2026年年初，中俄能源贸易版图迎来一则重要变动：中国正式暂停从俄罗斯进口电力，即便12兆瓦的合同最低供应量也未执行。这一决定并非突发的外交博弈，而是市场规律作用下的理性选择——当俄罗斯出口电价首次超过中国国内水平，持续了十余年的跨境电力合作，终究因“无利可图”进入阶段性停滞。
回溯这场合作的缘起，2012年中国国家电网与俄罗斯能源公司Inter RAO签署的长期供电协议，曾是中俄边境能源互补的典范。这份有效期至2037年的协议约定，俄方将向中国累计供应约1000亿千瓦时电力，年均供应量约40亿千瓦时，电力来源主要是俄罗斯远东地区的富余产能，通过阿穆尔—黑河跨境输电线路输送至中国东北边境地区。在协议执行初期，俄罗斯电力凭借距离优势带来的成本红利，成为中国东北地区电力供应的有益补充，尤其是在冬季用电高峰或区域产能紧张时段，进口电力有效缓解了局部供电压力，双方形成了稳定的双赢格局。
合作的转折点始于俄罗斯远东地区电价的持续飙升。根据俄媒《生意人报》披露的信息，2026年1月起，俄罗斯远东地区单一电价（含容量与电量成本）攀升至约4300卢布/兆瓦时，较去年年初上涨42%，折算人民币约370元/兆瓦时。而同期中国国内电价保持稳定，平均水平约为350元/兆瓦时，这意味着进口俄罗斯电力的成本已高于国内供电成本，“低价补充”的核心优势彻底消失。对于以市场化为导向的电力采购而言，这种价格倒挂让继续进口失去了经济可行性——中国进口方若维持原有零售电价出售，将面临亏损；若上调售价，则失去市场竞争力，暂停采购成为必然选择。
更深层的原因，在于中俄双方电力供需格局的结构性变化。从俄罗斯一侧看，远东地区电力出口能力的萎缩早已埋下伏笔。近年来，该地区自身用电需求以每年4%以上的速度增长，天然气开采、冶金工业等耗能产业的落地进一步加剧了供需矛盾，而苏联时期遗留的发电设施老化、维护投入不足，导致新增产能难以跟上需求增长，可供出口的富余电力持续减少。数据显示，俄罗斯对华电力出口量从2022年47亿千瓦时的峰值，骤降至2023年的7亿千瓦时，2025年前11个月更是同比暴跌63%，供应稳定性的崩塌，让中国对其“补充电源”的依赖度不断降低。
反观中国，电力系统的快速发展已具备强大的自主保障能力。如今中国电力总装机容量约为俄罗斯远东地区的100倍，仅东北地区的风电装机容量就达3000万千瓦，年发电量超500亿度，相当于俄罗斯对华电力历史最高出口量的10倍。随着“西电东送”等跨区域输电工程的完善，以及风电、光伏等清洁能源的爆发式增长，中国不仅填补了进口电力的缺口，更形成了多元、稳定的供电体系。对于中国而言，进口俄罗斯电力的占比始终极低，即便在出口峰值年份，也仅占全国总发电量的0.05%，完全具备替代能力。
值得注意的是，此次暂停进口并未导致双方长期协议失效。俄罗斯能源部明确表示，若中方提出采购请求并达成互利条件，电力出口可恢复，但2026年内恢复的可能性极小。从现实来看，俄罗斯短期内难以扭转电价高企的局面：远东地区发电所需的燃料、人工、运输成本仍在上升，且需优先保障本土用电需求，降价空间有限；而中国国内电力市场已形成成熟的供需平衡，既无迫切的进口需求，也无接受高价进口的动力。
这场合作调整，本质上是能源贸易市场化的必然结果。中俄电力合作的起点是“成本互补”，当这一基础消失，合作的暂停便成为符合双方利益的理性选择，与所谓的“地缘政治博弈”无关。对于俄罗斯而言，此次事件暴露了远东电力系统基础设施老化、产能不足的短板，也促使其加速推进能源结构优化与补贴政策调整；对于中国而言，这既是电力自主可控能力的体现，也是全国统一电力市场建设成效的印证——通过优化资源配置、升级电网技术，中国已实现从“依赖补充”到“自主保障”的转变。
未来，中俄电力合作的重启，仍将取决于市场逻辑的再平衡。当俄罗斯远东电价回归合理区间，或中国边境地区出现特殊供电需求时，这场暂停的合作或许会迎来新的转机。但在此之前，这场由价格倒挂触发的合作调整，已清晰揭示：在全球化的能源贸易中，市场规律永远是最核心的主导者，而强大的自主供应能力，才是能源安全最坚实的保障。
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