近日，四川省发改委发布了《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》。通知自2025年1月1日起执行。

通知制定了独立储能充放电价格、用户侧新型储能项目充放电价格、以及用户侧储能项目容需量电费收取规则等其他事项。

其中，对于用户侧储能项目的容需量电费，通知提出：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面新增的容（需）量电费，纳入全省统筹疏导。

按容量电价方式计费的，以新型储能设备新增专用变压器容量确定新增容量电费。

按需量电价方式计费的，以用户当月最大需量对应时刻的新型储能设备充电负荷确定新增需量电费，如缺少对应时刻的新型储能设备充电负荷数据，则按前后相邻时刻的负荷平均值确定。

此外，近日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局、国家能源局四川监管办公室还联合印发了《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》（以下简称“方案”）。

方案明确了新型储能（含独立新型储能电站、用户侧新型储能项目）、虚拟电厂、电动汽车充换电设施作为市场成员参与交易的基本条件，鼓励新型经营主体参与市场交易。

独立新型储能电站：在充、放电时，分别视同用电侧经营主体、发电侧经营主体参与市场交易。充电时，其充电电量应参加常规直购交易。放电时，其放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易。

储能容量租赁交易：在独立新型储能电站（示范项目）和符合条件的新能源发电企业之间开展，由四川电力交易中心按月组织。储能容量租赁时长最短为3年、最长10年。储能容量租赁交易规模以独立新型储能电站满足并网调用条件的容量为限，原则上在电能量市场年度交易开始后的每月底组织交易。储能容量租赁交易采用双边协商、挂牌交易的方式组织开展。

租赁交易的参考范围为200-400元/kW·年（按储能时长2小时计，储能时长超过2小时的新型储能电站容量可按比例折算后租赁）。储能容量租赁交易合同不得转让，交易结果可作为单独开发风电、集中式光伏等新建项目配建储能的凭证。

用户侧新型储能项目：其下网电量应参加常规直购交易，若选择由售电公司代理，则该用户所有电量均由同一家售电公司代理；其放电电量参照省内燃煤火电机组电能量价格形成机制执行。电力用户与其储能项目的投资运营主体，可约定储能放电补偿费用及充放电形成的峰谷浮动收益的分成比例。

批发市场，对除绿色电力交易外的电能量交易价格设置市场限价：

丰水期上限按原水电标杆电价按水期浮动后的价格确定，市场限价为0-211.43元/MWh；

平水期上限按原水电标杆电价上浮20%的价格确定，市场限价为0-333.84元/MWh；

枯水期上限按原水电标杆电价按水期浮动后再上浮20%的价格确定，市场限价为0-415.63元/MWh。