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盡快完善光伏發電上網電價形成機制

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目前我國可再生能源裝機規模突破10億千瓦,其中風電、光伏發電裝機均突破3億千瓦,連續多年居全球前列,完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制及建立新型儲能價格機制等成為“十四五”時期能源領域價格改革重要任務。按照《可再生能源法》,應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。具體而言,應根據各地區光伏電站度電成本加合理收益核定新建項目的保障性收購價格,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。其中,光伏電站所發電量全額保障性收購,合理利用小時數內的電量,其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;超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。


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。但當前綠電交易仍以自愿交易為主,存在交易量小、交易價格低等問題。全國人大代表、陽光電源董事長曹仁賢建議,加快推動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,釋放綠電供需雙方的潛力。

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,但由于沒有建立儲能系統成本疏導機制,且光伏電站上網電價未能體現儲能輔助服務及可控容量等價值,導致光伏電站投資回報率急劇下降。對發電側配置儲能的項目,建議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總成本。同時,建議電網側儲能項目(或共享儲能項目)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。



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