成本全在涨，报价还在卷：2026年储能进入“地狱模式” | 产业家深度

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（来源：锂电江湖）

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大储疯狂抢装，工商储投资停摆。

“今年，一个储能柜里看得到的东西，几乎都在涨。”

做系统集成的小张站在公司的一台储能柜旁边，给我们数：电芯在涨、PCS 在涨、铜排、电缆在涨、连PCB、IGBT这些过去很少被关注的电子器件，也在涨。

过去两年，储能行业最熟悉的两个字是——“降价”。

今年，情况完全反转。据新能源产业家不完全整理，至少有9家与储能链条高度相关的企业公开发布涨价函。

最先变化的，是储能系统中占成本比重最高的电芯。

小张告诉我们，4月份之前，电芯2毛5以内基本都可以买到，好一些的2毛8，但现在价格已经涨到了4毛多。

更惨的是，现在碳酸锂价格跌了，电芯却依旧维持高价。

紧随其后的，是PCS。

某头部品牌在今年3月已将全系中压产品价格上调3%-5%；到6月，受上游原材料上涨影响，其高压逆变器的价格也进行了小幅上涨。

更上游的原材料与元器件端，上涨的幅度更为惊人：

• 金、银、铜、铝、锡等有色金属价格涨幅达30%-200%；

• PCB、存储芯片、磁性器件、IGBT 等核心电子元器件涨幅达到50%-800%。

从电芯、PCS，到电缆、结构件和电子元器件，这轮涨价几乎覆盖了储能系统的每一个主要组成部分。

问题是：

储能的下游却几乎涨不动。

年中以来，大型储能项目交直流侧合计报价上涨了约0.01元/Wh，部分招投标项目中，储能系统报价甚至仍在0.5元/Wh附近徘徊。

对于储能开发商和集成商来说，这意味着进入一种近乎“地狱”的模式：

上游越涨越凶，下游越卷越狠。

储能行业最危险的阶段，可能并不是过去的“低价竞争”，而是现在的这种双向挤压。

我们采访了多位储能从业者。他们有的在大储项目开发一线，有的深耕工商业储能，也有的负责产业链采购。通过他们的讲述，我们试图还原这轮涨价潮下，储能终端市场的真实处境。

01

独立储能：成本上涨，但并网窗口不能等

这轮储能产业链涨价中，最先感受到压力的，是独立储能。

这是近两年储能行业投资最活跃、项目落地规模最大的细分赛道。据 CNESA 统计，2025年独立储能已占全国新型储能新增装机的58%，成为国内最大的储能应用场景。

但设备一涨价，原本算好的项目模型，就要全部推倒重来。

独立储能能不能赚钱，主要看两笔账。

一笔是成本，包括储能系统、土建、并网、融资和后期运维；另一笔是收益，主要来自现货市场峰谷套利、容量补偿或容量租赁、辅助服务等渠道。

任何一项价格或规则发生变化，原来测算好的这套模型便需要推倒重算。

以一个典型100MW/200MWh独立储能电站为例：

• 据CNESA数据统计，2025年上半年，2小时储能中标EPC均价约为1.0085元/Wh，项目初始建设成本就是约2.02亿元。

• 而2026年上半年，2小时储能EPC中标均价涨到了1.0404元/Wh，项目建设成本直接涨了约638万元。

对一个重资产项目来说，这不是小波动。

CNESA

项目成本上去了，收益却没有同步增加。

最直接的影响就是——成本静态回本周期被拉长，融资变得更困难。

“独立储能的钱基本上还是来自金融机构。”一位在储能企业负责供应链的李总告诉我们，“收益一旦覆盖不了金融机构要求的还本付息，这个项目在商业逻辑上就没法做了。”

独立储能项目投资规模大，很少有企业能够完全依靠自有资金建设。银行、金融租赁公司、基金等金融机构，才是项目主要的资金来源。

金融机构会综合评估项目开发公司的征信情况、项目是否具备还本付息能力、电芯品牌和衰减，再决定是否要放款。

李总给我算了一笔账：

“抛开土地因素不算，在甘肃、宁夏、内蒙、新疆这些地方4小时EPC的价格要控制到小于等于6毛5，整个项目的静态投资模型才有可能成立。”

这也是今年不少独立储能项目推进困难的主要原因。

更关键的是，即使账难算，项目也不能停。

CNESA数据显示，2026年一季度中国新型储能新增装机27.1GWh，其中独立储能是主力军，新增23.0GWh，同比增长205%。

CNESA

一边是全行业喊难，一边是项目仍在大量落地。

为什么会造成这样的景象？

答案是：政策。

今年以来，全国十余个省市陆续出台或完善补贴政策，相当于给项目增加了一层收益“底座”。

有了相对稳定的容量收入或补贴，项目现金流更容易预测，也更容易获得金融机构认可。

但政策窗口不会一直存在。

“像一些有容量补贴的地区，大家都在抢今年年底的节点。”李总说，“因为明年补贴可能退坡，也可能没有了。”

而一个地区能够接入的储能规模、容量租赁需求和电网调用空间都是有限的。

谁先占到坑位，谁才能最先享受到这一轮的政策红利。

因此，尽管设备价格上涨，很多开发商仍在争抢2026年底前的并网窗口。对他们来说，错过节点带来的收益损失，可能比接受涨价更加严重。

02

工商储：回本周期拉长，民企投资近乎停摆

“工商储本来就难，成本上涨后，账更难算了。”

深耕广东市场多年的工商储开发负责人张总告诉我们，“现在民营企业的工商储投资基本停了，只有少数的央国企还在投资，但也收紧了投资条件。”

与独立储能不同，工商储没有“兜底收入”，它主要的收入来源就是——峰谷价差赚钱：低价时充电，高价时放电。

过去，峰谷时段和电价大多由人为提前规定。一个项目每天能充放几次、每年能赚多少钱、几年可以回本，基本都能提前算清楚。

而到了2025年底，能源局明确规定，2026年3月1日起对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。

这意味着，储能什么时候充电、什么时候放电，不再只看固定时段，而要跟着实时市场价格变化。

同一套设备，会不会赚钱，越来越取决于现货交易、负荷预测和运营能力。

工商储也从过去的“装上设备就能赚钱”，变成了“会运营才可能赚钱”。

而与此同时，受电芯、PCS及其他核心设备涨价的影响，工商储的成本还在上涨。

目前，储能系统的采购价格上涨了大约0.08—0.10元/Wh，整体涨幅达到百分之十几；

据寻熵研究院统计，2小时工商业储能项目的EPC平均报价已经从2025年的1.113元/Wh，上涨到了1.176元/Wh。

这会带来多大影响？张总为我们做了一个测算：

以广东一个1MWh的项目为例。

广东工商业储能项目测算

按照1元/Wh的价格计算，项目初始投资大概在100万左右。按照每天1.5次充放电、全年运行330天，在暂不考虑充放电损耗、运维费用、需量管理及电池衰减的情况下，第一年的理论收益约为34.3万元。

据此计算，项目静态投资回本周期约为3年半左右。若系统成本上涨，则要到第五年才能回本。

而这只是理想状态。实际运行中，储能系统存在充放电效率损失，还要承担运维、保险、场地和融资等费用。

随着电池容量逐年衰减，项目后续年度收益也会持续下降。

实际回本周期，只会更长。

更重要的是，广东已经是全国工商业峰谷价差较高的地区之一。

很多城市的峰谷价差甚至只有0.3元/kWh左右。

在这些地区，即使每天能够稳定完成一次充放电，项目回收周期也可能被拉长至10年以上。

当设备寿命、收益衰减和未来电价政策都存在不确定性时，投资者自然不愿意再下注。

成本上涨的冲击，也直接反映在装机数据上。

2026年一季度，用户侧储能装机规模同比下滑约50%，大量收益率不足的中小型项目被延期或直接搁置。

剩下的集中在江苏、四川、广东、安徽、山东这五个工业负荷大，电价机制比较活跃的地区。

CNESA

当一笔原本三四年能够回收的投资，被拉长到五年、十年，工商储自然就从一门生意，变成了一场风险更高的长期赌局。

03

产能吃紧，交付承压

无论是独立储能还是工商储，收益模型决定一个项目值不值得投，设备交付能力则决定项目能不能按期落地。

今年以来，国内大型储能项目集中抢并网节点，海外订单也在同步增长，产业链的交付压力迅速上升。其中，最紧张的两个环节，是电芯和PCS。

电芯的产能争夺已经摆到了台面上。

“我们的人都在现场守着的。就怕被其他家的人抢了。”李总说。

一条电芯产线后面，往往排着好几家储能企业的订单。

采购人员必须确保这条产线正在生产自己的订单，还要盯住原材料到货、排产进度、成品检测和装车发货，避免物料或产能被临时调给其他客户。

供需关系变化之后，电芯厂的话语权也水涨船高。

“整个电芯行业现在是没有多余的产能的，现在电芯厂是谁家付款条件好，谁家利润高，就干谁家的活。”

同样一笔订单，过去可能只需要准备30%的预付款，现在却可能要先支付60%，有的甚至要求付到90%。

项目规模越大、手中的订单越多，对企业的现金流也有了更大的考验。

相比之下，PCS的产能压力还没有完全爆发。

“估计等到9月份，PCS的交付压力会爆发。”

PCS的交付周期通常需要40至50天。为了给后续系统集成、现场安装和调试留出时间，赶年底并网的项目，设备最迟要在9月前后投入生产。

届时，大量订单将集中挤向同一批产线，PCS也可能迎来新一轮交付高峰。

04

结语

这轮涨价潮，改变的可能是储能的游戏规则：

过去，储能企业习惯拼谁能把系统价格压到极致，如今在成本上涨、政策窗口收窄、上游付款条件还在变得更加严格的当下，储能这门生意的门槛正在被迅速抬高。

2026年的储能需求还在高速增长，但能够穿越涨价、交付和融资三重压力，把项目真正做完的企业，正在变得越来越少。

它已经进入了一个对资金、供应链和运营能力要求都更高的阶段。

接下来，拼的将是：谁能活着把订单做完。