截至2023年，我国可再生能源发电装机突破14亿千瓦，稳居全球首位。其中仅2023年，国内光伏发电新增装机量超2亿千瓦，创历史新高。
数字背后，国家发改委、能源局于2019年发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，明确平价项目执行当地燃煤标杆上网电价，并签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。全额保障性收购稳定了投资者预期，对可再生能源市场规模扩大和发展起到了重要作用。
2023年以来，各省纷纷出台电力市场交易实施方案，要求风光等可再生能源发电的存量与增量项目均须参与电力市场化交易。由此带来的可再生能源投资不确定性，是全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤关注的焦点之一。
“根据各省可再生能源占比不同，入市比例要求不一，部分省份甚至要求100%参与市场化交易。可再生能源发电是一次性投资项目，其出力存在随机性、间歇性，也没有燃料等原材料进项，现行的电力市场交易机制主要针对常规火电机组制定，没有体现可再生能源发电特性，因此与常规火电‘无差别’竞争，可再生能源投资面临较大的不确定性，经常承担超额偏差电费风险，收益难以保障。”曹仁贤分析称。
他认为，上述政策叠加国内绿电绿证交易尚未全面实施，在没有环境价值保障的情况下高比例参与电力市场化交易，可再生能源发电资产面临严峻的不确定性。
澎湃新闻获悉，今年全国两会期间，曹仁贤带来了《关于稳定可再生能源发电电价的建议》。
他表示，由于风光等可再生能源项目是一次性固定资产投入，企业按照项目投产时上网电价测定收益并做投资决策、偿还贷款、缴纳税费。在完备的电力市场机制建成之前，存量项目大比例参与电力市场化交易，电价必将发生波动，初始投资收益逻辑不能成立，也影响未来新增项目投资信心。
对此，他提出建议，针对存量可再生能源项目，严格执行国办函〔2022〕39号及发改能源〔2019〕19号的规定，按项目核准时国家及当地规定的上网电价签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），并确保项目所发电量全额上网；针对2024年及以后的新建项目，建议每年根据各地区可再生能源项目度电成本加配套储能成本及合理收益原则核定当年新建项目的发电上网价格，和各地煤电价格脱钩，其中合理利用小时数内电量以核定电价签订购售电合同（不少于20年），超合理利用小时数外电量参与市场化交易。
“建议相关部门加大对各省新能源电价政策的监管，定期组织核查，及时纠正各省新能源项目电价新政策有悖于原有政策的情况，促进新能源可持续投资。”曹仁贤说道。
他同时建言，加快完善全国统一的绿电绿证及交易管理机制，推进绿电绿证交易市场走向成熟，适时建立“配额制+绿证交易”制度，释放绿电供需双方发展潜力。