随着分布式能源（DR）的迅速发展,尤其是用户侧光伏装机容量的上升,增加了本地能源的生产。由于光伏发电的间歇性,以及消费模式的转变,供需之间的不匹配在未来将进一步加剧。储能被认为是解决这种不匹配的关键。相对于住宅储能,社区储能在规模经济、能源交易和辅助服务能力方面具有更多的优势。社区作为投资者投资储能项目,旨在减少社区用户参与能源共享所需的成本,同时提高用能效率,并通过对外的能源交易实现收益,此时投资储能的社区具有明显的企业性质。但是由于国内补贴政策不明朗,初始成本高昂,社区储能项目在国内推行仍然不具有经济性。因此,本文试图探讨政府补贴下的社区储能项目投资决策问题,以期为不同补贴模式下的社区储能项目的投资和推广提供决策建议。论文首先介绍了社区储能项目概念特征、社区储能电力交易模式、社区储能投资决策理论。在此基础上界定了本文的社区储能收益由社区共享,非第三方投资;外部电力交易采取P2P模式;投资决策采取基于全寿命周期的成本效益分析方法。然后对用户侧储能补贴政策进行了梳理,确定两种主要的补贴模式（成本补贴和电价补贴）。并对社区储能投资进行文献计量识别研究趋势和主要关注点,在此基础上结合文献综述确定社区投资储能的主要影响因素（技术进步、储能容量、P2P电价和社区用电需求）,并对社区储能项目投资特性进行分析。基于政府补贴及其他影响因素构建全寿命周期的投资决策模型。考虑到投资成本较高、项目寿命周期短等特征,分别设定投资决策的经济评价指标和技术评价指标。最后根据社区光伏及用电负荷,以满足自耗为基准,选择社区储能的装机容量,进行参数设定。再分别计算无补贴模式、成本补贴和电价补贴三种模式下的社区储能项目投资净现值、内部收益率、投资回收期和平准化储能成本,以光伏自给率和自耗率为约束。结果表明在无补贴模式下,社区储能项目不具有经济可行性。成本补贴模式下,以满足自耗为准,60%的初装补贴可以实现NPV>0;电价补贴模式下,0.6元/kw·h的发电量电价补贴可以实现NPV>0。考虑其他经济指标下,需要更高的初装补贴比例或电价补贴额度才具有投资吸引力。另外投资更大的装机容量可以降低对补贴的需求。最后根据分析结果给出了决策建议并进行总结展望。