電改實施首日（10月15日），江蘇、山東組織開展了市場交易，兩省電價上浮均在19.8%及以上。

國家發改委10月12日印發了《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（下稱《通知》），提出調整燃煤發電交易價格上下浮動范圍均不超過基準電價的20%等內容，并明確該文件于10月15日起實施。

江蘇電力交易中心官網公示文件顯示，2021年10月中旬江蘇電力市場月內掛牌交易于10月15日11時結束。本次交易共有44家發電企業、69家售電公司及72家一類用戶參與月內掛牌交易申報。經過調度部門安全校核，最終成交294筆，成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦時。江蘇省煤電基準價為391元/兆瓦時，此次成交價據基準價上浮了19.94%。

山東電力交易中心官方公眾號顯示，山東電力交易中心在文件生效當日率先組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易。10月15日，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%。

19.8%、19.94%，兩省的電力成交價格都幾乎“觸頂”允許上浮范圍。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經表示，通過疏導電力交易價格，能在一定程度上提高發電企業的積極性，同時降低用戶用電的需求，從而緩解電力供需緊張的局面。

然而，相較于翻了一倍多的煤價，20%的電價上漲幅度似乎尚不能促成發電企業轉虧為盈的局面。

由中電聯發布的中國沿海電煤采購價格指數（CECI）顯示，10月7日到10月14日的一周里，動力煤價格達到1457元/噸（熱值為5500大卡），環比上漲34%左右。

對此，一名電力市場資深研究人士對記者分析，將煤電成本完全傳導至用戶側既不現實，也不公平。一方面，過去發電企業在煤炭價格低迷時，維持了較高的盈利空間，具有一定的抗風險能力。另一方面，發電企業可以通過提高煤炭利用效率等方式，優化生產經營狀況。同時，地方政府也給予了煤電企業支持政策，包括對接金融機構的信貸資金。因此，發電企業的穩定生產是有保障的。

值得注意的是，《通知》還提出高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。第一財經記者嘗試與江蘇、山東兩地電力市場交易中心聯系，詢問有關高耗能企業電力交易情況，但時值周末，記者未能撥通電話。

統計上一般將電力熱力的生產和供應業、石油加工煉焦及核燃料加工業、化學原料及化學制品制造業、有色金屬冶煉及壓延加工業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物制品業等六大行業，以及年耗能5000噸標準煤以上企業認定為高耗能企業。

林伯強認為，高耗能企業不受電價上浮限制是本次電價改革中最重要的一環。高耗能行業用電量約占全社會用電量的45%，在目前電力供需不平衡的情況下，電價上漲的空間很大。因此，如果完全執行《通知》，高耗能企業的用電需求將會明顯下降，可以有效保障其他用戶的電力需求。不過，目前尚未看到有關高耗能企業電力交易形式和交易價格的公開落地信息。

《通知》還提出，有序推動尚未進入市場的工商業用戶全部進入電力市場，取消工商業目錄銷售電價。對暫未從電力市場直接購電的工商業用戶由電網企業代理購電。鼓勵地方對小微企業和個體工商戶用電實行階段性優惠政策。因此，參與電力市場的交易主體也將進一步擴大。

“考慮到國家發改委的通知已經生效，同時各地面臨的冬季保供壓力加大，除了江蘇和山東兩個省份行動較快以外，其他省市也應該及時跟進相關市場化改革措施。”林伯強說。