2025年全国算力中心总用电量达到1700亿千瓦时，占全社会用电量的1.6%；预计到2030年，这一数字将攀升至8000亿千瓦时左右，占全社会用电量约6%。这是环球零碳研究中心在一篇评论中给出的判断。文章认为，算力用电正从电力系统的边缘变量变成核心增量，而传统电网扩容和常规供电模式已难以适配，储能因此被推到舞台中央。
算力负荷的增长不是线性温和的，而是爆发式、集聚式的。全国一体化算力网络8大枢纽节点的算力用电近三年平均增长率约为39.5%，远高于全社会用电量平均增速。文章预计“十五五”时期全国算力用电量年均新增1000亿千瓦时以上。这种增长对电力系统形成三重挑战：单个智算中心机柜功率较传统数据中心增加5至8倍，局部电网的变压器容量和线路载流能力面临直接冲击；算力业务对供电连续性要求极高，秒级波动就可能造成千万级损失，传统“双路市电+柴油发电机”体系难以匹配；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，但新能源出力波动与算力连续用电之间存在源荷错配。
文章将储能的价值拆为三个维度。在算力负荷侧，储能凭借毫秒级响应，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。在新能源供给侧，储能充当“时空转换器”，把白天的光伏盈余搬到夜间使用，将风电波动平滑为稳定基荷。在电网传输侧，储能通过削峰填谷降低算力中心的最大并网容量需求和容量电价成本，并可作为联合主体参与需求响应、调频辅助服务和现货交易。文章还指出，算力负荷的独特属性正在反向重塑储能的运行逻辑，从被动响应电网指令转向主动预判负荷曲线、主动参与市场交易。
文章以浙江为样本，展示市场化机制如何让储能价值落地。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%，约占全省全社会用电量的1.2%。浙江是负荷大省、资源小省，集中式风光资源有限，无法照搬西北“大基地+大算力”模式，但拥有海上风电增量资源和全国领先的电力市场化改革基础。浙江是全国第一批电力现货市场试点省份，2025年底完成电力市场三项实施细则修订，明确储能参与现货电能量和调频辅助服务的门槛与机制；2026年7月发布实施细则3.2版，明确储能以调度单元为单位参与市场申报和出清。
交易体系上，浙江工商业峰谷价差长期维持较高区间，为储能峰谷套利提供基础收益；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；辅助服务市场开放储能参与调频；需求响应和绿电交易则把算力负荷的调节能力转化为可交易产品。聚合运营层面，浙江走“小而精”的分布式路线，通过虚拟电厂聚合分散的储能和算力负荷。2025年4月浙江出台虚拟电厂运营管理细则，同年7月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。杭州虚拟电厂平台已整合中国电信杭州大数据中心、之江实验室等算力负荷与配套储能，2025年春节期间连续6天响应调度消纳富余绿电36.87万千瓦时，实现收益12.8万元。
项目层面，嘉兴平湖润泽国际信息港智算中心规划建设10万个机柜，首期5.4万个机柜已投运，配套电化学储能及合计75.6万千瓦时的水蓄冷储能系统，1至5月用电量同比增长297%，其中48%来自就近消纳的海上风电等新能源电量，预计年底绿电占比超过60%。
文章最后强调，储能服务算力远不是简单加一块电池，其价值横跨新能源侧、电网侧和算力负荷侧，具有公共服务属性。储能能否真正融入算力基础设施，关键不在技术，而在制度——如果系统价值无法通过电力市场被准确识别并形成合理回报通道，“算力+储能”就始终是政策驱动下的试点，难以成为市场驱动下的常态。这一判断提示，算力扩张带来的电力瓶颈，最终要靠价格信号和市场规则来疏通，而非单纯堆叠设备。