多重不利因素影响，美国大储装机受到一定负面影响。
中国大储：强配政策仍是国内表前储能装机增长的重要因素
2023年国内储能装机延续高增长态势，表前储能为装机主力。2023年随着国内风光装机的持续增长与储能电芯价格下降， 国内储能装机量高达21.5GW/46.6GWh，功率口径同比增长192.6%。装机类型分布方面，根据CNESA统计，电源侧与电 网侧储能装机占比分别为41%与56%，以独立储能为主的电网侧储能装机占比超50%，工商业用户侧储能装机占比3%。 我国当前储能装机类型仍然还是以可再生能源配储与独立储能为代表的表前大储为主。
强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府 强制新能源配储，另一方面是国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求。政策层面的 强制性是国内表前储能放量的关键因素。
招标量持续高增，中标价格受多重因素影响降幅明显。2023年，包括多个框架采购协议在内国内储能系统集成与EPC合计招标 39.06GW/97.09GWh，同比实现大幅增长。价格端，经过激烈的行业竞争，目前国内储能系统与EPC中标单价已经接近底部区 域。截至2024年3月，储能系统与EPC中标单价分别为0.66元/Wh与1.12元/Wh。
中国大储：部分地区独立储能电站已经具备了初步的经济性
2023年国内多省市陆续出台有关电力市场、容量补偿和容量租赁等相关的政策，加快独立储能商业模式建立。在政策及收 益机制持续完善的情况下，我国独立储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模 式。目前，山东、山西、内蒙古、广东等省份独立储能盈利来源相对多样，目前已经形成以“容量租赁+现货市场+多品种 辅助服务”的收益机制，灵活性相对较高，在新疆、湖南等潜力市场当地大储商业模式探索也已经初见成效。随着各地的 持续探索，国内较为通用的独立储能收益机制模型有望加快成立进而向全国范围内进行推广，国内表前储能有望从配套风 光装机的成本项转变具备相当经济性的运营资产，同时其运营经济性在很大程度会仰仗于储能系统集成产品的性能。成熟 的商业模式也会加速落后储能系统集成产品的出清，优化竞争格局。
美国大储：多因素影响2023年装机，期待不利因素缓解
多重不利因素影响，美国大储装机受到一定负面影响。2023年多重不利影响因素对美国储能的装机造成了一定影响，这些不 利影响因素包括（1）美国高通胀导致其利率处于较高水平，过高的融资成本降低储能电站运营商的装机意愿；（2）剧烈波 动的碳酸锂价格导致下游观望情绪严重；（3）储能电站并网所必须使用的变压器短缺，根据woodmac数据显示，自2022年以 来美国变压器的平均交付时长显著提升对当地储能按时并网造成了较大的困扰；（4）美国繁重的并网审批流程对当地包括储 能在内的清洁能源并网装机造成了较大的影响。在多重不利因素的影响下，美国当地的储能装机较预期有一定差距，展望 2024年在美国刚性的储能装机需求下，当地正积极采取相应措施解决储能并网困难的问题，多重不利影响因素有望实现一定 的缓解。
全球户储装机增长可期，逆变器出口拐点初现
全球户储需求持续向好，终端装机增长仍有望保持较高水平。受全球高通胀及欧洲区域地缘冲突带来的能源危机影响，2021-2023 年全球户储装机由4.7GWh跃升至16.1GWh，年化复合增速高达85%。2023年下半年至2024年受欧洲部分区域户储补贴退坡、电价下 滑及高基数影响，2024年户储装机增速有所回落，不过伴随光储产品价格回落及主要经济体经济复苏，展望2025年全球户储装机有 望再次提速。
国内逆变器出口环比增速持续收窄，拐点将至。2023上半年受欧洲、南非等主要户储装机区域备货激增影响，国内逆变器出货高增， 2023下半年来受各地需求放缓，库存消化难度增加影响国内逆变器出口环比持续回落。不过伴随各地持续消化库存叠加红海事件等 黑天鹅影响，海外库存持续去化，国内逆变器出口环比增速降幅自2023Q3以来持续收窄，需求低点将至，行业有望迎来拐点。
中国工商业储能：有望成为国内储能装机的重要组成部分
工商业储能收益机制丰富装机增速可观。出于降低企业用电成本同时保障用电稳定性的要求，国内工商业储能迎来了快速发 展。根据阳光电源统计，2023年国内工商业储能装机3.5GWh，yoy+191.7%，且预计其2024-2025年装机分别有望达9与15GWh。 工商业储能电站丰富的收益机制是国内工商业储能装机能够保持快速增长的重要原因，其收益机制丰富具备包括峰谷套利、 需量管理、配电增容等多种收益机制，相对成熟的商业模式在储能系统成本下降的大背景下也加速了国内工商业储能电站的 推广。
