编者按：根据相关测算，全国31个省（市）“十四五”期间规划新增风、光装机共约8.7亿千瓦。若各省规划目标均能实现，那么到2025年，全国风、光装机累计容量将达到14亿千瓦，提前五年实现2030年风、光装机超过12亿千瓦的总体目标。

风电发展迈向快轨道。但快速推进的过程中，面对的问题、场景也越来愈复杂，包括多样化非技术成本、生态环保、配储、消纳、电力交易······各省实际情况不一，风电发展推进情况、所遇问题也不相同。

对此，记者拟设立各省风电发展专题，通过梳理各省风电项目推进现状、所遇难题、未来工作重点等情况，为行业提供一份参考。

日前，四川省发改委、能源局发布《加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则》，就新能源资源配置条件做出界定。

自去年底，四川开始在电源多能互补上加强管理，多次在文件中强调激励配置资源。四川“十四五”预计新增风电装机473万千瓦。根据在建、核准项目推算，未来3年基本可以达到预期目标。

四川省是用电大省。2022年7-8月，四川面临历史同期最高极端高温、最少降雨量、最高电力负荷的“三最”叠加局面，电力保供遭遇严峻挑战。“四川去年出现电力保供告急情况。为加快建设，相关主管部门把部分条件比较好的风电项目，形成名单，要求今年年底前必须完成并网。”业内人士告诉记者。

在新能源项目开发上，四川某州2022年曾出现过需缴纳3分/度乡村振兴基金现象。现在四川开发商主要关注点在，省市县能否政策执行一致，有效控制项目开发非技术成本，以及电价政策不断调整带来的收益不确定性。

加快项目推进，着力加强电源多能互补性

在全国风能资源版图上，四川是四类资源区。与东北、华北和西北地区相比，四川的风力资源并不占优势。根据初步估算，四川省的风能资源理论开发量是4850万千瓦，在当前设备技术水平和经济收益水平下，初步估计全省风能资源实际可开发量超过1800万千瓦。处于中等水平。

注：折线图中标数字部分为四川利用小时数

四川发展风电，除了风资源可开发量和储备量有限外，成片成规模开发的资源也不多。据记者了解，四川的风资源主要集中在凉山、攀枝花地区，广元、绵阳、泸州、雅安等盆周山区也有零星分布。四川的风能资源主要为中低风速，形式上以集中式风电为主。

根据“十三五”投产情况、省风能资源规划、能源需求，以及国家的非水可再生能源指标等综合因素考量，四川省在《“十四五”电力发展规划》中明确，预计到2025年，四川省光伏发电、风电装机分别新增2004万千瓦、473万千瓦，分别达2200万千瓦、1000万千瓦以上。

“以四川为代表的西南地区，地形条件较为复杂，风能资源可开发区域主要集中在山脊、峡谷和高原地区。部分区域风电场海拔较高，交通条件相对较差，道路成本较高。而且四川雨季太长，再叠加风机大兆瓦，项目运输、建设挑战进一步加大。”业内人士称，“此外，风电项目推进过程中，可能会因为国土三调图与林业没有共用一张图，影响用林用草手续办理进度。”

“四川风电竞配是州市先报方案、省里列规划。风电项目核准前，很多项目前期因素都已排查完毕。地形、雨季、包括冬天雪冻等可能影响因素，在项目排产时都会考虑在内，尽可能错开。”另有业内人士表示，“可能影响风电项目推进进度的因素包括竞配时间不确定，电网建设等。有一些项目资源上已具备开发条件，可能会因为上述原因影响项目建成投产。”

“但总的来看，四川风电项目建设推进进度应属于正常水平。”截至2022年12月，四川风电项目装机约7.9GW。“后3年按照政府部门的规划，基本可以达到目标。”业内人士称。

“四川省电力系统呈现明显的源、荷分离特性。规模化新能源开发亟需探索实施路径，实现从水电大省到清洁能源示范省的转型升级。”业内人士表示，当下，四川省正在着力加强电源多能互补性。四川省水电装机占全省装机总量的78％，风光等新能源装机占6％，具有顶峰兜底作用的火电装机仅占16％，水风光占比高、“靠天吃饭”特征明显，加之龙头水库电站建设缓慢，省调水电机组装机中径流式电站占66.4%、季以上调节能力的水库电站仅占33.6%，“丰余枯缺”矛盾十分突出。天然气资源优势未得到充分发挥，气电建设缓慢；受资源禀赋和运输通道制约，煤电装机占比持续降低；同时，极端情况下火电不能弥补水电出力不足带来的电力缺口，抗风险能力需进一步增强。

根据《四川省电源电网发展规划（2022-2025年）预测，到2025年四川省最大用电负荷将达到8900万千瓦、全社会用电量为4870亿千瓦时。同比2022年全省全社会用电量3447亿千瓦时，压力不小。

为加快规划建设新型能源体系，推进有调节能力水库电站及煤电、天然气发电项目等顶峰兜底电源建设，提高极端情况下电力供应保障能力，根据国家新能源开发建设有关规定，结合省实际，在完善市场化配置资源的同时，统筹协调项目建设和新能源资源配置，2022年12月底，四川省发改委发布《加快推进多能互补电源建设激励措施》。

《措施》对有调节能力的水库电站就近配置新能源资源；支持火电+新能源资源配套开发；支持油气企业参与天然气发电+新能源资源开发；支持电力资源留川+新能源资源配置。

2023年4月26日，四川省发改委发布的《四川省光伏、风电资源开发管理办法》征求意见表示，集中式光伏、风电项目的资源开发权通过激励和市场化两种方式授予，优先实施激励配置资源。激励方式授予开发权执行《加快推动多能互补电源建设的激励措施》及其实施细则。

电价政策不断调整，向“保量保补不保价”转变

上述《开发管理办法》还表示，采用多评价因素进行综合评价优选项目法人，评价因素主要包括企业能力、技术方案、开发进度、利益共享以及当地经济社会融合发展要求等。

四川省鼓励采用“1+N”（即通过光伏、风电资源开发，带动当地产业（农业、林业、牧业、渔业、旅游业、制造业等）发展、生态环境治理、乡村振兴等）融合发展模式，以综合评价方式优选确定项目法人。

“在以往项目配置过程中，某些州市政府存在利益共享，或者产业融合贡献的诉求，在竞配文件中出现过增加企业负担的相关要求。”业内人士告诉记者。

为进一步规范市场秩序，推动省新能源持续健康发展，2022年10月16日，四川省发改委与能源局联合发布《关于风光资源开发建设有关事项的通知（川发改能源函〔2022〕875号）》表示，对企业反映的个别市（州）存在的不规范做法和不符合政策要求的违规行为，委（局）将会同有关部门按照有关规定提醒约谈。

除了非技术成本外，储能配置情况、电价水平也是新能源行业主要关注方向。

根据《四川省2022-2025年电源电网发展规划》，到2025年底，四川风电、光伏装机将超过3000万千瓦，约为2022年底的4倍。在加快建设新型电力系统背景下，随着大量风光项目投运，包括调峰、调频、备用在内的系统消纳成本将快速上升。

《发展规划》表示，规划建设“新能源+储能”设施，对新增风电、光伏发电项目，原则上按不低于装机容量10%、储能时长2小时以上，配置新型储能设施，为电源顶峰提供备份。“此前，四川已投产与在建风电项目没有强制要求配置储能。如果按此执行，企业要再斟酌测算具体增加成本。”业内人士称。

四川电力交易中心还表示，下一步工作将积极适应新能源“低边际成本、高系统成本”特性，加快研究完善新能源参与市场机制，进一步优化新能源保障利用小时数以外的电量与水电同台竞价机制。

四川最近几年电价政策变化很快。2022年12月底，四川省经济和信息化厅印发的《2023年全省电力电量平衡方案及节能调度优先电量计划》称，为有序推动新能源参与市场交易，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，促进可再生能源从“保量保补保价”向“保量保补不保价”转变。

根据四川省风光规划建设发展和电力市场的实际情况，2023年风电、光伏机组（扶贫光伏除外）优先发电由保量保价和保量议价两部分构成，其中保量保价部分全部为丰水期电量，风电项目利用小时暂按800小时确定，光伏项目利用小时暂按600小时确定。保量议价部分按2023年省内电力市场交易总体方案相关要求参与省内市场。

根据四川省经济和信息化厅等四部门发布的《四川省2023年省内电力市场交易总体方案》，风电、光伏发电企业优先发电量以外的电量，须直接参与电力交易。电力用户在打捆购入非水电量后，其余电量通过直接交易购入风电、光伏市场电量的交易方式与水电相同。风电、光伏市场电量的交易电价参照水电交易电价的市场化价格机制形成，限价范围与水电相同。

“风电项目丰水期（5-10月；按经委节能平衡分）保量保价800h按401.2元/兆瓦时执行，保量保价以外的电量，须直接参与市场交易。今年四川来水不及预期，同时受大运会保供影响，5-7月四川主要水库还是蓄水为主，叠加外送缩紧，发电量减少，需求仍在增加，供需关系发生了变化，丰水期的价格大概率会提升，高于去年及以前弃水严重时接近地板价的市场交易价格。”业内人士告诉记者。

“预测丰水期（6-10月；按电网水期结算分）市场电价可到150元/兆瓦时左右，枯水期（1-4月，12月；按电网水期结算分）390元/兆瓦时左右；平水期（5月、11月；按电网水期结算分）260元/兆瓦时左右，风电项目全年综合电价可能会创历史新高。”业内人士表示，“但根据《四川省2022年电力电量平衡方案及节能调度优先电量计划》，当年风电优先发电由保量保价和保量议价两部分构成，风电项目保量保价利用小时暂按1800小时确定，丰枯比例为3.5：6.5。去年各种因素叠加下，省风电交易电价创历史新低。省电力供需情况发生变化，水电也会随着调整。风电、光伏参与市场化价格也会变化。不确定因素太多。今年风电价格实际推进情况，明年价格也不好说。”

也有业内人士表示，“根据这几年政策变化，可以大胆预测，保价小时数还会进一步降低。”