2025年，陕西省可再生能源电力消费量达到881.8亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到32.4%，全社会用电量中1/3由可再生能源电力供给，能源转型按下“加速键”。

随着新能源供给比重持续提高，陕西围绕新型储能发展、电力现货市场、调频辅助服务及容量电价等方面不断完善相关机制。

本期《区域政策分析》聚焦陕西电网侧储能，对相关政策及收益模式进行梳理。

一、政策分析

截至2025年12月底，全省可再生能源装机达到6512万千瓦，比“十三五”末的2415万千瓦增加了2.7倍，用电量占比从24.9%提高到32.4%。

其中，风电装机1733万千瓦、光伏4193万千瓦、水电507万千瓦、生物质能79万千瓦，占全省电力总装机比重51.1%，历史性超过火电，全面完成“十四五”可再生能源规划目标。

根据《陕西省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，陕西将建设新型能源体系，坚持火新互济、建调结合、集分并举，完善以煤电为支撑的转换利用体系，持续提高新能源供给比重。

稳妥有序实施关中煤电机组关停或转备，推进新一代煤电转型升级，优先在陕北开展新型低碳电厂应用推广，推进能源结构调整和电源战略北移。

同时，因地制宜发展风能、地热能、生物质能，加快建设陕北黄土高原光伏发电基地，推进关中地区低风速风电开发和渭北可再生能源基地建设，支持陕南发展林光互补、茶光互补等“光伏+”模式。

以榆林、西安等为重点加快布局氢能相关产业集群，打造氢能“制储输加用”全产业链条。

有序发展抽水蓄能和锂电池、全钒液流、压缩空气等新型储能，推动“新能源+储能”协同发展。到2030年，可再生能源装机规模达到1.2亿千瓦，省内自用非化石能源装机占比达到60%左右。

二、收益分析

陕西省独立储能收益目前主要由：电能量交易 + 辅助服务 + 容量电价组成。

1. 电能量交易

根据2026年6月陕西省发改委发布的《陕西电力现货市场实施细则（V1.0）》，发电侧现货出清加权均价，是以“报量报价”参与现货市场的发电主体的现货出清电量为权重，与其对应节点边际电价进行加权算术平均计算形成的平均价格。

其中包括独立储能、虚拟电厂、绿电直连项目等在发电侧的出清电量。

目前，独立储能暂时只参与日前电能量市场优化出清，形成日前充放电计划及日前出清价格；实时电能量市场原则上执行日前充放电计划，其实际充放电曲线接受实时电能量市场形成的价格。

独立储能申报交易方式为“报量不报价”，需申报运行日（D）充放电最大能力（MW）、荷电状态（SOC）96点上下限曲线（MWh）、日充放电循环次数限值等信息。

《陕西电力现货市场实施细则（V1.0）》还提出，现阶段独立储能可自主选择参与电能量现货市场或调频辅助服务市场，二者暂时不能同时参与。

具备精准控制条件的独立储能，可自主决定参与两个市场的充放电容量等比例，实现“分体复用”，同时参与电能量现货市场和调频辅助服务市场。

2. 辅助服务

2026年5月29日，国家能源局西北监管局、陕西省发展和改革委员会印发《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》，明确储能企业可参与该市场，陕西电力调频为二次调频。

《细则》明确，陕西调频辅助服务市场采用基于调频里程的单一制价格机制。

结合陕西电网调频需求特征，统筹考虑用电负荷水平和新能源发电水平等因素，合理设定调频容量需求计算方式。同时建立特殊时段调整机制，在系统平衡紧张时段动态调减或释放调频备用容量，实现调频辅助服务市场与电力现货市场的有效衔接。

在竞价规则方面，《细则》统筹考虑申报价格、综合调频性能等因素，并基于西北区域现行“两个细则”设计综合调频性能指标（k值），从调节速率、响应时间、调节精度三个维度科学评价AGC单元调频性能。

采用分组排序出清方式，优先出清性能指标高的调频资源，并以统一边际价格出清。

陕西调频市场交易组织采用：日前报价 → 日前预出清 → 日内分小时出清 → 实时调用的模式。

调频服务提供者在日前申报AGC单元调频里程报价，并将报价信息封存到运行日。陕西调频市场为全年全天运行市场，以集中竞价方式确定辅助服务提供者。

调频服务调频里程补偿费用计算如下：

《陕西电力调频辅助服务市场实施细则》与西北区域“两个细则”（《西北区域电力并网运行管理实施细则》《西北区域电力辅助服务管理实施细则》）相衔接，未纳入本细则部分，仍按“两个细则”执行。

3. 容量电价

2026年7月7日，陕西省发改委发布《陕西省发展和改革委员会关于电网侧独立新型储能容量电价有关事项的通知》（陕发改价格〔2026〕924号），明确：

容量电价按每年每千瓦165元（含税）执行

容量电价根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为电网侧独立新型储能电站满功率（即最大放电功率）连续放电时长除以陕西电网全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1。

净负荷高峰持续时长暂定为6小时。

容量电价标准执行期限暂定3年，根据国家政策和陕西省电力系统需求等因素适时调整。

文件同时提出，电网侧独立新型储能电站按规则参与现货市场，充电、放电价格由市场形成。

电网侧独立新型储能电站充电时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；放电电量相应退减输配电费。

本通知自2026年8月1日起执行。

三、投资建议

1 优先布局长时储能项目

6小时及以上储能项目可拿满容量电价，收益稳定性更强，符合政策引导方向。

2 提升市场化运营能力

加强电能量市场、辅助服务市场交易能力，通过现货市场价差套利、调频等方式增加收益。

独立储能可参与电力中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易。

3 做好成本管控

重点关注系统运行费用上涨风险，通过技术创新、管理优化降低运营成本。

4 关注政策动态

容量市场开放后，容量电价标准可能调整，需及时跟进政策变化，调整投资策略。

整体来看，陕西独立储能的收益模式正在随着电力市场建设进一步完善。电能量交易、调频辅助服务和容量电价构成了当前主要收益来源，其中容量电价为电网侧独立新型储能提供了更加明确的政策机制。

与此同时，现货交易和调频辅助服务仍与项目自身的市场交易能力、调频性能及运行成本密切相关。随着相关市场机制持续推进，项目在储能时长、市场化运营和成本管控等方面的能力，也将成为后续投资与运营中需要重点关注的因素。