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山西探索储能盈利，推动新型储能高质量发展

2025-04-07 13:09:24 来源：《瞭望》新闻周刊

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简介：山西积极探索新型储能盈利模式，应对投资成本高、盈利周期长、项目利用率低、商业模式不成熟等挑战。潞城仁和300MW/600MWh储能电站采用“谷充峰放”模式，提升电网稳定性，每年贡献清洁电力约2.5亿KWh。山西通过技术突破、场景创新、机制优化，提高储能设施利用率，鼓励技术多元化，完善市场化机制，推动新型储能与新能源捆绑参与中长期交易，助力实现碳达峰、碳中和目标。

随着储能技术的迅猛进步，新型储能已然成为新型电力系统中不可或缺的关键要素。然而，新型储能的发展进程亦面临着诸多挑战，诸如投资成本高昂、盈利周期漫长、部分项目利用效率偏低以及商业模式尚未成熟等问题。作为能源大省，山西正致力于深入探索破解这些难题的路径，以期推动新型储能实现可持续发展。

新型储能的快速发展与挑战

位于山西省长治市的潞城仁和300MW/600MWh储能电站，是一座独立的新型储能电站。该项目采用“谷充峰放”模式运营，参与省电网调控中心统一调度。在夜间低谷时段，吸收多余电力为储能电池蓄电，白天高峰时段再向电网放电，利用电化学储能快速响应的特点，平衡电力余缺造成的波动，提升电网稳定性。潞城仁和电站于2024年7月并网，目前已正式转为商业运营，每年可贡献清洁电力约2.5亿KWh，相当于每年节约标煤约7.45万吨，减少二氧化碳排放量约14.26万吨。

2023年，山西省并网运行独立储能电站2个；2024年，已并网运行10个独立储能电站。截至目前，山西省并网储能规模达193万千瓦，新型储能发展迅速。然而，新型储能的快速发展也带来了诸多挑战。投资成本高、盈利周期长、部分项目利用率低、商业模式不成熟等问题，成为制约新型储能高质量发展的关键因素。

盈利难题与解决方案

投资成本高，盈利周期长

目前，锂电池价格虽有下降，但储能电站的成本依然较高。以100MW/200MWh的储能电站为例，投资成本约2亿元。储能电站的盈利周期较长，主要收入来源为电价差，回本周期至少需要10年。此外，部分储能项目存在“批而不建”“建而不用”的问题，实际并网容量远低于规划容量。

部分项目利用率较低

山西省已发放2000万千瓦的“路条”，但实际并网不足200万千瓦。一些储能电站规划与实际装机差距较大，部分地方调度部门因新型储能规模小而不愿调。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次，实际运行空间有限。

商业模式不成熟，盈利空间较小

从电源侧和用户侧来看，储能电站市场化运行程度较低，收益不稳定。电源侧储能主要用于减少弃电率，提升发电效率；用户侧储能收益主要来自峰谷价差，但受电价波动影响较大。新型储能参与电力市场的交易品种单一，盈利能力较弱。

多举措拓宽收益路径

提高储能设施利用率

提升储能设施利用率需以“技术突破+场景创新+机制优化”为核心，构建全链条价值体系。在技术层面，加快高能量密度电池与新一代智能管理系统研发，推广钠离子电池、液流电池等长寿命技术。在场景拓展方面，结合新能源富集区，建设“风光储一体化”共享储能电站，探索“虚拟电厂”聚合分布式储能资源参与电力市场。在机制优化方面，依托山西储能装备制造基地，打造“技术示范—商业应用—产业反哺”闭环生态。

鼓励技术多点开花，丰富应用场景

各类储能技术特性不同，应鼓励开展新型储能多元化示范应用，积极探索储氢、储热及其他储能技术的创新研究和示范应用。2024年9月，我国首座电网侧飞轮储能调频电站——鼎轮能源30兆瓦飞轮储能项目在山西省长治市屯留区成功并网发电。飞轮储能技术具有快速连续充放电、功率精准调节、全生命周期费用低、无污染等优势，为新型电力系统提供快速调节资源，保障电力系统频率稳定。

探索完善市场化机制，提升储能盈利能力

山西建立相应调频市场机制，激励各类发电厂参与二次调频。储能参与二次调频后，不断扩大的交易机制将极大促进储能发展。发电厂提供调频服务后，根据其调频性能、贡献量等指标获得相应经济补偿，调频市场通过市场化方式促进发电厂提高调频能力和服务质量，保障电力系统的频率稳定。此外，应推动储能建设主体参与电力市场交易，推动新型储能与新能源捆绑参与中长期交易，鼓励在高峰和低谷期签订市场合约。

山西在新型储能领域的探索，不仅为解决当前盈利难题提供了新思路，也为全国新型储能的可持续发展提供了宝贵经验。通过提高储能设施利用率、鼓励技术多元化发展、完善市场化机制，山西有望在新型储能领域取得更大突破，助力实现碳达峰、碳中和目标。