“最近，储能电芯订单火爆，需求急升，排队也拿不到电芯。”在8月13日开幕的第四届EESA储能展上，多家储能企业工作人员告诉上海证券报记者。
近期，储能产业链相关上市公司相继披露2025年半年报及业绩预告。多家企业业绩呈现回暖态势，透露出储能项目落地加速、新兴市场需求向好等积极信号。
记者调研发现，在“强制配储”时代落幕后，多位专家仍看好新型储能装机规模增长态势的延续性，但要发挥新型储能的多重价值，仍需打通堵点。当前储能行业发展受到盈利模式、电价形成机制及电力调度等问题制约，需建立覆盖多重价值的收益机制，明确新型储能的市场地位，平等参与电力市场，以促其发展。
储能产业链公司业绩回暖
8月13日，第四届EESA储能展在国家会展中心（上海）开幕。储能行业头部企业瑞浦兰钧、欣旺达、天合储能等公司工作人员告诉记者，近期储能电池需求持续放量，订单排满，甚至出现“排队等电芯出货”的行业火爆景象。
根据宁德时代披露的2025年半年度报告，上半年，宁德时代营收1788.86亿元，同比增加7.27%；归母净利润为304.85亿元，同比增加33.33%。其中，储能电池系统上半年营收284亿元。宁德时代储能电池系统的毛利率为25.52%，超过动力电池系统毛利率。
除宁德时代外，不少行业龙头企业的储能电池出货量均呈现增长态势。亿纬锂能在接受媒体采访时表示，公司储能电池出货量排名全球第二，2024年储能电池出货量达50.45GWh，同比增幅91.90%。来自海辰储能的数据：截至2024年底，海辰储能累计电池出货量超过60GWh。2025年项目建设完成后，年产能预计将超过135GWh。
纵观整体储能产业链，大部分公司业绩呈现回暖态势。谈及业绩增长因素，企业普遍将其归结于储能项目落地加速、新兴市场储能需求释放、降本增效成果显著等。
“上半年，随着海外储能订单陆续交付，营业收入同比增长。”科陆电子在业绩预告中提到。该公司上半年预计实现归母净利润1.75亿元至2.25亿元，同比扭亏为盈。
远东股份同样实现扭亏为盈，预计上半年实现归母净利润1.2亿元到2亿元。业绩预告显示，受益于战略客户合作持续加强、产能利用率大幅提升、户储/工商储/源网侧等储能项目持续落地等原因，公司实现业绩提升。
储能装机规模增长态势或将延续
在全球清洁能源转型目标推动下，随着风电光伏装机比例提升、电力系统灵活性要求提高、数据中心需求驱动、储能技术进步及系统成本下降等，储能电池市场需求持续快速增长。
中国新型储能装机规模更呈现爆发式增长。国家能源局近期发布的《中国新型储能发展报告（2025）》显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。
今年上半年全球储能需求仍持续放量。根据中关村储能产业技术联盟统计，今年1月至6月，中国新型储能新增装机规模达42.6GWh，同比增长27.5%。上半年全球电池储能系统装机总量达86.7GWh，同比增长54%。
业内人士认为，多重因素带动储能装机规模的扩大。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心主任冯思遥对记者表示，预计未来1年至2年，新型储能装机规模仍将延续增长态势，主要推动因素包括地方新能源配套储能政策驱动、辅助服务市场逐步完善等。
“储能技术在现代能源系统中发挥着提升电力系统调节能力的作用。”中国电力发展促进会低碳用能与智能电力专委会会长应光伟告诉记者，2024年国内新能源装机首超火电，渗透率提升加剧系统调节压力。迎峰度夏期间，20个省级电网负荷创新高，储能发挥“超级充电宝”作用，独立/共享储能年均利用小时数已达995小时，较2023年提高315小时，储能的调峰、保供价值凸显。
“一方面，‘推进新型储能高质量发展’已被写入《中华人民共和国能源法》，政策延续性强；另一方面，市场机制逐渐完善，2024年电力现货市场扩容已有13个省份结算试运行，近20个省份明确市场的准入条件、交易模式和价格机制，容量补偿机制也开始在山东等地探索，新型储能的多重收益路径正在开辟。”应光伟说。
“下半年，储能电芯出货量预计将维持高位运行。”瑞浦兰钧相关负责人说。
多重价值发挥仍需打通堵点
业内人士认为，储能在新型电力系统中发挥调峰调频、电力保供、容量支撑等多种关键作用，相应价值需要从收益层面得到体现。
一位发电企业西南分公司负责人透露，2023年以前，新能源“强制配储”政策下，大量储能项目上马，部分储能电站存在“建而不用”或“连续亏损”的情况。目前，储能项目收益模式尚不清晰、部分地区电价机制滞后、电力调度机制不匹配等因素，仍然制约着装机规模的释放和储能多重价值的发挥。
“储能的盈利模式和成本疏导机制尚未完全成熟是堵点之一，独立/共享储能是否可在电能量、辅助服务市场中获得合理收益，以及获取合理的容量补偿，将显著影响储能企业收益水平，进而影响储能的建设投资。”应光伟说。
冯思遥说：“当前电力市场价格机制尚未完全覆盖储能的多重价值，建议为储能应用提供更好的市场环境。例如，市场端可尽快建立覆盖容量价值、灵活性价值的收益分项机制，并加强调峰、调频等价格市场化，提升储能项目盈利预期。”
应光伟认为，当前应尽快明确新型储能市场地位，将新型储能行业企业列为与发电企业、用户平等的市场参与主体，赋予其参与电力现货、中长期及辅助服务市场的准入资质，允许新型储能电站在单日内不同时段自主选择参与各类电力市场品种，并通过“现货+中长期”交易模式，推动储能参与电能量交易，最大化实现资产利用率。
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