同时，瑞银也在最近的报告中把2027年锂价预测上调至28万/吨，比上次预测足足高了47%。
据分析师观点，上调预期的一个重要锚点就是储能。
报告中写明：地缘冲击、油气价格上涨、AIDC电力需求增加，以及储能系统成本预计下降30%，众多因素叠加，推动全球储能需求大幅上修。
然而，我们却发现，最近几个月，全国各地的大型储能项目中，废标弃标的案例明显多了起来。
陕西铜川100MW/400MWh独立储能电站，供应商以4.3亿元中标，单价1.078元/Wh，最终未在规定时间内签订合同并放弃中标资格。
宁夏通久新能源100MW/200MWh储能电站，中标供应商因原料涨价压力被解除中标资格，项目不得不重启招标流程。
内蒙古能源集团百万千瓦风光氢氨一体化配套60MW/120MWh储能项目，中标供应商同样因成本倒挂选择弃标，项目暂停推进。
陕西铜川储能项目废标公告（图源：北极星储能网）
据不完全统计，2026年以来，全国有超过200个储能项目被砍，至少6GWh的项目废标中止。
上游在疯狂吃肉，下游却只能无奈毁约。
同一个行业的“悲欢”并不相通，锂价暴涨引发的“剪刀差”，正在剪断储能集成商们的生命线。
01
困在“剪刀差”里的集成商
碳酸锂，正在以超出所有人预期的速度飙升。
2025年最低点时，电池级碳酸锂还在6万元/吨附近徘徊。
而今年一季度，价格一路狂飙，当前已冲至19万元/吨左右。从最底部到最顶点，价格翻了三倍还多。
碳酸锂近一年价格走势（数据来源：mysteel）
涨价的直接原因是市场供需失衡。
供给端：澳洲、津巴布韦、尼日利亚等主产国出口受限。同时，国内高成本矿山如江西云母提锂企业因安全问题复产缓慢。
需求端：储能成为全球锂需求的“最大增量”。InfoLink Consulting预估，2026年全球储能电芯出货量达801GWh。
这个增量有多大？
1MWh储能柜的“含锂量”约等于14辆电动车，801GWh折算下来就是1121万辆电动车——相当于2025年中国新能源车总销量的70%。
在储能系统中，电芯一直是成本项中最大的一环。
根据星辰新能董事长柳娜对甘肃200MW/800MWh储能项目的真实拆解：
项目综合成本则为0.77元/Wh，其中，电池成本0.51元/Wh，占比高达66%。
而据行业普遍测算，碳酸锂每上涨1万元/吨，电池成本将增加0.006-0.008元/Wh。
碳酸锂价格和储能EPC价格对应关系（来源：光大证券）
这就意味着，当碳酸锂从9万元/吨涨至19万元/吨时，项目综合成本将上升0.04-0.05元/Wh。
对于一个800MWh的项目而言，要多花3200万至4000万元。
在对成本极度敏感、毛利率普遍不足10%的储能行业里，这个数字足以定生死。
星辰新能董事长柳娜拆解储能项目
而对产业链各环节来说，对这次价格上涨的价格传导能力截然不同。这种差异在大储项目中体现得尤其明显：
上游矿企和材料厂商：本轮涨价的直接受益者。
中游电芯厂商：表面看是被动跟随，但“宁王”们凭借对整个产业链的巨大掌控力，可以轻易将价格传导下去，这也是近期电芯又涨价又缺货的动因。
下游做大储项目集成商：最惨烈的受害者。一个典型的大储项目从备案到投运，整体周期普遍在6-12个月。而“中标锁价、交付兑现”的模式，决定了集成商们被夹在上游涨价和下游锁价之间，几乎没有任何传导能力。
去年碳酸锂整体低价时拿下招标合同的集成商们，如今面对翻倍的锂价，自己却很难涨价。
“剪刀差”困局由此形成：不做则面临违约失信，做就要硬抗巨额亏损。
02
生命线批量剪断，大储项目“重摁计算器”
剪刀差的另一端，是储能项目的生命线——IRR。
华电能源在《投资管理规定》中要求，投资储能项目的IRR不得低于6.5%。国央企投资方普遍以此为基准。
然而这个目标，已经让很多二三线集成商徘徊在盈亏线。
国内大储项目的收益主要有三块：交易套利、容量补贴、辅助服务。
在强电网背景下，辅助服务占比普遍不到10%。因此，在项目综合成本、系统运行费等不变的前提下，主导IRR的核心变量就剩下另外两项：
容量补贴——大储项目的收益“基本盘”
但各省补贴力度差别较大，按照光大证券测算，在多数省份165元/kW·年的基准下，锂价每上涨10万元/吨，容量电价需要提升50-60元/kW·年才能对冲。
电力市场交易套利——既是大头，也是最大的不确定性
山西、山东、内蒙等电力市场活跃的省份，现货价差可达0.35-0.48元/kWh，而近一半的省份价差不足0.3元。
碳酸锂价格变化对储能IRR的影响（来源：光大证券）
根据测算，当碳酸锂价格为 12/20/24 万元/吨，在其他条件不变的情况下，现货市场套利价差需达到 0.37/0.39/0.41 元/kWh，才可满足 6.5%的IRR目标。
2026年1月各省电力市场现货分时平均价差（图源：光大证券）
这或许能解释为什么毁约潮集中在宁夏、河北、陕西等省份——不是企业经营不善，而是当地的电价结构和容量补贴难以覆盖成本上涨。
阳光电源近期曾在投资者交流中表示：由于国内储能业务毛利率基本是个位数，公司在经营策略上不得不主动放弃部分项目。
海博思创在接受摩根大通调研时给出一个硬指标：锂价到12万元/吨，部分项目开始扛不住；到17万元/吨，需求就会出现显著中断。
头部玩家尚且如此，更多腰部及以下玩家感受到的水温只怕更高。
一个值得注意的信号是，央国企的IRR门槛已经在松动。摩根士丹利研报显示，自2025年底以来，不少央国企对储能项目的最低IRR要求已从6.5%下调至5%。
可以理解为，在锂价风暴面前，整个行业都不得不“重摁计算器”：只有账目跑得通，项目才能落地，行业才能发展。
03
锂价走向何方？
这场风暴最终会以什么方式收场，很大程度上取决于：锂价还会涨多久？
关于这个问题，业内声音也各不相同：
高盛认为锂价将在2026年上半年触顶，随后进入修正期，下半年迎来较为宽松的大趋势；
瑞银则直言“锂行业上行周期再临”，直接将碳酸锂目标价大幅上调至41875美元/吨（折合人民币约29.8万元/吨）。
全球第一、第二的两家锂生产商雅宝（Albemarle）和智利矿业化工（SQM）则分别给出了12-25 美元、15-18美元/千克的“长期稳定区间”，换算成人民币为9-18万元、10-12万元/吨。
锂辉石历史价格及未来走势预测（图源：瑞银）
尽管具体数字存在分歧，但基本共识是：锂价正在经历“结构性抬升”，整体价格中枢将上移。
这对储能集成商而言，意味着低价“红利期”已一去不返，往后要比拼的，是谁能在碳酸锂高位震荡的常态中，把供应链韧性真正建立起来。
在这方面，头部玩家们的解题思路值得借鉴：
阳光电源主动将业务重心放在价格敏感度更低、毛利率更高的海外市场。
海博思创则转换业务模式，从单纯的设备出售向电站运营延伸，赚取全生命周期服务的更多价值。
海博思创与金融机构合作（图源：海博思创）
此外有消息称，当前一些新项目已经改为“动态联动”的报价模式，基础报价按当前锂价核算，报价有效期同步压缩到7至14天，并明确标注“逾期报价自动失效、需重新核算”。
总而言之，集成商们需要花更多精力挑选战场、管理风险，从“靠行情赚钱”向“靠能力赚钱”转变。
04
结语
大储项目毁约潮背后，折射出储能集成商们的“剪刀差”困局。
在持续走高的锂价面前，整个行业不得不重摁计算器，重新校准IRR目标。
对储能集成商而言，只有建立更强的供应链韧性，才能从“靠行情赚钱”向“靠能力赚钱”蜕变。
在这场考验中，没有万能药，只有不断升级的生存策略。
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