12月18日，云南省发改委、云南省能源局联合印发《云南省2023年第二批新能源项目开发建设方案的通知》(以下简称“通知”)。

通知表示共114个风光项目，装机1039.491万千瓦纳入方案，其中风电项目23个，装机209.895万千瓦;光伏项目91个，装机729.596万千瓦。

根据此前云南省对于风电光伏项目配置10%调节资源的要求，本次纳入方案的项目共需配置调节资源约1.04GW。

调节资源可以自建储能设施、租赁储能服务、购买燃煤调节服务的方式达成，否则上网电价将在清洁能源市场交易均价(2023年11月为交易平均价格为0.27612元/kWh)的基础上降低10%。

另外，今年6月，云南印发了第一批建设方案，共154个项目，装机1579.17万千瓦。至此，2023年云南已下发近26.2GW风、光指标。结合此前2021年、2022年的项目，近三年来云南省累计已下发76.77GW风光项目指标。

需要注意的是，除因配置调节资源不到位降低上网电价外，云南省在完善新能源上网电价政策中也表示仅部分上网电量可获得燃煤电价。2024年上半年全容量并网的光伏、风电燃煤上网容量比例分别为65%、50%，下半年并网的为55%、45%。

云南新能源项目面临着一方面大量新能源项目指标下发，另一方面以燃煤电价上网的电量比例降低的局面，这也意味着越来越多的项目需要从新能源市场化交易中获取收益。市场化交易意味着配置10%的调节能力或成为刚需，否则将面临市场交易均价的直接降低。包括储能在内的调节性资源，将获得一定的应用空间。

鼓励按装机10%配置调节服务通过自建/购买储能设施、购买燃煤调节服务达成

2022年底开始，云南陆续发布了系列政策，明确风电、光伏项目可按装机量的10%通过自建新型储能设施、购买共享储能服务和购买燃煤发电系统调节服务满足调节需求。

根据以上政策要求，本次纳入方案的项目共需配置调节资源约1.04GW。

其中值得一提的是，燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/kW·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。即燃煤调节容量租赁价格为154元/kW·年~286元/kW·年，对未自建或租赁、购买储能设施的新能源项目，实行电价打折政策，上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，以此鼓励新能源场站配套调节资源。

目前云南省尚未明确储能容量租赁价格范围，若按照燃煤容量价格进行简单推算，按2小时的储能系统折算到kWh租赁费，储能容量租赁费用区间则在77元/kWh·年~143元/kWh·年，与储能与电力市场此前统计的各地的容量租赁指导价(平均值为243.5元/kWh·年)相差较大。

购买燃煤调节服务对于新能源企业来说，在成本方面，较储能具有较大的优势。储能通过租赁获取收益的水平，存在较大不确定性。 降低风电光伏燃煤电价结算电量比例 24年H1光伏65%、风电50% 电站收益降低

12月14日，云南省发改委、云南省能源局联合下发《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》(以下简称“通知”)。通知表示2024年起，风电、光伏上网电量以燃煤基准价结算的比例将降低。其中：

2024年1月1日-6月30日全容量并网的风电项目月度上网电量的50%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。(50%执行燃煤基准价)

2024年7月1日—12月31日全容量并网的风电项目月度上网电量的45%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。(45%执行燃煤基准价) 而2024年光伏上网电量以燃煤基准价结算的比例由23年下半年的80%降低到了65%、55%。

据云南电力交易月报，2023年11月云南省的清洁能源交易平均价格为0.27612元/kWh。而云南燃煤发电基准价为0.3358元/kWh，结算比例降低，电站收益随之减少。 三年累计下发76.77GW风光项目指标 大规模助推市场化进程 今年6月，云南印发了第一批建设方案，共154个项目，装机1579.17万千瓦，综上2023年云南已下发近26.2GW风、光指标。

结合此前2021年、2022年的项目，近三年来云南省累计已下发76.77GW风光项目指标。 庞大的新能源项目推动下，市场交易进程加快，以新能源市场交易电价结算逐渐代替以燃煤上网电价结算是大趋势，同时随着光伏产业链成本的下降，光伏的度电成本随之走低，能够更好的适应市场进程，进而也为配建储能腾出一定的成本空间。 原文如下。

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20231221/83635.html