통일된 가격 공식, 소매 전력 가격을 도매 시장과 연동
지침에 따르면 2027년 장쑤성의 모든 소매 전력 패키지 에너지 구성 요소는 다음과 같은 통일된 공식을 따릅니다.
소매 패키지 에너지 가격 = 도매 시장 가격 + 협상 가격 조정 + Kₐₗₗₒc × 월별 비용 배분 가격
도매 시장 가격은 전력 판매사가 중장기, 하루 전, 실시간 시장에서 조달한 시간대별 물량과 가격을 종합적으로 반영하며 매월 공표됩니다. 협상 가격 조정은 전력 판매사와 소매 고객 간에 합의됩니다. Kₐₗₗₒc는 관련 월별 배분 비용이 고객에게 전가되는 비율을 결정합니다.
고정 가격과 시장 연동 전력량을 결합한 2026년 하이브리드 모델과 비교하면, 새로운 공식은 고정 가격 전력 비중과 현물 가격 연동 전력 비중과 같은 매개변수를 제거합니다. 모든 전력량은 적용 가능한 비용 배분 구성 요소에 따라 도매 시장 가격에 협상 조정을 더한 값으로 정산됩니다. 전력 판매사는 여전히 거래 역량을 통해 조달 비용을 낮출 수 있지만, 고정 소매 가격과 도매 시장 움직임 간의 스프레드에 포지션을 취할 수는 없게 됩니다.
피크-밸리 구조는 유지되며, 시간대별 기준 가격도 도매 시장에서 산출
2027년 장쑤성은 고객과 전력 판매사가 시간대별 또는 비시간대별 패키지를 선택하고 기간별로 서로 다른 가격 조정을 합의하는 것을 계속 허용합니다. 따라서 고정 가격이 단계적으로 폐지되더라도 피크, 평상, 밸리 가격 구조는 유지됩니다.
변경 사항은 시간대별 패키지의 각 기간 기준 가격도 도매 시장에서 산출된다는 점입니다. 가격 책정은 인도 전에 고정된 세 가지 절대 피크, 평상, 밸리 가격보다는 "해당 기간의 월별 도매 가격에 해당 협상 조정을 더한 값"을 점점 더 따르게 됩니다.
장쑤성이 2027년 전력 거래 관련 고시를 공식 발표하기 전까지 시간대별 가격 조정 비율, 경고 임계값, 가격 상한 배율과 같은 매개변수는 2026년 수준을 참조합니다. 이후 정책 변화와 시장 상황에 따라 조정될 수 있습니다.
지침은 또한 에너지 구성 요소에 대한 상한 메커니즘을 유지합니다. 따라서 고객의 가격 노출은 일정 한도 내에 있지만, 상한은 고정 가격으로의 회귀가 아닌 위험 완충 장치 역할을 합니다. 고객은 여전히 도매 가격, 배분 비용, 자신의 소비 패턴이 월 평균 정산 가격에 어떻게 복합적으로 영향을 미치는지 평가해야 합니다.
장쑤성은 더 광범위한 전환의 일부: 11개 성·시가 고정 시간대별 요금제 변경 추진
장쑤성의 조정은 고립된 움직임이 아닙니다. 공개 정보를 검토한 결과, 11개 성·시가 전력 시장에 참여하는 고객에게 더 이상 정부가 정한 고정 시간대별 요금제가 적용되지 않는다는 내용의 고시를 발표했습니다. 9개 지역은 변경 사항을 시행했으며, 장쑤성과 산시성의 조치는 이전까지 진행 중인 상태였습니다.
고정 시간대별 요금제 폐지를 시행한 9개 지역은 다음과 같습니다.
구이저우, 허베이(주로 허베이 남부 전력망 지역), 후베이, 산시, 지린, 윈난, 충칭, 랴오닝, 허난.
시행 방식은 지역마다 다릅니다. 후베이, 충칭, 허베이 남부 전력망 지역, 산시, 지린은 중장기 전력 거래에 직접 참여하는 주체에 대해 요금 기간과 가격 수준이 더 이상 행정적으로 규정되지 않는다고 명시했습니다. 시간대별 가격은 대신 시장에서 결정됩니다.
허난, 구이저우, 윈난은 상업 및 산업용 시간대별 요금제에 대한 최신 조정에서 시장 참여 고객에게 더 이상 고정 시간대별 요금제가 적용되지 않는다고 규정했습니다. 장쑤성은 소매 패키지 공식을 개정하여 도매 시장 가격을 전가하고 있습니다. 단계적 접근 방식은 행정적으로 정의된 시간대별 요금제를 백스톱으로 유지하면서 시장 기반 시간대별 가격 책정이 적용되는 전력 비중을 점진적으로 확대합니다.
정책적 근거는 명확합니다. 중장기 전력 시장 기본 규칙은 2025년 12월 국가발전개혁위원회와 국가에너지국이 공동 발표했으며, 2026년 3월 1일부터 시장 거래에 직접 참여하는 주체에게 더 이상 정부가 규정한 시간대별 요금 수준과 기간이 적용되지 않는다고 규정하고 있습니다. 이는 40년 이상 유지되어 온 고정 시간대별 요금제 프레임워크의 체계적인 단계적 폐지의 시작을 의미합니다.
장기적으로는 산시, 광둥, 산둥, 간쑤, 내몽골, 후베이, 저장, 허베이 남부 전력망 지역, 안후이의 전력 현물 시장이 정규 운영에 들어갔으며, 산시와 랴오닝은 연속 정산 시범 운영을 진행하고 있습니다. 더 성숙한 현물 시장은 도매-소매 가격 연동의 기반을 제공합니다.
국가적 방향은 명확합니다. 패키지 명칭, 상한 메커니즘, 비용 배분 방식은 다를 수 있지만, 도매 비용을 소매 고객에게 전가하는 채널은 점점 더 명확하게 정의되고 있습니다.
소매 서비스 수수료는 성별로 큰 차이를 보이며, 장쑤성은 상대적으로 높은 편
SMM이 대표적인 중장기 소매 전력 패키지의 평균 서비스 수수료를 매일 추적한 결과, 2026년 10월 16일 기준 표본 견적은 MWh당 0.60위안에서 8.50위안 범위로 나타나 성별로 상당한 차이를 보였습니다.
산시성의 "시장 연동 가격 + 고정 스프레드" 패키지는 MWh당 8.50위안으로 표본 중 가장 높았습니다. 장쑤성에서는 시간대별 및 비시간대별 변동 가격 패키지가 각각 MWh당 7.40위안과 7.20위안으로 견적되어 차이가 MWh당 0.20위안에 불과했습니다.
광시에서는 시장 연동 패키지가 MWh당 4.20위안으로 견적된 반면 고정 가격 패키지는 MWh당 1.65위안으로, 두 상품 간 뚜렷한 격차를 나타냈습니다. 저장성의 녹색 전력 현물 연동 패키지는 MWh당 1.50위안이었고, 비녹색 전력 대응 패키지는 MWh당 1.30위안으로 녹색 전력 프리미엄이 약 MWh당 0.20위안임을 시사했습니다.
장시성의 "중장기 평균 가격 + 현물 연동" 패키지는 MWh당 1.05위안으로 견적되었고, "고정 가격 + 현물 연동" 패키지는 MWh당 0.85위안이었습니다. 광둥성의 경쟁 배분 패키지는 MWh당 0.60위안으로 표본 중 가장 낮았습니다.
이러한 큰 차이가 반드시 서비스 수수료가 낮은 성의 전체 전력 비용이 더 낮다는 것을 의미하지는 않습니다. 도매 가격 벤치마크, 불균형 책임, 위험 보장, 녹색 전력 속성, 비용 배분 메커니즘, 최소 거래량 요구 사항이 패키지마다 다릅니다.
전력 판매사는 운영 초점을 조정해야 하며, 고객은 위험을 재평가해야 합니다
전력 판매사의 경우, 조달 포트폴리오 관리, 부하 예측, 현물 거래, 불균형 관리, 고객 서비스의 중요성이 점점 더 커질 것입니다. 수익 모델은 고정 가격 스프레드 위험을 부담하는 방식에서 협상 가격 조정과 전문 거래 역량을 수익화하는 방식으로 전환됩니다. 도매-소매 가격 연동이 전력 판매사의 위험을 제거하지는 않습니다. 이행 보증 요구 사항, 예측 오류, 현금 흐름, 고객 관리가 계속해서 사업 성과에 직접적인 영향을 미칠 것입니다.
상업 및 산업용 고객의 경우, 패키지 선택은 협상 가격 조정의 비교를 넘어서야 합니다. 최소한 고객은 네 가지 요소를 검토해야 합니다. 도매 시장 가격이 어떻게 계산되는지, Kₐₗₗₒc의 가치와 부호 규약, 가격 상한 적용 여부, 시간대별 소비 패턴, 불균형, 조기 종료에 관한 계약 조항입니다. 대규모 전력 사용자의 경우, 자체 부하 프로파일과 전력 판매사의 통합 고객 포트폴리오 간의 적합성이 서비스 수수료에서 MWh당 1~2위안을 절약하는 것보다 더 중요할 수 있습니다.
상업 및 산업용 에너지 저장 및 분산형 태양광 프로젝트의 경우, 고정 연간 피크-밸리 스프레드에 기반한 수익 평가는 업데이트가 필요합니다. 저장 장치의 충전 및 방전 결정은 정적인 피크 및 밸리 기간보다 실제 정산 가격 프로파일을 점점 더 반영해야 합니다. 분산형 태양광 자가 소비의 가치도 정오 도매 가격이 하락할 때 회피된 전력 비용 측면에서 재평가되어야 합니다. 프로젝트 모델은 소매 패키지의 에너지 가격만으로 전체 프로젝트 수익을 추정하는 대신 에너지 구성 요소, 서비스 수수료, 배분 비용 및 기타 전기 요금 구성 요소를 포함해야 합니다.
