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发布：2026-05-20 · 事件：2026-05-20 18:02:26

2026年以来，云南多个市县完成了一批风、光指标的优选，规模超 6GW ，皆为 2025 年下发的新能源指标。与以往不同的是，风电指标成为投资商在本轮竞争中争夺的焦点，各方给出的资源费报价差异较大，最高甚至达到了 0.7~0.8 元 / 瓦。 光伏們咨询了数位长期深耕于云南新能源市场的开发人员后了解到，近期云南确实涌入了一批开发投资企业。但与“十四五”不同的是，投资企业甚少参与到光伏指标竞争，只有具备天然资源或者资金实力丰厚的少数企业仍在投资光伏电站，资源竞争更多的集中到了风电。

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2026年以来，云南多个市县完成了一批风、光指标的优选，规模超 6GW ，皆为 2025 年下发的新能源指标。与以往不同的是，风电指标成为投资商在本轮竞争中争夺的焦点，各方给出的资源费报价差异较大，最高甚至达到了 0.7~0.8 元 / 瓦。 光伏們咨询了数位长期深耕于云南新能源市场的开发人员后了解到，近期云南确实涌入了一批开发投资企业。但与“十四五”不同的是，投资企业甚少参与到光伏指标竞争，只有具备天然资源或者资金实力丰厚的少数企业仍在投资光伏电站，资源竞争更多的集中到了风电。 在此前光伏类似的是，在风电投资领域， 随着竞争加剧， 过高的资源费与投资集中度正在放大电价下行与项目收益的风险。 实际上，这种现象既非首次也非个例， “十五五”首年，在新能源全面入市的推动下，风电与光伏的冷热分化、投资商与地方政府的博弈正不断加深。 30GW 风、光指标业主详情 2025 年，云南省先后下发了 3 批新能源指标，规模总计约 43GW ，其中光伏指标约 31GW 、风电指标约 11.83GW 。截止到目前为止，已经确定业主的指标规模则在 30GW 左右。 从获取的指标总规模来看，华能以近 9GW 的规模断档领先各个企业，其次是中广核、云南能投、大唐、华电、华润、国家电投、中煤 等，规模均达 1GW 以上。 需要指出是，此前有部分投资商曾中标云南多个光伏项目的指标，但最终放弃，部分市县的指标更是经历了二轮、三轮优选。从 2026 年一季度的优选情况来看，此前曾主动放弃指标的投资商已经重新开始参与云南新能源指标的竞争。 对此，前述开发人员表示， “十四五”期间云南引进了大量光伏制造业，涉及硅料、电池、组件、边框等各环节，这些产业背后配套了大量的光伏电站指标。 从部分市县的竞配结果来看，多个光伏指标往往以央国企 + 民营企业的方式中标，其核心就是产业配套绑定。有制造企业告诉光伏們，某央企在云南布局了超 10GW 的风、光项目，但需要该企业来进行产业配套，即电站指标归央企，但其采购的相关设备则指定由配套的企业来提供。 根据日前云南 2026 年省政府工作报告显示，硅光伏产业链产值在 2023 年就突破千亿元，“十四五”期间年均增长值达 30.4% 。 飙涨的风电资源费 尽管云南 “十四五”期间已经 下发了超过100GW的风、光指标，但受限于土地、接入等，仍有部分指标难落地，这形成了一定规模的指标拖欠。 从136 号文下发到各省细则落地，云南以0.33元/度的机制电价，位居全国前列。据了解，目前云南市场化交易电价约在 0.24 元 / 度， 投资企业一般是按照 机制电价、现货电价各 50% 的进行电价测算。 根据正泰电器披露的 2026 年一季度光伏电站经营数据显示，其在云南区域的光伏电站上网电价为 0.26 元 / 度，高于 2025 年各个时间段的上网电价。 尽管如此，但有云南的电站投资方指出， “云南的光伏限电率已经从此前的 10% 左右上涨到 30% ，光伏电站收益率很难过会”。另外，由于光伏在电力市场中捕获高电价的能力相对较弱，综合各种因素，2026年以来开发商更倾向于风电项目的开发，央国企扎堆涌入风电领域使得其资源费也水涨船高。 光伏們在2025年下半年调研西南区域的新能源开发情况时了解到，彼时风电项目的资源费尚在 0.25~0.35 元 / 瓦左右，但在今年云南某州的风、光竞配中，部分开发商最高给到了 0.7 元 / 瓦的资源费。 “现在跑风电项目的人太多，资源费也是乱许诺，有给四五毛的，就有人敢给五六毛，至于项目最后能不能做不确定。拿不到项目的拼命抢指标，拿到项目的收益算不过来开不了工。”前述开发人员坦言。 光伏們了解到，根据云南的开发规则，风电开发需要道路前置，这一条件是此前投资企业更偏向于开发光伏项目的关键，这导致投资商在不确定能否获得指标的情况下需要先承担“修路”的非技术成本。但随着电价、限电等客观条件发生变化，风电重回投资“热榜”。 从云南 2025 年三批新能源指标的风、光占比来看，此前风电指标占比不足 10% ，在 2025 年第二批以及第三批下发的新能源指标中，风电指标占比已经从 21% 上升到 45% 以上。 事实上，新能源全面入市后风、光开发热度的两极反转看似 “程序正确”，但投资商扎堆的同时，也在推高资源费，这也导致项目未来的收益风险被放大，进而难落地。 前事不忘，后事之师 自新能源全面入市后，风、光开发热度转向几乎体现在各个省份的新能源指标分配中，云南当前的境况既非首例也非个例。 此前，有广西的投资商告诉光伏們， “十四五”初期，广西风电指标的资源费中位数尚在 0.5 元 / 瓦左右，但随着后期进入新能源投资的央国企越来越多，投资商扎堆广西风电项目开发，资源费开始不断拔高，最高达到 1 元 / 瓦。 然而，广西在 2024 、 2025 年先后进行了两轮新能源上网电价的调低，这使得此前许诺高昂资源费的项目难以落地，已经落地的项目则面临着收益的下降。在 136 号文落地后，部分项目项目甚至面临亏损的境地。 而云南当前的境况则与广西非常相似，投资商为了拿到指标许诺超出合理范围的资源费，后续一旦面临电价波动，其项目落地可行性以及收益都将面临巨大风险。 需要警惕的是， “十四五”期间光伏开发热度飙涨也曾推动资源费的飙涨， 1 元 / 瓦的配套费屡见不鲜，但过高的集中度不仅压缩了投资商与地方政府博弈的空间，新能源尤其是光伏装机占比的提升，也导致其交易电价大幅下滑。长远来看，合理的装机规划，才能保障新能源的持久健康发展。 风电资源费的飙涨，是市场对新能源全面入市的应激反应， 136 号文的初衷不仅仅是推动新能源入市节奏，也意在挤压非技术成本空间，但从当前的情况来看，后者目标并未达成。 会议通知： 在全面进入电力市场的背景下，新能源不保量不保价的形势愈发严峻，电价下滑、限电加剧成为2025年新能源电站资产运营中面临的最大挑战。另一方面，随着新能源装机占比进一步提高，来自运营层面的考核规则越来越严苛。基于风光电站出力的不稳定性以及预测难度较高等原因，加上电力市场下的新能源出力曲线与负荷匹配等问题，行业对于新能源场站主动配储带来的运营价值，逐渐达成共识。 2026年6月12日， 新能源主动配储与一体化运营培训研讨会 将在山东济南举行，针对集中式风光场站、分布式光伏，从政策机制、解决方案、收益模式、应用实例等方面展开深入分享，以期在市场变革期，为行业从业者提供具有操作性的建议。 （扫描文末海报二维码报名参会）