“双碳”目标下，光伏产业很热，也很烫手。
从光伏发电产业链来看，上游是原材料端的硅材和硅片，中游主要是光伏组件，下游是集中式或分布式光伏电站。2020年下半年以来，受上游原材料上涨、补贴延迟等多因素影响，光伏电站的发电成本增加了20%-25%，由于上网电价已执行各地燃煤基准价而且偏低，导致光伏电站投资回报率急剧下滑甚至亏损，让许多民营企业叫苦不迭。
怎样才能让光伏产业保持健康可持续发展？全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤认为，应尽快完善光伏发电上网电价的定价机制，以光伏电站当期成本和合理收益，重新厘定新建项目上网电价是当务之急。
在他看来，光伏电站的成本与各地煤电价格无关。其度电成本，取决于光照强度、初始投资、息税及非技术成本，这个成本可能会高于或低于当地煤电价格，因煤电价格本身也是波动的，所以将煤电价格作为光伏电站上网电价是不科学的，也有悖于可再生能源法精神。
为加快推进光伏开发利用，保障国家“双碳”目标如期实现。曹仁贤建议，应尽快核定新建光伏电站保障性收购价格，让其价格和各地煤电价格脱钩。具体可根据各地区光伏电站度电成本加合理收益，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。此外，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，则参照市场交易机制定价。以及，适时建立配额制的强制绿电交易市场，释放绿电供需双方发展潜力。
而针对各地方政府要求光伏电站配置一定比例储能系统导致电站成本增加又无法向下传导的现状，建议对于发电侧配置储能的项目，先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，再由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)，则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。
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