【笃】行业观察|电改深化催生新需求:功率预测、虚拟电厂、算电协同的增量空间

随着新能源装机占比持续提升（2025年风光合计占发电装机45%，发电量占22%），电力系统的运行逻辑正在被重新定义。从功率预测到电力交易，从虚拟电厂到算电协同，一套围绕新型电力系统的新服务体系正在形成。本文基于电力市场改革脉络，梳理三大增量业务的市场空间与逻辑。

新能源出力具有波动性、随机性、间歇性。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时间窗口，是新能源渗透率持续提升背景下的必备工具。根据各地“双细则”考核要求，新能源电站需定期报送中期（240小时）、短期（72小时）和超短期（4小时）功率预测数据，精度要求逐年提高（如超短期15分钟精度，风电已从87%提升至93%）。

分布式光伏“四可”要求（可观、可测、可调、可控）正在催生新的市场需求。2025年1月国家能源局明确要求分布式光伏实现“四可”，存量项目亦须逐步改造。此前分布式光伏不在强制功率预测考核范围内，绝大多数尚不具备功率预测能力，改造空间可观。据测算，2030年国内新能源功率预测服务费市场空间将达16.9亿元，2026-2030年复合增长率约24%。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，具备持续成长性。

人工智能技术正推动功率预测从“经验驱动”向“数据-物理联合驱动”转变，在数据处理、模型构建和预测优化三个层面提升精度，更好支撑电网调度和新能源消纳。

自2015年“9号文”启动新一轮电改以来，我国电力市场化进程持续深化。2025年“136号文”推动新能源上网电量全面入市，2026年1-5月市场化交易电量占全社会用电量比例已达73%。通过“中长期交易+现货交易”模式，可实现电力资源实时优化配置、促进新能源消纳、提升系统调节能力。

电力交易信息化产品体系正逐步成型，主要包括三大类：数据服务（电价/负荷/气象/规则数据）、辅助决策系统（中长期策略、现货报价、储能充放优化）、交易托管服务。市场参与主体需同时具备功率预测、价格预测、交易策略优化、风险管控等核心能力，行业正从“信息工具”向“收益导向型交易服务体系”升级。

工商业用户从被动“价格接受者”转变为主动“市场参与者”，需要交易策略、能效管理、绿电采购、储能运营和风险管理一体化服务。储能方面，136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目的前置条件，推动储能从“行政驱动”转向“市场驱动”，收益来源向电能量价差、辅助服务和容量补偿多元化方向演进。

虚拟电厂在用户侧将可控负荷、储能、分布式能源等资源聚合，统一接受电网调度并参与电力交易。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。

一是缓解电力供需矛盾，维持电力系统稳定；二是促进新能源消纳，提升系统灵活调节能力；三是服务用户开展多元化用能服务，降低碳排放。据测算，考虑区域级大型虚拟电厂接入200万千瓦响应能力，总建设成本约5.36亿元，年收益1.255亿元，投资回收期约5年。虚拟电厂将成为未来电力市场的重要主体。

虚拟电厂在用户侧将可控负荷、储能、分布式能源等资源聚合，统一接受电网调度并参与电力交易。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。

算电协同将数据中心从单纯用电主体推向可调负荷、绿电消费主体和电力市场参与者，是新型电力系统与数字基础设施融合的关键机制。2026年政府工作报告首次将“算电协同”列为新基建工程，十五五规划明确推动绿色电力与算力协同布局。据测算，算电协同有望催生万亿级市场空间。

功率预测、电力交易信息化、虚拟电厂、算电协同——这四大方向共同构成了新型电力系统时代的增量业务版图。它们的共同逻辑是：新能源占比提升带来的系统复杂性，需要新的工具、新的机制和新的主体来应对。对于行业参与者而言，读懂这些增量需求，就是读懂未来五年的市场机会。