各市（州）发展改革委，国网四川省电力公司、各地方电网、增量配电网企业，四川电力交易中心有限公司，有关市场主体：
为引导新型储能健康有序发展，促进构建安全高效的新型能源体系，助力能源绿色转型和电力系统安全保障能力提升，根据国家有关政策要求，结合四川省发展和改革委员会、四川省能源局《关于促进新型储能积极健康发展的通知》（川发改能源〔2024〕665号），经商省能源局，现就进一步完善我省新型储能价格机制有关事项通知如下。
一、独立储能电站充放电价格
本通知中独立储能电站指川发改能源〔2024〕665号文件中的电网侧新型储能电站。独立储能电站充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易，其中向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
独立储能电站放电时可作为发电企业参加省内电力市场交易。电力现货市场运行前，放电电量参照煤电政府授权合约价格机制执行，获得平均差价费用，全省执行尖峰电价期间，放电价格和平均差价费用参照分时电价机制（含尖峰电价机制）时段划分和浮动比例执行，其余时期不执行分时电价机制。
电力现货市场交易连续结算试运行开始后，鼓励独立储能电站签订高峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，其放电价格按照电力市场交易规则形成，不再执行上述政策。
二、用户侧新型储能项目充放电价格
用户侧新型储能项目充电时可作为电力用户参加省内电力市场交易。
电力现货市场运行前，用户侧新型储能项目放电电量参照煤电政府授权合约价格机制执行，获得平均差价费用，并参照分时电价机制（含尖峰电价机制）时段划分和浮动比例执行。
电力现货市场交易连续结算试运行开始后，用户侧新型储能项目放电价格按照电力市场交易规则形成，不再执行上述政策。
三、其他事项
（一）新型储能放电获得平均差价费用的兑付、分摊和清算办法，参照煤电政府授权合约价格机制执行。电网企业要严格按要求对差价费用在发用两侧的收支情况进行单独归集、单独反映。国网四川省电力公司按月将结算分摊等明细情况报送省发展改革委。
（二）独立储能电站月度最后一次电力中长期交易后，因电力供应和安全等原因，临时增加的放电量（日发电量超出月内最后一次中长期交易日前三天平均电量部分）纳入获得平均差价费用范围，由国网四川省电力公司、四川电力交易中心核报省发展改革委、省能源局审核明确。
（三）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。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。
本通知自2025年1月1日起执行，现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。国家和省政策如有调整，从其规定。
四川省发展和改革委员会
2025年1月9日
浙公网安备 33010802011625号