今年的政府工作报告指出，过去五年来，我们加强生态环境保护，促进绿色低碳发展。其中，在优化能源结构方面，我国已经实现超低排放的煤电机组超过10.5亿千瓦，可再生能源装机规模由6.5亿千瓦增至12亿千瓦以上，清洁能源消费占比由20.8%上升到25%以上。
　　今年，加快建设新型能源体系依旧成为重点工作之一。而在构建新型能源体系中，则需进一步拓展风电、光伏、氢能等多种能源获取渠道，搭建多能互补、产消协同、链条完整的生产体系。
　　作为过去几年间得到快速发展的新能源，光伏发电在当前能源结构的占比正不断提升。然而，近两年来，光伏产业高速发展的同时，产业链协同不够、强制配置储能等现象仍有发生。对此，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在接受南财集团21世纪经济报道记者专访时指出，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。
　　今年，刘汉元在新能源领域的议案主要围绕优先保障硅能源产业用电需求、稳定可再生能源补贴政策、优化储能发展模式、大力发展抽水蓄能等方面提出建议。
　　“在实现‘双碳’进程中，化石能源消费量会大大下降，作为基础能源应用的量几乎会下降到约等于零。综合对比分析，光伏发电可能是未来一次能源的主要来源。而中国光伏产业经过十余年发展，规模、成本、市场都处于世界领先地位。”刘汉元告诉21世纪经济报道记者，中国光伏产业不仅有效支撑了中国能源转型和“双碳”目标的实现，还让中国成为牢牢牵引全人类能源转型的第一大国，中国制造、中国资本、中国技术成为推动和引领全人类能源转型的第一主角。这对中国和全球而言，都具有重要的意义。
　　随着光伏装机规模大幅增长，硅能源产业同步快速发展。以国内高纯晶硅为例，2023年国内总产量预计将达到150万吨左右，其用电需求也将同步增长。刘汉元指出，硅能源是典型的“小能源”换“大能源”产业，无疑是真正意义上的“新煤炭”、“新石油”，是保障国家能源安全、推动能源革命的重要支撑。
　　不过，近两年来，受高温天气等因素影响，国内多地出现电力短缺，山东、四川、浙江、安徽、江苏、云南等省份均出现季节性限电限产，导致硅能源等绿色高载能产业在需求旺季被迫降低负荷运行，对晶硅光伏产品的按时供给和交付带来一定影响。这也进一步影响了光伏产业链上下游的协同。
　　为了为促进硅能源产业持续健康发展，刘汉元建议：一是在工业领域优先保障硅能源生产企业用电需求，二是建议支持硅能源产业发展，其原料及产业链各环节生产能耗不纳入能耗总量考核，三是建议提高硅能源产业零碳、低碳能源自给率。
　　事实上，从规模化发展到高质量发展，中国光伏产业当前正处于提速换挡期。面对未来光伏发电大规模并网的场景，如何保障新能源发电的稳定性亦成为刘汉元关注的焦点。
　　在刘汉元看来，国外案例已经证明，只要应对措施得当，高比例可再生能源接入对电网不会造成大的影响。与此同时，在降本的趋势下，储能的大规模应用也将为平抑可再生能源波动提供坚实保障。刘汉元判断，从经济性角度看，建设大容量长时储能系统，抽水蓄能仍是最优选择。
　　“虽然我国是全球抽水蓄能装机规模最大的国家，但近十多年来发展速度整体较慢，建设速度始终不及预期，‘十二五’及‘十三五’期间建设规模均未达到规划目标，我国抽水蓄能电站装机比例与发达国家相比也有较大差距。”刘汉元告诉21世纪经济报道记者，为推动我国抽水蓄能产业快速发展，助力新型电力系统打造，“建议进一步开展抽水蓄能站点勘测工作，储备优势资源。精选一批具备良好经济指标和工程建设条件的储备站点，推动其纳入《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，为后续大规模建设夯实基础。”
　　他还进一步建议，“加大政策驱动力度，集中精力在‘十四五’‘十五五’期间，大规模开工建设抽水蓄能项目，尤其是距离负荷中心近、建设周期短的中小型离河抽水蓄能项目。用5到10年时间基本全部完成，同步甚至适度超前于电网的改造升级，率先构建起我国以抽水蓄能为主，电化学和其他储能方式为辅的储能系统，助力我国能源转型进程。”
　　以下为部分访谈内容：
　　《21世纪》：今年您准备了哪些议案？其中涉及新能源领域的议案是什么？为何关注这类问题？
　　刘汉元：今年新能源领域方面主要将围绕优先保障硅能源产业用电需求、稳定可再生能源补贴政策、优化储能发展模式、大力发展抽水蓄能等方面提出议案。
　　在实现“双碳”进程中，化石能源消费量会大大下降，作为基础能源应用的量几乎会下降到约等于零。综合对比分析，光伏发电可能是未来一次能源的主要来源。研究报告显示，光伏发电将在未来一次能源中最低占30%-40%，最高占60%-70%，是未来占比最高的能源。中国光伏产业经过十余年发展，规模、成本、市场都处于世界领先地位。2022年，中国高纯晶硅全球占比达90%，硅棒、硅片占比97%，组件占比75%到80%。中国光伏产业不仅有效支撑了中国能源转型和“双碳”目标的实现，还让中国成为牢牢牵引全人类能源转型的第一大国，中国制造、中国资本、中国技术成为推动和引领全人类能源转型的第一主角。这对中国和全球而言，都具有重要的意义。
　　《21世纪》：2022年，我国可再生能源装机占比已达12.13亿千瓦，超越煤电，可再生能源正在逐步扮演替代角色。您认为，什么原因使得可再生能源替代的优势逐步凸显？
　　刘汉元：在实现“双碳”目标的过程中，以光伏、风能为代表的可再生能源无疑是其中的主力军。过去十多年来，光伏发电成本下降了90%以上，成为全球最经济的发电方式。我国光伏发电成本已降到0.3元/KWh以内，预计“十四五”期间降到0.25元/KWh以下，低于绝大部分煤电。如进一步考虑生态环境成本，光伏发电的优势将更加明显。仅需西部国土面积的1%至2%发展可再生能源，即可支撑“双碳”目标下我国未来一次能源消费的大部分生产和供应。
　　在电网稳定性方面，国外案例已经证明，只要应对措施得当，高比例可再生能源接入对电网不会造成大的影响。同时，随着成本的不断降低，储能的大规模应用也将为平抑可再生能源波动提供坚实保障。其中，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储能方式。澳大利亚国立大学的研究显示，仅需我国潜在抽水蓄能电站容量的1%，即可支撑我国构建100%可再生能源的电力系统。我们可以集中精力在“十四五”“十五五”期间，大规模开工建设抽水蓄能项目，用5到10年时间基本全部完成，同步或适度超前于电网的改造升级，率先构建起我国以抽水蓄能为主的储能系统，不但能有力支撑我国新型电力系统打造，有效拉动水泥、钢材、电气设备等产业发展，还能改善生态、保障农业用水，为稳增长、稳就业、促投资提供坚实支撑。
　　《21世纪》：目前，光伏产业面临着产业链协同不够、光伏用地政策有待进一步明确，影响项目落地实施、光伏强制配套产业配置储能现象仍时有发生、光伏参与电力市场的收益风险加大。这其中，在产业链协同、用地政策层面，您接下来有何建议？在光储融合发展层面，需要着重解决哪些问题？
　　刘汉元：随着光伏产业的快速发展，光伏企业数量也在快速增长，行业竞争日益激烈。数据显示，我国现存光伏发电相关企业27.61万家，仅2021年注册数量就达到6.2万家，同比增长103.7%。在此背景下，“一项发电指标多家求”已成为行业激烈竞争的常态，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。
　　事实上，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，国家能源局在印发的《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。但截至目前，强制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。
　　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，多个省市陆续发布了“新能源+储能”政策，均明确提出了新能源发电项目储能强制配置要求。据不完全统计，全国已有23个省市发布了光伏强制配置储能的比例，比例区间在5%-42%，备电时长区间为1-4小时。根据各省已公布的数据汇总，新能源项目强制配储比例平均为项目装机规模的13.7%，备电时长平均为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建设成本与电力价格。
　　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，在站端强制配置储能系统，不仅分散、低效，而且成本很高，存在着巨大的资源浪费。
　　对此，我建议：一是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，对于不积极履行责任或未按制度实施的地方政府，国家有关部门应当履行管理职责，落实惩罚机制，促进光伏产业可持续健康发展。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。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。长远来看，在未来的新型电力系统中，储能应当作为一个单独的具备较大规模的产业去发展，用市场化方式去推动它，建立起一个以抽水蓄能为主、电化学储能为辅，实时跟踪、服务全网的高效智慧储能体系，通过峰谷套利、提供辅助服务等市场化方式获得相应回报，推动行业健康发展。
　　《21世纪》：目前在很多国家光伏发电已成为成本最低、最经济的发电方式。您认为，目前有哪些因素还在制约中国光伏发电发展的进程？不稳定性是当前光伏发电面临的一个关键问题，您认为这个问题可以如何解决？
　　刘汉元：当前，不稳定性制约了可再生能源的发展。随着成本的不断降低，储能的大规模应用将为平抑可再生能源波动提供坚实保障。其中，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储能方式，储能成本在0.21元/KWh至0.25元/KWh，相较其他技术成本最低。离河抽水蓄能又是未来发展抽水蓄能的最主要方向。
　　根据澳大利亚国立大学的研究，目前已发现的全球离河抽水蓄能站点达61.6万个，仅需其中不到1%的站点，即可支撑全球100%的可再生能源电力系统。对我国而言，占国土面积仅1%的浙江就有3200个潜在站点，具备1.1万GWh储能容量，足以支撑我国构建100%可再生能源电力系统。
　　我国有条件像兴建大型水利设施那样，集中精力在“十四五”“十五五”期间，集中开工建设抽水蓄能项目，用5年到10年时间基本全部完成，率先构建起我国以抽水蓄能为主，电化学和其他储能方式为辅的储能系统，有力支撑我国打造新型电力系统，助力能源转型，同时拉动水泥、钢材、电气设备等相关产业发展。此外，离河抽水蓄能电站还能起到类似湿地公园的效果，可调节水库周围的大气，对改善当地生态环境有积极作用。
（文章来源：21世纪经济报道）