一、现象：910B2 租赁价格的区域价差
SMM 从代理商报价体系获悉，国产 910B2 单台租赁价格在不同区域呈现分化：浙江区域约 1.2 万元/台/月，内蒙古地区约 1 万元/台/月——同一型号，区域价差约 2000 元/月，幅度约 17%。
值得注意的是，这一价差幅度明显小于国产算力市场此前呈现的"东部沿海高价、西部低价"的梯度特征。当价差本身收窄时，电力成本这一"硬成本"在价差中的权重反而上升——这构成本文测算的出发点。
二、功耗基准：一台 910B2 训练机的真实耗电
本次测算所依据的 910B2 整机配置如下：
CPU：4×鲲鹏920-5250（48核，2.6GHz）
NPU：8×昇腾910B-64G-HCCS
内存：32×64GB DDR4
系统盘：2×480GB SATA SSD；数据盘：2×3.84T NVMe
网络：2×10GE（管理）+ 2×25GE（业务）+ 8×200G RoCE v2（参数面） + 2×25GE RoCE（存储PFS）
整机满载功耗约 4.7—5.2kW，典型按 5.0kW 预留。功耗构成中，NPU 约占 55%、CPU 约占 16%、风扇约占 9%、网络约占 7%，其余为内存、存储及主板损耗。
SMM 分析：这份配置的 8×200G RoCE v2 参数面，是昇腾做 HCCL 集合通信（AllReduce 梯度同步）的专用高速网，属训练/千卡集群节点的标志。其 200—280W 的网络功耗是普通推理机（通常仅 2×25GE）所不具备的，因此该机型整机功耗比基础 910B2 推理机（约 4.5kW）偏高 200—300W。电源冗余恰好匹配——标配 4×2600W 白金电源（2+2 冗余），冗余模式下可用功率 5200W，与满载 5.2kW 上限基本顶格，意味着机柜侧须按单机不低于 5.2kW 预留 UPS 与散热。
以典型满载 5.0kW 计算，单台 7×24 连续运行的月耗电量为 3600 度/月，这是后续电费测算的基准。
三、电费测算：同一台机器，两套电价的成本差异
以月耗电 3600 度/月为基准，测算同一台 910B2 训练机在不同区域的月电费：
据此，单台 910B2 训练机的月电费差异为：
浙江 vs 蒙西电网：约 907 元/月，年差约 1.09 万元；
浙江 vs 和林格尔绿电直供：约 1026—1134 元/月，年差约 1.23—1.36 万。
SMM 观点：单台口径下，两地电费差约 907—1134 元/月，占 910B2 租赁价差（约 2000 元/月）的 45%—57%。与国产算力在部分区域呈现的高价差不同，浙江与内蒙古之间的价差本身较小，电价差因此在其中占据了近一半的权重——这清晰地表明，在价差收窄的区间里，电价是算力租赁价格区域分化的主导变量之一。
以千卡集群（约 1000 台）粗算，浙江与蒙西的电费年差可达约 1089 万元，浙江与和林格尔绿电直供的电费年差可达约 1231—1361 万元。对训练集群这一"电老虎"场景而言，电价差在规模放大后，已从单台的近半权重，跃升为影响项目盈亏的千万级变量。
四、成本锚的深层逻辑：绿电"产地便宜、远送变贵"
电价差异之上，还存在一层更根本的成本逻辑——绿电的成本高度依赖"就地消纳"。
SMM 了解，内蒙古地区在 20 公里以内，绿电的度电成本不足 0.1 元；但一旦超出近距离，绿电外送难度显著加大，落地价格随之抬高，甚至高于火电等传统化石能源发电方式。这一"产地便宜、远送变贵"的特性，源于绿电（风电、光伏）出力的波动性与远距离输电的通道成本。
与之呼应的是特高压的困境：特高压外送电最初是为解决煤炭外送运力不足的问题而建，但设施建设成本居高不下——约 1100 万元/公里，高昂的通道成本长期推高受端落地电价。
对比之下，一条成本更低、时效更优的路径正在形成——"输算力"而非"输电"：将绿电在产区直接就地消纳，用于大模型训练、推理等高能耗计算，再依托已建成的国家互联网体系将算力服务向外输送。SMM 了解，互联网数据传输成本约 2000 元/百公里，与特高压 1100 万元/公里形成数量级差异。
SMM 观点：绿电的"便宜"是有边界的便宜——它只在其产地 20 公里内成立，一旦外送便失去成本优势。这正是"算电协同"（绿电就地消纳 + 算力服务外送）成立的底层逻辑：与其耗费巨资把电送出去，不如把电在产地转化为算力服务再送出去。
五、SMM 观点：价差的真实构成与绿电的边界
910B2 在浙江与内蒙古的价差，需客观拆解，不宜简单归因于单一因素。
电价是价差的主导变量之一：单台口径下电费差约 907—1134 元/月，占租赁价差的 45%—57%，是本次测算区间内权重最高的单一成本项。但电价仍非价差的全部——其余约一半，来自机房综合成本、区域供需关系及网络时延溢价等因素。
绿电直供同样存在边界：其一，绿电出力波动要求高比例储能配建（一期 18%、二三期 25.4%），储能投资抬升综合度电成本；其二，绿电直供的高利用率（95% 以上）依赖数据中心连续稳定的用电负荷；其三，算力服务外送依赖骨干网时延与带宽（京津 5 毫秒、长三角 20 毫秒），对时延敏感业务，西部算力并非无条件的替代项；其四，绿电的"距离锁定"使其成本优势仅在产地附近成立。
SMM 观点：910B2 区域价差的本质，是"电价 + 绿电消纳 + 网络时延"三者成本结构与约束条件的综合反映。在浙江与内蒙古这一价差收窄的区间里，电价的主导性凸显；但低电价的规模价值主要在千卡级训练集群上兑现，单台价差背后的多重成本因素与绿电的物理边界，同样不可忽视。
六、展望：从卖资源到卖服务，算力租赁定价的下一变量
内蒙古作为能源、矿产资源富集地区，资源外送方向正在经历清晰演进：从最初的卖煤炭、卖矿产，到本地绿色电力网络建设并依托特高压外送，再到算电协同、本地消化绿电产出以支撑高性能计算、提供大模型推理与训练服务。
这一演进对算力租赁定价的含义深远：当绿电从"外送的商品"转为"本地算力的燃料"，算力租赁价格的成本锚不再只是电价本身，而是"绿电成本 + 算力服务的溢价能力"。
SMM 认为，未来算力租赁市场的区域定价，将逐步从"电价驱动"过渡到"服务价值驱动"——不仅输出大模型的训练与推理服务，还进一步输出更具体的产品与服务（如 AI 翻译、图文识别转换等），面向有付费能力的海外市场，以服务溢价获取更高利润，而非简单地输出资源与 token。届时，910B2 的区域价差，将不再是"低电价补贴下的价格洼地"，而是"服务能力分层下的价值差异"。
短期（3—6 个月）：和林格尔绿电直供扩容、二三期算电协同项目并网，将进一步夯实内蒙古国产算力的成本优势，千卡级训练集群的电费差驱动下，910B2 区域价差或维持甚至小幅走阔。
中期（6—12 个月）：若绿电储能成本随规模下降、算力服务外送的时延约束改善，西部算力的服务承接能力将提升，区域价差可能从"纯成本价差"向"成本 + 服务质量混合价差"过渡。
长期（1 年以上）：算力租赁定价的核心变量将从"电价"逐步让位于"服务溢价能力"。谁能在低成本绿电之上叠加高价值的 AI 产品与服务（翻译、识别、行业模型等），谁就能在下一轮算力租赁定价中占据主动——这是从"卖资源"到"卖服务"的定价权迁移。
