算力协同缓解电网压力，电价难现结构性上涨

概览

本报告深入分析了AI数据中心（AIDC）对中国电力市场的复杂影响，并指出当前断定电价进入结构性上行周期为时过早。尽管AI驱动的需求增长显著，但中国政府推动的“算电协同”计划以及储能等可调容量的快速扩张，正在从根本上改变电力系统的供需格局。报告预测，系统灵活性将从当前的紧缺状态迅速转向过剩，从而对平均电价构成下行压力。在此背景下，可再生能源运营商因政策支持和负荷特性匹配而受益，核电因差价合约（CfD）政策获得支撑，而传统火电则面临盈利下滑风险。

核心观点

需求端：AI数据中心用电激增与负荷波动。报告估计，到2030年，中国AI数据中心的用电量将增长5倍，超过1000亿千瓦时，占全国总用电需求的9%。与传统数据中心相对平稳的基荷不同，AI训练和推理任务导致电力需求在短期内出现剧烈且不可预测的波动，加剧了电网负荷的峰谷差和区域不平衡。 政策应对：“算电协同”平滑负荷曲线。中国政府推出的“算电协同”计划旨在通过多种机制缓解AI用电冲击：一是鼓励数据中心向可再生能源丰富的西北地区布局（就地消纳）；二是推广虚拟电厂（VPP）和实时需求响应，将计算负载移至非高峰时段或跨区域迁移；三是探索核电直供。以上海为例，部分数据中心已接入VPP平台参与负荷调度，甚至实现了跨省份的算力任务快速迁移，有效削峰填谷。 供给端：系统灵活性从紧缺转向过剩。这是报告的核心判断。虽然近年来大量不稳定的可再生能源并网导致系统灵活性紧张，但随着电池储能（ESS）、灵活煤电和抽水蓄能的快速建设，可调容量正在迅速扩张。报告估算，中国电力系统的可调容量备用率将从2024年的低点18%反弹至2030年的34%，回到2020年前的水平。这意味着即使在高峰时段，电力供应能力也将大幅改善，系统将从“紧平衡”转向“潜在过剩”。 电价展望：平均电价承压，结构分化。基于供给过剩的判断，报告认为高峰时段的现货电价将面临下行压力，进而传导至长期购电协议（PPA）价格，压低平均电价。然而，由于储能填充了低谷时段的 demand，低谷电价可能上升。这种价差收窄有利于提高可再生能源的利用率（降低弃风弃光率）和项目回报，但削弱了储能的套利空间。对于火电而言，其角色将更多转向可靠性备用，增量需求有限。 板块与个股观点：看好绿电与核电，看空火电。可再生能源长期受益，预计2027-28年电价企稳回升；核电受益于辽宁、广西等地CfD政策的落地，盈利能见度提高；火电则因煤价反弹和有效电价同比下降，面临盈利下行周期，尤其是2026年二季度风险较高。

分析框架

报告采用了“供需框架”结合“量价拆分”的分析方法。首先，通过量化AI数据中心的用电增长潜力及其负荷特性（波动性、可转移性），评估需求侧的变化。其次，引入“可调容量备用率”（Firm Capacity Reserve Margin）这一关键指标，通过剔除风光等间歇性电源，仅计算煤电、核电、水电、储能等可随时调度的容量与峰值负荷之比，来精准衡量系统真正的灵活性充裕程度。最后，结合煤炭成本走势，推导其对不同电源类型（火电、绿电、核电）盈利能力和电价传导机制的影响。这种方法避免了单纯看总装机量的误区，更准确地捕捉了电力系统在转型期的结构性矛盾变化。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  供需框架

  报告通过分析AI带来的需求增量与储能/灵活电源带来的供给增量，判断电力市场从紧缺转向过剩的趋势，这是决定电价中长期走势的核心逻辑。

• 行业/产业分析框架

  可调容量备用率分析

  报告使用“可调容量备用率”（可调容量/峰值负荷）而非总装机备用率来评估系统灵活性，因为风光等间歇性电源无法提供即时调节能力，该指标更能反映电网应对波动的真实能力。

• 估值方法DCF 现金流折现

  DCF 现金流折现

  对中广核电力和龙源电力采用DCF模型进行估值，考虑了WACC、终端增长率等假设，以反映其长期现金流生成能力。

• 估值方法PB 估值

  PB 估值

  对华能国际采用市净率（PB）估值，参考其历史平均PB并给予环境折扣，适用于重资产且盈利波动较大的火电企业。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• 龙源电力 (916 HK/001289 CH)

  受益：作为纯可再生能源运营商，直接受益于数据中心绿电消费 mandate 和负荷灵活性提升带来的弃风弃光率下降。

  优势

  H股市净率仅0.6倍，估值极具吸引力；政策支持明确；已剥离煤炭资产。

  劣势

  短期受厄尔尼诺现象影响，风光利用率存在下行风险；2026年二季度盈利仍承压。

  对比

  相比其他国有电力公用事业公司0.8-1.2倍的PB，龙源估值更低。

  风险

  电价低于预期；利用率不及预期；可再生能源补贴应收账款减值。

• 中广核电力 (1816 HK)

  受益：核电作为稳定基荷，受益于辽宁、广西等地核电差价合约（CfD）政策的落地，盈利能见度提高。

  优势

  防御性强，利用小时数稳定；CfD政策锁定收益；新机组投产带来增长。

  劣势

  台山核电站延长换料大修影响短期出力；广东现货市场疲软。

  对比

  估值11.0倍PE，具有长期增长可见性。

  风险

  新机组完工慢于预期；燃料成本高于预期；市场化交易电价降低。

• 华能国际 (902 HK/600011 CH)

  受损：作为最大火电独立发电商，受煤价反弹和有效电价同比下降双重挤压，处于盈利下行周期。

  劣势

  煤炭业务占比高（59%装机）；2026年二季度盈利风险高；估值缺乏吸引力（1.1-1.5倍PB）。

  对比

  近期股价上涨基于错误的电价上涨预期，基本面不支持。

  风险

  煤价大幅上涨；容量电费支付不及预期。

关键数据

• AI数据中心用电占比预测9%预计2030年AI数据中心用电量超1000亿千瓦时，占中国总用电需求比例
• 可调容量备用率18% (2024) -> 34% (2030E)系统灵活性指标，显示从紧缺转向显著过剩
• 可调容量增长752GW2025-2030年预计新增可调容量，主要由电池储能贡献
• 秦皇岛5500大卡煤价同比+6% (2026E)预计2026年煤价小幅反弹，但中期保持稳定
• 华能国际Q1净利润同比-10%2026年一季度净利润下滑，预示盈利下行周期

影响与含义

对行业而言，电力市场的定价逻辑将从过去的“缺电溢价”转向“灵活性过剩压价”，平均电价中枢可能下移。对可再生能源运营商，虽然短期面临电价低迷，但“算电协同”带来的绿色电力强制消费要求（新建数据中心80%绿电）和负荷匹配优化，将在中长期提升其利用小时数和项目回报率。对火电企业，随着系统对调峰依赖度相对下降（因储能和需求侧响应），其作为主力电源的地位进一步弱化，且面临煤价成本压力，盈利空间受挤压。对投资者而言，应规避纯火电敞口大的标的，关注具备绿电成长性和核电稳定现金流的龙头企业。

风险

• 区域不平衡：报告将中国视为统一电力市场，但各省可调容量和备用率存在差异。
• 负荷增长超预期：若因气候等原因导致峰值负荷增长快于预期，供应盈余可能减少。
• 储能安装不及预期：若系统灵活性改善导致储能项目回报下降，可能抑制后续安装意愿。
• 核电监管不确定性：核电是否计入数据中心80%绿电要求尚不明确，影响其直接受益程度。

后续跟踪

• 2026年下半年2027年可再生能源差价合约（CfD）价格的招标情况
• 核电CfD政策向其他省份扩展的进展
• AI数据中心与绿色电力直接供电模式的落地规模
• 电池储能项目回报率变化及政策支持力度