GPT-4 单次训练功耗 22 兆瓦——大约相当于一座中型电厂的装机。

Llama 3.1 训练耗电 25.3 兆瓦，Gemini 1.0 Ultra 是 24.2 兆瓦。

把单位换算成"生活计量"，GPT-3 一次完整训练用掉 1287 兆瓦时，约等于 3000 辆新能源车各跑 20 万英里的总耗电量。一次训练，一个中型小区能用好几个月。

这还只是 2023 年的事。到 2026 年，AI 算力的"吞电"速度，已经把电网逼到了一个不得不正面回应的位置。

一、AI 成了"吞电黑洞"，电网为何慌

国际能源署（IEA）的数据显示，2023—2026 年间，全球数据中心电力消费年均增长率达 18%，其中 AI 计算占比从 2023 年的 15% 激增至 2026 年的 35%。

另一组更直观的数字：2024 年全球数据中心电力需求 415 太瓦时，到 2030 年将达 945 太瓦时——大约与目前整个日本的年用电量相当。

华为的预测更激进：到 2035 年，全球算力总量将增长 10 万倍。

这意味着什么？意味着电力行业过去几十年"用电需求平稳增长"的线性假设被彻底打破。算力正在成为继工业化、电气化之后，第三股重塑电力格局的力量。

2026 年政府工作报告首次把"算电协同"写入，与"东数西算"并列成为国家级新基建工程。这个动作的信号意义很明确：算力与电力的关系，已经从"算力需要电力"升级为"算力与电力必须协同规划"。

但电网真正怕的，不是 AI 用电多，而是 AI 用电"不规律"。

AI 数据中心的负荷特性，与传统工业负荷完全不同。传统工业负荷相对稳定，可预测性强；而 AI 数据中心的负荷有自己的脾气——

• 训练阶段
  ：模型训练时，计算与通信阶段交替进行，会引起显著的功率摆动。GPU 集群在反向传播计算时满载，参数同步通信时回落，循环往复；
• 推理阶段
  ：工作负载随用户请求瞬时波动，流量高峰可能短时间内把整个集群推向功率上限；
• 冷启动与故障
  ：集群冷启动、计划停机、故障重投时，可能引入快速功率波动，甚至触发电网"扑动"循环——这个现象在 2026 年 5 月已被业内专门撰文分析。

更棘手的是，闲置服务器也并非"省电模式"。伯克利实验室的数据显示，闲置服务器最高能消耗满负荷电量 50—60% 的功率。这意味着数据中心即便不工作，也是一个不可忽视的基载。

面对这种负荷特性，电网调度过去的"按天预测、按小时调节"的工作模式明显跟不上节奏。算电协同，本质上是对电网调度精度和数据中心响应能力的一次双向升级。

二、算电协同的解题思路：把算力变成"可调负荷"

算电协同给出的核心解法，是源网荷储一体化——把数据中心从单纯的"被动用电者"，变成"主动可调负荷"。

人民日报 2026 年 5 月的报道把这条路讲得更具体：突破"源网荷储"与算力中心融合技术，推广"光伏+储能+智算"一体化园区建设，研发应用高密度算力设备的高压直流供电、高效液冷。

但"可调负荷"四个字，技术细节并不简单。中国电机工程学会录用的一篇研究把智算中心负荷做了拆解：可调负荷主要由 IT 负荷和制冷负荷构成，其他负荷为不可调。

• IT 负荷
  ：服务器集群本身的弹性。GPU 在算力调度算法下可以让出一部分算力——比如延迟容忍型推理任务可以错峰执行、训练任务的某些阶段可以暂停或迁移；
• 制冷负荷
  ：数据中心制冷系统（冷水机组、冷却塔、风扇阵列）以感应电机为主要表征，可以通过预冷策略、温度容忍区间实现上下调节。在数据中心 PUE 仍普遍在 1.2—1.5 的现状下，制冷负荷占总用电的 20%—40%，是可调空间最大的一块；
• UPS 系统
  ：作为服务器与电网之间的不间断电源模块，本身具备电池储能属性。UPS 电池在新型架构下可以参与短时响应，既作为可靠性保障，也作为可调资源。

这三类可调负荷叠加起来，就是数据中心可以做"虚拟电厂式"响应的物理基础。

更值得关注的是，技术参数已经落到规范层面。2026 年 3 月新浪财经报道的算电协同调控规范明确：

容量≥50 兆瓦的单个数据中心，需配置 10%—20% 的可调负荷，响应时间小于 10 秒，持续时间大于 1 小时。

10 秒响应、1 小时持续——这恰好是电网调频和需求响应的典型时间尺度。换句话说，规范已经默认大型数据中心必须具备"虚拟电厂式"的可调能力。这不是建议，是硬约束。

落地案例也跑起来了：

• 宁夏中卫
  ——我国首个算电协同绿电直供项目投运，依托当地风光资源就地消纳，辐射半径覆盖周边 2000 公里范围内的主要大中城市；
• 粤电力 A 克拉玛依项目
  ——"300MW 光伏+储能+智算中心"一体化园区；
• 园区级源网荷储模式
  ——以负荷为中心，搭配分布式发电、并网微电网及充电设施，绿电直供为算力中心供电，实现可再生能源就近消纳。

这些案例的共同点，是把"算力中心"从单点用电户，重构成了一个微电网内的"自平衡节点"。电网调度看到的不再是"某数据中心负荷曲线"，而是"某园区作为一个聚合体的可调能力曲线"。

三、虚拟电厂"强制开户"的 13 个试点

就在算电协同上升到国家战略的同时，虚拟电厂这边也有大动作。

2026 年 2 月，国家能源局公布首批新型电力系统建设能力提升试点名单。43 个试点项目中，虚拟电厂独占 13 席。参与主体既有国家电网系统的企业，也有民营聚合商、地方能源平台。

“强制开户”——这是业界对这批试点的形象说法。意思是：虚拟电厂从过去"邀约型需求响应"的临时参与模式，进入"常态化参与电力市场"的强制阶段。

这件事值得细看。

过去几年，虚拟电厂在国内的处境其实有点尴尬：技术能跑，模式不闭环。聚合商把分布式储能、可调负荷、工商业屋顶光伏这些碎片资源攒到一起，但赚钱主要靠邀约型需求响应补贴——电网缺电了打电话叫你降负荷，你降了，给你补贴。这种模式有几个问题：

• 收益不稳定，电网不缺你的时候就没收入；
• 价格机制不透明，靠行政定价；
• 用户参与门槛高，调动一次像做项目。

"强制开户"要解决的，就是把这个"项目制"的东西变成"市场化"的东西。13 个试点之所以重要，在于它们要打通的不是技术验证，而是商业模式闭环——让虚拟电厂像发电机组一样，在电力市场中常态化报价、出清、结算。

虚拟电厂本身并不发电，而是通过聚合风电、光伏、储能、可控负荷、电动汽车等分布式资源，把电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度。根据聚合资源类型，业内通常分为四类：

• 负荷型
  ：聚合可调负荷，如工商业空调、数据中心可调部分、电动汽车充电桩。广东（深圳）、江苏、浙江、安徽、上海等地的虚拟电厂以负荷型为主。
• 电源型
  ：聚合分布式新能源发电资源（光伏、风电）以及调节型发电资源，参与电能量市场和辅助服务。湖北、山东、山西等地主要是电源型。
• 储能型
  ：以独立储能、工商业储能、户用储能为主体，在峰谷价差和辅助服务中获利。
• 混合型
  ：兼具上述三类能力，协调电源、负荷和储能三方面的灵活性资源。这类虚拟电厂在盈利模式上最为灵活多样，也是 13 个试点主要鼓励的方向。

13 个试点为什么强调混合型？因为算电协同要求的可调能力，本质是"源—荷—储"三方协同。单纯负荷型没有电源对冲，单纯电源型缺乏负荷响应速度，单纯储能型受规模制约。只有混合型才能在算电协同框架下，把数据中心的可调负荷、园区的分布式光伏、配置的储能系统作为一个整体参与市场。

四、商业模式如何跑通：四条腿走路

虚拟电厂的收益来源，业内已基本形成共识。梳理下来有四条腿：

第一条：电能量市场。 虚拟电厂作为聚合主体参与中长期、日前和实时市场，赚取峰谷价差和电量差。目前至少有两个省允许虚拟电厂参与中长期和日前能源市场。现货市场运行后，日前市场出清形成每 15 分钟的节点电价——这意味着同一个虚拟电厂在不同节点、不同时段的价格可以显著不同，空间套利和时间套利叠加起来，收益弹性远大于传统邀约型补贴。

第二条：辅助服务。 包括调峰、调频、备用三大品种。这是虚拟电厂最具技术优势的领域——分布式资源响应速度快，比传统火电机组更适合做调频。

具体到品种上，调峰服务又细分为基本（义务）调峰和有偿调峰，有偿调峰暂包括实时深度调峰交易、调停备用交易、可调节负荷交易和电储能交易；调频服务费用按"调频里程 × 性能系数 × 出清价格"三者乘积计算——这个公式的关键是性能系数，意味着响应快、调节精度高的资源能拿到更高的单价，虚拟电厂在这方面对传统机组是碾压式优势；备用服务则按出清价格和备用容量计算。

电力现货市场基本规则还明确：现货市场可单独出清，具备条件时调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。也就是说，虚拟电厂可以同时参与多个市场品种，叠加收益。

第三条：容量补偿。 现货市场运行后，将逐步建立发电侧可靠容量补偿机制，依托各类发电侧资源的可靠容量，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。虚拟电厂聚合的可调负荷和分布式资源同样可以获得容量补偿。RMI 2026 年 5 月的报告还指出，单一容量制输配电价创新正在适应新型电力系统的需求——这意味着容量补偿机制的设计本身正在迭代，未来可能从发电侧扩展到负荷侧、储能侧的全方位容量价值认可。

第四条：综合能源服务。 作为综合能源服务商，为用户提供能源托管、节能优化、绿电交易代理等服务获益。这条腿的特点是和用户绑定更深，毛利相对稳定但规模受限。

理想状态下，这四条腿一起走，虚拟电厂的商业模式就能从"补贴依赖型"切换为"市场参与型"。

但现实是，国内大多数虚拟电厂项目目前还在第一条腿上练站桩——以邀约型需求响应为主，盈利模式仍然来源于响应补贴。这就是为什么 13 个试点落地会被业界解读为"强制开户"——不强制，商业模式就跑不起来。

聚合商的盈利机制也在逐步成型：代理用户参与需求响应容量竞价获得收益，再按照"保底+分成"或"固定价格"模式，向所代理用户支付补偿费用，赚取差价。这种模式实质上是把虚拟电厂变成了"电力市场的券商"——撮合交易，赚分成。

五、技术架构与通信协议：被低估的门槛

把虚拟电厂聚合起来跑通，需要的不只是商业逻辑，还有相当硬核的技术架构。

虚拟电厂产业链中游资源聚合商，主要依靠物联网、大数据等技术，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息——这是产业链的关键环节。 Junhe 律师事务所的分析文章描述得更直白：虚拟电厂通过边缘智能和物联网技术，将分布式电源、柔性负荷、储能、电动汽车等分散式资源进行聚合，再利用集控系统为用户和电网调度中心提供连接的平台。

通信协议是这条链路的"血管"。国际上最主流的需求响应信息交换协议是 OpenADR（Open Automated Demand Response）——开放的、标准化的双向信息交换模型，由 OpenADR 联盟维护。2017 年 6 月，联盟宣布扩展需求响应信息交换标准的范围，进一步简化框架。在国内，OpenADR 已被作为客户侧泛在电力物联网的核心通信协议之一引入。

电网侧的 IEC 61850、DNP3 等标准，则在调度层级与虚拟电厂平台对接。一个完整的虚拟电厂技术栈，至少要解决三层：

• 设备层
  ：通过物联网网关接入分布式资源，进行资源建模和参数识别；
• 平台层
  ：聚合商的云平台运行优化调控算法，预测、调度、决策；
• 市场层
  ：与电力交易中心、调度中心对接，完成报价、出清、结算。

这三层之间的协议兼容、数据一致性、响应时延，是比"商业模式"更硬的硬骨头。国外虚拟电厂服务商普遍应用先进数字化平台，拥有优化调控算法等核心技术——德国 Next Kraftwerke、澳大利亚 AGL、美国 Tesla 的虚拟电厂项目都是先建平台、再聚合资源、最后参与市场。

国内 13 个试点面临的同样挑战是：聚合商平台算法成熟度、与省级调度系统的接口标准、与电力交易中心的结算对接——这些细节决定了 13 个试点能不能真正跑出可复制的商业模式，还是变成"试点了一堆，落地没几个"。

算电协同的真正机遇，藏在两个"必须"之间

把算电协同和虚拟电厂放在一起看，会发现它们其实是一枚硬币的两面。

算电协同解决的是：AI 数据中心必须可调——必须把自己的负荷变成电网能调度的资源。

虚拟电厂解决的是：可调负荷必须市场化——必须让这些被聚合起来的资源能在电力市场上获得稳定回报。

两个"必须"叠加，就是 2026 年电力行业最大的增量机会。

对电网公司来说，这是应对 AI 吞电压力的关键抓手。对聚合商来说，这是从补贴模式切换到市场模式的窗口期。对设备厂商来说，数据中心的可调负荷配置意味着储能、PCS、EMS、液冷、UPS 系统升级的巨大增量。对工商业用户来说，把自己的可调负荷资源化，意味着一份新的电力市场收益。

人民日报用的标题是"算电协同构筑竞争新优势"——这个表述其实很克制。更准确地说，算电协同不是构筑"优势"，而是构筑"未来五年电力技术写作的主线"。

从源网荷储一体化园区，到 50 兆瓦数据中心的 10%—20% 可调负荷配置要求，到 13 个虚拟电厂试点落地，到电力市场 9 地取消固定分时电价，到容量补偿机制的多省试点——这一连串动作拼起来，是一个完整的产业升级叙事。

AI 把电网逼到墙角，电网反过来把算力变成了可调资源。这不是被动的应对，是被迫的进化。

而每一次能源系统的被迫进化，都会跑出新的巨头。

下一个会是谁？数据中心的聚合商平台，可能比想象中更值得关注。

本文素材来自 IEA《2026 电力市场中期更新》、人民日报、国务院办公厅、国家能源局、新华社、第一财经、华为、RMI、毕马威、伯克利实验室、中国电机工程学会、OpenADR 联盟等公开资料。