今年储能项目招标增长较快，但装机增速明显偏低。主要原因是并网延迟、成本上升和收益规则不明确，这些因素拖慢了项目落地。随着相关政策逐步完善，前期招标的项目也陆续进入交付期，行业需求有望从今年四季度开始恢复，并延续到2027年。

2026年1-8月，国内储能项目招标规模为413GWh，同比增长52%。同期装机为77GWh，同比仅增长2%。两者增速差距较大，相当一部分项目在招标后没有按原计划推进到投运。

国际顶级投行瑞银近期发布的研报提到受成本上升和并网接入的影响，他们认为2026年全年需求相对谨慎，但对2027年的需求总体偏乐观。

一、招标增长较快，装机为什么没有跟上

分析其原因主要有三点：并网延迟、成本上升导致部分项目取消，以及政策不确定性。

并网方面，储能项目建成后需要完成电网接入才能投运。接入进度延后，项目的投运时间和装机统计都会跟着推迟。

成本方面，项目招标时的收益测算是按当时的设备和建设成本做的。如果成本上升而收入预期没有相应提高，部分项目的回报就达不到投资要求，开发商会选择推迟甚至取消项目。

政策方面，独立储能的收入来自容量补偿、辅助服务和峰谷套利，同时还要承担系统运行费等费用。这些规则在不少省份仍在调整，开发商难以准确测算项目回报，推进节奏也就放慢了。

二、影响项目收益的三项因素

（1）容量电价

容量电价是对储能提供调节能力的补偿，与实际充放电量的关系较小，能够给项目带来相对稳定的收入。业内预计，已出台容量电价的省份会进一步完善执行细则，其他省份也可能逐步跟进，其中新能源渗透率高、现货市场较成熟、独立储能规模较大的省份更有可能先行。从测算结果看，时长较长的储能项目收益改善幅度更大。

（2）调频收入

调频市场进一步发展，可能给储能项目带来额外收入。二次调频收入主要取决于出清价格和实际调用里程。目前各省二次调频价格的下限在0—1元/MW，上限为15元/MW。价格区间较宽，因此同一类项目在不同省份的调频收入可能相差较大。

（3）系统运行费

今年以来（截至9月），系统运行费平均为0.068元/kWh，同比上涨93%，部分省份明显高于这一水平。这位专家认为，为避免重复收费，系统运行费有下调的可能，最早可能在2026年底落地，这将是明年项目收益回升的重要因素。

以山西一个典型的200MW/400MWh项目为例：系统运行费每度电下调0.1元，可节省约1500万元，约占项目总收入的25%，项目内部收益率（IRR）提升约3个百分点。

需要注意的是，0.1元的降幅已经高于全国平均收费水平，所以这个案例对应的是收费较高的地区。其他省份能改善多少，要结合当地的实际收费水平来测算。

三、各省项目收益差异较大

按现行容量电价、锂价15万元/吨测算，简单估计广东、内蒙古、山西的项目IRR可达15%以上；甘肃、宁夏约为8%—9%；其他省份更低。

各省的容量电价、辅助服务和费用规则不同，项目收益需要按省份分别测算。

四、需求恢复的时间节奏

储能项目从招标到装机一般需要6—12个月。按这个周期推算，今年招标的项目将从2026年四季度开始加快交付，并延续到2027年。

此外，随着更多新能源参与电力市场交易，峰谷价差有可能扩大，储能的套利收入也会随之改善。需求能否如期恢复，主要取决于三点：并网进度、成本变化和政策落地情况。

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