开发利用新能源！楚雄州北部4个县规划布局7个光伏发电项目

“十三五”以来
我省绿色能源产业发展取得了巨大成就
2019年
能源产业已跃升为我省第一大支柱产业

△ 洱源大佛山光伏电站

为进一步加快我省能源产业结构优化升级
促进清洁能源绿色高质量发展
延伸绿色能源产业链

积极培育新的增长点和动力源

近日
云南省发展和改革委员会、云南省能源局
联合印发
《云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划》
《关于在适宜地区适度开发利用新能源工作指导意见》

根据安排部署
在适宜地区适度开发利用新能源规划区域

包括昆明、曲靖、昭通、红河、文山、楚雄

6个州（市）的部分区域

该区域是我省适宜发展风电、光伏的重要区域

规划期为2020年至2021年

△ 规划项目区域分布图

一起来看看

未来我省将如何在这些地区

适度开发利用新能源

云南省在适宜地区适度开发利用

新能源规划

规划目标

为适应国家平价及低价上网发展趋势，结合我省电力市场化交易实际情况，规划风电及光伏发电装机目标为1100万千瓦，规划项目应满足平价、低价上网条件。

在我省东部及东南部石漠化、喀斯特地形地貌为主的区域，规划布局以近区消纳为目标的风电项目，风电规划装机目标为800万千瓦。

在金沙江干热河谷区域，规划布局以水光互补建设模式为主的光伏发电项目，规划装机目标为300 万千瓦。

本规划建设时期为2020—2021年。

规划布局

根据规划区资源分布、环境敏感因素及工程建设条件，本规划区规划建设新能源基地31个、总装机容量1090万千瓦。全部规划项目年平均上网电量约252亿千瓦时，枯水期年平均上网电量约171 亿千瓦时。

上述规划项目均布局于我省贫困县或非贫困县所辖贫困乡镇境内，可带动当地贫困人口就业，增加贫困群众收入，有利于巩固脱贫攻坚成果。

同时，避让了生态红线和自然保护区，避让了滇中城市群主城范围，避让了旅游地区，远离长江经济带规划发展区，没有布局在城市（城镇）面山区域，对滇中城市群及长江经济带未来发展无明显直接影响。

预期效益

发挥我省新能源资源优势，增加电力供给及枯期电力支撑，提高绿色能源发展水平，带动社会经济发展。

（一）投资效益

规划项目全部建成可实现项目总投资约707亿元，其中风电约545亿元、光伏约117亿元、接入系统约45亿元。

规划项目年平均上网总电量约252亿千瓦时，其中风电211亿千瓦时、光伏41亿千瓦时。年平均新增枯期发电量171亿千瓦时，可有效增加枯期电力电量供给。

规划项目实现了资源由分散化向集约化基地化开发转变。规划目标实现后，2025年我省绿色能源装机占比将提升至85%。

（二）社会效益

规划项目建设可带动我省社会经济发展，增加地方税收，增加贫困人口就业，带动第三产业发展，有利于进一步巩固脱贫攻坚成果。

规划项目年可节约火电发电标准煤约775万吨（折原煤约1085万吨），可减少二氧化碳排放约1738万吨，减少二氧化硫排放约3万吨，减少氮氧化物排放约4.3万吨，社会环境效益显著。

关于在适宜地区适度开发利用

新能源工作指导意见

工作目标

新增可再生能源发电装机容量1090万千瓦，其中，风电790万千瓦、光伏发电300万千瓦；

形成有效投资约700亿元，2020年内开工建设一批项目，力争2021年底项目分期分批建成投产；

绿色能源装机占比和发电量继续排名全国前列，年新增发电量约250亿千瓦时，其中：风电210亿千瓦时、光伏40亿千瓦时，新增枯期发电量170亿千瓦时，有效增加枯期电力供应；

规划项目集中布局于我省贫困县的比例不低于70%，装机容量占规划装机容量的比例不低于60%，进一步支撑巩固脱贫攻坚成果；

建成一批风电和光伏发电基地，延伸和完善新能源装备制造产业链。

布局与规模

严守生态环境保护底线，经严格评估，在石漠化、喀斯特地形地貌为主的区域布局风电项目，在金沙江干热河谷具备水光互补条件的区域布局光伏发电项目。

按照我省未来电力供需形势分析和经济社会发展要素配置需求，综合生态环境保护、旅游资源保护、土地利用等刚性约束条件，新增风电、光伏发电项目选址以及装机规模将通过严格评估、严格论证筛选，风电开发规模790万千瓦， 光伏发电开发规模300万千瓦。

发展模式

（一）无补贴平价和低价上网。按照国家关于风电、光伏发电项目建设管理事项等政策要求，新增新能源项目实行无补贴平价上网和低价上网，遵守市场交易规则，具体上网价格由电价疏导机制确定。

（二）集约化基地化开发。遵循发挥市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的理念，鼓励建设与运营模式的创新。采取集约化基地化开发的办法，突出“风水互济”、“水光互补”的区域特色，实现资源开发由分散化向集约化基地化转变，产业发展由单一型向综合型的转变。

（三）打造科技创新能源基地。采用新技术新设备，融合采用5G、大数据等先进技术。风电单机装机规模不低于3兆瓦，光伏组件转换效率不低于20%，打造科技创新风电、 光伏发电基地。

电价疏导机制

按照市场化原则和国家有关上网电价政策，建立动态的电价疏导机制。按照《国家发展和改革委员会 国家能源局 关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）精神，新增风电、光伏项目发电量全部由市场化用户承担，并按照国家统一安排适时推进绿色证书交易。

（一）前10年电价机制

1.风电上网电价机制。建立“保障+市场”阶梯电价机制， 即枯平期（1—5月，11—12月）和汛期（6—10月）确定上网电价的电量保障发电企业合理收益，其余电量上网电价由市场形成。其中，为鼓励新能源电站合理安排检修计划等增加枯期发电，枯平期发电量中，2000小时保障性收购电量执行燃煤发电上网基准电价；汛期发电量中，500小时电量部分执行2020年省内集中交易撮合下限价格；为发挥市场配置资源决定性作用，枯平期、汛期超发电量上网电价在市场化配置资源中竞争形成。

2.光伏电站上网电价。光伏电站发电量全部平价上网，全额收购。

（二）后10年电价机制

项目业主可延续前10年量价消纳机制，也可自主选择参与市场化方式消纳。