政策托底、收益护航，政策与市场两只手如何让山西储能走向下一个阶段？

【摘要】2025年以来，随着容量补偿范围拓展至新型储能、现货套利空间持续释放，山西储能备案规模迎来爆发式增长。

在规模扩张的同时，山西能源局也出台了一系列政策，不断加强项目库管理，实现量与质的同步提升。

目前，山西省已逐步构建起辅助服务、现货套利、容量补偿的多维收益体系，吸引众多企业在基础设施、技术方案等领域布局。

但我们也需要看到，储能行业仍面临项目批而不建、盈利周期长、利用率低、商业模式待完善等挑战，未来需要通过多种方式破解难题，才能持续领跑全国储能发展。

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以下为正文：

作为全国首个正式运行电力现货市场的省份，山西在新型储能领域始终走在制度创新与规模扩张的前列。2025年以来，随着容量补偿范围拓展至新型储能、现货套利空间持续释放，山西储能备案规模迎来爆发式增长。仅11月新增备案储能电站规模就达27GW/54.2GWh，容量环比暴涨733%，全年1-11月累计规模75.7GW/152.4GWh，稳居全国第二。与此同时，山西也面临项目批而不建、盈利周期长等挑战，需尽快从“跑马圈地”迈向高质量运营的新阶段。

01

山西储能的发展基石：政策驱动与规模爆发

山西储能的快速增长，主要源于政策的持续更新与市场机制的不断完善，这为行业提供了清晰的发展导向与稳定的预期。

2025年11月，山西省印发《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案》，明确将容量补偿范围从煤电拓展至新型储能，并实行统一的容量补偿电价标准，由容量补偿标准、有效容量、供需系数共同确定，为储能提供了稳定的固定收益，解决其“投资大、回收慢”的痛点。

容量补偿机制是对储能企业等提供的“有效容量”进行经济补偿，有效容量是指公司能够在电力系统需要时（如负荷高峰、新能源出力低谷）稳定提供电力支撑，具备快速响应和持续供电能力的容量部分，而非单纯的装机容量。

这一机制的核心目的是确保电力系统在任何时刻都有足够的发电能力和输电能力，以满足用户需求，尤其在新能源占比不断提高、电力系统波动性增强的情况下，保障传统电源（如煤电、气电）和新型储能设施的投资积极性，避免因市场机制不完善导致容量不足风险。

政策利好直接促使储能项目加速落地。CESA储能应用分会数据显示，2025年11月山西新增储能备案项目138个，其中133个为储能电站项目，总规模27GW/54.2GWh，新增投资702亿元，成为当月全国备案规模最大、投资最高的省份。从全年来看，2025年1-11月山西累计新增备案储能电站409个，总规模75.7GW/152.4GWh，仅次于山东。

值得关注的是，山西在规模扩张中同步注重质量的提升。2025年5月，山西能源局发布《关于加强2025年新型储能管理工作的通知》,提出要加强项目库管理，调整入库项目119个（总装机2400万千瓦），清退未落地项目89个（涉及容量1566.576万千瓦）；2025年8月，进一步要求入库项目6个月内实质性开工、12个月内建成并网，建设期及并网后5年内不得擅自转让。

这意味着，从顶层设计层面，山西省新型储能产业期望正从规模扩张转向高质量发展。

02

收益模式：辅助服务+现货套利+容量补偿

目前，山西已构建起以辅助服务为压舱石、以现货套利为增长极，并新增容量补偿为长期稳定收益的多维收益体系。

辅助服务是储能项目稳定的收益来源之一。辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，除正常电能生产、输送、使用外提供的服务，主要包括一次调频、二次调频和调峰等。

其中一次调频是当电网频率因负荷变化而偏离额定值时，网内的发电机组利用自身的调速系统，自动遏制频率变化的调节过程。山西省对于一次调频的补偿标准为6元/MW，补偿费用按调节里程、调节性能和补偿标准的乘积计算，按天统计。

二次调频是指在一次调频之后，由电网调度中心的自动发电控制系统（AGC）发出指令，有选择地调节部分指定电厂或机组的出力，将系统频率精确地恢复并维持在额定值。山西省对于二次调频的补偿标准则采用市场化竞价模式，各调频主体分5时段报价，其中12:00-16:00/16:00-21:00高峰时段报价下限10元/兆瓦，补偿费用则按照实际调节深度、调节性能和报价的乘积计算，按时段统计。

图1 山西电力二次调频辅助服务分时段报价细则 信息来源：《山西电力二次调频辅助服务市场交易实施细则》

现货套利是储能企业的核心增长极，是指储能企业利用电力现货市场价格的波动，在电价低谷时段充电储能，在电价高峰时段放电售电，从而赚取电价差价的盈利模式。2025年山西现货峰谷平均价差稳定在0.4-0.5元/度，部分高峰时段突破0.6元/度，为“低储高售”提供了充足空间。

CESA储能应用分会数据示，2025年1-11月山西2小时储能现货充放电价差均价0.43元/kWh，日均充放电1.45次，按此测算，100MW/200MWh项目年套利收益超1600万元。

在容量补偿机制落地之前，山西已凭借现货套利+调频服务的收益模式成为储能高收益的标杆省份。公开信息显示，山西省每月稳定的调频服务收入叠加现货价差，折算到每度电的综合充放收益已跃升至0.4-0.5元，项目的内部收益率（IRR）提升至15%-20%的可观区间。

未来，随着容量补偿机制的落地，储能项目的长期收益将进一步得到托底。根据行业测算，2026年山西省100MW/200MWh项目年补偿可达600万元。

03

企业布局与现实挑战：盈利周期、项目利用率和商业模式

众多企业已在山西储能领域布局，覆盖基础设施、技术方案、运营服务等全链条。

基础设施方面，2025年7月，赣锋集团落地山西繁峙400MW/1600MWh独立共享储能电站，总投资16亿元，采用“AI+新能源”模式，可服务周边多个新能源电站，预计2025年底投运后年产值3亿元，减排二氧化碳超50万吨。

在技术方案方面，新能安推出“安鑫”解决方案，通过昆仑系列电芯和天枢智能EMS系统等，根据实时电价、政策导向与负荷预测，动态调整运行策略，将储能从“被动设备”升级为“主动创收”的智能资产。

新能安储能事业部中国区总裁马金鹏博士明确指出：“新能安将深度融入山西能源转型进程，以‘安鑫’全生命周期解决方案，助力工业园区与企业用户实现能源成本优化与绿电消纳提升。”

但是我们也需要看到，企业面临的挑战同样突出。

首先是成本与盈利周期问题，业内人士透露，电化学储能系统的成本中，电池组成本占比过半，以目前锂离子储能电池价格0.5元/Wh左右测算，当前100MW/200MWh储能电站投资约2亿元，若单纯依赖电价差，日均充放电2次的情况下，回本周期至少10年。

其次是项目利用率低：山西已发放2000万千瓦储能“路条”，但实际并网不足200万千瓦，这主要是因为一些新型储能电站批而不建，一些储能电站规划与实际装机差距较大。

此外，还有业内人士指出分散的储能项目在实际调配中难度较大，部分地方部门因为新型储能规模小而不愿意进行调配。

最后是商业模式待完善，目前储能参与电力市场的交易品种仍单一，部分电站处于盈亏平衡或微利水平，即使在现货市场低买高卖，也难覆盖建设成本。

04

尾声

目前，山西储能正处于“规模扩张”向“高质量发展”的关键转型期：政策的持续完善，为行业划定了清晰边界；三维收益体系的不断成熟，为储能企业提供了稳定的收益来源；企业也从设备供应向全周期服务延伸，探索共享储能、智能运营等新模式。

未来，山西储能仍需通过优化调度机制、拓展虚拟电厂、光储一体化场景等破解“批而不建”、成本高企等难题。

随着政策落地和市场成熟，山西有望持续领跑全国储能发展，为新型电力系统建设提供“山西经验”。

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