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在构建以新能源为主体的新型电力系统的过程中，储能作为灵活性调节电源的重要性已经得到广泛认可。然而相关的电价机制、市场机制、成本疏导机制等仍不完善，储能顶层政策的设计已经成为我国储能产业从商业化初期向规模化发展转变的最主要环节。
（本文来源：微信公众号“储能与电力市场” ID：EnergyStorageMarket）
为此，发改委近日于官网发表评论“完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统”，针对普遍关心的储能成本补偿、成本疏导机制问题，做出了说明，并明确表示：加强储能政策顶层设计，开展储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿机制研究。
当前储能应用领域及成本补偿机制
目前储能在各领域的应用中，成本补偿的机制各不相同，发展程度也各不相同。
火储联合调频领域：利用部分区域的“按效果付费”的规则，储能项目运营商和电厂采取合同能源管理的模式，已经进入“准商业化运营”的阶段。但市场容量有限，新兴市场仍待开拓。
用户侧储能：利用部分区域的峰谷价差，储能项目得以开展。但投资回收期较长，用户侧电价的变动、用户侧储能应用模式单一等，导致用户侧储能一直无法规模化发展。
源侧及网侧的独立共享储能电站：很大一部分收益来自于新能源场站的储能容量租赁费用，实际上是变相由新能源场站承担了储能电站建设成本，只能作为短期内的权宜之计，而不能作为可持续发展的成本回收模式长期应用。
另外，储能参与辅助服务获取的补偿费用的传导机制，也制约着辅助服务市场的发展。在目前由发电企业分摊的机制下，在火电企业盈利不佳的情况下，市场规模必然会受到一定的限制。
储能成本补偿机制的改革探索方向
从已经出台的政策趋势来看，目前的成本补偿的改革方向，将主要集中在输配电价、容量补偿、用户参与分摊等方面。
储能成本计入输配电价：国家出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，以及各地陆续印发的“储能规划”，都提出了相似的提议：探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。但目前还缺乏执行细则。
储能容量补偿机制：浙江省已经出台相关政策，按照按200元、180元、170元/千瓦·年的补偿标准，逐年退坡，补偿3年。如容量电价能顺利出台，储能得以获取一定稳定收益，显然有利储能发展。
用户侧参与储能成本分摊：南方电网新出台的“两个细则”(征求意见稿)制定了较为详细的分摊规则，用户侧参与分摊，正逐渐走上实操。
相关尝试正在进行中，但力度和速度显然赶不上目前蓬勃发展的储能应用态势，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迫在眉睫。
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