公用环保行业专题研究：算电协同／绿电直连AI时代的“绿色石油”-量化测算绿电弹性与空间-

12025年来“绿电直连”政策频出，“算电协同”2026年更是首次被纳入政府工作报告上升到国家新基建的战略层面，我们认为：1）绿电主动探索“新能源+”是解决消纳的重要途径也是实现风光电站增值的创新突破；2）中国电力赋能我国AI竞争力不仅仅是基建上的融合，更是“算电”协同优化的双向调节。推荐低估值优质可再生能源标的，包括风光和垃圾焚烧。电源侧，随着国内新能源装机2025年占比接近50%，新型电力系统消纳的成本与日俱增，绿电直连是支持我国绿电比例持续提升的重要途径，也是三北地区可再生能源保障消纳和增厚盈利的政策手段。负荷侧，随着我国用电量增速步入新常态，直供电这种创新模式的突破是公平化用电成本的最有效途径，欧盟碳关税政策2026年开始实施进一步提升了出口制造企业的意愿。绿电直连的核心盈利空间在于：1）自发电量节省了线损和系统运行费，2）用电侧若负荷率高于平均，可以节约输配电费；3）出口产品“碳关税”的大幅节省。根据我们测算，对于用户而言绿电直供是否实现成本节约，取决于当地网电的价格、“源”资源和“荷”曲线的匹配。据我们测算：1）离网型绿电直连对于大部分用户，很难实现电价节省；但是考虑欧盟高碳价和后续的关税政策（2035年前后可能全部取消免费碳配额），节约成本或可高达0.4-0.5元/度。2）并网型项目对可靠性要求不高的用户大概率都可以实现电费节约（根据1192号文按照容量缴纳输配电费不考虑CBAM的情况下光储直连可以节省0.02-0.15元/度的成本，风电资源实现的经济价值或更为显著。算电协同不仅在物理上是绿电直连的特殊形式，更是以负荷可调为核心，通过硬件架构与软件优化来实现协同：AIDC本身可以参与电网的削峰填谷，实现能耗与碳排成本的优化，并提升新型电力系统的灵活性。推理时代智算中心结合气象与电价预测，可以灵活部署计算任务。从基础设施的角度，对于消纳艰难的新能源电站来说“电算融合”的投资NPV或可以增厚50%以上。中国清洁电力的优势最终或有望转化为我们AI发展的核心竞争力。市场普遍认为算电协同是概念炒作，我们认为这是AI时代绿电脱离传统意义上的“垃圾电”，获得价值重估的契机。虽然绿电直连短期份额不会太高，但用户的需求从本质上体现了可再生能源的市场价值，尤其在1）“十五五”我国“双碳”战略进一步升级，2）欧盟CBAM开始施行且3）能源安全迫切性提升后，可再生能源的绿色、安全和经济性都会逐渐得到定价。AI推理时代，算力与电力的联合调度在突破芯片瓶颈后有望成为重要的命题。我们认为不管是“绿电直连”还是“算电协同”都是可再生能源的价值重估，绿电有望迎来1）估值修复+2）向成长股估值切换。推荐：1）低估风光运营商估值修复，如龙源、福能、绿发、京能清洁、三峡、湖北能源，2）绿电产能高增速的绿发电力和火转绿企业（可再生能源占比快速提升）包括华能、蒙电、国电、中国电力、国投、甘肃能源、华润、国电、大唐。风险提示：算力发展的同时数据中心与可再生能源的供给增速是决定议价能力的关键，AIDC下游大客户过于集中的行业格局未必优于独立发电商，国内的算力发展可能受限于国产芯片与大厂capex进度。公用事业发电行业走势图发电(%)公用事业沪深300发电(%)2480(8)Apr-25Jul-25Nov-25Mar-26资料来源：Wind，2正文目录我们与市场观点的不同： 3绿电直连：当“绿电”成为CBAM时代的“新石油” 4能源刚需：不仅解决消纳瓶颈，更是对电力需求发展的前瞻布局 4降碳刚需：绿电直连与直接绿电PPA是最受认可的减排溯源方式 6成本测算：度电成本节约或可达0.1元/度，考虑CBAM高达0.5元/度 6绿电运营商：受益于电价+消纳双重利润弹性 12算电协同：重塑中国AI竞争力，增厚三北风光价值 13物理直连：光储价值增厚或超50%，风电资源更优 13协同融合：双向赋能，不仅仅是基础设施 16投资建议：可再生能源估值修复+估值切换 17风险提示 图表1：风电光伏消纳率 4图表2：非水可再生能源占比 4图表3：新增用户的需求对电力行业的影响 4图表4：中美电力供需：可靠容量的供需系数（不考虑储能） 5图表5：中美电量供需：火电利用小时 5图表6：中央层面“绿电直连”政策脉络 5图表7：中国和欧洲主要的碳减排和非化石能源消纳机制与约束 6图表8：非“绿电直连”工商业项目电价构成 6图表9：离网型“绿电直连”工商业项目电价构成（红框区域是项目实际需要缴纳部分） 7图表10：并网型“绿电直连”工商业项目电价构成 7图表11：典型项目案例测算（假设项目所在地为蒙西，参考当地的电费与碳排放因子） 8图表12：不同自发自用比例下，用户侧终端电价的测算（内蒙为例） 9图表13：典型项目案例测算（假设项目所在地为张家口，参考当地的电费与碳排放因子） 10图表14：典型项目案例测算（假设项目所在地为山东，参考当地的电费与碳排放因子） 图表15：典型光伏电站资本金IRR对主要参数的敏感性分析 12图表16：典型光伏电站全生命周期利润对主要参数的敏感性分析 12图表17：主要绿电公司电价或绿证价格弹性（收盘价2026年3月31日） 12图表18：中央层面“算电协同”政策脉络 13图表19：算电协同经济性比较（蒙西为例） 14图表20：AIDC和各类型可再生能源电站资本金IRR比较 14图表21：直供电替代用户30%的电量 15图表22：直供电替代用户80%的电量 153市场普遍认为绿电直连是风光运营商的第二增长曲线，我们不预判这种创新模式短期就可以取得较大的市场份额。根据我们测算，绿电直连需要有经济性对用电负荷和风光资源的配比有较高要求，并不是所有发用电都可以直接简单搭配在一起做物理直连，倘若用户侧对公共点网保供要求较高，或当地可再生能源资源条件一般，绿电直连也许不一定可以节省电费。尤其是并网型直连，对发用两端提出了更高要求，我们测算只有在碳税较高的环境下才有价值。我们还发现，风光资源越好的地区发电侧LCOE越低，但同时用户购电电价大概率也更低，未必是开展绿电直连的最佳场所：我们量化测算发现，河北等地开展绿电直连的优势可能高于内蒙。我们认为用户侧对直连的需求从本质上体现了绿电的市场价值，尤其在1）“十五五”我国“双碳”战略进一步升级，2）欧盟CBAM开始施行且3）能源安全迫切性提升后，绿电的价值会得到更充分的体现，脱离传统意义上的“垃圾电”。国家能源局对于绿电消纳的考核会带动绿电价值提升，环保部通过碳市场对直接碳排放的考核可能会激发电气化比例更快速的提升（电替代化石能源使用欧盟碳关税更是倒逼企业降低直接和间接碳排放，绿电的经济性在国内外能源转型政策升级的背景下，有了更切实的经济意义。尤其对部分供电或供能有风险的地区（例如中国的西藏和海外部分国家风光直供还可以有效保障生产安全，摆脱对不确定性的化石能源依赖。市场普遍认为算电协同是概念炒作，我们认为这是AI时代绿电价值重估的体现。虽然我国目前受限于芯片供应AIDC并没有导致明显的电力缺口，但是局部负载的影响在地调层面一直有体现；让全社会用电用户为了某类可能会高速扩产的电力需求承担整体输配电费的上涨的确不公平，AIDC直连既可以解决绿电消费，也可以降低统调电网的负担，提升供电效率。算力需要的稳定电力需求对风光配储与出力预测提出了较高需求，也可能激发大厂算力调度与电力调度的协同，发挥出我国AI发展的能源优势。4绿电直连：当“绿电”成为CBAM时代的“新石油”从电源的角度来说，绿电直连是解决新能源消纳的重要途径。随着非水可再生能源的持续加速建设，2025年底装机占比已经达到47%，逐渐成为中国的主力电源。与此同时，风光消纳率从2024年出现快速下降。为了消纳持续增长的不稳定和不可测的新能源，集中式大电网的平衡与保供压力与日俱增，大量必要的调节性资源捉襟见肘，体现在：电网投资跟不上电源发展，储能的峰谷价差收入在一定程度上与火电和风光是零和博弈，攀升的辅助服务成本难以疏导。100%99%98%97%96%95%94%93%92%91%90%May-21Aug-21Nov-2May-21Aug-21Nov-21Feb-22May-22Aug-22Nov-22Feb-23May-23Aug-23Nov-23Feb-24May-24Aug-24Nov-24Feb-25May-25Aug-25Nov-25资料来源：能源局，电量占比电量占比装机占比70%60%50%40%30%20%10%201820201820192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E资料来源：能源局，预测从负荷的角度来说，绿电直连是解决新时代“公平用电”的方法，尤其是基于美国七大科技巨头不得不回应数据中心投资导致居民电价持续走高的案例经验1。事实上，所有国家的能源转型都会面临一个问题：用电量增量可能大部分由可再生能源消化，但是用电负荷的增长还是需要基荷电源（主力为化石能源，也就是火电）承担。换言之，为了保供为数不多的新兴产业，全社会所有用户将分摊额外的系统运行费（电网投资和冗余容量等）。在经济体用电量高速增长的时代这一矛盾并不突出，但是当经济增速放缓，大部分使用者没有增量需求的时候，忽然要求他们为了与自己无关的结构性增长（例如当前的AI）去付出代价（包括电费上涨和其他非经济性成本，例如断电概率提升社会矛盾就容易激化。电量电价新能源新增电量需求新能源全部平分容量电价新增电力用户火电新增电力需求新增电力用户火电全部平分输配电价电网新增输配需求电网资料来源：1/article/4Qfo4O8B1zT5当然我国电力供应不是瓶颈，但是未雨绸缪的布局的确彰显了大国的战略前瞻性。正如我们在2026年3月的报告《公用事业:量化测算Token出海对中国电力的弹性》中测算的，倘若中国芯片不再是核心制约，Agent时代的token消费量增速大概率会带动中国的容量电价反弹，也就是尖峰负荷供应转为紧张。通过我们2026年1月的报告《公用事业:中美电价剪刀差：大国的相同与不同》我们也证明了：即使不考虑中国AI需求爆发，相比美国，中国的电量产能利用率（火电的利用小时）2028年之前大概率还是更高的，电力供应也并没有更为宽松多少（2025年美国才超过中国）。120%115%110%105%100%95%90%85%80%20192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E中国20192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E资料来源：EIA预测，预测4,8004,6004,4004,2004,0003,8003,6003,4003,2003,00020192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E中国20192020202120222023202420252026E2027E2028E2029E2030E资料来源：Wind，EIA预测，预测2025年“绿电直连”落地早有政策基础，650号文标志着政策出台，1192号文进一步完善价格机制，各省示范项目涌现，实操层面各类创新模式层出不穷。政策名称发文字号出台时间主要内容《关于大力实施可再生Oct-24使用“绿电直供”“绿色电力直接供应”等表述，为绿电直连提供场景支撑。能源替代行动的指导意1537号《国家能源局关于支持Nov-24提出“探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”，支持工业企业、园区开展智能微电网建设，提高电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》〔2024〕93号新能源消纳水平。《2025年能源工作指导Feb-25明确提出“研究制定绿电直连政策措施”。意见》〔2025〕16号《关于有序推动绿电直May-251）首次在国家层面明确定义“绿电直连”：风电、光伏、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连发展有关事项的通知》650号连线路向单一电力用户供给绿电，可实现电量清晰物理溯源的模式。2）项目分为并网型和离网型两类，并网型项目整体接入公共电网，与公网形成清晰的物理和责任界面。3）明确四类重点场景：新增负荷配套建设新能源项目；存量自备电厂在足额清缴可再生能源发展基金前提下，开展绿电直连；有降碳刚性需求的出口外向型企业，利用周边新能源资源开展存量负荷绿电直连；因接入或消纳受限无法并网的新能源，可变更手续后开展绿电直连。4）提出关键量化指标：新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%；占用户总用电量比例2025年不低于30%，2030年前提升至不低于35%；上网电量比例一般不超过20%。5）明确投资模式：项目原则上由负荷作为主责单位，直连专线原则上由负荷/电源主体投资，电网企业不得作为投资方。6）并网型项目参与电力市场，禁止电网代理购电，按规定缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等，不得违规减免。《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳1192号Sep-251）绿电直连价格机制的“配套价格文件”，重点解决就近消纳项目的输配电价和费用缴纳规则。2）明确对并网型就近消纳/绿电直连项目：输配电费由“两部制电量电费”改为单一容量制：按接入公共电网的通知》容量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳输配电量电费和系统备用费，需缴纳输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等，自发自用部分在输配电价上享受“容量制+免备用费”的优惠。资料来源：中央发改委、能源局、6国内减碳机制中，碳市场覆盖高耗能企业的直接碳排放（不包括用电产生的间接碳排放，因为火电早在2021年就被纳入了碳排体系，避免重复计算排放企业可以通过购买碳配额（CEA）和自愿减排量（CCER）履约。电力领域的可再生能源消纳由能源局考核和组织，交易标的为绿证（包括绿电交易中附带的绿证）。全球层面，从2026年1月开始施行的CBAM对出口欧洲的高耗能产品仅认可绿电物理直连（adirecttechnicallinkbetweentheinstallationinwhichtheimportedgoodisproducedandtheelectricitygenerationsource）与直接绿电交易（apowerpurchaseagreementbetweentheauthorisedCBAMdeclarantandaproducerofelectricity）2，中国绿证或碳市场的交易标的都不能被用来抵扣CBAM的碳税。对比维度CBAM（欧盟碳边境调节机制）中国全国碳排放权交易市场中国可再生能源电力消纳机制官方机制Regulation(EU)2023/956碳边境调节机制条例全国碳排放权交易市场可再生能源绿色电力证书与绿色电力交易机制监管机构欧盟委员会（税务与海关同盟总司+气候行动总司）中国生态环境部中国能源局考核对象进口欧盟的高耗能产品（钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢六大类）国内年排放量≥2.6万吨CO₂的重点排放单位省级人民政府和重点用能单位的节能目标责任评价考核覆盖边界全生命周期生产过程中的直接+间接碳排放生产过程直接碳排放可再生能源电力消纳交易标的CBAM证书（与欧盟ETS联动）碳排放配额（CEA）+国家核证自愿减排量（CCER）绿色电力证书+绿色电力交易交易平台CBAM证书交易平台CEA交易在上海环境能源交易所，CCER在北京绿色交易所绿证在中国绿证交易平台，绿电在北京/广州等电力交易中心认可规则物理直连与直接PPA不认可绿证或绿电的减排绿证与绿电交易均认可实施目的保护欧盟本土产业竞争力、防止碳泄漏控制全国温室气体排放总量提高可再生能源消纳比例时间表2023.10-2025年过渡期（仅申报）2026年正式实施（全面征税）2021年启动，逐步扩围至钢铁、水泥、化工等行业（CCER交易在2024年重启）2017年绿证试点，2022年绿电试点，2024年绿证规则修订，2025年可再生能源消费责任征求意见资料来源：Eur-lex、能源局、发改委、环保部、随着新能源发展在局部区域面临瓶颈，电力企业“新能源+”的布局由来已久，不管是此前的“源网荷储”还是现在的“绿电直连”，本质矛盾都还是在“源”、“荷”双方的可持续性与盈利空间。此次“绿电直连”核心在于首次明确了发用双方的价格机制与如何处理整体项目与电网保供的关系。容量电价标准需量电价标准需量电价标准基础电费单一制单一制整体电费其他输配电费基期交叉补贴新增交叉补贴其他系统运行费电量电费电度输配电价政府性基金电量电费资料来源：发改委，2https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2023/956/oj7根据我们的测算，绿电直连核心利润空间在于：1）自发自用部分电量节省了线损和系统运行费（暂免考虑CBAM的碳关税也可以显著实现出口产品的成本节约，2）对于并网型项目，若用电负荷率若高于当地平均水平，可以节约输配电费；3）是否可以用自备的风光电站实现成本节约，取决于购买网电的现货价格，而高比例自发自用的成本是否低于电网供电价格也取决于“源”、“储”和“荷”的匹配性（例如风光水等资源可开发性、用户的负荷曲线和可调程度，类似铁合金、绿色燃料这类优质客户就有较高响应能力）。基期交叉补贴新增交叉补贴其他输配电费整体电费自发电成本线损电量电费政府性基金系统运行费基期交叉补贴新增交叉补贴其他输配电费整体电费自发电成本线损电量电费政府性基金系统运行费其他系统运行费电度输配电价资料来源：发改委，以上图的离网型项目为例，因为不需要电网保供，也不需要向电网缴纳基础电费和电量输配电费，没有下网电量自然也不需要支付线损和系统运行费，但是不可以逃避政府性基金和输配电费中隐含的交叉补贴部分，后者是工商业用户对居民和农业用电用户的补贴义务。按全部容量缴纳基础电费按全部需量缴纳现行两部制电度输配电价政府性基金自发电成本电量电费自发自用电量缴纳电度输配电价政府性基金自发电成本电量电费整体电费网电购电价线损电度输配电价政府性基金系统运行费整体电费网电购电价线损电度输配电价政府性基金系统运行费按容（需）量缴纳自发电成本政府性基金自发自用电量缴纳量缴纳自发电成本政府性基金电量电费网电购电价线损网电购电价线损政府性基金系统运行费注：第三监管周期开始输配电价中包括居民农业基期的交叉补贴，所以对于按1192号文容（需）量缴纳输配电费的用户来说已经在基础电费中缴纳了交叉补贴，电量电价中我们就没有重复计算。资料来源：发改委，并网型绿电直连更为普遍，计量较为复杂，主要取决于用户的：1）可靠性要求，需要容量备份的项目需要继续按现行两部制输配电价模式缴费，电量电费根据全部用电量缴纳，电费节省相对有限；2）倘若用户可以通过内部电源平衡+储能配套+负荷调节显著降低向公共电网申报的接入容量和需量，可以显著减少基础电费。8含税口径完全网电离网型绿电直连并网型绿电直连选择需量电费对应的电价元/千瓦时0.50.8可靠性要求高0.6可靠性要求低0.5需量电费对应的电量电价元/千瓦时0.06-0.060.05选择容量电费对应的总电价元/千瓦时0.5容量电费对应的电量电价元/千瓦时0.06-0.060.05电量电费万元50.169.750.044.6网电价格元/千瓦时0.42-0.420.42政府基金元/千瓦时0.020.020.020.02网电购电价格元/千瓦时0.310.310.310.31电量输配电价元/千瓦时0.050.050.050.05基期交叉补贴元/千瓦时0.010.010.010.01真实电量输配电价元/千瓦时0.040.040.040.04线损元/千瓦时0.010.010.010.01系统运行费元/千瓦时0.030.030.030.03用电量千瓦时1,197,3501,197,3501,197,3501,197,350自发自用电量千瓦时-1,197,350838,145838,145下网电量千瓦时1,197,350-359,205359,205自发自用电成本元/千瓦时0.350.550.350.35需量电费万元7.6-7.66.2最大需量千瓦3,010-3,010对应的需量用电价格是否触发9折机制是否是是容量电费万元7.6-7.66.2变压器容量千伏安4,000-4,000容量用电价格终端电费万元57.769.757.650.8终端电费元/千瓦时0.480.580.480.42碳排放成本（假设无免费碳配额）万元76.6-23.023.0碳排放吨766-230230碳价终端电费（考虑CBAM）万元134.369.780.673.8终端电费元/千瓦时1.120.580.670.62注：假设自发自用比例70%资料来源：国家电网，发改委，测算9我们以一个典型的中型制造业企业为例（2回220kv接入公共电网+2回220kv配套可再生能源电站的蒙西高耗能企业）量化测算“绿电直连”对电费的节约，目前发电侧我们主要考虑选址更不受限的光储。可以得出结论：1）离网型项目整体新能源配储能的成本直接决定了项目的必要性，目前全国案例较少，我们测算龙净环保与紫金矿业合作的拉果错项目电站端LCOE约0.43元/度（详情可见我们2026年1月的公司深度《龙净环保:源网荷储+矿电联动打开成长空间》考虑到用户的稳定性与西藏较好的光伏资源，我们认为其他光储项目成本很难复制这一水平。我们测算，离网型绿电直连项目在现行光伏和储能的成本下，对于大部分负荷相对刚性的用户，电价节省幅度并不明显。但是，考虑到欧盟高碳价和后续的关税政策（2035年之前可能全部取消免费碳配额节约成本或可高达0.5元/度。2）对于并网型项目来说（假设自发自用比例达70%不考虑CBAM的情况下电价可以节省0.04-0.06元/度（其中自发自用电量免缴线损和系统运行费分别贡献1分和3分考虑碳排成本，整体的电费节约可达0.45元/度。倘若配置的可再生能源中包括风电、水电和生物质，能源成本的节约大概率会进一步提升。3）对于备用率较高的绿电直连项目，倘若无法通过本地部署的装机降低对接入供用电网的需求，不考虑碳排放成本很难有明显的效益。(元/度)40.910.620.580.620.580.500.580.460.490.460.4可靠性要求高可靠性要求低并网型可靠性要求高可靠性要求低并网型离网型完全网电离网型注：自发自用比例高的项目渠0%比例，低的项目取30%比例资料来源：内蒙古电网，测算我们同时也测算另一种情况：只通过绿电直连节省部分电费，减少发电侧配储比例甚至不需要配储，可以显著降低发电侧LCOE，但依然能满足国家发改委要求的自发自用电占比30%的底线，其余70%电量还是采购公用电网。对部分项目来说这样的绿电直连方案可能成本更低，但在风光资源很好的区域节省成本不如自发自用比例高（代价是配储成本高且对欧盟的CBAM应对不足（碳价高企的时候出口产品碳税可能很高并没有达到绿电直连政策的本义。含税口径完全网电离网型绿电直连并网型绿电直连选择需量电费对应的电价元/千瓦时0.70.8可靠性要求高0.6可靠性要求低0.6需量电费对应的电量电价元/千瓦时0.070.070.08选择容量电费对应的总电价元/千瓦时0.6容量电费对应的电量电价元/千瓦时0.070.070.08电量电费万元69.378.861.050.1网电价格元/千瓦时0.580.58政府基金元/千瓦时0.040.040.040.04网电购电价格元/千瓦时0.390.390.390.39电量输配电价元/千瓦时0.090.090.090.09基期交叉补贴元/千瓦时0.020.020.020.02真实电量输配电价元/千瓦时0.070.070.070.07线损元/千瓦时0.020.020.020.02系统运行费元/千瓦时0.040.040.040.04用电量千瓦时1,197,3501,197,3501,197,3501,197,350自发自用电量千瓦时-1,197,350838,145838,145下网电量千瓦时1,197,350359,205359,205自发自用电成本元/千瓦时0.450.760.450.45需量电费万元8.7-8.79.9最大需量千瓦3,0103,010对应的需量用电价格是否触发9折机制是否是是容量电费万元8.0-8.09.6变压器容量千伏安4,0004,000容量用电价格终端电费万元77.378.869.059.7终端电费元/千瓦时0.650.660.580.50碳排放成本（假设无免费碳配额）万元78.0-23.423.4碳排放吨234234碳价能源成本万元155.378.892.483.1能源成本元/千瓦时1.300.660.770.69资料来源：国家电网，发改委，测算我们把项目所在地换到冀北，可以发现：1）离网型绿电直连项目在用电成本较高的河北，凭借张家口丰富的风电资源，很大概率有可能在不考虑碳价的前提下“平价”；考虑CBAM节约成本或可高达0.6元/度。2）对于并网型项目来说，不考虑CBAM的情况下电价可以节省0.07-0.15元/度（因为网电的购电价格高于新能源+储能发电成本即便是对可靠性要求很高的电力用户也能受益于直连；考虑碳排成本，整体的电费节约可达0.5-0.6元/度。含税口径完全网电离网型绿电直连并网型绿电直连选择需量电费对应的电价元/千瓦时0.80.8可靠性要求高0.7可靠性要求低0.6需量电费对应的电量电价元/千瓦时0.080.080.09选择容量电费对应的总电价元/千瓦时0.6容量电费对应的电量电价元/千瓦时0.070.070.09电量电费万元68.196.968.255.7网电价格元/千瓦时0.570.57政府基金元/千瓦时0.020.020.020.02网电购电价格元/千瓦时0.300.300.300.30电量输配电价元/千瓦时00.10基期交叉补贴元/千瓦时0.040.040.040.04真实电量输配电价元/千瓦时0.060.060.060.06线损元/千瓦时0.010.010.010.01系统运行费元/千瓦时40.14用电量千瓦时1,197,3501,197,3501,197,3501,197,350自发自用电量千瓦时-1,197,350838,145838,145下网电量千瓦时1,197,350359,205359,205自发自用电成本元/千瓦时0.500.800.500.50需量电费万元9.5-9.511.1最大需量千瓦3,0103,010对应的需量用电价格是否触发9折机制是否是是容量电费万元8.8-8.810.8变压器容量千伏安4,0004,000容量用电价格终端电费万元76.996.977.066.5终端电费元/千瓦时0.640.810.640.56碳排放成本（假设无免费碳配额）万元74.1-22.222.2碳排放吨222222碳价能源成本万元151.196.999.288.8能源成本元/千瓦时1.260.810.830.74资料来源：国家电网，发改委，测算最后，我们把项目所在地放到制造业大省山东（相应上调自发自用电成本），同样也可以观察到在不考虑碳关税的情况下绿电直连项目已经可以带来0.02-0.09元/度的节约，前提是该用户对电网保供的要求可以适当降低。倘若仍然需要电网100%的备用容量，电费成本节约效应会显著低于风光资源更优的三北。事实上，优质负荷相比风光资源更为稀缺，我们并不认为绿电直连项目的0.04-0.15元/度的电费节省会主要体现在发电公司的盈利上。但是，与大用户长期合作、直连供电确实可以切实降低风光电站的弃电率，尤其在消纳压力较大的三北地区。根据我们测算，对一个资本金IRR仅6%的光伏电站（全投资3%-4%若电价有0.01元/度的增厚，项目的盈利弹性已经高达40%左右了。(pct)3.02.52.00.50.0弃电率-1%光照资源-1%电价+1分/度建造成本-1%融资成本-10bp资料来源：中电联，能源局，45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%弃电率-1%光照资源-1%电价+1分/度建造成本-1%融资成本-10bp资料来源：中电联，能源局，事实上，绿电直连的减碳政策主要是针对出口欧洲的产品；对于内向型企业，绿电直连还可以获得确定性的绿证价值。根据我们2026年1月的报告《公用事业/环保:碳价与绿证市场预期升温》，截至2026/3/20，我国碳价周均价为81元/吨，绿证价格为7元/张，绿证价格仅为碳价的9%。若绿证价格提升至与碳价持平，则批发电价将增厚15%至0.429元/千瓦时，工业电价将增厚10-11%至0.649-0.701元/千瓦时，电价中枢上移趋势显著。当前绿证价格能为绿电带来0.55分/kWh的溢价，假设绿证涨价，我们测算对可再生能源发电企业的正向弹性如下。PE2025年新能源2025年归母利润华泰是市值（人民基数电量（亿度）净利润（人民币亿）否覆盖华能国际H667144年报是8126555华润电力569130年报是82866大唐发电H29774年报是4086555申能股份40Wind一致预期是436国电电力23375Wind一致预期是863龙源电力H76545Wind一致预期是5237大唐新能源351年报是996544新天绿能H年报否15487京能清洁30年报是1635554中国电力57234年报是3436信义能源45年报否1019电投绿能5业绩预告是23648392822晶科科技605Wind一致预期阳能84Wind一致预期是215节能风电7业绩预告是27637342824三峡能源76337业绩快报是1,21833292320中闽能源286Wind一致预期发电力9业绩预告是208242117华能蒙电24Wind一致预期是401资料来源：Wind，从项目实质上，“算电协同”可能更类似于“绿电直连”或“源网荷储”的特定场景，即电力用户主要为算力企业（数据中心，尤其是高功率密度的智算中心）。相比于此前我们测算的绿电直连，“算电协同”的几个主要区别在于：1）用户集中度提升，国内数据中心的主要长约用户或重资产投入的大模型/云厂商主要是字节和阿里等；2）大陆受限于芯片供给，目前算力基建需求并没有明显瓶颈（详见我们2026年3月的报告《公用事业/电力:量化测算Token出海对中国电力的弹性》但是考虑到海外国家算力并网的困难，超大规模智算集群和算电协同的提前布局有战略意义；3）绿电运营商在算电协同领域发挥的作用不仅限于电站的投资运营，也可能可以扩展到AIDC的建设与运营（大概率是股权形式盈利模式为第三方AIDC服务商(Carrier-neutralIDC)：类似万国数据、润泽科技、世纪互联等（或与这类企业合作开展AIDC业务能提供跨网互联及高度定制化的高性能运维服务。政策名称发文字号出台时间主要内容《2030年前碳达峰行动方案》国发〔2021〕22号Oct-21优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、分布式储能、光储等模式，探索多样化能源供应，将年综合能耗超过1万吨标准煤的数据中心全部纳入重点用能单位能耗在线监测系统，开展能源计量审查。《关于深入实施“东数西算”发改数据〔2023〕Dec-23到2025年底国家枢纽节点新增算力占全国新增算力的60%以上，算力电力双向协同机制初步形成，国工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》1779号家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。《数据中心绿色低碳发展专发改环资〔2024〕Jul-24到2025年底算力电力双向协同机制初步形成，枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%，并鼓励绿电项行动计划》970号直供、数电联营。《加快构建新型电力系统行发改能源〔2024〕Jul-24单列“实施一批算力与电力协同项目”，提出算力、电力基础设施协同规划布局、绿电聚合供应、余热动方案（2024—2027年）》1128号利用等。全国能源工作会议（2026年）Dec-25再编制“十五五”规划时，要把支撑算力作为重点工作来研究，相应部署电力保障。2026年《政府工作报告》Mar-26首次将“算电协同”列为新基建工程：实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程。《中华人民共和国国民经济Mar-26在“加强算力设施支撑”中提出“推动绿色电力与算力协同布局”和社会发展第十五个五年规划纲要》资料来源：中央发改委、能源局、新华社、长期来看，我们并不认为大客户集中的AIDC投资与运营模式一定优于发电企业，但是考虑到当前风光（尤其是三北的光伏）的消纳压力，我们认为无论是算电协同还是绿电直连，可以稳定电厂的收入消纳，对过去三年盈利大幅恶化的新能源电站来说，本身就已经是难能可贵的机会了。根据我们的测算：1）即使在蒙西这样的低电价区域，对韵数据中心来说直连风电、光伏和垃圾焚烧大概率都可以节省电费，原因在于按照7%的WACC测算风光生物质的LCOE都低于蒙西目前的大工业用户电量电价（2026年3月电网代理购电0.418元/度其中光伏配储比例为4小时70%，风电配储比例为4小时40%。(元/度)0.450.400.350.300.250.200.150.100.05垃圾焚烧网电电价中的购电成本0.00垃圾焚烧网电电价中的购电成本光储风储风光储风储风电光伏电电价LCOE14%12%10%8%6%4%2%0%AIDC风AIDC风光伏垃圾焚烧-处理费账期2年资料来源：内蒙古电网，测算资料来源：测算2）目前单体AIDC的回报率显著高于单体平价的风电和光伏，与垃圾焚烧资产（不考虑政府欠费）相差不大，但是显著高于国补和垃圾处理费拖欠的垃圾焚烧项目（假设回款率50%所以从可再生能源资产衍生向AIDC的投资本身大概率可以增厚IRR。3）从绿电成本的角度来解释1）和2不考虑直连节省的输配电电价，蒙西风电和光伏的LCOE（不配储0.2元/度+）显著低于用户侧电价（以蒙西为例3，电网代理购电用电价格约0.42元/度甚至显著低于电网代理购电从发电企业的购电成本（0.31元/度但是生物质发电的LCOE与当前用户侧电价水平相对一致，所以垃圾焚烧直连数据中心可能还是在东南部省份意义更大。4）需要注意的是，内蒙古战略新兴产业用户的购电价格远低于一般工商业，倘若AIDC以“战新行业”参与集中竞价，购电成本可能与风光的LCOE类似，那么算电协同的主要价值可能体现在节省输配电价上，具体可以参考上文绿电直连的测算。实操层面，风光直供AIDC大概率需要配储，即便供电量占用户比例较低（例如30%配储几乎也是一个必选项，不然和工商业光伏的效果类似。配储比例越高，发电侧成本越大，但是可以替代用户公用电网购电的比例也会越高，所以和绿电直连一样，算电协同需要在配储比例与输配电费之间根据用户的负荷曲线和当地可再生能源资源做相应的模拟分析，最终选取最合适的方案。我们示意性测算两种类型的直供电方案：1）风光不配储（实际概率较低），发电量占用电量的30%：单纯光伏电站延伸参与AIDC投资的收益最大，光伏在内蒙参与交易以2025年的市场化电价几乎在盈亏边缘，直连AIDC后保障消纳盈利能力大幅提升，且考虑输配电费节约后光伏+AIDC单GW的NPV相比单独的光伏和AIDC增厚幅度达6%；风电和垃圾焚烧电厂因为本身盈利能力不差，增厚幅度显著低于光伏。其中，垃圾焚烧直连AIDC相比发电和数据中心的单独投资并未带来价值增厚，因为垃圾焚烧发电上网电价本身就有增值税优惠，直连后反而损失了该部分收益。3/content/2026-02/26/content_1149022.htmlLCOE资本金IRR回收期（年）全投资IRRNPV（亿元/GW）AIDCAIDC-不带芯片13%85%50AIDC-带芯片-英伟达67%320%6814AIDC-带芯片-华为50%416%2477垃圾焚烧（无补贴，不考虑供热）11%0.427%97光伏0.232%3风电9%0.225%算电协同垃圾焚烧+IDC-不带芯片4%2%光储+IDC-不带芯片11%4%28风储+IDC-不带芯片10%4%45资料来源：预测2）风光配储40%/80%，发电量占用电量的80%：单纯光伏电站延伸参与AIDC投资的收益最大，光伏配储在内蒙参与交易也难以盈利，直连AIDC后保障消纳盈利能力大幅提升，且考虑输配电费节约后光伏+AIDC单GW的NPV相比单独的光伏和AIDC增厚幅度达54%，风电增厚幅度为6%。可见，在风光资源优质的区域，即便是内蒙这样购电价格较低的区域，只要“源”“荷”端适配能力较高，配储以更高比例供电依然大概率是更优的方案。不过实操层面，因为AIDC对供电稳定性要求较高，且可能有当地电价优惠（例如内蒙古的战略新兴行业交易增厚幅度可能远低于我们的测算。LCOE内蒙古AIDC资本金IRR回收期（年）全投资IRRNPV（亿元/GW）AIDC-不带芯片13%85%50AIDC-带芯片-英伟达