2026年电力ETF景顺（159158）：把握电力资产价值重估的时代机遇

投资逻辑：AI 浪潮下难以替代的物理刚需

1.1、算电协同：AI 革命催生电力新需求

1.1.1、算电协同首次写入政府工作报告，确立国家战略高度

算电协同政策脉络清晰：从“东数西算”战略布局到硬约束锁定绿电消纳通道，再到 2026 年政府工作报告首次将算电协同写入新基建工程，最终形成“算力需求拉动电力投资，绿电供给保障算力扩张”的绿色协同发展格局。2023年12月发改委等部门《关于深入实施“东数西算”工程，加快构建全国一体化算力网的实施意见》中首次提出“算力电力协同机制”，提出到2025 年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超 80%，国家枢纽节点新增算力占比超60%。在国家“双碳”战略目标的引领下，算电协同首次进入国家级政策框架。2024年政策开始转型细化落地。2024 年 7 月发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》从原则倡导走向量化考核，进一步把算电协同从战略目标拆解为数据中心行业的绿电、能效、布局约束。同月发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》进一步明确，要实施一批算力与电力协同项目，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。这一变化意味着，政策视角已从数据中心单体节能升级到电力系统侧的协同响应。与此同时，落地抓手开始显化。2024 年，国家数据局结合地方所能、国家所需，在京津冀、长三角、内蒙古等枢纽节点以及青海、新疆等清洁能源丰富地区部署算电协同先行先试任务，围绕绿电直供、多源互补、源荷互动等开展技术探索，推动算力电力机制创新。2025 年 1 月，发改委等部门发布《国家数据基础设施建设指引》，提出推进算力与绿色电力融合，持续细化融合路径。2025年 3 月，发改委等部门发布的《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》中提出，国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%的基础上进一步提升，说明后续政策方向仍是持续抬升绿电渗透率。2026 年全国两会首次将算电协同写入政府工作报告，标志其正式迈向数字经济高质量发展规划下的核心国家战略。2026 年政府工作报告首次提出“实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，支持公共云发展”，这是算电协同首次被写入政府工作报告，标志其正式从部门政策和地方试点迈向数字经济高质量发展规划下的核心国家战略。这一顶层定调的战略意义在于，算电协同不再只是“东数西算”的配套条款或数据中心节能升级的辅助方案，而是被正式纳入国家数字经济核心基础设施顶层设计，有望成为“十五五”初期数字经济与能源转型协同推进的核心抓手。

1.1.2、算电协同有利于实现算力扩张和绿电消纳的动态平衡

AI 算力需求高速增长，可能改变增量用电结构与局部电网约束。数据中心作为AI 算力的物理载体，其用电需求呈现指数级增长态势。虽然目前算力用电在总量上尚未绝对占优，但其增速、密度与调度特征，已经足以显著改变增量用电结构与局部电网约束。随着 AI 大模型参数规模从千亿向万亿级跃迁，训练与推理环节的算力消耗持续攀升。根据 IDC 联合浪潮信息发布的《中国人工智能计算能力发展评估报告》，国内智能算力规模 2024 年达725.3 EFLOPS，同比增长74.1%，预计 2028 年达 2781.9 EFLOPS。根据中国信通院测算口径，2023 年全国数据中心用电量为 1500 亿千瓦时，占全社会用电量 1.6%，同比增长15.4%，显著高于同期全社会用电增速 5.8%。基于高、中、低三种差异化发展情景，预计2030年中国数据中心用电量将分别突破 7000 千瓦时、突破4000 千瓦时、达到3000亿千瓦时，占全社会用电量分别达到 5.3%、3%和2.3%。根据北京理工大学发布的《数据中心综合能耗及其灵活性预测报告》测算口径，预测2024—2030年，全国数据中心用电量年均增速将达约 20%，远超全社会用电量增速。更值得关注的是，枢纽节点内部分省市用电量增长速度更快，如中国信通院数据显示，张家口的数据中心用电量占全社会用电量比重已从2019 年的6.8%增长至2023年的20.1%。这说明 AI 需求对局部电网的边际冲击已经逐步显现。

算电协同创新绿电消纳模式，有利于破解绿电消纳难、入市电价低的困境。从供给端来看，新能源装机高速增长导致消纳压力持续加大。截至2025年底，我国可再生能源装机达 23.4 亿千瓦，占全国电源装机60%，同比增长24%，全国可再生能源发电量 3.99 万亿千瓦时，占全部发电量38%。然而，供给侧的快速扩张与需求侧的相对滞后形成错配。2025 年上半年全国太阳能弃电率升至6.6%，风电弃电率达 5.7%，较 2024 年同期几乎翻倍。绿电入市价格承压明显，部分地区新能源电力结算价格远低于标杆上网电价，电力现货市场价格波动加剧。数据中心负荷特性与新能源出力特征形成天然互补，有利于绿电量价双维改善。消纳端，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比目标达80%以上，刚性需求保障消纳。绿电直连模式下，数据中心与新能源电站“一对一”签约，突破电网调度中间环节，实现新能源就地消纳。电价端，数据中心与绿电项目签订长期PPA协议，锁定电价，提升盈利模型稳定性。在 AI 算力需求高速增长以及算电协同发展的趋势下，电力资产有望迎来盈利与成长确定性共振的机遇期。

1.1.3、 Token 出海带来电力数字化出口

Token 出海的本质是电力的数字化出口。Token 出海的核心逻辑是全球开发者通过 API 调用中国大模型时，算力消耗和电力转化均发生在中国境内的数据中心，最终以 Token 为载体实现电力与算力价值的跨境交付。这意味着：海外的算力需求转化为国内的电力消费，开创了“中国算力服务全球、中国电力价值出海”的全新格局。随着以 OpenClaw 为代表的 AI Agent 工具的兴起，Token消耗量不再与对话量成线性关系，而是跃升为指数级增长。根据OpenRouter 发布的数据，3月 9 日至 15 日中国 AI 大模型周调用量达 4.69 万亿Token，环比上涨11.83%，再次超过美国。 电力成本正在成为 AI 产业竞争力的核心。电价差异直接决定了Token的全球定价权。国内具备庞大的电力供应体系和相对低廉的电价，特别是通过“东数西算”工程，将高耗能的算力中心布局在西部风光电资源富集的地区，为国内大模型提供了坚实的成本基础。基于技术创新、能源成本优势和开源商业模式策略，国内大模型的 Token 调用成本普遍显著低于海外大模型。例如，MiniMaxM2.5性能对标海外 Claude Opus 4.6，但价格优势显著。以OpenRouter平台公示的价格为例，在模型处理输入信息环节，MiniMax M2.5 价格约为0.2美元/百万Token，Claude Opus 4.6 的价格则为 5 美元/百万Token，是中国模型的约25倍。在模型生成内容环节，MiniMax M2.5 的输出价格约为1.2 美元/百万Token，而 Claude Opus4.6 的价格则约为 25 美元/百万Token，是中国模型的20倍以上。国产模型凭借高性价比优势叠加性能不断提升，持续推动Token 调用量提升，有望重塑全球 AI 竞争格局。

1.2、电力投资新范式：电价提升与能源战略叙事共振

1.2.1、容量电价体系确立价格底部，盈利稳定性提升

2026 年 1 月 30 日，国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（“114 号文”），全面完善发电侧容量电价机制。从政策定位来看，这是首次在国家层面建立覆盖煤电、气电、抽蓄、新型储能四类调节性电源的完整容量电价框架，并明确了向“可靠容量补偿机制”演进的改革路径，标志着我国电力市场化定价体系基本成型。政策核心亮点在于：煤电：固定成本回收比例≥50%（165 元/千瓦·年），价格下限可松动突破20%；气电：首次国家层面明确可建立容量电价机制；抽蓄：“新老划断”，633 号文前政府定价，633号文后“一省一价”+市场收益分享；新型储能：首次建立国家级容量电价机制，以煤电为锚定基准；可靠容量补偿：不区分机组类型，按顶峰能力统一补偿。“114 号文”构建了“容量电价锁定固定收益、电量电价反映边际成本、以中长期合同对冲市场风险”的多层次定价体系，有望成为公用事业板块系统性价值重估的制度前提。

对电力板块而言，定价范式有望从电量市场博弈向容量价值锁定+电量市场弹性转换。煤电方面，容量电价提升至 165 元以上，固定收益占比持续扩大，盈利稳定性显著改善，估值底部抬升空间提高。抽水蓄能存量部分受633号文保护，6.5%容量收益不受扰动，确定性较高，是当前市场中稳定性较高的"类债券"资产；电网侧独立储能受益于国家级容量电价机制建立，项目经济性拐点或已现，优质长时储能资产价值有望重估；气电在省级层面可建立容量电价机制，首次纳入框架，方向利好，落地节奏待观察。

1.2.2、电力缺口与能源安全共同推动电力基础设施价值重估

当前全球范围内的结构性缺电并非周期性扰动，而是AI 时代算力需求与旧电力基础设施深度错配的系统性矛盾。本轮以北美为代表的结构性缺电本质区别于以往周期性波动：需求侧出现以 AI 算力为核心的非线性增量负荷，供给侧受制于电网老化、能源转型错配与建设周期滞后，两者之间的时间差正在演变为系统性定价因素与投资主题。根据 IEA 预测，全球数据中心用电量2024年约415TWh，预计到 2030 年增长到 945TWh，略超日本目前的总用电量。到2030年，数据中心将占全球电力需求增长的十分之一左右，可能成为发达国家本轮缺电的较为重要的边际驱动力。全球电力需求未来五年年均增长3.5%以上，电网投资需在2030 年前增加 50%。而另一方面，根据麦肯锡的预测数据，包括PJM和MISO在内的许多美国电网运营商，可能在 2030 年夏季用电高峰时段出现调度电力短缺。这是因为煤炭和天然气的计划性退役、缺乏市场激励去引入新的基荷电源和新的调度发电项目，以及供应链挑战导致设备交付时间长达数年等因素导致的。