近日，寧夏多個大型儲能項目啟動設備、EPC、可研等招標工作，單體項目規模都在100MW-200MW之間。根據儲能與電力市場的追蹤，目前寧夏已公布的獨立儲能項目已經多達15個，總規模達2GW/4.3GWh。
過去幾年寧夏儲能市場一直默默無聞，現階段大量獨立式儲能項目的部署也與當地新能源配置儲能的要求不無關系。目前山東、山西、浙江等地區都已經啟動了2022年儲能示范項目的試點和建設工作，寧夏也曾在去年11月發布了《自治區發展改革委關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》，此番大量項目紛紛啟動，也許意味著寧夏的儲能試點項目申報即將啟動。
寧夏儲能市場環境
相對于躍躍欲試的項目方，寧夏目前的儲能政策支持力度還較為薄弱。2021年11月、7月、3月寧夏曾分別出臺過《自治區發展改革委關于開展新型儲能項目試點工作的通知(征求意見稿)》、《自治區發展改革委關于加快促進儲能健康有序發展的通知》、《寧夏電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》，是主要可參考的文件。
從政策層面看，寧夏的獨立儲能電站，盈利模式仍舊為儲能容量租賃+調峰輔助服務收入。
容量租賃費用的高低，取決于新能源發電企業的承受能力以及意愿支付水平。
儲能調峰補償標準目前0.8元/kWh，在全年不少于300次的情況下，100MW/200MWh的儲能電站可獲得年收入4800萬元，但補償期截至2023年，政策是否具有延續性，是否有后續政策出臺，至關重要。
此外，寧夏輔助服務相關文件中規定，電儲能應與新能源場站以雙邊或單邊方式進行交易。
雙邊交易時，如與平價上網項目簽訂合約，則交易電價原則上不可能高于上網電價（燃煤標桿電價，0.2595元／千瓦時）。
單邊競價需在雙邊交易以外，仍有富裕容量才能提供，可提供的服務量較難核算。
寧夏儲能正蠢蠢欲動，但真正的商業化運行，還需更具體政策出臺。
