自2006年《可再生能源法》實施以來，我國通過征收可再生能源電價附加的方式籌集資金，對可再生能源發電上網電量給予電價補貼，有力支持了我國可再生能源行業的快速發展。截止到2021年底，我國可再生能源裝機規模突破10億千瓦，風電、光伏發電裝機均突破3億千瓦，連續多年穩居全球首位。同時，在規模化應用的過程中，光伏發電、風電等可再生能源發電技術水平不斷提升，成本持續下降，已全面實現無補貼平價上網，成為我國能源結構轉型的重要力量。

2020年下半年以來，多晶硅價格一路上漲，加之光伏產業鏈其他材料、設備的上漲，另外光伏電站還普遍要求配置一定比例的儲能系統用以輔助并網，增加了光伏電站的投資，總體看光伏電站的發電成本增加了20%-25%，由于上網電價已執行各地燃煤基準價而且偏低，導致光伏電站投資回報率急劇下滑甚至虧本。

2021年5月，國家發改委印發《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》，明確提出完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制、建立新型儲能價格機制等“十四五”時期價格改革新任務。《可再生能源法》規定“可再生能源發電項目的上網電價，由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整”。事實上光伏電站成本與各地煤電價格無關，其度電成本，取決于光照強度、初始投資、息稅及非技術成本，這個成本可能會高于或低于當地煤電價格，煤電價格本身也是波動的，所以將煤電價格作為光伏電站上網電價是不科學的，也有悖可再生能源法精神。因此，按照《可再生能源法》，根據光伏電站當期成本和合理收益厘定新建項目上網電價，加快推進光伏開發利用，保障雙碳目標如期實現，已是當務之急。在此，提出以下建議：

一、盡快完善光伏發電價格形成機制

1、核定新建光伏電站保障性收購價格

建議根據各地區光伏電站度電成本加合理收益核定新建項目保障性收購價格，每年核算1次，有重大變化適時核算調整，和各地煤電價格脫鉤。光伏電站所發電量全額保障性收購，合理利用小時數內電量，上網電價執行保障性收購價格，并確保當期發電價格20年不變，過合理利用小時數的電量可參與市場交易，由市場機制形成價格。

2、進一步加快推進綠電交易市場

2021年9月，綠電交易試點啟動，電力用戶可以直接與新能源發電企業交易，以市場化方式引導綠電消費，體現了綠電的生態價值。但是，當前綠電交易仍以自愿交易市場為主，存在交易量小、交易價格低等問題。從美國成熟綠電市場建設的歷程來看，配額制的強制交易市場和自愿交易市場并行將是綠電交易市場未來發展的趨勢。因此，建議加快推進綠電交易市場走向成熟，適時建立配額制的強制綠電交易市場，釋放綠電供需雙方發展潛力。

二、盡快建立光伏電站儲能系統價格機制

現階段要求光伏電站配置一定比例儲能系統具有一定合理性，但是由于沒有建立儲能系統成本疏導機制，光伏電站上網電價也未體現儲能輔助服務及可控容量等價值構成部分，導致光伏電站投資回報率急劇下降。
建議對于發電側配置儲能的項目，由各省電網公司根據當地電網情況，每年核定一次儲能配置比例，價格主管部門每年核定一次儲能成本價格，并將儲能成本納入光伏電站保障性收購價格的成本核算中；對于電網側儲能項目（或者共享儲能項目）參照成本加合理收益的辦法核定調峰、調頻服務價格和利用率。

建議人：全國人大代表、陽光電源董事長 曹仁賢