摘 要:算电协同并非“算力+电力”的简单组合，而是依托数字技术与能源技术深度融合，通过空间布局优化、时间调节协同和技术融合创新，重构绿电生产、输送、消纳的全链条体系，实现“算力随电走、电为算服务”的高效互动格局。推动算电协同赋能西部地区绿电消纳，关键在于坚持系统观念和问题导向，以负荷重构为导向，优化西部绿色算力布局；以柔性调节为重点，健全算电双向响应机制；以价值实现为目标，完善算电协同交易机制；以机制建设和试点示范为保障，加快推进算电协同，进而将西部地区建设成为绿色电力承载高质量算力、绿色能源支撑数字经济跃升的重要战略高地。
关键词:算电协同 绿电消纳 “东数西算” 绿色算力
【中图分类号】F426 【文献标识码】A
为破解算力爆发式增长与能源绿色转型、电力安全保供之间的结构性矛盾，算力与电力的深度协同正成为国家新基建工程的重要指向。2023年，国家发展改革委等部门《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》提出：“探索建立跨地区算力调度、网络传输、算电融合、运营服务、交易结算、收益分配等协同机制，为建立全国一体化算力大市场打下扎实基础。”[1]2026年政府工作报告将“算电协同”纳入新基建工程范畴，与超大规模智算集群、全国一体化算力监测调度、公共云发展同步部署，我国算电协同发展进入新阶段。[2]在人工智能快速演进带来的算力需求跃升和能源消耗增长背景下，立足新能源高比例开发的新形势，推动算力基础设施与能源绿色转型协同发展，将使西部地区由传统能源供给基地进一步走向绿色算力承载高地和数字产业增长极。
西部地区绿电消纳的现实挑战
随着新能源装机规模快速增长，我国西部地区新能源发展，已由过去偏重“规模扩张”的规模化开发，逐步转向更加突出“结构优化”的高质量利用。如何立足新能源波动性、间歇性特征，培育更加稳定、更具弹性、更高附加值的本地消纳体系，是西部地区绿色能源高质量利用亟待回答的现实问题。
供需结构失衡，消纳效率持续承压。从供给端来看，西部地区依托独特的地理与气候条件，绿电供给呈现规模化、集中化特征。随着新能源装机规模持续扩张，绿电供给能力不断提升，供给增长并未与消纳需求实现同步适配。从需求端来看，西部地区经济发展水平相对滞后，用电负荷总量偏低、负荷密度偏低，本地产业负荷难以承接规模化增长的绿电供给。更为关键的是，绿电供给的间歇性、波动性，与用电需求的刚性、稳定性存在天然矛盾，绿电大发时段往往对应用电低谷，而用电高峰时段又恰逢绿电出力不足。这种时间维度的错配，进一步加剧绿电消纳压力，形成“窝电”与“缺电”并存。
调节体系薄弱，难以适配绿电特性。调节体系不完善，难以有效平抑绿电的间歇性与波动性。在传统调节资源方面，西部地区主要依赖配套的大型火电机组调峰，且多数火电机组未完成灵活性改造，难以实现深度调峰，在绿电大发时段降出力。在新型调节资源方面，储能虽然快速发展，但相比新能源发展规模尚显不足，难以应对连续多日的绿电出力低谷，实现绿电的长周期调节。与此同时，虚拟电厂、需求响应等柔性调节手段尚未形成规模化、规范化的调节体系，难以充分释放终端负荷的调节潜力。
产业支撑不足，本地消纳空间有限。绿电消纳水平的持续提升，离不开稳定、大容量的终端消纳载体。西部地区产业结构相对单一、新兴产业发展相对滞后，本地绿电消纳空间有待提升。传统高载能产业是绿电消纳的重要载体，但受环保政策约束、产能过剩等因素影响，难以实现规模化扩张；加之其用电需求具有刚性特征，难以适配绿电的波动性。受此影响，西部地区绿电消纳过度依赖特高压通道外送，抗风险能力薄弱。
基础设施滞后，外送通道瓶颈凸显。基础设施建设滞后制约西部地区绿电消纳，主要体现在电网建设与外送通道布局两个方面。从电网建设来看，西部地区电网结构薄弱，尤其是新能源集中并网区域存在变电站重载、电压问题突出等情况，导致绿电无法高效并网消纳。从外送通道来看，西部地区绿电外送通道建设滞后于新能源装机增速，且部分通道布局与绿电基地、算力集群布局不匹配，拉低绿电外送效率。此外，跨省跨区输电价格分摊机制不健全，进一步削弱绿电外送的经济性，挫伤市场主体参与绿电外送的积极性，导致“供给过剩、消纳无门”。
算电协同赋能绿电消纳的战略定位
算电协同并非“算力+电力”的简单组合，而是依托数字技术与能源技术深度融合，通过空间布局优化、时间调节协同和技术融合创新，重构绿电生产、输送、消纳的全链条体系，实现“算力随电走、电为算服务”的高效互动格局。算电协同，已成为国家战略落地实施的重要抓手、西部地区实现产业升级的重要路径、算力产业与新型电力系统建设的融合工程。
国家战略落地实施的重要抓手。从国家战略高度来看，算力是国家综合国力的重要体现。2025年，我国在用算力中心机架总规模达1250万标准机架，算力总规模位居全球第二[3]，人工智能、自动驾驶、工业互联网对算力的需求仍在指数级增长。随着人工智能大模型飞速发展，智算中心爆发式增长推高全社会用电需求，预计到2030年我国算力中心用电量可能突破7000亿千瓦时，占全社会用电量5%以上[4]。算电协同可依托“东数西算”工程，通过绿电直供、源网荷储一体化等模式，将算力中心布局至西部新能源富集区，推动东部非实时算力向西部迁移，为西部地区绿电提供大规模柔性消纳载体，既可就地消纳弃风弃光电量，又可降低算力用电成本。例如，立足高原能源资源禀赋，青海着力打造绿色算力产业基地，持续推进绿色电力向绿色算力转化，开辟绿色算电协同发展新赛道。西宁市建成全国首个省级“双碳”大数据中心，“智能盐湖”“智游青海”、高原“智慧农牧”等应用场景展现绿色算电协同的广阔发展前景。[5]算电协同已成为践行“双碳”目标、落实“东数西算”战略、培育新质生产力的重要举措，以及推动数字经济与绿色产业深度融合的重要载体。
西部地区实现产业升级的重要路径。以往西部电力外送东部，单位电量附加值偏低，还需承担输电损耗与通道成本。如今，依托算电协同，可让绿电在本地直接支撑数据中心运行，将电能转化为算力服务并通过网络面向全国输出，实现能源价值的高效跃升。从“西电东送”到“西算东送”，西部地区从能源供应者升级为算力服务提供者，单位资源的经济价值呈几何级增长。这一价值跃升，关键在于三重优势的深度叠加：将绿电的低成本优势转化为算力产业的成本竞争力；将清洁能源资源禀赋转化为绿色数字经济发展动能；将地域空间优势转化为数据中心天然的安全运行屏障。比如，经过10余年深耕，算力、数据已成为贵州最具竞争力的比较优势。抢抓实施“东数西算”工程机遇，贵州持续完善算力基础设施，推动数实深度融合，全省在建及投运的数据中心已达50个，综合算力水平居全国前列，数智产业规模从2020年的1400.1亿元增长至2025年的2800亿元，增长近一倍，全面赋能经济社会各领域。[6]又如，作为全国一体化算力网络国家枢纽节点之一，宁夏发挥气候适宜、可再生能源丰富等优势，合理布局算力资源，算电协同，数字产业集群成势。目前，宁夏为4000余家企业用户提供云计算服务，20多个大模型在宁夏落地训练。[7]算电协同将要素优势进一步转化为产业优势和创新优势，通过能源、算力、网络、产业协同配置，推动西部地区由传统能源供给基地，逐步走向绿色算力承载高地和数字产业增长极。
算力产业与新型电力系统建设的融合工程。对于新型电力系统建设而言，算电协同是推动“源网荷储”四元结构向“源网荷储算”五元结构升级的关键突破。传统电力系统以“源随荷动”为主要运行逻辑，用电负荷呈现刚性特征，难以有效适配绿电的间歇性、波动性。而算电协同可将算力负荷打造为可调度、可迁移、可中断的柔性负荷，使其成为电网的“超级调节器”：既能在绿电大发时段满负荷运行，吸纳低谷盈余电力；又能在用电高峰、绿电低谷时段降低负荷或转移任务，参与电网削峰填谷。对算力产业而言，算电协同是破解“高耗能、高成本”瓶颈的关键路径。据测算，电力成本占数据中心运营总成本比重较大，我国工业电价平均约0.6—0.7元/千瓦时，内蒙古、贵州等绿电富集区域低至0.3—0.4元/千瓦时[8]，可大幅降低算力中心运营成本。对于能源与数字行业融合发展而言，算电协同可以打破行业壁垒，构建“能源+算力”新型产业生态，推动两大产业协同升级，为新型电力系统建设注入新动能。
算电协同赋能绿电消纳的作用机理
算电协同赋能绿电消纳的作用机理，既体现在优化资源空间配置、增强电力系统运行弹性，也体现在提升绿电价值转化层级、重塑数字与能源基础设施协同的治理逻辑。因此，算电协同为西部地区提升绿电消纳能力与利用效率，提供了一个新的发展范式。
优化空间配置，增强绿电就地转化能力。长期以来，西部地区主要承担能源供给基地的功能，而高价值算力需求高度集聚于东部地区，能源禀赋与算力需求在空间上存在显著错配。推进算电协同，关键在于将部分算力负荷有序引导至绿电富集区域，实现能源资源禀赋与算力承载布局的精准匹配。算电协同不仅可以扩大本地绿电消纳规模，还可将原本未纳入西部地区绿电消纳体系的算力负荷，转化为承接本地清洁能源利用的优质载体，进而提升绿电就地转化效率与区域资源优化配置水平。
增强运行弹性，提高绿电消纳的适配水平。与传统工业负荷相比，部分算力任务具有跨时段调度、弹性编排和离在线混部的潜力，这使其在一定条件下可参与绿电消纳系统调节。随着新能源占比不断提高，电力系统对负荷柔性和需求响应能力提出更高要求。算电协同可推动部分算力负荷由“被动用电”向“可感知、可响应、可调节”的新型负荷资源转变，使其更好适配新能源出力波动特征，进而提升绿电消纳水平。
提升转化层次，放大绿电消纳的价值效应。传统绿电消纳更多体现为工业用电或跨区输送，其重点在于“消纳规模”。而通过算电协同，绿色电力可以进一步转化为算力服务、模型能力、数据产品和智能应用支撑能力，其重点则转向为“价值增值”。这意味着，绿电不再只是一般意义上的能源投入，而是直接进入数字经济增长链条，成为培育新质生产力的重要支撑。对西部地区而言，这种转化并不是简单“多消纳绿电”，而是“把更多绿电转化为更高附加值的发展能力”。
重塑治理方式，推动基础设施协同优化。过去，算力设施、电力系统、通信网络往往分领域规划、分系统运行、分环节管理，彼此之间缺乏足够紧密的联动机制。随着算力增长与能源消耗的耦合程度持续加深，这种相互割裂的治理模式，已难以适应新型基础设施协同融合发展的内在要求。推进算电协同，有助于推动算力、能源、网络以及相关市场规则从彼此分离走向统筹布局、协同运行和一体优化，从而形成更加符合数字经济时代要求的基础设施治理方式。
算电协同赋能绿电消纳的关键挑战
算电协同将算力负荷与绿电出力动态匹配，被视为破解“弃风弃光”困局的新范式。同时要看到，从理念走向实践，算电协同赋能绿电消纳还面临一定堵点卡点。
时空错配，调度不灵。绿电出力波动与算力负荷需求存在时空错配，传统电力调度体系难以精准响应数据中心灵活用能诉求。新能源发电具有间歇性与随机性，午间光伏出力高峰往往与数据中心负荷低谷重叠，夜间风电出力增大时算力需求同样偏低。与此同时，西部算力枢纽节点的数据中心建设与配套新能源项目投产时序存在错位，已投运的数据中心，有的面临周边绿电接入容量不足、消纳效率不高等问题；而绿电富余地区，也未必能自然吸引算力设施落地布局。现有电力调度以“源随荷动”为原则，缺乏对数据中心柔性负荷的有效感知与调度手段，算力调度平台与电力调度系统之间也尚未建立统一的通信协议和数据接口，致使“有电时无算、有算时无电”的矛盾难以化解。
规则刚性，难应多变。以固定交易规则与年度计划为主的传统消纳模式，难以适配新能源发电与算力负荷双重不确定性带来的运行挑战。当前，绿电交易以中长期合同和年度电量计划为基本框架，但风电、光伏的实际出力，受天气影响波动剧烈，偏差考核成本高昂；算力调度主要服从业务需求、服务等级协议和平台成本逻辑，对分时电价、绿电占比、电网压力等信号的感知和响应仍然偏弱。固定时段、固定电量的交易规则，难以匹配算力任务的实时变化。例如，离线训练任务本可在绿电富余时段灵活启动，但现有市场机制缺乏针对“可中断、可平移”负荷的专门交易品种。年度计划难以指导分钟级至小时级的实时消纳，导致电力系统中算力负荷的灵活可调潜力，尚未被有效制度化、市场化和常态化利用。
主体多样，机制不畅。算电协同涉及新能源发电企业、电网公司、数据中心运营商、地方政府等多方主体，各主体利益诉求与责任边界不一致，市场交易壁垒与成本传导机制尚不健全。发电企业，希望绿电优先上网并获得收益；电网公司，更关注系统安全稳定、对柔性负荷接入持保守态度；数据中心运营商，追求低电价和高可靠性；东西部地方政府之间，存在区域利益博弈。当算力中心响应调度指令进行负荷削减或迁移时，若造成业务中断或数据丢失，责任归属难以认定；若因绿电波动引发供电可靠性下降，相关损失分担机制仍属空白。此外，算电协同涉及绿电认定、绿证交易、聚合供应、算力接入、负荷调节等多个环节，特别是在绿电核算、交易结算、成本分担、标准衔接等方面，仍缺少统一、可执行、可核验的规则体系。算力中心柔性负荷响应，能否纳入电力辅助服务市场补偿范畴、绿电环境溢价能否有效传导至终端算力用户，均直接制约算电协同消纳绿电的规模化落地。
算电协同赋能绿电消纳的实施路径
当前，算电协同仍处于局部试点阶段，缺乏系统性的实施路径设计。推动算电协同赋能西部地区绿电消纳，关键在于坚持系统观念和问题导向，在负荷重构、柔性调节、价值实现、制度保障等方面协同发力。
以负荷重构为导向，优化西部绿色算力布局。算电协同促进绿电消纳的重要前提，是实现算力负荷在空间上的“重构”。通过建立算力任务分级分类调度体系，塑造与绿电特征更匹配的优质算力负荷模式，增强西部地区绿电就地转化能力。在满足数据安全性、合规性要求后，对算力任务进行分层分类，将算力任务区分为实时性要求高的“热任务”和非实时、可迁移处理的“冷任务”，优先将“冷任务”调度至绿电富集区执行，使西部地区从“能源输出地”转变为“算力承载地”。
以柔性调节为重点，健全算电双向响应机制。推动算电协同从“空间耦合”走向“运行耦合”，关键在于让算力中心具备柔性调节能力的“可中断、可平移”负荷，使其可以主动响应电网调度指令，参与绿电消纳的实时调节。构建算电双向响应机制，需从三个方面入手：建立算力—电力联合调度平台，该平台需集成新能源出力预测、电网运行状态感知、算力任务队列管理三大模块，实现分钟级至小时级的协同决策；研发数据中心柔性响应技术，包括IT设备负载的动态降频与唤醒机制、制冷系统的智能化控制策略、非实时任务的自动迁移与延迟执行算法；统一数据接口与通信协议，推动电力调度系统与算力调度平台之间的互联互通，制定算力负荷参与需求响应的技术标准，确保调度指令的可执行性与可追溯性。
以价值实现为目标，完善算电协同交易机制。算电协同的可持续推进，有赖于建立市场化、可盈利的交易机制，使绿电的环境价值与算力的服务价值实现双向传导。完善算电协同交易机制，需重点突破以下环节：创新绿电直供模式，允许数据中心与新能源发电企业直接交易，以此降低交易成本；建立跨省绿电—算力协同交易平台，将西部地区绿电以算力服务的形式“打包”输出到东部，实现绿电溢价与算力收益的联动；明确算力中心在电力辅助服务市场中的补偿标准和结算规则，对其提供的调峰、调频、备用等柔性调节服务，予以合理补偿；探索算力的绿电溯源与碳核算机制，为使用绿电的算力产品赋予“绿色标签”，提升其市场竞争力。
以机制建设和试点示范为保障，加快推进算电协同。机制建设方面，建立跨部门联席会议机制，由能源主管部门与数据主管部门共同牵头，统筹算力与电力的规划编制、项目审批与运行监管；加强战略顶层设计与协同规划，建立算电资源配置的联动机制，明确项目建设的时序匹配要求，确保算力布局与电力供给深度契合；加快出台算电协同技术标准体系，涵盖数据接口、通信协议、安全评估、计量认证等方面。试点布局方面，选择具备新能源优势和算力基础设施的区域，设立国家级算电协同示范区；在示范区内先行先试“绿电直供+算力中心”“风光储一体化+弹性算力负荷”“算力并网+跨区调度”等场景，积累可度量、可比较、可推广的实践经验。
结语
算电协同不是简单地让数据中心多用一点绿电，也不是局部意义上的供能优化，而是在推进数字中国建设、新型能源体系建设和区域协调发展战略过程中产生的一项新型治理命题。对于西部地区而言，算电协同的重要价值，不仅在于扩大绿色电力消纳规模，而且在于推动绿色能源资源由“发电优势”向“算力优势”“产业优势”和“发展优势”转化。奋进“十五五”，要坚持系统观念和全国一盘棋思维，推动算力布局、绿色供电、网络传输、市场机制和标准规则协同发力，将西部地区建设成为绿色电力承载高质量算力、绿色能源支撑数字经济跃升的重要战略高地。
【清华大学能源互联网研究院算力-电力协同研究中心主任杜尔顺博士、清华大学智库中心姜海洋博士，对本文亦有贡献】
注释
[1]《国家发展改革委等部门〈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〉》，中国政府网，2023年12月25日。
[2]肖利民：《算电协同构筑竞争新优势》，《人民论坛》，2026年第9期，第36—41页。
[3]《算力基础设施高质量发展迈大步》，《人民邮电报》，2025年12月24日，第5版。
[4]《〈电力与算力协同发展蓝皮书〉在京发布——多措并举提高算力与电力协同能力》，《中国能源报》，2024年9月2日，第7版。
[5]《培育体现本地特色和优势的现代化产业体系 青海开辟绿色算电协同发展新赛道》，《人民日报》，2025年6月22日，第1版。
[6]《贵州大力实施强化比较优势战略》，《人民日报》，2026年3月7日，第12版。
[7]《算力互联里的“破立”之法（评论员观察）》，《人民日报》，2025年8月12日，第5版。
[8]《算力发展新共识：从“要降电价”到“要协同”》，《中国能源报》，2026年5月25日，第18版。
责编：刘 明／美编：石 玉