卢勇：热力发电全面进入电力现货市场策略及数字化辅助技术

春潮涌动上党城，智改数转启新程。2026年3月25-27日，2026第四届热力发电数智化升级与智慧运维技术交流会在山西长治隆重召开。本次会议以热力发电数智化升级与智慧运维为核心主题，汇聚行业顶尖专家、政企领导、企业精英齐聚一堂，聚焦政策解读、技术创新、实践落地等关键维度，共话热电行业绿色低碳、智能高效发展新路径，为全国热力发电产业转型升级注入智慧动能。

本次交流会在中国节能协会指导下，由中国节能协会热电产业专业委员会主办、武汉敢为科技有限公司联合主办，得到了长治市市委、市政府，市能源局及各区县能源局的大力指导与支持，长治市市委常委、副市长呼亚民，国家能源集团首席科学家、俄罗斯自然科学院外籍院士朱法华、国务院原参事、国家能源局原局长徐锭明等众多行业重磅嘉宾出席会议，中国节能协会热电产业专业委员会秘书长张东胜担任本次会议主持，来自全国各地的热电企业代表、产业链相关单位及媒体嘉宾共170余人参加了交流会。

中国能源研究会常务理事、中国电力现货市场奠基者创始人、能源供给与绿色消费（电力市场）专委会首席专家卢勇围绕《热力发电全面进入电力现货市场策略及数字化辅助技术》展开分享，从体制改革核心逻辑出发，详解全国统一电力市场建设的关键要点与推进方向，让参会者对能源管理体制改革与电力市场发展有了全新认知。

演讲主题：《热力发电全面进入电力现货市场策略及数字化辅助技术》

演讲嘉宾：中国能源研究会常务理事、中国电力现货市场奠基者创始人、能源供给与绿色消费（电力市场）专委会首席专家卢勇

演讲内容：

一、国家电力体制改革相关文件

1. 电力改革的总方向与目标

坚持社会主义市场经济方向，坚持清洁、高效、安全、可持续发展。构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。作为稳增长、调结构、惠民生和降低企业成本的重要举措，充分释放电力体制改革红利，达到大众创业、万众创新的目的，涵盖发、配、售各个环节。建立健全“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制。

2. 电力改革要点

准确界定不同国有企业功能。国有资本加大对公益性企业的投入，在提供公共服务方面作出更大贡献，例如改变电网公司盈利模式，从“剪刀差”转为“准许成本＋合理收益”。国有资本继续控股经营的自然垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。根据不同行业特点实行网运分开、放开竞争性业务，推进公共资源配置市场化。

完善主要由市场决定价格机制。凡是能由市场形成价格的都交给市场，政府不进行不当干预，建立合理市场化电力商品定价机制。中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号文）要求，推进石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督。

3. 电改评价

电改高质量的表现是三大红利集中释放，电力的管理效率、投资效率、运行效率得到大大提高。在高度计划性的电力领域中引入市场化手段，各类资源以安全、经济的方式进行优化配置，电网侧、发电侧和用电侧形成多向互动，新技术新业态竞相发展，最终促进电力工业的全行业效率提高。

要充分释放红利惠及实体经济。当前对于电改的认识存在误区，比如认为电改就是强制电网企业、发电厂“割肉”、让利等，这些都是片面的看法。电改不是单边降价，也不是简单的让利，而是利用市场化改革手段，充分调动各方积极性，以提高电力的管理效率、投资效率、运行效率为方向，向社会释放红利，惠及实体经济，提高我国制造业乃至整体经济在世界上的竞争力。

4. 国办发〔2026〕4号文（2026年2月11日）

该文件要求构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统，坚持全国统一、畅通循环，着力打破市场分割、破除区域壁垒，促进市场高效联通和有机衔接，统筹推动电力市场供需高水平动态平衡，健全统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

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量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升。

重点任务包括：

优化全国统一电力市场体系实现路径，首次提出各层次市场要从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”。

完善跨省跨区电力交易制度，促进电力资源实现全国大循环。

探索建立容量市场，煤电、抽水蓄能、新型储能等支撑性、调节性资源在促进高比例新能源消纳、构建新型电力系统过程中发挥重要作用。

助力新能源更好参与电力市场，推动更多民营企业参与电力市场。

健全电力市场多元治理体系，整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。

5. 容量电价新政——《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，2026年1月30日）

为适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制。电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。

分类完善容量电价机制包括：

完善煤电及天然气发电容量电价机制。

完善抽水蓄能容量电价机制。

建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

有序建立发电侧可靠容量补偿机制包括：

可靠容量补偿机制的总体要求。

合理确定补偿范围。

做好与容量电价政策的衔接。

2026容量电价新政的主要特点：扩大覆盖范围，适配多元调节主体，首次将容量电价覆盖至煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能四大类调节性电源，实现与平衡相关的多元调节主体的精准适配。建立“可靠容量补偿机制”，明确补偿不再依据电源类型，而是根据机组在顶峰时段的实际供电能力。强化了容量与电能量、平衡的协同联动，形成“价格信号互传、收益合理分摊、调度需求互应”的闭环，彻底改变过去各环节价值割裂的状态。坚持“激励与约束并重”，建立了与容量补偿挂钩的考核机制，确保容量补偿“奖优罚劣”，避免“拿补偿、不履职”的道德风险。

6. 全国电力市场建设历程

十年电力市场化改革：从输配电价到现货市场的新格局。十三年前，输配电价改革拉开了新一轮电力市场改革的大幕，有力推动了电网企业的角色转变，为市场化交易奠定了坚实的制度基础，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变。2016年，北京与广州两个国家电力交易中心成立，标志着我国电力市场化进程迈入实质性阶段。2021年，燃煤发电电量上网电价全部放开，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，上网电价改革不断深化，竞争性环节价格有序放开，主要由市场决定的价格机制初步建立。2022年，全国统一电力市场建设框架初步成型，首次提出“国家-区域-省级”协同的多层次市场架构和“2025年初步建成、2030年基本建成”的阶梯目标。

2023年，山西、广东电力现货市场率先转入正式运行。2024年，省间电力现货市场转入正式运行，电力现货市场建设实现“从无到有”的突破，补齐了我国电力市场体系的关键一环。售电侧改革激活了市场多元竞争格局，分布式新能源、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新业态蓬勃发展，为电力市场注入创新活力。

新电改十年来，电力市场建设的“中国方案”在实践中逐步成型。一系列电力体制改革及电力市场顶层设计政策文件相继出台，电力市场基本规则不断制修订，全国统一电力市场“1+N”基础规则体系逐步构建。“管住中间、放开两头”的电力市场体制架构初步搭建，“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架基本形成，市场成为电力资源配置的重要手段。

“1+N”基础规则体系中：

国家层面（1）：制定统一的市场顶层规则，建设国家级电力交易平台，统筹跨省跨区电力交易与平衡。

区域/省间层面（N）：落实国家规则框架，组织区域内具体电力交易，保障区域内电力供需平衡。

省级层面（N）：执行国家与区域部署，组织省内电力交易，管理本地电力资源与平衡。核心目标是打破省间壁垒，实现全国范围内电力资源的优化配置，形成统一开放、竞争有序的电力市场格局。

7. 市场交易数据（截至2025年）

2025年电力市场交易总量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重64.0%。其中省内交易电量50473亿千瓦时，跨省跨区交易电量15921亿千瓦时。从2016年起，截至2025年，全国10年累计市场交易电量38万亿千瓦时。

中长期交易主导：2025年中长期交易电量63522亿千瓦时，现货交易电量2872亿千瓦时，绿电交易电量3285亿千瓦时。资源配置优化：2025年跨省跨区交易电量持续增长，全国范围内资源优化配置能力不断增强，跨省跨区同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。现货市场推进：试点范围稳步扩大，市场化定价机制在更多地区得到实践和完善。

截至2026年2月，包括南方区域在内，全国共25个电力现货市场运行地区，覆盖省份和地区30个，其中包括山西、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江6个现货正式运行地区和19个现货连续结算试运行地区。日前市场和可靠性机组组合分开的地区有山东、河北南网、重庆、江苏、安徽、甘肃、浙江、江西8个地区。除京津唐和西藏外，现货市场实现全覆盖。区域市场方面，南方区域电力现货市场已于2025年6月28日正式启动长周期连续结算试运行，国网区域省间电力现货市场也已正式运行，形成了“中长期+现货+辅助服务”有效衔接的市场交易体系。

二、电力现货市场实操策略及数字化辅助

1. 电力现货市场设计总体情况

市场模式是电力市场设计的核心内容之一。通常电力现货市场模式分为集中式和分散式两种。我国电力现货市场均采用集中式电力市场模式，主要是因为现阶段现货市场建设多由各地区电力调度机构实际负责，全电量优化的集中式市场模式与原有计划调度模式更易衔接，并且集中式市场的配置资源效率更高，特别是新型电力系统中新能源出力波动大、电网阻塞呈上升趋势，集中式市场模式对新能源占比不断提升的市场适用性更好。

2. 中长期市场交易

中长期市场组织周期包括多年、年、月、周及日以上，交易标的以电能量、辅助服务、容量、输电权、需求侧响应等为主。现阶段主要以多年、年、月、周为交易周期，形成差价合约，依据日前电能量市场价格进行差价结算。市场主体仅限于电力相关企业：中长期市场的电能量交易主体包括发电企业、售电公司和批发用户。其中，售电公司必须与电力用户建立代理关系，并在交易中心登记后方可参与交易。

3. 现货市场交易组织

目前日前电能量市场采用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式。组织方式上，考虑电网运行、机组运行约束条件，全电量申报、集中优化出清。参与市场的发电机组申报运行日的报价信息；售电公司和批发用户申报运行日的用电需求曲线，不申报价格。以全社会发电成本最低为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时节点电价。

交易时间定义：日前电能量市场为每个自然日均运行的市场。运行日（D）为执行日前电能量市场交易计划的自然日，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。竞价日为运行日前一日（D-1），竞价日内发电企业、售电公司和批发用户进行申报，并通过日前电能量市场出清形成运行日的交易结果。

4. 市场参与机会与挑战

随着现货市场建设的不断推进，参与者的机会将更为丰富。多元主体可参与售电业务，实现产业链、服务链延伸，焕发市场活力：发电企业、高新技术园区和经济开发区等可投资组建售电公司，实现发售、配售等多种混合经营模式；节能服务公司、供水、供热、供气等公共事业公司可整合现有服务资源，将售电业务与其他业务捆绑，争取为用户提供综合服务方案；各类社会资本进入售电领域和新增配电领域，将带来新的潜在盈利机会。但随着改革的快速推进，参与者需要调整心态，培养市场意识，才能在未来的电改中走得更加顺利。

市场意识影响成败。发电企业和售电公司面临竞争压力，需要不断优化管理、创新增值服务。随着省间、省内市场的快速推进以及新能源大规模发展，市场交易类型和方式日趋复杂，售电公司若无足够的技术实力来应对政策环境变化、能源价格上涨、现货价格波动等风险，在瞬息万变的市场形势下将举步维艰。对售电公司而言，为提高核心竞争力，应加强对政策及市场的形势分析，应用大数据、优化算法等技术研究经济、一次能源价格、天气、新能源、储能等对现货市场的影响，从而量化风险成本并合理规避。同时积极探索增值服务业务，利用灵活的现金流拓展合同能源管理、综合能源服务、金融辅助服务、综合节能和用电咨询等业务，助力市场多元化发展。