新能源發(fā)電并網(wǎng)比例的迅速提高使儲能從“可選項”變?yōu)?ldquo;必選項”。以歐盟為例，隨著新能源發(fā)電占比達到28.5%，出現(xiàn)了一系列問題：電價波動與“負電價”問題;棄風(fēng)棄光現(xiàn)象頻發(fā);系統(tǒng)慣量與頻率質(zhì)量承壓;配電網(wǎng)承載能力不足等。這些問題的共性根因有：時間錯配;空間錯配;同步機組退出現(xiàn)象與系統(tǒng)慣量供給缺口;市場與規(guī)制配套不到位等。據(jù)ENTSO-E 測算，在歐盟層面，如果到2030 年前額外配置約56GW 儲能，可將系統(tǒng)棄風(fēng)棄光減少約30TWh/年，年度系統(tǒng)成本降低80 億歐元，每年減少約1900 萬噸二氧化碳排放量。

電力系統(tǒng)的儲能配套建設(shè)分為兩個階段。1.新能源發(fā)電量占比超過20%，越過電力系統(tǒng)的最大負荷水平，傳統(tǒng)能源讓路已無法徹底解決問題，需要配置儲能系統(tǒng);2.當新能源發(fā)電逐漸成為主體電源，占比超過50%，長時儲能將成為重要的發(fā)展方向。

多地儲能市場機制及盈利模式趨于成熟，山東最早構(gòu)建儲能現(xiàn)貨市場，其他地區(qū)的儲能并網(wǎng)各有特色。在山東，獨立儲能、虛擬電廠等新主體擁有市場參與及結(jié)算渠道，電價價差信號更及時、可兌現(xiàn);能量套利服務(wù)、容量補償?shù)榷嘣?wù)收益可疊加、能落地。廣東價差高，但更依賴多元化疊加。江蘇市場化提速，但分時價差有所下調(diào)。浙江出現(xiàn)負價、規(guī)則放開，但價格傳導(dǎo)仍處于磨合期。內(nèi)蒙、新疆、甘肅、河北等地資源端低價與容量補償探索并存。

儲能行業(yè)的景氣度仍將維持上行通道。首先，儲能的結(jié)構(gòu)性需求確立。其次，儲能的經(jīng)濟性加速兌現(xiàn)。最后，上半年一大波國內(nèi)儲能相關(guān)上市公司開展了一批擴產(chǎn)、增資和擴產(chǎn)計劃。預(yù)計2-4 小時儲能+長時儲能的分層配置將成為主流，帶動設(shè)備—系統(tǒng)—運營全鏈協(xié)同升級。

風(fēng)險提示：政策變動風(fēng)險，市場機制完善不及預(yù)期的風(fēng)險，并網(wǎng)消納風(fēng)險，下游需求不如預(yù)期，原材料價格上漲超預(yù)期等。