为算力投资新能源，面临四大风险

算力可“择电而用”，电力难以“择算而供”，这种单向绑定关系隐含多重风险

文｜王潇 宝音太

需求和政策推动下，算电协同正成为新能源投资的新引擎。

数据中心的电力需求增长是确定趋势。国家能源局2026年5月在全国“人工智能+”能源现场推进会上披露，2025年全国算力中心总用电量达1700亿千瓦时，同比增长约30％，占全社会用电量的1.6％，预计“十五五”时期算力用电量年均新增1000亿千瓦时以上，到2030年达8000亿千瓦时，占全社会用电量的6％左右。

政策端，2026年4月，《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》（国能发科技〔2026〕34号）印发，提出统筹优化能源资源与算力布局，推动算电协同一体化发展；5月，《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号文）进一步将算力设施列为优先支持对象，明确项目主责单位可由电源方与负荷方合资组建，也可由一方或园区主体投资；2025年的绿电直连文件（650号文）中，提出允许新增负荷配套建设新能源，按照“以荷定源”原则确定装机规模。

多家发电集团正将配套算力负荷的风电、光伏项目列入投资计划，同步建设储能及绿电直连线路。

数据中心用电强度较高，负荷相对连续，具备消纳风电和光伏的条件。新能源富集地区引进算力中心，会形成投资和用电增量，缓解局部消纳压力。算力企业通过绿电直连获得可溯源的绿色电力，并在一定条件下降低用能成本。地方政府、能源企业和算力企业都有推动项目落地的动力。

但市场和政策的热潮之下，源荷两端的处境并不对等。

算力可跨区域调度，可随芯片能效优化用电策略，算力可“择电而用”；而新能源场站与输电通道一经建成便难以迁移，电力难以“择算而供”。

传统工业园区电力负荷来自多类生产企业，而算电协同项目的新能源投资收益高度集中于单一负荷；算力中心建成也不等于稳定用电，设备上架可能推迟，利用率可能波动，客户也可能因电价波动或芯片更替而转移任务。一旦算力项目用电不及预期，电量缺口便经由购电协议转化为发电侧的直接损失，并传导至投资方与金融机构。

对于算电协同的新能源投资而言，要谨慎应对这种单向绑定关系隐含的多重风险。

风险一：高估负荷，前期投资测算虚高

算力需求量仍在增长，但总量增长与局部项目利用率偏低的情况同时存在。

据国家数据局最新发布数据，截至2026年6月，中国在用智算中心超500个，另有在建及规划项目近400个，总数可达1000个左右。

在算力领域，有两个常见指标，一是机架数量，即数据中心中放置服务器、网络设备、存储设备的标准金属框架，经常用来衡量数据中心的物理规模，也叫“机柜”；二是上架率，指已经安装了服务器的机架数量占总可用机架数量的比例，反映设硬件设备是否入场，但不与利用率划等号。

2026年9月13日，中国信息通信研究院总工程师何宝宏在中国算力大会上发布《2026综合算力全景分析》报告，报告指出，中国算力供给持续向头部省份和国家枢纽集聚，区域间算力利用效率分化，全国仅7省上架率超过75%。据《科技日报》2025年7月报道，算力龙头企业浪潮旗下的人工智能研究院测算，全国智算中心平均算力使用率约为30％。该报道还披露，西部某市一座千卡规模智算中心上架率不足50％，其中，已上架服务器实际利用率甚至不足30％。

这一数据与2024年的规划尚有较大差距。《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》（发改环资〔2024〕970号）曾提出，到2025年底全国数据中心整体上架率不低于60％，市域内已有建成投用一年以上的数据中心整体上架率低于50％的，原则上不再规划新的数据中心集群及大型、超大型数据中心。

可见，在现有文件中，上架率已经成为约束新增项目的重要指标。但这一现有评估指标依旧难以支持实际的项目测算：机架数量不代表有效算力需求，上架率只说明硬件到位，服务器开机也不等于形成稳定的付费业务。真正支撑电费和购电合同的，是持续运行的业务订单。

若混淆机架、算力与用电量的关系，会高估负荷并放大新能源配置。

不仅如此，算力规模和用电量之间没有固定换算关系。芯片性能、液冷技术、任务调度方式和软件效率，都会改变单位算力耗电。地方招商通常关注机架数量和投资金额，新能源项目则更关心实际功率和用电电量。若直接按照机架数和标称功率推算长期电量，负荷预测容易偏高。同步放大新能源配置规模。

风险二：源荷错配，单向绑定造成失衡

负荷预测之外，为算力配套的电源和算力设施的电力负荷之间还存在更深层的结构性错配。

算电协同中，最突出的错配是物理层面：算力任务能够迁移，能源资产却是固定的。

不同算力业务对地点的依赖程度各异，支付、工业控制等实时业务对时延要求较高，需靠近用户部署；而模型训练、数据备份、视频转码等任务具备跨区域调度能力，可将任务转移到电价更低的地区或服务更优的地区。但风电场和光伏电站等新能源发电设备连同升压站、直连线路，均无迁移能力。项目选址一旦确定，资源条件、土地手续与电气连接便随之固定。算力任务迁出后，原机房可降负荷运行，配套场站和专用设施仍需在原址偿还债务、回收投资。

另一种是时间错配，算力业务变化快于能源资产回收周期。新能源项目投资回收周期长，直连线路、变电设施及储能设备需在多年运行中分摊成本。而算力业务合同变化快，芯片代际和技术路线需持续调整。客户或合同一旦变动，场站折旧、运维支出等固定开销仍在。

在实际项目测算中，投资方通常会把与客户签署的多年期购电协议（Power Purchase Agreement，简称PPA）作为未来现金流的保障，但有两种常见情况，会让PPA锁定收入的能力大打折扣。一是合同没有约定最低购电量，或用电企业的违约责任较轻；二是签约主体为资本金较薄的项目公司，协议锁定电量的能力极为有限。在这两种情况下，新能源项目看似拥有长期客户，实际承担的仍是算力业务波动与负荷企业信用变化带来的风险。

风险三：绿电直连富余电量难以消纳

绿电直连政策中，要求以“以荷定源”为原则确定新能源规模，项目年自发自用电量不低于总可用发电量的60％，多用户并网型项目年上网电量不超过20％，在消纳困难时段不得反送电，发电量不纳入新能源价格结算机制。这意味着一旦负荷下降，项目难以将富余电量转向公共市场，且即便具备并网通道，仍受上网比例、接网容量和消纳时段三重约束。

更深层的问题在于，直连项目的发电量本质由算力侧实际用电量决定。直连项目发电量“以荷定源”，实际是用预测负荷倒推新能源装机，若算力端缺少足够计算任务，就没有真实用电，超出实际需求的发电能力自投产起就陷入闲置。

此外，负荷退出后的存量资产处置规则缺失，也让风险最终留在发电侧。当前，政策规定，算力负荷保留公网供电通道，可在绿电直连与电网购电之间比价切换，仅需满足自用30%下限；而发电侧交易对象被锁定，余电上网还受政策比例约束，形成“算力可选电，电源不能选算力”的格局。

即使项目配备储能，也仅能平抑小时级源荷偏差，不能创造年度用电需求，无法弥补长期电量缺口；多用户模式也未必有效分散风险，园区内企业客户、业务、技术高度趋同，风险相关性较强。

尽管政策要求地方建立源荷及配套设施退出机制，但目前缺少事前明确规则：负荷退出后专线残值谁承担、新能源能否转普通并网、接网与市场身份如何调整均未落地……一旦算力负荷退出，经营风险极易演变为发电侧棘手的存量资产处置难题。

风险四：错配风险可能传导至投资主体与金融体系

算力中心与配套新能源涉及多方主体：地方政府统筹招商，地方国有企业建算力园区，央企开发新能源场站，金融机构提供资金。一旦负荷落空，风险会沿投资链条传导，需提前防范。

当算力负荷持续偏低时，新能源项目利用小时数下降、经营现金流减少，但固定资产折旧、财务费用和运维支出等刚性成本不变，可能需要股东增资或集团兜底。且这部分专线、变电设施改作他用较难，减值风险高。

金融风险的大小，取决于购电协议的质量和签约主体的信用。如前所述，缺少最低购电量或足够违约约束的长期协议，难以保证项目收入；如果签约方只是资本金较薄的项目公司，履约能力也可能不足。金融机构若以此类协议作为贷款还款来源的重要依据，一旦算力负荷不及预期，项目现金流和偿债能力便会同步下降。

此外，项目亏损与政府债务本应区分，但实际处置中，国企增资、基金续投、资产接盘等操作，往往会让项目亏损转化为地方隐性负担。地方为维护招商形象，可能推动国企接手问题项目，使原本属于算力企业的市场风险，转化为国有资产减值和融资压力，最终累及国资与金融体系。

发电侧全流程风险防控策略

当前，算电项目评估多聚焦规划机架、最大功率、PUE（电能使用效率）及绿电比例等指标，这些指标仅反映建设规模、能效和能源结构，无法判断算力负荷能否持续落地兑现。发电企业开展项目评估，必须补充订单、客户以及实际运行数据校验，从投资决策与风险管控层面可以落实以下管控举措：

建立算力负荷兑现率监测。设置月度、滚动12个月的负荷兑现率，用实际用电量对比可研预测用电量，剔除调试期、计划检修等非正常时段影响。若兑现率持续偏低，说明新能源配置规模已经偏离真实需求，后续扩建应暂缓。

核验付费算力利用率和客户集中度。引入第三方机构核验算力利用率，即产生实际收益的计算任务占可用算力比重。同步评估客户集中度，掌握头部客户用电占比、合同剩余期限与集中到期节点；多用户项目还要甄别各主体业务来源的关联程度，防范风险共振。

设置负荷依赖风险指数。将锚定负荷电量占比、负荷缺口率、备用消纳未覆盖率相乘得到风险指数，该指标仅用于内部风险识别、项目横向对比，不纳入会计账面核算，资产减值依旧遵循现有会计准则执行。

按照实际负荷分期配置新能源。算力中心和新能源保留总体规划，首期装机应以已签约客户、设备到货和可验证负荷为基础，后续扩建与负荷兑现率挂钩。远期机架不宜一次性转换为新能源装机，防止电源先投产、负荷迟迟未形成。

落实备用消纳方案，开展多情景压力测试。项目前期明确算力负荷退出后的电量处置路径，核实替代用户、公网接入容量与可上网比例。投资、融资评审按预测负荷90%、70%、50%三档开展压力测试，测算利用小时、弃电规模与债务偿付覆盖率。低负荷情景下难以自持的项目，提高资本金比例，严控一次性建设规模与交叉担保。

在建设前约定源荷资产退出责任。建议在投资阶段就在协议中约定，负荷退出时谁承担专线剩余价值、新能源能否转为普通并网项目、储能和接网工程如何处置等处置方案。发电企业参与地方政策细则制定时，推动明确项目变更流程与资产承接条件，防止后期处置成本转嫁投资方。

综合来看，行业用电总量的增长，不能替代具体项目的投资风险，新能源配置投资需要以持续、合规且能够兑现的实际负荷为基础。“以荷定源”要落实为投资纪律，退出机制也要写进合同责任和融资审查。算力挑得了电，电挑不了算力，发电侧的主动权都集中在签字之前。

（作者为电力行业从业者；编辑：金珠、张俏曼；转载来源：零碳时代NetZeroAge；发布时间：2026年9月28日）

责编 | 陈湘