瑞银研报-深度解析中国能源存储行业,政策变革下的投资新机遇
瑞银全球研究发布了一份关于中国能源存储行业的最新报告，针对投资者关心的五大问题进行了深入探讨。这份报告聚焦于2026年初出台的储能容量定价政策，揭示了行业从补贴驱动向市场化转型的关键转折点。本文将基于瑞银的洞察，结合行业背景，对政策影响、区域分化、需求前景及投资风险进行结构化拆解，为投资者提供清晰的决策参考。容量定价机制：从“补电量”到“补容量”的革命性转变
瑞银报告指出，新型储能容量定价政策的核心在于将BESS（电池储能系统）与省级煤电容量价格挂钩，基准范围预计在165-330元/千瓦/年（2026年），且不低于煤电固定成本的50%。这一机制首次将储能的价值评估从传统的“放电量补偿”转向“容量价值认可”，标志着行业定价体系的根本性重构。具体而言，容量定价将根据储能项目的连续放电时长和年峰值净负荷时长进行折扣调整。例如，若煤电容量价格为165元/千瓦，年均峰值净负荷时长为6小时，则4小时放电的BESS项目容量价格可达110元/千瓦（165×4/6），6小时项目则为165元/千瓦。这一设计直接利好长时储能（4-6小时），因其能更高效地平抑电网峰谷波动，从而获得更高的容量收益。瑞银测算显示，110元/千瓦的容量定价可提升项目IRR（内部收益率）约3.3个百分点，抵消25%的EPC成本上涨压力；若定价达165元/千瓦，则可抵消35%的成本涨幅。此举不仅缓解了近年来储能系统成本攀升的痛点，更引导行业向技术升级和降本增效方向迭代。区域影响分化：内蒙古承压，山东受益的底层逻辑
政策落地后，各省份的储能经济性将呈现显著分化。瑞银重点分析了内蒙古和山东两大典型区域：内蒙古：此前实行0.28元/千瓦时的电量补偿政策，曾推动当地储能IRR高达14.6%。但新政下，容量定价可能使IRR降至8.9%，主因其补偿方式从“高电量补贴”转为“市场化容量定价”，短期对存量项目形成利润挤压。报告指出，2026年为抢装补贴的“抢装潮”或将退坡，但长期看，政策切换有助于避免行业无序竞争，促使投资回归理性。山东：原有容量补偿仅0.0705元/千瓦时，新政下若按110元/千瓦计算，IRR可从7.4%提升至8.1%。山东作为新能源消纳压力较大的省份，容量定价机制有望激活其储能配套需求，成为政策受益者。此外，甘肃等已实行容量定价的省份影响中性，而多数无补偿或低补偿省份将获正向拉动。这种分化提示投资者需深度审视区域政策细则，避免“一刀切”判断。需求前景：短期波动与长期健康的平衡之道
瑞银预测，2026-2027年中国储能新增装机量将达302GWh/458GWh，同比增速61%/52%。这一乐观预期源于政策对行业长期健康发展的护航作用：短期看，内蒙古等地的抢装退潮可能造成订单波动，但全国性容量定价机制将消除政策不确定性，引导供应链有序扩张。长期看，政策为储能设定了稳定的收益模型，吸引国有发电集团等主流资本加大投入。报告强调，储能不再是电网的“可选配件”，而是新型电力系统的“必要基础设施”，其需求韧性远超预期。值得注意的是，储能与新能源装机的协同性日益增强。2025年中国风电、光伏装机量已超1200GW，配套储能需求持续井喷。瑞银认为，政策落地后，行业将从“价格战”转向“价值战”，具备技术优势、资金实力的头部企业有望占据更大份额。未来催化剂：省级政策细则与峰谷价差扩大
报告将下一步催化剂聚焦于省级政策细则的出台。国家层面指南已于2026年1月30日发布，但具体容量价格、放电时长要求等需各省自行明确。山东、江苏等新能源大省的实施方案尤为关键，若定价力度超预期，可能引爆新一轮投资热潮。另一关键变量是峰谷价差。瑞银指出，在火电占比高、风电渗透率低的省份（如内蒙古、新疆），电力供需矛盾更突出，峰谷价差有望进一步拉大，从而提升储能套利空间。投资者需跟踪各省份电力市场改革进度，尤其是分时电价政策的调整动向。投资启示与风险提示
技术壁垒型企业：长时储能、高循环次数产品供应商将受益于容量定价折扣机制；区域布局优化者：在山东、甘肃等政策友好省份有项目储备的企业更具弹性；国企合作潜力股：政策推动下，国有发电企业加速储能投资，与之深度绑定的民企有望获得订单红利。风险方面，需警惕储能EPC成本超预期上涨、省级政策执行力度不及预期、以及新能源装机增速放缓等潜在逆风。此外，产能过剩隐忧仍未消散，2025年储能电池产能利用率不足50%，投资者需甄别具备真实竞争力的标的。总结来看，瑞银报告描绘了一幅政策驱动下中国储能行业高质量发展的图景。容量定价机制不仅是定价方式的变革，更是行业从“野蛮生长”迈向“成熟业态”的分水岭。对投资者而言，唯有穿透短期波动，把握长期价值锚点，方能在能源革命浪潮中稳健前行。
