中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：人工智能的迅猛發(fā)展帶動(dòng)算力需求激增，隨之而來的是電力需求增加。在此背景下，算力與電力協(xié)同發(fā)展成為國家政策和行業(yè)關(guān)注熱點(diǎn)。當(dāng)前，數(shù)據(jù)中心面臨的現(xiàn)實(shí)挑戰(zhàn)是，如何經(jīng)濟(jì)、可靠地提高綠電使用占比。2025年5月21日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于有序推動(dòng)綠電直連發(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》（以下簡稱《通知》），為數(shù)據(jù)中心增綠減碳、降低成本提供了新的路徑選擇。5月23日，國家能源局下發(fā)《關(guān)于組織開展新型電力系統(tǒng)建設(shè)第一批試點(diǎn)工作的通知》，算力與電力協(xié)同是七大試點(diǎn)方向之一，“直供綠電電量占比”“交易綠電電量占比”是試點(diǎn)建設(shè)的重要考核指標(biāo)，凸顯了發(fā)展綠色算力的重要性。
01
數(shù)據(jù)中心使用綠電的驅(qū)動(dòng)力
“雙碳”目標(biāo)背景下，數(shù)據(jù)中心使用綠電的驅(qū)動(dòng)力主要在于國家政策對(duì)數(shù)據(jù)中心的新建審批及能耗要求持續(xù)趨嚴(yán)，提出了數(shù)據(jù)中心使用綠電的比例目標(biāo)；數(shù)據(jù)中心投資運(yùn)營商出于降低用電成本和環(huán)境信息披露的考慮，也迫切需要采購綠電。
驅(qū)動(dòng)力1：能耗指標(biāo)
包括數(shù)據(jù)中心在內(nèi)的新建項(xiàng)目，要按照《固定資產(chǎn)投資項(xiàng)目節(jié)能審查辦法》的要求，進(jìn)行能耗審查。北京、上海、廣東等地受限于能源資源緊張，提出了比較嚴(yán)格的能效控制指標(biāo)，比如北京對(duì)PUE超限數(shù)據(jù)中心征收差別電價(jià)。隨著由能耗雙控政策轉(zhuǎn)向碳雙控政策，可再生能源消費(fèi)不納入能源消耗總量和強(qiáng)度控制，增加綠電消費(fèi)將有助于減輕雙控政策對(duì)數(shù)據(jù)中心快速發(fā)展的掣肘。
驅(qū)動(dòng)力2：“雙碳”目標(biāo)
數(shù)據(jù)中心運(yùn)營過程中的主要排放是范圍2的用電排放，占總排放的90%以上。北京、廣東已將數(shù)據(jù)中心納入?yún)^(qū)域碳排放相關(guān)管理體系。2025年3月，國家發(fā)展改革委等五部門發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)可再生能源綠色電力證書市場高質(zhì)量發(fā)展的意見》，提出國家樞紐節(jié)點(diǎn)新建數(shù)據(jù)中心的綠色電力消費(fèi)比例，要在80%的基礎(chǔ)上進(jìn)一步提升。天津、北京、上海、湖北、重慶等試點(diǎn)碳市場先后發(fā)布“電碳協(xié)同”政策，包括允許納管企業(yè)將綠電交易電力間接排放核算為零，將使用綠電作為重點(diǎn)排放單位減污降碳的激勵(lì)機(jī)制等。
驅(qū)動(dòng)力3：用電成本
相關(guān)調(diào)研數(shù)據(jù)顯示，數(shù)據(jù)中心的電費(fèi)成本達(dá)到運(yùn)營成本的50%左右，電費(fèi)成為數(shù)據(jù)中心運(yùn)營的主要支出之一，因此尋求低價(jià)電是數(shù)據(jù)中心降本的重要途徑之一。甘肅、寧夏、新疆、青海等西部地區(qū)憑借新能源高滲透率和低綠電交易價(jià)格（0.22-0.26元/千瓦時(shí)），成為數(shù)據(jù)中心熱門選址。國際上，為了應(yīng)對(duì)數(shù)據(jù)中心業(yè)務(wù)帶來的能源成本增長，微軟、谷歌、臉書等企業(yè)通過與發(fā)電方簽訂長期購電協(xié)議等方式，逐漸轉(zhuǎn)向采購可再生能源。
表1：2024年算力樞紐節(jié)點(diǎn)和新能源富集省區(qū)煤電基準(zhǔn)價(jià)和綠電交易均價(jià)（單位：元/千瓦時(shí))
驅(qū)動(dòng)力4：企業(yè)品牌
近年來，ESG（環(huán)境、社會(huì)與公司治理）評(píng)價(jià)體系已成為衡量企業(yè)綜合競爭力的重要標(biāo)尺，其中環(huán)境因素的權(quán)重持續(xù)提升。作為高能耗行業(yè)的代表，數(shù)據(jù)中心采購綠電成為企業(yè)踐行社會(huì)責(zé)任、塑造綠色品牌形象的突破口。騰訊、阿里、字節(jié)跳動(dòng)等頭部互聯(lián)網(wǎng)企業(yè)先后宣布于2030年使用100%可再生能源電力，通過與風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電企業(yè)簽訂長期購電協(xié)議、投資建設(shè)自有可再生能源電站等舉措，推動(dòng)數(shù)據(jù)中心綠色轉(zhuǎn)型。
表2：國內(nèi)部分?jǐn)?shù)據(jù)中心建設(shè)企業(yè)清潔用能承諾及現(xiàn)狀
相較于我國鋼鐵、鋁、動(dòng)力電池等出口外向型企業(yè)，數(shù)據(jù)中心不受歐盟碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制（CBAM）、歐盟《電池和廢電池法》綠色貿(mào)易壁壘的直接影響。不過，歐盟能效指令已要求大型數(shù)據(jù)中心報(bào)告能耗數(shù)據(jù)，預(yù)示未來可能加強(qiáng)對(duì)數(shù)字基礎(chǔ)設(shè)施碳排放的監(jiān)管。
02
數(shù)據(jù)中心提高綠電消費(fèi)占比的途徑
當(dāng)前，數(shù)據(jù)中心采購綠電主要有綠電交易、綠證交易和離網(wǎng)型、并網(wǎng)型綠電直供四種方式。
1.綠電交易
在綠電資源充沛的地區(qū)，數(shù)據(jù)中心與新能源企業(yè)開展綠電交易是滿足其綠電需求的重要途徑。綠電交易是電力中長期交易的組成部分，是以綠色電力和對(duì)應(yīng)綠色電力環(huán)境價(jià)值為標(biāo)的物的電力交易品種，其核心在于“證電合一”，用戶購買綠電同時(shí)獲得國家核發(fā)的可再生能源綠色電力證書。國家政策鼓勵(lì)發(fā)用雙方簽訂多年期綠電購買協(xié)議(PPA)。在全球范圍內(nèi)，PPA已經(jīng)成為數(shù)據(jù)中心企業(yè)大規(guī)模采購可再生能源的主要措施。PPA合同雙方通過約定固定電價(jià)，發(fā)電企業(yè)可以獲得穩(wěn)定的現(xiàn)金流，有利于可再生能源項(xiàng)目融資，數(shù)據(jù)中心企業(yè)可以提前鎖定充足的綠電。2023年，亞馬遜、微軟、臉書和谷歌簽訂超過13.6吉瓦的綠電合同，以匹配其以數(shù)據(jù)中心為主的電力運(yùn)營消耗。
2.綠證交易
在綠電資源匱乏地區(qū)，綠證交易可以化解數(shù)據(jù)中心無法直接采購可再生能源的限制。綠證是我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明，是認(rèn)定可再生能源電力生產(chǎn)、消費(fèi)的唯一憑證。受供需不協(xié)同的影響，近年來綠證價(jià)格不斷走低，但隨著《關(guān)于促進(jìn)可再生能源綠色電力證書市場高質(zhì)量發(fā)展的意見》從多個(gè)層面發(fā)力促進(jìn)市場供需平衡，預(yù)計(jì)綠證價(jià)格將回升，大批量采購綠證可能對(duì)數(shù)據(jù)中心用電成本構(gòu)成壓力。同時(shí)，綠證與碳市場銜接不足，數(shù)據(jù)中心購買綠證難以體現(xiàn)其履行減排責(zé)任，這成為制約數(shù)據(jù)中心購買綠證積極性的主要原因。從國際上看，RE100等自愿市場對(duì)綠電、綠證交易并無認(rèn)可差異。2025年5月，中國綠證獲得RE100全面認(rèn)可，顯著提升了中國綠證的市場流動(dòng)性、權(quán)威性和國際認(rèn)可度。強(qiáng)制政策方面，近年來歐盟CBAM、新電池法規(guī)等碳壁壘貿(mào)易政策尚不認(rèn)可綠證。
3.綠電直供
近日國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《通知》，首次從國家層面明確了綠電直連的范圍、類型和原則。綠電直連從電源規(guī)模上可分為分布式和集中式新能源，從負(fù)荷是否接入公網(wǎng)分為離網(wǎng)型和并網(wǎng)型。分布式光伏直供可利用數(shù)據(jù)中心屋頂資源，節(jié)省土地面積和線路成本，但發(fā)電量較小。集中式新能源直供雖然可以突破場內(nèi)安裝面積限制，實(shí)現(xiàn)大規(guī)模綠電供應(yīng)，但風(fēng)光新能源出力存在波動(dòng)性和間歇性，和數(shù)據(jù)中心穩(wěn)定可靠用電需求存在矛盾，需要公用電網(wǎng)和儲(chǔ)能作為備用和調(diào)節(jié)資源。對(duì)于離網(wǎng)型直供模式，為應(yīng)對(duì)風(fēng)光的波動(dòng)性，需要配備大容量長時(shí)儲(chǔ)能。對(duì)于并網(wǎng)型直供模式，需要申報(bào)并網(wǎng)容量、明確交換功率，依靠大電網(wǎng)提供調(diào)峰服務(wù)和應(yīng)急備用等，繳納系統(tǒng)備用費(fèi)，而且向電網(wǎng)返送電量受限，影響其新能源項(xiàng)目整體收益。
03
四種綠電采購模式用電成本估算和敏感性分析
表3列出了四種綠電采購模式下的成本構(gòu)成，主要區(qū)別在于：直連模式包含基礎(chǔ)設(shè)施投資成本，如新能源發(fā)電項(xiàng)目、儲(chǔ)能設(shè)備和輸電專線的初始建設(shè)投入，并網(wǎng)型直連模式對(duì)于下網(wǎng)電量還需繳納輸配電費(fèi)和系統(tǒng)備用費(fèi)，離網(wǎng)型直連模式主要省去了輸配電費(fèi)和系統(tǒng)備用費(fèi)。參照自備電廠管理相關(guān)文件，并網(wǎng)和離網(wǎng)直連模式均需繳納政府基金及附加。
表3：不同綠電消費(fèi)模式下的數(shù)據(jù)中心用電成本構(gòu)成
以張家口數(shù)據(jù)中心集群某一數(shù)據(jù)中心為例進(jìn)行全壽命周期單位用電成本估算。該中心2024年最大負(fù)荷為47.8兆瓦，最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)為7284小時(shí)，接入電壓等級(jí)為10千伏。按照“以荷定源”原則確定新能源發(fā)電項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模為220兆瓦，距數(shù)據(jù)中心距離為10公里。年貼現(xiàn)率為6%，項(xiàng)目資金默認(rèn)為自籌資本，項(xiàng)目運(yùn)行年限為20年。主要參數(shù)設(shè)定和度電成本計(jì)算結(jié)果如表4所示。需要說明的是，影響直連項(xiàng)目成本的因素復(fù)雜繁多，為突出重點(diǎn)簡化計(jì)算，設(shè)置了幾項(xiàng)假設(shè)條件：
1、四種模式均以滿足數(shù)據(jù)中心80%綠電占比為前提。
2、項(xiàng)目所在地未運(yùn)行現(xiàn)貨市場，測(cè)算不考慮新能源電量返送電網(wǎng)。
3、政策要求“以荷定源”，但未明確具體要求，假設(shè)考慮儲(chǔ)能充放損耗的基礎(chǔ)上以風(fēng)光利用小時(shí)數(shù)滿足負(fù)荷用電量計(jì)算最小電源裝機(jī)。
4、假設(shè)四種模式均建有用戶側(cè)變電站，度電成本測(cè)算時(shí)不考慮用戶側(cè)變電站投資。
5、假設(shè)新能源發(fā)電項(xiàng)目、直連專線均由數(shù)據(jù)中心用戶投資建設(shè)。
6、測(cè)算忽略了綠電直連政策所要求的項(xiàng)目可觀、可測(cè)、可調(diào)、可控所需要的設(shè)備成本，以及網(wǎng)絡(luò)安全監(jiān)測(cè)、隔離裝機(jī)等網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)施成本、線路走廊征地成本等。
表4：基準(zhǔn)情景四種綠電采購模式的主要參數(shù)設(shè)置
測(cè)算結(jié)果表明，在基準(zhǔn)情景的參數(shù)設(shè)定條件下，并網(wǎng)型直連模式的單位用電成本最低。該模式結(jié)合了大電網(wǎng)供電和直連模式的優(yōu)勢(shì)：一方面，借助“綠電直連”機(jī)制，數(shù)據(jù)中心可直接獲取物理可溯源的綠色電力，同時(shí)鎖定具有成本優(yōu)勢(shì)的綠電價(jià)格；另一方面，通過保留與公共電網(wǎng)的連接，數(shù)據(jù)中心可獲得電網(wǎng)備用支持，滿足調(diào)峰、備用等不確定性電力需求，顯著降低對(duì)儲(chǔ)能的依賴。但需要說明的是，當(dāng)前系統(tǒng)備用費(fèi)收取細(xì)則尚未出臺(tái)，該測(cè)算結(jié)果是基于系統(tǒng)備用費(fèi)按容（需）量電價(jià)考慮的。傳統(tǒng)容（需）量電價(jià)是基于穩(wěn)定負(fù)荷設(shè)計(jì)的，并網(wǎng)型直連項(xiàng)目若不配置儲(chǔ)能，整體負(fù)荷特性表現(xiàn)為較大的波動(dòng)性（平均負(fù)荷率較低），需要電網(wǎng)頻繁為其調(diào)峰，系統(tǒng)備用成本可能升高。
離網(wǎng)型直連模式需要大量的儲(chǔ)能進(jìn)行調(diào)峰，因此度電成本最高。本文基準(zhǔn)場景中儲(chǔ)能放電時(shí)長為4小時(shí)，在2小時(shí)和8小時(shí)下，數(shù)據(jù)中心單位用電成本分別降低24%和上升49%，可見離網(wǎng)模式下儲(chǔ)能的配置容量對(duì)其經(jīng)濟(jì)性有決定性影響。
為了進(jìn)一步分析影響綠電直連項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵因素，下面選取多個(gè)重要參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，包括新能源購電價(jià)格、綠證價(jià)格、儲(chǔ)能配比、申報(bào)容量、系統(tǒng)備用費(fèi)、風(fēng)光配比等。
1.綠電、綠證價(jià)格
隨著綠電價(jià)格的下降，通過公共電網(wǎng)購電的三種模式單位用電成本將隨之下降。2024年，算例所在地區(qū)的新能源市場平均價(jià)格（0.4023元/千瓦時(shí)）主要對(duì)標(biāo)煤電基準(zhǔn)電價(jià)（0.372元/千瓦時(shí)），較其度電成本（風(fēng)0.2249元、光0.3594元）高79%和12%。在新能源全面入市政策推動(dòng)下，若新能源交易價(jià)格實(shí)現(xiàn)下降，那么綠電、綠證交易模式將逐漸凸顯其成本優(yōu)勢(shì)（本算例新能源交易價(jià)格較2024年均價(jià)下降30%左右），并網(wǎng)型綠電直連模式的經(jīng)濟(jì)競爭力將會(huì)受到一定挑戰(zhàn)。
圖1：綠證價(jià)格和新能源上網(wǎng)電價(jià)對(duì)數(shù)據(jù)中心單位用電成本的影響
2.儲(chǔ)能配置規(guī)模、電網(wǎng)申報(bào)容量
離網(wǎng)型直連模式下，數(shù)據(jù)中心供電可靠性差，需要配套大容量長時(shí)儲(chǔ)能。基準(zhǔn)情景離網(wǎng)型直連的儲(chǔ)能配置規(guī)模僅為理想情況下的儲(chǔ)電功率，實(shí)際上如果從全年8760小時(shí)源荷運(yùn)行曲線（圖3）來看，若保證負(fù)荷不失電，需要配置高達(dá)數(shù)倍甚至數(shù)十倍于新能源裝機(jī)規(guī)模的儲(chǔ)能，數(shù)據(jù)中心的單位用電成本將驟增。并網(wǎng)型直連模式下，數(shù)據(jù)中心單位用電成本隨著申報(bào)容量的增大而升高，主要受配置儲(chǔ)能成本和系統(tǒng)備用費(fèi)的影響。數(shù)據(jù)中心若按照低于最大負(fù)荷的功率申報(bào)并網(wǎng)容量，則意味著需要配置儲(chǔ)能以應(yīng)對(duì)風(fēng)光波動(dòng)帶來的功率缺額，申報(bào)容量越大，儲(chǔ)能配置需求越少，系統(tǒng)備用費(fèi)越高，此算例參數(shù)條件下后者帶來的成本增長更多。
圖2：儲(chǔ)能配比和申報(bào)容量對(duì)數(shù)據(jù)中心單位用電成本的影響
圖3：2024年4月（上圖）和9月（下圖）新能源出力和負(fù)荷曲線
3.系統(tǒng)備用費(fèi)
圖4上圖為在基準(zhǔn)情境下按比例調(diào)整系統(tǒng)備用費(fèi)的單位用電成本變化?！锻ㄖ芬?，充分提升項(xiàng)目靈活性調(diào)節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。項(xiàng)目平均負(fù)荷率反應(yīng)了源荷作為整體的波動(dòng)特性，也反應(yīng)了需要電網(wǎng)提供調(diào)節(jié)的壓力。為反映電網(wǎng)調(diào)節(jié)壓力，假定取項(xiàng)目平均負(fù)荷率的倒數(shù)作為系統(tǒng)備用費(fèi)的費(fèi)率，負(fù)荷率越接近1，需要電網(wǎng)調(diào)節(jié)的需求越低，備用費(fèi)越低，反之越高。測(cè)算結(jié)果如圖4所示，在項(xiàng)目平均負(fù)荷率為36%時(shí)，并網(wǎng)直連模式的單位用電成本與綠電、綠證交易模式相同。
圖4：系統(tǒng)備用費(fèi)和項(xiàng)目平均負(fù)荷率對(duì)數(shù)據(jù)中心單位用電成本的影響
4.風(fēng)光配置比例
對(duì)不同風(fēng)光配置比例進(jìn)行分析的結(jié)果（表5）表明，直連項(xiàng)目的風(fēng)電比例越高，單位用電成本越低，全風(fēng)電場景下成本最低。反之，光伏比例越高，單位用電成本越高，全光伏場景下成本最高。離網(wǎng)型和并網(wǎng)型趨勢(shì)相同，后者較前者成本更低，主要受儲(chǔ)能配置規(guī)模的影響。相較于光伏，風(fēng)機(jī)的利用小時(shí)數(shù)具有顯著優(yōu)勢(shì)，度電成本則相對(duì)更低；同時(shí)，風(fēng)電日出力曲線相對(duì)光伏波動(dòng)小，對(duì)儲(chǔ)能規(guī)模的需求也相對(duì)低。圖5所示為全光伏和全風(fēng)電場景下的日平均新能源和負(fù)荷曲線，全光伏場景的電力供應(yīng)短缺電量明顯較全風(fēng)電場景多。風(fēng)光裝機(jī)比例為1：1時(shí)，短供電量占比19.88%；風(fēng)光裝機(jī)比例1：2時(shí)，短供電量占比29.9%；當(dāng)為全光伏場景時(shí)，短供電量占比56.18%。
表5：不同風(fēng)光裝機(jī)配比下數(shù)據(jù)中心單位用電成本（元/千瓦時(shí))
圖5：光伏出力和風(fēng)電出力與數(shù)據(jù)中心負(fù)荷的日平均功率曲線
5.主要結(jié)論
上述算例結(jié)果是基于特定參數(shù)和假設(shè)條件得出，敏感性分析側(cè)重于揭示趨勢(shì)性規(guī)律而非嚴(yán)謹(jǐn)量化，為綠電直連研究“拋磚引玉”，供行業(yè)討論，主要結(jié)論如下。
綠電、綠證模式的優(yōu)勢(shì)在于：對(duì)于用戶，供電可靠性高；對(duì)于電力系統(tǒng)，規(guī)模經(jīng)濟(jì)顯著，負(fù)荷互補(bǔ)備用容量需求低，輸配電設(shè)施資產(chǎn)利用率高，資源優(yōu)化配置能力強(qiáng)。其劣勢(shì)是：對(duì)于用戶，綠電溯源性差，可能影響出口型企業(yè)碳合規(guī)；對(duì)于電力系統(tǒng)，新能源大規(guī)模接入導(dǎo)致地區(qū)消納壓力增大，“高海邊無”地區(qū)大電網(wǎng)延伸成本較高。
綠電直連模式的優(yōu)勢(shì)在于：對(duì)于用戶，并網(wǎng)型電價(jià)成本相對(duì)低，綠電物理溯源能力強(qiáng)，降低其應(yīng)對(duì)歐盟CBAM、新電池法案的碳合規(guī)成本；對(duì)于電力系統(tǒng)，可以緩解大規(guī)模新能源接入帶來的電網(wǎng)消納壓力，解決大電網(wǎng)末端供電問題。其劣勢(shì)是：對(duì)于用戶，新能源、專線、土地、遷改等初始投資高昂，供電可靠性差，離網(wǎng)型需配置大容量長時(shí)儲(chǔ)能，并網(wǎng)型需繳納系統(tǒng)備用費(fèi)；對(duì)于電力系統(tǒng)，并網(wǎng)型新能源發(fā)電與用戶負(fù)荷曲線疊加后，電網(wǎng)負(fù)荷特性、電量平衡、調(diào)峰平衡將發(fā)生較大變化，電力規(guī)劃不確定性增加。若市場供需波動(dòng)導(dǎo)致產(chǎn)能下降，工廠面臨減產(chǎn)甚至破產(chǎn)，新能源存在無處消納的風(fēng)險(xiǎn)。
數(shù)據(jù)中心特別是智算中心，對(duì)業(yè)務(wù)連續(xù)性要求高，供電系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行直接關(guān)系到智算中心核心功能的實(shí)時(shí)響應(yīng)和執(zhí)行效率。大模型訓(xùn)練時(shí)間長，工作負(fù)載可以在峰值功率下，運(yùn)行數(shù)小時(shí)、數(shù)天甚至數(shù)周，若要滿足數(shù)據(jù)中心的高可靠性供電要求，綠電、綠證模式是首選，也是目前全球領(lǐng)先數(shù)據(jù)中心最常用的實(shí)現(xiàn)綠電消費(fèi)的方式，隨著國內(nèi)新能源全面入市，有望降低其采購成本。離網(wǎng)型直連模式供電成本高昂，并網(wǎng)型直連模式既可以發(fā)揮大電網(wǎng)規(guī)模經(jīng)濟(jì)和供電可靠性優(yōu)勢(shì)，也能滿足用戶綠電需求，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性需要根據(jù)直供比例、系統(tǒng)備用費(fèi)等開展具體評(píng)估。
表6：四種綠電采購模式綠色、經(jīng)濟(jì)、可靠性對(duì)比
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有關(guān)建議
1.數(shù)據(jù)中心企業(yè)應(yīng)審慎選擇綠色電力采購方式。數(shù)據(jù)中心企業(yè)需統(tǒng)籌考慮用電規(guī)模、內(nèi)部源荷特性、平衡能力、風(fēng)險(xiǎn)承受度、經(jīng)濟(jì)收益、能耗指標(biāo)、當(dāng)?shù)仉娏κ袌龌M(jìn)程以及未來可能要求的消納責(zé)任權(quán)重、綠證強(qiáng)制配額等因素，通過經(jīng)濟(jì)性測(cè)算，特別是儲(chǔ)能規(guī)模需要進(jìn)行長周期時(shí)序仿真測(cè)算，合理選擇綠電交易、綠證交易、并網(wǎng)型或離網(wǎng)型綠電直連等單一或多元化采購方案，尋求經(jīng)濟(jì)、可靠、綠色的最優(yōu)解。
2.推動(dòng)數(shù)據(jù)中心入市，創(chuàng)新綠電交易模式。據(jù)相關(guān)調(diào)研，當(dāng)前約有三分之二的數(shù)據(jù)中心建于園區(qū)、辦公樓內(nèi)部，沒有獨(dú)立計(jì)量條件和獨(dú)立法人主體，按照電力市場主體管理要求無法入市，客觀上限制了綠電消費(fèi)。應(yīng)推動(dòng)暫不具備入市條件的數(shù)據(jù)中心盡快實(shí)現(xiàn)單獨(dú)計(jì)量和獨(dú)立法人注冊(cè)，使其具備綠電交易資格。探索通過平臺(tái)聚合方式推動(dòng)數(shù)據(jù)中心參與省間綠電交易。結(jié)合我國數(shù)據(jù)中心行業(yè)耗能的特殊規(guī)律和集聚性分布特征，探索更加彈性合理的數(shù)據(jù)中心參與多年期綠電交易（PPA）機(jī)制，確保綠電合同優(yōu)先執(zhí)行和穩(wěn)定供應(yīng)。
3.發(fā)揮儲(chǔ)能價(jià)值作用。綠電直連模式下，儲(chǔ)能主要用于平抑發(fā)電側(cè)功率波動(dòng)，相當(dāng)于發(fā)揮電源側(cè)儲(chǔ)能功能。非綠電直連模式下，數(shù)據(jù)中心可考慮用儲(chǔ)能替代柴油發(fā)電機(jī)或UPS，發(fā)揮其用戶側(cè)儲(chǔ)能的功能，利用峰谷電價(jià)政策制定充放電策略，實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利，減少容量電費(fèi)支出；參與電網(wǎng)調(diào)頻市場，獲取輔助服務(wù)收益，多種途徑疊加降低數(shù)據(jù)中心用電成本。
4.提升我國在國際氣候治理規(guī)則上的話語權(quán)與影響力。歐盟碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制（CBAM）與《新電池法案》等政策以應(yīng)對(duì)氣候變化為名，實(shí)質(zhì)構(gòu)成了新型綠色貿(mào)易壁壘，降低綠色產(chǎn)業(yè)供應(yīng)鏈集中度，吸引制造業(yè)回流，扶持本土電池和汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展。這些政策具有明顯的動(dòng)態(tài)擴(kuò)張?zhí)匦院凸ぞ叩匦裕羝髽I(yè)一味跟隨適配規(guī)則，歐盟可能繼續(xù)修改貿(mào)易壁壘政策，如擴(kuò)展產(chǎn)品覆蓋范圍、修改碳核算標(biāo)準(zhǔn)等，或使前期投入變成沉沒成本。
當(dāng)前綠色認(rèn)證體系已超越單純的電力屬性交易，正在成為新的戰(zhàn)略資源，它既是企業(yè)減排的合規(guī)工具，更是國家爭奪綠色話語權(quán)的關(guān)鍵載體，最近RE100全面認(rèn)可中國綠證便是通過完善政策與國際磋商，打破了發(fā)達(dá)國家的規(guī)則壟斷。建議持續(xù)提升我國在全球碳減排舞臺(tái)上的話語權(quán)與影響力，建立科學(xué)、公正、透明的國內(nèi)碳計(jì)量體系，積極推動(dòng)國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)與國際標(biāo)準(zhǔn)的有效對(duì)接與互認(rèn)，推動(dòng)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重分解、強(qiáng)制綠證、小時(shí)級(jí)綠電交易等制度創(chuàng)新，逐步優(yōu)化我國能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)，增強(qiáng)出口綠色競爭力，搶占國際氣候治理話語權(quán)。
