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1）国内大储：据公开资料不完全统计，截至本周，7 月储能中标规模已完成6 月储能中标量的167%/172%，7 月储能系统均价为0.94 元/Wh，价格区间为1.09-3.275 元/Wh ，大多数价格集中于1.18-1.4 元/Wh。2023 年6 月整体储能系统均价为1.13 元/Wh，环比上个月+20.3%，价格区间为0.985-1.74 元/Wh，大多数价格集中于1.2-1.5元/Wh 之间。2023 年6 月储能EPC&系统中标总规模约为1.55GW/3.41GWh，同比+26.2%/+29.98% ， 环比+13.93%/+8.18% ， 1-6 月储能EPC& 系统累计中标11.4GW/22.6GWh，同比+186.4%/+217.4%。分应用场景看（部分不明确应用场景的项目未纳入统计），电源侧中标总规模占比24.8%/24.4%，电网侧中标总规模占比75.1%/75.6%。长期看，随着新型电力系统建设的加速推进，国内大储商业模式呈边际向好态势，盈利模式将被加速捋顺，工商储受益于碳酸锂价格的下跌及峰谷价差的持续拉阔，其经济性进一步提升。据CNESA 数据，6 月新型储能新增装机3.5GW/7.2GWh，Q2 新型储能新增装机5.9GW/12.3GWh，环比+96.7%/105%，功率同比超15 倍，主要因去年同期供应链价格高，新型储能新增装机基数较低。2023 年1-6 月新型储能新增装机8.9GW/18.3GWh,超过去年全年的7.3GW/15.9GWh，景气度超预期，但从产业调研反馈，今年国内大储招投标市场竞争强度明显增加。

2）欧洲户储：截至2023 年7 月28 日，德国电力现货价格为76.68 欧元/MWh，周均价环比+1.64%；德国电力期货价格为137.55 欧元/MWh，周均价环比+2.3%；荷兰天然气现货价格为28.15 欧元/MWh，周均价环比+10.67%；荷兰天然气期货价格为52.17元/MWh，周均价环比+4.77%。本周欧洲电价气价上升，主要因欧洲高温导致用电需求增加。预计短期内欧洲气价电价将继续低位波动。2023 年1-6 月德国累计储能新增装机数为2.15GWh ， 同比+138.9% ， 其中大储/ 工商业储能/ 户储分别为106.26/59.47/1980MWh，同比分别+153.7%/62.7%/+140%。截至目前，欧洲户储分销渠道库存水位已经明显改善，但据我们跟踪，户储新订单仍疲软，但判断下半年将逐步走高。我们认为随着俄乌冲突的缓解及欧洲各地政策的逐步退坡，2023 年欧洲户储装机增速较2022 年将有所放缓，但仍将维持较高增速。

3）美国储能：2023 年Q1 美国储能新增0.78GW/2.145GWh，同比-11.3%/-22%，环比-27%/-29%。其中，表前市场仍为美国储能新增装机主要来源，占70.5%/72.3%。23Q1美国表前市场新增装机0.55GW/1.55GWh，同比-25.8%/-35.3%，环比-34.8%/-38.1%，主要受供应链及并网限制影响，超过1.8GW 原计划Q1 装机的储能项目被推迟，其中加利福尼亚州和德克萨斯州为表前市场贡献了84%的新增装机量。

2023Q1 美国户储市场新增装机155MW/388MWh，同比+7.1%/+16.2%，环比-9.1%/-9.3%，户储装机出现了近两年来的首次环比下降，打破了连续六个季度的环比增长势头。

2023Q1 美国工商业市场新增装机69MW/203MWh， 同比+9.7%/+43%， 环比+44%/+111.8%，工商储新增装机在连续四个季度低于平均水平后终于反弹，2023Q1 工商业储能新增装机增加主要是由于前期被推迟的项目实现并网