3月7日，四川省發展和改革委員會價格處發布《關于進一步完善新型儲能價格機制的通知（川發改價格〔2025〕14號）》。該文件明確了獨立儲能電站充放電價格及用戶側新型儲能項目充放電價格等事項。

獨立儲能電站放電時可作為發電企業參加省內電力市場交易。電力現貨市場運行前，放電電量參照煤電政府授權合約價格機制執行，獲得平均差價費用，全省執行尖峰電價期間，放電價格和平均差價費用參照分時電價機制（含尖峰電價機制）時段劃分和浮動比例執行，其余時期不執行分時電價機制。

并鼓勵獨立儲能電站簽訂高峰時段和低谷時段市場合約，發揮移峰填谷和頂峰發電作用，其放電價格按照電力市場交易規則形成，不再執行上述政策。

電力現貨市場運行前，用戶側新型儲能項目放電電量參照煤電政府授權合約價格機制執行，獲得平均差價費用，并參照分時電價機制（含尖峰電價機制）時段劃分和浮動比例執行。電力現貨市場交易連續結算試運行開始后，用戶側新型儲能項目放電價格按照電力市場交易規則形成，不再執行上述政策。

并強調2026年12月31日前建成投運的用戶側新型儲能項目，投運后兩年內其保障新型儲能設備正常運行導致用電設備增容而新增的容（需）量電費，納入全省統籌疏導。

原文件如下：

各市（州）發展改革委，國網四川省電力公司、各地方電網、增量配電網企業，四川電力交易中心有限公司，有關市場主體：

為引導新型儲能健康有序發展，促進構建安全高效的新型能源體系，助力能源綠色轉型和電力系統安全保障能力提升，根據國家有關政策要求，結合四川省發展和改革委員會、四川省能源局《關于促進新型儲能積極健康發展的通知》（川發改能源〔2024〕665號），經商省能源局，現就進一步完善我省新型儲能價格機制有關事項通知如下。

一、獨立儲能電站充放電價格

本通知中獨立儲能電站指川發改能源〔2024〕665號文件中的電網側新型儲能電站。獨立儲能電站充電時可作為電力用戶參加省內電力市場交易，其中向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

獨立儲能電站放電時可作為發電企業參加省內電力市場交易。電力現貨市場運行前，放電電量參照煤電政府授權合約價格機制執行，獲得平均差價費用，全省執行尖峰電價期間，放電價格和平均差價費用參照分時電價機制（含尖峰電價機制）時段劃分和浮動比例執行，其余時期不執行分時電價機制。

電力現貨市場交易連續結算試運行開始后，鼓勵獨立儲能電站簽訂高峰時段和低谷時段市場合約，發揮移峰填谷和頂峰發電作用，其放電價格按照電力市場交易規則形成，不再執行上述政策。

二、用戶側新型儲能項目充放電價格

用戶側新型儲能項目充電時可作為電力用戶參加省內電力市場交易。

電力現貨市場運行前，用戶側新型儲能項目放電電量參照煤電政府授權合約價格機制執行，獲得平均差價費用，并參照分時電價機制（含尖峰電價機制）時段劃分和浮動比例執行。

電力現貨市場交易連續結算試運行開始后，用戶側新型儲能項目放電價格按照電力市場交易規則形成，不再執行上述政策。

三、其他事項

（一）新型儲能放電獲得平均差價費用的兌付、分攤和清算辦法，參照煤電政府授權合約價格機制執行。電網企業要嚴格按要求對差價費用在發用兩側的收支情況進行單獨歸集、單獨反映。國網四川省電力公司按月將結算分攤等明細情況報送省發展改革委。

（二）獨立儲能電站月度最后一次電力中長期交易后，因電力供應和安全等原因，臨時增加的放電量（日發電量超出月內最后一次中長期交易日前三天平均電量部分）納入獲得平均差價費用范圍，由國網四川省電力公司、四川電力交易中心核報省發展改革委、省能源局審核明確。

（三）為鼓勵電力用戶建設新型儲能項目，調節供需矛盾，2026年12月31日前建成投運的用戶側新型儲能項目，投運后兩年內其保障新型儲能設備正常運行導致用電設備增容而新增的容（需）量電費，納入全省統籌疏導。按容量電價方式計費的，以新型儲能設備新增專用變壓器容量確定新增容量電費；按需量電價方式計費的，以用戶當月最大需量對應時刻的新型儲能設備充電負荷確定新增需量電費，如缺少對應時刻的新型儲能設備充電負荷數據，則按前后相鄰時刻的負荷平均值確定。

本通知自2025年1月1日起執行，現行政策與本通知不符的，以本通知規定為準。國家和省政策如有調整，從其規定。

四川省發展和改革委員會

2025年1月9日