核心观点
　　今年以来煤电容量电价上涨、新能源机制差价结算纳入，引起系统运行费普遍上涨。我们梳理得出，26年各省系统运行费较25年平均上涨3分/kWh，主因其中新能源机制费用、煤电容量费用提升。分区域来看，上涨明显的仅个别省份，西部系统运行费上涨不明显。后续来看，随新能源机制差价结算费用不断增长，后续系统运行费预计温和上行。114号文后国央企储能投资参与度显著上行，集采大单大量释放，1-3月份新增招标容量增长近120%，我们认为系统运行费并非当前储能投资的主要矛盾，影响较小。
　　摘要
　　系统运行费总体增长有限，个别省份相对明显但西部涨幅小因136号文后新能源机制费用纳入系统运行费，以及26年煤电容量电价提升，2026年各省系统运行费均有所提升。经整理各省系统运行费后我们得出以下结论：1、26年各省系统运行费相较25年平均上涨3分/kWh；2、当下来看，西部地区系统运行费增长不明显，对储能项目影响较小；3、后续系统运行费可能温和上行，主要因新能源机制差价结算费用不断增长所致，但考虑目前存量新能源均已纳入，后续上行幅度或呈边际放缓。
　　系统运行费并非核心矛盾，当前储能投资市场持续旺盛量方面，2026年1-3月储能项目招标数据同比增速快，国央企参与力度远大于25年，各企业投资热情高。1月旺盛招标已逐步转化为中标，随3月华电（12GWh）、中广核（7.2GWh）、国电投（7GWh）、中电装（19.8GWh，电芯）项目中标落地，3月中标量同比高增近350%。价方面，国央企采招价格逐步修复、回升，最低价已来到0.51元/kWh以上，均价也在0.52元/kW h左右，能较好传导碳酸锂、系统运行费价格上涨影响。
　　持续看好储能板块：114号文配套文件下发后将进入项目投资高峰期，国央企集采大单大量释放；海外市场在伊朗战事持续下，储能作为有效解决缺电的手段基本面将持续上行。关注：阳光电源、海博思创、鹏辉能源、宁德时代等。
　　风险分析
　　1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对灵活性电源需求下降；储能装机增速不及预期；全社会用电量增速下降；动力电池需求受新能源汽车补贴政策退坡不及预期等。
　　2）供给方面：锂资源、铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；IGBT等电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期；盐穴、硐室等开凿成本高于预期；钒资源价格大幅上涨等。
　　3）政策方面：储能相关扶持政策不及预期；容量电价补偿标准低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期等。
　　4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等。
　　5）市场方面：竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期；运输等费用上涨。
　　6）技术方面：电化学储能、压缩空气储能、液流电池储能等技术降本进度低于预期；储能技术可靠性难以进一步提升；循环效率停滞不前等。
　　7）机制方面：电力市场机制推进不及预期；现货市场配套辅助服务、容量补偿、峰谷价差等不及预期；虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期等。