📌 📌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
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📌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。，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，。 📊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，。 ⚖️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。。 📌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。，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：。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，。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公司海外拓展受阻。 📌主要上行风险：1）装机增速快于预期；2）中国储能公司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。
总体总结
主题正文
- 📌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）。
- 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。
- 📌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。
- 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。
- 📌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。
- 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。