山西版“136号文”发布，行业彻底告别“躺赢时代”？

强制配储政策谢幕半年后，近日，山西以一份长达43页的电价改革细则。

8月20日，山西省发改委发布《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》征求意见稿，首次明确增量新能源项目需通过竞价获取补贴资格，首次提出将容量补偿拓展至新型储能，首次允许分布式光伏委托聚合商参与市场。

这份被业界称为“山西136号文实施细则”的文件，标志着新能源与储能的政策逻辑从行政指令驱动转向市场化生存。

竞价机制0．199元生死线与资源区差异化管理

山西的新能源电价机制采用存量与增量双轨制，形成鲜明对比。

存量项目（2025年6月前投产）锁定0．332元／千瓦时燃煤基准价，但机制电量比例逐年收紧，且执行期限取“剩余合理利用小时数对应年限”或“投产满20年”的较早值。这意味着高利用小时的风电项目实际保障期可能不足20年，例如已运行10年的风电场剩余保障期仅约8年。

增量项目（2025年6月后投产）需通过年度竞价争夺补贴电量资格。竞价区间被严格限制在0．199－0．332元／千瓦时，下限对应最先进电站的固定成本线，上限为煤电基准价。

更严峻的是，申报机制电量规模需达到核定规模的1．2倍以上，否则直接削减补贴总量。这一机制倒逼企业以低价策略抢占份额，形成“丛林法则”式竞争。

此外，资源区差异化管理成为另一亮点。

具体来看，光伏项目按资源区划分全生命周期合理利用小时数大同、朔州等二类资源区为26，000小时，太原、晋中等三类资源区降至22，000小时。领跑者项目可增加10％小时数奖励，鼓励技术先进性。

容量补偿破冰

值得关注的是，发电侧容量补偿机制拓展至新型储能，是本次政策最具突破性的设计。

适用范围从煤电扩大至天然气发电、风电、光伏、抽水蓄能及新型储能，只要具备有效容量贡献 。补偿标准由容量电价、有效容量、供需系数共同确定，探索市场化容量补偿机制，推动形成“电能量＋容量”两部制电价体系。

这对长期缺乏固定收益支撑的储能项目堪称及时雨。山西此前已允许独立储能参与调频辅助服务市场，提供调频量价补偿当调频导致充电费用高于放电收益时，差额部分由系统补偿。叠加容量补偿后，储能电站可形成三重收益结构——电能量交易、辅助服务、容量电费。

除此之外，山西为独立储能开辟了更清晰的商业路径。

其中，独立储能参与二次调频时，若因向下调节（充电）导致成本高于放电收益，可获得差额补偿，计算公式为补偿费用 ＝ 充电电费×转换效率－放电电费。这被认为是，调频补偿机制的优化。

同时，允许新能源电站配建储能转为独立储能，但需满足三大硬性条件容量≥2万千瓦／2万千瓦时、具备独立控制能力、通过调度机构验收。此举旨在激活闲置的配建储能，目前全国新能源配储平均利用率仅31％。

从价格内卷到价值竞争

“136号文的核心逻辑是让储能从‘要我建’变成‘我要建’。”科陆储能产品方面相关人士点破政策转折点。随着强制配储取消，储能行业被迫从政策温床走向市场化生存。

过去为满足强制配储要求，投资商往往选择最低成本方案，导致劣质电芯充斥市场。这也直接导致储能火灾事故率上升。

山西作为新能源装机占比达43．3％的省份，其政策设计直击痛点。据了解，目前，山西省内风电15分钟最大波动250万千瓦，光伏15分钟波动100万千瓦，亟需储能提升系统灵活性。

然而，当前山西新型储能装机仅88．4万千瓦，距离2025年600万千瓦目标差距显著。因此，竞价机制与补偿政策结合，正是为了加速市场化项目落地。

这一实验对全国具有先导意义。正如海博思创舒鹏所言“储能作为电力交易的工具已来到算得过账的临界点”。

山西的探索揭示了一条路径，用竞价机制倒逼新能源降本，用容量补偿和辅助服务市场为储能创造生存空间。政策补贴的潮水退去，真正的市场化机制才能壮大起来。

正如新能安储能事业部中国区总裁马金鹏当度电成本成为唯一标尺，储能的价值竞争才真正开始。