春节期间，我国电力现货市场经历了一场前所未有的价格波动。山东、河北、河南、黑龙江、广东等多个省份的电力交易平台，接连出现了零电价甚至负电价时段。 财联社记者采访多位业内人士获悉，这一现象看似异常，实则是电力市场化改革深化的必然结果，在一定程度上也标志着我国电力市场产业链正经历深层次变革。 春节期间多省出现零电价、负电价 春节期间出现的零电价、负电价，主要集中在我国的电力现货市场。与用户最终缴纳的电费账单不同，现货市场交易的是电能量本身的价格，其价格由供需实时决定。 财联社记者采访多个省份的电力行业人士获悉，今年春节期间，河南、河北等多省均出现了零电价时段。其中，河南在2月15日（腊月二十八）有13个小时的现货电价为0元/千瓦时，河北冀南电网在2月21日（正月初五）也出现17个小时的零电价。而广东电力现货市场在2月18日（正月初二）曾出现7小时负电价。此外，黑龙江去年12月曾出现连续13日的零电价，辽宁省也在今年1月份出现近300小时的负电价。 多位受访专家指出，今年春节期间零电价、负电价现象尤为突出，是多重因素叠加的结果。 “零电价、负电价出现的核心原因在于供需的时空错配。”河南宗航数字科技总经理夏喜帅对财联社记者表示。春节期间，全国大部分工业企业停工放假，导致用电负荷，尤其是占用电量约60%的工业负荷大幅腰斩。与此同时，春节期间全国多地天气晴好，光伏发电出力达到高峰；冬季风力较大，风电出力也处于高位。此消彼长之下，电力供应短时间内严重过剩。 其次是市场交易规则的重大调整。天娱数科（002354.SZ）数字能源项目副总经理杨子靖介绍，去年底以来，多个省份修订了年度电力交易规则，一个关键变化是允许报价范围从原来的0-1500元/兆瓦时，扩大至-100到1500元/兆瓦时。这意味着发电企业首次被允许报出负电价，为市场出清时出现负值提供了制度基础。这一调整也是2025年以来国家层面持续深化电力市场化改革的结果。 最后是技术调节能力的不足。瑞芸科技副总经理宋猛则告诉财联社记者，“我国电力市场以省为单位运行，各省之间壁垒明显，无法有效实现跨省电力互济。这正是近期政策强调到2030年建立全国统一电力大市场的原因。当前，我国大规模储能设施和跨省跨区电力输送通道尚在建设完善中。 此外，火电机组单次可达数百万元的启停成本过于高昂，导致火电企业在负荷低谷时宁愿报低价甚至负电价维持最小出力运行，也不愿停机，进一步加剧了市场供给压力。 电力市场全链条已开始重构 当现货市场出现零电价或负电价时，是否意味着发电企业在“做慈善”？终端用户是否真的受益？业内人士告诉记者的答案远比表面复杂。 此次电力市场规则的深层变化，正在重塑发电、用电及全链条格局。 对发电企业而言，盈利模式发生根本转变。火电的基础性、支撑性地位虽然仍难撼动，但其角色正从主力电源向调节性、保障性电源转变。 杨子靖表示，“火电之前的盈利模式就是发电量乘以上网电价，现在火电的整体营收变为电能量+容量电费+辅助服务构成，不再是简单的电量乘以电价。”但在新的市场环境下，发电侧的收入正转向“电能量收入+容量电费收入+辅助服务收入”的多元结构。因此，只要煤电机组满足容量考核要求，即便在现货市场零电价时段未获得电能量收入，仍可获得对应的容量电费补偿。对于新能源企业，尤其是存量国补项目，其收入可包含国补收益，平价项目可通过绿证交易获得环境价值收益，因此现货市场的零电能量收入未必导致其整体亏损。 但新的电力价格体系下，火电等传统发电企业也面临更高的技术要求。现货市场峰谷价差拉大，倒逼火电企业进行灵活性改造，以降低最小出力，适应波动。夏喜帅表示，“（新体系）会倒逼火电去做灵活性改造。火电机组进行设备升级后，比如原来负荷最低可能只能压到30%，改造后可以压到20%甚至15%。在现货价格比较低的时候少发电，在电价高的时候多发电，以此扩大盈利空间。” 新能源则面临喜忧参半的局面。光伏行业从业者谢经理坦言，在现货市场下，光伏大发时段往往对应低电价甚至零电价，全额上网的项目收益承压。长远看，政策推动全国统一市场建设，旨在通过跨省消纳解决此问题。但短期内，分布式光伏可能面临更多“暂不上网”的调度要求。新能源投资将更精细化，需高度关注消纳能力和市场交易策略。 对用电企业而言，零电价不等于用户零成本。夏喜帅表示，用户侧结算实行“中长期合约+现货偏差”的模式。现货市场的零电价仅代表该时段电能量价格为零，用户仍需支付输配电价、政府性基金及附加等固定费用。 在新的电力价格体系下，一些企业的生产节奏需要进行适应性调整。“在电力现货市场，低价阶段就是光伏和风电大发的时间段，也就是10-15时之间的深谷时间段，用电大户应该调整相应的生产时间和节奏。”同时，杨子靖认为，“由于西北、西南地区的电力价格更低，电解铝、多晶硅等高耗电企业在未来向该地区转移产能的情况会越来越多。” 对电网而言，其角色定位将出现重大变化。宋猛认为，“以前我们买电基本上是先向电网直接去买电，但是未来电网的主要任务更像是高速公路。其将电力大基建建好之后，只收取电力的过路费，其他的售电业务或将逐渐退出。” 值得注意的是，所有受访者一致认为，储能是此轮改革最明确的受益者。杨子靖表示，新规明确储能可作为独立主体参与全品种市场交易，其盈利模式从单一的峰谷套利，扩展至容量补偿、辅助服务、能量交易等多元化收益，投资回报周期有望缩短。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）则从并网和调度层面为储能扫清了障碍。 宋猛预测，“储能市场未来3-5年必然爆发式增长，特别是电网侧大型储能。”谢经理则认为，“分布式储能与光伏结合的‘光储充一体化’将成为主流模式，单独的用户侧储能已逐渐失去生存空间。” 此外，微电网和虚拟电厂的发展也将被强力推动。夏喜帅表示，如果把电网比喻为高速公路，那么微电网就像在路网中自建了内部循环系统，而虚拟电厂则像整合了沿途服务区、休息站资源的综合服务平台。随着分布式电源激增，主网配网压力加大，“主配微协同”成为新型电力系统的必然方向。微电网可实现局部自平衡，虚拟电厂则能聚合分散资源参与市场，提升系统调节灵活性。

据Mining.com网站援引彭博通讯社报道，为延长燃煤发电年限，美国总统特朗普采取了多项措施，他下令五角大楼从煤电厂购买电力，并宣布拨款数百万美元用于升级现有设施。 特朗普指示国防部长皮特·赫格塞斯（Pete Hegseth）与燃煤电厂达成购买电力协议以保障军事行动。根据特朗普指示，五角大楼能源设施办公室将寻求签订长期协议，以满足需求增长和更稳定的运营环境。 “现在我们将通过军方来大量购买煤炭，这比我们多年来一直使用的煤炭更便宜，而且实际上也更有效”，特朗普周三在白宫举行的一次活动上表示，出席此次活动的有矿企、煤炭企业高管和能源行业领导人。 特朗普称赞煤炭是“最可靠和信赖”的能源，并表示政府的此项举措将有助于提高煤炭发电量，从而降低消费者的用电负担，并确保对国家安全至关重要行业获得稳定电力供应。 特朗普称，“在我执政的第一年，煤炭发电量增长了近15%，明年这个数字将达到25%-30%。煤炭发电量增加意味着用电成本下降，美国民众和政府可省下更多钱。这不错。” 这位总统还表扬了田纳西河谷管理局（Tennessee Valley Authority）继续运营两座原本计划关闭的燃煤电厂的计划，并宣布能源部将拨款支持燃煤电厂的升级改造。据白宫官员透露，这笔1.75亿美元的资金将用于肯塔基州、北卡罗莱纳州、俄亥俄州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州六座燃煤电厂的升级改造。 美国煤炭生产商皮博迪能源公司（Peabody Energy Corp.）的股价盘中一度上涨9.6%。该公司首席执行官吉姆·格雷奇（Jim Grech）在活动中表示，该公司正在“与政府合作探讨新建燃煤电厂的可行性”。 这些措施是特朗普为提振煤炭开采和消费所做的最新努力。煤炭是一种化石燃料，由于天然气和可再生能源价格更低廉，以及人们对气候变化的担忧，煤炭在美国作为发电来源的使用量有所下降。但随着华盛顿政策的调整，以及公用事业公司为满足AI（一个能源消耗巨大的行业）带来的电力需求激增而寻求解决方案，这种局面已经发生了转变。 特朗普认为其所谓的“清洁、美丽的煤炭”发电对于解决他的两个政治要务非常关键，一是帮助美国赢得人工智能领域的全球竞争，二是在11月中期选举前为消费者降低公用事业费用。 在特朗普采取措施扶持煤炭行业的同时，美国联邦政府却终止了对一些风能和太阳能电网项目的资助。此外，政府还在放松此前鼓励摆脱化石燃料（导致气候变化的罪魁祸首）的监管规定。 环保者认为，这些举措代表联邦政府试图扶持一种污染严重的燃烧能源，而牺牲更清洁的替代能源——这与多年来华盛顿许多共和党人和民主党人所秉持的“能源兼顾”方针背道而驰。 “当美国民众要求清洁、价格合理的能源时，特朗普政府却用我们的税款来扶持美国最脏、效率最低的发电厂，”自然资源保护委员会（Natural Resources Defense Council）主席马尼什·巴普纳（Manish Bapna）说。

国务院办公厅印发了《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，系统谋划了全国统一电力市场未来5—10年的目标任务。《实施意见》提出到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 原文如下： 国务院办公厅关于完善 全国统一电力市场体系的实施意见 各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构： 为进一步深化电力体制改革，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制，完善全国统一电力市场体系，在全国范围内有效实现电力资源市场化配置，经国务院同意，现提出以下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，按照构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统要求，坚持全国统一、畅通循环，着力打破市场分割、破除区域壁垒，促进市场高效联通和有机衔接，统筹推动电力市场供需高水平动态平衡，着力扩大规模、改善结构、拓展功能，健全统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，在确保电力系统安全可靠运行的基础上，实现市场运行畅通有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 二、推动电力资源在全国范围内优化配置 （一）优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 （二）完善跨省跨区电力交易制度。打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，统一交易组织方式，促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易。构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道和电网主网架格局，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比。在确保安全前提下，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化。一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易。 三、健全电力市场的各项功能 （三）全面建设更好发现价格、调节供需的现货市场。充分发挥现货市场发现实时价格、准确反映供需的重要作用，更好引导电力资源优化配置。推动现货市场2027年前基本实现正式运行。推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场。在明确落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户参与省间现货交易。加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接，通过分时价格信号更好引导经营主体优化发用电行为，激发电力系统灵活调节潜力。 （四）持续完善保障电力安全稳定供应的中长期市场。更好发挥中长期市场稳定电力生产供应秩序、保障市场平稳运行的基础性作用，夯实电力保供基本盘。落实中长期合同签约履约激励约束措施，实现电力资源长期稳定配置，提升风险应对能力。推动中长期市场精细化、标准化，实现连续开市、不间断交易，提高交易频次和灵活性，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期。建立健全规范标准、灵活高效的中长期合同调整和转让制度。推动跨省跨区优先发电规模计划通过年度中长期合同足额落实。加强各地中长期市场在交易时段、市场限价等方面与现货市场的有效衔接，参与现货市场交易的经营主体中长期合同签约、履约比例必须满足国家能源安全保供要求。 （五）加快建设支撑电力系统灵活调节的辅助服务市场。规范开展调频辅助服务市场，加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。 （六）完善更好实现环境价值的绿色电力市场。完善全国统一的绿证市场，进一步发挥绿证作为可再生能源电力生产、消费和环境属性认定的基础凭证作用。扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度。加强绿证价格监测，引导绿证价格在合理水平运行。推动发用侧双方签订绿证中长期购买协议。鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。研究农林生物质发电项目参与全国温室气体自愿减排交易市场。加快建立绿色电力消费认证机制，全面引入区块链等技术，对绿色电力生产、消费等环节开展全链条认证。持续强化绿色电力消费溯源，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。完善绿色电力标准体系，在绿证应用、核算等方面加强国际沟通对话，推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。 （七）建立可靠支撑调节电源建设的容量市场。进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕，条件成熟时探索容量市场，切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升兜底保供能力。 （八）打造规范有序、便捷高效的零售市场。畅通批发—零售价格传导，在保障终端用户合理权益的前提下，通过分时价格信号引导需求侧资源主动参与系统调节。制定零售市场交易规则，加强零售市场全过程监管、信息披露和风险控制，培育健康市场生态。加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法，引导售电公司向综合能源服务商转型升级。 四、促进各类经营主体平等广泛参与电力市场 （九）进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 （十）扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 （十一）有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 五、构建全国统一的电力市场制度体系 （十二）统一电力市场规则体系。持续健全以电力市场运行基本规则为基础、各类交易各个环节规则为支撑的电力市场基础规则体系，加强规则间的统筹衔接。引导地方因地制宜制定实施细则，强化地方规则与国家规则的对接和统一。规范电力市场规则起草、修订、审议、发布等操作流程，建立定期修订制度。 （十三）健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 （十四）完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。 （十五）统一电力市场技术标准。统一电力市场关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目、信息交互标准、管理制度规范，促进电力市场基础设施互联互通。持续完善电力市场基础标准及通用类、接入类、业务类、运营类、评价类等标准，在经营主体接入、市场信息披露、交易结算开展、数据模型制定等方面实现标准化。 （十六）建立全国统一的电力市场信用制度。制定统一的电力市场信用信息目录、评价标准和应用措施清单，推进信用信息统一归集共享和系统互联。鼓励支持电力交易机构、行业协会及第三方信用服务机构在有关部门指导下，按照统一评价标准对发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体等开展信用评价，共同营造诚实守信的电力市场环境。 六、强化政策协同 （十七）加强电力规划与电力市场的衔接协同。推动电力规划体系适应市场化环境，在制定和调整规划时充分考虑电力供需平衡等因素，有效引导电源规划特别是可再生能源项目布局和电网规划协同发展。地方电力规划应当依据全国电力规划编制。 （十八）加强应急处置与风险防控体系建设。建立电力市场应急处置制度，确定电力系统发生突发事件和电力市场出现异常情况时的电力交易组织方案、已有交易的调整和结算方式等，明确政府主管部门、电力监管机构在必要情况下授权电力市场运营机构对市场进行干预的适用情形、范围方式等。针对事故灾害、电力平衡受剧烈扰动、经营主体违规扰乱价格等情形，健全风险监测、预警和管控流程，制定发电调用、负荷控制等应急处置措施。 （十九）建立电力市场评价制度。制定电力市场评价量化指标和评价办法，鼓励第三方独立机构、电力交易机构参与电力市场评价，发布各地电力市场建设运行情况，加强各地电力市场的横向对比和历年进展的纵向分析，做好经验交流，根据评价结果持续完善全国统一电力市场体系。 七、加强组织领导 在党中央集中统一领导下，加强协同配合，扎实推进全国统一电力市场体系建设。国家发展改革委、国家能源局要会同有关方面加强统筹协调，完善配套政策，督促指导派出监管机构、地方主管部门、电力市场运营机构、相关电力企业积极参与电力市场建设运营，推动各项政策措施落地见效。重大事项及时按程序请示报告。 国务院办公厅　  　     2026年2月8日           （此件公开发布） 点击查看原文链接： 》国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见

2026年初，随着国际大宗商品价格持续走高，国内铜价已从去年初的不到7万元/吨攀升至10万元/吨以上，涨幅接近50%。原本以铜为核心导体材料的电力设备行业正经历一场深刻变革，“铝代铜”趋势在新能源电力工程领域迅速蔓延。 有电力行业业内人士对财联社记者表示，当前新建的中小型充电站中，使用铝合金电缆的比例已高达60-70%，而变压器领域也开始出现全铝替代全铜的趋势。这一转变并非技术升级，而是成本压力下的现实选择。 铜价攀升侵蚀行业利润 电力设备厂家被动调价 铜价的持续攀升，对部分电气设备制造企业的利润空间造成挤压。 深耕电力工程领域多年的老蔡（抖音名“电力工程老蔡”）向财联社记者透露，2024至2025年上半年，铜价大致维持在6万至7万元/吨，而同期铝价约为2万元/吨。如今，市场铜价已突破10万元/吨，涨幅接近50%；相比之下，铝价仅小幅上涨至约2.5万元/吨，二者价差“翻倍式”扩大。 对于采用订单式生产、报价锁定模式的电力设备企业而言，原材料价格波动对利润的影响尤为直接。保变电气（600550.SH）相关人士对财联社记者表示，公司产品多为订单定制，价格在客户下单时即已确定，若后续铜等原材料价格波动，将直接影响单台设备的盈利水平。科润智控（920062.BJ）也在其业绩预告中表示，受铜材等核心原材料价格高位震荡上行影响，公司产品成本端面临刚性增长压力，对整体业绩造成一定拖累。 成本压力之下，部分企业已开始调整产品售价。天正电气（605066.SH）近日向部分客户群发布通知，宣布自1月29日起，对断路器、工控及中压产品中涉及铜、银等关键原材料的部分型号进行适度提价，涨幅在3%至50%之间。有经销商告诉财联社记者，该公司29日确已调价，多数产品涨幅30%左右。 某客户群流出的天正电气涨价通知 而对于采用浮动报价机制的企业，则面临另一重挑战：频繁调价增加了客户沟通难度，甚至影响订单获取。“刚刚给您的报价不能执行了，公司刚通知铜芯变压器涨价3%。”山东某变压器厂商销售人员无奈地告诉其客户。据他介绍，上一次调价发生在12月2日，2025年全年该类产品价格已累计调涨四次，本次为第五次，平均每次涨幅约3%。 在电缆行业，由于原材料成本占比较高、市场竞争激烈且价格透明度高，企业利润本就微薄，对铜价波动尤为敏感。河北骑骏线缆有限公司的闫经理表示，2025年10月前铜价基本稳定在7万元/吨左右，但自11月起连续上涨，电缆售价也随之上调，“当前行情之下，铜价每上涨1000元/吨，电缆价格大约上调1%。” 财联社记者采访获悉，当前多数电缆企业均已建立与铜价挂钩的动态报价机制。例如，中缆电缆集团有限公司的ZC-YJV22-4×120+1×70型号电缆，1月24日报价为542元/米，明确注明该价格基于上海有色金属网铜价10万元/吨核算，铜价每上下浮动900元/吨，对应产品单价相应调整±1%。 尽管高企的铜价已对下游制造业造成显著成本压力，但短期内回落可能性较低。 中小型充电站“铝代铜”比例大幅提升 高铜价持续施压，相关电力设备价格也水涨船高，中小型充电站正通过材料替代实现降本增效。 “400kVA铜芯变压器，今年最低出厂价5.8万元/台，比去年同期贵了约20%。”河北某变压器生产厂商负责人向财联社记者透露。多家变压器生产企业也向财联社记者反馈，近一年来铜芯变压器价格普遍上涨13%至20%不等。 电线电缆的价格涨幅更为显著。中缆电缆提供的调价规则显示，型号为YC-YJV22-0.6/1kV 4×120+1×70的铜芯电缆在过去一年内价格上涨达27.8%。曾健辉指出，铜线在电缆生产成本中占比超过60%，近一年电线电缆整体涨幅在25%-50%之间。 在此背景下，作为变压器和电缆的重要下游用户，中小型充电站正加速推进“铝代铜”转型。 “近两年变压器最主要的下游客户就是充电站。”保定中亿电气有限公司销售部郭经理表示。然而，随着铜价持续高企，这一核心客户群体对材料的选择发生了明显转变。“今年咨询铝变压器的客户明显增多。”郭经理说。江苏、山东等地多家变压器厂商也证实，铝变压器的咨询量和出货量均显著上升。 河北骑骏线缆有限公司闫经理（抖音名：LC.CABLE）告诉财联社记者，目前充电站客户中使用铝电缆的比例已升至约六成。老蔡所在的公司近两年已建成近百座充电站，亲身经历了从“几乎全铜”到“尽量用铝”的转变过程，据他介绍，“今年接的中小充电站工程，用铝的基本占到了七成。” 老蔡为财联社记者算了一笔账，建设一个10车位的小型快速充电站，若全部采用铜缆和铜芯变压器，总成本约为65万元。其中，电缆约12万元，1000kVA变压器约18万元。若改用铝缆和铝变，电缆成本可降至4万元，变压器成本则降至13万至14万元，整体建设成本可压缩至50万元左右，节省至少15万元。 “这15万元的成本差，在当前充电站回本周期普遍拉长的市场环境下，显得尤为关键。”老蔡坦言，“很多私人投资者希望三到四年回本，机构资方最多容忍八九年。多花的十几万，可能就是盈亏的分界线。” 他还进一步拆解了运营收益：一个10车位充电站，假设5个车位每天工作16小时，每小时充60度电，月均电量约14万度。按当前主流服务费0.25元/度计算，扣除租金后月净利润约2万元。“这还是经营状况非常好的站点，多数站点难以达到这一水平。让投资人多拿出接近一年的净利润去购买铜缆铜变，显然需要慎重权衡。” 成本压力之下，“铝代铜”已从个别尝试演变为行业主流策略。江苏正威电力设备有限公司销售人员对财联社记者表示，“铜价确实太高，项目必须控制成本，不能亏本做生意。”该公司一台SCB18-2500kVA干式变压器，全铜版本含税、运费及外壳报价高达26.5万元，而全铝版本仅需11.3万元，价差超过15万元。 石家庄某充电桩运营企业的石经理也证实了这一趋势：“过去建站基本都用铜缆铜变，但现在铜价太高，电缆会优先选用铝缆，通常选大两号的规格，这样电损影响也不大。” 业内人士普遍预期，未来“铝代铜”进程有望进一步提速。友升股份（603418.SH）日前在互动平台上对投资者表示，相比铜来说，铝的成本优势显著，铝土矿资源相对丰富，铜资源长期供给偏紧、对外依存度高，“铝代铜”兼具经济合理性与国家资源安全战略意义，在新能源、汽车等领域的替代需求将持续释放。

美国电力监管机构北美电力可靠性协会(NERC)发布的一份最新报告显示，未来五年内，多达1.51亿美国人将面临电力短缺甚至全面停电的风险，主要原因包括极端天气、天然气系统脆弱性以及AI热潮下的电力需求激增。 目前，美国总人口规模接近3.42亿，该份报告所预测的数字意味着近一半美国人将受停电影响。 报告指出，被视为高风险的地区涵盖了美国中大西洋地区、中西部、太平洋西北地区和得克萨斯州，涵盖美国三大主要电网。 报告警示的威胁程度较去年显著升级，源于美国电力系统面临多重压力叠加： 老旧基础设施遭受更频繁强烈的风暴侵袭，数据中心推动用电需求激增，退役电厂更新速度严重滞后…… 展望未来十年，NERC预计，美国夏季用电高峰将增加224吉瓦，较去年作出的长期预测值高出69%——这相当于新增约1.79亿户家庭的用电量。其中新增需求主要来自支撑AI热潮的数据中心。 NERC在报告中指出，未来十年北美电力需求增长的主要驱动力，将来自支撑人工智能与数字经济的新建数据中心。 该报告显示，目前全美超过2亿人口居住在停电风险显著升高的区域。最脆弱的电力系统包括： PJM Interconnection LLC运营的横跨中大西洋至中西部的13州电网，以及由中大陆独立系统运营商(MISO)、西南电力联营公司(SPP)和得克萨斯电力可靠性委员会(ERCOT)运营的电网。MISO的风险将最早将在2028年开始攀升，并于次年扩散到其他地区。 NERC还提到，自去年报告发布以来，美国天然气系统的脆弱性持续扩大。尽管美国是全球主要的天然气生产国，拥有庞大的管道运输网络，但输送系统面临的供应中断风险更为普遍。未来十年，随着新一轮发电厂建设浪潮涌现——既为人工智能提供能源，又推动经济全面电气化——美国对天然气依赖度将进一步加深。 值得注意的是，NERC报告中提及“天然气”的次数较去年评估报告几乎翻倍，达到202次；“数据中心”的提及次数则增长逾一倍，达65次。 不过NERC也提到了一些积极因素。美国能源部正推动老旧发电机组延迟退役，天然气与电力行业间的协作加强，据NERC称这些举措可缓解部分可靠性风险。 该监管机构还制定了降低太阳能等基于逆变器的资源因故障离网风险的标准。报告指出，自去年欧洲伊比利亚半岛大面积停电后，美国电网已增设了更多电池及其他支撑设备。

截至发稿，全球燃气轮机“三巨头”之一的德国西门子能源公司（Siemens Energy AG ）周五冲高超3%，市值达到1216亿欧元的历史新高。 消息面上，瑞银周四发布研究报告，称燃气轮机市场供不应求且利润率将持续扩大。瑞银还把西门子能源的评级从 “卖出”跳级上调至“买入” ，并将 目标价从38欧元大幅上调至175欧元 ，较目前价位还有超过两成的空间。 （西门子能源日线图，来源：TradingView） 在瑞银之前，多家大型机构已经对西门子能源给出积极预期。 美国银行将该股列为“首选股”，并给出170欧元的目标价，摩根大通给出160欧元的目标价，并强调可再生能源领域的投资情绪正在改善。 瑞银指出，此次调整评级主要基于西门子能源的燃气轮机业务（燃气服务）前景显著改善，叠加电网业务的盈利能力驱动。另外，欧洲风电巨头西门子歌美飒对母公司的拖累也将在未来几年里显著改善。 分析师写道，虽然西门子能源在2025至2028年间的EBIT增速高达55%，为欧洲资本品板块（注：卖“生产工具”的上市公司，例如工业设备、能源装备等）最快，但其2028财年的企业价值与EBIT之比，仍较板块整体折价约10%。 瑞银预计， 2026至2035年间全球燃气轮机的年均需求将达到88吉瓦，但行业产能要到2030年才能达到90吉瓦，这意味着市场将持续处于供不应求的状态。 基于行业老大通用电气维诺瓦的有利可比记录，西门子能源的订单料将处于强劲状态。除了占2025财年订单约四分之一的数据中心外，还有多重因素推动，包括 美国对基荷电力的需求、中东市场扩张、亚洲“煤转气”进程，以及欧洲能源安全方面 的需求。 分析师预期，西门子能源2026至2028财年的燃气服务业务订单将比目前的市场一致预期高出14%，同时2030财年燃气服务业务的EBITA率将达到24%，高于公司对2028财年给出的18%-20%的指引。 瑞银同时预计，西门子能源电网技术（Grid Technologies）业务的利润率将在2030财年达到21.5%，高于2028财年18%-20%的指引区间。该业务目前在手的订单金额已经达到历史新高的420亿欧元，能够覆盖三年收入。 另外，这两年命运多舛的风电业务也将做出贡献。瑞银指出， 集团管理层提出在2026财年让西门子歌美飒的风电业务实现EBITA盈亏平衡，有望成为股价的催化剂。 该业务在2025财年亏损13亿欧元。瑞银估算称，市场目前对风电业务给予了负155亿欧元的企业价值，折合每股约负17欧元。

全球首富埃隆·马斯克日前警告称， 在美国，人工智能（AI）发展面临的最大阻碍是电力不足，而中国却不存在这一问题 。 周四，马斯克在与贝莱德首席执行官、世界经济论坛临时联合主席拉里·芬克的对话中表示，人工智能芯片的生产正呈指数级增长，但电力供应不足，这制约了AI数据中心在训练和部署AI模型方面的效率。 “我认为，AI部署的制约因素归根结底是电力供应，”马斯克表示，“很明显，我们很快——甚至可能就在今年晚些时候——就会生产出比我们能使用的更多数量的芯片。” 马斯克补充称， “中国是个例外”，“中国的电力增长速度十分惊人 。”他还重点强调了中国在太阳能产业方面的发展。 这并非马斯克首次提及中国在电力方面的领先优势。马斯克本月早些时候表示，在运行AI所需的算力方面，中国将远超世界其他国家。他表示，中国在AI竞赛中的决定性优势在于其大规模供应电力的能力。 “中国将拥有比其他任何国家都更多的电力，也可能会拥有更多芯片。”马斯克当时在一档播客节目中表示。“按照当前的发展趋势，中国在AI算力方面将远超世界其他国家。” 美国一直深陷电网系统陈旧落后的困局，这是数十年投资不足和基础设施老化的后果。随着科技公司越来越依赖电网运营商提供电力，电网的可靠性问题和供电能力限制已威胁到AI部署的速度，并引发担忧：美国可能会因电力短板在AI竞赛中落后于人。 能源专家透露，英伟达总部所在地加州圣克拉拉市的两座大型数据中心，或因电力供应不足而闲置数年。与此同时，AI巨大的耗电量推高相关地区的能源成本，引发了民众对数据中心建设的抵制。 美国总统特朗普周三在达沃斯演讲中鼓励科技企业在布局人工智能时自建核电站，并声称，政府将在短短三周内批准此类项目——尽管核电站的审批流程历来需要数年时间。

当全球铝业聚焦绿色转型与智能制造，一场汇聚全产业链优质资源的行业盛宴即将登场—— 2026年4月8-10日 ， SMM AICE 2026铝产业博览会 将在 苏州国际博览中心 如期举办，以“提质立标・向新通海”为主题，搭建技术展示、商贸对接的专业平台。 值此行业交流契机，深耕耐火材料领域35载的 大连鑫图耐火材料有限公司 ，将携全系列核心产品与硬核技术亮相展会，为铝行业高温窑炉运维提供稳定可靠的解决方案。 在高温工业领域，耐火材料是保障窑炉稳定运行、提升能源效率的核心支撑。大连鑫图作为行业领先的 不定形耐火材料制造商 ，凭借三十余年的技术积淀与严苛的品质管控，成为 钢铁、水泥、电力、有色 等多领域客户的信赖之选。 展商推荐 大连鑫图耐火材料有限公司 展位号 E110 追溯根基，大连鑫图的行业积淀深厚而扎实。其前身为一家在大连耕耘35年的世界著名中英合资不定形耐火材料生产企业，传承了国际先进的生产理念与技术基因。如今，公司依然坚守技术驱动的初心，生产线由英国知名工程专家依据行业最新工艺量身设计，通过 可编程逻辑控制（PLC） 实现全流程自动化生产，从源头保障了生产精度与效率。 在硬件实力上，大连鑫图的配置堪称行业标杆。原料破粉碎系统搭载全自动干燥机、芬兰进口圆锥破碎机与巴马克破碎机，配合英国产摩根逊筛，确保原料处理的均匀性与稳定性；混合包装环节则引入两台德国进口的RV16和RV12爱立许混合机、美国产气动包装机及自动码盘生产线，实现精准混合与高效封装。 更值得关注的是，公司建立了 覆盖原料入厂、生产过程到成品出厂的全链条检测体系 ，常规检验设备之外，更配备全自动抗热震性试验机、常温耐磨性试验机及全自动高温膨胀仪等高端设备，加之ISO9001质量管理体系认证的加持，让每一款产品都具备可靠的 热稳定性、抗侵蚀性与施工适用性 。 依托强大的生产与检测实力，大连鑫图构建了完善的产品矩阵，涵盖 绝热浇注料、致密浇注料、喷涂浇注料、低水泥浇注料、可塑浇注料、可塑喷涂料、自流浇注料、可塑料、火泥 等全系列铝硅系不定形耐火材料。这些产品兼具 耐高温、强度高、耐侵蚀、耐磨性强、保温性优 的核心特点，能够 精准匹配铝行业高温窑炉的极端工况需求 ，助力客户实现窑炉长寿化运行与能源效率的同步提升，其产品在各行业高温窑炉应用中已收获良好口碑。 深耕行业多年，大连鑫图始终以“提供稳定可靠的耐火解决方案”为己任。此次亮相 SMM AICE 2026铝产业博览会 ，既是对自身技术与产品的一次集中展示，更是与行业同仁深度交流、共探合作的重要契机。现诚邀各界朋友莅临 大连鑫图展位（E110） ，近距离感受其产品实力与技术魅力，在这场行业盛典中携手同行，共促铝业高质量发展！

国家电网1月15日宣布，“十五五”期间公司固定资产投资预计达到4万亿元，较“十四五”投资增长40%，用于新型电力系统建设。 记者了解到，“十五五”期间，国家电网经营区风光新能源装机容量预计年均新增2亿千瓦左右，推动非化石能源消费占比达到25%、电能占终端能源消费比重达到35%，助力初步建成新型能源体系、如期实现全社会碳达峰目标。 “十五五”期间，围绕做强电网平台、构建新型电力系统，国家电网将初步建成主配微协同的新型电网平台，进一步巩固“西电东送、北电南供”能源输送网络。加快特高压直流外送通道建设，推动跨区跨省输电能力较“十四五”末提升超过30%。加快推进城市、农村、边远地区配网建设，探索末端保供型、离网型微电网模式。夯实数智基础设施，实施“人工智能+”专项行动，强化电网数字赋能。

据中国电力报今日消息，国家电网“十五五”投资计划出炉： “十五五”期间，国家电网公司固定资产投资预计达到4万亿元，较“十四五”投资增长40%；将重点聚焦于绿色转型、构建新型电力系统、强化科技赋能等方面。 具体包括加快建设以主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台；加快特高压直流外送通道建设，跨区跨省输电能力较“十四五”末提升超过30%，支撑国家“沙戈荒”和西南大型水电清洁能源基地开发外送；强化关键核心技术攻关， 推动新型电力系统产业链供应链关键核心技术实现全面自主可控，等。 在此之前，国家电网已明确表示将加大电网投资力度。 2025年12月29日，国家电网公司党组书记、董事长张智刚强调，要充分发挥电网基础支撑和投资拉动作用，以更大的力度、更实的举措助力扩内需、稳增长； 加大电网投资力度，坚持电力发展适度超前 ，紧密对接国家重大战略，衔接“两新”“两重”建设，更加有效带动社会投资和产业链供应链发展。 2025年12月31日，国家发改委和国家能源局又发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，到2030年，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台。 财信证券预计，“十五五”期间电力供给端呈现两大预期：风光为代表的清洁能源装机量保持增长，电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变；电力系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电网多种新型技术形态并存。 值得注意的是，对于AI而言，电力供给至关重要，由AI数据中心引发的“电荒”已席卷美国且有愈演愈烈的趋势。马斯克近日直言， 中国在AI竞赛中的决定性优势在于其大规模供应电力的能力，预计到2026年，中国的发电量可能达到美国的3倍左右 ，从而具备支撑高能耗AI数据中心的能力。电力生产是扩大AI系统规模的限制因素，但“人们低估了增加电力供应的难度”。 国金证券认为，展望2026年，电网行业仍将呈现明显结构性分化， 高景气赛道指向国内主网输变电与电力设备出海两大核心方向，同时关注配网侧和网外侧的拐点向上机会 ，持续跟踪已底部企稳的国网特高压。 落实到具体主线上，分析师建议以AI为核心抓手，重点聚焦变压器环节在技术革新与需求放量下的双重变革，建议关注： 主线一：电力变压器方面，预计美国电力变压器供需错配将延续至2030年，具备渠道优势与快速交付能力的出口龙头将持续兑现高溢价订单。相关公司包括思源电气、华明装备、神马电力、金盘科技、伊戈尔等 主线二：固态变压器SST正迎来从“0到1”的商业化爆发前夜，预计2026年将迎来样机验证大年，2027年有望开启商业化落地。相关公司包括四方股份、中国西电、特变电工、金盘科技、新特电气、伊戈尔、台达、阳光电源、科华数据、为光能源等。 主线三：国内预期修复上，关注“十五五”电网投资上台阶预期，重点跟踪特高压增量政策及2026年前Q1新标准电表落地带动的业绩拐点。特高压方向建议关注平高电气、许继电气、中国西电、国电南瑞等；电表方向建议关注三星医疗、海兴电力等。