“现在市场有四五个吉瓦时的电池订单，我就眼瞅着，价格、付款条件、商务条件都很好，甚至有些客户是全款让我们承接，但我硬是接不进来。”
近期，国内一家储能电池头部企业的交付管理部负责人向界面新闻吐槽道。造成这一窘境的原因，是该公司当前订单爆满，产线已不足以支撑更多新订单。
这也是现下多家头部储能电池厂商的写照。
仅9月，包括亿纬锂能、欣旺达、赣锋锂业在内的多家上市公司在投资者互动平台表示，自家储能电池处于满产状态，订单需求较为饱和。
瑞浦兰钧此前接受界面新闻等媒体采访时曾透露，订单已排至年底，该公司当前已开始陆续承接明年一季度的订单；楚能新能源今年新增订单已超过80 GWh，总计110 GWh的有效产能已全部满产。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇向界面新闻指出，头部储能电池企业产线高位运行，宁德时代、亿纬锂能等龙头产能利用率接近90%，部分优质产线满负荷运转。为消化快速增长的订单，部分企业甚至不得不外协代工。
“受产能紧张影响，近期储能电芯价格已出现一定的上涨，涨价幅度0.01-0.03元/Wh。”鑫椤资讯高级分析师张金惠告诉界面新闻。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示，今年上半年全球储能电池出货246.4 GWh，同比增长115.2%。其中，中国储能电池出货达232.03 GWh，同比增长118.4%。
电芯产销两旺、产能狂奔的背后，是下游应用端需求的集中爆发。
“今年储能行业需求端表现超预期。全球呈现‘主力引领、多点开花’的态势。”远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军向界面新闻表示。
据其介绍，远景的储能电芯产能也全线满负荷运转。今年上半年，远景已累计交付超50 GWh储能电芯产品，出口比例超50%。
据高工储能统计，今年前8个月，中国储能企业新获海外储能订单超250个，总规模达188 GWh，同比增长183%。
其中，中东市场的订单规模达38.75 GWh，领跑海外市场；澳大利亚紧随其后，达37.88 GWh；欧洲市场则贡献了32.49 GWh。
眼下，亚太、中东、非洲等地区正成为全球储能市场的增长黑马。这些地区或依赖政府扶持大力推动储能项目，或因电力基础设施薄弱，储能刚需爆发。
作为传统的海外储能主力市场，欧、美、澳当前的储能需求量也在增长。
当前欧洲市场电价依然高企，且波动剧烈，新能源发电占比显著提升，进一步促进了储能需求。同时，各国推出的专项资金支持，以及德国等地推行的动态电价机制，显著提升了工商业与户用储能的投资回报率。
在美国市场，一方面，中美贸易关系的不确定性促使部分储能需求前置，集中爆发；另一方面，受数据中心发展以及制造业回流影响，用电负荷持续增长，却又面临电网老化，不得不依赖储能保障供电安全。
澳大利亚方面，频发的极端天气对电网稳定性造成了挑战。与此同时，全国性电池储能补贴计划对户用储能市场产生了刺激作用。
国内方面，今年2月9日，国家发改委与能源局联合印发的136号文，在国家层面首次明确，5月31日之后不得强制配储。
在该文件影响下，国内一度出现储能抢装潮，大量项目在今年上半年集中推进，储能电池需求在短期内迅速提升。
根据CNESA DataLink全球储能数据库统计，在“531”节点的刺激下，今年5月，国内新增投运新型储能项目装机规模共计15.85 GWh，同比增长228%。次月，国内新增投运新型储能项目装机规模便跌至5.63 GWh，同比下滑66%，环比下滑72%。
不过，中信建投研报指出，尽管新增装机有所下滑，但6月招标较4-5月重新起势，推断主因是地方型企业在资源获取方面更有优势，以及地方城投、交投等投资主体资金成本更低，对储能这种收益稳定的资产更加青睐所致。
“原本公司担心，‘531’节点后市场会进入疲软期，但这一情况并未发生。”
瑞浦兰钧一销售代表向界面新闻表示，“储能电站市场化后，其收益模型比原来更好，购买方在增加。”其认为，储能市场有望逐渐趋于理性化，或以“技术内卷”取代单纯的“价格内卷”，部分只依靠“卷价格”活下来的企业将被摒弃。
除136号文外，9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》的通知(下称《行动方案》)明确提出，2025-2027年全国储能新增装机容量超过1亿千瓦；到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。
这意味着今年下半年以及明后两年，全国新型储能最少还要新增装机8509万千瓦。
高工产业研究院(GGII)指出，《行动方案》直接针对136号文取消强制配储以后，短期储能经济性不高的问题，从规划装机、商业模式和调度等方面提高储能经济性及需求规模，在“十四五”收官、“十五五”政策尚未出台，国内储能未来形式尚不明朗之际，为未来储能发展注入一剂强心针。
“当前需求确实较为旺盛，但可持续性仍需打个问号。”
面对当前储能盛况，真锂研究创始人墨柯给出了不一样的观点，“是不是真的短缺，还是未知数。”
他向界面新闻指出，根据国家能源局数据，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。
就此计算，按照《行动方案》，2025-2027年期间，国内储能新增装机容量为1.06亿千瓦，平均每年约3533万千瓦，低于2024年4237万千瓦的装机。
“如果储能市场真的很火热，能源局不会在这个时候发出这样一份文件，告诉大家，我允许今年比去年还差(新增新型储能装机量更少)。”墨柯说。
他认为，《行动方案》提出的储能年新增装机目标减少，主要是基于年初发布的136号文，储能产业从“计划”模式全面转向“市场”模式。
他指出，在此政策转向下，储能市场的发展逻辑已彻底改变。过去可归因于政策支持下的增长路径已被打破，如今完全转向市场化竞争，“这种发展模式的切换必然伴随阵痛，市场难以实现无缝衔接地切换。”
在墨柯看来，储能电池企业产线火热，主要由于当前市场需求正处314 Ah及以上大容量电芯替代传统280 Ah储能电芯之际，原本被较多生产的280 Ah储能电芯逐步退出市场，需求转向314 Ah储能电芯。行业新产能的大规模释放仍需一段时间，导致储能电芯供应紧张。
此外，头部电池厂商正处从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，进一步加剧了当前以314 Ah电芯为代表的主流产品的供应偏紧。
墨柯同时指出，在技术迭代的行业背景下，部分技术能力落后，无法生产314 Ah储能电芯的电池厂可能被淘汰，剩余企业将瓜分到更多的订单。
刘勇提供的一组数据也在一定程度上佐证墨柯的观点。该数据显示，二、三线储能电池企业当前冷热不均，整体产能利用率维持在30%-60%之间，个别企业因技术与订单不足而跌破30%。
海辰储能指出，头部厂商的在质量、研发、技术、成本上，特别是规模化生产商更具优势，腰部和尾部企业缺乏连续的订单和较多的出货履历，因此难以获得市场信任。
瑞浦兰钧也表示，客户在选择电芯时，往往会综合考虑，优先选择品牌、质量都有保障的头部企业。
这就导致了当前“旱的旱死、涝的涝死”的行业现象，即有的企业订单排满、产能紧缺，有的企业没有订单、开不了工。
也有头部储能公司业务负责人向界面新闻表示，储能市场为周期性市场，当前集中释放的需求得到满足后，自然会出现下滑，公司在产能投入时始终保持谨慎的态度。
“大家不应该过度兴奋，要冷静下来。”墨柯说。
楚能新能源董事长代德明则认为，任何行业的发展过程都呈波段性前进，更需要关注行业大方向。
他对界面新闻称，当前锂电池产业处于健康发展过程中，“不是过剩，也不是供不应求，而是需要优质产能。产品、产线、研发能力能不能跟上，决定了企业未来的发展。”
在代德明看来，锂电池行业的发展才刚刚开始。据他预测，2025年全球储能/动力电池产量有望突破2000 GWh，到2030年，这个数字还有望再翻一番。
海辰储能表示，长期电力市场化下，国内储能的盈利模式有望更加清晰，国内大储需求将持续增长。对于海外市场，该公司也保持乐观态度，尤其是非美国的电力紧缺地区和新兴市场。
面对行业的波动与潜力，田庆军对储能行业的未来发展提出了三点建议：
首先，坚持质量底线，构建良性生态。他提出，在市场爆发期，更应把产品安全与可靠性放在首位，建立全生命周期质量管理体系，坚决抵制以牺牲质量为代价的低价竞争；
其次，加快技术迭代，推动降本增效，尤其是在当前行业从300+Ah向500+Ah及更大容量电芯跃迁的过程中，新一代电芯有望降低系统成本约40%，规模化应用大容量电芯是推动储能平价的关键路径；
最后，完善产业机制，引导有序发展，包括建立产能预警体系防范无序扩张，以及加快完善电力市场规则，通过现货交易、辅助服务等多元化收益渠道，构建“优质优价”的市场环境。
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