10万亿度需求也不买！中国摊牌，输电专线全叫停，国产电价教做人

2026年1月1日，中国正式中止自俄罗斯进口电力的实际执行，这份原定履行至2037年的跨境供电安排，由此进入实质性冻结阶段。

当前，我国全社会年用电量已跃升至10.2万亿千瓦时以上，工业领域用电强度仍在稳步攀升。外界对此举多有疑惑，实则逻辑极为清晰：俄罗斯远东地区向华出口的电力单价，首次突破每兆瓦时370元人民币，显著高于国内工业用户平均购电成本350元/兆瓦时，价格倒挂局面已然形成，继续履约将直接导致经济亏损，商业理性自然要求终止交易。

一面是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？

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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%。

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。

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。

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。

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。

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。

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。