解读中银证券-储能行业系列报告：容量电价政策发布，储能有望打开成长空间

政策落地的时点与背景

2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格【2026】114号），明确提出更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善针对煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制。

市场对这份文件并不意外。2025年11月10日印发的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中，已明确提出健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。报告认为，此次通知所规划的容量电价执行思路基本与此前甘肃的容量补偿思路一致，甘肃模式有望在全国推广。

政策影响体现在四个方面：通过容量电价稳定投资方收益预期，推动调节性电源装机增长；新能源波动性电源发电量占比提升，为保证电网安全需要调节性电源，支撑新能源进一步放量；为电力企业提供具备吸引力的可投资项目，支撑十五五期间资本开支提升；为十五五期间数据中心等新业态发展以及全社会减碳打下基础。这四条意义层层递进：先稳住投资方的收益预期，再解决电网安全的调节需求，进而为电力企业找到可投项目，最终服务于数据中心等新业态与全社会减碳。

减碳进度与装机增速的错位

报告的出发点是一个矛盾：减碳压力在提升，新能源装机增速却在放缓。2024年5月国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，要求2024年单位国内生产总值二氧化碳排放降低3.9%，而实际2024年全国万元国内生产总值二氧化碳排放降低3.4%，减碳进度略低于预期。

更关键的是累积进度。根据国家统计局数据，2021—2024年我国万元国内生产总值二氧化碳排放累积降幅约8%，较十四五期间下降13.5%的目标存在明显差距。在十四五减碳目标有差距、又面临2030年碳达峰硬性目标的背景下，十五五期间减碳压力将同比提升。

另一侧是装机。2025年我国新增光伏装机315.07GW，同比增长13.7%；新增风电装机119.33GW，同比增长50.4%，风光合计新增装机超过430GW。报告预计2025—2035年具备年均400GW新能源装机空间，总体装机保持增长，但增速放缓的趋势已经确立。一增一缓之间，政策端发力成为打开减碳空间的关键变量。

调节性电源为何变得紧迫

新能源装机规模越大，对稳定电源的适配要求越高。报告给出了一组结构性数据：2023年以来我国风电、光伏新增装机占发电新增设备容量占比已超过80%，截至2024年末风电、光伏发电量占全社会发电量占比约20%，且2020—2024年这一占比呈上升趋势。

问题在于出力不稳定。风电、光伏的利用率下降，体现为弃风、弃光率的提升。国家发改委、国家能源局在2025年印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案》中已提出相关要求，但站在电网系统运行安全的角度，稳定性电源的建设紧迫性在新能源装机占比庞大的背景下日益突出。

容量电价机制正是针对这一环节设计的。它不直接补贴发电量，而是为调节性电源的可用容量付费，让煤电、气电、抽蓄和新型储能在不发电或少发电时也能获得稳定收益，从而愿意承担调峰、备用等系统责任。这相当于把电网安全的部分成本显性化，用价格信号换取系统的灵活性与可靠性。

收益率测算：从6.5%到8%以上

报告用一组敏感性测算说明了容量电价对储能项目的价值。基准假设为：储能项目投资0.9元/Wh，电能量市场峰谷价差0.3元/kWh，一个100MW/400MWh的储能电站年充放电次数300天，项目收益率大约6.5%。

若考虑当前容量电价政策，即便按照10小时放电时长要求、50%的补贴折算比例，储能电站的项目收益率可提升至8%以上；若最大放电时长缩短至6小时、100%的补贴折算比例，收益率可显著提升至10%以上。

但报告也给出了一个边界条件：即便是最优惠的容量电价政策，也无法使得不运行的储能电站具备盈利能力。因此容量电价被定位为储能发展的最后一块拼图——在稳定投资方收益预期的前提下，把本身就具备一定经济性的储能电站收益率进一步提高，从而引发央国企投资热情。

需求版图从西北向中东部扩散

2025年我国新增储能装机以西北地区省份为主，如内蒙古、新疆、河北、甘肃等。报告认为，虽然省份之间的容量补贴存在系数差异，但考虑到容量补贴带来的增量收益，基本只要峰谷价差达到0.3元/kWh，建设储能就可以基本实现8%的收益率。

即便如甘肃、新疆等部分省份电力现货峰谷价差未能达到0.3元/kWh，但考虑容量补贴以及调频收益，储能项目仍具备充足经济性。综合来看，从2026年起储能需求可能不仅仅局限于西北地区，中部地区以及东部地区需求也有望在储能项目高经济性的驱动下得到释放。

这一判断的含义是，储能的增长逻辑正在从资源富集地区的消纳配套，转向由收益率驱动的全国性市场行为。对设备商与集成商而言，这意味着客户结构、项目分布与商务模式都可能随之变化。

央企市占率下滑背后的空间

2025年2月印发的《深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格【2025】136号）明确要求不得要求新能源项目强制配置储能，独立储能项目由此进入发展期。根据CNESA数据，2025年我国新建独立储能装机42GW，同比增长59%，占2025年我国新增投运储能项目比例达到63%。

值得注意的是投资主体的变化。在独立储能建设高景气的同时，五大六小电力集团以及两网在独立储能电站中的投资占比呈现下降趋势。根据CNESA数据，从2024年上半年到2025年下半年，电力央企在新建储能项目的市占率已经从41.5%下降至23.3%，远景能源、海博思创、赣锋锂电以及地方能源集团的建设速度更快。

报告据此判断，电力央企在新建储能项目的市占率具备充足提升空间。这一判断与前述容量电价提升收益率、激发央企投资热情的推论形成呼应：当项目收益预期足够稳定，央企重新加大储能投资的可能性就会上升。

技术路线与远期AI配储增量

锂离子电池储能是十四五期间我国储能装机的增量主力。根据CNESA数据，从十三五到十四五，锂离子电池储能占储能总装机比例从8.2%快速提升至65.8%，同期抽水蓄能占比从89.3%下降至31.3%。

装机规模方面，2025年中国新型储能新增投运66.43GW/189.48GWh，功率规模和能量规模同比分别增长52%和73%，报告预计2026—2027年国内储能装机都将呈现高景气度。

远期增量则来自人工智能。国务院2025年8月印发的《关于深入实施人工智能+行动的意见》提出，到2030年智能经济成为我国经济发展的重要增长极，2035年全面步入智能经济和智能社会发展新阶段。数据中心、智算中心对供电可靠性、电能质量要求高、用电量大，且具备绿色化需求，绿电+储能具备增量需求空间。根据高工产业研究院预计，2030年全球数据中心具备300GWh储能需求。

这组数据勾勒出储能行业的量价两端。量的方面，2025年新型储能新增投运66.43GW/189.48GWh，功率与能量规模同比分别增长52%和73%，其中独立储能装机42GW、同比增长59%，占新增投运项目的63%。价的方面，基准测算下储能项目收益率约6.5%，考虑容量电价后可提升至8%以上。 值得注意的是能量规模增速高于功率规模增速，这与储能时长拉长的趋势一致。报告在测算中提到，若最大放电时长缩短至6小时、100%的补贴折算比例，项目收益率可显著提升至10%以上。容量电价对不同时长项目的收益影响差异明显，时长与折算比例是测算中两个关键变量。

这组数据覆盖了技术路线、投资主体与上游装机三个维度。技术路线上，从十三五末到十四五末，锂离子电池储能占比从8.2%跃升至65.8%，抽水蓄能从89.3%降至31.3%，锂电成为增量主力。 投资主体上，电力央企在新建储能项目的市占率从2024年上半年的41.5%降至2025年下半年的23.3%，报告认为这一份额具备充足提升空间。上游装机上，2025年新增光伏315.07GW、同比增长13.7%，新增风电119.33GW、同比增长50.4%，风光合计超过430GW。新能源装机的持续增长与储能收益机制的完善，共同构成了储能需求的支撑条件。 远期看，2030年全球数据中心储能需求预计达300GWh，为行业提供了新的增量方向。