问题——电芯价格上行信号增强，0.4元/Wh再成市场焦点 多方市场信息显示，进入4月后储能电芯价格普遍存上调预期，部分厂商拟在既有基础上上调约0.01元/Wh；以磷酸铁锂路线为主的储能电芯在3月已出现连续小幅上涨，户用储能涉及的的小容量电芯反应更快，部分产品均价已逼近0.4元/Wh该关键位置，个别紧急订单报价抬升更明显。 同时，大型项目集采报价相对克制，但散单市场，尤其面向中小集成商的订单涨幅更突出，交付周期也有拉长迹象，显示市场正在从“以价换量”的竞争模式中走出。 原因——资源端波动、需求放量与政策扰动形成共振 其一，上游原材料波动推高成本中枢。电池级碳酸锂在3月呈现“先弱后强再回落”的震荡走势，主要在15万—17万元/吨区间运行。业内判断认为，二季度受矿端供应节奏、物流因素以及终端需求变化影响，供需仍偏紧，价格或维持高位震荡，对电芯成本形成持续牵引。 其二，终端需求释放带来阶段性紧张。新能源并网及电力系统调节需求推动储能项目投建提速，叠加海外市场对部分规格电芯的采购，使得短期内优质产能更倾向锁定长期订单，低价货源随之收缩。 其三，政策变化放大短期扰动。4月起电池出口退税率下调，部分企业为稳定海外订单与现金流，前期出现“抢出口”，带动部分小容量电芯需求集中释放。在供给未同步扩张的情况下，价格更容易上行。 影响——成本向系统端传导，中标价格同比显著抬升 电芯是储能系统的核心成本项，其价格变化会直接影响系统集成报价。行业测算显示，电芯成本每上浮一定幅度，系统端总成本会随之抬升，进而影响项目投标报价与收益测算。 从近期招投标结果看，3月储能系统中标均价明显上涨：2小时系统平均中标单价较去年同期涨幅超过两成，4小时系统亦实现两位数同比增长。报价走高，一上来自电芯、辅材及制造费用的综合上行，另一方面也反映出招标方对交付确定性与全生命周期性能的重视程度提升。 当前，价格已不再是评标的唯一标准，招标方更关注集成商资质能力、履约记录、运行经验以及交付排期等要素，行业竞争正从“低价竞标”转向“质量与能力竞标”。 对策——稳供给、强协同、重交付，提升产业链韧性 面对价格波动与交付周期拉长的压力，业内人士建议从三方面着力： 一是强化资源与产能协同。电芯企业可通过长协锁价、原料多元化采购及产能结构优化，降低原材料波动对报价的冲击；系统集成商则应加强与头部电芯企业的合作深度，提升供货稳定性。 二是提升产品与制造效率，用技术降本对冲成本上行。围绕高一致性电芯、系统热管理、寿命模型与运维数字化等环节提升效率，降低非电芯成本的波动影响，提高项目全生命周期收益。 三是完善风险管理与合同机制。在招投标与项目交付中合理设置价格联动条款、交付节点与违约责任，推动上下游在波动期形成更可持续的合作关系，避免“低价中标—高价采购—履约失衡”的风险外溢。 前景——高位震荡或将持续，行业进入“以能力定价”的新阶段 综合来看，在原材料价格中枢抬升、需求持续释放以及政策因素扰动的共同作用下，储能电芯价格短期大幅回落的条件并不充分，二季度更可能维持高位震荡。 同时，市场分层将深入加剧：大型集采项目仍有望以规模与信用换取相对稳定的价格与供期；而对交付弹性要求更高的散单与应急需求，价格波动会更明显。随着项目规模扩大、并网运行要求提高，招标评审对安全、性能、可靠交付与运维能力的权重预计继续上升，行业将加速从“拼价格”走向“拼技术、拼管理、拼履约”。
储能产业链的价格波动，折射出新能源转型中的结构性矛盾。如何在保障供应稳定的同时推动行业可持续发展，将成为政策制定者与企业共同面对的课题。未来，技术创新与市场机制的协同完善，或将为破解这个难题提供新的路径。