本次兩會期間，全國人大代表、通威集團董事局主席劉漢元先生恪盡代表職守、認真履行職責，積極建言資政，參與國是，反映社情民意，并主要針對加快碳中和進程，筑牢我國能源和外匯安全體系、落實可再生能源保障性收購和優(yōu)先上網(wǎng)政策、關于優(yōu)化儲能發(fā)展模式保障可再生能源有效消納、關于推進飼料企業(yè)繼續(xù)享受鼓勵類產(chǎn)業(yè)稅收優(yōu)惠等方面問題進行了認真思考和仔細調研，并提出相關的建議。
劉漢元代表提到，去年9月和12月，習近平主席在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論與氣候雄心峰會上先后發(fā)表重要講話，承諾中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和；到2030年，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。發(fā)展以光伏、風電為代表的可再生能源，已成為我國兌現(xiàn)國際承諾，體現(xiàn)國家責任與擔當，實現(xiàn)節(jié)能減排、綠色可持續(xù)發(fā)展的國家戰(zhàn)略。
然而，這樣一個應以國家力量予以保障的戰(zhàn)略性朝陽產(chǎn)業(yè)，一段時間以來，卻飽受棄光棄風、強制交易等問題困擾。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2020年全國棄風電量達到166.1億千瓦時、棄光電量為52.6億千瓦時，如該部分電量得以全額上網(wǎng)，可減少煤電機組二氧化碳排放量1800萬噸以上。2005年，國家頒布的《可再生能源法》中明文規(guī)定，“國家鼓勵和支持可再生能源并網(wǎng)發(fā)電。電網(wǎng)企業(yè)全額收購其電網(wǎng)覆蓋范圍內可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目的上網(wǎng)電量”。但實際執(zhí)行過程中，卻一直存在有法不依、執(zhí)法不嚴、違法不究的問題, 棄風棄光已經(jīng)成為制約我國光伏和風電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的絆腳石，也成為了我國兌現(xiàn)《巴黎協(xié)定》、完成減排承諾的巨大障礙。
劉漢元代表還談到，讓光伏、風電企業(yè)雪上加霜的是，在上網(wǎng)電量無法保證的情況下，上網(wǎng)電價還被變相降低，以致出現(xiàn)“量價齊跌”的現(xiàn)象。甘肅、寧夏、新疆等省區(qū)紛紛推出“直供電交易”、“自備電廠替代交易”、“跨區(qū)交易”等政策，光伏、風電企業(yè)甚至要報出零電價才可獲得上網(wǎng)電量。如若不參與交易，輕則給與極少的上網(wǎng)電量，重則被限令完全停發(fā)。此外，還有地方政府甚至要求風電企業(yè)拿出收入所得，補償當?shù)鼗痣娖髽I(yè)。云南省工信廳在《2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易工作方案》中，要求以國家批復火電企業(yè)平、枯季節(jié)上網(wǎng)電價為計費標準，風電企業(yè)將計費標準的60%支付給火電企業(yè)。
鑒于上述問題，國家發(fā)改委、國家能源局于2016年下發(fā)了《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源[2016]1150號）（下稱《通知》），規(guī)定了光伏、風電重點地區(qū)的最低保障性收購年利用小時數(shù)，電價按各類資源區(qū)的可再生能源標桿電價結算，超出最低保障性收購年利用小時數(shù)的部分，才可以通過市場交易方式消納。市場交易部分除了市場交易電價之外，還可以按當?shù)乜稍偕茉礃藯U電價與煤電標桿電價的差額享受可再生能源補貼。該《通知》規(guī)定的保障性收購年利用小時數(shù)，基本保證了光伏、風電項目的合理收益，如能切實落地實施，既可以解決可再生能源發(fā)電企業(yè)的燃眉之急，更是深化改革、建立效率與公平兼顧的市場機制的一項重要舉措。
然而，《通知》出臺后，部分省市未執(zhí)行國家對光伏、風電最低保障收購年利用小時數(shù)的相關規(guī)定，擅自縮減可再生能源保障性收購小時數(shù)，僅按照當?shù)刈孕邢掳l(fā)的《優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃》中的基數(shù)利用小時數(shù)進行收購，而該數(shù)值均低于國家規(guī)定的最低保障性小時數(shù)，對于超出基數(shù)利用小時數(shù)的電量，僅允許企業(yè)參與電力市場化交易，這變相壓低了光伏、風電的上網(wǎng)電價，不僅違反了行政法信賴保護原則、破壞了政府公信力，戕害了可再生能源發(fā)電企業(yè)的合理合法權益，更動搖了企業(yè)未來繼續(xù)投資的信心，成為了阻礙光伏、風電等可再生能源規(guī)?；l(fā)展與全面替代化石能源的主要因素之一。
劉漢元代表以內蒙古為例解釋到，根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)的《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源[2016]1150號）規(guī)定，內蒙古一類光照資源區(qū)的保障性收購年利用小時數(shù)為1500小時，而該區(qū)域的光伏實際年發(fā)電小時數(shù)在1600小時，保障性收購小時數(shù)與實際發(fā)電小時數(shù)差距不大，若能執(zhí)行到位，一定程度上也能起到較為有效的保障作用。但此后，內蒙古工信廳、能源局于2019年聯(lián)合下發(fā)了《關于印發(fā)2019年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標的通知》，其中規(guī)定“光伏機組安排基數(shù)保障利用小時數(shù)1300小時；其余電量參與市場化交易”。在去年下發(fā)的《關于印發(fā)2020年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標的通知》中，光伏機組基數(shù)保障利用小時數(shù)在2019年基礎上，再被減少100小時，僅剩下1200小時，較國家規(guī)定的保障性收購年利用小時數(shù)1500小時，減少了300小時；風電的基數(shù)保障利用小時數(shù)較國家保障性收購小時數(shù)，更是被直接減少了500小時。當?shù)氐墓夥暇W(wǎng)電價基本在0.7-0.9元/千瓦時，而市場化交易電價平均僅為0.06元/度，存在十多倍的價格落差，加之部分早期建成的光伏電站成本較高，導致光伏發(fā)電企業(yè)面臨很大的生存壓力。雖然隨著裝機成本的持續(xù)下降，光伏發(fā)電已進入平價時代，不再需要補貼，但市場化交易電價仍遠低于內蒙古燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價0.2829元/千瓦時，光伏發(fā)電企業(yè)普遍無法取得預期收益。
基于上述問題，為能更好推動光伏、風能等可再生能源發(fā)展，助力我國碳中和目標早日實現(xiàn)，劉漢元代表有以下幾點建議：
一是建議嚴格執(zhí)行國家《可再生能源法》與可再生能源全額保障性政策。應切實維護國家法律的權威性，有法必依、執(zhí)法必嚴、違法必究，保障可再生能源全額上網(wǎng)，保護企業(yè)的合法權益。
二是建議將可再生能源保障性收購政策執(zhí)行情況和可再生能源電力消納責任納入對地方政府、電網(wǎng)公司的考核范圍。各地應不得自行調低最低保障收購小時數(shù)，不得直接或變相壓低上網(wǎng)電價，對于因公共利益確需調整的，應按《價格法》相關規(guī)定履行聽證會制度，論證其必要性、可行性，并報國家發(fā)改委、國家能源局審核。由此給可再生能源企業(yè)合法權益造成的損失，應予以補償。
三是建議逐步將煤電機組轉變?yōu)檎{峰電源。建議以新發(fā)展理念與全面綠色轉型為引領，逐步將煤電機組由基荷電源向調峰電源進行轉變，大力推進煤電機組深度調峰和靈活性技術改造，挖掘系統(tǒng)調峰潛力。2020年，可再生能源發(fā)電已占德國電力消費的46%以上，其電網(wǎng)依然能高效運行。作為全球電壓等級最高、系統(tǒng)規(guī)模最大、資源配置能力最強、運行最穩(wěn)定的電網(wǎng)，中國國家電網(wǎng)完全有能力接入更高比例的可再生能源電力并保持穩(wěn)定運行，但需進一步提高煤電調峰能力,完善調峰調頻輔助服務補償機制,對承擔調峰任務的煤電機組適當給予補償以提高調峰積極性, 促進可再生能源消納。
四是建議加快推動電力現(xiàn)貨市場及其輔助服務市場建設。引導各類機組、儲能設備參與市場化交易，保障可再生能源全額優(yōu)先出清上網(wǎng)，各類機組為系統(tǒng)調峰產(chǎn)生的合理成本，通過市場化形式予以分攤。
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