本报记者 李佳佳 李贝贝 北京报道
2023年以来，各省纷纷出台电力市场交易实施方案，要求风光等可再生能源发电的存量与增量项目均须参与电力市场化交易。
根据各省可再生能源占比不同，入市比例要求不一，部分省份甚至要求100%参与市场化交易。然而，这些举措让可再生能源投资面临较大的不确定性，经常承担超额偏差电费风险，收益难以保障。
记者获悉，今年全国两会期间，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤提出了《关于稳定可再生能源发电电价的建议》，他表示，“建议相关部门加大对各省新能源电价政策的监管，定期组织核查，及时纠正各省新能源项目电价新政策有悖于原有政策的情况，促进新能源可持续投资。”
可再生能源投资收益难以保障
据了解，2019年，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。通知中明确了平价项目执行当地燃煤标杆上网电价，并签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），全额保障性收购稳定了投资者预期，对可再生能源市场规模扩大和发展起到了重要作用。
而2023年以来，各省电力市场交易实施方案的相继出台，要求风光等可再生能源发电的存量与增量项目均须参与电力市场化交易，甚至有的省份要求100%参与市场化交易。
曹仁贤对《华夏时报》记者表示，“可再生能源发电是一次性投资项目，其出力存在随机性、间歇性，也没有燃料等原材料进项，现行的电力市场交易机制主要针对常规火电机组制定，没有体现可再生能源发电特性。”
在曹仁贤看来，“与常规火电‘无差别’竞争，可再生能源投资面临较大的不确定性，经常承担超额偏差电费风险，收益难以保障。”他认为，这些措施与《中华人民共和国可再生能源法》精神相违背。
同时，国内绿电绿证交易尚未全面实施，可再生能源的低碳环保价值未得到兑现。在没有环境价值保障的情况下高比例参与电力市场化交易，可再生能源发电资产面临严峻的不确定性。
“由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入，企业按照项目投产时上网电价测定收益并做投资决策、偿还贷款、缴纳税费。”曹仁贤说。他认为，“在完备的电力市场机制建成之前，存量项目大比例参与电力市场化交易，电价必将发生波动，初始投资收益逻辑不能成立，也影响未来新增项目投资信心。”
稳定可再生能源发电电价
针对上述问题，曹仁贤提出了两方面建议：第一是稳定可再生能源发电电价。其中，他表示，建议针对存量可再生能源项目，严格执行国办函〔2022〕39号及发改能源〔2019〕19号的规定，按项目核准时国家及当地规定的上网电价签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），并确保项目所发电量全额上网。
针对2024年及以后的新建项目，曹仁贤建议每年根据各地区可再生能源项目度电成本加配套储能成本及合理收益原则核定当年新建项目的发电上网价格，和各地煤电价格脱钩，其中合理利用小时数内电量以核定电价签订购售电合同（不少于20年），超合理利用小时数外电量参与市场化交易。
曹仁贤还指出，相关部门加大对各省新能源电价政策的监管，定期组织核查，及时纠正各省新能源项目电价新政策有悖于原有政策的情况，促进新能源可持续投资。
曹仁贤提出的第二个方面建议是加快绿电绿证交易市场建设。他认为，“当前国内绿电交易仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等问题。配额制的强制交易市场和自愿交易市场并行将是绿电绿证交易市场未来发展的趋势。”
因此，曹仁贤建议加快完善全国统一的绿电绿证及交易管理机制，推进绿电绿证交易市场走向成熟，适时建立“配额制+绿证交易”制度，释放绿电供需双方发展潜力。
除此之外，记者了解到，为推动我国碳市场可持续发展，降低出口企业的碳税风险，稳定我国对外贸易的基本面，积极稳妥推进碳达峰、碳中和，曹仁贤也提出了三点建议。
曹仁贤表示，一是应扩大自愿减排交易覆盖范围，积极鼓励民间市场主体交易；二是要坚持碳市场制度的守正创新，进一步健全完善全国碳市场；三是应适度提高全国碳市场控排企业每年可使用CCER抵销碳排放配额清缴的比例，加强绿电、绿证与碳市场的衔接。
责任编辑：李未来 主编：张豫宁
