电价如何走出“能跌难涨”怪圈？
中国电力市场建设存在的根本问题是电价“能跌难涨”，因为电力涉及整体经济发展，维持低价只是电力企业亏损，涨价则增加各领域企业成本。
（本文首发于2021年10月28日《南方周末》）
中国电力体制改革已开展近20年，核心难点仍是电价市场化。 （IC photo/图）
2021年10月12日，国家发展改革委（下称“发改委”）印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“通知”），公布放开全部燃煤发电电量上网电价、扩大市场交易电价上下浮动范围、推动工商业用户全部进入电力市场等系列改革措施。
在同日举行的新闻发布会上，发改委价格司司长万劲松表示，此次改革“是电力市场化改革又迈出的重要一步”，“核心是真正建立起了‘能跌能涨’的市场化电价机制”。
此前一个月，“限电潮”席卷全国20个省市。湖南、宁夏、上海等地相继出台政策，允许煤电市场交易价格上浮。
自2002年国务院印发《电力体制改革方案》算起，中国电力体制改革已开展近20年。此次改革，究竟改了什么？
从煤电联动到电力交易市场
20年前，中国的电力系统实行垄断经营，指令性计划体制色彩明显，政企不分、厂网一体。电力由电网统购统销，价格按照政府制定的目录电价执行。电网既是发电厂的唯一买家，也是电力用户的唯一卖家，不仅负责电力输配和调度，也通过上下游价差获取收益。
2002年，国务院发布的《电力体制改革方案》提出“打破垄断，引入竞争”，要求“充分发挥市场配置资源的基础性作用”。随后，垄断电力经营的国家电力公司被拆分，组建两大电网公司、五大发电公司和四个辅业公司，实现“厂网分离”“主辅分离”，初步形成电力市场主体多元化竞争格局。
但电力交易机制依然缺失，售电侧缺乏有效竞争。在当时的环境下，电力价格调整主要执行煤电联动机制，由政府进行调控。
2004年，随着煤炭供应趋紧，煤电价格矛盾突出，发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见》，要求根据煤炭价格变化调整电价。 但具体调整由发改委管控，不由市场自发调节。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强曾参与煤电联动机制设计。他告诉南方周末记者，最初设计时，他和其他专家曾建议有关部门将此作为自动机制，即煤价上涨后按照公式自动测算电价相应上涨幅度，不由政府干预调节。
林伯强表示，煤电联动机制设计中不完美的地方在于，是否启动这一机制依然由政府决定。出于宏观经济考虑，政府对于上调电价态度谨慎，即便煤价上涨达到规定水平，也不全然按照设计启动煤电联动机制。自建立之后，煤电联动机制仅启动两次。
此后，新一轮电改启动。2015年3月，中共中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出“管住中间、放开两头”体制架构，即电网输配电价由政府管控，发电侧和售电侧电价有序放开。
作为新一轮电改配套文件，2015年11月，国家发改委、能源局印发《关于推进电力市场建设的实施意见》，要求“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。
电改进入电力市场建设阶段。林伯强介绍，电力市场的建设初衷是为了解决“市场煤、计划电”的矛盾，理顺电力价格机制，利用市场提高资源配置效率。
以售电公司为核心
按照制度设计，电力市场由电力交易中心组织，发电厂、售电公司、电力用户、电网四方参与。
“这样一个机制设计出来后，就多了两个主体，一个是市场管理机构电力交易中心，相当于证券交易平台。另外多了一个商业环节，就是售电公司，来做电力资源的对接。”广州一家售电公司的董事长张传名对南方周末记者说。
售电公司主要业务模式是从发电厂购买电力，再转卖给工商业用户，从中赚取差价，并向用户提供用电规划等服务，帮助其节省用电成本。
电改之前，这部分差价由电网获取。为增强售电侧竞争性，2015年新一轮电改提出，“鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。”售电公司由此产生，成为电力交易的核心角色。
2016年，售电公司开始大量出现。企查查数据显示，2016年经营业务包含“售电”的公司多达3985家，是上一年的近3倍。
在售电公司纷纷出现时，当年46岁的张传名决定辞职投身其中。当时他是南方电网办公厅的处长，在电力行业浸润已近30年。
张传名向南方周末记者回忆，自己当时读新电改政策读到走火入魔，觉得应该去干点事情，就在2016年辞职离开南方电网，次年创办公司，开展售电业务。他头发花白，戴一副金边眼镜。
张传名介绍，售电公司分为两类，一类为发电厂设立的售电公司，另一类为不具备发电厂背景的独立售电公司。前者在市场份额中占多数，广东地区零售侧售电份额的60%-80%由此类售电公司占据。
该公司售电事业部副总裁李森介绍，公司的客户主要为年用电量在几百万到一两千万度的企业，他所接触的客户以中小型加工企业居多，2020年公司的总售电量达20亿度。
李森表示，年用电量更大的企业倾向于和有发电厂背景的售电公司合作，相比于独立售电公司，此类售电公司对合同执行更有保障。
按照电力交易规则，多数电力用户参与市场交易需由售电公司代理购电，用电量大到满足市场准入门槛的用户可直接与发电厂交易。比如，2021年广东省的这一准入标准设定为年用电量8000万度及以上的工业用户或年用电量5000万度及以上的商业用户。
张传名告诉南方周末记者，即便满足用电量标准，选择向发电厂直接购电的企业也非常少，广东达到这一标准的大用户中只有两家和发电厂直接交易。
“因为这样对他是极为不利的，偏差要由他自己承担。”张传名解释，由于电力生产是实时的且无法储存，用户购买的电量和实际使用情况可能出现偏差。电力交易中心设有允许偏差范围，超出这一范围的电量将以更高价格购买。
“现在广东的规则是，你买100度的电，允许偏差范围是4%，也就是说实际用电量需要在96度到104度之间。”张传名介绍，如果用户直接与发电厂交易，引起偏差的风险需要自行承担，如果经由售电公司购电，由于售电公司同时掌握多个用户，单个用户的电量偏差可在内部调节，最终偏差风险由售电公司承担。
李森介绍，在电力市场交易中，发电厂、售电公司、电力用户之间的交易形式包括年度长协、月度竞价等。年度长协即一次性签订一年的交易合同，签订后价格锁定，不受市场变动影响。这一交易形式通过场外双边协商达成。
由于年度长协签订的交易量与实际需求往往存在出入，超出或不足的部分可通过月度竞价交易等方式调整。月度交易通过月度集中竞价、月度双边协商交易、月度挂摘牌交易实现。
“一般来说，我们每年的大头还是年度长协，月竞交易只是作为一个调偏差的交易品种。”一位业内人士透露，月度竞价一般也是在发电集团控制价格，月度双边和月度挂摘牌也是场外谈好价格，场内直接交易的，价格通常并无优势。
林伯强解释，双边协商达成的年度长协也属于市场交易，并不受政府干预，相比于集中竞价，这种交易方式价格波动较小，能源交易市场普遍以长协为主。
“更便宜的一部分从哪里出？”
电力交易市场建立后，用电实行双轨制，用户可进入市场按市场价进行交易，也可在场外由电网企业供电，接受目录电价。
自建立以来，电力交易市场的价格仍受政府管制。无论与发电厂直接交易，还是通过售电公司购电，电力用户只要进入交易市场，所获得的电价都要比在场外向电网购电更便宜，最高与场外目录电价持平。
“电改之初提出的嘛，参加市场化要释放改革红利，所以进来就都有好处。”张传名解释。
2019年，发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，提出燃煤发电上网电价以市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。工商业用户用电价格与之联动，不再执行目录电价。
其中，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
但该意见仅要求具备市场条件的地区执行“基准价+上下浮动”价格机制，且2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。
“释放改革红利，就是让用户用电比目录电价更便宜，这样理解的话，更便宜的一部分从哪里出？”张传名分析，电网收取的价格已由国家核定，又要留出一部分利润空间给售电公司这样的商业环节，让利部分只能从发电厂获取。
但在当前煤价高企的境况下，从发电厂“割肉”已不可持续。“现在煤价实在太贵了，每吨到厂价格已经超过2000块钱，去年的时候价格一直还是三位数，现在2000多，这差别有多大？”李森表示。
在此背景下，此次发改委发布的《通知》希望推动工商业电价上涨，将上游煤炭成本向下游电力用户传导。
通知明确，“各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。”此外，“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，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。”
取消目录电价，意味着以往电力交易的价差模式不复存在，即便以价差模式来衡量，在煤炭价格高企的行情下，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大后很可能出现“正价差”，即市场交易价格高过原有目录电价。
如此，用户会愿意接受吗？
让市场接受涨电价并不容易
张传名分析，从目前煤炭价格行情看，电价上涨至20%上限是大概率事件。但让市场接受涨电价并不容易。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向南方周末记者解释，由于电力属于基本投入，居民电价涉及民生，涨价极为谨慎，工商业电价又涉及各地经济发展，涨价也面临阻力。“就是降电价没有问题，涨的话问题全来了。”
现行体制下，五大发电集团属于央企，钢铁厂等用电大户多属地方国企，维持低电价意味着发电企业自行消化成本，损失由中央承担，电价上涨则增加地方国企成本，由地方政府承担。
“一动电价，就涉及GDP，涉及国企，涉及地方政府，这都是问题，所以涨价就比较难。”林伯强感叹，“其实也不能养成这种习惯，一个市场哪有说只许跌不许涨的？”
10月12日改革措施发布后，电力交易价格出现上浮。10月15日结束的江苏电力市场月内挂牌交易成交均价较基准价上浮19.94%，逼近浮动上限，出现江苏省售电交易首次正价差。
李森告诉南方周末记者，他的不少客户都接受不了涨价，反映最近几个月都在亏本，一天之内有好几家向他询问能否退市。
“原来电是让利市场，要规定达到一定规模才允许进入，现在变成亏本市场，企业进入市场要花比目录电价更高的价格买电，这样大家就不愿进入了，会想要退出。”鞍钢联众电力负责人对南方周末记者分析。
但在实际操作中，退市很难实现。
《通知》提出，“推动工商业用户都进入市场”，“对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成”，“已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行”。
换言之，已经参与市场交易的用户一旦退出市场，非但不能享受以往的目录电价，购电价格还要按照其他用户的1.5倍计算。未进入市场的用户则由电网企业代理，参与市场交易。
“收费是由电网收费，你是跑不掉的，除非你不用电。”李森告诉南方周末记者，由于电力调度和费用结算必须经过电网，只要用户还有用电需求，退市后就无法避免支付其他用户1.5倍电价。
林伯强认为，中国电力市场建设存在的根本问题是电价“能跌难涨”，因为电力涉及整体经济发展，维持低价只是电力企业亏损，涨价则增加各领域企业成本。出于宏观经济考虑，政府对电价放开非常谨慎。
他表示，此次改革能够在一定程度上缓解煤价高企带来的发电企业亏损、电力短缺问题，但见效不一定快。原因在于，当前的浮动范围仍在控制之下，和煤价涨幅相比，电价即便上涨20%也不能抵消发电企业的亏损。能够产生较大影响力的措施在于对高耗能企业用电价格不做限制，地方政府如能落地执行，将起到一定效果。
目前，河南等地已发布政策，将煤电市场交易价格浮动范围扩大至20%。广西于10月17日发布通知，要求高耗能企业电价直接上浮50%进行结算。
（应受访者要求，李森为化名）
电价如何走出“能跌难涨”怪圈？
中国电力市场建设存在的根本问题是电价“能跌难涨”，因为电力涉及整体经济发展，维持低价只是电力企业亏损，涨价则增加各领域企业成本。
（本文首发于2021年10月28日《南方周末》）
中国电力体制改革已开展近20年，核心难点仍是电价市场化。 （IC photo/图）
2021年10月12日，国家发展改革委（下称“发改委”）印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“通知”），公布放开全部燃煤发电电量上网电价、扩大市场交易电价上下浮动范围、推动工商业用户全部进入电力市场等系列改革措施。
在同日举行的新闻发布会上，发改委价格司司长万劲松表示，此次改革“是电力市场化改革又迈出的重要一步”，“核心是真正建立起了‘能跌能涨’的市场化电价机制”。
此前一个月，“限电潮”席卷全国20个省市。湖南、宁夏、上海等地相继出台政策，允许煤电市场交易价格上浮。
自2002年国务院印发《电力体制改革方案》算起，中国电力体制改革已开展近20年。此次改革，究竟改了什么？
从煤电联动到电力交易市场
20年前，中国的电力系统实行垄断经营，指令性计划体制色彩明显，政企不分、厂网一体。电力由电网统购统销，价格按照政府制定的目录电价执行。电网既是发电厂的唯一买家，也是电力用户的唯一卖家，不仅负责电力输配和调度，也通过上下游价差获取收益。
2002年，国务院发布的《电力体制改革方案》提出“打破垄断，引入竞争”，要求“充分发挥市场配置资源的基础性作用”。随后，垄断电力经营的国家电力公司被拆分，组建两大电网公司、五大发电公司和四个辅业公司，实现“厂网分离”“主辅分离”，初步形成电力市场主体多元化竞争格局。
但电力交易机制依然缺失，售电侧缺乏有效竞争。在当时的环境下，电力价格调整主要执行煤电联动机制，由政府进行调控。
2004年，随着煤炭供应趋紧，煤电价格矛盾突出，发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见》，要求根据煤炭价格变化调整电价。 但具体调整由发改委管控，不由市场自发调节。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强曾参与煤电联动机制设计。他告诉南方周末记者，最初设计时，他和其他专家曾建议有关部门将此作为自动机制，即煤价上涨后按照公式自动测算电价相应上涨幅度，不由政府干预调节。
林伯强表示，煤电联动机制设计中不完美的地方在于，是否启动这一机制依然由政府决定。出于宏观经济考虑，政府对于上调电价态度谨慎，即便煤价上涨达到规定水平，也不全然按照设计启动煤电联动机制。自建立之后，煤电联动机制仅启动两次。
此后，新一轮电改启动。2015年3月，中共中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出“管住中间、放开两头”体制架构，即电网输配电价由政府管控，发电侧和售电侧电价有序放开。
作为新一轮电改配套文件，2015年11月，国家发改委、能源局印发《关于推进电力市场建设的实施意见》，要求“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。
电改进入电力市场建设阶段。林伯强介绍，电力市场的建设初衷是为了解决“市场煤、计划电”的矛盾，理顺电力价格机制，利用市场提高资源配置效率。
以售电公司为核心
按照制度设计，电力市场由电力交易中心组织，发电厂、售电公司、电力用户、电网四方参与。
“这样一个机制设计出来后，就多了两个主体，一个是市场管理机构电力交易中心，相当于证券交易平台。另外多了一个商业环节，就是售电公司，来做电力资源的对接。”广州一家售电公司的董事长张传名对南方周末记者说。
售电公司主要业务模式是从发电厂购买电力，再转卖给工商业用户，从中赚取差价，并向用户提供用电规划等服务，帮助其节省用电成本。
电改之前，这部分差价由电网获取。为增强售电侧竞争性，2015年新一轮电改提出，“鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。”售电公司由此产生，成为电力交易的核心角色。
2016年，售电公司开始大量出现。企查查数据显示，2016年经营业务包含“售电”的公司多达3985家，是上一年的近3倍。
在售电公司纷纷出现时，当年46岁的张传名决定辞职投身其中。当时他是南方电网办公厅的处长，在电力行业浸润已近30年。
张传名向南方周末记者回忆，自己当时读新电改政策读到走火入魔，觉得应该去干点事情，就在2016年辞职离开南方电网，次年创办公司，开展售电业务。他头发花白，戴一副金边眼镜。
张传名介绍，售电公司分为两类，一类为发电厂设立的售电公司，另一类为不具备发电厂背景的独立售电公司。前者在市场份额中占多数，广东地区零售侧售电份额的60%-80%由此类售电公司占据。
该公司售电事业部副总裁李森介绍，公司的客户主要为年用电量在几百万到一两千万度的企业，他所接触的客户以中小型加工企业居多，2020年公司的总售电量达20亿度。
李森表示，年用电量更大的企业倾向于和有发电厂背景的售电公司合作，相比于独立售电公司，此类售电公司对合同执行更有保障。
按照电力交易规则，多数电力用户参与市场交易需由售电公司代理购电，用电量大到满足市场准入门槛的用户可直接与发电厂交易。比如，2021年广东省的这一准入标准设定为年用电量8000万度及以上的工业用户或年用电量5000万度及以上的商业用户。
张传名告诉南方周末记者，即便满足用电量标准，选择向发电厂直接购电的企业也非常少，广东达到这一标准的大用户中只有两家和发电厂直接交易。
“因为这样对他是极为不利的，偏差要由他自己承担。”张传名解释，由于电力生产是实时的且无法储存，用户购买的电量和实际使用情况可能出现偏差。电力交易中心设有允许偏差范围，超出这一范围的电量将以更高价格购买。
“现在广东的规则是，你买100度的电，允许偏差范围是4%，也就是说实际用电量需要在96度到104度之间。”张传名介绍，如果用户直接与发电厂交易，引起偏差的风险需要自行承担，如果经由售电公司购电，由于售电公司同时掌握多个用户，单个用户的电量偏差可在内部调节，最终偏差风险由售电公司承担。
李森介绍，在电力市场交易中，发电厂、售电公司、电力用户之间的交易形式包括年度长协、月度竞价等。年度长协即一次性签订一年的交易合同，签订后价格锁定，不受市场变动影响。这一交易形式通过场外双边协商达成。
由于年度长协签订的交易量与实际需求往往存在出入，超出或不足的部分可通过月度竞价交易等方式调整。月度交易通过月度集中竞价、月度双边协商交易、月度挂摘牌交易实现。
“一般来说，我们每年的大头还是年度长协，月竞交易只是作为一个调偏差的交易品种。”一位业内人士透露，月度竞价一般也是在发电集团控制价格，月度双边和月度挂摘牌也是场外谈好价格，场内直接交易的，价格通常并无优势。
林伯强解释，双边协商达成的年度长协也属于市场交易，并不受政府干预，相比于集中竞价，这种交易方式价格波动较小，能源交易市场普遍以长协为主。
“更便宜的一部分从哪里出？”
电力交易市场建立后，用电实行双轨制，用户可进入市场按市场价进行交易，也可在场外由电网企业供电，接受目录电价。
自建立以来，电力交易市场的价格仍受政府管制。无论与发电厂直接交易，还是通过售电公司购电，电力用户只要进入交易市场，所获得的电价都要比在场外向电网购电更便宜，最高与场外目录电价持平。
“电改之初提出的嘛，参加市场化要释放改革红利，所以进来就都有好处。”张传名解释。
2019年，发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，提出燃煤发电上网电价以市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。工商业用户用电价格与之联动，不再执行目录电价。
其中，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。
但该意见仅要求具备市场条件的地区执行“基准价+上下浮动”价格机制，且2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。
“释放改革红利，就是让用户用电比目录电价更便宜，这样理解的话，更便宜的一部分从哪里出？”张传名分析，电网收取的价格已由国家核定，又要留出一部分利润空间给售电公司这样的商业环节，让利部分只能从发电厂获取。
但在当前煤价高企的境况下，从发电厂“割肉”已不可持续。“现在煤价实在太贵了，每吨到厂价格已经超过2000块钱，去年的时候价格一直还是三位数，现在2000多，这差别有多大？”李森表示。
在此背景下，此次发改委发布的《通知》希望推动工商业电价上涨，将上游煤炭成本向下游电力用户传导。
通知明确，“各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。”此外，“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，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。”
取消目录电价，意味着以往电力交易的价差模式不复存在，即便以价差模式来衡量，在煤炭价格高企的行情下，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大后很可能出现“正价差”，即市场交易价格高过原有目录电价。
如此，用户会愿意接受吗？
让市场接受涨电价并不容易
张传名分析，从目前煤炭价格行情看，电价上涨至20%上限是大概率事件。但让市场接受涨电价并不容易。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向南方周末记者解释，由于电力属于基本投入，居民电价涉及民生，涨价极为谨慎，工商业电价又涉及各地经济发展，涨价也面临阻力。“就是降电价没有问题，涨的话问题全来了。”
现行体制下，五大发电集团属于央企，钢铁厂等用电大户多属地方国企，维持低电价意味着发电企业自行消化成本，损失由中央承担，电价上涨则增加地方国企成本，由地方政府承担。
“一动电价，就涉及GDP，涉及国企，涉及地方政府，这都是问题，所以涨价就比较难。”林伯强感叹，“其实也不能养成这种习惯，一个市场哪有说只许跌不许涨的？”
10月12日改革措施发布后，电力交易价格出现上浮。10月15日结束的江苏电力市场月内挂牌交易成交均价较基准价上浮19.94%，逼近浮动上限，出现江苏省售电交易首次正价差。
李森告诉南方周末记者，他的不少客户都接受不了涨价，反映最近几个月都在亏本，一天之内有好几家向他询问能否退市。
“原来电是让利市场，要规定达到一定规模才允许进入，现在变成亏本市场，企业进入市场要花比目录电价更高的价格买电，这样大家就不愿进入了，会想要退出。”鞍钢联众电力负责人对南方周末记者分析。
但在实际操作中，退市很难实现。
《通知》提出，“推动工商业用户都进入市场”，“对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成”，“已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行”。
换言之，已经参与市场交易的用户一旦退出市场，非但不能享受以往的目录电价，购电价格还要按照其他用户的1.5倍计算。未进入市场的用户则由电网企业代理，参与市场交易。
“收费是由电网收费，你是跑不掉的，除非你不用电。”李森告诉南方周末记者，由于电力调度和费用结算必须经过电网，只要用户还有用电需求，退市后就无法避免支付其他用户1.5倍电价。
林伯强认为，中国电力市场建设存在的根本问题是电价“能跌难涨”，因为电力涉及整体经济发展，维持低价只是电力企业亏损，涨价则增加各领域企业成本。出于宏观经济考虑，政府对电价放开非常谨慎。
他表示，此次改革能够在一定程度上缓解煤价高企带来的发电企业亏损、电力短缺问题，但见效不一定快。原因在于，当前的浮动范围仍在控制之下，和煤价涨幅相比，电价即便上涨20%也不能抵消发电企业的亏损。能够产生较大影响力的措施在于对高耗能企业用电价格不做限制，地方政府如能落地执行，将起到一定效果。
目前，河南等地已发布政策，将煤电市场交易价格浮动范围扩大至20%。广西于10月17日发布通知，要求高耗能企业电价直接上浮50%进行结算。
（应受访者要求，李森为化名）