阳光电源涨价5%—15%，储能的账本要重新算了！

中国储能网讯：9月11日，阳光电源向客户发出产品调价告知函，宣布自9月20日起，对光伏逆变器、储能变流器及储能系统相关产品上调价格，幅度为5%—15%。

从具体产品来看，储能变流器上调5%—10%，储能变流一体机上调10%—15%，电力储能PT系列和工商业储能PS系列上调5%—10%。所谓“最高涨15%”，并不意味着所有储能系统都涨15%，更不意味着一座储能电站的总投资要同比例增加。

阳光电源不是这一轮涨价的起点，但一家同时覆盖电力电子设备和储能系统的头部企业加入涨价潮，行业需要讨论的，就不再只是“哪家又涨价了”，而是另外几个问题——设备价格还能不能持续下降？新增成本由谁承担？原来的项目收益模型是否还成立？

可以说，阳光电源这一轮调价肯定不能终结低价竞争，却能让储能行业重新认识价格内卷的边界。

涨价早已不只发生在电芯端

沿着产业链往上看，这一轮成本变化并不是单一原料上涨。正极材料环节，湖南裕能宣布自8月1日起，对全系列磷酸铁锂产品加工费上调2000元/吨。这里需要强调的是加工费，不能把它与碳酸锂价格涨幅混为一谈。企业需要消化的，不只有锂，还包括磷源、铁源等材料成本。湖南裕能在调价说明中提及，磷酸铁价格从年初每吨约1万元升至1.5万元，制造环节利润受到挤压。

电力电子设备的调价更为密集。盛弘股份宣布自7月21日起，对包括储能微网、户用储能、充换电设备在内的全系列产品上调10%—30%；易事特宣布对全系产品提价10%—25%，8月1日后新增订单执行；绿能慧充则从7月28日起，对充电桩及储能产品上调15%—25%。

8月7日，西安汇川技术发布告知函，对储能变流器、变流升压一体机和储能集成系统等产品调价5%—15%，8月30日起新增订单执行。科士达新能源也在调价函中，将相关新能源产品的调整幅度设在约10%—20%。

表1 2026年下半年储能产业链部分涨价企业统计

电池端还有另一类变化。亿纬锂能宣布，9月1日起国内销售产品在原不含税供货价格基础上增加2%的消费税成本。其背景是财政部等三部门调整部分电池消费税政策，锂原电池、锂离子蓄电池等自9月1日起按2%税率征收消费税。这样的调价，首先是税负传导，不能直接理解为企业增加了两个百分点的利润。

把这些案例放在一起，可以看到，成本压力已经涉及材料、电池、电力电子设备和系统产品，而不是只在某一个环节打转。

但“十余家企业宣布涨价”也不能简单换算成“储能全行业统一涨价”。有的涉及充电桩，有的涉及电源设备，有的调整加工费，有的传导税费，产品范围、合同条件和执行时间都不同。把最高涨幅加在一起，只会夸大终端项目的实际成本变化。

龙头提价，不等于全行业进入高利润周期

阳光电源在函件中把原因指向铜、铝、锡、银、金等有色金属涨价，以及核心零部件供应趋紧。阳光电源表示，虽然已经通过采购优化、锁定供货资源和内部降本消化增量成本，现有定价仍难以覆盖制造、技术升级和售后运维等综合投入。这段解释的重点，不只是“原料贵了”，而是设备售价需要覆盖哪些成本。

表2 2026年下半年充电模块部分涨价企业统计

一套储能系统卖出去以后，企业还要兑现质保、运维和性能承诺。因此，判断报价是否可持续，不能只看设备出厂那一刻是否还有毛利，还要看未来的履约成本是否被计入。如果用压缩质量保障和服务投入的方式维持低价，成本并没有消失，只是可能被推迟到运营阶段。从这个角度看，阳光电源提价释放的信号是——即便具备规模采购能力，企业也不愿无限期承担上游涨价带来的成本。

阳光电源的特殊之处，在于同一家公司同时给出了PCS、一体机和系统的调整方案。这比单一零部件涨价更直接地把成本压力摆到业主面前。对同行而言，它可能提供重新议价的参照；对业主而言，它提醒采购团队，过去的低价未必适用于下一轮采购。但这种示范作用能走多远，最终仍取决于客户是否接受，而非企业体量本身。

同时，中标价格已经出现变化。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2026年1-5月，中国锂电储能系统（不含工商业储能柜）入围报价主要集中在0.42-1.1152元/Wh区间内，平均报价0.5962元/Wh，中标加权均价0.5329元/Wh。

其中，2h储能系统入围报价主要集中在0.4886-0.9899元/Wh范围内，平均报价0.6356元/Wh，中标加权均价0.5727元/Wh。4h储能系统入围报价主要集中在0.42-0.7818元/Wh范围内，平均报价0.5463元/Wh，中标加权均价0.5455元/Wh。这说明，在相关统计样本中，价格回升早已出现在中标环节，而不只是停留在调价函里。

表3 2024年—2026年5月锂电储能系统月度中标加权均价（元/Wh）

因此，更合理的判断是，涨价能否改善盈利，要看销售价格与成本谁涨得更快，还要看执行比例、订单结构和回款情况。产品涨价10%，如果综合成本上涨更多，企业仍可能承压。能够发出调价函，与能够按新价格稳定交付，是两回事。

最先需要重算的，是项目投资账

对于项目业主，设备涨价最直接的影响，是初始投资增加。以一个假设的100MW/200MWh项目为例，若系统采购单价为0.60元/Wh，对应采购金额1.2亿元。系统价格上涨5%—10%，新增采购支出就是600万—1200万元。这里仅做敏感性测算，并非阳光电源实际报价，也不包含其他工程费用。

但设备涨幅不能直接套在电站总投资上。假设系统采购占总投资60%，其他费用不变，那么系统涨价5%—10%，对应项目总投资增加约3%—6%。已经包含PCS的整套系统，也不能再把PCS涨价重复计入。

真正棘手的是，投资增加了，收入未必跟着增加。由于2026年上半年部分地区出现现货峰谷价差收窄、系统运行费用增加等情况，储能电能量收益受到挤压。如此一来，设备端涨价与运营端压力叠加，意味着项目不能只靠一张越来越便宜的采购清单来改善收益。

对于原本收益空间较厚、并网和调度条件明确的项目，适度涨价可能只是改变回收周期；但对已经贴近投资门槛的项目，几百万元新增支出，就可能触发重新审查、调整容量或推迟采购。工商业储能同样需要重新校验负荷曲线、实际可利用价差和充放电次数，而不是沿用一套通用回本年限。

另一类压力落在工程总包商和集成商身上。假如下游工程合同已经锁价，上游设备却尚未锁定，新增采购成本就可能先挤压总包利润。反过来，上下游价格和交期都已明确的订单，风险相对可控。合同如何衔接，可能比单次涨幅更重要。

阳光电源在函件中也已明确，调价执行前已完成签约、正式下单的订单，仍按原有合同及报价执行。因此，本次调价不能被理解为所有在手项目都要立即补差价。

成本波动还可能改变合同谈判的重点。与其争论一份长期框架报价是否永远不变，不如在签约时明确价格有效期、实际下单条件、分批交付节点，以及成本异常变化时的协商机制。对于已经生效的合同，则需要逐笔核对约定，不能把其他企业的涨价函当作自身订单自动调价的依据。

短期内，调价前的窗口可能促使部分成熟项目提前下单，但不能据此推断行业已经出现抢装。对项目方而言，锁价必须与融资、并网、交付和付款计划匹配。为了赶涨价节点盲目囤设备，可能只是把采购风险换成库存和资金占用风险。

企业竞争会换一种打法

储能产业链这一轮涨价潮，对不同企业的影响很可能并不对称。从成本传导机制看，拥有稳定客户、供应链管理能力和现金储备的企业，更有条件协调采购、交付与销售价格。缺乏产品差异化、依赖低价拿单的企业，则可能面临两难，跟涨，担心订单流失；不涨，利润被继续压缩。

但不能由此推出“龙头涨价，中小企业一定退出”。头部企业同样要承担存量低价订单的交付压力，中小企业也可能凭借细分场景、快速服务和客户黏性保住市场。真正决定结果的，是谁能把新增成本转化为客户愿意接受的报价，而不是谁先发函。

同时，集中采购方的议价能力也不能忽视。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2026年上半年，全国共有1092个储能项目发布中标（候选人）公告，落地容量规模合计135.79GW/383.43GWh（含电芯采购类项目），容量同比增长约121.8%。其中，集采/框采类规模占比35.71%。

显然，面对集中采购，供应商能否将调价幅度落实到具体订单，仍要经过价格、交期、付款条件和履约能力的综合谈判。

渠道商也需要更加谨慎地看待低价库存。库存确实可能带来阶段性的价差，但只有售出并回款，价差才成为收益。如果终端项目延期、产品换代或付款拉长，囤货反而会放大资金压力。涨价预期不能替代真实订单，更不能替代对客户支付能力的判断。

在这一轮价格调整当中，更值得关注的变化，是产业链各方需要重新审视价格、成本与价值之间的关系。制造企业要重新核算订单能否覆盖长期履约；项目业主要认真评估设备投入、场景适配、运行效率与投资收益；采购决策需要评估产品高性价比、产能交付能力、智能运维保障能力以及价格博弈。价格调整受政策调整、原材料上涨、物流与制造成本、研发投入、金融工具等多维因素影响，它带来的真正考验，不是上下游以及用户之间的成本传导，而是行业能否从成本价值走向更高效率提升与更优服务价值，从而更好推动实现全行业提质降本增效。

因此，这种转变更需要产业链供应链协同推进，逐步建立和完善更清晰的合规性采购边界、适应市场变化的风险共担机制，以及能够评价实际运行效果的验收和履约机制，才能让技术创新、品质保障和运营收益获得更优回报。

一审：潘 望