新华社北京电 在今年全国两会上，全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元就保障企业对配套储能自主调控权问题提出专项建议，引发业界广泛关注。 一、消纳困境与价格失序并存，新能源发展面临深层矛盾 近年来，我国新能源装机规模持续扩大，清洁能源转型步伐明显加快。然而，装机规模的快速增长并未同步带来发电效益的等比提升。在西北、华北等新能源资源富集地区，受制于本地消纳能力有限、跨省区输电通道不足以及电网调节能力滞后等因素，弃风弃光问题在特定时段和区域内仍未得到根本解决。发电企业可利用小时数持续下降，前期大规模固定资产投入难以通过正常售电渠道有效回收，项目经济性受到明显侵蚀。 ——电力市场化改革的深化——在为新能源参与市场交易创造空间的同时，也带来了电价剧烈波动的新挑战。数据显示，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%，占全社会用电量的比重已达64%。在光伏装机渗透率较高的省份，午间出力高峰时段的现货市场电价屡创新低。山西、广西等省份在午间11时至16时的现货均价普遍低于每千瓦时0.1元；黑龙江大量白天时段出现零电价，12月甚至连续13天全天维持零电价；山东则频繁出现午间负电价的极端情形。而在晚间用电高峰时段，市场电价却维持在较高水平。这种"有光无价、高峰无光"的价格结构，使光伏发电项目的收益曲线与出力曲线严重错配，投资回报预期大幅压缩。 二、调度权归属不清，储能投资逻辑面临断裂 面对消纳压力与价格风险，部分发电企业和用电企业选择自主投资建设配套储能系统，以期通过削峰填谷、优化出力曲线来对冲上述风险。然而，刘汉元代表指出，在实际运行中，投资主体普遍未能获得与投资责任相匹配的自主调控权。 当前，多地电网将新能源项目配套储能参照独立储能或电网侧储能进行统一调度，优先服务于调频、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调度机构，发电企业无法依据实时电价信号、自身弃电状况或出力预测，自主制定最优运行策略。这个机制导致两种典型困境：一是"建而不用"，即企业为满足政策配储要求而投入建设，但实际调用率偏低，资产长期闲置；二是"为他所用"，即储能资源被系统调用以服务公共需求，但由此产生的价值未能有效反馈至投资主体，形成权责利严重不对等的局面。 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独立调度系统，按两个主体分别管理和考核，更割裂了电源与储能之间的有机联系，使本应协同运作的系统被人为拆分。 用电企业侧同样面临类似困境。用户侧储能在部分地区可能被要求接受电网集中调度指令，以支持局部电网负荷平衡或应急响应，但由此产生的设备损耗与经济损失往往缺乏合理补偿机制。用电企业难以依据自身用电曲线、电价合约和生产经营计划对储能进行最优化调度，降低用能成本的初衷大打折扣。 三、三重矛盾相互叠加，制度性破解迫在眉睫 刘汉元代表强调，上述矛盾并非孤立存在，而是相互关联、彼此强化。消纳压力造成电量损失，市场化机制带来价格风险，而本应用于对冲上述风险的储能资产，又因调度机制不完善而无法运用作用。三重矛盾叠加，使储能投资的经济逻辑趋于断裂，严重影响社会资本参与新型电力系统建设的积极性。 为此，刘汉元代表建议，从制度层面明确企业对自主投资建设的配套储能享有优先调控权，在不影响电网安全稳定运行的前提下，允许投资主体依据市场信号自主决策储能的充放电策略；同时建立健全储能参与系统调度的补偿机制，确保投资主体在储能资源被系统调用时获得合理经济回报，从根本上理顺所有权与调度权、成本承担与收益获取之间的关系。
新型电力系统建设既需要更强的系统调度能力，也离不开面向市场的微观激励。把"谁投资、谁受益"与"谁调用、谁补偿"落实到规则层面，既能保护企业合理预期、稳定投资信心，也能将分散的储能资源更高效地转化为电力系统的调节能力。打通储能价值实现通道，才能更好支撑清洁能源大规模高比例发展。