CA88

随着电力市场化改革深入和分时电价机制逐步完善，越来越多的用电企业基于降低用能成本、提升供电可靠性、参与辅助服务等目的，自主投资建设了用户侧储能。然而，随着新能源装机规模不断扩大，电力市场化改革持续推进，企业仍面临一系列深层次、系统性的矛盾与挑战，这些矛盾相互交织、彼此强化，严重制约了储能资源的有效利用与行业可持续健康发展，影响了新型电力系统建设的整体进程。今年全国两会，全国人大代表、全国工商联副主席、CA88集团董事局主席刘汉元针对保障企业对配套储能自主调控权提出了相关建议。

刘汉元代表认为，当前，消纳问题导致新能源发电能力无法有效转化为经济收益。尽管新能源装机占比持续攀升，但在部分地区，尤其是资源富集但本地负荷有限、外送通道不足的西北、华北等区域，因电网调节能力受限、跨省区输电能力不足等原因，“弃风弃光”问题依然在一定时段和范围内存在。限电直接导致发电企业的可利用小时数下降，发电量无法全额上网，前期巨大的固定资产投入难以通过售电有效回收。在午间光伏出力高峰时段尤为突出，不仅造成清洁能源的浪费，更直接侵蚀企业的电费收入，影响项目的经济性与投资信心。

市场矛盾导致电价剧烈波动，收益稳定性严重不足。随着电力市场化改革向纵深推进，新能源正全面参与市场化交易。2025年，全国累计完成电力市场交易电量6.64亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量的64%，同比提高1.3个百分点。在市场环境下，新能源出力的波动性与间歇性直接映射为电价的剧烈波动。在光伏装机渗透率较高的省份，大发时段的电价屡创新低。2025年，山西、广西等省份在午间11时至16时光伏出力高峰时段，现货市场均价普遍低于0.1元/千瓦时；黑龙江大量白天时间为0电价，12月甚至连续13天出现24小时持续0电价；山东更是经常出现午间负电价的极端情形。与之形成鲜明对比，在晚高峰等光伏出力不足而系统用电需求旺盛时段，市场电价则维持在较高水平。这种“高峰无光、有光无价”的价格结构，使得光伏发电项目的收益曲线与出力曲线严重错配。

刘汉元代表表示，为应对这些问题，部分发电企业和用电企业配置了储能系统，承担了全部投资成本。但在实际运行中，投资主体却未能普遍获得与之匹配的自主调控权。当前，许多地区的电网将新能源项目配储参照独立储能或电网侧储能进行统一调度，优先用于调频、断面阻塞管理等系统级公共需求。储能充放电的指令权高度集中于电网，发电企业无法根据实时电价信号、自身弃电情况或出力预测，自主决策储能的最佳运行策略以实现个体最优经济性。这就导致了“建而不用”（为满足政策要求而建设，但实际调用率低）或“为他所用”（储能资源被系统调用，但其价值未充分反馈至投资主体）的尴尬局面。部分省份甚至要求新能源发电项目与配套储能分别接入两套不同的调度系统，按两套独立主体进行管理和考核，进一步割裂了电源与储能的有机联系。

同样，用电企业自建的储能设施也常面临调度权属不清的问题。在部分地区或特定情况下，用户侧储能也可能被要求或被动接受电网的集中调度指令，以实现局部电网的负荷平衡或紧急支持，但因此产生的损失和设备损耗往往缺乏合理补偿机制。用电企业难以基于自身的用电曲线、电价合约和生产经营计划，对储能进行最优化调度，节约用电成本的初衷被大打折扣。这种普遍存在的调度权与所有权、成本承担与收益获取相分离的机制，使得储能在很大程度上未能充分服务投资主体的核心诉求，导致投资的经济逻辑断裂。

刘汉元代表指出，上述矛盾并非孤立存在，而是相互关联、相互强化。消纳压力导致电量损失，市场化带来价格风险，而本应用于对冲这些风险的储能，又因调度机制问题无法有效发挥作用，导致发电企业陷入“出力受限、收入减少、应对工具失灵”的困境。不仅严重削弱了发电企业的盈利能力与抗风险能力，也打击了用电企业配储的积极性，影响了社会资本持续投资的信心。长此以往，必将影响新型电力系统的构建，延缓我国能源转型步伐。对此，刘汉元代表建议：

一是建议国家相关部委会同电网企业，尽快明确储能的分类标准与调度权责划分，切实保障储能投资主体的合法权益。核心是确立“谁投资、谁受益、谁主导”的基本原则，在保障电网公共安全的前提下，尊重和保障投资主体对自建储能的自主调控权。对于发电企业配建储能，应允许其作为新能源场站的内在组成部分，实施一体化调度、联合出清与结算，支持其根据市场信号和运行状态自主优化充放电策略。对于用电企业配储，应明确其作为用户自有设备的主体地位，支持其基于价格信号和自身用电需求进行自主调度。

二是建议鼓励智慧调控技术与数字化平台的研发应用。推动面向多主体、多类型储能的协同调控技术、能量管理系统及聚合平台的发展，促进储能与电源、电网、负荷的高效互动与协同优化。通过技术手段赋能投资主体实现储能的精细化、智能化自主管理，同时为电网安全运行提供可视、可控、可调的柔性资源，切实发挥储能在提升系统灵活性、促进新能源消纳、保障电网安全稳定方面的关键支撑作用，为构建新型电力系统奠定坚实基础。