数据中心绿电直连落地难在成本高，需从新型电力系统构建出发

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2026-04-16

“绿电直连”以负荷主体为中心，由可再生能源通过直连线路，向单一电力用户供给绿电，用于满足其负荷需求，当前备受关注。据国家能源局，截至2026年2月，全国有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模3259万千瓦。

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与此同时，一个更深刻的融合正在发生：算力与电力正走向一体化。“算电协同”在2026年被写入政府工作报告、纳入国家战略；3月22日，国家数据局局长刘烈宏进一步明确，将统筹算力与绿色电力一体化融合，探索“源网荷储”一体化、微电网、绿电直供等新型电力系统，推动清洁能源算力中心建设。

方向已然清晰，但现实路径上的挑战不容忽视。数据中心在落地绿电直连时，究竟面临哪些实际关卡？在算力与电力加速融合的大势下，这笔经济账又该怎么算才划算？2026年2月3日至3月20日期间，澎湃研究所研究员与上海临港海风直连海底数据中心、远景能源AIDC以及多位行业研究专家进行了深度交流。调研揭示了一个核心共识：数据中心向新能源体系转型，绝非简单的能源替换，而是需要通过构建新型电力系统，来支撑新一代算力业务的蓬勃发展。将“算电协同”落到实处，推动能源系统与算力系统深度融合，恰恰是提升整体建设运营效率、从而降低全周期投资成本的关键所在。

数据中心转向“绿色算力”

AI算力的爆发式增长，正将数据中心行业推向一个规模空前扩张的新阶段。传统模式之外，“AI工厂”这类新范式开始崭露头角。它管理着从数据采集、训练、微调到海量推理的整个AI生命周期，核心逻辑在于通过高度集中算力来极致化效率。这一趋势已是全球共识，部分超大规模数据中心的规划容量已迈入吉瓦级，与传统数据中心相比，堪称指数级跃升。

如此一来，算力对能源的需求也发生了根本性转变。规模化、稳定、充足的供给成为优先考量，能源约束一跃成为决定算力发展的关键变量。其中，对绿色电力的需求变得尤为迫切。这背后有两重压力：其一，数据中心用电占比正在快速攀升。如果继续依赖传统高碳能源，未来大规模AI应用的发展将难以为继。中国信通院预测，到2030年，中国数据中心年用电量可能达到7000亿千瓦时，占全国总用电量的比例将从目前的约1.7%上升至5.3%左右。其二，AI算力本身的用电需求增长呈现指数曲线，它不仅追求供电稳定，对“绿色”属性也提出了更高要求。实现7×24小时不间断的绿电供给，正成为一种理想目标。

面对电力提出的更高要求，数据中心行业自然步入了“绿色算力”的发展新阶段。除了合规、能效和成本，可持续性成为核心焦点，绿电占比与零碳目标成为这一阶段的重点议题。在ESG与“双碳”目标驱动下，通过绿电直连提升绿电比例，相较于从电网购电或通过购电协议（PPA）间接获取，在绿色属性的直接性与可追溯性上，优势相当明显。

远景能源AIDC产品线副总裁李军指出，一些下游客户已经明确提出，到2030年，其使用的数据中心必须实现100%绿电供给。这意味着，数据中心运营方若能提供更高比例且来源清晰的绿电，就将构筑起重要的竞争壁垒。反之，如果供应商自身的绿色能源供给不足，则不得不通过购买绿证等方式来弥补缺口，以满足客户的ESG要求。为此，在风光资源富集的内蒙古，远景科技集团旗下的AIDC项目（计划于2026年交付）采取了更彻底的方案：通过自建风电场及专属供电线路，直接为数据中心供电，实现了发电侧与用电侧的深度耦合。

绿电直连落地难在经济性

理想很丰满，但现实往往骨感。绿电直连绝非“拉一根线”那么简单，经济性始终是实际落地过程中最大的拦路虎。北京理工大学研究员、博导王永真分析道，当前绿电直连的度电成本仍然偏高（尤其是与享受各类补贴后的电网电价相比），与通过电网购电或PPA模式竞争时，面临较大压力。

成本高企，具体拆解下来主要涉及几个方面：首当其冲是专线建设成本。企业需要独立投资铺设输电线路，并配置相应的变压器等设施。其次是储能成本。若要满足政策所要求的80%绿电消纳比例，就必须配置更高比例的风光装机容量和配套储能系统，以平抑可再生能源的波动性，这会显著推高初始投资。即便在内蒙古、新疆等风光利用小时数较高的地区，叠加专线和储能后，总成本依然不容小觑。再者，即便是并网型绿电直连，通常也仍需向电网支付一定的容量费用。最后，风光发电设施与算力设施在建设周期、资产回报节奏上存在天然不同步，这进一步增加了项目协调与资金匹配的复杂度。

因此，尽管不少新能源企业有意推动，但业内普遍感觉当前用电成本偏高，项目难以大规模落地。王永真根据测算指出，在多地场景下，绿电直连项目中最优的绿电消费占比多在35%左右；如果硬性要求达到80%的消纳比例，那么全国范围内绿电直连的度电成本区间大约在0.4元到1.0元之间，这在很多地区已经高于当地电网电价。除了经济性，大规模落地还面临其他几重挑战。

第一，政策依赖度高且处于动态调整期。近年来，从国家到地方，尤其是内蒙古等新能源富集区，相关政策持续释放利好，为绿电直连奠定了基础。但与此同时，政策的细节仍在不断完善中。李军提到，不同地区在指标要求、审批细则、执行口径上存在差异，且部分政策边界尚未完全清晰。这就意味着，企业在项目初期必须花大力气厘清合规要求，包括申报流程、验收标准、并网调度机制等关键环节，以规避后续实施中的不确定性风险。

第二，项目本身是一个跨专业的复杂系统工程。实施过程涉及电力工程、线路建设、机电系统、能源管理、调度控制等多个专业领域，技术复杂度高，协同要求极强。这就要求实施企业必须具备高度的标准化能力和强大的跨专业项目管理能力，才能确保项目进度与质量可控。

第三，长期运行的稳定性与服务保障亦是考验。风电、光伏等新能源出力具有天然的波动性，易受天气、设备状态及预测误差影响。因此，要实现大规模、高可靠的绿电直连，必须依赖“源网荷储”一体化体系，通过储能调节、负荷管理、调度优化等多种手段，构建起完整的保障机制。正因如此，尽管目前申报的绿电直连项目数量不少，但能真正实现稳定、长期运行的，仍然较为有限。

绿电直连需融入新型电力系统

那么，如何破解这些现实难题？“算电协同”或许提供了一条值得探索的路径。以上海为例，其广阔的海洋空间资源，不仅能满足高密度算力对能源的渴求，也为未来规模化发展提供了物理支撑。将数据中心与海上风电相结合，在海上实现电力生产与算力部署的协同布局，便是一个生动实践。

近期，临港海底数据中心正式投产启用。这个全球首个海上风电融合型海底数据中心零碳新基建标杆，位于上海临港滴水湖东侧离岸约10公里的风电场内，规划总建设规模约24兆瓦，首期示范项目约为2-3兆瓦。

该项目核心采用了“海上风电+海底数据中心”模式。这种模式的巧妙之处在于，通过数据中心与风力发电的协同，可以有效降低投资成本。作为项目的牵头建设方与运营方，上海海兰云科技有限公司总经理苏洋坦言，早期在海南等地的尝试中，主要问题就在于投资成本过高，岸站建设、电缆铺设、电力接入等都需要额外投入。而与海上风电结合后，算力模块可以直接接入风机，相当于“风机即插座，算力即负载”，从而共享风电场已有的电力基础设施（如海底电缆、升压站等），大幅降低了新增投资。

这并非孤例。从整体趋势看，算力与电力企业的合作正日趋紧密。一个重要的驱动因素是，随着电力交易机制改革的推进，发电侧对稳定负荷的需求增强，而数据中心恰恰可以作为长期、稳定的优质用电主体。苏洋谈到，现在新能源企业在规划海上风电项目时，已经开始将算力设施一并纳入整体蓝图，实现“源”与“荷”的协同规划。同时，算力设施的规模也需要与本地电力供给能力动态匹配，形成以市场需求为导向的算电协同体系。因此，深化“算电协同”确实有助于提升绿电直连项目的整体经济性。当然，要让绿电直连走得更稳，还需关注以下几个方面。

首先，推动算力与电力深度融合，要求参与方在能源侧具备更深的理解与更强的整合能力。苏洋认为，临港海底数据中心项目的难点，主要在于对新能源发电特性的深入理解与精细化调度能力的构建。由于风电存在波动性，必须建立精准的出力模型和调度体系，确保数据中心能够实现7×24小时稳定运行，否则绿电直连就失去了其核心价值。例如，将能源侧、负荷侧与调度系统进行一体化整合，实现更高效的能量分配与实时调度。

其次，算力设施本身可以通过挖掘系统的多元灵活性来优化成本结构。算力设施并非纯粹的刚性负荷，它具备一定的灵活调节潜力，包括业务调度、储能调控以及制冷系统的蓄冷柔性运行等。王永真指出，如果能将算力业务的波动与绿电出力的波动进行动态的、友好的匹配，就可以减少对储能的绝对依赖，从而降低储能配置的规模。在技术实现路径上，远景能源AIDC产品线首席技术官胡兴赞以自家方案为例谈到，需要通过固态变压器（SST）、多级储能、超级电容，以及完整的“源网荷储”一体化体系，甚至考虑叠加氢氨燃机等新型能源技术，来系统性重构整个能源架构。

最后，必须认识到，绿电直连是一个全生命周期的成本问题。项目测算绝不能只看单一的度电成本，而需要综合考量电价机制、电力交易方式、储能配置、输配电费用等多重因素。以远景能源的实践为例，其以TCO（总拥有成本）为核心进行系统性测算，从全生命周期角度评估项目的投资回报，而非仅仅关注短期价格优势。

从更长远的角度看，数据中心要成功落地绿电直连，必须站在构建整个新型电力系统的高度来谋划。其中，“算电协同”作为新型电力系统的重要组成部分，其价值不仅体现在供电层面，更体现在调度、储能以及负荷管理等维度。以供电体系为例，800伏高压直流（HVDC）技术正逐渐成为行业关注的重点方向。胡兴赞认为，电气链路需要进行系统性重构，目标是打通从发电侧到负载侧的全链路直流供电体系，减少中间不必要的交直流转换环节。在他看来，800伏高压直流在新建AIDC应用场景中的优势将非常明显。未来，随着GPU等核心设备逐步支持高压直流输入，有望同时解决供电效率、空间占用和系统成本三大关键问题。当然，目前800伏直流技术仍处于灰度验证与工程试点阶段，要大规模推广，还需经历一段时间的实践积累与产业生态的完善。