安徽明确独立储能容量电价：放电时长与运行能力影响收益

2026年9月30日，安徽省发展和改革委员会公开发布《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（皖发改价格〔2026〕526号），明确适用范围、容量电价标准、费用分摊、运行考核及电费结算规则。通知自2027年1月1日起执行。

这项政策为符合条件的电网侧独立新型储能提供了容量价值补偿路径。电站能够获得多少容量电费，既取决于申报的最大放电功率和连续放电时长，也与实际运行中能否按要求完成放电任务有关。

通知明确，对服务于安徽电网安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，按规定给予容量电价，并实行清单制管理。

电网侧独立新型储能清单制管理要求及具体项目清单，由省级能源主管部门会同价格主管部门另行制定。

因此，这项政策有明确的适用边界，不能直接套用于所有储能项目。项目是否符合条件、能否纳入清单，需要结合后续管理要求和具体项目清单判断。

在执行时间上，存量电站自纳入项目清单次月起执行容量电价，新建电站自投运次月起执行容量电价。上述安排还需结合通知自2027年1月1日起执行的总体时间要求理解。

通知以安徽目前煤电容量电价标准165元/千瓦·年（含税）为基础，根据储能电站顶峰能力按比例折算。

具体折算比例为：电站满功率，即最大放电功率下的连续放电时长，除以安徽电网全年最长净负荷高峰持续时长，折算比例最高不超过1。

其中，全年最长净负荷高峰持续时长暂定为6小时，后续将根据负荷变化和电力系统需求等因素调整。按当前参数计算：

容量电价＝165元/千瓦·年×min（满功率连续放电时长÷6小时，1）

这意味着，165元/千瓦·年是折算的基础标准。按照当前6小时参数，4小时电站对应的容量电价为110元/千瓦·年；连续放电时长超过6小时，折算比例也不再继续增加。

以一座假设申报最大放电功率为100兆瓦、满功率连续放电时长为4小时的电站为例，100兆瓦折合10万千瓦。若符合适用条件，并按上述参数完整执行一年、不发生考核扣减，理论年度容量电费为：

10万千瓦×110元/千瓦·年＝1100万元/年。

这一数字仅用于说明计算方法，并非实际项目收益预测，也不代表项目利润。通知规定，容量电费由电网企业根据项目申报的最大放电功率及对应连续放电时长按月计算、滚动清算，实际金额还会受到执行月份、申报参数和运行考核等因素影响。

容量电价补偿的是电站在需要时提供支撑的能力，因此，申报能力需要在实际运行中得到验证。

通知要求，电站应于每月20日前向电网企业申报次月最大放电功率及最大放电功率连续放电时长。

电站实际最大放电功率或单次放电电量，未达到市场出清曲线或计划曲线的98%，发生一次记一次考核。月内累计次数对应的扣减规则为：

因电网需要临时调整或其他非自身原因造成考核不合格的，当日不纳入统计。自然年内，月容量电费全部扣减累计发生三次的项目，将被取消容量补偿资格。

从项目运营角度看，设备可用状态、可释放电量、充放电计划和调度执行需要协同管理。申报较高的放电功率或较长的放电时长，也意味着电站需要具备相应的实际履约能力。

除容量电价外，通知还明确了电网侧独立新型储能的电费结算方式。

充放电价格根据项目所在节点，按市场规则执行；未参与市场期间，充放电价格按用电侧、发电侧实时市场统一结算点价格执行。

电站充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行相应电压等级输配电价，不执行工商业峰谷分时电价政策和功率因素考核；放电电量相应退减输配电费。

因此，项目测算需要结合充放电市场价格、相关费用及退减规则，分析实际运行结果。仅用工商业固定峰谷价差估算这类电站的充放电收益，难以反映通知规定的结算方式。

容量电费则纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，电网企业按月发布、滚动清算。

通知明确，纳入容量电价范围的电网侧独立新型储能，在给予容量电价补偿后，不再执行《安徽省发展改革委安徽省能源局关于做好特定场景下新型储能调度运行结算工作的通知》（皖发改能源〔2025〕568号）确定的补偿标准。

项目评估时，需要核对适用的补偿机制，避免将上述原有补偿与此次容量电价重复计入收入。

安徽此次政策把容量补偿与持续放电能力、实际运行表现联系起来。对储能项目而言，前期确定功率与时长配置，建设阶段保障设备性能，运营阶段做好申报与调度执行，将共同影响容量价值能否转化为实际收入。随着清单管理要求和具体项目清单进一步明确，项目的适用范围与执行安排也将更加清晰。