編者按：根據相關測算，全國31個省（市）“十四五”期間規劃新增風、光裝機共約8.7億千瓦。若各省規劃目標均能實現，那么到2025年，全國風、光裝機累計容量將達到14億千瓦，提前五年實現2030年風、光裝機超過12億千瓦的總體目標。

風電發展邁向快軌道。但快速推進的過程中，面對的問題、場景也越來愈復雜，包括多樣化非技術成本、生態環保、配儲、消納、電力交易······各省實際情況不一，風電發展推進情況、所遇問題也不相同。

對此，記者擬設立各省風電發展專題，通過梳理各省風電項目推進現狀、所遇難題、未來工作重點等情況，為行業提供一份參考。

記者獲悉，4月4日，云南省能源局發布《云南省新能源項目開發建設流程說明》稱，風電項目協議簽訂并根據相關管理要求取得用地預審等支持性文件后1個月內辦理核準手續。

列入年度建設方案和項目清單中的新能源項目，電網企業按照“能投盡投、能快盡快、全容量并網”原則及時辦理電網接入手續。

云南是傳統水電大省，2015年因為棄水等原因全面叫停新能源開發。后又因大量引入高耗能產業，轉變為缺電困境。在雙碳目標引領下，出于緩解矛盾、拉動投資等考量，2020年以來，云南在特定地區啟動新能源項目開發。

因為審批流程緩慢等原因，云南“十四五”新增新能源項目進度遲緩。特別是“8+3”項目，與原計劃“2021年底項目分期分批建成投產”有一定差距。

除了項目進度問題，云南新能源發展現還面臨“容量調節費”算賬問題，及結算電價不確定問題。

風電開發難度大

據南方電網云南電網公司消息，截至目前，云南全省統調裝機1.0543億千瓦，其中風電裝機達1125萬千瓦，超過火電統調裝機，成為云南省僅次于水電的第二大電源。

云南是能源資源大省，綠色能源可開發總量2億千瓦，其中水能資源蘊藏量1.04億千瓦，理論可開發量約9795萬千瓦。同時，風能、光能資源蘊藏量也相當可觀。風能資源總儲量約為1.23億千瓦，可開發的風電裝機規模總量約2000萬千瓦，可開發資源主要聚集在云南省哀牢山以東地區。

“2015年，因為水電棄水等原因，云南叫停新能源開發。后因為引入高耗能產業入滇，省棄水大矛盾又轉變為缺電困境。基于雙碳政策引導，上述供需矛盾及拉動地方投資等考量，2020年，云南重新啟動新能源開發，在特定區域建設“8+3”新能源項目。”業內人士告訴記者。

根據《云南省“十四五”規劃新能源項目清單》，2021-2024年，云南省擬新增73GW風、光項目接入電網。其中風電僅8.926GW，主要包括“8+3”、“保促445”等項目。與超規劃的新能源兄弟行業光伏相比，云南在風電上規劃新增有限。

據記者了解，云南風電發展規劃主要受林地、生態環保等政策限制較大。云南省生態環境優良，各種自然保護區、森林公園、濕地公園、地質公園、風景名勝區、鳥類主要遷徙通道和棲息地等生態好且區域較多。基本農田、生態環保紅線、天然喬木林、國家一級公益林、二級公益林有林地等分布廣泛。根據國家及云南省生態環保要求，項目開發需要規避各類敏感對象，項目選址受生態環保影響明顯。

“需要規避自然保護區、森林公園、濕地公園、地質公園、風景名勝區、鳥類主要遷徙通道和棲息地等區域。永久占地需避讓基本農田、生態保護紅線、天然喬木林、國家一級公益林、二級公益林有林地等。施工和檢修道路禁止占用天然喬木林（竹林）地、一級國家級公益林和二級國家級公益林中的有林地。”業內人士稱。

云南省為山區地形，山川河流縱橫、山高坡陡、山脊狹窄、地形復雜多變。受資源、地形、土地利用和生態保護的多重影響，云南省風電場多位于海拔較高的山地或山脊上，山脊地形一般較為狹窄、起伏較大；山坡坡度較陡且地形起伏。地形零散復雜，難以形成大規模的風電基地。“特別是去年年底新三區三線啟用并加嚴管理后，疊加風機大型化迭代加快，風電進場困難，資源開發難度加大。”業內人士告訴記者。

目前云南建成風電項目平均約10萬千瓦，呈“規模小、位置分散”特點。對于“8+3”項目，盡管其裝機容量較大，但從單位裝機的場址范圍看，其單位裝機的場址面積仍然較大，其風機布置仍較為分散。

項目推進緩慢

截至2022年12月底，云南省全口徑裝機11145萬千瓦，其中，水電8112萬千瓦，火電1535萬千瓦，風電912萬千瓦，光伏585萬千瓦。從2022年全年統調口徑統計數據來看，云南電網發電量（含小電）3789.11億千瓦時，其中，風電發電量214.29億千瓦時，同比下降7.98%；光伏發電量48.22億千瓦時，同比增長6.59%。

根據昆明電力交易中心，2023年，云南仍面臨電力電量“雙缺”的供需局面，同時也存在極大的不確定性因素。發電側方面，規劃2023年投產的2821萬千瓦新能源從目前形勢來看，政策激勵明顯不足，新能源投產進度緩慢，很難實現按期投運。若2023年風電和光伏不能按照預期投產，則電力供應緊張加劇。

2020年10月，云南省發改委印發《云南省在適宜地區適度開發利用新能源規劃及配套文件》，明確新增風電開發規模790萬千瓦，光伏開發規模300萬千瓦（簡稱“8+3”項目）。文件要求，2020年和2021年開工建設的新能源基地于2022年底前建成投產，為枯期電力保障發揮積極作用。

2021年9月，云南省發改委印發《“保供給促投資”新能源項目實施方案和計劃》，組織實施445萬千瓦“保促”新能源項目（含10個風電項目，裝機規模共74.8萬千瓦）。項目均要求在2021年內實際開工建設。風電項目開工后10個月全容量并網。

據記者了解，2020年啟動的“8+3”項目，大約有1/2-2/3到今年才完成投產。該進度與當時政策要求的時間節點有一定差距。

有當地從業人士認為，造成項目推進慢原因包括電網接入、送出線路建設慢等問題。“新能源發展暫停5年后又突然放開，對新能源電源規劃、電網銜接規劃等來說都是挑戰。相關管理政策都需要抓緊布局、調整完善。這都需要時間。”

也有相關從業人士表示，“這兩年當地電網還是比較給力。線路都建到升壓站門口了。”該人士認為，“項目推進緩慢主要是審批效率問題。以林地審批為例，正常審批手續應在3個月內完成。現在在云南最長甚至需要1-2年時間。”

“項目審批流程慢主要是因為從省層面包括各部門之間，到地方州縣，對林地使用等政策理解不一。每個人理解不同，都可能會卡住流程。而且政策不斷在變，有些東西好不容易走到了前面，政策一變，又得重新回過頭來再走一遍。耽誤不少時間。”上述人士認為。

還有業內人士告訴記者，除了審批流程、電網建設等因素影響外，成本、電價問題也是開發商推進慢原因之一。

《云南省在適宜地區適度開發利用新能源規劃及配套文件》明確“8+3”新能源項目電價，前10年，風電上網電價遵守“保障+市場”階梯電價機制。后10年，項目業主可延續前10年量價消納機制，也可自主選擇市場化方式消納。“保促”項目電價按照《關于在適宜地區適度開發新能源工作指導意見》（云能源水電【2020】153號）電價疏導機制執行。

“8+3”新能源項目電價

業內人士表示，“當時測算下來，上述階梯電價政策導致新能源電價較低。而且在云南，因為地形等原因，項目建設難度大。當時建設成本相對也比較高。”2020年左右，主機價格還處于3000-3500元/kW左右水平，2020年下半年開始，市場價格一路走低。“開發商拿到項目指標后，很多都在觀望，等待設備增效降價。”

電價、收益不確定

“現在在云南發展新能源，看不清前路，全是迷霧。”業內人士感慨。

根據2022年12月，云南省發改委發布的《云南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）》，先期鼓勵未自建新型儲能設施或未購買共享儲能服務達到裝機規模10%的風電和光伏發電企業（含已建成項目），自行向省內燃煤發電企業購買系統調節服務。燃煤發電調節容量價格由買賣雙方在220元/千瓦·年上下浮動30%區間范圍內自主協商形成。

未自建新型儲能設施、未購買共享儲能服務且未購買燃煤發電系統調節服務的新能源項目上網電價按清潔能源市場交易均價的90%結算，結算差額資金納入電力成本分擔機制。風電和光伏發電企業所購容量超出自用部分，可參與調節容量市場進行交易。

“按這個政策執行，新建電站都算不過來賬。”有業內人士認為，“開發商做項目測算的時候，都是按6-7%收益率為基準的。無配置儲能的新能源強行按照交易電價90%的結算。降低了收入（10%）。價格一時疏導不下去，云南電力輔助服務市場價格體系也沒跟上。對收益影響蠻大。”

也有當地從業人員表示，“容量調節市場，對風電項目而言，度電大概會增加7厘-1分2左右成本。就當前市場來看，買調節比自建儲能電站（增加3分左右度電成本）或共享儲能劃算。”該人士補充，“但是現在的調節容量市場是供大于求，市場價大概下限價154元/千瓦·年。等以后供需平衡了，劃不劃算就不好說了。”

除了“容量調節費”外，上述《改革實施方案（試行）》還表示，將綜合考慮風光資源、開發成本，區分存量與增量，認真執行現行政策，堅持市場化改革方向，擇機出臺新能源價格形成機制相關政策，保障新能源開發合理收益，充分調動各方面積極性，加快建設新能源大省。

昆明電力交易中心也表示，正積極配合政府相關部門研究新能源價格疏導機制，預計新能源價格疏導機制將會在2023年內出臺。

據記者了解，2023年4月3日，云南省發改委、能源局聯合發布《關于云南省光伏發電上網電價政策有關事項的通知》。《通知》表示，新增合規光伏發電項目全容量納入市場統籌。

云南省光伏發電上網電價政策【2023】319號

云南風電電價目前還無最新政策出臺。“現在以‘8+3’為代表的云南新增風電項目，電價執行一直不是太有力。兌現率不高。”業內人士表示。

“交易中心的人也不清楚后續怎么執行。”當地從業人士告訴記者。“前段時間主管部門還專門組織召開風電電價機制調研座談會。”

根據2020年12月，云南省發改委發布的《2021年云南電力市場化交易實施方案》，2021年發電企業，含納入省調電力電量平衡的風電場及新投電廠。風電場、光伏電廠枯水期（每年1—4月、12月）、平水期（每年5月、11月）全部上網電量參與市場化交易，汛期（每年6—10月）全部上網電量均安排為保障居民電能替代電量，按照月度集中競價交易成交均價結算。

“現在云南省存量風電在枯水期大概交易電價0.27-0.28元/kWh左右，汛期0.16元/kWh左右。不含補貼，加權下來，可能在0.23-0.24元/kWh左右。”業內人士告訴記者。

電價同樣不明朗的還有老舊風場升級改造領域。有消息稱，“接下來云南省風電工作重點就是結合國家政策，研究老舊風場技術改造工作。今年會優選一批項目做試點。側重政策等限制性因素少的、企業改造意愿強烈的項目。”

也有業內人士告訴記者，“老舊風場改造的事業內傳了1-2年了。也是因為電價問題遲遲難以落地。”

“相比去年搶的火熱，今年市場明顯冷靜不少。還是希望云南能有一個穩定的政策環境、堅定的發展信心，更優化的放管服環境。”該人士感慨。“也希望有關主管部門、電網、開發商能緊密聯合，早日促使省新能源項目開發更加高質量、正態化。”