当前，以新能源为主体的新型电力系统加速构建，电力市场改革持续深化，对智能化解决方案的需求日益迫切。面对海量数据处理瓶颈、市场主体能力鸿沟及跨区域交易复杂性，“AI+”技术正成为推动电力市场高效、智能发展的核心驱动力。

2025年1月27日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》发改价格〔2025〕136号。随着新能源全面入市，电力市场交易需借助“AI+”技术应对新能源波动、跨区域交易复杂性及实时决策需求。“AI+”技术利用机器学习和大数据分析优化负荷预测、动态报价和风险控制。电力交易服务需整合市场、能源生产、环境、电网运行和用户行为等多维度数据。这些数据量大、异构且需快速响应。因此，“AI+”技术是电力交易市场高效、智能化的关键，其核心在于通过数据驱动决策解决复杂性和实时性问题。

目前，仅电力市场交易数据日增量达TB级、能源生产数据单省日数据超百万条，此外需考虑处理的数据还包括环境数据（温度/风速等气象参数）及电网披露数据。

同时，《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）明确要求2025年底前14省启动现货连续结算试运行（394号文）。政策倒逼市场主体需应对新能源波动性、跨区域交易复杂性及实时决策需求，传统人工模式难以为继，“AI+”技术成为必然选择。

海量数据智能化处理需求高

电力市场交易规模方面，2024年1—12月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，同比增长1.3个百分点，占售电量比重为76%，同比增长1个百分点。2025年1—6月，全国累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量比重60.9%，同比提高0.52个百分点。

电力市场交易种类方面，省内交易电量合计为47527.9亿千瓦时，其中电力直接交易45483.5亿千瓦时（含绿电交易2048千瓦时、电网代理购电8781.5亿千瓦时）、发电权交易1995亿千瓦时、其他交易49.4亿千瓦时。省间交易电量合计为14267.9亿千瓦时，其中省间电力直接交易1052.4亿千瓦时、省间外送交易12778.7亿千瓦时、发电权交易56.1亿千瓦时、省间现货交易380.7亿千瓦时。2025年1—6月，省内交易电量2.28万亿千瓦时，同比持平；跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2%。绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%。

装机方面，根据中国电力工程顾问集团有限公司（以下简称中电工程）研判，新能源方面，预计“十五五”期间全国新能源增量将保持在8亿千瓦左右。煤电方面，预计“十五五”期间新增投产煤电装机2亿千瓦左右，这表明参与电力市场的主体数量仍在不断增加。

电量方面，2024年，全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长6.8%，其中规模以上工业发电量为94181亿千瓦时。

电力需求总量持续增长，增速逐步放缓。考虑经济增长、能效水平、电气化、气候气温、电制氢、能耗“双控”制度调整等因素，预计2025年、2030年、2035年、2040年、2060年全国全社会用电量将达到10.2万亿、12.3万亿，14.1万亿、15.3万亿、16.9万亿千瓦时，“十四五”“十五五”“十六五”“十七五”、2040—2060年年均增速分别为6.3%、3.9%、2.7%、1.7%、0.5%。终端电气化水平分别达到30%、35%、40%、45%、68%，电能占终端能源消费比重在“十四五”期间将超过煤炭，2045年前后达到50%。

“物理模型+数据驱动”的“AI+”电力市场技术

在电力市场改革的征程中，众多电力市场主体、发电企业以及私营企业展现出敏锐的洞察力，积极在技术革新和商业模式创新等领域进行深入探索，取得了显著成效。各软件开发商依托不同的算法模型、数据用户基础以及地方性平台建设，展现出蓬勃发展的局面。

电力交易智能化实践方面，各发电集团均积极参与省级电力市场建设并构建了内部电力交易决策平台，依托其集群效应和议价能力，在电力市场的交易活动中赢得了显著优势，并取得了超额的经济收益。随着新能源的全面融入市场，产生了更为丰富的电力交易服务需求。截至2024年底，全国新能源装机首超火电达14.5亿千瓦，2030年预计达16.4亿千瓦。

为应对新能源波动性、跨区域交易复杂性及实时决策需求，电力市场亟需引入“AI+”技术，通过数据驱动决策解决海量异构数据处理与毫秒级响应挑战，推动市场高效化、智能化发展。业务聚焦电力市场运营机构、电网公司及发电企业三大主体：面向电力市场运营机构，提供涵盖市场战略咨询、交易技术支持系统开发及全维度风险智能监测预警的服务，保障市场稳定与规则完善；针对电网企业，开发智能综合预测平台、交流潮流优化系统及电力营销技术，覆盖停电计划优化、低频减载控制、电力平衡预警、市场化结算与代理购电预测等场景，支撑省间省内多品种交易协同；服务于发电集团则重点打造发售电辅助决策技术与集团营销管控平台，实现负荷电价预测、中长期与现货交易策略优化及跨层级协同管理。

为应对新能源波动性、复杂交易和实时决策挑战，目前，“AI+电力市场”行业主流技术路线正从物理模型或数据模型的分离走向融合——“物理模型+数据驱动”的混合架构成为发展趋势。

万亿级市场蓄势待发

《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

以2030年为重点年份，抓住“全国统一电力市场体系基本建成”前的窗口期，根据全社会用电量预测数据12.3万亿。以燃煤标杆电价参考值0.35元/kWh为基准，预计2030年电力市场的总体规模将达到4.3万亿元人民币。在剔除政策变动等不确定因素的影响后，预计2030年电力市场交易将催生出一个规模达万亿级别的市场。

站在能源革命与“双碳”目标的历史交汇点，中电工程以服务国家能源安全新战略为己任，深刻把握新型电力系统建设的时代机遇，将发展“AI+电力市场”产业作为培育新质生产力、推动能源科技自立自强的战略支点。始终强化战略导向、创新导向与价值导向的有机统一，紧密对接全国统一电力市场体系建设进程，通过数字技术赋能能源产业变革，着力破解电力交易核心算法与数据融合应用等关键瓶颈；聚焦中小能源主体的差异化需求，针对绿电交易、储能经济性、省级规则适配等痛点深耕细作，切实提升电力交易普惠性，为行业发展注入新动能。

同时，中电工程整合“源-网-荷-储”全链数据打造国家级决策中枢；发挥能源规划优势深度参与市场规则设计；协同压缩空气储能等前沿技术共建产业生态。（黄宁泊、张晨、汪洋、朱一兵）