過去幾年寧夏儲能市場一直默默無聞，現(xiàn)階段大量獨立式儲能項目的部署也與當?shù)匦履茉磁渲脙δ艿囊蟛粺o關系。目前山東、山西、浙江等地區(qū)都已經(jīng)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(fā)布了《自治區(qū)發(fā)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(huán)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(qū)發(fā)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(qū)發(fā)展改革委關于加快促進儲能健康有序發(fā)展的通知》、《寧夏電力輔助服務市場運營規(guī)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(fā)電企業(yè)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(xù)性，是否有后續(xù)政策出臺，至關重要。

此外，寧夏輔助服務相關文件中規(guī)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(wǎng)項目簽訂合約，則交易電價原則上不可能高于上網(wǎng)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(yè)化運行，還需更具體政策出臺。