中國儲能網(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)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(shù)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(xié)同發(fā)展，其政策設(shè)計既呼應(yīng)國家136號文精神，又暗含與山東、內(nèi)蒙古等地的差異化選擇。
2025年上半年，寧夏儲能產(chǎn)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(wǎng)運行，通過充放電增發(fā)新能源電量16.2億千瓦時，相當(dāng)于為電網(wǎng)額外注入453萬千瓦的調(diào)峰能力。
這一數(shù)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(guān)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(guān)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(cè)項目占比超九成，顯示出與河北、山東等電網(wǎng)側(cè)儲能主導(dǎo)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(biāo)形成強力呼應(yīng)。數(shù)據(jù)顯示，上半年寧夏新能源統(tǒng)調(diào)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(tǒng)月均綜合利用小時數(shù)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(gòu)建"市場交易+差價結(jié)算"的雙重機制。根據(jù)方案，新能源項目上網(wǎng)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(xiàn)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(shè)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(jié)算機制上，寧夏對2025年6月1日前投產(chǎn)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(zhǔn)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(jǐn)慎，也反映出寧夏對本地煤電基準(zhǔn)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(nèi)蒙古蒙東0.3035元/千瓦時的儲能容量補償標(biāo)準(zhǔn)，暗含區(qū)域電力市場定位的差異。
尤為關(guān)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(yīng)了行業(yè)長期詬病的"為配儲而配儲"現(xiàn)象。對比山東"支持分布式光伏委托代理商參與競價"、內(nèi)蒙古"構(gòu)建容量補償+現(xiàn)貨交易機制"的政策設(shè)計，寧夏的選擇更側(cè)重于通過市場機制釋放企業(yè)自主權(quán)，避免行政手段對儲能配置的干預(yù)。
在國家136號文框架下，寧蒙魯三地政策差異呈現(xiàn)三大維度特征。市場準(zhǔn)入與價格形成方面，山東要求2025年5月前投產(chǎn)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(shè)定增量項目競價上限為本地燃煤價，內(nèi)蒙古則通過"容量補償+輔助服務(wù)"機制構(gòu)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(shè)置2025年競價申報充足率不低于125%的硬性指標(biāo)，通過市場競爭倒逼企業(yè)自主配置儲能，寧夏則依托現(xiàn)貨市場價格信號引導(dǎo)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(fù)收益，山東則采用"三者取小"原則確定綠證收益，強調(diào)綠證與電價的分離計價。這種差異體現(xiàn)寧夏對市場重疊的審慎態(tài)度，山東通過政策細(xì)化激活綠證市場，而內(nèi)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(biāo)志著新能源上網(wǎng)電價改革從"政策驅(qū)動"向"市場驅(qū)動"的轉(zhuǎn)型邁出關(guān)鍵一步。其取消儲能前置條件、建立差價結(jié)算機制、設(shè)置靈活價格上下限的做法，既符合國家"區(qū)分存量增量、責(zé)任公平承擔(dān)"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(xiàn)，而非依賴政策補貼。企業(yè)需加快技術(shù)迭代，提升儲能系統(tǒng)在現(xiàn)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(wù)"的復(fù)合收益模式。
在能源轉(zhuǎn)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(dāng)0.56元/千瓦時的現(xiàn)貨交易上限與0.2595元/千瓦時的基準(zhǔn)電價形成合理價差，111.5萬千瓦的儲能設(shè)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(shè)計與技術(shù)應(yīng)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(xiàn)了清潔能源的高比例接入，更通過價格信號引導(dǎo)儲能資源科學(xué)配置，為全國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)探索出可復(fù)制的路徑。
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