从陕西到四川，小水电如何起死回生？

文 | 小参

四川清理整改后保留下来的小水电，能否通过改造、交易和供电安排，接上三州新增算力需求，为电站增加收入？

小水电转型，需要接上新的买家

8月底，陕西省水利厅等六部门发布《加快推动小水电绿色转型高质量发展实施意见》，将严控新建、老旧电站退出、扩容改造、集约运行、多能互补和应急保障纳入同一套部署。

这份文件要接着秦岭小水电整治看。2021年，陕西秦岭区域整治中，382座、约66万千瓦水电站拆除退出。到2022年底，全省仍有农村水电站387座，总装机约143万千瓦。

前一轮解决的是「哪些电站不能留」。这一轮开始回答：留下来的电站还能干什么？

今年3月，水利部等七部门已经给出新定位。原则上不再新建小水电。符合条件的存量电站可以绿色改造、扩机增容，还可以与风光储协同，参与现货市场、辅助服务，纳入虚拟电厂，承担调频、备用、爬坡和应急供电。

陕西这次是在把国家政策落成省级方案，重点已经从「继续开发水能资源」，转向「提高存量资产利用效率」。

小水电有一个容易被忽视的优势。它分布在山区、县域和电网末端，部分机组启停快。与当地分布式光伏、风电、储能组合后，可以给县域电网增加一定调节能力。遇到极端天气或主网故障，又可以承担部分应急供电。

四川可以把这个问题再往前推一步。8月出台的算力网政策，明确布局甘孜新都桥、阿坝红原、凉山盐源零碳算力园区。一边是需要转型的存量电源，一边是正在寻找稳定、低成本电力的算力项目，两者如何接起来？

四川已有水电供算的运行样本。康定折洛沟智算舱于2024年投运，四川日报2025年报道，其全年消纳弃水电约70万度，为水电站带来18万元电费收益。这说明，至少在部分场景中，山里的富余电量已经找到新的用处。

从一个算力舱走向一个园区，需要有人组织更多电源、更多客户，并承担连接两端的建设投资。

电在何时、何地更值钱

小水电重新寻找用途，正逢全国用电需求持续增长。截至2026年8月7日，全国用电负荷入夏以来已四次刷新纪录，当日达到15.57亿千瓦。

全国高峰负荷上升，与局部地区、部分时段电量富余，可以同时存在。电源建在哪里、什么时候发电，用户又在何时何地用电，决定了供需能否匹配。

清华大学电机系教授夏清在8月5日《知识分子》《赛先生》主办的「科学四十人」活动上提出，现有电价尚未充分反映电力资源的时空稀缺性。他认为，输配电价仍带有「邮票制」特征，对供电距离、网架区域、拥堵程度和运行时段的区分不充分，影响了用户侧灵活性资源的价值兑现。

说得明白一点，就是电站建在你厂区隔壁，供电物理距离哪怕为0公里，大电网输配电价照样一分不能少。

高速公路是按里程收费的，跑一百公里交一百公里的钱，跑一公里交一公里的钱。快递按重量和里程算，铁路货运按吨公里算，煤炭从坑口运到港口，运多远付多少钱。

所有物流都认距离，唯独电不认。不管电从一公里外来，还是从两千公里外来，也不管是在丰水期的中午用电，还是在晚高峰用电，输配电价都是一个数。

小水电的经济账因此需要算得更细。丰水期富余电量能否找到邻近用户，影响售电收入；具备调节能力的电站，能否在系统需要时提供支撑，则关系到调节服务收入。全年平均电价很难把这些差别说清楚。

对算力项目也是如此，能够按照供电条件调整的计算任务，与必须连续保障的业务，对电力系统的要求不同。让愿意调整用电的客户分享节约的成本，才有动力把技术上的灵活性变成实际调节。

专线的钱，为什么难谈

在大电网里等电价拉开差别，一时半会儿等不来。等不及的用户开始自己想办法，最直接的一种，是不从电网买电，自己找电源，单独拉一条线，双方直接谈价。

这条路有正式的说法，叫绿电直连。2025年5月，国家发改委和国家能源局专门发文，允许新能源通过专用线路向单一用户供电，政策的口子从这里打开。

最愿意走这条路的是算力企业。它们的用电量大，一年动辄以亿度计，负荷平稳，昼夜不停，一签就是十几年的长约。对电站，这是省心买家，对企业，电价和绿电成分都谈得清楚。

但谈判的「最后一公里」，仍可能卡在专线搭建上。

《中国能源报》2025年7月刊文引用的一项测算显示，100公里、110千伏绿电直连专线含储能投资约2.5亿元，对照的传统线路约1.2亿元。这是一笔不小的投入。

算力企业已经投入机房、服务器和网络，再出钱建设专线，会增加初期资金压力。电站若先建线，又要担心客户推迟投产、用电量不达预期，甚至中途退出。

直连距离方面，江西2026年4月实施方案要求线路原则上不超过50公里；陕西6月政策明确线路长度暂不作限制。四川此前征求意见稿中的60公里，不能直接作为现行要求套用，正式细则强调就近就地建设和消纳，原则上电源与负荷位于同一或相邻市（州）。

这意味着，园区选址、电源选择和线路方案需要一起算，不能先承诺低电价，再寻找建设通道。

因此，地方要解的是投资回收与责任分担的结。

内蒙古已经把这事做到了哪一步

内蒙古霍林郭勒提供了一个实际样本。

当地成立国有电投公司，以工业园区微网为基础建设增量配电网，接入新能源和工业用户。通辽市政府2024年末介绍奈曼、霍林郭勒两个已投运试点时，披露新能源到户电价达到每度0.38元，低于当时相应电压等级的大电网电价。

新华社2026年5月实访披露，该网已接入新能源45万千瓦，服务62家企业，2025年供电10.54亿度，绿电占比超过65%。它的主要客户是铝加工等工业企业。

算力园区也在探索这条路。呼和浩特市发改委今年7月披露，和林格尔绿电园区采用「绿电直连＋增量配电网」模式，其增量配电网已纳入自治区电网规划，随后还要推进项目建设。

两个案例放在一起，值得四川借鉴的是组织方式。地方能源平台可以面向整个园区配置基础设施，把一次性的专线建设谈判，变成面向多家企业的长期供电服务。

说得更直白一些，专线这笔钱，本来卡在供需双方中间，是一道谁都不肯先动的僵局。地方国企进来，这道题就换了解法。

线由平台公司出钱建，建完归平台所有。电站给地方平台供电，保证了长期稳定经营；地方平台负责输配电，服务多家企业，建设成本便有机会由更多用户在运营期内共同分摊。

如此一来，供需双方谁都不用再替对方背包袱，原来谈不拢的那笔账，从两个人的对赌，变成了三个人的生意。

算力企业减少前期配套投入，获得有竞争力的长期用电条件；电站通过平台汇集的客户和购电合同改善销售预期；地方国企通过合规配电收入及约定的服务收益，回收投资、取得合理回报。地方还可能因此留下产业投资和持续经营活动。

四川需要先分清，哪些电能够接进来

四川2025年11月披露，全省5131座长江经济带小水电清理整改基本完成，1709座有序退出。新的供电方案应以合规保留电站为对象，逐站厘清产权、债务和可供电能力。

内蒙古的风光电经验，迁移到这些电站，需要跨过具体的制度边界。

四川2026年5月发布的绿电直连实施细则，明确不包括存量已并网水电等电源。8月算力网政策提出整合水风光储资源，但不能据此认定存量水电的直连限制已经取消。新建一张增量配电网，也不会自动改变电源资格。

对合规存续的小水电，应先核查既有地方配网的营业区、电站归属、接线和交易条件，再选择消纳渠道；对新增风光电源与算力园区，可以研究多用户直连与增量配电网的组合。两条路径可以在地方能源规划中统筹，准入依据需要分别落实。

国家今年7月推出的村镇微能网试点，还明确允许依托具备支撑调节能力的已建绿色小水电建设综合微能网。这提供了另一个研究入口，但须在获批试点范围内实施，不能直接推成三州算力园区普遍适用的政策。

地方建网同样有边界。增量配电网要落实规划、配电区域和供电许可，并承担相应供电责任。所谓地方「小电网」，应落在明确的园区和营业区，不能仅凭地方决定划走现有用户和电网资产。

三州可以先选一个电源合规、距离合适、已有真实客户的园区，在适用条件下比较利用既有配网、建设增量配网和多用户直连的全年成本，按实际用电增长分期建设。

下一步值得观察的是，哪个地方平台能够拿出相互匹配的购电、用电和保供协议，把小水电的可靠出力、算力客户的调节贡献，以及配网投资回收，落实为持续结算的经营收入。

今日决策参考

以上报道，基于《今日决策参考》知识库。

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政策把资源投向哪里？地方在争什么？企业往何处去？哪些变化影响资本市场？