2021年10月，为了保障电力供给、为火电企业纾困，国家发展改革委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%和15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%限制。受此影响，社会生产运行成本提升。
电价实施现状
调研显示，2021年四季度，石化行业各地工厂所执行电价均已有所上调。就各省现已公布和实施的情况来看，电价都在原有煤电上网电价（现称为基准电价）的基础上有上限为20%左右上浮。基准电价上升后，加上输配电价和各种基金附加费，到户电价和以往的目录电价相比，普遍提高0.06~0.09元/千瓦时，相当于上升了10%~15%。但已经购买了绿电的工厂不受煤电上涨的影响。
目前，同一地区针对不同工厂的电价变化情况有所不同。如上海地区电价原价为0.592元/千瓦时，目前有高低两种涨幅，并针对高耗能企业有单独的涨价幅度，分别为低涨幅（10%）0.63355元/千瓦时，高涨幅（20%）0.6751元/千瓦时，针对高耗能企业现价为0.7582元/千瓦时。而部分企业上海工厂暂未收到电价变化通知或政策文件。
据悉，2022开年，电价的上涨便扑面而来：甘肃、江西、云南高峰时段用电上浮50%；山东高峰上浮50%，尖峰上浮70%；海南强化峰谷分时电价机制执行；江苏启动夏、冬两季尖峰电价，用电高峰时段上浮比例71.96%。部分企业反映，重庆、广州、天津等地有电价调整相关政策文件但尚未执行并反映在电价上，其幅度和影响需要进一步观察和验证。但由于工厂供电合约有一定期限，若未来政策各地普遍铺开、且能源价格持续高位，在新的合同周期，涨价也是大概率。
电价调整对企业影响较大
对化工及相关下游加工行业而言，电价是最为敏感的生产要素之一，会直接提高企业生产运营成本。以5%的涨幅计算，单一工厂单月电费增加将达到70余万元。加之化工行业上、下游联动强，化工企业成本的提高，会在一定程度上促使企业用提高售价的方式来转嫁压力、叠加放大。
其次，此次电价提高，以及高耗能行业的电价上浮不受限制。黄磷、纯碱、PVC、电石等多个化工产品分支领域目前均被归类为高耗能行业，这一重大改革将对化工行业产生深远的影响。高耗能化工企业也会通过自主性的“有序用电”来减轻成本压力，由被动停电变为主动停电，对企业开工率方面也将带来持续性的影响。
另外，此次电价调整较为突然，部分省份执行细则尚未明确，多地供电公司对价格的计算方式不清晰。个别地区甚至调整电价在先，发布通知在后，这给电力用户带来极大的困惑和不确定性。
石化行业对电价改革的相关建议
在“双碳”目标的大背景下，电力系统如何市场化改革、如何引导新能源实现有序发展，正面临着诸多挑战。在中央贯彻“抓住中间，放开两头”的利好政策下，为更好地保障石化行业在电力改革过程中的生产安全、供应稳定，对电力系统改革提出以下建议：
1. 保障用电安全
从保证生产和安全出发，应将保障用电供应放在首位。建议有关部门保持政策的连续性和有效性，避免再次出现拉闸、限电情况。
2. 用电价格透明
电力市场需要一个明确的价格指标作为参考。建议相关部委尽快完善市场信息披露规则，定期披露市场信号，特别是在电力市场快速发展的时间段内，此价格信号尤为重要。比如，披露年度长协的平均价格、月度交易价格。另外，建议直接上调基准电价，而保持原电力直接交易合同的有效性。这样既可以缓解发电成本上升的问题，又维护了电力交易合同的严肃性，用户的购买电价也更清晰透明。
3. 完善市场建设
在电价大幅浮动的情况下，希望尽快出台相应的市场工具，帮助企业锁定中长期价格，以降低生产经营中的不确定因素和风险，加快推进统一电力金融市场的建设。
建议各地方政府进一步完善有序用电管理，采用需求侧管理等市场化的手段；建议考虑到未来电力市场清洁能源的发展，丰富可交易品种，例如上海目前市场化改革后可能只有煤电可以交易。
4. 进行分类指导
由于化工是基础性行业，对其他制造业成本传导性较强，建议地方政府在充分调研企业情况的基础上，对化工企业的电价实行窗口指导。
建议更加科学合理地定义“高耗能”企业。目前的分类方法是按照传统行业类别进行分类，建议根据企业生产性质及其在产业链中所处的位置予以考虑和认定。以工业气体公司为例，其生产的气体产品为相关产业链中必不可少的环节，为下游企业提供生产用气、保护气等。工业气体与水、电、气同属基础工程之一，该工艺无污染且零排放，对环境没有任何负面影响。建议精准定义双高企业，以“高污染、高排放”取代“高耗能、高污染”。
5. 鼓励绿电采购
目前在“双碳”形势下，企业自愿购买清洁能源需求越来越大，希望政府及时出台相关政策，发布相关采购项目，使企业消费清洁能源可以纳入碳减排核算中，来引导和满足企业的绿色能源需求。