10月15日，随着新一轮电价改革的启动，我国电力市场化改革又迈出了重要一步。

电价改革启动三天以来，山东、江苏等地组织开展了深化煤电价格市场化改革后的首次交易。平均交易价格高于基准电价& ldquo顶部浮动& rdquo(最高价格上浮不超过20%)。

缓解电力供应不足

为落实全国例会的工作安排，10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确提出将市场交易电价浮动区间扩大至& ldquo原则上波动不得超过& rdquo，高耗能企业的市场交易价格不受20%浮动限制；保持居民、农业和公益事业用电价格稳定。

今年以来，作为发电主要动力来源的煤炭价格稳步上涨。虽然燃煤电厂仍坚持在国家统一指挥下保证电力供应，但累积的亏损客观上影响了发电的积极性。

记者发现，此轮电价改革实施首日，山东、江苏等地电力市场交易价格均较基准价格上涨，基本触及此轮电价改革要求的上限。如10月15日，山东电力交易中心组织了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易。共有49家燃煤发电企业(97台)、79家售电公司和5家电力用户参与交易，交易金额110.7亿千瓦时，平均交易价格较基准电价上涨19.8%。同日，江苏组织10月中旬挂牌交易，总交易量19.98亿千瓦时，成交均价468.97元/兆瓦时，较基准价上涨19.94%。

北京特一阳光新能源总裁齐海申从两个方面向记者解释。第一，江苏省和山东省是除内蒙古自治区外火电发电量最高的省份，也是除广东省和浙江省外电力缺口最大的省份，减排压力也大。在内蒙古自治区，不缺电、有电送出的情况下，江苏、山东、广东、浙江等四省购电需求最大。第二，电价接近20% & ldquo；顶部浮动& rdquo交易显示购电省份电力市场需求旺盛，当地经济发展势头强劲。

事实上，今年8月和9月，已经有部分地区出台了电价改革方案。如贵州、广东等省相继下发通知，实施分时电价政策，在电价持平的基础上上下浮动一定比例，形成峰谷电价，引导电力用户削峰填谷，保障电力系统安全运行。此外，浙江省发改委将分时电价政策调整范围限定为大型工业电价用户(不含电气化铁路牵引用电等)。国家规定)，一般工商业、居民和农业电价用户的分时电价政策本次不作调整；一般工商业电价用户自2024年起全部执行分时电价，具体价格和峰谷时段另行制定。

IP首席经济学家白文喜告诉记者，竞争性、市场化交易形成的电价，可以更好地平衡发电侧、配电侧和电力用户之间的供求关系，引导电力资源的配置和产销，促进电力生产，提高电力供应和保障能力。是现阶段平衡电力市场各方冲突和利益的好办法。

& ldquo价格机制改革是电力改革的核心。& rdquo无锡数字经济研究院执行院长吴琦告诉记者，电价改革的意义在于缓解当前煤电矛盾和限电现象，缓解电力供应紧张的困境，使电价更好地反映电力市场供求状况和发电企业成本变化，建立市场化的电价形成机制；引导工商企业和居民合理、绿色用电，严格控制& ldquo二& rdquo盲目开发项目，帮& ldquo双碳& rdquo实现目标。

上市公司回应市场关注

电价改革也引起了资本市场的关注。有投资者在沪深交易所互动平台上提问相关行业上市公司的经营状况及对策，上市公司积极响应。

深圳某上市公司回应:& ldquo2021年上半年，公司市场化用电量占比约37.90%。公司将密切跟踪电力市场改革形势，积极适应电力市场，加强电力营销能力建设，争取更好的电价。& rdquo

另一家新能源公司回应称& ldquo目前，燃煤发电的基准电价机制是& lsquo基准价格+波动& rsquo市场化价格机制，基准价格根据当地现行燃煤发电基准上网电价确定。本次修订调整了波动范围。如果基准价上调，将对公司收入和利润产生积极影响。& rdquo

渐康认为& ldquo电价改革在一定程度上提高了电力企业的销售价格，但目前煤价仍然偏高。燃煤电厂需要与煤炭生产企业签订长期合作保障协议，保证煤炭供应稳定，平滑电力生产成本。高耗能企业应重新考虑其生产成本，提高AG Asia国际官方运动会的生产技术，提高能源利用效率，践行国家制定的经济发展模式由粗放型向集约型转变的战略方针，提升产品附加值和定价能力。& rdquo

在吴琦看来，电价改革会带来很多影响。首先，对于发电企业来说，有利于缓解煤价高企带来的巨大成本压力。发电侧全面放开燃煤发电机组进入市场，用电侧全面推进工商业用户进入市场，按市场价格购电，有利于形成发电侧和售电侧& ldquo多买多卖& rdquo竞争市场。其次，对于电网企业来说，将逐步退出运营用户的统购统销业务，回归为安全用户提供输配电和供电服务的本源和主业。三是对高耗能企业而言，交易价格上涨较多，用电成本大幅上升，有利于抑制高耗能行业盲目发展，促进企业加大节能技术改造和绿色转型投入。