中國儲能網訊：7月28日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委一紙《深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》，將這片西北新能源熱土推向行業(yè)焦點。方案不僅明確了現貨市場0.56元/千瓦時的價格上下限，更以"不得將儲能作為項目前置條件"的表述，為持續(xù)數年的新能源配儲爭議畫上句號。
在這場以市場化為核心的改革中，寧夏正以獨特路徑探索儲能與新能源的協同發(fā)展，其政策設計既呼應國家136號文精神，又暗含與山東、內蒙古等地的差異化選擇。
2025年上半年，寧夏儲能產業(yè)交出亮眼成績單，111.5萬千瓦/287萬千瓦時的儲能電站并網運行，通過充放電增發(fā)新能源電量16.2億千瓦時，相當于為電網額外注入453萬千瓦的調峰能力。
這一數字背后，是龍源電力寧夏騰格里"沙戈荒"基地孟家灣295MW/590MWh儲能電站的投運，作為"寧電入湘"特高壓工程的關鍵支撐，其單日最大充放電功率可滿足15臺30萬千瓦火電機組的頂峰需求。
更值得關注的是，2025年第一季度寧夏新型儲能新增裝機727MW/1451.1MWh，居全國第二，其中電源側項目占比超九成，顯示出與河北、山東等電網側儲能主導省份的顯著差異。
這種發(fā)展態(tài)勢，與寧夏"十四五"規(guī)劃中"2025年新能源裝機占比65%"的目標形成強力呼應。數據顯示，上半年寧夏新能源統調發(fā)電量達367.59億千瓦時，占總發(fā)電量的34.66%，同比提升4.5個百分點，儲能系統月均綜合利用小時數達98小時，較2024年提升近兩倍。
此次征求意見稿的核心，在于構建"市場交易+差價結算"的雙重機制。根據方案，新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，通過報量報價或接受市場價格的方式形成電價，現貨市場申報價格暫定上限0.56元/千瓦時、下限0元/千瓦時。
這一設計較國家136號文的"由省級價格主管部門制定競價上限"更具靈活性，也與山東將存量項目機制電價定為0.3949元/千瓦時（含稅）、增量項目競價上限0.2595元/千瓦時的做法形成對比。
在可持續(xù)發(fā)展價格結算機制上，寧夏對2025年6月1日前投產的存量項目，給予分布式項目全電量、集中式項目10%電量的機制電價保障，執(zhí)行本地燃煤基準價0.2595元/千瓦時；增量項目則通過競價確定機制電價，上限同樣為0.2595元/千瓦時，執(zhí)行期10年。
這一安排較山東"集中式項目全電量入市，分布式可選擇、機制電價按國家上限執(zhí)行"更顯謹慎，也反映出寧夏對本地煤電基準價的依賴——0.2595元/千瓦時的機制電價，既低于山東的0.3949元/千瓦時，也低于內蒙古蒙東0.3035元/千瓦時的儲能容量補償標準，暗含區(qū)域電力市場定位的差異。
尤為關鍵的是，方案明確"不得將配建、租賃儲能作為項目前置條件"，此舉直接回應了行業(yè)長期詬病的"為配儲而配儲"現象。對比山東"支持分布式光伏委托代理商參與競價"、內蒙古"構建容量補償+現貨交易機制"的政策設計，寧夏的選擇更側重于通過市場機制釋放企業(yè)自主權，避免行政手段對儲能配置的干預。
在國家136號文框架下，寧蒙魯三地政策差異呈現三大維度特征。市場準入與價格形成方面，山東要求2025年5月前投產的存量項目全電量入市且執(zhí)行國家電價上限，寧夏對存量項目保留10%電量保障并設定增量項目競價上限為本地燃煤價，內蒙古則通過"容量補償+輔助服務"機制構建差異化收益模式。
儲能配置層面，三地均取消儲能前置要求，但山東設置2025年競價申報充足率不低于125%的硬性指標，通過市場競爭倒逼企業(yè)自主配置儲能，寧夏則依托現貨市場價格信號引導儲能投資。
綠電交易銜接上，寧夏明確機制電量不再參與綠電交易以規(guī)避重復收益，山東則采用"三者取小"原則確定綠證收益，強調綠證與電價的分離計價。這種差異體現寧夏對市場重疊的審慎態(tài)度，山東通過政策細化激活綠證市場，而內蒙古正探索新型盈利機制，共同折射出各地在電力市場化改革中的差異化路徑選擇。
寧夏政策的出臺，標志著新能源上網電價改革從"政策驅動"向"市場驅動"的轉型邁出關鍵一步。其取消儲能前置條件、建立差價結算機制、設置靈活價格上下限的做法，既符合國家"區(qū)分存量增量、責任公平承擔"的改革方向，又因地制宜地融入了本地電力市場特征。
對于儲能行業(yè)而言，這一政策釋放出明確信號，未來儲能的價值將更多通過市場交易體現，而非依賴政策補貼。企業(yè)需加快技術迭代，提升儲能系統在現貨市場的報價能力與充放電效率，同時探索"儲能+綠電""儲能+輔助服務"的復合收益模式。
在能源轉型的浪潮中，寧夏正以"探路者"的身份為全國新能源發(fā)展注入新動能。當0.56元/千瓦時的現貨交易上限與0.2595元/千瓦時的基準電價形成合理價差，111.5萬千瓦的儲能設施得以在電力市場中自主優(yōu)化報價策略，這一創(chuàng)新實踐既激活了市場主體的參與熱情，又為新能源消納提供了彈性空間。
這種制度設計與技術應用的深度融合，正在西北地區(qū)催生出具有示范意義的能源變革樣本，不僅實現了清潔能源的高比例接入，更通過價格信號引導儲能資源科學配置，為全國構建新型電力系統探索出可復制的路徑。
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