本报记者 何翔任 通讯员 李华印 陈小梅 许潇俊

在能源转型的关键阶段，中国石化浙江石油曾面临电力现货价格与充电负荷难以匹配的痛点。在传统模式下，充电桩场站按行政分时电价运营，采购成本缺乏弹性，即便节假日现货市场出现大面积负电价，也无法将红利传导至终端。如今，接入售电交易决策辅助系统后，局面焕然一新：系统的“AI辅助决策”模块基于大数据分析，精准预判到节假日将大概率出现负电价，自动生成策略，建议将部分充电负荷调整至负电价时段。现场运营人员表示，这一“负荷引导”举措不仅降低了度电成本，更让分散的充电桩聚沙成塔、助力创效。以宁波石油为例，该公司37座充电站在假期打出“电价预判+营销联动”组合拳，精准锁定低价窗口期推出优惠，以电价优势撬动充电需求增长，实现量效齐增。

在全球能源转型深化与全国统一电力市场加速成型的关键节点，中国石化正以筹建覆盖全国的电力交易系统回答时代命题。在这场变革中，数据成为新的“石油”，算法化作新的“引擎”。凭借“数字大脑”的掌舵，中国石化正驶向综合能源服务的深蓝海域。

政策东风劲吹电力市场迈入统一化新阶段

2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（简称《蓝皮书》）在京发布，为我国电力市场建设绘制了清晰路线图。2026年2月11日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，以更高层级、更强权威和更实举措，进一步为电力市场建设指明方向、划定路径、明确目标，标志着我国电力市场化改革进入全新阶段。

《意见》明确提出，要健全统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，着力打破市场分割与区域壁垒，促进市场高效联通，实现电力资源在全国范围内的市场化配置。该文件设定了清晰的“两步走”战略目标：到2030年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右；到2035年全面建成全国统一电力市场体系，实现电力资源的全国范围优化配置和高效利用。为此，《意见》要求全面建设现货市场，完善中长期市场，健全辅助服务与绿色电力市场，并推动虚拟电厂、可调节负荷等新型主体规范参与，通过统一市场规则、技术标准与信用体系，为各类市场主体提供坚实的制度保障。这与此前《蓝皮书》提出的“构建统一开放、公平有序的市场运营机制”“适应绿色低碳转型”等核心任务，以及“2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升”三阶段规划一脉相承，共同确立了新能源全面入市、跨省跨区市场与省内市场有序衔接的改革主线。

回望新一轮电改十年轨迹，我国电力市场完成了从“计划电”向“市场电”的深刻转型。数据显示，全国市场化交易电量规模持续攀升：2023年达5.67万亿千瓦时，占比61.4%，市场规模较2016年增长5倍；2024年突破6.18万亿千瓦时，占比升至62.7%，跨省跨区交易电量接近1.2万亿千瓦时；2025年累计交易6.6万亿千瓦时，占比64%，其中跨省跨区交易电量达1.5万亿千瓦时，比上年增长11.6%。这一连串数字不仅见证了市场规模的扩张，更凸显了市场在促进电力资源大范围优化配置中的关键作用。正如国家能源局监管总监黄学农在发布《蓝皮书》时所言，统一电力市场建设必须坚持安全可靠、市场导向、守正创新、系统协调的原则，重点完成构建多层次统一电力市场架构、建立功能完备和品种齐全的市场体系、适应绿色转型机制等八项任务。

在顶层设计的强力推动下，我国电力市场正加速从区域试点向全国统一、从中长期交易为主向现货交易全覆盖转型。目前，山西、广东、山东等8个省及省间现货市场已转入正式运行，南方区域12个地区进入连续结算试运行，2026年全国电力市场将全面迈入“现货时代”。与此同时，一系列配套政策密集落地形成合力：2025年2月，《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》推动新能源全面入市；2025年3月，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确新型主体准入机制；2025年4月，《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》要求2025年底前实现现货市场全覆盖；2025年8月，《电力市场计量结算基本规则》的发布标志着电力市场 “1+6” 基础规则体系正式成型。政策红利的持续释放，既为企业参与电力市场营造了良好环境，也对市场主体的专业能力提出了更高要求，共同推动全国统一电力市场体系向着既定目标稳步迈进。

战略卡位精准锚定综合能源服务核心诉求

中国石化筹建电力交易系统，并非偶然为之，而是向“世界领先现代化能源与化工公司”转型的关键一步。早在“十四五”规划初期，中国石化便确立了建设5000座充换电站点的目标。截至目前，其充电业务已实现规模化布局：集成充电终端50万个，日经营规模超1500万千瓦时、订单量达100万笔，年用电量突破54亿千瓦时。面对如此庞大的用电体量，优化电力采购成本已成为提升整体盈利能力的核心抓手。

据中国石化相关项目负责人介绍，新建的电力交易系统预计可降低采购成本0.02元/千瓦时、年均节省电力采购成本高达1亿元。该系统的价值不仅限于充电业务，更将辐射油田、炼化、运输等内部多个板块。通过跨板块协同与资源优化配置，显著增强企业在能源市场的整体竞争力。此外，依托中国石化强大的品牌影响力与广泛的客户基础，未来该系统还将助力拓展电力交易市场规模，开展现货负荷聚合、需求响应等创新业务，培育新的利润增长点。

从行业趋势看，电力现货市场的规则日益复杂，交易周期细分为中长期、日前及实时等多个维度，交易决策须综合考量市场供需、气象及政策等多重变量，经营风险显著增加。中国石化筹建电力交易系统，旨在以数字化手段适配市场变化，提升交易决策能力并规避经营风险，为综合能源服务平台筑牢根基。这一举措既呼应了《蓝皮书》关于构建系统、安全、充裕、灵活、互动的市场机制要求，又深度契合《意见》中关于推动新型主体参与、健全需求响应机制及实现电力资源高效配置的政策导向。

系统架构完备打造全流程智能化交易生态

“现货市场要求‘日报量、日报价’，决策窗口极短，稍有不慎便会触发高额偏差考核。”一位电力行业资深专家分析道，“对于中国石化这样体量的经营主体，若仍依赖人工或Excel表格决策，无异于‘小舢板闯大海’。”

在缺乏数字化“大脑”支撑的过去，中国石化电力交易业务面临着效率瓶颈、决策孤岛、风控缺位及服务滞后四大核心痛点：海量数据全靠人工处理，难以支撑规模化发展；缺乏交易辅助决策功能导致信息碎片化；核心指标监控存在盲区，风险管控能力薄弱；无法响应客户个性化需求，服务质量难以提升。这些痛点折射出传统能源央企在进入高度市场化、信息化电力领域时，必须完成从“行政管理逻辑”向“市场竞争逻辑”的深层转型。

破解之道，在于构建一套全功能覆盖的数字化系统。根据项目规划，中国石化电力交易系统确立了“分阶段部署、全功能覆盖”的建设思路，通过电力交易接口、数据运营、基础应用、零售管理中心、批发交易中心、交易管控驾驶舱、移动应用七大核心模块的构建，形成从商机挖掘、报价签约、批发交易到结算服务的全流程闭环支撑。其中，批发交易中心集成合约管理、AI辅助决策及负荷预测等功能，解决复杂市场下的精准报价难题；零售管理中心则实现客户管理、合同签署及账单推送的标准化，提升服务响应速度；交易管控驾驶舱支持总部与省市公司两级联动，实现对业务指标、交易风险及营收分析的实时监控，真正实现“看得见、管得住、算得清”。

项目采取“三步走”战略实现全国主要电力市场的全覆盖：首批在广西、浙江、江西、江苏上线运行；第二批部署在山东、山西、重庆、湖北；未来将覆盖湖南、广东、河北、海南及天津等区域。值得一提的是移动端的双重赋能：面向内部营销人员的小程序实现了快速拓客与跟进记录，大幅提升了工作效率；面向电力用户的网上营业厅则支持用电计划申报、账单查询及用电曲线查看，实现与核心系统数据实时同步，为用户打造“一站式”便捷体验。

技术硬核支撑筑牢智能化交易核心底座

先进技术的深度应用，构成了中国石化电力交易系统的核心竞争力。该系统通过整合智能数据获取、用户聚合负荷预测、供需与电价预测、运筹优化算法四大关键技术，筑牢了坚实的技术底座。其中，智能数据获取技术适配多省份交易中心接口，实现全自动化采集、多任务定时设置及全流程日志记录，将交易人员从烦琐操作中解放出来，使其专注于高价值的市场分析与决策；用户聚合负荷预测技术通过主成分分析、特征聚类等数据挖掘手段，结合机器学习算法，能精准识别各类负荷特性，中长期及短期预测准确率高达98%；供需与电价预测技术依托大数据分析，综合地理、气象及用户行为等多维信息，在山西、广东地区电价预测精度分别达到90%和85%，为科学决策提供强力支撑；运筹优化算法技术则针对需求响应、虚拟电厂等复杂场景，实现资源调度指令的最优分解，确保各资源高效协同运行。

在此基础上，电力交易系统进一步引入人工智能大模型，覆盖市场分析、交易执行、风险管控及客户服务等场景。凭借文本感知、语义理解与逻辑推理等原子能力，实现智能报告生成、交易策略推荐及流程自动化编排等功能，推动电力交易从“数字化”向“智能化”跨越。这一技术演进不仅提升了运营效能，更高度契合《意见》中关于统一电力市场技术标准、利用数字化手段提升市场治理能力与运营效能的政策导向。

价值多维释放引领能源行业转型新方向

中国石化电力交易系统的建设，不仅将为能源企业创造显著价值，更将为能源行业转型树立标杆。在管理层面，该系统将通过梳理沉淀现货市场交易经验、优化业务流程及构建关键指标体系，推动管理模式的数字化升级；在效率层面，全流程数字化管理消除了信息孤岛，将显著提升资源配置效率并降低运营成本；在交易层面，专业化工具和模型助力打造专业交易团队，将提升市场分析和决策准确性，从而深度挖掘市场机遇；在数据层面，完善的数据资产管理体系将加速数据变现，为业务创新提供坚实支撑。

从行业视角看，作为能源央企的标杆实践，中国石化的探索将有力推动电力市场交易主体的能力提升，促进市场机制更加完善。其“电力交易+综合能源服务”的融合模式，也为行业提供了可复制的转型路径。同时，系统对新能源、储能及虚拟电厂等新兴业务的支持，将加速清洁能源的市场化消纳，助力实现“双碳”目标。

展望未来，伴随全国统一电力市场的成熟，中国石化电力交易系统将持续迭代升级：近期夯实售电业务基础，实现全国范围内电力销售覆盖与用户资源聚合；中期聚焦新能源、储能等新兴业务的全国拓展，构建长周期商业运营模式；远期致力于探索“碳电耦合”商业模式，利用人工智能与大数据技术实现资源的智能优化调度，最大化释放整合后资源的商业价值。在新能源革命与电力市场化改革的双重驱动下，中国石化正以电力交易系统建设为支点，撬动综合能源服务生态的全面升级，为我国能源行业的高质量发展注入强劲动力。

链接：什么是电力市场化？

电力市场化是指通过市场机制实现电力资源的配置和自由交易，价格由市场自主形成，目的是提高电力资源的利用效率，降低电力生产和消费成本，促进电力市场的健康发展。

电力市场分为中长期市场、现货市场和期货市场。电力现货交易是指在电力市场上进行的即时交易，以满足电力供需。电力中长期交易是指电力公司或电力用户在未来一段时间内购买或出售一定量电力的交易。

什么是虚拟电厂（负荷聚合）？

虚拟电厂（Virtual Power Plant）英文简称VPP，是依托互联网、信息技术、计量技术，将电网中分散的分布式电源、储能、柔性负荷聚合形成一个整体，参与电力市场交易和电网运行，对外提供电力或消耗电力。根据电网的调度指令，参与需求响应，将聚合的光伏、储能、V2G等电力资源出售给电网公司或其他电力用户。根据交易结果，调整充电站场、加油站、油库等用户的可调节性资源的输出功率（如削峰填谷），获取交易收益。可分为商业型虚拟电厂和技术型虚拟电厂。

商业型虚拟电厂：从经济角度考虑，基于用户需求、负荷预测和发电潜力预测，制订最优发电计划，参与市场竞标。

技术型虚拟电厂：从电力系统整体需求考虑，结合经济调度方案，并根据电网拓扑结构、潮流约束等条件，建立安全调度模型，对最优经济调度方案进行修正，满足配电网安全稳定运行。

国务院办公厅发文推动电力资源在全国范围内优化配置

2026年2月11日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号，简称《意见》）。作为深化新一轮电力体制改革的纲领性文件，《意见》从总体要求、资源优化配置、市场功能健全、经营主体参与、制度体系构建、政策协同及组织领导七大方面提出十九项举措，为全国统一电力市场体系建设划定清晰路径、明确核心目标。

《意见》确立了清晰的“两步走”战略：到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类电源及除保障性用户外的电力用户全部直接入市，市场化交易电量占比在70%左右；跨省跨区与省内市场实现联合交易，现货市场全面正式运行，统一的基础规则、技术标准及公平监管体系基本形成。到2035年，全面建成该体系，跨省跨区与省内交易有机融合，电能量、调节、环境及容量等多维价值全面由市场反映，初步形成以电力为主体、多能协同互济的全国统一能源市场。

为实现电力资源的全国优化配置，《意见》提出优化市场体系实施路径。重点推动跨省跨区与省内交易在主体、申报及信息披露等方面的有机融合，逐步建立“一次提需求、全国匹配供需”的联合交易模式。通过推动交易平台互联互通，实现经营主体“一地注册、全国共享”，并适时研究组建全国电力交易中心。同时，文件要求打通国家电网与南方电网经营区的市场化交易渠道，实现跨经营区常态化交易，持续提升清洁能源输送占比，并完善长三角等区域内的电力互济机制。

在市场功能健全方面，《意见》构建了现货、中长期、辅助服务、绿电、容量及零售“六位一体”市场布局。明确2027年前推动现货市场基本实现正式运行，发用两侧全面报量报价；中长期市场实现连续开市与合同灵活转让；加快建立备用辅助服务市场，实现调频、备用与现货联合出清；完善全国统一绿证市场，引入区块链技术实现全链条认证，建立强制与自愿结合的消费制度；完善容量电价机制并探索容量市场；畅通批零价格传导，引导售电公司向综合能源服务商转型。

针对经营主体，《意见》推动发电侧、用户侧及新型主体“三类主体”平等广泛参与。发电侧将落实新能源可持续发展价格结算机制，推动“沙戈荒”基地整体入市，优化煤电运营，分节奏推进气电、水电及核电入市；用户侧逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接入市；新型主体方面，在确保安全前提下，规范虚拟电厂、智能微电网及可调节负荷的参与标准，激发需求侧资源活力。

制度保障是市场运行的基石。《意见》强调从规则、治理、电价、技术及信用五个维度实现全国统一。通过健全基础规则体系，强化地方与国家规则对接；完善“政府规划+监管+自律+服务”治理架构，整治地方不当干预；建立供需决定的电价形成机制，强化自然垄断环节监管；统一关键技术框架与数据模型，促进基础设施互联；制定统一信用评价标准，营造诚信市场环境。

为确保政策落地，《意见》还强化了政策协同与组织领导。要求地方电力规划依据全国规划编制，建立市场应急处置与风险管控机制，并引入第三方评价体系。在党中央集中统一领导下，由国家发展改革委、国家能源局统筹协调，各部门各地方协同配合，确保各项举措见效。

此次《意见》的出台，是对我国电力体制改革的深化与升级。它不仅提供了顶层设计与行动指南，更将通过激发电力市场活力、促进资源优化配置，为能源安全保障、绿色低碳转型及经济社会高质量发展提供坚实的电力支撑。