AI算力爆发，电网扛不住了，储能价值被点燃

本文来自微信公众号：环球零碳，编辑：小澜，作者：环球零碳研究中心

数字经济浪潮下，算力枢纽加速落地，其用电特征正深刻重塑电力系统的供需边界。一边是算力产业对连续供电、绿电消纳的刚性高要求，一边是新能源大规模并网带来的出力波动与时空错配，传统的电网扩容与配套供电模式已难以适配。

储能作为灵活性资源被寄予厚望，但嵌入数据中心只是物理层面的叠加，能否真正规模化落地，取决于储能所提供的多元价值，能否通过价格信号和市场规则转化为可预期的经济回报。

算力用电量到2030年预计达8000亿千瓦时

算力正以前所未有的速度重塑电力需求版图。中国作为全球第二大算力市场，2025年全国算力中心总用电量达1700亿千瓦时，占全社会用电量的1.6%，其中全国一体化算力网络8大枢纽节点算力用电近3年平均增长率约为39.5%，远高于全社会用电量的平均增速。

这种增长不是线性温和的，而是爆发式、集聚式的，算力用电正从电力系统的“边缘变量”，快速走向“核心增量”，预计“十五五”时期全国算力用电量年均新增1000亿千瓦时以上，到2030年预计达8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右。

算力负荷的爆发式增长，对电力系统形成了三重挑战：

一是负荷总量与密度的双重承压。单个智算中心机柜功率较传统数据中心增加5至8倍，算力中心用电强度远超一般园区，局部电网的变压器容量、线路载流能力面临直接冲击，电网侧不得不面对“一个点吃掉一条线”的困局。

二是供电可靠性的刚性升级压力。算力业务具有强连续性特征，秒级供电波动就可能造成千万级损失，传统“双路市电+柴油发电机”的供电保障体系，已难以匹配超高等级算力集群对供电连续性、稳定性的严苛要求。

三是绿色转型下的源荷适配矛盾。随着“双碳”战略的纵深推进，国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例要求在80%基础上进一步提升，绿电已从“加分项”变为“必选项”，但新能源发电具有间歇性、波动性、时空分布不均的天然属性，仅靠常规并网调度难以同时满足绿电占比与连续供电的双重需求，源荷错配矛盾日益凸显。

因此，仅依靠传统的电网扩容和常规保障模式，已无法解决算力负荷与电力系统的适配问题，在此背景下，储能被推向舞台中央，逐步从电源侧加速向负荷侧延伸、向算力节点嵌入，从单一的“新能源配套”转向“新型负荷支撑”，成为支撑算力稳定运行、促进新能源高效利用、提升系统灵活性的“纽带型”资源。

储能作为算力时代核心纽带的三重价值

嵌入算力节点的储能，其角色绝非在机房旁简单堆砌电池，而是串联新能源供给侧、电网传输侧、算力负荷侧的核心枢纽。它以自身快速响应、灵活调节的特性，精准适配算力负荷的刚性需求与新能源的出力特征，从三个维度释放核心功能性价值，系统破解算力增长带来的三重挑战。

在算力负荷侧，储能筑牢供电的可靠性防线，补齐传统保障体系短板。储能凭借毫秒级响应优势，能够瞬时平抑电网频率、电压扰动，无缝切换供电路径，成为继“双路市电、传统UPS、柴油发电机”之后的第四级供电保障，也是唯一兼具供电兜底与能量调度双重价值的保障单元。它帮助算力中心主动构建“韧性供电系统”，将新能源的波动性和电网的瞬时扰动隔离在算力负荷之外。

在新能源供给侧，储能搭建绿电消纳的时空桥梁，破解源荷节奏错配矛盾。储能凭借充放灵活的特性，可在新能源出力与算力负荷之间发挥“时空转换器”作用，将白天的光伏盈余搬运到夜间使用，将风电的波动出力平滑为稳定基荷，实现新能源与算力负荷在时间维度上的精准匹配。它让“靠天吃饭”的新能源变成了算力中心可按需调用的“灵活电源”，从根本上缓解了源荷错配矛盾。

在电网传输侧，储能缓冲接入的承载压力，提升系统整体运行效率。针对算力中心高负荷密度带来的局部电网承压问题，储能通过削峰填谷平抑负荷峰值，可有效降低算力中心的最大并网容量需求和容量电价成本。同时，“算力+储能”可以形成一个具备双向调节能力的联合主体，通过聚合参与电力系统的需求响应、调频辅助服务和现货市场交易，从“自扫门前雪”的孤岛设施升级为参与全网平衡的灵活资源。

值得注意的是，算力与储能的适配并非单向的，算力负荷的独特属性，也在反向重塑储能的运行逻辑：从过去被动响应电网指令、被动跟随新能源出力，转向主动预判算力负荷曲线、主动参与市场交易、主动优化充放电策略。算力与储能之间，正在形成一种双向互动、协同进化的新型关系。

总体来说，储能的三重价值，既覆盖了算力企业的直接用电需求，也兼具电力系统的公共服务价值。但这些价值的充分释放与可持续落地，不能仅依赖技术层面的单点应用，更需要完善的电力市场机制作为土壤，实现价值的精准识别与合理兑现，这是储能从“配套设备”走向“市场化发展”的关键一步。

储能与算力协同发展的“浙江样本”

作为全国数字经济先发高地，浙江算力产业正处于爆发式增长的上行通道，算力用电增速领跑全社会，成为电力需求侧最核心的增量变量。2026年1至6月，浙江省算力中心用电量达26.1亿千瓦时，同比增长26.3%，算力产业用电量已约占全省全社会用电量的1.2%，这一比重未来还将持续攀升。

高速增长的算力需求，撞上浙江“负荷大省、资源小省”的能源禀赋现实，形成了典型的“源荷逆向分布”矛盾，这也构成了浙江算储协同发展的核心差异化背景。

与西北、西南等绿电资源富集地区依托大型风光、水电基地就近配套算力的“资源驱动型”路径不同，浙江本地集中式陆上风、光资源禀赋相对有限，算力核心区域土地资源紧张、用电成本高企，无法照搬“大基地+大算力”的配套模式；但与此同时，浙江拥有海上风电的增量资源优势，更有全国领先的电力市场化改革基础。

先天资源禀赋的不足，倒逼浙江必须向机制要效率、向系统要灵活性、向市场要价值，走出一条不靠资源禀赋，而靠制度创新的算储协同路径。

面对源荷错配的现实约束，浙江以电力市场化改革为核心抓手，从制度准入、交易定价到聚合运营构建起全链条的市场体系，为储能嵌入算力场景打通了完整路径。

在制度设计层面，浙江已构建起储能参与电力市场的完整通道。浙江是全国第一批电力现货市场试点省份，也是长三角地区首个正式运行的现货市场。2025年底，浙江能源监管办完成电力市场三项实施细则修订，明确了储能电站参与现货电能量和调频辅助服务的入市门槛、交易机制及相关参数，为储能“合法入市、公平竞争”铺平了道路。2026年7月，浙江电力交易中心发布电力市场实施细则3.2版，明确储能以调度单元为单位参与市场申报和出清，按日选择是否参与调频市场，入选调频的储能单元不再参与电能量市场。

这一系列制度安排，为储能从“配建设备”走向“市场主体”铺平了道路。

在交易体系层面，通过多元品类设计打通储能价值的变现渠道。从市场底层驱动逻辑看，浙江属于国内用电负荷密集、电价水平较高的省份，工商业峰谷价差长期维持在较高区间，这为储能通过峰谷套利实现基础收益提供了天然的市场土壤，也是长三角地区AIDC储能市场最核心的经济驱动力之一。

在电能量市场，浙江现货市场采用实时市场5分钟滚动出清、电价每15分钟更新一次的机制，最大程度灵活反映供需关系，储能在峰谷价差中捕捉套利空间。

在辅助服务市场，浙江早在2021年便开放虚拟电厂等可调节资源参与备用辅助服务交易，2025年底修订的细则进一步明确储能参与调频辅助服务的路径，储能的毫秒级响应能力可在调频市场中获得精准定价。

在需求响应与绿电交易层面，储能聚合算力负荷参与削峰填谷和富余绿电消纳，将原本“沉睡”的调节能力转化为可交易的市场产品。

电能量、辅助服务、容量补偿、需求响应四条通道并行不悖，共同构成了储能从“成本单元”转向“收益资产”的多元回报体系，让储能的灵活性价值在市场中被精准识别、被合理定价。

在聚合运营层面，虚拟电厂成为储能释放价值的关键平台。正是受限于本地集中式新能源基地不足、土地资源紧张的现实，浙江的数据中心储能不追求规模化的巨型电站，而是精准嵌入每个算力节点，走“小而精”的分布式路线，通过虚拟电厂聚合实现系统价值，这也是浙江与西北大基地模式最直观的区别。

2025年4月，浙江率先出台《浙江省虚拟电厂运营管理细则（试行）》，覆盖从注册接入到注销退出的全生命周期管理；同年7月，浙江开展首次新型主体市场化电力响应，19家虚拟电厂聚合265家二级用户参与，最大调节负荷达29万千瓦，开启了虚拟电厂常态化参与负荷调节的新阶段。

以杭州虚拟电厂平台为例，已整合中国电信杭州大数据中心、之江实验室等多处算力负荷与配套储能资源，2025年春节期间连续6天响应电网调度消纳富余绿电36.87万千瓦时，实现收益12.8万元。分散的储能资源和算力负荷被聚合为“分布式储能+分布式算力”的协同网络，从“单点自用”走向“多点共赢”，储能的系统级调节价值通过市场化交易被精准定价并兑现。

这套覆盖准入规则、交易品类、聚合运营的全链条市场设计，与浙江沿海丰富的海上风电资源形成叠加效应，推动算电储协同从制度设计走向落地实践，涌现出一批可复制的典型项目。

嘉兴平湖润泽国际信息港智算中心项目，是长三角区域最大的大数据中心项目之一，规划建设10万个机柜，首期5.4万个机柜已投运。该项目在“电力-算力”能碳跨网调节实施方案推动下，配套建有电化学储能及合计75.6万千瓦时的水蓄冷储能系统，1-5月用电量同比增长297%，其中48%来自就近消纳的海上风电（30万千瓦机组容量）等新能源电量，预计年底绿电占比将超过60%。

综合来看，浙江算储协同的核心逻辑，是用市场化机制破解资源禀赋约束，用精细化运营释放储能多元价值。制度规则解决“能不能进”的问题，交易体系解决“值多少钱”的问题，运营模式解决“赚不赚钱”的问题，共同构成了让储能价值被看见、被定价、被回报的市场土壤。

结语

储能服务算力，远不是简单地在数据中心旁边增加一块电池。从支撑新能源消纳的绿电“搬运工”，到保障算力稳定运行的供电“稳定器”，再到参与电网调节的灵活“调节阀”，储能所承载的是让“波动的新能源”与“挑剔的算力负荷”得以适配的系统级价值。这些价值横跨了新能源侧、电网侧与算力负荷侧，具有典型的公共服务属性，它不只为某一个算力中心服务，而是在为整个电力系统的安全稳定运行提供支撑。

也正因如此，储能能否真正融入算力基础设施，关键不在技术，而在制度。如果储能提供的系统价值无法通过电力市场等机制被准确识别，并在此基础上形成合理的回报通道，那么“算力+储能”的应用场景就始终只能是政策驱动下的试点，而难以内化为市场驱动下的常态。算力企业算不清经济账，储能投资方看不清回报周期，再好的技术方案也只能停留在规划图纸上。

作者单位：浙能集团

-------

参考资料：

[1]人民日报海外版,去年全国算力中心总用电量1700亿千瓦时,2026-05-29,https://www.nea.gov.cn/20260529/18c09743776c4dddb55288ceea38b8b1/c.html

[2]国家能源局，关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见(发改能源〔2025〕262号)2025-03-18

https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202503/t20250318_1396627.html

[3]国家电网报，在浙江，算力产业“含绿量”正在上升

https://www.cpem.cn/list/4/17710.html

[4]科技日报，“绿电TO节能超市”开张杭州给算力产业开出绿色“新处方”，2026-07-28，

https://www.stdaily.com/web/gdxw/2026-07/28/content_554976.html

[5]储能与电力市场，浙江中长期/现货市场细则V3.2：储能调频、电能量市场二选一，2026-7-29

https://finance.sina.cn/2026-07-29/detail-inikmump1719102.d.html?vt=4