【行业研究报告】电气设备-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

随着以风电、光伏为代表的新能源发电并网比例提高，电力系统面临的波动性、
不可预测性和低惯量压力迅速上升；并发的送受端阻塞与最小技术出力约束进
一步放大了弃风弃光、负电价和备用成本。储能可以在毫秒—季节多时间尺度
上提供稳频、爬坡、削峰填谷、容量支撑及拥塞疏解等多重服务，是新能源发
电高渗透阶段最具通用性的灵活性资源。
欧盟的新能源发电起步较早，规模较大，2024年电力消费结构中以太阳能和
风力为代表的新能源发电占比已达28.5%，如图1所示。随着新能源发电并网
比例的迅速提高，出现了一系列问题：1.电价波动与“负电价”，甚至出现“自
我蚕食效应”。日内差价显著拉大，低价与负电价时间快速上升；风光项目捕
获电价相对基准电价下行，项目现金流不稳定。2.弃风弃光频发，再调度成本
提高。资源地负荷中心的拥塞频繁发生；限发频发，再调度体量与成本提升；
项目并网受主网瓶颈制约。3.系统惯量与频率质量承压，稳定性服务需求上升。
电网系统惯量下滑，频率波动更容易放大，需要更多快速频率响应、电网稳定
市场服务。4.并网许可与排队成为全欧洲范围瓶颈，配电网承载力不足。
图1欧盟电力消费结构（2024年）
资料来源：EuroStats、Ember
上述问题的共性根因包含：时间错配，灵活性供给不足；空间错配，电网扩容
滞后；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。储能
与跨境互联、电网升级结合，可有效缓解“负价、弃电、拥塞、稳定性”等问
题。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。到2040年，进一步扩充储能规模，弃电可
减少到143TWh/年。