文、编辑 | 橙子

前言

2026年1月1日，中国正式终止从俄罗斯进口电力，这一看似常规的商业调整，背后蕴含着深刻的能源战略意义。

过去一段时期，中国在部分能源领域曾存在进口依赖，在特定时段为保障供需平衡，需接受国际能源价格波动；而如今，中国已实现电力供应基本自给自足，更凭借低成本、高效率的能源体系，具备了自主选择进口与否的主动权，真正迈向能源自主新阶段。

从“被动进口”到“主动选择”

回溯中国能源发展历程，在工业化快速推进阶段（2000-2015年），能源供需格局呈现“需求旺盛、局部短缺”的特征，电力领域也曾存在区域供需失衡问题。

彼时，中国能源进口以煤炭、石油、天然气为主，电力进口仅集中在东北等边境地区，俄罗斯是重要的边境电力供应国。

双方基于地理区位优势形成互利合作：俄罗斯远东地区电力资源相对富余，出口中国可稳定获得收益；中国东北边境省份通过进口俄电，补充本地高峰用电缺口，保障工业生产与民生用电稳定。

2026年1月1日中国正式终止从俄罗斯进口电力，核心是国内能源供给能力提升后的理性商业决策。

俄罗斯能源出口长期以石油、天然气为主，电力出口仅占其能源出口总额的2.3%（2025年数据），对中国的电力出口更是仅集中在远东地区对东北边境的局部供应。

中国从“被动接受进口电价”到“主动拒绝高价进口电”的转变，本质上是国内电力供应体系成熟、成本优势凸显后的自然选择，彰显的是能源消费端的主动权，而非对合作方的刻意施压。

这一转变的核心支撑的是中国持续强化的能源成本优势与跨区域调配能力。过去十年，中国持续推进电力市场化改革，打破地方市场壁垒，建立全国统一电力市场和全网竞价机制，有效降低了输配电环节成本。

同时，“西电东送”“北电南供”等重大能源工程持续落地，建成了全球规模最大的特高压输电网络，跨区域输电能力突破3.5亿千瓦，实现了电力资源在全国范围内的优化配置。

无论是北方冬季采暖用电高峰，还是南方夏季制冷用电高峰，电力都能通过特高压网络快速调配至需求端，彻底扭转了区域电力短缺的局面。

在此背景下，俄罗斯进口电力因传输成本高、电价高于国内平均水平，自然失去了经济竞争力，退出中国市场成为必然。

此次终止进口并非突发决策，而是长期战略布局与市场调节共同作用的结果。

早在2023年，中国与俄罗斯的边境电力供应协议就已根据市场变化调整规模，进口电量较2021年峰值下降62%，核心原因是中国东北本地风电、光伏项目集中投产，电力自给率从95%提升至100.8%，已无需依赖进口补充。

成本与规模的双重突破

中国电力体系的崛起与能源自主能力的提升，绝非一蹴而就，而是近二十年市场化改革、技术创新与产业升级的综合成果。

2005年以前，中国电力市场呈现“条块分割”状态，各地发电企业以本地消纳为主，跨区域输电能力薄弱，导致部分省份电力过剩、部分省份常年缺电，电价波动较大。

2002年电力体制改革启动后，逐步打破地方垄断，组建两大电网公司与五大发电集团，推进发电侧市场化竞争，为电力体系的规模化、高效化发展奠定了制度基础。

近十年，中国电力市场化改革持续深化，全国统一电力市场逐步形成，全网竞价机制让电力价格更能反映市场供需与成本变化。

与此同时，发电技术持续迭代，火电供电煤耗从2015年的315克/千瓦时降至2025年的268克/千瓦时，供电效率提升15%，成本持续下降；

特高压输电技术实现自主突破，输电损耗控制在5%以内，远低于国际平均水平。多重因素叠加下，中国电力成本实现了全球范围内的竞争力优势。

新能源的爆发式发展，是中国电力革命的核心驱动力，更是成本优势形成的关键支撑。过去，风电、光伏因间歇性、波动性强，被视为“辅助能源”，难以承担基荷供电任务，且初期建设成本高，依赖财政补贴。

但通过技术创新与规模化发展，中国新能源产业实现了“成本下降、效率提升、稳定性增强”的三重突破。

更关键的是，新能源发电成本实现了跨越式下降。新能源发电一旦建成，边际成本几乎为零，大规模并入电网后，不仅降低了整体电力供应成本，更在部分时段形成了“新能源供电为主、火电调峰为辅”的格局。

在西北、东北等新能源富集地区，高峰时段新能源发电量甚至超过本地需求，需通过特高压外送消纳，这也从根本上消除了对进口电力的需求。

为解决新能源的间歇性问题，中国同步推进储能产业与智能电网建设。截至2025年底，全国新型储能装机规模突破1.2亿千瓦，抽水蓄能装机达到4500万千瓦，可实现新能源发电量的有效存储与平滑输出；

智能电网技术实现全覆盖，能够实时匹配新能源发电与用电需求，保障电网稳定运行。如今，中国新能源不仅能支撑民生用电，更能满足高耗能工业的稳定用电需求，彻底打破了“新能源无法支撑工业用电”的固有认知。

俄罗斯能源困境与中俄经贸的理性升级

中国终止进口俄罗斯电力，客观上让俄罗斯面临部分边境电力出口市场流失的问题，但并未对其能源经济造成实质性冲击，反而倒逼其正视自身能源产业的深层困境。

俄罗斯长期以来过度依赖石油、天然气等资源出口，2025年资源出口占其出口总额的68%，其中石油、天然气出口占比分别为35%、27%，电力出口仅占2.3%，且主要集中在远东地区对中、蒙等国的边境供应，对整体经济的影响有限。

但这一事件仍揭示了俄罗斯能源产业的突出短板：过度依赖资源禀赋，产业结构单一，技术升级滞后，难以将资源优势转化为持续的竞争力。

俄罗斯电力系统确实存在设备老化、效率偏低的问题。其电力系统核心设备多为苏联时期遗留，截至2025年，运行年限超过30年的火电设备占比达42%，输电线路老化率超过35%，导致发电效率低于国际平均水平，维护成本居高不下。

数据显示，俄罗斯火电平均度电成本为0.32元/千瓦时，是中国火电度电成本的1.28倍，即便加上地缘优势带来的传输成本优势，其对中国边境的供电价格仍高于中国本地电力价格0.1-0.15元/千瓦时，缺乏长期竞争力。

此外，西方制裁导致俄罗斯电力设备零部件进口受阻，设备更新换代速度进一步放缓，发电成本持续攀升，这一困境短期内难以缓解。

值得强调的是，终止电力进口绝不意味着中俄关系破裂，反而体现了双方经贸关系从“资源依赖型”向“多元互补型”的理性升级。

事实上，中俄能源合作的核心始终是石油、天然气等战略资源，而非电力。2025年，中俄天然气贸易量达到1850亿立方米，较2020年增长82%；

石油贸易量达到8900万吨，连续8年保持中国第一大石油进口来源国地位。

除能源外，双方在北极航线开发、LNG（液化天然气）项目建设、核能合作等领域的合作持续深化，2025年中俄双边贸易额达到2300亿美元，其中非能源贸易占比提升至45%，较2020年提高18个百分点，经贸结构持续优化。

结语

从过去的局部能源依赖，到如今的电力自给自足；从被动接受国际能源价格，到主动选择最优供应方案，中国用二十年时间完成了能源领域的历史性跃迁。

信息来源

国家能源局：《我国风光装机历史性超过火电 风电光伏装机超过火电将成为常态》