9月30日，云南省發改委、能源局對外發布了《在適宜地區適度開發利用新能源規劃》及指導意見，同時公布了位于昆明、曲靖等6個州/市、合計1090萬千瓦風電光伏項目清單。規劃容量與目前云南省累計風光裝機相當，根據規劃進度，2-3年后，云南省新能源裝機將會翻倍。

這不僅給沉寂已久的云南新能源市場注入強心劑，也為十四五風光高比例發展再填確定性砝碼。不過，由于生態環保和水電電價結算等原因，在云南做過項目的投資人都是受過傷的。興奮于新增規模之際，重啟項目的投資回報如何，還需要算細賬。

失去的“十三五”

云南省風光資源和建設條件整體稟賦良好，風電實際發電小時數穩定在2500以上，在全國各省中常年名列前茅。但由于環保、電力供過于求等因素，十三五期間，云南省新能源項目核準一度停滯。

從裝機容量來看，除2016年因搶裝因素導致當年新增325萬千瓦風電和144萬千瓦光伏以外，其他年份新增量有限，2019年風電累計裝機863萬千瓦，在全國占比下降到4.1%；光伏累計裝機375萬千瓦，占全國比例1.8%。

今年3月，云南省能源局在2020年全省能源工作電視電話會議中表示，將“科學有序推進新增800萬千瓦風電、300萬千瓦光伏布局與建設”（下稱“8+3規劃”）列為當年9項重點工作任務之一，開啟了新能源核準新篇章。經過半年醞釀，目前發展規劃落地。

圖1 云南省歷年風電光伏累計裝機及全國占比

8+3規劃詳解

從規劃來看，云南省重啟新能源發展，主要從兩個角度出發：

一是用電需求預期增加。云南省預計，2022年省內用電整體平衡，2023年開發出現階段性缺口，2023—2025年年用電缺口將達到85—280億kWh；

二是豐枯季發電結構矛盾。作為水電大省，云南省年均水電發電量占總發電量比例常年穩定在80%以上，但是枯水季水電發電占比驟降，比如2020年1-3月，水電實際發電量占全部電量比例為62.5%，缺乏電力供應安全性和保障性。

不過從實際情況來看，由于十二五中后期水電裝機和特高壓外送線路的快速增加，云南省整體電力輸出省的定位已經形成。截止2019年，全年累計發電量3464億kWh，全社會用電量1812億kWh，內銷比例僅為52%。

在目前電力供應絕對充足的現狀下，預期3年省內電力供求形勢出現逆轉，需要省內用電量超常規發展。規劃認為2025年云南省全社會用電量將達到3115億kWh，比2019年增加1303億kWh，相當于年均增長9.45%。在國內GDP中速增長、電能替代效果尚未充分顯現的情況下，這一預測增速將主要依賴于高耗能產業轉移的進展，可實現性有待觀察。


圖2 云南省歷年發用電情況/億kWh

地區選擇上，云南省將新增規模重點布局在昆明、曲靖、昭通、紅河、文山、楚雄6個州/市，也兼顧了多重考慮：

從供需結構來看，這6個規劃地區屬于用電量大（全省用電量占比67%）而發電裝機少（全省發電裝機占比38%）的地區。到2025年，規劃區域用電量預計增加至2067億kWh，用電缺口進一步較大。而規劃裝機預計年均上網電量約252億kWh，其中枯水期年均上網電量可達171億kWh，占規劃地區2025年枯水期新增用電量36%。

從自然條件來看，區域內風電光伏資源豐富，而干旱少雨、土地貧瘠、石漠化土地面積占全省50%以上，環境敏感因素相對較低。此外，區域內貧困人口基數大（貧困縣占比不低于70%），新能源投資有利于拉動當地經濟發展和鞏固脫貧。

具體到規劃項目，新增裝機1090萬千瓦當中，風電為790萬千瓦、光伏為300萬千瓦。目前8+3規劃僅明確了各州/市總量，下一步各地能源主管部門將負責制定年度建設方案、優選項目業主。

從規劃文件來看，篩選標準中包括了“風電單機裝機規模不低于3兆瓦、光伏組件轉效率不低于20%”的技術標準、“鼓勵試點采用化學儲能、電制氫等輔助電力服務設施”、“原則上每個獨立市場主體的項目建設規模不得超過規劃項目規模總量的15%”等常規操作，門檻并不算高。但時間要求相對緊迫，規劃要求2020年內開工建設一批項目，2021年底分期分批建成，2022年前全部建成投產，結合當前存量路條搶裝和北方基地的新增形勢來看，存在一定難度。

所謂平價，回報幾何？

從資源和裝機規模來看，8+3規劃項目極具發展潛力。但具體到項目投資回報，還要算過才知道。

結合規劃披露的相關造價及發電量數據折算，規劃風電項目預計平均發電能力在2671小時左右，光伏項目年均發電預計為1367小時左右。基于是否分攤接入系統費用，風電光伏項目的造價預計在6899-7316元/kw和3900-4300元/kw之間。以下將按照不分攤接入系統費用進行測算。

表1 規劃項目折算造價及發電小時數據

關于電價，規劃將項目電價從時間維度劃分為兩段（10年+10年），同時鑒于風電光伏發電能力存在顯著差異，又做了區別對待：

光伏項目發電小時偏低，前10年全額平價上網；后10年項目業主可延續前10年量價消納機制，也可自主選擇參與市場化方式消納。

風電項目后10年描述與光伏一致，前10年在枯平期和汛期分別采取了“保障+市場”的階梯電價。

表2 規劃風電項目前10年各階段電價

根據今年3月云南省發改委印發的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的實施方案》，云南電網統調燃煤發電機組基準價為0.3358元。但是，在以水電為主力電源的云南，所謂“平價”，定義和實質執行的確定性還需深究。

作為電改排頭兵，云南省的風光項目早在2016年就開始參與市場化交易，根據《2020年云南電力市場化交易實施方案》，枯平期風電、光伏電廠需參與市場化交易；汛期風電、光伏電廠不直接參與市場化交易，而是按照月度連續掛牌交易集中撮合階段成交均價結算。所以，存量風光項目實際上全年均需執行交易電價。

根據昆明電力交易中心披露的數據，過去三年，云南省平均交易電價在0.10-0.25元/kWh之間波動，2019年年均電價為0.18元/kWh，目前風電光伏項目實際年均月結電價也在這一水平。

圖3云南省歷年月度交易價格

對于規劃光伏項目來說，如果平價是嚴格執行火電基準價，且后10年電價機制不變（即20年0.3358元/kWh），在當前假設下，項目IRR預計在7.47%左右，整體回報可觀。但如果后10年被動采用了市場交易方式消納，以當前0.18元/kWh均值來計算（實際上考慮到技術進步可能進一步下降），則項目IRR將會顯著下降至5.24%，投資回報價值極為有限。

相比，風電項目前10年的電價設置更有一種“枯平期獲利、汛期貢獻”的意味，對項目業主在微觀選址和運營管理上提出了更高挑戰。

根據規劃電價原則，風電項目最佳管理方式應該是最大化枯平期出力，全額取得2000小時的火電基準價度電收益，如有可能應進一步增發，因為雖然電力交易中心并未披露過省內集中交易撮合“下限價格”，但肯定是低于“平均價格”的一個水平（以下測算假設下限價格為0.11元/kWh）。為此，枯平期超過2000小時以上電量的市場化交易電價可能會高于汛期500小時電量的撮合下限價格。

但是，從風資源季節性波動角度來看，如果要在11-5月之間的7個月發電超過2000小時，年發電能力預計要在3000小時以上，顯著高于目前規劃測算的風電項目平均發電能力。為此，風電項目能否實現預期回報，要需要主機廠家、業主共同的努力與驗證。

由于有1/5發電量電價偏低、經營期假設偏短5年、且后期運維費增長高于光伏等因素，規劃風電項目投資回報整體低于光伏。在后10年電價不下調的情況下，項目IRR預計為6.61%，如后10年電價進一步下調，則項目IRR僅為5.00%。

表3 規劃風電光伏項目投資回報測算

低利率環境下，項目投資回報下降在情理之中。能夠取得低于項目IRR的融資成本，是業主參與規劃項目競爭的第一個門檻。

此外，基于以上分析，未來三年云南省用電量能否實現年均9.45%以上的增長、規劃項目后10年的電價選擇權、以及風電項目執行火電基準價電量的月度分布及可實現性，都將對項目投資回報產生重要影響，還需要投資人謹慎判斷。