两会·高见

关注经济数据的人们，会发现电动汽车、锂电池、光伏产品的发展正越来越多地被官方提及：它们是外贸出口“新三样”，去年出口首破1万亿元大关，增速高达30%；也是中国制造的亮点和“新名片”。

经过十几年发展，光伏已走出“至暗时刻”，成为中国最具全球竞争力的工业门类之一。“高速发展的同时，也伴随着光伏企业无序低质化扩产、配套体制机制不完善、大批资本主体盲目进场等乱象。”作为光伏行业“老兵”，全国人大代表、天合光能董事长高纪凡呼吁，行业亟须从“铺摊子”转向“上台阶”的发展模式。

围绕行业发展，今年全国两会，高纪凡带来了四份建议及议案，建议构建光伏产业高质量发展生态圈；发挥龙头企业产业科技创新引领作用，塑造高质量发展新优势；大力推进我国光伏储能产业融合发展；以及修改《可再生能源法》等。

3月5日，十四届全国人大二次会议首场“代表通道”，全国人大代表、天合光能股份有限公司董事长高纪凡接受媒体采访。据中国网

起步于江苏常州的天合光能，目前已发展成为光伏产业链的头部企业，“链主”。谈及行业高歌猛进背后的隐忧，高纪凡坦言，近年来，产业内部企业的无序扩产，导致下游产品卷入低效低质的“价格战”竞争泥潭，增收不增利；产业外部由于核心技术、供应链等关键资源缺乏有效保护，难以构筑以服务行业高质量发展为目标的壁垒，使得跨界资本热钱轻易进入，在产能上无序扩张，某种程度上加剧了光伏产业的低效同质化竞争，造成社会资源巨大浪费。

高纪凡还提及一个近期备受关注的问题，我国作为全球最大的光伏产品出口国，大量、长期的低价光伏产品出口，可能加快他国以“能源安全”为名的反倾销贸易措施出台速度。

高纪凡认为，参照国际经验，构建链主企业引领的生态治理体系，有助于引导产业从无序扩张向良性迭代转变，提高产业内外资源配置效率。他建议，工信部牵头制定光伏产业长期发展规划，构建3至5个由链主企业引领、包含产业链上下游核心企业的光伏产业生态圈。

其次，推动行业主管部门与光伏产业生态圈的沟通交流，“帮助行业算总账、算大账，通过核心生产要素的合理调度和有效投放来引导产业有序发展。”高纪凡举例，资金要素上，可根据技术水平与生产管理效能进行融资优先排序；人才要素上，加大科研领军人才引进与培育补贴力度；政策要素上，完善优质企业税费优惠政策，降低企业综合运营成本；供应链整合上，为链主企业协调产业链资源开通绿色通道，完善配套支持。

此外，面对国际动荡局势、潜在双反威胁及海外企业竞争，高纪凡认为，中国光伏产业需要创新产业整合机制、增强内部凝聚力、提高产业链韧性。引导创新资源向企业集聚，完善科研院所和高校的技术成果向企业转移机制。

因此，高纪凡建议政府及产业主管部门，积极研究并出台相关管理办法，有序引导光伏产业通过收并购、联合创新、专利联盟、交叉持股等方式增强产业协同和凝聚力，出台政策鼓励链主企业带领生态圈聚焦前沿科技创新、国际标准制定、全球产能布局、品牌和渠道建设，持续筑牢中国光伏产业高地，力争孵化培育一批中国光伏企业成为世界500强。

今年政府工作报告，首次将发展“新型储能”写进其中。储能就像是“充电宝”，可以把平时风电、光伏等新能源富余的发电量储存起来，在用电高峰时放电。既能促进大规模风光等新能源开发消纳，也能为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务。

在《关于大力推进我国光伏储能产业融合发展的建议》中，高纪凡援引数据指出，截至2023年底，全国光伏发电累计装机达609GW，成为装机第二大电源，仅次于煤电；全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约22.6GW/48.7GWh，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。光伏、储能完成投资额分别超过6700亿元和1000亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展“新动能”。

与此同时，光伏、储能行业发展也面临一些问题。高纪凡认为，随着我国光伏、风电规模化发展，新能源消纳并网问题不断加重，并网消纳瓶颈对光伏长期可持续发展形成较大风险。大型集中式光伏电站，受特高压外送限制，呈现后续发展空间不足的问题。分布式光伏方面，河南、山东等多省份陆续发布消纳预警风险，大幅降低了分布式光伏市场发展的预期和积极性。

其次，电力市场化机制不成熟导致光伏储能电站收益下降。电力市场化有利于促进新能源消纳。但是电力市场化以及分时电价政策叠加新能源发电的间歇性和不确定性，导致电站收益呈下降趋势。他以山西为例，2023年全年光伏交易电量25.38亿千瓦时，成交均价311.04元/兆瓦时，较平价固定上网电价332元/兆瓦时下降6.3%。

此外，新能源电站承担的电力系统辅助服务费用等系统运行成本也越来越高，对投资收益率造成的影响也愈加广泛。高纪凡指出，储能作为调节性资源，可以有效地改善新能源输出曲线，提高新能源在电力市场中的灵活性。新疆、内蒙等大基地所在省份均出台了新能源配套储能要求，但是受储能参与电能量和辅助服务市场机制不成熟等因素影响，“配而不用”的现象愈演愈烈，低利用率导致储能价值无法充分发挥，为开发企业带来了更大的经济压力。

高纪凡认为，当前光伏、电化学储能成本快速下降，已具备协同发展的基础条件，推动构建光储协同的新能源装机模式，破解电网消纳压力和突破光伏装机瓶颈，可以打开市场的天花板，成为下一阶段新能源发展的关键。

为此，他建议鼓励集中式和分布式光伏配置储能，以及独立储能建设，进一步完善电网调度机制，充分发挥源网荷侧的储能作用。他提到多部门已明确储能在风光大基地和分布式光伏促进新农村基础设施建设中的战略定位与作用，根据供需实际情况科学优化确定配储比例，完善储能的高效利用机制，确保电网企业应调尽调分布式储能；国家发改委与国家能源局联合印发的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》中，鼓励光储企业与电网的协同规划、建设、运行、管理等方面的工作。他建议进一步加快出台相关实施方案。

其次，进一步完善新能源、储能参与电力市场交易机制，在满足电网安全运行条件下优先出清。通过容量电价机制、现货、辅助服务等方式，保障新能源配储、独立储能成本疏导和相应收益。

南都全国两会报道组

采写：南都记者陈秋圆 发自北京

编辑：梁建忠

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陈秋圆

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南方都市报记者

梁建忠

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