新型电力系统专题之电力交易概览：电改持续深化，催生多重业务机遇

新能源装机持续增长，功率预测服务市场持续扩容

“十四五”以来，我国新能源装机保持较快增长，截至2025年底，风电，光伏占发电装机容量占比高达45%；2025年，风电、光伏发电量占比高达22%。根据《新型能源体系建设“十五五”规划》，预计2030年我国电力装机规模将达到5400GW，其中，新能源装机比重超过50%、将成为我国电力装机主体。功率预测通过对新能源发电进行提前量化预测，为电网应对波动提供参考依据以及时间窗口，是新能源渗透率持续提升背景下的必备工具；同时也是电力交易的前置条件。当前我国功率预测主要用于集中式新能源场站，而随着分布式新能源装机的增长，分布式配套功率预测也成为趋势。人工智能算法将在数据处理、模型构建、预测优化等方面进一步赋能功率预测。功率预测市场采用类SAAS收费模式，需求同时来自存量和增量装机。我们预计，2030年我国新能源功率预测服务费市场空间达到16.9亿元，26-30年CAGR达到24%。

电力市场化改革持续深化，催生“数据-策略-解决方案”新需求

2015年“9号文”的发布吹响我国电改的号角，十余年来我国持续推动电力市场化改革，而上网电价作为电改的核心持续深化；2025年“136号文”的发布推动新能源上网电量全面入市，同时施行新老划断；而市场化改革范围从上网电价进一步拓展至辅助服务、容量市场等方面。十余年来，我国电力市场化交易规模持续扩大，2026年1-5月市场化交易电量占全社会用电量比例达到73%，且现货交易占比稳健提升。通过中长期交易+现货交易的模式，可以实现电力系统实时资源优化配置、促进新能源消纳、提升系统调节能力并正确引导投资。电力交易催生从数据到交易策略再到解决方案的多类型需求。除发电侧外，我国持续鼓励和推动用户侧和储能侧参与电力系统平衡和市场化交易，其中用户侧从被动的价格接受者变为市场参与者，储能侧未来在电能量、辅助服务和容量服务等方面将发挥重要作用。

虚拟电厂将成为未来电力市场重要主体，算电协同助力算力产业快速发展

传统的电力系统运行架构为“源随荷动”，各类电源接受电网统一调度，各类用户根据自身需求自主决策用电行为。虚拟电厂推动电力系统转向“源荷互动”在用户侧将可控负荷、储能、分布式能源等多种资源聚合在一起，统一接受电网调度并参与电力交易。电网通过经济补贴等手段主动干预虚拟电厂用电行为，当电力供给紧张时可主动减小用电负荷，当电力供给过剩时可主动增大用电负荷，使电力用户具备“源-荷”双重身份。虚拟电厂对于缓解电力供需矛盾、促进新能源消纳具有重要意义，是未来电力系统中重要的调节资源。2024年以来，我国政策端持续发力，推动算电协同发展，助力算力产业和绿电行业协同健康发展。算电协同可实现促进新能源消纳、降低IDC/AIDC用电成本、提升电网灵活性与负荷影响能力、降低电网投资压力、缩短算力基础设施建设周期等作用。

风险提示

新能源装机增速不及预期，电力市场化进程不及预期，数据中心建设进度不及预期，政策支持力度不及预期。