核心观点 - 源网荷储一体化项目通过自建绿电和公共电网购电的组合，可降低AIDC整体用电成本，但需综合考虑风光、储能、输变电及公共电网费用等全链条成本[3][4] - 以乌兰察布中金数据低碳算力基地为例，一期新能源配置下综合用电成本约为0.39—0.40元/千瓦时，较完全依赖公共电网的0.445元/千瓦时低约5分钱[44][46] 项目样本与规划 - 乌兰察布中金数据低碳算力基地为源网荷储一体化项目，分三期建设，全部投产后最大用电负荷33.8万千瓦，年用电量21.9亿千瓦时[6] - 项目配置市场化并网新能源30万千瓦（风电20万千瓦+光伏10万千瓦）和4.5万千瓦/4小时储能[6] - 2025年7月，全国首个数据中心绿电直连源网荷储一体化项目正式投运，一期30万千瓦新能源包括200MW风电、100MW光伏、45MW/180MWh储能，并建设1座220kV升压站和中金数据220kV用户变电站[11] - 金风科技为项目提供26台GWH221-7.7MW陆上风电机组，总装机容量20.02万千瓦，一期每年可生产8.48亿千瓦时自发自用绿电，可再生能源替代率38.74%[14] - 2025年9月底，中国能建中标二期38万千瓦新能源项目，包括28万千瓦风电、10万千瓦光伏和57.5MW/230MWh储能，一、二期新能源将达到68万千瓦，约为全基地最大负荷33.8万千瓦的2倍，储能合计达到410MWh[19] 自发绿电成本 - 一期30万千瓦风光储项目总投资192,061.46万元，按20年经济寿命简单摊销，每年约摊销9603万元，对应8.48亿千瓦时自发自用绿电，约为0.113元/千瓦时[21] - 加入资金成本后，假设经济寿命20年，资金成本分别取5%和6%，年度资本回收成本分别约为1.54亿元和1.67亿元，折合约0.182元和0.197元/千瓦时[22] - 考虑运维、储能更换及损耗后，设置自发绿电综合成本敏感性区间为0.20—0.24元/千瓦时，中值取0.22元[22] - 一期8.48亿千瓦时自发绿电占全基地规划年用电量21.9亿千瓦时的38.72%，若自发绿电成本取中值0.22元/千瓦时，对全基地平均用电成本的贡献约为0.085元/千瓦时[22][23] 公共电网购电成本 - 一期自发绿电覆盖38.72%的规划年用电量，剩余比例约61.28%，对应约13.42亿千瓦时[25] - 采用蒙西市场价格代理指标，2026年8月平均上网电价0.2799元/千瓦时，加上线损0.0081元/千瓦时、系统运行费0.0341元/千瓦时、政府性基金0.022425元/千瓦时，得到综合购电价格约0.3445元/千瓦时[25][29] - 61.28%的用电按0.3445元/千瓦时补充，对全基地平均用电成本的贡献约为0.211元/千瓦时[30] - 合并自发绿电贡献，得到约0.296元/千瓦时[30] 输配电费用 - 项目负荷规模33.8万千瓦，报装容量达到72万千伏安，年用电量21.9亿千瓦时，报装容量约为最大负荷的两倍，显示较大冗余[32] - 假设最大用电负荷33.8万千瓦为计费最大需量，向公共电网保留约36万kVA接网容量，按新能源就近消纳新机制计算，容（需）量电费约0.0578元/千瓦时[34][36] - 按新机制公式，以蒙西110kV及以上工商业两部制用户64.41%平均负荷率计算，0.0429元/千瓦时×64.41%×730小时×36万kVA，年费用约8714万元，摊到21.9亿千瓦时约为0.0398元/千瓦时[39][41] - 新机制下公共电网输配相关费用合计约0.0976元/千瓦时[42] - 传统两部制下，基本电费约0.0578元/千瓦时，加上0.0429元/千瓦时电量输配电费，合计约0.1007元/千瓦时，与新机制相差约0.31分钱/千瓦时[43] 综合用电成本 - 新机制下综合用电成本约为0.3939元/千瓦时，传统两部制约为0.3970元/千瓦时，一期新能源配置下综合用电成本约为0.39—0.40元/千瓦时[43][44] - 完全依靠公共电网，按0.2799元/千瓦时电能量价格及两部制参数测算，综合成本约0.445元/千瓦时，较绿电直连情景高约5分钱[46] - 乌兰察布部分算力中心到户电价约0.358元/千瓦时，甘肃庆阳和宁夏中卫绿电直连可将工业用电成本降至0.36元/千瓦时—0.4元/千瓦时，与测算量级基本相当[46]