聚焦两会 | 刘汉元代表：加快碳中和进程须优化可再生能源发展“路线图”

《投资者网》孙先锋

全球最大的新兴经济体在实现碳中和的目标上有了更为明确的落实时间表。

3月5日，十三届全国人大四次会议开幕，国务院总理李克强作政府工作报告。报告提出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案。

“克强总理的政府工作报告给了我们很大的信心，他提出的扎实做好碳达峰、碳中和各项工作的安排，这是对去年习近平主席宣布的碳达峰和碳中和目标的进一步落实。”全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元表示，“早在近半年前的去年9月22日，习近平主席就向世界宣布了中国2030年前实现碳达峰、2060年前碳中和的目标，获得了欧盟及世界各国的广泛赞誉。”

随后，日韩相继承诺2050年达到碳中和。去年12月12日，习近平主席进一步宣布“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”彰显了中国重信守诺、为全球应对气候变化作出更大贡献的大国担当。

目前，全球190多个国家再次形成高度共识，共同推进人类能源转型、应对全球气候变化。在此背景下，刘汉元代表认为，优化可再生能源发展路线图，加快发展以光伏、风能为代表的可再生能源，是加速我国碳中和进程的有效途径之一。

可再生能源替代优势明显

据了解，在当前可再生能源的应用中，光伏发电已在全球许多国家和地区成为最经济的发电方式，具备了大规模应用、逐步替代化石能源的条件，成为了全球发展可再生能源的第一主角。

“过去十多年来，随着产业规模不断扩大，技术迭代升级不断加快，智能制造迅速推广，光伏发电成本下降了90%以上，最低中标电价纪录被不断刷新。”刘汉元代表介绍说，例如去年8月，葡萄牙报出1.32美分/千瓦时的中标电价，约合人民币九分钱，成为当前全球光伏电站最低中标电价。

同时，我国光伏发电成本也有了大幅降低。数据显示，2020年平均上网电价已降至0.35元/千瓦时，今年有望全部实现平价上网，不再需要补贴。预计“十四五”期间将降低到0.26元/千瓦时以下，届时光伏发电成本将低于绝大部分煤电。

在刘汉元代表看来，如进一步考虑生态环境成本，光伏发电的优势则更加明显。以消费端为例，交通运输用油约占我国每年原油消费的70%，而燃油汽车百公里油费约为电动汽车百公里电费的4到5倍，因此以输出的等效能量计算，消费端的电价为油价的1/4到1/5。目前，世界原油价格为40-50美元每桶，故等效能量的电价成本约为10美元左右。当前光伏发电已基本实现平价上网，因此发电成本实际已经降到了10美元左右每桶原油的价格，且发电全过程零污染、零排放。

全国人大代表、通威集团董事长局主席刘汉元

数据显示，我国目前已形成了每年100GW左右的光伏系统产能，产品每年发出的电力，相当于五千万吨石油的当量。从全球看，我国形成了世界领先的完整光伏产业链，全球70%以上的光伏产品都是中国制造，2019年我国光伏产品出口额达到200亿美元。可见，光伏产业有望成为当前及未来促进国内大循环、国内国际双循环的生力军。

刘汉元代表指出，“无论是光伏、风能等可再生能源已形成大规模替代化石能源的总体条件，还是环境与资源不可持续、节能减排的现实需求，我国都有足够的理由和条件，在不需要付出额外代价的前提下，制定更积极的减排目标。”

可再生能源应优先消纳

事实上，就是这样一个作为替代化石能源的可再生能源，一段时间以来，却饱受弃光弃风，以及强制交易等问题困扰。

据国家能源局统计数据，2020年全国弃风电量达到166.1亿千瓦时、弃光电量为52.6亿千瓦时，如该部分电量得以全额上网，可减少煤电机组二氧化碳排放量1800万吨以上。而早在2016年，国家发改委、国家能源局下发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）（下称《通知》），规定了光伏、风电重点地区的最低保障性收购年利用小时数，电价按各类资源区的可再生能源标杆电价结算，超出最低保障性收购年利用小时数的部分，才可以通过市场交易方式消纳。市场交易部分除了市场交易电价之外，还可以按当地可再生能源标杆电价与煤电标杆电价的差额享受可再生能源补贴。

“该《通知》规定的保障性收购年利用小时数，基本保证了光伏、风电项目的合理收益，如能切实落地实施，既可以解决可再生能源发电企业的燃眉之急，又可避免大规模的弃光充风现象发生。”刘汉元代表介绍说，然而《通知》出台后，部分省市未执行国家对光伏、风电最低保障收购年利用小时数的相关规定，擅自缩减可再生能源保障性收购小时数。

在人大代表的履职调研中，刘汉元代表发现，一些地区仅按照当地自行下发的《优先发电优先购电计划》中的基数利用小时数进行收购，而该数值均低于国家规定的最低保障性小时数，对于超出基数利用小时数的电量，仅允许企业参与电力市场化交易，这变相压低了光伏、风电的上网电价，不仅违反了行政法信赖保护原则、破坏了政府公信力，伤害了可再生能源发电企业的合理合法权益，更动摇了企业未来继续投资的信心，成为了阻碍光伏、风电等可再生能源规模化发展与全面替代化石能源的主要因素之一。

以内蒙古为例，根据国家发改委、国家能源局下发的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）规定，内蒙古一类光照资源区的保障性收购年利用小时数为1500小时，而该区域的光伏实际年发电小时数则在1600小时。

但在去年下发的《关于印发2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标的通知》中，光伏机组基数保障利用小时数被降到1200小时，较国家保障性收购减少300小时。而当地的光伏上网电价基本在0.7-0.9元/千瓦时，市场化交易电价平均仅为0.06元/度，存在十多倍的价格落差，加之部分早期建成的光伏电站成本较高，导致光伏发电企业面临很大的生存压力。也远低于内蒙古燃煤发电标杆上网电价0.2829元/千瓦时，导致光伏发电企业普遍无法取得预期收益。

须优化可再生能源发展路线图

基于上述问题，为更好推动光伏、风能等可再生能源发展，助力我国碳中和目标早日实现，在今年两会提交的多项议案和建议中，刘汉元代表着重提出了以下优化可再生能源发展“路线图”的建议：一是建议严格执行国家《可再生能源法》与可再生能源全额保障性政策。应切实维护国家法律的权威性，有法必依、执法必严、违法必究，保障可再生能源全额上网，保护企业的合法权益；二是建议将可再生能源保障性收购政策执行情况和可再生能源电力消纳责任纳入对地方政府、电网公司的考核范围。各地应不得自行调低最低保障收购小时数，不得直接或变相压低上网电价，对于因公共利益确需调整的，应按《价格法》相关规定履行听证会制度，论证其必要性、可行性，并报国家发改委、国家能源局审核。由此给可再生能源企业合法权益造成的损失，应予以补偿。

渔光互补光伏发电系统

同时，刘汉元代表还着重提出，在可再生能源发展“路线图”中明确，逐步将煤电机组转变为调峰电源。他建议以新发展理念与全面绿色转型为引领，逐步将煤电机组由基荷电源向调峰电源进行转变，大力推进煤电机组深度调峰和灵活性技术改造，挖掘系统调峰潜力。比如，2020年可再生能源发电已占德国电力消费的46%以上，其电网依然能高效运行，相比之下，我国电网对可再生能源的消纳还有很大的空间。

事实上，作为全球电压等级最高、系统规模最大、资源配置能力最强、运行最稳定的电网，国家电网公司完全有能力接入更高比例的可再生能源电力并保持稳定运行，但需进一步提高煤电调峰能力,完善调峰调频辅助服务补偿机制,对承担调峰任务的煤电机组适当给予补偿以提高调峰积极性, 促进可再生能源的消纳。

除此之外，建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统，以提高储能的利用效率和减少资源浪费。刘汉元代表认为，对于自愿配置储能系统的可再生能源发电项目，在保障全额收购的基础上，在储能电价上设置适当的补贴价格。储能的出现和广泛应用,实现了电能在时间上的转移,能够帮助可再生能源进行调峰和平稳输出，在不增加电网容量的情况下，提升可再生能源的消纳能力。

但在调研中，他发现问题的关键，在于储能的成本由谁来承担？储能转移电力的成本与光伏的上网电价相当，电源企业没有投资的动力。如能在上网电价的基础上设置一个储能补贴价格，使得对储能的投入具备回报价值，才有可能形成电网与电源企业双赢的结果。同时，支持发展系统侧集中式储能系统，将抽水蓄能电站、储能基地纳入可再生能源发展的规划中统一调度。具体来说，就是由电网公司在网侧集中配置储能系统，因提升可再生能源消纳的正外部性为全社会共同受益，其成本可由所有用户均摊，从而提高整个电网的可再生能源消纳能力。

显然，综合上述建议，在“十四五”规划的能源消耗中，可大幅度提高我国可再生的非化石能源的占比。由于光伏、风电的成本已快速下降，在完善网侧储能保障、优先消纳的前提下，非化石能源替代煤电的时机已经成熟。“经过我们的仔细调研和测算，建议将我国‘十四五’末非化石能源占一次能源消费比重提高到22%，且不设上限，从而进一步加快我国的碳中和进程。”刘汉元代表如是说。（思维财经出品）■