深度 | 算电协同行业:政策演进、市场空间、受益方向、产业链深度梳理

1.算电协同

算电协同是指通过数字化、智能化技术将算力基础设施与电力系统深度融合，实现算力负荷与电力供应的双向互动与优化配置。

算电协同是算力与电力相互支持与优化。其核心内涵体现为两个层面：一是“电支撑算”，即通过绿电直供、源网荷储一体化等手段，为算力中心提供稳定、低成本、零碳的电力保障；二是“算优化电”，即利用AI算法和大数据分析预测新能源发电波动，实时调控算力负荷，使数据中心从单纯的“用电大户”转变为电力系统的“柔性调节资源”，通过虚拟电厂等形式参与电网调峰、调频等辅助服务。

根据中国能建公众号，AI大模型的一次训练耗电量堪比一座小城全年用量，算电协同，不是简单的“给数据中心拉根电线”，而是一个从顶层规划到技术落地、从标准制定到生态构建的系统工程。电力为算力中心提供稳定、低成本、绿色的电力，保障AI等高耗能计算任务的可持续运行。利用算力负荷的灵活性（如任务可中断、可迁移），作为一种可调度的“虚拟”资源参与电网的削峰填谷和需求响应，提升电网运行效率和新能源消纳能力。算电协同属于数字经济与能源产业的交叉领域，是构建“数字中国”和实现“双碳”目标的关键一环。

2.从行业概念上升为国家战略

算电协同配套政策规划已久，顶层设计大力支持。2026年3月，《2026年国务院政府工作报告》首次提出实施超大规模算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，支持公共云发展。根据国家发改委等四部门《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，国家枢纽节点新建数据中心到2025年绿电占比需达到80%以上，绿电直供、绿证交易及长期PPA机制有望加速落地，算力中心锁定长期低价绿电能力将成为重要竞争要素。2025年3月，国家发展改革委等部门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中要求国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例在80%基础上进一步提升，引导数据中心通过绿电/绿证/PPA锁定长期绿电供应。

3.算电协同的作用

算电协同的作用是能提高数据中心的内部收益率，推动绿电消纳，形成比特与瓦特的智能闭环。算电协同通过推动算力基础设施与电力系统协同规划和调度，使数据中心能够根据电价与绿电出力灵活安排算力任务，降低能源成本并提升能源利用效率，从而提高数据中心项目的内部收益率。同时，算力负荷可与风电、光伏等波动性新能源发电相匹配，在新能源出力高峰时增加算力需求，促进绿电消纳，减少弃风弃光。通过算力调度与电力供给的双向互动，逐步形成“比特驱动瓦特、瓦特支撑比特”的智能闭环体系。

4.算电协同关键举措

算电协同的关键举措“源荷互动”，是指通过发电侧与算力中心负荷侧双向互动，实现可再生能源的平衡消纳，其主要形式包括“荷随源转”和“源随荷建”两种。

“荷随源转”旨在推动算力中心与清洁能源基地协同规划，解决东西部算电空间错配问题。东部算力需求旺盛，但能源紧张、电力成本高；西部绿电资源丰富、算力成本低，却受限于带宽小、传输成本高，产业配套不足。需依托电力价格机制，引导算力中心向绿电富集地区布局，推动新能源就近消纳。在清洁能源区开展源网荷储试点，算力集聚区发展分布式新能源与绿电交易，统筹优化电网规划。

“源随荷建”指算力企业通过自建新能源发电项目，满足自身绿色用能需求。自建分布式光伏、绿电直供等模式，是国际规则下减少争议、提升竞争力的有效方式。传统电网中，电力因同质性难以明确来源，而此类模式可直接供应新能源电力，使碳排放核算清晰易懂，直观体现绿电环境价值，契合国际规则，有效减少因电力来源模糊引发的争议。

“储荷互动”通过储能与算力中心联动，提升用电可靠性与经济性。储能既可参与电网调峰、利用峰谷电价创造收益，也能作为应急电源保障供电安全。算力中心储能分为服务器内部储能与备用电源，后者优化空间较大。目前备用电源多采用UPS+柴油发电机模式，虽供电稳定，但依赖化石能源、碳排放高，且年运行时间仅约6小时，利用率极低。以新型储能、氢燃料电池替代柴油发电机，可实现环保与效益双赢，谷歌、中国移动湖南株洲数据中心已开展相关应用。

算力中心源网荷储一体化通过整合电源、电网、负荷与储能资源，实现能源高效利用和优化配置，可在园区级、市（县）级、区域（省）级三个层级推进。园区级源网荷储一体化以负荷为中心，搭配分布式发电、并网微电网及充电设施，采用绿电直供为算力中心供电，实现可再生能源就近消纳。项目多由同一主体建设运营，投资与建设门槛较高，目前行业内已有多个实践案例：广西来宾新能源数据中心探索以风电作为主电源的一体化建设；中金数据在内蒙古乌兰察布推进相关项目，运用主动配电网、可再生能源利用等技术打造低碳算力基地。

市（县）级与区域级层面，采取新能源电站与算力中心异地建设模式，新能源电力并入公共电网统一调度，算力中心通过绿电绿证交易确认绿色用能权益，构建源网荷储高效互动体系。该模式选址灵活、运行成本低、供电稳定性强，落地需地方政府、区域电网与电力市场多方协同配合。

根据普华有策，我国“算电协同”的发展可划分为三个阶段：

1.第一阶段：概念萌芽期(2021-2022年)

“十四五”开局之年，“东数西算”工程正式启动，业界开始关注数据中心西迁带来的能源配套问题。这一阶段，算力与电力仍处于相对独立规划状态，但部分地区开始探索数据中心参与电力需求响应的可行性，为后续协同奠定认知基础。

2.第二阶段：政策导入期(2023-2024年)

2023年底，《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》首次在国家层面提出“算力电力协同”。此后，《加快构建新型电力系统行动方案》《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》相继出台，明确开展算电协同试点、提升数据中心可再生能源比例等任务。政策开始从概念引导转向具体部署，京津冀、长三角、内蒙古等算力枢纽节点陆续启动先行先试项目。

3.第三阶段：战略落地期(2025年至今)

2025年，国家能源局将“算力负荷”正式纳入可调度资源范畴，与工业、商业负荷并列。2026年3月，政府工作报告首次将“算电协同”写入国家战略，作为新基建工程重点推进。同期，国家发改委明确将统筹推进算力网、电力网等“六张网”建设，国家电网“十五五”投资规划大幅增长。至此，算电协同完成了从地方试点到国家战略的跃升。

1.新建项目大多采用物理直供

物理直供是指在西部绿电富集区（光伏或风电场旁）新建数据中心，直接铺设专用线路供电，实现"源网荷储"一体化，将“电源”、“电网”、“负荷”、“储能”四个环节深度融合与协同，来解决电力系统瞬时平衡的难题。典型案例是宁夏中卫50万千瓦"源网荷储"光伏项目，其供电方式为π形接线接入750千伏变电站，建设4条110千伏线路直连数据中心。运营模式为配套储能系统实现24小时不间断绿电覆盖，光伏发电时段采用物理直供，夜间或阴雨天通过风电虚拟直供填补缺口。新能源企业获得稳定消纳渠道，数据中心降低用能成本，双方共享绿电溢价收益。

2.存量改造通常采用虚拟直供方式

东部数据中心通过电力交易市场与西部绿电企业签订长期协议（"绿证+实际电量"组合），间接使用西部绿电。典型案例是芜湖数据中心"源网荷储一体化"项目，通过虚拟电厂参与电网调节，AI电力交易辅助决策系统实现负荷弹性管理。收益机制为峰谷电价差套利，利用储能系统在低价时段充电、高价时段放电，并参与电网削峰填谷获取辅助服务收益，还有绿证收益和碳减排收益。调度采用"风光出力-充电负荷"耦合模型，新能源发电时段引导90%负荷满功率运行，电网高峰时段自动削减60%功率。山东烟台虚拟电厂2025年1-11月累计收益2180万元，其中现货套利980万元、辅助服务补贴720万元、碳收益480万元，用户分润占比85%，企业平均用电成本降低18%。

3.集群直供也是一种实现形式

在绿电富集区建设汇集站，在东部算力需求区建设数据中心集群，中间通过特高压直流输电线路进行物理连接。既不像物理直供一样临近也不像虚拟直供一样混在公网里。虽然跨越数千公里，但通过特高压形成了一条专用的输电物理通道。典型案例是上海临港"沪闽算力集群"项目。上海侧算力中心接入电力、算力双内网，精准对接虚拟电厂平台与电信“息壤-云霆”算力调度平台；福建侧则提供算力资源，复刻与上海一致的任务运行环境。依托中国电信跨省专线，项目在电力与算力内网间搭建安全API接口通道，低延迟、大带宽的网络保障，让沪闽两地算力数据传输快且稳。

算电协同的商业模式核心在于通过优化电力资源的配置，降低算力服务的成本，并从中获取收益。其利润主要来源于电力成本节约和增值服务提供。在数据中心的运行周期，电力是比较重要的成本项，通过绿电的成本优势，可以降低数据中心运行期间的电力成本。通过物理直供或虚拟直供，获取远低于东部工商业电价的西部绿电，是核心利润来源。

算电协同主要有以下几种商业模式：

1.合同能源管理（EMC）模式

第三方能源服务商投资建设新能源发电中心，数据中心以优惠电价购电，双方分享节能收益。数据中心不承担前期投资，财务门槛较低。

2.长期购电协议（PPA）模式

数据中心与新能源电站签署10-20年长期协议，锁定低价绿电，新能源企业获得稳定收益。

3.能算一体化综合能源服务

以算力调度平台为核心控制引擎，以储能设备、分布式可再生能源与区域电网为资源支撑，通过统一的资源调配策略与能碳管理模型，实现从任务接收到能源调度、碳排跟踪、交易结算的全过程闭环控制。

4.虚拟电厂参与电力现货市场

通过构建面向市场化运行的资源交易体系，推动用户侧算力节点与电网侧现货市场、调度平台、综合能源管理系统实现直接联动。

1.算电协同市场空间广阔

根据国际能源署(IEA)数据，2024年全球数据中心的总耗电量高达415太瓦时，占全球总用电量的1.5%，与英国全年的用电量相当，自2017年以来，全球数据中心电力消耗年均增长约12%，全球发达经济体数据中心用电增量将贡献整体电力需求增长的20%以上。其中，美国数据中心在这其中占据了最大的份额，达到了180太瓦时，占全球总量的45%。中国和欧洲的数据中心耗电量分别占据了25%和15%的份额。IEA预测，在最糟糕的情况下，到2026年全球数据中心、人工智能和加密货币的耗电量将达1000𝑇𝑊ℎ9，与整个日本的用电量相当。按照中国数据中心用电量2019-2024年均增长率15%计算，加上政策要求绿电比率应达到80%，则2026年算电协同规模估计约有110太瓦时。截至2026年2月，全国已有涵盖算力中心在内的84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦。同时，全国统一电力市场体系初步建成，绿电市场日趋成熟，2025年绿电交易电量同比增长38.3%，绿证交易量更是激增1.2倍，绿电与算力结合前景广阔。

2.算电协同带动算力能源行业发展

（1）绿电枢纽有效降低电力成本

截至2025年底，我国风光发电合计装机规模占全球风光发电总装机的近一半，全社会用电量中绿电占比近四成，得益于此，内蒙古乌兰察布等西部枢纽节点的算力中心用电成本可低至每度0.3元以下，形成了显著的“绿电洼地”效应。中国信通院的测算显示，电力成本占数据中心运营总成本的60%至70%，更低的电力成本降低了国内智算中心的运营成本。

（2）低成本电力成Token出海核心竞争力

电力成本优势直接体现在百万Token输出的成本上：中国模型每百万Token输入仅需0.5-1.5美元，而美国模型百万Token输入高达约2.5-10美元，差距达5倍以上。成本优势推动中国Token出海规模爆发：据OpenRouter平台数据，2026年2月第三周，中国模型Token消耗占比达61%，首次超越美国（39%）。过去一个月（截至3月13日），MiniMaxM2.5以8.67TTokens、DeepSeekV3.2以3.68TTokens位列全球第一、第三。过去一年（2025年2月至2026年2月），中国模型Token消耗占比增幅达421%。这一“电力不出境、算力价值跨境”的新型数字贸易形态，正成为中国AI参与全球竞争的核心壁垒。

3.算力引擎叠加能源转型刚需，开启增长新周期

随着AI和清洁能源的持续发展，储能作为电力系统中不可或缺的灵活性资源，正发挥着越来越重要的作用。预计2026年全球储能装机438GWh，同比增长62%。

中国：预计2026年储能装机250GWh，同比增长67%。政府的政策激励、低碳转型和市场化驱动将继续推动储能行业的快速发展。

美国：预计2026年储能装机70GWh，同比增长35%。尽管OBBBA增加不确定性，但AI驱动的储能需求有望呈现刚性增长。

欧洲：预计2026年储能装机51GWh，同比增长55%。欧洲地区的储能发展受到清洁能源目标和能源安全需求的双重驱动。

新兴市场：预计2026年储能装机67GWh，同比增长91%。近几年新兴市场对储能需求激增，特别是在澳大利亚、中东、智利等地区。

算电协同是绿电供给、电网传输、智能调度、算力承载、储能调峰、市场交易的闭环产业链，核心是“电支撑算、算优化电”的双向赋能。绿电企业是产业链的能源底座与价值中枢，不仅提供清洁电力，更通过直供、源网荷储、虚拟电厂等模式深度参与系统协同，实现绿电消纳、成本优化与碳减排三重价值。

算力电力协同是以新型电力系统为支撑，以算力基础设施高质量发展和全国一体化算力网建设为指引，综合考虑全要素和全生命周期深化智能调度、源网荷储、新型供电与备电、绿电聚合供应等技术与机制创新，使算力与电力两大生产力在产业规划、生产运营、资源调度、市场体系等层面实现全局优化，打造技术先进、供需匹配、绿色低碳、安全可靠的绿色算力中心集群，支撑电力系统灵活调节和数智化转型，共同推动数字经济与能源经济高质量发展。

以中国能建旗下中电工程为例，首创算电协同一体化解决方案。中电工程提出涵盖时空维度的跨区级、区域级、用户级的分层分级的一体化融合解决方案，推动算、存、网、电多种资源协同互通，实现跨主体、跨架构、跨地域算力调度，降低算力使用成本和使用门槛，支撑全国一体化算力网建设发展。中电工程提出的多元素融合的源网荷储一体化创新解决方案，贯穿规划、设计、调度、运行等各环节，综合数据中心“风电、光伏、水电、储能、算力”多能体系，优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，实现源、网、荷发展的深度融合，推动电力生产消费体系革新。

梳理“算电协同”投资机会，主要包括三大方向：一是算电一体化的建设或转型，对应源网荷储、绿电转型；二是电网侧与算力中心侧的深度协同，对应智能电网；三是为“算电协同”提供基础设备，包括电网设备、储能设备等。

1.源网荷储

指算力中心源网荷储一体化，旨在通过整合电源侧、电网侧、负荷侧和储能侧资源，实现能源的高效利用和优化配置，重点指向具备算电一体化建设能力的建筑企业。

2.绿电转型

绿电运营商可在原有的绿电供应体系上增建算力中心以实现算电一体化，输出电力资源的同时还可以将电力资源转化为算力资源向外供应，重点指向已推进转型或准备布局的绿电运营商企业。

3.智能电网

通过电网侧与算力中心侧的深度协同，提升配电网的安全可靠性，如算力赋能电力系统，助力电网实现数字化、智能化运行，重点指向能源IT相关的计算机企业。

4.电网设备

电网设备是电力传输基础设施的提供者，需要满足智算中心高功率、可靠的供电需求，政策明确指出配电网高质量发展需要提升供电能力、抗灾能力与承载能力，重点指向特高压输变电等领域的相关设备企业。

5.储能设备

算力负荷具备高能耗、周期性、波动性的特征，对可靠性要求较高，同时政策明确提高数据中心绿电占比，因而必然需要储能设备对电力系统进行灵活调节，既参与负荷调峰，又平滑绿电输出，重点指向储能设备企业。

1.绿电供应不足是算力企业参与的难点之一

中电联数据显示，2024年全年绿电省内交易电量2048亿千瓦时，仅占全国省内交易电量的4.3%。北京电力交易中心调研显示，2023年105家参与绿电绿证交易的数据中心，绿色用能合计37.88亿千瓦时，仅占其总用电量的11%，且绿证成交量占比偏低。该机构测算，2030年数据中心绿电消费需求将达3600亿千瓦时，绿电绿证交易增长潜力巨大。当前我国绿电交易增速快但规模小，算力企业绿电交易仍面临诸多难点：东西部绿电供需失衡、东部绿电溢价高，省间输送受限、市场壁垒等导致跨省交易受阻，部分数据中心缺乏交易独立主体资格，绿色环境权益难以精确核定。

2.绿电直供仍有待提速

我国早在2021年就提出绿电直供概念，多个省份也出台了配套支持政策，但目前国内真正落地并稳定运营的绿电直供项目依旧极少，数据中心领域的相关实践仍停留在设计建设阶段的探索，尚无实际项目落地应用。园区级源网荷储一体化是绿电直供的核心模式，虽电价具备竞争力，但集中式新能源电站与配套储能占地广、用地成本高，长距离输电配套投资大，多数算力企业仍持观望态度。此外，项目投资的费用分摊机制不清晰，源网荷储技术细则与标准规范缺失，管理模式也不成熟，进一步制约了绿电直供模式的推广。

3. 算力负载调度不足

算力负载调度的核心是借助电力市场信号，引导算力中心灵活调整算力负载的执行时间与地点，既增强电力系统运行灵活性，又降低算力中心用能成本。算力负荷不同于常规负荷，可通过算力网络实现负载跨服务器转移，是兼具时间与空间调节潜力的柔性负荷，若充分利用该特性，可实现算力任务与电力资源跨时空协同，助力电网经济调度。

目前国内外企业均在积极探索相关应用。谷歌打造碳智能计算平台，依据区域电力结构与碳强度数据，让计算任务在低碳电力充足时运行，并可延后非紧急负载以减少碳足迹。蚂蚁集团通过绿色观测与优化体系，探测并优化负载资源消耗，采用弹性算力统一调度，重点优化存储、AI智能计算及在线业务负载，大幅提升资源利用效率。

1.国能日新

国能日新为国内新能源信息化领域龙头，深耕行业逾十六年，形成了覆盖“源、网、荷、储”全链条的信息化产品矩阵。公司盈利模式具备SaaS属性，功率预测业务客户粘性强，毛利率长期维持60%以上，业绩能见度较高。当前，分布式光伏“四可”政策落地、电力市场化改革提速、算电协同上升为国家战略。三条主线共振，公司传统核心业务正迎来结构性扩容，创新延伸业务亦加速向业绩兑现过渡。

2.中国电建

公司推动布局“算电协同”，有望受益算力&电力设计施工全产业链优势。根据经营数据公告，2025年，公司工程业务新签1.33万亿元，yoy+4.9%，其中能源电力类8416亿元，占比63%，yoy+10.3%。海外新签2863亿元，yoy+27.8%。25H1，公司数字化新签合同（包括数据中心、算力枢纽等）210亿元。25M12，新签华章宣化算力枢纽（合计135亿元）、广州黄埔高新数字智慧港（18亿元）等多个数据中心建设项目。

3.同力天启

多个储能项目持续落地，新能源业务快速扩张。公司自2022年完成对北京天启鸿源新能源科技股份有限公司51%股权收购以来，新能源业务实现了稳定增长，截至2025年前三季度，公司新能源利润占比约70%。2025年以来天启鸿源持续推进多个大型储能项目落地，河北承德围场920MWh共享储能电站等开始贡献容量租金收入，广东肇庆600MWh、贵州遵义600MWh等项目也持续推进，此外还中标中国能建2025年度储能系统集采0.25C/12GWh和0.5C/10GWh双标段；产能方面，公司在天津静海区的4GWh储能集成总装产能工厂已于2025年12月正式投产。

4.三晖电气

公司深耕能源领域多年，有望显著受益于算电协同的落地。3月5日国务院总理李强在作政府工作报告时，首次提及“算电协同”，计划实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，支持公共云发展。随着大模型的发展，特别是大模型参数规模和上下文长度的增加，对算力的需求也与日俱增，这也导致电力特别是绿电的相对紧缺，而储能则是调节绿电波动的“稳定器”。而公司作为国内领先的电能计量仪器制造商，长期致力于服务国家智能电网建设，积累了丰富的行业经验与技术实力，有望受益算电协同战略的实施。

5.其他公司

1.算力中心基本供能结构中的算电耦合点，是算电协同的物理基础

1）算力需求由IT设备处理，IT设备放置于列头柜内，列头柜经由UPS供电。2）列头柜内的IT设备由制冷设备维持在适宜的温度区间，制冷设备等动力设备部分经由UPS供电，部分直接由低压总配电柜供电。3）UPS系统配备蓄电池，在主电源中断时，维持关键设备无间断运行至少15分钟，确保了算力中心的供电可靠性。4）备电是用于保障算力中断时若干小时或能够继统运几个月等较长时间的关键基础设施。柴油发电系统是算力中心当前的主流备电之一。5）园区内其他辅助能源包括：光伏、用户侧独立储能等设备，主要用于探索智慧低碳园区、小规模源网荷储等。6）外电是算力中心的主电源，市电是算力中心当前的主流外电之一。

算电协同可以促进绿电消纳，同时对数据中心进行节能降耗。1）“点”协同：直接提高数据中心绿电占比，实现节能降耗；2）“线”协同：高效整合电网跟通信网；3）“域”协同：降低区域数据中心集群冗余电源配置，提升资源利用效率；4）“面”协同：算力网与电力网协同运行，实现算电资源大范围协调共济。

2.风光发电与IDC协同，新场景促进电力消纳

新能源的消纳也是推动各地建设算力中心的重要动力之一，算电协同发展能够促进绿电消费，提升西部地区绿电消纳能力。部分西部地区政府通过提供财政补贴、税收优惠等激励措施，政府鼓励算力中心与新能源项目的结合，促进绿色算力与新能源产业协同发展。中国移动（西宁）绿电智算融合示范基地项目以“绿色能源+智能算力”为核心，通过风能、太阳能等清洁能源为数据中心提供电力，同时采用风光储一体化供电方式，确保数据中心的高效运行。以象州县能源智慧算力中心项目为例，该项目中包含了300MW风力发电工程，直接为算力中心提供电力支持，不仅满足了算力中心的高能耗需求，还有效促进了当地风能的开发利用，提高了新能源的消纳比例。

3.孕育新商业模式，开启垃圾焚烧发电的新纪元

垃圾焚烧发电与IDC协同的优势：1）常建于负荷中心附近，相较远离市区的火电厂更具地理优势，可以缩短算力调用时间，满足实时数据处理需求；2）发电稳定性强，年均利用小时数可达7000小时甚至更高，持续提供稳定电力；3）垃圾焚烧项目具有能耗优化优势，可以利用废热结合溴化锂制冷与液冷技术，降低IDCPUE值，综合效能提升显著。以上海浦东黎明智算中心为例，该项目于2024年7月动工，预计2025年10月投入使用。项目可提供高达12.7EFLOPS算力，并且充分利用垃圾焚烧电厂的绿色能源降低PUE。黎明垃圾焚烧2000吨/日产能可直接供应算力中心70%的绿电，此外，采用厂内蒸汽和热水等余热资源并配套溴化锂机组，二期供能还将引入lng相变余冷，从而降低PUE值和碳排放。

垃圾焚烧发电企业开启新纪元：1）对于有补贴项目，商业模式从ToG转向ToB，垃圾焚烧发电企业现金流得以改善。传统垃圾焚烧企业应收账款较多，主要是尚未收到国补收入、地方政府的财政支付欠款以及垃圾处理费等，补贴款账期较长，随着项目运营时间积累，应收补助款项积累，使得应收账款有所增加。IDC与垃圾焚烧发电协同发展，通过“发电+供冷”复合收入模式来改善现金流结构。相较于政府补贴，数据中心客户付款账期更短、收入确定性更高，新的收入模式能够降低应收账款比例，大幅改善现金流，同时减少应收账款减值风险，增厚企业盈利。2）对于无补贴项目，直供电价若小幅提升，能够增加垃圾焚烧发电企业收益，ROE有望提升。2021年国补退坡后垃圾焚烧企业ROE大幅下降，随着部分企业自身进行开源增收、节能增效，ROE有所恢复，但整体仍处于偏低水平，垃圾焚烧发电协同IDC发展，有望推动ROE提升，板块估值也有望进一步修复。

4.我国绿电直连缓解供需矛盾

通过绿电直连模式，将风电、光伏等新能源与数据中心实现点对点供电，有助于推动算力向资源富集地区布局，提升新能源就地消纳能力，同时降低对公共电网的依赖，从而实现“算力—电力”协同优化。数据中心绿电直连需满足一系列约束条件。项目必须以风电、光伏等新能源为电源，通过专用线路向单一数据中心供电，发电规模需与负荷匹配，确保持续稳定用电能力。电量以自发自用为主，发电侧自用比例不低于60%，并持续提升绿电消费比例。余电上网比例受限，部分地区禁止反送电。并网型项目需接入电网作为备用，同时配置储能以平滑波动，并通过长期购电协议和备案管理保障项目合规运行。

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