1月30日，国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。政策首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，提出各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

我们认为，此次政策整体符合市场预期。随着国内储能逐步跨过经济性拐点，需求有望快速增长。我们预计今年上半年各省将陆续出台具体政策标准，或进一步刺激国内新型储能装机需求。

2025年下半年起，部分省市容量电价补偿丰厚，催生了抢装需求，国内储能招标呈现高增态势。部分省市储能容量补偿测算IRR已跨过6%的经济性拐点，峰谷价差0.3元以上即具有经济性。此次政策的定价机制即是将此前的甘肃模式进行推广，当前甘肃新型储能收益来源包括电力现货峰谷套利、容量电价、辅助服务市场，资本金IRR在6.5%左右。

短期来看，各省将陆续出台省内政策。其中风电、光伏占比较大的省份，多数已出台容量电价和容量补偿政策。项目业主在前期规划时，也多数考虑到该政策，政策利好此前未出台政策的省份。近一段时间以来，碳酸锂、锂电材料涨价带动的电芯价格上涨对部分项目建设有所影响，随着政策确定性增强，部分前期观望项目或将加快开工建设。中长期来看，容量电价参数将动态调整，补贴持续时间、未来的补贴力度均存在不确定性。新能源建设速度、电力市场化改革是影响储能收益率的重要因素。

从投资角度来看，我们认为，未来3年储能有望成为景气度最高的新能源细分板块。当前全球储能的主要增量来自于国内，而国内的核心变量在于容量电价补贴政策。若后续容量电价政策超预期，板块或具备较好的投资价值。后续可观察各省政策能否超预期，跟踪月度招投标情况。

风险提示:本材料由工银瑞信基金管理有限公司提供，为客户服务资料，并非基金宣传推介资料，观点仅供参考，具有时效性，不构成投资建议或收益承诺，投资者不应以该等信息取代其独立判断或仅依据该等信息做出决策。基金管理人依照恪尽职守、诚实信用、谨慎勤勉的原则管理和运用基金财产，但不保证基金一定盈利，也不保证最低收益。投资人应认真阅读《基金合同》、《招募说明书》、《基金产品资料概要》等基金法律文件, 在全面了解基金的风险收益特征、费率结构、各销售渠道收费标准等情况，并根据自身的投资目的、投资期限、投资经验、资产状况等以及听取销售机构适当性意见的基础上，审慎选择适合自身风险承受能力的投资品种进行投资。基金有风险，投资须谨慎。