政策面左手“有序放开”(上网电价和用电价格)，右手“加强监管”(市场交易秩序)，“能涨能跌”的市场化电价改革让电力供应更有保障。

据《证券日报》记者不完全梳理，新一轮电价改革启动10日(截至记者发稿)，逾10省份已积极行动，燃煤发电上网电价市场化改革正在各地有序展开。其中，山东、江苏、贵州、安徽等地电力市场成交价均较基准电价上浮超19%；南方5省份以及甘肃、山西、江西、宁夏等地则加速实现煤电市场化交易。

接受《证券日报》记者采访的专家认为，将之前通过限电调节过高用电负载的方式转变为通过价格手段来调节，一方面提高了燃煤电厂发电的积极性，另一方面也使得限电不再一刀切，有助于企业根据电力成本安排好自己的生产计划。同时，对于高耗能企业则要重新考虑其生产成本，提高能源利用效率，实现高质量发展。

已有逾10省份主动推进

10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(以下简称《通知》)明确，扩大市场交易电价上下浮动范围，扩大为“上下浮动原则上均不超过20%”，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。新规自10月15日起实施。

电价市场化改革实施10日以来，山东、江苏、贵州、安徽等地电力市场成交价均较基准价有所上浮，基本触及此轮电价改革要求的上限。

例如，10月15日，山东电力交易中心组织开展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台机组)与79家售电公司和5家电力用户参与，成交均价较基准电价上浮19.8%；同日，江苏组织开展了10月中旬月内挂牌交易，成交价较基准价上浮了19.94%；10月21日，贵州电力交易中心组织开展了11月份月度集中竞价交易，经记者计算，统一出清交易价格较基准价上浮19.97%；10月24日，安徽电力交易中心发布10月份月内集中交易成交结果，经记者计算，较基准价上浮19.98%。

除了扩大市场交易电价上下浮动范围，《通知》明确，自10月15日起有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电等。

换言之，此前未参与市场的燃煤发电企业和工商业用户要全部进入市场。南方5省份已积极行动。据媒体报道，广东、广西、云南、贵州、海南5省份，11月份起将实现煤电电量全部进入电力市场交易，实行上下浮动的市场化电价。南方电网正在有序推动工商业用户全部进入电力市场交易，对还没有直接从电力市场购电的用户，由电网公司代理从电力市场购电，12月1日起，执行代理购电价格。此外，10月19日至22日，甘肃、山西、江西三省和宁夏回族自治区先后宣布，取消一般工商目录销售电价，有序推动工商业用户全部进入电力市场。

除了上述对电价市场化改革反应迅速的逾10省份，还有部分省(区、市)因相关落实措施尚未明确而延期组织交易。例如，10月14日，重庆电力交易中心发布通知称，目前实施方案尚在研究制定中，决定暂缓组织11月份电力直接交易。此外，为做好迎峰度冬电力保供工作，10月21日，北京电力交易中心提出，对于已签订的四季度省间中长期燃煤发电合同，经原合同方协商一致，可对交易价格进行调整。

上市公司回应投资者关切

值得注意的是，电价改革也被推至资本市场聚光灯下。截至10月25日记者发稿，已有部分投资者在沪深交易所互动平台上，对相关产业的上市公司经营情况和应对措施等进行提问，上市公司则积极回应。

例如，一家广东新能源公司回复称，“目前，公司大部分核电机组计划电价相较燃煤基准电价有一定竞争性，公司将紧跟电力市场改革形势和相关政策，充分发挥核电边际成本低等优势，加强电力市场营销能力建设，及时调整电力营销策略，争取更多的电量和更优的电价。”

另一家江西新能源公司表示，“公司现正根据当地相关要求与配售电客户开展合同的改签、换签和补签的相关工作。此次电价改革有利于进一步理顺‘煤电’关系，是电力市场化改革的重大举措。”

还有一家山西新能源上市公司介绍，2021年上半年，公司所属电力和煤炭业务营业收入占比分别为46.90%、32.46%。公司将全力做好冬季电力运行和供热供应准备：一是确保供热机组运行稳定；二是积极通过四季度长协煤增量及拓展煤炭采购渠道保证电厂用煤；三是与热力公司协调，争取预收热费，经积极协调属地政府，相关地方政府已批准了热费上涨。

专家：供需侧应综合施策

“电价市场化改革是价格机制改革和能源体制机制改革的核心内容，在当前‘双碳’目标大背景下，能耗双控等问题使得电价改革更具必要性和紧迫性。”无锡数字经济研究院执行院长吴琦对《证券日报》记者表示，各地在前期从政策到举措都做了大量试点和准备，具备了迅速开展的基础和条件。后续还需营造公平、有序的市场竞争环境，广泛吸纳各类市场主体参与，促进市场整体效率提升。

中国国际经济交流中心经济研究部副部长刘向东告诉《证券日报》记者，此次煤电供需不匹配触发的燃煤电价改革，有力地推动了电力市场化改革进程，通过市场化机制引导上下游价格顺利传导，将有利于产业链各环节健康有序发展，既可以促进煤电价格回归合理区间，也能运用市场化办法有效调节电力供需，从而确保能源安全稳定供应和人民群众温暖过冬。

吴琦认为，建立市场化的电价形成机制可以更好地反映电力供需形势和成本变化，缓解火电企业成本高企的困境；对下游用电企业来说，有利于引导工商企业理性用电、绿色用电，在改善电力供需、保障安全供应的同时，助力“双碳”目标的实现。

天风期货研究所煤炭研究员康健对《证券日报》记者表示，电价改革，将上浮限制提升至20%，且高耗能行业用电价格的上浮不受限。将之前通过限电调节过高用电负载的方式转变为通过价格手段来调节，有助于企业根据电力成本安排好自己的生产计划。对于高耗能企业则要重新考虑其生产成本，改善生产工艺，提高能源利用效率，践行国家将粗放型向集约型的经济发展模式转变的方针，提升产品的附加值和定价权。

对于下一步保障电力供应市场平稳发展，刘向东表示，短期要加大煤电供需双方的协调，有效缓解迎峰度冬电力需求，重点在保供上“下功夫”；中长期来看，要进一步推进煤电全产业链市场化改革，完善市场决定电价的机制，推动煤炭和电力价格围绕供需基本面波动；同时，加强煤电市场监管，维护煤电正常市场秩序，保障发电工业和民生用煤需求。

在吴琦看来，需要从供需两侧综合施策，供给侧方面，要进一步优化机制设计，完善配套细则，激励煤炭企业进一步释放产能，增加发电企业电力供应；需求侧方面，要鼓励和支持提升用电效率，倡导理性用电。