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山西低碳转型报告:绿电消纳与新型储能,推动转型迈入下一程
近日,山西科城能源环境创新研究院与自然资源保护协会在太原联合举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》与《山西低碳转型系列研究:新型储能的发展对策》两份报告。
报告表明,在新能源和清洁能源装机逐步超越煤电的新阶段,山西正积极探索以绿电消纳和新型储能协同推进的能源绿色低碳转型路径,通过差异化行业绿电消纳模式、多元化市场机制和政策创新引导,推动能源与产业协同降碳迈入下一程。
作为全国能源大省与典型资源型地区,截至2025年底,山西新能源和清洁能源装机达9048万千瓦,占全省电力总装机容量的55.1%,历史性超越煤电。
2026年初,山西省政府提出“力争到2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦”的目标。在新能源装机快速攀升的背景下,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。
“一行一策”差异化推进重点行业绿电消纳
《重点行业的绿电消纳》报告提出,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仍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。
报告聚焦电解铝、数据中心、钢铁、装备制造四大重点行业,提出构建“一行一策”的差异化绿电消纳体系。其中,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;钢铁行业将绿电消纳深度融入电炉钢、氢冶金等降碳技术路线;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。
报告指出,当前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、投资类项目收益机制尚不健全、政策引导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,并强化政策引导与服务保障,增强企业绿电消纳的内生动力。
山西能源学院新能源产业学院执行院长王康民在专家观点环节表示,“十四五”期间山西新能源已从补充能源转变为主要能源,但消纳挑战和电网瓶颈日益凸显。新能源利用率要保持在95%以上,给电网调度带来巨大压力;外送通道紧张、省内源荷逆向分布、煤电调峰能力不足等问题制约着新能源大规模消纳。国网山西经研院新能源与储能室主管刘红丽介绍,山西正加快推进“北电南送”等输电通道建设,并建议在钢铁等高耗能企业中加大分布式新能源和储能建设力度,深入挖掘负荷侧调节潜力。
动态配置容量与多元市场机制共促新型储能发展
《新型储能的发展对策》报告强调,新型储能是推动可再生能源规模化利用的关键技术支撑。为响应山西2030年可再生能源装机新增1亿千瓦的目标,报告建议2030年、2035年全省新型储能分别按2300万千瓦和3600万千瓦配置,并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。
针对独立储能,报告建议按照“谁受益、谁承担”原则,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;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。同时,建议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。
国网山西电力公司原发展策划部副主任陈志梅认为,储能是实现山西可再生能源装机目标的重要支撑,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。
山西中电金谷储能科技有限公司总经理鲁格非建议尽快建立和完善一次调频的市场化交易机制,提升信息透明度,让独立储能更好地融入电网调度体系。他还指出,储能项目投资规模大、回报周期长、建设周期短,金融机构对储能产业研究相对滞后,建议创新绿色融资租赁、资产证券化、绿色REITs等融资模式,设立风险补偿基金。
山西风行测控股份有限公司虚拟电厂研究院院长南豆表示,工商业储能的收益基础是峰谷套利,约60%来自套利,剩余约40%来自售储协同和虚拟电厂。山西电力现货市场起步早、运行时间长,虚拟电厂具备较强盈利能力。他建议山西进一步开放辅助服务调频市场和容量市场,让所有具备调节能力的主体公平参与竞价。





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