为了实现清洁能源转型，美国还加大了对长时储能的支持。2022年11月，美国政府启动长时储能示范资金，为能够提供10～24小时或更长时间电力的新型长时储能示范项目提供高达3.5亿美元的资金支持。该资金为每个项目提供最高50%的资金，主要用于验证新技术，提高用户和社区进行高效电力存储的能力，并保持美国在储能领域的领先地位。2.1.4 地方储能支持政策 美国各州政府也纷纷出台了储能相关支持政策，且具有独立性。其中，加利福尼亚州发布了《AB2625法案》《储能增强提案》和《净计量3.0 (NEM)》，纽约州制定了《纽约州6 GW储能路线图》，新泽西州发布了《新泽西州储能激励计划(SIP)提案》，具体内容见表8。
2.2 储能商业模式 美国主要通过《2022年通胀削减法案》为储能提供财税支持，降低储能成本，提高储能建设积极性。各州通过制定详细的储能可参与的电力市场规则，来支持储能发展，如加利福尼亚州的《储能增强提案》可以使电池储能更容易参与辅助服务市场，新泽西州的《新泽西州储能激励计划(SIP)提案》根据储能运行减少的碳排放量和对配电系统的成功供电分别对表前和表后独立储能进行补偿。 2.2.1 表前储能 根据美国清洁能源协会(ACP)数据，2022年美国新增储能4798 MW/12181 MWh，创历史新高，主要以电网规模储能为主。2018年2月，美国发布841号法令，要求各区域输电组织(RTO)和独立系统运营商(ISO)制定储能公平参与电力市场的相关规则，允许100 kW以上的小型储能资源独立参与电能量市场、辅助服务市场和容量市场，并要求在设计市场规则时充分考虑包括与充电状态、充电时间、充电/放电限制、运行时间等相关的储能运行特性。按照联邦能源管理委员会(FERC)的要求，各ISO/RTO随后在现有的市场规则之上制定或者完善了储能参与市场的规则。美国电网规模储能主要收益来源有调频、价格套利、爬坡或旋转备用、减少风能和光伏弃电、电压或无功支撑、系统调峰等。其中，调频、价格套利、爬坡或旋转备用是主要收益来源。近两年，储能参与能量市场价格套利、爬坡或旋转备用比例不断增加，2021年美国电网规模电池储能中有59%参与价格套利，较2019年的17%大幅增加，其中加州市场80%以上电池储能参与价格套利。 2.2.2 表后储能 美国表后储能主要包括户用储能和工商业储能，以分布式光伏配储能的形式为主，其收益来源包括：减少从电网高价购电的收益、备用电源的价值和余电上网的收益。根据美国能源信息署的预测，2024年美国储能项目平准化成本为14.01美分/kWh(假设ITC补贴为30%)，相较于2022年美国居民平均电价15.12美分/kWh，在ITC补贴下安装储能已经具有一定经济性。若还可以获得本土制造、位于“能源社区”或位于“环境正义区”等额外补贴，美国储能项目将会得到更高的收益。此外，根据美国中西部独立系统运营商MISO最新规定，超过100 kW的分布式储能可以在MISO注册，并于2022年6月之后可以参与电力市场(包括电能量市场、辅助服务和容量市场)获得额外收益。但分布式储能与分布式光伏联合参与MISO市场则需要等到2030年。 3 澳大利亚市场 3.1 储能相关政策 3.1.1 电价政策
从本次电力市场暂停事件来看，按照300澳元/MWh进行结算的APC管理价格上限制定于2008年，已经无法适应目前的发电成本。2022年12月，澳大利亚修订《国家电力规则》，将每个地区的管理价格上限提高至600澳元/MWh[33]。3.1.2 储能规划相关政策 2022年6月，AEMO发布2022年综合系统计划(ISP)，提出为实现净零排放，到2050年需要公用事业规模的可再生能源容量增加9倍，分布式光伏容量增加近5倍，对具有调节作用的储能需求也将大幅增长。NEM将利用一系列不同类型的储能来调节电力平衡，主要包括分布式储能、协调控制分布式储能(包括虚拟电厂安装的表后电池、具有V2G功能的电动汽车)、短时储能(储能时长小于4 h)、中等时长储能(储能时长4～12小时)、长时储能(储能时长大于12 h)和Snowy 2.0 (抽水蓄能)，2050年装机规模分别达到14 GW/29 GWh、31 GW/108 GWh、1 GW/1 GWh、9 GW/70 GWh、4 GW/111 GWh和2 GW/349 GWh。分布式储能和协调控制分布式储能主要调节用户侧电力需求，短时储能主要调节电力供应的短时平衡，中等时长储能主要调节光伏和风能发电的日度变化，长时储能和Snowy 2.0主要调节可再生资源的季节性变化。ISP的发布可以更好地引导储能投资方向，降低可再生能源消纳成本，提升电力系统可靠性和安全性。 3.1.3 财税支持政策 2022年7月，澳大利亚政府推出了《2022年澳大利亚可再生能源机构修正案(为澳大利亚供电)》。新法规拓宽了澳大利亚可再生能源署(ARENA)的任务范围，允许该机构支持能源效率和电气化技术。未来，ARENA将持续支持超低成本太阳能、大规模储能、灵活性需求、绿氢等可再生能源技术。2022年10月，澳大利亚政府宣布在2022—2023年联邦预算中为ARENA提供新的资金，包括推动国家基金、支持能源安全和可靠性、家用光伏社区电池、原住民社区微电网计划四个方向。其中支持能源安全和可靠性这一方向将获得6000万澳元以支持大规模电网侧储能电池项目；家用太阳能社区方向，电池获得1.884亿澳元支持，以帮助澳大利亚各地推出342个社区电池；原住民社区微电网计划方向将获得8380万澳元，用于在原住民社区开发和部署微电网技术。2022年12月，ARENA宣布向全国范围内8个电网侧大规模电池储能项目提供1.76亿澳元的有条件资金支持，资金额度比2021年12月启动时增加了0.76亿澳元。该轮资金支持计划旨在支持电网侧电池储能项目配备先进的构网型逆变器，使电池能够提供类似传统能源的通过同步发电提供的基本系统服务。
除了电池储能技术，澳大利亚政府也为其他储能技术路线提供资金支持。压缩空气储能方面，2022年10月，ARENA有条件的批准4500万澳元的资金支持Hydrostor公司建设200兆瓦/1600兆瓦时先进压缩空气储能项目。氢能方面，2022年10月，ARENA向Fortescue Future Industries Pty Ltd (FFI)与Incitec Pivot Limited (IPL)提供1370万澳元的资金，以支持其部署500兆瓦制氢电解槽，替代IPL吉布森岛氨工厂目前的氢气来源。热储能方面，2022年8月，ARENA为MGA Thermal Pty Ltd (MGA Thermal)提供127万澳元的资金，以支持其创新热储能技术，建设一个500 kW/5 MWh的试点装置。
3.2 储能商业模式 澳大利亚修订APC管理价格上限，为澳大利亚电价带来了更大的波动空间，为储能在电力市场套利提供了便利条件。通过为储能项目提供资金支持，降低储能成本，可以使储能获得更好的经济性，增加储能建设积极性。
3.2.1 表前储能 澳大利亚表前和表后储能发展均较快。2021—2022年，澳大利亚新增557 MW表前电池储能项目，累计规模达到822 MW。在澳大利亚，表前储能可以参与电能量市场和调频辅助服务市场(FCAS)。2021年，电池储能总收入的80%以上来自于FCAS市场，剩余部分来自于电能量市场。2022年第二季度和第三季度，由于电力供应紧缺，电价大涨，5000澳元/MWh以上的电价发生频率明显增加，电池储能现货市场套利空间加大，电池储能电能量市场收益大幅增加。2022年第三季度，电池储能电能量市场收益(2154万澳元)首次超过FCAS市场(1546万澳元)。2022年第四季度，随着电力供需紧张缓和，电池储能电能量市场收益明显下滑。
5 对中国储能发展的启示 各国电力市场情况不同，储能政策结构也各有差异，欧洲主要通过制定新能源发展目标、支持产业链本土化、税收减免、资金支持、增加储能可参与的电力市场品种等政策来支持储能发展，美国主要通过ITC税收抵免、支持产业链本土化、制定详细的储能可参与的电力市场规则等政策推动储能建设，澳大利亚主要通过提高APC管理价格上限、规划不同类型的储能设施、为储能项目提供资金支持等政策来支持储能发展。中国在电价、规划、产业、财税、市场规则、新能源配储方面均出台了一系列政策，但支持力度与国外相比仍有一定差距。
对比国际市场，国内储能发展尚处于早期阶段，大部分储能项目经济性不佳，制定符合现阶段储能发展的政策及市场机制对推动储能快速发展以及商业模式的塑造至关重要。通过总结国际经验，提出以下建议。 （1）加大财税补贴力度。德国对储能免除所得税和增值税，美国ITC补贴延期且抵免比例重新提升至30%，满足一些特殊条件的储能项目还可以获得额外的税收抵免。在目前储能成本较高，回收成本困难的情况下，高额的财税补贴有利于加快储能的发展。中国仅有少部分省市出台了补贴政策，未普及到全国，且补贴力度有限，对于储能回收成本的支持力度不够，应加大全国性的储能财税补贴力度。 （2）减少强配储能，提高储能合理化配置。不同地区电力市场情况不同，储能需求也不尽相同，国外通常通过市场引导储能发展，更有利于储能合理化配置，减少储能资源浪费。国内目前大部分省份以强制配储能为主，尽管配置方式由新能源场站内配建逐步转向鼓励和支持建设独立储能电站、新能源项目租赁容量的方式，仍然具有一定局限性，需加快市场化引导或统一规划管理，减少不必要的资源浪费。 （3）加快储能参与电力现货市场进度。电力现货市场可以反映实际电力供需情况，更好地削峰填谷，也更能体现储能的能量价值，已经成为英国、美国、澳大利亚等国家表前储能项目的主要收益来源之一。中国电力现货市场尚处于早期阶段，目前仅有山东、山西等少数省份推进储能参与现货市场，且峰谷电价差较小，应加快电力现货市场建设，完善储能参与电力现货市场规则，通过市场化的手段提升储能收益。 （4）增加储能可参与的电力市场服务种类。英国目前已运行或正在制定的储能可以参与的电力市场服务品种超过20种，且还在根据电力系统的变化不断探索新的服务品种；美国表前储能可以参与调频、价格套利、爬坡或旋转备用、减少风能和太阳能弃电、电压或无功支持、系统调峰等多种电力市场服务品种。国内，目前大部分省份的储能项目可参与的电力市场服务品种较少，主要为以后将不复存在的调峰市场。增加储能可参与的电力市场服务种类，可以更大化地体现储能可以提供多种服务的灵活性和优异性，同时提高储能收益。
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