算力产业高速扩张带动数据中心用电需求迎来爆发式增长，2026年一季度国内互联网数据服务业用电量达229亿千瓦时，同比增幅44%，大幅领先全社会5.2%的用电增速，算力用电的高增长特性凸显。过往市场研究多聚焦GPU、服务器、光模块、数据中心硬件建设等算力上游环节，而随着AI算力规模化持续扩张，稳定供电能力、绿电使用比例、综合电价成本，逐步成为制约数据中心持续落地、稳定投产的核心关键因素，算力与电力的协同发展成为行业核心变量。

从长期空间来看，数据中心用电增长并非源于机柜数量的简单扩容，核心驱动力来自AI产业生态的全面迭代。人工智能推理、智能体自主调用、多模态内容生成以及企业全域数字化转型，持续推动全网Token调用量指数级攀升。根据东方证券中性情景测算，2030年国内数据中心用电量有望达到8000亿千瓦时级别，算力用电正式进入高增长、高弹性的全新周期，也推动算电协同从行业概念落地为实质性产业趋势。从区域维度分析，全国新能源装机规模持续扩容，整体不存在系统性缺电风险，算力用电增量可被新增新能源产能覆盖，结构性机会集中在内蒙古、宁夏、甘肃、贵州等东数西算核心枢纽，新增算力负荷持续向绿电富集区域集聚，彻底重塑区域电力供需格局、电价弹性体系以及绿电资产商业模式。

多重政策叠加，算电协同进入全面落地周期

算电协同并非单一产业政策导向，而是东数西算工程、数据中心绿色低碳转型、绿电直连交易、源网荷储一体化等多项顶层政策深度融合的产业结果，政策体系持续完善、约束标准持续细化。2023年国家发改委文件首次明确提出算力与电力双向协同发展要求，划定明确发展目标，要求2025年底前国家算力枢纽节点新建数据中心绿电占比突破80%。2024年7月出台的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，建立数据中心PUE硬性管控标准，明确西部智算中心PUE不高于1.20，东部地区不高于1.25，所有新建大型数据中心PUE必须控制在1.25以下，从能效端夯实绿色算力发展基础。

2026年算电协同发展迎来政策升级拐点，相关内容正式写入政府工作报告，被纳入新型基础设施重点建设工程，同时十五五规划纲要明确提出推动绿电与算力深度协同布局。2026年5月，四部门联合印发专项行动方案，进一步细化发展目标，计划2027年初步建成能源与人工智能融合创新体系，2030年实现相关技术与应用达到全球领先水平。系列政策形成完整约束与激励体系，明确新建算力设施优先适配绿电资源、严格把控能效指标、优先落地新能源富集区域，同时鼓励绿电直连、长期绿电交易等新模式落地。对于电力行业而言，绿电产业的核心价值从传统新能源消纳，升级为服务算力产业，拥有了大规模、高负荷、长周期的稳定用电客户群体。

Token调用量指数增长，决定算力用电核心弹性

AI数据中心的用电规模，不能依托机柜数量进行简单线性测算，行业底层核心变量为全网Token调用量。Token作为大模型信息处理的最小单元，用户交互提问、模型内容输出、智能体自主任务执行等所有AI行为，都会转化为芯片运算能耗，最终体现为数据中心用电量。整体来看，数据中心用电量由Token调用总量、单Token耗电量、机房PUE系数三大核心要素共同决定。其中，芯片能效持续迭代将推动单Token用电量稳步下降，叠加行业PUE硬性监管约束，两项指标下行空间相对有限，全网Token调用量的爆发式增长，成为算力用电增长的核心弹性来源。

国内AI产业落地提速带动Token调用量实现指数级增长，2024年初国内日均Token调用量仅1000亿，2025年底攀升至100万亿，2026年3月已突破140万亿，两年时间增幅超千倍，增长势头迅猛。按照东方证券中性情景假设，2030年国内日均Token调用量有望达到4000万亿，叠加单Token用电量降至0.48kWh/百万Token、行业PUE稳定在1.20左右，届时国内数据中心总用电量将达到8410亿千瓦时。不同行业发展情景下，算力用电空间差距极大，低需求高效率情景下2030年用电量约690亿千瓦时，中性情景达8410亿千瓦时，高需求低效率情景下可突破2.6万亿千瓦时，整体区间差距超35倍，核心取决于AI应用的普及深度、覆盖广度与调用频次。

总量电力充足，区域供需错配成核心矛盾

从全国电力供需总量来看，算力用电的持续增长不会引发全局性缺电问题，行业增量具备充足能源支撑。国家能源局预测，十五五期间国内算力用电年均增量超1000亿千瓦时，2030年整体规模约8000亿千瓦时，占全社会总用电量比重约6%。发电供给端，中电联数据显示，2026年国内新能源新增装机约3亿千瓦，其中风电1.2亿千瓦、光伏1.8亿千瓦，新增新能源发电量约5000亿千瓦时，新增清洁能源产能可有效覆盖算力用电增量。

当前行业核心矛盾集中于算力与电力的区域结构性错配。东部地区能耗指标紧张、用电成本偏高，大型新建数据中心落地难度持续加大；而内蒙古、宁夏、甘肃、贵州等西部枢纽区域，具备土地资源充足、电价低廉、绿电富集的核心优势，成为新增算力负荷的主要承载地。十四五期间，国内超70%的新增算力、近80%的智能算力均落地于东数西算八大枢纽节点。展望2030年，全国新增算力用电约6000亿千瓦时，其中近半数集中于蒙宁甘黔四省区，增量规模约3000亿千瓦时，相当于四省区2025年全社会总用电量的28%。分省份来看，宁夏、贵州新增算力用电占当地用电量比例分别达42%、37%，甘肃接近30%，内蒙古约20%。这意味着算电协同的核心不在于全国电力总量缺口，而在于算力枢纽区域能否持续提供稳定、低碳、价格合理的电力供应，将直接影响区域绿电消纳、电价走势、储能配置及火电调峰体系重构。

早期算电项目经济性偏弱，多重因素压制收益

尽管算电协同产业趋势明确、政策持续加持，但当前行业早期落地项目整体收益率偏低，商业化经济性仍有待改善。从公开落地案例来看，甘肃能源庆阳绿电聚合试点一期项目IRR仅2.52%，投资回收期超16年，二期项目收益水平进一步下行；晶科科技宁夏中卫“绿电+机柜租金”模式项目，投资回报率区间仅6.6%-7.4%，收益水平与传统地面光伏项目基本持平。行业模型测算结果同样印证当前盈利短板，按照600MW风电+400MW光伏+200MW/4小时储能的标准配置，采用绿电直连就近供智算中心、余量上网的运营模式，项目全投资税后IRR仅2.15%，资本金税后收益率1.24%，静态投资回收期长达18.6年。

多重因素共同压制行业项目收益，其一，数据中心属于高稳定性负荷，不可随意断电，电网需承担备用保障责任，容量电价与输配电成本偏高，压缩项目利润空间；其二，新能源发电存在间歇性、波动性，与数据中心全年高负荷运行的用电特性不匹配，需配套15%-30%比例的4小时储能设备平抑波动，大幅增加项目投资与运维成本；其三，西部枢纽区域绿电直供竞争激烈，电价持续走低，部分区域终端电价降至0.32-0.36元/千瓦时，显著低于常规代理购电价格，盈利空间被持续压缩；其四，现阶段数据中心成本结构中，IT设备占比80%-90%，GPU及AI加速器占比40%-50%，电费虽为核心运营成本，但尚未成为全生命周期成本的决定性变量，行业电价敏感度整体偏低。

电价敏感度持续提升，绿电资产迎来价值重估

当前行业低收益状态具备阶段性特征，未来两大核心变量将彻底重塑算电项目盈利逻辑。一方面，随着异构计算普及、AI基础设施标准化及国产GPU规模化替代，单位算力硬件成本将持续下行，电力成本在数据中心全生命周期成本中的占比稳步提升，行业对供电稳定性、低碳属性与电价合理性的要求持续提高。另一方面，算力产业与高耗能产业持续向西部绿电富集区集聚，逐步消化区域新能源富余产能，改善弃风弃光现象，区域电力供需格局由过剩转向紧平衡，推动绿电价格合理回升。

绿电运营商收益对电价波动高度敏感，行业测算数据显示，基准算电项目税后IRR为2.15%，当电价上涨至0.28元/千瓦时，项目收益率可提升至3.69%，电价每上涨0.01元/千瓦时，项目IRR对应提升0.385个百分点。电价弹性凸显的背景下，行业估值逻辑彻底重构，传统绿电运营依靠资源成本优势盈利的模式逐步弱化，区域区位优势、绿电直连能力、数据中心绑定资源、电网负荷调节能力，成为决定绿电资产收益弹性的核心要素，电力资产迎来全面价值重估。

商业模式迭代升级，电力企业从售电转向算力服务

算电协同的长期终极变革，在于电力行业商业模式的系统性升级，行业将从单一电量销售，向容量包销、长期租赁、算力分成的综合服务模式转型。全球AI算力投资持续高增，海外头部云厂商资本开支外溢效应显著，2026年微软、亚马逊、谷歌、Meta、甲骨文五大云厂商资本开支指引达6600-6900亿美元，同比2025年增长81%，是2024年规模的三倍。高强度持续投入下，五大云厂商2026年三季度自由现金流预计趋近于零，内部现金流难以覆盖算力基建投资需求。

在此背景下，海外算力基建模式持续迭代，云厂商逐步将数据中心开发建设交由第三方主体，自身通过长期租赁、容量包销锁定算力使用权，Meta 295亿美元SPV合作模式即为典型案例。国内市场将复刻这一趋势，拥有优质绿电资源、项目落地能力、地方协调资源的电力企业，不再局限于基础供电服务，将深度参与数据中心选址规划、长期供电保障、负荷智能调节等全流程环节。未来随着模式成熟，电力企业有望实现从卖电到算力容量服务、算力分成的转型，彻底打开电力资产的长期成长空间与估值上限。

相关公司

华电新能是中国华电集团以风光发电为主业的新能源资产整合平台。公司资产覆盖全国，布局风光资源富集区和电力负荷中心。截至2025年末，公司控股发电装机9738万千瓦，其中光伏5287万千瓦、风电4251万千瓦、配套煤机等其他200万千瓦；到2026年一季度末，控股装机率先突破1亿千瓦。

龙源电力是国家能源集团旗下新能源旗舰平台，业务已经全面聚焦风光发电主业。截至2026年一季度末，公司控股装机规模4627万千瓦，其中风电3237万千瓦，占比约70%，太阳能1390万千瓦，风电装机长期位居全球同业前列。

三峡能源是三峡集团新能源业务的核心上市平台，主业是风能和太阳能开发运营，同时向抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等方向延伸。截至2025年末，公司并网装机容量5237万千瓦，其中海上风电累计装机755万千瓦，约占全国市场份额16%，位居国内海上风电运营规模首位。

600***是四川省属清洁能源资产上市平台，核心是权益水电资产。公司参股雅砻江水电48%、国能大渡河20%，并控股田湾河、银江等水电及抽蓄项目。截至2025年末，公司权益装机1898万千瓦，其中雅砻江权益装机占比58%。2025年公司实现归母净利润47.54亿元，其中雅砻江水电贡献投资收益44.25亿元，占合并利润总额接近九成。

600***是南网旗下唯一储能上市平台，业务覆盖抽水蓄能、新型储能、调峰水电和技术服务。截至2025年末，公司在运机组总装机容量1536万千瓦，其中抽水蓄能1268万千瓦、调峰水电203万千瓦、新型储能65万千瓦。公司是国内第二大抽水蓄能运营商，也是南方五省区内唯一的抽水蓄能与电网侧独立新型储能运营主体。

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算力产业高速扩张带动数据中心用电需求迎来爆发式增长，2026年一季度国内互联网数据服务业用电量达229亿千瓦时，同比增幅44%，大幅领先全社会5.2%的用电增速，算力用电的高增长特性凸显。过往市场研究多聚焦GPU、服务器、光模块、数据中心硬件建设等算力上游环节，而随着AI算力规模化持续扩张，稳定供电能力、绿电使用比例、综合电价成本，逐步成为制约数据中心持续落地、稳定投产的核心关键因素，算力与电力的协同发展成为行业核心变量。

从长期空间来看，数据中心用电增长并非源于机柜数量的简单扩容，核心驱动力来自AI产业生态的全面迭代。人工智能推理、智能体自主调用、多模态内容生成以及企业全域数字化转型，持续推动全网Token调用量指数级攀升。根据东方证券中性情景测算，2030年国内数据中心用电量有望达到8000亿千瓦时级别，算力用电正式进入高增长、高弹性的全新周期，也推动算电协同从行业概念落地为实质性产业趋势。从区域维度分析，全国新能源装机规模持续扩容，整体不存在系统性缺电风险，算力用电增量可被新增新能源产能覆盖，结构性机会集中在内蒙古、宁夏、甘肃、贵州等东数西算核心枢纽，新增算力负荷持续向绿电富集区域集聚，彻底重塑区域电力供需格局、电价弹性体系以及绿电资产商业模式。

多重政策叠加，算电协同进入全面落地周期

算电协同并非单一产业政策导向，而是东数西算工程、数据中心绿色低碳转型、绿电直连交易、源网荷储一体化等多项顶层政策深度融合的产业结果，政策体系持续完善、约束标准持续细化。2023年国家发改委文件首次明确提出算力与电力双向协同发展要求，划定明确发展目标，要求2025年底前国家算力枢纽节点新建数据中心绿电占比突破80%。2024年7月出台的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，建立数据中心PUE硬性管控标准，明确西部智算中心PUE不高于1.20，东部地区不高于1.25，所有新建大型数据中心PUE必须控制在1.25以下，从能效端夯实绿色算力发展基础。

2026年算电协同发展迎来政策升级拐点，相关内容正式写入政府工作报告，被纳入新型基础设施重点建设工程，同时十五五规划纲要明确提出推动绿电与算力深度协同布局。2026年5月，四部门联合印发专项行动方案，进一步细化发展目标，计划2027年初步建成能源与人工智能融合创新体系，2030年实现相关技术与应用达到全球领先水平。系列政策形成完整约束与激励体系，明确新建算力设施优先适配绿电资源、严格把控能效指标、优先落地新能源富集区域，同时鼓励绿电直连、长期绿电交易等新模式落地。对于电力行业而言，绿电产业的核心价值从传统新能源消纳，升级为服务算力产业，拥有了大规模、高负荷、长周期的稳定用电客户群体。

Token调用量指数增长，决定算力用电核心弹性

AI数据中心的用电规模，不能依托机柜数量进行简单线性测算，行业底层核心变量为全网Token调用量。Token作为大模型信息处理的最小单元，用户交互提问、模型内容输出、智能体自主任务执行等所有AI行为，都会转化为芯片运算能耗，最终体现为数据中心用电量。整体来看，数据中心用电量由Token调用总量、单Token耗电量、机房PUE系数三大核心要素共同决定。其中，芯片能效持续迭代将推动单Token用电量稳步下降，叠加行业PUE硬性监管约束，两项指标下行空间相对有限，全网Token调用量的爆发式增长，成为算力用电增长的核心弹性来源。

国内AI产业落地提速带动Token调用量实现指数级增长，2024年初国内日均Token调用量仅1000亿，2025年底攀升至100万亿，2026年3月已突破140万亿，两年时间增幅超千倍，增长势头迅猛。按照东方证券中性情景假设，2030年国内日均Token调用量有望达到4000万亿，叠加单Token用电量降至0.48kWh/百万Token、行业PUE稳定在1.20左右，届时国内数据中心总用电量将达到8410亿千瓦时。不同行业发展情景下，算力用电空间差距极大，低需求高效率情景下2030年用电量约690亿千瓦时，中性情景达8410亿千瓦时，高需求低效率情景下可突破2.6万亿千瓦时，整体区间差距超35倍，核心取决于AI应用的普及深度、覆盖广度与调用频次。

总量电力充足，区域供需错配成核心矛盾

从全国电力供需总量来看，算力用电的持续增长不会引发全局性缺电问题，行业增量具备充足能源支撑。国家能源局预测，十五五期间国内算力用电年均增量超1000亿千瓦时，2030年整体规模约8000亿千瓦时，占全社会总用电量比重约6%。发电供给端，中电联数据显示，2026年国内新能源新增装机约3亿千瓦，其中风电1.2亿千瓦、光伏1.8亿千瓦，新增新能源发电量约5000亿千瓦时，新增清洁能源产能可有效覆盖算力用电增量。

当前行业核心矛盾集中于算力与电力的区域结构性错配。东部地区能耗指标紧张、用电成本偏高，大型新建数据中心落地难度持续加大；而内蒙古、宁夏、甘肃、贵州等西部枢纽区域，具备土地资源充足、电价低廉、绿电富集的核心优势，成为新增算力负荷的主要承载地。十四五期间，国内超70%的新增算力、近80%的智能算力均落地于东数西算八大枢纽节点。展望2030年，全国新增算力用电约6000亿千瓦时，其中近半数集中于蒙宁甘黔四省区，增量规模约3000亿千瓦时，相当于四省区2025年全社会总用电量的28%。分省份来看，宁夏、贵州新增算力用电占当地用电量比例分别达42%、37%，甘肃接近30%，内蒙古约20%。这意味着算电协同的核心不在于全国电力总量缺口，而在于算力枢纽区域能否持续提供稳定、低碳、价格合理的电力供应，将直接影响区域绿电消纳、电价走势、储能配置及火电调峰体系重构。

早期算电项目经济性偏弱，多重因素压制收益

尽管算电协同产业趋势明确、政策持续加持，但当前行业早期落地项目整体收益率偏低，商业化经济性仍有待改善。从公开落地案例来看，甘肃能源庆阳绿电聚合试点一期项目IRR仅2.52%，投资回收期超16年，二期项目收益水平进一步下行；晶科科技宁夏中卫“绿电+机柜租金”模式项目，投资回报率区间仅6.6%-7.4%，收益水平与传统地面光伏项目基本持平。行业模型测算结果同样印证当前盈利短板，按照600MW风电+400MW光伏+200MW/4小时储能的标准配置，采用绿电直连就近供智算中心、余量上网的运营模式，项目全投资税后IRR仅2.15%，资本金税后收益率1.24%，静态投资回收期长达18.6年。

多重因素共同压制行业项目收益，其一，数据中心属于高稳定性负荷，不可随意断电，电网需承担备用保障责任，容量电价与输配电成本偏高，压缩项目利润空间；其二，新能源发电存在间歇性、波动性，与数据中心全年高负荷运行的用电特性不匹配，需配套15%-30%比例的4小时储能设备平抑波动，大幅增加项目投资与运维成本；其三，西部枢纽区域绿电直供竞争激烈，电价持续走低，部分区域终端电价降至0.32-0.36元/千瓦时，显著低于常规代理购电价格，盈利空间被持续压缩；其四，现阶段数据中心成本结构中，IT设备占比80%-90%，GPU及AI加速器占比40%-50%，电费虽为核心运营成本，但尚未成为全生命周期成本的决定性变量，行业电价敏感度整体偏低。

电价敏感度持续提升，绿电资产迎来价值重估

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绿电运营商收益对电价波动高度敏感，行业测算数据显示，基准算电项目税后IRR为2.15%，当电价上涨至0.28元/千瓦时，项目收益率可提升至3.69%，电价每上涨0.01元/千瓦时，项目IRR对应提升0.385个百分点。电价弹性凸显的背景下，行业估值逻辑彻底重构，传统绿电运营依靠资源成本优势盈利的模式逐步弱化，区域区位优势、绿电直连能力、数据中心绑定资源、电网负荷调节能力，成为决定绿电资产收益弹性的核心要素，电力资产迎来全面价值重估。

商业模式迭代升级，电力企业从售电转向算力服务

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在此背景下，海外算力基建模式持续迭代，云厂商逐步将数据中心开发建设交由第三方主体，自身通过长期租赁、容量包销锁定算力使用权，Meta 295亿美元SPV合作模式即为典型案例。国内市场将复刻这一趋势，拥有优质绿电资源、项目落地能力、地方协调资源的电力企业，不再局限于基础供电服务，将深度参与数据中心选址规划、长期供电保障、负荷智能调节等全流程环节。未来随着模式成熟，电力企业有望实现从卖电到算力容量服务、算力分成的转型，彻底打开电力资产的长期成长空间与估值上限。

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华电新能是中国华电集团以风光发电为主业的新能源资产整合平台。公司资产覆盖全国，布局风光资源富集区和电力负荷中心。截至2025年末，公司控股发电装机9738万千瓦，其中光伏5287万千瓦、风电4251万千瓦、配套煤机等其他200万千瓦；到2026年一季度末，控股装机率先突破1亿千瓦。

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