（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

　　1月，我国电力市场迎来一场普遍性的价格变革。据不完全统计，全国有28个省份电网企业代理购电价格集体下降，打破了冬季用电高峰电价上行的传统规律。

　　从辽宁电价跌幅超20%到广东长协电价触及下浮红线，这场普遍下跌不仅是短期市场波动的体现，更是新能源爆发、供需结构逆转与电力市场化改革深化三重力量叠加的必然结果。它深刻重塑着电力产业链各环节的利益格局，也为新型电力系统的建设之路标注了新的坐标。

　整体下行与区域分化的双重格局

　　1月的电力市场数据，完整呈现了市场化转型后全国电价的全新格局。与往年冬季因供暖需求攀升、电力供应偏紧导致电价走高不同，今年年初的电价市场呈现出“普跌为主、局部逆势”的鲜明特征，区域分化与时段重构现象尤为突出。

　　从全国范围来看，电价下跌已形成规模化态势。数据显示，1月降幅超过0.05元/千瓦时的地区达11个，辽宁、山西成为降价主力，引领全国电价下行趋势，其中，辽宁电价从2025年1月的0.42元/千瓦时跌至2026年1月的0.33元/千瓦时，降幅超20%；山西表现更为激进，电价下降0.10元/千瓦时，降幅25%，创下全国单月最大降幅纪录。

　　经济发达地区作为电力消费大户，其电价变化更具行业风向标意义。江苏1月电力集中竞价均价为0.32元/千瓦时，较煤电基准价下浮17.0%，已接近20%的政策浮动下限；广东2026年度电力交易均价为0.37元/千瓦时，较燃煤基准价下浮17.8%，触及广东电力交易中心划定的价格红线；浙江、安徽两地1月电网企业代理购电价格也显著下行，同比分别下降0.02元/千瓦时和0.06元/千瓦时。数据表明，电价下行并非局部区域的特殊现象，而是在经济活跃、用电需求集中地区普遍存在的趋势，其影响范围已覆盖电力生产、销售及终端消费全链条。

　　对于终端用户而言，电价下跌直接转化为成本红利。以工商业用户为例，广东一家年用电量1000万千瓦时的制造企业，按照1月电价下降幅度计算，月度电费支出可减少约10万元，年度成本节约超120万元。“这对于利润率维持在5%左右的制造企业来说，无疑是重大利好，相当于直接提升了利润率水平。”一位将产业落户广东的企业主表示，“部分企业已计划将节约的电费投入到技术改造和产能扩张中，形成良性循环。”

　　在全国电价普跌的大背景下，“南跌北抗”的区域特征愈发显著。南方地区因新能源装机占比高、电力供需相对宽松，成为电价降价的重灾区，福建、广西、贵州等地下降幅度尤为明显，部分地区在中午光伏大发时段甚至出现负电价，这一现象在往年冬季极为罕见。

　　北方地区则凭借火电占比高、冬季供暖需求旺盛的支撑，电价表现出较强韧性。蒙西、冀北等地区电价小幅上涨，其中蒙西地区因煤炭资源禀赋优势，火电成本相对可控，同时供暖负荷持续高位，有效对冲了新能源入市带来的价格压力。分析人士认为，北方地区的电价韧性，本质上是能源结构与用能特性共同作用的结果。冬季供暖负荷占比超过40%，且以火电为主的电源结构稳定性强，难以像南方地区那样出现大规模电价下降。

　　海南成为本次电价波动中的极端案例。该省电网代理购电价格突破0.62元/千瓦时，居全国首位，与南方其他省份形成鲜明反差。这一差异源于海南独特的电力市场环境：作为相对孤立运行的区域，电力无法与全国电网大规模互济，能源运输成本高昂；同时，海南旅游业发达，冬季用电需求集中，而本地电源供给能力有限，多重因素叠加导致电价逆势走高。

　　除了区域分化，1月电价市场的另一大显著特征是峰谷价格体系的重构。在宁夏、新疆等新能源高渗透地区，出现了明显的峰谷价格倒挂现象：宁夏平段电价高于峰段，新疆高峰和平段电价几乎无差异，彻底颠覆了传统“白天高峰、晚上低谷”的电价时段划分逻辑。

　　陕西的案例极具代表性。在该省可再生能源装机占比超50%的背景下，在11时至15时光伏大发时段，电价低至0.28元/千瓦时；而在17时至20时用电高峰时段，随着光伏功率快速退出，火电补能成本上升，电价飙升至1元/千瓦时以上，价差接近4倍。

　　三重力量协同驱动电价下行

　　2026年1月的电价普遍下跌并非偶然，而是电力市场改革、供需结构变化与燃料成本下降三重力量协同作用的结果。这一变化背后，是我国电力行业从传统计划模式向市场化、清洁化转型的深度演进，每一项动因都对电价形成了根本性影响。

　　电力市场化改革的深化，尤其是容量电价机制的全面推行，是本次电价下行的最深层制度原因。自2026年起，多数地区将燃煤机组容量电价回收固定成本比例提升至50%，少数省份甚至达到100%，这一机制重构了发电企业的成本回收模式，直接推动电能量价格下降。

　　按照新的机制设计，发电机组的固定成本（包括设备折旧、人员工资等）通过独立的“容量电费”回收，不再打包进电能量价格中。这意味着发电企业在电能量市场报价时，只要覆盖变动成本（主要是煤炭采购成本），无须考虑固定成本分摊，从而具备了大幅降低报价的底气。事实上，容量电价机制的落地，实现了发电成本的结构化拆分，让电能量价格更能反映实时供需关系和边际成本，这是市场化改革的关键一步。虽然终端用户的总用电成本包含容量电费，但单纯的电能量交易价格出现显著下降，这正是市场机制优化资源配置的体现。

　　与此同时，峰谷分时电价行政管制的退出，进一步加剧了电价的市场化波动。1月，峰谷分时电价行政管制正式退出历史舞台，市场化定价机制全面铺开，陕西、辽宁等地不再执行固定的峰谷浮动比例，而是由批发侧现货市场价格直接传导至零售侧。这种变革让电价完全由实时供需决定，既放大了新能源大发时段的低价效应，也推高了用电高峰时段的价格，形成了全新的价格形成机制。

　　新能源装机的高速增长与消纳压力，是本次电价下行的核心供需因素。近年来，我国风光新能源装机规模持续爆发式增长，目前全国新能源装机占比超过47%，部分地区更是超过50%，新能源发电的“零边际成本”特性彻底改变了电力市场的供给结构，对传统电价形成机制造成强烈冲击。

　　随着2026年新能源全面入市交易，在光伏大发的午间时段，新能源企业为实现电量消纳，往往采取低价甚至负电价策略，直接拉低了整体电价均价。宁夏光伏项目机制电价竞价探底至0.18元/千瓦时，新疆光伏项目机制电价低至0.15元/千瓦时，均低于全生命周期成本。

　　火电燃料成本的下降，为电价下行提供了重要支撑。作为电力市场的“压舱石”，火电价格始终对整体电价具有重要影响，而煤炭价格的走势直接决定了火电企业的成本水平与报价策略。进入2026年1月，北方港口5500大卡动力煤价格维持在690元/吨—700元/吨的低位，较2024年同期下降约200元/吨。煤炭价格的持续回落，大幅降低了火电企业的燃料成本，使其具备了下调报价的空间。煤价下跌让火电企业摆脱了成本高企的困境，在市场化交易中更具报价灵活性。当前煤价水平下，火电企业的变动成本显著下降，即使电能量价格下降，仍能维持合理盈利水平。

　　值得注意的是，煤炭价格的低位运行并非偶然，而是供需两端共同作用的结果。从供给端看，国内煤炭产能持续释放，2025年全国规上企业煤炭产量突破48.3亿吨，同比增长1.2%，再创历史新高，同时进口煤炭量保持高位，市场供给充足；从需求端看，火电发电量增速放缓，新能源替代效应显现，煤炭消费需求相对平稳，供需宽松格局支撑煤价低位运行。这种成本优势通过市场化交易传导至电价端，进一步推动了全国电价的下行。

　产业链面临的“危”与“机”

　　1月多省电价下跌如同一场“蝴蝶效应”，对电力产业链各环节产生了差异化影响。高耗能企业迎来成本红利，新能源与储能行业面临转型压力，电力市场主体的竞争逻辑也随之发生深刻变化。这场变革中，既有短期利益的重构，更有长期发展格局的重塑。

　　对于电解铝、钢铁、化工等电力成本占比较高的行业而言，电价下跌带来了显著的成本红利，尤其是电解铝行业，受益最为直接。数据显示，电解铝行业吨铝电耗约13300千瓦时，电力成本占比高达41%，电价每下降0.01元/千瓦时，单吨铝成本即可下降133元，盈利空间大幅提升。

　　云南作为电解铝产能集中地和电价下跌幅度较大的地区，当地铝企成为最大受益者。以云南铝业为例，2026年云南工商业代理购电价降至0.2439元/千瓦时，较2025年的0.3106元/千瓦时大降0.0667元/千瓦时，降幅21.5%。静态测算显示，仅此一项，云铝股份单吨铝电力成本即可减少887元，叠加峰谷优化、尖峰电价暂缓等政策红利，实际单吨节省电费超950元。按其308万吨的年电解铝产能计算，年度净利润增厚超29.3亿元。

　　“电价下降对电解铝行业来说是史诗级利好，不仅大幅压降成本，更让绿电铝的竞争优势彻底凸显。”云南一位从事铝业的人士表示，“公司当前吨铝完全成本已降至11500元/吨以下，同时绿电占比超80%，在欧盟碳关税全面落地的背景下，可享受50美元/吨—80美元/吨的出口溢价，低价与溢价形成双重盈利支撑。”

　　除了电解铝，化工行业也显著受益。山东一家大型化工企业负责人透露，该公司年用电量约20亿千瓦时，1月电价下降后，月度电费支出可减少约1400万元，年度成本节约超1.6亿元。“成本下降让其有更多资金投入环保改造和产品升级中，同时也提升了产品在国际市场的竞争力。”

　　与高耗能行业的红利形成鲜明对比，新能源与储能行业面临着电价下行带来的转型压力，同时也迎来新的发展机遇，行业正加速进入洗牌期。

　　对于新能源发电企业而言，电价下行直接压缩了盈利空间。尤其是那些依赖市场化交易的新能源项目，低价出清导致投资回报率下降，部分项目甚至面临亏损风险。如，新疆、宁夏等地的新能源竞价价格已低于全生命周期成本，这对行业可持续发展提出了挑战。

　　单纯依赖电价收入的模式已难以为继，新能源+储能成为必然选择。在此背景下，新能源企业开始主动调整策略，一方面加大技术研发投入，降低度电成本；另一方面积极配置储能，通过转移发电时段、参与辅助服务等方式提升收益。

　　对于储能行业而言，电价波动带来的是“危”与“机”的双重影响。

　　传统的工商业储能“两充两放”套利模式面临失效风险，峰谷价差收窄导致项目收益率下降。浙江工商业储能加权电价价差降至0.5961元/千瓦时，降幅达28.5%，直接导致部分项目收益率跌破预期；同时，行政分时电价取消后，电价波动无序，企业若缺乏精准的电价预测能力，可能面临“高价充电”的亏损风险。

　　但挑战背后，储能行业也迎来新的发展机遇。为对冲电能量价格下降，多地出台了针对独立储能的容量补偿政策，甘肃、宁夏已实施容量电价，标准分别为330元/千瓦·年、165元/千瓦·年；山东建立了“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的三重盈利模式，容量补偿成为独立储能稳定的收益来源。同时，电价波动率上升带来了新的套利空间，在新能源高渗透地区，午间深谷电价与晚间尖峰电价的价差可能超过0.6元/千瓦时，利好于具备现货交易能力和精准预测能力的储能电站。

　　电价市场化波动也迫使发电企业、售电公司等市场主体重构竞争逻辑，加速转型。对于火电企业而言，虽然煤价下降带来了成本优势，但新能源的冲击和电价下行仍使其面临不小压力，转型清洁化、提升灵活性成为必然选择。

　　火电企业不能再依赖传统的电量竞争，必须向综合能源服务商转型。相关企业需要加大灵活性改造投入，提升火电调峰能力，通过参与辅助服务市场获得额外收益，形成新的盈利增长点。同时，积极布局风光储一体化项目，通过“火电+新能源”的组合模式，对冲市场风险，提升综合竞争力。

　　售电公司则面临着更为严峻的生存压力。批零倒挂、恶性竞争等问题，让部分中小售电公司陷入经营困境。售电行业的暴利时代已经结束，未来将进入精细化运营阶段，行业整合加速。售电公司需要提升电价预测、负荷管理、风险控制等核心能力，通过为用户提供个性化能源服务、节能改造等增值服务，摆脱单纯依赖电价差盈利的模式。目前，大型售电公司凭借资金、技术和资源优势，开始布局综合能源服务领域，而中小售电公司则面临被淘汰或兼并的风险。

　　电价波动是市场化改革的必然

　　1月多省电价下跌，看似一场短期的市场波动，实则是我国电力市场化改革进入深水区的必然表现。这场变革中，价格作为市场配置资源的核心杠杆，正在逐步回归其本质功能，既反映了电力供需关系的变化，也推动着电力行业向清洁化、高效化转型。

　　从改革逻辑来看，电价下行是市场化机制不断完善的结果。容量电价与电量电价的分离，让电能量价格更能反映边际成本和实时供需，打破了传统计划定价的僵化格局；新能源全面入市，倒逼市场主体适应清洁化转型趋势，推动电力系统从“源随荷动”向“源网荷储协同”转变。这种变革虽然带来了短期的利益重构和转型阵痛，但从长期来看，有利于优化电力资源配置，提升电力行业的整体效率，为新型电力系统建设奠定坚实基础。

　　不过，当前电力市场仍面临诸多挑战。批零倒挂、峰谷价差重构、区域市场分割等问题，反映出市场规则仍需进一步完善；新能源消纳、储能盈利机制、电网调节能力等短板，制约着市场化改革的深化。这些问题需要通过政策引导、技术创新和市场机制优化逐步解决。

　　未来电力市场将呈现三大发展趋势。一是电价市场化程度持续提升，价格波动将更加频繁，峰谷价差、季节价差、区域价差将进一步合理化，价格信号对资源配置的引导作用将更加凸显；二是新能源与储能深度融合，储能将从辅助调节工具转变为电力市场的重要参与者，盈利模式更加多元化，成为新型电力系统的重要支撑；三是市场主体竞争更加激烈，综合能源服务成为行业发展方向，发电、售电、储能等环节将加速融合，形成多元化的市场竞争格局。

　　应该看到，电价波动是市场化改革的必然，关键在于如何通过完善规则、强化监管，让市场在资源配置中起决定性作用，同时更好发挥政府作用。未来需要进一步打破区域市场分割，完善储能、辅助服务等市场机制，加强跨区域电力互济，推动电力行业高质量发展，为经济社会转型提供可靠的能源支撑。

　　1月的电价下降，是我国电力市场转型的一个重要缩影。它标志着电力行业正告别传统的资源红利时代，进入以市场化、清洁化为核心的全新发展阶段。在这场变革中，唯有主动适应市场变化、提升核心竞争力的市场主体，才能在新的格局中实现可持续发展。而随着改革的不断深化，我国电力市场将更加成熟、高效，为能源革命和“双碳”目标的实现注入强大动力。（刘光林）

责任编辑：王奕博