近期，儲能電芯市場出現“一芯難求”的供應緊張局面，頭部電池企業工廠基本處于滿產狀態，部分企業訂單已排到明年年初。這一現象引起了行業和資本市場的廣泛關注。

對比“5·31”搶裝潮和當前的供應緊張，行業環境發生哪些變化？電芯供應緊張對儲能系統整體成本是否會造成影響？企業又將采取哪些措施來保障供應鏈穩定？

300+Ah電芯出現階段性供應偏緊

“我們從二季度開始就處于一個滿產滿銷的狀態，產線滿負荷運轉，訂單已排到明年?！蹦硟δ芷髽I人士指出，市場在短期內從過剩狀態到供應緊張，供需關系的快速反轉超出業內預期。

回顧2024年全球儲能電池及系統集成產能過剩問題突出，部分企業產能利用率不足50%，而國內頭部企業的儲能電芯產能利用率也未達到預期水平。而今年產能利用率直線上升，上半年寧德時代儲能電池系統產能利用率為89.86%，較上年提升13.53%；瑞浦蘭鈞第二季度以來，儲能電池產能利用率保持在90%以上。

“這是多重利好疊加的結果。”海博思創董事長張劍輝指出，儲能應用場景正不斷拓展，光儲融合項目加速落地、算力中心對綠電比例要求提升、綠色礦山與油田的能源改造需求釋放，這些新興場景成為推動新型儲能裝機規模增長的重要力量。

在遠景儲能總裁田慶軍看來，儲能“一芯難求”，本質是供需兩側階段性錯配的結果。今年以來，全球呈現“主力引領、多點開花”的態勢。中、美、歐作為三大主力市場，伴隨新能源滲透率提升與電力市場開放，仍將占據電芯出貨的主要份額。同時，亞太、中東、非洲等新興區域需求快速起量，成為重要增長極。而供給端面臨代際切換，電芯正處于從300+Ah向500+Ah及更大容量電芯升級的關鍵窗口期，主流多數廠商將資源聚焦于下一代產品研發與產能建設，導致當前主流產品300+Ah電芯出現階段性供應偏緊。

逐步迎來商業化拐點

作為儲能系統的核心組件，電芯成本約占系統成本的六成。中國化學與物理電源行業協會副秘書長馮思遙向《中國能源報》記者指出，電芯供應緊張已經傳導至價格端，尤其是鋰、鈷等核心原材料價格持續走高，直接影響了電池生產成本，系統集成商同樣持續承壓。

數據顯示，8月儲能系統端中標均價環比有所回升。其中，2h儲能系統均價575.8元/千瓦時，環比上漲22.2%，價格區間為460—814.5元/千瓦時；4h儲能系統均價462.4元/千瓦時，環比增長12%，價格區間為389.1—660元/千瓦時。

價格回升是當前供需和產業環境變化的綜合結果。不同于上一輪電芯供應緊張，主要由國內政策要求觸發，今年2月，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》，規定存量項目（2025年6月1日前并網）采用“差價結算機制”。這一調整讓大量項目集中在6月1日前搶裝，直接導致儲能需求出現第一波緊張潮。上半年國內新型儲能新增裝機容量55.2吉瓦時，同比增長76.6%。

而此輪供應緊張的核心驅動力，是政策叫停新能源強制配儲后，各地逐步打開市場化盈利渠道，儲能電站可以通過容量租賃、現貨市場價差套利，以及提供調頻、備用等輔助服務獲得多重收益。這使得儲能項目從單純的“成本中心”，升級為具有清晰商業模式的“利潤中心”。

張劍輝分析，隨著新能源需求的增長，峰谷價差、容量電價等模式的推進，這種“低波動、可預期”的收益特性，相對契合長期資本對風險可控、回報穩定的需求，推動社會資本持續入場。

短期供需緊張不必擔憂

高預期前景下，儲能電池領域持續擴大產能。近期，國軒高科披露，公司擬投資建設蕪湖國軒20吉瓦時新能源電池基地項目、江蘇國軒新型鋰離子電池20吉瓦時智造基地項目，項目投資總額分別不超過40億元；楚能新能源宜昌80吉瓦時全新一代鋰電池項目正式開工；遠景儲能在美國田納西的工廠已正式投產，成為北美首條本土建設的磷酸鐵鋰儲能電芯產線，目前正加速爬產。配合國內滄州基地大電芯的產能爬坡，預計明年交付量將實現翻倍增長。

“企業要采取多方面的措施確保供應鏈穩定，包括供應商多元化、庫存管理和生產效率優化等方面，盡可能降低外部風險的影響。”馮思遙提醒，行業擴產同時要密切關注原材料價格波動、產能過度集中、技術替代等潛在風險，并為可能的政策變化和供應鏈中斷做好應急預案，以應對未來可能出現的挑戰。

“儲能電芯價格出現0.01—0.02元/瓦時的小幅回調，屬于短期供需關系變化與季節性需求波動，無須過度擔憂。從周期來看，預計到明年第一季度，隨著行業進入傳統淡季，供需關系將再次調整。”上述企業人士稱。

與“均價回升”的信號相比，近期市場中“非理性低價”的頻繁出現更值得高度警惕。在近期部分巨頭的系統集采與地方項目中，已出現低至0.37元/瓦時的極端報價。田慶軍提醒，行業仍需警惕非理性低價競爭帶來的系統性風險，這種惡性價格競爭不僅嚴重威脅儲能電站的安全與效益，更可能削弱中國企業在全球儲能市場的領先地位。