近年来，在积极落实碳达峰碳中和目标的背景下，新型储能技术作为构建现代化电力系统不可或缺的重要技术和核心设备，已经展现出迅猛的增长势头。截至2023年底，我国新型储能项目累计装机规模已达31.39GW/66.87GWh，平均储能时长为2.1小时。值得一提的是，2023年新增装机规模高达22.60GW/48.70GWh，较2022年底的数据增长了超过260%。
在新增装机的分布上，电源侧、电网侧、用户侧分别占到了41%、56%和3%。尽管目前用户侧储能新增装机规模相对较小，但随着电力市场改革的不断深化，未来用户侧储能将会出现更加广阔的应用前景和丰富的使用场景。
（来源：微信公众号“硕电汇”作者：小硕团队）
传统用户侧储的运营收益来源主要依靠峰谷价差获取收益。各省份因电源特性及负荷曲线之差异，会制定相应各异的峰谷价差系数和对应时间段，这也造成了用户侧储能项目在各地的运营收益有一定差距。
四川省为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）的指导思想，于2021年12月3日颁布实施了《关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（川发改价格〔2021〕499号文）。该文件明确了峰谷价差系数为4：1，并引入了尖峰电价机制，即在原定峰段电价基础上上浮20%，旨在更好地平衡电网负荷。
2023年4月24日，为响应国家节能减排政策，进一步激励用户错峰用电，在充分结合省内供需状况的变化后，四川省发布了《关于调整我省分时电价机制的通知》（川发改价格规〔2023〕186号），主要针对原有的分时电价时段进行了调整。以下为四川省现行分时电价机制示意图，以供参考。
四川分时电价机制相较国内其他省份，具有如下显著特点：
其一，四川的峰谷系数相对较小，这意味着在高峰时段与低谷时段之间的电价差异与省外部分省份相比不算大。具体而言，峰段电价仅为谷段电价的四倍，而尖峰电价也仅为谷段电价的4.8倍。这种定价策略在一定程度上减轻了用户在高峰时段的用电压力。
其二，由于四川省电源结构特点，仅设计了尖峰电价机制，而未设置深谷电价机制。此外，结合负荷曲线季节性变化，该机制仅在全年四个月内执行。
其三，四川的谷段电价持续时间为连续八个小时。这一设定使得用户在谷段时间内能够充分利用电价优惠，但也导致储能设备多次充放无法充分利用谷段低价时段。
鉴于四川分时电价所具备的特点，若用户侧储能完全依赖峰谷价差来维系其运营收益，那么储能项目的投资回报将会变得“遥遥无期”。这无疑会制约用户侧储能的进一步发展与壮大，进而对构建新型电力系统中的“源、网、荷、储”中的“储”环节产生消极影响，无法发挥其应有的积极作用。
那么四川是如何破局的呢？
根据《四川省 2024年省内电力市场交易总体方案》（川经信电力〔2023〕234 号）关于“用户侧新型储能项目”的设计，深度融入了四川本土电力市场规则，利用四川电力市场中常规直购和国网代理用户打捆购入非水电量这一交易政策，通过储能放电时替代高价打捆购入非水电量的方式，有效扩大了储能运营的收益空间。
经过电力市场机制的设计优化，在传统峰谷价差机制的基础上，新增电量电价替代机制，实现了用户侧储能运营收益的几乎翻倍的增长。经小硕计算，以一个10千伏，采用两部制输配电价的用户为例，合理规划后，利用谷峰时段单次充放电的收益从原有的约0.4元/度提升至约0.75元/度；利用谷峰、平峰时段进行两次充放电的收益，从原先的约0.6元/度显著提升至约1.35元/度。很明显，四川在深入研究自身电力市场特性的基础上，突破了固有的峰谷电价差模式思维，充分发挥市场机制作用，创新解决了储能项目面临的周期长、风险高的回报难题，这一举措凸显了市场机制在资源配置中的独特作用。
制度层面的创新不仅引领着电力市场改革的深入发展，同时对“推进现代化产业体系建设，加快发展新质生产力”的形成发挥着促进作用。四川省电力市场的建设者正立足本地特有的资源禀赋，以新型电力系统的建设为导向，不断深化改革与机制创新，为实现电力市场快速高质量发展不懈努力。
