随着新型储能在电力系统灵活调节中的作用日益明显，其逐渐成为电力市场化改革的关键。山西作为能源大省和全国首批8个电力现货试点省份之一，在发展新型储能方面走在全国前列。

在“十四五”期间，山西计划达到6000MW的新型储能规划容量。2022年，山西遴选了首批15个“新能源+储能”试点示范项目，主要为电源侧储能，总建设规模达780.7MW，全部列入省级重点工程。其中包括中国首座电网级飞轮储能调频电站——山西鼎轮30MW飞轮储能项目等。

山西省能源局新能源和可再生能源处副处长崔健表示，目前山西省积极响应新能源配储政策，明确了大同、朔州、忻州、阳泉4市的新能源项目，同步配置10%~15%比例的储能。以大同市为例，当前已并网投运的储能项目规模为250MW，还有3个在建和8个计划项目，装机容量约3620MW。

新型储能正在进入规模化、市场化发展关键时期，政府正积极促进新型储能建立合理的商业模式，陆续出台了相关政策。如《山西省电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，鼓励独立储能项目参与调峰调频辅助服务和电力市场交易，降低全社会用能成本。山西省发改委也已下发通知，规定峰谷时段各增加1个小时，扩大峰谷价差，建立尖峰电价机制，创新商业模式，扩大盈利空间。

2023年开年以来，由于储能成本下降，市场和企业正在迎来新的发展机遇。

“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100MW/200MWh、造价按照1.5元/Wh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。

然而，目前大部分新型储能项目仍处于示范阶段，体制机制还不完善。专家建议电价政策秉持技术中立，通过市场竞争推动新型储能技术经济性，并同时建立评估和监督机制，强化在电力市场、技术自身发展等方面的评估研判与监管。