四川储能新政破晓：打破容量束缚，市场爆发蓄势待发？

今日，四川省发改委重磅发布了《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》（以下简称“新规”），政策提到：为鼓励电力用户建设新型储能项目，调节供需矛盾，2026年12月31日前建成投运的用户侧新型储能项目，投运后两年内其保障新型储能设备正常运行导致用电设备增容而新增的容（需）量电费，纳入全省统筹疏导。 并叠加市场化充放电定价机制，被业界视为储能投资的“破冰之锤”。 四川，这个能源大省，是否将借此机遇打响全国储能市场的“第一枪”？新政背后，储能的经济账又将如何重新书写？斩断容量电费枷锁，降本增效效果显著在用户侧储能的成本结构中，因设备增容而产生的容（需）量电费一直是企业难以承受之重。 以某个工商业储能项目为例，若因储能设备的运行需要新增专用变压器容量，按照现行的电价政策，每年额外支付的电费可能高达数十万元，这无疑大大拉长了项目的回本周期。 而新规明确规定：对于2026年12月31日前投运的用户侧储能项目，投运后两年内新增的容（需）量电费将由全省统筹疏导。这意味着，企业在这两年内无需为储能设备的增容额外买单，相当于享受了两年的“电费假期”。 政策亮点深度解析：精准补贴，避免套利：新规中的补贴政策并非一刀切，而是仅针对“保障储能设备正常运行”所导致的增容部分，有效避免了政策套利行为的发生。灵活计价， 确保公平：容量电费按照专用变压器新增容量来核定，而需量电费则根据储能充电负荷进行动态计算。在数据缺失的情况下，采用相邻时刻的均值进行计算，确保了政策的公平性和合理性。充放电机制市场化：收益空间进一步拓宽新规的另一大突破在于打通了储能参与电力市场的通道，通过价格机制释放了储能的灵活性价值。 在充电成本方面，储能充电时可以作为电力用户参与市场交易， 并且免交输配电价及政府性基金。这一政策大大降低了储能的购电成本，使得储能项目在充电环节就能获得一定的成本优势。在放电收益方面，新规也给出了明确的指引。在电力现货市场运行前，放电价格将挂钩煤电政府授权合约价加分时电价。特别是在尖峰时段（如夏季用电高峰），储能放电可以获得更高的溢价。而当电力现货市场成熟后，储能将通过市场化合约实现“低储高放”，收益弹性将进一步增大。 政策协同效应：四川储能的“天时地利人和”四川此次出台的新政并非孤立之举，而是与省内的能源结构及既有政策形成了强大的协同效应。作为清洁能源大省，四川的水电占比超过了80%。然而，水电的丰枯期出力不均问题一直困扰着四川的电力供应。储能的引入可以有效缓解这一季节性缺口，提升电网的调节能力。此外，四川在2024年就发布了《促进新型储能积极健康发展通知》，简化了储能项目的并网流程。 此次价格机制的创新，更是为储能项目提供了从“建设-并网-收益”的全链条支持。更重要的是，四川作为首个明确用户侧储能容量电费减免的省份，且力度空前（可以说是两年全免），其政策示范意义不言而喻。如果这一政策能够取得显著效果，很可能会引发其他省份的效仿和跟进。市场展望：爆发前夜，挑战与机遇并存尽管新政被普遍看好，但储能的大规模推广仍面临着不少挑战和门槛。首先，技术成熟度是储能行业必须跨越的一道坎。 当前，锂电储能仍面临着寿命衰减、安全风险等问题，需要进一步降低成本、提高效率。其次，现货市场的进度也是影响储能收益稳定性的重要因素。四川的电力现货市场目前尚处于试运行阶段，完全市场化后的价格波动可能会对储能的收益产生一定影响。 最后，商业模式的创新也是储能行业发展的关键。需要积极探索“共享储能”、“虚拟电厂”等新模式，扩大储能的收益来源。 行业预判： 短期：2025-2026年，四川用户侧储能项目备案有望迎来“井喷”期，特别是高耗能企业与园区将成为储能项目的重点布局区域。 长期：随着四川现货市场的逐渐成熟和完善，储能有望从“政策驱动”转向“市场驱动”，成为电力系统的“必选项”而非“可选项”。 欢迎大家加入社群持续沟通交流