2026年4月8日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、国家数据局联合发布《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，明确提出到2030年算电协同要达到世界领先水平。
这一文件首次在国家层面将算力与电力视为同等重要的战略资源，标志着中国能源与数字基础设施的协同从概念走向制度。
与此同时，国家“东数西算”工程布局的八大算力枢纽、十大集群，已催生出百万千瓦级的用电需求。单机柜功率从传统的几千瓦跃升至百千瓦乃至兆瓦级，直接倒逼配套电网从10千伏向220千伏升级。这使得算力中心成为电网最具挑战性的新型负荷。
而当绿电直连模式遭遇芯片迭代周期缩短与电站寿命拉长的错配，电网的角色正在被重新定义：它不再只是电力的“搬运工”。在算电协同的目标下，电网的底层逻辑该如何重构？对此，21世纪经济报道记者专访了国网冀北电力有限公司经济技术研究院高级专家岳昊。
值得一提的是，其所在的冀北电网所辖张家口正是国内绿电直连落地规模最大的区域之一，已批复25个项目。这一区域实践表明，算电协同的深层命题不仅是技术对接，更是规划机制、市场规则与金融工具的系统重构。
岳昊指出，算力与电力各自存在“不可能三角”，算力追求性能、成本、绿色的平衡，电力追求安全、经济、清洁的平衡。两者的协同需要技术与商业模式的双重突破。
以下是21世纪经济报道记者与岳昊的对话记录：
电网建设面临挑战
21世纪：新型电网建设为何会成为“十五五”规划中最重要的工程之一，这张网与传统电网最大的不同点是什么？
岳昊：新型电网的差异化主要体现在三方面：一是系统形态革新，智能微网成为主干电网、配电网的补充，共同组成协同运行整体；二是功能升级，除传统输电外，要承接“双碳”目标落地任务，支撑大规模新能源并网，促进新能源发电量占比稳步提升，满足分布式新能源接入需求；三是决策与服务定位转变，需要支撑绿电直连、虚拟电厂、数据中心、源网荷储一体化等新兴业态发展，作为全国统一电力市场建设的公共技术平台。
21世纪：在算电协同发展的目标之下，电网接入算力中心这种新型负荷之后，面临哪些挑战？
岳昊：算力中心接入电网带来三大挑战：
第一，算力中心对供电可靠性要求极高。智算大模型训练依靠千卡、千万卡并行算力，毫秒级电压暂降、频率波动就会造成训练中断、参数损毁。因此，算力项目普遍需要99.99%甚至99.999%等级的供电稳定性。
第二，负荷功率密度大幅抬升。单机柜功率从以往的几千瓦跃升至百千瓦、兆瓦级别，算力园区达到百万千瓦级。算力集群集中在全国八大算力枢纽、十大集群，用电集中化倒逼电网从10千伏配网升级至110千伏、220千伏接入，大幅增加电网规划与扩容压力。
第三，用电负荷波动不可控。算力分训练、推理两类任务，离线训练负荷波动剧烈，在线推理负荷整体平稳但会因用户突发请求，瞬间从50%负载冲高至满负荷，电网需要按照峰值配置设备，这会造成电力设备闲置、资产利用效率偏低。
21世纪：算力和电力各自存在“不可能三角”，《行动方案》要求2030年达到世界领先水平。算力中心目前仍是刚性负荷，但《行动方案》赋予其负荷侧可调节资源身份。这种身份转换，从电网的角度，在技术上和商业模式上需要哪些突破？
岳昊：在技术层面，应从芯片、算力任务、机房配套设施多个层级挖掘算力柔性调节能力，落地算电协同调度。第一，在芯片与硬件层面，依托GPU芯片高频调控技术实现底层功率灵活调整。第二，在算力任务层面，离线长周期的训练任务对时延容忍度高，具备错峰用电、跟随电价调整算力排布的调节潜力；而在线推理任务对实时性要求严苛，无法灵活调节，需分类差异化管控。第三，在机房辅助设备层面，可以依托数据中心自有储能充放电、备用柴发启停、空调系统热惯性，补充机房侧用电灵活性。通过全层级联动，实现算力负荷跟随新能源出力、分时电价信号灵活调节。
在商业模式层面，数据中心以独立主体或聚合入虚拟电厂，参与电力辅助服务市场，将自身可调节负荷资源在电力市场售卖，获取调节服务收益。算力中心也可以参与电碳市场的联动，主动错峰消纳绿电，凭借绿电消纳量形成碳减排指标，通过碳市场交易兑现减碳收益，用市场化收益反哺算力柔性改造投入。
电网企业角色重塑
21世纪：当算力可以像电力一样交易时，电网公司的角色会发生新的变化吗？电网当前是否有相关落地实践？
岳昊：从全行业发展趋势看，算力市场化交易落地后，电网企业角色将迎来重塑。一是电网公司可以成为绿电溯源鉴证方，依托电网计量、溯源基础设施，为绿色算力出具可核验的绿电消费凭证、碳减排凭证，完成绿电属性确权；二是成为电算撮合平台运营商，搭建电力算力耦合交易平台，承接算力供需发布、绿电资源匹配业务，实现电价信号、绿电资源、算力需求一体化撮合。
南方电网已于今年5月落地全国首批电碳算协同撮合交易，平台将算力视作柔性可调负荷，依托电价波动动态编排算力任务，实现算力与电力资源智能匹配。未来，绿色算力合约等新型交易产品会逐步普及。
21世纪：GPU集群商用周期仅3-5年，风光电站寿命20-25年、储能10-15年，资产寿命差距显著；同时在“六张网”7万亿投资框架下，算力项目审批建设快、变电站建设周期长，同样存在跨网投资时序的错配。那么跨网投资周期该如何协同？
岳昊：从电网规划、政企协同机制两大维度破解周期错配。
电网规划方面，建议采用分阶段扩容模式。将算力中心视为成长性用电用户，算力集聚区电网先期预留接入通道与扩容余量，优先满足项目初期投产用电；后续跟随算力园区装机扩容节奏，分批次升级变电设备、输电设施，按需匹配用电增量。
同时，建议建立多方联合规划协调机制。由地方政府牵头，联动电网企业、算力投资主体建立滚动规划机制，统筹算力产业规划、新能源布局、电网基建规划，提前预留新能源并网、电网扩容的土地与建设窗口期，对齐两类项目建设时序。
21世纪：绿电直连模式下，算力中心受芯片迭代、市场波动等因素影响，可能出现闲置风险，配套新能源项目会失去消纳主体。那么数据中心绿电直连的经济性模型是否需要重估？如何通过金融、合同机制创新化解风险？
岳昊：新的政策优化有望破解单一用户依赖风险，重构项目经济性。此前1192号文规定的单一用户绿电直连模式风险突出，算力项目停摆或将直接导致配套新能源电站弃电亏损。而今年5月新政落地“一对多”绿电直连，允许同一新能源电站、直连线缆面向园区内多家算力企业、算力与工业用户共用绿电配套资产。这样的举措让单一用户退出后，剩余用电主体可持续消纳新能源发电量，从底层规避项目全盘报废风险，从而优化绿电直连项目收益模型。
胜亿配资提示：文章来自网络，不代表本站观点。
