隨著新型儲能在電力系統靈活調節中的作用日益明顯，其逐漸成為電力市場化改革的關鍵。山西作為能源大省和全國首批8個電力現貨試點省份之一，在發展新型儲能方面走在全國前列。

在“十四五”期間，山西計劃達到6000MW的新型儲能規劃容量。2022年，山西遴選了首批15個“新能源+儲能”試點示范項目，主要為電源側儲能，總建設規模達780.7MW，全部列入省級重點工程。其中包括中國首座電網級飛輪儲能調頻電站——山西鼎輪30MW飛輪儲能項目等。

山西省能源局新能源和可再生能源處副處長崔健表示，目前山西省積極響應新能源配儲政策，明確了大同、朔州、忻州、陽泉4市的新能源項目，同步配置10%~15%比例的儲能。以大同市為例，當前已并網投運的儲能項目規模為250MW，還有3個在建和8個計劃項目，裝機容量約3620MW。

新型儲能正在進入規模化、市場化發展關鍵時期，政府正積極促進新型儲能建立合理的商業模式，陸續出臺了相關政策。如《山西省電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》，鼓勵獨立儲能項目參與調峰調頻輔助服務和電力市場交易，降低全社會用能成本。山西省發改委也已下發通知，規定峰谷時段各增加1個小時，擴大峰谷價差，建立尖峰電價機制，創新商業模式，擴大盈利空間。

2023年開年以來，由于儲能成本下降，市場和企業正在迎來新的發展機遇。

“以電化學儲能為例，今年第二季度儲能EPC總承包價格在每瓦時1.2元至2元之間，總承包中標價格較今年第一季度下降0.2元/瓦時左右。以規模100MW/200MWh、造價按照1.5元/Wh計算，儲能參與山西省現貨市場理論上一年可以實現2000萬元以上的收益。不過，考慮各種分攤費用，收入大約在1000萬元左右。” 電力規劃設計總院首席專家劉慶解釋道。

然而，目前大部分新型儲能項目仍處于示范階段，體制機制還不完善。專家建議電價政策秉持技術中立，通過市場競爭推動新型儲能技術經濟性，并同時建立評估和監督機制，強化在電力市場、技術自身發展等方面的評估研判與監管。