光伏项目如何应对消纳送出/电价政策风险？云南能投：储能！

8月15日，云南能投披露光伏发电项目投资风险分析。其中提到：

电力消纳和送出方面的风险

由于新能源电源大比例快速发展，本地负荷发展和配套电网送出能力不足等原因，可能产生电力市场消纳的风险。本项目考虑部分电力在会泽县内消纳，盈余部分送往曲靖主网。本工程装机容量为50MW，根据目前周边电网输送能力，存在送出受阻的风险。

主要应对措施：在构建新型电力系统的要求下，云南省正通过加快新型储能建设、机制创新、区域协同等方式逐步缓解调峰矛盾，促进新能源项目接入和消纳问题的改善，预计未来随着新增储能、电网结构的不断优化，政策的不断完善，项目的消纳风险可能会逐步缓解。项目消纳风险最终体现在弃电比例的上升，上网电量的减少和盈利能力的减弱。为此，项目实施过程中一是做好全过程成本控制，二是关注政策的变化，特别是绿电直供等政策的调整优化以及对项目消纳的改善。

电价政策风险

新能源开发政策风险主要是电价无法达到预期导致收益率下降的风险。2025年1月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，通知以2025年6月1日为新老项目电价结算划断的节点，将在此之前投产的新能源项目作为存量项目，在6月1日之后投产的新能源项目作为增量项目，分类实施机制电价政策。通知的发布标志着新增新能源项目“固定电价”时代的结束，全面进入电价市场化的发展周期，因云南省尚未出台具体的实施方案，故目前暂无法准确预测该项目未来的电价情况；电价进入全面市场化，也无法预测我省电价的变化情况。电价的不确定性会导致项目盈利能力方面的风险。

主要应对措施：一是持续跟踪我省实施方案，特别是关于机制电价、市场均价、实际成交价、结算机制的出台；二是采取倒排工期、调度等措施加快项目建设力争尽快投产；三是提升电力市场化精准交易能力，建立和培养发电预测和市场化交易团队，提高发电预测精度和报价策略的能力，统筹发挥公司发电、负荷、储能等项目的整体优势，提升新能源项目的电价；四是强化省内电力市场供需平衡的研究，指导增量新能源项目的获取和机制电量的申报；五是加强与电网公司的协调和沟通，积极争取电网对市场化交易的支持；六是考虑到低成本电量将在机制电量申报和交易过程中占据优势，全过程降低度电成本将是未来新增项目高质量发展的关键，公司将持续做好各环节的成本控制工作，包括：严控投资成本，项目投产后利用集控中心提升管理效率等措施最大程度降低经营成本，充分发挥公司投融资能力降低融资成本等。