确定了！2027年1月1日起执行，安徽这一盘大棋正在成型

来源：市场资讯

（来源：储能产业网）

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2026年9月30日，安徽省发展改革委正式印发《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）。—文末附原文

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项目具体清单，由省级能源主管部门会同价格主管部门另行制定。

本通知自2027年1月1日起执行。此外，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。

具体来看，政策以省内煤电容量电价165元/千瓦・年作为基准，具体折算比例为电网侧独立新型储能电站满功率（最大放电功率）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（最高不超过1）；

按照储能满功率连续放电时长，对照全省全年最长净负荷高峰持续时长做比例折算，当前全年最长净负荷高峰持续时长暂定为6小时，折算比例最高不超过1，也就是说6小时及以上时长的储能项目，才能足额拿到容量电价，短时长项目则会按比例下调补偿额度。

容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按用电量比例分摊，存量项目纳入清单次月即可计取费用，新建项目自投运次月起核算。在考核层面设置了阶梯扣减规则，电站出力、放电时长若偏离计划曲线达到阈值，将触发月度扣费，年度累计三次全额扣减的项目，会直接取消容量补偿资格，只有电网临时调整等非电站自身因素，才不计入考核。

政策同时理顺了储能充放电结算规则，储能充电时按电力用户标准缴纳相关费用，放电时退还输配电价，待新规落地后，原有特定场景储能补偿政策同步废止，电网侧独立储能的收益框架完成更新。

随着新型电力系统建设推进，2026年国内多地密集出台储能容量相关政策，各地结合自身电网负荷特性，走出了容量电价、放电量补偿以及复合模式等不同路径。采用容量电价模式的省份数量最多，其中：

甘肃执行330元/千瓦・年，以满功率放电时长除以 6 小时做可靠容量折算，考核约束严苛；

湖北标准为165元/千瓦・年，按月度平均可用容量折算，折算时长设定为10小时，配套年度调用量考核；

宁夏同样是165元/千瓦・年，以6小时为折算基准，设置非停相关考核；

浙江补偿标准逐年退坡，2026年执行170元/千瓦・年，对项目年利用小时数划定底线；

河北标准100元/千瓦・年，按月度可用容量折算，折算时长4小时，2026年6月1日前按批复建成并网的电站可享24个月支持，附带年度最低调用次数要求；

广东政策体系更为多元，基准200元/千瓦・年，还按照放电时长分档差异化定价，部分区域与电力现货市场联动；

新疆自2026年6月1日起执行，储能容量电价=165元×（满功率连续放电时长÷6 小时，上限为 1），以6小时作为折算分母；

吉林对标煤电定价至330元/千瓦・年，折算基准时长为8小时；

青海执行185元/千瓦・年，以8小时作为可靠容量折算依据，核算时兼顾厂用电率。

除此之外，还有省份选择放电量补偿路线，内蒙古按照实际放电量0.28元/千瓦时给予补偿，不设置可用率考核，更适配高利用小时项目；

山东采用市场化容量补偿机制，普通储能0.0705元/千瓦时，长时储能可享受双倍补偿，收益和现货市场深度绑定。

辽宁省和河南省目前已公开发布征求意见稿，其中辽宁省拟自2027年1月1日起执行1年，标准370元/千瓦·年（含税），分摊范围扩大至独立储能充电电量与抽水蓄能抽水电量。

河南省拟自2027年1月1日起执行，现阶段按330元/千瓦·年执行；煤电选择中长期电量70%与现货联动的按330元执行，不联动的按165元执行。

放在全国这一整套政策图谱之下，安徽确定独立储能容量电价，首先是补齐了安徽电网侧独立储能稳定收益的短板，在此之前省内依靠的是场景化临时补偿，政策到期后项目缺少长期稳定现金流，容量电价落地之后，储能资产除峰谷套利、辅助服务之外，新增了一笔和顶峰能力挂钩的固定收益，能够有效降低投资方的收益不确定性，提振长时储能项目的投资信心。

其次政策通过6小时折算标尺，自然形成项目筛选导向，引导市场资源向6小时及以上长时储能倾斜，抑制单纯追求装机规模、实际顶峰支撑能力不足的短时储能项目盲目上马，匹配安徽电网夏季、冬季尖峰负荷持续时间的保供需求。

从电网运行层面看，这套购买顶峰容量的机制，本质是用市场化方式获取可调度的顶峰资源，相比新建煤电，独立储能可以快速投运，提升电网在负荷高峰期的安全裕度，助力新能源消纳。而成本分摊机制把容量成本传导至工商业用户，符合电力系统 “谁受益、谁承担” 的原则，避免容量成本全部由电网企业承担。

但客观看待的是，政策最为突出的就是偏严格的考核机制，多次不达标直接取消容量补偿资格，抬高了储能电站的运维水平、调度响应能力门槛，中小运营主体如果电站运维能力不足，很容易触发扣费甚至失去补偿资格，行业资源会加速向具备强运维能力、数字化调度能力的头部企业集中。

其次容量电费由工商业用户分摊，长期来看会抬升工商业用电的综合成本，对用电量大、利润空间偏薄的制造业企业形成一定压力，成本传导的最终幅度，还需要后续电网逐月清算数据持续观察。

对于项目本身，6小时的折算上限意味着4小时、2小时短时储能项目拿到的容量对价会大打折扣，这类项目的投资价值被压缩，部分已经规划的短时储能项目需要重新测算收益模型，或许也会暂缓推进。

同时政策明确原有储能补偿政策废止，存量项目纳入清单之后切换至新规则，存量电站需要重新适配新的上报、考核体系，在过渡期内会增加运营管理工作量。

此外，政策提及高峰持续时长指标可动态调整，虽然预留了适配未来负荷变化的弹性，但对投资方而言，这个可调整变量也带来长期收益模型的不确定性。

立足长三角能源一体化转型的大背景来看，安徽落地独立储能容量电价，绝非单一产业政策的单点突破。在华东区域新能源装机持续扩张、跨区域电力互济需求持续增长的大环境下，安徽通过容量电价锚定储能的顶峰保供价值，搭建起一套可量化、可考核、可迭代的容量价值体系，把储能从单纯的电量套利资产，重塑为电网可靠的容量支撑资源。

这一举措既服务省内高比例新能源消纳、迎峰保供的现实诉求，也将强化安徽在长三角能源格局中的调峰枢纽定位，依托储能资源承接区域内的电力供需波动。政策用市场化价格机制引导储能高质量建设，不盲目追求装机数字，而是优先保障储能资产真实可用的顶峰能力，推动储能产业从规模扩张阶段迈向高质量运营阶段。

随着2027年政策正式启动，安徽储能产业的投资、建设、运营规则将全面焕新，储能、电网、工商业用户多方的利益格局也将迎来重构，属于安徽的新型电力系统这盘大棋，正一步步铺展成型。

原文如下：