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　　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。50万千瓦光伏电站开始向毗邻用电成本超0.05元/千瓦时，具有明确的经济性优势。在这一项目投运之前，全国已有84个绿电直连项目获批，总装机规模超30GW——这些在途项目是后续实物放量的基础。从政策表述到商业运行，绿电直供算力中心这条路径完成了第一次大规模的实物验证。

　　理解这一逻辑的关键，在于把握算力需求的结构特征。需要7×24小时不间断的稳定基荷供电，同时有越来越强的合规压力——“十五五”明确新建绿电占比须超80%，这是硬性指标而非倡导性表述。两个特征叠加，使得清洁能源运营商与算力中心之间形成了一种高黏性的长协关系：绿电直连以长期合同锁定溢价，绕开现货市场价格波动，为运营商提供了稳定的收益预期。这与以往绿电消纳更多依赖现货市场、收益不稳定的模式形成了本质区别。

　　核电在这一结构中处于特殊位置：其出力特性与数据中心的用电需求高度匹配，四部门行动方案也明确探索核电直连算力中心。与此同时，我国从2022年起连续四年每年核准10台百万千瓦核电机组，依据核电项目建设周期规律，这意味着从今年起将进入设备交付和产能释放的高峰期。运营商侧业绩释放的节奏，是这条逻辑兑现的关键观察维度；市场化改革中价格机制的不确定性，以及绿电直连政策在各省落地节奏的差异，也是需要持续跟踪的变量。

　　在绿色电力相关指数中，国证指数有一个结构性特征值得单独说明：它以核电、水电、风电、光伏的发电运营商为主体，而非设备制造商。从产业链分工看，绿证价格上涨、绿电直供溢价、算力协同调度收益，都落在运营商手里——这使得国证指数与绿电直供算力→运营商消纳溢价提升这条论点之间的传导路径，比覆盖设备制造商的宽口径指数更为直接和清晰。

　　想借助这条逻辑布局的用户，天弘国证绿色电力指数基金（A类：017174，C类：017175）所跟踪的正是上述指数。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。