【摘要】过去一年，储能行业最重要的变量是降本。电芯跌、系统跌、EPC跌，行业靠一轮又一轮价格下探，使得大量原本不具备可行性的项目变成了“可投”。但到了今年，这个前提开始松动。从电芯到PCS，再到系统集成，涨价函在数月内密集发出，头部企业也开始公开调价。问题在于，设备端可以涨价，电站端却未必接得住。从多地项目情……

本文来自微信公众号： 芯流新能源 ，作者：禾水

【摘要】过去一年，储能行业最重要的变量是降本。电芯跌、系统跌、EPC跌，行业靠一轮又一轮价格下探，使得大量原本不具备可行性的项目变成了“可投”。

但到了今年，这个前提开始松动。从电芯到PCS，再到系统集成，涨价函在数月内密集发出，头部企业也开始公开调价。

问题在于，设备端可以涨价，电站端却未必接得住。

从多地项目情况看，储能在现货市场实现的交易价差仅约0.2元/kWh，盈利基础偏弱；与此同时，2026年前三季度全国系统运行费均值已升至0.068元/kWh，同比增长93%，直接抬高了储能充电成本。

于是，行业出现了一个很典型的错位：上游在修复价格，中游在传导成本，下游电站却仍困在“价差不够、补偿不足、运行成本高”的收益模型里。

以下为正文：

01

本轮涨价，背后真正的逻辑

从7月到9月，储能产业链的调价从零散试探，迅速向全产业链各环节蔓延。

公开信息显示，宁德时代、亿纬锂能、盛弘股份、汇川技术、阳光电源等多家企业相继上调电芯、PCS、储能系统及相关产品报价。

本轮涨价背后的动因是什么？我们可以将涨价逻辑拆解为三类：

第一类涨价，成本推动型，主要集中在电芯、正极材料等环节。

电芯环节，根据InfoLink，主流314Ah储能电芯价格从2025年末的0.31元/Wh抬升到2026年6月的0.37-0.40元/Wh，涨幅约19%-29%；2026年8月国内主流314Ah储能电芯价格区间已来到0.35-0.42元/Wh，均价约0.365元/Wh。

材料环节，一方面，碳酸锂从2025年低点显著反弹，其价格一度较低点上涨超过160%-200%；另一方面，磷酸铁、铜、铝等材料价格也同步抬升。中国有色金属工业协会数据显示，2026年上半年国内铜、铝现货均价同比分别上涨31.4%和18.8%。

第二类涨价，政策转嫁型。

如果说原材料涨价决定了企业“想涨”，那么2026年9月1日起实施的锂电池2%消费税，则让很多企业必须把成本摆到台面上来。

政策明确，自2026年9月1日起，对锂离子蓄电池等产品按2%税率征收消费税，并于2027年9月1日进一步上调至4%；与此同时，钠离子电池、固态电池、燃料电池在2028年底前免征消费税。

图片来源：国家税务总局

按电芯价格0.35-0.40元/Wh测算，2%消费税约对应0.007-0.008元/Wh的成本抬升，每GWh大致增加成本700万-800万元。由于税负传导在合同和报价体系中更容易被解释和执行，它比原材料涨价更容易被企业“明文转嫁”。

因此，今年下半年亿纬锂能等企业的调价动作，本质上并不只是顺势涨价，更是借助消费税政策完成成本外移。对下游而言，即便碳酸锂阶段性回落，价格也未必会立刻跟着回去，因为部分新增成本已通过税制固化下来。

第三类：议价修复型。

相比电芯环节，PCS和系统集成的涨价，含义并不完全一样。

像阳光电源、汇川技术这类企业的调价函，表面上写的是有色金属、器件、制造和服务投入上升，但更深层的背景是，过去两年储能系统中标价格被价格战压到了过低水平，很多报价已经逼近甚至低于制造、售后和履约成本。

根据中关村储能产业技术联盟，2026年上半年2h储能系统中标均价为599.3元/kWh，同比上涨8.3%，4h储能系统中标均价为541.3元/kWh，同比上涨21.1%。

图片来源：中关村储能产业技术联盟

02

为什么电站端接不住

储能电站接不住这轮成本冲击，是因为当前独立储能的收益结构里，三块核心收入“容量补偿”、“现货价差”、“系统运行成本”——没有任何一项收益足够稳定、丰厚，能覆盖全部新增成本。

容量电价像“底薪”，但这份底薪大多数地区还不够厚。

2026年“114号文”首次在国家层面把电网侧独立新型储能纳入容量电价机制，标志着行业从“强制配储”正式转向“市场化收益+容量托底”的新阶段。

截至2026年5月，全国已有13个省份明确独立储能容量电价或补偿政策。其中，甘肃/吉林/辽宁是高补偿档。

更关键的是，容量电价通常只能覆盖项目回本所需收益的20%-30%左右。它可以托底，但很难单独让项目赚到合理收益。

图片来源：东吴证券

现货价差是“利润发动机”，但现在很多地方这台发动机转速不够了。

现货价差是独立储能电站真正的利润弹性来源。但问题在于，很多地区现货价差已经收窄到比较尴尬的区间。2026Q1，安徽独立储能参与现货市场的充放电结算收益约0.23元/kWh；2026H1，广东独立储能及抽水蓄能参与现货市场的平均价差约0.2037元/kWh。

很多行业观点都提到一个经验值：如果考虑容量电价兜底，月均峰谷价差最好要达到0.3元/kWh以上，项目收益率才更有保障；若长期停留在0.2元/kWh左右，则收益弹性明显不足。

系统运行费，正在把本就不厚的价差再削掉一层。

2026年前三季度，全国系统运行费均值约0.068元/kWh，而2025年前9月仅约0.035元/kWh，同比增长93%。

系统运行费的致命点在于，它直接加在充电环节。独立储能要按全部充电电量缴纳系统运行费，因此当现货价差只有0.2元/kWh左右时，若系统运行费达到0.08-0.12元/kWh，实际上已经吃掉了相当大一部分套利空间。

据瑞银测算，以山西一座200MW/400MWh项目为例，系统运行费每下降0.1元/kWh，项目可节省约1500万元成本，相当于总收入约25%，IRR可提升约3个百分点。

03

海外能否撑起第二条增长线？

国内储能仍在增长，项目落地的节奏却并不一致。

根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2026年8月，国内新增投运新型储能11.42GWh，按能量规模计算，同比增长20%。同月，河北公示拟延期开工的独立储能项目69个、拟取消建设计划的项目16个。新增装机与存量项目调整，正在同时发生。

这些变化提醒企业，项目清单上的规模，距离设备交付和现金回款，还有一段路要走。当国内项目的收益和交付节奏承压，寻找海外增量，就有了更现实的意义。

海外的一些项目，已经把未来数年的收入提前写进合同。

追溯到2025年2月，英国Bramley储能项目正式投运。其规模100MW/331MWh，采用阳光电源的储能系统。项目业主此前已与壳牌能源欧洲公司签署七年期固定价格Tolling协议，由壳牌参与电力批发和辅助服务市场交易。

这类协议可以理解为一份长期使用合同：业主按约提供储能能力，交易商取得相应的交易使用权，并支付合同约定的费用。交易商依靠电价判断和调度能力参与市场，承担相应的交易风险。

对业主而言，合同覆盖范围内的收入有了更明确的依据，有助于安排融资和还款。电价仍会波动，但部分市场价格风险可以通过合同重新分配。

类似项目在2026年仍有新落地。

9月29日，Statkraft宣布与Greenvolt Power签署十年期Tolling协议，覆盖波兰两个合计400MW/1600MWh的储能项目。Statkraft取得相关充放电交易决策权，Greenvolt获得可预测的长期合同收入，补充项目已经取得的容量市场收入。

这些案例为评估海外项目提供了一个视角：除了当地价差有多大，还要看收入能够约定多久、由谁支付，以及业主需要承担哪些责任。

不过，海外市场同样面临收益收窄。

AEMO数据显示，2026年第二季度，澳大利亚国家电力市场（NEM）大型电池的电能量套利净收入同比下降56%，调频辅助服务收入下降51%。其中，套利净收入已扣除充电电费，但尚不能代表扣除运维、折旧和融资等成本后的项目利润。

综上，芯流认为，海外有条件成为国内储能企业的第二条增长线，但这一战略任重道远。

一方面，海外订单需要当地交付和长期服务能力支撑。认证、并网适配、质保和售后费用都应提前纳入报价，确保订单交付后有利润、货款收得回。

另一方面，海外布局还需与企业的资金实力和服务能力相匹配。通过实际项目积累经验，以履约成本和现金回款检验扩张节奏，才能逐步将海外机会转化为持续的经营增量，为国内业务的波动提供缓冲。

04

尾声

过去一段时间，设备价格持续下行，为不少储能项目留出了成本缓冲，也让部分收益短板暂时没有充分显现。

如今，电芯、PCS和系统价格回升，这层缓冲正在变薄，项目的成本、回本周期和收入预期都需要重新审视。

对电站而言，容量电价、现货交易和辅助服务机制仍需进一步衔接，让储能提供的调节能力获得清晰、可持续的回报。

对企业而言，交易策略、系统效率和运维管理则需进一步完善，让订单接下来之后，能够交得出、收得回，并留下合理利润。

此外，海外市场可以增加业务来源、分散风险，但国内电站的收益问题仍需在国内解决。出海无法自动抵消成本上涨，海外项目同样需要扎实的经济性测算，以及贯穿交付、运营和回款全过程的管理能力。

当设备不再持续降价，行业下一阶段的增长，需要更多能够顺利融资、运营并获得合理回报的项目来支撑。

*头图由AI生成