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2026年1月1日,度需中国正式中止自俄罗斯进口电力的求也全叫实际执行,这份原定履行至2037年的不买跨境供电安排,由此进入实质性冻结阶段。中国专线做人
当前,摊牌停国我国全社会年用电量已跃升至10.2万亿千瓦时以上,输电工业领域用电强度仍在稳步攀升。产电外界对此举多有疑惑,价教实则逻辑极为清晰:俄罗斯远东地区向华出口的度需电力单价,首次突破每兆瓦时370元人民币,求也全叫显著高于国内工业用户平均购电成本350元/兆瓦时,不买价格倒挂局面已然形成,中国专线做人继续履约将直接导致经济亏损,摊牌停国商业理性自然要求终止交易。输电
一面是产电持续扩张的国内用电刚需,一面是邻国主动输送的电力资源,中国为何断然拒收?
俄方这批高成本电力,又将面临怎样的市场出路?
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价格倒挂致合作搁浅
此次暂停进口并非突发决策,而是供需关系与成本结构双重演化的自然结果。
据俄罗斯权威财经媒体《生意人报》披露,其远东电网对外出口电价折合人民币达370元/兆瓦时,而我国工业用户通过电网代理购电的加权均价仅为350元/兆瓦时。表面看仅差20元/兆瓦时,相当于每度电高出2分钱,但对年用电量动辄数亿千瓦时的制造企业而言,这笔额外支出足以改变整体运营效益,成为不可承受之重。
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该电力合作框架早在2012年即签署,约定合作期长达25年,最低年度采购量亦有明确条款。然而在真实市场面前,合同刚性让位于经济理性,中方未再履行协议中设定的基础采购义务。
事实上,俄电在中国电力供应体系中的权重本就极低,历年占比始终徘徊在0.13%上下。即便全面停止进口,对全国电力安全运行与区域负荷平衡均不构成任何扰动。
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中方此次立场坚定,传递出清晰信号:不是缺电,而是拒绝承担非必要成本。
回溯过往,在“双碳”转型初期及极端气候频发阶段,我国部分边境省份确曾借助俄电缓解局部供电压力。但随着本土电源结构快速优化、输电能力大幅跃升,俄电原有的补充价值早已消失殆尽。
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这种角色转换令俄方始料未及——从曾经的“供不应求、争相采购”,到如今的“报价过高、无人问津”,前后不过三年光景。
中俄电力贸易规模下滑趋势,早在2023年8月便初现端倪,当月双边电力结算量同比缩水近三成。彼时市场普遍视作季节性波动,殊不知这已是结构性退场的序章。
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2022年,中国自俄进口电量尚有46亿千瓦时;至2025年底,该数值已趋近于零,连续三年断崖式下跌,充分印证此项合作已彻底丧失可持续基础。
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一旦进口电价持续高于国内基准上网电价,所谓地缘协同、战略互信等宏观叙事,在真实的财务报表前便难具说服力。即便是毗邻而居的友好邻邦,若无法达成互利共赢的定价共识,合作也只能按下暂停键。
中国敢于如此果决地终止俄电采购,根本底气源于自主可控、高效低廉的现代电力供给体系。
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中方掌握市场主动权
最具代表性的标志,是特高压骨干网架的全面成型。以准东—皖南±1100千伏特高压直流工程为例,横跨新疆、甘肃、陕西、河南、安徽五省区,全长3324公里,输电损耗严格控制在3.9%以内;相较之下,俄方对华送电所依赖的老旧交流线路,平均传输损耗高达15.2%,能效差距超过三倍。
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2026年开年,全国电力市场化改革再迎关键节点:32个省级电网中,28个地区同步下调电网代理购电价格,最高降幅达24.68%;辽宁、山西、内蒙古等11地降幅超50元/兆瓦时;山东、江苏部分时段电价已下探至236元/兆瓦时的历史低位,国内电价竞争力进一步夯实。
支撑低价运行的核心动力,来自能源结构深度重构与电力体制系统性升级。
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截至2025年9月末,我国可再生能源总装机容量达21.98亿千瓦,占全国发电总装机比重提升至59.1%,其中风电与光伏发电合计装机突破17.05亿千瓦,新能源边际发电成本趋近于零。
依托西电东送战略通道,西部戈壁荒漠的风电集群、光伏基地所产绿电,正通过智能调度系统精准匹配长三角、珠三角制造业集群的实时负荷需求,“源网荷储”一体化运行模式,将全链条电力成本压缩至全球领先水平。
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2025年全面落地的新能源上网电价市场化机制,配合“多退少补”动态结算规则,既保障了清洁能源投资主体合理收益,也推动终端用户切实享受到绿色低价电力红利。多个省份在午间光伏大发、夜间风电高发时段,已常态化出现负电价现象,标志着电力供给弹性达到新高度。
反观俄罗斯远东电力系统,则深陷发展瓶颈,尤以设备老化、燃料低效、机制僵化为三大症结。
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俄电陷入发展困局
当地主力电厂机组多为上世纪七八十年代苏联时期建设,平均服役年限达34.7年,核心部件超期运行比例超六成。受西方制裁影响,涡轮机轴承、控制系统芯片等关键备件进口渠道全面中断,故障机组修复周期拉长至半年以上,被迫采用高价临时替代方案维持运转,运维成本激增31%。
远东地区火电主要依赖本地褐煤,其热值仅为优质烟煤的58%,发电效率长期低于32%。更严峻的是,俄方将高热值煤炭优先用于出口创汇,留给本地电厂的多为低质混煤,进一步压低机组实际出力,2025年全年单位发电煤耗同比上升19.3%,发电成本单年飙升42%。
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电价形成机制亦加剧其劣势。俄远东实行统一标杆电价,将陈旧电网损耗、历史债务摊销、国企管理费用等非生产性成本全部计入终端售价,完全抵消了地理邻近带来的天然运输优势。
与此同时,远东地区用电需求保持年均4.1%的刚性增长,俄能源部2025年专项文件明确要求“电力资源优先服务远东跨越式发展”,本地消纳比例持续提高,可供出口的富余电量逐年收窄,电价上行压力日益凸显。
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高企的发电成本叠加刚性增长的内需,使俄远东电力出口陷入典型“成本推升—涨价承压—订单萎缩—收入下降—投入不足”的恶性循环,国际市场议价能力持续弱化。
本次中止俄电进口,完全属于基于商业原则的独立决策,不会波及中俄全面战略协作伙伴关系的整体格局。
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中俄合作格局不受影响
需客观看待的是,电力贸易在两国2025年2448亿美元的货物与服务贸易总额中,占比不足0.08%,体量微小,对双边经贸基本面几无影响。
就在电力合作暂停的同时,中俄能源合作另一支柱——天然气贸易正加速扩容。北极LNG2号项目已实现满负荷向华供气,年输气量稳定在1000万吨以上;“西伯利亚力量”管道全线达产,2025年对华输气量达220亿立方米,使俄罗斯稳居中国第二大天然气供应国,仅次于卡塔尔。
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我国电力消费结构持续升级,高技术制造业与绿色产业成为新增长极。2025年数据显示,高技术制造业用电量同比增长10.3%,新能源汽车整车制造用电增幅达34.3%,充换电基础设施运营用电同比飙升50.9%,凸显清洁、可靠、低成本电力的战略价值。
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中国并非排斥外部电力输入,而是对电力品质提出更高要求:必须具备价格优势、供应稳定性与绿色低碳属性。对于依赖超期服役设备、单位能耗偏高、碳排放强度大的传统火电,本就不在优选清单之内。
俄远东电力出口面临的现实困境,也为全球资源型经济体敲响警钟:单纯倚赖自然资源禀赋的时代已经终结,唯有加快技术迭代、推进设备更新、深化体制机制改革,才能赢得新一轮国际能源竞争的主动权。
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中国暂停俄电进口,既是本土电力产业跃升至新阶段的标志性事件,也是市场经济规律作用于跨国能源合作的典型范例。
从早期依赖外部补缺,到如今实现全域自平衡;从一度面临结构性缺电,到建成全球最大规模、最低成本、最高效率的清洁电力系统——这场深刻变革,根植于持续的技术攻坚、系统的制度创新与坚定的改革决心。
这绝非对国际合作的疏离,而是迈向更高层次协同的必经之路。未来全球能源合作的竞争焦点,将聚焦于技术先进性、系统韧性、成本控制力与绿色含金量。唯有不断锻造硬核实力,方能在变局中立于不败之地。
中国电力体系的崛起路径,正向世界昭示一个清晰逻辑:技术红利终将超越资源红利,成为支撑制造业高质量发展的核心引擎与战略支点。
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