“截至目前，山西省共有19个新型储能项目并网投运，总装机规模42.8万千瓦。此外，山西省还启动了首批‘新能源+储能’试点示范项目，首批共有15个项目入选，总建设规模达到78.07万千瓦，涵盖磷酸铁锂、飞轮储能、液流电池、压缩空气、钠离子电池等众多新型储能技术路线。”在8月16日举行的新型储能市场化发展专题研讨会上，山西省能源局新能源和可再生能源处副处长崔健介绍。

山西是能源大省，也是全国首批8个电力现货试点省份之一。随着新型储能在电力系统灵活调节中发挥的作用日益明显，如何促进新型储能建立合理可行的商业模式，推动和保障能源绿色转型和能源安全成为产业发展的关键。

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那么，山西新型储能应用示范取得了哪些进展，具体情况如何？

政策先行，护航产业发展

大同市副市长赵学斌指出，储能是未来能源体系建设的主要组成部分，将在推动能源转型、应对气候变化各方面发挥重要作用。在构建新型能源体系大背景下，新型储能正进入规模化、市场化发展的关键时期。“以大同为例，截至2023年6月底，电力总装机容量1643.11万千瓦，其中新能源和可再生能源装机842.12万千瓦。前6个月，新能源发电量超30%。在此情况下，发展新型储能势在必行。”

“近年来，为探索新型储能产业健康发展途径，保障新能源稳定运行，山西省持续开展新型储能应用示范，推进相关项目开发落地。”崔健介绍，发展新型储能就要不断完善其参与市场的规则。山西省陆续出台了《山西省电力一次调频市场交易实施细则（试行）》等政策文件，为新型储能参与市场打下基础。

中国能建总工程师张满平指出，针对新型储能市场化发展趋势，山西省率先建立电力现货市场辅助服务相关规则，支持新型储能参与电力现货交易和调峰调频辅助服务。“目前，山西省在新型储能参与市场方面积累了应用经验，走在全国前列。‘十四五’期间，山西省新型储能规划容量达到600万千瓦，市场广阔。”

收益可观，项目纷纷落地

在上述背景下，山西省吸引了一批有实力和影响力的企业。

中国能建华中区域总部副总经理陶李透露：“我们正抢抓山西省市场机遇，密切跟踪推进一批有重大投资项目，投资总额近2000亿元。其中包含长治源网荷储、多能互补项目，以及位于忻州市、吕梁市的电化学储能项目，装机规模超60万千瓦。”

大同市促进外来投资局局长申海军介绍，随着风能、太阳能等新能源发电项目持续并网投运，储能项目开发建设也如火如荼展开。“今年初至今，大同市已并网投运两个电网侧储能项目，规模分别为10万千瓦和15万千瓦。还有3个在建的储能项目，计划装机规模约157万千瓦。另外正在谋划8个电化学储能项目，装机容量约在205万千瓦左右。”

在业内人士看来，储能成本下降也给市场和企业带来了全新发展机遇，加速了新型储能项目投资。

“以电化学储能为例，今年第二季度储能EPC总承包价格在每瓦时1.2元至2元之间，总承包中标价格较今年第一季度下降0.2元/瓦时左右。以规模10万千瓦/20万千瓦时、造价按照1.5元/瓦时计算，储能参与山西省现货市场理论上一年可以实现2000万元以上的收益。不过，考虑各种分摊费用，收入大约在1000万元左右。”电力规划设计总院首席专家刘庆解释道。

参与现货，价格机制还能完善

虽然有企业表示目前储能项目参与现货市场的收益比预期可观，但刘庆提醒，在目前的市场条件下，运行情况比较理想，储能参与现货市场的内部收益率仍有提升空间。

“为进一步推动储能参与现货市场，首先建议电价政策秉持技术中立原则，以功能作用为主要考虑因素，促进各种新型储能技术升级迭代；其次，坚持以市场化为发展导向，价格政策是必要补充，通过市场竞争发现和满足系统需求，推动提升各种新型储能技术路线的经济性，逐渐从政策性电价机制过渡到市场化机制；第三，建立评估和监督机制，强化在电力市场、要素市场、技术自身发展、替代性技术等方面的评估研判与监管，适时调整政策重心，及时反映调节资源的市场价值。”刘庆说。

崔健认为，目前大部分新型储能项目仍处于示范阶段，距离成熟商业化发展还有一定距离，比如新型储能体制机制还不完善。“未来，我们将健全适应新型储能的市场价格机制，持续明确储能电站多元化的收益模式。”

国家能源局科技司副司长刘亚芳总结道，建立完善的新型储能建设和运行成本疏导机制，推动项目实现盈利，是促进技术进步和实现项目安全可靠运行的重要基础。各地要加强市场化机制，先行先试，制修订各地电力市场规则时，充分考虑新型储能特点，明确其准入条件，丰富其可参与的交易品种，鼓励其优先参与各类电力市场获取收益，进一步创新商业模式，扩大盈利空间。