中信证券指出，1月30日，国家发改委、能源局提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制。认为，国家级容量电价政策落地有助于稳定储能收入预期，激发业主投资积极性，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。随着136号文取消强制配储，储能行业从成本竞争转向价值创造，投资价值逐步显现。中信证券认为2026年国内储能装机有望高速增长，看好储能产业链相关的头部厂商。

　　全文如下

　　国家级容量电价政策落地，看好储能高速增长

　　▍建立发电侧容量电价机制，对调节性容量给予合理定价。

　　114号文的核心是分类完善发电侧容量电价机制，建立起覆盖煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能四种能源类型的容量电价机制。1）针对煤电：文件要求将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高；2）针对天然气：省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定；3）针对抽水蓄能：国家发改委633号文出台前开工的项目，容量电价继续实行政府定价。文件出台后开工的项目，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价；4）针对新型储能：对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用。纳入当地系统运行费用，即传导至用户侧。

　　▍储能容量电价按煤电容量电价折算，各省份因地制宜确定补偿水平。

　　定量来看，新型储能容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。2023年发改委确定的煤电机组固定成本为每年330元/kW，文件要求2026年煤电机组回收比例不低于50%，对应各省份煤电容量电价不低于165元/kW。以全年最长净负荷高峰持续时长为6h为例，2h/4h储能电站对应的容量电价将不低于每年55/110元/kW。

　　▍容量电价带来收益高确定性，有望明显带动国内储能装机。

　　我们认为容量电价属于兜底收入，以100MW/200MWh储能电站为例，按系统+EPC合计1元/Wh计算，对应项目固定资本开支约2亿元。以55元/kW容量电价计算，则单个电站年容量补偿为550万元，运行20年合计1.1亿元，占固定资本开支的55%，回收大部分固定成本。从项目收益率角度看，我们测算55元/kW的容量电价可将项目全投资收益率从4.1%提升至6.3%，收益率提升明显。根据国家能源局披露数据，2025年国内新增新型储能装机183GWh，同比+84%，保持高速增长。我们认为随着国内储能容量电价机制的确立，2026年国内储能将继续保持高速增长态势。

　　▍容量可靠性成为考核指标，看好储能行业竞争格局优化。

　　文件提出，可靠容量补偿机制建立后，进一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用，具体由省级价格主管部门会同有关方面明确。以甘肃省发布的《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》为例，煤电机组、电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。我们认为对容量可靠性的考核将使得业主提升对储能电芯、系统等产品质量的要求，利好优质储能产品得到合理定价，促进行业向头部集中。

　　▍风险因素：

　　储能行业需求不及预期；国内外政策超预期变化；逆全球化加剧，海外业务拓展不及预期；行业竞争加剧，竞争格局恶化风险；上游原材料价格大幅波动风险。

　　▍投资建议：

　　我们认为，国家级容量电价政策落地有助于稳定储能收入预期，激发业主投资积极性，对于国央企等客户投资决策的落地具有重要意义。随着136号文取消强制配储，储能行业从成本竞争转向价值创造，投资价值逐步显现。我们认为2026年国内储能装机有望高速增长，看好储能产业链相关的头部厂商：1）储能系统集成商；2）电芯供应商；3）PCS供应商。