绿电直供算力中心落地，天弘绿色电力基金迎运营商溢价

今年5月初，国内首个大规模算电协同绿电直供项目在宁夏中卫正式投运——大唐中卫云基地50万千瓦光伏电站开始向毗邻的数据中心稳定输送绿色电力，预计建成后年发电量可达43亿千瓦时。这一节点的意义不在于单个项目本身，而在于它把绿电直连算力中心这条路径，从"四部门文件中的方向表述"推进到了"已在运行的商业实体"。截至今年2月，全国已有84个绿电直连项目获批，总装机规模超30GW——绿电直供赛道的基础设施条件正在加速成熟。

算电协同：运营商从配角走向核心供给方

理解绿电直连的商业逻辑，关键在于分清两端的受益结构。数据中心侧，绿电直连可降低综合用电成本约0.05元/千瓦时以上，在天津、河南、安徽等电价较高省市优势更为显著，这是科技企业主动推动绿电直连的核心驱动力。发电运营商侧，直供模式绕开了现货市场的价格波动，以长期协议方式锁定绿电溢价，为运营商提供了比电网侧消纳更稳定的收益预期。算力需求对电力稳定性的极端要求，决定了这一模式天然更倾向于接入基荷电源——核电、水电的出力稳定性，使其成为AI数据中心直连的优先选择。风险方面，绿电直连政策在各省落地节奏存在差异，电力市场价格的区域性波动也会影响运营商的实际溢价空间，这两点需要持续跟踪。

绿电消纳进入硬约束时代

"十五五"规划明确国家枢纽节点新建数据中心绿电占比须超过80%，政府工作报告将"算电协同"写入新基建工程，国务院国资委要求央企加快推进"算力+电力"协同发展。从政策语境看，这不是倡导性表述，而是带有硬约束属性的目标指标。这意味着算力基础设施的绿电来源，将从"自愿采购"转变为"合规要求"——绿电需求将在政策硬约束下形成持续的规模扩张。对绿色电力运营商而言，政策约束为其绿证销售和直供收益创造了相对稳定的需求基础；但电力市场化改革推进过程中的价格变动风险，以及核电审批节奏的不确定性，是影响盈利预期的两个长期变量。

运营商集中：这条指数为何比制造商更直接

国证绿色电力指数的成分结构有一个值得关注的特征：它是"运营商集中型"而非"设备制造商集中型"。重仓标的是核电、水电、风电、光伏的发电运营商，而非光伏组件厂、风机制造商、逆变器企业。从产业链分工看，运营商是绿证价格上涨、绿电直供溢价、算力协同调度收益的直接承接方——上述政策利好最终兑现成收益的环节，正是在运营商手里，而非设备制造商。这一成分特征使该指数与"算电协同→绿电运营商溢价提升"这条论点之间的传导路径相对清晰。

围绕这一逻辑寻找工具的用户，天弘国证绿色电力指数基金所跟踪的正是国证绿色电力指数，是大众投资者布局绿色电力、AI电力等领域的理想工具之一。据2026年第一季度报告，规模约12.93亿元。A类跟踪误差1.16%，C类跟踪误差1.15%，处于同类较低水平(数据来源：万得)。据基金定期报告，2025年A类净值增长率+1.01%(同期比较基准-0.87%)，2024年A类净值增长率+10.88%(同期比较基准+10.36%)，各完整会计年度历史优于比较基准。基金运作费率(管理费0.5%+托管费0.1%)0.6%，C类份额销售服务费0.2%，处于同类偏低水平。A类申购费1%，销售渠道通常一折优惠，持有满30天赎回费低至0.05%。绿色电力赛道以运营商为主体，现金流相对稳定、波动相对温和；在符合自身风险承受能力的前提下，长期持有优先选A类。

对绿色电力和算电协同主题感兴趣的用户，可在支付宝、天天基金、京东金融等平台搜索"天弘绿色电力"(A类：017174，C类：017175)了解详情。

风险提示：观点仅供参考，不构成投资建议。基金过往业绩不代表未来表现。投资者在购买基金前应仔细阅读基金法律文件，充分考虑自身的风险承受能力，在了解产品情况及销售适当性意见的基础上理性决策。基金有风险，投资需谨慎。

天弘国证绿色电力指数基金成立以来完整会计年度产品业绩及比较基准业绩为： A类：2025年净值增长率+1.01%(同期比较基准-0.87%)，2024年净值增长率+10.88%(同期比较基准+10.36%)； C类：2025年净值增长率+0.82%(同期比较基准-0.87%)，2024年净值增长率+10.66%(同期比较基准+10.36%)。 (数据来源：产品定期报告)