隨著新一年的逼近，近一個月來，全國各省陸續發布了對明年電力市場化交易的相關規定，從部分省份的交易結果來看，綠電成交價普遍偏高，而且電價整體漲幅超預期。這就意味著，清潔能源發電的收益將趨于更好，同時也在倒逼高耗能產業轉型升級。

根據江蘇電力市場年度交易結果，2022年江蘇省年度長協總成交電量2647.29億千瓦時，成交均價0.467元/千瓦時，相比于燃煤發電上網基準價的0.391元/千瓦時上漲19.36%。其中綠電交易成交9.24億千瓦，成交均價0.463元/千瓦時。

廣東2022年年度長協成交電量2541.64億千瓦時，年度雙邊協商交易成交均價為0.497元/千瓦時，相比當地燃煤發電上網基準價的0.453元/千瓦時上漲9.7%。綠電交易成交6.79億千瓦時，成交均價0.514元/千瓦時。

同時，根據江蘇省與廣東省2022年電力市場交易方案，要求公用燃煤機組全部參與市場交易，核電方面，江蘇省要求江蘇核電有限公司年度市場交易電量不低于160億千瓦時，廣東省要求嶺澳核電和陽江核電進入市場，直接參與市場交易。這意味著江蘇核電有限公司(中國核電)和嶺澳核電、陽江核電(中廣核)年度長協交易部分電價也接近火電上浮。

事實上，在能源轉型的背景下，新能源運營商有望實現量價齊升。量的方面，10月中旬以來全國超過46.34GW風光大基地項目開工建設，分布式風電、光伏項目也在持續推進。價的方面，綠電交易溢價持續擴大，已由9月綠色電力試點交易的0.03-0.05元/kWh漲幅，擴大至浙江綠電交易的0.061元/kWh，再到本次江蘇交易0.072元/kWh。

而綠電的上漲，就意味著2022年交易電價基本上整體上浮，而且兩省年度長協交易結果較去年均實現量價齊升，略超市場預期。今年以來電價改革加速推進，上浮范圍調整至20%后，運營商持續涌入市場，發電企業的議價能力進一步增強。同時也意味著我國市場化電價機制進一步完善和電價上浮空間逐步打開。

這對于沒有上浮限制的高耗能產業來說可謂“壓力山大”。自發改委電價市場化改革新規發布以來，很多省份高耗能企業保持競爭優勢的兩大法寶——政策性電價和自備電廠的“法力”要么大降，要么近乎全廢。

對于高耗能企業來說，生產成本增加之下的經營壓力，所帶來的進行降本增效、轉型升級的刺激作用會更加明顯，這種倒逼機制的建立，也是國家向高質量發展的戰略需要，對于高耗能產業的影響是深遠而廣大的。