储能爆发，成色几何？

2025年9月开始，储能系统的核心部件——大容量电芯出现了供应紧张。部分储能电芯制造商表示，储能系统集成商关注的首要问题已不是价格，而是交付周期。

“一芯难求”成为行业普遍现象。头部电芯厂商的生产线持续满负荷运转，第二梯队厂商的产能利用率2025年二季度开始也普遍超过80%，有的订单甚至已排至2026年交付。

电芯产线加班加点，努力赶上全球储能市场快速增长的势头。

据新能源行业资讯机构InfoLink统计，2025年上半年，全球储能电芯出货量达240.2GWh，同比增长106.1%。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的数据，2025年上半年，中国新型储能新增投运规模达到23.03GW/56.12GWh（功率/能量），两个指标同比增长均超过68%，累计装机功率和能量分别突破100GW和240GWh。

数据印证了储能市场的高景气度，但价格走势却并未与之同步。即便“一芯难求”，储能系统的价格却并未明显上涨，新的中标价格还创下新低，似乎与市场规律相左。市场的关注点在于，本轮以政策变化作为最大驱动力的储能“抢装潮”之后，如此高增速是否可持续？

01 全球储能市场同步扩张

过去四年间，全球储能市场经历了从零星布局与政策试点，到商业化落地与规模化扩张的产业周期。

全球储能电芯出货量从2021年全年不到50GWh，增长到今年上半年已经超过240GWh，InfoLink预计全年可达460GWh，年化增速超过70%。在占据全球需求侧九成的中国市场，新型储能累计装机功率从2021年的个位数增长到100GW以上，装机能量从12GWh增长到240GWh。

若单从数据上看，2025年上半年的储能市场仍维持在前几年较高的增速区间，然而市场体感的增长更为显著。造成数据与体感差异的原因主要有二：

其一，超预期的增长。

2025年初时，在前一年高基数、全球主流市场的政策不确定性和贸易摩擦风险的共同作用下，市场普遍预计储能市场增速会放缓。

实际的情况却是，中、美、欧三个主要区域的支持政策刺激了需求潜能：中国取消新能源项目强制配储政策导致抢装潮；美国“大而美法案”将储能项目的税收减免保留至2033年，逐渐收窄的补贴和关税时间窗口也在推波助澜；欧盟则在长时储能、容量电价等方面进一步完善鼓励政策，推动储能项目向更大电量、更长时间发展。

年初的悲观预期并未兑现，还放大了市场参与者对行业热度的主观感受。

其二，增长区域更为多元。

根据高工产研数据，2025年1月至8月，中国储能企业在海外市场新获订单超过250个，总规模达188GWh，同比增长183%。其中，中东市场以38.75GWh订单领跑，澳大利亚（37.88GWh）、欧洲（32.49GWh）、印度（11.25GWh）和智利（10.8GWh）紧随其后。2024年之前，中国储能企业的海外订单几乎只来自美国和欧洲。

新兴市场成为需求的核心增长引擎，是2025年储能市场火热的另一重要原因。特别是中东和澳大利亚客户，单个项目规模大、技术水平高、交付周期短，创造了大量高质量新需求。

02 一芯难求，价格缘何稳中走低

快速增长的储能市场，使得核心部件储能电芯供不应求。

从2025年二季度开始，中国主要电池制造企业的储能电池产线产能利用率达到80%以上，部分头部企业储能产线满产满销，出现“订单等产能”的情况。宁德时代的储能产线已排产至2026年一季度，海辰储能2025年内满产。多家电池企业的工作人员表示，下游储能系统集成商现在采购电芯，首先关心的不是价格，而是交付周期。

实际上，电芯供应紧张的局面并没导致价格增长，直至2025年8月还在持续走低。以中国能建25GWh储能系统集采项目为例，4小时储能系统中标价报出了0.37元/Wh的行业新低，较2023年底降幅超过42%。海外市场的价格也在下探，中国出口欧洲和美国市场的2小时储能系统每KWh的单价在过去一年下降了10美元，电芯价格也从51美元/KWh降到46美元/KWh。

2025年9月之后，部分电芯厂家在供应紧张的趋势下，开始向中小客户提出涨价要求，但大客户的价格依然保持稳定。一边是“一芯难求”，一边是价格难涨，造成这一背离现象的主要原因有三：

第一，技术迭代带来的系统成本下降，对冲了部分电芯涨价压力。储能技术近几年最重要的发展趋势是电芯容量持续增大，市场主流产品已从280Ah切换至314Ah，2025年主要厂商在行业展会上推出的新产品已经普遍增至500Ah-700Ah，部分电芯容量已经突破1000Ah。比亚迪最新发布的“浩瀚”储能系统，单电芯容量更是高达2710Ah。

大容量电芯能够减少储能系统的电芯数量，简化电池管理系统（BMS）复杂度，进而降低储能系统的集成制造成本、安装成本和占地面积。因此，即使系统集成商采购大电芯的单价有所提高，但系统总成本因集成优化得到控制，使得最终交付价格保持稳定。

第二，市场增量集中在议价能力强的大客户上，大项目依然是“买方市场”。当前全球储能市场的增量主要来自独立储能电站、新能源配储、数据中心配储等大型项目。这些项目的采购方通常是大型电力公司、能源开发商和科技巨头，单次采购规模大。这些大客户议价能力强，供应商为获取订单、促成长期合作，电芯和系统厂商在报价上愿意做出让步，从而抑制了整体价格的上涨。

第三，小容量电芯产能并未出清，电池市场总量依然供过于求。虽然大电芯是大型储能项目的主流，但280Ah及以下的小容量电芯在户用储能、工商业储能、离网项目以及部分对成本敏感的新兴市场（如非洲、巴西、印度）仍有应用场景。这为生产小电芯的二三线电池企业提供了市场空间，其产能短期内不会出清。因此，从电池市场总量看，大电芯的短缺与小电芯的过剩并存，行业总体依然供大于求，这是抑制价格上涨的根本原因。

值得注意的是，本轮储能市场爆发，最大的助推者和受益者无疑是中国企业，原本已处于主导地位的中国厂商的市场份额进一步扩大，但这也导致全球储能市场的竞争已逐步演变为中国企业的“内战”。

回看2023年全球储能电池的出货量榜单，前十名尚有两家韩国企业，即三星SDI和LG新能源，到2024年仅剩三星SDI一家。而截至2025年上半年，前十名已全部为中国公司，合计市场占有率高达91.2%。

在此格局下，中国企业为争夺份额，普遍采取激进的价格竞争策略。当主要的竞争对手都是价格战的老手时，产品涨价几乎成为不可能的选择。

03 高增速还能持续多久

当前储能行业的热度并非单一因素所致，关键在于厘清不同增长动力在短、中长期的影响与持续性。

短期动能主要来自政策节点效应的集中释放——政策新旧交替、关税和补贴变动、增量刺激措施等叠加作用，推动了中国和美国市场的“抢装潮”；而支撑更长期增长的力量，则来自产业政策、创新市场机制、应用场景扩展和技术迭代加速。

政策因素扮演着双重角色——既提供长期稳定的预期，也催生了短期的“抢装”。

构筑长期确定性的产业政策，构成了储能行业发展的基石。发展储能项目，已被全球主要经济体提升至保障能源安全、促进能源转型和稳定电网运行的战略高度。

中国国家能源局2024年4月印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，2025年9月国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设行动方案（2025年—2027年）》，两份政策文件从拓展应用场景、提升利用水平、引领创新融合、完善市场机制方面为新型储能的发展扫清障碍，目标从2025年到2027年的三年内全国新增新型储能装机1亿千瓦（100GW），全国累计装机达到1.8亿千瓦（180GW）。

美国2025年7月通过的“大而美法案”，在大幅降低甚至取消新能源车、风能、光伏等新能源相关补贴的同时，却保留了独立储能项目的投资税收抵免（ITC）直至2033年，明确的政策周期和可观的补贴力度，为市场参与者提供了长期投资确定性，激励了资本进入。

欧盟的“REPowerEU”能源计划将新型储能视为摆脱化石燃料依赖、保障能源独立的核心技术。欧盟委员会通过简化储能项目的许可和审批流程、推动成员国出台配套激励措施等方式，为储能发展创造了有利的宏观环境。

其次，是催生了“抢装潮”的短期紧迫性政策。

中国国家发展改革委于2025年初发布《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（136号文件），取消了此前新能源发电项目的强制配储要求，对于存量项目，大部分省份都以2025年5月31日并网为区分标准，5月31日前并网执行现行补贴政策，6月1日之后并网则执行新政策。为了锁定旧有政策下相对确定的项目收益，大量项目开发商选择加速工程进度，最终2025年5月中国新增新型储能装机功率10.25GW，装机能量26.03GWh，均创下历史纪录，仅5月一个月的新增装机功率就占2025年上半年总量的44.51%，装机能量占比达46.38%。

美国市场的情况更为复杂，多项关键政策的最后期限在2025年叠加。包括进口储能设备关税上调的预期、针对特定国家零部件的外国实体（FEOC）限制条款的“安全港”期限，以及税收抵免政策中关于开工建设的时间要求。这些因素促使开发商加快进度，将原计划在未来几个季度开工的储能项目提前至2025年内启动。

市场驱动力方面，新型储能正在经历从依赖直接补贴，到依靠其内在价值获得市场化回报的根本性转变。其中，容量电价机制是关键的催化剂。

传统电力市场主要以发出的电量（KWh）计价，而容量市场则以保障电力系统可靠供应的能力（可用容量，KW）计价。随着风电、光伏等间歇性可再生能源在电网中的渗透率越来越高，电网对频率稳定、电压支撑等辅助服务的需求日益增长。

储能系统凭借其快速响应和灵活调节的能力，成为提供这些辅助服务的理想资源。容量计价机制通过长期合同的形式，量化了储能的“可靠性”价值并将其商业化，为项目提供稳定、可预测的现金流。由此降低了项目的投资风险，提升了项目的可融资性。这既降低了融资难度，也激励了更长时长（如4小时及以上）储能项目的投资和开发，形成了市场需求与技术发展的良性互动。

技术进步对储能市场的影响集中在两个方面：一是降低度电成本；二是拓展应用场景。

电池、能量管理系统（EMS）和功率转换系统（PCS）等关键部件的技术迭代和规模化生产，持续推动储能系统度电成本的下降，提升了项目的经济性，也成为支持长时储能系统的重要基础。随着成本下降，现在中国、欧洲、美国的储能项目主流储能时间已经从2小时延长至4小时，甚至部分项目的需求已经增至8小时。

同时，技术创新还在不断拓展储能的应用场景，为其开辟新的市场空间。这其中最具代表性的是构网型逆变器技术。传统的储能逆变器只能被动跟随电网频率和电压，而构网型逆变器则可以主动建立电压和频率参考，像传统发电机组一样为电网提供转动惯量和短路电流支撑。

这种能力使储能系统从功能单一的“电能仓库”转变为能支撑和稳定电网的“主动型电源”，参与过去只有火电、气电等机组才能提供的黑启动、惯量支撑等高级辅助服务市场，从而创造价值更高的收入来源。

领先的储能厂商正通过强化软件能力建立新的竞争壁垒，其中最关键的是基于人工智能（AI）的运维系统。AI运维通过对海量运行数据的分析，实时优化充放电策略，使储能系统能够在能量套利、辅助服务、容量市场等多个收益渠道间实现收入最大化；同时能预测设备故障，从而提高系统的可用率和延长资产寿命，这对于确保项目的长期盈利能力和财务稳健性至关重要。相比之下，仅靠峰谷价差套利作为营收来源的储能项目，现金流波动显著，而通过智能平台同时参与多个市场套利的项目，则具备更平滑和可预测的回报，对投资者更具吸引力。

综合来看，2025年储能市场的强劲爆发，部分源于政策节点叠加带来的短期超预期，但更值得关注的是，支撑行业中长期增长的基础正在持续夯实。

全球主要经济体在战略层面明确了储能的长期定位，政策导向稳定；以容量电价机制为代表的市场化规则逐步完善，使储能项目获得更稳健的投资预期；同时，软硬件协同创新不断提升系统效率和盈利能力，为产业扩张注入新的技术动能。

可以判断，多重积极因素叠加之下，全球新型储能市场的高速增长具备可持续性，并有望在未来至少三到五年内继续保持强劲的扩张态势。

本文来自微信公众号“财经杂志”，作者：尹路，编辑：黄凯茜，36氪经授权发布。