碳调整后数据中心收益率：在同口径基础上比较电力路径

1. 定义同口径服务

只有当每种供电方案都支持相同的经济服务时，电力比较才有意义。基准情景应说明信息技术负载、机架密度、利用率、设施辅助开销、可用性、爬坡、气候、备用电源职责、客户要求和研究周期。

数据中心的铭牌容量并不足够。一种看似成本较低的方案，在并网约束、可再生能源短缺、维护或燃料中断期间，可能提供更少的可用算力。另一种方案可能具有更高的资本支出，同时通过可靠容量保障客户服务。

因此，研究应以逐小时电力需求和所支撑的算力为起点。设施用电包括信息技术设备、冷却、泵、风机、储能损耗、网络、照明及其他负荷。备用发电和现场能源资产需要单独处理燃料、维护和排放。

所有方案都应采用相同的财务边界。土地、建筑和算力设备可以保持不变，而电力相关的并网、发电、储能、合同、抵押品、储备和运营成本会发生变化。模型应避免让某一方案因另一方案未纳入的基础设施而获得优势。

作者框架。每种方案都应支持相同的算力、可用性和研究周期。

2. 使用三种排放视角

基于位置的范围二排放采用为消费供电的电网区域的平均发电排放因子。该视角反映与用电地点相关的实际排放强度，具体取决于方法和数据期间。

基于市场的范围二排放采用合格供应商或产品信息以及合同工具。温室气体核算体系要求在可获得此类工具的市场进行双重报告。[1][2] 基于市场的结果描述合同选择与声明。它们可能与平均物理电网存在重大差异。

时间匹配的无碳能源将每个小时及相关电网区域的用电量与无碳发电进行比较。联合国24/7无碳能源契约将逐小时匹配、本地采购和技术包容性列为原则。[3] 该视角揭示年度采购量掩盖短缺的那些小时。

三种视角应保持相互独立。基于位置的结果支持地理比较和物理电网敞口。基于市场的结果支持获认可的排放清单报告和合同采购声明。逐小时匹配支持运营和转型分析。

根据适用的会计规则，现场燃烧产生的直接排放属于范围一。上游燃料、输电损耗、设备制造和建设可不在运营范围二内。投资文件应说明纳入了哪些类别。

基于 GHG Protocol 概念和 24/7 无碳能源原则编写的框架。

3. 建立电力数据文件

负荷文件应包含逐小时计量或工程估算的用电量、设施辅助用电、损耗、备用发电、储能充电和放电、现场发电、弃电以及进口或出口。

发电文件应标明来源、地点、技术、投运日期、逐小时出力、所有权、合同权利、属性、退役和剩余处理。仅凭年度合同电量无法确定其与负荷的匹配性。

排放因子文件应记录来源、地理范围、数据年份、单位、温室气体、损耗处理和更新日期。美国 EPA eGRID 发布次区域输出排放率和资源组合。[4][5] 澳大利亚《国家温室气体核算因子》提供用于国家报告的更新电力因子和方法学。[6] 这些数据说明为何因子应保持最新且特定于司法辖区。

合同文件应涵盖交付点、电量、形状、曲线、价格、指数化、不平衡、弃电、结算、信用、抵押品、法律变更、属性、额外性声明、终止和替换。

表 1. 碳调整后收益数据文件

证据应是最新的、可追溯的，并在每条路径上保持一致。

4. 梳理电力路径

仅靠电网供电简单且具备系统多样性，但其价格、排放和并网时间取决于本地电网和发电结构。年度属性采购可以改变基于市场的清单结果，而不会改变逐时物理供电。

物理或金融购电协议可支持新增发电并提供价格敞口。除非项目直接并网且能够跟踪负荷，否则数据中心仍通过电网获得平衡电力。

当发电与负荷重合时，现场太阳能或风能可减少外购能源。土地、许可和间歇性限制其贡献。电池储能可跨小时转移电量并提供韧性服务，而持续时间、效率、衰减和充电来源制约其碳排放结果。

稳定低碳路径可能包括核能、地热、水电或其他资源，具体取决于司法辖区和证据。其可用性、交付周期、合同形式、环境属性和系统影响各不相同。配备碳捕集的可调度燃烧需要有关捕获性能、上游燃料和残余排放的证据。

IEA预计，满足数据中心不断增长的电力需求需要多元化组合，包括可再生能源、天然气和核能，而当地约束和时序将影响结果。[7][8] 因此，比较应检验实际可交付性，而非技术标签。

作者框架。每条路径都结合了物理供电、平衡、合同权利主张和剩余敞口。

5. 价格、并网与可交付性

如果最低碳发电方案在数据中心之后才到位、位于受限电网之后或缺乏稳定交付，其项目价值可能很小。并网日期、受电容量、弃电、电网拥堵和加固义务应纳入基准进度计划。

模型应明确电网研究、保证金、建设、通电、延迟和取消的责任。在最终容量承诺之前，里程碑付款可能形成重大的风险资本。

签约发电机组可能在不同于数据中心的电力市场节点结算。当价格出现分化时，会产生基差风险。当发电出力与负荷不匹配时，会产生形态风险。当发电量高于或低于合同预期时，会产生电量风险。平衡与过账费用可能显著改变交付成本。

弃电条款应说明买方是否付款、是否获得环境属性、是否取得视同发电量，或是否承担替代成本。碳主张可能依赖于弃电期间未交付的环境属性。

6. 比较基于地点的风险敞口

基于地点的排放等于电力消耗量乘以适当的地理排放因子，具体取决于所选方法。年平均因子提供了常用起点。在可获得且在方法上适当时，小时级或边际数据可以回答不同的问题。

因子应与负荷所在地理区域和期间相匹配。全国平均值可能掩盖地区差异。EPA 的 Power Profiler 显示美国 eGRID 各子区域之间存在显著差异。[4] 澳大利亚的因子因辖区而异，并通过 National Greenhouse Accounts 流程更新。[6]

即使没有新的买方合同，随着电网脱碳，基于地点的排放也可能下降。当化石燃料发电增加或新增负荷改变调度时，排放也可能上升。因此，长期投资论证应使用标注日期的情景，而不是二十年保持不变的一个因子。

电网脱碳是系统情景，不是已签约项目的现金流。其对碳成本或客户需求的影响应基于经批准的基础并开展敏感性分析进行建模。

7. 检验基于市场的主张

基于市场的报告取决于符合条件的合同工具和适用的会计框架。GHG Protocol 的 Scope 2 Guidance 为供应商和产品信息、剩余组合及其他因子设定了质量标准和数据层级。[1][2]

尽职调查文件应追溯能源属性的所有权和注销、发电年份、地理市场、报告期、唯一性、剩余组合以及任何第三方鉴证。当多方对同一发电产出提出主张，或环境属性与电力分开出售时，可能产生重复计算。

购电协议结合了商业条款和环境条款。买方可能获得价格结算和属性、其中一项，或在某些事件下两者皆无。法律协议、登记系统和结算应保持一致。

当数据中心继续使用混合电网电力时，不应将基于市场的结果描述为物理交付。清晰的表述可保留合同主张的价值，并避免夸大运行状况。

表 2. 电力路径比较

方向性特征需要针对具体项目的市场、工程、合同和排放证据。

8. 衡量小时级匹配

年度可再生能源采购量可以等于年度用电量，但许多小时仍未匹配。太阳能发电集中在白天。风电会随不同日期和季节变化。除非算力可以转移，否则数据中心负荷相对平稳。

小时级匹配将研究划分为多个时间区间，并在每个区间及相关区域将符合条件的无碳供应与用电量进行比较。当目标是 24/7 匹配时，某一小时的过剩供应不应自动抵消另一小时的短缺。

储能可以转移符合条件的电力，但取决于充电来源、效率和区间核算。在客户合同、数据、时延和运营允许的情况下，灵活算力可以转移部分工作负载。稳定可调的无碳发电可以填补持续缺口。

该指标应说明匹配是基于电量、功率、属性还是物理调度。它还应涵盖出口、弃电、储能损耗、备用发电和部分区间。

为演示该方法而创建的假设性管理概况；并非实测项目数据。

9. 区分平均效应与边际效应

平均排放将发电组合的排放分摊到消费上。边际分析估算与负荷、发电或运行变化相关的系统排放变化。两者回答的是不同问题。

基于位置的企业排放清单通常使用规定的平均因子。投资委员会在评估负荷转移、储能调度或新增发电时，也可能考察边际效应或后果性影响。方法、反事实和不确定性应予以明确说明。

避免排放的主张对反事实选择尤为敏感。一个可再生项目在不同地点和时段可能替代不同的发电。储能资产可能根据充电和放电情况减少或增加排放。

碳调整后的基础收益率应使用公认的排放清单方法来处理已报告的排放。后果性影响可作为情景单独列示。将其混入单一数字可能造成虚假精确。

10. 碳敞口定价

碳价可通过税收、排放交易体系、客户折扣、融资条款、内部碳价或未来合规情景进入模型。每种路径的法律和现金传导机制不同。

模型应仅对所选责任边界或决策边界内的排放应用碳价。项目可能报告范围2排放，但不支付直接碳税。经济敞口反而可能通过电价或客户要求体现。

使用多个碳价情景，并说明币种、基准年、递增方式和覆盖范围。当电价已包含碳成本或合同将其转嫁时，应避免重复计算。

该调整还应确认交易与鉴证成本。即使声称的排放因子较低，数据系统、登记簿、审计、法律咨询、证书、抵押品和报告也会产生现金成本。

11. 将碳因素纳入客户收入

一些客户要求可再生能源采购、排放报告、位置限制或逐小时匹配。这些要求可能影响入住率、价格、合同期限和续约。

运营方应区分合同性客户义务与营销目标。服务协议应界定能源产品、报告方法、属性分配、数据可用性、鉴证、标准变更和补救措施。

绿色收入溢价在获得合同或可比交易支持之前，应保留在基准情景之外。碳表现可能保护需求，而非提高价格。适当的经济收益可以是更低的空置率、更长的期限、更低的客户流失率或进入某个客户细分市场。

欧盟已建立数据中心的能源绩效和水资源报告制度，并正在开展进一步的评级和绩效工作。[9][10] 监管透明度可提升各设施间一致计量与可比较证据的价值。

12. 模型可靠性与备用电源排放

电力碳排与可靠性不能独立评估。客户购买的是可用算力。一条会增加服务中断的低排放路径，其造成的价值损失可能超过其碳收益。

可靠性模型应涵盖电网事件、发电机停机、可再生能源波动、储能时长、燃料连续性、维护、共因故障和恢复。它应将每种事件转化为可支持的算力与客户补救措施。

备用发动机可能产生直接排放、当地空气影响、燃料成本和许可义务。其年能耗可能很小，而可用性价值很高。测试和真实停电运行应分别计量。

比较应展示正常运行、压力情境和紧急运行下的排放。电网与可再生能源的组合可能仍需要备用电源。稳定的低碳供电也可能需要为维护或非计划停电提供冗余。

13. 计入隐含资本

电力路径需要不同的实体资本。太阳能、风能、储能、电网强化、变电站、发电机、供热系统和长距离输电连接都带有隐含排放和资源使用。

运营层面的范围2报告不会自动包含这些影响。在具备可靠证据时，投资评估可单独列示生命周期或隐含排放估算。

隐含排放分析应界定设备边界、制造地理位置、运输、施工、更换和报废。储能更换和短寿命设备可能具有重大影响。当供应商声明与项目总量重叠时，应避免重复计算。

碳调整收益率可将隐含排放的影子成本作为情景纳入。决策文件不应在未解释差异的情况下，将生命周期估算与运营清单合并。

表3. 声明、合同与鉴证矩阵

具体要求取决于报告框架、司法管辖区、合同和客户义务。

14. 整合财务模型

电力模块应接入用于收入、资本、运营成本、债务和股权回报的同一项目模型。它应包含逐小时或代表性时段的电量、需量电费、电价、PPA结算、储能调度、燃料、属性和碳情景。

电力资本应包括并网连接、变电站、专用发电、储能、控制系统、押金、开发和应急费用。运营成本应包括能源、网络、维护、土地、保险、许可证、注册、鉴证和抵押品。

模型应区分会计 EBITDA 与可用于偿债和股权的现金。金融或虚拟PPA可在现场电费账单之外产生结算。保证金和抵押品即使在全生命周期经济性看似有利时，也可能产生流动性需求。

债务规模测算应反映已签约现金和风险分配。贷款人可能对未签约的碳溢价或避免的碳成本赋予有限价值。长期PPA可降低价格波动性，同时带来终止和按市值计价的风险敞口。

15. 计算碳调整后收益率

未调整股权收益率可根据经标准批准的定义从项目现金流中计算。碳调整后收益率则对碳价、增量脱碳资本、报告成本、客户价值及其他选定风险敞口应用透明调整。

一种方法是计算碳调整后现金收益率：

碳调整后现金收益率等于可供股权分配的现金，减去已计价的剩余排放和增量鉴证成本，加上合同约定的碳挂钩客户现金，再除以包括电力路径股权在内的已投入股权总额。

这是一项管理指标，而非通用会计准则。投资文件应在调整项旁列示传统财务指标，并对每一项进行调节核对。

该框架还可计算减排成本、无碳匹配百分比、每有效算力单位的排放量、碳在险价值以及每单位碳价增量的收益率敏感性。

假设性管理数值仅用于说明调节过程；它们不是预测，也不是实际项目结果。

16. 测试一个假设的 60 MW 项目

以下案例演示该方法。所有数值均为假设性的管理层假设。它不描述实际数据中心、电力合同或投资结果。

假设一个 60 MW 的关键 IT 设施，在设施间接成本后平均总站点需求为 72 MW。年电力消耗在储能损耗前为 630,720 MWh。通用物业与算力情形在计入特定路径的电力资本之前需要 USD 420 million 的股权。

路径 A 使用电网电力和年度合格属性。路径 B 增加一项按年用电量配置的财务性可再生能源购电协议。路径 C 将可再生能源购电协议、四小时电池储能以及为部分负荷提供稳定低碳电力相结合。所有路径均保留电网和应急备用接入。

表 4. 假设性碳调整后收益率案例

每个数字都是仅为演示该方法而设定的假设性管理层假设。

在假设情景下，路径C实现了最强的逐小时匹配和价格最低的剩余排放。其更大的电力专项股权降低了当前现金收益率。在假设价格和资本下，路径B产生了最高的碳调整后现金收益率，但相比路径C留下更多逐小时敞口。

在不同的能源价格、碳价格、客户合同、容量系数、储能成本、并网时机或股权结构下，这些结果可能发生逆转。该框架提供的是一种比较方法，而不是一种首选技术。

17. 对比较进行压力测试

压力情景应同时改变相互关联的变量。可再生能源发电短缺可能增加替代电力、减少属性并提高基于市场的排放。电网价格尖峰可能与可再生能源出力低同时发生。并网延迟可能推迟收入，而押金和利息仍未结清。

碳核算规则可能改变主张的资格、地域或时间安排。GHG Protocol 启动了范围2的修订流程，并就拟议变更进行了咨询，因此长期合同应保留数据和调整权。[11][12]

客户需求也可能变化。大型买方可能要求逐小时证据、拒绝某些技术或寻求审计访问权限。运营方需要一种变更机制来分配新增合规成本。

表5. 碳调整后收益率压力矩阵

每种情景都是假设性的管理层假设，应替换为针对具体项目的证据。

18. 获取证据与灵活性

采购应要求投标基于统一的负荷、并网、可用性、排放和结算边界进行可比报价。供应商应说明除外事项、依赖条件和证据来源。

电力方案应提供逐小时发电量、历史或模型依据、弃电量、性能衰减、停运、价格、指数、基差位置、不平衡、属性、担保、抵押品和终止条款。储能方案应包括效率、可用能量、性能衰减、增容和保修测试。

业主应保留对电表、结算、属性、登记和运营数据的访问权。合同应允许合理保证和客户报告。缺乏可导出证据的专有仪表盘可能削弱未来的声明和融资。

灵活性可以来自电量区间、分阶段容量、技术中立的无碳供应、替代权、组合采购和定期重新开放条款。过多的灵活性可能削弱可融资性，因此每个选项都需要明确的价格和决策流程。

19. 建立运营仪表盘

月度仪表盘应报告已提供算力、总用电量、PUE、基于位置的排放、基于市场的排放、小时级匹配、直接排放、备用运行、可再生能源发电、弃电、储能损耗、属性、电力成本和碳调整后现金。

预测与实际差异应由负荷、天气、电网因子、发电、价格、停运、结算和方法学来解释。重述应受控且可见。

运营团队应核对公用事业电表、分表、发电机计量表、储能、结算和属性登记册。财务、可持续发展和运营部门应使用相同的底层数量。

客户报告应遵循合同定义。公开声明应经过法律和技术审查。仪表盘应区分实测数据、规定因子和模型估算。

20. 为路径融资

融资方案应明确哪些成本和现金流位于数据中心公司、发电项目、储能公司或单独合同之中。交叉违约和终止可在实体之间传导风险。

优先项目债务可依赖已签约的数据中心收入和可靠的运营成本假设。专用发电或储能若具备可融资的承购和资产权利，可采用单独的项目融资。即使发电债务不在该融资安排内，数据中心信贷仍可支持购电协议（PPA）。

贷款方应收到电力模型、合同、碳方法学、客户要求和变更情景。准备金账户可覆盖电价波动、PPA 抵押品、燃料、储能扩容和碳合规。

股权委员会应同时看到未调整收益率、碳调整后收益率、小时级匹配、排放、减排成本和下行情形。较低的当前收益率可由已签约客户价值或降低的未来风险敞口来证明，并应明确说明证据。

21. 在 150 天内执行

比较应从边界和数据转向市场证据、整合建模、合同、融资和决策。尽早就方法达成一致可减少日后关于声明的争议。

作者框架。每个关口均需要经批准的证明、明确的责任归属和书面决策记录。

表 6. 150 天电力路径执行计划

顺序安排仅为示意，并应反映项目地点、采购和并网状态。

22. 确定投资决策

委员会应批准服务边界、负荷、排放方法、合格声明、路径、并网、发电、储能、备用、客户义务、合同、资本、融资、储备、报告和鉴证。

条件应涵盖电网容量、规划许可、发电完工、环境属性所有权、电表和数据访问、储能性能、客户条款、碳方法学、保险、贷款人同意和独立验收。

当并网不确定、发电证据薄弱、年度声明在未披露的情况下掩盖重大小时级缺口、购电协议（PPA）依据未受控、储能缺少增容、客户价值未签约锁定，或碳调整收益率依赖投机性价格时，项目应暂停或调整规模。

经批准的投资决策应保留传统和碳调整后的财务指标。应说明每项声明由哪种排放视角支撑，以及未来方法变化将如何处理。

23. 局限性与结论

电力市场、电网因子、发电、技术、合同、报告标准、气候政策、客户需求和资本市场都可能变化。决策需要来自公用事业公司、系统运营商、发电商、客户、技术提供商、环境专家、会计师、律师、贷款人和合格顾问的当前证据。

所引用的国际来源在其所述目的范围内描述全球分析、公认报告指南和公开数据。它们并不证明特定项目的排放、成本、可靠性、声明或回报。

演算案例中的每个数值和结果均为假设性的管理层假设。不代表任何实际的数据中心、电力合同、碳声明、客户付款或投资结果。

当碳调整收益率将环境目标与同一算力服务和项目现金流相协调时，它是有用的。它应保留物理电网敞口、合同清单报告、小时级匹配、直接排放和内含资本之间的区别。

最具优势的电力路径可能因地点、负荷、并网、客户和融资而异。透明的边界、小时级证据、可执行的合同、当前因子和明确的剩余风险敞口，使投资委员会能够在不作错误等同的情况下比较这些路径。

参考文献

1. [1] GHG Protocol，《范围二指南》，官方标准与资源，访问于2026年8月13日。 https://ghgprotocol.org/scope-2-guidance
2. [2] GHG Protocol，《范围二常见问题》，官方指南，访问于2026年8月13日。 https://ghgprotocol.org/scope-2-frequently-asked-questions
3. [3] 联合国，《24/7 无碳能源契约原则》，官方契约。 https://www.un.org/sites/un2.un.org/files/2021/09/principles_-_updated.pdf
4. [4] 美国环境保护署，Power Profiler（电力画像工具），更新于2025年10月1日。 https://www.epa.gov/egrid/power-profiler
5. [5] 美国环境保护署，eGRID 汇总数据，2023年数据于2025年发布并修订。 https://www.epa.gov/egrid/summary-data
6. [6] 澳大利亚气候变化、能源、环境和水资源部，《2025年国家温室气体核算因子》。 https://www.dcceew.gov.au/climate-change/publications/national-greenhouse-accounts-factors-2025
7. [7] 国际能源署，《能源与AI》，2025年4月10日。 https://www.iea.org/reports/energy-and-ai/
8. [8] 国际能源署，《执行摘要》，《能源与AI》，官方分析，访问于2026年8月13日。 https://www.iea.org/reports/energy-and-ai/executive-summary
9. [9] 欧盟委员会能源总司，《数据中心能源绩效》，官方报告页面，访问于2026年8月13日。 https://energy.ec.europa.eu/topics/energy-efficiency/energy-efficiency-targets-directive-and-rules/energy-efficiency-directive/energy-performance-data-centres_en
10. [10] 欧盟委员会能源总司，《欧盟数据中心最低性能标准》，官方研究页面，访问于2026年8月13日。 https://energy.ec.europa.eu/resources/preparatory-studies/minimum-performance-standards-eu-data-centres_en
11. [11] GHG Protocol，《范围二标准进展》，2025年8月1日。 https://ghgprotocol.org/blog/scope-2-standard-advances-isb-approves-consultation-market-and-location-based-revisions
12. [12] GHG Protocol，常见问题：《范围二与电力行业后果性核算公众咨询》，官方更新，访问于2026年8月13日。 https://ghgprotocol.org/blog/frequently-asked-questions-scope-2-and-electricity-sector-consequential-accounting-public

关于作者

Chennakeshav Adya 是一名独立研究员，也是 Matchpoint Partners 的管理合伙人。他的研究聚焦于国际市场中的投资战略、资本形成、交易执行、治理和运营模式设计。