以下為提案全文：

 

近年來我國可再生能源取得了舉世矚目的發(fā)展成績，截至2023年，我國可再生能源發(fā)電裝機(jī)突破14億千瓦，穩(wěn)居全球首位。風(fēng)電光伏產(chǎn)業(yè)國際競爭優(yōu)勢進(jìn)一步凸顯，其中光伏產(chǎn)品成為我國出口“新三樣”之一。

 

2019年，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》（發(fā)改能源〔2019〕19號），明確平價項目執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價，并簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年）,全額保障性收購穩(wěn)定了投資者預(yù)期，對可再生能源市場規(guī)模擴(kuò)大和發(fā)展起到了重要作用。

 

2023年以來，各省紛紛出臺電力市場交易實施方案，要求風(fēng)光等可再生能源發(fā)電的存量與增量項目均須參與電力市場化交易。根據(jù)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%參與市場化交易。

 

可再生能源發(fā)電是一次性投資項目，其出力存在隨機(jī)性、間歇性，也沒有燃料等原材料進(jìn)項，現(xiàn)行的電力市場交易機(jī)制主要針對常規(guī)火電機(jī)組制定，沒有體現(xiàn)可再生能源發(fā)電特性，因此與常規(guī)火電“無差別”競爭，可再生能源投資面臨較大的不確定性，經(jīng)常承擔(dān)超額偏差電費風(fēng)險，收益難以保障。這些措施與《中華人民共和國可再生能源法》精神相違背。同時國內(nèi)綠電綠證交易尚未全面實施，可再生能源的低碳環(huán)保價值未得到兌現(xiàn)。在沒有環(huán)境價值保障的情況下高比例參與電力市場化交易，可再生能源發(fā)電資產(chǎn)面臨嚴(yán)峻的不確定性。

 

由于風(fēng)光等可再生能源項目是一次性固定資產(chǎn)投入，企業(yè)按照項目投產(chǎn)時上網(wǎng)電價測定收益并做投資決策、償還貸款、繳納稅費。在完備的電力市場機(jī)制建成之前，存量項目大比例參與電力市場化交易，電價必將發(fā)生波動，初始投資收益邏輯不能成立，也影響未來新增項目投資信心。鑒于上述情況，提出如下建議：

 

一、穩(wěn)定可再生能源發(fā)電電價。2022年5月國務(wù)院辦公廳發(fā)布的《國務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于促進(jìn)新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案的通知》（國辦函〔2022〕39號）明確：對國家已有明確價格政策的新能源項目，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按照有關(guān)法規(guī)嚴(yán)格落實全額保障性收購政策，全生命周期合理小時數(shù)外電量可以參與電力市場交易。因此，建議針對存量可再生能源項目，嚴(yán)格執(zhí)行國辦函〔2022〕39號及發(fā)改能源〔2019〕19號的規(guī)定，按項目核準(zhǔn)時國家及當(dāng)?shù)匾?guī)定的上網(wǎng)電價簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），并確保項目所發(fā)電量全額上網(wǎng)；針對2024年及以后的新建項目，建議每年根據(jù)各地區(qū)可再生能源項目度電成本加配套儲能成本及合理收益原則核定當(dāng)年新建項目的發(fā)電上網(wǎng)價格，和各地煤電價格脫鉤，其中合理利用小時數(shù)內(nèi)電量以核定電價簽訂購售電合同（不少于20年），超合理利用小時數(shù)外電量參與市場化交易。建議相關(guān)部門加大對各省新能源電價政策的監(jiān)管，定期組織核查，及時糾正各省新能源項目電價新政策有悖于原有政策的情況，促進(jìn)新能源可持續(xù)投資。

 

二、加快綠電綠證交易市場建設(shè)。當(dāng)前國內(nèi)綠電交易仍以自愿交易市場為主，存在交易量小、交易價格低等問題。配額制的強(qiáng)制交易市場和自愿交易市場并行將是綠電綠證交易市場未來發(fā)展的趨勢。因此，建議加快完善全國統(tǒng)一的綠電綠證及交易管理機(jī)制，推進(jìn)綠電綠證交易市場走向成熟，適時建立“配額制+綠證交易”制度，釋放綠電供需雙方發(fā)展?jié)摿Α?/div>