储能系统最低中标价跌至0.518元/Wh！订单翻倍，企业为何还在拼低价？

9月储能采招规模同比增长逾一倍，四小时系统却出现0.518元/Wh的低价。市场越做越大，钱究竟留在设备厂商手里，还是流向电站投资方？答案比一张中标报价单复杂。

文/NE-SALON新能荟

图1｜河北省保定市满城区独立储能电站实景｜来源国际在线河北频道，2025年8月19日。

01. 订单增长一倍，储能系统究竟卖到多便宜？

10月26日，中国储能网援引CESA储能应用分会统计称，2026年9月国内244个新型储能项目采招落地，规模达79.82GWh，同比增长115.82%。但环比下降15.9%，说明“同比翻番”并不意味着每个月都在加速。

价格更引人注目。9月四小时锂电储能系统中标加权均价为0.531元/Wh。河北任丘一个独立储能项目的磷酸铁锂标段，由远景能源以1.8648亿元中标，规模90MW/360MWh，折合0.518元/Wh，为该统计口径下当月最低价。

要看清这个数字0.518元/Wh是成套储能系统的单个项目中标价，既不是电芯出厂价，也不是包含土建、安装、并网等费用的整站造价，更不能据此认定企业在亏本接单。低价引人关注，真正值得追问的是它为什么出现，以及由谁承担背后的成本。

图2｜9月储能采招与四小时系统最低中标价（不同统计口径）

02. 需求这么旺，系统价格为什么仍然承压？

一个原因是制造端持续降本。大容量电芯、标准化电池舱、规模采购和系统集成技术日益成熟，同样的生产线能够交付更多电量，部分制造与配套成本随之摊薄。另一个原因则是供应商众多，大项目往往吸引多家企业竞标，交付规模和产能利用率也会影响报价。

储能时长也影响每瓦时成本。9月两小时系统中标加权均价0.566元/Wh，四小时系统为0.531元/Wh。因为部分变流、控制等功率侧设备的投入，并不会随着储电时长同比例增加，容量越大，每瓦时分摊的成本可能越低。但项目配置和采购范围不同，不能仅凭两组均价断言四小时系统一定更划算。

更要警惕“价格一直在跌”的错觉。中关村储能产业技术联盟按另一可比样本统计，9月四小时储能系统均价约0.529元/Wh，环比下降7.4%，同比却上涨28.3%。这说明价格既受产业降本影响，也会受到电芯材料、采购结构和项目条件扰动。单月低价，不能代表全行业长期单向下跌。

03. 设备降价，究竟谁能拿到利润？

对电站投资方来说，设备降价首先降低初始投入。假设一座400MWh电站的成套系统报价从0.60元/Wh降至0.53元/Wh，仅这项设备采购就能节省约2800万元。但电站还需要建设、接入电网、融资和运维。真正决定能否赚钱的，是并网后有多少可交易电量、峰谷价差有多大，以及能否持续获得辅助服务等收入。

设备商的情况则不一样出货量增加可能摊薄费用，但售价降得比成本快，毛利就会受挤压。阳光电源2026年半年报显示，上半年储能系统收入154.56亿元，同比下降13.18%；毛利率32.43%，同比减少7.49个百分点。可见即便是头部企业，也必须面对产品结构、成本与价格之间的拉扯。

另一面是海博思创其2026年上半年公司整体营收约62.97亿元，同比增长39.23%，归母净利润约6.32亿元，同比增长100.16%。两家公司统计的是不同业务口径，不能直接比高下，却足以说明储能产业并非“订单越多，大家越难赚钱”，经营结果取决于产品组合、交付结构与运营服务能力。

图3｜阳光电源储能系统业务毛利率2025年上半年与2026年上半年

04. 低价之后，企业到底该拼什么？

电站投资方买的不是一批便宜的电池，而是未来十多年能够稳定运行的资产。系统效率低一点、衰减快一点、故障停机多一点，都会影响电站可以卖出的电量。若前期节省的采购费，后来又被维修、更换和停运损失吃掉，低价反而可能更贵。

这也解释了储能厂商为什么开始从“卖设备”延伸到“卖服务”。海博思创在半年报中强调全生命周期运维和电价预测能力；阳光电源也在推进电力电子、系统集成及全球服务网络。两者路径不同，但都在寻找硬件报价之外的竞争力。

下一轮分化很可能发生在交付之后能否提供可靠的质保、管理电池衰减、参与当地电力交易，并让投资方看到可核验的收益，决定企业能否获得下一张订单。制造端依然要降本，但更重要的是不再只用最低价证明自己。

结语

9月的79.82GWh说明储能需求有韧性，0.518元/Wh则提醒制造端竞争依旧激烈。但产业真正成熟的标志，不是设备便宜到什么程度，而是设备厂商有利润、电站投资方有回报。谁能把低成本变成长期稳定收益，谁才能赚到这轮增长的钱。来源Arock

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