中方不再续订 俄对华电力出口宣告终止 2026年1月1日起，中方全面停止从俄罗斯进口电力。这一决定不是临时叫停，而是基于经济账的理性选择，直接宣告了俄对华电力出口的阶段性终止。就连合同约定的最低约12兆瓦采购量，中方也未执行。 此次合作中断的核心症结很明确。2026年俄方出口到中国的电力价格，首次超过了中国国内电价水平。继续进口俄电已失去经济可行性，中方自然不会做亏本买卖。这不是双方关系出现裂痕，纯粹是市场规律在发挥作用。 回溯双方合作渊源，这份电力供应合同根基不浅。中国国家电网公司与俄方在2012年签署了这份协议，有效期原本直达2037年。合同规划清晰，有效期内俄方累计对华供电量目标锁定1000亿千瓦时，折算下来年均供应量约40亿千瓦时。 为了实现供电，双方还搭建了坚实的硬件支撑。2012年4月，中俄500千伏阿黑线正式投入商业运营。这条线路连接俄罗斯阿穆尔变与中国黑河换流站，专门为俄电输入中国东北提供通道。此前多年，俄罗斯国际统一电力系统股份公司（Inter RAO）一直通过这条线路，将俄远东地区的富余电力送往中国。 俄方的供电来源有着明确依托。电力主要来自俄罗斯水电集团旗下的布列亚水电站、结雅水电站等座水电站。远东地区的水电资源丰富，常年存在电力富余情况。出口中国曾是俄方消化富余产能、获取稳定收益的重要途径。 俄方电价反超并非偶然。俄罗斯远东电力系统本身存在先天短板，该系统与俄国内统一电力系统相互隔离。受地域广阔、气候恶劣影响，燃料运输成本居高不下，直接推高了当地发电成本。远东地区的居民与企业用电价格，在俄罗斯国内本就处于高位。 俄方为稳定远东电力企业经营，还需投入大量补贴。俄罗斯政府正考虑将远东电力用户补贴计划延长至2035年，每年补贴总额达300亿卢布。即便有补贴加持，俄方仍难以控制出口电价成本，最终导致价格倒挂。 反观中国国内电力市场，价格稳定性与供给能力持续提升。中国近年来大力推进能源转型，新能源产业发展迅猛。2025年全年风电光伏新增装机约3.7亿千瓦，利用率保持在94%以上。风电光伏发电量已占到全社会用电量的22%，绿电供给的扩大有效平抑了整体用电成本。 2026年全国能源工作会议明确提出，全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上。随着新型能源体系加快建设，中国国内电力供给的自主性与性价比不断增强。这让中方在电力进口选择上，拥有了更充足的底气。 国际上类似案例也印证了经济因素对电力贸易的决定性作用。2022年，立陶宛就曾彻底停止进口俄油气和电力。立陶宛通过本土发电厂及与瑞典、波兰的互连电网填补缺口，核心原因也是出于能源安全与经济成本的考量。 俄罗斯能源部虽表态，若中方提出新采购需求不排除恢复出口可能。但现实层面，2026年俄对华电力出口恢复概率极低。中方停止采购的核心是价格问题，除非俄方能将出口电价降至国内电价以下，否则合作重启缺乏经济基础。 双方这份持续十余年的电力合作，终究败给了市场规律。中方的选择，既符合自身经济利益，也是国内能源转型成效的直接体现。俄方若想重启对华电力出口，调整电价策略、降低发电成本，将是唯一可行的路径。 对于中国而言，停止进口俄电不会影响国内电力供应。国内充足的新能源产能与完善的电力基础设施，足以保障用电需求。这场合作的终止，本质是能源贸易中经济可行性优先原则的必然结果，无关其他复杂因素。
