中国“算电协同”：全球范围内低估的AI资产
来源：华泰睿思
核心观点
2026年春节后以来，token出海、算电协同、高温缺电等主题层出不穷，行情也从最初的交易“算电”个股到板块普涨，从绿电蔓延至火电（核心股）。我们今年1月20日的报告《中美电价剪刀差：大国的相同与不同》从中外对比出发，从估值角度建议关注中国的电力板块，本篇报告定量回答当前的估值扩张能否持续。我们复盘欧美IPP的股价走势，发现这种宏观叙事的交易行为在全球电力行业非常普遍。我们定量测算：2028年前后若芯片国产化到达临界点，我国或会出现海外类似的供电瓶颈，届时绿证价格和容量电价有望上涨，利好电力股基本面，驱动估值进一步扩张。
中美欧比较：“算电”交易浓度而言，中国IPP相比欧美依然低估
美国公司股价在行业逻辑确立的前20个月内由AI叙事与个股映射主导。美国IPP的PB从2023年初的2.5x提升至2025年9月高点的14.5x，催化剂是“算电协同”PPA，而此时不论是AI订单还是PJM电价都尚未体现在业绩中。欧洲发电商2022年估值还和美国同业类似，电价高位回落与ROE承压导致PB（LF）从2.6x压缩至1.2x，直到2025年也受益于算力（核心股）需求外溢而小幅修复至2.0x。中国电力股PB在2021-25年稳定在1.7-1.8x，2026年开始A股对“算电协同”的预期拉升至2.0x，与欧洲上市公司类似；但中国电力供需远强于欧洲，国产芯片（核心股）突破后国内电力AI浓度有望超过欧洲。
国内AI用电基本面：2028年前后可能随国产芯片（核心股）突破出现质变
本文定量分析未来中国算力（核心股）需求要达到什么规模才会带动电力行业基本面发生重大影响。1）在基准情形下（2026-27年每年国内新增AIDC用电需求5G（核心股）W，2028-30年国产芯片（核心股）实质性突破后新增20/30/30GW的算力），2030年前后我国支撑AI发展的基荷电源或会面临短缺；乐观情形下（2028-30额外新增30GW/年），2028年我国算力投资一旦出现突破性增长，火电等可靠电源就可能出现紧张情形；2）考虑乐观情形下的AI电力需求，即便是新型储能大量投产可能也无法撼动火电的地位，容量电价依然会呈现上涨趋势；3）乐观情形下，绿证的供需2030年前就可能会出现短缺。
我们认为市场尚未正确理解中国特色的“算电协同”
“算电协同”海外模式纷繁复杂，既有表前也有表后，既有物理直连也有虚拟合约，部分项目也因电网介入而搁置。事实上，政府干预电力市场海外也不是个例，“戴着镣铐跳舞”不是中国IPP独有的。不过，我们不认为被确立为国家战略的中国特色“算电协同”，会像欧美那样是为了服务私有“算力（核心股）”而赚取暴利的个体项目。中央政治局顶层设计的"六张网"意味着token未来会和电、水、气一样成为可以深入惠及中国所有企业与民众的生产要素，发电、电网、运营商央企或是这波基建的主力军，也是中国AI竞赛有望弯道超车的重要基础——这也是我们对2028-30年AI需求乐观预期的基础。
投资逻辑
参照美国经验，国内算力（核心股）需求一旦出现突破性增长，估值提升有望先行，基本面再逐步兑现。1）火电（核心股）或最先受益于尖峰容量的紧缺。2）AI算力对绿证价格的弹性领先于电能量电价，存量新能源可能迎来量价齐升，增量风光项目或可最大程度上受益于“算电协同”带来的高质量发展。3）基荷电源的紧缺&清洁能源需求都利好核电（核心股）。
风险提示：点火价差可能承压；绿电消费等政策推进不及预期；电力供给是否可以得到有效控制；国产芯片（核心股）的突破与放量节奏不及预期。
正文
电力企业如何受益于AI投资高增
各国电力体制：管制 vs 市场
各国电力产业组织形式复杂，大方向上分为发输配售一体化模式（regulated）和发电侧、售电侧充分竞争（de-regulated）的市场化模式。前者典型的案例包括中国香港、美国密西西比等20余州、加拿大魁北克、挪威，后者包括中国大陆所有省份、美国德州及纽约等、德国、澳洲的维多利亚等。实操层面很多区域的电力体制介于两者之间，较为复杂多变。
电力企业也因当地体制区别分为公用事业（utility/regulated utility）和独立发电商（IPP，澳洲等地或称为merchant utility）：前者在区域内垄断经营供电，通常政府以有效资产回报率决定其利润和电价；后者的回报率与电价取决于市场竞争，绝非公用事业资产，只是各国在电力市场监管的思路上倾向于认为以发电站为代表的能源企业盈利能力不应波动太大。
对于Utility型电力公司来说，只要资本开支计划被政府批准，投资转固后就可以按照准许回报率（可能每3-5年会根据CPI和无风险利率调整）获得相应的利润；而下游用户不得不接受电力公司资本投资向电价的传导。所以，海外各国在人口与用电量增长停滞（摊销总收入的分母没有增长）后都会倾向于反对投资和涨电价，也就不难理解为什么海外很多国家本世纪以来电、水、气等各种公用事业资产的投资都需要补短板。
基本面：Utility和IPP如何受益于AI对能源的需求高增
Utility公用事业和IPP独立发电商两类电力企业都会受益于AI快速发展带来的电力需求增长。前者主要通过发、输、配各环节的资本开支增加来实现，当然投产转固后这部分回报通过电价在不同终端用户中如何分配，可能是美国当前面临的主要问题。独立发电商更直接受益于需求的增长，而供需在中期维度对发电企业回报率具有决定性的作用。
2021年迄今，美国Utility公司的ROE和PE、PB估值稳定性都显著高于IPP。其中，我们选取的美国Utility电力公司的样本包括Southern Company、Duke Energy在内的15家公司为样本，发电商的样本我们下文会具体阐述。可以看出，历史上来说公用事业型的电力企业ROE与PB、PE都相对稳定，ROE从2023年开始有小幅上行，主要是得益于：
1. 大部分Utility上市公司都是千亿美元市值、历史悠久的大公司，体内不仅包含公用事业子公司，也有占比不高的发电业务（例如全球市值最大的电力企业NEE体内既包括全美最大的清洁能源IPP发电商NEER，也包括佛罗里达的发输配售一体化Utility企业FPL），和其他（核心股）发电企业一样受益于AI需求和气价上涨带来的电价上涨；
2. Utility公司受益于AIDC需求激增需要大量额外资本开支。以Dominion Energy Virginia为代表的PJM Utility公司在2025年申请上调ROE从9.7%至10.4%，理由是当前遇到的资本开支压力史无前例（1992年迄今首次申请上调基础电费）。
3. 最主要的原因是，欧美管制业务回报率依据无风险利率和CPI定期重置，2020年之后美债利率的上行影响了管制回报率典型案例如 FPL就因为国债收益率超过2.49%在2022年9月回报率从10.6%自动上调到10.8%，2025年新的一期4年协议继续上调至接近11%。又如2023年Duke Energy在北卡上调了回报率（从9.6%至10.1%）。
我国能源局在2023年就初步确立了中国电力市场的结构，但是除了电能量市场从2015年“9号文”开始改革迄今已经初具成效，其他（核心股）三大市场还在完善中。AIDC带动的用电量和尖峰负荷的增长，会直接影响电能量和容量两个市场的供需，最终影响发电企业的收入和利润。火电（核心股）容量市场和辅助服务的收益持续增长，两者的供需越来越多影响火电的利润。对于中国的清洁能源来说，AI用电需求的增长主要体现在电能量电价的弹性上。
以美国为例：AI能源需求对电价与股价的影响
2025美国气电利用小时仅3500，在2026-30年用电量增速3.7%的假设下，我们预测2030年之前美国气电利用小时也很难超过4000，远低于中国2025年4147的利用小时水平，所以我们认为即便在美国AI用电量的增长也很难大范围带动电能量电价上行。但是，2025年美国用电负荷相比基荷电源的冗余度仅12%，AIDC的并网对容量市场的供需压力非常大，所以我们看到以PJM为代表的区域容量电价2024年开始出现了明显上涨。
电能量电价：随气价波动，全国层面点火价差并未扩张，PJM创10年新高
我们在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》中论述过，中美电量结构中火电（核心股）和新能源比例接近，所以中国的煤价和美国的气价对大部分地区的电价都有较大的影响。所以想要分析供需对电能量电价的影响，在火电大省都需要关注“点火价差”（电价-燃料成本）而并非电能量电价本身。
2022年“俄乌冲突”后美国天然气（核心股）价格快速回落，2024年开始再次步入温和上涨通道，带动批发侧电价上涨（气电是美国的主力电源，也是大部分ISO的边际定价者）。美国电价、气价季节性波动较大，点火价差的高点通常在夏天（用气淡季+用电旺季）。2021年来，全国层面点火价差的阶段性高点在2023年，此后虽然马斯克、黄仁勋等KOL开始提及电力短缺，但“缺电”并没有带动点火价差明显修复。不过在美国AIDC第一大区域PJM，电价的绝对值和点火价差都在2026年初创出十年新高。
北美最大的独立发电商Vistra不断上调PJM区域的点火价差，主要是因为天然气（核心股）期货价格的下降（电力期货价格也随之下降），但是公司预期PJM区域的点火价差在2026-28年会持续扩大，不同于加州、德州等区域，节点的点火价差可能收窄。
容量电价：2024年PJM的容量拍卖结果同比上涨超8倍，纽约和新英格兰温和上涨
美国各州电力体制不同，并不是所有ISO都有容量市场的设计，关于美国各州的市场设计可以参考我们的报告《公用事业: 中美电价剪刀差：大国的相同与不同》。我们以目前资本市场关注度最高的PJM为例，可以看到容量市场的拍卖价格在2024年6月出现了833%的同比上涨（交割产品2025/26年delivery），此后持续创出新高。PJM西部的MISO在2025年4月的拍卖结果达到了666.5元/MW，甚至超过了PJM；但今年4月的容量拍卖出现了明显回落。NY的容量拍卖在2026年夏季同比增长14%，2027年夏季NE的容量交付价格同比上涨38%，均显示出不同程度的电力缺口。
算电协同：模式多样，主要都是服务于特定科技巨头的私有算力（核心股）扩张
从海外实践看，“算电协同”的模式多种多样，但主要都是服务于特定科技巨头的私有算力（核心股）扩张，典型模式包括：
1、 绿电PPA，解决AIDC的低碳能源需求。1）Microsoft于2024年5月与Brookfield达成10.5G（核心股）W全球可再生能源框架协议（2026-30年陆续投产），投资规模超100亿美元，专门用于支撑其美国和欧洲的AI数据中心及Azure云服务。2）Meta于2025年与美国最大非上市的独立发电商Invenergy签署791MW新建的风光购电协议（分布在田纳西、阿肯色和俄亥俄），累计合作1.8GW，电力直接注入当地电网后由Meta获取清洁能源信用额度以抵消其数据中心碳足迹，Meta签署的知名20年PPA还包括2025年与Constellation合作重启伊利诺伊的Clinton核电（核心股）站、2026年与Vistra签署的2.6G（核心股）W俄亥俄和宾夕法尼亚的核电项目。3）2026年Google与Clearway签署了1.2 GW 清洁能源供电协议（分布在密苏里、德州和佛吉尼亚），与Total Energies签署了1GW德州新建的光伏PPA。
2、 物理直连，解决AIDC并网需求，节约能源成本。1）美国数据中心运营商DPO的大部分项目都与存量电厂表后物理直连（behind-the-meter，例如与CWPCo在威斯康辛的合作和德州100MW的风电（核心股）场。2）在德州多地，Microsoft、Oracle、OpenAI、Meta、Google、Softbank、Fermi America等计划开发规模超过20 GW的表后数据中心，源于当地ERCOT 完善的大型数据中心并网规则（NPRR1308和NOGRR282）和全美顶尖的风光和天然气（核心股）资源。3）Forestalia 在西班牙阿拉贡的3个AIDC项目都是由园区内的风光项目直接供电。4）Talen备受关注的在宾夕法尼亚的核电（核心股）原计划向AWS表后供电，但遭到了FERC否决，可见算电物理直连也并不适用于所有案例。
3、 绿电直供，解决电网传输瓶颈。2024年Google宣布与Intersect Power和TPG在同一地点同时建设电厂与AIDC的绿电直供项目（发用两侧接入统调电网同一节点）。事实上，英国、美国德州、南欧等多地都有类似的共址（co-located）算电协同项目，可以大幅降低供电成本和节约并网时间。
4、 厂址出售，解决AIDC的用电、土地和用水需求。1）RWE 在2025年以2.65亿美元将英国Didcot退役煤电厂址出售给AWS建设数据中心。2）Google与Tennessee Valley Authority合作在阿拉巴马州Widows Creek退役煤电厂原址建设数据中心，并通过TVA地区的413MW光伏（核心股）项目供电。
复盘美国发电龙头：“算电协同”叙事与映射主导板块β超过20个月
我们通过复盘全美上市时间最长的龙头发电商Vistra的股价（2020年迄今），可以梳理出美国交易“算电协同”与发电企业的脉络：
2020-22年股价表现相对平稳：2021年业绩受德州风暴影响出现亏损，市值低点公司持续回购，1Q22的DPS同比增长13%，从2021年11月至2022年回购比例超20%。
虽然公司火电（核心股）装机占比过半，燃料成本对其盈利影响较大，但公司收入端（电能量出售）与成本端（天然气（核心股）和煤炭（核心股）采购）高比例套期保值，有效对冲了大宗商品价格波动，例如2022年公司GAAP出现亏损，但EBITDA创历史新高（未实现的套期保值头寸按照公允价值变动计入利润表，但不影响调整后的EBITDA和现金流）。
市场对资本开支和并购反馈正面：1）即便是在“AI缺电”并不明显的2023年，公司对Energy Harbor的收购获得资本市场高度认可；美国司法部向联邦能源管理委员会（FERC）提交文件质疑该收购可能导致PJM垄断时股价大跌，获得最终核准并在次年完成交易的过程中股价持续上涨；2）2025年公司宣布在德州新建燃气电厂、完成Lotus收购等时间点股价日内都出现明显涨幅。
2024年开始AI叙事成为股价重点：1）3月AWS与Talen签署核电（核心股）PPA，当时Talen尚未IPO，市场也还没有完全理解该模式的映射机会，但市场普遍开始关注AI电力的产业发展；2）9月Meta与Constellation签署1.1GW的核电PPA重启三里岛核电，市场认为这标志着AI核电时代正式开启，Vistra和已经上市的Talen作为同赛道龙头同步受益，当月股价上涨20%-30%，与Constellation涨幅不相上下；3）11月，FERC否决了Talen扩容Susquehanna表后供电的申请，开盘时Talen和Vistra股价下跌6%/4%，Constellation大跌12%；4）虽然Vistra在2024年完全没有宣布过任何AIDC订单，但股价涨幅361%，甚至跑赢了已经斩获订单的两个同行Talen和Constellation。
2025年9月Vistra向SEC提交文件宣布与大型公司签订20年PPA，但因为公司不肯公开客户名字，市场对“算电协同”心存怀疑，即便公司在11月业绩会上宣布该PPA可以增厚自由现金流 8%-10%，股价表现依然疲软。直到公司2026年1月宣布Meta 的2.6G（核心股）W PPA，并在2月承认第一个PPA的客户为AWS，市场才重拾信心。
事实上，因为全行业“算电协同”的无差别叙事交易与简单映射已经充分演绎，相关公司股价普遍在2025年9月开始出现回调（也有联储鹰派言论的影响），下一步市场可能更关注实际订单与EPS的兑现。当然，在这过程中关于AIDC的真实需求是否被夸大的讨论长期存在，例如AES将俄亥俄州的真实并网需求下调50%、MISO最新一期容量电价同比下降、1Q26全球燃气轮机（核心股）订单环比下滑等，都是在股价高点被广泛谈论的“利空”信号。
市场更看重超预期的催化剂，包括技术路线的革新，例如Oracle的燃料电池（SOFC）2.8GW大单推升Bloom Energy股价在2026年5月创历史新高。
全球维度来看，中国发电企业依然低估
全球发电企业：ROE波动大，政府干预电力市场是各国普遍现象
发电公司不同于公用事业型电力企业，盈利波动较大，国内的火电（核心股）股PB始终不高。核电（核心股）、风光全面入市后，电价受供需与煤价影响，2021-23年周期上行，2024-26年周期下行；投资者眼中原本盈利稳定的清洁能源也面临周期扰动，市场认为不稳定的ROE估值应承压。我们选取欧美市值最大的IPP企业与中国比较，发现大家ROE稳定性均不高。
为了更客观反映企业盈利能力的变化，我们还考虑剔除非现金影响的EBITDA指标，以（调整后EBITDA/Equity）来观察三地发电企业盈利能力。可以看出：
2021年2月德州暴风雪导致美国东部电价大涨，2Q-4Q21部分发电企业盈利能力处于高位（1Q21普遍因为极端气候出现亏损），随后回落至正常水平，4Q21-3Q22欧美发电企业盈利能力相近。2024-25年开始，美国IPP盈利能力逐渐提升，2025年甚至已经恢复到高于2021年的水平。
欧洲发电企业的回报率在2022年高气价高电价的年份见顶，2023-26年随电价下滑，2024年开始甚至低于中国；欧洲70%+电量来自非化石能源，边际定价的电力市场中一次能源高企可能短期影响火电（核心股）利润，但会显著利好清洁能源的收入与盈利。
2021-25年我国发电公司的盈利能力稳定性高于欧美。
甚至各国政府对电价相对稳定的诉求也是一致的：2022年俄乌冲突和能源危机时德国、法国等纷纷下场修改规则压制电价或对发电企业征收暴利税，2025年美国居民电价开始上涨后政府顺应民意修改AIDC并网结算的规则等。政府对电力市场的干预在各国普遍存在， 2025年美国发电公司股价见顶部分也源于担忧PJM、FERC对PPA和容量电价的介入，全球发电企业都是“戴着镣铐跳舞”——虽然IPP发电企业不是纯粹的公用事业，但是各国政府的监管思路“类公用事业”，希望发电企业不要赚取暴利，但也不能长期亏损。
2023年开始，美国的IPP公司PB一路飙升，主要反映的是尚未兑现的预期而不是现实。2025年来美国发电站 的ROE有所恢复，但至少到1Q26还没有呈现出足够支撑两位数PB的回报率。一方面我们可以理解AIDC的长期PPA稳定锁定了高回报率的项目，PPA结算时会提升公司ROE，还可以进一步提升盈利稳定性，而估值已经提前反映了该预期。另一方面，容量电价的持续提升从2025年夏季才开始逐步反映到利润，大规模AIDC并网后美国点火价差有可能进一步上涨（正如我们前文预测的火电（核心股）利用小时2027-30或提升）。
欧洲发电商历史的ROE低于中国，2023年之前欧洲发电公司PB（LF）相比中国有明显溢价，随着2022年后欧洲电价下行，欧洲可比公司的PB显著下降至低于中国的水平，2025年来有所回升。2H21-1H23欧美电力股PB接近，随后走出明显剪刀差：欧洲PB从2.6下降至1.2,2025年回升至1.5-2.0；美国则从2.5提升至14.5。欧美AIDC并网都存在严重瓶颈，2024年来也陆续都有“算电协同”项目落地，但是显然美国电力供需更加紧缺，AI叙事对估值的拉动远胜于欧洲。可见“算电协同”项目落地不是估值显著提升的充分条件，电力市场供需才是单体项目或整体市场盈利高低与可持续性的核心。
从这个角度来说，中国发电企业的PB一定程度上被低估，因为我国电能量市场的紧缺程度在2021-25年远高于美国。我国火电（核心股）利用小时迄今还没有下4000，美国稳定在3600-3800左右，欧洲已经跌至2500以下。这一方面源于各国电量需求增速不同，另一方面也是能源转型的结果：欧洲2024年火电装机占比仅29%，远低于中美的40%/63%；2025年电量占比29%，远低于中美的54%/53%——欧洲风光定价的电能量体系相对一次能源价格更低，且德国、北欧、东欧、伊比利亚等几乎都没有建立电力容量市场，火电生存空间狭窄，反之风光电价也得不到化石能源价格的支撑，即便在AI军备竞赛之前欧洲也缺乏北美那些愿意支付高价PPA的互联网大厂，这也是欧洲IPP的ROE显著低于中美的原因。
中国电力对AI的承载力：乐观情形2029-30年瓶颈可能与美国相似
我们对中美欧新增AIDC的IT产能预测如下：
基准情形下，假设2026-27年国内新增5G（核心股）W/年AIDC，2028-30年国产芯片（核心股）突破后新增20/30/30GW的算力（核心股）；乐观情形下我们假设2028-30我国每年额外新增30GW算力；
根据Reuters、Aterio等预测，我们假设2026年美国新增13-14GW，2027-30年年均新增40GW左右，2026-30年目前排队的150-200GW产能AIDC基本全部并网；
欧洲的权威预测较少，我们参考欧盟2025年5月官方发布的《The AI Continent Action Plan》预测5-7年内产能增长3倍以上，当然我们也注意到ICIS、IMF、McKinsey等机构预测普遍认为欧盟的目标几乎不可能完成；
我们的乐观预测意味着，我国在解决芯片瓶颈后，“十五五”算力（核心股）增量不输给美国，虽然因为基础偏弱、起步较晚到2030年算力还是小于美国，但“十六五”有望反超。
在我们的预测下，以IDC（各国增量几乎都是AIDC，除中国外大量传统IDC到期改造，且本质上AIDC和IDC在电力和电量需求上没有差异）的IT容量/全口径装机容量的指标来说，中国2025年的AI承载力0.8%显著低于美国3.9%，更低于欧洲1.1%。展望2030年，欧洲假设3倍计划如期完成，且供给侧不新增装机，AI浓度可能会达到3.2%（北美2025年的水平），但依然低于美国当前状态，所以欧洲如果发生AI“缺电”可能更多卡点还在电网。基准情形下，中国2028-29年AI浓度才能超过2025年全球均值1.3%；2030年无论是基准情形下的2.0%还是乐观假设下的3.4%，都仍然低于美国现在的水平3.9%。
但如果我们把分母换成基荷电源，就完全不一样了；考虑到储能（核心股）建设速度较快，2030年之前的投产预测难度较高，我们这里仅考虑火电（核心股）、核电（核心股）和水电等可控装机，主要分析AIDC对尖峰负荷与稳定供电的影响。在这种分析框架下，即便是基准情形中国2030年就会接近美国现在的水平，乐观情形下2030年中美都在9%-10%的水平上。这本质原因在于：中国基荷电源增速2026年开始下降，且“十五五”煤电因为“双碳”政策新增核准可能远小于“十四五”；而美国恰恰相反，2028年前后气电开始大规模投产，存量煤电退役因为“缺电”延迟。所以AIDC建设对基荷电源的需求角度来说，中国并不像大家表面理解的那么宽裕。
正确理解中国特色的“算电协同”
当前资本市场对国内“算电协同”的理解存在偏差，普遍将其简单等同于欧美市场的“物理直连”模式，以海外个案映射国内投资机会。我们认为这种认知框架需要被系统性修正。
欧美：“算电协同”模式多样，因地制宜
从海外实践看，“算电协同”的模式多种多样，但主要都是服务于特定科技巨头的私有算力（核心股）扩张，典型案例我们总结如下，具体内容可见前文，实际落地项目可能综合以下多种模式的特色。并且这类to-B类个体项目的很多细节并不公开，包括大家最关心的电价谈判、结算方式、PPA保底量和违约条款、过网费等，和其他（核心股）corporate-PPA一样都属于商业机密。
中国：基础设施优势助力中国AI发展或复制互联网时代的弯道超车
中国的算电协同绝非海外模式的简单复制，其底层逻辑是国家战略级的基础设施协同。
2026年4月中央政治局会议首次将"六张网"写入顶层设计，算力（核心股）网与水网、新型电网、新一代通信网、城市地下管网、物流网列成为同一级别的国家基础设施。算电协同承担着推动区域协调发展、保障国家算力安全、完善新型电力系统的多重使命，其核心是将我国电力系统的产业优势转化为数字经济的竞争优势，其终极目标是让AI Token成为水、电、气、5G（核心股）信号一样的公用事业，实现"算力平权"，而非服务于个别互联网巨头的私有扩张。战略高度决定了中国“算电协同”不是欧美大厂的个体项目，而是系统性的国家级工程。
在国家大政方针的指引下，央企大概率会成为“算电协同”的主力军，在新的征程中承担新的历史使命。“五大六小”、三大运营商与“两网”等央企可能会充分利用其融资成本优势与基建能力，成为本轮资本开支的主力，推动算力（核心股）与电力的大规模建设。电力节点、算力集群与通信枢纽互相耦合，协同发展，就像把电送到千家万户一样，让中国小微企业和普通百姓都可以享受科技发展的红利。
相应地，国家战略层面的“算电直连”和其他（核心股）五张网一样，运营商层面都难有“暴利”，但会有合理回报，与城燃公司、供水企业等类似，量增逻辑多于价涨。在2000年互联网发展时代，中国虽然起步晚于欧美发达国家，但中国具有全球竞争力的能源价格、物流价格、通信价格等已经创造了我国凭借基础设施和应用场景弯道超车的奇迹。
投资逻辑：绿电核电（核心股）看煤价&绿证，火电（核心股）看容量电价&点火价差
中国火电（核心股）：或充分受益于新增AIDC带来的容量电价弹性
正如PJM市场所展示的，AIDC需求可能带动容量供需在全国或区域层面发生重大变化。根据我们下图的测算，中国2028年之前火电（核心股）的利用小时远高于美国，区域层面至少部分省份点火价差很有可能在2026年开始的煤价上涨趋势中稳定甚至扩张。中国电力（容量）的供需系数与美国相近，两国2026-30年都非常紧张，我们认为AIDC的超预期需求很有可能带动中国容量电价超预期上涨。
对于火电（核心股）容量电价影响最大的不是新能源，而是储能（核心股）。根据我们2025年12月的报告《电价：“电量”向左，“容量+调节”向右》的测算，即便在容量电价标准高达330元/千瓦的甘肃，独立储能电站两充两放也需要峰谷价差0.35元/度才可以有6%-7%的资本金IRR，抽蓄至少需要0.2-0.3元（该要求低于电化学储能，因为抽蓄的造价和LCOS低于前者）；而火电对现货峰谷价差的要求仅0.2-0.3元/度，比各种技术路线的储能资产都更低。所以我们认为，长期来看，火电凭借成本优势，无惧储能的挑战。并且我们注意到，随着2025年开始独立储能的大规模投产，部分省份现货价差已经开始出现明显下降，2026年4/5月全国新型储能投产连续出现同比下滑，电网侧独立储能增速高位回落。
前文基准情形下，假设2026-30年我国新增新型储能（核心股）12.5亿千瓦时，我们预计用来确定容量电价的供需系数“十五五”会高位下行；若不考虑新型储能，仅考虑抽蓄，我国容量电价或维持稳定；若仅考虑基荷电源，我国装机冗余度也会接近零。乐观考虑，若2028-30年我国额外每年新增30GW算力（核心股）（相比基准假设），2030年我国容量的供需即便考虑储能也依然非常紧张，仅考虑基荷电源我国会面临和美国类似的情况。
截止2025年，我国容量电价占火电（核心股）企业利润的比例远低于美国PJM区域的火电，因为我国当前容量相对PJM宽松、容量补偿标准不及PJM拍卖结果的30%。同时，我国代表火电企业点火价差明显高于全美平均水平，也是我国火电利用小时更高的合理结果。
中国清洁能源：赋能我国算力（核心股）战略，绿证价格可能迎来普涨
2025年2月《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（262号文）明确划定六大强制消费行业——钢铁（核心股）、有色、建材、石化、化工（核心股）及数据中心，要求2030年绿电消纳比例不低于全国可再生能源电力总量消纳权重（预计45%-50%），国家枢纽节点新建数据中心绿电消纳比例不低于80%。2026年6月，发改能源〔2026〕622号印发的《非化石能源电力消费核算指南》更是明确了“十五五”电力绿色属性（=电力的碳成本）会得到更明确的定价，绿证从“补充凭证”升级为“基本核算工具”。所以，不同于美国，我国AIDC用电对清洁能源电量的拉动更明显。根据我们测算，乐观情形（假设与前文一致）下2030年我国风光电量的供需相比现在会有显著改善。
我们不认为国企电力运营商会特别大幅度受益于“点对点直连”形式的单体项目，我们更关心算力（核心股）需求单来的消纳优势与绿证价格弹性。4月政治局会议明确提出六网规划，已经定义“电力+算力”两网协同是为了打造token为全国人民刚需的生活和生产要素，这意味着未来算力在中国的增量可能远超市场预期。不同于海外，AI产业链的需求可能会以大模型、云厂和数据中心的盈利为决定因素，我国算力的发展眼光更长远、视角更清晰。
参照美国经验，国内算力（核心股）需求一旦出现突破性增长，估值提升有望先行，基本面再逐步兑现，所以我们自年初以来不断关注行业的估值修复：
1） 火电（核心股）或最先受益于尖峰容量的紧缺，煤电联营的火电公司在煤价上涨的周期中，相比需要大量外购煤的纯火电公司，更受益于电价上涨。
2） AI算力（核心股）对绿证价格的弹性领先于电能量电价，存量新能源可能迎来量价齐升，增量风光项目或可最大程度上受益于“算电协同”带来的高质量发展。
3）基荷电源的紧缺&清洁能源需求都利好核电（核心股）。
风险提示
火电（核心股）的点火价差在利用小时下行阶段可能承压。我国火电利用小时至少短期内难以避免会下滑，火电公司在煤价上涨的年份是否可以维持住当前的边际利润需要观察。火电作为边际定价者，可以获取的价差也决定了所有可再生能源的上网电价，对于整个电力系统的盈利与估值都有决定性意义。
政策推进不及预期。碳市场扩容进度、绿证交易政策、算电协同的模式都具有不确定性，若政策推进不及预期，将影响相关标的业绩释放。
需求超预期的同时，供给侧增速也有可能相应提速，火电（核心股）和绿电的盈利能力中期维度取决于供给。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（核心股）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，是决定未来价格和盈利走势的关键。
AIDC需求本质上取决于国产芯片（核心股）技术的突破与放量节奏。国产芯片的研发与生产存在较大瓶颈，进口芯片受国际关系影响政策多变，国产算力（核心股）的需求主要取决于国内芯片的突破。
文章来源
研报《中国“算电协同”：全球范围内低估的AI资产》2026年6月14日
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作者：congcong
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来源：TechFM
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