山西低碳转型报告发布：绿电消纳与新型储能驱动转型下一程

来源：中国能源新闻网 时间：2026-04-24 16:40

　　中国能源新闻网讯（记者杨苗苗）4月23日，山西科城能源环境创新研究院与自然资源保护协会在山西太原合办山西低碳转型系列研究成果发布会，发布《山西低碳转型系列研究：重点行业的绿电消纳》（以下简称“《重点行业的绿电消纳》”）《山西低碳转型系列研究：新型储能的发展对策》（以下简称“《新型储能的发展对策》”）两份报告。

　　来自国网山西省电力有限公司、国网山西经研院、山西能源学院、山西省能源互联网研究院、长治国家高新技术产业开发区、山西中电金谷储能科技有限公司、山西风行测控股份有限公司的代表参会，各方围绕重点行业绿电消纳路径优化、新型储能规模化应用、源网荷储协同发展等议题展开深度研讨，共商山西能源与产业协同降碳新路径。

　　作为全国能源大省与典型资源型地区，2025年底，山西省新能源和清洁能源装机达9048万千瓦，占山西全省电力总装机容量的比重达55.1%，历史性超越煤电。2026年初，省政府提出“力争到2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦”目标。在此背景下，破解绿电消纳瓶颈、加强新型储能支撑、推动重点行业深度脱碳，成为山西实现新能源可持续发展与产业绿色转型的核心任务。

　　报告发布

　　《重点行业的绿电消纳》报告认为，重点行业是绿电消费的主战场。当前重点行业绿电消纳以绿证采购为主，绿电直连、绿电园区等物理消纳模式处于前期规划和试点探索阶段。如何从试点先行转向规模化落地、从被动合规转向主动转型，是推动山西重点行业绿电就地消纳提质增效的核心方向。报告聚焦山西省电解铝、数据中心、钢铁、装备制造等四大重点行业，统筹行业用电特性、产业布局与风光资源的空间适配性，提出构建“一行一策”的差异化绿电消纳体系。

　　报告认为，电解铝行业是全省最具条件率先规模化实施绿电物理消纳的存量优质重点行业，可依托绿电园区与绿电直连试点打造铝电共生型绿电消纳体系，加快推动“煤电铝”向“绿电铝”转型；数据中心以“存量渐进提升、增量高标建设、机制创新突破”为梯次路径，打造算电协同融合示范，将绿色能源转化为地方经济价值；钢铁行业构建梯次推进消纳路径，以绿证交易为托底，将绿电消纳深度融入电炉钢、氢冶金等降碳技术路线，推动行业深度降碳；装备制造行业以园区协同为核心，聚焦分布式光伏、微电网示范，兼顾成本优化与出口碳合规需求，快速提升行业绿电消纳水平。

　　报告指出，山西重点行业绿电消纳面临的挑战包括：企业绿证采购的合规成本持续攀升、绿电交易制度设计与市场实践有待突破，投资类项目开发与收益机制尚不健全、推进较缓慢，政策引导机制和企业内生动力不足等。报告建议，到2030年全省重点行业绿色电力消费比例力争达到40%以上，推动采购类模式与物理消纳路径协同发展，引导企业建立多元化绿电消纳策略。此外，需强化政策引导、做好绿电消纳服务保障，夯实项目落地与持续运行基础，增强重点行业企业绿电消纳的内生动力。

　　新型储能作为重要的灵活性调节资源，是推动可再生能源资源规模化利用的关键技术支撑。《新型储能的发展对策》报告聚焦新型储能典型应用场景，研判山西新型储能发展趋势，并就核心问题提出解决方案。

　　报告指出，为积极响应山西提出的2030年全省可再生能源装机新增1亿千瓦的目标，确保可再生能源有效利用，建议2030年、2035年全省新型储能分别按2300万千瓦和3600万千瓦配置。同时，应建立新型储能需求动态发布机制，引导社会资本合理布局。

　　报告发现，山西新型储能规模化发展面临独立储能容量补偿缺失、新能源配储经济性差且转型困难、分时电价峰谷价差难以支撑工商业用户侧储能发展等问题。绿电园区、虚拟电厂、零碳园区等新业态新模式则为储能多元场景的应用提供了新机遇。

　　针对独立储能，报告建议按照“谁受益、谁承担”原则，以煤电容量电价为基础，科学设定新型储能容量补偿标准，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，并将外送电量一并纳入容量补偿分摊范围；针对新能源配储，建议分场景拓展盈利渠道，探索“新能源+储能”联合出清机制，降低配建储能转独立准入门槛至10兆瓦/10兆瓦时，推动更多配建储能进入辅助服务市场；建议推动用户侧储能与算力中心、绿电园区、零碳园区等特色场景深度融合、双向赋能。同时，报告建议山西建立新型储能项目融资对接项目库，丰富储能金融产品供给，鼓励和支持金融机构加大对新型储能行业的贷款扶持力度。

　　专家观点

　　山西能源学院新能源产业学院执行院长王康民：

　　“十四五”期间，山西省新能源发展按下了加速键，新增装机规模屡创新高，实现了从稳步推进到跨越式发展的质变。新能源已从补充能源转变为主要能源。虽然新能源装机容量领先了，但在总发电量上还是不如传统能源。

　　山西省新能源发展面临着消纳挑战和电网瓶颈。新能源利用率要保持在95%以上，意味着电网调度和运行方式面临巨大的压力。为了平衡新能源的固有波动，电网必须具备更灵活和更快速的调节能力。电网是连接能源生产与消费的关键枢纽，其输送和调节能力不足，已成为制约山西新能源大规模消纳的核心瓶颈。山西有跨省外送优势，但外送通道确实非常紧张。省内能源基地与主要负荷中心呈现逆向分布，目前输电通道容量难以支撑大规模新能源输送需求，容易在局部地区形成‘窝电’现象。此外，电源结构以调节性能相对刚性的煤电为主，电力系统调峰能力仍显不足。

　　同时，随着新能源全面参与电力交易市场，其面临的市场风险和收益不确定性也随之增加，建立适应新能源特性的市场机制成为了改革关键。他表示，如何建立合理的价格机制，将新能源的环境价值、调节价值与可靠供电价值充分量化并体现在市场收益中，是当前电力市场改革需要重点突破的难题。

　　国网山西电力公司原发展策划部副主任陈志梅：

　　顶层政策设计对促进山西新能源消纳与产业协同发展的重要性。中办国办最新发布的《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》对推动山西能源转型工作是重要利好，而国家发改委发布的《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》是对新能源消纳与储能高质量发展的强约束。

　　在推动山西产业绿电消纳方面，山西作为能源革命改革试点省份，应在国家绿电直连系列指导意见下先行先试，积极探索绿电园区项目建设。自动控制系统的研发应用是下一步山西在推动绿电产业园区落地过程中需要重点解决的关键技术环节。

　　山西未来的用电量中，存量将主要来自经济增长和工业电能替代，增量还是要依靠算力和新能源汽车充电等新型增长点，这些都为山西产业与绿电协同发展提供了机遇。

　　储能是实现山西“力争到2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦” 目标的重要支撑。应加强储能投资和运营机制的顶层设计，让储能投资更理性，收益预期更稳定。

　　国网山西经研院新能源与储能室主管刘红丽：

　　山西政府对绿电园区支持力度很大。2025年，绿电直连项目占到新能源指标的29%，都是通过绿电园区下发的。

　　新能源消纳是全省范围内的系统性问题，针对新能源消纳的电网加强工程一直在持续推进，也在加快推进“北电南送”等输电通道建设。从电源侧看，当前新能源消纳的主要抓手包括绿电直连、绿电园区，以及分布式新能源和配储，可以考虑在钢铁等高耗能企业中进一步加大分布式新能源和储能建设力度。从负荷侧看，应以源网荷储协同为方向，深入挖掘负荷曲线潜力，通过用电时段转移提升新能源利用效率。

　　当前储能作为调节性资源不仅是电源，还有负荷的作用。如果配置规模过大，在组合作用下可能加剧电网供给压力，带来安全隐患。此外，储能项目投资建设后能够正常运行，才能有收益。

　　山西中电金谷储能科技有限公司总经理鲁格非：

　　尽快建立和完善一次调频的市场化交易机制。山西电网独立储能参与一次调频的效果显著。伴随新能源装机量的持续攀升，相关市场仍将持续扩容，因此有必要建立更加透明、公开、公平的市场机制，调动储能主体参与交易的积极性。

　　除了传统的调峰、调频服务，独立储能可探索更多应用场景，如参与黑启动、备用电源、电能质量调节等辅助服务市场，提升独立储能的利用率。独立储能的参与能发挥更好的新型电力系统调节作用，并对电力系统运行产生积极的正向效果。

　　山西在电力辅助服务市场尤其是一次调频运行的信息透明度方面，仍有较大的提升空间。透明公开的市场机制是引导行业健康发展的重要条件，希望将独立储能更好地融入到电网调度体系中，让源网荷储中的“储”成为新型电力系统的关键主体之一。

　　从投资角度看，储能项目具有投资规模大，回报周期长，建设周期短的特征，投融资面临较大困难。当前金融机构对储能行业和产业发展的研究相对滞后，难以充分支撑储能产业的快速发展。创新金融工具和地方引导性支持基金、探索绿色融资租赁、资产证券化、绿色REITs等新型融资模式，可以将储能项目的资产和未来收益转化为可交易的金融产品，吸引更多社会资本参与。此外，应建立风险分担机制，如设立储能项目风险补偿基金，降低金融机构对储能项目的技术风险和收益不确定性的担忧。

　　山西风行测控股份有限公司虚拟电厂研究院院长南豆：

　　与独立储能相比，用户侧储能不仅在山西，在其他新型储能较为火热的地区也是投资人市场。随着各省行政分时电价的取消、10KV以上的用户进入市场，只要不是负荷非常集中的地方，峰谷价差就不会很大。他认为，在当下，峰谷没有反映出最真实的供需关系，因此需要一定程度地调控电价。

　　工商业储能的收益来源基础是峰谷套利，还包含售储协同和虚拟电厂的收益，核心是把它调节性的价值和虚拟电厂结合起来。山西由于电力现货市场起步早、运行时间长，机制方面是有保障的。从全国范围看，山西虚拟电厂具备较强的盈利能力。根据测算，工商业储能约60%的收益来自峰谷套利，剩余约40%依靠协同，收益的本质还是通过它的调节能力，把批发成本做到更低。

　　山西具备调节能力的产业主要是铸造和建材，可以在一定运行周期内发挥调节能力，包括容量、调节速率和调节质量。车网互动、换电站、充电站和数据中心等场景，正成为工商业储能下一阶段极具增长潜力的重要负荷。以车网互动为例，电动车本身具备双向调节能力，其可释放的调节资源有望直接参与电力系统平衡。同时，通过与储能的搭配，实现光储结合。

　　山西省的市场机制是比较全面的，在两个方面仍有提升空间，一个是辅助服务商里面的调频，如果虚拟电厂补充了大量工商业储能，它也是具备这种能力的。第二个就是容量市场，让各个主体能够公平地参与容量市场。山西作为第一个容量市场的试点，应该让所有具备相应调节能力的主体都进入市场里去竞价。

　　长治高新区经济运行与安全监管部副部长肖振鹏：

　　长治高新区绿电园区作为全省第一批省级绿电园区试点，目前一期建设采用“绿电直连”模式，有效推进绿电项目落地。在资金保障方面，目前山西省已在绿电基础设施等方面予以政策支持。尽管绿电是吸引企业入园投资的关键，但相比绿色属性，企业更关注低电价。

　　绿电园区若实现“多对多、可调控、可溯源”的一体化运行，必须形成绿电网络体系，这意味着更高的投资成本，是山西绿电园区建设中遇到的主要挑战。解决堵点的关键在于从省级层面推动园区主导、市场运营的运营模式，并完善绿电投资主体与负荷企业之间的利益分配机制。

　　山西省能源互联网研究院市场研究专家辛李刚：

　　当前绿电消纳机制还有需要完善的方面。一是如何界定存量绿电是否真正实现消纳。分布式光伏和分散式风电虽然都有分析报告，但是否能够被认定为本地消纳，涉及到绿电溯源和认定标准的问题，需进一步明确。二是如何激发增量的问题。绿电直连受到出口、新增、替代三个条件的限制，实际匹配难度较大。新增项目又受到生态红线、基本农田等多重约束，风资源好的地方往往受生态红线限制，而生态条件允许的地方又距离负荷中心较远。三是能源互联的问题。需要构建一套系统来追溯绿电消纳，尤其是对于非本地消纳的非直连项目。四是健全价格和收益的机制。一个项目能否推进的关键在于它是否能够盈利。如果能覆盖源网荷储等多个板块，实现共赢，才能更好地推进项目。

　　山西在网架结构方面总体走在全国前列，具备较好的基础条件。下一步需加强新能源的落地发展，储能是一个重要的支撑，不仅能帮助调频调峰，还能解决一些限电的问题。光储融合目前已取得较好的效果，下一步需加强风储融合，增强源侧储能电站建设。目前源侧的储能电站没有完全放开，从政策角度来讲这些储能电站也满足市场化交易和辅助服务条件。

　　自然资源保护协会能源转型项目高级主管王佳：

　　能源成本是山西省工业发展的重要优势。但需要注意的是，不同用户对电能质量和物理溯源有不同的需求，绿电价格机制可以考虑结合不同用户的需求特征进行联动设计。通过在发电侧、负荷侧以及电网侧合理配置新型储能，可以有效提升可再生能源项目消纳水平。随着新能源的全面入市，电力市场交易机制不断完善，需要通过依托数字化智能化技术、构建智能化能源管理体系等手段来降低绿电消纳成本。

　　责任编辑：沈馨蕊