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云南省燃煤标杆电价为0.3358元/kWh。2023年12月，云南省发展和改革委员会、云南省能源局下发《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》，根据省能源局会同云南电网公司认定的项目全容量并网时间，据此执行光伏项目上网电价：
根据昆明电力交易中心发布的《云南电力交易月报》公布的2024年1月-4月云南省内清洁能源平均成交价数据，经测算，其月内新能源度电价格变动如下：
云南枯水期为1月至4月，在此期间，水电资源短缺，因此电价相对丰水期及平水期较高。即便如此，光伏电价仍较燃煤发电基准价低。2025年1月，国家发改委、能源局颁布《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》，要求光伏发电项目上网电量原则全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。该情形下，将进一步加大光伏项目上网电价的不确定性。
根据国家能源局发布的《2023年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，云南省光伏并网消纳情况为：2022年实际利用率95.5%，2023年实际利用率99.4%。然而，仍有部分区域存在电力不能就地平衡、需要外送的情形。由于云南水电调节能力不足，具备调节能力的大型水电稀缺，且火电装机占比低（约15%），随着新能源装机量的大幅度增加，区域内局部地区阶段性弃光现象可能进一步加剧。
经分析存量光伏项目发电量数据，造成发电量不达预期现象的主要因素可以概括为：（1）选址因素，包括场址地形、海拔、气候（雨、雪、云雾）；（2）设计因素，包括设备选型、组件布置、集电线路设计、接入系统设计。（3）仿真软件因素，光资源测算软件及发电量测算软件数据失真。（4）运维因素。云南区域内海拔高差较大，地形、气象、复杂，即便同一个投资人投资建设的两个相邻的光伏项目，设备选型及设计方案基本一致，但是由于场址内地形不同、海拔不同，其发电量（取逆变器处发电量数值）也会有较大差异。经分析，在该区域，光资源因素是影响光伏项目发电量首要因素，在叠加上述其他众多因素的基础上，项目往往会出现发电量不达预期情形。
云南省2021年完成第三次全国国土调查结果，2022年完成“三区三线”划定，2023年省发展和改革委员会、能源局发布《关于进一步规范开发行为加快光伏发电发展的通知》，建立光伏资源“一张图”、“一个库”，要求各州（市）根据新的“三区三线”和年度变更调查成果开展光伏发电资源的全面排查，按照“集中连片、整体推进、经济可行”的原则提出项目。目前，云南成为众多光伏企业投资热土。
实际上，受制于地形、地类等因素，云南区域实际可供光伏建设用地极为稀缺。因此，项目前期开发中，经常出现如下情形：
因涉林地、草地、园地导致审批期限长及投资增加。为取得上述土地，需办理林草使用手续，因其审批期限较长，极易导致并网时间延期，最终导致电价滑坡至下一个区间。另一方面，在承担租赁费的同时，还增加了森林植被恢复费、草原植被恢复费等税费。实践中，即便不考虑青苗补偿及林果补偿，园地租赁费用通常也较一般农用地高2-3倍，导致投资成本大幅增加。
因场址分散造成投资增加、施工及运行期管理难度加大。调研中发现，为避免敏感因素，云南区域内光伏发电项目前期阶段多采用“插花式”选址，布置光伏组件。
然而，仍有项目光伏场区分散为多个不相连地块，各地块距离甚至达到20公里以上，以35kV电力电缆（3×240）为参考，仅此项的设备费及安装费就增加约600万元。
施工及运维工作中，需要协调沿线各类资源，其难度可见一斑。
