发现1）去年发电侧强制配储加速；

2） 今年独立储能项目激增 

发电侧-强配地区占比上升 22年新能源强配政策（新能源与储能项目需同时投运）已覆盖25个省（市），发电侧配储需求得到保障： 1、 国家层面：21年8月发布相关政策，鼓励新能源发电企业以自建或购买方式配置储能或调峰能力，要求 并网规模外按15%的挂钩比例（4小时以上，下同）配建调峰能力，按20%以上挂钩比例进行配建的优先并 网。 2、 地方层面：21H1共10个、21H2至今再新增15个省（市）出台强配政策，政策覆盖地区、出台速度等均 明显提升，配储要求亦从【10%、1-2h】扩大至【10%-20%，1-4h】。此外，另有3个省份出台风光配套 储能鼓励政策。 

电网侧-商业模式确认 21年底国家明确储能的市场主体地位后，独立储能商业模式得到确认，高经济性使得22年电网侧装机量有 望超预期：1、 国家层面：21年12月正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确电化学 储能的市场主体地位，鼓励新型储能参与电力辅助服务。 2、 地方层面：1）电力现货市场试点省份在21年增加至14个，现货市场结算制明确了储能参与调峰、调频 的收益模式；2）以南网为代表，将新型储能纳入并网主体管理，并提高电力辅助服务补偿标准。

 国内表前市场需求展望 21年下半年国内储能刺激政策明显提速出台，发电侧强配+电网侧经济性确立等背景下，预计22年国内表前 储能市场将维持高增速。 

我们预计，22年国内表前市场装机量将达17.8GWh，yoy+229%。其中： 1、发电侧：假设22年强配地区占比将提升至88%，配储比例10%，锂电储能渗透率80%，充放电时长 2h；并考虑存量风光项目配储部分，预计22年国内发电侧储能装机量将达14.3GWh。 2、电网侧：仅山西+山东已规划项目达3.8GWh（其中山东600MWh在2月并网），此外浙江、青海、广东 等多个项目的规模基本在50MW/100MWh以上。高经济性+政策加速推进，预计22年国内电网侧储能装机量 将达3.5GWh。