算电协同行业交流核心观点

　　投资整体规模：相关人员自2024年起从事算电协同项目落地工作，在双碳协同相关内容提出前已布局该赛道，2025年承接了相关前期项目及新型电力系统示范项目，在该领域积累了相关经验。十五五期间国家电网总投资规划为4万亿元，较十四五的3.5万亿元提升14.3个百分点；其中直接服务于双碳协同项目的资金占比为15%-20%，对应规模约6000-8000亿元。

　　·投资结构拆分：双碳协同相关投资核心投向特高压配套、配网微电网、算力与电力系统调度升级领域，资金向源网荷储算一体化倾斜，是国网新型电力系统建设的核心抓手，具体结构如下：

　　a. 特高压配套占整体投资的40%，对应规模2400-3200亿元，重点投向风光大基地、特高压通道，为西部算力处理承接做绿电配套；

　　b. 配网物联网改造占比30%，对应规模1800-2400亿元，主要面向长三角、珠三角、京津冀等东部负荷中心的计算集群，重点推动配网智能化及柔性人性化改造；

　　c. 调度系统升级占比20%，对应规模1200-1600亿元，重点建设源网荷储算一体化调度平台，实现电力与算力跨域协同调度，配套边缘计算、大数据分析技术及各省调、市调平台；

　　d. 其他配套综合占比10%，对应规模600-800亿元，重点覆盖电网检测、绿电计量、储能、液冷、油网与主站一体化布局相关领域。

　　·重点布局方向：各投资方向的重点布局区域及算力定位存在差异：西部核心虚拟节点包括甘肃酒泉、青海海西、内蒙鄂尔多斯、四川雅安，重点推进风光大基地加特高压外送项目，建设西部枢纽算力节点，算力定位为超算、智算及非实时算力；长三角、珠三角、京津冀等东部负荷中心重点推进配网物联网改造、储能配套及地方性算网电网升级项目，算力定位为实时算力及云计算中心。

　　·技术标准要求：2025年国网发布新型算力并网技术规范，核心目的为适应算力负荷增长，指导算力设施安全高效接入电网。规范明确了多项核心技术参数要求：a. 容量≥50兆瓦的单个数据中心，需配置10%-20%的可调负荷，响应时间小于10秒，持续时间大于1小时；b. 供电可靠性方面需配备多路或双路电源，配套储能占比不低于负荷的10%；c. 需配置0.2级溯源装置，推动绿电计量赛道延伸。

　　·并网流程要求：本次发布的规范对算力并网审批流程进行了简化，同时明确了新增并网运行及测试要求：a. 需按照实时负荷装机容量的10%-20%倍数配置，或配套共享储能；b. 算力企业需将负荷实时上传至调度平台，上传频率≥1次/分钟，可按5分钟一次的频次执行；c. 新增算力负荷调节系统需通过100%合格的并网测试。

　　·绿电直连模式架构：算电协同核心为绿电直连加算力负荷互动、双碳协同增值模式，核心架构为风光大基地搭建专线连接制造中心形成闭环，专线公里，局域网需实现区域绿电就近消纳，同时配套储能与SVG设备。

　　·成本对比与降本空间：传统市电度电成本包含过网费、辅助服务费、基本电费及运维费，东部地区综合成本约0.65元/千瓦时；绿电直连模式度电成本约0.35元/千瓦时，较市电模式每度电节约0.3元，降幅达46.2%，降本效果显著。

　　·落地难点与解决方案：绿电直连模式落地存在多方面难点：a. 土地及光伏、风电等新能源指标获取难度大；b. 并网审批跨电力、发改、自然资源局等多个部门，流程繁琐、耗时较长；c. 部分区域绿电直连过网费减免执行不到位；d. 风光出力存在波动性，影响绿电供电稳定性。现有政策明确跨省过网费最低执行0.05元，较传统工商业下降50%；供电稳定性方面需按关键容量的20%配比共享储能，同时与当地电网签订备用电源协议保障供电可靠性。

　　·区域模式差异：东西部算电协同参与模式存在差异：西部重点推进绿电直连项目，甘肃酒泉已落地同类项目总投资85亿元，含风光大基地及算力中心配套，绿电占比92%，度电成本0.33元/千瓦时，年节省电费约1.5亿元，内部收益率12.5%，投资回收期约7.5年，盈利来自算力服务收入加绿电直供成本节约；东部区域不具备大面积推广绿电直连条件，通过算力服务参与虚拟电厂获取电力响应收益。

　　·技术改造要求：软件改造层面，需增设智能算力调度系统，对接国网区域级虚拟电厂平台与省级负荷管理中心，开展安全网络测试；同时提前对算力任务分类，区分可中断、不可中断等不同类型，开发负荷预测算法，提升算力负荷变化预判精准度。硬件改造层面，需在算力机房或配电室加装智能网关、负荷监测模块，实现单机柜负荷独立调控，配套UPS不间断电源。根据安徽已落地的某数据中心项目经验，硬件改造成本约500-800元/千瓦，改造后项目调节能力约10%，整体电力成本可下降5%-20%。

　　·短期收益构成：2026-2027年的收益主要来源于三类渠道，分别为商业企业参与电网互动的电力辅助服务收益、现货市场收益、数据响应补贴，各类型收益水平如下：

　　a. 削峰填谷收益：以安徽为例，削峰收益为3-5.4元/千瓦时，多集中在夏季；填谷收益为1.5-2.7元/千瓦时，多集中在春节前后；

　　b. 调频收益：参考长三角其他区域试点数据约为0.05-0.08元/千瓦时，安徽暂未开放相关业务；

　　c. 现货市场收益：安徽现货市场最大价差收益可达0.6元/千瓦时，收益主要集中在中午光伏出力阶段及春节社会用电量大幅下降时段。

　　·碳协同增值空间：碳协同增值的核心逻辑包含两方面，一是通过绿电消费降低碳排放，二是拓展商业服务增值，未来核心竞争力在于碳资产开发及价值量化，可助力相关企业满足出海合规要求。当前相关业务存在政策瓶颈：数据中心自愿减排量CCER暂无生态环境部发布的官方专用方法学，现阶段无法开展自愿减排相关工作。若后续CCER专用方法学出台，200MW数据中心年减排量可达87.45万吨，预计碳资产收益约5000万元，可推动项目整体投资回报提升2.3个百分点，投资回收期缩短约1年。

　　·标的筛选逻辑：算电协同产业链标的筛选遵循分层优先级逻辑：a. 运营商层面优先筛选西部枢纽节点，拥有优质风光资源、已绑定大客户长期用电协议，具备资源及客户壁垒、可直接享受绿电直连模式红利的主体，首选国家电投、华能、华电这类在青海、内蒙古拥有千万级资源，且与国网签订相关合同协议的企业，其次考虑江苏电投、青海华鼎这类地方绿电供应商；b. 关键设备与技术支撑环节重点关注两大方向，其一为基础配套领域，其二为随单机柜功率持续提升迎来核心机会的静默式液冷设备厂商、散热器供应商，代表企业包括英维克、高兰、天津皮尔，其中曙光占据整体市场70%以上的份额。

　　·行业爆发驱动因素：算电协同行业并非突然爆发，核心驱动涵盖政策导向与国家战略、算力刚需爆发、降本倒逼、商业模式闭环四大因素，此前项目落地较少主要受公安体制、政策规则、技术经济、公司错配四方面限制。当前行业增长的核心支撑具体为：a. 政策端：2026年两会政府工作规划已将算电协同纳入新基建工程，超大型数据中心节点从地方试点、部门文件层级上升为国家战略，同时明确新建数据中心绿电占比≥80%的刚性要求；b. 成本端：电力成本是数据中心运营的核心支出，电力成本占数据中心整体运营成本的70%，PUE值越高对应耗电量越大，100兆瓦的算力需求下，PUE为1.25时用电量需乘以1.25，PUE为1.4时需乘以1.4，叠加AR算力爆发使得电力成本成为决定AR企业生存的核心要素，倒逼企业持续降低PUE值以压缩用电成本。

　　·核心政策时间线：算电协同相关核心落地政策按时间顺序梳理如下：a. 2024年7月国家发布《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，对数据中心PUE、可再生资源利用率、绿电占比提出明确要求，同时部署推进老旧小散数据中心节能改造；b. 2024年8月发布《加快构建新型电力系统专项行动方案（2024-2027）》，提出要统筹数据中心发展需求和新能源科学禀赋，开展算力电力基础设施同步规划；c. 2025年7月发布的《2025年可再生电力能源消纳责任权重及有关事项通知》中，首次明确国家枢纽节点数据中心绿电消费比例不得低于80%；d. 2026年两会后，西部此前模棱两可的过网费逐渐放开或采取打折模式，本次两会也是绿电直连的战略拐点，政策导向从允许转为鼓励，需求从可选转为必选。电力市场化改革为商业模式闭环提供重要支撑：自2015年电力相关改革启动后，从传统国网统一购电模式逐步放开地方受电端，目前已有四个省市取消峰平谷电价，电力现货市场从试运行转为统一运行，为东部地区算电协同商业落地提供了必不可少的经济补偿支撑，解决了此前电力响应缺乏收益支撑难以落地的问题。

　　·与隔墙售电的差异：算电协同绿电直供模式与传统隔墙售电存在核心差异：隔墙售电是两个市场主体间的局部电力交易，典型场景为相邻园区存在富余电力时通过专线完成交易。算电协同模式具备独特价值：仅依托单个数据中心节点仅能完成一半收益逻辑，仅可在时间维度调度算力任务以获取电力现货市场收益；只有打通东西部算力输入与接收链路，才能在空间维度降低电费同时推动西部绿电消纳，实现完整商业逻辑。

　　·受益环节优先级：算电协同相关受益环节按确定性从高到低排序如下：a. 第一优先级为电网调度运营环节，该环节作为枢纽中心确定性最高，国家电网及相关主体公司占据90%以上主导权，是算力协同的核心调度主体，主导全国一体化算力与电力调度平台建设、特高压通道升级、新能源项目接入，代表性企业包括国网信通、许继电气；b. 第二优先级为绿电运营商，代表性企业如三峡能源、风电相关运营企业；c. 第三优先级涵盖多类配套主体，包括电力智能设备及数据中心配套企业，代表有南瑞、宝光、平高、阳光、华为；布局算力协同产品的企业，代表有商汤、京东；虚拟电厂厂商，代表有国创、朗新、讯飞旗下羚羊；新能源预测、电量预测相关企业（含天气大模型、电价预测赛道），代表有蓝木达、新知天气。

　　·项目落地时间表：算电协同相关项目落地节奏清晰，由电网主导的平台性建设将成为2026年的市场主流，其中全国一体化算力与电力调度试点平台预计于2026年二三季度正式落地；2026-2027年期间，特高压项目将进入密集投产阶段。

　　·配网智能化协同逻辑：配网智能化实际指智能微电网，并非特指国网台区型强电配网。其与算力中心的双向协同逻辑可概括为上随电优、电保算：一方面算力中心赋能配网智能化，构建云边端三级算力架构，实现算力双向闭环，配网为核心支撑载体；另一方面配网智能化为算力中心提供高可靠供电，通过自动化、微网、储能、虚拟电厂等技术提供低波动、可调节的电力保障，实现柔性互动，将算力中心的刚性负荷转化为柔性可调负荷参与电网调频、需求调控，缓解电网压力，保障月度消纳。与2024年的模式相比，此前微电网、虚拟电厂项目多为试点性质，主要用于完成科技课题、响应宣传口号，技术可落地但缺乏政策保障与明确收益模式；2025年底以来各地传统分时电价即将取消，倒逼储能投资商、园区运营企业探索收益路径，推动虚拟电厂算法优化，通过小范围时段灵活调节保障储能投资收益。当前多数园区光伏、储能已建设完成，但存在弃光、运行策略非最优问题，此前电力需求响应仅能通过电话通知实现自检响应，缺乏控制平台支撑，无法实现日前、实时响应。

　　·数据中心PUE要求：不同区域、不同冷却模式下的数据中心PUE要求存在明确差异：东部新建数据中心风冷模式PUE≤1.25，液冷模式PUE≤1.1；西部地区可利用漫长冬季的自然冷媒作为暖通冷源，最低可实现PUE≤1.1。液冷技术路线方面，冷板式液冷后续市场份额将逐步收窄，全静默式液冷为未来主流方向，目前曙光等厂商已布局全静默式液冷技术。

　　·厂商核心壁垒与优劣势：算电协同厂商的核心壁垒主要来自两方面：一是算力与电力分属不同管理体系，数据互通、协同可调性不足；二是各省对电力需求响应的经济补偿标准差异较大，经济越发达的地区补偿水平越高，上海等发达城市虚拟电厂补贴力度较大，安徽、河南等欠发达省份补偿标准相对较低。不同经营主体的优劣势差异明显：民营企业优势在于商务渠道开发能力强、研发立项流程短，决策效率更高；央企（国家队）优势在于政策资源得天独厚，项目介入机会更多，信任背书权威性强，项目获取能力突出。

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