特高压新能源大基地项目投资结构 - 特高压输送线路主要由电网投资，部分受端省份可能参与投资，投资回报通过按千瓦时固定费用计价的输电费用实现，输电费用设计为无论输送电量多少，每千瓦时费用相同，特高压项目盈亏点为设计容量的80%，预期收益率需达到90%以上[2] - 度电输电费用不能高于地区电价差，例如陕西电价0.34元，安徽电价0.4元，价差6分，陕西-安徽特高压的输电费用每千瓦时不能高于6分，否则项目难以推进，铜铝价格上涨可能增加特高压投资成本，但输电费用受电价差限制无法同步上调[2] - 调峰电源目前主要为坑口火电站，配置容量通常为全容量输电量的50%，年利用小时约5000[3] - 新能源电源主要为风光电源，配置容量根据年利用小时确定，例如年利用小时平均2500时，装机容量为调峰火电的2倍[3] 新能源大基地项目盈利挑战 - 新能源电源出力不平均及电价机制不健全导致整体盈利困难，保证新能源项目设计收益率需减少弃风弃光，但会导致调峰火电年利用小时低于5000，特高压输送电量难以达到盈亏点80%的下限比例[4] - 保证调峰火电和特高压收益率需大幅增加风光配置，这将导致弃风弃光率上升，现有新能源电价机制下电价下行，新能源项目盈利难度加大[4] - 理论上可通过储能调节风光输出均匀性，但资金来源问题尚未解决[5]