国内算电协同最新趋势及实践研究

2026年6月，“第7届中国数据中心绿色能源大会”在上海圆满举行。华信咨询设计研究院有限公司人工智能融合研究院（AI院）院长唐汝林以《国内算电协同最新趋势及实践研究》发表演讲，并荣获最佳演讲人气王。现将演讲内容整理如下（有删减），供广大数据中心从业者参考。

01、政策解读

先看一组数据。国内算力中心用电占社会总用电的比例，各方说法不一，有5.0%，有3.5%。这个占比跟电解铝、光伏组件等传统高能耗产业比，不算大，但它是全社会用电量中增长最快的领域之一。正因如此，国家才把它与八大高能耗行业并列，近年来不断加强能效管控。

再看全球趋势。到2025年，AI相关业务在全球数据中心用电量中的占比将从2%跃升至10%；到2030年，智能计算年耗电量将占全球发电总量的5%。所以业界有句话——AI的尽头是能源。我们再补一句，能源的最终解是新能源。

算电协同是两大产业转型共振的结果。回顾一下算力产业的演变脉络：数据中心在20年前是运营商的网络机房，后来演变为IDC互联网数据中心，再后来强调节能提效、降低PUE。现在提的是绿色算力，强调用能结构置换。

电力侧也一样。最早是厂电分离，绿电主要供给工业场景，很多大民企、化工企业等在园区内自建燃气发电、火电设备。后来国家推动电力市场化改革，电价浮动加大，储能一度很火。到了“十五五”着重提出建设新型电力系统。

新型电力系统的核心是新能源，而算力与电力的结合，尤其与新能源的融合发展，就是算电协同。二者是时空双向协同的关系——算力需要绿色、低成本的电力供给，电力需要稳定的负荷消纳。“五大六小”能源类企业调研显示，某些区域弃风弃光率超过了30%，很多中型新能源企业在局部区域的弃风弃光率甚至达到50%。算力，恰恰能提供相对稳定的消纳负荷。

2025年1月，国家数据局明确提出推动算力设施的绿电消纳占比；央企“人工智能+”政策推动大型能源、基建类央企转向算力中心和新能领域，现在多个央企内部明确支持算电协同项目投资。

2025年5月，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》出台，提出并网和离网两种方式，当时还没区分单/多用户直连；7月，关于能源基地与算力集群协同布局，国家面向八大集群有相关指示；9月，1192号文《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》的发布对绿电直连的定价逻辑影响较大；需要着重提及的是2025年6月，国家能源局将算电协同列为新型电力系统首批试点方向。

两会后相关政策进一步加速落地：算电协同被列入国家新基建工程；80%绿电刚性要求从行业倡议上升为国家意志；多用户绿电直连优先支持算力设施等，即一个GW级能源基地可以面向整个算力集群内的多家用户供能，成为国家明确鼓励的方向。

02、典型案例

先看GPU用电负荷的技术特征。

典型GPU负载曲线示意图

训练和推理完全不同。

训练：基荷高，GPU利用率持续高位。但注意，它有脉冲波动——比如GPU在计算阶段和卡间通信阶段交替进行，放大看负荷会有微秒级锯齿波动。宏观上，从一个任务到另一个任务切换时，又呈现阶梯式跃升。

推理：周期短、波动强，与业务请求量和模态等直接相关。

这些特征决定了智算对供电的苛刻要求——既需要持续的高可靠供电，又需要能应对瞬时波动的灵活性。这与通算平滑的用电负荷差异较大。

再看商业需求。

第一，度电成本必须低于5毛，否则全国范围内没竞争力。西部目前绿电成本在3-4毛，但走传统电网，加上调度费、基金补贴，很难控住。以前靠政府补贴，现在财政压力大，必须靠模式重构实现成本闭环。

第二，交付及时性。算力中心从拿地到投产需2-3年，而光伏、风电批复后半年就能建成。很多新能源投产后找不到增量算力负荷，出现“有电无算”的局面。

第三，区域统筹。算电协同涉及算力、土地、电网、政府、新能源指标等多个要素，必须统筹多方资源才能真正落地。

典型案例

中卫零碳绿电园区。这是目前比较成熟的大规模多用户绿电直连并网工程实践。做法是：政府给新能源企业2GW和2.6GW指标；新能源企业与算力服务商成立合资公司；一部分绿电直连实现低价供电，一部分绿电交易反哺存量数据中心的电价差，把存量电价也补到3.6毛。最终多赢闭环，非常有意思的模式。

乌兰察布：算力服务商与资本方绑定战略合作，资本方投资能源，这个是属于点对点单用户绿电直连，并网的方式。

青海某项目：青海区域未来的发展潜力很大，值得重点关注。这个案例是离网型的，专线直供，储能配比高，但整体经济性一般，可持续性有待考量。

国外：谷歌、Meta等要么自建新能源，要么收购，要么入股，他们通过资本捆绑的方式会更加频繁。

03、主流模式

如图所示是华信结合大量实践经验绘制的一个算电协同全景矩阵视图。我们把算电协同模式按两个维度划分：按照空间布局水平分为集中式和分布式，按主导力量分为市场主导和技术主导。这个图也很有意思。

目前主流的五种模式

1、绿电直连（集中式、技术驱动）：潜力最大，以集中式风电/光伏为主，当然生物质，比如垃圾焚烧发电也开始采用。技术要求高。

2、微电网（分布式、技术驱动）：对智能调度要求很高。

3、虚拟电厂（分布式和集中式的能源均有）：你可以把它理解成为N个微电网的区域集合，通过大的平台实现更广泛的智能调度。

4、绿电交易（偏市场化，但有一定技术含量）：目前主流模式，不过绿电交易往往并不能降低用电成本。

5、绿证交易（纯市场化）：绿证在国内国际仍有碳减排认证等问题，电碳还未完全打通。

除此之外还有分布式核电，但是中国对核电的发展比较谨慎，国外可能会更加激进。

从发展潜力看（圆圈大小），并网型绿电直连最受欢迎，度电成本也最低。

04、思考与展望

结合上述算电协同需求特征和国内外实践情况，我们提出一个实用性架构——“绿电直连主供层+源网荷储支撑层+大电网兜底层”三层供电体系：

主供层：并网型绿电直连。依托集中式新能源基地，通过点对点物理专线向智算集群定向输送绿电，形成清晰可溯源的供电通道，同时通过“大网备容”降低配储压力和提升稳定性。

支撑层：“源网荷储”一体化模式。采用“风光+储能+智算负荷”耦合模式，在新能源波动、负荷起伏和局部电网调节压力加大的场景下，为系统提供灵活调节与动态平衡。

兜底层：公共电网双回路备用。为智算业务极端情况下的连续性提供高等级保障。

其次，选择适配的商业模式，推动电价全产业链协同降本。

• 长协交易（PPA） ：算力企业与电力企业签长期协议，各自投资建设，算力锁定低价绿电，电力获得稳定消纳。优势：简单、灵活、风险独立。

• 合资公司：各方按股权比例成立项目公司，共担风险、共享收益。优势：深度绑定，可以协调算力增量负荷与电力建设节奏。

• 交叉持股：长期卡位，风险隔离，不影响主业经营。未来会成为趋势之一。

电价保供是全产业链共同努力的结果。需要政府推动、协同电网，综合考虑绿电交易和绿电直连多场景，联合供能方、售电方、电网等多主体，推动就近供能、提升电压等级、供电架构完善等技术创新，全链多环节协同降本。

最后总结三句话：

第一、2026年，是算电协同、绿电直连真正规模化落地的元年。

第二、并网多用户绿电直连，将成为主流模式。

第三、打造串联多主体利益的商业模式，是成败关键——算电协同更是一本“经济账”。