市場化改革是我國體制改革進程中的重要里程碑，取消工商業用戶目錄銷售電價意味著我國從此告別沿用多年的政府目錄電價，電價真正實現“能漲能跌”，隨煤電上網電價而上下浮動。

今年下半年以來，我國大部分地區出現電力供需偏緊的現象，煤炭價格持續走高，一些地區出現拉閘。煤炭價格的持續高企，導致燃煤發電企業成本高于市場交易電價，普遍虧損。據了解，華電能源2021年前三季度凈虧損為14.7億元，主要原因一是期間煤價持續大幅上漲，燃料成本同比大幅攀升。京能電力前三季度凈虧損16.08億元、華能國際第三季度虧損近35億元、國電電力第三季度凈虧損13.55億元、大唐發電第三季度虧損16.23億元、華電國際第三季度凈利潤虧損17.74億元。

燃煤發電上網電價市場化改革措施的出臺，有利于進一步理順“煤電”之間的關系，促進電力供應穩定，對于整個電力系統具有積極影響。方案出臺后，多地紛紛行動，以新方案為標準組織電力市場化交易，成交價格上漲幅度基本觸及此輪電價改革要求的上限20%，下圖為14個地區電價市場化改革后的部分交易情況（不完全統計，歡迎大家文末留言補充）：

華東地區

山東：電價市場化改革方案下發后，用電大省山東身先士卒，于10月15日完成了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易。山東10月15日開展11月電力雙邊協商交易，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：同樣作為用電大省，江蘇電力市場化改革一直走在全國前列。10月15日，江蘇開展10月中旬月內掛牌交易，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%。此后江蘇又進行了煤電價格市場化改革后的第二次市場交易（11月份月度集中競價），共成交108.69億千瓦時，成交價格469元/兆瓦時，達到了基準電價上浮20%的上限，成交量也大幅提高，進一步夯實了煤電上網電價市場化改革的成效。

安徽：安徽10月月內集中交易是國家深化煤電上網電價市場化改革后組織完成的首次交易，共成交電量4.3億千瓦時，成交均價461.2元/千千瓦時，較燃煤基準價上漲19.98%。另外11月2日2021年11月份國網安徽省電力有限公司代理購電掛牌交易成交結果公告發布，意味著全國首個電網企業代理購電掛牌交易結果出爐！此次交易共成交電量2127465兆瓦時，成交電價461.28元/兆瓦時。按照安徽省燃煤基準價384.4元/兆瓦時計算，電價上浮20%！

福建：國家電價市場化改革方案下發后，福建省及時調整燃煤發電廠市場化交易價格的上下限，并于10月22日順利開展改革后首次交易——11月月度集中競價交易。據了解，本次交易有15家燃煤發電企業、48家售電公司和76家批發用戶參與交易，成交電量為76.72億千瓦時，統一邊際出清價格為0.471元/千瓦時，比福建燃煤發電基準價高7.78分/千瓦時，上浮19.79%。

東北地區

9月底，東北地區電力吃緊頻頻上熱搜，東北多地出現拉閘限電情況。電力市場化改革機制建立之后，東北地區的燃煤發電企業上網電價市場化改革落地實施。

省間市場：國網東北分布組織開展10月中旬月內省間掛牌電力交易，共成交電量1億千瓦時，此筆交易為電價市場化改革后東北地區的第一筆省間交易，標志著東北地區跨省電力交易正式啟動，燃煤發電企業上網電價市場化改革落地實施，實現了歷史性突破。

遼寧：10月28日遼寧完成燃煤發電上網電價市場化改革后首筆月度交易，交易電量2.3億千瓦時，成交均價0.439元/千瓦時，交易主體涵蓋省內工商業用戶、火力發電企業及部分風電、核電企業。據悉，本次交易中非高耗能企業電價達到上浮20%上限，部分高耗能企業交易電價上浮49.37%。

華中地區

湖北：據了解，日前湖北開展10月增量交易，成交價格499.32元/兆瓦時，按基準價0.4161元/千瓦時算，漲幅20%。湖北落實國家進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知，擴大燃煤發電市場交易電價上下浮動范圍，取消工商業目錄銷售電價，有序推動工商業用戶全部進入電力市場，真正建立起“能跌能漲”的市場化電價機制。

湖南：據悉，湖南10月27日完成11月月度火電雙邊協商交易，共有16家火電企業和73家售電公司參與，總成交電量為5370675兆瓦時，成交均價差89.63元/兆瓦時。按照湖南省燃煤基準價450元/兆瓦時計算，交易電價較燃煤基準價上浮19.92%。

另外，湖南10月28日完成11月火電集中競價交易，共有14家火電企業和8家售電公司參與，總成交電量82918兆瓦時，出清價差90元/兆瓦時，較燃煤基準價上浮20%。

河南：10月29日，河南完成電力直接交易合同改簽換簽工作，“能跌能漲”市場化電價機制初步形成。據了解，共有53家發電側市場主體、86家用電側市場主體達成交易，成交電量231億千瓦時，合同平均成交價格0.4534元/千瓦時，相較于河南省基準電價上漲近20%。

據悉，河南本次電力直接交易合同改簽換簽工作涉及6萬多戶工商業用戶，合同電量占河南省同期工商業用戶用電規模的三分之二，覆蓋省內全部燃煤發電企業。

華北區域

山西：山西10月21日開展11月月度競價交易，成交電量17.75億千瓦時，成交均價395.89元/兆瓦時，按照山西省燃煤基準價332元/兆瓦時計算，上浮19.24%。

內蒙古：內蒙古10月份電力交易中，蒙西新型戰略產業上漲3分，電解鋁和鋼鐵行業上漲2毛，鐵合金和電石等高耗能企業上漲2.5毛。

西北地區

陜西：陜西10月29日完成電價市場化改革后首次交易——2021年11月陜西省電力用戶、售電公司與發電企業集中競價直接交易。本次交易共有31家發電企業、48家售電公司、5家批發用戶參與，最終成交電量2822600兆瓦時，創今年以來月度競價交易成交量新高，可以看出新電價機制增加了煤電企業的交易意愿，對保持電力市場穩定有積極作用。本次交易價格為425.4元/兆瓦時，較燃煤上網基準價格上浮20%。本次交易中，因暫無高耗能企業清單，省內其余區域高耗能企業用戶序列、原地電榆林高耗能企業用戶序列無市場主體準入，成交電量0兆瓦時。

南方電網區域

為有效緩解當前階段電力供需矛盾，保障電力安全穩定供應，南方電網公司出臺《南方電網公司落實國家深化燃煤發電上網電價市場化改革工作方案》，加快推進電價市場化改革，完善主要由市場決定電價的機制。

據了解，廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區，11月起將實現煤電電量全部進入電力市場交易，實行上下浮動的市場化電價。

廣東：一直作為電改領頭羊的廣東，從今年5月以來價格一直上漲。電價市場化改革方案發布之后，廣東組織開展11月集中競價交易，采取絕對價格形式交易，成交價格上限554厘/千瓦時，下限372厘/千瓦時。最終總成交電量13953.78萬千瓦時，統一出清價差為554厘/千瓦時，頂格成交！

貴州：11月月度集中競價交易成交電價0.4217元/千瓦時，較基準價上浮19.97%。

廣西：2021年四季度雙邊協商交易成交電量153.7億千瓦時，最高成交價格61.5分/千瓦時，最低成交價格39.5分/千瓦時，平均成交價格53.6133分/千瓦時。據悉，廣西本次交易高耗能企業漲價44%，非高耗能用電企業電價漲了20%。

廣西2021年第四季度第二批雙邊協商交易成交電量23.6億千瓦時，最高成交價59.7168分/千瓦時，最低成交價40.63分/千瓦時，平均成交價格49.1928分/千瓦時。

電價燃煤發電上網電價市場化改革帶來的作用是多方面的。對于發電企業來說，可以有效緩解高煤價帶來的成本壓力，推動全部煤電電量和工商業電量進入市場交易，有利于理順“煤電”價格機制，緩解電力供應緊張局面；對于高耗能企業來說，用電價格不受上浮限制有利于促進高耗能企業加大技術改造投入、提高能源利用效率，推動產業結構轉型升級；對于整個電力行業來說，將加快推動電力中長期交易、現貨市場和輔助服務市場建設發展，促進電力行業高質量發展，支撐新型電力系統建設，服務能源綠色低碳轉型，并將對加快推動發用電計劃改革、售電側體制改革等電力體制其他改革發揮重要作用。

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