调频服务成为山西新型储能发展标签

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。

调节资源需求巨大，新型储能可毫秒级响应

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。

一次调频，山西独一份

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。

中电金谷偏关混合储能独立调频电站即为参与主体之一。电站地处晋蒙陕三省交界，既是山西新能源富集区域，亦属电网末梢节点，电网灵活调节与新能源消纳诉求突出。

中电金谷偏关电站精准依托区位禀赋与现实需求布局建设，是国内首个百兆瓦级超级电容混合储能电站，并入选国家第二批绿色低碳先进技术示范项目。

“选择超级电容路线，是我们比对多条储能技术路径后的最终决策。”鲁格非称，“超级电容储能调频最大优势在于响应速度极快，电网频率偏离时可迅速介入，将频率拉回正常范围。”

据悉，该电站凭借毫秒级响应，约4秒即可完成电网频率恢复，全天24小时不间断值守，日均参与调频超2000次。

二次调频，山西规则奠定全国基础

国内二次调频领先省份各具特色。山西凭借先行先试、规则精细化，奠定全国标准基础。

2024年6月，国家能源局山西监管办发文，鼓励独立储能参与二次调频市场。

2025年4月，当地监管部门修订出台二次调频交易细则，明确储能参与二次调频的补偿标准，该政策随即正式落地执行。

2025年12月，《电力市场规则体系（V16.0）》进一步优化补偿规则：山西储能二次调频最高申报价15元/兆瓦，分5个时段申报，各时段容量需求为直调发电需求的5%—15%，市场主体竞价申报、排序择优获取份额。

山东优在现货与调频深度融合，新型主体活力最强。对于储能来说，现货和调频两块蛋糕不用二选一，可以同时吃。系统按储能性能自动匹配资源，响应快、调频优的主体优先获取调频份额、增收增效。储能不用琢磨两边怎么分名额。山西则实行交易品种二选一，储能要么专心卖电，要么停下来干调频，无法兼顾。同时，电网也是分开算账，买电是一笔钱、买调频服务是另一笔钱。

广东主打大区一体化市场，依托南方区域统一调频平台，是全国唯一跨省调频管控区域。打破省际壁垒，实现全网统一申报、统一出清、统一定价，优质资源跨省共享，避免局部短缺或过剩，市场运行效率与经济效益突出。

“从运行实践看，山西二次调频里程补偿费用月均7000万元左右，盈利性较好。”业内相关专家称。一、二次调频市场全面开放，助推山西新型储能提速扩容，2024、2025年年度新增规模均突破100万千瓦。

“辅助服务将成为新型储能参与市场的主要品种，其中一次调频增长潜力较大。山西电网一次调频频次由十年间日均百余次增至如今日均数千次。”鲁格非分析，“参照发达国家，一次调频辅助服务占电力市场比重达3%—5%，我国当前仅约1.2%，后续市场有较大增长空间。”

现货价差难以覆盖资本金回报

截至2026年3月底，山西省在交易平台注册的独立储能企业共有26家。

山西独立储能可以参与电力现货市场、一次调频、二次调频三种市场机制。独立储能作为发电和用电的结合体，可以按月自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。然而在交易品种选择上，山西目前还只能三种选其一。

2025年，山西省现货峰谷平均价差稳定在0.3—0.5元/千瓦时。记者了解到，0.3—0.5元/千瓦时的现货峰谷价差在全国处于中等水平，仅依靠峰谷价差套利，储能项目基本处于盈亏平衡状态，普遍薄利甚至小幅亏损，无法覆盖项目资本金的投资回报成本。

有业内专家透露，全省26家独立储能企业中，仅有半数实现盈利，不少企业盈利承压、经营效益偏弱。

在调频市场上，火储联合调频具有一定的发展空间。传统煤电调节速率、爬坡响应能力存在短板，配套新型储能可拓宽机组调节区间，缓解深度调峰引发的设备损耗、能耗上升问题，降低运行安全隐患。实践案例显示，大型高调节能力火电机组加装储能改造后，Kp调节性能可提升2—3倍，二次调频收益稳定性大幅增强。

但不容忽视的是，随着竞争主体持续涌入，调频市场的收益预期正趋于回落。相关专家表示：“2025年山西储能项目收益，调频市场占主要部分，但调频市场前景是否乐观，仍需审慎研判、深入调研。布局储能项目时，需要与调度部门充分对接沟通，否则将直接影响项目后期收益。”

目前，山西已建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，其中煤电容量电价标准为165元/千瓦·年，抽水蓄能为463.81元/千瓦·年，新型储能容量电价政策则尚未出台。

独立储能在现货市场的收益具有不确定性，亟须建立一套与电价波动弱相关、与系统价值强相关的容量补偿机制，为储能项目提供稳定盈利渠道。

工商业储能与虚拟电厂结合，具有现实可行性

与我国发达地区相比，山西分时峰谷价差显著偏小，难以支撑工商业储能发展。

2026年3月全国代理购电数据显示，广东珠三角五市峰谷价差最高达1.28元/千瓦时，天津、广东、河北等9个地区价差均超0.7元/千瓦时，而山西单一制、两部制峰谷价差不足0.4元/千瓦时。

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：“只要不是负荷非常集中的地方，峰谷价差就不会很大，这是当下的趋势。而拉大价差将抬升用户用电成本，当前经济环境下，地方政府更倾向稳电价、减轻工商业企业用电负担。”

他建议，工商业储能收益不应仅依赖峰谷套利，还应纳入售储协同、虚拟电厂增值收益，核心是将工商业储能调节价值深度融入电力市场体系。

山西虚拟电厂盈利水平在全国相对优异。测算显示，工商业储能收益中峰谷套利占比约60%，剩余40%可由售储协同与虚拟电厂业务补足。该收益模型已在山西风行测控多个项目中落地验证，工商业储能联动售储协同、依托虚拟电厂协同发展具备现实可行性。

各地区储能发展禀赋各异、利弊并存。山西电力现货起步早、运行周期长，市场机制基础完善，是显著优势；但本地用电负荷体量偏小，除煤炭相关产业外，工商业整体活跃度不高，成为发展短板。储能企业布局山西项目，应理性研判区域禀赋，杜绝跟风盲目投资。