9月30日，云南省發(fā)改委、能源局對外發(fā)布了《在適宜地區(qū)適度開發(fā)利用新能源規(guī)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(guī)劃容量與目前云南省累計風光裝機相當，根據(jù)規(guī)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(fā)展再填確定性砝碼。不過，由于生態(tài)環(huán)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(guī)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(fā)電小時數(shù)穩(wěn)定在2500以上，在全國各省中常年名列前茅。但由于環(huán)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(guī)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(jīng)過半年醞釀，目前發(fā)展規(guī)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(guī)劃詳解

從規(guī)劃來看，云南省重啟新能源發(fā)展，主要從兩個角度出發(fā)：

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(fā)出現(xiàn)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(fā)電結構矛盾。作為水電大省，云南省年均水電發(fā)電量占總發(fā)電量比例常年穩(wěn)定在80%以上，但是枯水季水電發(fā)電占比驟降，比如2020年1-3月，水電實際發(fā)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(jīng)形成。截止2019年，全年累計發(fā)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(xiàn)狀下，預期3年省內電力供求形勢出現(xiàn)逆轉，需要省內用電量超常規(guī)發(fā)展。規(guī)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(xiàn)的情況下，這一預測增速將主要依賴于高耗能產(chǎn)業(yè)轉移的進展，可實現(xiàn)性有待觀察。


圖2 云南省歷年發(fā)用電情況/億kWh

地區(qū)選擇上，云南省將新增規(guī)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(guī)劃地區(qū)屬于用電量大（全省用電量占比67%）而發(fā)電裝機少（全省發(fā)電裝機占比38%）的地區(qū)。到2025年，規(guī)劃區(qū)域用電量預計增加至2067億kWh，用電缺口進一步較大。而規(guī)劃裝機預計年均上網(wǎng)電量約252億kWh，其中枯水期年均上網(wǎng)電量可達171億kWh，占規(guī)劃地區(qū)2025年枯水期新增用電量36%。

從自然條件來看，區(qū)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(huán)境敏感因素相對較低。此外，區(qū)域內貧困人口基數(shù)大（貧困縣占比不低于70%），新能源投資有利于拉動當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展和鞏固脫貧。

具體到規(guī)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(guī)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(yōu)選項目業(yè)主。

從規(guī)劃文件來看，篩選標準中包括了“風電單機裝機規(guī)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(guī)模不得超過規(guī)劃項目規(guī)?？偭康?5%”等常規(guī)操作，門檻并不算高。但時間要求相對緊迫，規(guī)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(chǎn)，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(guī)模來看，8+3規(guī)劃項目極具發(fā)展?jié)摿Α５唧w到項目投資回報，還要算過才知道。

結合規(guī)劃披露的相關造價及發(fā)電量數(shù)據(jù)折算，規(guī)劃風電項目預計平均發(fā)電能力在2671小時左右，光伏項目年均發(fā)電預計為1367小時左右。基于是否分攤接入系統(tǒng)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(tǒng)費用進行測算。

表1 規(guī)劃項目折算造價及發(fā)電小時數(shù)據(jù)

關于電價，規(guī)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(fā)電能力存在顯著差異，又做了區(qū)別對待：

光伏項目發(fā)電小時偏低，前10年全額平價上網(wǎng)；后10年項目業(yè)主可延續(xù)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(guī)劃風電項目前10年各階段電價

根據(jù)今年3月云南省發(fā)改委印發(fā)的《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的實施方案》，云南電網(wǎng)統(tǒng)調燃煤發(fā)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(zhí)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(jù)《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(xù)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(zhí)行交易電價。

根據(jù)昆明電力交易中心披露的數(shù)據(jù)，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(guī)劃光伏項目來說，如果平價是嚴格執(zhí)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(yè)主在微觀選址和運營管理上提出了更高挑戰(zhàn)。

根據(jù)規(guī)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(fā)，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(jié)性波動角度來看，如果要在11-5月之間的7個月發(fā)電超過2000小時，年發(fā)電能力預計要在3000小時以上，顯著高于目前規(guī)劃測算的風電項目平均發(fā)電能力。為此，風電項目能否實現(xiàn)預期回報，要需要主機廠家、業(yè)主共同的努力與驗證。

由于有1/5發(fā)電量電價偏低、經(jīng)營期假設偏短5年、且后期運維費增長高于光伏等因素，規(guī)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(guī)劃風電光伏項目投資回報測算

低利率環(huán)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(yè)主參與規(guī)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(xiàn)年均9.45%以上的增長、規(guī)劃項目后10年的電價選擇權、以及風電項目執(zhí)行火電基準價電量的月度分布及可實現(xiàn)性，都將對項目投資回報產(chǎn)生重要影響，還需要投資人謹慎判斷。