西伯利亚批发电价一周上涨13.63%

俄罗斯各价格区电价普遍上涨

9月14日至20日，俄罗斯各价格区的批发电价均出现上涨，其中西伯利亚和远东涨幅最大。西伯利亚自由市场电价一周上涨13.63%，至每兆瓦时1,736.86卢布。远东电价指数上涨16.02%，至每兆瓦时3,688.48卢布；俄罗斯欧洲部分和乌拉尔地区的涨幅相对温和，为3.08%，价格升至每兆瓦时2,271.31卢布。

尽管周度涨幅明显，并非所有地区的价格都超过去年同期。西伯利亚电价同比仍低12.7%，俄罗斯欧洲部分和乌拉尔地区同比低1.2%。远东走势不同，其价格指数同比高出44.6%。即使西伯利亚近期大幅上涨，俄罗斯各地区之间的批发电力成本仍存在显著差距。

发电结构变化压过需求下降影响

报告期内，西伯利亚用电量下降0.19%，至391.1万兆瓦时，说明此次涨价并非由总需求增强推动。主要变化来自发电结构，水电占比降至69.18%，火电占比升至30.82%。提高火电使用比例可能推高供应批发市场的边际发电成本。

其他地区的需求则有所增长。俄罗斯欧洲部分和乌拉尔地区用电量增长0.95%，至1,433.1万兆瓦时；远东用电量增长1.95%，至79.6553万兆瓦时。远东发电量中，火电占67.81%，水电占32.19%。在覆盖俄罗斯欧洲部分和乌拉尔地区的第一价格区，核电占比降至31.16%，火电占比升至60.41%。

工业用户面对更大的地区成本差异

俄罗斯大部分电力通过日前市场销售，价格取决于满足预期用电需求所需的发电组合。计划用电量与实际用电量之间的偏差，则在平衡市场实时交易。因此，即使总用电量持平或下降，可用发电能力的结构变化仍会影响批发电价，西伯利亚的数据正说明了这一点。

俄罗斯电力市场的区域范围也发生了变化。自2025年初以来，科米共和国和阿尔汉格尔斯克州加入第一价格区，远东加入第二价格区。由于西伯利亚和远东的联合电力系统属于不同同步区，两地数据仍分别计算。

容量成本仍是市场争议焦点

此次周度涨价发生之际，发电企业与工业用户正就未来容量成本展开争论。7月9日的消息显示，发电企业建议在竞争性容量选择价格的调整公式中，以行业价格压力指数替代官方通胀率，理由是维修和设备支出增加。工业用户反对该提议，并估计这可能给市场增加约1,350亿卢布的成本。

企业层面，En+ Group在2026年上半年将发电量提高5.1%，至411亿千瓦时。其中水电发电量增长8.2%，火电发电量下降3.1%。其能源业务收入达到28.9亿美元，调整后EBITDA增长35.5%。不过，对工业购电者而言，最新市场数据表明，地区发电条件仍可能在短期内显著改变电力支出。