四川作为电源结构多样的水电大省，在2025年以前，其电力市场中长期交易机制设计中实行了针对非水配置电量的特殊规定。根据以往的政策，工商业储能用户在放电时，其电量可以用来抵扣非水部分的电量配额。然而，一旦放电电量超过了非水电量的配置额度，便会转而抵扣成本较低的市场化水风光电量。尽管这一政策增加了储能用户的收益，但受制于非水配置电量的政策约束，实际上限制了储能应用规模的进一步扩大。
（来源：微信公众号“硕电汇”作者：小硕团队）
一、政策变化
2025年，四川省电力市场总体方案经历重大调整：废除非水配置电量规则，实现全电量参与市场交易，同时储能放电电量将直接享有煤电授权差价分摊。新政策在继承原有补贴红利的基础上，消除了政策规则对储能规模的天然限制，为工商业储能的规模化发展提供了条件。
二、工商业储能项目收益测算
本测算依据《关于进一步调整我省分时电价机制的通知（征求意见稿）》所规定的新的峰谷时段划分，假设储能系统每日进行两次充电和两次放电，全年运行330天，其理论上的收益如下：
上述设定条件均基于当前市场状况进行合理推断，与实际数值存在一定的偏差，仅供计算参考之用。在实际操作过程中，随着参考数值的变动，工商业储能的收益亦将相应调整，预估数值仅作为参考。
在既定条件下，理论上的总收益可达到每兆瓦时238万元。然而，在考虑税收、运维成本以及资本投入的利率等实际因素后，项目依然展现出显著的经济效益，并且完全满足了投入运营的各项要求。
三、现阶段风险
在当前阶段，工商业储能项目主要采用合同能源管理模式。在此模式下，能源服务企业承担投资建设及运维储能资产的责任，并与用户共同分享收益，其中能源服务企业占据主导地位。然而，该模式存在结算流程规范性不足以及缺乏具有公信力的结算基准的问题。若收益直接分配给用户，能源服务企业则需通过二次结算来回收其投资成本及收益，这容易导致资金支付延迟和争议，进而增加投资回报的不确定性。
随着2025年四川省电力市场交易相关政策的颁布，无疑为工商业储能领域注入了强大的动力。取消非水配置电量的限制、释放全电量交易的潜力，为工商业储能的长期发展奠定了坚实的基础。目前，经过测算的收益模型已经证实了其商业上的可行性，市场主体正蓄势待发。
然而，机遇与挑战并存。结算流程的规范性、收益分配的透明性，仍是亟需优化的关键环节。未来若能出具具有公信力的结算依据，建立标准化结算平台，完善多方协作机制，投资者的信心将得到进一步巩固，工商业储能项目的规模化落地也将顺理成章。
政策东风已至，技术储备充足，期待在各方合力下，四川储能市场能加速迈向成熟，为能源转型与绿色发展提供更坚实的支撑。道阻且长，行则将至；稳扎稳打，未来可期。
