算力带动电力重构！算电+煤炭产业链重要公司梳理

政策定调：算力网与电力网的“双向奔赴”

10月16日，高层在内蒙古乌兰察布考察时，专门就算力网建设和算力产业发展作出部署。乌兰察布是国家八大算力枢纽节点之一，依托冷凉气候、绿电占比高等优势，正成为亚太地区规模最大的人工智能算力高地之一。总书记明确指出，要“认真落实高效、绿色、安全的要求，注重‘算电协同’、‘算水协同’”。

政策脉络在2026年加速收敛。“算电协同”首次写入政府工作报告，与“超大规模智算集群”并列纳入国家级新基建工程。七部门联合印发的《促进数字化绿色化协同转型发展实施方案（2026—2030年）》进一步要求，引导算力资源向清洁能源富集地区集聚，攻关算力和电力协同调度、绿电直连等技术标准。人民日报海外版刊文指出，算电协同已从技术选项演变为战略必争之地，核心逻辑是“以充裕瓦特支撑规模比特”。

但政策推进的同时，结构性矛盾同样突出。算力与电力在空间上呈逆向分布——东部算力需求旺盛但电力趋紧，西部绿电充裕但本地消纳有限。这一错配决定了算电协同不是简单的“拉一根电线”，而是一场涉及调度机制、市场交易和电源结构的系统性重构。

算力用电：电力系统里增长最快的负荷

算力对电力的拉动，正在从预期变成可量化的数据。

中电联披露，2026年上半年全国互联网数据服务业用电量494亿千瓦时、同比增长44.0%，同期充换电服务业用电量810亿千瓦时、增长56.9%，两个新业态合计贡献了第三产业用电增量的59.3%。国家能源局口径下，2025年全国算力中心总用电量约1700亿千瓦时，占全社会用电量1.6%，八大枢纽节点算力用电近3年平均增长率约39.5%，远高于全社会用电增速。中电联进一步预计，“十五五”期间算力用电年均新增1000亿千瓦时以上，2030年达8000亿千瓦时，占全社会用电量的6%左右。

一个容易被忽略的结构性事实是：训练只是阶段性工作，推理环节可占AI全生命周期能耗的80%至90%。这意味着即便模型迭代速度放缓，用电量也不会同步减速。全国日均Token调用量较两年前已实现千倍级增长，AI正从“训练为主”转向“训练与推理并重”，算力用电的曲线仍在指数通道之中。

对电力系统而言，算力中心是增量，更是“优质增量”——负荷集中、可调节性强，具备参与需求响应的天然条件。但前提是电力系统本身有足够的调节能力和成本空间来承接。

电价拐点与煤电的“价值重估”

进入四季度，电力市场出现了反季节性的信号。在迎峰度夏结束、高温负荷消退的背景下，广东、江苏月度交易电价不降反升。广东10月中长期交易综合价456.78元/兆瓦时；江苏10月集中竞价加权均价395.32元/兆瓦时，环比上涨50.81元、涨幅约14.75%。江苏集中竞价成交电量环比下降约20%，“量减价升”格局下卖方议价能力增强。

本轮电价上涨的核心驱动来自煤电成本传导。广东燃煤机组成交均价464.28元/兆瓦时，江苏火电成交均价400.10元/兆瓦时，环比均明显上行。供给端，国际地缘冲突推升能源价格，国内煤矿安全监管趋严制约供给弹性；需求端，算力中心、电动重卡等新增负荷快速扩张，叠加电力系统转型期火电与新能源衔接尚不到位，整体用电需求持续上行。

煤电的角色正在被重新定价。它不再是“被替代的旧电源”，而是算力中心稳定供电的兜底保障和新能源波动时的顶峰调节资源。算电协同的推进，恰恰强化了煤电在过渡期内的系统价值——绿电提供增量，煤电提供确定性，两者在算力负荷的高可靠性要求下形成互补。

冬季煤炭：低库存+冬储+油价的三重共振

煤电的成本端，正在迎来一轮多重因素的叠加。

截至10月10日，秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价报1003元/吨，同比涨幅超过40%。供给端，节后煤矿产量恢复不及预期，多座民营煤矿仍面临严格安全检查，大秦线秋季检修阶段性牵制港口货源调入；进口端，印尼受配额和干旱因素约束，外矿货源有所收紧。

需求端的增量则更为刚性。北方地区逐步进入供暖季，电厂开始阶段性补库；10月仍是冶金化工旺季，非电用煤同步形成支撑。全国25省电厂库存低于去年同期接近950万吨，补库动力仍然充足。低库存、补库刚需、供给弹性不足三者叠加，构成了煤价上行的核心逻辑。

油价则从另一个维度强化了煤炭的比价优势。布伦特原油在10月中旬站上109美元/桶，中东地缘风险持续推高能源价格中枢。中东局势推动天然气价格上涨后，亚洲部分买家转向价格更具竞争力的煤炭，冬季取暖需求进一步推高煤炭采购。油气与煤炭在能源替代上的联动，使煤价在冬季旺季获得了额外的外部支撑。

算力用电的刚性增长、电价拐点的确立、冬季煤炭的补库需求、油价的比价传导——四条线索在四季度交汇，指向同一个结论：电力成本的系统性上移，正在成为算力产业链中一个不可忽视的变量。算力越扩张，对稳定电力的依赖越深；而稳定电力的成本，正在被煤价和电价重新定义。

相关公司

算电协同与电力运营方向

协鑫能科（002015.SZ）

算电协同落地提速的代表性企业。2026年上半年已与广东韶关、宁夏中卫、内蒙古乌兰察布等国家算力枢纽节点签署框架合作协议，推进AIDC智算集群前期备案，上半年扣非归母净利润5.2亿元、同比增长11%。

大唐发电（601991.SH）

旗下大唐宁夏分公司投运全国首个大规模“算电协同”绿电直供项目——中卫云基地50万千瓦光伏电站，总规模200万千瓦，是“东数西算”宁夏枢纽的关键配套。火电资产在算电协同过渡期内承担兜底保供功能。

600***

煤电与新能源并行布局，在算力负荷增长和电价修复的双重逻辑下，火电资产的顶峰保供价值获得重估，券商在算电协同框架下将其列为煤电区域龙头推荐标的。

600***

火电龙头，在电价拐点确立和煤电成本传导机制逐步理顺的背景下，盈利修复的弹性较大。算力中心等高可靠性负荷的增长，进一步强化了其存量火电资产的系统价值。

煤炭方向

中国神华（601088.SH）

动力煤龙头，长协占比高、成本优势突出，在煤价上行阶段盈利稳定性强，同时具备高分红属性，是冬季煤炭行情中稳健型配置的代表。

中煤能源（601898.SH）

动力煤核心企业，2026年电煤中长期合同签约量为自有资源的75%，年度履约率不低于90%。公司判断冬储补库需求逐步释放，港口市场煤价预计高位震荡运行。

600***

动力煤弹性方向标的，现货比例较高，煤价上行阶段业绩弹性更大。在低库存、冬储补库和油价比价支撑的共振下，现货煤价对盈利的传导更为直接。

601***

区域煤炭龙头，受益于供给约束延续和冬季用煤旺季，现金流与分红确定性较强，是煤炭板块中兼顾弹性和稳健的标的。

作者：于晓明 执业证书编号：A0680622030012