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由于各国电力市场情况各异，其对储能发展的支持方式既有“共通之处”，也有结合各自国情及市场特点的“独特之处”。虽然我国目前已经是全球重要的储能市场之一，但这主要是基于我国庞大的市场体量而取得的，同时也受到“风光配储”等政策因素的影响。然而，储能产业要实现良性发展，既需要制定有效的政策扶持机制，也需要构建完善的市场机制，国外在市场机制建设、补贴模式设计、配置主体要求等方面的经验对于我国完善储能政策的设计有着一定的启示性意义。
第一，辅助服务市场是储能成本回收的重要机制。英国、PJM、加州、德国等市场的表前储能主要收益来自辅助服务市场。辅助服务市场的建设对储能发展有重要意义。例如，PJM 将调频、备用辅助服务按照实际负荷量比例分配给负荷服务商，将辅助服务费用完全传导给终端用户。储能系统参与调频辅助服务的招标时，可以以较低的报价中标，但以出清价格进行结算。英国电力系统辅助服务费用由发电企业和电力用户共同承担。储能系统参与固定频率响应的月度招标，在获得辅助服务合同后按投标价格进行结算。调频辅助服务已成为英国储能电站获取收益的主要来源。目前我国多个省份要求新建的风电项目和光伏项目按照一定的比例配置储能，但是风光配储并没有建立起合适的成本回收机制，这也导致大量储能资源闲置。未来需要加快辅助服务市场的建立，加强储能投资通过辅助服务市场回收成本的能力。
第二，公用事业公司是储能配置的重要主体。在国外政策驱动型的储能发展案例中，输配电网等公用事业公司是储能配置的责任主体。电力监管部门确定区域电网的储能装机总要求，之后公用事业公司通过自营或第三方购买的方式获得储能容量。同时电源出力、分时负荷、节点潮流及交易价格等数据也向市场主体开放，允许市场主体进行优化决策。以加州为例，美国目前是全球最大的储能市场之一，而加州是美国储能装机规模最大的州。加州储能的投资者主要来自公用事业公司，此外工商业用户和独立发电商也占较大的比重。加州储能投资主要通过市场机制获得成本回收。加州储能设施根据其所有权和功能不同，成本回收方式也有所区别。以提高输配电可靠性为主，所有权属于公用事业公司的储能设施，其储能成本主要从输配电价中回收；应用于平滑风光波动的储能设施，如果所有权属于公用事业公司，那么其储能成本主要从上网电价中回收；属于其他第三方的储能设施，其储能成本主要通过批发市场回收；所有权属于用户且用于发挥负荷调节功能的储能设施，其储能成本主要通过需求管理、分布式发电、电动汽车充电等激励机制回收。但无论采用何种方式，表前储能成本最终还是通过价格传导机制由终端用户承担。参考国外市场经验，可以将电网公司作为新型储能配置责任主体，设定总体的储能配置装机指标，再通过社会化的方式要求电网公司向第三方购买储能服务。
第三，财政激励是促进储能发展的重要政策手段。美国、日本、韩国等国家都采取投资税收抵免或直接补贴的方式，对储能投资给予了财政激励。例如，美国各州政府对于储能发展的财政激励政策大多是采用税收抵免的方式，即对于储能投资提供一定的免税额度。投资税收抵免可帮助联邦或州一级通过支持市场需求和提高储能与传统资源相比的成本竞争力促进储能的广泛部署。值得注意的是，目前大部分州的税收抵免都要求储能与分布式光伏相结合，同时对储能系统充电电力的来源做出相应的规定。一般地，储能系统从光伏系统充电的比例越高，能够获得的税收抵免额度或比例也就越高。美国在《通胀削减法案》（IRA）中，首次将独立储能纳入 ITC 税收抵免补贴范围，并将税收抵免划分为“基础抵免+额外抵免”。其中基础抵免额度由之前的26%提高至30%，补贴退坡延期至2033年。额外抵免为新增部分，比例为10%～40%。未来要促进储能技术的应用，可以综合应用财税手段，对一些关键领域的储能应用（如分布式光伏配储、峰谷差率高的地区储能装机）提供税收抵免。
第四，容量市场对储能发展有重要推动作用。英国、美国加州的储能项目可以与公用事业公司签订长期容量电价合约，从而获得固定补偿。通过该机制，储能投资能够获得确定性的收益。例如，英国容量市场的建设对储能发展有着重要的推动作用。英国于2016年向包括电化学储能在内的新兴资源放开容量市场，允许储能系统在参与容量竞拍的同时进入电能批发市场。该举措推动英国储能装机容量的快速提升。2022年2月，英国的T-4容量市场拍卖出清价格创下30.59英镑/千瓦·年的历史新高，有近3.3吉瓦的电池储能项目中标。在该容量电价下已经能够回收储能投资的成本。
第五，分布式光储发电是表后储能应用的重要模式。加州于2008年将储能纳入自发电计划，对用户安装储能系统进行补贴。2016年的IRS投资税收抵免政策也对用户侧光伏配储进行了补贴。由于欧洲各国居民用电价格较高，同时补贴政策主要针对用户侧“光伏+储能”应用场景，因此表后储能应用发展迅速。其中，德国在表后市场占据主导地位，市场份额占欧洲表后储能的2/3。分布式光伏同样也是中国未来新能源发展的重要领域，通过加快分布式光储的应用，可以有效减少新能源消纳过程对于输电通道的依赖，促进新能源的就地消纳。
第六，完善现货市场建设与分时电价机制。现货市场是可再生能源电站配置储能的主要盈利机制。以美国得州为例，其是美国第二大储能装机区域，储能投资主要通过电能量市场的电价机制来获得回报。目前我国各省已经在开展分时电价机制的试点，未来可以考虑在市场主体可接受的前提下提高现货市场价格帽的上限，拉大峰谷价差水平。此外，对于仍然由电网公司代理购电的用户，也可以综合考虑负荷曲线特性，设计更加灵活的峰谷电价政策，如扩大尖峰电价的实施范围，以及设置双峰双谷的分时电价模式，在提升用户储能投资回报的同时，降低电力系统的峰谷差率。
第七，加强储能产业链的发展，推动技术成本下降。美国在“储能大挑战路线图”中提出要在储能技术应用领域实现美国创新、美国制造、全球部署的战略目标，并计划以2020年为基础，到2030年长时储能成本降低90%。美国的“国家锂电蓝图2021—2030”则提出从上游矿产资源，中游锂电材料、电芯制造和电池包制造，到下游锂电池回收全产业链的锂电发展规划。我国目前在电池制造和储能系统集成等领域具有一定的技术优势，但未来可能面临美国、日本、韩国等国家的竞争。我国应该从国家战略的角度出发，优化和整合产业链各个环节，推动从上游锂资源开发利用到下游储能系统集成全产业链的发展。