> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 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