2026年计算机行业：东风将至，AI重塑电力交易新蓝海

乘电改东风，AI 重塑电力交易新蓝海

1. 电改进入深水区，现货市场序幕全面拉开

我国电力体制改革“管住中间、放开两头”走深入实，新型电力系统建设加速，电力交易市场化逐步推进。 电力资源是我国重要的战略资源，电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业之一。深化电力体制改革 是一项紧迫的任务，事关我国能源安全和经济社会发展全局。自改革开放以来，电力行业发展历经多轮改革， 逐步从国家主导的垂直一体化体制向市场化转变。

1）第一阶段（1978-1996）：集资办电。国家独立办电计划管理体制难以满足发展需求，集资办电拉开我 国电改序幕。1978 年，我国发电装机缺口达 1000 万千瓦，发电量缺口达 400 亿千瓦时。传统的电力体制（国家 独资办电计划管理体制）难以满足发展需求。1985 年 5 月，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的 暂行规定》，明确集资办电、“还本付息”原则核定电价水平、实行省为经营实体、放松对电力工业的准入监管 和价格监管等措施，以激活电力市场活力。各种电力公司、电厂快速发展并各自经营，进入野蛮发展阶段，导 致国家难以进行统一调度。

2）第二阶段（1997-2001）：政企分开。电力产能过剩、央地矛盾凸显，取消电力工业部并组建国家电力 公司。早在 1987 年，国务院在全国电力体制改革座谈会上提出“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、 集资办电”的二十字方针和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。1993 年，在顶层，能源部撤销，成立电 力工业部、组建华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团；在底层，允许高耗能企业建自备电厂，自发自 用。1995 年，由于电力产能过剩，央地矛盾凸显。直到 1997 年，国家实质性推动电力改革进入“政企分开”的 新阶段，国家成立了国家电力公司，并在次年取消电力工业部。国家电力公司通过对其下属企业收钱、收权、 收资产，形成了拥有全国 60%以上发电装机，全国 80%以上电网的超级垄断性集团公司，集“发-输-变-配-供设计-建设”于一身。

3）第三阶段（2002-2014）：厂网分开。国家电力公司垄断时代结束，电力系统“2+5+6+2+4”新格局逐步 形成。国家电力公司一家独大，缺少竞争、垄断行业，违反市场经济的规律，引发不满。此外，电力产能过剩造 成资源浪费，导火索是“二滩弃水事件”。2002 年，国务院出台电改 5 号文《关于印发〈电力体制改革方案〉 的通知》，实施“厂网分开、竞价上网”，力图构建“政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展 的电力市场体系”，并逐步形成了电力系统“2+5+6+2+4”全新格局。

4）第四阶段（2015－至今）：管住中间、放开两头。电力市场化程度不断提升，以新能源为主体的新型电 力系统建设加速，虚拟电厂、智慧储能、微电网等新业态不断涌现。2015 年 3 月，国务院出台电改 9 号文《关 于进一步深化电力体制改革的若干意见》。该文件明确了“三放开一独立三强化”的路径：“三放开”：一是 按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价；二是有序向社会资本放开配 售电业务；三是有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。“一独立”：推进交易机构相对独立，规范运行。 “三强化”：继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究，进一步强化政府监管；进一步强化电 力统筹规划；进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

总体来看，国家加码推进全国统一电力市场体系建设，持续强化现货市场发现实时价格、准确反映供需的 重要作用。2021 年，中央财经委员会第九次会议上，提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，实施可再生能 源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。2022 年，国家发改委、国家能源局正 式发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成；2030 年，全国统一电力市场体系基本建成。2024 年，国家发改委出台《电力市场运行基本规则》，调整了 市场范围、市场成员、运营机构等表述，完善了电能量、辅助服务交易等定义和交易方式。2025 年 13 6 号文的 落地，标志着我国新能源发电正式告别“保量保价”的避风港，全面迈入“全电量入市”的竞价时代。2026 年 2 月，国务院印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，推动现货市场在 2027 年前基本实现正式运 行；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的 70 %左右。到 2035 年，全面建成全国统一的电力市场体系，市场功能进 一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。

2025 年底风电光伏累计总装机规模达到 18.4 亿千瓦，新能源装机比重达到 47%。“十四五”以来，我国风 电、光伏发展速度和力度前所未有，新增装机屡上新台阶，年均增长 2.6 亿千瓦。截至 2025 年底，总装机达到 18.4 亿千瓦，占全部电源装机比重达 47%，已历史性超过火电，跃居系统第一大电源。可再生能源发电总装机 突破 23 亿千瓦，装机占比从 2020 年的四成提升到 2025 年的六成，“十四五”规划各项目标圆满完成。2025 年， 全国可再生能源发电量合计约 4 万亿千瓦时，占全部发电量的 38.3%，全社会每 10 度电中近 4 度是绿电；风光 发电量 2.3 万亿千瓦时，超过同期第一产业和第三产业用电量之和，占比达到 22%，五年来累计提升 12 个百分 点以上。电力消费“含绿量”持续提升，有力支撑我国非化石能源消费比重达到 21.5%左右，为 2030 年前碳达 峰和 2035 年自主贡献目标实现奠定了坚实基础。 四大目标齐推进，2035 年新能源装机规模力争达到 36 亿千瓦。“十五五”期间，在充分发挥电网消纳能力 的同时，积极拓展非电利用途径，实现扩量提质、可靠替代，力争实现四大目标。（1）装机目标，衔接 2035 年 全国风电和太阳能发电总装机力争达到 36 亿千瓦的自主贡献目标，“十五五”新能源装机比重将超过 50% ，成 为电力装机主体。（2）电量目标，全力扩大可再生能源供给，推动新增清洁能源发电量逐步覆盖全社会新增用 电需求，到 2030 年新能源发电量占比达到 30%左右。（3）非电利用目标，推动可再生能源制氢氨醇、可再生能 源供热制冷、生物天然气等非电利用规模跃升。（4）可靠替代目标，增强可再生能源可靠替代能力，提升风电 光伏置信出力水平，指导各地因地制宜分类施策，科学合理提高新能源参与电力平衡的容量比例。

2. 制度基石已然奠定，市场化交易体系向纵深演进

从交易类型来看，交易品种日趋丰富，电能量交易、辅助服务交易以及容量交易构建起多维电力交易体系。 基于当前电力中长期市场交易普遍开展、电力辅助服务市场全覆盖、电力现货市场建设加快推进的现状，《规则》 进一步完善电力市场交易类型，主要包括电能量交易、电力辅助服务交易以及容量交易等。其中： 1）电能量交易，按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。电力中长期交易，是指对未来某一时 期内交割电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度的交易。电力现货交易，是指通 过现货交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。 2）电力辅助服务交易，其是指由经营主体通过市场化方式提供调频、备用和调峰等有偿电力辅助服务。电 力辅助服务分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。其中，基本电力辅助服务是经营主体应当无偿提供的 电力辅助服务。有偿电力辅助服务是经营主体在基本电力辅助服务之外提供的其他电力辅助服务。 3）电容量交易，其标的是指在未来一定时期内，由发电机组、储能等提供的能够可靠支撑最大负荷的出力 能力。根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场 等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。

从市场主体来看，主体阵营日益壮大，储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等成为新型经营主体。根据《规 则》，电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。 1）经营主体，包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚 拟电厂、负荷聚合商等），根据交易结果使用输配电服务； 2）电力市场运营机构，包括电力交易机构、电力调度机构，其需要按职责负责电力市场交易、电力调度和 交易结果执行，以及配套的准入注册、计量结算、信息披露等，维护电力系统的安全稳定运行。此外，经营主 体应当按照有关规定履行交易结果，根据交易结果使用输配电网。 3）电网企业，应当公平开放输电网、配电网，为经营主体提供安全、优质、经济的输配电服务，根据结算 依据向经营主体结算相关费用，并严格执行国家规定的输配电价。

从报价机制来看，中长期市场是以双边协商为主、集中竞价为辅，现货市场是以单边集中竞价为主、逐 步向双边竞价过渡，其中，现货市场的两种竞价机制原理如下： 1）双边集中竞价。在双边集中竞价模式下，发电侧与用户侧会同时参与报价。发电企业根据自身成本从 低到高申报电量与价格，形成阶梯式供给曲线；用电用户则根据用电意愿从高到低申报需求与价格，形成阶梯 式需求曲线。市场运营机构会将供需两侧的报价分别排序，找到供给与需求曲线的交点，该交点对应的价格即 为市场出清价，对应的电量即为出清电量。所有在交点左侧的发电侧与用户侧均会中标，且所有中标主体统一 按照出清价进行结算，实现供需双向的价格博弈与电量匹配。 2）单边集中竞价。单边集中竞价仅由发电侧参与报价，需求侧则以固定的负荷需求（如电网预测的用电 量）参与市场，不进行主动报价。发电企业仍按成本从低到高申报电量与价格，形成供给曲线；市场运营机构 会从报价最低的机组开始依次调用，直到满足既定的负荷需求。最后一套被调用的机组的报价，即为市场的统 一结算，所有中标的发电机组均按此价格结算，未中标的机组则因报价高于结算价而无法参与本次交易。

从市场规模和交易结构来看，全社会用电量接近 10 万亿千瓦时，市场化交易占比接近七成，中长期交易仍 是主流。根据本末电碳数据，2025 年全社会用电量接近 10 万亿千瓦时，其中，市场化交易占全社会用电量比重 约 67.4%。2025 年，国家电网经营区域社会用电量为 8.1 万亿千瓦时，同比增长 4.9%。从结构来看，中长期交 易仍为主流模式。根据北京电力交易中心《2025 年电力市场报告》，省间中长期交易发挥电力保供“压舱石”作 用，年度市场签约规模达 1.3 万亿千瓦时，约占全年省间交易规模的 80%左右，筑牢电力保供基本盘。

3. 电力交易迈入新阶段，数据筑基、AI 破局

面对电力现货市场的全面铺开与交易规则的日益复杂，引入 AI 构建智能化交易引擎已不再是单纯的效率优 化，而是决定新型经营主体发展的核心命题。

（1）必然性：现货市场高频交易突破人力处理极限，AI驱动势在必行。随着电价信号从“按月/日”的低 频静态，跃升为“每 15 分钟”“每 5 分钟”的高频剧烈震荡，影响市场出清的因子（微地形气象、新能源出力 波动、复杂电网约束等）呈指数级爆发。在这个多维度的时空博弈场中，人类交易员的传统经验与表格工具已 彻底触碰能力天花板。唯有依托 AI 的深度预测网络，方能实现对海量时序数据的精准解析与系统性应对。 （2）紧迫性：传统市场红利加速消退，容错空间急剧压缩。当前中国电力市场正处于机制快速演进的转轨 期，利用信息差与算力差获取超额收益的时间窗口依然敞开。然而，面对日益严苛的偏差考核与频发的极端负 电价风险，市场的容错率正在急剧下降。早一步部署 AI 交易系统，便能抢占策略高地与优质数据资产；动作迟 缓者，必将在剧烈的价格波动中被迅速挤压利润空间，甚至面临被无情出清的生存危机。 （3）颠覆性：从依赖传统经验，全面转向数据驱动的盈利与风控模式。AI 的入局绝非简单的工具替代， 而是一场从“主观经验博弈”向“数据智算驱动”的升维打击。它不仅能够穿透复杂的供需错配，精准发掘隐 藏的套利空间（捕捉 Alpha）；更能在极端行情来临时，实现毫秒级的自动策略对冲与风险熔断。这种底层交易 逻辑的重构，将彻底颠覆传统电力资产的运营模式与商业形态。

AI 赋能电力交易主要体现在“降成本、提收益、控风险”。依托系统性、体系性的海量数据，通过对供需 两侧预测，精准预测电价，最大化地发现和利用交易机会，实现降低用电成本，或提升发电收益，抑或在电力 交易中获得套利机会，并最大程度管控交易风险。AI 赋能电力交易的效能主要体现在数据融合分析、市场预测 分析、交易策略制定、交易执行与复盘、风险预警与管控，以及交易复盘与优化等环节。 （1）在数据融合分析环节，通过对多源数据融合分析，挖掘潜在规律、趋势与关联关系。1）多源数据融 合，自动整合历史交易数据、气象数据、电网运行数据、政策法规等多源异构信息，清洗、标准化处理后形成 统一数据视图，为决策提供全面支撑。2）数据洞察挖掘，通过机器学习算法分析数据中的潜在规律、趋势和关 联关系，识别市场异常波动、供需变化信号，交易员快速把握市场动态。 （2）在市场预测分析环节，依托数据分析与挖掘，实现功率、负荷以及电价预测。1）功率预测。针对风 电、光伏等新能源发电特性，预测其出力曲线，解决新能源间歇性、波动性带来的交易不确定性问题。2）负荷 预测：结合气象条件、用户用电习惯、经济活动等因素，精准预测电力负荷需求。3）电价预测：利用时序分析 模型、深度学习算法预测未来电价走势，包括日前电价、实时电价等，为报价策略提供关键参考，降低价格风 险。 （3）在交易策略制定环节，智能生成报价策略以及套利策略，赋能多市场系统交易。1）报价策略制定。 基于预测结果和市场规则，生成不同风险偏好的报价策略，自动调整报价价格、电量和时间，最大化收益和满 足特定目标。2）套利策略设计。利用跨市场、跨时段的价格差异，通过 AI 算法挖掘套利机会，实现资源优化 配置和收益提升。3）多市场系统交易策略。协调现货市场、中长期市场、辅助服务市场、绿电交易等多市场业 务，制定综合交易策略，平衡不同市场风险与收益。 （4）在交易执行与复盘环节，实现自动化申报、实时监控与调整，以及合规性检查等。1）自动化申报。 对接交易系统，根据预设交易策略自动完成交易申报、订单提交等操作，提高交易效率，减少人为失误。2）实 时监控与调整。跟踪交易执行情况，实时对比预测与实时结果，动态调整交易策略，确保交易目标达成。3）合 规性检查。自动核查交易行为是否符合市场规则、监管要求，避免违规操作风险。 （5）在风险预警与管控环节，实现实时市场风险预警、全面信用风险评估以及极端事件应对等。1）市场风险预警。实时监测市场价格波动、成交量变化、输电阻塞等风险信号，通过异常检测算法及时发出预警，提 示交易员采取应对措施。2）信用风险评估。分析交易对手的财务状况、历史交易记录、履约能力等，评估信用 风险，合理设置交易限额和保证金要求。3）极端事件应对。模拟极端天气、政策调整、设备故障等极端场景对 交易的影响，制定应急预案，降低损失。 （6）在交易复盘与优化环节，通过绩效评估，实现策略以及模型的持续迭代等。1）绩效评估，分析交易 收益、成本、风险指标，评估交易策略的有效性，总结经验教训。2）模型迭代，根据复盘结果反馈至预测和决 策模型，优化算法参数，提升模型精度和适应性，持续改进交易能力。在此基础上优化交易策略和模型，为后 续交易提供参考。 其中，高价值且海量数据是 AI赋能电力交易的关键。电力交易是一项以数据为基础开展的业务，在不考虑 竞价空间、报价机制、交易情绪等影响前提下，价格主要由供需关系决定，其核心在于对当地市场能源结构的 理解以及多源气象数据的掌握，本质上是对海量数据及其复杂关系的理解与挖掘。海量数据包含了出力预测、 运行信息、结算信息、约束信息等十余类动态数据，其复杂性体现在各省电力交易的政策和规则、能源结构、 电力供需等情况千差万别，当各省各类能源、交易品种和交易时段在不同的市场机制、电力系统约束下，相关 机组约束之下相互作用，精准交易的难度不断攀升。