国内市场
- 新增装机：2024年8月，国内新型储能新增装机2.88GW/7.99GWh，同比增长113.4%；1-8月累计新增装机19.8GW/49.03GWh，已超过去年全年规模。环比8月容量装机下降14.5%，主要因部分项目延后并网。
- 充放电时长：1-8月新增储能平均时长2.48小时，较去年上升。8月表前大储以2小时系统为主，占比45%；4小时及以上占比47.5%。电源侧以4小时以上长时储能为主，平均时长超4小时；电网侧以2小时储能为主。
- 应用场景：8月电网侧主导，占比64%；电源侧占比32%；用户侧占比4%，但绝对量同比增长约17倍，主要来自江苏、浙江、广东。
- 地域分布：西北与华东地区领先，西北以表前长时储能为主，华东、华北、西南以电网侧储能为主。
- 未来装机：8月中标项目97个，规模4.15GW/11.24GWh，同比增长128.9%，环比下降42%。用户侧备案量回升，8月达953个，规模超2.23GW/4.38GWh，同比增长263.2%。
- 全年预测：预计2024年国内储能装机33.4GW/84.3GWh，同比增长73%。
海外市场
- 美国：7月新增并网787.8MW，同比下降47%；1-7月累计装机5296MW，同比增长50%。7月完成率下滑至30.8%。年度并网规模预测下调至11.4GW。表前储能高增，表后储能遇冷。
- 欧洲：8月德国新增装机228.3MW/360.5MWh，同比下降32%。户储走弱主因光伏装机下滑，表前大储逐步起量。英国大储并网延期改善有限。
- 新兴国家：智利项目储备量增加至14281MW，澳大利亚大储项目建设加速。
出口
- 电池：8月出口5.6GWh，同比增长218.9%，环比下降6.7%，占消费量比重33.4%。
- 逆变器：8月出口528.76万个，同比增长31.5%，环比增长0.9%。
- 国别：美国锂电池出口强劲，逆变器降温；欧洲出口滑坡。
价格
- 国内：8月2小时储能系统平均报价0.689元/Wh，环比+16.4%；4小时0.628元/Wh，环比+18.3%。EPC报价环比下降6.68%。电芯价格延续下降，280Ah电芯均价0.32元/Wh，环比-4.5%；314Ah电芯均价0.34元/Wh，环比-6.8%。
- 海外：欧洲户储价格企稳，美国大储建设成本环比回升。
收益
- 国内：无省份达光储平价，广东、山西套利收益回升。峰谷价差收窄，多地取消尖峰电价，仅广东、湖南IRR超10%。
- 欧洲：光储收益率低于光伏，低电价拖累户储加装意愿。
政策
- 8月发布55项政策，涉及规划、配储、电力市场、补贴等。国家层面方案肯定新型储能重要性，将发挥促消纳与电网调节作用。
