文/赵昕劼
作者供职于云南省能源研究院
李英伟
作者供职于华能澜沧江水电股份有限公司
开发算力机遇，是云南重构水电价值的新起点。
人工智能蓬勃发展的背后，是算力；算力的背后，是电力。AI时代，电力大省，尤其是绿电大省无疑迎来了产业转型升级的最好机遇。
目前，全国排名前十的水电站中，云南拥有六座；加上风电和光伏，云南全省绿色电力装机1.6亿千瓦，占比超90%，全国领先。云南度电碳排放量仅0.11～0.13千克，全国最低。
作为绿电大省，云南本该是算力盛宴的赢家。然而，当各大智算中心真金白银地来谈判时，却遭遇了一个极其尴尬的现实：云南的电价，竟拼不过内蒙古和新疆。
云南到底被卡在了哪里？
01
为什么电价不降？
算力中心是名副其实的“电老虎”，电费占运营成本的一半以上。在这个电价敏感型产业面前，云南面对西北“对手”的“出招”，显得力不从心。
先看内蒙古。截至2025年底，内蒙古电力总装机突破3亿千瓦，新能源装机达1.54亿千瓦，其中风光新能源装机占比超过50%，但火电装机依然占据40%左右。
内蒙古的算力中心落地电价之所以能到0.3元/千瓦时左右，奥秘在于“风光火打捆”：火电提供了7×24小时的绝对稳定基座，风光拉低了整体的度电均价，加之当地输配电价优惠，形成了一套“又稳又便宜”的组合拳。
例如，和林格尔新区通过独立的蒙西电网和电力多边交易体系，为算力中心提供的到户电价约为0.33至0.36元/千瓦时，为全国电价最低的地区之一。
再看新疆。截至2025年底，新疆新能源装机突破1.6亿千瓦，占总装机量比例64%，已成为新疆第一大电源。
新疆拿出的撒手锏是“源网荷储”紧密协同配合，部分算力园区通过直连风光电站并强制配储降低成本，有的地区有着较大的政策补贴力度。
如克拉玛依市的《支持绿色算力中心发展有关扶持政策》对“2024年新建或技改并上电运营的算力中心，按照0.06元/千瓦时进行补贴，连续补贴三年。2025年新建或技改并上电运营的算力中心，按照0.05元/千瓦时补贴两年”。算力园区绿电落地价格在叠加补贴后，成本电价可低达每千瓦时0.26～0.3元，远低于全国平均水平。
在“算力招商”大战中，内蒙古依靠“大规模风光火资源+独立电网+多边交易”，新疆依靠“大规模风光开发+地方强力补贴”。两种模式各有千秋，但它们成功把算力中心的综合用电成本压到了“地板价”，因此成功落地了大批算力中心。
云南的电力“家底”其实不薄。从装机看，截至2025年底，云南全省发电总装机超1.71亿千瓦。其中，水电装机超8300万千瓦，占比近50%。从发电量来看，2025年全年累计发电量4596亿千瓦时。其中，水电发电量达到3297亿千瓦时，占比超70%。
云南省绿色电力装机占比、度电碳排放均居全国前列。水电因无燃料成本、低运维成本等，致边际发电成本接近于零（通常在0.02～0.05元/千瓦时左右），但落地电价却卡在0.35～0.45元/千瓦时的尴尬区间，主要原因如下。
一是存在巨额的前期投资与财务成本。水电是典型的资本密集型产业，大型水电站（如溪洛渡、向家坝、白鹤滩）投资动辄数百亿元甚至上千亿元，建设周期长达5～10年，这些投资需要通过未来几十年的发电收入来偿还贷款本息。“落地电价”覆盖了前期投入成本，因此每度电分摊了一定的折旧和财务费用。
二是系统成本与调节成本较高。尽管水电的“边际成本低”，但实际运行中，水电出力受来水情况的影响，存在丰枯期差异。丰水期发电量可冲至高位，枯水期出力减少须依靠火电等调节电源，全年平均下来整体电力成本被硬生生拉高。
同时，云南火电装机体量小，占比不足10%，且严重缺煤。枯水期时，需要外购高价煤炭或启用备用火电机组，导致系统边际成本飙升0.6元/千瓦时以上，拉高全年加权平均电价。
截至2025年底，云南省风光装机已达到7000万千瓦，占比超40%，已成省内第二大电源，但波动性问题依然存在。为了调节波动及不确定性，需要配套储能。而储能初始投入高昂，隐性成本又进一步推高电价。
三是高昂的输配电成本。云南地形复杂，多山地、峡谷，特高压等输电线路建设成本比平原地区高30%～50%，且维护难度大，维护成本较高。此外，偏远地区电网覆盖成本高。这些输配电成本会分摊到终端电价中，导致落地电价上升。
四是其他不可忽略的成本。一方面，电价构成中包含各种政府性基金（如可再生能源附加、水库移民后期扶持基金、重大水利工程建设基金等）。云南作为水电大省，这些基金征收标准并不低，累计超0.06元/千瓦时。另一方面，随着电力市场化改革，水电为系统提供调峰、调频等辅助服务。这部分容量电价与辅助服务成本会分摊到电价中。
云南还受到“西电东送”的结构性约束。西电东送本质是结构性的、大规模的固定送出。过去三年，云南每年外送电量均超1300亿千瓦时，2023年1344亿千瓦时，2024年1600亿千瓦时，2025年达到2200亿千瓦时，且多数外送电量签有长期固定低价协议，最低可至0.26元/千瓦时，相当于便宜的绿电优先“输血”东部，省内市场电价下降空间被极度压缩。
换个角度来看，算力产业的崛起也许是云南打破僵局、推动水电重新“定价”的新契机。
02
“水电直连”新模式
既然在传统的“发电—上网—输送—用电”模式里，过路费、调峰费、交叉补贴等把电价抬高了，那能不能另辟蹊径：把算力机房直接建在水电站里是否可以呢？
其实，业内已经有过前期探索。
一是“水电专线”模式：建设水电站到用电企业的外送专线，不上公共电网，直接供给用户。优势是彻底规避了电网输配电价，电价降幅可观；但挑战在于前期专线建设投资高、运维成本大，且用户与电站“一对一”绑定，灵活性不足。
二是“风光直连”模式：与水电专线模式类似，但风光出力波动更大，必须配套储能设施，投资和运维成本进一步攀升，经济账更难算通。我们认为“直连”思路的核心逻辑没有问题，痛点在于“用户”如果位于电站外，送电的基础设施将投入不菲，运维复杂成本较高。
那么，如果把算力机房直接“搬进”水电站里，电价、运维、基础条件是否会不同？
这个听起来有点“疯狂”的想法，其实已经有了成功的先行者。2025年12月，四川雅砻江两河口水电站的隧洞里，全国首个高海拔岩洞式算力舱智算中心正式投运。隧洞是水电站建设时期留下的施工隧洞群，身处地质结构稳定的山体之中，抗震设防烈度达到8度。该智算中心总共有6个算力舱，部署了2000张国产算力芯片，每小时耗电1400千瓦时，每秒浮点运算能力达60亿亿次。
隧洞里通风好，温度低，PUE值控制在1.2以下，达到国内领先水平。其使用的中国电信开发的“天翼算舱”是集装箱形态，可根据场地条件，灵活部署多种功率机架，单舱占地约28平方米，意味着其提供1.4MW算力的6个算力舱占地共约168平方米。
那么，云南澜沧江、金沙江两江流域水电群有类似条件吗？澜沧江流域的云南境内共建成12级水电站。这些水电站普遍有大量的施工洞室和配套洞室，且具备安全系数高、环境温度低、通风好的自然条件。
华能澜沧江公司流域电站里，各级电站广泛布置导流洞、施工洞、交通洞、地下厂房、通行廊道等，直径差异较大、跨度从2米到超30米，长度从几十米到几百米不一，从空间上具有大量布局“天翼算舱”的条件，且地质结构稳定、通风条件极佳，常年恒温恒湿，温度在10摄氏度左右、湿度20%～35%，具备良好的自然条件。
因此，通过利用水电站既有的洞室、厂房，部署算力节点，实现“水电即算力，算力即负荷”的零距离协同是切实可行的。
水电站洞室部署算力机房，至少有四点优势。
第一，极致的节能环保。利用洞室稍加改造就能形成天然的“恒温机房”，大幅减少空调制冷能耗，PUE值可以控制在1.2以下，远低于传统数据中心。
第二，天然高安全性与可靠性。水电站属于国家级关键基础设施，反恐防范等级有严格的行业标准，算力舱可共享水电站拥有的高等级安防配置，同时满足算力机房的安全规定。水电站洞室结构极为稳定，抗震等级可达8级，能有效抵御地震、泥石流、山体滑坡等自然灾害。
第三，绿电属性及电价优势“巨大”。算力舱就近建在水电站内，电能可通过水电厂内部低压侧直接供给，企业可享受全国最低水平的用电价格。以华能澜沧江公司为例，近七年年均发电量超千亿千瓦时，且在国内率先实施“水新同台”管理，构建了水风光储多能互补的供给格局，可实现全面100%绿电供电，达成“零碳算力”。根据2024年年报，华能水电售电量1107.2亿千瓦时，发电成本约107.44亿元，度电成本约0.097元，算力中心有望拿到比内蒙古、新疆更低的电价。
第四，运维成本“双赢”。水电站有现成的运维团队和应急电源系统，算力中心可以与电站共享安保、消防、供配电运维等，大幅削减人工和设施冗余成本。
03
“水算结合”的未来
水电与算力的合作模式不再是简单的“你发电我用电”，而是二者的深度结合。
一方面电算互补，稳定运行。水电为算力中心提供零碳、低价、稳定的电力保障。而算力负荷是可调度的，非实时推理任务可错峰，因此算力中心可作为水电的“柔性负荷”：水电丰盈时“多吃电”，水电出力不足时“适当减负”。两者互补，把水电“绿色”的生态价值和经济价值在同一空间内做到闭环。
另一方面，算力反哺，智能升级。在“洞室”生产的算力可用来服务水电的人工智能平台，为水电的气象预测、设备运维、发电调度等提供大模型支撑，促进水电站数智化发展，形成“水电+算力”深度耦合。
算力时代的到来，正使市场重新审视云南绿电的价值。对于澜沧江、金沙江上的水电站来说，通过构建“水电洞室+智算中心”的“水电直连”模式，不仅能带来中长期电力的稳定“买家”，而且能创造数字经济的全新增长极。
云南的算力机遇，从来不是简单地把算力机房“搬过来”用上“便宜电”，而是彻底打破传统的思维定式，让算力成为绿电的“终极合伙人”，走出属于云南自己的“算电协同”之路。
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