国元国际：算电协同与绿电直连开启能源新基建估值重塑-261013

研 究 部姓 名 ： 杨 义琼SFC ： A X U 94 3电 话 ： 07 55- 215 160 65E- ma il: y a n g y q @ g y z q . c o m . h k请务必阅读免责条款证券研究报告报告日期：2026-10-12算电协同与绿电直连：开启能源新基建估值重塑目录一、算电协同升维国家战略二、绿电直连技术路径与商业模式三、核心应用场景与典型案例四、产业链投资机会与受益标的五、风险提示数据来源：国际能源署（IEA）、国家能源局、中国信通院、中电联国元证券经纪（香港）整理AI算力爆发驱动用电需求激增，算力正成为电力增长主力➢ 全球数据中心用电量2025年约4850亿千瓦时，同比增长17%，其中AI专用数据中心用电同比增长约50%，贡献当年数据中心用电增量的七成以上；国际能源署预计到2030年全球数据中心用电量将翻倍至约9500亿千瓦时，占全球电力需求比重由1.5%升至约3%。➢ 中国2025年全国算力中心用电量约1700亿千瓦时，占全社会用电量约1.6%，增速领跑全社会用电量；全国一体化算力网络八大枢纽节点算力用电近三年年均增速约39.5%，远高于全社会用电量平均增速，算力负荷呈高增速、高密度、布局集中化特征。➢ 国家能源局预计“十五五”期间全国算力用电量年均新增超1000亿千瓦时，到2030年约达8000亿千瓦时，占全社会用电量比重升至约6%；主流机构对2030年预测区间为5000至8000亿千瓦时。中国算力中心用电量及占全社会用电量比重（2025vs2030E）全球数据中心用电量：AI专用vs其它（2024–2030E，亿千瓦时）AI浪潮催生算电新矛盾，凸显算电协同必要性➢ 算力需求爆发式增长，传统电力消纳模式面临三重错配矛盾，需要构建与人工智能发展深度适配的能源保障体系，凸显算电协同的必要性。➢ 绿电直连成为破解上述错配的关键，且有效解决了出口型算力企业的合规与成本痛点。其关键路径在于，推动能源资源配置方式从被动响应向主动适配转变，既要通过源网荷储协同规划提升供电可靠性，满足算力负荷高密度、不间断的运行需求；也要依托电力市场机制和数字化调控手段，引导算力负荷灵活参与电网互动，提升绿电消纳水平和降低企业整体用能成本，实现算力增长与低碳转型的协同共进。数据来源：国务院、国家发改委、国家能源局、国元证券经纪（香港）整理算电协同上升为国家顶层战略➢ 2023年12月，发改委等部门发布《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》首次在国家层面明确提出“算力电力协同”。➢ 2026年3月，“算电协同”首次写入《政府工作报告》；国家发改委、国家能源局、工信部、国家数据局四部门随后联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，从试点示范迈向规模落地。➢ 2026年9月4日，中央网信办等七部门印发《促进数字化绿色化协同转型发展实施方案（2026-2030年）》，引导算力资源向清洁能源富集区集聚。要求国家枢纽节点新建算力中心绿电占比≥80%、PUE≤1.1，倒逼算力设施与绿电深度绑定。➢ 2026年9月11日国常会研究算力网建设，提出“推动算电协同、算网融合，加快绿电直连、源网荷储等项目落地”。➢ 《新型电力系统建设“十五五”规划》明确“十五五”期间全国电网投资突破5万亿元，较“十四五”增长超30%，算电协同首次列为新型电网六大核心建设方向之一。算电协同与绿电直连顶层政策演进时间线目录一、算电协同上升为国家战略二、绿电直连技术路径与商业模式三、核心应用场景与典型案例四、产业链投资机会与受益标的五、风险提示数据来源：国家发改委、国家能源局、中电联、国家电网、南方电网、国元证券经纪（香港）整理绿电直连与传统并网模式对比绿电直连：新能源就近消纳的第二通道➢ 绿电直连是指算力设施与新能源电站专线直连、绕过公用电网输送环节的供能模式。其本质属性为专线供电、不经公网、碳排放核算清晰。该模式能够有效减少绿电来源争议，提升企业的绿色竞争力，且是唯一被欧盟CBAM机制认可的绿电供应模式，可切实解决出口型企业的碳排放合规问题。➢ 2025年5月发改委、能源局650号文确立机制：以荷定源（按用户需求反向规划装机与储能）、新能源年自用电量占发电量比例不低于60%、上网电量一般不超过20%。➢ 2026年5月两部委进一步印发688号文《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，支持工业园区、零碳园区、增量配电网就近接入新能源，打开“一对多”规模化空间。650号文核心约束➢ 模式对比：算电协同模式下，绿电直连主要衍生出绿电物理直供、源网荷储一体化、虚拟电厂直供三大核心商业模式。这三种模式在技术架构、适用场景及经济性上各有侧重，具体对比分析如下：绿电直连：三大核心商业模式对比算力中心绿电直供商业模式对比数据来源：国家发改委、行业调研、国元证券经纪（香港）整理➢ 新风光SST+构网储能一体化方案：SST支撑全直流供电架构，构网储能承担电网支撑、能量调峰与应急供电功能，二者协同发力，实现供电高效化、电网稳定化、部署集成化、运营低碳化四大核心价值，全面适配AIDC未来高压化、直流化、电力电子化的供电架构升级方向。➢ SST主攻变电降耗与绿电接入，但无法独立解决电网异常下不间断供电难题，新风光打造的“SST+构网储能”组合，补齐算力供配电最后一块短板。区别于传统UPS与柴油机组被动应急模式，高压级联构网储能可在电网故障时分秒级无缝切入供电，省去柴油机预热启动时间，杜绝算力业务中断；同时构网型储能具备主动支撑电网能力，自主平抑电压、频率波动，抵御短路、瞬时停电等极端工况，适配西部新能源配套算力基地的电网环境。➢ 二者协同形成新型配电闭环：SST负责电能高效变换与多源电源整合，构网储能承担削峰填谷、应急备用、电网支撑三大职能，既砍掉冗余柴油机组的运维与环保成本，又推动数据中心从“依赖市政市电+柴油兜底”，转向“绿电直供+固态变电+储能备用”的低碳新模式。结合行业现状，存量IDC节能改造、新建超算项目均在加速落地这套一体化方案。绿电直连：新风光SST构网型技术与储能配置SST构网型技术与储能配置优势新风光SST+构网储能一体化方案示意图数据来源：AIDC储能、《数据中心800V直流供电技术白皮书》、国元证券经纪（香港）整理目录一、算电协同升维国家战略二、绿电直连技术路径与商业模式三、核心应用场景与典型案例四、产业链投资机会与受益标的五、风险提示数据来源：国家能源局、国元证券经纪（香港）整理绿电直连落地现状：审批扩容快，投运验证仍在爬坡➢ 目前绿电直连国家政策形成“准入—定价—多用户扩围”三层框架。项目必须满足以下硬约束：并网型项目按照“以荷定源”配置新能源，新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例原则上不低于60%，占用户总用电量的比例不低于30%，并在2030年前提高至不低于35%；上网电量一般不超过总可用发电量的20%。未连续运行现货市场的地区，原则上不得向公共电网反送电。➢ 截至2026年9月底，国内绿电直连已由政策试点转入“地方细则密集出台、项目集中审批、少量标杆投运”的阶段。国家能源局统一口径显示，截至2026年6月底，全国已审批约100个项目，配套新能源装机约34.1GW，2026年7-9月地方仍在新增批复和公示。➢ 区域上，河北、内蒙古是审批数量和装机规模最集中的区域，截至2026年5月底的不完全统计，河北和内蒙古分别公示约40个和39个项目，两地合计约占已统计项目数量的65%。宁夏、青海、新疆、山西、辽宁随后跟进；负荷主要集中于数据中心、电解铝、钢铁冶金、电池及负极材料、绿色氢氨醇、零碳园区等场景。全国绿电直连项目审批进展绿电直连四类核心应用场景数据来源：国家能源局、国元证券经纪（香港）整理数据来源：储能与电力市场、国元证券经纪（香港）整理数据中心成为绿电直连重要需求侧负荷➢ 数据中心是绿电直连最确定的主力场景：全年全天候运行、负荷稳定、对电价高度敏感（电费约占下游租赁成本45.5%）。据不完全整理统计，全国已审批约100个项目中，其中数据中心/算力中心相关项目13个，按配套新能源装机规模计算，占比约8%。如果AI算力扩张兑现，数据中心可能由当前约8%的装机占比逐步上升为绿电直连最重要的新增需求来源之一。算力中心绿电直连项目一览（不完全整理）源网荷储一体化：以“直供+调节+兜底”实现稳定供能➢ 源网荷储一体化是当前算电协同项目的主流形态：以荷定源、源荷同步规划、同步建设、同步投产，专用线路或园区微电网直供，储能平抑波动，可调节算力负荷参与电网削峰填谷。➢ 按照现行制度，绿电直连分为并网型和离网型。对数据中心而言，并网型（Grid-connected）供电方案是现阶段更可行、更主流的方案。这主要是因为并网型在供电可靠性、经济成本、政策合规性及实施可行性上，综合优势明显，能够较好地平衡数据中心对电力供应“快速、稳定、低碳、低成本”的复合需求。➢ AIDC微电网为连接算力负荷与绿色电力提供全新的解决方式：AIDC微电网融合“1+3+3”技术体系，通过矩阵架构实现源网荷储一体化融合，提供并网型、离网型、增强型微电网三大场景化供电能力，并围绕稳定、经济、运维三大协同路径，共同构建高效率、高可靠的供电体系。AIDC算电协同微电网架构拓扑图数据来源：中国信通院、国元证券经纪（香港）整理经济性：IRR已经具备商业可行性，降本需要全链路精细算数据来源：储能与电力市场、行业调研、国元证券经纪（香港）整理部分条件化案例与测算结论➢ 数据中心电费占运营成本比例较高，因此每度电节省几分钱，在GW级、全年高利用小时的负荷下也会形成可观金额。➢ 项目回报率方面，根据行业调研数据，以典型100MW项目测算，在80%清洁能源覆盖比例、PPA电价0.29元/千瓦时条件下，数据中心每年可节约电费约0.7亿元，项目无杠杆IRR约5.5%、股权IRR约7.5%。该回报率表明，绿电直连已经具备商业可行性，IRR对PPA价格、储能成本、专线距离和利用率高度敏感，未来还有较大提升空间。➢ 数据中心绿电直连的经济价值，本质上不是“省掉全部过网费”，而是通过新能源专线供电、长期PPA、单一容量制输配电费、减少自发自用电量对应的系统运行费与线损，以及源荷储协同调度，重新分配发电侧、负荷侧和电网之间的成本与收益。➢ 综合来看，数据中心绿电直连最有效的降本顺序应当是：先选区域和政策，再做小时级源荷匹配；先压专线和接网容量，再决定储能规模；先通过风光互补和柔性算力消纳，再以储能填补剩余缺口；最后通过PPA、现货交易和辅助服务优化现金流。数据中心绿电直连典型项目经济性测算数据来源：储能与电力市场、行业调研、国元证券经纪（香港）整理目录一、算电协同升维国家战略二、绿电直连技术路径与商业模式三、核心应用场景与典型案例四、产业链投资机会与受益标的五、风险提示算电协同产业链：源-网-储-荷-算五位一体产业全景图：算电协同并非单一的数据中心建设，而是围绕算力负荷与电力供给动态匹配形成的系统工程，其产业链全景覆盖上中下游多个环节：•上游（源）：绿电生产（风电、光伏、垃圾焚烧）为算力提供低碳基荷电源，西部绿电富集区电价低至0.3元/度以下。•中游（网+储）：特高压跨区输送、智能微网、构网型储能保障供电连续性；SST(固态变压器)适配800VHVDC成技术趋势。•下游（荷+算）：AI数据中心作为柔性负荷参与电网需求侧响应，实现"算随电动+电随算动"双向优化。•平台调度：电力预测调度、虚拟电厂、绿电交易为全链路赋能核心，实现源网荷储算协同运行。算电协同产业链全景图数据来源：公开资料、国元证券经纪（香港）整理。核心受益赛道与重点标的（一）绿电运营：从"发完电找市场"到"以荷定源"，绿电资产盈利确定性重构赛道逻辑：算电协同对绿电运营商的改变是商业模式级别的。其一，需求侧有硬性增量：国家枢纽节点新建算力中心绿电占比须≥80%，“十五五”算力用电年均新增超 1000 亿千瓦时，绿电从数据中心“可选项”变为“准入证”；其二，机制侧有收益率保障：650 号文"以荷定源、新...