瑞银最新研报深入剖析了中国储能行业的定价变革，解答了投资者最关心的五大核心问题。报告揭示了新的容量定价机制对不同省份的影响，分析了其对行业短期热潮与长期健康发展的作用，并对未来装机量和成本压力给出了明确预测。
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储能容量定价将与省级煤电价格挂钩，并依据放电时长折扣。
长时储能项目（4-6小时）因更优的容量价格，需求有望增加。
政策对内蒙古收益率构成压力，却利好山东，区域分化明显。
新政策旨在促进行业长期有序发展，而非短期订单激增。
容量定价可有效对冲储能EPC成本的上涨压力。
后续省级政策细则及风骨电价差将是关键观察点。
精华内容
随着中国储能行业进入新的发展阶段，其定价机制正经历深刻变革。这不仅关系到投资者的回报，也影响着整个行业的未来走向。
容量定价新逻辑
研报指出，新型储能的容量定价将以省级燃煤发电容量价格为基准，该价格在2026年预计为每千瓦每年165-330元，或不低于固定成本的50%。具体价格会根据储能项目的持续放电时长和年度峰值净负荷时长进行折扣。以煤电容量价格165元/千瓦、年度峰值净负荷6小时为例，4小时放电时长的储能项目容量价格约为110元/千瓦，而6小时项目则可达165元/千瓦。这预示着，未来长时储能（4-6小时）将因更具竞争力的容量价格而迎来需求增长。
区域影响分化
政策调整对不同省份的影响呈现显著分化。内蒙古此前的补偿金额为0.28元/千瓦时，项目内部收益率（IRR）接近14.6%。转为容量定价机制后，按110元/千瓦测算，其IRR可能降至8.9%，面临一定下行压力。相比之下，山东此前的容量补偿较低（0.0705元/千瓦时，IRR为7.4%），在转为容量定价后，IRR反而提升至8.1%，构成利好。这表明，统一政策在不同地区产生了截然不同的效果，投资决策需因地制宜。
告别短期热潮
新的容量定价政策核心目标在于引导行业长期健康发展，而非催生短期订单热潮。例如，内蒙古此前为确保2026年容量补偿，曾引发一轮订单集中爆发，但这种热潮可能在2027年消退。相比之下，容量定价机制更具可持续性，能够避免装机容量的“大起大落”，推动行业平稳有序增长。基于此，瑞银对中国储能装机量保持乐观，预计2026年和2027年将分别达到302GWh和458GWh，同比增长61%和52%。
对冲成本压力
面对行业普遍面临的成本上升压力，容量定价机制提供了有效的缓冲。据测算，110元/千瓦的容量价格可以将项目IRR提高3.3个百分点，足以抵消25%的储能EPC成本上涨。若容量价格达到165元/千瓦，则能抵消高达35%的EPC成本上涨。这种定价机制不仅保障了项目收益，还通过引导装机容量有序增长，避免了因短期集中安装导致的原材料和运输成本激增。
未来催化剂
展望未来，两大催化剂值得关注。首先是省级配套政策的出台，国家指导意见下发后，各省将根据自身情况制定细则，为市场提供更清晰的规模和范围指引。其次是国有电力开发商的积极参与，它们雄厚的资金和成熟的技术将加速行业发展。此外，风骨电价差（即风电与火电的电价差异）也是决定储能项目收益的关键，火电比例高、风电比例低的省份，其风骨电价差更大，储能项目的盈利空间也更广阔。
瑞银的研判为理解中国储能行业的变革提供了清晰框架。尽管部分地区面临短期调整，但新的定价机制为行业的长期健康发展奠定了基础。未来，投资者需密切关注各省份政策细则的落地以及风骨电价差的变化，以捕捉结构性机遇。
