（转自：研报虎）

　　过去政策驱动的强制配储模式发生变化，短期储能装机面临一定压力。但随着新能源全面入市、具体实施细则出台，储能的投资收益模型逐步清晰，我们判断储能装机将在市场化机制下重新恢复快速增长。随着储能的发展更加市场化，未来具有核心技术壁垒、成本管控能力和全生命周期服务优势的企业将在市场中占据主导地位，行业集中度有望进一步提升。

　　2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价场化改革促进新能源高质量发展的通知》(136号文)，明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，并以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，引入“机制电价“。

　　4月16日，国家发改委、国家能源局发布了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。

　　5月29日，内蒙古发改委、能源局发布《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，文中明确现货价格区间-0.05-1.5/kwh，同时存量带补贴项目保障电量现货运行后砍半，平价项目和增量项目全部参与电力市场交易。

　　内蒙古作为新能源渗透率较高地区，市场化推进速度较为激进，平价项目全部电量参与市场化交易，电站收益不确定性增加，倒逼企业加大储能配置。此外，现货市场1.5元/kwh的价格上限(与山东、江苏一致)，也为储能提供了丰厚套利空间。

风险提示

　　国际贸易环境恶化风险:近年来欧美有自建储能产业链的诉求，若欧美对国内储能制造业施加高关税等贸易壁垒限制(尽管这种壁垒可能导致其使用清洁能源的成本上升)，可能将导致相关公司业绩受到影响,

　　汇率大幅波动风险:储能相关公司海外收入占比较高，若未来汇率出现大幅波动，相关公司有产生汇兑损失的可能，或将导致净利润表现不及预期。

　　政策不及预期风险:储能的发展离不开近几年政策的大力支持，但若后续各国政策实行过程中存在阻力导致执行情况不及预期,可能导致实际储能市场增速低于预期。

　　行业产能非理性扩张的风险:在储能行业爆发的背景下，各环节产能扩张明显加速，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。