9月储能采招规模达到22.0GW/73.7GWh，同比分别增长88％和121.3％，但2小时储能EPC中标均价环比下降15％至0.971元/Wh，年内首次跌破1元/Wh关口。同期碳酸锂期货价格探至11.73万元/吨的年内新低。量增价跌的表象之下，储能行业的盈利结构正在经历一轮剧烈重分配。
从成本端看，锂价下行向电芯环节的传导存在明显滞后。电芯占储能系统成本约六至七成，碳酸锂价格自5月高点大幅回落，但314Ah储能电芯面向大客户的大宗长协均价反而从2025年末低位回升至9月的0.365元/Wh，涨幅超过20％。9月1日起锂电池开始征收2％消费税，叠加储能需求集中释放带来的供需趋紧，共同托住了电芯价格。参与投标的集成商中，不少企业的电芯采购成本来自前期敲定的存量长协，合同带有调价缓冲周期，当期成本压力并未因锂价下跌而实质缓解。
0.971元/Wh是统计平均值，其背后是项目结构的显著分化。9月低价标的主力集中在GWh级大容量标准化项目，以央企集采和大型独立储能为主，这类项目体量大、方案统一、业主议价能力强、回款周期长，属于天然的价格洼地。当月大量此类项目集中开标，直接拉低了统计均价。相比之下，1小时调峰类EPC均价为1.948元/Wh，3小时项目报价区间在1.001至1.120元/Wh，中小型独立储能与工商业储能报价普遍更高。1元/Wh的击穿更接近特定赛道的价格突破，而非全市场报价的集体下移。
不同体量玩家的成本底线差异明显。头部集成商依靠电芯集采协议、规模化产能和供应链账期优势，在0.7至0.9元/Wh区间仍有机会保留薄利；中小集成商缺少这套缓冲条件，同类项目中0.9元/Wh即可能触及亏损红线。依赖低买高卖赚取设备差价的传统集成模式，在大基地赛道中已难以作为核心盈利来源。部分头部企业正在重构收益结构，将工程施工收益、长期运维服务以及海外高毛利订单作为新的利润来源，国内大基地EPC项目则逐渐转为获取客户、维持产能开工率和锁定供应链规模的入口业务。
当前的核心博弈在于，锂价下跌打开的成本缓冲并非单个集成商的专属优势，所有参与投标的竞争者都能获得这一空间。在买方主导的集采体系下，上游释放的降价红利会在一轮轮竞价中持续向业主端转移，集成商订单规模与营收走高，毛利水平却持续承压。此外，自7月起受消费税政策调整和功率器件等元器件涨价影响，电芯、PCS厂商陆续发布调价函，核心设备成本端已显现抬升迹象。现阶段大量低价中标项目锚定低位锂价测算，一旦电芯成本进入上行通道而合同价格已经锁定，这批订单存在陷入成本倒挂的风险，履约压力正在累积。
储能产业链的利润分配格局正成为左右企业生存状态的核心变量。锂价下行周期不会永久延续，若周期反转，前期低价中标订单潜藏的风险存在集中暴露的可能，集成环节的议价能力与盈利模式转型将决定下一阶段的市场站位。
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