储能行业：储能的结构性需求确立 经济性加速兑现 推动储能行业景气度继续维持高位

新能源发电并网比例的迅速提高使储能从“可选项”变为“必选项”。以欧盟为例，随着新能源发电占比达到28.5%，出现了一系列问题：电价波动与“负电价”问题;弃风弃光现象频发;系统惯量与频率质量承压;配电网承载能力不足等。这些问题的共性根因有：时间错配;空间错配;同步机组退出现象与系统惯量供给缺口;市场与规制配套不到位等。据ENTSO-E 测算，在欧盟层面，如果到2030 年前额外配置约56GW 储能，可将系统弃风弃光减少约30TWh/年，年度系统成本降低80 亿欧元，每年减少约1900 万吨二氧化碳排放量。

电力系统的储能配套建设分为两个阶段。1.新能源发电量占比超过20%，越过电力系统的最大负荷水平，传统能源让路已无法彻底解决问题，需要配置储能系统;2.当新能源发电逐渐成为主体电源，占比超过50%，长时储能将成为重要的发展方向。

多地储能市场机制及盈利模式趋于成熟，山东最早构建储能现货市场，其他地区的储能并网各有特色。在山东，独立储能、虚拟电厂等新主体拥有市场参与及结算渠道，电价价差信号更及时、可兑现;能量套利服务、容量补偿等多元服务收益可叠加、能落地。广东价差高，但更依赖多元化叠加。江苏市场化提速，但分时价差有所下调。浙江出现负价、规则放开，但价格传导仍处于磨合期。内蒙、新疆、甘肃、河北等地资源端低价与容量补偿探索并存。

储能行业的景气度仍将维持上行通道。首先，储能的结构性需求确立。其次，储能的经济性加速兑现。最后，上半年一大波国内储能相关上市公司开展了一批扩产、增资和扩产计划。预计2-4 小时储能+长时储能的分层配置将成为主流，带动设备—系统—运营全链协同升级。

风险提示：政策变动风险，市场机制完善不及预期的风险，并网消纳风险，下游需求不如预期，原材料价格上涨超预期等。