全国人大代表刘汉元：理顺产业政策、优化管理方式，推动光伏行业健康发展，助力我国双碳目标落地-undefined

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近年来，光伏作为国家重点支持的战略性新兴产业，保持了稳健快速的发展态势，产业规模不断扩大，技术不断迭代升级，光伏发电已在全球许多国家和地区，成为成本最低、最经济的发电方式，有力推动了我国能源转型进程，助力全球气候治理。今年两会，全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元先生针对理顺产业政策、优化管理方式，推动光伏行业健康发展，助力我国双碳目标落地提出相关建议。

刘汉元代表表示，2021年，我国新增光伏装机54.88GW，低于中国光伏行业协会预期的55-65GW；2022年5月，国家能源局预估全年新增光伏装机108GW，截止12月末，实际新增装机87.41GW，只完成预期目标的81%，国内新增光伏装机连续两年不及预期。在加快能源转型过程中，作为主力替代能源的光伏连续两年装机不及预期，对推动“双碳”目标落地造成了不利影响，带来较大压力。综合分析来看，强制产业配套、强制配储、土地制约、电网因素、审批流程冗长等问题是阻碍光伏项目落地的主要原因。

近年来，随着产业的快速发展，光伏企业数量也在迅速增长，行业竞争日趋激烈，“一项发电指标多家求”已成为行业竞争常态。在指标变成稀缺资源的情况下，强制产业配套就成为了部分地方政府确定光伏发电项目投资主体的前置条件之一。这种以资源换产业的行为大幅抬高了光伏发电企业的非技术成本，行业陷入恶性竞争循环，对产业持续健康发展造成了不利影响。

目前，国家有关部门及部分省市已意识到这一做法的弊端，并出台了相关文件明令禁止。2022年11月30日，国家能源局在《光伏电站项目管理暂行办法》中强调，“各级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将强制配套产业或投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛”。江西、四川等地也陆续发布相关政策，进一步明确要求不得将配套产业或投资作为光伏、风电项目开发建设门槛。但强制要求配套产业在全国多地依然存在，政策并未得到完全有效落实，相应监督机制尚未建立完善，政策的全面有效实施难以保障。

刘汉元代表提到，除强制配套产业外，在电源侧强制配置储能也是光伏电站投资成本增加的一大因素。2022年，多个省市陆续发布“新能源+储能”政策，均明确提出新能源发电项目需配置储能。据不完全统计，全国已有23个省市发布了光伏强制配储要求，配置比例为项目装机规模的5%-42%，平均为13.7%；备电时长为1-4小时，平均为2.33小时。项目配置的电化学储能投资成本按1.53元/Wh计算，光伏发电项目将被迫增加0.49元/W的投资成本。在可再生能源发电侧大规模配备储能系统，虽然从理论上有助于平抑波动、促进消纳，但是否能达到预期效果或有待商榷。根据中国电力企业联合会数据，新能源配储在调用频次、等效利用系数、利用率等方面均低于火电厂配储、电网储能和用户储能。截至2021年底，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，其中用户储能为28.3%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，而新能源配储仅为6.1%。在弃电期间，新能源配储至多能达到一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，客观上不合理地推高了可再生能源发电项目的投资成本与电力价格。

事实上，因电网系统的运行方式与局部消纳能力是实时变化的，在电站建设时，统一按一定比例配置分散式储能设施，相比在电网侧集中配置储能，先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。此外，电站与电站之间不平衡出力、此消彼长是常态，电网系统内可自然形成类似“蓄水池”的缓冲调节能力，在站端强制配储，不仅分散、低效，而且成本很高，存在着巨大的资源浪费。长远来看，随着技术路径与商业模式的不断明晰，储能将作为一个具备巨大潜力的独立产业，在电力市场中扮演越来越重要的角色。

刘汉元代表表示，光伏发电具有间歇性、波动性、随机性特点，客观上会对电网稳定产生影响，我国过去为“集中发、集中送”建立的电网和传统的“源随荷动”模式已不能适应大比例可再生能源接入，并且风光大基地配套的特高压外送能力也存在不足，亟需加快外送通道建设，加速构建“源网荷储协同互动”的新型电力系统。作为全球电网最稳定、电力供应最可靠的国家之一，德国可再生能源发电量由2000年的6%上升到2022年接近50%，主要依靠光伏和风力发电。德国电网相较我国更为老旧，但通过提升化石能源机组响应速度，采用灵活电力交易机制，提前预估用电和发电量等手段，使电网总体保持稳定高效运行。对我国而言，可再生能源电力的接入比例将不断提升，电网的运行潜力有待进一步挖掘，德国的成功经验具有很好的参考和借鉴价值。

刘汉元代表谈到，推动可再生能源发展，还需同步强化储能系统建设，支撑新型电力系统打造。在所有储能方式中，抽水蓄能是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的技术路径，储能成本在0.21-0.25元/KWh，相较其他技术成本最低。通过优化设计，采用小水库容量方案，增加系统每日平均充放电次数，其储能成本有望降低到0.1元/KWh以内。随着电动汽车的爆发式增长，车载动力电池也具备成为储能终端的巨大潜力。如能有效利用电动汽车大量闲置时间和冗余充放电次数，作为分布式储能单元接入系统，除行驶时间以外，大部分时间在线，成为电网储能、微网储能、小区储能、家用储能的一部分，用电高峰时向电网反向售电，用电低谷时存储过剩电量，不但为电网稳定作出贡献，还能以市场化方式通过充放电价差获得相应收益，分摊购买整车或电池包的成本，实现电动汽车和电网的良性互动。据相关机构预测，到2050年我国汽车保有量将突破5亿辆，其中电动汽车占比超过90%。届时，如果我国日均用电量的20%-30%由电动汽车参与调节，可满足我国电网2-4天的储能需要。

刘汉元代表表示，为推动光伏产业持续健康发展，加快我国“双碳”目标落地，应当进一步理顺各类政策措施，优化管理方式，保持政策的连续性针对性，加强各类政策协调配合，形成共促我国能源转型和高质量发展的合力。同时，强化政策引导，推动抽水蓄能项目集中建设，加快电网升级改造，构建新型电力系统。对此，他建议：

一是建议国家尽快出台相关管理制度，强化对地方的管理监督，杜绝以资源换产业、强制进行产业配套行为；二是建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统，以提高储能利用效率、减少资源浪费；三是建议提高土地政策的有效性，明确用地规划，提高土地复合利用率；四是建议优化光伏电站审批流程，鼓励政府提供“一站式”服务；五是建议加快研究制定相关政策和配套标准，鼓励并推动电动汽车以市场化方式参与电网储能服务。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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