绿电模式下，中国单位Token的生成成本约为美国的一半——这是算电协同最具说服力的经济学证据。但数据中心绿电应用在中国面临独特挑战：绿电直连少，多采用PPA进行绿电认证；现有国标GB/T 32910.4-2021不包含电网隐含绿电；离网型直连模式需要大量储能进行调峰，度电成本最高；并网型直连模式借助电网备用支持显著降低储能依赖，度电成本最低。北京理工大学这份绿电应用报告系统解析了数据中心绿电消费的路径选择、经济性对比与标准缺失问题，为算电协同规模化落地提供了关键决策参考。
绿电模式下的中国优势——单位Token成本约美国一半
我国芯片技术落后1-2代，需要聚力攻坚芯片设计、芯片制造等核心“卡脖子”技术。但绿电模式下，中国单位Token的生成成本约为美国的一半——这正是算电协同的国家战略价值所在。新增的绿色瓦特赋能劣势比特，中国特色的算电协同之路正在形成。
电网公司需保障电力供需平衡、新能源消纳并建设新型电力系统；发电企业希望卖出更多的绿电；储能企业希望参与更多的调度。算力用户要求高可靠、低成本、少碳排；算力运营商追求电力可靠及经济运行。多主体的根本需求、责任需求和发展需求在算电协同框架下寻求交集。
绿电直连路径——并网型vs离网型的经济性博弈
在基准情景的参数设定条件下，并网型直连模式的单位用电成本最低。一方面，借助“绿电直连”机制，数据中心可直接获取物理可溯源的绿色电力，同时锁定具有成本优势的绿电价格；另一方面，通过保留与公共电网的连接，数据中心可获得电网备用支持，满足调峰、备用等不确定性电力需求，显著降低对储能的依赖。离网型直连模式需要大量的储能进行调峰，因此度电成本最高。
《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》部署要求：实现“到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%”的建设目标。适配数据中心资源及负荷特性的算电协同机制成为必然要求。
标准缺失——国标不含电网隐含绿电
可再生能源利用率指数据中心可再生能源的能耗量与所有能源消耗总量的比值[来源：GB/T 32910.4-2021 3.4有修改]。但现有标准图示中假设公用电力中可再生能源的部分为0；物理实际中应加上公用电网中的可再生能源占比（尚未标准）。不同于国外直连的方式，我国绿电直连少，多采用PPA进行绿电认证，由此引发后续标准问题。
算电协同多环节标准缺失，需从规划设计到市场全链条构建统一标准体系，强化跨领域协同制定。从业务、规划、设计、调度、运行、评价、市场等协同方面加快标准建设。加快“电-算-热”协同相关术语建设，包括算力—电力—热力协同背景概述及标准框架、通用术语、集成优化术语、评价术语。
算电协同规模化落地的瓶颈与对策
算电协同总收益占电力成本较低。数据中心参与算电协同的三种典型收益方式——调频辅助服务、电力峰谷价差、需求响应——均受限于可调负荷比例有限、电力市场价格水平较低、调用频次与中标不确定，导致算电协同收益占比有限，难以有效覆盖电力成本，项目实施缺乏经济驱动力。
算力任务画像难构建形成了源头制约。多元、多主体混合任务“异构异属异地”的画像缺失，算力市场多供给主体存在算力孤岛、算力需求高度异构且隐私重要、缺少统一的算力交易平台导致信息不对称。
建议扩大算电协同试点示范，鼓励百花齐放、多点开花——多举措并举：东数西算+东数东算+地数天算+地数深算+车基边缘算力。建议实行Token计费（绿色Token、灰色Token、黑色Token？），“算-电-碳”多市场平权博弈，动态碳成本、时空稀缺成本如何按照Token计费，体现算力产品的“商品”特性（含碳、含电）。中国AI模型出海≠中国本地算力出海，真正与中国算力（中国电力）绑定的只是约15.3%的全球调用份额——低电价成本优势存在，但会被明显抵消。
