新型电力系统最主要的特征是以新能源为主，宁夏“多煤电、少水电、少气电、无核电”，与全国大部分省区电源结构相似，作为国家新能源综合示范区，宁夏大规模新能源开发为推进新型电力系统建设探索出可复制的实现路径，预计2024年宁夏新能源装机将超过4600万千瓦，占比达到60%，发电量占比超过27%。同时，基于电网调节资源单一的特点，宁夏储能、火电深度调峰等调节性资源，为电力保供、新能源消纳发挥着重要作用。

国家发改委、国家能源局要求按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价”。该通知打破了现有煤电、新能源、储能等各类市场主体的收支平衡，对电力保供、新能源消纳、新兴产业发展造成重大影响。

为此，在十四届全国人大二次会议上，住宁全国人大代表李郁华提出了关于稳定电力辅助服务市场、服务新型电力系统建设的建议。

为此，李郁华代表建议：

建议延长政策执行过渡期，将《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》要求的“六个月内按程序重新明确辅助服务价格”至少延长一年，在过渡期间，保持现有辅助服务政策不变，减少价格大幅波动对市场主体的冲击，为现货市场连续运行提供足够时间。同时加快推进电力现货市场建设，在政策执行缓冲期间开展多轮次结算试运行，充分验证市场规则和技术支持系统，力争2025年3月1日电力现货市场实现连续结算试运行。

建立储能容量补偿机制，现货市场连续运行后，储能收益无法足额保障，对不同时期投运的储能电站，根据投资成本不同分档进行容量补偿，补偿费用由新能源企业按电量比例进行分摊。根据初步测算，按照储能年均收益率5%，需对2022年和2023年以后并网储能电站分别补偿0.7、0.25元/千瓦天。后续根据储能成本变化滚动调整容量补偿标准。

过渡期继续开展顶峰辅助服务，鉴于目前《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》已经紧急叫停用户侧分摊，为了确保现有电力保供能力不降低，在现货市场连续运行前，建议继续开展储能、虚拟电厂、可中断负荷等顶峰服务。（中国日报宁夏记者站 胡冬梅）