China energy storage industry：UBS预计随着政策和项目经济性改善，中国BESS需求将在2027年复苏

概览

本篇专家电话会纪要考察中国电池储能项目管线及其经济性。UBS将当前招标与装机之间的缺口归因于电网接入延迟、成本上升导致的项目取消和政策不确定性，但预计政策改善及项目管线成熟将支持市场从4Q26开始并延续至2027年的复苏。

核心观点

UBS指出，中国BESS市场的项目招标与实际装机明显背离。8M26招标量达413GWh，同比增长52%，而装机量仅为77GWh，同比增长2%。专家认为，这一错配主要源于电网接入延迟、成本上升导致的项目取消以及政策安排不确定。因此，尽管招标项目管线庞大，UBS对2026年需求仍保持谨慎。 报告复苏情景的核心在于项目回报可见度提升。潜在政策变化包括降低系统运营费用、完善容量电价实施方案以及提高辅助服务补偿。已实施容量电价的省份可能进一步完善方案，而其他省份，尤其是新能源渗透率高、现货市场成熟且独立储能装机规模较大的省份，可能逐步跟进。UBS指出，长时储能项目可能从这些变化中获得更大改善。 辅助服务收入是改善项目经济性的另一潜在来源。调频市场的进一步发展可能增加收入，但二次调频收入高度取决于出清价格和实际调度的调频里程。各省二次调频价格下限为Rmb0–1/MW，上限达Rmb15/MW。在当前容量电价及锂价Rmb150k/t的条件下，专家估计广东、内蒙古和山西的项目IRR可超过15%，甘肃和宁夏为8–9%，其他省份的回报则较低。 报告强调，系统运营费用上升是项目回报的重要拖累：9M26平均费用达到Rmb0.068/kWh，同比上升93%，部分省份更高。UBS认为，为避免重复收费而可能实施的下调是重要催化因素，最早可能在2026年底落地。以山西一个典型的200MW/400MWh项目为例，若费用降低Rmb0.1/kWh，可节省约Rmb15mn，约相当于总收入的25%，并使IRR提升约0.3个百分点。 最后，UBS预计现有招标项目管线将在6–12个月滞后期后转化为交付，支持装机自4Q26至2027年增长。更多新能源发电商参与市场交易也可能扩大峰谷电价差，从而改善BESS套利收入。报告将装机增长低于预期以及涉及美国和欧洲的地缘政治风险列为主要下行风险；中国储能公司海外市场份额提升和装机增长快于预期则为上行风险。

分析框架

UBS通过专家电话会评估需求状况和项目经济性，对比招标量与装机量，并将政策设计、运营成本、容量电价、辅助服务收入及电价价差与各省项目IRR及装机转化时点联系起来。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  通过比较BESS招标量与装机量，并结合招标至装机的转化周期进行分析。

  报告利用招标旺盛但装机疲弱的缺口诊断短期需求约束，并据此支持其关于项目交付可能在6–12个月转化期后加速的预期。

• 其他

  项目IRR分析

  UBS评估容量电价、辅助服务收入、锂价和系统运营费用如何影响各省储能项目回报。

关键数据

• 8M26 BESS招标量413GWh同比上升52%。
• 8M26 BESS装机量77GWh同比上升2%，反映招标至装机之间存在较大缺口。
• 9M26平均系统运营费用Rmb0.068/kWh同比上升93%。
• 山西案例：Rmb0.1/kWh费用下调带来的节省c.Rmb15mn对于一个典型的200MW/400MWh项目，约相当于总收入的c.25%，并使IRR提高c.0.3个百分点。
• 估计项目IRROver 15% in Guangdong, Inner Mongolia and Shanxi; 8–9% in Gansu and Ningxia基于当前容量电价和Rmb150k/t的锂价。
• 招标至装机转化周期6–12 months支持项目交付自4Q26至2027年回升的预期。

影响与含义

UBS认为，政策落地和运营费用下降可能使BESS项目回报更加清晰，并提高招标项目向装机项目的转化。随着新能源参与市场交易增加，更大的峰谷电价差也可能进一步提升套利收入。

风险

• 装机增长可能低于UBS预期。
• 涉及美国和欧洲的地缘政治风险可能对中国储能行业造成压力。