10月29日，华为数字能源与科华数能几乎同时发出调价通知，光储产品全线涨价5％至15％。在此之前，亿纬锂能、盛弘股份已先后完成一轮调价。设备端提价动作密集，但储能系统集成环节的毛利率并未随之修复，成本修复的账单正从制造端向电站端转移。
本轮涨价的成本推动因素较为明确。2026年上半年电解铜现货均价同比上涨31.07％，铝价上涨18.81％。碳酸锂价格从2025年年中不足6万元/吨一度突破21万元/吨，每上涨1万元/吨，电芯成本增加约0.6至0.7分/Wh。此外，AI算力需求对高端PCB产能形成挤兑，部分四层以上PCB价格涨了3至4倍，交货周期拉长至20周以上。铜排、铝壳、PCB、功率器件等成本项同时上行，抬高了逆变器等设备的成本底线。
与以往周期不同的是，税制因素使部分新增成本不再随大宗商品价格回落而回撤。2026年9月1日起锂电池按2％税率征收消费税，2027年9月进一步升至4％，按电芯价格测算每GWh增加成本700万至800万元。华为和科华的涨价函未单独提及消费税，但电芯企业的调价动作在很大程度上借助税制完成了成本外移。
涨价传导至电站端后，首先遭遇收益结构的约束。独立储能收入由容量补偿、现货价差和系统运行成本三部分构成。多数地区容量电价仅能覆盖项目回本所需收益的20％至30％；2026年上半年广东独立储能平均价差约0.2037元/kWh，安徽约0.23元/kWh，而行业经验值认为月均价差需达到0.3元/kWh以上项目才具备收益弹性。同期全国系统运行费均值0.068元/kWh，同比上涨93％，且直接加在充电环节。河北8月公示拟延期开工的独立储能项目69个、拟取消16个，处置规模11.66GW/37.71GWh；山西项目库累计出库超过25GW，实际并网率低于10％。
头部企业可借助海外市场毛利对冲国内涨价压力，同一套储能产品在不同市场的利润差可达两到三倍。但海外缓冲带正被政策收窄：2026年1月起美国对华储能电池301关税从7.5％上调至25％，综合税率攀升至48.4％，IRA的FEOC规则同步收紧；欧盟《净零工业法案》要求公共采购储能项目单一非欧盟国家零部件占比不超过65％，储能PCS被纳入补贴禁令范围。海外溢价正从产品出口转向本地建厂、本地采购和合规架构来维持，缺乏海外产能布局的二线企业难以获得这一缓冲。
本轮涨价反映的是低价竞争压缩制造端利润至极限后，成本修复正在寻找新的承担者。头部企业具备海外毛利、议价权和供应链锁定能力，涨价可落地；系统集成商毛利率承压；电站端收益模型偏薄的项目则以延期和取消作出回应。成本修复能走多远，取决于后续电站业主的采购签约意愿与项目清单的实际变化。
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