国内储能装机发展滞后，但发电量占比临近拐点
　　相较于可再生能源的引领全球，国内储能的发展是有所滞后的。从装机量上看，2021年国内光伏、风电装机合计超100GW，但储能新增装机4GWh左右；而美国风光装机约40GW，储能却并网了10.5GWh。
　　从可再生能源发电量占比上看，国内虽低于美国（尤其是加州）、欧洲，但也已非常接近临界点，储能等调峰产能的增加迫在眉睫
　　商业模式不清晰是主因，本质上是成本分摊问题
　　国内表前市场储能发展滞后的本质原因是商业模式不清晰。美国储能通过获得RA合同（容量电价）、PPA电价（较可再生能源溢价），并参与辅助服务市场，获得稳定且可观的盈利，最终是终端用户通过电价为储能付费。但国内电价机制仍未市场化，储能的大部分成本由可再生能源企业内部消化，无疑对商业模式的确定性、产业链盈利空间造成影响
　　政策几经波折，商业模式完善带动装机高增长
　　国内储能市场2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长；但2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，在2020-2021年带动国内储能市场修复；2022年独立储能成为国内新的商业模式，拉动储能装机增速再度抬升。
　　风险提示
　　储能装机低预期；
　　新技术产业化进度低预期。