番外篇：祁韶直流-特高压学习笔记
前言：本文不涉及对个股或长协电价的讨论，但可以了解一条特高压的运作模式，思考送端、受端电价的关系。
一、基本信息：
祁韶直流（酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程）的配套电源是一个多元化的组合，其核心设计思路是通过火电、风电、光伏等多种电源的协同配合，将河西走廊丰富的清洁能源，特别是波动性的风电和光伏，稳定可靠地输送到华中地区（湖南）。
祁韶直流额定输电容量为800万千瓦，配套电源规模火电600万千瓦（其中200万常乐二期不外送）、风电700万千瓦、光伏发电280万千瓦。常乐电厂作为“唯一配套调峰火电电源”，其核心作用在于解决祁韶直流输送风电、光伏等清洁能源时的稳定性问题。有了常乐电厂的调峰支持，祁韶直流的送电功率得以大幅提升。
在常乐一期4*100万机组支撑下，每小时最大送电功率可达600万千瓦。日均送电量约1亿千瓦时，单日最高送电量甚至达到过1.4亿千瓦时。在2024年的送电表现亮眼，全年向湖南送电 348.43亿千瓦时。
二、装机及电量:
按照400万火电、700万风电、280万光伏简单测算一下。
光伏日均4小时一年1500小时左右，折合光伏日均0.13亿度。
风电日均8小时一年2900小时左右，折合风电日均0.56亿度 风光加起来日均0.69亿度。
火电按照5000小时计算，400万装机发电200亿度，日均0.55亿度。
总共加起来1.24亿度，跟祁韶直流日均1亿度，最高单日1.4亿度的运行现状是匹配的。
如果火电压降到4000小时，容量给到风光，那么倒算一下，日均0.11亿度，相当于再增加约150万风电装机或300万光伏装机。（其他特高压项目类推）。
三、输电成本:
祁韶直流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，以上都是含税价。
通过跨省跨区专项输电工程和区域共用网络参与跨省跨区电力交易的用户，其购电价格由市场交易价格、送出省输电价格、区域电网电量电价及损耗、跨省跨区专项工程输电价格及损耗、跨省跨区输电工程降价分享空间、落地省省级电网输配电价和政府性基金及附加组成。
祁韶直流输电成本大概在0.1-0.12元之间，光输电的费用就1毛多（含税）。
四、电价：
火电：常乐一期定价规则2024-2025 年容量电价标准为165元/千瓦·年(含税)。按照“基准电价+浮动机制"原则月度确定电价，基准价设定为 320 元/兆瓦时，以湖南省内燃煤火电中长期交易当月合同电量均价的 480~496元/兆瓦时设定区间。当湖南煤电均价在区间内时，常乐电厂上网电价执行基准价;当湖南煤电均价上浮/下浮超出区间时，常乐电厂上网电价按湖南煤电均价与区间上限/下限之差，乘以基准价与区间上限/下限的比值，加基准价实现上下浮动。
从网络公开可查信息结合估测，电价如下：
常乐由于靠近新疆用煤成本低无论是对比省内火电均价还是湖南火电均价均有不错的盈利空间，外送电价与湖南火电月均电价价差在0.12-0.13左右，覆盖了输电成本，利润很好。
风光： 没找到祁韶专门关于风光外送的定价机制，看一下两省机制电价差异。
湖南省风光机制电价：存量平价风电0.37元/千瓦时、集中式光伏0.38元/千瓦时，增量项目0.26-0.38元/千瓦时。
甘肃省风光机制电价：存量风光项目0.3078元/千瓦时，增量项目0.1954元/千瓦时。
湖南增量项目机制电价竞价结果还没出，但舆论比较悲观认为贴近下限的概率高，大概0.3左右。不管怎么说还是优于甘肃的，相当于湖南下限贴近甘肃上限，价差0.1元，覆盖输电成本，但利润空间似乎不大。当然这是在没看到外送风光定价机制的前提下算的，理论上送电定价机制会好于湖南省内内部竞价。
五、总结：
梳理下来，特高压项目肉最肥的就是配套的支撑火电，如果所在地用煤成本低，叠加高小时数只要两地价差可以覆盖输送成本，基本都是印钞机项目，比如甘肃能源的常乐、皖能的江布。从价格角度看，风光盈利水平扣除输电费用似乎并没有比受端/送端本地消纳风光有显著优势，主要还是解决了风光消纳问题。当然，建设成本的比较优势是个盈利点，高小时数也是个赢利点。
声明：本篇只是学习交流，对于个股没有建议。