2022 年全年新增装机 7.762GW/16.428GWh，同比增加 235%， 20+省份发布新能源配储要求，带来储能需求 20GW， 9 省/自治区发布储能示范项目政策，规划储能项目 21.6GW，2022 完成招投标 44GWh， 90+业主， 120+系统集成商参与投标， 2 小时储能系统平均报价1.56 元/Wh，市场竞争激烈。

1、独立式储能电站

应用场景：在现有电网变电站、电网关键节点等处建设，在新能源基地、新能源汇集站等处建设，在退役火电机组的现有站址建设。

商业模式：容量租赁+市场化收益（调峰、调频、容量补贴等其他地方性补贴（政策）。

2022 年，独立式储能电站：新增投运 50 座，储能规模 3.5GW/7.3GWh， 新增启动施工建设和 EPC/设备招标 109 座，总规 16.5GW/35GWh， 新增规划 141 座，总规模 28GW/67GWh。

2、 火储联合调频

2022 年共计 127 个火储联合调频项目（投运、 在建、招投标、可研），涉及 21 个省/市/自治区，近年来，较活跃区域为广东、江苏、山西、浙江。

3、 用户侧储能项目

峰谷平分时电价是目前用户侧储能项目盈利的基础，两充两放的电价差＞1.26 元/kwh的省份有浙江、海南、广东、上海、江苏、安徽、湖南。

2023 年，新增装机规模有望再翻一番，达到 17.7GW/41.1GWh，新疆引领，两批次市场化项目的推动，可关注宁夏、山东、广西、湖南、河南的独立式示范项目，甘肃、内蒙古的新能源配储项目，预计到 2025 年，国内储能累计装机规模有望达到近 80GW。