近日，四川省近期发布的《关于进一步完善新型储能价格机制的通知》，明确提出用户侧储能项目可免收两年容需量电费。这一政策通过降低用户侧储能的初期运营成本，显著提升项目的经济性，是四川省推动储能规模化应用的关键举措。结合此前发布的电网侧储能项目申报政策、安全导则及示范项目布局，四川正构建涵盖政策支持、技术规范、市场激励的全方位储能发展框架。

• 成本降低与收益提升：容需量电费是工商业用户电费的重要组成部分，两年免收政策可直接减少储能项目的固定支出，缩短投资回收周期。以用户侧储能电站为例，此前用户通过峰谷电价差套利可节省15%-30%电费，新政将进一步扩大利润空间。 

  
  

• 政策协同效应：四川已启动2025年电网侧储能项目申报，允许符合条件的配建储能转为独立储能项目，并明确在电力缺口大、峰谷差显著区域优先布局。用户侧与电网侧政策的联动，形成“双向支撑”的市场格局。 

  
  

• 安全与标准化保障：同步发布的《新型储能电站安全管理工作导则》要求严格并网检测与验收，杜绝“带病并网”，为储能项目长期稳定运行提供保障。

储能市场机遇与项目实践

用户侧储能在四川的应用已进入加速期。典型案例包括：  

• 川投能源工商业储能项目：投资1.15亿元建设60MW/120MWh用户侧储能，计划3个月建成，通过峰谷套利和电费减免政策，预计年收益显著提升。  

• 企业降本增效：河北某制造企业通过用户侧储能实现电费降低25%的案例表明，结合四川的峰谷电价机制（如成都负荷中心峰谷差达1:0.3），用户侧项目的经济性将更加突出。

  
  

• 安岳新型储能示范项目：作为四川省首批集中式储能项目，100MW/200MWh的规模采用磷酸铁锂电池技术，年放电量达3527万千瓦时，兼具调峰、调频功能，为区域电网稳定性提供支撑。  

• 抽水蓄能补充调节：绵竹120万千瓦抽水蓄能电站的核准，标志着四川在长时储能领域的技术多元化布局，与电化学储能形成互补。

四川正加速布局“风光储氢一体化”及钒电池等新兴技术赛道。攀枝花钒电池产业园的规划，结合钠离子电池、固态电池的研发突破，将推动储能技术向高安全、长寿命方向迭代。

以川投能源60MW/120MWh用户侧项目为例：  

• 投资成本：总投1.15亿元，资本金占比20.6%（2366万元），其余通过融资解决。  

• 收益来源：峰谷价差套利（四川工商业峰谷价差约0.6元/千瓦时）、免收容需量电费（年均节省约200万元）、潜在需求响应补贴。  

• 回收周期：按年放电量1.2亿千瓦时测算，峰谷套利年收益约7200万元，叠加电费减免后，静态回收期可缩短至2-3年，优于行业平均水平。

• 技术迭代风险：需关注固态电池、压缩空气储能等新技术对现有项目的替代可能。  

• 政策波动性：尽管当前政策利好，但未来电价机制调整或补贴退坡需提前规划。  

• 市场消纳能力：高比例新能源接入可能导致峰谷价差收窄，需结合智能调度系统优化充放电策略。

  
  

1.新能源+储能”深度融合：四川计划通过“绿电+算力中心”等模式，推动储能与数字经济协同发展，提升绿电附加值。  

2. 多元化技术路径：从抽水蓄能到电化学储能，再到钒电池、氢储能，四川将形成多技术并存的储能生态。  

3. 市场化机制完善：分时电价、容量补偿等政策落地，将进一步提升储能的商业价值。

四川储能新政通过经济激励与政策保障的双重驱动，正在激活一个千亿级市场。用户侧储能的短期爆发与电网侧储能的长期布局，共同构建了四川新型电力系统的核心支柱。投资者需抓住政策窗口期，同时关注技术创新与风险管控，方能在这一“黄金赛道”中占据先机。

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