日前，山西科城能源环境创新研究院与自然资源保护协会在山西太原合办山西低碳转型系列研究成果发布会，发布《山西低碳转型系列研究：重点行业的绿电消纳》（以下简称《重点行业的绿电消纳》）《山西低碳转型系列研究：新型储能的发展对策》（以下简称《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、山西能源学院、山西省能源互联网研究院、长治国家高新技术产业开发区、山西中电金谷储能科技有限公司、山西风行测控股份有限公司的代表参会，各方围绕重点行业绿电消纳路径优化、新型储能规模化应用、源网荷储协同发展等议题展开深度研讨，共商山西能源与产业协同降碳新路径。

作为全国能源大省与典型资源型地区，2025年底，山西省新能源和清洁能源装机达9048万千瓦，占山西全省电力总装机容量的比重达55.1％，历史性超越煤电。2026年初，省政府提出“力争到2030年风电、光伏等可再生能源装机新增1亿千瓦”目标。在此背景下，破解绿电消纳瓶颈、加强新型储能支撑、推动重点行业深度脱碳，成为山西实现新能源可持续发展与产业绿色转型的核心任务。

《重点行业的绿电消纳》报告认为，重点行业是绿电消费的主战场。当前重点行业绿电消纳以绿证采购为主，绿电直连、绿电园区等物理消纳模式处于前期规划和试点探索阶段。如何从试点先行转向规模化落地、从被动合规转向主动转型，是推动山西重点行业绿电就地消纳提质增效的核心方向。报告聚焦山西省电解铝、数据中心、钢铁、装备制造等四大重点行业，统筹行业用电特性、产业布局与风光资源的空间适配性，提出构建“一行一策”的差异化绿电消纳体系。

报告认为，电解铝行业是全省最具条件率先规模化实施绿电物理消纳的存量优质重点行业，可依托绿电园区与绿电直连试点打造铝电共生型绿电消纳体系，加快推动“煤电铝”向“绿电铝”转型；数据中心以“存量渐进提升、增量高标建设、机制创新突破”为梯次路径，打造算电协同融合示范，将绿色能源转化为地方经济价值；钢铁行业构建梯次推进消纳路径，以绿证交易为托底，将绿电消纳深度融入电炉钢、氢冶金等降碳技术路线，推动行业深度降碳；装备制造行业以园区协同为核心，聚焦分布式光伏、微电网示范，兼顾成本优化与出口碳合规需求，快速提升行业绿电消纳水平。

报告指出，山西重点行业绿电消纳面临的挑战包括：企业绿证采购的合规成本持续攀升、绿电交易制度设计与市场实践有待突破，投资类项目开发与收益机制尚不健全、推进较缓慢，政策引导机制和企业内生动力不足等。报告建议，到2030年全省重点行业绿色电力消费比例力争达到40%以上，推动采购类模式与物理消纳路径协同发展，引导企业建立多元化绿电消纳策略。此外，需强化政策引导、做好绿电消纳服务保障，夯实项目落地与持续运行基础，增强重点行业企业绿电消纳的内生动力。

新型储能作为重要的灵活性调节资源，是推动可再生能源资源规模化利用的关键技术支撑。《新型储能的发展对策》报告聚焦新型储能典型应用场景，研判山西新型储能发展趋势，并就核心问题提出解决方案。

报告指出，为积极响应山西提出的2030年全省可再生能源装机新增1亿千瓦的目标，确保可再生能源有效利用，建议2030年、2035年全省新型储能分别按2300万千瓦和3600万千瓦配置。同时，应建立新型储能需求动态发布机制，引导社会资本合理布局。

报告发现，山西新型储能规模化发展面临独立储能容量补偿缺失、新能源配储经济性差且转型困难、分时电价峰谷价差难以支撑工商业用户侧储能发展等问题。绿电园区、虚拟电厂、零碳园区等新业态新模式则为储能多元场景的应用提供了新机遇。

针对独立储能，报告建议按照“谁受益、谁承担”原则，以煤电容量电价为基础，科学设定新型储能容量补偿标准，将容量补偿费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户按用电量比例分摊，并将外送电量一并纳入容量补偿分摊范围；针对新能源配储，建议分场景拓展盈利渠道，探索“新能源+储能”联合出清机制，降低配建储能转独立准入门槛至10兆瓦/10兆瓦时，推动更多配建储能进入辅助服务市场；建议推动用户侧储能与算力中心、绿电园区、零碳园区等特色场景深度融合、双向赋能。同时，报告建议山西建立新型储能项目融资对接项目库，丰富储能金融产品供给，鼓励和支持金融机构加大对新型储能行业的贷款扶持力度。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管王佳表示，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。