算电协同新周期：电力行业价值重估与盈利模式重塑

算力爆发与绿电消纳的双重驱动

人工智能产业的快速发展正深刻重塑全球电力供需格局。算力作为数字经济的核心生产要素，其规模呈现指数级增长态势。数据显示，2025年我国算力中心总耗电量已达到1700亿千瓦时，占全社会用电量比重约1.6%。随着智能算力集群的密集建设，预计“十五五”期间全国算力用电量年均新增将超过1000亿千瓦时，至2030年有望突破8000亿千瓦时，用电占比将显著抬升。与此同时，我国新能源装机持续快速扩张，2025年风光装机容量同比增长显著，但弃风弃光率均超过5%，消纳压力日益凸显。在此背景下，“算电协同”应运而生，旨在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色电力，又为新能源消纳提供确定性出口，实现供需两侧的双向奔赴。

政策体系构建与绿电直连落地

从顶层设计来看，算电协同已从概念走向国家战略层面。2026年政府工作报告首次将其列入国家级新基建工程，相关政策节奏明显提速。国家明确要求到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心的绿电使用比例须超过80%。为实现这一目标，绿电直连成为关键抓手。截至2026年4月，我国已审批绿电直连项目99个，明确要求项目年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%。绿电直连通过专用线路实现点对点供电，不仅降低了输配电成本，还实现了绿电的物理溯源。对于发电企业而言，通过与算力中心签订长期购电协议（PPA），能够锁定确定性消纳和稳定电价，优化收益结构。此外，欧盟碳边境调节机制（CBAM）的实质性征收，进一步赋予了绿电直连定价弹性，推动绿证交易量价齐升，为绿电企业带来环境溢价。

火电价值重估与火绿联营模式

算力中心对供电连续性和稳定性有着极高要求，这使得火电在新型电力系统中的角色发生转变。火电从传统的电量型电源转变为灵活调节资源，其顶峰调节价值得到重估。政策层面，2026年起煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%，多数省份容量电价标准显著提升，将火电的顶峰调节能力货币化。同时，火电企业可通过提供调峰、调频等辅助服务获取增量收益。在此基础上，“火绿联营”模式持续深化。拥有清洁能源资产的传统火电企业，能够形成“火电托底+绿电溢价”的双轮驱动格局。火电通过容量电价获得稳定回报，配套的新能源则通过绿电直供锁定长期溢价。这种模式不仅提高了盈利稳定性，还推动了火电企业向综合能源服务商转型。

行业估值逻辑重构与投资展望

算电协同正在系统性地重塑发电侧资产的盈利与估值逻辑。通过绿电直连、长期购电协议、绿证交易及容量电价等机制，发电企业将算力负荷与绿电供给深度绑定，锁定了消纳与稳定电价。绿电企业获得了环境溢价，火电企业则将顶峰调节能力转化为真金白银的收益。电力资产的现金流特征从波动走向稳定，盈利结构转向固定收益托底、弹性收益增厚的稳健模式。这种基本面的改善有望支撑板块估值中枢上移。当前，算电协同已进入多模式并行落地阶段，建议关注率先布局算电协同相关业务、在八大算力枢纽节点拥有资源优势的企业。这些企业有望通过复制标杆项目经验，加速从传统电力供应商向算力能源底座转型，享受行业价值重估带来的红利。