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发布：2026-06-01 · 事件：2026-06-01

山西新型储能规模化应用处于发展初期。截至2025年12月，全省新型储能装机319.86万千瓦。 山西是全国首个建成电力现货市场的省份，绿电外送交易规模更是位居全国前列，但新型储能整体体量偏小，似乎与这些先发优势并不匹配。 “山西没有出过强制配储的政策，仅在大同、朔州、忻州、阳泉等局部地区建议新能源配置10%以上新型储能。”山西科城能源环境创新研究院工程师刘杰分析称。 除此之外，山西新型储能的应用场景结构，也与全国整体格局存在显著差异。

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山西新型储能规模化应用处于发展初期。截至2025年12月，全省新型储能装机319.86万千瓦。 山西是全国首个建成电力现货市场的省份，绿电外送交易规模更是位居全国前列，但新型储能整体体量偏小，似乎与这些先发优势并不匹配。 “山西没有出过强制配储的政策，仅在大同、朔州、忻州、阳泉等局部地区建议新能源配置10%以上新型储能。”山西科城能源环境创新研究院工程师刘杰分析称。 除此之外，山西新型储能的应用场景结构，也与全国整体格局存在显著差异。 山西科城能源环境创新研究院联合自然资源保护协会近期发布的《山西低碳转型系列研究：新型储能的发展对策》（以下简称“报告”）显示，山西电网侧独立储能占据绝对主导，装机占比超80%，远高于全国51.2%的平均水平；电源侧储能占比约11%，且以火电联合调频为主。而新能源配储装机、用户侧储能规模明显低于全国均值。 高比例新能源大规模并网，催生电力系统对灵活性调节资源的巨大需求。山西作为煤炭资源大省，煤电仍是当前省内最主要的灵活性调节资源。 报告指出，截至2025年底，山西省煤电装机规模达7365.97万千瓦。2021—2025年，全省累计完成煤电灵活性改造容量2535万千瓦；省调煤电机组最大可调峰能力达3572万千瓦，占全省电源总装机的21.76%。煤电最小技术出力已经降至20%左右。受限于煤电机组安全运行边界、经济性和低碳发展要求，进一步压减出力空间有限。 受自身资源禀赋条件制约，气电、水电、生物质发电合计装机仅占全省电源总装机的4.39%，整体调节体量与电力支撑能力偏弱。 抽水蓄能方面，项目建设周期长、投产见效慢。目前山西在建两大抽水蓄能项目——垣曲一期120万千瓦、浑源150万千瓦，均预计2030年方可建成投运。 需求侧调节资源集中在铸造、建材等具备不连续生产特性的工业行业中，但两大行业用电量占全省全社会用电量的比例不足10%。电力热力、煤炭、钢铁、有色、化工、焦炭作为全省用电大户，占全省用电量比重约55%，但受生产工艺特性影响，未来仅在电加热、电制冷或生产不连续工序具备一定的调节能力。 需求侧资源聚合层面，截至2025年底，山西虚拟电厂已聚合客户191户，总聚合容量312.28万千瓦、可调容量72.58万千瓦，总体规模仍较小。 在现有传统灵活性资源供给规模难以匹配新能源高速发展节奏的背景下，新型储能具备调频响应速度快、调峰灵活性强的独特优势，既可弥补传统煤电响应能力的短板，又能衔接、强化抽水蓄能与虚拟电厂的调节效能，是保障电力系统灵活运行的关键支撑。 “新型储能可实现毫秒级快速响应，这是其他调节资源不具备的核心优势。”山西中电金谷储能科技有限公司总经理鲁格非介绍道。 电网额定标准频率为50赫兹，山西电网调频死区设定为±0.03赫兹。一旦系统频率超出该区间，储能电站自动启动一次调频：频率偏高则充电，把频率拉回；频率偏低则放电，把频率顶回。 一次调频为应对突发波动的瞬时自主动作，无需调度指令，依托储能电站自身控制装置实现自动调节；二次调频为后续慢速精准回调，由电网调度指挥。 “当前全国二次调频市场交易，广东、山西走在前列。”鲁格非表示，“而一次调频市场化交易，目前仅山西落地运行。” 换言之，仅山西实现一次调频有偿化、可交易，国内其余省份均划为基本辅助服务，属并网主体须无偿提供的基础义务。 全国首个新型储能参与一次调频有偿服务政策出自山西。2022年5月，国家能源局山西监管办印发相关细则明确新型储能可参与一次调频市场，但该政策最终未落地。 2025年1月，国家能源局山西监管办发布《山西电力辅助服务管理实施细则（2025修订版）》，将一次调频补偿单价固定为6元/兆瓦。2025年3月1日，山西独立储能参与一次调频政策正式执行。 截至2025年6月，山西共有12家独立储能电站参与一次调频，推动全省火电机组一次调频动作次数和动作总时长分别同比下降约30%、40%，平均单次动作时长缩短0.7秒，大幅降低了发电机组低频振荡风险。