3月5日，第十四届全国人民代表大会第二次会议在人民大会堂正式开幕，全国人大代表、阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤就可再生能源以及“双碳"方向提出两点提案建议。
曹仁贤在《关于稳定可再生能源发电电价的建议》表示，由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入，企业按照项目投产时上网电价测定收益并做投资决策、偿还贷款、缴纳税费。在完备的电力市场机制建成之前，存量项目大比例参与电力市场化交易，电价必将发生波动，也影响未来新增项目投资信心。
2023年以来，各省纷纷出台电力市场交易实施方案，要求风光等可再生能源发电的存量与增量项目均须参与电力市场化交易。根据各省可再生能源占比不同，入市比例要求不一，部分省份甚至要求100%参与市场化交易。
可再生能源发电是一次性投资项目，其出力存在随机性、间歇性，也没有燃料等原材料进项，现行的电力市场交易机制主要针对常规火电机组制定，没有体现可再生能源发电特性，因此与常规火电“无差别”竞争，可再生能源投资面临较大的不确定性，经常承担超额偏差电费风险，收益难以保障。同时国内绿电绿证交易尚未全面实施，可再生能源的低碳环保价值未得到兑现。在没有环境价值保障的情况下高比例参与电力市场化交易，可再生能源发电资产面临严峻的不确定性。
对此，曹仁贤建议：
1、稳定可再生能源发电电价。
2022年5月国务院办公厅发布的《国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号）明确：对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。因此，建议针对存量可再生能源项目，严格执行国办函〔2022〕39号及发改能源〔2019〕19号的规定，按项目核准时国家及当地规定的上网电价签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），并确保项目所发电量全额上网。
此外，针对2024年及以后的新建项目，建议每年根据各地区可再生能源项目度电成本加配套储能成本及合理收益原则核定当年新建项目的发电上网价格，和各地煤电价格脱钩，其中合理利用小时数内电量以核定电价签订购售电合同（不少于20年），超合理利用小时数外电量参与市场化交易。建议相关部门加大对各省新能源电价政策的监管，定期组织核查，及时纠正各省新能源项目电价新政策有悖于原有政策的情况，促进新能源可持续投资。
2、加快绿电绿证交易市场建设。当前国内绿电交易仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等问题。配额制的强制交易市场和自愿交易市场并行将是绿电绿证交易市场未来发展的趋势。因此，建议加快完善全国统一的绿电绿证及交易管理机制，推进绿电绿证交易市场走向成熟，适时建立“配额制+绿证交易”制度，释放绿电供需双方发展潜力。
除上述建议外，曹仁贤还提出了《关于扩大自愿减排交易范围，进一步健全完善碳市场的建议》，建议扩大自愿减排交易覆盖范围，积极鼓励民间市场主体交易；坚持碳市场制度的守正创新，进一步健全完善全国碳市场；适度提高全国碳市场控排企业每年可使用CCER抵销碳排放配额清缴的比例，加强绿电、绿证与碳市场的衔接。
建议全文如下：
关于稳定可再生能源发电电价的建议
近年来我国可再生能源取得了举世瞩目的发展成绩，截至2023年，我国可再生能源发电装机突破14亿千瓦，稳居全球首位。风电光伏产业国际竞争优势进一步凸显，其中光伏产品成为我国出口“新三样”之一。
2019年，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），明确平价项目执行当地燃煤标杆上网电价，并签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）,全额保障性收购稳定了投资者预期，对可再生能源市场规模扩大和发展起到了重要作用。
2023年以来，各省纷纷出台电力市场交易实施方案，要求风光等可再生能源发电的存量与增量项目均须参与电力市场化交易。根据各省可再生能源占比不同，入市比例要求不一，部分省份甚至要求100%参与市场化交易。可再生能源发电是一次性投资项目，其出力存在随机性、间歇性，也没有燃料等原材料进项，现行的电力市场交易机制主要针对常规火电机组制定，没有体现可再生能源发电特性，因此与常规火电“无差别”竞争，可再生能源投资面临较大的不确定性，经常承担超额偏差电费风险，收益难以保障。这些措施与《中华人民共和国可再生能源法》精神相违背。同时国内绿电绿证交易尚未全面实施，可再生能源的低碳环保价值未得到兑现。在没有环境价值保障的情况下高比例参与电力市场化交易，可再生能源发电资产面临严峻的不确定性。
由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入，企业按照项目投产时上网电价测定收益并做投资决策、偿还贷款、缴纳税费。在完备的电力市场机制建成之前，存量项目大比例参与电力市场化交易，电价必将发生波动，初始投资收益逻辑不能成立，也影响未来新增项目投资信心。鉴于上述情况，提出如下建议：
一、稳定可再生能源发电电价。2022年5月国务院办公厅发布的《国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号）明确：对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。因此，建议针对存量可再生能源项目，严格执行国办函〔2022〕39号及发改能源〔2019〕19号的规定，按项目核准时国家及当地规定的上网电价签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），并确保项目所发电量全额上网；针对2024年及以后的新建项目，建议每年根据各地区可再生能源项目度电成本加配套储能成本及合理收益原则核定当年新建项目的发电上网价格，和各地煤电价格脱钩，其中合理利用小时数内电量以核定电价签订购售电合同（不少于20年），超合理利用小时数外电量参与市场化交易。建议相关部门加大对各省新能源电价政策的监管，定期组织核查，及时纠正各省新能源项目电价新政策有悖于原有政策的情况，促进新能源可持续投资。
二、加快绿电绿证交易市场建设。当前国内绿电交易仍以自愿交易市场为主，存在交易量小、交易价格低等问题。配额制的强制交易市场和自愿交易市场并行将是绿电绿证交易市场未来发展的趋势。因此，建议加快完善全国统一的绿电绿证及交易管理机制，推进绿电绿证交易市场走向成熟，适时建立“配额制+绿证交易”制度，释放绿电供需双方发展潜力。
关于扩大自愿减排交易范围，进一步健全完善碳市场的建议
党的十八大以来，我国积极参与全球环境与气候治理，为应对气候变化挑战做出了重大战略部署。全国碳市场自启动以来发展迅速，成为我国温室气体减排和绿色转型的重要平台。截至目前，全国碳市场已完成两个履约周期，市场运行平稳，为我国双碳目标实现、推动全社会低碳转型发挥了重要作用。
目前中国核证自愿减排量（CCER）市场虽已重启，但CCER方法学的发布数量较少，大量碳减排项目未参与碳市场；控排企业可使用CCER抵销碳排放配额清缴的比例较低，市场主体参与碳市场自愿交易的积极性较差，碳市场活跃度偏低；民间市场主体缺乏参与碳市场自愿交易的途径，且可参与的交易品种和管理制度不明确；缺乏有效运用全国碳市场应对欧美碳关税壁垒的政策研究和措施，增加了出口贸易的碳风险；国内绿电、绿证市场与碳市场脱节，需求潜力激发不足。
为推动我国碳市场可持续发展，降低出口企业的碳税风险，稳定我国对外贸易的基本面，积极稳妥推进碳达峰、碳中和，提出以下建议：
一、扩大自愿减排交易覆盖范围，积极鼓励民间市场主体交易
建议结合全国碳市场的需求，尽快增加CCER方法学的发布数量。目前仅公布了造林碳汇、红树林植被修复、并网海上风力发电和并网光热发电四种CCER方法学，仍有大量减排项目未被纳入。建议尽快增加发布如草地碳汇、充电桩绿电、光储充、绿氢等多个种类的CCER方法学，推进CCER方法学覆盖更多行业和领域的碳减排项目，以满足不断增长的碳减排需求。
建议设立国家级碳普惠管理和交易平台，作为全国统一的碳普惠交易场所，为公众和小微企业提供便捷、高效的碳普惠交易服务。同时配套制定出台国家级碳普惠管理办法，明确碳普惠交易的目标、规则和要求，规范碳普惠市场的运行管理。国家级碳普惠管理和交易平台的设立以及碳普惠管理办法的出台可与CCER市场形成补充。同时，积极鼓励民间市场主体参与自愿减排交易市场，构建一个更加完善、活跃的碳市场体系。
二、坚持碳市场制度的守正创新，进一步健全完善全国碳市场
建议逐步扩大全国碳市场行业覆盖范围，尽快将电力行业之外的其他工业行业纳入全国碳交易体系。建立统一规范的碳排放统计核算体系，强化全国碳市场数据质量监管机制，完善全国碳市场的法规和制度建设。积极参与基于《巴黎协定》的国际碳市场双边或多边市场机制的合作联通，提升中国碳市场的全球影响力。
三、适度提高全国碳市场控排企业每年可使用CCER抵销碳排放配额清缴的比例，加强绿电、绿证与碳市场的衔接
目前控排企业每年可使用CCER抵销碳排放配额清缴的比例仅为5%，其在一定程度上限制了CCER的市场需求和企业的减排动力。建议将CCER抵销碳排放配额清缴的比例提升为10%，促进CCER市场的活跃度，进一步推动自愿减排市场的发展。
加强绿电、绿证与碳核算和碳市场管理的衔接，将绿电、绿证纳入统一规范的碳排放核算体系，逐步明确在重点排放行业企业、重点产品碳排放核算制度规则中应用绿电、绿证的具体核算方式。并尽快开展扣除绿电、绿证的修正电网排放因子的核算研究，以满足不同应用场景的碳核算需求。
