3月5日，十四届全国人大二次会议开幕。政府工作报告提到，2023年我 国新能源 汽车产销量占全球比重超过60%，电动汽车、 锂电池 、光伏产品“新三样”出口增长近30%。
光伏产品是我国可再生能源的代表之一。近年来，我国可再生能源获得了举世瞩目的发展成绩，截至2023年，我国可再生能源发电装机突破14亿千瓦，稳居全球首位。快速增长的装机量给电力市场交易增加了不确定性。为此，2024年全国两会期间，全国人大代表、 阳光电源 老总曹仁贤造成《关于稳定可再生能源发电电价的建议》。
可再生能源发电入市交易或扰动电价
曹仁贤介绍，2019年，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补助平价上网有关工作的公告》（发改能源〔2019〕19号），明确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（很多于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关键作用。
值得注意的是，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。
曹仁贤认为，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，也木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，因此与常规火电“无不同”竞争，可再生能源投资面临较大的不确定性，我们时常承担逾额偏差电费风险，收益难以保障。
“这些措施与《中华人民共和国可再生能源法》精神相抵触，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。”曹仁贤说，在没有环境价值保障的情景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。
在曹仁贤看来，由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入，企业根据项目投入生产时上网电价测定收益并做投资决策、偿支付贷款、缴纳税费。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，电价势必发生波动，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。
建议推进绿电绿证交易市场走向成熟
鉴于上述情况，曹仁贤提出“稳定可再生能源发电电价”“加快绿电绿证交易市场建设”两方面的建议。
曹仁贤介绍，2022年5月，国务院办公厅发布的《国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于增进新时代新能源高质量发展实施方案的公告》（国办函〔2022〕39号）明确：对国家已经有明确价格政策的新能源项目，电网企业应根据有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
针对存量可再生能源项目，曹仁贤建议严格执行国办函〔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（很多于20年），并确保项目所发电量全额上网。
针对2024年及今后的新建项目，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（很多于20年），超合理利用小时数外电量参与市场化交易。
“建议相关部门加大对各省新能源电价政策的监察管理，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景，增进新能源可持续投资。”曹仁贤说。
关于“加快绿电绿证交易市场建设”的建议，曹仁贤表示，当前国内绿电交易仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等诸多问题。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 势头。
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制度，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。