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

“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。

同时，算力、电力走向深度融合。“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表示，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。

那么，数据中心在落地绿电直连中面临哪些实际挑战？在算力、电力加速融合之下，绿电直连的经济账又该怎么算？2026年2月3日-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（简称“临港海底数据中心”）、远景能源 AIDC，以及行业研究专家等深度沟通。调研发现，数据中心向新能源体系转型过程中，需要通过新型电力系统来支撑新一代算力业务的发展。数据中心落地绿电直连，通过“算电协同”将能源系统与算力系统深度融合，有利于提升建设运营效率，从而降低整体投资成本。

数据中心转向“绿色算力”

随着AI算力的快速崛起，数据中心行业转向规模扩张式发展。进入AI时代后，以“AI工厂”为代表的新范式开始出现，通过管理整个AI 生命周期 （从数据采集到训练、微调和大量 AI 推理），从数据中创造价值。其通过将算力高度集中，实现更高效率。这一趋势在国际上也已显现，一些超大规模数据中心项目已迈入吉瓦级，相较传统数据中心呈现指数级增长。

因此，算力对能源的需求也发生根本变化，规模化、稳定、充足供给为优先考虑，能源约束成为决定算力发展的关键影响因素。其中，算力对绿电供给的需求变得日渐迫切。一方面，数据中心用电占比快速提升，如果数据中心仍然依赖传统高碳能源，将难以支撑未来大规模AI应用的发展。据中国信通院预测，到2030年，中国数据中心年用电量或将达到7000亿千瓦时，占全国总用电量的比例将由目前的1.7%上升到约 5.3%。另一方面，AI算力用电需求增长也呈现指数级趋势，不仅追求稳定供电，也对绿电有更高要求，实现7×24小时不间断的绿电供给成为一种理想状态。

随着算力对电力提出更高要求，数据中心行业进入“绿色算力”发展阶段。除了合规、能效、成本，更强调可持续性，绿电、零碳成为这一阶段的重点关注。在ESG和“双碳”相关要求下，通过绿电直连提升绿电占比，相较于依赖电网购电或通过PPA（发电企业与符合条件的电力用户签订购电协议）间接获取绿电，在绿色属性上具有明显优势。

远景能源AIDC产品线副总裁李军谈到，一些数据中心下游客户提出，到2030年数据中心必须实现100%绿电供给。数据中心运营方如果能提供更高比例且可追溯的绿电，就会形成重要的竞争优势。如果数据中心供应商无法直接提供足够比例的绿色能源，需要通过购买绿证等方式来弥补，满足客户的ESG要求。为此，在绿电资源丰富的内蒙古，远景科技集团（简称“远景”）AIDC相关项目（计划2026年交付），通过自建风电场及专属供电线路，直接为数据中心供电，实现发电侧、用电侧的深度耦合。

绿电直连落地难在经济性

不过，绿电直连并非简单地“拉一根线”，经济性依然是实际落地中的最大挑战。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较高（与诸多政府补贴后的网电电价相比），与通过电网购电或PPA模式相比，面临较大挑战。

具体涉及三项主要成本：一是专线建设成本。企业需要单独铺设输电线路，并配置变压器等设施；二是储能成本。若要实现政策要求的80%的绿电消纳比例，必须配置更高比例的风光装机与储能系统，以应对可再生能源波动，这会显著增加投资。即便内蒙古、新疆等地风光利用小时数较高，但叠加专线建设、储能后，总成本仍然较高；三是并网型绿电直连仍需要向电网支付不同的容量费用。四是风光与算力设施在建设周期、资产回报上存在不同步的特征。

因此，即便一些新能源企业有意推进绿电直连，业内普遍认为其用电成本偏高，当下难以实际落地。王永真谈到，根据测算显示，多地绿电直连最优的绿电消费占比多在35%左右；如按照80%的绿电消费占比测算，全国范围内绿电直连度电成本约在0.4元–1.0元之间，在很多地区高于当地电网电价。此外，大规模落地中还面临其他挑战。

第一，绿电直连对政策依赖程度较高。近年来，相关政策不断释放利好，尤其是在内蒙古等新能源资源富集地区，这一模式具备良好的发展基础。但与此同时，政策本身仍在持续调整中。李军称，不同地区在指标要求、审批细则、执行口径等方面存在差异，且政策边界并不完全清晰。因此，在项目初期，企业必须优先厘清合规要求，包括申报流程、验收标准、并网调度机制等关键环节，避免后续实施过程中出现不确定性风险。

第二，绿电直连本质上是一个跨专业的复杂系统工程。项目实施过程中涉及电力工程、线路建设、机电系统、能源管理、调度控制等多个领域，技术复杂度高、协同要求强。这就要求企业具备高度标准化能力和强大的项目管理能力，能够将多专业体系有效整合，确保项目进度与质量的可控。

第三，长期运行中的稳定性与服务保障也构成挑战。风电、光伏等新能源具有天然波动性，易受天气、设备状态及预测误差影响。因此，要实现大规模绿电直连，必须依赖“源网荷储”一体化，通过储能调节、负荷管理、调度优化等手段，构建完整的保障机制。也正因如此，尽管目前已有大量绿电直连项目申报，但能真正稳定运行的仍然较为有限。

绿电直连需融入新型电力系统

如何破局绿电直连的现实难题？“算电协同”或许提供了一种解决思路。以上海为例，其具备较为广阔的海域资源，不仅可以满足高密度算力对能源的需求，也为未来规模化发展提供了空间支撑。因此，通过将数据中心与海上风电相结合，能在海上实现电力供给与算力部署的协同布局。

近日，临港海底数据中心正式投产启用。该数据中心系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10公里海域的风电场内，规划建设约24兆瓦，第一阶段建设约2-3兆瓦的示范项目。

临港海底数据中心主要采用了“海上风电+海底数据中心”模式。这一模式通过数据中心与风力发电协同，可降低投资成本。上海海兰云科技有限公司（简称“海兰云”）是临港海底数据中心的牵头建设方、项目主体与运营方。海兰云总经理苏洋称，早期曾在海南等地尝试，主要问题在于投资成本较高，包括岸站建设、电缆铺设、电力接入等均需额外投入。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”，从而共享风电场的电力基础设施（如海缆、升压站等），大幅降低新增投资。

这并非特例，从整体上看，算力、电力双方企业的合作日趋紧密。这是因为随着电力交易机制改革推进，发电侧对稳定负荷的需求增强，而数据中心可作为长期、稳定的用电主体。苏洋谈到，新能源企业在规划海上风电项目时，已开始将算力设施一并纳入整体规划，实现源、荷协同配置。同时，算力规模也需要与本地电力供给能力相匹配，根据区域需求动态确定规模，从而形成以市场需求为导向的算电协同体系。因此，“算电协同”有利于提升绿电直连项目经济性。此外，绿电直连在实际落地中还需注重以下方面。

首先，推进算力、电力深入融合，需要在能源侧具备更强的理解与整合能力。苏洋认为，临港海底数据中心绿电直连的难点，主要在于对新能源发电特性的深入理解与调度能力建设。由于风电、光伏等存在波动性，必须建立精细化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，否则绿电直连将失去意义。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调度。

其次，算力设施要想降低绿电直连成本，可通过系统的多元灵活性来优化成本结构。算力设施本身具备一定的灵活调节能力，包括业务调度、储能调控及制冷蓄冷柔性运行等。在王永真看来，如果能将算力业务的波动与绿电出力的波动进行动态友好匹配，就可减少对储能的依赖，从而降低储能配置规模。在实现路径上，远景能源AIDC产品线首席技术官胡兴赞以远景能源AIDC为例谈到，需要通过固态变压器（SST）、多级储能、超级电容，以及“源网荷储”一体化体系，甚至叠加氢氨燃机等新型能源技术，重构整体能源架构。

最后，绿电直连是一个全生命周期的成本问题。项目测算不能仅看单一度电成本，而需要综合考虑电价机制、电力交易方式、是否配置储能、输配电费用等多重因素。以远景能源为例，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，而非仅关注短期价格优势。

从长远看，数据中心落地绿电直连，需从整个新型电力系统构建出发。其中，“算电协同”作为新型电力系统的重要组成部分，不仅体现在供电层面，也体现在调度、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，打通从发电侧到负载侧的全链路直流供电体系，减少中间不必要的转换环节。他认为，800伏高压直流在新建AIDC应用场景中的优势将较为明显。未来，随着GPU等设备逐步支持高压直流输入，可同时解决供电效率、空间占用和系统成本三大关键问题。不过，800伏直流目前仍处于灰度验证、工程试点阶段，大规模推广仍需经历一段时间的实践积累与生态完善。