电力行业价值重估
算电协同
洞见全球能源脉动
INDUSTRY OBSERVATION
算力中心正在重塑中国电力供需格局。2025年，全国算力中心总耗电1700亿千瓦时，占全社会用电量1.6%，八大枢纽节点用电量近三年平均增速约39.5%。预计2030年算力用电将攀升至8000亿千瓦时，占比升至6%。与此同时，2025年风光利用率首次双双跌破95%，弃风弃光电量高达2518亿千瓦时，超过三峡电站全年发电量的2.6倍。
算力用电刚性增长与绿电消纳压力持续加大，是当前电力系统面临的两大结构性矛盾。算电协同将算力负荷与绿电供给深度绑定，既为数据中心提供稳定低价的绿电，又为新能源消纳打开确定性出口，正在系统性地重塑发电侧资产的盈利与估值逻辑。
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政策演进：从“东数西算”到国家战略
INDUSTRY OBSERVATION
算电协同的政策脉络清晰且密集。2023年12月，“东数西算”工程实施意见首次提出“算力电力协同”，明确要求到2025年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超80%。2026年3月，国务院政府工作报告首次将“算电协同”列入国家级新基建工程，正式上升至国家战略层面。
今年政策节奏明显提速。4月，四部门印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，目标延至2030年，核心是提升清洁能源与算力设施的协同水平。5月，《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》下发，绿电直连从单用户试点转向多用户规模化推广。7月，《新型电力系统建设“十五五”规划》落地，明确促进电力与算力协同发展。
算电协同的落地还需底层机制支撑：容量电价将火电顶峰调节能力货币化；碳达峰考核纳入地方“一票否决”刚性约束；绿证交易制度持续完善，共同打通绿电环境价值的变现闭环。
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绿电直连：锁定消纳，重估发电资产
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绿电直连是当前算电协同最具代表性的实现工具。截至2026年4月，全国已有24个省（区、市）出台配套政策，累计审批通过99个项目，总装机3405万千瓦。多用户绿电直连政策落地后，打破了单一用户限制，算力设施被列为优先发展对象。
经济账怎么算？
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降成本方面，绿电直连项目有两种电价机制：按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费和输配环节电量电费。据中国电力报，容量缴费模式下企业电力成本可降低10%-20%。以大唐中卫项目为例，到户电价0.36元/千瓦时，约为东部地区的45%，年均节省电费约1亿元。
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提收益方面，政策鼓励新建算力设施与可再生能源发电企业签订多年期绿色电力交易合同（PPA），发电企业可获得稳定现金流预期。同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）正式进入实质性征收阶段，2026年Q1证书价格75.36欧元/吨，是国内碳价的六倍以上。绿电直连可帮助出口企业规避高额碳关税，掌握优质绿电资源及直连通道的发电企业将获得显著溢价能力。
此外，2025年我国绿证交易量达9.3亿个，实现同比翻倍增长。绿证价格呈梯度抬升，2026年电量对应绿证均价已升至7.76元/个，为绿电企业提供环境价值补充收益。
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火电价值重估：顶峰调节的货币化通道
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算电协同不仅要求“电”要绿，还要求“电”要稳。算力中心7×24小时不间断运行，火电作为可调度、可控制的电源，保障供电安全的价值被重新定价。
2026年《关于完善发电侧容量电价机制的通知》要求，通过容量电价回收煤电机组固定成本比例提升至不低于50%。2026年多数省份容量电价从100元/千瓦·年统一提升至165元，辽宁提升至370元，甘肃、吉林、云南提升至330元，火电顶峰调节能力正在被系统性货币化。
辅助服务同样构成增量收益。2023年上半年，火电企业获得辅助服务补偿约254亿元，占比高达91.4%。算电协同带来的灵活性刚需，创造了高频调节场景，火电企业可通过调峰、调频、备用等服务持续获取补偿。
火电企业还在加速“火绿联营”——在算力枢纽周边拥有清洁能源资产的火电企业，可同时享受容量电价托底和绿电直供溢价。截至2025年末，主要火电企业的非化石能源装机占比已逐步提升，形成“火电托底+绿电溢价”双轮驱动。
>>> 战略判断
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算电协同从政策概念进入多模式并行落地阶段。绿电企业通过直连和PPA锁定消纳与电价，获得环境溢价；火电企业通过容量电价和辅助服务将顶峰调节能力货币化。电力资产盈利结构正从“电量弹性”转向“固定收益托底、弹性收益增厚”的稳健模式，现金流趋于稳定，估值水平有望抬升。
八大算力枢纽节点中，西部四大枢纽绿电占比高、新增算力集中，是发电侧投资布局的关键区域。资源错配背景下，算力格局持续西移，为在西部拥有新能源项目的电力企业创造了明确的消纳增量空间。
