算电协同发展的瓶颈与破局思考

文 | 王梦溪 黄趾东 供职于中国长江三峡集团有限公司

张泽尧 供职于中国三峡新能源（集团）股份有限公司
姚峣 供职于中国三峡武汉科创园

算力是驱动数字经济发展的关键新质生产力，电力是支撑算力运行的基础资源。推动算力与电力深度融合、协同发展，既有利于破解新能源消纳困局，又有利于降低算力运行成本，实现“1+1>2”的效果。

近年来，我国深入实施“东数西算”工程，加快推动东部算力需求与西部能源供给的跨区域协同联动，不断优化算力、电力、数据、网络一体化配置，为算电协同发展提供重要支撑。但随着算电协同发展提速，相关问题接踵而至，宜加快采取针对性措施，妥善加以应对。

算电协同行业发展迎来机遇

实施算电协同具有重要意义。 近年来，我国算力产业发展迅速，算力总规模已位居世界第二，主要集中在东部沿海数字经济发达地区。电力是算力的基础，在AI算力快速扩张的背景下，数据中心电费支出通常可占项目运维成本的50%以上。

随着东部地区土地、电力、能耗等指标日趋紧张，数据中心对稳定的绿电供应需求更加突出。但我国绿电消纳天然时空不均，西部等风光资源富集地区绿电消纳压力较大，东部经济发达地区绿电需求攀升。

算力负荷具备时空灵活调度特性，既能促进绿电高质量消纳，也可为电网提供调峰辅助服务。

政策支持更加有力。

算电协同发展主要经历了三个阶段。

一是2021—2023年，行业处于初期探索阶段。“东数西算”工程确立八大国家算力枢纽节点，为东西部算力与能源的跨区域协同奠定空间框架。

二是2024—2025年，行业进入起步阶段。政策从方向性倡导转向量化硬约束，明确要求国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。

三是2026年被业内普遍视为算电协同发展元年。《政府工作报告》首次将“算电协同”与“超大规模智算集群”纳入新基建，推动算电协同从行业试点上升为国家级顶层设计。同年4月，国家发展改革委、国家能源局等四部门联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，系统部署促进人工智能与能源深度融合发展的重点任务。高频政策供给为算电协同高质量发展提供坚实制度保障，推动各领域试点项目加快落地。

地方实践多点发力。

在宁夏，全国首个大规模算电协同绿电直供项目——大唐中卫云基地数据中心绿电供应一期50万千瓦光伏项目正式投运，一期整体规划200万千瓦（含150万千瓦风电），总投资87亿元，预计未来10年每年可为数据中心节省电费成本过亿元。

在上海，全球首个“海风直连”海底数据中心——临港海底数据中心正式投运，总投资16亿元，一期装机规模2.3兆瓦。项目创新应用“海上风电直连+海水自然冷却”融合模式，破解传统数据中心“高耗电、高耗水、高占地”瓶颈，吸引中国电信、上海仪电等企业入驻。

在广东，粤港澳大湾区算力负荷（中国联通韶关数据中心、中国移动广州数据中心及湛江数据中心）首次以虚拟电厂身份参与电力现货市场交易，推动“算随电动”从概念走向实盘操作。

存在的问题

随着配套政策持续加码，算电协同发展迈入快车道，但总体仍处于相对早期阶段，行业发展在交易机制、基础设施、调度技术、网络安全等方面还面临堵点。

市场交易机制有待完善。

一是绿电优势难以体现。绿电直供交易流程烦琐、成本较高，绿电的环境价值未能在算力产品定价中有效体现，难以有效激励算力企业优先使用绿电。例如，2025年9月国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，旨在进一步明确并网型绿电直连项目部分费用的缴纳标准。但文件中对输配电费、系统运行费、交叉补贴等费用的描述用词是“暂按”和“暂免”，导致在实践中难以精准预估运营成本，增加投资风险和规划难度。

二是资产周期存在错配。算力设备寿命通常为5～10年，而新能源项目经营周期动辄长达25年，资产周期存在错配。但在长期运营中，发电企业、电网公司、算力项目等主体尚未形成统一的、普遍适用的利益共享机制，项目到户电价多为阶段性协议价格，缺乏统一的定价、结算规则，不利于项目稳定运营。以园区级项目为例，通常需要配套大规模新能源和储能设施，用地成本高、输配电投资大，一旦未来算力市场需求萎缩或运营主体经营困难，新能源投资成本将难以回收。

算电基础设施衔接不畅。

一是建设周期难以同步。算力设施（例如机房）建设周期通常以月为单位，而电网发展规划以年为单位，二者建设周期天然不同步，工程时序难以匹配，“电等算”将导致过度配置和资源浪费，“算等电”将显著制约产业发展。

二是项目规划要求较高。“三北”地区受网架结构、环境等因素影响，部分项目难以落地。同一项目采用不同算力需求方案将对实际投资产生较大影响，过度超前规划可能造成资产浪费和成本上升。例如，新疆部分地区网架结构相对薄弱、环境相对恶劣，难以支撑本地数据中心集群等大规模的高密度负荷，且配套新能源项目还可能占用原本绿电外送通道，通道容量不足导致部分项目落地受阻。

协同调度技术支撑不足。

一是调度能力存在短板。我国算力跨区域、跨主体调度推进相对迟缓，算电联合调度的技术规范、数据格式、接口协议、调度指令体系尚未统一，电力调度、算力负荷、能耗碳排放等核心数据分属不同运营主体和监管体系，难以跨主体跨区域互通，部分枢纽出现“有电无算、有算无电”。

二是稳定运行压力较大。数据中心普遍要求7×24小时不间断运行，对电力连续性要求极高，毫秒级电压中断极可能导致大模型训练中断、参数损坏，与新能源出力的间歇性、波动性存在矛盾，影响算力资源精准动态匹配。

网络安全隐患愈发凸显。

一是数据泄露风险。算电协同依赖实时共享负荷预测、绿电出力、任务优先级等敏感数据，系统深度耦合可能导致数据隐私泄露、系统遭受攻击等风险增大，传统孤立的防护体系难以适应需要，网络安全建设还需要同步升级。

二是供应链安全风险。我国部分高端先进制程算力芯片、核心元器件对外依存度较高，服务器、芯片、电力设备等可能存在硬件后门和恶意软件植入等隐患，攻击者或可通过供应链环节植入恶意代码，影响系统安全。

对策建议

算电协同是大势所趋，唯有尽快完善交易机制、推进基础设施建设、补齐调度技术短板、筑牢产业安全壁垒，才能有效保障行业高质量发展，促进人工智能与能源双向赋能。

完善市场交易机制。

一是完善绿电交易机制。由行业主管部门牵头，简化绿电直供交易流程、压缩交易环节，降低交易成本，促进绿电交易与算力市场深度融合。推动建立绿色算力认证体系，将绿电使用比例纳入算力产品评价标准，促进绿电消纳。

二是探索多元商业模式。由发电企业利用所属场站闲置场地及清洁电力资源，试点“源网荷储算”一体化模式，联合算力企业采用“电力设施、土地资源投入+后期运维赋能+外部专业企业算力投资”的合作方式，降低投资强度。探索依托自主研发的人工智能算法体系，对外提供数据增值服务，实现从度电价值、算力价值到词元价值的逐级跃升。

三是构建风险共担机制。联合发电企业、电网公司、算力企业等多方主体，针对园区型一体化项目清晰划定投资边界，明确算力降载、设备损耗、数据安全等风险分担方案，以稳定、可预期的经济性提升“算随电走”市场接受度。

统筹基础设施建设布局。

一是强化顶层规划衔接。充分考虑“东数西算”枢纽节点与新能源大基地空间布局叠加的特性，将算力基础设施布局纳入区域电力规划，实现算电设施“一张图”协同，与全国一体化算力网战略充分衔接，避免“电等算”浪费和“算等电”制约。

二是因地制宜差异化布局。充分发挥已有算力基础和电站布局优势，将国家算力网枢纽节点、骨干通道向存量项目周边延伸落地。针对西部风光富集区与国家算力枢纽叠加区域，优先策划绿电直连数据中心试点，实现新能源就地高比例消纳。针对沿海省份，探索海上风电直供算力中心、“海上风电+海底数据中心”等前沿算电协同模式，积极拓展新业态。针对“三北”地区等网架薄弱区域，在送出通道扩容前审慎布局大规模算力项目，保障合理收益。

补齐协同调度技术短板。

一是完善标准体系建设。建立健全算力与电力协同调度、负荷调节、能效评估、绿电溯源等配套标准，为生产经营提供支撑。推动储能与智能调度软件的接口协议和调度指令体系统一，在成熟后可转化为行业通用标准。

二是强化资源高效配置。建设并推广一体化智能调度平台，提升绿电功率预测、储能协同调控、算力负荷调度、综合能源管理等能力。全面摸排合作企业对算力的具体需求，分级分类测算算力规模、时序、地域差异，构建动态适配、弹性调度的算力供给匹配体系，实现算力资源精准统筹、高效配置。

夯实安全发展基础。

一是强化数据安全防护。对敏感数据实施加密存储和传输，采用数据脱敏、数据匿名化技术保护用户隐私，建立数据访问控制机制，稳慎授权访问。鼓励算电储一体化开发，推广构网型储能、备用电源绿色化改造，构建“绿电直连、储能调峰、电网备容”供电模式，强化跨域网络安全防护，保障项目运行安全稳定。

二是加强设备与供应链安全管理。对算力设备和电力设备进行安全检测和认证，建立设备安全基线，防止硬件后门和恶意软件植入。联合产业链上下游加快推进高端AI芯片、高端存储芯片、操作系统等研究，持续优化大模型生态、算力负载—新能源出力联合预测算法，打破技术壁垒，增强产业整体竞争力。