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8月26—27日，《云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施方案》（云發改價格〔2025〕720號）（以下簡稱“《云南新能源電價市場化實施方案》”）及配套《云南省新能源參與電力市場銜接細則》《云南省增量新能源項目競價細則》《云南省新能源發電項目可持續發展價格結算機制差價結算細則》相繼出爐。9月9日，云南首個增量新能源項目競價公告也正式掛網。在“十四五”收官之際，約2000萬千瓦新增新能源正排隊入滇。云南作為南方區域首個正式出臺落實《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）實施方案的省份，回答了“存量怎么穩、增量怎么競”的問題，政策“發令槍”與項目“起跑線”同步到位，讓企業投資、銀行放貸、設備排產可預期，不少亮點值得業內關注。 2023年已建立存量項目 “市場補償+逐步退坡”價格機制 在136號文出臺之前，為穩定新能源發展預期，云南已經率先建立“全面入市+差價結算+逐步退坡+穩步疏導”的價格機制體系。在新能源全面進入電力市場的基礎上，在市場外建立差價結算機制，結合新能源組件成本下降等因素，根據全容量并網時間，將一定比例的電量從市場價格補償到燃煤發電基準價，并將差價資金逐步疏導到用戶側。可以說，云南政策已經基本具備136號文改革精神雛形。 （一）集中式新能源已全面入市。2016年起，云南就已經實施新能源上網電價與中央財政補貼分離的政策，推動集中式光伏、風電全面進入市場。其中，原執行燃煤發電基準價的部分直接參與電力市場、由市場交易形成上網電價或執行市場均價，并推動公平承擔相應調節責任，中央財政補貼繼續執行國家原制定標準。 （二）建立支持新能源發展的差價結算機制。2021年，國家全面取消可再生能源電價附加補助資金，云南市場價格以水電成本為基準形成，新能源全部進入市場后難以與水電同臺競價。為穩定新能源發展預期，2023年以來，云南連續出臺新投光伏、風電上網電價政策，發布了《關于云南省光伏發電上網電價政策有關事項的通知》（云發改價格〔2023〕319號）等多份文件，錨定燃煤發電基準價建立差價結算機制，并充分考慮成本下降等因素，對電量保障規模逐步退坡，即根據新能源項目全容量并網時間，逐步降低差價結算的電量比例。 在集中式光伏方面，2021年1月1日—2023年7月31日全容量并網的，月度全部上網電量在清潔能源市場交易均價基礎上差價結算至云南省燃煤發電基準價（0.3358元/千瓦時，下同）；2023年8月1日—12月31日全容量并網的，月度上網電量的80%差價結算；2024年1月1日—6月30日全容量并網的，月度上網電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網的，月度上網電量的55%差價結算。根據《云南新能源電價市場化實施方案》，2025年6月1日前全容量并網的存量新能源項目按現行政策執行。具體如下： （三）穩步將電費差額疏導到電力用戶。在建立“差價結算+逐步退坡”政策的基礎上，對2023年5月1日—12月31日新能源市場交易均價與執行燃煤發電基準價之間的差額，15%由工商業用戶月度用電量超過年度交易當月簽約電量的部分按電量等比例承擔，用戶分擔金額不超過0.02元/千瓦時。2024年起，新增合規新能源項目全電量參與電力市場，并按市場規則交易及結算，上網電價超過市場均價的部分由全體工商業用戶按用電量比例分攤，推動用戶逐步適應分攤費用，避免用戶電價大幅波動。 從近年能源發展數據看，云南新能源政策兼顧保供應與穩價格，有效促進了新能源項目加快投產發電。2023年，云南全省新投新能源裝機2086萬千瓦，同比增長140.5%；全年新能源發電量410億千瓦時，同比增發148億千瓦時，增長56.5%。2024年，云南新投新能源3856萬千瓦，同比增長84.8%，新能源總裝機達5394萬千瓦，占總電源的35.5%，全年新能源發電量737億千瓦時。截至2025年6月底，云南全省新能源裝機6771萬千瓦，其中風電裝機1687萬千瓦，光伏裝機5084萬千瓦，新能源已成為第二大電源。 穩定增量項目預期，承前啟后 推動新能源高質量發展 《云南新能源電價市場化實施方案》不僅嚴格落實國家要求，在梳理明確存量新能源市場化價格政策基礎上，很好地兼顧了“電廠與用戶”、“歷史與未來”。配套細則和首次競價公告充分考慮到了未來光伏組件成本變動情況和省內電力供需形勢，對首次競價的增量項目（2025年6月1日—2025年12月31日全容量并網項目）合理制定競價有關邊界，具有以下幾個特點： 一是設置分段競價機制。充分借鑒電力市場理論，引入增量項目分段競價機制，要求競價企業將申報電量進行拆分，從低價開始逐段提高價格申報競價電量，從而避免競價項目惡性競爭，影響項目可持續發展。 二是考慮風電光伏成本差異分類施策。區分項目類型、根據項目成本差異合理設置競價下限，光伏和風電下限設為0.22元/千瓦時和0.18元/千瓦時，并分別設置機制電量規模、單個項目機制電量比例，分類型確定市場交易均價，支持各類新能源公平高質量發展。 三是機制電量總規模較存量適度擴大。機制電量總規模為光伏上網電量的60%，風電上網電量的50%，分別較存量項目規模提高5個百分點。明確按全部上網電量的比例確定單個項目機制電量，未設置電量規模上限，促進企業穩發多發。 四是適度控制競價項目競爭程度。將單個光伏、風電項目申報電量上限分別設置為75%和65%（競價充足率約為1.1），既落實國家關于新能源項目機制電量和電價必須市場化競爭形成的要求，又在《云南新能源電價市場化實施方案》實施初期適度控制競爭激烈程度，避免出現項目無序競爭局面。 五是機制電價執行時限較長。云南設置增量項目機制電價執行期限為12年，給予項目更長的價格保障時間。 云南實施方案不僅從“穩存量”過渡到“促增量”，從集中式到分布式、從現貨到綠電、從價差結算到退出通道，把可能遇到的堵點、痛點、風險點全部“預裝”進政策，通過制度創新鞏固“西電東送”大后方，也兼顧市場活力，吸引硅棒、電池片、數據中心等下游產業加速落地。 |
