2026年，“算电协同”首次写入政府工作报告，并被纳入“十五五”规划纲要。政策密集出台、实践多点突破，算电协同正从概念走向行动。然而，从“文件到位”到“执行到位”，算电协同在机制设计、技术标准、市场规则、利益分配等方面仍面临诸多深层挑战。算力中心能否真正成为新型电力系统的灵活调节资源？“东数西算”的绿电消纳逻辑应如何务实推进？电力调度与算力调度之间能否建立有效协同？围绕这些问题，本刊记者近期专访了华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利教授。
专访中，他从算力任务的分类逻辑出发，提出算电协同应建立在任务分级、规划运行双层优化和能力市场化认证的体系之上；当前最大的障碍不是技术问题，而是机制设计与利益分配尚未理顺；算力中心从用电户走向市场主体，仍需经历从需求响应到现货市场的渐进过程。
● 王永利 华北电力大学能源互联网研究中心副主任
CST：2025年，上海已有24家数据中心接入虚拟电厂平台；近日，山东完成了算电协同“跨时空双向柔性调度”全流程验证。从您的视角来看，算电协同目前整体处于什么阶段？是“从0到1”的突破期，还是正在走向规模化推广？
王永利：当前算电协同既不是停留在“从0到1”的概念验证阶段，也尚未进入真正意义上的规模化推广阶段。更准确地说，正处于由技术验证转向机制验证和商业模式验证的关键阶段。2026年算电协同首次写入政府工作报告，表明国家层面的战略定位已经明确；上海数据中心接入虚拟电厂、山东完成跨时空柔性调度验证，也表明部分算力负荷已经具备可感知、可调度、可迁移的技术条件。
但技术上“调得动”，并不意味着运行中“长期调得了”、市场上“经济算得过来”。目前最大的认识误区是，把所有数据中心和算力任务都视为同质化的柔性资源。实际上，工业控制、金融交易、在线推理等任务具有较强的时空刚性，而模型训练、科学计算、影视渲染和部分离线任务，才具备延迟、中断或跨区域迁移的空间。因此，算电协同下一步的重点，不是简单增加接入数据中心数量，而是建立任务分类、能力认证和动态核验机制，明确不同任务的可延迟时间、可中断时长、迁移成本和违约责任。
更深层的问题在于，当前仍存在“规划上协同、运行中分离”的矛盾。地方规划希望算力靠近绿电、参与调峰、缓解电网压力，但数据中心实际运营首先考虑的是任务交付、设备利用率和服务质量。如果规划阶段承诺的柔性能力不能在运行中兑现，算电协同就容易停留在示范项目层面。因此，需要建立规划与运行相衔接的双层机制：规划层统筹算力布局、电网承载能力、绿电资源和储能配置，运行层根据任务队列、新能源出力和市场价格将进行动态调度。
总体来看，算电协同已经进入区域性、制度化试点阶段，但距离规模化推广仍有一段距离。下一阶段的关键标志，不是新增多少项目，而是能否形成统一的任务分类标准、可调能力认证规则和市场结算机制，并厘清电网、算力运营商、云服务商与任务用户之间的收益和责任。只有这些机制成熟，算电协同才会从“试点可行”真正走向“规模可复制”。
CST：当前 “算电协同”常被浪漫化为“算力跟着绿电跑”。但算力中心本质上是一个需要高可靠性的“刚性”负荷，大部分算力负荷与新能源波动性难以直接匹配。在此背景下，“东数西算”的绿电消纳逻辑，在规划层面应当如何更务实地推进？
王永利：对“算电协同”的误读，是把它理解成算力负荷直接追随新能源出力。算力中心的首要目标是完成计算任务，而不是消纳绿电；新能源的首要特征是波动性，也不会按照算力任务的时延和连续性要求稳定供电。因此，真正的算电协同不是源荷之间“硬匹配”，而是通过任务分类、电网支撑、储能缓冲和调度优化，把两种不同运行规律的系统连接起来。
这也是为什么必须对算力任务进行分类。实时响应、高并发在线服务和长周期连续计算，对低时延、稳定性和连续运行要求较高，原则上不能随着风光出力频繁启停或迁移；只有完成时间相对宽松、允许中断恢复、迁移成本可控的机会型任务，才具备追随新能源波动的条件。“东数西算”因此不能理解为算力整体西迁，而应当是任务分层布局：刚性任务靠近用户和负荷中心，弹性任务向新能源富集地区配置，并保留跨区域调度能力。
“规划—运行”双层优化，正是实现这种分类协同的核心机制。规划层首先根据任务刚性程度，确定算力中心建在哪里、配置多大规模、需要多少储能和电网备用，以及新能源能够承担多大比例，避免先建算力、再被动找电；运行层则根据新能源出力、任务队列和电网状态，只调度真正具备弹性的任务，由储能承担短周期波动，由电网承担持续供电和极端情况下的安全保障。换句话说，规划层决定“哪些算力适合与新能源协同”，运行层解决“这些算力在什么时间、什么地点协同”。
同样地，绿电直连也不是让数据中心脱离电网、完全依靠新能源运行，而是为源、荷、储建立更清晰的物理联系和责任边界。对于弹性较强、负荷曲线与新能源相对匹配的算力项目，可以通过直连提高绿电利用率；对于高可靠性任务，则仍需电网提供容量、备用和调峰支撑。因此，直连项目必须同步配置储能、备用容量和并网通道，并对电网支撑成本进行合理分担。
归根到底，“东数西算”的规划逻辑应从“哪里绿电多，就在哪里建算力”，转向“什么任务适合在哪里运行、需要什么能源系统支撑”。只有将任务属性、能源条件和电网能力统一纳入规划，并通过运行调度持续兑现，算电协同才不是概念上的绿色匹配，而是可执行、可持续的系统协同。
CST：自2023年以来，关于算电协同的政策密集出台，但算力与电力在规划、调度、交易等环节仍未有效打通。从您的角度看，从“文件到位”到“执行到位”，当前最关键的梗阻是什么？是技术、机制还是利益格局？
王永利：从“文件到位”走向“执行到位”，当前最大的堵点不是某一项技术尚未突破，而是尚未形成一套能够把算力灵活性转化为电力系统价值的统一机制。技术上，算力监测、任务迁移、负荷预测和虚拟电厂聚合已经具备试点基础；真正困难的是谁来认定可调能力、谁有权调用、如何计量结算、任务违约由谁承担。机制不清，技术平台接得再多，也容易停留在展示性层面。
现有政策更多解决了“建在哪里、能效多高、绿电用多少”的问题。例如，970号文对数据中心PUE和可再生能源利用提出明确要求，全国一体化算力网政策提出国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。这些指标推动了基础设施绿色化，但PUE衡量的是设备能效，绿电占比反映的是能源结构，都不能直接证明数据中心具备多大的调峰、迁移和中断能力。
更深层的梗阻是利益与责任不对称。电网希望数据中心在新能源大发时增加负荷、系统紧张时主动削减；算力企业首先要保障任务交付、设备利用率和客户服务等级。参与调节可能增加芯片启停损耗、任务迁移成本和履约风险，但现有需求响应、辅助服务和电能量市场未必能够充分补偿这些成本。于是，规划文件中的“柔性负荷”，在实际运营中往往仍按刚性负荷管理。
下一步应从管理设施转向管理任务，建立统一的任务分类、可调能力认证、接口协议和结算规则，将可延迟、可中断、可迁移能力分别计量和定价。同时，规划层应把电网容量、通信时延、绿电资源和储能配置统筹起来，运行层则根据任务队列、电价和系统约束动态优化。算电协同能否真正落地，最终取决于能否让提供灵活性的一方获得合理收益，让引发系统成本的一方承担相应责任。
CST：算力中心从“用电户”转向“可调资源”，您提到可通过市场方式（如现货市场、辅助服务、需求响应）获得收益。但面对价格波动、偏差考核、结算责任等新挑战，运营方当前能力储备如何？他们是否愿意承担这一转型的成本？
王永利：企业认知已经走在前面，但能力储备仍明显滞后。少数接入虚拟电厂或需求响应平台的数据中心，已开始尝试参与系统调节；但多数运营方仍按传统用电户管理，核心考核是供电可靠性、服务器利用率和客户服务等级，尚未形成电价预测、负荷预测、交易申报、实时执行与风险控制一体化能力。因此，算力中心从“用电户”转变为“市场主体”，目前更多是局部试点，而非行业普遍状态。
这种身份转变最难的，不是接入一套交易系统，而是重构经营逻辑。现货市场的低价并非无条件红利，价格波动、偏差考核和结算责任，本质上要求企业为预测误差和执行偏差承担成本。算力中心必须同时研判电价、负荷与任务队列，识别哪些任务可以延迟、迁移或中断，并将电力收益与芯片利用率、冷却安全、任务违约和客户服务质量纳入同一套决策模型。现行政策已允许虚拟电厂参与中长期、现货和辅助服务市场，同时要求其具备监测、预测、指令分解和优化调控能力，说明“能够接入”与“稳定履约”之间仍有较高门槛。
企业愿意承担多大的转型成本，取决于收益是否稳定、责任是否可控。对于不影响核心业务的软件改造、储能优化和需求响应接入，企业意愿通常较强；但如果需要降低服务器利用率、增加冗余容量，甚至承担任务延迟和客户违约风险，仅靠偶发的峰谷价差很难覆盖成本。托管型数据中心的矛盾更突出：电费由运营方承担，任务控制权却在客户手中，调节收益、业务损失与违约责任并不属于同一主体，利益分配往往比技术接入更难。
因此，不宜要求算力中心一步跨入高波动的现货市场。更现实的路径是先通过需求响应验证可调能力，再由虚拟电厂或售电公司聚合参与，成熟后逐步进入现货和辅助服务市场。下一步应建立算力任务分级、可调能力认证、基线认定和偏差考核规则，并明确运营方、云服务商与任务客户之间的收益分配。只有灵活性能够准确计量、合理定价并覆盖转型成本，算力中心才会真正从成本承担者转变为价值创造者。
CST：“算随电调”的技术逻辑已经验证，而且在实践层面，上海临港已实现3分钟内将AI推理任务跨省转移至湖北十堰，山东也完成了电网侧与算力侧的双向调度验证。从验证走向规模化推广，还面临哪些瓶颈？
王永利：“算随电调”从验证走向规模化，当前最紧迫的是先解决电力调度与算力生产调度之间的权责边界问题。跨省迁移和双向调度试验已经证明，任务可以拆分、负荷可以预测、资源可以编排，技术上“调得动”基本得到验证。但一旦进入常态化运行，核心问题就变成：电网能够调到什么程度，算力平台必须执行到什么程度，任务延误、迁移失败和功率偏差分别由谁承担。
电网调度不能直接介入具体算力任务，因为其既不了解任务优先级，也可能触及数据安全和客户服务责任；算力平台也不能仅以业务需求为由拒绝履行已经申报的调节义务。更合理的是，电网发布功率调节目标、持续时间和安全边界，算力平台在边界内自主决定迁移、延迟或切换哪些任务，并对履约结果负责。也就是说，电网调的是“功率”，算力平台调的是“任务”，两者通过可验证的柔性能力接口连接，而不是形成一套跨行业的统一生产调度体系。
在这一权责框架明确之后，标准化才有清晰对象。所谓秒级、分钟级、小时级匹配，并不是把所有算力任务纳入同一种调度，而是将不同任务的响应速度、持续时间、恢复成本和违约风险，固化为调频、备用、需求响应和现货交易等不同产品。当前需要统一的，不只是通信协议，还包括可调能力认证、基线测算、执行偏差、跨区域计量和收益结算，否则一次成功的任务迁移仍然只能是项目演示，无法转化为可复制的市场服务。
因此，调度权限和安全责任决定“能不能长期调”，标准化和跨区域协调决定“能不能大规模调”。近期应优先建立分层调度、授权调用和责任追溯机制，在此基础上统一接口与市场规则。否则，标准制定得越细，反而越可能因为缺少清晰的权责主体而难以执行。
CST：政策导向已从“用上电”转向“用绿电”，但绿电的波动性、间歇性与算力中心高可靠性要求之间存在天然矛盾——有调研显示93%的受访企业将供电稳定性列为首要痛点。在“绿色”与“稳定”之间，当前的技术方案和经济账算得过来吗？
王永利：绿电“用得上”已经取得明显进展，但距离“稳定、低成本地用得起”仍有不小差距。关键在于，绿电占比达到80%，通常反映年度购电或消费核算结果，并不意味着数据中心在每个小时都由风光电源直接供电。政策已经提出国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%的目标，但绿电比例、物理供电可靠性和综合用能成本，本质上是三个不同问题。
数据中心不能以降低供电可靠性换取绿色属性。93%的受访企业将供电稳定性列为首要痛点，说明企业真正担心的不是能否购买绿电，而是新能源波动时谁来保证服务器不断电、任务不中断。储能可以处理秒级、分钟级和部分小时级波动，但难以经济地覆盖连续阴雨、低风等长时间缺电场景；因此，电网仍是容量保障和跨区域平衡的主体，储能、UPS和备用电源是缓冲装置。所谓算电协同，不能被理解为新能源、储能与算力中心组成一个完全脱离电网的封闭系统。
经济账的难点也在这里。新能源本身的电能量价格可能较低，但“高可靠绿电”的完整成本还包括专线和接网投资、储能及备用容量、功率偏差、调峰平衡和系统安全支撑费用。绿电直连能够提高绿电的物理可追溯性和就近消纳水平，但政策同时要求并网项目公平承担输配电费、系统运行费等公共成本。如果只比较风光发电成本与工商业目录电价，容易低估可靠供电的真实代价。
未来应从追求统一绿电比例，转向“任务分级、可靠性分层、成本分类”。高并发在线和实时任务应优先保障可靠供电，并为容量和备用付费；可延迟、可迁移任务则可以更多追随绿电、参与需求响应和现货交易。真正可持续的模式，不是要求所有算力都使用同一种绿电方案，而是让不同任务为不同可靠性水平付出相应成本，同时让其提供的调节能力获得合理收益。
CST：当算力中心从“用能成本中心”转向“灵活调节的价值资源”时，算力中心参与调节所创造的价值，如何在电网公司、算力运营商、新能源发电企业之间合理分配？现有的市场机制能否有效激励各方协同？
王永利：当前机制可以让各方获得部分收益，但还不足以形成稳定的协同激励。根本问题不是“价值不够大”，而是算力中心调节所产生的电能量价值、系统调节价值和绿色低碳价值尚未被清晰拆分，成本与收益又分散在不同主体之间。算力运营商承担设备改造、任务延迟和客户违约风险，新能源企业获得消纳增量，电网则承担平衡调度和安全保障责任，如果仍按单一电价或一次性补贴分配，必然会出现贡献与回报不匹配的情况。
利益分配应遵循“谁创造价值、谁承担风险、谁获得收益”的原则。算力运营商通过延迟、迁移或中断任务参与现货交易、需求响应和辅助服务，应获得扣除业务机会成本后的灵活性收益；新能源企业因算力调节而减少弃电和偏差成本，应获得相应的发电收益；虚拟电厂等聚合主体负责预测、申报和履约，可收取服务费。电网企业作为自然垄断环节，不宜直接参与商业收益分成，而应通过输配电价、系统运行费和经核定的调度服务机制回收其提供容量保障、网络支撑和平台建设的合理成本。
现有制度已经允许虚拟电厂参与中长期、现货和辅助服务市场，为算力灵活性变现提供了基本通道；绿电直连政策也明确要求内部主体按照权责对等原则约定平衡责任、违约责任和结算方式。但电力与碳市场之间仍未完全贯通。全国碳市场目前覆盖发电、钢铁、水泥和铝冶炼行业，数据中心使用绿电所形成的环境价值，主要仍通过绿电、绿证和企业碳核算体现，尚难直接转化为算力调节的碳市场收入。
下一步应建立统一的价值核算和分配规则，对削峰填谷、减少弃电、缓解阻塞、提供备用和降低碳排放分别计量，做到“一项价值、一套凭证、一次收益”，防止绿电、绿证、碳减排和辅助服务重复获益。真正成熟的算电协同，不是各方分享一笔模糊收益，而是让电力价格反映时空价值、算力价格反映任务弹性、碳价格反映减排贡献，并通过合同和市场规则把三类信号传导到同一决策体系中。
文丨胡文娟 wenjuan.hu@wtoguide.net
来源丨《可持续发展经济导刊》2026年7月刊
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