为何说“不科学”？曹仁贤向记者举例，贵州省光照资源相对较差，投资回报周期本来就长，当地煤电上网电价又比较低，进一步加大光伏电站盈利难度。而广东地区沿海光照条件好，煤电价格居于全国高位，大家争着抢着去干，二者形成鲜明对比。“再如去年以来，多晶硅价格一路上涨，加上产业链其他材料、设备陆续涨价，以及配置储能系统等投资，光伏发电成本总体增加了20%-25%。由于上网电价已执行各地燃煤基准价，相当于在成本上升的同时，电价却是固定的，导致光伏电站投资回报率急剧下滑，甚至亏本。”
曹仁贤认为，应该按照《可再生能源法》，根据光伏电站当期成本和合理收益厘定新建项目上网电价，建立“成本+适当收益”的定价模式。“这也符合《可再生能源法》所规定，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。”
然而，实现上述思路也非易事。曹仁贤表示，目前主要有“两堵墙”横在中间。“一是缺乏随行就市的价格传导机制。理想办法是由主管部门全盘统筹，项目收益过高，电价可以适当降低；若明显达不到投资回报率，按照成本加成方法适度提高也是可行的，消费者也应承担一部分合理的绿电成本。二是缺乏储能系统价格机制。现阶段要求光伏电站配置一定比例储能系统，该做法具有合理性，但是没有建立相应的成本疏导机制，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。”
“各地纷纷要求新能源配置储能，有些配储比例甚至高达百分之八九十，大量储能装置的钱由谁出？”曹仁贤补充称，一味由可再生能源发电企业承担，在没有考虑电价疏导的情况下，大大加重企业负担。“是不是真的需要安装这么多储能装置？我认为目前还没到时候。相比之下，煤电灵活性改造更应放在优先位置，在此基础上，采用电化学储能、抽水蓄能等方式作为补充。受制于现实条件，现有储能技术多多少少存在制约，投资也比较高，充分挖掘现有煤电机组的调峰能力，配合辅助服务市场机制，对于全社会来说成本最优。”
曹仁贤建议，根据各地区实际情况，核定新建项目保障性收购价格，每年核算1次，有重大变化适时核算调整，并且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，并确保当期发电价格20年不变，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。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。
（文丨本报记者 朱妍）
