煤电容量电价165元/千瓦·年已落地，抽水蓄能容量电价463.81元/千瓦已明确，但新型储能的容量补偿机制仍付之阙如。与此同时，新能源配储面临经济性与转型双重困局，投资回报周期长达15-20年。自然资源保护协会与山西科城能源环境创新研究院这份报告从科学确定目标、建立需求发布机制、拓宽盈利渠道、加快容量补偿落地等七个方面，为山西新型储能高质量发展提供了系统性政策建议。
科学规划——确定目标与发布需求
2035年NDC目标约束下科学测算储能需求
建议将2035年新NDC目标作为约束性条件，综合考虑全省新能源消纳和储能行业良性发展，科学测算全省储能需求规模，将新型储能发展目标纳入全省2026-2030年碳达峰行动方案。到2030年建议配置储能约2,300万千瓦，到2035年约3,600万千瓦。
建立新型储能建设需求发布机制
由能源主管部门牵头建立“年度发布+动态更新”机制，以县/区或变电站为单元明确储能需求、电网可接入容量上限、建议配置规模及并网技术要求；按季度动态更新接入容量数据。发布内容作为项目备案的前置参考，引导社会资本从“盲目抢资源”转向“科学选位置”。
新能源配储——拓宽盈利渠道与转型通道
探索“新能源+储能”联合出清机制
参考蒙西做法，将新能源场站与配建储能视为单一经营主体参与现货市场，按照出清结果自行安排储能充放电。建立分场景、分时段的调用规则，对因强制调度导致储能无法按市场化策略充放电所造成的机会收益损失，建立基于实际调用次数和时长的补偿机制，补偿资金来源于辅助服务市场分摊或受益新能源场站侧分摊。
降低配建储能转独立准入门槛
将配建储能转独立准入门槛降至10MW/10MWh，简化审批流程，按照“能转尽转”原则推动更多配建储能进入辅助服务市场。目前山西大多配建储能规模较小，不满足配建转独立要求（原标准20MW/20MWh），转型通道受限。
容量补偿——加快政策落地
参考甘肃、河北、湖北经验建立容量补偿机制
建议以煤电容量电价为基础（165元/千瓦·年），结合储能电站的放电时长、可用容量、响应速度等技术参数确定折算比例。引入“容量供需系数”调节机制，根据系统实际容量需求动态调整补偿水平。将容量补偿费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户按用电量比例分摊，外送电量一并纳入分摊范围。
甘肃可靠容量补偿标准暂定330元/千瓦·年，河北年度容量电价100元/千瓦，湖北按照165元/千瓦·年执行。初期可设定2-3年政策稳定期，后期结合市场成熟度探索通过市场化竞价形成容量电价。
用户侧储能与新业态融合
推动用户侧储能与绿电园区、零碳园区深度融合
围绕已批绿电园区、零碳园区及钢铁、化工等高载能行业，建设具备协同控制能力的智能微电网。推广“光伏+储能”“储能+直流微网”及车网互动（V2G）等综合应用模式。大同算电协同绿电园区配套50MW/100MWh园区侧储能电站，兴县经济技术开发区绿电园区配套75MW/300MWh储能电站。
探索储能与绿电、碳交易衔接机制
对承担削峰填谷服务的储能项目核发“绿电调节凭证”，允许其与绿证、绿电交易捆绑或分离交易。制定储能系统减碳贡献核算方法学，按“替代煤电发电量”核算碳减排效益。推动电力调度数据、储能运行数据与碳核算数据的互联互通。
