瑞银研报-深度解析储能容量电价新政,阳光电源迎来确定性机遇

政策破局：储能商业模式迎来关键转折点

2026年1月30日，国家发改委、能源局联合发布《关于完善发电容量价格形成机制的通知》，首次将独立储能纳入全国性容量电价机制。这一政策彻底改变了储能项目的盈利逻辑——过去依赖峰谷价差套利的单一模式，转变为“容量电价+电力市场收益”的双重保障。

核心规则明确：电网侧独立储能（未绑定新能源项目）可享受容量电价，补偿标准参照省级煤电容量电价（2026年约165元/千瓦/年），并根据储能时长、地区负荷特性等因素进行折扣调整。这意味着储能项目首次被定义为电力系统的“可靠性资产”，而非单纯的可调节资源。

经济性跃升：IRR从3%到8%的质变

根据瑞银测算，每千瓦100元的容量电价可将储能项目全投资收益率（IRR）从当前的3%提升至8%以上。这一变化直接扫除了社会资本对储能项目盈利能力的疑虑：

固定成本覆盖：容量电价可覆盖储能项目建设成本的30%-40%，显著降低投资风险；

收益确定性：即便电力市场价差收窄，容量电价仍可提供稳定现金流；

政策扩散预期：此前仅少数省份试点储能容量补偿，全国性政策落地后，高可再生能源渗透率省份（如内蒙古、新疆）有望推出更高补偿标准。

需求天花板打开：2025年中国新型储能新增装机预计突破50GW，新政后2026-2030年复合增长率有望上调至30%以上。电网侧大型储能项目将成为增量主力。

产业链价值重分配：系统集成商的话语权增强，具备电网接入资源、运维能力的头部企业（如阳光电源、宁德时代）将受益于大型项目集中化趋势；

技术门槛提升：政策要求根据储能时长调节补偿标准，推动长时储能（4小时以上）技术迭代，液流电池、压缩空气等技术路线获发展窗口期。

报告指出，阳光电源股价年内回调12%，已充分反映锂价上涨对成本的担忧，但市场忽视了其储能系统业务的抗压能力：

毛利率韧性：2025年储能系统毛利率逆势稳定在20%以上，高于行业平均15%；

全球渠道优势：海外市场占比超40%，欧洲、美洲户储需求持续高增长；

技术闭环：从逆变器到电池PACK、能量管理系统的全链路自研，适配容量电价对系统效率的考核要求。

瑞银维持“买入”评级，认为容量电价新政将驱动阳光电源估值修复至2025年25倍PE。

省级细则滞后：容量电价具体额度、分配机制需各地在2026年内落地，若执行力度不足可能影响项目申报积极性；

技术路线博弈：钠电池、氢储能等新技术若快速商业化，可能对现有锂电储能项目产生替代压力；

电网消纳瓶颈：储能装机激增后，若电网调峰调度能力未同步升级，可能引发限电风险。

容量电价机制的本质，是承认储能在新型电力系统中不可或缺的系统价值。随着新能源渗透率突破30%，储能不再是“可选项”，而是“必选项”。这一政策变革将催化储能行业从周期波动走向稳健成长，具备技术、资金、资源三重壁垒的企业将率先受益。