全国投资者连夜入川！新政落地，储能装机或将成倍增长！

日前，四川省发改委正式发布了《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》（川发改价格〔2025〕14号）。这一政策的出台，如同一声响亮的号角，宣告了四川储能行业新时代的到来。该政策从价格机制、成本分摊、市场参与等多个维度为新型储能项目“松绑”，储能行业或将迎来爆发式增长。 政策核心突破：从“卡脖子”到“全链条扶持”此次新政的突破性，主要体现在三个核心层面，直击储能项目经济性的痛点，为储能行业的快速发展提供了有力支撑。充放电价格机制全面市场化新政对独立储能电站和用户侧储能的充放电价格机制进行了全面市场化改革。对于独立储能电站，其在充电时作为电力用户参与市场交易，且向电网送电的充电电量免收输配电价和政府性基金附加。这一政策大大降低了储能电站的充电成本，提高了其经济性。 而在放电时，独立储能电站参照煤电政府授权合约价格机制获取差价收益，尖峰电价时段进一步按分时电价浮动比例执行，收益空间显著扩大。对于用户侧储能，新政同样给予了市场化定价的灵活空间。其放电电量参照煤电合约价格，且允许在现货市场运行后完全按市场规则定价。 这意味着储能项目可以通过“低充高放”的策略，在电力价差中获取更高的收益。这一机制不仅激励了用户侧储能的积极参与，也为其提供了更为广阔的盈利空间。容需量电费“松绑”，投资成本骤降此前，用户侧储能因设备增容导致的容量电费（按变压器容量计费）或需量电费（按最大负荷计费）一直是成本上的“黑洞”。 新政对此进行了明确的改革，规定2026年底前投运的用户侧储能项目，两年内新增的容需量电费由全省统筹疏导。具体来说，按容量计费时，仅以储能设备专用变压器容量计算新增费用，避免了因其他设备增容而导致的额外电费支出。而按需量计费时，则以储能充电负荷峰值或相邻时段平均值核定，有效避免了因偶发尖峰负荷而增加的成本。 这一政策相当于为储能项目节省了20%-30%的固定电费支出，直接降低了初始投资门槛，使得更多的资金可以投入到储能项目的建设和运营中。临时放电量纳入收益，灵活性提升新政还规定，独立储能在电力保供期间临时增加的放电量（超出中长期交易计划部分）可纳入差价费用补偿范围，由电网企业审核后执行。这一机制为储能参与电网调峰提供了额外的收益渠道，进一步缩短了储能项目的回本周期。 同时，这也增强了储能项目的灵活性，使其能够更好地适应电网的运行需求。市场效应：从“观望”到“抢装”的临界点已至四川作为全国清洁能源大省，水电占比超过80%。 然而，峰谷差大、调节能力不足的问题一直困扰着四川的电力供应。此次政策的落地，彻底改变了储能项目的经济模型，使得储能行业迎来了前所未有的发展机遇。 投资成本大幅下降新政通过电费减免和收益机制优化，使得储能项目的投资成本大幅下降。以用户侧储能项目为例，原本需要承担高额的容量电费或需量电费，新政实施后这部分费用被豁免或大幅减少。同时，充放电价差收益的增加也进一步提高了项目的经济性。 回本周期显著缩短此前，储能项目的回本周期普遍在6-8年左右。然而，新政的实施使得储能项目的回本时间大幅压缩。尤其是工商业用户，通过“峰谷套利+需量管理”的组合模式，有望在4-5年内收回成本。 这一变化极大地增强了储能项目的吸引力，使得更多的投资者愿意投入到储能行业的建设中。隐忧与挑战：政策落地仍需“配套护航”尽管新政力度空前，为储能行业带来了前所未有的发展机遇，但潜在的风险和挑战仍然不容忽视。 现货市场衔接问题当前四川电力现货市场尚未完全成熟，储能收益仍依赖中长期合约。这可能导致实际价差空间低于预期，影响储能项目的经济性。因此，需要加快电力现货市场的建设和完善，为储能项目提供更多的市场机会和收益空间。技术标准缺失部分条款如临时放电量的核定等缺乏实施细则， 可能引发结算纠纷。因此，需要尽快制定和完善相关技术标准和实施细则，确保政策的顺利执行和储能项目的正常运营。电网承载力瓶颈成都等负荷中心密集上马储能项目，可能加剧局部电网拥堵。因此，在规划和建设储能项目时，需要充分考虑电网的承载能力和运行安全，确保储能项目与电网的协调发展和互利共赢。 结语：一场重构能源版图的“四川实验”四川此次新政的出台，不仅是一次地方性的突破，更为全国储能商业化提供了范本。通过价格机制改革，储能从“政策驱动”转向“市场驱动”，其经济性拐点已然显现。这一转变将极大地激发储能市场的活力和潜力，推动储能行业的快速发展。随着2025年电力现货市场的全面推开，四川有望成为中国储能产业“狂飙”的起点。在这场能源革命的浪潮中，储能行业将迎来前所未有的发展机遇和挑战。对于投资者而言，抓住政策窗口期布局优质项目，将是未来3年能源转型浪潮中的关键一役。 欢迎大家加入光伏和储能社群持续沟通交流