中国市场：2023年H1国内储能市场景气度超预期。2023H1并网规7.59GW/15.59GWh，逼近2022年全年规模；招标和中标规模达35.28/28.7GWh，均高于去年同期。
成本端，电池级碳酸锂价格已稳定在30万元/吨以内，储能系统和EPC报价跟跌，2h储能系统和EPC的 2023年H1均价较2022年均价下跌近27%和11%。
政策端，光伏装机高增为强制配储提供市场空间，补贴政策为项目盈利兜底，其他政策出台后加快商业化进程，整体提高装机积极性。
预计2023-2025年国内储能装机量达41.8/78.3/127.4GWh。 美国市场：2023H1不及预期，H2装机高峰将至。2023年Q1储能新增装机778MW/2145MWh，同比下26%/28%。
其中，2023H1大储装机约2GWh，装机不及预期主要系并网排队阻塞。预期在7-8月夏季负荷高峰前迎来大储投运高峰。
此外，随着IRA细则出台，并网阻塞解决方案的持续落地，预计2023-2025年美国储能装机量将达28.3/44.2/68.2GWh。
欧洲市场：户储火热依旧，大储起量在即。2022年，欧洲户储新增装机约5.7GWh，同比+147.6%，德国和意大利分别装机1.54GWh和1.1GWh，占比达50%。
前者得益于较高的电价水平和激励政策，将维持户储高景气度；后者得益于税收减免和信贷支持政策，新增量赶超德国。
表前储能侧，2022年新增装机2GW，占比达44%，已初具规模。其中，英国占比42%，引领欧洲大储市场。2023年7月欧洲电改方案通过，多国已建立容量市场，收益模式逐步完善，大储市场起量具备支撑点。预计2023-2025年欧洲储能装机量将达11.3/18.3/26.4GWh。
新兴国家：经济起量的背景下，用电需求随之提升。但新能源部署较慢，而随着各国已陆续加入“双碳”建设，传统火电逐步退出是必然趋势。叠加多数国家用电和发电区域不平衡，储能将成为电力调度及平抑电网波动的刚需。
总结：中国市场市场化进程加快，储能装机主动性加强。而欧美作为成熟市场，厂商蜂拥而至，但产品认证和并网经验、资金、渠道、客户和品牌等门槛愈发高筑，小型企业将望而却步。新兴市场作为后起之秀，有望孕育储能黑马。