저장 시스템을 연계 운영에 포함할 수 있게 되었다. 그러나 50% 기준은 허용되는 최대 전력 비율이지 의무적인 저장장치 설치 요건은 아니다. 모든 태양광 프로젝트가 발전 용량의 50%에 해당하는 저장장치를 설치해야 한다는 의미로 해석되어서는 안 된다.
정책에 명시된 ‘태양광 대 풍력 비율 4:1’ 역시 오해의 소지가 있다. 이는 재생에너지 대 저장용량 비율도, 태양광 프로젝트가 1:4 비율로 저장장치를 설치해야 한다는 요건도 아니다. 대신, 연계 저장장치에 대한 가용 계통접속 용량이 부족할 때 사용되는 배분 가중치이다.
이러한 조건에서 접속 용량은 연계된 재생에너지 프로젝트의 가중 규모에 따라 배분된다. 태양광 프로젝트에는 가중치 4가, 풍력 프로젝트에는 가중치 1이 부여된다. 동일한 용량의 두 재생에너지 프로젝트의 경우, 태양광 프로젝트의 가중치는 풍력 프로젝트의 4배가 된다.
이 정책은 태양광 프로젝트에 저장장치 설치를 직접적으로 요구하지는 않지만, 제한된 저장 접속 용량을 배분할 때 태양광 프로젝트에 더 높은 가중치를 부여한다. 이러한 체계의 논리는 명확하다. 태양광 발전은 한낮에 극도로 집중되므로 풍력 발전보다 동시다발적인 공급 과잉과 가격 하방 압력을 초래할 가능성이 더 높다. 저장장치는 이 전력의 일부를 오후 늦은 시간과 저녁 피크 시간대로 이동시킬 수 있다.
더 중요한 점은, 산둥성이 공동 배치 저장장치를 단순한 프로젝트 개발 요건이 아닌 운영 및 거래 자원으로 자리매김하고 있다는 것이다. 이 지침은 재생에너지 발전과 연계된 저장장치가 공동 입찰 및 운영에 참여하는 것을 허용한다. 발전소는 시장 일정을 준비할 때 출력 예측, 현물 가격, 배터리 충전 상태를 조율해야 한다.
전력망의 지시나 기타 특정 상황을 제외하면, 공동 배치 저장장치는 일반적으로 연계된 재생에너지 프로젝트에서 충전해야 한다. 따라서 그 가치는 저장장치 건설 완료 자체보다 예측, 충·방전 전략, 편차 위험 관리에 점점 더 의존하게 될 것이다.
세 가지 정책이 태양광-저장장치 연계 강화를 시사하는가?
개별적으로 보면, 현물 가격 하한선 제안은 도매시장 개혁이고, 계시별 요금 조정은 수요 측면의 조치이며, 저장장치 지침은 재생에너지 발전소를 위한 운영 체계이다. 그러나 종합적으로 보면, 이들은 비교적 명확한 전달 경로를 형성한다.
현물시장 하한선이 낮아지면 심각한 공급 과잉이 더 깊은 마이너스 가격을 통해 반영될 수 있다. 낮 시간대의 심야 할인 시간이 늘어나면 산업용 및 상업용 소비자가 태양광 발전이 풍부한 시간대에 전력 소비를 늘리도록 장려된다. 태양광 저장장치 용량 상한 상향과 개정된 계통 접속 배분 규칙은 발전소 운영자에게 낮 시간대의 전력을 늦은 시간대로 이동시킬 수 있는 더 큰 여지를 제공한다.
따라서 산둥성은 태양광-저장장치 연계를 지지하는 더 강력한 신호를 보내고 있지만, 이는 행정적으로 저장장치를 의무화하는 방식으로의 회귀를 의미하지는 않는다. 대신 시장 가격과 운영 규칙이 유연성 없이 낮 시간대 전력 가격에 완전히 노출되는 비용을 높이고 있다.
저장장치의 잠재적 가격 스프레드도 확대될 수 있다. 한편으로는 현물시장 하한선이 더 낮아지고, 다른 한편으로는 저녁 현물 가격이 상대적으로 높은 일중 수준을 유지하는 가운데 심야 할인 시간대와 최대 부하 소매 시간대가 모두 늘어나고 있다.
그러나 허용 가격 범위가 넓어진다고 해서 저장장치 수익이 더 강화된다는 보장은 없다. 프로젝트 경제성은 마이너스 가격의 빈도, 저녁 피크 가격, 왕복 효율, 배터리 열화, 계통 접속 조건, 거래 전략에 계속해서 의존할 것이다.
더 많은 전력을 생산하는 것에서 적절한 시기에 판매하는 것으로
산둥성의 최신 정책 패키지는 태양광 프로젝트가 저장장치를 얼마나 설치해야 하는지에 대한 단일한 해답을 제시하지 않는다. 그러나 프로젝트 개발자와 운영자가 답해야 할 질문을 바꾸어 놓는다.
비메커니즘 PV 물량의 경우 주요 리스크가 완전한 출력 제한에서 전력은 공급되지만 지속적으로 낮은 가격으로 정산되는 방향으로 점차 이동할 수 있다. 에너지 저장의 가치는 더 이상 개발 요건 충족에서 나오는 것이 아니라, 낮은 가치의 정오 전력을 높은 가치의 저녁 시간대로 이동시키는 데서 나올 것이다.
현물 시장 하한가 하락과 정오 심야 시간대 확대부터 PV 저장 상한선 상향까지, 산둥성은 재생에너지 통합 부담을 점차 관측 가능한 가격 신호와 운영 제약으로 전환하고 있다.
PV 프로젝트의 경쟁력은 궁극적으로 설치 용량과 연간 이용 시간뿐만 아니라, 발전 시점 관리 능력, 시장 가격 노출, 시간대별 전력 가치에 달려 있다.
정책은 모든 PV 프로젝트가 설치해야 할 저장 용량을 규정하지 않는다. 그러나 시장은 점점 더 직접적인 메시지를 보내고 있다. 시간 이동 능력이 없는 PV 전력은 매력적인 가격을 확보하기가 점차 어려워질 수 있다.
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