中信證券：2026年國內儲能裝機有望高速增長 看好儲能產業鏈相關的龍頭廠商

中信證券指出，1月30日，國家發改委、能源局提出建立電網側獨立新型儲能容量電價機制。認為，國家級容量電價政策落地有助於穩定儲能收入預期，激發業主投資積極性，對於國央企等客戶投資決策的落地具有重要意義。隨著136號文取消強制配儲，儲能行業從成本競爭轉向價值創造，投資價值逐步顯現。中信證券認為2026年國內儲能裝機有望高速增長，看好儲能產業鏈相關的頭部廠商。

全文如下

**國家級容量電價政策落地，**看好儲能高速增長

▍建立發電側容量電價機制，對調節性容量予以合理定價。

114號文的核心是分類完善發電側容量電價機制，建立起覆蓋煤電、天然氣發電、抽水蓄能、新型儲能四種能源類型的容量電價機制。1）針對煤電：文件要求將通過容量電價回收煤電機組固定成本的比例提升至不低於50%，可結合當地市場建設、煤電利用小時數等實際情況進一步提高；2）針對天然氣：省級價格主管部門可對天然氣發電建立容量電價機制，容量電價按照回收天然氣發電機組一定比例固定成本的方式確定；3）針對抽水蓄能：國家發改委633號文出台前開工的項目，容量電價繼續實行政府定價。文件出台後開工的項目，由省級價格主管部門每3-5年按經營期內彌補平均成本的原則，制定省級電網同期新開工電站統一的容量電價；4）針對新型儲能：對服務於電力系統安全運行、未參與配儲的電網側獨立新型儲能電站，各地可予以容量電價。調節性電源的容量電費、可靠容量補償費用。納入當地系統運行費用，即傳導至用戶側。

▍儲能容量電價按煤電容量電價折算，各省份因地制宜確定補償水平。

定量來看，新型儲能容量電價水平以當地煤電容量電價標準為基礎，根據頂峰能力按一定比例折算（折算比例為滿功率連續放電時長除以全年最長淨負荷高峰持續時長，最高不超過1），並考慮電力市場建設進展、電力系統需求等因素確定。2023年發改委確定的煤電機組固定成本為每年330元/kW，文件要求2026年煤電機組回收比例不低於50%，對應各省份煤電容量電價不低於165元/kW。以全年最長淨負荷高峰持續時長為6h為例，2h/4h儲能電站對應的容量電價將不低於每年55/110元/kW。

▍容量電價帶來收益高確定性，有望明顯帶動國內儲能裝機。

我們認為容量電價屬於兜底收入，以100MW/200MWh儲能電站為例，按系統+EPC合計1元/Wh計算，對應項目固定資本開支約2億元。以55元/kW容量電價計算，則單個電站年容量補償為550萬元，運行20年合計1.1億元，佔固定資本開支的55%，回收大部分固定成本。從項目收益率角度看，我們測算55元/kW的容量電價可將項目全投資收益率從4.1%提升至6.3%，收益率提升明顯。根據國家能源局披露數據，2025年國內新增新型儲能裝機183GWh，同比+84%，保持高速增長。我們認為隨著國內儲能容量電價機制的確立，2026年國內儲能將繼續保持高速增長態勢。

▍容量可靠性成為考核指標，看好儲能行業競爭格局優化。

文件提出，可靠容量補償機制建立後，進一步從嚴加強考核，充分發揮容量電價引導作用。對未能達到考核要求的機組，應扣減容量電費或可靠容量補償費用，具體由省級價格主管部門會同有關方面明確。以甘肅省發布的《關於建立發電側可靠容量補償機制的通知（試行）》為例，煤電機組、電網側獨立新型儲能運行期間，不能按照調度提前下達的指令提供申報最大出力或放電時長的，月內發生一次扣減當月容量電費50%，發生二次扣減100%；全年有三個月扣減月度100%容量電費的，扣減全年容量電費。我們認為對容量可靠性的考核將使得業主提升對儲能電芯、系統等產品質量的要求，利好優質儲能產品得到合理定價，促進行業向頭部集中。

▍風險因素：

儲能行業需求不及預期；國內外政策超預期變化；逆全球化加劇，海外業務拓展不及預期；行業競爭加劇，競爭格局惡化風險；上游原材料價格大幅波動風險。

▍投資建議：

我們認為，國家級容量電價政策落地有助於穩定儲能收入預期，激發業主投資積極性，對於國央企等客戶投資決策的落地具有重要意義。隨著136號文取消強制配儲，儲能行業從成本競爭轉向價值創造，投資價值逐步顯現。我們認為2026年國內儲能裝機有望高速增長，看好儲能產業鏈相關的頭部廠商：1）儲能系統集成商；2）電芯供應商；3）PCS供應商。

（來源：人民財訊）