储能行业发出价格纠偏重要信号

十余家储能产业链企业密集发布调价函，宣布上调产品价格5%—30%。

近期，亿纬锂能、盛弘股份、汇川技术、领充新能源、绿能慧充等十余家储能产业链企业密集发布调价函，宣布上调产品价格5%—30%，涉及正极材料、电芯、变流器（PCS）、光储充设备等多个环节品类。

这场久违的“集体提价”，究竟是低价“内卷”的终结信号，还是新一轮压力升级的开端？对投资方而言，新一轮价格波动中，又该如何筑牢风险防线？

多重因素推动“涨价潮”

本轮涨价并非单一因素驱动，要从碳酸锂价格的剧烈波动说起。碳酸锂是电池的核心原料。2025年6月，碳酸锂现货价格触及不足6万元/吨的低点，此后一路反弹，2026年5月中旬冲破20万元/吨，不到一年累计涨幅超过200%。业内预计，2026年全球锂资源将出现约8万吨碳酸锂当量的供需缺口。澳大利亚锂矿复产延期、国内锂云母减产、海外矿产出口管控三重供给扰动叠加，锂价高位运行态势预计将延续至四季度。

锂价之外，上游原材料呈现普涨态势。今年以来，金、银、铜、锡等有色金属普遍走出大幅上涨行情，涨幅在30%至200%不等。而今年最大的变量来自算力端——AI算力产业爆发式增长，大规模挤占晶圆产能，导致存储芯片等元器件供应持续偏紧，交付周期大幅拉长，缺货进一步推高了采购溢价。盛弘股份表示，PCB、存储芯片、磁性器件、贴片阻容、IGBT芯片、隔离驱动芯片、断路器/继电器等元器件涨幅普遍在50%至800%之间，且上涨趋势仍在延续。面对持续且剧烈的市场波动，现有价格体系已难以覆盖成本增长。

与此同时，政策端也带来增量成本。锂离子电池消费税恢复征收后，亿纬锂能已明确自9月1日起，在原不含税供货价格基础上额外增加2%的消费税成本。

回顾过去三年，储能行业的主旋律是价格持续下行。电芯从2023年初接近1元/瓦时的高位一路回落，一度跌至0.3元/瓦时左右；系统报价屡创新低，部分项目甚至跌破成本线，行业深陷“亏本赚吆喝”的怪圈。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长冯思遥向《中国能源报》记者指出，本轮涨价是行业价格纠偏的重要信号，但还不能据此判断低价“内卷”已经终结。近年储能系统价格快速下降，原因需一分为二来看：一方面源自电芯降价、314Ah等大容量电芯规模化应用和系统集成效率提升，这部分属于正常的技术降本；另一方面则来自企业以明显偏低价格抢占订单、忽视长期质保成本、容量衰减补偿和后期运维责任等隐性成本，这部分属于不可持续的竞争行为。本轮涨价让企业重新认识到，储能项目评价不能只比较初始采购价格，还必须综合考量产品质量、安全性能、全生命周期效率、容量保持率、运维服务以及长期履约责任。从这个意义上说，它具有“阵痛纠错”的积极作用，有助于推动价格回归合理成本区间。

新一轮考验刚刚开始

数据显示，市场主流314Ah磷酸铁锂储能电芯价格从2025年末的0.31元/瓦时上涨至今年6月的0.37—0.40元/瓦时，终结了长期价格下行趋势。7月锂离子电池制造价格同比上涨8.9%。

对于储能行业而言，真正的考验才刚刚开始——系统商对涨价的消化能力，将在第三、四季度的采购订单中集中体现。更严峻的是，此前为争夺市场份额，不少集成商以低价中标项目。随着近期产业链价格快速回升，这些提前锁价订单正面临“做一单亏一单”的风险，部分企业不得不重新谈判或承担大额亏损。

“过去企业敢报低价，是赌中标到交付之间电芯、PCS等关键设备的价格还能再降一些，但形势的变化远超预期。”业内人士称，上游电芯及核心材料企业普遍收紧账期、大幅提高预付款比例，部分采购环节甚至要求额外缴纳履约保证金；而下游储能项目交付后，还要历经调试、并网验收、第三方审计等多个环节，回款周期被显著拉长。储能系统集成商面临“两头挤”的困境，本轮产业链价格的快速上涨，进一步放大了全行业的现金流承压风险。

“成本能否继续向下游传导，取决于项目收益能否覆盖新增投入。”冯思遥指出，企业调价函中的涨幅不能简单等同于系统整体成本上涨幅度，不同企业调价涉及的产品各不相同，且调价函通常只是价格调整的上限或指导区间，最终成交价还取决于客户类型、订单规模、交付周期及既有合同安排。收益机制明确、容量补偿稳定、峰谷价差较大或项目具有刚性建设需求的地区，接受度相对较高。而单纯依赖现货套利、利用率偏低或此前按极低价格测算的项目，对涨价会更加敏感，可能出现延迟招标、缩减规模甚至重新测算收益的情况。

招标试水“开口合同”

如何防范储能项目风险，成为产业链直面的课题。在建筑和光伏EPC领域，主材调差机制已广泛应用——超出既定阈值即可调价，这一经验或值得储能行业借鉴。

“过去几年储能处于持续降价通道，电芯一路下行，集成商投标普遍存有‘签单后电芯继续降价’的商业设想，可以依靠采购剪刀差换取利润，行业没有推动调差条款落地的强烈诉求。”业内人士表示，储能行业长期采用“闭口合同”，投资方在招标时通常一次性锁定预算，担心开口调价会带来造价不确定性，更倾向用“闭口合同”把总价锁死。

但本轮涨价带来订单倒挂、弃标乃至履约纠纷，或倒逼行业重新审视这一机制。据记者了解，已有央企储能项目招标开始试水“基准价+合理下浮”模式，并配套引入基于碳酸锂价格联动的调价机制。具体操作上，在招标文件的《合同专用条款》附件中，对大电芯单独设标，以招标当月的碳酸锂现货均价作为基准锚点，约定当后续锂价涨跌幅度超过15%时，电芯结算价按对应比例同步调整。这种做法既避免集成商因原材料暴涨而出现订单亏损，也能让下游业主在锂价下跌时同步享受成本红利。

不过，“开口合同”规模推广仍面临现实障碍。业内人士坦言，央国企项目资金预算在招标阶段即已批复，开口调价可能导致预算超支，审计环节存在障碍。更现实的方向是，长周期、大储项目，可在保留总价包干的基础上，增加极端价格波动下的有限调差条款，建立风险共担机制。而工商业储能短周期、小项目依旧以“闭口合同”为主。

冯思遥还指出，储能投资应由静态价格测算转向全生命周期风险管理。具体而言，针对原材料、税费、电价、利用率、容量衰减和融资成本开展多情景压力测试，通过分批采购、阶段性锁价和价格联动条款，合理分担成本波动，推动行业从最低报价竞争转向全生命周期度电成本管理，综合评价效率、寿命、安全、质保和履约能力。加强供应链审查，防范延期交付、降低配置和长期质保无法兑现等风险。进一步明确消费税及政策变化的成本承担机制。总体来看，行业应以此为契机，加快形成成本可覆盖、收益可持续、风险合理分担的价格机制，推动行业竞争由“比价格”转向“比质量、比履约、比全生命周期价值”。

文 | 本报记者 卢奇秀

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷