山西可再生能源发展“十四五”规划：2025年新型储能装机6GW!

山西正在编制可再生能源发展“十四五”规划，其中提出山西截至2020年储能装机1.1GW，计划到2025年新型储能装机达到600万千瓦左右。

据统计，截止到目前共有湖北、浙江、广东、安徽、河北、内蒙古等12个省市明确提出储能规划，到2025年新型储能累计装机超61.98GW。

“十四五”期间，山西将在晋北、晋西地区重点推动风电和光伏发电基地化、规模化开发，在晋东南地区优化推动风电和光伏发电就地就近开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，从聚焦集中式做大做强、分布式做优做精两方面入手，持续扩大可再生能源装机规模、提高装机占比。

规划，到2025年新型储能装机达到600万千瓦左右，风电3000万千瓦左右、光伏5000万千瓦左右、水电（含抽蓄）224万千瓦以上、生物质能发电100万千瓦以上，地热能供暖面积2000万平米左右，到2025年全省可再生能源发电装机达到8300万千瓦以上，其中实现新能源和清洁能源装机容量占比达到50%的目标。到2030年，全省新能源和清洁能源装机容量占比达到60%以上。

重点推动五大风光基地化规模化开发

山西十四五规划以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标，结合采煤沉陷区综合治理，兼顾生态修复、造林绿化与相关产业发展，统筹优化风电光伏布局和支撑调节电源，实施可再生能源+采煤沉陷区综合治理工程，建设一批生态友好、经济优越的共五个大型风电光伏基地。

依托“十四五”期间开工建设的外送输电通道，重点建设晋北风光火储一体化外送基地。依托采煤沉陷区、盐碱地、荒山荒坡等区域，重点建设忻朔多能互补综合能源基地、晋西沿黄百里风光基地。依托区域电网消纳能力提升，创新开发利用方式，重点建设晋东“新能源+”融合发展基地、晋南源网荷储一体化示范基地。

（1）晋北风光火储一体化外送基地

依托大同～怀来～天津北～天津南1000千伏特高压交流通道建设，大力推进大同、朔州配套新能源基地开发建设，“十四五”期间，新增并网风光装机规模800万千瓦。

（2）忻朔多能互补综合能源基地

统筹忻州朔州新能源资源情况，发挥煤电机组、储能设施及水电调节等优势，实施风光水火储多能互补综合开发，积极推动传统能源基地向综合绿色能源基地转型；在太忻一体化经济区实施低碳园区示范试点，实现高比例新能源发电和利用。“十四五”期间，新增并网风光装机规模500万千瓦。

（3）晋西沿黄百里风光基地

统筹考虑忻州、吕梁、临汾等地的资源、土地、电网等市沿黄区域建设条件和生态环境保护要求，落实黄河“几”字湾清洁能源基地战略，提高区域高载能产业用能绿色化水平，推进我省黄河流域生态保护和高质量发展。“十四五”期间，新增并网风光装机规模900万千瓦。

（4）晋东“新能源+”融合发展基地

依托区域电网消纳能力提升，发挥区域资源及市场优势，，因地制宜在太原、阳泉、晋中、长治、晋城地区开展风储、光储及联合运营的示范模式，推进“新能源+”融合发展基地建设。“十四五”期间，新增并网风光装机规模1200万千瓦。

（5）晋南源网荷储一体化示范基地

结合运城地区丰富的风能、太阳能、生物质能、地热能等可再生能源资源条件和本地消纳市场优势，从能源供给和消费革命出发，积极开展源网荷储一体化试点示范，大力发展光伏发电和抽水蓄能，有序推进平原风电，稳步发展地热能和生物质能。“十四五”期间，新增并网风光装机规模400万千瓦。

优化推进风光分布式开发

山西十四五期间规划新增并网分散式风电装机3GW、新增并网分布式光伏发电装机5GW。分布式发电项目开发分为就近开发和多场景融合开发两类。

其中积极推动风电分布式就近开发，主要包括：

1.在工业园区、经济开发区等负荷中心周边地区，积极推进风电分布式开发。

2.重点推广应用低风速风电技术，合理利用山地丘陵等土地资源，在符合区域生态环境保护要求的前提下，因地制宜推进风电就地就近开发。

3.创新风电投资建设模式和土地利用机制，大力推进乡村风电开发。

4.加快新技术应用推广，积极推进老旧风电机组升级改造，提升风能利用效率。“十四五”期间，新增并网分散式风电装机300万千瓦。

大力推动光伏发电多场景融合开发方面，包括：

1.重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推进光伏建筑一体化开发；

2.积极推进“光伏+”综合利用行动，推广“板上发电、板下种植养殖”的立体发展模式，鼓励农（牧）光互补、渔光互补等复合开发；推动光伏发电与5G基站、大数据中心等信息产业融合发展；推动光伏在新能源汽车充电桩、铁路沿线设施、高速公路服务区及沿线等交通领域应用，因地制宜开展光伏廊道示范。

3.积极推进整县（区）屋顶分布式光伏开发。

4.加快新技术应用推广，积极推动老旧光伏电站技改升级，提升发电效益。“十四五”期间，新增并网分布式光伏发电装机500万千瓦。

加快建设抽蓄、新型储能推广促进可再生能源消纳

为促进存储消纳高比例利用可再生能源，山西可再生能源发展规划提出要加快建设可再生能源存储调节设施，强化多元化智能化电网基础设施支撑，提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力。加强可再生能源发电终端直接利用，扩大可再生能源多元化非电利用规模，推动可再生能源规模化制氢利用，促进乡村可再生能源综合利用，多措并举提升可再生能源利用水平。

为进一步提升可再生能源存储能力，山西将加快抽水蓄能电站建设，推动新型储能规模化应用。

在推动新型储能规模化应用方面，山西表示将大力推动电网侧储能合理化布局，在关键节点布局电网侧储能，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平；稳步推进电源侧新型储能建设，合理布局一批系统友好型新能源电站；探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施；积极支持用户侧储能多元化发展，探索储能与电动汽车等融合发展新场景。到2025年，力争新型储能装机规模达到600万千瓦左右。

山西十四五期间要加快抽水蓄能电站建设，主要工作包括：积极推进浑源、垣曲电站按期投产；完善已纳入国家规划的河津、蒲县电站的前期手续，力争“十四五”期间开工建设；积极推动符合条件的其他站点纳入国家规划。开展中小型抽水蓄能电站规划选址，在新能源快速发展地区，因地制宜推进灵活分散的中小型抽水蓄能电站建设示范，扩大抽水蓄能发展规模。

按照能规尽规、能开尽开的原则，山西还计划将总装机910万千瓦8个抽水蓄能电站纳入中长期抽水蓄能发展规划。具体分别为绛县120万千瓦、垣曲二期100万千瓦、西龙池二期140万千瓦、盂县上社140万千瓦、沁源90万千瓦、沁水120万千瓦、长子60万千瓦、代县黄草院140万千瓦等。

此外，统筹大规模电力送受、新能源渗透率不断提高等因素，山西还将利用已建成的山谷水库和沿岸山顶地势，试点推进灵活分散的中小型抽水蓄能电站建设，提升区域新能源电力消纳能力。“十四五”期间，重点实施2-3个中小型抽水蓄能电站示范项目。

为促进可再生能源就地就近消纳，《规划》提出要加强电网基础设施建设，提升电网的支撑保障能力。

优化完善省内500千伏主网架结构，加快500千伏新能源汇集站的布局，每年开工2-3座汇集站，实现新能源电力更大范围内消纳；结合国家新型城镇化进程及发展需要，加强城镇配电网建设，促进智能互联，满足城镇化建设快速增长的用电需求。实施农网巩固提升工程，围绕乡村振兴战略，结合分布式能源发展，提升农村配网消纳可再生能源能力。提升可再生能源就地消纳能力。从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。推进现役和新建煤电机组灵活性改造，提升电源侧灵活性调节能力；创新调度运行机制，提升电网调度运行控制水平和电网灵活调节能力；通过价格信号引导用户错峰用电，提升电力需求侧响应能力。

加强可再生能源多元直接利用

在终端直接应用方面，《规划》指出要在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电，推动绿色电力直接供应。结合增配电网试点，积极发展以可再生能源为主的微电网、直流配电网，扩大分布式可再生能源终端直接应用规模。

《规划》提出要扩大可再生能源非电直接利用规模。做好区域可再生能源供暖与国土空间规划、城市规划等的衔接，因地制宜优先利用可再生能源供暖。在城镇新区推动可再生能源供暖与天然气、电力等其他清洁供暖方式的耦合集成，示范建设以可再生能源供暖为主的多能互补供暖体系。提高燃气、热力管网等基础设施对可再生能源应用的兼容性，加快完善相关标准，探索推动地热能集中供暖纳入城镇供热管网、生物天然气并入城乡燃气管网。

《规划》还提出开展高比例可再生能源应用示范。在学校医院、机场车站、工业园区等区域，推动可再生能源与终端冷热水电气等集成耦合利用，促进可再生能源技术融合、应用方式和体制机制等创新，建设高度自平衡的可再生能源局域能源网，实现高比例可再生能源自产自用。在可再生能源资源富集地区，扩大分布式能源接入和应用规模，以县域为单位统筹可再生能源开发利用，创新可再生能源全产业链开发利用合作模式，因地制宜创建绿色能源示范县（园）。

推动可再生能源规模化制氢利用

开展规模化可再生能源制氢示范。在可再生能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用等产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。

推进化工、交通等重点领域绿氢替代。在可再生能源资源丰富、现代煤化工产业基础好的地区，重点开展能源化工基地绿氢替代。积极探索氢气在冶金化工领域的替代应用，有效降低治金化工领域化石能源消耗。积极推进长治、运城等地区开展能源化工、交通等绿氢替代示范。

扩大乡村可再生能源综合利用

提升乡村能源清洁化供给水平。加快非化石能源清洁替代，不断完善乡村电力基础设施，构建清洁高效、多元互补、城乡协调、统筹发展的现代农村能源体系。充分利用农村建筑屋顶、院落空地、田间地头、设施农业等，大力推动乡村风电建设、光伏新村建设，促进农村地区清洁低碳能源转型。提高农林废弃物、畜禽粪便的资源化利用率，发展生物天然气和沼气，助力农村人居环境整治提升。在乡村振兴重点帮扶县、整体推进县优先开展农村能源绿色低碳试点，统筹农村可再生能源发展与农村集体经济，通过农村集体土地作价入股、收益共享等机制，培育农村能源合作社等新型农村集体经济模式，促进乡村振兴。

持续推进农村电网巩固提升。实施农村电网巩固提升工程，聚焦脱贫地区等农村电网薄弱环节，加快消除农村电力基础设施短板，提升农村电网供电可靠性。全面提升乡村电气化水平，围绕乡村产业振兴、交通电气化、生活电气化等农业农村现代化用电需求，重点实施特色产业等配套电网建设、电动汽车充电站（桩）配套电网建设等任务，建设满足大规模分布式可再生能源接入、电动汽车下乡等发展需要的县域内城乡互联配电网，筑牢乡村振兴电气化基础。

强化可再生能源开发打造绿色样板。强化县域可再生能源开发利用，依据全省各市县各乡镇不同的资源禀赋、农业基础等，选取特色优势明显的区域先行开展试点建设，重点突破、探索形成乡村再电气化建设的有效模式，打造绿色乡村示范基地再电气化产业示范乡村和零碳村。

稳步推进生物质能多元化开发

优化生物质能发电开发布局，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电。有序发展生物质热电联产，为具备资源条件的县城、人口集中的乡村提供居民供暖，为中小工业园区集中供热。到2025年，全省生物质能发电装机规模达到100万千瓦以上。

积极发展生物质能清洁供暖。合理发展以农林生物质、生物质成型燃料等为主的生物质锅炉供暖，鼓励采用大中型锅炉，在乡村、城镇等人口聚集区进行集中供暖，开展农林生物质供暖供热示范。在大气污染防治非重点地区乡村，可按照就地取材原则，因地制宜推广用成型燃料炉具供暖。

加快发展生物质天然气。在粮食主产区、林业三剩物富集区、畜禽养殖集中区等种植养殖大县，以县域为单元建立产业体系，积极推进2-3个规模化的生物天然气示范工程，形成并入天然气管网、城市燃气管网以及车辆用气、锅炉燃料、发电等多元应用模式。到2025年，全省生物天然气年产量达到3000万立方米左右。

积极推进地热能开发

资源开发利用模式。坚持统一规划、统一开发、统一管理的运行模式。坚持以“地热+”多能互补、综合能源供应的资源利用模式。坚持同步勘探、同步示范、同步推广的工作推进模式，引导全省地热能高质量发展。

积极推进中深层地热能供暖。结合资源情况和市场需求，大力推进中深层地热能供暖，重点在大同、朔州、忻州、太原、临汾和运城等地开展中深层地热能供暖项目的前期地质勘查工作。因地制宜选择“取热不耗水、完全同层回灌”或“密封式、井下换热”技术，开展中深层地热能供暖示范工程。推广“地热能+”多能互补的供暖形式，鼓励开展地热能与旅游业、种养殖业及工业等产业的综合利用。到2025年，全省地热能开发利用面积达到2000万平方米左右。

稳妥推进天镇地热能热电联产示范项目建设。按照科研示范试验属性和“小功率、多机组”思路，探索大同市阳高县-天镇县一带高温地热水质与发电工艺适应性，为大规模工业化生产做好前期试验研究、力争到“十四五”末建成地热发电装机2万千瓦。同时打造地热发电尾水供暖示范工程，探索地热能发电与其他可再生能源一体化发展。

全面推进浅层地热能开发。重点在具有供暖制冷双需求的地区，优先发展土壤源热泵，积极发展再生水源热泵，适度发展地表水源热泵，扩大浅层地热能开发利用规模。