“不久前， 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 企业职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。多家企业业绩显现回暖态势，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 装机规模增长势头的延续性，但要施展新型 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诸多问题制约，需建立覆盖多重价值的 利润机制，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 等公司职员对记者说，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 营业收入1788.86亿元人民币，同比增加7.27%；归母净收入为304.85亿元人民币，同比增加33.33%。其中， 储能 电池系统上半年营业收入284亿元人民币。 宁德时代 储能 电池全面的毛利率为25.52%，超过动力电池系统毛利率。
除 宁德时代 外，很多行业龙头企业的 储能 电池出货量均显现增长势头。 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贰，2024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。
纵览整体 储能 产业链，大部分公司业绩显现回暖态势。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、降本增效成果明显等。
“上半年，随着海外 储能 订单逐渐交付，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收入1.75亿元至2.25亿元人民币，同比结束亏损实现盈利。
远东股份 同样实现结束亏损实现盈利，预计上半年实现归母净收入1.2亿元到2亿元人民币。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 装机规模增长势头或将延续
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 装机规模更显现爆发式增长。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势头，主要推动因素包含地方 新能源 配套 储能 政策驱动、辅助服务市场逐渐完善等。
“ 储能 技术在现代能源系统中施展着提升电力系统调理能力的作用。”中国电力发展增进会低碳用能与智能电力专委会会长应光伟对记者说，2024年国内 新能源 装机首超火电，渗透率提升加剧系统调理压力。迎峰度夏期间，20个省级电网负荷创新高， 储能 施展“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’已经被写入《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经有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。”瑞浦兰钧相关责任人说。
多重价值施展仍需打通堵点
业内人士认为， 储能 在新型电力系统中施展调峰调频、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责任人透露，2023年之前， 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”的情景。目前， 储能 项目收益模式尚不清晰、部分地区电价机制滞后、电力调度机制不相配等原因，仍然制约着装机规模的释放和 储能 多重价值的施展。
“ 储能 的收益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，和获取正确的容量补偿，将明显影响 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 利润分项机制，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。