特高压新能源大基地项目的投资主要是三块：
1、特高压输送线路。一般都是电网投资，有的受端省也会出一部分钱。投资回报主要是收取输电费用。这个费用按照千瓦时固定费用计价。也就是按照额定功率全容量输电，和只输一度电的每千瓦时输电费是一样的。这样的费用设计方式，如果输送电量达不到设计容量的一定比例，项目是要亏钱的。一般，特高压项目盈亏点是设计容量的80%，也就是每年送电量必须达到设计容量的80%，特高压项目才能不亏钱。而要达到预期收益率，估计要达到90%以上。
另外，特高压项目的度电输电费用不能高于地区电价差，否则就没经济价值了。以陕电入皖为例，陕西目前的电价约0.34，安徽是0.4，价差6分。所以，陕西-安徽特高压的输电费用，每千瓦时不能高于这个价差，否则，无论是陕西，还是安徽，都没太大兴趣推进这个项目了。输电费受电价价差限制，如果铜铝价格过快上涨，特高压的投资额上涨（铜铝成本占特高压输电线路造价的大头），而输电费受制于两地电价差而无法同步上升，这个项目也是无法推进的。
2、调峰电源。这个目前主要是坑口电站，也就是火电，一般配置按照全容量输电量的50%来配置（年利用小时5000）。
3、新能源电源。也就是风光电源，配置容量，根据年利用小时来，比如如果年利用小时平均是2500，装机容量就是调峰火电的2倍。
目前的问题：
由于新能源电源的出力不平均，以及目前新能源电价机制的不健全，导致新能源大基地项目整体上很难盈利。
原因在于，如果要保证新能源项目的设计收益率，就必须减少弃风弃光，这就会导致调峰火电大大低于5000小时的年利用小时，以及特高压输送电量很难达到盈亏点的下限比例，这个不展开了，大家可以思考一下原因。
而如果要保证调峰火电和特高压的收益率，就必须大幅增加风光的配置，这一方面会导致风光项目的弃风弃光率上升，同时现有的新能源电价机制下，电价肯定下行，新能源项目很难盈利。
说到这里，有人可能会说，还可以上储能，把风光的输出调均匀了。理论上没错，谁出钱？
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