国内新型储能市场新增装机规模（GW）

储能市场维持高景气度，主要得益于风电、光电项目快速建设带来的储能电池需求，以及磷酸铁锂电池技术的发展使电池成本下降。由于基数较少，储能在需求端的影响力不及新能源汽车，但其快速增长趋势值得关注。从新增装机量看，根据中国储能网数据，2023年1-11月国内新型储能市场新增装机规模达17.04GW，预计2023年全年装机规模达18.59GW，同比增加152.87%。其中，2023年上半年新型储能项目投运装机规模达到7.05GW，已超2022年全年总和；下半年虽然月度环比增速有所下滑，但整体增速仍较高。从招投标方面看，根据SMM，2023年1-11月我国储能项目中标功率规模为29.79GW，中标容量规模为78.11GWh，发展势头较好。

国内“强制配储”政策及电改驱动储能景气度向上。一是，国内越来越多的地区实施“强制配储”政策。截止2023年12月，全国主要的风光装机大省均已推出“强制配储”政策，要求光伏发电项目按照装机容量的一定比例配制储能设施，该比例从10%-30%不等。二是，国内电力市场改革有望提升储能项目盈利性。电力现货方面，2023年9月国家能源局正式发布《电力现货市场基本规则》，是首部国家级的现货市场建设指导文件；2023年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，鼓励新型主体参与电力市场，通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。电力辅助服务市场方面，国家能源局南方监管局、东北监管局、华中监管局等均颁布调峰调频补偿机制，明确了储能项目的收益来源。