📋 全文总结 本文为华福证券关于“人工智能与能源双向赋能”政策（5月8日四部门联合印发）的解读电话会议纪要。专家指出，该政策是对此前650号文等系列文件的延续，并围绕 安全、绿色、经济 三大核心诉求提出了系统性框架。 安全维度 ：政策鼓励多元化电力供给，从“一刀切”转向“以需定供”。针对AI数据中心高功
全文总结
本文为华福证券关于“人工智能与能源双向赋能”政策（5月8日四部门联合印发）的解读电话会议纪要。专家指出，该政策是对此前650号文等系列文件的延续，并围绕安全、绿色、经济三大核心诉求提出了系统性框架。
安全维度：政策鼓励多元化电力供给，从“一刀切”转向“以需定供”。针对AI数据中心高功率、强波动、脉冲式负荷特征，提出毫秒级灾备、平滑功率波动、降低电网冲击等具体要求，并积极推动核电、氢能等稳定清洁能源为数据中心供电。同时，强化供电质量与主动防范能力，建立政府-电网-用户三方协同治理体系，防止电压波动导致大模型训练中断。
绿色维度：核心是全链条碳效管理。政策明确拓展绿电采购方式（绿证、绿电交易、绿电直联等），并推动清洁能源替代传统柴发作为备用电源。在技术层面，前瞻布局类脑、量子、光子等变革性低功耗芯片技术，力争从物理原理上突破功耗瓶颈。碳管理方面，在PUE考核基础上，鼓励开展碳足迹核算与认证，使企业在选址、设计、运营等环节均纳入低碳选择。
经济维度：政策着力创新机制体制，打破行业壁垒，推动算力与电力市场化协同。重点鼓励新建算力设施与可再生能源发电企业签订多年期PPA合同，锁定稳定电价，使发电企业获得稳定现金流的同时，数据中心提前锁定低价绿电。政策旨在形成“绿电推动算力—算力推动Token—算力基础设施服务绿色数字经济”的传导链条。
地方落地进展：目前各省政策各具特色。新疆系统备用费按自备电厂标准50%收取；内蒙暂免自发自用电量备用费与交叉补贴。各地普遍要求新建数据中心绿电自发自用占比不低于80%，绿电占总用电比例不低于30%。截至2026年初，全国共有约57个绿电直联项目获批，分布于青海、山西、河北、云南、山东、湖北、新疆、内蒙、黑龙江等省份。政策细则预计年内（8-10月前）陆续出台，标杆项目有望在2027年上半年完成报批。项目从审批到获批约需半年到一年，建设周期3-6个月。
商业模式与效益：以乌兰察布某100%绿电直供数据中心为例，采用光储一体化方案，综合能源成本降低超40%，供电效率达98.5%，占地面积减少80%，部署周期缩至90天以内。度电成本可降至0.35元以下。
会议实录：
各位晚上好，我是华福电新的宋一鸣，感谢大家在百忙之中参加我们的会议。看到5月上旬的时候，四部门联合印发了这个人工智能与能源双向赋能的行动方案。我们认为，这对算电协同这个大的行业，出台了一个比较官方的大的框架。这次请教专家来给我们进行一个解读，以及对后续政策落地的方向进行探讨和研究。
专家您好，请问可以听得到吗？可以，你好。那好，我就先由我来抛砖引玉，问几个问题。首先想请您帮忙解读一下，这次的行动方案与之前的政策有什么地方不同，国家的政策方向的侧重点是在哪些方面？谢谢。
好的。实际上5月8号这个所谓的人工智能和能源的双向赋能行动方案，应该是针对650号文件，包括再往前的136号、1192号文件的一个延续。当然它肯定在之前文件的基础上提出了一些新的指征点。你比如说针对于安全、绿色、经济这三大核心诉求，推出了一揽子的所谓双向赋能政策。我按照这三个维度来逐步拆分一下：
第一，针对安全的这条线。在整个规划建设标准方面，政策鼓励了所谓的多元化电力供给，从一种“一刀切”转向了“以需定供”。针对AI数据中心或者说部分算中心，针对万卡乃至十万卡集群的高功率、强波动、脉冲式输入等负荷特征，对于负荷突变、平滑功率波动、降低电网冲击、毫秒级灾备电源等等，都提出了一些指导性或规划性的意见。同时，它也积极鼓励了多种形式的新能源直连方式为算力中心供电，比如说核电、氢能等，来提供能源供给的韧性和清洁化水平。因为像核电、氢能、氢制醇，以及燃烧发电等方式，相对风电和光伏是一种更稳定的供电方式。所以说现在也积极探索这种能源供给韧性与清洁化水平的协同发展。最后，在这个安全维度上，对于供电质量水平、强化主动防范能力方面，提出了具体化的要求。包括算力中心对于供电稳定性的要求——毫秒级的电能质量问题，可能会导致大模型训练中断，以及不可逆的参数模型在调优过程中受到电压波动、相位、幅值、频率等变化导致的模型偏差等等。同时，从政策标准、供电服务、用户侧防治能力等方面，进行了所谓的政府、电网、用户三方协同的一个治理体系，三方来协同推进。这是第一点，针对于安全方面。
第二，整个贯穿所谓的绿色主线，这实际上就是绿电或者说四电协同的一个本质。实施整个全链条的碳效管理，拓展多元化的绿电采购方式，明确将绿证、绿电交易、绿电直联等多元消费模式都提供所谓权威认证的基础。同时，也鼓励备用电源加快使用清洁能源，来替代传统的柴发等方式，推动氢燃料电池等技术相关应用，彻底补齐低碳转型的短板。在提升能效技术方面，行动方案在前瞻布局类脑、量子、光子等变革性的低功耗计算芯片技术上，也进行了相关指摘。其目的就是力争从物理原理上，突破传统芯片的功耗瓶颈，抢占新一轮计算技术的制高点。说白了，就是真正把芯片的功耗和发热情况从根儿上转变过来，而不是单纯从供电角度想办法。第三，在全生命周期碳管理方面，明确以PUE考核为核心。但有些用能结构的方面，这个指标可能没有办法反映得很全面，所以说鼓励开展碳足迹核算与认证，使企业在选址、设计、采购、运营等各个环节，都要进行低碳的选择。同时，鼓励所谓绿电直联的模式分类实施，包括点对点的、区域分拨的智能微网技术，以及针对小型企业的数据中心可能采用物理直供与BIPV直接配合的形式。
第三点，这个双向赋能的行动方案在创新机制体制方面有一些突破。它真正使得存在可能业务可靠性风险上，电力算力的互动会占用一些保障性资源，导致数据中心运营商在经济收益有限的前提下，响应积极性不足。所以，它真正推动了机制体制建设，来打破行业壁垒，构建互动机制。例如，它鼓励算力新建设施与可再生能源发电企业（集中式或分布式光伏、风电）签订多年期的PPA绿色电力交易合同，约定固定电价，使发电企业获得稳定现金流，同时数据中心提前锁定绿电。从更深远的意義上讲，形成一个绿电推动算力、算力推动Token（无论是出海还是国内AIGC催动的产业），最终向算力基础设施服务的绿色数字经济价值进行传导。总结一下，就是针对于安全、绿色和经济的三大核心诉求，都提出了一些机制体制方面的顶层设计和顶层规划。
好，明白，大概清楚了。我看到文件中其实有提到说要27年形成一个保障体系，到30年达到世界领先水平，这个说得比较概括性。我想问一下，在执行层面，对于27年或者30年，有没有一些具体的指标是需要去实现或满足的？
目前来说，因为这个文件出来的时间很短，各个省份，包括能源局、发改委以及地方对口单位，都在积极拆解和布局相关指标，以及生态链上的供应商和参与单位也在积极谋划。但目前，各个省份有各自的具体打法。你比如说山西、新疆、宁夏等地，有自己关于系统备用费或输配网价格的不同规划或定价策略。目前暂时还没有形成一个比较统一的认知，更多还是处于一个摸着石头过河的阶段。
明白，那正好想问一下，现在对于各省这边，大家有没有了解到一些具体的、会去落地的细分政策的方向或方式？就是大家已经探讨到了一个什么程度？
目前来说，应该有两个维度，各省有一些差异化的政策。第一个维度就是绿电直联的相关政策，第二个维度是针对于绿电直联在AI数据中心这个行业应用领域上的一些具体指导政策。我举两个例子：比如新疆，目前绿电直联的AI数据中心或零碳园区项目，系统备用费按自备电厂标准的50%收取；内蒙，自发自用的电量暂免信通备用费与政策性交叉补贴。目前比较通用的认知是需要连带相关的社会责任，需要缴纳政府性基金和相关附加费用。从结论性角度来讲，政策性费用的减免是整个项目决定的经济因素，也是决定项目意愿度高不高的决定性因素。目前来看，AI数据中心有新建需求的，强制要求80%的电量自发自用；对于除IDC外的绿电直联，自发自用占比要高于60%，总用电的绿电占比要大于30%，余电上网比例低于20%，同时分谷差率必须小于初期规划值等等。各个省份有一些具体的拆分政策。除了刚才提到的新疆、内蒙、山西，像浙江、江苏等沿海省份也有相关落地情况。这就像当时开放VPP虚拟电厂及电力现货交易一样，各个省份有自己独特的细分政策，这也是国家鼓励百花齐放的现象。
明白，那现在各省规划政策的方向，还是希望多做一些减免，鼓励大家去做绿电直联和风险协同，是这样理解吗？
对。因为绿电直联直供这东西，前期的投入还是比较大的。从规划或理想层面上来说，肯定是好东西，但落实到真正买单时，如果让建设方或运营方来承担这个前期重投资，大家从价格博弈角度来说意愿度就没那么高了。所以国家目前通过输配电费、系统运行费、政府性基金、交叉补贴方面的免征或差异化缴纳政策，鼓励更多采用绿电直联的形式，对包括IDC、电解铝等在内的行业进行赋能。
明白。我是不是可以理解为，比如免收电网基金属于比较中性的减免，如果有更多像系统运行费全免或免50%的情况，就相当于比较乐观的鼓励？可以这么理解吗？
可以。您说的也代表了市场方面的呼声和诉求。从目前来看，输配电费用希望是免征或全额免征，因为线路是用户自建自投的，不是电网资产，只不过接受电网管控。但电网也有自己的苦衷，就是怕走到所谓的“死亡螺旋”——大家都去搞绿电直联，那么民生居民用电的度电成本反而会上去。因为现在居民用电价格是靠工业、商业用电来平衡的，如果大头的工业和商业用电都去搞绿电直联了，就会陷入整个死亡螺旋，这也是国家从政策层面不希望看到的。
请问现在绿电直联的项目，都还是需要并网的吗？还是属于离网型的？
可能以离网为主。但并网型的现在越来越多，因为并网不能超过20%，所以也在试制过程中。例如，内蒙赤峰有一家做新能源的企业，为国内某比较大的云服务商落了一个百分之百绿电直供的数据中心。但国家可能更希望既然绿电直连了，还是尽可能多地进行就地就近消纳。
明白。想问一下，现在统计下来，绿电直联的项目大概有多大的规模？以及近几年可能会落地的情况？
可以先说一下AI数据中心方向，如果有其他方向也可以分开说。
好的。目前绿电直连的项目，因为给IDC开口子是650号文件之后。前期在2025年及2026年初期申报的一批，还是以传统电解铝或生产制造型企业（如钢材、矿业）的绿电直联项目比较多，真正到AI数据中心的项目反而还不是太多。从整体体量来看，青海在2025年11月首批试点获批的绿电直联项目共有7个；山西获批2个；河北也有一些。我拿到的数据可能基于部分统计，从2025年下半年到2026年初，全国绿电直联项目大概有57个，分别分布于青海、山西、河北、云南、山东、湖北、新疆、内蒙和黑龙江。这些项目比较靠近绿电资源。目前来说，有些是刚获批启动，有些在建设中，完全完成的还不是太多。
请问给IDC做绿电直连，从审批到项目建设的整体节奏或周期大概是多久？我们大概什么时候会开始看到比较多的项目出来？
我举一个例子，今年2月在河北保定落了一个数据中心，面向物联网标识管理公共服务平台体系。2月份获批，目前正常推进中。商业化的AI数据中心项目，因为要匹配GPU或算力芯片的迭代周期以及模型的迭代周期，它的建设周期一般可能在3到6个月之内就要完成新建。而刚才我说的那个项目，体量和周期都比较大，可能不是完全商业化的项目。从申报到获批，一般要提前半年到一年进行申报。现在肯定要尽量精简流程，但周期还是相对较长。因为650号文是去年年中出的，如果提前半年到一年，那么今年年终应该会看到比较多的项目出来。
想再请教一下内蒙赤峰那个项目，它是怎么实现100%绿电供应的？风光配备比例怎么样？收益率情况如何？
这个项目是一家做光储一体的新能源企业，为国内传统CSP云服务商的一个绿电直供数据中心，落地在内蒙古赤峰，同时在乌兰察布打造零碳园区。该项目综合能源成本降低了超过40%，年碳减排约18万吨。技术层面，它采用了高压直挂及巴拿马电源，供电效率标称达到98.5%左右，没有直接配SST固态变压器。模块化设计使机房占地面积减少80%，部署周期缩短至90天以内。在电池端，也推出了钠离子储能方案，价格成本较低，适合相关场景。投资回报率方面目前手头没有特别详细的数据。它是通过锁电价的方式获得收益，度电成本应该在0.35元以下。具体风光配比我还需要再查一下，但一般我们给AI数据中心做绿电直联方案时，一个较优的模型是：绿电占总用电量的80%，风光按1：1配比（即各40%），配套20%的储能（4小时，0.25C方案）。这样可以将新能源替代率提升至65%，并将反送上网比例精准控制在19%多，低于20%的红线。这个模型是在经济性和合规性之间找一个平衡点。但具体配比还是要综合当地日照、风力等资源条件。
如果按您这个模型，200兆瓦的项目，40%风、40%光，按风光各自的小时数算，要满足发电量，可能风需要配到600兆瓦，光要超过1个G瓦，是这样理解吗？
您的逻辑是正确的，具体数值肯定还要再具体计算。根据当地资源情况，如果光资源特别好，比例可以适当调整。
这个模型测算过的收益率大概是多少？比如锁定电价对应多少收益率？因为配比这么高，投入金额应该挺大的。
我们测算的模型是，当地电价大概在6到7毛左右时，采用这套模型后度电成本大概能降到3毛5左右，或者说还要更便宜一些，基本上能降低一半。如果再结合GEC等，度电成本降幅能接近70%。但这个模型比较粗糙，因为各个省份对绿电直联所交的系统备用费、政府交叉补贴有差异化政策，所以只能给出大致预估。目前行业还处于比较前期阶段。
像这种减免费用（输配电费、系统运行费）一來一回大概在一毛以内，可以这样理解吗？
对，差不多。最差的情况，度电成本能降到4毛5以内。
明白。所以如果当地定价比较高，4毛5大家也可以接受；但如果有些地方电价本来就四五毛，就可能觉得没什么收益了。
是的。而且还要看绿电直连的物理距离，是100多公里、10公里以内还是5公里以内？采用的方式是点对点专线、智能微网，还是与BIPV融合的物理直供？这些都会影响投资周期和前期成本，不一样的情况度电成本差异较大。
好的。您刚刚算的度电成本里，已经包含了比如点对点专线的线路成本了吗？
是的，包含进去了。
这种线路成本大概多大？投资额大概多少？
只能跟您说大致的比例。要看采用400伏/10千伏的供电方案，还是35千伏以上的方案。电压越高，电流越小，线径越细，成本越低。整体来说，线缆和变压器等硬件在总硬件成本中占比超过50%。如果算上发电部分的组件（光伏、风机等），线缆成本在总投资中大概在**15%到20%**左右。
感谢。那麻烦您详细拆一下整个成本结构：光伏、风电、储能、线路等各占多少？
总体分几部分：一是发电侧的硬件成本，包括光伏组件、逆变器、回流箱，以及满足“四可”要求的DTU/RTU等监控设备费用；风电同理。二是输电专线的建设成本，包括线缆、各级升压变压器（如从交流升到35千伏，远程可能到110千伏），以及负荷侧的降压变压器和监控设备。三是软件系统平台的接入费用，用于与电网调度平台交互，接受调控和监管。整体来看，硬件成本占总成本的80%到85%，软件平台成本则根据开发人天工时测算，浮动性较大。硬件中，风机、组件、逆变器、回流箱等价格市场比较透明，线缆和变压器成本则更为透明。
按您说的新能源发80%电、风光1:1、配20%/4小时储能的模型，整体成本可以估算一下。
明白。那配4小时储能够用吗？峰值时段能否覆盖？
设计初衷不一样。配储的目的更多是防止对电网的冲击，以及保障服务器供电的电能质量（防止电压掉、频率变导致模型或服务器不可逆影响），并不单纯考虑经济因素。
现在在走流程的项目，基本都是按80%这个比例去配的吗？
这个各家有各自的最优矩阵或配置方案。但据我了解，大致上大家都是按这个大差不差的比例来做。因为要通过负荷审计和本地资源禀赋评估，最后测算出来差异不会特别大。
如果用PPA方式或直接采购绿证，能满足80%绿电配置比例吗？这是政策最支持的方向吗？
这涉及到欧盟的碳边境调节机制（CBAM）。通过走公网或GEC绿证计量的模式，最难突破的是没有物理直连的可追溯性，以及要求时空一致性（绿电发出后2-4小时内必须消纳），才能得到CBAM认可。所以对于涉及新能源出海的项目（如Token出海、电解铝），用GEC方式前期投资低，但后续可能在CBAM取证上受到掣肘，有被征收高昂关税的风险。所以，如果是要出海的制造业或Token，肯定要用自发自用的绿电直联形式；如果不出海，就可以选择直接采购绿证或PPA，在国内比较认可，也很简便。
现在各地区、各省市在做自己的细分落地政策，大概预期什么时候会出台？哪个地区走得比较快？
我们目前了解到，山西、新疆、浙江、江苏这些省份都在积极布局。湖南、吉林、内蒙、辽宁等地也有一些具体的建设实施方案，有的在去年12月，有的在今年1月或3月份已经出来了。这几个省份可能走得稍快一点，正在有序推动绿电直联项目的实施方案（有的叫“新能源就地消纳行动方案”），正在酝酿和发布中。这些方案不只针对AI数据中心，也包括电解铝、零碳园区等。而像这次直接针对算电协同的政策，因为是5月8号刚出，才过了不到两周，各地还在解读和规划中。
按照他们的节奏，下半年就有可能出一些细分政策，还是明年能看到的概率更大？
我觉得年内应该有陆续落地的内容出来。特别是一些前期西电东输、“东数西算”落地较好的省份或新能源富集省份，会紧紧抓住政策红利，为后续招商引资和抢占算电协同制高点进行规划和落地。
那按年内出政策，一年准备期，项目最终落地建设会在27年底、28年这样展望吗？
我觉得您说的时间可能稍微有点保守。我觉得年内出政策，不一定等到年底12月，可能8月或10月之前就有排头兵出来。可能2027年第一季度，就有相关省份的标杆项目完成了报批和相关手续。3到6个月的建设期，很快就能看到落地。
想再了解一下，海外的项目配绿电直连，跟您刚刚说的配置比例差不多吗？还是海外像北美這樣多用PPA？
北美这块，我了解到美国PGM电网已经被AI数据中心推向供电瓶颈了。他们用的逻辑是分布式储能，而不是拉专线或大储（5兆瓦时以上方案）。因为美国的供电基础设施建设不如中国完备，尤其是在西部，有容量但没有功率，或者没有线路送过去，所以采用就地就近的分布式储能策略。后续数据中心是北美储能的超级用户或巨大金主。从特点上看，美国的数据中心用电规模极大、电能质量要求极高，且资金能力强，愿意为稳定性付费，非常适合分布式储能的商业模式。后续可能会出现数据中心加微网配储，甚至混合天然气、储热的混合供能模式。要注意的是，中国是全球储能产业链的核心制造和研发大本营，所以如果北美数据中心储能需求爆发，最先受益的不只是美国本土开发商，中国的储能设备出口商、EMS平台、PCS企业以及液冷系统厂商都可能受益。
这种分布式储能和普通的储能产品差别大吗？
本质上不大。分布式储能更多是针对一个园区或5-10公里范围内的微网进行就地就近配储，单个容量一般在1兆瓦时到5兆瓦时，采用0.25C或0.5C（4小时）系统。目的不是大储不好，而是因为输水管道（输电线路）不够粗，所以采用分布式方案解决就地供电问题。
明白。好的，非常感谢专家，我们今天就先交流到这里，后续有机会再请教。