【摘要】2025年以來，隨著容量補償范圍拓展至新型儲能、現貨套利空間持續釋放，山西儲能備案規模迎來爆發式增長。

在規模擴張的同時，山西能源局也出臺了一系列政策，不斷加強項目庫管理，實現量與質的同步提升。

目前，山西省已逐步構建起輔助服務、現貨套利、容量補償的多維收益體系，吸引眾多企業在基礎設施、技術方案等領域布局。

但我們也需要看到，儲能行業仍面臨項目批而不建、盈利周期長、利用率低、商業模式待完善等挑戰，未來需要通過多種方式破解難題，才能持續領跑全國儲能發展。

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以下為正文：

作為全國首個正式運行電力現貨市場的省份，山西在新型儲能領域始終走在制度創新與規模擴張的前列。2025年以來，隨著容量補償范圍拓展至新型儲能、現貨套利空間持續釋放，山西儲能備案規模迎來爆發式增長。僅11月新增備案儲能電站規模就達27GW/54.2GWh，容量環比暴漲733%，全年1-11月累計規模75.7GW/152.4GWh，穩居全國第二。與此同時，山西也面臨項目批而不建、盈利周期長等挑戰，需盡快從“跑馬圈地”邁向高質量運營的新階段。

01

山西儲能的發展基石：政策驅動與規模爆發

山西儲能的快速增長，主要源于政策的持續更新與市場機制的不斷完善，這為行業提供了清晰的發展導向與穩定的預期。

2025年11月，山西省印發《深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展實施方案》，明確將容量補償范圍從煤電拓展至新型儲能，并實行統一的容量補償電價標準，由容量補償標準、有效容量、供需系數共同確定，為儲能提供了穩定的固定收益，解決其“投資大、回收慢”的痛點。

容量補償機制是對儲能企業等提供的“有效容量”進行經濟補償，有效容量是指公司能夠在電力系統需要時（如負荷高峰、新能源出力低谷）穩定提供電力支撐，具備快速響應和持續供電能力的容量部分，而非單純的裝機容量。

這一機制的核心目的是確保電力系統在任何時刻都有足夠的發電能力和輸電能力，以滿足用戶需求，尤其在新能源占比不斷提高、電力系統波動性增強的情況下，保障傳統電源（如煤電、氣電）和新型儲能設施的投資積極性，避免因市場機制不完善導致容量不足風險。

政策利好直接促使儲能項目加速落地。CESA儲能應用分會數據顯示，2025年11月山西新增儲能備案項目138個，其中133個為儲能電站項目，總規模27GW/54.2GWh，新增投資702億元，成為當月全國備案規模最大、投資最高的省份。從全年來看，2025年1-11月山西累計新增備案儲能電站409個，總規模75.7GW/152.4GWh，僅次于山東。

值得關注的是，山西在規模擴張中同步注重質量的提升。2025年5月，山西能源局發布《關于加強2025年新型儲能管理工作的通知》,提出要加強項目庫管理，調整入庫項目119個（總裝機2400萬千瓦），清退未落地項目89個（涉及容量1566.576萬千瓦）；2025年8月，進一步要求入庫項目6個月內實質性開工、12個月內建成并網，建設期及并網后5年內不得擅自轉讓。

這意味著，從頂層設計層面，山西省新型儲能產業期望正從規模擴張轉向高質量發展。

02

收益模式：輔助服務+現貨套利+容量補償

目前，山西已構建起以輔助服務為壓艙石、以現貨套利為增長極，并新增容量補償為長期穩定收益的多維收益體系。

輔助服務是儲能項目穩定的收益來源之一。輔助服務是指為維持電力系統安全穩定運行，除正常電能生產、輸送、使用外提供的服務，主要包括一次調頻、二次調頻和調峰等。

其中一次調頻是當電網頻率因負荷變化而偏離額定值時，網內的發電機組利用自身的調速系統，自動遏制頻率變化的調節過程。山西省對于一次調頻的補償標準為6元/MW，補償費用按調節里程、調節性能和補償標準的乘積計算，按天統計。

二次調頻是指在一次調頻之后，由電網調度中心的自動發電控制系統（AGC）發出指令，有選擇地調節部分指定電廠或機組的出力，將系統頻率精確地恢復并維持在額定值。山西省對于二次調頻的補償標準則采用市場化競價模式，各調頻主體分5時段報價，其中12:00-16:00/16:00-21:00高峰時段報價下限10元/兆瓦，補償費用則按照實際調節深度、調節性能和報價的乘積計算，按時段統計。

圖1 山西電力二次調頻輔助服務分時段報價細則 信息來源：《山西電力二次調頻輔助服務市場交易實施細則》

現貨套利是儲能企業的核心增長極，是指儲能企業利用電力現貨市場價格的波動，在電價低谷時段充電儲能，在電價高峰時段放電售電，從而賺取電價差價的盈利模式。2025年山西現貨峰谷平均價差穩定在0.4-0.5元/度，部分高峰時段突破0.6元/度，為“低儲高售”提供了充足空間。

CESA儲能應用分會數據示，2025年1-11月山西2小時儲能現貨充放電價差均價0.43元/kWh，日均充放電1.45次，按此測算，100MW/200MWh項目年套利收益超1600萬元。

在容量補償機制落地之前，山西已憑借現貨套利+調頻服務的收益模式成為儲能高收益的標桿省份。公開信息顯示，山西省每月穩定的調頻服務收入疊加現貨價差，折算到每度電的綜合充放收益已躍升至0.4-0.5元，項目的內部收益率（IRR）提升至15%-20%的可觀區間。

未來，隨著容量補償機制的落地，儲能項目的長期收益將進一步得到托底。根據行業測算，2026年山西省100MW/200MWh項目年補償可達600萬元。

03

企業布局與現實挑戰：盈利周期、項目利用率和商業模式

眾多企業已在山西儲能領域布局，覆蓋基礎設施、技術方案、運營服務等全鏈條。

基礎設施方面，2025年7月，贛鋒集團落地山西繁峙400MW/1600MWh獨立共享儲能電站，總投資16億元，采用“AI+新能源”模式，可服務周邊多個新能源電站，預計2025年底投運后年產值3億元，減排二氧化碳超50萬噸。

在技術方案方面，新能安推出“安鑫”解決方案，通過昆侖系列電芯和天樞智能EMS系統等，根據實時電價、政策導向與負荷預測，動態調整運行策略，將儲能從“被動設備”升級為“主動創收”的智能資產。

新能安儲能事業部中國區總裁馬金鵬博士明確指出：“新能安將深度融入山西能源轉型進程，以‘安鑫’全生命周期解決方案，助力工業園區與企業用戶實現能源成本優化與綠電消納提升。”

但是我們也需要看到，企業面臨的挑戰同樣突出。

首先是成本與盈利周期問題，業內人士透露，電化學儲能系統的成本中，電池組成本占比過半，以目前鋰離子儲能電池價格0.5元/Wh左右測算，當前100MW/200MWh儲能電站投資約2億元，若單純依賴電價差，日均充放電2次的情況下，回本周期至少10年。

其次是項目利用率低：山西已發放2000萬千瓦儲能“路條”，但實際并網不足200萬千瓦，這主要是因為一些新型儲能電站批而不建，一些儲能電站規劃與實際裝機差距較大。

此外，還有業內人士指出分散的儲能項目在實際調配中難度較大，部分地方部門因為新型儲能規模小而不愿意進行調配。

最后是商業模式待完善，目前儲能參與電力市場的交易品種仍單一，部分電站處于盈虧平衡或微利水平，即使在現貨市場低買高賣，也難覆蓋建設成本。

04

尾聲

目前，山西儲能正處于“規模擴張”向“高質量發展”的關鍵轉型期：政策的持續完善，為行業劃定了清晰邊界；三維收益體系的不斷成熟，為儲能企業提供了穩定的收益來源；企業也從設備供應向全周期服務延伸，探索共享儲能、智能運營等新模式。

未來，山西儲能仍需通過優化調度機制、拓展虛擬電廠、光儲一體化場景等破解“批而不建”、成本高企等難題。

隨著政策落地和市場成熟，山西有望持續領跑全國儲能發展，為新型電力系統建設提供“山西經驗”。

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