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成本全在涨报价还在卷:2026年储能进入“地狱模式”

来源:小编  |  发布时间: 2026-08-10  |   次浏览

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成本全在涨报价还在卷:2026年储能进入“地狱模式”(图1)

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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,储能终端市场的线

  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。

  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。

  “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。

  “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。”

  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%。

  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。

  “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。”

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  “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%。

  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。

  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。

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