山西VS黑龙江：新能源电价改革呈现"一稳一活"新格局
摘要：
中国储能网讯：8月20日至21日，山西、黑龙江两省先后发布《深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，落实国... 中国储能网讯：
8月20日至21日，山西、黑龙江两省先后发布《深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）要求。
两省方案均明确新能源项目上网电量原则上全部参与市场交易，同时通过建立差异化机制电价、拓展容量补偿范围等举措，为储能行业注入新动能。
山西省方案提出，2025年6月1日前投产的存量新能源项目，机制电价按现行燃煤发电基准价0.332元/千瓦时（含税）执行，项目可在核定机制电量比例范围内每年自主调整，但不得高于上一年；2025年6月1日后投产的增量项目则通过年度竞价确定电价，首次竞价上限设为0.332元/千瓦时，下限为0.199元/千瓦时，竞价申报总规模需达到核定规模的1.2倍以上。
值得注意的是，山西首次将容量补偿范围从煤电拓展至新型储能，明确储能等主体可参与容量市场，通过“电能量+容量”两部制电价体系，为储能项目提供稳定收益预期。
紧随其后的黑龙江方案则将存量项目机制电价定为0.374元/千瓦时（与当地燃煤基准价一致），增量项目执行期限暂定12年，竞价规则与山西类似，但强调“申报电量适当低于全部上网电量”以引导合理竞争。
两省均明确，分布式光伏、分散式风电可委托聚合商参与竞价，这一设计将提升小型储能项目参与市场的灵活性。
此次改革对储能行业的利好集中体现在几方面，首先是容量补偿机制首次明确纳入新型储能，山西方案提出“有效容量由供需系数调节”，黑龙江虽未明确储能补偿标准，但两省均预留政策接口，未来储能可通过提供系统容量支撑获得额外收益。
其次是市场化电价形成机制将提升储能调峰价值，山西要求新能源项目“报量报价”参与交易，黑龙江则允许储能通过聚合方式参与，均需配套储能来平抑发电波动，间接提高储能利用率。
最后是竞价机制倒逼技术进步，山西设定竞价下限为“最先进电站造价水平折算度电成本”，黑龙江要求“申报充足率不低于1.2”，均将推动储能企业通过技术创新降低度电成本。
对此，有业内人士表示，两省方案呈现“一稳一活”特点，山西更注重存量项目平稳过渡，通过容量补偿拓展为储能预留政策空间；黑龙江则侧重增量项目市场化竞争，12年执行期为储能投资提供较长收益周期。这种差异既符合两地新能源发展阶段，也为全国改革提供多了元样本。
随着政策落地，储能行业将迎来三重机遇：一是参与容量市场获得稳定收益，山西明确“有效容量由供需系数调节”，未来或与调峰能力挂钩；二是通过聚合商模式降低交易门槛，黑龙江允许分布式项目委托聚合，将催生专业储能运营服务商；三是技术迭代加速，竞价下限设定将推动锂离子电池、压缩空气等储能技术成本持续下降。
可以预见，在“双碳”目标驱动下，新能源与储能的深度绑定将成为电价市场化改革的核心路径。
具体原文件如下：
一审：刘亚珍
二审：裴丽娟
三审：潘 望
