在刚刚过去的2026年夏天，一场“大烤”席卷全国电力系统。持续性高温天气下，居民制冷等生活用电需求攀升；与此同时，AI（人工智能）技术变革驱动的产业升级使算力需求拉升。当“天气热”遇上“算力热”，全社会用电负荷创历史新高。
国家能源局最新数据显示，2026年8月，全国全社会用电量达到10332亿千瓦时，同比增长1.7%，用电量再破万亿千瓦时。当月全国用电负荷创历史新高，达到15.6亿千瓦，较上年最大负荷高出4969万千瓦，共有7天超过上年最大负荷纪录。
本轮用电高峰期间，我国能源供应总体保持平稳。电力保供稳中向好的背后，不仅是电源供给能力的持续扩容，更是电力市场化改革持续深化、市场资源配置效能全面释放的生动体现。
立足今夏保供实战场景，《证券日报》记者深入访谈调研，探寻AI技术赋能电力交易的创新路径，以及当前电力市场化改革的现存堵点与未来突破方向。
交易体系成型
经过多年迭代建设，我国电力市场化交易形成中长期交易为压舱石、现货交易为晴雨表的成熟体系，彻底改写了源随荷动的传统电力调度模式，实现电力资源的精细化、动态化、市场化配置。
作为电力市场化改革的核心，电力现货市场依托实时价格信号，精准反映全网供需变化，成为促进新能源消纳、保障电网动态平衡的关键载体。国能日新科技股份有限公司投资的售电公司——北京君阳电力有限公司的交易首席专家张骥对《证券日报》记者表示：“日前交易就像‘预售’，电网和发电厂会提前一天，根据天气预报和机组的情况，排定第二天的发电计划；而实时交易就是‘补货’，如果当天实际用电出现偏差，需要在市场上即时买卖进行平衡。”
截至2025年，我国省级电力现货市场已实现基本全覆盖。2026年1月至8月，全国现货交易电量达5627亿千瓦时。市场化实时调节能力持续提升。
极端天气、一次能源价格等因素对电价的影响非常大，君阳电力技术副总裁王鹏翔向《证券日报》记者表示：“以广东为例，去年的现货月均价格在0.32元/度左右，今年3月底在0.6元/度至0.8元/度区间。如果没有市场机制，现货价格将直接传导，工商业用户的电费可能增加数十亿元。但实际上，用户电费基本保持平稳。”在现货市场发生波动的时候，售电公司仍会按期履约交割，可以说这种“中长期+现货”的组合，有效平抑了风险。
在这个组合基础上，制度突破让电力交易从“计划”更深入地走向“市场”。今年迎峰度夏期间，国家能源局推动19个省份的中长期市场实现全年无休、每日开市，省间中长期市场按照自然日连续运行，将市场开放时间从约250天拓展至全年。
与此同时，市场参与主体持续扩容、类型不断丰富。2026年1月，甘肃陇智源虚拟电厂首次以经营主体身份参加省内电力市场交易，成功交易电量22.6万千瓦时。8月，江西省首家虚拟电厂顺利参与中长期及现货市场交易，正式迈入市场化运营新阶段。
随着市场的不断扩容，对参与主体的预测精度的要求也在持续提升。王鹏翔介绍，公司引入了清华大学的算法团队，自研了AI大模型——羲和深知。行业智能化转型基本已成共识。朗新科技集团股份有限公司依托“朗新九功AI能源大模型”，可对电源出力、竞价攻坚、负荷曲线及价格波动等关键要素进行高精度预测，以此提升市场价格发现效率。
市场化机制破局
“中长期+现货”的融合交易体系，既夯实了电力市场化平稳运行的基础，也为电网运行模式迭代升级提供了重要支撑。随着风电、光伏等新能源装机规模持续攀升，传统适配常规火电、水电的计划运行模式，已难以适配新能源波动性、间歇性的出力特征，行业长期存在的“源荷错配”问题愈发凸显。
在新能源富集省份，电力供需的时间错配问题突出。君阳电力董事长郭晓晖表示：“白天光照充足、出力最高的时候，往往不是电价最高的时候；反而是傍晚光伏快速归零，用电高峰未退时，电价攀升至峰值。传统‘源随荷动’模式难以适配新能源的波动属性。”
中国电子商务专家服务中心副主任郭涛对《证券日报》记者表示，这揭示出新型电力系统中的一个核心矛盾：发电侧出力高度波动，而用户侧却对价格感知不足，进而加剧供需错配，推高整体用电成本。
破解这一矛盾的关键，在于打通电力价格信号的传导链路，充分释放市场化价格的引导调节价值。通过有效的信号传导，可以引导用户在电价低谷时增加用电、高峰时消减用电，自发贴近发电侧出力曲线，从而帮助用户降低用电成本，实现源荷双向互动。
如果说现货市场的价格信号解决的是时间错配，全新落地的输电权市场化交易，则精准破解了电力资源的空间错配瓶颈。国家发展改革委、国家能源局印发通知，提出自今年6月1日起，按照《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》，以月度及以内交易起步，在云霄直流通道开展输电权市场化交易。
输电通道容量首次作为独立商品进入市场竞价，填补了全国统一电力市场在输电容量配置领域的制度空白。张骥表示，输电权通俗来说就是输电通道的“使用权限”。在优先保障民生用电和电网安全运行的刚需后，剩余富余通道容量面向市场公开竞价。
改革迈入深水区
经过多年系统性建设，全国统一电力市场体系初步建成。2025年，市场化交易电量达6.64万亿千瓦时，市场主体数量达109万家。
但在业内看来，“有市场”不等于“优市场”，电力市场化改革仍处于提质增效的深水区，多重堵点、痛点亟待破解。
用户服务响应效率不足是当前突出短板。在君阳电力办公现场，数位员工正从交易中心手动下载数据，再导入公司智能交易系统进行分析，完成当日的电力交易申报，“目前电力交易数据均存储于交易中心平台上，售电公司进行自身系统训练和经营分析，往往需要人工搬运。”郭晓晖说。
不仅如此，跨省和省内交易衔接不畅，跨电网经营区结算周期较长；虚拟电厂、独立储能等新型主体参与跨区调峰机制有待健全等市场“堵点”仍制约着电力交易的顺畅运行。
针对行业现存短板，顶层设计已明确改革方向。国家能源局新闻发言人、发展规划司司长任育之表示，要提升统一电力市场的治理水平。将加强多部门的协同监管，坚持一把尺子量到底，坚决破除地方保护和市场壁垒，坚决整治行政干预市场、价格串通、滥用市场支配地位等行为。
更深层次的挑战，来自海量中小用户的市场化接入难题。“国家的目标是到2030年除保障性用户全部进入电力市场。目前电力市场化电量已达70%，大量中小工商业用户尚未进入。”郭晓晖说。
随着新能源装机高速增长，AI算力等新质生产力负荷持续攀升，对电力系统的考验远未结束。电力市场能否在更大波动中保持定力，在更复杂场景下精准配置资源，不仅仅取决于规则本身，更取决于整个市场体系的迭代速度。
“未来的电力交易必须依靠科技创新，通过可信AI技术手段直接打通交易壁垒，实现‘一键购电’的智能化服务。”郭晓晖展望道，这种模式能大幅降低用户参与电力市场的门槛，把用户与电力市场链接得更紧密、更高效，让中小用户真正进入市场。
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