我们与市场观点的不同：

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。

绿电直连：当“绿电”成为CBAM时代的“新石油”

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

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。

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[footnoteRef: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。

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）。

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。

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

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（a direct technical link between the installation in which the imported good is produced and the electricity generation source）与直接绿电交易（a power purchase agreement between the authorised CBAM declarant and a producer of electricity），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。

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

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。

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）。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

绿电运营商：受益于电价 消纳双重利润弹性

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。

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。结果请见研报原文。

算电协同：重塑中国AI竞争力，增厚三北风光价值

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-neutral IDC)：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。

物理直连：光储价值增厚或超50%，风电资源更优

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%。

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，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。

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。

3） 实操层面，最优解是风光联合配储，考虑到风电和光伏发电曲线的互补性对AIDC供电稳定能力更为充足，在这里我们不过多展开，这些方案的甄选与仿真测算的专业性极高。

需要说明的是，我们的测算主要考虑AIDC和电厂是同一法人，如果两者的投资商是分离的，就会涉及利润分成或电价分成问题，取决于个体项目的股权结构与利益分配，我们这里不做过多赘述。类似绿电直连，电价成本节约的分配取决于两方的强势程度，但对于三北的风光至少直供解决消纳问题是个不争的事实，所以我们以“东数西算”的中网电成本最低的蒙西举例，在电价更高的京津冀或西北如果有优质风光资源与AIDC直连，增厚幅度大概率会比蒙西更加明显。

协同融合：双向赋能，不仅仅是基础设施

“算电协同”实际上是以负荷可调控为核心，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。例如，推理时代AIDC的布局可以根据响应时效、缓存命中率、文本长度等安排优化计算任务，且是在结合气象预测与电价预测的前提下，进行包括云边协同等手段的算力调度和电力调度——算电协同，不仅仅是基础设施。

在现阶段，鉴于国产芯片放量较少，中国的AIDC产能受限于GPU的稀缺，AIDC的调度可能很难短期形成双向赋能的合力，但是我们可以预期在不久的将来中国电力行业的优势有望转化为我国AI发展的核心竞争力。

投资建议：可再生能源估值修复 估值切换

正如我们在2026年3月的报告《从能源安全与减排约束看绿电价值重估》中所阐述的，市场还在风光电站过去几年盈利恶化的惯性定价中（港股仅0.6-0.9x PB-LF），忽视了其新时代的能源价值。碳关税时代可再生能源的价值可以通过电、碳、证等多重形式体现，结合装机的规模高增长，可再生能源运营商有望迎来1）估值修复 2）估值中枢从PB估值向成长股估值切换。

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体现，包括电能量价值和绿色价值，推荐：1）低估风光运营商估值修复，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）。

风险提示

AIDC大客户集中度风险远高于独立发电商。 截止目前，智算中心等重资产投资的主要客户仍然是阿里、字节等大厂，mimimax、智谱等企业主要采取轻资产与云厂商合作模式，导致AIDC的终端客户集中度较高（大模型中愿意自建算力的大厂与主要的云厂商高度重合），数据中心作为基础设施资产与用户议价能力较弱，周期性较高。参考润泽、世纪互联等企业历史经营业绩，捆绑大用户、锁定长约的能力是盈利稳定的关键。风光电站作为独立发电商，原则上在区域内甚至未来全国性都可以通过中长期和现货市场实现电量的销售，下游用户极度分散，电网清洁能源保障消纳的约束依然还在（虽然有弃电率风险）从盈利模式来说未必比数据中心更差。

算力需求超预期的同时，数据中心和新能源的供给侧增速也有可能相应提速。我国近年来用电量始终高于美国，我国电力“内卷”和美国“电荒”的主要原因并非是中国的AI算力需求受制于芯片发展不如大洋彼岸，而是我国基荷电源和新能源的装机增速都远超美国。虽然2026年开始，我国新增电力产能大概率会降速，但是需求弹性是否可能导致供给增速重新反弹依然是未知数。AIDC本身就经历过供需周期波动，新能源电站更是在高速发展的行业，供需失衡的情况下大客户违约风险和降价压力都会不断显现。

国内的算力瓶颈与AI发展可能受限。正如我们在3月的报告《量化测算Token出海对中国电力的弹性》中阐述的，假设全球token使用量日均千万亿的水平，全球所需要的推理级别芯片约400-2000万张，芯片所需capex约3000-17000亿元人民币左右。国内AIDC的主要大用户例如字节、阿里等年均千亿级别的capex的支出可以持续多久，是否有足够的芯片支撑，还需要不断观察。