中国能源资讯网今年两会，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤对扩大碳市场覆盖范围，鼓励民间自愿交易、支持燃料电池并网发电、适度支持水面光伏发展、鼓励民营企业参与大型新能源项目开发四方面提出了相关建议。
两会建议1：
关于扩大碳市场覆盖范围，鼓励民间自愿交易的建议
党的十八大以来，我国生态文明建设取得了举世瞩目的成就，污染物排放大幅度降低，单位GDP二氧化碳排放强度逐年下降。2021年7月，全国碳排放权交易市场正式启动，为我国实现“双碳”目标提供了碳排放权交易的市场化平台。
截至目前，全国碳市场总体运行平稳，但也存在一些问题：
非临近履约期交易清淡，市场活跃度较低；石化、钢铁、有色、造纸、化工、建材等工业领域暂未被纳入全国碳市场，大量的企业和排放未被纳入履约考核；中国核证自愿减排量（CCER）市场暂未重启，CCER存量不足；民间市场主体缺乏参与碳市场自愿交易的途径，且可参与交易的品种、交易和管理制度不明确等。
碳市场的覆盖范围、行业以及先后顺序是碳市场建设的关键要素，市场主体交易的活跃度是碳市场能否发挥减排效果和作用的关键，这对防止碳泄漏，提高出口产品竞争力，实现公平减排，最终实现“双碳”目标意义重大。为此提出以下建议：
一、坚持先立后破、逐步扩大碳市场的覆盖范围
1.建议“十四五”期间将更多行业纳入全国碳市场。目前，我国碳市场已纳入发电行业，覆盖全国碳排放量约45%，但还有大量高耗能行业未被纳入。建议尽早将水泥、钢铁和电解铝等高能耗行业纳入全国碳市场，并尽快明确其纳入的时间节点及碳配额分配原则。
2.建议完善并丰富全国碳市场的交易品种和交易方式。碳交易产品和交易方式的多样化有利于提升市场活跃度，进而加快全国碳市场的市场化进程。建议在现阶段全国碳市场现货交易的基础上，借鉴国际碳市场经验，进一步增加如碳远期、碳期权、碳期货等碳金融产品种类，并引入远期交易、展期交易、掉期交易等更多交易方式。
3.建议全国碳市场设置碳配额有偿分配比例，拍卖收入用于支持欠发达地区节能减排项目。逐步引入碳配额通过拍卖方式发放的机制，提升碳配额有偿分配的比例，所获收益用于环境保护、低碳投资和帮扶欠发达地区的节能减排项目。
二、积极鼓励民间市场主体自愿交易
1.建议鼓励民间市场主体参与碳市场。开放非控排企业、机构及个人进入碳市场，并降低其入市门槛，通过市场化机制增强碳市场的覆盖面和活跃度。
2.建议尽快重启CCER市场，加快落实自愿减排市场建设。根据不同类别新能源项目的市场存量，项目开发的额外性，甄选出一批符合碳市场交易需求、能稳定推进碳市场有序发展的自愿减排项目，并支持开发对应的方法学工具，积极推进新能源行业参与到碳市场中。尽快重启CCER项目备案，发挥企业开展自愿减排项目的积极性。
3.建议政府牵头制定全国及地方碳普惠体系相关管理办法，加快民间碳普惠体系建设，记录、量化中小微企业及个人参与低碳场景、践行减排的行为。企业和个人可通过碳普惠机制获得官方认可的碳减排量，能自由进入碳市场实现碳减排量的交易变现，或通过政策支持、商业奖励等消纳渠道实现其价值，推动社会形成全面绿色低碳的生产生活方式。
两会建议2：
关于支持燃料电池并网发电的建议
自国家“双碳”目标提出以来，我国可再生能源应用进入了快速发展阶段，可再生能源在电力系统占比不断提高。但由于自身的波动性、间歇性特点，以及我国可再生能源资源分布与能源消纳在空间、时间上的不均衡，可再生能源的长期发展受到了一些制约。
在构建新型电力系统进程中，电能与氢能可共同作为绿色能源的终端形态，电氢、氢电耦合是未来能源创新发展的一种路径。氢储能具有大规模、长周期、清洁低碳、便于存放的优势，可实现与电能的相互转换，对可再生能源消纳、灰氢综合利用、电力系统稳定、移动电源供电以及分布式能源发电都具有重要作用。以氢为燃料的燃料电池具有无污染、无噪音、无排放等优点，可以将氢能转化为电能馈入电网，也可以作为用户的自备微型电厂。燃料电池发电将对我国深度脱碳起到举足轻重的作用。
一、现存问题
1.当前，我国风、光等新能源发电项目已实现平价，得益于行业发展初期支持性政策的引导，我国新能源产业快速发展，新能源发电成本已大幅下降，形成了良性循环。目前燃料电池并网发电的技术还不成熟，政策尚未出台，燃料电池发电与可再生能源发电、以及传统煤电上网发电存在较大差异，当前技术主要用于车辆等移动场合。现有的新能源并网发电政策也不适用于燃料电池发电。
2.我国燃料电池产业仍处于早期示范阶段，缺少商业化应用。氢气制备、储运、配送及应用环节成本较高，燃料电池材料耐久性、系统效率和成本也有待进一步改善，现阶段燃料电池并网发电无经济性可言。
二、建议
1.尽快制定燃料电池并网发电管理制度
我国燃料电池发电产业处于发展初期，政策端多集中在交通领域的应用，对发电并网领域关注较少。目前燃料电池发电仅以个别示范方式运行，缺少商业化应用。建议尽快制定燃料电池并网发电管理制度。借鉴早期扶持风、光发电的成功经验，逐步建立相关制度流程、标准规范，提前出台相应政策，激发产业潜能。
2.尽快确定燃料电池并网电价形成机制
燃料电池发电度电成本由设备初投资、氢原料和运营成本等构成。随着技术发展及产业规模化和氢源的多元化，发电效率将进一步提升，系统成本将大幅度降低。建议由价格主管部门根据氢燃料电池的发电成本，尽快厘定上网电价，高于各地标杆电价部分，由国家可再生能源电价附加资金给予补贴。具体政策可参照目前光热发电的政策，实行项目总量控制，并逐步扩大规模，逐步降低补贴强度。
3.完善燃料电池热电联供鼓励政策
燃料电池发电过程中伴随大量热能产生，热电联供系统可以回收部分热能，进而大幅度提高系统效率。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出要因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，部分地方政府规划也提及积极推进氢燃料电池热电联供项目的发展。但现行政策仍较粗略，多侧重于产业规模及技术的发展方向，缺乏对产业落地的细致指导。建议尽快完善关于燃料电池热电联供的扶持政策，鼓励燃料电池发电项目积极配套热电联供系统，提高系统效率和经济性。
两会建议3：
关于适度支持水面光伏发展的建议
水面光伏土地占用少、发电量高、宜与渔业产业相结合，具备规模化开发潜力，目前已成为地面、屋面应用的重要补充。全球水面光伏产业已进入快速发展期，据机构预测，全球水面光伏需求量将以年均22%的速度增长，2030年水面光伏年新增装机量将超30GW。我国内陆水域面积约1750万公顷，水面光伏电站作为因地制宜创新发展的“光伏+”典型模式，发展前景巨大。目前，我国已成为全球水面光伏总装机容量最高的国家，且水面光伏产业链持续优化，创新应用案例及解决方案不断涌现，浮体、锚固、消浪等水面光伏产品和技术创新位居国际前列，水面光伏设施的环境影响降至最低。
2022年5月，水利部印发《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》，规定“光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设”，这给我国水面光伏发展带来了较大影响。部分省市根据指导意见要求将原符合规定的项目整改或拆除，有些地方甚至不予审批所有涉水光伏项目。粗略估计，超1000万千瓦已建水面光伏电站将受影响，超5000万千瓦已纳入建设规模和拟建的水面光伏项目将无法实施。
目前已有多国机构研究表明，合理、适度排布建设的水面光伏电站不仅不会造成环境、水质、防洪等影响，而且可以保护河岸植被。2021年《国际低碳技术杂志》刊发报告，对不同场景下不同水质进行的研究与监测，均显示水面光伏电站对水质无不利影响，光伏组件覆盖在水面上，可减少水面蒸发量，降低水温，抑制藻类繁殖。水面光伏电站作为构筑物，在设计建设时严格遵守防洪标准和相关技术要求，满足相应重现期最高洪水位以上500mm的安全超高，在预留放水涵、溢洪道等设施安全距离的同时，充分考虑结构稳固性，保证桩基不倾倒；漂浮式光伏电站压缩水流使水位壅高的幅度非常微小且发生在局部，对水域流态干扰较小。此外，水面光伏电站建设还需严格遵守国家及地方的标准与要求，经水土保持方案评价、环境影响评价、防洪大堤影响分析、水利工程影响分析、防汛抢险影响分析等多维度论证，且受各级主管部门监管。
我国新能源基地规划主要集中于西北部地区，通过特高压等外送通道送至中东部地区。但目前外送通道建设量不足、利用率低，远距离资源配置成本高，且若中东部地区大规模依赖西北部基地远距离输送绿电，对当地电网也将造成冲击。“双碳”战略下，中东部地区本地新能源规划建设规模仍然巨大。随着地面用地政策收紧，适宜户用及工商业分布式开发的屋顶资源趋于紧张，中东部地区在有限的资源下提高绿电自给率的压力日益突出。
因此，建议合理利用我国中东部地区丰富的水域资源，适度支持水面光伏发展：
1.建议在政策上不“一刀切”禁止河湖水域内建设光伏项目，依法依规进行分类处理。针对目前已建成的水面光伏项目，若已完成防洪批复、环评批复等合规手续，允许项目保留；针对未来新增建设的水面光伏项目，统筹安全和发展，严格评估，充分论证，符合规定的应充分鼓励发展。
2.针对未来新增水面光伏项目，尽快界定合规项目认定要求。建立明确的设计建设运维标准体系，客观评估水面光伏项目建设条件，在不影响行洪、供水及生态安全的前提下，由各级地方政府科学论证，严格审批。
两会建议4：
关于鼓励民营企业参与大型新能源项目开发的建议
党的十八大以来，我国可再生能源实现跨越式发展，截至2022年底，我国可再生能源发电累计装机突破12亿千瓦，装机规模稳居世界第一，发电量占比稳步提升，能源结构调整和减碳效果逐步显现。新能源装备制造已实现完全自主，其中多晶硅、硅片、电池、逆变器、风电装备等产品全球排名前十的企业，我国占比均超半数。发电成本持续下降，风光发电全面实现平价上网，发展成就举世瞩目。一直以来，民营企业作为推动技术创新的主体，充分发挥了新能源产业发展排头兵和先行者的作用，通过持续研发投入，完成多元技术与发展路线创新突破，引领产业迭代升级。
去年底，中央经济工作会议再次强调坚持“两个毫不动摇”，坚定了民营企业的发展信心。行业企业也将继续承担重要责任，大力投入技术创新，推进产业智能化、数字化、绿色化，推动最新研发成果示范转化，进一步降低发电成本。
当前，国家风光大基地项目开发对投资主体的规模体量等方面要求较为苛刻，忽视了促进产业高速发展的技术创新要素以及新能源发电特有的制造业属性，民营企业几乎无法实质性参与大型风光基地项目开发。近期，在推进煤电与可再生能源联营过程中也出现类似问题，煤电与新能源联营路径主要集中于不同投资主体间的合约性联营，以及同一投资主体间的一体化联营。经调研，大部分省份更加倾向于将新能源项目分配政策与新建煤电装机规模或改造后的煤电调峰容量挂钩。直接给煤电企业分配新能源项目建设指标，这与竞争性配置的市场化原则相矛盾。
助力国家“双碳”目标实现，投入巨大，需要全社会共同努力。建议充分尊重产业发展的客观规律，发挥国有企业和民营企业的不同优势，促进新能源产业高质量发展。
一、重点基于提高发电效率、降低发电成本、创新业务模式等创新技术，设置风光基地项目竞争配置要求，积极推进先进技术在大型风光基地项目中的应用，进一步激发民营企业的科技创新活力。民营企业是创新发展的主力军，也是集聚科技创新要素的重要载体，有更高的热情推进新的技术变革，民营企业成为基地项目开发主体，有利于先进技术在大型项目中的应用。
二、鼓励民营企业参与风光大基地项目开发或与国有发电企业合作开发。充分发挥民营企业技术和机制优势，以及国有企业在资金等方面的优势，明确民营企业参与大型风光基地项目的最低比例，推动大型新能源基地项目高效、高标准开发建设，提升运营效率，提升项目发电效能。
三、制定公平的市场竞争规则，推进煤电企业和新能源企业不同主体间的专业化合约性联营，充分发挥煤电企业和新能源企业各自的专业能力，科学评估项目实施要素，高质高效推动项目落地。
来源：国际能源网/光伏头条
