储能电芯市场供应紧张现状 - 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 [3] - 市场在短期内从过剩状态到供应紧张，供需关系快速反转超出业内预期，企业从二季度开始就处于满产满销状态，产线满负荷运转 [4] - 行业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 [4] 供应紧张的核心驱动因素 - 供需紧张本质是供需两侧阶段性错配的结果，需求端呈现“主力引领、多点开花”态势，中、美、欧三大主力市场外，亚太、中东、非洲等新兴区域需求快速起量 [5] - 供给端面临代际切换，主流厂商将资源聚焦于500+Ah等下一代产品研发与产能建设，导致当前主流300+Ah电芯出现阶段性供应偏紧 [5] - 储能应用场景不断拓展，光储融合项目加速落地、算力中心对绿电比例要求提升、绿色矿山与油田能源改造需求释放，推动新型储能装机规模增长 [4] - 政策调整推动需求集中释放，国家发改委等部门规定存量项目在2025年6月1日前并网采用“差价结算机制”，导致大量项目抢装，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% [8] 对储能系统成本的影响 - 电芯成本约占储能系统成本的六成，电芯供应紧张已传导至价格端，锂、钴等核心原材料价格持续走高直接影响电池生产成本 [7] - 8月储能系统端中标均价环比回升，2h储能系统均价575.8元/千瓦时，环比上涨22.2%；4h储能系统均价462.4元/千瓦时，环比增长12% [7] 行业商业模式转变 - 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，储能电站可通过容量租赁、现货市场价差套利及提供辅助服务获得多重收益 [8] - 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”，峰谷价差、容量电价等模式推进形成“低波动、可预期”的收益特性，推动社会资本持续入场 [8] 企业应对措施与行业展望 - 企业采取多方面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，以降低外部风险影响 [10] - 行业持续扩大产能，例如国轩高科拟投资建设两个20吉瓦时项目，楚能新能源宜昌80吉瓦时项目开工，远景动力美国工厂投产且国内基地产能爬坡，预计明年交付量将实现翻倍增长 [10] - 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，预计到明年第一季度传统淡季时供需关系将再次调整 [10] - 行业需警惕非理性低价竞争的系统性风险，近期部分系统集采与地方项目已出现低至0.37元/瓦时的极端报价，可能威胁储能电站安全与效益 [11]