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山西低碳转型系列研究：新型储能的发展对策

核心内容概述

本报告分析了山西省新型储能的发展背景、现状、趋势以及面临的挑战，提出了一系列推动新型储能高质量发展的对策，旨在提升新能源消纳能力，促进可再生能源规模化发展，保障电网安全稳定运行，实现“双碳”目标。

主要观点与关键信息

1.1 高比例新能源接入催生更多的灵活性资源需求

• 山西新能源装机规模快速增长，2016-2025年风电、光伏总装机从1067.56万千瓦增至7783.58万千瓦，装机占比从13.97%提升至47.42%。
• 新能源集中大发时段与负荷分布呈逆向趋势，对系统调节能力提出更高要求。
• 新能源利用率逐年下降，光伏利用率从2022年的99.5%降至2025年的97.8%，需加强灵活调节资源建设。

1.2 现有灵活性资源供给能力不足

• 煤电仍为山西主要灵活性资源，但调节能力有限，仅占电源装机规模的21.76%。
• 需求侧资源集中于铸造、建材等行业，用电占比不足10%，难以支撑大规模调节需求。
• 抽水蓄能建设周期长，难以满足当前新能源发展的迫切需求。

1.3 新型储能将成为灵活性资源的重要支撑

• 新型储能在调频响应速度和调峰灵活性上具有显著优势，可弥补传统火电响应不足，增强系统调节能力。
• 2025年全省新型储能装机规模达319.86万千瓦，主要以磷酸铁锂电化学储能为主，占已投产装机的90%以上。
• 未来新型储能将成为支撑新型电力系统安全运行的核心资源。

2.1 一、二次调频市场开放推动山西新型储能快速发展

• 2021年山西启动首批“新能源+储能”试点，2023年电力现货市场正式运行，2025年一次、二次调频市场开放。
• 新型储能项目以单站规模10万千瓦及以上、储能时长2小时及以上为主，占比分别达83.63%和57.77%。

2.2 锂离子电池储能为山西主要技术路线

• 磷酸铁锂电化学储能占主导地位，其他技术路线如飞轮储能、全钒液流电池储能等逐步发展。
• “磷酸铁锂+”混合型储能项目增加，显示技术路线多元化趋势。

2.3 电网侧独立储能为山西最大规模应用场景

• 电网侧独立储能装机占比超过80%，远高于全国平均水平。
• 以“电能量市场+辅助服务市场”为主要盈利模式，尚未纳入容量市场。

2.4 “电能量市场+辅助服务市场”为现有盈利模式

• 独立储能可参与现货市场、一次调频、二次调频三种市场机制。
• 现货市场峰谷价差稳定在0.3-0.5元/度，调频市场补偿单价为6元/MW（一次）和15元/MW（二次）。

3.1 2030、2035年新型储能发展需求情景分析

• 基准情景下，2030年和2035年新型储能需求分别为1500万千瓦和3000万千瓦。
• 低碳情景下，2030年和2035年新型储能需求分别为2300万千瓦和3600万千瓦。

3.2 电网侧独立储能将迎来“电能量市场+辅助服务市场+容量市场”的三重收益模式

• 国家及山西政策推动容量电价机制建立，为独立储能提供稳定收益。
• 引入“容量供需系数”调节机制，动态调整补偿水平。

3.3 新能源配储将进入“市场驱动”和“价值创造”新阶段

• 取消强制配储政策，新能源企业可根据市场情况自主配置储能。
• 推动“新能源+储能”联合出清机制，提升项目收益。

3.4 火储联合调频市场具有一定的发展空间

• 配置新型储能可提升煤电机组调节性能，降低设备磨损和安全风险。
• 政策支持火储联合调频，推动其成为提升系统调节能力的重要路径。

3.5 用户侧储能应用将迎来新的发展机遇

• 用户侧储能将应用于绿电园区、零碳园区、数据中心等新兴场景。
• 推动用户侧储能与虚拟电厂聚合，参与电力需求响应和市场交易。

面临的主要问题

4.1 新能源配储面临经济性与转型困局

• 配建储能普遍不具备独立计量和控制条件，难以参与市场交易。
• 投资回报周期长，经济性差，转型通道受限。

4.2 独立储能容量补偿机制尚未建立

• 当前市场机制未能充分体现独立储能的容量价值。
• 现货市场收益不确定性增强，需建立稳定补偿机制。

4.3 分时电价峰谷价差难以支撑工商业储能发展

• 山西峰谷价差仅为0.4元/kWh，远低于其他省份。
• 新政虽保留稳定价差，但对规模化发展推动作用有限。

4.4 新型储能融资困局待解

• 金融机构缺乏精准识别优质项目的标准，支持力度不足。
• 投入规模大、回报周期长与传统信贷逻辑存在错位。

推动山西新型储能高质量发展的建议

5.1 科学合理确定新型储能发展目标

• 建议将2035年新能源装机目标作为约束性条件，科学测算储能需求。
• 2030年新型储能配置规模约2300万千瓦，2035年需达3600万千瓦。

5.2 建立新型储能建设需求发布机制

• 建议以县/区或变电站为单元发布储能需求，明确接入条件和建议配置规模。
• 实现“科学选位置”，避免无序布局，提升储能利用率与系统调节能力。

5.3 拓宽新能源配建储能多元盈利渠道

• 推动“新能源+储能”联合出清机制，提升项目收益。
• 建立补偿机制，对因强制调度导致的收益损失进行补偿。

5.4 加快新型储能容量补偿政策落地

• 参考其他省份经验，制定科学的补偿标准和分担机制。
• 初期设定2-3年政策稳定期，后期探索市场化竞价形成容量电价。

5.5 推动用户侧储能与新业态双向赋能

• 推动用户侧储能与绿电园区、零碳园区、算力数据中心等融合。
• 建设智能微电网，提升风光发电与负荷间的协调能力。

5.6 探索储能与绿电、碳交易的衔接机制

• 将储能对新能源消纳的贡献纳入绿电溯源体系，核发“绿电调节凭证”。
• 制定储能减碳贡献核算方法学，推动碳减排收益市场化变现。

5.7 持续完善新型储能行业金融服务体系

• 引入第三方评估机构，提高项目认定的专业化和标准化。
• 丰富金融产品供给，鼓励金融机构加大贷款支持。
• 发展供应链金融与专属保险，构建风险保障体系。

课题组成员

• 山西科城能源环境创新研究院：刘杰、许小静、秦艳、赵跃华、何泓、逯晓翠
• 自然资源保护协会：王佳、刘季熠、金秀芳

机构信息

• 山西科城能源环境创新研究院
  地址：山西省太原市小店区东融街中博信息产业园A栋7层
  电话：0351-3531599

• 自然资源保护协会（NRDC）
  地址：中国北京市朝阳区东三环北路38号泰康金融大厦1706
  邮编：100026
  电话：+86 (10) 5332-1910