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陕西电网侧独立储能容量电价政策深度解析——基于陕发改价格〔2026〕924号文的收益逻辑与行业趋势

2026-07-13

来源：光储电圈

2026年7月7日，陕西省发改委正式发布《关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924号），自8月1日起执行。这是国家发改委、能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）出台后，又一个落地的省级细则文件，为电网侧独立储能的商业化运营划定了清晰的“成本回收红线”。

一、政策核心要点：从“价格”到“时长”的引导

1. 容量电价标准与适用范围


根据政策原文，陕西电网侧独立新型储能的容量电价标准为每年每千瓦165元（含税），执行期限暂定3年。这一标准在全国处于第三梯队，低于辽宁（370元/千瓦·年）、甘肃（330元/千瓦·年）等省份。
政策适用范围明确限定为：服务于陕西电网安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，实行清单制管理，具体项目清单由陕西省发改委另行明确。这意味着新能源配建储能、用户侧储能、虚拟电厂聚合储能暂不纳入政策支持范围。




2. 折算系数：时长决定收益上限


容量电价并非无条件全额获取，而是与储能电站的顶峰能力挂钩，实行按比例折算。折算公式为：
实际容量电价 = 165元/千瓦·年 ×（满功率连续放电时长 ÷ 6小时）
其中，陕西电网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。这一规则直接引导储能项目向长时化发展：


  • 6小时储能（如100MW/600MWh）：系数为1，可拿满165元/千瓦·年
  • 4小时储能：系数为0.67，仅能获得110元/千瓦·年
  • 2小时储能：系数为0.33，仅能获得55元/千瓦·年


这一设计与国家114号文“以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按比例折算”的要求完全一致，本质是通过价格杠杆引导行业向长时储能转型。


3. 费用分摊与考核机制


容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。考核机制方面，储能电站应于每月20日前向电网企业申报次月最大放电功率及连续放电时长。运行期间不能按调度指令提供申报能力的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的，取消其获取容量电费的资格。
说明：正式文件与此前征求意见稿在考核规则上完全一致，均为“一次扣50%、两次扣100%”。部分媒体报道所称“从一次放宽至两次”系对政策文本的误读——原征求意见稿从未设定“发生一次即全部扣减”的规则。


二、收益模型测算：容量电价能否覆盖成本？


以陕西某100MW/600MWh独立储能电站为例，总投资约5亿元，结合政策规则测算其收益情况：


1. 收入端

  • 容量电价收入：100MW × 165元/千瓦·年 = 1650万元/年
  • 辅助服务收入：约400万元/年（估算值，依据陕西调峰补偿上限0.55元/kWh、调频里程价格0-15元/MW等市场规则测算）
  • 电能量套利收入：取决于现货市场价差。2026年起陕西市场化用户已不再执行峰谷浮动政策，储能的电能量套利应基于现货市场价差。若现货市场价差达到0.5元/kWh，可获得约3000万元/年收入

2. 成本端

  • 充电费用：约2000万元/年（按现货市场价差0.5元/kWh、充放电效率85%以上测算）
  • 系统运行费用：2026年以来全国系统运行费用大幅上涨，陕西3月系统运行费已达0.1069元/千瓦时（约106.9元/MWh）。以100MW/600MWh电站年放电量约6000万kWh计，此项支出约640万元/年
  • 输配电费用及其他杂费：约500万元/年（估算值）

3. 净收益与IRR（基于特定假设的情景测算）


测算假设：现货市场价差0.5元/kWh、年放电量6000万kWh、充放电效率85%、系统运行费用106.9元/MWh。
在以上假设条件下，该项目年净收益约为：
1650 + 400 + 3000 - 2000 - 640 - 500 = 1910万元
内部收益率（IRR）可突破11%，具备投资可行性。但需注意，如果现货市场价差低于0.5元/kWh，或系统运行费用继续上涨，项目收益将面临压力。投资者应基于保守情景做好敏感性分析。


三、行业趋势判断：从“政策强配”到“市场驱动”

1. 容量补偿机制：保底而非“躺赚”


容量电价本质是储能行业的“保底薪资”，仅能覆盖部分固定成本。真正的盈利空间仍需依靠电能量市场交易和辅助服务市场收益。储能项目不能仅依赖容量电价，必须提升运营能力，通过精细化管理挖掘盈利潜力。


2. 系统运行费用：长期上涨趋势明确


陕西系统运行费用已从2025年的低位水平大幅攀升，且呈持续上涨趋势。这一成本项的不确定性，要求投资者在项目前期做好充分的费用预估，避免因成本超支导致项目亏损。


3. 政策过渡性：容量市场是最终方向


114号文补偿机制是过渡政策，未来将向容量市场过渡。一旦容量市场开放，现有的容量电价标准将难以为继，储能项目必须具备市场化竞争能力才能生存。


4. 行业底层逻辑变化：从“成本包袱”到“独立生意”


随着114号文落地和各省细则出台，储能行业的底层逻辑已发生根本变化：


  • 过去：政策强配，新能源必须配储能，储能是“成本包袱”
  • 现在：市场驱动，独立储能成为“独立生意”，靠容量市场保底，靠电能量市场交易赚钱


随着电力市场改革深化，储能行业将从“规模扩张”向“精细化运营”转型，具备长时储能能力、市场化运营能力的企业将获得更大发展空间。


四、投资建议：聚焦长时储能与精细化运营


优先布局长时储能项目：6小时及以上储能项目可拿满容量电价，收益稳定性更强，符合政策引导方向。
提升市场化运营能力：加强电能量市场、辅助服务市场交易能力，通过现货市场价差套利、调频等方式增加收益。独立储能可参与电力中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易。
做好成本管控：重点关注系统运行费用上涨风险，通过技术创新、管理优化降低运营成本。

关注政策动态：容量市场开放后，容量电价标准可能调整，需及时跟进政策变化，调整投资策略。


五、结语


“十五五”能源规划明确提出源储调节能力增长40%的目标，为储能行业提供了广阔的发展空间。陕西924号文的落地，标志着独立储能行业从“政策强配”向“市场驱动”转型迈出了关键一步。未来，储能行业将不再是“躺赚”的生意，而是需要企业具备技术、运营、市场等多方面能力的“精细化生意”。只有那些能够适应市场变化、具备核心竞争力的企业，才能在这一轮行业转型中脱颖而出。
数据来源：
《陕西省发展和改革委员会关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924号）
《国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）
《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号）
《陕西电力现货市场实施细则（V1.0）》（征求意见稿）
《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》
陕西省第一批电网侧独立储能项目建设清单



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