新型电力系统的主要特征是新能源的主导地位。宁夏地区的电力结构特点为“多煤电、少水电、少气电、无核电”，这与全国多数省区的电源结构相似。作为国家新能源综合示范区，宁夏在新能源开发方面的大规模投入为新型电力系统建设提供了可复制的经验。预计到2024年，宁夏的新能源装机将达到4600万千瓦以上，占比达到60%，而发电量占比将超过27%。

鉴于电网调节资源的单一性，宁夏地区的储能和火电深度调峰等调节性资源在电力保供和新能源消纳方面发挥着重要作用。然而，国家发改委和国家能源局提出的新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，以及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，对现有煤电、新能源、储能等市场主体的收支平衡造成了影响，对电力保供、新能源消纳和新兴产业发展产生了重大影响。

在十四届全国人大二次会议上，住宁全国人大代表李郁华针对此问题提出了建议。他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》中要求的“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，应保持现有辅助服务政策不变，以减少价格大幅波动对市场主体的冲击，并为现货市场的连续运行提供足够的时间。

同时，李郁华代表还建议加快推进电力现货市场建设，并在政策执行缓冲期间开展多轮次结算试运行，以充分验证市场规则和技术支持系统。他期望在2025年3月1日实现电力现货市场的连续结算试运行。此外，他提出建立储能容量补偿机制，在现货市场连续运行后，由于储能收益可能无法足额保障，因此建议对不同时期投运的储能电站，根据投资成本的不同进行分档容量补偿，补偿费用由新能源企业按电量比例分摊。初步测算显示，按照储能年均收益率5%的标准，2022年和2023年以后并网的储能电站分别需要补偿0.7、0.25元/千瓦天。后续将根据储能成本的变化滚动调整容量补偿标准。

在过渡期内，为确保现有电力保供能力不降低，建议继续开展储能、虚拟电厂、可中断负荷等顶峰服务。尽管《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，但这些措施仍然有必要继续执行。