近日，国家发改委发文表示，在“双碳”目标背景下，我国电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转型。储能作为灵活调节电源在新型电力系统中承担重任。然而，目前除抽水蓄能外，新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期，相关的电价政策和市场机制还不够完善，存在成本疏导不畅、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题，不利于行业健康可持续发展和“双碳”目标的实现。为促进储能产业健康可持续发展，推动社会参与储能投资建设和运营的积极性，引导储能在不同场景下充分发挥对电网安全的调节作用，亟待完善储能政策顶层设计，研究各类储能技术在新型电力系统中的应用场景，建立符合我国国情和电力市场化发展阶段的储能成本补偿机制。

文章表示，新型储能是除抽水蓄能外的新型储能技术，包括电化学储能、物理储能、储热、储氢等技术。从各类储能装机规模结构来看，根据国家能源局数据，截至2021年底，我国已投运抽水蓄能累计装机规模3600万千瓦，占储能总装机规模约为89%；电化学储能累计装机规模超过400万千瓦，其中以锂离子电池为主，占储能总装机规模约为9%；其他技术占比相对较小。从增长趋势来看，根据中关村储能产业技术联盟统计，2021年，抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能累计装机规模同比分别增长25%、63%和15倍。

新型储能的迅猛发展，得益于国家的能源战略调整和储能政策的不断完善。2021年3月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上，提出构建以新能源为主体的新型电力系统的要求，为储能产业发展指明了方向、提供了遵循。随后，有关部门及时跟进出台政策，加快推动部署新型储能关键技术的研发、推广和应用。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，届时将是抽水蓄能6200万千瓦装机规模的近一半。该意见提出要完善政策机制，营造健康的市场环境，健全新型储能价格机制。2021年12月，国家能源局出台了新修订的“两个细则”，即《电网并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确将电化学、压缩空气、飞轮等新型储能纳入辅助服务提供主体范围，对新型储能投资成本回收具有积极作用。2022年1月，国家发展改革委等七部门出台《促进绿色消费实施方案》，要求大力发展绿色消费，加强新型储能、加氢等配套基础设施建设。2022年2月以来，发展改革委、国家能源局联合出台《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确新型储能的发展目标和重点任务，将有力推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。在一系列中央部门政策推动下，各地方积极出台相关政策，加快推进储能产业布局，不断提升电力系统调节能力。

文章还提到，储能发展面临诸多问题，影响行业投资积极性。新型储能规模化应用呈现良好发展势头，相关技术正广泛应用于各类场景，在技术研发、项目建设、商业模式探索、标准体系构建等方面取得较大进展，对推动我国能源低碳化转型的支撑作用日益显现。

但是，新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期，面临市场化机制、投资回报机制、成本疏导机制不完善，各类储能技术应用场景界定不清，公共服务价值无法充分体现，成本难以疏导至受益对象，储能技术成熟度和实用性有待提高等问题。一是在电源侧，储能大多与发电机组联合，用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳。部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高；二是在电网侧，储能主要用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台；三是在用户侧，目前商业化模式较单一，主要通过峰谷价差机制获得收益，存在机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题。

原标题：储能成本补偿机制还有待完善