编者按：根据相关测算，全国31个省（市）“十四五”期间规划新增风、光装机共约8.7亿千瓦。若各省规划目标均能实现，那么到2025年，全国风、光装机累计容量将达到14亿千瓦，提前五年实现2030年风、光装机超过12亿千瓦的总体目标。
风电发展迈向快轨道。但快速推进的过程中，面对的问题、场景也越来愈复杂，包括多样化非技术成本、生态环保、配储、消纳、电力交易······各省实际情况不一，风电发展推进情况、所遇问题也不相同。
对此，记者拟设立各省风电发展专题，通过梳理各省风电项目推进现状、所遇难题、未来工作重点等情况，为行业提供一份参考。
记者获悉，4月4日，云南省能源局发布《云南省新能源项目开发建设流程说明》称，风电项目协议签订并根据相关管理要求取得用地预审等支持性文件后1个月内办理核准手续。
列入年度建设方案和项目清单中的新能源项目，电网企业按照“能投尽投、能快尽快、全容量并网”原则及时办理电网接入手续。
云南是传统水电大省，2015年因为弃水等原因全面叫停新能源开发。后又因大量引入高耗能产业，转变为缺电困境。在双碳目标引领下，出于缓解矛盾、拉动投资等考量，2020年以来，云南在特定地区启动新能源项目开发。
因为审批流程缓慢等原因，云南“十四五”新增新能源项目进度迟缓。特别是“8+3”项目，与原计划“2021年底项目分期分批建成投产”有一定差距。
除了项目进度问题，云南新能源发展现还面临“容量调节费”算账问题，及结算电价不确定问题。
风电开发难度大
据南方电网云南电网公司消息，截至目前，云南全省统调装机1.0543亿千瓦，其中风电装机达1125万千瓦，超过火电统调装机，成为云南省仅次于水电的第二大电源。
云南是能源资源大省，绿色能源可开发总量2亿千瓦，其中水能资源蕴藏量1.04亿千瓦，理论可开发量约9795万千瓦。同时，风能、光能资源蕴藏量也相当可观。风能资源总储量约为1.23亿千瓦，可开发的风电装机规模总量约2000万千瓦，可开发资源主要聚集在云南省哀牢山以东地区。
“2015年，因为水电弃水等原因，云南叫停新能源开发。后因为引入高耗能产业入滇，省弃水大矛盾又转变为缺电困境。基于双碳政策引导，上述供需矛盾及拉动地方投资等考量，2020年，云南重新启动新能源开发，在特定区域建设“8+3”新能源项目。”业内人士告诉记者。
根据《云南省“十四五”规划新能源项目清单》，2021-2024年，云南省拟新增73GW风、光项目接入电网。其中风电仅8.926GW，主要包括“8+3”、“保促445”等项目。与超规划的新能源兄弟行业光伏相比，云南在风电上规划新增有限。
据记者了解，云南风电发展规划主要受林地、生态环保等政策限制较大。云南省生态环境优良，各种自然保护区、森林公园、湿地公园、地质公园、风景名胜区、鸟类主要迁徙通道和栖息地等生态好且区域较多。基本农田、生态环保红线、天然乔木林、国家一级公益林、二级公益林有林地等分布广泛。根据国家及云南省生态环保要求，项目开发需要规避各类敏感对象，项目选址受生态环保影响明显。
“需要规避自然保护区、森林公园、湿地公园、地质公园、风景名胜区、鸟类主要迁徙通道和栖息地等区域。永久占地需避让基本农田、生态保护红线、天然乔木林、国家一级公益林、二级公益林有林地等。施工和检修道路禁止占用天然乔木林（竹林）地、一级国家级公益林和二级国家级公益林中的有林地。”业内人士称。
云南省为山区地形，山川河流纵横、山高坡陡、山脊狭窄、地形复杂多变。受资源、地形、土地利用和生态保护的多重影响，云南省风电场多位于海拔较高的山地或山脊上，山脊地形一般较为狭窄、起伏较大；山坡坡度较陡且地形起伏。地形零散复杂，难以形成大规模的风电基地。“特别是去年年底新三区三线启用并加严管理后，叠加风机大型化迭代加快，风电进场困难，资源开发难度加大。”业内人士告诉记者。
目前云南建成风电项目平均约10万千瓦，呈“规模小、位置分散”特点。对于“8+3”项目，尽管其装机容量较大，但从单位装机的场址范围看，其单位装机的场址面积仍然较大，其风机布置仍较为分散。
项目推进缓慢
截至2022年12月底，云南省全口径装机11145万千瓦，其中，水电8112万千瓦，火电1535万千瓦，风电912万千瓦，光伏585万千瓦。从2022年全年统调口径统计数据来看，云南电网发电量（含小电）3789.11亿千瓦时，其中，风电发电量214.29亿千瓦时，同比下降7.98%；光伏发电量48.22亿千瓦时，同比增长6.59%。
根据昆明电力交易中心，2023年，云南仍面临电力电量“双缺”的供需局面，同时也存在极大的不确定性因素。发电侧方面，规划2023年投产的2821万千瓦新能源从目前形势来看，政策激励明显不足，新能源投产进度缓慢，很难实现按期投运。若2023年风电和光伏不能按照预期投产，则电力供应紧张加剧。
2020年10月，云南省发改委印发《云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划及配套文件》，明确新增风电开发规模790万千瓦，光伏开发规模300万千瓦（简称“8+3”项目）。文件要求，2020年和2021年开工建设的新能源基地于2022年底前建成投产，为枯期电力保障发挥积极作用。
2021年9月，云南省发改委印发《“保供给促投资”新能源项目实施方案和计划》，组织实施445万千瓦“保促”新能源项目（含10个风电项目，装机规模共74.8万千瓦）。项目均要求在2021年内实际开工建设。风电项目开工后10个月全容量并网。
据记者了解，2020年启动的“8+3”项目，大约有1/2-2/3到今年才完成投产。该进度与当时政策要求的时间节点有一定差距。
有当地从业人士认为，造成项目推进慢原因包括电网接入、送出线路建设慢等问题。“新能源发展暂停5年后又突然放开，对新能源电源规划、电网衔接规划等来说都是挑战。相关管理政策都需要抓紧布局、调整完善。这都需要时间。”
也有相关从业人士表示，“这两年当地电网还是比较给力。线路都建到升压站门口了。”该人士认为，“项目推进缓慢主要是审批效率问题。以林地审批为例，正常审批手续应在3个月内完成。现在在云南最长甚至需要1-2年时间。”
“项目审批流程慢主要是因为从省层面包括各部门之间，到地方州县，对林地使用等政策理解不一。每个人理解不同，都可能会卡住流程。而且政策不断在变，有些东西好不容易走到了前面，政策一变，又得重新回过头来再走一遍。耽误不少时间。”上述人士认为。
还有业内人士告诉记者，除了审批流程、电网建设等因素影响外，成本、电价问题也是开发商推进慢原因之一。
《云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划及配套文件》明确“8+3”新能源项目电价，前10年，风电上网电价遵守“保障+市场”阶梯电价机制。后10年，项目业主可延续前10年量价消纳机制，也可自主选择市场化方式消纳。“保促”项目电价按照《关于在适宜地区适度开发新能源工作指导意见》（云能源水电【2020】153号）电价疏导机制执行。
“8+3”新能源项目电价
业内人士表示，“当时测算下来，上述阶梯电价政策导致新能源电价较低。而且在云南，因为地形等原因，项目建设难度大。当时建设成本相对也比较高。”2020年左右，主机价格还处于3000-3500元/kW左右水平，2020年下半年开始，市场价格一路走低。“开发商拿到项目指标后，很多都在观望，等待设备增效降价。”
电价、收益不确定
“现在在云南发展新能源，看不清前路，全是迷雾。”业内人士感慨。
根据2022年12月，云南省发改委发布的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，先期鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。
未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。风电和光伏发电企业所购容量超出自用部分，可参与调节容量市场进行交易。
“按这个政策执行，新建电站都算不过来账。”有业内人士认为，“开发商做项目测算的时候，都是按6-7%收益率为基准的。无配置储能的新能源强行按照交易电价90%的结算。降低了收入（10%）。价格一时疏导不下去，云南电力辅助服务市场价格体系也没跟上。对收益影响蛮大。”
也有当地从业人员表示，“容量调节市场，对风电项目而言，度电大概会增加7厘-1分2左右成本。就当前市场来看，买调节比自建储能电站（增加3分左右度电成本）或共享储能划算。”该人士补充，“但是现在的调节容量市场是供大于求，市场价大概下限价154元/千瓦·年。等以后供需平衡了，划不划算就不好说了。”
除了“容量调节费”外，上述《改革实施方案（试行）》还表示，将综合考虑风光资源、开发成本，区分存量与增量，认真执行现行政策，坚持市场化改革方向，择机出台新能源价格形成机制相关政策，保障新能源开发合理收益，充分调动各方面积极性，加快建设新能源大省。
昆明电力交易中心也表示，正积极配合政府相关部门研究新能源价格疏导机制，预计新能源价格疏导机制将会在2023年内出台。
据记者了解，2023年4月3日，云南省发改委、能源局联合发布《关于云南省光伏发电上网电价政策有关事项的通知》。《通知》表示，新增合规光伏发电项目全容量纳入市场统筹。
云南省光伏发电上网电价政策【2023】319号
云南风电电价目前还无最新政策出台。“现在以‘8+3’为代表的云南新增风电项目，电价执行一直不是太有力。兑现率不高。”业内人士表示。
“交易中心的人也不清楚后续怎么执行。”当地从业人士告诉记者。“前段时间主管部门还专门组织召开风电电价机制调研座谈会。”
根据2020年12月，云南省发改委发布的《2021年云南电力市场化交易实施方案》，2021年发电企业，含纳入省调电力电量平衡的风电场及新投电厂。风电场、光伏电厂枯水期（每年1—4月、12月）、平水期（每年5月、11月）全部上网电量参与市场化交易，汛期（每年6—10月）全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，按照月度集中竞价交易成交均价结算。
“现在云南省存量风电在枯水期大概交易电价0.27-0.28元/kWh左右，汛期0.16元/kWh左右。不含补贴，加权下来，可能在0.23-0.24元/kWh左右。”业内人士告诉记者。
电价同样不明朗的还有老旧风场升级改造领域。有消息称，“接下来云南省风电工作重点就是结合国家政策，研究老旧风场技术改造工作。今年会优选一批项目做试点。侧重政策等限制性因素少的、企业改造意愿强烈的项目。”
也有业内人士告诉记者，“老旧风场改造的事业内传了1-2年了。也是因为电价问题迟迟难以落地。”
“相比去年抢的火热，今年市场明显冷静不少。还是希望云南能有一个稳定的政策环境、坚定的发展信心，更优化的放管服环境。”该人士感慨。“也希望有关主管部门、电网、开发商能紧密联合，早日促使省新能源项目开发更加高质量、正态化。”
