2026年1月25日至1月31日江苏电力周集中竞价交易罕见出现“零成交”，发电侧、售电侧及国网江苏申报电量总计53.16亿千瓦时全部未成交，发电侧与购电侧价格预期严重脱节。

一、交易结果：53亿千瓦时电量“无人问津”

从交易数据来看，本次周竞价的参与主体覆盖全链条，共有153家发电企业、118家售电公司、1家一类用户，以及国网江苏电力参与申报，但最终却陷入“满场申报、零笔成交”的尴尬境地。具体来看，发电企业总申报电量16.82亿千瓦时，售电公司申报10.14亿千瓦时，一类用户申报0.04亿千瓦时，而国网江苏电力作为代理购电主体，申报电量达26.16亿千瓦时，占总申报量的近一半。

最终成交结果是，本次交易各时段发电侧申报电量均小于国网江苏电力的申报量，根据《江苏省电力中长期交易规则》（苏监能市场〔2023〕69号）第四十条规定，集中竞价交易若未生成有效边际电价，则成交电量为零。本次交易共成交电量0亿千瓦时，加权均价0元/兆瓦时。

相较于以往交易中“边际电价锚定、部分电量成交”的常态，本次零成交的核心症结的是买卖双方的报价区间完全错位——售电侧报价低于发电侧成本底线，发电侧报价高于售电侧可接受上限，最终导致交易平台无法生成有效边际电价，只能按照规则判定全量流拍。这种极致分歧在江苏电力周竞价历史上尚属首次，也反映出当前市场主体对电价的预判已进入“互不妥协”的阶段。

二、原因剖析：三重矛盾叠加，价格对峙难破局

本次零成交并非单一因素导致，而是售电侧博弈、发电侧成本约束与供需预期错位三重矛盾交织的必然结果。在市场化定价机制下，各方基于自身利益的决策偏差，最终导致市场交易“停摆”。

1. 售电侧：长协电价锚定低价预期

当前江苏工商业用户竞争激烈，售电公司为维持客户粘性、抢占市场份额，普遍采取“低价策略”，试图以低于同行的报价锁定用户资源。尤其是在2026年度长协电价大幅回调的背景下，售电侧的压价底气更足。数据显示，2026年江苏年度长协电价降至344.19元/兆瓦时，较2025年的412.45元/兆瓦时大幅下降16.5%，这一降幅远超市场预期。

长协电价作为市场定价的“基准锚”，直接拉低了售电侧对周竞价的价格预期，多数售电公司报价紧贴长协价甚至更低，试图通过周竞价补充低价电量、优化购电成本。与之形成对比的是，绿电长协价仅微降至404.94元/兆瓦时，受限于绿电供给总量，无法成为售电公司的主流购电选择，进一步倒逼其在常规电量竞价中压低报价。

但售电侧的压价策略存在明显局限——忽略了发电侧的成本底线，将短期市场竞争压力完全转嫁至发电端，最终导致报价区间与发电侧完全脱节，陷入“想低价买、买不到”的困境。

2. 发电侧：成本高企守底线

与售电侧的激进压价形成鲜明对比，发电侧的报价始终坚守成本底线，不愿亏本售电。对煤电企业而言，当前燃料成本仍处于高位，尽管近期标煤价格略有回落，但结合供电煤耗、运维成本等全口径成本测算，多数煤电机组的盈亏平衡点仍高于340元/兆瓦时。雪球平台相关成本测算显示，在标煤价格850元/吨、年利用小时3800小时的场景下，江苏国信主力机组度电成本约为320-340元/兆瓦时，华能江苏部分机组虽因折旧完成成本略低，但整体盈利空间极为有限。

新能源发电企业同样面临压力。随着补贴政策逐步退坡，风电、光伏企业的收益依赖度从“补贴+电价”转向“市场化电价”，而当前低价预期下，新能源企业若参与竞价，大概率面临收益缩水甚至亏损的局面。因此，无论是煤电还是新能源企业，都选择坚守价格底线，拒绝在成本线以下成交，这直接导致发电侧报价普遍高于售电侧可接受范围，形成价格对峙。

相较于黑龙江此前出现的“零电价”是因供过于求导致价格击穿地板线，江苏本次零成交是发电侧主动“守价”与售电侧“压价”的双向博弈结果，本质是成本与收益的失衡。

3. 供需预期：淡季需求疲软，预期错位

冬季工业用电需求疲软，进一步放大了买卖双方的价格分歧。1月份正值春节前生产淡季，江苏传统工业用电大户如装备制造、化工等行业开工率下降，电力需求同步萎缩，市场整体呈现“供略大于求”的格局。售电侧基于淡季需求判断，认为电价存在下行空间，因此敢于压低报价；而发电侧则考虑到春节后工业负荷回升、新能源出力波动等因素，对后续电价持谨慎乐观态度，不愿在淡季低价抛售电量。

同时，新能源出力的不稳定性也加剧了供需预期错位。冬季江苏风电、光伏出力波动较大，发电侧需预留足够的调节容量应对不确定性，因此在竞价中不愿过度让利；而售电侧则低估了新能源出力波动对电力供给的实际影响，对低价电量的预期过于乐观。这种基于供需预判的认知偏差，最终导致双方报价无法形成交集。

三、市场冲击波：短期策略承压，长期博弈成常态

本次零成交并非孤立事件，其对江苏电力市场各参与主体的影响已逐步显现，既带来短期策略调整压力，也推动市场进入更成熟的博弈阶段。

1. 售电侧补仓通道受阻，偏差管理压力陡增

周竞价作为售电公司补充电量、调整偏差的重要渠道，此次零成交直接导致部分售电公司的短期采购策略失效。对于已签订用户代理协议、存在电量缺口的售电公司而言，无法通过周竞价补仓，只能转向月度交易或挂牌交易，而这些渠道的电价大概率高于预期，将直接推高购电成本。

更关键的是，电量偏差管理面临挑战。当前江苏电力市场对售电公司的偏差考核较为严格，售电公司需精准匹配用户用电量与采购电量。周竞价零成交导致采购计划落空，若后续用户用电量超预期，售电公司可能面临高额偏差罚款；若用电量不及预期，则可能出现电量冗余。这种不确定性倒逼售电公司调整采购策略，从“低价博弈”转向“稳健布局”，加强用户用电预测与电量统筹。

2. 电改阵痛显现，主体能力面临考验

零成交的出现，本质是电力市场化改革进程中的“阵痛”。随着市场化定价机制的不断完善，价格博弈已成为常态，以往“行政干预兜底、双方妥协成交”的模式逐步退出，市场主体需独立承担决策风险。这对各参与方的市场化能力提出了更高要求：发电企业需精准测算成本、预判市场供需，优化报价策略；售电公司需平衡客户需求与购电成本，提升用电预测与风险管控能力；电网企业则需进一步优化代理购电机制，精准预测居民、农业用户负荷，合理确定采购规模。

回顾2020年江苏曾出现的月度竞价零成交事件，彼时因优先发电量与年度计划叠加导致有效竞争电量为零，而本次零成交则是纯粹的市场博弈结果，这也意味着江苏电力市场的市场化程度已显著提升，价格信号对资源配置的主导作用进一步增强。

3. 规则有效性凸显，优化空间仍存

本次交易严格按照现有规则执行，未生成有效边际电价即判定零成交，体现了规则的严肃性与权威性，避免了低价成交对市场主体的非理性引导。但同时也暴露出市场机制的优化空间：如何平衡买卖双方的价格预期，避免极端对峙；如何完善偏差考核机制，缓解售电公司的短期压力；如何引导新型主体（如储能、虚拟电厂）参与市场，增强供需调节能力，这些都是后续规则优化需重点关注的方向。

结语

对于本次零成交，部分业内人士认为属于短期现象，春节后工业负荷回升将有效缓解价格对峙。随着企业复工复产推进，电力需求逐步增长，售电侧的压价空间将缩小，发电侧也可能根据需求变化适度调整报价策略，市场有望恢复正常成交。

然而，从长期来看，激烈的市场博弈和动态平衡将成为电力市场的常态。在市场化定价机制下，发电企业、售电公司和电力用户等市场主体将更加注重自身的利益最大化，价格博弈将更加激烈。同时，随着新能源的不断发展壮大，电力市场的供需结构将发生深刻变化，电价波动幅度可能会逐渐收窄。