2021年是建党100周年，也是“十四五”开局之年，两会的意义不言而喻。对光伏企业来说，2021年是光伏发电实现全面平价上网的起步之年。围绕党和国家领导人提出的“2030年碳达峰、2060年碳中和”两大目标，我们该如何把握局势，乘风而起?
近日，全国政协常委、全国工商联副主席、正泰集团董事长南存辉向索比光伏网表示，“3060碳目标”为我国社会经济低碳化、绿色发展提出了更高要求，然而当前的清洁能源市场化之路仍然面临不小挑战，各产业期待更多政策支撑，也需要充分依据我国能源资源的禀赋特点，将着力点放在增加清洁能源供应、优化能源布局与促进清洁能源的消费上。
今年“两会”，南存辉带来十多份提案，主要围绕光伏新能源产业发展、全面推进能效管理、储能市场化、氢能源应用等领域，以期加快培育行业新动能，促进经济长期持续健康发展，助力双碳目标实现。
同时，今年两会将审查“十四五”规划纲要。南存辉指出，今年他的关注点主要在提升企业技术创新能力、提升产业链供应链现代化水平和加快数字化发展三个方面。“期盼通过十四五规划和2035年远景目标，可以使中国的经济实力和综合国力提升一个新的水平。”
以下是部分提案内容：
1平价项目签署20年固定电价、小时数购电协议
目前国内光伏电站签订的PPA(电力采购协议)，大多是一年为期。已经或正在申报的平价光伏项目，部分省份不仅压低了最低保障收购小时数，还存在在脱硫煤电价基础上额外征收扶贫或公益费用等情况。光伏是前期一次性投入，在“基准价+上下浮动”的市场化机制下，接入方的长期购电协议才能保证企业收益率，发电小时数和上网电价的不确定性会带来负面影响。
为此，建议：
对于平价光伏项目按照并网当年脱硫煤标杆电价及交易小时数签署20年购电协议，做到保价保量，防止出现地方政府在平价光伏项目上增收额外任何形式的税费，保障光伏行业和企业的稳定健康发展。
2培育光伏绿电市场化机制
参与电力市场化交易对促进可再生能源消纳具有重要作用，能源主管部门已出台支持可再生能源电力交易的相关政策，但市场化之路仍然面临巨大挑战。在多数电力交易市场中，受火电占比较高、电力供需造成的省间跨区通道紧张、电力系统安全运行等多因素约束，售电公司或电力大用户通过市场化交易直接采购可再生能源电力依然存在困难，可再生能源消纳仍然以电网公司的“网对网”采购交易来实现。如何在保障项目基本收益的情况下，推动光伏发电项目成功参与电力市场，需要更多政策支撑。
为此，建议：
1、建立完善可再生能源电力消纳的保障机制。将消纳责任上升为相关单位法定义务，纳入考核体系，加大对可再生能源消纳的考核权重。加快推动绿色电力证书交易和碳汇交易市场建设，通过强化责任落实、推动碳交易立法、出台配额分配方案等举措，推动形成清洁能源消纳长效机制。
2、推进全国统一电力市场建设。因地制宜建设若干以密切互联电网为依托基础的强耦合一体化区域电力市场，通过引入中间交易商或电力金融衍生品市场等方式，将若干区域电力市场耦合成全国统一电力市场，解决跨区域电力交易问题。同时，加快跨省跨区电力通道的建设，有效发挥大电网综合平衡的能力，促进清洁能源跨区跨省消纳。
3、加快建立分布式绿电市场化机制。鼓励各地借鉴江苏省分布式发电市场化交易试点的先进经验，在全国范围内推进分布式电力市场建设，推动绿电市场交易。
3完善分布式光伏电站政府征迁补偿标准政策
光伏企业投资的分布式光伏电站，作为光伏行业的重要组成部分，因依附于租用的厂房/建筑物(以下简称“房屋”)存续，在我国日新月异的城市化进程中，面临着征迁补偿标准不明晰而遭受巨大经济损失的困境，导致投资者和市场存在担忧。
为此，建议：
第一，制定全国统一的分布式光伏电站产权制度，出台统一的产权证明文件，明确电站产权拥有者可以和屋顶业主是同一主体，也可以是不同主体。对拥有产权登记证书的光伏电站，享受物权法相应的法律保护。
第二，完善征迁补偿条例等法律法规的相关解释，认可光伏电站项目作为拥有独立产权的经营性资产，在征迁补偿安置方案中关于光伏电站征迁的补偿标准、支付路径等具体规定以便征迁单位依规落地执行。
第三，确立光伏电站产权人作为“被征迁人”的主体资格，使得光伏企业可以直接与征迁单位沟通具体的补偿事宜并签署征迁补偿协议，补偿款项无需经厂房产权人账户而可以直接收取，提高征迁效率。
第四，肯定光伏电站项目作为经营性资产，按照光伏项目的评估价全额补偿，具体应考虑前期投建成本、使用年限(折旧率)、取得电价及当年补贴标准及发电量损失等各因素，给予相应补偿(如具体可以考虑参考投资回收年份给出一定期限或一定发电量的预期电价收益及补贴损失、拆除前三年的平均利润等)。
第五，在上述相关光伏电站征迁补偿标准政策未出台之前，应要求征迁单位，以实事求是、公平合理原则为前提，由征迁单位组织协调各部门就分布式光伏电站征迁补偿费用开展一事一议、特事特办，尽量弥补光伏投资企业的损失，为以后面对类型化问题提供可供遵循的指引或解决方案，也为光伏企业在“过渡期”投建分布式光伏电站吃下“定心丸”。
4大力推广近零能耗建筑
由于我国近零能耗建筑起步较晚，尚存在技术体系不完备、施工工艺不规范、标准规范不完善、管理体系不健全等问题，市场认知有限，目前还主要分布在北京、河北、河南、山东等地，要在全国范围顺利普及，还需要在法规、标准、监管、激励等方面下更大力气。
为此，建议：
1、强化建筑节能法规标准引领。我国于2019年建立了国家标准《近零能耗建筑技术标准GB/T51350-2019》，但这一标准还是推荐性的。建议加快建筑节能立法，并建立强制性建设标准，为我国实施近零能耗建筑确定清晰的法律框架和技术路线。
2、推广“全程能效”模式，推动建筑深度节能。建议由住建部牵头，在建筑产业现代化过程中，完善绿色建筑发展激励政策和建筑能耗监管与改造制度，特别是在公共建筑建设中大力推广“全程能效”模式，全生命周期开展智慧能效管理，通过采用创新的CH-BUS总线技术、强弱电一体化、动态冰蓄冷解决方案等技术，降低项目成本，提高节能效益。积极探索EPC和第三方全过程咨询服务结合的创新建造模式，保证设计、施工、采购和运维的深度融合。
3、强化建筑节能执行监管。建立完善的近零能耗建筑评价体系和监管体系，加快建立我国统一的近零能耗建筑评价标识制度，出台《近零能耗建筑评价管理办法》。可参考德国做法，建立建筑能效证书系统，显示建筑物的能效级别，并规定房地产在广告宣传、销售和出租过程中必须出示建筑能效证书，大型公共建筑须在公共区域明显部位出示能效证书，以利公众监督。基于全生命周期建立建筑能效后评估机制和能效标准评级，由第三方机构出具权威认证，对正在使用中的建筑能耗进行检测评估，对能耗水平优于地区均值的单位，在用能成本、绿色金融等方面给与支持。
4、培育近零能耗关键产品和技术。通过税收优惠等政策引导节能企业加大力度开发研究制约我国近零能耗建筑发展的关键技术和产品，借势老旧建筑近零能耗改造升级，大力推动近零能耗关键产品和设备国产化。鼓励建立推广近零能耗建筑的产业链联盟及创新联盟，加大培育龙头企业，建立以市场为导向、企业为主体、政产学研金服用深度融合的技术创新体系。
5大力发展海涂/水域光伏
据测算，我国沿海地区理论上可发展海上光伏的海洋面积约为71万平方公里，即使按照千分之一的开发比例转化，海上光伏装机容量就高达71GW。且经过“十三五”期间的探索性开发，海涂/水域光伏技术已近成熟，发展潜力巨大。利用海涂开发光伏电站，不仅电站规模性好，而且采取一地多用形式，极大提高了海域的利用率，有助于我国海岸带可持续发展。但在实际建设中，也存在海域出让周期长，租金(出让金)成本高，建设成本相比陆地难度大等问题。
为此，建议：
1、将大力发展海涂/水域光伏纳入我国十四五能源规划。鼓励在浙江、山东、江苏、广东等地重点海域，开放建设光伏电站。
2、出台海涂光伏发展专项规划及支持政策。鼓励对已确权工业用海和渔业用海区域进行海涂光伏电站投资建设;对未确权区域进行立体确权，允许光伏电站建设，实现水面以上空间的科学高效利用。
3、对于海域出让金进行部分返还，支付方式允许一年一付，降低投资企业制度性成本，推动海涂光伏有序发展。
4、对于非饮用水源保护区，建议水利部门进行综合论证，松绑限制政策，引导渔光互补等项目的合理开发，促进水域资源高效利用。
6推动储能产业科学有序发展
目前全国在储能系统应用和产业发展方面取得一定成效，但受政策、技术、成本、电价、安全性以及商业化模式等影响，我国储能的大规模应用和产业发展仍面临一些问题。
为此，建议：
一、强化规划引领。将储能纳入国家能源发展“十四五”规划;加强储能发展规划与电源、电网和清洁能源发展规划衔接，将储能设施纳入新型基础设施建设。积极推动电源侧、电网侧、负荷侧储能应用协同发展，建设一批储能应用示范工程，开展“源网荷储”联合调控。推动储能应用与装备制造业协同发展，培育一批具有国际竞争力的市场主体。
二、建立储能价格机制。结合电力市场改革，推动建立储能价格形成机制，鼓励储能参与电力现货和辅助服务市场。在国家层面建立储能成本疏导补偿机制和容量电费机制，运用价格引导储能在不同场景下的应用。在市场化机制完善前，建议设立储能专项发展基金或统筹已有专项资金支持储能设施建设。
三、全面开展氢能攻关。开展氢储能基础理论研究，探索提升氢储能放电功率综合策略研究。大力推进氢制造、储运及燃料电池核心技术研发攻关，推进氢储能相关利用技术实用化。加快氢储能关键设备国产替代与规模化生产，压降氢储能成本，积极开展试点应用。
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