10月15日，隨著新一輪電價改革啟動，中國電力市場化改革又邁出重要一步。
電價改革啟動3天以來，山東、江蘇等地已各自組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易，成交均價較基準電價“頂格上浮”(不超過上浮20%的價格最大值)。
緩解電力供應緊缺局面
為落實國常會工作部署，10月12日，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》明確：擴大市場交易電價上下浮動范圍，擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制;保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定。
今年以來，作為發電主要動力來源的煤炭價格節節走高，雖然燃煤電廠在國家統一指揮下仍堅持保障電力供應，但不斷累積的虧損卻在客觀上影響了發電的積極性。
記者發現，在此輪電價改革實施首日，山東、江蘇等地電力市場成交價均較基準價有所上浮，基本觸及此輪電價改革要求的上限。例如，10月15日，山東電力交易中心組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易，共有49家燃煤發電企業(97臺機組)與79家售電公司和5家電力用戶參與，成交電量110.7億千瓦時，成交均價較基準電價上浮19.8%;江蘇同日組織開展了10月中旬月內掛牌交易，共成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦時，較基準價上浮19.94%。
北京特億陽光新能源總裁祁海珅從兩方面向記者解析稱，一是江蘇省和山東省是我國除內蒙古自治區外火力發電最高的省份，也是除廣東省和浙江省外電力缺口最大的省份，減排壓力也較大。在內蒙古自治區不缺電力還外送電力的情況下，江蘇、山東、廣東、浙江等四省的外購電力需求最大。二是電價接近20%的“頂格上浮”成交，說明購電省份的電力市場需求旺盛，當地經濟發展動能強勁。
實際上，今年八九月份已有部分地區下發電價改革方案。例如，貴州、廣東等省份先后發布通知，執行分時電價政策，在平段電價基礎上，上下浮動一定比例，形成高峰電價和低谷電價，引導電力用戶削峰填谷，保障電力系統安全運行。此外，浙江省發改委將分時電價政策調整范圍限定為大工業電價用戶(不包括國家有專門規定的電氣化鐵路牽引用電等)，一般工商業、居民、農業生產等電價用戶的分時電價政策本次不調整;一般工商業電價用戶自2024年起全部執行分時電價，具體價格和峰谷時段另行制定。
IPG首席經濟學家柏文喜對記者表示，競爭化與市場化交易形成的電價，可以較好地平衡發電側、配電側與電力用戶的供求關系，引導電力資源配置與產銷，促進電力生產，以提升電力保供能力，是現階段平衡電力市場各方矛盾沖突與利益訴求的較好方式。
“價格機制改革是電改的核心。”無錫數字經濟研究院執行院長吳琦對記者表示，電價改革的意義是緩解當前煤電矛盾和限電現象，緩解電力供應緊缺的困境，讓電價更好地反映電力市場供需形勢和發電企業的成本變化，建立市場化電價形成機制;引導工商企業和居民理性用電、綠色用電，嚴控“兩高”項目盲目發展，助力“雙碳”目標實現。
上市公司回應市場關切
電價改革也獲得資本市場的關注，部分投資者在滬深交易所互動平臺，對相關產業的上市公司經營情況和應對措施等進行了提問，上市公司給予了積極回應。
深圳一家上市公司回應稱：“公司2021年上半年市場化電量占比約37.90%。公司將緊跟電力市場改革形勢，主動適應電力市場，加強電力市場營銷能力建設，爭取更優的電價。”
另一家新能源公司則回應稱，“目前現行燃煤發電標桿上網電價機制為‘基準價+上下浮動’的市場化價格機制，基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，此次修改對上下浮動范圍做出了調整，若基準價上調，將對公司收入和盈利產生積極影響。”
康健認為，“電價改革在一定程度上提高了電力企業的售電價格，但當前煤價依然較高，燃煤電廠需要通過與煤炭生產企業簽訂長協保供協議來保障電煤供應穩定，同時平滑電力生產成本。高耗能企業則要重新考慮其生產成本，改善生產工藝，提高能源利用效率，踐行國家制定的經濟發展模式由粗放型向集約型轉變的戰略方針，提升產品的附加值和定價權。”
在吳琦看來，電價改革將帶來多方面影響。首先，對發電企業來說，有利于緩解煤價高企帶來的巨大成本壓力。發電側全面放開煤電機組進入市場，用電側推動工商業用戶全面進入市場，按市場價格購電，有利于形成發電側和售電側“多買多賣”的競爭性市場。其次，對電網企業來說，將逐步退出經營性用戶的統購統銷業務，回歸提供輸配電、保障性用戶供電服務的本源和主業。第三，對高耗能企業來說，交易電價上浮更多，用電成本將大幅上升，有利于遏制高耗能行業盲目發展，推動企業加大節能技改投入和綠色化轉型力度。
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