全球储能产业正迎来前所未有的发展机遇，政策的引领与支持是其核心驱动力。一方面，全球工商业储能（工商储）市场已进入关键的政策窗口期，各国纷纷出台激励措施，推动其快速渗透。另一方面，在“光储平价”趋势日益明朗及政策持续加码的背景下，大型储能（大储）市场的长期需求空间也随之打开。本文将梳理并分析政策在全球及中国储能市场发展中的关键作用与具体体现。

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中国工商储能市场的政策驱动与发展

中国的工商储市场在多重政策的推动下，正经历着高速增长。国内工商储当前最主要的盈利模式依赖于峰谷电价差套利。尽管2024年全国多地峰谷价差较2023年有所收窄（大于0.7元/KWh的地区从20个降至18个），但套利空间依然存在，是驱动工商储需求的基本盘。政策对峰谷电价的设定与调整直接影响着工商储的经济性。2025年4月29日，国家发改委体改司发布的《全面加快电力现货市场建设工作的通知》成为推动工商储发展的又一重大利好。该通知明确：

2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。湖北、浙江等省份有明确的转正运行时间表，南方区域及多个省份需在2025年底前启动连续结算试运行。现货市场正式运行和连续结算试运行的省份，2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场申报、出清结算。参与现货市场交易的经营主体中长期签约履约比例须符合国家能源安全保供要求。这些举措有望进一步拉大峰谷价差，提升储能套利空间，同时倒逼企业配置储能以优化用电曲线，从而显著刺激工商储需求。

政策引导下，工商储的应用场景不断拓宽。在数据中心领域，国家发改委发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》设定了到2025年底国家枢纽节点新建数据中心使用绿色电力比例超80%的目标，这直接推动了数据中心配储的需求，ODCC测算显示在广东珠三角地区数据中心储能项目IRR可达19%。此外，零碳园区、储充一体、光储微网等新场景的需求也在政策鼓励下逐步打开。在国内全面落实碳达峰方案及应对碳边境调节机制的背景下，节能及绿色用能改造需求迫切。2024年国内工商储新增装机预计达7.4GWh，同比增长超50%。展望未来，2025年国内新增装机将达12.5GWh，同比增长约7成；2028年有望达到20GWh。

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全球工商储能市场的政策激励与区域特点

（一）欧洲工商储市场潜力巨大，各国政策频出

1.德国：气候与转型基金（KTF）获1000亿欧元注资，支持储能与电网现代化，项目可申请最高30%投资额的税收抵免和年利率1.5%的长期贷款，并设有容量拍卖机制。

2.西班牙：欧盟批准7亿欧元援助计划，用户侧储能项目补贴比例可达65%。

3.波兰：气候与环境部公布总预算40亿兹罗提的储能补贴计划，针对新建或扩建不低于2MW/4MWh的中高压并网储能项目，提供最高45%补贴，并对中小企业倾斜（中型55%，小型65%）。

4.荷兰：政府公布《2024年春季备忘录》，拨款1亿欧元补贴与光伏同步部署的电池储能项目（2025-2034年实施）。

5.意大利：欧盟批准177亿欧元国家援助计划，支持建设总容量超9GW/71GWh的储能设施，持续至2033年底，以年度付款形式涵盖投资和运营成本。

6.捷克：工业和贸易部向工商业太阳能与储能补贴计划追加10亿捷克克朗（总预算30亿），企业可享光伏最高30%、储能最高50%的安装费用补贴。
前期户储市场的高速发展为欧洲工商储的加速奠定了成熟的市场基础。

7.澳大利亚市场：澳大利亚针对新增100kWh以下储能系统提供370澳元/kWh的补贴；50kWh及以上储能系统，单个系统补贴最高可达18500澳元，要求储能系统须配置光伏并兼容虚拟电厂。

（二）东南亚市场：应对能源挑战的政策导向

1.越南：58号法令赋予储能“并网优先权”；57号法令允许风光发电企业与≥22kV工业用户开展直接PPA。

2.印度尼西亚：新PPA指南明确当电网原因导致无法调度储能项目出力时，储能系统仍可获得补偿结算，支持长达30年协议，增强投资收益确定性。

3.马来西亚：取消非住宅用户太阳能系统装机容量不得超过用户最大用电需求85%的限制，并要求新装太阳能系统时需同时配置储能设备。

4.泰国：新版电力发展规划（PDP 2024-2037）提出到2037年可再生能源占比达51%，将重点投资储能，并将储能明确定位为保障稳定供电的“基础设施”。

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大型储能市场的政策支持与需求释放

欧洲大型储能市场在能源转型背景下，通过政策支持，正积极缓解消纳问题并探索多元化收益。应对能源转型中的消纳问题与负电价现象欧洲清洁能源占比提升（2024年达75%）加剧了负电价现象（2024年1-8月欧盟“竞价区域”18%时间出现负电价）。储能是平衡供需、减少弃电的关键。

（一）欧盟层面政策：

1.《REPowerEU修正案》（2022年12月）：加快欧盟清洁能源项目许可，包括共址电池储能项目。

2.《2022-2031年综合能源系统研发路线图》（2023年3月）：投入约45亿欧元，优化电网级储能、可再生能源大规模并网等。

3.《欧盟电力市场设计改革方案》（2023年7月）：鼓励可再生能源签订长期PPA和政府授权的差价合约（CfDs），鼓励储能等非化石燃料灵活性资源通过容量市场等方式获得合理回报

（二）国家层面政策实践：

1.意大利：2023年6月新的电网规模储能拍卖规则允许Terna进行大规模电池储能系统拍卖；同时，上文提及的177亿欧元国家援助计划亦支持集中式电力储能。

2.西班牙：计划为独立储能项目提供1.6亿欧元资助，旨在为2026年并网的600MW储能项目提供资金，覆盖项目成本的40%~65%。

3.德国：2020年启动“创新招标”，释放可再生能源和共址储能潜力。

4.希腊：2023年计划举行三次总计1GW的电池储能招标，项目将于2025年底前并网。

5.英国：在2020年，英国针对储能发展进行了一系列关键的政策调整：在规划审批制度方面，于当年7月取消了对电池储能项目的容量限制，为大规模储能项目的部署扫清了障碍；在过网费电价机制上，于2020年上半年进行了修订，核心内容是取消了针对电储能的“双重收费”，使其仅需在发电时支付网络使用费，显著改善了储能项目的经济性；同时，容量市场规则也在2020年得到更新，将储能系统参与容量市场的最小装机容量门槛从2MW降低到1MW，并允许需求侧响应资源在提供相关资产证明的前提下申请资格预审，从而鼓励更多灵活性资源参与市场。

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政策是储能产业发展的关键引擎

综上所述，无论是中国的工商储市场，还是全球范围内的工商储及大型储能市场，政策都在其中扮演着无可替代的关键引擎角色。从直接的财政补贴、税收优惠，到市场机制的构建（如电力现货市场、容量市场），再到应用场景的引导和行业标准的规范，政策的深度参与为储能产业的快速发展提供了明确的方向和坚实的基础。展望未来，随着各国能源转型目标的持续推进和储能技术成本的进一步下降，相关支持政策预计将继续深化和完善，为储能市场的持续繁荣注入不竭动力。