新华网合肥3月8日电（周雨濛）2022全国两会期间，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤在接受新华网采访时表示，在他看来，尽快完善光伏发电上网电价形成机制，加快推进光伏开发利用，保障双碳目标如期实现，已成为当务之急。
曹仁贤介绍，2020年下半年以来，多晶硅价格以及光伏产业链其他材料、设备价格上涨，加之光伏电站普遍要求配置一定比例的储能系统用以辅助并网，增加了光伏电站的投资，发电成本增加了20%-25%。由于上网电价已执行，各地燃煤基准价又偏低，导致光伏电站投资回报率急剧下滑甚至亏本。
“事实上光伏电站成本与各地煤电价格无关，其度电成本，取决于光照强度、初始投资、息税及非技术成本，这个成本可能会高于或低于当地煤电价格，煤电价格本身也是波动的，所以将煤电价格作为光伏电站上网电价是不科学的。”曹仁贤说道。
曹仁贤建议，尽快完善光伏发电价格形成机制。根据各地区光伏电站度电成本加合理收益核定新建项目保障性收购价格，每年核算1次，有重大变化适时调整，并与各地煤电价格脱钩。光伏电站所发电量全额保障性收购，合理利用小时数内电量，上网电价执行保障性收购价格，超过合理利用小时数的电量可参与市场交易，由市场机制形成价格。
在进一步加快推进绿电交易市场方面，他表示，虽然绿电交易试点已于去年9月启动，但仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等问题。曹仁贤建议，加快推进绿电交易市场走向成熟，适时建立配额制的强制绿电交易市场，释放绿电供需双方发展潜力。
“现阶段要求光伏电站配置一定比例储能系统具有一定合理性，但是由于没有建立储能系统成本疏导机制，光伏电站上网电价也未体现储能辅助服务及可控容量等价值构成部分，导致光伏电站投资回报率急剧下降。”曹仁贤建议，尽快建立光伏电站储能系统价格机制。对于发电侧配置储能的项目，由各省电网公司根据当地电网情况，每年核定一次储能配置比例，价格主管部门每年核定一次储能成本价格，并将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中；对于电网侧储能项目（或者共享储能项目）参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率。
