祁韶直流特高压项目深度解析

文章以 祁韶直流（酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程） 为案例，系统剖析了特高压配套电源的构成、运行数据、成本与电价机制，最终揭示了不同电源类型在其中的盈利差异。核心结论是：配套的支撑性火电项目是特高压项目中盈利最丰厚的环节，而风光电源外送的主要价值在于解决消纳问题，盈利优势相对有限。

祁韶直流 是一条将甘肃河西走廊清洁能源输送至湖南的特高压直流输电工程。

• 核心设计：通过火电、风电、光伏多元化电源协同，稳定输送波动性清洁能源。
• 额定容量：800万千瓦。
• 配套电源规模：
  • 火电：600万千瓦（其中常乐二期200万不外送）。
  • 风电：700万千瓦。
  • 光伏：280万千瓦。
• 关键角色：常乐电厂 是唯一的配套调峰火电电源，其调峰能力大幅提升了直流通道的送电功率和稳定性。
• 运行表现（2024年）：
  • 在常乐一期（4×100万机组）支撑下，每小时最大送电功率达 600万千瓦。
  • 日均送电量约 1亿千瓦时，单日最高达 1.4亿千瓦时。
  • 全年向湖南送电 348.43亿千瓦时。

文章对可外送的400万千瓦火电、700万千瓦风电、280万千瓦光伏进行了日均发电量测算：

测算结果（日均1.24亿度）与祁韶直流实际运行数据（日均约1亿度，最高1.4亿度）基本匹配。

敏感性分析：如果火电利用小时数从5000小时降至4000小时，释放出的容量可支持新增约 150万千瓦风电 或 300万千瓦光伏 装机。此逻辑可类推至其他特高压项目。

祁韶直流的输电成本主要由以下几部分构成（均为含税价）：

• 跨省跨区专项工程输电价格：6.37分/度
• 线损率：4.14%
• 甘肃送出省输电价格：3.82分/度

最终用户购电价格还需叠加市场交易价格、区域电网电量电价及损耗、落地省输配电价等。

核心结论：祁韶直流仅输电环节的成本就高达 0.1 - 0.12元/度。

1. 配套火电（常乐电厂）定价与盈利：

• 定价规则（2024-2025年）：采用“容量电价+电量电价”模式。
  • 容量电价：165元/千瓦·年（含税）。
  • 电量电价：基准价 320元/兆瓦时，与 湖南省内燃煤火电中长期交易月均电价 挂钩浮动（区间为480-496元/兆瓦时）。
• 盈利逻辑：常乐电厂因靠近新疆，用煤成本低。其外送电价与湖南火电月均电价的价差约为 0.12-0.13元/度，这个价差恰好覆盖了前述的输电成本（0.1-0.12元/度），从而实现了 “很好的利润”。

2. 风光电源定价与盈利：

• 文章未找到祁韶直流风光外送的专门定价机制，转而对比两省机制电价：
  • 湖南：存量风电0.37元/度，光伏0.38元/度；增量项目电价范围0.26-0.38元/度（舆论预期贴近下限0.3元左右）。
  • 甘肃：存量项目0.3078元/度；增量项目0.1954元/度。
• 价差分析：湖南增量项目电价下限（约0.3元）接近甘肃存量项目电价上限（0.3078元），两地价差约 0.1元/度。
• 盈利推断：这个价差同样仅能覆盖输电成本，因此风光外送扣除输电费用后，“利润空间似乎不大”，其主要价值在于解决甘肃本地风光消纳问题。理论上，外送定价机制可能优于湖南省内竞价。

文章主题： 通过祁韶直流这一典型案例，深入解析特高压输电工程的配套电源运作模式、经济账（成本与电价），并从中提炼出清晰的投资逻辑。

核心论点：

1. 模式清晰：特高压配套电源是“火电调峰+风光输送”的多元化组合，火电（特别是调峰电源）是保障输送稳定性和提升通道利用率的关键。
2. 成本不菲：特高压输电成本本身较高（祁韶案例约0.1-0.12元/度），这是评估项目盈利性的重要前提。
3. 盈利分化显著：
   • 配套火电是最大赢家：在低燃料成本、高利用小时数条件下，只要送受端电价差能覆盖输电成本，就能获得丰厚利润（如常乐电厂）。
   • 风光外送盈利空间有限：主要价值在于解决送端清洁能源消纳问题，扣除高昂输电成本后，相较于在受端或送端本地开发，价格优势并不明显。

最终结论/投资启示： 在特高压产业链的投资视角下，应重点关注那些拥有或即将投运优质配套调峰火电项目的公司。这类项目具备“低煤价、高利用小时、价差覆盖成本”的特征，盈利确定性高，是特高压价值链条中“肉最肥”的环节。