近日，四川省发展和改革委员会价格处发布《关于进一步完善新型储能价格机制的通知（川发改价格〔2025〕14号）》（以下简称“《通知》”），明确了独立储能电站和用户侧新型储能项目充放电价格等事项。针对独立储能电站，《通知》明确，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。《通知》还明确，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。其中，在电力现货市场运行前，独立储能电站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；在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。针对用户侧新型储能项目，《通知》亦明确，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。其中，在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；在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。此外，《通知》还明确，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。