电网改革打开历史性窗口，阿里核电迎来转机

阿里巴巴总部

阿里为何押注核电？核电为何卡在电网？入绿将撬动什么？

文 | 罗提 彭勇

7月10日，国家能源局为核电打开了一扇窗。

最新印发的《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》首次明确提出，推动核电纳入绿电绿证体系。

看似只是给核电补上一张“绿色身份证”，却可能让一桩陷入僵局的合作迎来转机，阿里巴巴希望用小型核反应堆直供杭州数据中心，却长期卡在电价、并网和供电模式上。

一旦核电“入绿”，核电直连算力设施就有望扫清最关键的制度障碍。

从4月四部门首提“探索核电直连算力”，到5月绿电直连从“一对一”扩至“一对多”，再到7月这份文件把“核电入绿”的措辞从“探索”改为“推动”——政策节奏之密，远超常规，释放的信号再清晰不过：

一条原本被电网体制堵住的路，正在被国家层面逐段打通。

核电“入绿”，为什么可能撬动阿里的核电计划，甚至打开中国电网改革的历史性窗口？

核能以其稳定、清洁、大容量的特性，成为科技巨头破解能源焦虑的“定心丸”。而小型模块化反应堆即小堆（SMR），通常指的电功率300兆瓦以下的反应堆。

相较于传统核电站而言，SMR具有建设周期短、安全性高、适用性广和允许临近城市等特点。

正因为如此，摩根大通认为，SMR可能成为数据中心供电的关键解决方案。

6月消息，阿里巴巴与一家核电央企就建设SMR一事进行洽谈，以解决杭州仁和数据中心巨大电力需求。

该数据中心作为全球规模最大的全浸没式液冷数据中心，正为强脑科技、灵伴科技等AI企业提供算力支撑，极其耗电且增长迅猛。

2025年前10个月，仁和数据中心用电量为2.86亿度电，同比增长32%，预计未来三年，每年还将以不低于12%的增速增长。

为有效应对用电需求增长，除了合作SMR供电，阿里巴巴还与核电央企产生了资本关联。

今年1月，中核（象山）核能有限公司在宁波成立，注册资本2.5亿元。阿里巴巴旗下上海毅旗网络科技有限公司持股约2%。

核心目标是依托象山金七门核电项目，探索核电直供数据中心的商业化路径，这也是国内首单科技企业与核电央企的核能领域资本合作。

但核电央企人士爆料，因电价与供电模式的分歧，SMR合作遭遇瓶颈。

该人士接受中国经营报采访时回答很直白，国内电力输送主要依托统一大电网。

如果SMR发出的电力全部经由公共电网输送，并按照约0.58元/度电的电价结算，那么企业侧电力成本难以得到有效控制，合作模式也就难以体现原有的成本优势。

他进一步表示，若要体现实际效益，更接近自备电厂模式。但按照现行政策要求，即便建设自备电厂，电力也需要接入公共电网，无法脱离电网独立运行。

浙江全境属于国家电网运营范围，这意味着阿里要在杭州实现核电直连数据中心，绕不开国家电网。

当阿里的SMR项目暂时搁浅时，感到最焦灼的，无疑是浙江省的高层决策者。

2025年，浙江人工智能核心产业营收已突破7000亿元大关，目标到2030年达到1.2万亿元，打造人工智能创新发展高地。

如果龙头企业的算力扩张因电力成本与供电模式受限，那么整个浙江的AI产业发展目标相应也会受到极大的影响。

6月8日，浙江省委省政府主要领导会见国家电网董事长，提到积极推动在浙重大电网项目建设，强化能源领域科技创新合作。

传递的信号相当明确，浙江需要为AI算力找到稳定、低成本的电力解决方案。

2025年，国家电网浙江电力投资457.6亿元用于电网建设，其中就包括核电送出工程。

国网浙江信通公司能源大数据中心主任王彦波表示，数据中心呈现了超大型化的趋势，高能效的超大型和大型的数据中心快速发展，用电量在全省数据中心的占比已经超过了50%。

“这对我们的电力保障和电网建设都提出了更高的要求。”

放眼全球，亚马逊、谷歌、微软、Meta等科技巨头已通过直接投资、签署长期购电协议等方式抢滩布局SMR。

从“购电方”转变为“资产控制者”，相当于为自身的算力扩张上了一道“保险”，从而在能源成本波动和电网供电不确定性中掌握主动权。

谷歌目标是，确保2030年前实现SMR并网发电。亚马逊则计划在华盛顿州建设最多12台SMR机组。

原因很简单，当电力从普通生产要素升级为关乎业务存续的战略资源时，仅仅通过市场采购已不能确保供应安全。

更关键的是，通过深度参与SMR这一尚未成熟的赛道，它们得以影响技术标准、积累运营经验，将未来的“算力—电力”生态牢牢掌握在自己手中。

阿里巴巴显然也想走通这条“核能+算力”的新路，前提是排除核电直连的障碍。

4月8日，国家发改委、国家能源局、工信部、国家数据局四部门联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，首次明确“探索核电、氢能等能源以直连方式为算力设施供能”，为核电与数据中心的绑定提供了政策依据。

既有国家政策支持，也有产业自身发展的诉求，为什么阿里的SMR项目推进受阻了？

与美国不同，我国电力是关乎国计民生的战略资源，必须统一上网调度。正因如此，阿里SMR项目的推进才会卡在电网环节。

这种局面直到2025年才撕开一条口子。当年5月，国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），允许新能源通过专用线路直接供电，突破了传统电网架构模式，构建了电力新生态。

一年后，电网改革进一步突破。5月14日，《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）成文，将绿电直连拓展至多个不同法人实体的用户，实现从“一对一”单点直连向“一对多”多点直连的开放。

据国家能源局透露，截至今年4月，99个绿电直连项目完成审批。

但制度仅针对风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括核电、水电。

因此，要想实现核电直连，最便捷的办法，就是把核电认证为绿电，进而纳入绿电直连体系。

从环境属性看，绿电的核心特征是生产过程中二氧化碳排放量为零或趋近于零，具备可再生的自然资源禀赋。

核电是所有清洁能源中碳排放最低的发电技术之一。国际原子能机构(IAEA)数据显示，核电全生命周期内每生产1度电的碳排放量为5.7克。同口径下，光伏发电全生命周期内每生产1度电的碳排放量为74.6克，水电为64.4克，风电为13.3克。

欧美部分国家在政策或实施层面已将核电纳入绿色电力范畴，对核电在碳减排中的突出作用愈发重视。

比利时、荷兰、芬兰等11国向核电发放了欧盟来源担保证书，用于向终端消费者证明所用电力的绿色属性。美国伊利诺伊州、纽约州等在清洁能源配额中细分设置了零排放信用，专门适用于核电，以支撑实现各州减排目标。

近年来，核电央企多次呼吁，将核电纳入绿电体系。

2024年全国两会，中广核董事长杨长利联合其他13位全国政协委员提交了《关于将核电纳入我国绿色电力体系的提案》。

2024、2025、2026连续三年全国两会，中国核电董事长卢铁忠建议，应进一步明确核能的绿色低碳属性，率先向核电电力用户颁发绿色电力消费凭证、向核能发电企业颁发绿色电力证书，为核电提供绿色低碳属性的权威证明。

但截至目前，核电是我国唯一被排除在绿证体系外的非化石能源。

为什么？2025年8月27日，国家发改委在《对十四届全国人大三次会议第3836号建议的答复》中指出，一方面，由于国际上对核电清洁低碳价值尚未形成共识，将核电纳入可能会对我国绿色低碳体系的国际化形成一定阻碍；另一方面，核电属于非可再生能源，与我国以绿色电力证书为基础凭证的可再生能源环境价值体系还存在一些差异，难以直接适配。

不过，国家发改委也留了一个口子，其在答复中表示，“我委正会同有关方面积极开展研究论证，结合国内外实践统筹研究将核电纳入我国绿色低碳交易体系必要性、可行性及实施路径。”

6月1日，五部门联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》先行破冰，文件首次明确：核电电力消费量以电能量交易进行认定，即核电在碳排放核算中按零碳计算。

7月10日，国家能源局正式印发了《能源领域节能降碳行动计划（2026—2028年）》（国能发规划〔2026〕45号），明确提出“推动核电纳入绿电绿证体系”。

这是我国首次在国家级行动计划中给出确定性的部署指令，不再是此前“研究、探索”的措辞，标志着核电纳入绿电绿证体系进入了实质性的推动阶段。

相比风光直连，核电一旦实现“入绿+直连”，对现有电网架构的冲击将更为深刻。

因为风光直连主要解决的是新能源就近消纳，受波动性限制，用户仍高度依赖大电网补充供电，本质上是在既有“统购统销”框架上做增量补充。

核电则不同，它是大容量、高稳定性的基荷电源，一旦获得绿色身份并直接绑定数据中心、工业园区等大用户，电源与用户就可能绕过传统购售电环节，形成多年期稳定交易。电网将失去对这部分电力的调度权与定价权，“发—输—配—售”一体化的传统链条被拦腰切断。

试想，一旦为阿里撕开核电直连的口子，极易引发多米诺骨牌效应——华为、腾讯、字节跳动等国内其他科技巨头纷纷效仿，寻求摆脱对传统大电网的依赖，届时电网企业不仅将面临核心利润空间压缩的危险，其调度权和控制力很有可能被削弱。

这正是电网企业审慎对待阿里SMR项目的重要原因。

但是欧盟的规则正在把中国出口企业架在火上烤，为降低出口成本，加快核电直连落地也刻不容缓。

欧盟碳边境调节机制（CBAM）的规则很硬：只认物理直连或无阻塞PPA，不认绿证。拿不出物理可追溯的低碳电证明，就按电网平均排放因子叠加逐年惩罚（2026年+10%、2028年+30%）计税。

一旦将来CBAM对间接排放（用电）全额征税，账算到最后，足以让所有出口企业脊背发凉。

一家年用电量10亿千瓦时的电解铝厂，若使用电网电，碳排放因子均值为0.57千克二氧化碳/千瓦时（生态环境部数据），年碳排放约57万吨，按80欧元/吨的碳税标准，年CBAM缴税约3.5亿元；若改用核电直连，碳排放因子均值为0.0057千克二氧化碳/千瓦时（国际原子能机构数据），年碳排放约5700吨，CBAM年缴税约350万元。一进一出，省下约99%的碳税成本。

与风电、光伏等绿电直连相比，核电直连仍具有显著优势，不只是其碳排放因子更低，降碳关税更多，更在于“稳定连续”这四个字决定了它是高载能产业的优选方案。

风光直连解决的是“尽可能多用绿电”，核电直连解决的则是“能否长期、稳定、连续地全部使用低碳电”。对于电解铝、钢铁、化工、数据中心等不能停产、不能断电的高载能产业，这种差别决定的，不只是几分钱的电价，而是产品能否获得稳定的生产、可信的低碳属性。

这已不是一家铝厂的账本，而是中国出口制造业的集体命题。当CBAM从过渡期走向全面实施，核电直连，就不再只是降本增效的选项，而是中国工业保住出口份额、维系全球竞争力的刚性门槛。

值得注意的是，国能发规划45号文在“推动核电纳入绿电绿证体系”后面，还专门加了一句话，“加快推进绿证标准与国际对接。推动绿证纳入碳排放核算体系”。

这说明，决策层已经看清了棋局，正在为出口企业“抢装备”。

把视野拉回国内，这盘棋更急、更复杂。

这已不是单纯的出口竞争问题，而是关乎国内产业格局存续的“能源生命线”问题。

我国电力供给总体充足，但算力与电力的空间错配触目惊心：长三角、京津冀、珠三角贡献了全国60%以上的算力需求，本地能源供给却不足全国的20%，电力对外依存度居高不下。

东部沿海恰恰是核电装机最密集的区域——秦山、三门、田湾、宁德、阳江，几乎全部沿着算力需求最旺盛的负荷中心分布。核电基荷稳、出力可预测、占地小，天然契合7×24小时高负载运行的智算中心，本应是东部AI用电的最佳拍档，却同样卡在“没入绿、没直连”这两条红线上。

2026年全国两会期间，全国人大代表、浙江移动总经理杨剑宇就明确建议，鼓励“电力跟着算力建”，支持东部地区加大电力基础设施投入，并推动算力中心与绿电、水电、核电等电源算电直连，在输配电费、项目审批等环节给予政策倾斜。

于是两股力量在同一个点上汇合了：对外，CBAM以碳关税倒逼出口制造业追求核电直连；对内，东部算力缺口倒逼科技巨头追求核电直连。

核电直连，确实会挤压电网统购统销的输配电收入，但站在国家全局层面，为保出口、保AI发展，电网企业的局部利益让渡是必然的。

真正值得关注的，是核电直连的安全问题。

核电机组停堆后仍需持续供电冷却堆芯，单靠应急柴油发电机难以持久，因此直连不能等同于脱网。可行路径是“专线直供＋独立双回路接网＋应急电源”，平时发挥直连优势，故障时由大电网兜底。6月30日投运的辽宁徐大堡核电工程，就采用双回路双通道架构，为核电直连探索方向埋下伏笔。

更治本的方向是第四代SMR小堆。它采用非能动安全设计，靠重力、自然循环导出余热，失电也不熔堆；单堆功率10—300兆瓦，天然匹配数据中心和工业园区，事故影响范围小，应急区可大幅收缩。

据国际能源署统计，截至2025年底，全球已达成建设3万兆瓦小堆装机容量的合作意向，主要用于为数据中心供电。国际原子能机构发布预测，小堆将在未来核电扩张中发挥重要作用，高值情景下贡献24%新增装机容量。

对四川而言，这更是一次改写产业版图的机遇。

四川是全国核工业体系最完整的省份之一，坐拥核动力院、东方电气等顶尖资源，全国六成核电产品“四川造”，却因地处长江上游战略腹地、三代大堆对水源与安全的苛刻要求，始终与核电运营这块最大的蛋糕无缘，沦为产业链上的“隐形功臣”。

第四代小堆与数据中心直连，可能第一次改变这种游戏规则。

钠冷、铅冷、高温气冷等先进堆型不再采用传统高压水冷主回路，并大量引入固有安全和非能动安全设计，将来不一定非得部署在沿海。再叠加小堆模块化建设、功率灵活配置等特点，便有可能更靠近数据中心和工业园区部署。

这意味着，核电站的选址范围和运营模式，将发生根本性变革，为四川进入核电运营市场打开历史性窗口。

四川要争取的，是联合持证核电央企组建项目公司，成为出资方、业主公司股东及联合建设运营主体，在核电直连示范项目中逐步建立核设施建设和运营能力。

一旦这条路径走通，四川就能把过去分散在科研院所、装备企业和外流人才中的能力，整合为价值更高的核能资产：从输出技术、一次性出售设备，转向分享数十年的发电、运维和资产收益；从核电产业链的幕后支撑者，升级为第四代小堆商业化的重要开发者和组织者。

这才是“核能＋算力”对四川最重要的意义：它不仅为数据中心寻找电源，更可能让四川第一次真正吃到核能产业最大的一块蛋糕。

站在更大的层面看，核电“入绿”真正撬动的，是我国电网改革乃至新型电力系统建设的历史性窗口。

国家定义的新型电网，是新型电力系统的核心物理载体，要由传统的“单向输配、统购统销”转向“集中+分布融合、源网荷储互动、市场化定价”的公共平台，到2030年初步建成“主干电网为重要基础、配电网为枢纽节点、智能微电网为有益补充”的主配微协同格局。

核电直供做基荷、配储能、配数据中心负荷调度系统，形成“源网荷储自治”的小型闭环，平时微网自治运行，故障或出力缺口时由主干电网兜底备用。

这正好踩中“主配微协同”里智能微电网那条线：它不再是主网的附属末端，而是“集成分布式电源、储能、负荷的小型自治系统，促进新能源就近开发、就地消纳”。

更深层的变化在体制。主配微协同背后，是电网角色从“统购统销的垄断经销商”向“公共调度服务平台”的转身。

1710号文《关于促进电网高质量发展的指导意见》写得明白：要“健全电网自然垄断业务监管机制”“夯实电网公共基础设施属性定位”。核电直连、绿电直连（650号文）、输配电价核算改革这几条线拧在一起，恰恰是逼着电网让出“单一购销”的老路：

发电侧可以直连用户侧，电网收过网费、做调度服务、保公共安全。

阿里SMR洽谈、中核象山参股、三澳核电专线直连建议，这些看似零散的个案，其实都是在替这条体制转身蹚路。

等这条路径走通，我国能源结构有望从“跨区调配依赖”逐步转向“就近清洁自给+跨区互济”的双轨，新型电网“电从身边来”的命题第一次有了稳定零碳基荷的支撑样本。

中国电网改革的历史性窗口，就等着这一步正式跨出去。