山西，这个曾以“煤海”闻名的能源大省，正在经历一场深刻的绿色变革。2025年年底，山西省新能源和清洁能源装机达到9048万千瓦，占全省电力总装机容量的55.1%，历史性超越煤电。

“山西作为国家重要能源基地，为能源安全贡献卓著。在实现‘双碳’目标的时代浪潮下，我们正站在传统能源向绿色可持续发展转型的历史性十字路口。”山西能源学院新能源产业学院执行院长王康民在日前举行的山西低碳转型系列研究成果发布会上表示，“如果我们成功了，就是给其他省份和类似地区输出一个能源基地成功转型的样本。”

新能源装机历史性超越煤电，能源结构实现转变

发布会由山西科城能源环境创新研究院与自然资源保护协会联合主办，发布《山西低碳转型系列研究：重点行业的绿电消纳》和《山西低碳转型系列研究：新型储能的发展对策》两份报告。来自国网山西省电力有限公司、国网山西经研院、山西省能源互联网研究院、长治国家高新技术产业开发区等机构的代表参会，围绕重点行业绿电消纳路径优化、新型储能规模化应用等议题展开深度研讨。

“十四五”期间，山西新能源发展按下了“加速键”。数据显示，2025年山西省新增并网风光新能源装机1691.4万千瓦，同比增长53.1%，创下历史新高；新能源发电量达到1180亿千瓦时，同比增长26%。其中，光伏占新能源装机比重已突破六成，风电占新能源装机比重超三成，山西正加快构建以风、光等新能源为主体、生物质能等灵活补充的多元化能源供给格局。

山西转型发展稳步推进，相关探索已取得积极成效。晋北风光火储一体化外送基地依托采煤沉陷区建设，规划新能源装机规模600万千瓦，预计每年可向京津冀输送清洁电力270亿千瓦时，形成“板上发电、板下固绿”的生态治理与能源转型双赢模式。“光伏组件可有效减弱地表蒸发，板面日间产生一定温升还能形成局部微气候，有利于下方植被生长。在光伏阵列间适配种植低矮草本植物，管护简便、适配性强，整体可形成良好生态效益。”王康民介绍。

图为山西省阳泉市某光伏电站。 受访者供图

消纳瓶颈倒逼机制创新，“一行一策”破解绿电落地难题

但新能源装机快速增长的背后，消纳压力日益凸显。王康民指出，山西新能源利用率虽仍保持在95%以上，但高利用率的背后是电网调度和运行方式面临的巨大压力。省内新能源资源与主要负荷中心呈逆向分布，加之电网输送与系统调节能力有限，极易在局部地区造成电力“窝电”现象。山西的消纳问题，差距不只在装机，更在于消纳和利用上。

面对这一挑战，山西选择从负荷侧破题。《山西低碳转型系列研究：重点行业的绿电消纳》报告选取电解铝、数据中心、钢铁、装备制造四大重点行业为研究对象，提出构建“一行一策”的差异化绿电消纳体系。

综合考虑省内负荷增长趋势、绿电替代要求明确、项目具备一定落地基础等因素，电解铝行业或是全省最具条件率先实施绿电物理消纳的存量优质行业。山西省目前在运行的电解铝企业仅4家，产能约为120万吨，全年用电量约为160亿千瓦时，占全省总用电量的5%。以产能50万吨的山西中润铝业为例，其年用电量超60亿度，约占吕梁市全年用电量的20%。

“电解槽工艺具有不可中断性，且对电能质量要求特别高，未来从‘煤电铝’向‘绿电铝’转型，需要在周边寻找更优质的新能源资源。”山西科城能源环境创新研究院高级工程师赵跃华介绍。目前，中润铝业、山西新材料等企业不断拓展分布式光伏自发自用项目布局，兆丰铝电正在规划铝产业链一体化项目配套绿电直连方案。若四家企业全面实施绿电物理消纳，全行业绿电物理消纳比例将至少达到30%。

数据中心已成为全省用电量的主要增长点，2018年至2023年，山西省互联网数据服务业用电量翻了356倍，5年平均增速224%：2024年突破40亿千瓦时，占全省用电量1.5%。预计到2030年将达到200亿千瓦时，占比提升至5%左右。“数据中心对用电需求具有高度的绝对连续性，主要源于业务保障的刚性要求。”赵跃华指出，“其绿电消纳的核心在于算力与电力的协同。”秦能科技大同超级能源综合体正在探索算电协同绿电园区模式，拟建设50万千瓦风光同场新能源发电基地，并配套50兆瓦/100兆瓦时储能电站。

在钢铁行业方面，2024年，山西省用电量约325亿千瓦时，占全社会用电量约11%。行业绿电消费考核政策明确前，部分企业已前瞻布局分布式光伏项目，从“屋顶”开始提升绿电使用比例。如太钢集团4300mm不锈钢中板轧制工艺全程使用厂房屋顶光伏所发绿电，产品碳足迹较传统工艺降幅达75%以上；晋南钢铁已建成37个分布式光伏电站，装机容量170余兆瓦，年发电量达2亿千瓦时，每年降低用电成本约4500万元。

“新能源消纳的主要问题还是在负荷侧，电网侧已做了很多努力且收效越来越小。”王康民呼吁，“大家需要沉下心来，一块儿投入到负荷侧的改造和升级上。”

新型储能成关键变量，市场机制待破题

储能，被视作破解消纳难题、提升电网灵活性的“关键变量”。

截至2025年年底，山西省新型储能装机达319万千瓦。山西科城能源环境创新研究院工程师刘杰介绍，“十五五”时期全省新增可再生能源装机目标为1亿千瓦，年平均增量是过去10年的3倍，“新能源的快速增长会给电力系统带来高比例新能源接入和高比例电力电子设备接入的双重挑战，增大电力系统供需调节难度，新型储能做到电网毫秒级的响应，具有不可替代的作用。”

山西新型储能发展呈现鲜明特色。2023年，山西成为全国首个转入正式运行的电力现货市场；2025年，一次调频、二次调频市场相继开放，成为国内首个实现“一次调频市场化交易”的省份。在此助推下，2024年和2025年新型储能年度新增规模均超过100万千瓦。

图为山西省临汾市某新型储能电站。受访者供图

然而，发展中的问题同样突出。独立储能虽形成“电能量市场+辅助服务市场”的收益模式，但容量补偿机制尚未建立，收益不确定性显著增强；新能源配储利用率低、经济性差，投资回报期长达15至20年；用户侧储能受峰谷价差偏小影响，发展规模较小；省内绿色金融对新型储能等新兴行业的态度审慎，支持力度有限。

“山西金融机构给储能的投资主体放款利率基本是6%到8%，融资成本非常昂贵。”山西中电金谷储能科技有限公司总经理鲁格非坦言，“我们是唯一一家没有银行贷款、全部用自有资金投资的企业。”

国网山西经研院新能源与储能室主管、高级工程师刘红丽强调：“储能作为调节性资源不仅是电源，还有负荷的作用。如果配置规模过大，在组合作用下可能加剧电网供给压力，带来安全隐患。”

针对上述问题，《山西低碳转型系列研究：新型储能的发展对策》建议：科学合理确定新型储能发展目标，到2030年、2035年全省新型储能分别按2300万千瓦和3600万千瓦配置；建立“年度发布+动态更新”的新型储能需求发布机制；推动容量补偿机制落地，以煤电容量电价为基础确定补偿标准；降低配建储能转独立准入门槛；建立新型储能融资对接项目库，鼓励金融机构创新专项信贷产品。

国网山西电力公司原发展策划部副主任、正高级工程师陈志梅从顶层设计角度提出建议：“应从基建和运营上更加完善储能的投资和运营机制，让储能投资更理性，收益预期更稳定。”

自然资源保护协会能源转型项目高级主管王佳强调，能源成本是山西省工业发展的重要优势。但需要注意的是，不同用户对电能质量和物理溯源有不同的需求，绿电价格机制可以考虑结合不同用户的需求特征进行联动设计。通过在发电侧、负荷侧以及电网侧合理配置新型储能，可以有效提升可再生能源项目消纳水平。随着新能源的全面入市，电力市场交易机制不断完善，需要通过依托数字化智能化技术、构建智能化能源管理体系等手段来降低绿电消纳成本。