报告导读：
　　国内储能新增装机增速延续过百，2024年累计容量规模已超去年全年，中标数量小幅下降但仍维持年内高位，国内储能全年装机预计84.3GWh，同比+73%。2024年8月，我国新型储能新增装机2.88GW/7.99GWh，容量装机同比增长113.4%；1-8月新型储能累计新增装机19.8GW/49.03GWh。储能中标项目数量共97个，中标规模4.15GW/11.24GWh，同比增长128.9%，环比下降42%。
　　美国市场大储建设完成率改善有限，并网延期制约上限，年度并网规模预测小幅下调至11.4GW，同比+71%。2024年7月美国大储市场新增并网规模787.8MW，同比-47%，环比-37%。1-7月大储累计装机5296MW，同比+118%。美国大储装机出现年内首次同比下滑，核心原因依旧在于完成率边际改善较为有限，7月完成率进一步下滑至30.8%。欧洲光伏装机滑坡拖累户储渗透，表前大储逐步起量。8月德国储能新增装机228.3MW/360.5MWh，容量装机同比-32%，环比-27%，其中户储装机下滑为核心原因，大储新增装机规模达19.4MW/45.5MWh，1-8月累计增长128%。新兴国家储能项目加速落地，未来装机蓄势待发，其中智利储能项目储备量持续增加至14281MW，澳大利亚多个大储项目建设进度加速。
　　储能组件出口同比高增，海外需求依旧可期。2024年8月我国储能电池出口5.6GWh，同比+218.9%，环比-6.7%，出口量占消费量的比重提升至33.4%。逆变器出口同环比增长，2024年8月我国逆变器出口528.76万个，同比+31.5%，环比+0.9%。
　　储能系统中标价格阶段性反弹，但向下趋势难言反转。由于极端低报价较少且部分项目为构网储能项目，国内储能项目中标价格迎来回升。2小时储能系统平均报价为0.689元/Wh，环比+16.4%；4小时储能系统平均报价0.628元/Wh，环比+18.3%。EPC报价依然下滑，2小时EPC平均报价1.131元/Wh，环比6.68%。电芯价格延续下降，280Ah电芯8月均价0.32元/Wh，环比-4.5%，314Ah电芯均价0.34元/Wh，环比-6.8%，户用100Ah电芯8月均价0.39元/Wh，环比-3.2%。
　　大储套利收益分化，峰谷价差收窄促使表后储能收益下滑。8月广东与山西储能理论套利收益回升至160.4元/MWh与107.6元/MWh，同环比分别为+75%/+59%与+11%/+43%；由于新能源出力总量的下降，山东电力现货市场日内波动有所降低，储能理论套利收益216.6元/MWh，同环比-44%/-33%。多地尖峰电价取消，工商业储能收益下降，仅有广东与湖南两地IRR超10%。
　　2024年8月份共发布储能相关政策55项，主要落实于储能规划、新能源配储、电力市场、储能补贴等相关方面。我们认为重要政策有11项，其中国家层面发布的有关于新型电力系统与配电网建设的方案充分肯定了新型储能的重要性，后续新型储能将进一步发挥促消纳与电网调节的作用。