一季度为国内储能装机传统淡季，但新增装机规模呈现淡季不淡。2024年3月新型储能项目投运规模共0.85GW/1.44GWh，2024年Q1合计投运规模3.76GW/9.18GWh，同比增长143.44%。用户侧储能是2024年Q1装机的最大亮点，分时电价政策的完善带来的盈利性驱动使得用户侧装机占比超过10%。招投标市场持续火爆，2024年3月国内储能中标规模3.91GW/10.64GWh，同比增长150.9%，环比增长6%；用户侧储能备案量迎来大幅回升，总规模超1.55GW/2.86GWh，环比增长340.56%。
　　美国、德国等海外国家储能装机规模持续低迷。2024年2月美国大储新增并网53.8MW，同比下降76%，大幅低于预期值，完成率仅有3.62%，并网延期问题愈发凸显，大部分的项目延期至3月；2024年3月德国储能新增装机225.6MW/330.7MWh，容量装机同比下降30%，环比下降11%；2023年Q4意大利储能装机同比继续维持增长，但较H1的高增态势有所下滑。
　　欧洲市场储能去库力度有限，高库存影响仍在。2024年1-3月我国储能电池合计出口0.6GWh，3月出口0.4GWh，同环比-227%/-72%，欧洲市场的高库存是制约出口的重要因素之一，根据EESA统计，2023年年底欧洲储能系统（电池）库存维持6.5GWh的高位；2024年3月我国逆变器出口总计333万个，同环比分别为-43.7%/+8.5%，但一季度出口至欧洲的逆变器出现大幅下降，反映出了欧洲高库存的现象改善较为有限。
　　价格方面，国内储能中标价格再次大幅下跌。3月2小时储能系统价格中标均价为0.69元/Wh，环比下降15.2%；2小时储能EPC价格中标均价为1.32元/Wh，环比下跌11.76%。价格下跌的主要原因系高库存与产品迭代。3月底储能电池库存高达35.1GWh，库销比达到2.5月，同时在降本增效的驱动下，当前储能主流280Ah电芯面临替代风险，价格预计将进一步下探。
　　储能中标价格下跌带来的成本下降带动国内储能收益率改善。储能EPC价格下降带动光储成本降低，新疆、河南等部分光伏装机重点省份3月可达到光储平价；在工商业储能一侧，伴随着峰谷电价的进一步扩大，工商业储能收益率维持高位。
　　国内政策端持续发力，驱动储能装机向上。3月国内共发布政策超58条，其中重要政策14条，包括国家层面3条与地方层面11条，包括储能补贴、储能规划布局、新能源配储、电力市场化、充换电等方面。