记者获悉，近日，云南省发改委、能源局发布《进一步完善风电上网电价政策有关事项的通知》。《通知》明确，新增合规风电项目全电量纳入市场统筹。

 

新增合规风电项目全电量参与市场化交易。2021年1月1日至2023年12月31日全容量并网的，月度上网电量的60%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至省燃煤发电基准价；月度上网电量的40%按照清洁能源参与市场规则进行交易和结算。已发电但未全容量并网的，月度上网电量暂按清洁能源参与市场规则进行结算，待全容量并网后，根据全容量并网时间对差额部分进行清算。

 

在电价疏导方式上，清洁能源市场月度交易均价与风电执行燃煤发电基准价部分之间的差额，由电力成本分担机制进行疏导。在电力成本分担机制管理办法出台前，暂使用调节资金进行支付，其他电价政策中涉及电力成本分担机制的参照执行。

 

《通知》还表示，具备条件的新增新能源市场化交易可纳入绿色电力交易范畴。项目全容量并网时间由省能源局会同云南电网公司认定。《通知》自2023年7月1日起执行。省此前规定与《通知》不一致的，以本《通知》规定为准。后续将根据国家政策和电力市场运行情况调整完善。

 

云南省脱硫煤电价为0.3358元/kWh。执行上述政策，今年年底前全容量并网的风电项目电价，可粗略按0.3358*0.6+0.25*0.4推算。“项目电价大概在3毛左右。风资源情况、枯汛电量的结构决定了4成的0.25的取值。”业内人士称。

 

有业内人士认为，该电价政策，比此前电价政策有利。也有人认为，本次电价政策符合预期。

 

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。

 

《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”新能源项目当时政策制定电价

 

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。”

 

今年5月中旬，业内人士告诉记者，因为电网接入、送出线路建设、审批效率、成本、电价等问题，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。

 

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。

 

今年4月，云南省发改委、能源局发布《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电量纳入市场统筹。2021年1月1日-2023年7月31日全容量并网的，上网电量执行燃煤发电基准价。2023年8月1日-12月31日全容量并网的，月度上网电量的80%执行燃煤发电基准价，月度上网电量的20%可选择自主参与清洁能源市场化交易或执行清洁能源市场月度交易均价。

 

上述时间段内，已发电但未全容量并网的，月度上网电量暂按清洁能源市场月度交易均价结算，待全容量并网后，根据全容量并网时间对差额部分进行清算。