绿电低成本直供作为破解算电协同深层困境的重要抓手，已经在过去一段时间的实践中取得初步成效，形成多元实践模式，在推动算力基础设施绿色低碳转型、构筑普惠算力生态、实现“东数西算”战略价值等发挥重要作用。也要看到，算电协同规划滞后、绿电供需空间错配、供电稳定性不足、经济可行性弱等制约仍待破解，亟需强化政策统筹，推进试点示范，完善市场机制，攻坚技术标准。

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我国初步形成绿电直供政策体系和多元实践模式

（一）绿电直供政策体系逐步完善

过去两年间，伴随“东数西算”工程实施，绿电直供政策体系逐步完善。2024年7月发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》明确国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超80%的硬指标，同时鼓励有关地区探索开展数据中心绿电直供，有力推动各省同步开展地方试点，形成“国家定目标、地方探路径”的联动格局。12月，《国家数据基础设施建设指引》推进算力与绿色电力融合，要求大型风光基地与算力枢纽节点协同布局。2025年5月发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》首次从国家层面明确定义绿电直连模式，划分并网型和离网型类别，破解数据中心绿电物理溯源与准入难题。9月《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》发布，创新按容（需）量输配电费机制。同期，算电协同试点落地实施，要求统筹数据中心绿电需求和新能源资源条件，协同规划布局；探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式，提高数据中心绿电占比。系列政策举措有力推动西部绿电就地消纳与算力中心高比例绿电供应协同，实现“东数西算”工程从单纯算力迁移升级为算电一体化协同。

（二）试点突破多元实践形成

政策牵引下，我国算力基础设施绿电直供形成多元实践格局，各模式在技术路径、经济特性与适用场景上各有特色和侧重。

一是并网型绿电直连模式，指在风光富集区建设集中式电站及配套储能，通过专线直供数据中心，同时保持与公共电网并网衔接，优先消纳绿电、电网兜底备用。该模式已成为企业绿电直供实践主流选择，适配风光富集区、资金雄厚的超大型/大型数据中心。其优势在于绿电溯源清晰，储能平滑发电波动叠加公网兜底，既保障供电可靠，又缓解电网新能源并网传输压力。短板在于发电站、储能及专线成本高导致初始投资门槛较高，但受益于规模效应突出，科学选址规划后度电成本可低于0.4元/千瓦时，长期具备明显经济优势。

二是离网型绿电直连模式，指完全脱离公共电网，通过自建新能源发电、大规模储能及应急装置构建自主供能体系。该模式仅适用于风光优渥且电网薄弱的海岛、海底、边境等偏远地区，目前实践案例较少。中国柴达木绿色微电网算力中心是全球首个规模化万卡级离网项目，初步验证了西部零碳算力基础设施建设可行性。其优势在于绿电占比极高且无溯源争议，供能体系完全独立，不受电网外部影响，亦不增加电网备容压力。但经济性短板明显，受限于大规模储能与备用电源刚性配置需求，项目初始投资极高，在当前政策与技术条件下，度电成本显著高于网电价格，经济可行性有限。

三是自建风光储公网直供模式，指新能源就地开发并接入公共电网，通过绿电交易合同绑定发用关系，依托公网传输电力，实现虚拟直连。该模式适用于电网消纳能力充足、厂荷距离较远、资金约束较强的中大型数据中心或产业园区。典型实践为甘肃庆阳“绿电聚合”项目，一期新建100万千瓦新能源及配套储能，通过公网实现园区55%用电量发用匹配。其优势在于能够复用公网资源并充分利用公网灵活调节能力，无需新建专线、储能配置灵活，初始投资门槛较低，度电成本低于工商业网电且具备新增新能源装机的“额外性”特性。短板在于绿电溯源有阻碍，尚不满足欧盟碳边境调整机制的认证标准，在电网容量不足地区增加公网接入压力。

四是分布式发电直供模式，指就近建设分布式光伏或小型风电，通过内部低压配网传输，实现就地生产、就地消纳，余电低压并网。该模式尤其适配资源紧张的东部城市内中小型或边缘数据中心。例如，腾讯天津高新云数据中心利用屋顶、停车位建设10.54MW的分布式光伏，年产绿电1200万度，满足企业小额用电需求。其优势在于投资低、周期短，度电成本低于网购电，收益来自于自供绿电部分电费节省与余电上网，可以形成低成本可落地的绿电获取路径。短板在于发电规模小、占比低，仅可作为绿电供应的补充方案。

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绿电低成本直供规模化落地仍面临系统性障碍

（一）算电协同规划滞后，基础设施适配性差。算电协同规划机制不完善，难以解决算力快速扩张与电力设施长周期建设的矛盾。一方面，“东数西算”工程深入推进，八大枢纽节点承载全国80%左右智算需求，算力用电高度聚集，算力建设周期短于电力建设周期，局部地区电网扩容压力持续加剧。另一方面，算力基础设施建设通常采用“电先行、算等电”模式，但未来AI及算力发展速度存在强不确定性，电力设施规划难精确预测，存在过度建设风险。

（二）绿色电力供需失衡，资源配置存在壁垒。物理布局上，绿电资源区域供需不平衡，东部地区算力需求大、算力中心占比高但绿电匮乏，西部绿电丰富但算力需求相对较少，叠加跨省输电容量有限、长距离传输损耗高，加剧绿电资源空间错配。市场交易上，省间与省内市场顶层架构尚未协同统一，跨省交易的核算机制、收益分配、责任界定仍不清晰，跨省跨区交易壁垒尚存、绿电流通受限，导致算力企业难以买到充足、低价的绿电。

（三）供电稳定性缺乏，技术支撑体系薄弱。一是发用两端供需特性错配提升匹配难度。可再生能源发电受天气、季节等自然因素影响，具有强间歇性和波动性特征，难以满足数据中心超高可靠性要求。二是绿电直供项目储能配套偏低。当前储能成本偏高、经济性制约明显，多数绿电消纳新模式项目储能配置偏低，自平衡能力有限，无法有效平抑发电波动。三是算电协同调度尚处于起步阶段。算力侧主动参与负荷调度的意愿不足，电力侧获取关键数据受阻，算力电力难以实现动态协同。

（四）经济性有待提升，市场投资积极性受挫。电价成本约占算力中心总运营成本的50%—60%，但当前绿电直供模式经济性不足，相对传统电网购电无显著优势。一方面，绿电直连模式前期投资成本高、建设风险大，当前政策要求下，绿电直连项目需配置输电专线、大规模新能源电站与储能设施，企业初始资金压力过大。另一方面，投入产出回报机制还未形成，我国电力市场与碳市场协同机制尚未健全，绿证与碳减排核算衔接不畅，难以形成“购买绿电—抵扣碳排放”的完整闭环，碳收益未能有效内化，绿电价格优势高度依赖资源禀赋与技术成本。

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欧美构建“政策引领、市场主导、技术支撑”协同体系缓解算力设施绿电可及性难题

（一）完善制度保障与财税激励，降低绿电直供投资准入门槛。降低行政审批阻力。欧盟《关于电力内部市场共同规则的指令（2019）》明确专线直连合法性，要求成员国简化绿电直供并网审批流程，并保障企业签订长期购电协议（PPA）的权利。2025年10月，美国能源部正式向联邦能源监管委员会（FERC）发出指令，要求加快数据中心并网审批流程，将周期从数年压缩至60天，以缓解数据中心并网难题。同年12月，FERC发布裁决，要求电网运营商制定透明规则，允许数据中心直接在发电厂内共址。加大财政资金支持。欧盟设立国家担保机制与“差价合约—PPA”共存机制，降低中小企业绿电直供违约风险。美国部分地区（如弗吉尼亚州）正在积极探索将数据中心税收优惠与绿电使用比例挂钩的政策机制。

（二）科技巨头引领市场实践升级，突破电网设施薄弱物理限制。欧美科技巨头面临芯片因缺电、缺空间而闲置的困境，正加速创新市场实践模式以解决绿电可及性困境。在微软、谷歌、亚马逊等企业推动下，欧美数据中心绿电获取实践已从单纯绿电采购转向“购建结合”的深度参与，从早期“异地开发、账面匹配”升级为“算电协同、物理消纳”，形成包含长期购电协议（物理PPA）、虚拟PPA与专线直供的多元互补市场生态。具体实践上，以谷歌为例，其正在推动建设共址能源园区以实现其2030全天候无碳能源（24/7 CFE）目标，即数据中心与大规模光伏/风电、储能电站建设在同一块土地上，在技术层面实现物理直连，降低对公共输电网的依赖，规避电网排队拥堵。目前，谷歌已与Intersect Power达成战略合作，计划开发多个吉瓦（GW）规模的能源共址园区。

（三）聚焦“稳供—调优—溯源”技术链路，破解绿电直供稳定性与溯源难题。一是长时储能技术保障绿电稳定供应。欧美均重点布局液流电池、氢能、压缩空气等长时储能（10小时以上）技术路线，推动长时储能规模化应用，以平抑新能源发电波动性。二是算电协同调度技术实现高效匹配。例如美国能源部（DOE）通过ESnet创建“SuperLab”验证毫秒级响应技术。亚马逊公司研发碳感知算力调度技术，引导计算任务转移到绿电比例更高的时段或区域运行。三是小时级能源追踪技术体系支撑绿电溯源。欧美高度重视绿电消费的精准核算与溯源，通过EnergyTag等工具构建小时级绿电追溯体系，从技术上杜绝“漂绿”现象，为绿电交易与碳足迹核算提供可靠支撑。

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聚焦问题、因地制宜，多角度发力推进绿电低成本直供落地

（一）强化政策保障，完善顶层统筹与地方协同

构建国家统筹、地方协同的绿电直供规划体系。国家层面，由国家数据局联合国家能源局等有关部门，成立算电协同（绿电直供）工作专班，研究制定《算力基础设施算电协同（绿电直供）专项行动计划》，统筹规划全国各枢纽节点及能源资源条件好的非枢纽节点地区未来五年的绿电直供总体目标、时序进度及责任分工。地方层面，鼓励各枢纽节点和青海、新疆、黑龙江等能源资源条件好的非枢纽节点地区，结合当地风光资源禀赋、地理空间条件、可再生能源发展规划与算力基础设施发展规划等因素，差异化制定地方算电协同/绿电直供发展规划及配套政策。

（二）推进试点示范，探索绿电多元化直供路径

依托八大枢纽节点及新能源富集的非枢纽地区开展试点示范，探索多元绿电直供模式。一是在风光资源优渥、厂荷距离适中地区，开展并网型高比例绿电直连供应试点，差异化探索最优绿电占比、阶梯式余电上网机制及“点对多”园区级直连供电模式，实现度电成本低于网电。二是在风光资源优渥或电网薄弱的海岛、边境等偏远地区，开展离网型绿电直连试点，探索采用“风光+储能+柴发/荒煤气”多能互补供电与自发自用自储自保障的微电网运行模式，保障算力基础设施自主稳定运行。三是在风光资源优渥且电网接入能力充足地区，探索“新能源就地开发+市场化交易+公网传输调节”直供模式；在贵州、长三角等枢纽节点推进跨省绿电直供示范，探索算力枢纽节点与绿电富集区“结对子”机制，破解跨域直供难题。四是在东部城市等地区，开展分布式发电直供试点，探索利用虚拟电厂（VPP）技术聚合分布式发电资源，统一参与电力市场交易和电网调度，实现分布式绿电规模化应用。

（三）完善市场机制，激发绿电投资与消费活力

一是完善市场激励机制，提升绿电消费经济性。建立针对数据中心的分时电价、峰谷电价等价格激励制度，引导算力中心主动调整负荷参与电网削峰填谷；鼓励算力中心间开展碳减排量互认探索，建立绿电消纳量交易机制，允许超额完成绿电目标的企业向未达标企业转让绿电消纳超额配额。二是创新绿电直供金融产品，降低融资与准入门槛。鼓励银行及金融机构开发“长期购电协议（PPA）收益权质押贷款”等产品，拓宽新能源开发商融资路径；鼓励政策性银行对中小算力企业绿电采购提供信用增信，降低长期购电协议签署难度。

（四）创新技术标准，提升系统稳定与调度能力

一是加强长时储能技术研发与应用。设立专项基金重点支持液流电池、压缩空气等长时储能技术创新，推动长时储能技术规模化应用，对具备长时储能能力的数据中心给予专项补贴。二是攻坚“算电碳”协同调度技术。构建算电碳映射模型，打通“算力－电力－碳排”量化路径，建立以碳排因子为核心的算力负荷调度机制，依托全国一体化算力网监测调度平台，实现算力负荷与绿电精准匹配。三是健全算电协同可信数据空间与技术标准，明确电力与算力侧数据共享项、数据交互流程、分级保护要求及接口指标，打破算电协同调度数据壁垒。