據曹仁賢介紹，2020年下半年以來，多晶硅價格一路上漲，加之光伏產業鏈其他材料、設備的上漲，另外光伏電站還普遍要求配置一定比例的儲能系統用以輔助并網，增加了光伏電站的投資，總體看光伏電站的發電成本增加了20%-25%，由于上網電價已執行各地燃煤基準價而且偏低，導致光伏電站投資回報率急劇下滑甚至虧本。

全國人大代表、陽光電源董事長曹仁賢 圖/受訪者供圖

曹仁賢表示，事實上光伏電站成本與各地煤電價格無關，其度電成本，取決于光照強度、初始投資、息稅及非技術成本，這個成本可能會高于或低于當地煤電價格，煤電價格本身也是波動的，所以將煤電價格作為光伏電站上網電價是不科學的，也有悖可再生能源法精神。

在此背景下，曹仁賢建議盡快完善光伏發電價格形成機制。

曹仁賢提出的舉措之一為核定新建光伏電站保障性收購價格。他表示，建議根據各地區光伏電站度電成本加合理收益核定新建項目保障性收購價格，每年核算1次，有重大變化適時核算調整，和各地煤電價格脫鉤。光伏電站所發電量全額保障性收購，合理利用小時數內電量，上網電價執行保障性收購價格，并確保當期發電價格20年不變，超過合理利用小時數的電量可參與市場交易，由市場機制形成價格。

同時，曹仁賢還建議，進一步加快推進綠電交易市場。“當前綠電交易仍以自愿交易市場為主，存在交易量小、交易價格低等問題。”曹仁賢表示，從美國成熟綠電市場建設的歷程來看，配額制的強制交易市場和自愿交易市場并行將是綠電交易市場未來發展的趨勢。因此，建議加快推進綠電交易市場走向成熟，適時建立配額制的強制綠電交易市場，釋放綠電供需雙方發展潛力。

建議盡快完善光伏發電價格形成機制之外，曹仁賢還提出，可盡快建立光伏電站儲能系統價格機制。

曹仁賢向貝殼財經記者表示，現階段要求光伏電站配置一定比例儲能系統具有一定合理性，但是由于沒有建立儲能系統成本疏導機制，光伏電站上網電價也未體現儲能輔助服務及可控容量等價值構成部分，導致光伏電站投資回報率急劇下降。

為應對上述問題，曹仁賢建議，對于發電側配置儲能的項目，由各省電網公司根據當地電網情況，每年核定一次儲能配置比例，價格主管部門每年核定一次儲能成本價格，并將儲能成本納入光伏電站保障性收購價格的成本核算中；對于電網側儲能項目（或者共享儲能項目）參照成本加合理收益的辦法核定調峰、調頻服務價格和利用率。