算电协同高质量发展多题待解

我国算电协同仍处于初步探索阶段，实际推进中难免存在一些难题，后续还应破除哪些发展瓶颈？

数字经济快速发展带动算力需求爆发式增长，算电协同成为统筹算力发展与能源安全有效路径。我国算电协同仍处于初步探索阶段，实际推进中难免存在一些难题，后续还应破除哪些发展瓶颈，以推动算电协同高质量发展？

跨行业跨区域统筹协调成难点

2023年12月，国家发改委等部门发布《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》，文件首次提出“算电协同”的概念。今年3月，《政府工作报告》首次将“算电协同”列为国家新基建工程，与“超大规模智算集群”并列，提出“实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程”，标志着其从行业试点与部门政策上升为国家级顶层设计。

然而，政策落地之时，跨行业、跨区域的统筹协调成一大难点。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉在接受《中国能源报》记者采访时表示，算力与电力行业分属不同主管部门、不同产业公司，职能划分、规划体系、数据壁垒、市场与监管等相互独立，行业间协同落地难度大。在区域层面，尽管通过一体化算力网建设有利于在全域范围内优化算力与电力资源布局，但在实际落地上区域间协调面临较大挑战。“各地普遍将算力设施建设视作培育新兴增长极的核心领域，在本地布局意愿更强，而算力需求基本是东部大西部小且部分算力存在低时延要求，算力产业自身就容易形成类似电力送受端省间壁垒现象，叠加电力基础设施也仍存在一定的省间博弈需要解决，算力与电力交织形成的区域协调问题愈加复杂。”

北京理工大学机械与车辆学院副教授王永真在接受《中国能源报》记者采访时也坦言，当前算电协同发展最突出难题是算电协同主体地位不平等。“电网方面希望大量算力企业参与协同，但算力企业参与的积极性与内生动力普遍不足。究其原因，电费虽占数据中心日常运行成本的60%以上，但结合全生命周期投资成本核算，电费占比不足10%，仅属于常规支出项，难以形成有效激励。”

“目前电网推出的需求响应等参与机制尚待完善，数据中心除了落实节能降碳的基础要求外，缺乏主动参与算电协同的动力。从技术层面来看，即便配套价格激励、碳约束等经济手段，企业仍存在诸多顾虑：一方面，算力业务对服务质量要求极高，参与协同可能引发业务时延、数据抖动等问题，无法保障对客户的服务承诺；另一方面，参与协同还可能带来散热、火灾等热控安全隐患，相关配套技术体系也尚未明确。”王永真进一步表示。

电力规划与算力规划“两张皮”

统筹难题之下，算电协同发展困局应如何破局？

王永真表示，关键要解决电力规划与算力规划“两张皮”问题。“全国一体化算力网建设从全国层面统筹推进本就存在较大难度，当前政策虽已开始重视，但矛盾主要集中在算力高速增长的区域，例如贵安新区，内蒙古和林格尔、乌兰察布，甘肃庆阳，宁夏中卫以及河北张家口等地。这类地区算力规模扩张迅猛，当地配电网、主电网，尤其是新能源电力规划，未能与算力规划同步落地、弹性布局。”

黄辉举例，北京和内蒙古属于两个比较有代表性的区域，北京是典型的算力负荷需求大、本地能耗与电网承载力受限，同时绿电资源有限。而内蒙古属于风光绿电富集但算力需求小导致利用率低。两者算电协同的共性难点都在于绿电波动与算力刚性矛盾。“高比例绿电需通过配储等高成本手段来提高安全保障能力。同时，算力与电力规划建设不同步，电力规划相对滞后，算力中心扩张带来局部区域输配容量、电压稳定性问题。另外，需要解决算电之间跨部门协调、标准协议统一、数据互通、联合调度等问题。”

同时，算电协同市场化机制不成熟，也加剧了落地推进的难度。

黄辉表示，当前算力与电力价格脱钩，市场存在两套独立计价体系。算力定价多按硬件成本与吞吐量核算，不区分峰谷与绿电属性；电价波动、绿电溢价低无法传导至算力终端，这种缺乏联动机制使算力侧无动力随电价调负荷，也难用电价信号引导算力优化布局，制约算电协同与绿电消纳。“如电能量价差小且辅助服务品种与价值有限，算力企业调节收益难以覆盖调度成本，即便有一定的可调空间也不愿调。在碳排放约束方面，碳双控、可再生能源配额约束尚未落实到分时匹配和物理溯源，如绿证与分区分时电量脱节，算力中心无动力满足与新能源发电时空的真实匹配。”

“事实上，借鉴电力市场建设的经验，综合考虑算效、碳效、用量、时间等多方面因素，分类分级制定灵活的算力价格，通过算力与电力分时价格、绿证分时价格的联动，建立算力分时价格机制，引导下游算力用户合理安排使用时间，提高上下游资源利用的适配性，可实现电力供需与算力供需之间、绿色电力与绿色算力之间的协同。”黄辉认为。

提升算电资源配置效能

立足未来，针对东西部算力与绿电供需失衡问题，还应建立跨区域协同机制，实现资源高效配置。

黄辉表示，应依托全国一体化算力网及调度平台，推动形成类似电力调度交易的分层分级调度交易机制，并与电力分层分级调度形成联动，形成按时延优先级、绿电分时匹配的跨区域协同机制。国家层面统筹全国算力枢纽、跨省跨区电力通道与绿电资源，制定全域算力调配总方案；区域枢纽统筹域内算力集群，匹配区域内绿电出力，对接国家级调度指令，平衡区域供需。其中，西部区域枢纽更多承接训练、数据存储等时延要求低的算力需求。城市及以下节点层对接本地算力需求，就近调配城市边缘算力，依托本地绿电与储能资源灵活调峰，优先消纳就近绿电，执行柔性错峰运行。

健全跨区域协同机制，离不开统一的技术标准、管控平台与市场规则作为支撑。王永真表示，算电协同涵盖大量软硬件体系，覆盖规划、调度、运维、市场等多个领域，涉及多层软件架构，核心是实现一体化建模、调度与接口对接。“当前设备品类多元、国内外产品混用，行业面临统一纳管难题，亟须搭建一体化管控平台，推进物理、模型层面标准化建模，统一通信协议与市场运行规则。”

此外，王永真提到，当前部分算力中心采用绿电直连、源网荷储相对脱离大电网的运行模式，该模式下的度电成本普遍偏高，甚至超过现行政府优惠电价。因此多数企业仍持观望态度，积极探索成本更优的绿电直连方案。绿电直连的源网荷储体系具备波动性特征，算力负荷同样存在波动，如何平衡两侧波动特性，依托数据中心内算力、电力、热力设备的灵活调节能力，适配电源、负荷侧的不确定性，是关键所在。“经多项测算与示范项目验证，优化后的模式可有效压降度电成本，同时保障绿电占比达到80%，具备规模化推广条件。”

在此基础上，还需深挖负荷调节潜力，提升绿电消纳水平。黄辉建议，一方面推动算力枢纽与风光基地一体化开发，深化算力与新能源项目绑定；另一方面推动逐步放开市场电价上下限和分时绿电交易机制应用，引导算力中心从“刚性负荷”变成分时可调、随绿电波动的柔性负荷，让绿电发用在小时级精准匹配，高效促进新能源的消纳。

文｜本报记者 林水静

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷