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2026年1月25日至1月31日江蘇電力周集中競價交易罕見出現(xiàn)“零成交”，發(fā)電側(cè)、售電側(cè)及國網(wǎng)江蘇申報電量總計53.16億千瓦時全部未成交，發(fā)電側(cè)與購電側(cè)價格預(yù)期嚴(yán)重脫節(jié)。

一、交易結(jié)果：53億千瓦時電量“無人問津”

從交易數(shù)據(jù)來看，本次周競價的參與主體覆蓋全鏈條，共有153家發(fā)電企業(yè)、118家售電公司、1家一類用戶，以及國網(wǎng)江蘇電力參與申報，但最終卻陷入“滿場申報、零筆成交”的尷尬境地。具體來看，發(fā)電企業(yè)總申報電量16.82億千瓦時，售電公司申報10.14億千瓦時，一類用戶申報0.04億千瓦時，而國網(wǎng)江蘇電力作為代理購電主體，申報電量達(dá)26.16億千瓦時，占總申報量的近一半。

最終成交結(jié)果是，本次交易各時段發(fā)電側(cè)申報電量均小于國網(wǎng)江蘇電力的申報量，根據(jù)《江蘇省電力中長期交易規(guī)則》（蘇監(jiān)能市場〔2023〕69號）第四十條規(guī)定，集中競價交易若未生成有效邊際電價，則成交電量為零。本次交易共成交電量0億千瓦時，加權(quán)均價0元/兆瓦時。

相較于以往交易中“邊際電價錨定、部分電量成交”的常態(tài)，本次零成交的核心癥結(jié)的是買賣雙方的報價區(qū)間完全錯位——售電側(cè)報價低于發(fā)電側(cè)成本底線，發(fā)電側(cè)報價高于售電側(cè)可接受上限，最終導(dǎo)致交易平臺無法生成有效邊際電價，只能按照規(guī)則判定全量流拍。這種極致分歧在江蘇電力周競價歷史上尚屬首次，也反映出當(dāng)前市場主體對電價的預(yù)判已進(jìn)入“互不妥協(xié)”的階段。

二、原因剖析：三重矛盾疊加，價格對峙難破局

本次零成交并非單一因素導(dǎo)致，而是售電側(cè)博弈、發(fā)電側(cè)成本約束與供需預(yù)期錯位三重矛盾交織的必然結(jié)果。在市場化定價機(jī)制下，各方基于自身利益的決策偏差，最終導(dǎo)致市場交易“停擺”。

1. 售電側(cè)：長協(xié)電價錨定低價預(yù)期

當(dāng)前江蘇工商業(yè)用戶競爭激烈，售電公司為維持客戶粘性、搶占市場份額，普遍采取“低價策略”，試圖以低于同行的報價鎖定用戶資源。尤其是在2026年度長協(xié)電價大幅回調(diào)的背景下，售電側(cè)的壓價底氣更足。數(shù)據(jù)顯示，2026年江蘇年度長協(xié)電價降至344.19元/兆瓦時，較2025年的412.45元/兆瓦時大幅下降16.5%，這一降幅遠(yuǎn)超市場預(yù)期。

長協(xié)電價作為市場定價的“基準(zhǔn)錨”，直接拉低了售電側(cè)對周競價的價格預(yù)期，多數(shù)售電公司報價緊貼長協(xié)價甚至更低，試圖通過周競價補(bǔ)充低價電量、優(yōu)化購電成本。與之形成對比的是，綠電長協(xié)價僅微降至404.94元/兆瓦時，受限于綠電供給總量，無法成為售電公司的主流購電選擇，進(jìn)一步倒逼其在常規(guī)電量競價中壓低報價。

但售電側(cè)的壓價策略存在明顯局限——忽略了發(fā)電側(cè)的成本底線，將短期市場競爭壓力完全轉(zhuǎn)嫁至發(fā)電端，最終導(dǎo)致報價區(qū)間與發(fā)電側(cè)完全脫節(jié)，陷入“想低價買、買不到”的困境。

2. 發(fā)電側(cè)：成本高企守底線

與售電側(cè)的激進(jìn)壓價形成鮮明對比，發(fā)電側(cè)的報價始終堅守成本底線，不愿虧本售電。對煤電企業(yè)而言，當(dāng)前燃料成本仍處于高位，盡管近期標(biāo)煤價格略有回落，但結(jié)合供電煤耗、運(yùn)維成本等全口徑成本測算，多數(shù)煤電機(jī)組的盈虧平衡點仍高于340元/兆瓦時。雪球平臺相關(guān)成本測算顯示，在標(biāo)煤價格850元/噸、年利用小時3800小時的場景下，江蘇國信主力機(jī)組度電成本約為320-340元/兆瓦時，華能江蘇部分機(jī)組雖因折舊完成成本略低，但整體盈利空間極為有限。

新能源發(fā)電企業(yè)同樣面臨壓力。隨著補(bǔ)貼政策逐步退坡，風(fēng)電、光伏企業(yè)的收益依賴度從“補(bǔ)貼+電價”轉(zhuǎn)向“市場化電價”，而當(dāng)前低價預(yù)期下，新能源企業(yè)若參與競價，大概率面臨收益縮水甚至虧損的局面。因此，無論是煤電還是新能源企業(yè)，都選擇堅守價格底線，拒絕在成本線以下成交，這直接導(dǎo)致發(fā)電側(cè)報價普遍高于售電側(cè)可接受范圍，形成價格對峙。

相較于黑龍江此前出現(xiàn)的“零電價”是因供過于求導(dǎo)致價格擊穿地板線，江蘇本次零成交是發(fā)電側(cè)主動“守價”與售電側(cè)“壓價”的雙向博弈結(jié)果，本質(zhì)是成本與收益的失衡。

3. 供需預(yù)期：淡季需求疲軟，預(yù)期錯位

冬季工業(yè)用電需求疲軟，進(jìn)一步放大了買賣雙方的價格分歧。1月份正值春節(jié)前生產(chǎn)淡季，江蘇傳統(tǒng)工業(yè)用電大戶如裝備制造、化工等行業(yè)開工率下降，電力需求同步萎縮，市場整體呈現(xiàn)“供略大于求”的格局。售電側(cè)基于淡季需求判斷，認(rèn)為電價存在下行空間，因此敢于壓低報價；而發(fā)電側(cè)則考慮到春節(jié)后工業(yè)負(fù)荷回升、新能源出力波動等因素，對后續(xù)電價持謹(jǐn)慎樂觀態(tài)度，不愿在淡季低價拋售電量。

同時，新能源出力的不穩(wěn)定性也加劇了供需預(yù)期錯位。冬季江蘇風(fēng)電、光伏出力波動較大，發(fā)電側(cè)需預(yù)留足夠的調(diào)節(jié)容量應(yīng)對不確定性，因此在競價中不愿過度讓利；而售電側(cè)則低估了新能源出力波動對電力供給的實際影響，對低價電量的預(yù)期過于樂觀。這種基于供需預(yù)判的認(rèn)知偏差，最終導(dǎo)致雙方報價無法形成交集。

三、市場沖擊波：短期策略承壓，長期博弈成常態(tài)

本次零成交并非孤立事件，其對江蘇電力市場各參與主體的影響已逐步顯現(xiàn)，既帶來短期策略調(diào)整壓力，也推動市場進(jìn)入更成熟的博弈階段。

1. 售電側(cè)補(bǔ)倉通道受阻，偏差管理壓力陡增

周競價作為售電公司補(bǔ)充電量、調(diào)整偏差的重要渠道，此次零成交直接導(dǎo)致部分售電公司的短期采購策略失效。對于已簽訂用戶代理協(xié)議、存在電量缺口的售電公司而言，無法通過周競價補(bǔ)倉，只能轉(zhuǎn)向月度交易或掛牌交易，而這些渠道的電價大概率高于預(yù)期，將直接推高購電成本。

更關(guān)鍵的是，電量偏差管理面臨挑戰(zhàn)。當(dāng)前江蘇電力市場對售電公司的偏差考核較為嚴(yán)格，售電公司需精準(zhǔn)匹配用戶用電量與采購電量。周競價零成交導(dǎo)致采購計劃落空，若后續(xù)用戶用電量超預(yù)期，售電公司可能面臨高額偏差罰款；若用電量不及預(yù)期，則可能出現(xiàn)電量冗余。這種不確定性倒逼售電公司調(diào)整采購策略，從“低價博弈”轉(zhuǎn)向“穩(wěn)健布局”，加強(qiáng)用戶用電預(yù)測與電量統(tǒng)籌。

2. 電改陣痛顯現(xiàn)，主體能力面臨考驗

零成交的出現(xiàn)，本質(zhì)是電力市場化改革進(jìn)程中的“陣痛”。隨著市場化定價機(jī)制的不斷完善，價格博弈已成為常態(tài)，以往“行政干預(yù)兜底、雙方妥協(xié)成交”的模式逐步退出，市場主體需獨立承擔(dān)決策風(fēng)險。這對各參與方的市場化能力提出了更高要求：發(fā)電企業(yè)需精準(zhǔn)測算成本、預(yù)判市場供需，優(yōu)化報價策略；售電公司需平衡客戶需求與購電成本，提升用電預(yù)測與風(fēng)險管控能力；電網(wǎng)企業(yè)則需進(jìn)一步優(yōu)化代理購電機(jī)制，精準(zhǔn)預(yù)測居民、農(nóng)業(yè)用戶負(fù)荷，合理確定采購規(guī)模。

回顧2020年江蘇曾出現(xiàn)的月度競價零成交事件，彼時因優(yōu)先發(fā)電量與年度計劃疊加導(dǎo)致有效競爭電量為零，而本次零成交則是純粹的市場博弈結(jié)果，這也意味著江蘇電力市場的市場化程度已顯著提升，價格信號對資源配置的主導(dǎo)作用進(jìn)一步增強(qiáng)。

3. 規(guī)則有效性凸顯，優(yōu)化空間仍存

本次交易嚴(yán)格按照現(xiàn)有規(guī)則執(zhí)行，未生成有效邊際電價即判定零成交，體現(xiàn)了規(guī)則的嚴(yán)肅性與權(quán)威性，避免了低價成交對市場主體的非理性引導(dǎo)。但同時也暴露出市場機(jī)制的優(yōu)化空間：如何平衡買賣雙方的價格預(yù)期，避免極端對峙；如何完善偏差考核機(jī)制，緩解售電公司的短期壓力；如何引導(dǎo)新型主體（如儲能、虛擬電廠）參與市場，增強(qiáng)供需調(diào)節(jié)能力，這些都是后續(xù)規(guī)則優(yōu)化需重點關(guān)注的方向。

結(jié)語

對于本次零成交，部分業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為屬于短期現(xiàn)象，春節(jié)后工業(yè)負(fù)荷回升將有效緩解價格對峙。隨著企業(yè)復(fù)工復(fù)產(chǎn)推進(jìn)，電力需求逐步增長，售電側(cè)的壓價空間將縮小，發(fā)電側(cè)也可能根據(jù)需求變化適度調(diào)整報價策略，市場有望恢復(fù)正常成交。

然而，從長期來看，激烈的市場博弈和動態(tài)平衡將成為電力市場的常態(tài)。在市場化定價機(jī)制下，發(fā)電企業(yè)、售電公司和電力用戶等市場主體將更加注重自身的利益最大化，價格博弈將更加激烈。同時，隨著新能源的不斷發(fā)展壯大，電力市場的供需結(jié)構(gòu)將發(fā)生深刻變化，電價波動幅度可能會逐漸收窄。