2026年1月全国多地电网代理购电价格陆续公布（相关阅读），一场罕见的“降价潮”席卷全国，瞬间成为行业热议的焦点。在已公布的地区中，足足有28个地区的电价出现下降，降幅在0.65%至24.68%之间；仅有4个地区价格微涨，涨幅在0.1%至8.07%之间。

更值得关注的是，此次部分地区电网代理购电价格已显著低于市场上多数售电公司与用户签订的购电协议价格，形成了鲜明的“价格倒挂”现象。

（来源：北极星电力市场网 作者：欣言）

现状：全国性降价潮下的价格倒挂与区域分化

2026年1月的电网代购电价数据，打破了近年来冬季电价的常规走势，呈现出“整体下行、局部攀升、普遍倒挂”的鲜明特征。

从具体数据来看，除海南电网代理购电价格依旧“独树一帜”高于600元/兆瓦时外，1月份各地电网代理购电价格主要落在236元至440元/兆瓦时的区间。其中辽宁、山西、黑龙江、江西、吉林、广东、山东、河南、江苏、安徽、蒙东11个地区的价格降幅超50元/兆瓦时。

而与之形成对比的是，蒙西、海南、重庆、湖南4个地区价格出现上涨。其中，作为全国基础电价最高的地区，此次海南电价再度上涨，突破623元/兆瓦时。海南电价的持续走高，与当地电力供应结构、能源运输成本等因素密切相关，也成为此次全国降价潮中的一个“例外”。

这种普遍性降价背后，最引人关注的便是“价格倒挂”问题——电网代购电价显著低于市场上售电公司与用户签订的购电协议价格，这一罕见现象让不少市场主体陷入被动。

对于售电公司而言，此前基于市场预期签订的购电协议，在电网代购电价大幅走低的背景下，面临着严重的亏损压力。尤其是那些在2025年末以较高价格锁定电量的售电企业，当前已出现明显的价差亏损，部分企业甚至面临用户流失的风险。

而对于用户端来说，那些未签订购电协议、仍由电网代购的用户直接受益于电价下降，用电成本显著降低。但是已经与售电公司签订协议的用户，面对更低的电网代购电价，则可能面临成本压力与市场选择的两难困境。

价格普降的背后：三大核心驱动力解析

此次2026年1月电网代购电价大规模、广范围的价格下降，并非偶然，其背后交织着供需、政策和市场机制等多重因素的复杂作用。

首先是供需关系的阶段性宽松。一月份正值冬季用电高峰与春节工业生产淡季的交叠期。今年冬季煤炭供应总体稳定，库存处于相对高位，煤价走势平稳，为发电侧成本提供了有力支撑。同时，受春节假期因素影响，部分制造业企业提前放假或降低生产负荷，导致整体用电需求增速放缓。一松一稳之间，电力市场短期呈现“供大于求”的宽松格局，直接推动交易电价下行。

其次是年度长协合同的低价锁定效应。2026年新签订的中长期电力合同中，不少发电企业与售电公司或大用户提前锁定了相对较低的价格。尤其是在对2026年市场预期偏向宽松的背景下，长协签约价本身已较2025年有所下探。这些“粮草先行”的低价合同，在1月份开始执行，自然反映到了电网代理购电的“池子”价格中，拉低了整体水平。

此外，燃煤容量电价机制调整也带来传导效应。自2026年起，国家推行的燃煤机组容量电价回收比例在多数地区实现100%或接近100%。这意味着，发电机组的一部分固定成本将通过独立的容量电费进行回收，而不再是全部打包进入电能量价格中。因此，发电侧在参与电能量市场报价时，可以更有底气地降低报价，因为其固定成本已通过容量电价获得了保障。这一根本性的机制变化，是导致此次交易电价显著下降的深层次制度原因。

展望：是昙花一现，还是趋势开端？

面对如此幅度的价格下调，市场最关心的问题无疑是：这究竟是短期季节性现象，还是预示着一个下行周期的开始？

综合各方判断，此次电价普降具有明显的短期特性。一月份历来是市场交易的“特殊月份”，受春节假期影响显著。随着春节假期结束后，二月末企业全面复工复产，三月进入传统生产旺季，电力需求将快速回升。加之煤炭价格虽然目前稳定，但依然受国际能源市场等多重因素影响，存在不确定性。因此，当前的低价状态难以持续贯穿全年。

然而，从中长期看，2026年的电力市场均价整体较2025年有所下移，很可能成为一种趋势。除了容量电价机制改革持续发挥“压舱石”和“稳定器”作用，促使电能量价格更真实反映变动成本与供需关系外，新能源装机量的持续高速增长，也在深刻改变电力供给结构。2026年起，新能源全面进入电力市场参与交易，而风电、光伏的边际成本极低，将对整体出清价格形成长期的、结构性的压制。同时，电力市场化改革的深入推进，全国统一电力市场体系的逐步构建，都将促进电力资源在更大范围内的优化配置，平抑区域性价格差异和异常波动。

需要注意的是，市场的波动性并不会因此消失。尤其在极端天气、燃料价格剧烈波动、局部电网约束等情况下，时段性或区域性的电价上涨风险依然存在，对于电力市场行业人员，要密切关注市场动态，加强分析和研究，采取有效的应对策略，以适应市场的变化和发展。