储能市场狂飙：一芯难求，价格却稳中走低

自2025年9月起，储能系统的核心部件——大容量电芯遭遇了供应紧张的局面。众多储能电芯制造商反映，当前，他们面临的主要问题已不再是价格，而是交付周期的长短。

“一芯难求”已成为行业内的普遍现象。领先的电芯厂商生产线持续满载，而第二梯队厂商的产能利用率自2025年二季度起普遍超过80%，部分订单的交付期甚至已排至2026年。

电芯生产线正加班加点，以期跟上全球储能市场快速增长的步伐。

据新能源行业资讯机构InfoLink的统计数据显示，2025年上半年，全球储能电芯出货量达到240.2GWh，同比增长106.1%。中关村储能产业技术联盟（CNESA）的数据进一步显示，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。

尽管数据证实了储能市场的高度活跃，但价格走势却并未与之同步。即便面临“一芯难求”的困境，储能系统的价格并未显著上涨，新的中标价格甚至创下新低，似乎与市场规律相悖。市场的关注点在于，本轮以政策变化为主要驱动力的储能“抢装潮”之后，如此高的增速能否持续？

01 全球储能市场同步扩张

在过去的四年中，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，增长至今年上半年已超过240GWh。InfoLink预计全年出货量可达460GWh，年化增速超过70%。在中国市场，新型储能累计装机功率从2021年的个位数增长超过100GW，装机能量从12GWh增长至240GWh。

从数据上看，尽管2025年上半年的储能市场仍维持在前几年较高的增速区间，但市场体感到的增长更为显著。造成数据与体感差异的原因主要有两方面：

一方面，是超预期的增长。

在2025年初时，受前一年高基数、全球主流市场的政策不确定性和贸易摩擦风险的影响，市场普遍预计储能市场增速会放缓。然而，实际情况是，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；欧盟在长时储能、容量电价等方面进一步完善鼓励政策。

年初的悲观预期并未兑现，反而放大了市场参与者对行业热度的主观感受。

另一方面，是增长区域更为多元。

根据高工产研的数据，截至2025年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订单领先，澳大利亚（37.88GWh）、欧洲（32.49GWh）、印度（11.25GWh）和智利（10.8GWh）紧随其后。而在此之前，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。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，创造了大量高质量的新需求。

02 一芯难求，价格缘何稳中走低

快速增长的储能市场导致核心部件——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，海辰储能则于年内满产。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时，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未导致价格上涨。以中国能建为例，其发布的某次招标中，4小时储能系统中标价报出了每瓦时（Wh）仅相当于人民币（CNY） 3.7分的新低。这个价格比去年同期还低了超过42%。海外市场的价格也在下降。中国出口欧洲和美国市场的每小时单价在过去一年内下降了约十美元（USD），电芯价格也从每千瓦时（KWh） 51美元降至46美元。

尽管在供应紧张的趋势下部分电芯厂家开始对小客户提出涨价要求，但大客户的价格依然保持稳定。这背后的原因有三：

第一，技术迭代带来的系统成本下降。

近几年内，储能技术最重要的发展趋势是电芯容量持续增大。目前市场上主流产品已从原来的每单元（Ah） 280Ah升级至314Ah。而到了 2025年，主要厂商推出的新产品已普遍增至每单元（Ah） 500至700Ah。部分产品甚至突破每单元（Ah） 1, 0 0 0Ah的容量界限。比亚迪最新发布的“浩瀚”系列存储系统单电芯容量更是高达每单元（Ah） 2, 7 1 0Ah。

大容量电芯能减少储能系统的电芯数量并简化电池管理系统（BMS）的复杂度从而降低系统的集成制造成本、安装成本和占地面积。因此即便系统集成商采购大电芯的单价提高但由于系统总成本因集成优化得到控制最终交付价格仍然保持稳定。

第二市场增量集中在议价能力强的大客户上。

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庞大因此议价能力强。供应商为获取订单并促成长期合作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。

虽然大电芯是大型储能项目的主流但每单元（Ah） 28 0及以下的小容量电芯在户用存储、工商业存储、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仍然供大于求这是抑制价格上涨的根本原因。

未来展望：高增速能否持续

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。