作为实现“双碳”目标的重要力量,以光伏为代表的新能源产业迎来快速扩张，行业整体景气度持续提升。但产业链短期内供需错配导致的成本上涨，让下游电站投资成本大幅增加。
为此，全国人大代表、阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤在接受记者采访时表示，尽快完善光伏发电价格形成机制，并建立光伏电站储能系统价格机制，推动光伏行业健康可持续发展。
近年来，在一系列政策支持下，我国可再生能源实现快速发展，技术水平不断提升，成本持续下降，已全面实现无补贴平价上网，成为我国能源结构转型的重要力量。截至2021年年底，我国可再生能源装机规模突破10亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，连续多年稳居全球首位。
但，2020年下半年以来，多晶硅价格一路上涨，加之光伏产业链其他材料、设备的上涨，此外光伏电站还普遍要求配置一定比例的储能系统用以辅助并网，增加了光伏电站的投资。
曹仁贤说，总体看，光伏电站的发电成本增加了20%-25%，由于光伏上网电价已执行各地燃煤基准价而且偏低，在产业链全面涨价的情况下，导致光伏电站投资回报率急剧下滑甚至亏本。
因此，曹仁贤建议，按照《可再生能源法》，根据光伏电站当期成本和合理收益厘定新建项目上网电价，加快推进光伏开发利用，保障双碳目标如期实现。
具体而言，要核定新建光伏电站保障性收购价格。建议根据各地区光伏电站度电成本加合理收益核定新建项目保障性收购价格，每年核算1次，有重大变化适时核算调整，和各地煤电价格脱钩。同时，进一步加快推进绿电交易市场，加快推进绿电交易市场走向成熟，适时建立配额制的强制绿电交易市场，释放绿电供需双方发展潜力。
此外，曹仁贤说，现阶段要求光伏电站配置一定比例储能系统具有一定合理性，但是由于没有建立储能系统成本疏导机制，光伏电站上网电价也未体现储能辅助服务及可控容量等价值构成部分，导致光伏电站投资回报率不高。
他建议，对于发电侧配置储能的项目，由各省电网公司根据当地电网情况，每年核定一次储能配置比例，价格主管部门每年核定一次储能成本价格，并将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中;对于电网侧储能项目(或者共享储能项目)参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率。
(责任编辑：韩梦晨)
