瑞银——中国储能行业：专家电话会要点——短期逆风，但2027年有望迎来反弹
核心结论：瑞银发布中国电池储能系统（BESS）行业专家电话会纪要（First Read）。专家对2026年需求持谨慎态度，主因成本上升及并网瓶颈，但对2027年需求整体乐观。2026年前8个月（8M26）国内储能项目招标量达413GWh（同比+52%）与实际装机量仅77GWh（同比+2%）之间的严重错配，主要源于并网延迟、成本高企导致的项目取消及政策不确定性。然而，专家预计系统运行费用下调、容量电价机制细化及辅助服务补偿改善等政策优化，将提升项目回报能见度，驱动2026年四季度至2027年的需求复苏。瑞银认为，政策确定性增强与成本下降共同支撑装机反弹逻辑。
一、招标与装机严重错配：并网延迟与成本压力是主因。
2026年1—8月，中国储能项目招标量同比大增52%至413GWh，但同期装机量仅同比微增2%至77GWh，两者出现显著背离。专家将这一错配归因于三方面：1）并网审批与电网接入延迟导致项目转化周期拉长；2）系统成本上升（碳酸锂价格波动及系统集成费用增加）使部分项目经济性跌破阈值，引发取消或延期；3）容量电价、辅助服务补偿等政策细则尚未完全落地，开发商观望情绪浓厚。专家强调，随着政策不确定性逐步消除，被压抑的装机需求有望在2026年四季度起集中释放，并在2027年形成装机高峰。
二、政策顺风：容量电价细化与辅助服务市场扩容。
专家预计多项关键政策变化将成为明年需求改善的核心
驱动力：
1. 容量电价机制：已出台容量电价的省份（如山东、山西等）有望进一步细化执行细则，其他省份（尤其是新能源渗透率较高、现货市场成熟且独立储能装机规模较大的省份）预计将陆续跟进。长时储能项目因可利用小时数提升及容量补偿覆盖更充分，其项目回报率改善幅度将更为显著。
2. 辅助服务市场：二次调频市场的进一步发育将为储能项目提供额外收益弹性。二次调频收入对出清价格及实际调节里程高度敏感，各省价格下限为0—1元/MW，上限为15元/MW。在当前容量电价及碳酸锂15万元/吨的假设下，专家估算广东、内蒙古及山西的项目内部收益率（IRR）可达15%以上，甘肃与宁夏为8—9%，其余省份回报相对较低。
三、系统运行费用下调：IRR反弹的关键变量。
系统运行费用（含并网服务费、调度管理费等）是影响储能项目回报的核心扣减项。2026年前三季度（9M26），该费用均值已升至0.068元/kWh，同比激增93%，部分省份远高于此水平，严重侵蚀项目利润。专家认为，为避免双重收费（即在发电侧与用户侧重复计列），系统运行费用存在下调空间，这将是明年回报率反弹的关键催化剂。以山西一座典型的200MW/400MWh项目为例：系统运行费用每下调0.1元/kWh，可节省约1,500万元成本，相当于项目总收入的约25%，同时提升IRR约3个百分点。费用下调的实施时间最早可能在2026年底。
四、招标转化加速：6—12个月交付周期驱动2026Q4—2027装机放量。
考虑到从项目招标到实际装机的标准转化周期为6—12个月，2026年上半年及年中集中释放的大量招标订单预计将从2026年四季度起逐步兑现为装机量，并在2027年达到转化高峰。此外，随着新能源参与市场化交易的比例持续提升，峰谷电价差有望进一步扩大，为储能项目带来更丰厚的套利收益，增强项目经济性的同时加速开发商投资决策。
五、投资含义与风险框架。
主要下行风险：1）装机增速慢于预期；2）欧美地缘政治风险导致中国储能企业海外拓展受阻。
主要上行风险：1）装机增速快于预期；2）中国储能企业在海外市场市占率提升。
瑞银维持对中国储能行业的覆盖与关注，认为短期逆风不改中长期增长趋势，政策催化与成本下行将共同构筑2027年需求反弹的基础。