近期，储能电芯市场出现“一芯难求”的供应紧张局面，头部电池企业工厂基本处于满产状态，部分企业订单已排到明年年初。这一现象引起了行业和资本市场的广泛关注。

对比“5·31”抢装潮和当前的供应紧张，行业环境发生哪些变化？电芯供应紧张对储能系统整体成本是否会造成影响？企业又将采取哪些措施来保障供应链稳定？

300+Ah电芯出现阶段性供应偏紧

“我们从二季度开始就处于一个满产满销的状态，产线满负荷运转，订单已排到明年。”某储能企业人士指出，市场在短期内从过剩状态到供应紧张，供需关系的快速反转超出业内预期。

回顾2024年全球储能电池及系统集成产能过剩问题突出，部分企业产能利用率不足50%，而国内头部企业的储能电芯产能利用率也未达到预期水平。而今年产能利用率直线上升，上半年宁德时代储能电池系统产能利用率为89.86%，较上年提升13.53%；瑞浦兰钧第二季度以来，储能电池产能利用率保持在90%以上。

“这是多重利好叠加的结果。”海博思创董事长张剑辉指出，储能应用场景正不断拓展，光储融合项目加速落地、算力中心对绿电比例要求提升、绿色矿山与油田的能源改造需求释放，这些新兴场景成为推动新型储能装机规模增长的重要力量。

在远景储能总裁田庆军看来，储能“一芯难求”，本质是供需两侧阶段性错配的结果。今年以来，全球呈现“主力引领、多点开花”的态势。中、美、欧作为三大主力市场，伴随新能源渗透率提升与电力市场开放，仍将占据电芯出货的主要份额。同时，亚太、中东、非洲等新兴区域需求快速起量，成为重要增长极。而供给端面临代际切换，电芯正处于从300+Ah向500+Ah及更大容量电芯升级的关键窗口期，主流多数厂商将资源聚焦于下一代产品研发与产能建设，导致当前主流产品300+Ah电芯出现阶段性供应偏紧。

逐步迎来商业化拐点

作为储能系统的核心组件，电芯成本约占系统成本的六成。中国化学与物理电源行业协会副秘书长冯思遥向《中国能源报》记者指出，电芯供应紧张已经传导至价格端，尤其是锂、钴等核心原材料价格持续走高，直接影响了电池生产成本，系统集成商同样持续承压。

数据显示，8月储能系统端中标均价环比有所回升。其中，2h储能系统均价575.8元/千瓦时，环比上涨22.2%，价格区间为460—814.5元/千瓦时；4h储能系统均价462.4元/千瓦时，环比增长12%，价格区间为389.1—660元/千瓦时。

价格回升是当前供需和产业环境变化的综合结果。不同于上一轮电芯供应紧张，主要由国内政策要求触发，今年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，规定存量项目（2025年6月1日前并网）采用“差价结算机制”。这一调整让大量项目集中在6月1日前抢装，直接导致储能需求出现第一波紧张潮。上半年国内新型储能新增装机容量55.2吉瓦时，同比增长76.6%。

而此轮供应紧张的核心驱动力，是政策叫停新能源强制配储后，各地逐步打开市场化盈利渠道，储能电站可以通过容量租赁、现货市场价差套利，以及提供调频、备用等辅助服务获得多重收益。这使得储能项目从单纯的“成本中心”，升级为具有清晰商业模式的“利润中心”。

张剑辉分析，随着新能源需求的增长，峰谷价差、容量电价等模式的推进，这种“低波动、可预期”的收益特性，相对契合长期资本对风险可控、回报稳定的需求，推动社会资本持续入场。

短期供需紧张不必担忧

高预期前景下，储能电池领域持续扩大产能。近期，国轩高科披露，公司拟投资建设芜湖国轩20吉瓦时新能源电池基地项目、江苏国轩新型锂离子电池20吉瓦时智造基地项目，项目投资总额分别不超过40亿元；楚能新能源宜昌80吉瓦时全新一代锂电池项目正式开工；远景储能在美国田纳西的工厂已正式投产，成为北美首条本土建设的磷酸铁锂储能电芯产线，目前正加速爬产。配合国内沧州基地大电芯的产能爬坡，预计明年交付量将实现翻倍增长。

“企业要采取多方面的措施确保供应链稳定，包括供应商多元化、库存管理和生产效率优化等方面，尽可能降低外部风险的影响。”冯思遥提醒，行业扩产同时要密切关注原材料价格波动、产能过度集中、技术替代等潜在风险，并为可能的政策变化和供应链中断做好应急预案，以应对未来可能出现的挑战。

“储能电芯价格出现0.01—0.02元/瓦时的小幅回调，属于短期供需关系变化与季节性需求波动，无须过度担忧。从周期来看，预计到明年第一季度，随着行业进入传统淡季，供需关系将再次调整。”上述企业人士称。

与“均价回升”的信号相比，近期市场中“非理性低价”的频繁出现更值得高度警惕。在近期部分巨头的系统集采与地方项目中，已出现低至0.37元/瓦时的极端报价。田庆军提醒，行业仍需警惕非理性低价竞争带来的系统性风险，这种恶性价格竞争不仅严重威胁储能电站的安全与效益，更可能削弱中国企业在全球储能市场的领先地位。