本次两会期间，全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元先生恪尽代表职守、认真履行职责，积极建言资政，参与国是，反映社情民意，并主要针对加快碳中和进程，筑牢我国能源和外汇安全体系、落实可再生能源保障性收购和优先上网政策、关于优化储能发展模式保障可再生能源有效消纳、关于推进饲料企业继续享受鼓励类产业税收优惠等方面问题进行了认真思考和仔细调研，并提出相关的建议。

刘汉元代表提到，去年9月和12月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论与气候雄心峰会上先后发表重要讲话，承诺中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和；到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。发展以光伏、风电为代表的可再生能源，已成为我国兑现国际承诺，体现国家责任与担当，实现节能减排、绿色可持续发展的国家战略。

然而，这样一个应以国家力量予以保障的战略性朝阳产业，一段时间以来，却饱受弃光弃风、强制交易等问题困扰。根据国家能源局统计数据，2020年全国弃风电量达到166.1亿千瓦时、弃光电量为52.6亿千瓦时，如该部分电量得以全额上网，可减少煤电机组二氧化碳排放量1800万吨以上。2005年，国家颁布的《可再生能源法》中明文规定，“国家鼓励和支持可再生能源并网发电。电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量”。但实际执行过程中，却一直存在有法不依、执法不严、违法不究的问题， 弃风弃光已经成为制约我国光伏和风电产业持续健康发展的绊脚石，也成为了我国兑现《巴黎协定》、完成减排承诺的巨大障碍。

刘汉元代表还谈到，让光伏、风电企业雪上加霜的是，在上网电量无法保证的情况下，上网电价还被变相降低，以致出现“量价齐跌”的现象。甘肃、宁夏、新疆等省区纷纷推出“直供电交易”、“自备电厂替代交易”、“跨区交易”等政策，光伏、风电企业甚至要报出零电价才可获得上网电量。如若不参与交易，轻则给与极少的上网电量，重则被限令完全停发。此外，还有地方政府甚至要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业。云南省工信厅在《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案》中，要求以国家批复火电企业平、枯季节上网电价为计费标准，风电企业将计费标准的60％支付给火电企业。

鉴于上述问题，国家发改委、国家能源局于2016年下发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源［2016］1150号）（下称《通知》），规定了光伏、风电重点地区的最低保障性收购年利用小时数，电价按各类资源区的可再生能源标杆电价结算，超出最低保障性收购年利用小时数的部分，才可以通过市场交易方式消纳。市场交易部分除了市场交易电价之外，还可以按当地可再生能源标杆电价与煤电标杆电价的差额享受可再生能源补贴。该《通知》规定的保障性收购年利用小时数，基本保证了光伏、风电项目的合理收益，如能切实落地实施，既可以解决可再生能源发电企业的燃眉之急，更是深化改革、建立效率与公平兼顾的市场机制的一项重要举措。

然而，《通知》出台后，部分省市未执行国家对光伏、风电最低保障收购年利用小时数的相关规定，擅自缩减可再生能源保障性收购小时数，仅按照当地自行下发的《优先发电优先购电计划》中的基数利用小时数进行收购，而该数值均低于国家规定的最低保障性小时数，对于超出基数利用小时数的电量，仅允许企业参与电力市场化交易，这变相压低了光伏、风电的上网电价，不仅违反了行政法信赖保护原则、破坏了政府公信力，戕害了可再生能源发电企业的合理合法权益，更动摇了企业未来继续投资的信心，成为了阻碍光伏、风电等可再生能源规模化发展与全面替代化石能源的主要因素之一。

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刘汉元代表以内蒙古为例解释到，根据国家发改委、国家能源局下发的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源［2016］1150号）规定，内蒙古一类光照资源区的保障性收购年利用小时数为1500小时，而该区域的光伏实际年发电小时数在1600小时，保障性收购小时数与实际发电小时数差距不大，若能执行到位，一定程度上也能起到较为有效的保障作用。但此后，内蒙古工信厅、能源局于2019年联合下发了《关于印发2019年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标的通知》，其中规定“光伏机组安排基数保障利用小时数1300小时；其余电量参与市场化交易”。在去年下发的《关于印发2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标的通知》中，光伏机组基数保障利用小时数在2019年基础上，再被减少100小时，仅剩下1200小时，较国家规定的保障性收购年利用小时数1500小时，减少了300小时；风电的基数保障利用小时数较国家保障性收购小时数，更是被直接减少了500小时。当地的光伏上网电价基本在0.7－0.9元/千瓦时，而市场化交易电价平均仅为0.06元/度，存在十多倍的价格落差，加之部分早期建成的光伏电站成本较高，导致光伏发电企业面临很大的生存压力。虽然随着装机成本的持续下降，光伏发电已进入平价时代，不再需要补贴，但市场化交易电价仍远低于内蒙古燃煤发电标杆上网电价0.2829元/千瓦时，光伏发电企业普遍无法取得预期收益。

基于上述问题，为能更好推动光伏、风能等可再生能源发展，助力我国碳中和目标早日实现，刘汉元代表有以下几点建议：

一是建议严格执行国家《可再生能源法》与可再生能源全额保障性政策。应切实维护国家法律的权威性，有法必依、执法必严、违法必究，保障可再生能源全额上网，保护企业的合法权益。

二是建议将可再生能源保障性收购政策执行情况和可再生能源电力消纳责任纳入对地方政府、电网公司的考核范围。各地应不得自行调低最低保障收购小时数，不得直接或变相压低上网电价，对于因公共利益确需调整的，应按《价格法》相关规定履行听证会制度，论证其必要性、可行性，并报国家发改委、国家能源局审核。由此给可再生能源企业合法权益造成的损失，应予以补偿。

三是建议逐步将煤电机组转变为调峰电源。建议以新发展理念与全面绿色转型为引领，逐步将煤电机组由基荷电源向调峰电源进行转变，大力推进煤电机组深度调峰和灵活性技术改造，挖掘系统调峰潜力。2020年，可再生能源发电已占德国电力消费的46％以上，其电网依然能高效运行。作为全球电压等级最高、系统规模最大、资源配置能力最强、运行最稳定的电网，中国国家电网完全有能力接入更高比例的可再生能源电力并保持稳定运行，但需进一步提高煤电调峰能力，完善调峰调频辅助服务补偿机制，对承担调峰任务的煤电机组适当给予补偿以提高调峰积极性， 促进可再生能源消纳。

四是建议加快推动电力现货市场及其辅助服务市场建设。引导各类机组、储能设备参与市场化交易，保障可再生能源全额优先出清上网，各类机组为系统调峰产生的合理成本，通过市场化形式予以分摊。