储能发展尚处于早期阶段，国内外均针对储能制定了一系列政策支持储能发展。相比于国内，欧洲、美国、澳大利亚等国家及地区储能相关政策及商业模式更成熟，储能项目经济性也更好，成熟的市场规则和良好的经济性更有利于储能行业健康可持续发展。对比国内外储能相关政策及商业模式，分析中国储能发展的不足，对国内储能发展具有重要的借鉴意义。本文首先介绍了欧洲、美国和澳大利亚在电价、规划、财税补贴、市场规则等方面的相关支持政策，分析了主要国家的表前和表后储能的商业模式；其次，总结了中国在储能规划、参与电力市场、补贴、强制配储能、电价等方面出台的相关政策，分析了新能源配储、用户侧储能、火储联合调频、独立储能等场景的商业模式；最后，通过对比国内外储能政策与商业模式，得出对我国储能政策及市场机制方面的启示，提出我国应在加大储能财税补贴力度、减少强配储能、加快储能参与电力现货市场进度、增加储能可参与的电力市场服务种类等方面进行改进和优化。

（来源：“储能科学与技术”作者：鲁跃峰 郭祚刚 谷裕 徐敏 刘通 ）

随着全球气候变化对人类社会构成重大威胁，全球各国纷纷将“碳中和”上升为国家战略。能源结构向低碳环保、可再生能源转型已成为主流趋势。在此背景下，国际主要国家加速绿色能源转型，光伏和风能发电受到前所未有的关注。作为可再生能源发展的重要组成部分，新型储能也迎来快速发展机遇。根据中关村储能产业技术联盟统计数据，2022年全球新型储能累计装机规模达45.7 GW，同比增长80%，其中中国新型储能累计装机规模达到13.1 GW，同比增长达128%。尽管储能装机规模快速增长，但中国新型储能目前尚处于商业化初期，市场机制和商业模式不成熟，加之中国电价较低且价差较小，导致储能项目盈利困难。中国新型储能要想实现长期可持续发展，对于新型储能电价、规划、财税支持等相关政策以及商业模式的探索至关重要。本文将重点分析不同国家新型储能相关政策及商业模式，总结国外经验，以期对中国储能发展有所启示。

1 欧洲市场

1.1 储能相关政策

1.1.1 电价政策

欧洲表后储能占欧洲储能总规模的50%以上，主要通过与光伏系统配合自发自用，帮助用户节约电费。欧洲终端电价波动，对户用储能的应用影响较大。2022年，天然气价格的飙升促使欧洲电价快速上涨，根据欧洲能源交易所(EEX)数据，2022年第三季度德国批发电价KWK指数达到375.75欧元/MWh，创历史新高。在欧洲边际定价的模式下，电价大幅拉升，为欧洲能源安全带来了隐患。为缓解欧洲能源危机、降低消费者用能成本，2022年9月，欧盟推出两项紧急干预措施，一是设置180欧元市场收入上限(CAP)；二是设置暴利税/团结税。前者是在2022年12月1日至2023年6月30日期间，对可再生能源(太阳能、风能、水电等)发电公司的市场收入设置上限，为180欧元/MWh；后者是要求非可再生能源(石油、天然气、煤炭等)发电公司在2022—2023年实现的超额利润至少缴纳33%的税收，即暴利税或团结税。团结税的所得收益应流向能源消费者、能源密集型公司等。在欧盟干预和天然气价格下跌的双重影响下，2022年第4季度德国批发电价KWK指数降至192.84欧元/MWh。限制电价增高，短期内对储能收益带来负面影响，但长期来看，传统能源短缺带来的电价波动已经使得欧洲加快发展可再生能源，新能源的占比不断提升势必需要配套大规模储能来保证电力供应的稳定与安全。