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2025年3月，四川省發展和改革委員會正式印發《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）》

——從政策邏輯到商業機遇的全景透視

一、政策核心：打破容量束縛，激活市場活力

作為全國首個明確用戶側儲能容量電費減免的省份，四川此次政策以“降本+拓收”雙輪驅動，直擊行業痛點，釋放了儲能規模化發展的關鍵信號。

1. 用戶側儲能“兩年免單”：精準破解投資桎梏

政策原文：

“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。”

專業解讀：

• 成本削減幅度：工商業儲能項目因變壓器擴容產生的容量電費通常占總投資成本的15%-30%。以四川某工業園10MW/20MWh儲能項目為例，若需新增變壓器容量5MVA，按現行電價政策，每年容量電費支出約60萬元。新政實施后，兩年內可節省120萬元，項目靜態回收期縮短1.5-2年。

• 防套利設計：政策僅覆蓋“保障儲能設備正常運行”導致的增容部分，需通過專用變壓器或充電負荷數據核驗（數據缺失時采用相鄰時刻均值計算），避免企業借政策套利。

數據徽章：節省金額：120萬元 | 回收期縮短：1.5-2年

2. 獨立儲能市場化定價：從“保底收益”到“彈性套利”

政策原文：

“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……現貨市場試運行后，放電價格按市場規則形成。”

專業解讀：

• 現貨市場前的收益保障：

• • 基準價錨定：以煤電價格為基準，確保儲能放電收益下限。

  • 尖峰溢價疊加：在尖峰電價時段（如夏季每日19:00-22:00），放電價格可在基準價基礎上上浮25%-30%，形成“基準價+分時溢價”的雙重收益。

• 現貨市場后的彈性空間：

• • 峰谷價差套利：參考廣東現貨市場試運行數據，日內峰谷價差可達0.8-1.2元/kWh，儲能單日循環收益提升50%以上。

  • 容量補償機制：政策明確“臨時增發電量納入差價補貼”，為電網調頻、備用等輔助服務收益預留接口。

數據徽章：峰谷價差：0.8-1.2元/kWh | 收益提升：50%以上

二、收益模型重構：從“單一價差”到“多維盈利”

1. 充電成本下降30%-50%：輸配費用豁免的乘數效應

政策原文：

“充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。”

數據測算：以四川工商業電價為例，現行輸配電價約0.18元/kWh，政府性基金約0.03元/kWh。假設儲能日均充電量1萬kWh，年充電成本可減少：(0.18 + 0.03) *10,000 * 365 = 76.65萬元這一成本削減直接轉化為項目利潤，IRR（內部收益率）提升2-3個百分點。

數據徽章：成本減少：76.65萬元 | IRR提升：2-3個百分點

2. 放電收益分層加碼：政策與市場的雙重紅利

• 現貨市場前：

• • 煤電基準價保底：2025年四川煤電基準價為0.42元/kWh，疊加尖峰時段30%上浮，放電價格可達0.546元/kWh。

  • 平均差價費用：參照煤電合約機制，差價費用按全省用電量分攤，形成穩定現金流。

• 現貨市場后：

• • 動態優化策略：通過AI預測電價曲線，儲能可靈活選擇充放電時段。例如，在午間光伏大發時低價充電（0.2元/kWh），晚高峰高價放電（1.0元/kWh），單次循環價差達0.8元/kWh。

數據徽章：放電價格：0.546元/kWh | 循環價差：0.8元/kWh

三、市場影響：短期爆發與長期轉型的共振

1. 2025-2026年：政策紅利窗口期的“搶裝潮”

• 裝機規模預測：四川現有用戶側儲能裝機約200MW，政策刺激下，2026年底前有望突破1.5GW，年復合增長率超150%。

• 重點布局領域：

• • 高耗能園區：電解鋁、數據中心等需量管理剛性需求場景。

  • 分布式新能源配儲：政策明確“新型儲能設備新增專用變壓器容量”適用條件，與分布式光伏形成協同。

數據徽章：裝機規模：1.5GW | 年復合增長率：超150%

2. 2027年后：市場化驅動的“第二增長曲線”

• 現貨市場成熟度：四川計劃2025年啟動現貨連續結算試運行，2027年全面鋪開。儲能可通過參與調頻、備用等輔助服務，獲取額外收益（參考美國PJM市場，輔助服務收益占比可達總收益的40%）。

• 商業模式創新：

• • 共享儲能：聚合中小用戶負荷，通過虛擬電廠（VPP）參與市場競價。

  • 容量租賃：獨立儲能電站向新能源企業出租容量，收取固定租金（約150-200元/kW/年）。

數據徽章：輔助服務收益占比：40% | 容量租金：150-200元/kW/年

?? 四、挑戰與建議：政策落地需破解三大難題

1. 技術風險：壽命與安全仍是隱憂

• 壽命衰減：當前鋰電儲能循環壽命約6000次，實際運營中因充放電策略不當可能降至4000次，影響項目經濟性。

• 解決方案：政策可引入“儲能性能保險”，要求運營商承諾最低循環效率（如85%），否則需補償用戶損失。

數據徽章：循環壽命：6000次（理論） vs 4000次（實際）

2. 市場風險：現貨價格波動可能侵蝕收益

• 極端案例：澳大利亞某儲能項目因現貨電價暴跌，年度收益減少30%。

• 對沖策略：鼓勵儲能企業與用戶簽訂長期固定價差合約（如0.5元/kWh保底），鎖定基礎收益。

數據徽章：收益減少：30%

3. 政策銜接：兩年優惠期后的成本轉嫁

• 過渡方案：建議2027年后將容量電費減免與儲能放電量掛鉤（如每放電1kWh減免0.1元容量費），避免成本陡增。

五、結語：四川儲能的“破局”與“立標”

四川新政不僅是地方性政策創新，更是一次全國儲能的“壓力測試”——通過兩年窗口期驗證市場化機制可行性。若成功，將推動儲能從“政策輸血”轉向“市場造血”，成為新型電力系統的“超級調節器”。

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