算电协同 + 绿电直连，看懂中国算力产业的升级之路
我国电力供给格局完成历史性重塑 绿电跨区输送规模持续扩大
截至2026年9月，我国电力供给结构已发生根本性变化。风电、光伏等新能源装机容量在多个区域电网中占比持续上升，跨省跨区绿电输送通道利用率明显提高。国家能源主管部门近期发布的电力运行数据显示，非化石能源发电量占全社会用电量的比重较“十三五”末期提升超过10个百分点，电力系统正从以煤电为绝对主体向多元互补结构转型。
这一变化的直接体现是绿电跨区配置能力增强。多条特高压直流输电线路在2025年至2026年迎峰度夏期间保持高负荷运行，将西北、西南地区的大型风电光伏基地电力输往东部负荷中心。据国家电网有限公司2026年8月发布的运行通报，迎峰度夏期间跨区直流通道平均利用率达到82%以上，部分通道单月输送电量创投运以来最高纪录。
从区域结构看，西北电网新能源装机占比已超过50%，成为全国首个新能源装机过半的区域电网。南方电网经营区内的水电、风电、光伏合计装机在2026年上半年首次超过火电。国家能源局2026年7月公布的全国电力工业统计数据显示，1至7月全国新增发电装机容量中，风电和光伏合计占比超过七成。
行业影响正在多个层面显现。发电侧，传统煤电企业加速向调节性电源和综合能源服务商转型，部分电厂灵活性改造完成后，深度调峰能力提升至额定出力的20%以下。电网侧，调度机构对新能源功率预测精度要求提高，多个省级电力调度中心已将预测误差考核区间缩短至15分钟。用电侧，绿电交易规模扩大，2026年上半年全国绿色电力交易电量同比增长超过60%，参与交易的经营主体数量突破10万家。
电力市场化改革与绿电供给增加形成联动。据中国电力企业联合会2026年8月发布的《全国电力市场运行情况报告》，新能源参与现货市场的比例较上年同期提高约8个百分点。山西、甘肃、山东等省份的新能源电站已在部分时段以较低价格成交，反映出发电边际成本下降对电力市场价格的影响逐步显现。
系统调节能力建设同步推进。抽水蓄能电站在建规模保持高位，新型储能装机在2026年上半年新增超过2000万千瓦。国家能源局在2026年6月发布的《新型储能发展情况通报》中指出，锂离子电池储能项目平均综合效率提升至86%以上，电网侧独立储能电站参与调峰调频的调用次数明显增加。
绿电跨区输送仍面临通道能力与消纳空间的匹配问题。部分送端省份在新能源大发时段存在送出受限情况，受端省份在负荷低谷期对区外来电的接纳意愿不足。中国电力科学研究院2026年7月发布的研究报告建议，进一步完善跨省区电力交易机制，将通道容量分配与新能源预测出力更紧密结合。
电力系统安全稳定运行仍是前提。随着新能源渗透率提高，频率调节和电压支撑压力上升，多个区域电网已要求新能源场站具备一次调频能力。国家电力调度控制中心在2026年8月召开的运行分析会上提出，要持续完善新能源并网技术标准，保障高比例新能源接入条件下电网安全可控。
从全国范围看，电力供给格局的重塑已从装机结构变化向运行方式、市场机制和产业布局等更深层次延伸。绿电跨区输送规模的扩大，正在改变能源资源与负荷中心之间的传统配置关系，也为制造业绿色用能、出口产品碳足迹核算等提供了新的基础条件。
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