9月11日，阳光电源发布调价告知函，宣布自9月20日起对逆变器、储能变流器及储能系统全线产品涨价5％至15％，其中中压并网逆变器和储能变流一体机涨幅最高达15％。这是阳光电源年内的第二次调价。今年一季度，阳光电源、锦浪科技等逆变器企业已对储能专用机型率先提价6％至10％。
阳光电源电力储能产品线负责人确认，此次调价主要原因为铜、铝等大宗物料价格上涨，其次是为了遏制恶性低价竞争。公司在调价函中表示，现有产品定价已难以覆盖原材料、生产制造、技术迭代升级以及售后运维的综合投入。
从行业整体来看，阳光电源此轮调价并非孤立事件。7月以来，亿纬锂能、盛弘股份、汇川技术等十余家产业链企业密集跟进，调价幅度在2％至30％不等。据中关村储能产业技术联盟统计，7月以来已有多家储能产业链企业先后发布调价通知，覆盖正极材料、储能电芯、储能变流器PCS、光储充设备、储能集成系统等全产业链品类。从逆变器到电芯，从PCS到储能系统，价格上调的浪潮用两个月时间完成了全产业链覆盖。
成本端的压力来自多个方向。储能系统成本结构中，电芯占比约60％至70％。电芯最核心的原料碳酸锂，从2025年年中不足6万元/吨的低点，到2026年5月一度突破21万元/吨，累计涨幅超过200％。碳酸锂价格每上涨1万元/吨，电芯成本增加约0.6至0.7分/Wh，并直接向系统端传导。截至2026年8月，国内主流314Ah磷酸铁锂储能电芯均价已回升至0.365元/Wh附近，较2025年末涨幅超过20％。
与此同时，AI算力需求爆发挤占晶圆产能，存储芯片、IGBT等关键元器件供应持续偏紧。盛弘股份在调价函中列出的数据显示，PCB、存储芯片、磁性器件、贴片阻容、IGBT芯片等元器件涨幅普遍在50％至800％之间，且上涨趋势仍在延续。英飞凌、德州仪器等头部芯片厂商年内完成两轮调价，每轮涨幅约10％至15％，储能行业的芯片交付周期从4周拉长到3个月。
铜铝价格同步走高。中国有色金属工业协会统计显示，今年上半年铜、铝价格同比分别上涨31.4％、18.8％。伦敦金属交易所铜期货价格连续创下历史新高，9月10日沪铜主力合约创下每吨11.23万元的历史纪录。阳光电源在调价函中特别提到，铜、铝、锡、银、金等有色金属价格持续走高，叠加核心零部件供应趋紧，整体物料采购成本持续抬升。公司此前已通过锁定长周期供货资源、优化供应链采购策略、挖掘内部降本空间等方式消化成本增量，但本轮物料涨价幅度超出预期。
政策端的变化同样在推高成本。9月1日起，锂电池恢复征收2％消费税，2027年将升至4％。这一刚性支出无法通过优化生产流程来对冲。此外，9月8日，中国暂停审批新建电池储能制造项目。这一被业界称为锂电领域“供给侧改革”的政策调整，标志着储能产业从规模扩张转入以防范产能过剩、遏制低价内卷为核心的精准调控阶段。政策核心是“只卡新增扩产，不限制技术升级”，尚未破土动工的新建项目暂缓推进，已备案在建项目不受影响。
市场数据已在回应价格调整。中关村储能产业技术联盟数据显示，2026年上半年，2小时储能系统中标均价为599.3元/千瓦时，同比上涨8.3％；4小时长时储能系统中标均价541.3元/千瓦时，同比上涨21％。4小时系统均价低于2小时系统，但涨幅是后者的两倍多。这一差异与今年1月国家发改委、国家能源局建立的电网侧独立新型储能容量电价机制有关，容量收益与放电时长直接挂钩，一座典型4小时独立储能电站的容量电价是2小时电站的两倍。
中关村储能产业技术联盟理事长陈海生判断，2026年上半年我国储能新增规模出现阶段性回落，表明储能行业正在从前期规模扩张进入价值重构的关键阶段。未来几年，储能行业将进入增速换挡期，市场将更加关注价值收益、技术竞争力和全生命周期运营能力。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长冯思遥则指出，本轮涨价是行业价格纠偏的重要信号，但还不能据此判断低价内卷已经终结。随着技术创新和产业链成熟，未来五年储能系统成本仍将趋势性下降，行业需要警惕产能过剩带来的价格反复。据行业机构统计，今年储能电芯规划扩产已超800GWh，到年底建成产能约1.2至1.5TWh，规划总产能接近2TWh，远超全球市场真实需求。
本轮涨价由成本驱动，而非产品差异化或行业出清驱动。一旦成本压力缓解，价格竞争是否再度加剧，仍取决于行业能否从低价换规模的路径依赖中走出，转向以技术竞争力和全生命周期运营能力为核心的竞争模式。
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