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

電力系統的儲能配套建設分為兩個階段。1.新能源發電量占比超過20%，越過電力系統的最大負荷水平，傳統能源讓路已無法徹底解決問題，需要配置儲能系統;2.當新能源發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，山東最早構建儲能現貨市場，其他地區的儲能并網各有特色。在山東，獨立儲能、虛擬電廠等新主體擁有市場參與及結算渠道，電價價差信號更及時、可兌現;能量套利服務、容量補償等多元服務收益可疊加、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。浙江出現負價、規則放開，但價格傳導仍處于磨合期。內蒙、新疆、甘肅、河北等地資源端低價與容量補償探索并存。

儲能行業的景氣度仍將維持上行通道。首先，儲能的結構性需求確立。其次，儲能的經濟性加速兌現。最后，上半年一大波國內儲能相關上市公司開展了一批擴產、增資和擴產計劃。預計2-4 小時儲能+長時儲能的分層配置將成為主流，帶動設備—系統—運營全鏈協同升級。

風險提示：政策變動風險，市場機制完善不及預期的風險，并網消納風險，下游需求不如預期，原材料價格上漲超預期等。