今年以来，储能产业链出现明显涨价潮。国内主流 314Ah 磷酸铁锂储能电芯均价截至 2026 年 8 月已回升至 0.365 元 /Wh，较 2025 年末涨幅超 20%；宁德时代、亿纬锂能等龙头企业已明确启动涨价。4 小时储能系统公开招标价格由去年六七月份的不足 0.4 元 /Wh 升至今年普遍高于 0.5 元 /Wh。

涨价主要源于短期供需错配、原材料波动、海外集中采购及产能建设周期滞后。高工产业研究院数据显示，2026 年上半年锂电池出货量同比增长 58.0%，其中储能电池同比增长 84.9%，成为核心增长引擎。远景高级副总裁田庆军指出，全球电芯产能相比三年前翻了 3 番，预计 2026 年底储能电芯出货量将接近动力电芯，未来三年将超过动力电池。

需求爆发受三方面驱动：一是国内储能应用场景快速拓展与政策持续加持；二是 2026 年为电池出口退税政策退坡最后一年，海外客户集中提前锁单，当前全球 80% 以上储能电芯和系统产自中国；三是电池产线建设存在周期，新增产能难以及时释放，形成阶段性供应缺口。

原材料价格显著上行加剧成本压力。碳酸锂价格自 2025 年年中不足 6 万元 / 吨低点，于 2026 年 6 月突破 21 万元 / 吨，不到一年涨幅超 200%。业内测算显示，碳酸锂每上涨 1 万元 / 吨，电芯成本约增加 0.6 – 0.7 分 /Wh，并直接传导至系统端。田庆军表示，碳酸锂价格上涨致使储能电芯价格增长超 30%，系统成本因此增加两至三成，导致部分项目处于观望状态。此外，AI 算力爆发挤占晶圆产能，致存储芯片、IGBT 等元器件价格普遍上涨 50% – 800%；铜、铝等大宗商品同步上涨，进一步推高产业链成本。

业内普遍认为涨价属短期现象，不改变长期成本下行趋势。田庆军强调，未来五年储能系统成本仍将趋势性下降，路径包括技术创新、产业链成熟及锂电与钠电相互制衡。大电芯技术被视作关键降本手段，远景已投产 790Ah 方壳卷绕电芯，规划明年产能约 100GWh；海辰储能发布 1300Ah、8 小时专用电芯∞ Cell，称使用千安时级电芯可使 1GWh 电站所需电芯数量减少 70% 以上，显著提升系统集成效率、可靠性与安全性。

但大电芯并非行业终局形态。瑞浦兰钧储能系统研发负责人刘思指出，电芯与系统集成需协同研发设计，在保障安全前提下优化成本与制造效率。田庆军亦提醒，大电芯在结构设计、电气安全、热管理、生产工艺等方面面临挑战，应加强仿真验证、控制交付节奏，避免重蹈风电大型化初期质量教训。

钠电规模化应用被视为另一重要降本变量。田庆军认为，碳酸锂价格持续高位将削弱锂电成本优势，钠电市场空间打开后将反向抑制碳酸锂价格。中科海钠总经理李树军指出，钠电现阶段电芯与集成成本仍比磷酸铁锂电池高 40% – 50%，但 2028 年后有望降至 0.3 元 /Wh 左右，届时主流市场将开始放量。钠电资源丰富，具备低温、快充、宽温域、高倍率和长寿命等优势，当前更适用于调频、构网型混合储能、数据中心等高性能场景。

行业正呼吁告别 " 低价换规模 " 路径。田庆军直言反对恶性价格内卷，即低于成本价销售，认为其破坏行业生态。当前行业储能电芯规划扩产已超 800GWh，年底建成产能约 1.2 – 1.5TWh，规划总产能近 2TWh，远超全球真实需求。三一集团副总经理董冰坦言，碳酸锂涨价、出口退税政策调整及电池消费税开征三重压力，致其储能业务起步即面临严峻成本挑战，被迫收缩差异化设计，转向交流侧与系统层面聚焦。

主管部门已加强监管干预。国家市场监督管理总局总工程师刘敏在 2026 世界动力电池大会上指出，低价竞争等内卷行为正在侵蚀行业可持续发展根基，已联合工信部、国家发改委等部门将防止 " 内卷式 " 竞争纳入综合整治框架，开展产能预警调控、规范价格竞争、加强产品质量监管。储能电芯已纳入国家窗口指导范畴，新建产能须报批，预计未来几年将经历产能出清过程。田庆军呼吁行业严格自律，称价格内卷是不自信的表现，是对行业的不负责任。

鹏程无限董事长吕建强调，中国储能全球领先不仅因技术进步，更因产业链高度集中带来的成本优势，成本本身即为差异化竞争要素。但同时须对电池保持敬畏，避免过度渲染单一参数，应追求化学体系、设计、安全、充放电效率、自放电、循环寿命与一致性等综合性能平衡，以保障长期安全可靠运行。

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