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  《算力增长之后，电费怎么算》中已经讨论了AIDC的用电量、电费结构和几种用电安排。但是，低价的绿电能否降低AIDC整体的用电成本，最终要落到一整个项目账上。

  风光电价只是起点，专线、变电、储能、损耗以及公共电网提供的可靠供电，都需要计入成本。

  2024年内蒙古自治区能源局批复显示，算力基地分三期建设，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；同时批复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。

  2025年7月15日，据央视新闻报道，全国首个数据中心绿电直连源网荷储一体化项目——中金数据乌兰察布低碳算力基地源网荷储一体化项目正式投运。

  由中国能建承建的该项目首批风电、光伏机组同期成功并网发电。同时明确，这30万千瓦为一期工程，具体包括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。

  根据金风科技的披露，为该项目提供26台GWH221-7.7MW陆上风电机组，总装机容量20.02万千瓦。项目配套发电设备全容量投产后，每年可生产8.48亿千瓦时自发自用绿电，可再次生产的能源替代率38.74%。

  8.48亿千瓦时除以全基地规划年用电量21.9亿千瓦时，约为38.72%。因此，可以认为这个比例反映的是一期电源相对于全基地规划年用电量的覆盖水平。

  2025年9月底，中国能建再次中标该项目二期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。

  另外根据央视2026年4月报道，二期项目即将动工，预计将在年内投产送电。若按规划完成，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。

  新能源二期正在推进中，而一期已经投运，因此，我们大家可以先从一期观察这个源网荷储一体化项目的最终用电成本。

  公开资料显示，中金数据乌兰察布一期30万千瓦风光储项目总投资192,061.46万元，工程包括200MW风电、100MW光伏、集电线MWh储能、一体化运营平台、220kV升压站及中金数据220kV用户变电站等。中国能建披露的工程范围与这一口径基本一致。

  （根据公开资料尚不能确认19.21亿元总投资是否完整包含新能源升压站至用户变电站的220kV专用线路。目前仅可以在其他项目中标公告的投标人过往业绩中，查询到一项名为“乌兰察布中金数据低碳算力基地源网荷储一体化项目220kV送电线路工程总承包(EPC)项目”的合同金额为5621万元。这里暂时不将这一项纳入计算考虑。）

  如果将19.21亿元全部视为一期能源系统的初始投资，按20年经济寿命简单摊销，不考虑资金时间价值，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。

  加入资金成本后更接近项目经济账。假设经济寿命为20年，资金成本分别取5%和6%，采用等额资本回收方法，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。

  这两个资金成本属于测算参数，并非项目实际贷款利率。0.18—0.20元/千瓦时也只是资本回收成本。项目运营后还会产生风机、光伏、储能和输变电设备运维费用，储能还存在容量衰减和后期占费用大头的电芯更换，电力经过储能充放电、集电线路、升压和变压环节也会产生损耗。这一些数据目前暂时无法准确计入。

  因此，为观察后续综合电价量级，本文进一步设置0.20—0.24元/千瓦时的自发绿电成本敏感性区间，中值取0.22元。该区间属于测算假设，并非项目披露的全生命周期度电成本。（注意：该数值尚未计入自发自用绿电可能承担的政府性基金及附加）

  根据报道的数据来进行计算，一期8.48亿千瓦时自发绿电相当于全基地规划年用电量21.9亿千瓦时的38.72%。如果自发绿电成本取中值0.22元/千瓦时，它对全基地平均用电成本的贡献约为0.3872×0.22≈0.085元/千瓦时。

  也就是说，在一期规划口径下，21.9亿千瓦时总用电中，大约8.5分钱/千瓦时可以归因于自建绿电系统的年化成本。

  一期自发绿电覆盖38.72%的规划年用电量，剩余比例约为61.28%，对应约13.42亿千瓦时。

  这里不能把13.42亿千瓦时理解为项目未来最终的公共电网购电量。中金二期还计划新增280MW风电、100MW光伏和57.5MW/230MWh储能，二期投产后，自发绿电比例还会继续提高。 但如果只观察一期能源系统与全基地规划负荷之间的静态关系，可以暂时用61.28%作为下网电量比例进行测算。

  中金并未公开其实际市场购电合同价格，因此就需要寻找一个蒙西市场行情报价的代理指标。内蒙古公布的2026年8月代理购电价格表显示，当月平均上网电价为0.2799元/千瓦时，上网环节线元/千瓦时，系统运行费折合0.0341元/千瓦时，政府性基金及附加为0.022425元/千瓦时。

  中金一期项目在2025年10月1日前已经接网，按照内蒙古衔接政策可继续执行原政策，也可选择执行新的新能源就近消纳价格机制。目前公开资料没有披露项目实际选择。下文为观察新机制下的成本量级，假设项目选择执行新机制进行情景测算。

  国家现行新能源就近消纳价格机制要求项目直接参与电力市场交易，并按照下网电量承担上网环节线损费用；使用公共电网时，系统运行费目前也按照下网电量缴纳。

  按照新能源就近消纳新机制，项目用电时需要直接参与电力市场交易，因此不能直接拿电网企业0.3234元/千瓦时的代理购电价格作为其实际电能量采购价。这里采用0.2799元/千瓦时的当月平均上网电价作为市场电能量价格的代理值（这一处理本质上采用了发电侧月度平均价格代替用户侧实际市场化采购价格，是本文成本测算中影响最大的价格假设之一），再加入线损、系统运行费和政府性基金，得到0.2799＋0.0081＋0.0341＋0.022425≈0.3445元/千瓦时。

  当然，这个0.3445元只是估算值。中金实际通过中长期交易、现货交易等方式形成的电能量价格可能高于或低于当月平均上网电价，直接参与市场的辅助服务费用也可能与代理购电用户有所差异。

  如果一期静态情况下61.28%的用电按照0.3445元/千瓦时补充，这部分对全基地平均用电成本的贡献约为0.6128×0.3445≈0.211元/千瓦时。与前面的自发绿电合并，此时已得到约0.085＋0.211≈0.296元/千瓦时。

  除了自发自用的绿电成本和从公共电网购买的电能量成本，最终的用电成本还需要加入项目使用公共电网及其可靠供电能力所承担的输配电费用。

  2026年5月《内蒙古日报》对中金数据基地的现场报道又披露了一个关键数字。项目负荷规模为33.8万千瓦，报装容量达到72万千伏安，年用电量仍为21.9亿千瓦时。

  72万kVA明显高于33.8万kW的最大有功负荷。需要较高供电可靠性，经常会设置双路电源、备用变压器等冗余，因此物理报装容量高于实际最大负荷并不意外。按0.95功率因数折算，33.8万千瓦最大负荷约对应35.6万kVA，72万kVA报装容量在数值上约为其两倍，显示基地在受电设备容量上留有较大冗余。

  但是，72万kVA报装容量不能直接等同于新能源就近消纳价格机制中的“接入公共电网容量”。

  按照2025年新能源就近消纳价格机制，项目可以自主确定接入公共电网容量，计费时该容量按照项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和确定。对于可靠性要求高、按要求有必要进行容量备份的项目，也能够继续按照现行两部制输配电价模式缴费。

  如果采用新能源就近消纳的新容量制，项目需要先确定希望公共电网为自己保留多大的供电能力再进行计算。由于公开资料没有披露项目实际签约的接网容量和计费最大需量，这里只能做情景测算。假设最大用电负荷33.8万千瓦即为计费最大需量，同时项目向公共电网保留约36万kVA接网容量。

  按照新能源就近消纳的新机制，容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。

  我们以最大需量方式计算按现行政策缴纳的容（需）量电费，33.8万千瓦对应年度容（需）量电费约33.8×31.2×12÷10^4=1.27亿元，摊到21.9亿千瓦时规划年用电量约为0.0578元/千瓦时。

  接着，对于所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量，第一步是要找到平均负荷率。这里可以借鉴2026年蒙西电网110kV及以上工商业两部制用户的平均负荷率，数值为64.41%。

  再次参照第四监管周期蒙西电网输配电价表，220kV及以上两部制电量电价为0.0429元/千瓦时。按照政策公式，以蒙西110kV及以上工商业两部制用户64.41%的平均负荷率计算，0.0429×64.41%×730×36万≈726万元/月，一年约8714万元，摊到21.9亿千瓦时约为0.0398元/千瓦时。这里与传统两部制不同，是把原本按实际用电量缴纳的输配环节电量电费折算成了一笔按容量收的钱，输配电费也没有被算入上一笔从电网购买的电能量价格之中。

  因此，在上述假设下，新机制对应的公共电网输配相关联的费用合计约为0.0578＋0.0398＝0.0976元/千瓦时。

  对于可靠性要求高、有必要进行容量备份的项目，政策还允许其继续按照传统两部制输配电价模式缴费。为了与上述新机制保持口径一致，这里同样按照最大需量方式计算基本电费。

  如果仍以33.8万千瓦作为最大需量，年度基本电费约1.27亿元，摊到21.9亿千瓦时约为0.0578元/千瓦时。与新机制不同，传统两部制下还需要按照实际用电量，包括自发自用电量，缴纳0.0429元/千瓦时的电量输配电费，因此两项合计约为0.0578+0.0429=0.1007元/千瓦时。

  在本文设定的360MVA接网容量情景下，新机制和传统两部制对应的输配相关成本分别约为0.0976元和0.1007元/千瓦时，相差约0.31分钱/千瓦时。两者差异并不大，真正决定新机制经济性的关键，是项目能够将接入公共电网的容量降低到什么水平。

  再加入前文测算的一期自发绿电成本贡献约0.0852元/千瓦时，以及剩余电量从市场购电带来的约0.2111元/千瓦时，新机制下综合用电成本约为0.3939元/千瓦时；继续执行传统两部制则约为0.3970元/千瓦时。

  因此，按本文测算口径，一期新能源配置下综合用电成本约为0.39—0.40元/千瓦时。

  需要再次说明的是，这仍是一项情景测算，包含诸多假设并且是基于2026年8月蒙西市场行情报价的月度静态测算，实际结果还会受到市场购电价格、接网容量、最大需量、储能更新和运维损耗等因素影响，但已经能够反映几百兆瓦级AIDC采用绿电直连后整体用电成本的大致量级。

  根据经济观察报8月16日的报道，“目前乌兰察布部分算力中心的到户电价约0.358元/千瓦时”，“在甘肃庆阳和宁夏中卫两地，算力节点通过绿电直连，可将工业用电成本降至0.36元/千瓦时—0.4元/千瓦时”。测算量级与报道数据基本相当。（由于报道所称“到户电价”与本文包含自建能源资产资本成本的综合用电成本并非完全相同口径，这里仅作量级比较）

  若完全依靠公共电网，并沿用本文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，较上述绿电直连情景高约5分钱。建设运营方需要仔细考虑的，是如何获取更高质量更稳定的绿色电源、如何提升电源与负荷的适配度以及怎么样做经济性与安全稳定性的取舍。

  当然，乌兰察布中金项目也不停滞于文中的一期静态测算。二期38万千瓦新能源目前仍在推进，稳步向乌兰察布2027年实现100%绿电供应的目标迈进。相信在之后的不断建设、调试与优化中，能够让资源实现最优化的配置。

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