全國人大代表劉漢元：優化、理順產業政策，推動光伏健康發展，助力“雙碳”目標落地

近年來，光伏作為國家重點支持的戰略性新興產業，保持了穩健快速的發展態勢，產業規模不斷擴大，技術不斷迭代升級，光伏發電已在全球許多國家和地區，成為成本最低、最經濟的發電方式，有力推動了我國能源轉型進程，助力全球氣候治理。今年兩會，全國人大代表、全國工商聯副主席、通威集團董事局主席劉漢元先生針對理順產業政策、優化管理方式，推動光伏行業健康發展，助力我國雙碳目標落地提出相關建議。

劉漢元代表表示，2021年，我國新增光伏裝機54.88GW，低於中國光伏行業協會預期的55-65GW；2022年5月，國家能源局預估全年新增光伏裝機108GW，截止12月末，實際新增裝機87.41GW，只完成預期目標的81%，國內新增光伏裝機連續兩年不及預期。在加快能源轉型過程中，作為主力替代能源的光伏連續兩年裝機不及預期，對推動“雙碳”目標落地造成了不利影響，帶來較大壓力。綜合分析來看，強制產業配套、強制配儲、土地制約、電網因素、審批流程冗長等問題是阻礙光伏項目落地的主要原因。

近年來，隨着產業的快速發展，光伏企業數量也在迅速增長，行業競爭日趨激烈，“一項發電指標多家求”已成為行業競爭常態。在指標變成稀缺資源的情況下，強制產業配套就成為了部分地方政府確定光伏發電項目投資主體的前置條件之一。這種以資源換產業的行為大幅抬高了光伏發電企業的非技術成本，行業陷入惡性競爭循環，對產業持續健康發展造成了不利影響。

目前，國家有關部門及部分省市已意識到這一做法的弊端，並出台了相關文件明令禁止。2022年11月30日，國家能源局在《光伏電站項目管理暫行辦法》中強調，“各級能源主管部門要優化營商環境，規範開發建設秩序，不得將強制配套產業或投資、違規收取項目保證金等作為項目開發建設的門檻”。江西、四川等地也陸續發布相關政策，進一步明確要求不得將配套產業或投資作為光伏、風電項目開發建設門檻。但強制要求配套產業在全國多地依然存在，政策並未得到完全有效落實，相應監督機制尚未建立完善，政策的全面有效實施難以保障。

劉漢元代表提到，除強制配套產業外，在電源側強制配置儲能也是光伏電站投資成本增加的一大因素。2022年，多個省市陸續發布“新能源+儲能”政策，均明確提出新能源發電項目需配置儲能。據不完全統計，全國已有23個省市發布了光伏強制配儲要求，配置比例為項目裝機規模的5%-42%，平均為13.7%；備電時長為1-4小時，平均為2.33小時。項目配置的電化學儲能投資成本按1.53元/Wh計算，光伏發電項目將被迫增加0.49元/W的投資成本。在可再生能源發電側大規模配備儲能系統，雖然從理論上有助於平抑波動、促進消納，但是否能達到預期效果或有待商榷。根據中國電力企業聯合會數據，新能源配儲在調用頻次、等效利用係數、利用率等方面均低於火電廠配儲、電網儲能和用戶儲能。截至2021年底，電化學儲能項目平均等效利用係數為12.2%，其中用戶儲能為28.3%，火電廠配儲能為15.3%，電網儲能為14.8%，而新能源配儲僅為6.1%。在棄電期間，新能源配儲至多能達到一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況，客觀上不合理地推高了可再生能源發電項目的投資成本與電力價格。

事實上，因電網系統的運行方式與局部消納能力是實時變化的，在電站建設時，統一按一定比例配置分散式儲能設施，相比在電網側集中配置儲能，先天存在無法靈活調整、整體利用率偏低的缺陷。此外，電站與電站之間不平衡出力、此消彼長是常態，電網系統內可自然形成類似“蓄水池”的緩衝調節能力，在站端強制配儲，不僅分散、低效，而且成本很高，存在着巨大的資源浪費。長遠來看，隨着技術路徑與商業模式的不斷明晰，儲能將作為一個具備巨大潛力的獨立產業，在電力市場中扮演越來越重要的角色。

劉漢元代表表示，光伏發電具有間歇性、波動性、隨機性特點，客觀上會對電網穩定產生影響，我國過去為“集中發、集中送”建立的電網和傳統的“源隨荷動”模式已不能適應大比例可再生能源接入，並且風光大基地配套的特高壓外送能力也存在不足，亟需加快外送通道建設，加速構建“源網荷儲協同互動”的新型電力系統。作為全球電網最穩定、電力供應最可靠的國家之一，德國可再生能源發電量由2000年的6%上升到2022年接近50%，主要依靠光伏和風力發電。德國電網相較我國更為老舊，但通過提升化石能源機組響應速度，採用靈活電力交易機制，提前預估用電和發電量等手段，使電網總體保持穩定高效運行。對我國而言，可再生能源電力的接入比例將不斷提升，電網的運行潛力有待進一步挖掘，德國的成功經驗具有很好的參考和借鑒價值。

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劉漢元代表談到，推動可再生能源發展，還需同步強化儲能系統建設，支撐新型電力系統打造。在所有儲能方式中，抽水蓄能是目前技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件的技術路徑，儲能成本在0.21-0.25元/KWh，相較其他技術成本最低。通過優化設計，採用小水庫容量方案，增加系統每日平均充放電次數，其儲能成本有望降低到0.1元/KWh以內。隨着電動汽車的爆髮式增長，車載動力電池也具備成為儲能終端的巨大潛力。如能有效利用電動汽車大量閑置時間和冗餘充放電次數，作為分佈式儲能單元接入系統，除行駛時間以外，大部分時間在線，成為電網儲能、微網儲能、小區儲能、家用儲能的一部分，用電高峰時向電網反向售電，用電低谷時存儲過剩電量，不但為電網穩定作出貢獻，還能以市場化方式通過充放電價差獲得相應收益，分攤購買整車或電池包的成本，實現電動汽車和電網的良性互動。據相關機構預測，到2050年我國汽車保有量將突破5億輛，其中電動汽車佔比超過90%。屆時，如果我國日均用電量的20%-30%由電動汽車參与調節，可滿足我國電網2-4天的儲能需要。

劉漢元代表表示，為推動光伏產業持續健康發展，加快我國“雙碳”目標落地，應當進一步理順各類政策措施，優化管理方式，保持政策的連續性針對性，加強各類政策協調配合，形成共促我國能源轉型和高質量發展的合力。同時，強化政策引導，推動抽水蓄能項目集中建設，加快電網升級改造，構建新型電力系統。對此，他建議：

一是建議國家儘快出台相關管理制度，強化對地方的管理監督，杜絕以資源換產業、強制進行產業配套行為；二是建議不強制要求可再生能源發電項目配置儲能系統，以提高儲能利用效率、減少資源浪費；三是建議提高土地政策的有效性，明確用地規劃，提高土地複合利用率；四是建議優化光伏電站審批流程，鼓勵政府提供“一站式”服務；五是建議加快研究制定相關政策和配套標準，鼓勵並推動電動汽車以市場化方式參与電網儲能服務。