中能觀察丨電價普跌下的市場演進
來源：中國能源觀察 時間：2026-03-04 11:33
1月，我國電力市場迎來一場普遍性的價格變革。據(jù)不完全統(tǒng)計，全國有28個省份電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格集體下降，打破了冬季用電高峰電價上行的傳統(tǒng)規(guī)律。
從遼寧電價跌幅超20%到廣東長協(xié)電價觸及下浮紅線，這場普遍下跌不僅是短期市場波動的體現(xiàn)，更是新能源爆發(fā)、供需結(jié)構(gòu)逆轉(zhuǎn)與電力市場化改革深化三重力量疊加的必然結(jié)果。它深刻重塑著電力產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的利益格局，也為新型電力系統(tǒng)的建設之路標注了新的坐標。
整體下行與區(qū)域分化的雙重格局
1月的電力市場數(shù)據(jù)，完整呈現(xiàn)了市場化轉(zhuǎn)型后全國電價的全新格局。與往年冬季因供暖需求攀升、電力供應偏緊導致電價走高不同，今年年初的電價市場呈現(xiàn)出“普跌為主、局部逆勢”的鮮明特征，區(qū)域分化與時段重構(gòu)現(xiàn)象尤為突出。
從全國范圍來看，電價下跌已形成規(guī)?；瘧B(tài)勢。數(shù)據(jù)顯示，1月降幅超過0.05元/千瓦時的地區(qū)達11個，遼寧、山西成為降價主力，引領(lǐng)全國電價下行趨勢，其中，遼寧電價從2025年1月的0.42元/千瓦時跌至2026年1月的0.33元/千瓦時，降幅超20%；山西表現(xiàn)更為激進，電價下降0.10元/千瓦時，降幅25%，創(chuàng)下全國單月最大降幅紀錄。
經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)作為電力消費大戶，其電價變化更具行業(yè)風向標意義。江蘇1月電力集中競價均價為0.32元/千瓦時，較煤電基準價下浮17.0%，已接近20%的政策浮動下限；廣東2026年度電力交易均價為0.37元/千瓦時，較燃煤基準價下浮17.8%，觸及廣東電力交易中心劃定的價格紅線；浙江、安徽兩地1月電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格也顯著下行，同比分別下降0.02元/千瓦時和0.06元/千瓦時。數(shù)據(jù)表明，電價下行并非局部區(qū)域的特殊現(xiàn)象，而是在經(jīng)濟活躍、用電需求集中地區(qū)普遍存在的趨勢，其影響范圍已覆蓋電力生產(chǎn)、銷售及終端消費全鏈條。
對于終端用戶而言，電價下跌直接轉(zhuǎn)化為成本紅利。以工商業(yè)用戶為例，廣東一家年用電量1000萬千瓦時的制造企業(yè)，按照1月電價下降幅度計算，月度電費支出可減少約10萬元，年度成本節(jié)約超120萬元?！斑@對于利潤率維持在5%左右的制造企業(yè)來說，無疑是重大利好，相當于直接提升了利潤率水平?！币晃粚a(chǎn)業(yè)落戶廣東的企業(yè)主表示，“部分企業(yè)已計劃將節(jié)約的電費投入到技術(shù)改造和產(chǎn)能擴張中，形成良性循環(huán)?！?/p>
在全國電價普跌的大背景下，“南跌北抗”的區(qū)域特征愈發(fā)顯著。南方地區(qū)因新能源裝機占比高、電力供需相對寬松，成為電價降價的重災區(qū)，福建、廣西、貴州等地下降幅度尤為明顯，部分地區(qū)在中午光伏大發(fā)時段甚至出現(xiàn)負電價，這一現(xiàn)象在往年冬季極為罕見。
北方地區(qū)則憑借火電占比高、冬季供暖需求旺盛的支撐，電價表現(xiàn)出較強韌性。蒙西、冀北等地區(qū)電價小幅上漲，其中蒙西地區(qū)因煤炭資源稟賦優(yōu)勢，火電成本相對可控，同時供暖負荷持續(xù)高位，有效對沖了新能源入市帶來的價格壓力。分析人士認為，北方地區(qū)的電價韌性，本質(zhì)上是能源結(jié)構(gòu)與用能特性共同作用的結(jié)果。冬季供暖負荷占比超過40%，且以火電為主的電源結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性強，難以像南方地區(qū)那樣出現(xiàn)大規(guī)模電價下降。
海南成為本次電價波動中的極端案例。該省電網(wǎng)代理購電價格突破0.62元/千瓦時，居全國首位，與南方其他省份形成鮮明反差。這一差異源于海南獨特的電力市場環(huán)境：作為相對孤立運行的區(qū)域，電力無法與全國電網(wǎng)大規(guī)模互濟，能源運輸成本高昂；同時，海南旅游業(yè)發(fā)達，冬季用電需求集中，而本地電源供給能力有限，多重因素疊加導致電價逆勢走高。
除了區(qū)域分化，1月電價市場的另一大顯著特征是峰谷價格體系的重構(gòu)。在寧夏、新疆等新能源高滲透地區(qū)，出現(xiàn)了明顯的峰谷價格倒掛現(xiàn)象：寧夏平段電價高于峰段，新疆高峰和平段電價幾乎無差異，徹底顛覆了傳統(tǒng)“白天高峰、晚上低谷”的電價時段劃分邏輯。
陜西的案例極具代表性。在該省可再生能源裝機占比超50%的背景下，在11時至15時光伏大發(fā)時段，電價低至0.28元/千瓦時；而在17時至20時用電高峰時段，隨著光伏功率快速退出，火電補能成本上升，電價飆升至1元/千瓦時以上，價差接近4倍。
三重力量協(xié)同驅(qū)動電價下行
2026年1月的電價普遍下跌并非偶然，而是電力市場改革、供需結(jié)構(gòu)變化與燃料成本下降三重力量協(xié)同作用的結(jié)果。這一變化背后，是我國電力行業(yè)從傳統(tǒng)計劃模式向市場化、清潔化轉(zhuǎn)型的深度演進，每一項動因都對電價形成了根本性影響。
電力市場化改革的深化，尤其是容量電價機制的全面推行，是本次電價下行的最深層制度原因。自2026年起，多數(shù)地區(qū)將燃煤機組容量電價回收固定成本比例提升至50%，少數(shù)省份甚至達到100%，這一機制重構(gòu)了發(fā)電企業(yè)的成本回收模式，直接推動電能量價格下降。
按照新的機制設計，發(fā)電機組的固定成本（包括設備折舊、人員工資等）通過獨立的“容量電費”回收，不再打包進電能量價格中。這意味著發(fā)電企業(yè)在電能量市場報價時，只要覆蓋變動成本（主要是煤炭采購成本），無須考慮固定成本分攤，從而具備了大幅降低報價的底氣。事實上，容量電價機制的落地，實現(xiàn)了發(fā)電成本的結(jié)構(gòu)化拆分，讓電能量價格更能反映實時供需關(guān)系和邊際成本，這是市場化改革的關(guān)鍵一步。雖然終端用戶的總用電成本包含容量電費，但單純的電能量交易價格出現(xiàn)顯著下降，這正是市場機制優(yōu)化資源配置的體現(xiàn)。
與此同時，峰谷分時電價行政管制的退出，進一步加劇了電價的市場化波動。1月，峰谷分時電價行政管制正式退出歷史舞臺，市場化定價機制全面鋪開，陜西、遼寧等地不再執(zhí)行固定的峰谷浮動比例，而是由批發(fā)側(cè)現(xiàn)貨市場價格直接傳導至零售側(cè)。這種變革讓電價完全由實時供需決定，既放大了新能源大發(fā)時段的低價效應，也推高了用電高峰時段的價格，形成了全新的價格形成機制。
新能源裝機的高速增長與消納壓力，是本次電價下行的核心供需因素。近年來，我國風光新能源裝機規(guī)模持續(xù)爆發(fā)式增長，目前全國新能源裝機占比超過47%，部分地區(qū)更是超過50%，新能源發(fā)電的“零邊際成本”特性徹底改變了電力市場的供給結(jié)構(gòu)，對傳統(tǒng)電價形成機制造成強烈沖擊。
隨著2026年新能源全面入市交易，在光伏大發(fā)的午間時段，新能源企業(yè)為實現(xiàn)電量消納，往往采取低價甚至負電價策略，直接拉低了整體電價均價。寧夏光伏項目機制電價競價探底至0.18元/千瓦時，新疆光伏項目機制電價低至0.15元/千瓦時，均低于全生命周期成本。
火電燃料成本的下降，為電價下行提供了重要支撐。作為電力市場的“壓艙石”，火電價格始終對整體電價具有重要影響，而煤炭價格的走勢直接決定了火電企業(yè)的成本水平與報價策略。進入2026年1月，北方港口5500大卡動力煤價格維持在690元/噸—700元/噸的低位，較2024年同期下降約200元/噸。煤炭價格的持續(xù)回落，大幅降低了火電企業(yè)的燃料成本，使其具備了下調(diào)報價的空間。煤價下跌讓火電企業(yè)擺脫了成本高企的困境，在市場化交易中更具報價靈活性。當前煤價水平下，火電企業(yè)的變動成本顯著下降，即使電能量價格下降，仍能維持合理盈利水平。
值得注意的是，煤炭價格的低位運行并非偶然，而是供需兩端共同作用的結(jié)果。從供給端看，國內(nèi)煤炭產(chǎn)能持續(xù)釋放，2025年全國規(guī)上企業(yè)煤炭產(chǎn)量突破48.3億噸，同比增長1.2%，再創(chuàng)歷史新高，同時進口煤炭量保持高位，市場供給充足；從需求端看，火電發(fā)電量增速放緩，新能源替代效應顯現(xiàn)，煤炭消費需求相對平穩(wěn)，供需寬松格局支撐煤價低位運行。這種成本優(yōu)勢通過市場化交易傳導至電價端，進一步推動了全國電價的下行。
產(chǎn)業(yè)鏈面臨的“?！迸c“機”
1月多省電價下跌如同一場“蝴蝶效應”，對電力產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)生了差異化影響。高耗能企業(yè)迎來成本紅利，新能源與儲能行業(yè)面臨轉(zhuǎn)型壓力，電力市場主體的競爭邏輯也隨之發(fā)生深刻變化。這場變革中，既有短期利益的重構(gòu)，更有長期發(fā)展格局的重塑。
對于電解鋁、鋼鐵、化工等電力成本占比較高的行業(yè)而言，電價下跌帶來了顯著的成本紅利，尤其是電解鋁行業(yè)，受益最為直接。數(shù)據(jù)顯示，電解鋁行業(yè)噸鋁電耗約13300千瓦時，電力成本占比高達41%，電價每下降0.01元/千瓦時，單噸鋁成本即可下降133元，盈利空間大幅提升。
云南作為電解鋁產(chǎn)能集中地和電價下跌幅度較大的地區(qū)，當?shù)劁X企成為最大受益者。以云南鋁業(yè)為例，2026年云南工商業(yè)代理購電價降至0.2439元/千瓦時，較2025年的0.3106元/千瓦時大降0.0667元/千瓦時，降幅21.5%。靜態(tài)測算顯示，僅此一項，云鋁股份單噸鋁電力成本即可減少887元，疊加峰谷優(yōu)化、尖峰電價暫緩等政策紅利，實際單噸節(jié)省電費超950元。按其308萬噸的年電解鋁產(chǎn)能計算，年度凈利潤增厚超29.3億元。
“電價下降對電解鋁行業(yè)來說是史詩級利好，不僅大幅壓降成本，更讓綠電鋁的競爭優(yōu)勢徹底凸顯?！痹颇弦晃粡氖落X業(yè)的人士表示，“公司當前噸鋁完全成本已降至11500元/噸以下，同時綠電占比超80%，在歐盟碳關(guān)稅全面落地的背景下，可享受50美元/噸—80美元/噸的出口溢價，低價與溢價形成雙重盈利支撐?！?/p>
除了電解鋁，化工行業(yè)也顯著受益。山東一家大型化工企業(yè)負責人透露，該公司年用電量約20億千瓦時，1月電價下降后，月度電費支出可減少約1400萬元，年度成本節(jié)約超1.6億元。“成本下降讓其有更多資金投入環(huán)保改造和產(chǎn)品升級中，同時也提升了產(chǎn)品在國際市場的競爭力?！?/p>
與高耗能行業(yè)的紅利形成鮮明對比，新能源與儲能行業(yè)面臨著電價下行帶來的轉(zhuǎn)型壓力，同時也迎來新的發(fā)展機遇，行業(yè)正加速進入洗牌期。
對于新能源發(fā)電企業(yè)而言，電價下行直接壓縮了盈利空間。尤其是那些依賴市場化交易的新能源項目，低價出清導致投資回報率下降，部分項目甚至面臨虧損風險。如，新疆、寧夏等地的新能源競價價格已低于全生命周期成本，這對行業(yè)可持續(xù)發(fā)展提出了挑戰(zhàn)。
單純依賴電價收入的模式已難以為繼，新能源+儲能成為必然選擇。在此背景下，新能源企業(yè)開始主動調(diào)整策略，一方面加大技術(shù)研發(fā)投入，降低度電成本；另一方面積極配置儲能，通過轉(zhuǎn)移發(fā)電時段、參與輔助服務等方式提升收益。
對于儲能行業(yè)而言，電價波動帶來的是“?！迸c“機”的雙重影響。
傳統(tǒng)的工商業(yè)儲能“兩充兩放”套利模式面臨失效風險，峰谷價差收窄導致項目收益率下降。浙江工商業(yè)儲能加權(quán)電價價差降至0.5961元/千瓦時，降幅達28.5%，直接導致部分項目收益率跌破預期；同時，行政分時電價取消后，電價波動無序，企業(yè)若缺乏精準的電價預測能力，可能面臨“高價充電”的虧損風險。
但挑戰(zhàn)背后，儲能行業(yè)也迎來新的發(fā)展機遇。為對沖電能量價格下降，多地出臺了針對獨立儲能的容量補償政策，甘肅、寧夏已實施容量電價，標準分別為330元/千瓦·年、165元/千瓦·年；山東建立了“電能量收益+容量補償+租賃收益”的三重盈利模式，容量補償成為獨立儲能穩(wěn)定的收益來源。同時，電價波動率上升帶來了新的套利空間，在新能源高滲透地區(qū)，午間深谷電價與晚間尖峰電價的價差可能超過0.6元/千瓦時，利好于具備現(xiàn)貨交易能力和精準預測能力的儲能電站。
電價市場化波動也迫使發(fā)電企業(yè)、售電公司等市場主體重構(gòu)競爭邏輯，加速轉(zhuǎn)型。對于火電企業(yè)而言，雖然煤價下降帶來了成本優(yōu)勢，但新能源的沖擊和電價下行仍使其面臨不小壓力，轉(zhuǎn)型清潔化、提升靈活性成為必然選擇。
火電企業(yè)不能再依賴傳統(tǒng)的電量競爭，必須向綜合能源服務商轉(zhuǎn)型。相關(guān)企業(yè)需要加大靈活性改造投入，提升火電調(diào)峰能力，通過參與輔助服務市場獲得額外收益，形成新的盈利增長點。同時，積極布局風光儲一體化項目，通過“火電+新能源”的組合模式，對沖市場風險，提升綜合競爭力。
售電公司則面臨著更為嚴峻的生存壓力。批零倒掛、惡性競爭等問題，讓部分中小售電公司陷入經(jīng)營困境。售電行業(yè)的暴利時代已經(jīng)結(jié)束，未來將進入精細化運營階段，行業(yè)整合加速。售電公司需要提升電價預測、負荷管理、風險控制等核心能力，通過為用戶提供個性化能源服務、節(jié)能改造等增值服務，擺脫單純依賴電價差盈利的模式。目前，大型售電公司憑借資金、技術(shù)和資源優(yōu)勢，開始布局綜合能源服務領(lǐng)域，而中小售電公司則面臨被淘汰或兼并的風險。
電價波動是市場化改革的必然
1月多省電價下跌，看似一場短期的市場波動，實則是我國電力市場化改革進入深水區(qū)的必然表現(xiàn)。這場變革中，價格作為市場配置資源的核心杠桿，正在逐步回歸其本質(zhì)功能，既反映了電力供需關(guān)系的變化，也推動著電力行業(yè)向清潔化、高效化轉(zhuǎn)型。
從改革邏輯來看，電價下行是市場化機制不斷完善的結(jié)果。容量電價與電量電價的分離，讓電能量價格更能反映邊際成本和實時供需，打破了傳統(tǒng)計劃定價的僵化格局；新能源全面入市，倒逼市場主體適應清潔化轉(zhuǎn)型趨勢，推動電力系統(tǒng)從“源隨荷動”向“源網(wǎng)荷儲協(xié)同”轉(zhuǎn)變。這種變革雖然帶來了短期的利益重構(gòu)和轉(zhuǎn)型陣痛，但從長期來看，有利于優(yōu)化電力資源配置，提升電力行業(yè)的整體效率，為新型電力系統(tǒng)建設奠定堅實基礎(chǔ)。
不過，當前電力市場仍面臨諸多挑戰(zhàn)。批零倒掛、峰谷價差重構(gòu)、區(qū)域市場分割等問題，反映出市場規(guī)則仍需進一步完善；新能源消納、儲能盈利機制、電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力等短板，制約著市場化改革的深化。這些問題需要通過政策引導、技術(shù)創(chuàng)新和市場機制優(yōu)化逐步解決。
未來電力市場將呈現(xiàn)三大發(fā)展趨勢。一是電價市場化程度持續(xù)提升，價格波動將更加頻繁，峰谷價差、季節(jié)價差、區(qū)域價差將進一步合理化，價格信號對資源配置的引導作用將更加凸顯；二是新能源與儲能深度融合，儲能將從輔助調(diào)節(jié)工具轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏κ袌龅闹匾獏⑴c者，盈利模式更加多元化，成為新型電力系統(tǒng)的重要支撐；三是市場主體競爭更加激烈，綜合能源服務成為行業(yè)發(fā)展方向，發(fā)電、售電、儲能等環(huán)節(jié)將加速融合，形成多元化的市場競爭格局。
應該看到，電價波動是市場化改革的必然，關(guān)鍵在于如何通過完善規(guī)則、強化監(jiān)管，讓市場在資源配置中起決定性作用，同時更好發(fā)揮政府作用。未來需要進一步打破區(qū)域市場分割，完善儲能、輔助服務等市場機制，加強跨區(qū)域電力互濟，推動電力行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，為經(jīng)濟社會轉(zhuǎn)型提供可靠的能源支撐。
1月的電價下降，是我國電力市場轉(zhuǎn)型的一個重要縮影。它標志著電力行業(yè)正告別傳統(tǒng)的資源紅利時代，進入以市場化、清潔化為核心的全新發(fā)展階段。在這場變革中，唯有主動適應市場變化、提升核心競爭力的市場主體，才能在新的格局中實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。而隨著改革的不斷深化，我國電力市場將更加成熟、高效，為能源革命和“雙碳”目標的實現(xiàn)注入強大動力。（劉光林）
責任編輯：王奕博
