2025年至今储能核心政策文件清单
结合最新政策动态(截至 2026 年 2 月),2025 年至今国家层面与储能直接相关的核心文件共12 个,其中2025年储能专项文件 2 个、电力市场规则 4 个、新能源改革 2 个、虚拟电厂 1 个,覆盖储能定位、市场机制、应用场景、价格政策等关键维度,推动储能从 “强制配储” 向 “价值驱动” 转型。新增 2026 年容量电价新政、2025 年安全管理专项文件,并补充制造业行动方案细节。
文件名称 | 文号 | 发布单位 | 发布时间 | 核心内容 |
《关于完善发电侧容量电价机制的通知》 |
| 国家发改委、国家能源局 | 2026.01.30 | ・建立电网侧独立新型储能容量电价机制 ・容量电价 = 当地煤电容量电价 ×(储能满功率放电时长 / 全年最长净负荷高峰时长),最高不超过 100% |
《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027 年)》 | 发改能源〔2025〕1144 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.09.12 | ・推动完善新型储能等调节资源容量电价机制,有序建立可靠容量补偿机制,对电力系统可靠容量给予合理补偿 三年新增装机超 1 亿千瓦目标明确储能独立市场主体地位,构建 “电能量 + 辅助服务 + 容量” 三层次收益体系 拓展电源 / 电网 / 用户侧三大场景,推动构网型储能应用 |
《新型储能制造业高质量发展行动方案》 | - | 工信部等八部门 | 2025.02.10 | ・到 2027 年培育 3-5 家生态主导型企业,产业集中度显著提升 ・六大专项行动:技术创新(攻关长时储能、全生命周期安全技术)、产业协同、转型升级、场景拓展、生态完善、国际合作 ・建立储能电池安全推荐目录,防止低水平重复建设 |
文件名称 | 文号 | 发布单位 | 发布时间 | 核心要求 |
《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》 | 国能综通安全〔2025〕65 号 | 国家能源局、工信部、应急管理部等五部门 | 2025.04.11 | ・提升电池本体安全水平,规范设计、生产、销售全链条・项目需开展安全条件论证、竣工安全检查、投运后评价 ・加快制修订电站设计、施工、并网、消防等标准规范 ・落实 “三管三必须”,建立多部门联动监管与信息共享机制 |
文件名称 | 文号 | 发布单位 | 发布时间 | 储能核心条款 |
《电力中长期市场基本规则》 | 发改能源规〔2025〕1656 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.12.17 | 一是取消了过去由政府统一设定的用电高峰、低谷固定时段和固定价差,不再实行“政府划定时段、设定价差”的管理模式; 储能作为独立主体参与中长期交易,支持与新能源捆绑交易 |
《电力辅助服务市场基本规则》 | 发改能源规〔2025〕411 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.04.17 | 储能纳入调频 / 调峰 / 备用服务主体,明确补偿标准与分摊机制 |
《电力市场计量结算基本规则》 | 发改能源规〔2025〕976 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.07.31 | 储能充放电统一计量结算,支持多市场收益叠加 |
《电力现货连续运行市场建设指引》 | 发改能源〔2025〕1171 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.09.12 | 设计储能充放电套利机制,支持参与现货价格响应 |
文件名称 | 文号 | 发布单位 | 发布时间 | 储能核心影响 |
《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》 | 发改价格〔2025〕136 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.01.27 | 取消新能源强制配储,推动储能通过市场获取收益 |
《有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 | 发改能源〔2025〕650 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.05.30 | 鼓励绿电项目配套储能,支持联合报价与溯源认证 |
文件名称 | 文号 | 发布单位 | 发布时间 | 储能核心定位 |
《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》 | 发改能源〔2025〕357 号 | 国家发改委、国家能源局 | 2025.04.11 | 储能为虚拟电厂核心资源,支持聚合参与辅助服务 |
1.收益机制落地:2026 年 114 号文将 1144 号文 “容量电价” 框架细化为可操作规则,独立储能从 “政策引导” 进入 “收益明确” 阶段,预计拉动 2026 年独立储能装机增长;
2.产业生态完善:制造业行动方案聚焦 “高端化、智能化、绿色化”,推动核心部件国产化(如 PCS、BMS)与长时储能技术突破,破解 “低端过剩、高端短缺” 问题;
3.地方协同推进:截至 2026 年 2 月,陕西、安徽、东北三省等 12 省已落地容量电价实施细则,内蒙古等省份正在调整原有补贴政策,形成 “国家框架 + 地方细化” 的政策落地体系。
储能专家访谈纪要
完善发电侧容量电价机制政策解读
摘要
1. 政策核心背景
发改委、能源局当日发布114号文,核心内容是完善现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制,同时首次在国家层面明确建立电网侧独立储能容量电价机制。该文件是继11月10日发改委、能源局《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》后,新型储能容量电价领域的又一标志性文件,标志着此前湖北、甘肃、宁夏、广东、河北等省份试点的容量电价政策,正式向全国范围推广。
2. 政策核心原则
核心为“煤储同补”,即新型储能容量电价的制定需参照煤电标准执行。其中,煤电的电价明确为330元/千瓦,是每年的固定成本,50%(即165元/千瓦)需通过容量电价予以体现;各地制定新型储能具体定价标准时,主要参考甘肃省已出台的相关政策文件
3. 关键机制与管理要求:
(1) 容量电价机制:一是建立常规容量电价机制,覆盖煤电、气电、抽水蓄能及电网侧独立储能;二是新能源占比较高的省份,有序建立发电侧可靠容量补偿机制,目前甘肃省是国内唯一在政策文件中明确建立该机制的省份。
(2) 清单制管理:山西是清单制管理的标杆省份,明确要求入清单项目需在6个月内实质性开工(需落实土地招拍挂、开展三通一平等工程),12个月内建成并网;其他省份多参考此标准,部分省份将并网期限放宽至18个月。各省将对已备案项目进行梳理,清退“僵尸项目”(备而不建),择优纳入清单,实行动态调整。
4. 项目规模与省份差异:
(1) 项目规模:2025年国内已备案独立储能项目规模超1600GWh,但存在大量重复备案、备而不建的“僵尸项目”;目前纳入省级清单管理的项目规模约250-300GWh,其中河北(超60GWh)、山西(接近25GWh)、山东(接近40GWh)体量最大,江西、陕西等省份清单项目体量不足10GWh。
(2) 省份差异:一是政策落地速度,除京津塘(北京、天津、冀北电网)、西藏(电力市场化改革较慢)外,其余省份预计于今年上半年出台地方细则;二是建设节奏,新疆、山西将成为储能建设热潮省份,其中新疆原有容量补偿政策已停止,国家政策出台后将快速核定地方标准,山西则凭借良好现货价差及充足入库项目,加速推进建设。
5. 成本与收益测算:
(1) 储能收益:100MW/400MWh储能电站,全国层面年容量电价收入预计1500万元以上;甘肃4小时储能电站(100MW/400MWh)年补偿接近2000万元(参考煤电标准,结合时长系数、可靠容量系数测算)。
(2) 煤电标准:煤电容量电价最低标准为165元/千瓦·年(330元/千瓦·年固定成本的50%),全国均值约180-190元/千瓦·年,四川、重庆、云南等煤电利用小时数较低的省份,定价标准将高于均值。
6. 行业影响
政策出台有助于锂电储能设备上涨成本向用户侧合理传导,缓解碳酸锂涨价导致的项目延期、观望问题;清单制管理将加速优质项目落地,五大六小等央企、国企加大独立储能布局,项目价值持续提升;预计今年国内锂电大储市场装机量约250GWh,较此前预测有所上调。
正文
Q&A
Q:100MW/400MWh储能电站,年容量电价收入1500万元,该金额是每年的收入吗?容量电价的测算公式及核心参数(如时长系数、功率系数)如何理解?
A:是的,1500万元为该规格电站每年的容量电价收入。测算遵循“煤储同补”原则,核心参数:调整系数按6小时(全年净负荷高峰持续时长上限),时长系数=储能放电额定小时数÷6;叠加约90%的可靠容量系数(考虑检修),部分省份额外加小幅系数(如甘肃98%),结合330元/千瓦·年的煤电标准测算,例如甘肃4小时电站年补偿近2000万元。
Q:清单制管理的具体操作要求是什么?对项目的时间要求有明确规定吗?已备案的1600GWh项目,是否都会纳入清单并按期建设?
A:清单制核心是动态筛选,参考山西标准:入清单项目6个月内实质性开工、12个月内并网,部分省份并网期限放宽至18个月。已备案的1600GWh不会全部纳入,其中含大量“僵尸项目”,各省将梳理清退,择优纳入,目前清单项目约250-300GWh,将分批次推进建设。
Q:山东目前储能政策被认为不够友好,但仍有较多项目入库,如何理解这种情况?国家政策出台后,山东的容量电价会有什么变化?
A:山东项目持续推进,核心是2小时储能循环次数高、峰谷价差稳定,具备良好收益基础;政策不友好主要因当前容量补偿标准偏低。国家政策落地后,山东将完善细则,容量电价预计明显提升,例如100MW/200MWh电站年补偿将从300-400万元至少翻倍。
Q:煤电容量电价最低标准为165元/千瓦·年,各省会普遍执行该标准吗?是否会有省份超过该标准?全国均值大概是多少?
A:165元/千瓦·年是最低标准,各省不会普遍执行,四川、重庆、云南等煤电利用小时数低的省份,标准会更高。全国煤电容量电价均值约180-190元/千瓦·年,兼顾企业成本与用户承受力,为储能定价提供参照。
Q:甘肃省容量电价测算中会乘以容量供需系数,国家层面政策未提及该系数,各地是否还会执行?折算比例有统一要求吗?
A:国家无强制要求,仅甘肃(唯一建立发电侧可靠容量补偿机制的省份)会执行,用于反映电力容量供需。折算比例普遍按6小时(全年净负荷高峰上限),即储能电站的时长÷6,湖北此前10小时折算为个例,后续各地大概率参照6小时标准,目前仅甘肃公布供需系数为89%。
Q:碳酸锂价格上涨导致储能系统成本上升,目前有多少项目处于观望、延期状态?国家政策出台后,这种情况会改善吗?
A:受碳酸锂涨价影响,自2025年12月起,超30GWh项目处于观望、延期状态,集中在新疆、宁夏等省份。政策落地后将明显改善,一方面清单制有明确建设期限约束,另一方面央企、国企加大布局,成本上涨压力将逐步传导疏导,不会长期制约项目落地。
Q:储能项目容量电价补贴会动态调整吗?项目立项时,如何测算长期收益?容量电价补贴能持续多久?
A:容量电价补贴会动态调整,各省调整周期为1-2年。立项测算需考虑调整特性,不可按固定标准。未来5年补贴持续性较强,预计“十五五”末期容量市场将取代现行机制,存量项目仍有合理补偿。
Q:市场上“抢节点”指的是什么?目前250-300GWh的清单内项目,都是优质节点吗?政策落地后,还会有新增项目进入市场吗?
A:“抢节点”即抢占220千伏及以上变电站附近优质电网节点,这类节点接入好、价差稳。目前250-300GWh清单项目多为优质节点项目;政策落地后仍会有新增项目,因备案项目远多于清单项目,且变电站扩建会新增优质节点,建设将分批次推进,不会蜂拥而上,这可以防止系统运营费用暴涨。
Q:从装机的预测上,今明两年的装机大概有多少?跟之前的预测相比,会有变化吗?
A:会。对于锂电国内的大储市场,今年可能可以达到250GWh左右,跟之前的预测相比,会出现上调。
Q:私人投资者与央企、国企的融资成本差异多大?是否会出现民企因成本上涨放弃项目、央企接手的情况?
A:央企、国企融资成本普遍低于3%。
Q:央企、国企在储能项目节点选择上,是否比民企更具优势?
A:央企、国企在节点选择上更具优势,依托与省网合作、自有变电站及存量电站资源,可精准筛选优质节点、降低成本。
Q:对于变电站扩建,大概需要什么手续或流程?需要多久?政府审批态度是怎么样的?
A:500千伏及以上需提前一年纳入规划,周期约2年;220千伏(部分330千伏)无需提前规划,周期不足2年。政府审批积极,将按电网规划、承载能力有序推进,不放松标准。
2024年中国储能采招市场和并网关键数字:
全年共计完成了1323次储能采招工作,订单总规模248.5GWh,对应79.0GW/207.1GWh储能系统需求,比2023年增长75%。
全年新增并网规模44.60GW/111.63GWh,比2023年增长113%,涉及2370个储能项目;其中12月新增并网规模超30GWh,创月度并网规模新高。
独立式储能项目新增并网规模占比首次过半;新能源配储最高比例达50%;用户侧项目超1600个,规模8.8GWh。
2025年中国储能采招市场和并网关键数字:
全年共计完成了1514次储能采招工作,订单总规模512.5GWh,对应163.6GW/461.5GWh储能系统需求,比2024年增长123%。
全年共有2739个储能项目实现了并网,总规模达65.87GW/190.02GWh,比2024年增长69%;其中12月新增并网规模超80GWh,创月度并网规模新高。
独立式储能项目占比超七成,成为最主要的储能应用领域;用户侧项目数量近2000个,规模15.6GWh;受136号文影响,531之后,可再生能源储能项目占比显著降低。
在各类储能系统技术中,磷酸铁锂储能系统的采招需求占比达到91%。在储能系统倍率方面,2025年市场对于4小时系统的采招需求进一步提升,占比达到40%,已经成为需求规模最大的储能时长。
2025年储能电芯趋势:大电芯
储能电芯持续向“大容量、高能量密度”演进。314Ah仍是2025年的主流,与此同时500Ah+电芯也开始批量导入市场,未来600Ah甚至1000Ah级电芯将逐步推向市场,推动储能系统能量密度与经济性进一步提升。
2025年下半年,314Ah电芯市场需求高涨,出现“一芯难求”的局面,与此同时,587Ah、588Ah、590Ah、684Ah等大容量储能电芯陆续量产进入市场。
除了宁德时代、亿纬锂能、远景动力、海辰储能等企业的500Ah+大电芯已陆续实现量产出货,2025年下半年,包括多家二三线电池企业也启动500+Ah大电芯产线建设。欣旺达684Ah电芯、鹏辉能源590Ah风鹏电芯已具备量产能力,楚能新能源588Ah电芯产线、因湃电池587Ah电芯产线已开工建设,将在2026年中建成投产,融捷能源588Ah电芯也将在2026年Q2量产。
前不久,2025高工金球奖“年度十大产品”重磅揭晓,其中,获奖的储能电池产品包括瑞浦兰钧588Ah电芯、欣旺达684Ah和588Ah储能电芯、鹏辉能源风鹏大电芯590Ah、融捷能源588Ah超大容量储能电芯。
2025年12月,海辰储能∞Cell 587Ah大容量储能电池助力中车株洲所6.25MWh电池舱成功批量交付。近日,宁德时代中标中株洲所20GWh电芯采购,其中314Ah电芯约8GWh,587Ah电芯约12GWh,可见,587Ah电芯招标规模已超过314Ah。
2026年下半年,将是500Ah以上大电芯接替314Ah电芯成为主流的关键节点。不过, 2025年314Ah电芯“一芯难求”,多家头部电芯企业都面临较大的交付压力,一定程度上也延缓了500Ah以上大电芯导入市场的进度。而市场对储能时长、经济性的要求越高,对500Ah+大电芯的需求就越迫切。

据ICC鑫椤资讯统计,
龙先生,公众号:鑫椤锂电2025年全球储能电池出货640GWh,同比增长82.9%
2025年全球储能电池出货640GWh,同比增长82.9%。其中国内电池厂家出货621.5GWh,同比增长82.8%;海外电池厂家出货18.5GWh,同比增长85%。
宁德时代稳居第一,占比23%以上;海辰储能、亿纬锂能、弗迪电池、中创新航、瑞浦兰钧位列第二梯队,海辰储能和亿纬锂能市占率在11%左右,弗迪电池、中创新航、瑞浦兰钧市占率在6%-10%之间;其余电池企业市占率在6%以下,位列第三梯队。

动储公司
sixnun,公众号:锂电产业链投资分析锂电池企业2025年业绩快报分析
1、宁德时代
主营业务:主要从事动力电池、储能电池的研发、生产、销售,并通过电动化和智能化实现市场应用的集成创新。截至2025年上半年末,公司已在全球设立六大研发中心、十三大电池生产制造基地,并覆盖全球最广泛的动力与储能客户群体。公司具备了全链条自主、高效的研发能力,在电池材料、电池系统、电池回收等产业链领域拥有核心技术优势及前瞻性研发布局,产品可应用于乘用车、商用车、表前储能、表后储能等领域,以及工程机械、船舶、航空器等新兴应用场景。
营收情况:宁德时代前三季度营收2830.72亿元,同比增长9.3%,毛利率25.3%,同比增加0.3百分点,净利润达到490.34亿元,净利润(扣非)436.19亿元,同比增长35.6%;应收账款、存货和合同负债均有不同幅度的增长,其中合同负债余额为406.78亿元,下游订单较多。
出货量方面:2025年前三季度整体销量约438GWh,同比增长29.7%。
业务结构:上半年动力电池营收1315.72亿元,毛利率22.4%,储能电池营收284.0亿元(15.88%),毛利率25.5%,电池材料及回收业务营收78.87亿元,毛利率26.4%;矿产资源营收33.61亿元,毛利率9.1%。
对比行业其他20家锂电池企业营收情况
·宁德时代毛利率25.3%,远超行业平均(15.6%),体现强大的成本控制与产品溢价能力。
·宁德时代净利润率高达17.3%,而其他20家平均仅4.0%,宁德时代盈利效率显著更高。
·现金流充沛,宁德时代经营现金流净额806.60亿元,远超其他20家合计(250.64亿元),反映强大的自我造血能力。
·宁德时代合同负债406.78亿元,是其他20家合计的4.33倍,显示订单充足、客户预付款多,对下游议价权强。
2、亿纬锂能
主营业务:主要业务是消费电池(包括锂原电池、小型锂离子电池、圆柱电池)、动力电池(包括新能源车电池及其电池系统)和储能电池(营收占比36.56%)的研发、生产和销售。
营收情况:亿纬锂能前三季度营收450.02亿元,同比增长32.2%,毛利率16.0%,同比下降1.4个百分点,净利润28.16亿元,净利润(扣非)19.37亿元,同比下降22.5%。应收账款、存货和合同负债增长幅度不及营收的增长幅度。
业务结构:消费电池上半年营收50.79亿元,同比增长4.8%,增速放缓,毛利率26.7%,高于动力电池(17.6%)和储能电池(12.0%),
出货量方面:前三季度动储出货量约83GWh,动力电池出货34.59GWh,同比增长66.98%;储能电池出货48.41GWh,同比增长35.51%。
4、国轩高科
主营业务:公司围绕矿产开采、材料生产、电池制造、产品应用及电池回收的新能源全产业链布局。产品分为动力电池系统、储能电池系统和输配电设备。
营收情况:国轩高科前三季度营收295.08亿元,同比增长17.2%,毛利率16.8%,同比持平,净利润达25.33亿元,主要是投资奇瑞汽车,市值增加;净利润(扣非)0.85亿元,同比增长49.3%;应收账款同比下降3.9%;存货同比增长87.4%;合同负债余额为6.22亿元;现金流量净额为4.57亿元,同比增长87.7%。
业务结构:上半年动力电池占营收72.4%,毛利率14.2%;储能电池占营收23.5%,毛利率23.5%;中国大陆营收占比67.0%,毛利率15.1%,海外地区(含港澳台) 占比33.0%,毛利率19.2%。
出货量方面:前三季度公司动力及储能总出货量 63GWh 左右,其中动力占比约70%,储能出货占比约30%。

2025年业绩预告
净利润25-30亿元,同比增长107.16%-148.59%。净利润【扣非】3.5-4.5亿元,同比增长33.31%-71.40%。参考三季度情况,净利润【扣非】0.85亿元,四季度净利润【扣非】大幅度增长。
自评原因:
1. 公司2025年度业绩同比增长,主要受益于新能源汽车及储能市场需求增长,带动新一代高能量密度磷酸铁锂电池销量大幅提升;同时,公司推进国际化战略、优化客群及产品结构,优质产能释放凸显规模效益,加之强化管理与费用管控,盈利能力有所提升。
2. 公司早期持有的奇瑞汽车(HK.9973)股份,因其一港股上市产生约17亿元公允价值变动收益,该收益属于非经常性损益。
5、中创新航
营收情况:中创新航前三季度营收285.38亿元,同比增长49.9%,毛利率15.5%,同比增加2.8百分点,净利润6.85亿元,同比增长279.7%。
业务结构:上半年动力电池占营收65%;储能电池占营收35%,海外营收占比较低。三季度营收大幅增长,但毛利率有所下降,可能与储能出货量大幅度增长有关。
中创新航没有披露出货量,估算其出货量在75GWh左右。
6、鹏辉能源
主营业务:公司主要业务为锂离子电池、一次电池(锂铁电池、锂锰电池、锌空电池等)、钠离子电池的研发、生产和销售。
营收情况:鹏辉能源前三季度营收75.81亿元,同比增长34.2%,毛利率14.9%,同比增加0.8百分点,净利润1.15亿元,净利润(扣非)0.16亿元,同比增长18.0%;
应收账款同比增长29.4%;存货同比增长29.0%;合同负债余额为7.08亿元;
业务结构:储能业务占大头(63.9%),上半年锂电池业务毛利率只有10.1%,三季度毛利率有较大改善。

2025年业绩预告扭亏为盈
2024年为净利润【扣非】亏损3.22亿元,2025年净利润【扣非】为0.8亿元-1.1亿元自评原因:报告期内,公司业绩变动的主要原因是行业向好,公司产品产销两旺,销售订单增加,营业收入增长。
7、孚能科技
主营业务:主要从事动力电池及电池系统的研发、生产和销售,为国内外交通网提供绿色动力,并积极研发储能技术。公司聚焦于先进大软包叠片电池的电芯、模组和电池包,已成为全球三元软包动力电池的领军企业之一。
营收情况:孚能科技前三季度营收65.64亿元,同比下降28.7%,毛利率10.5%,同比下降3.1百分点,净利润亏损3.85亿元,净利润(扣非)亏损4.22亿元,同比增加32.9%;应收账款同比下降16.7%;存货同比增长35.9%,合同负债余额为0.83亿元。
小结:孚能科技国内装机量下降较多,产品以三元为主,目前国内需求转向铁锂,国内需求萎缩,营收大部分来源于海外。
主要客户:奔驰、Siro、广汽、吉利等。

2025年业绩预告:亏损增加
业绩情况
1)经孚能科技(赣州)股份有限公司(以下简称“公司”)财务部门初步测算,预计2025年度实现归属于母公司所有者的净利润为-83,000万元到-58,000 万元。 2)预计归属于母公司所有者扣除非经常性损益后的净利润为-86,180万元 到-61,180 万元。
2024年:归属于母公司所有者的 净利润为-33,205.94 万元;归属于母公司所有者的扣除非经常性损益的净利润为-36,613.77 万元。
自评原因:
1、公司两个新生产基地“赣州年产30GWh新能源电池项目(一期)” 和“广州年产30GWh动力电池生产基地项目(一期)”目前尚处于产能爬坡阶段,固定折旧摊销费用大,产能利用率、设备效率及良品率还处于稳步提升阶段。
2、公司本年度加大市场开拓力度,培育市场新客户,推动客户结构优化; 同时客户结算模式调整、部分产品更新换代,短期内对毛利有一定影响。
3、公司持续拓展新产品、新技术,固态电池等研发投入增加。
4、国内出口退税率降低,叠加美国对华出口关税提升,影响公司毛利率。
5、基于谨慎性原则,公司对部分存货及应收款项计提减值。
8、派能科技
主营业务:专注于磷酸铁锂电芯、模组、电池管理系统、储能系统集成的研发、生产和销售。公司产品可广泛应用于电力系统的发、输、配、用等环节以及通信基站、车载储能、移动储能、轻型动力等场景。
营收情况:派能科技前三季度营收20.13亿元,同比增长42.5%,毛利率19.6%,同比下降16个百分点,净利润0.48亿元,净利润(扣非)亏损0.17亿元,同比增长;应收账款同比下降0.3%;存货同比增长92.0%,合同负债余额为1.37亿元;
小结:海外家储行业去库存结束,重回增长,但高毛利时代结束。

2025年业绩预告净利润同比增长50.82%-109.21%,但净利润【扣非】仍亏损1200万元到800万元
1.经上海派能能源科技股份有限公司(以下简称“公司”)财务部门初步测算,预计2025年年度实现归属于母公司所有者的净利润为6,200万元到8,600 万元,与上年同期(法定披露数据)相比,将增加2,089.27万元到4,489.27 万元,同比增加50.82%到109.21%。
2.预计2025年年度实现归属于母公司所有者的扣除非经常性损益的净利润为-1,200.00 万元到-800.00 万元。
自评原因:报告期内,受益于国际储能市场需求回暖、国内储能市场需求持续增长,以及轻型动力市场锂离子、钠离子电池需求攀升驱动,公司优化销售端和研发端资源配置,一方面扩充销售团队、加大市场推广力度;另一方面通过研发提质增效加速产品技术迭代、加快新品上市节奏,实现了海外工商业储能和家储业务的高速增长,国内工商业储能、共享换电电池及钠离子电池等轻型动力业务也取得突破性进展,带动公司产销量及收入规模实现显著提升。同时,随着公司产销规模显著增长和部分子公司经营情况改善,公司内部交易未实现利润的递延所得税资产增加和确认部分子公司可抵扣亏损相关的递延所得税资产,多重因素叠加助推本期业绩增长。
三家港股公司
9、瑞浦兰钧
主营业务:主要从事动力及储能锂离子电池单体、模块、电池包到系统应用的设计、研发、生产及销售,并以电动化、智能化为核心,推动市场应用的集成创新。通过材料及材料体系创新、系统结构创新、绿色极限制造创新及商业模式创新,为全球新能源汽车动力及智慧电力储能提供优质的解决方案和服务。
营收情况:瑞浦兰钧上半年营收94.91亿元,同比增长24.9%,毛利率8.7%,同比增加5.2个百分点,净利润亏损0.63亿元,同比大幅度减亏;应收账款同比增长24.2%;存货同比减少4.1%;合同负债余额为2.40亿元;现金流量净额为9.81亿元。
业务结构:上半年动力电池占营收42.4%,储能电池占营收53.6%。

2025年业绩预告扭亏为盈
预期本公司截至2025年12月31日止年度(「本报告期」)将录得净利润介于约人民币6.3亿元至约人民币7.3亿元,而于截至2024年12月31日止年度净亏损约人民币13.53亿元,实现扭亏为盈。这主要是以下因素的综合影响:
(i) 动力及储能电池产品出货量持续增加,带动收入持续增长;及
(ii) 产能利用率提升与降本增效措施带动毛利显著提升。
10、正力新能
主营业务:专注于动力电池产品、储能电池产品及航空电池产品的研发、生产及销售。我们提供电芯、模组、电池包、电池簇、电池管理系统的一体化方案,我们立足于乘用车动力电池市场致力于拓展电化学产品在陆海空互联(LISA)下的大规模应用。
营收情况:正力新能上半年营收31.72亿元,同比增长71.9%,毛利率18.6%,同比增加7.5个百分点,净利润2.20亿元,同比增长69.5%。
业务结构:上半年动力电池占营收94.1%,毛利率18.3%,储能电池占营收5.9%,毛利率12.4%。
11、厦门海辰
主营业务:专注于提供以储能电池和系统为核心的全场景储能解决方案。
营收情况:厦门海辰上半年营收69.71亿元,同比增长224.6%,毛利率13.1%,同比增加9.5个百分点,净利润2.12亿元,同比扭亏。上半年海辰储能电池出货量约30GWh,同比增长252.9%。
注:数据来源于招股书。

文档核心总结
一、政策层面:从 “强制配储” 到 “价值驱动” 转型
2025-2026 年国家层面出台 12 个储能核心文件,涵盖专项政策、安全管理、电力市场规则等六大类。核心亮点包括:2026 年容量电价新政落地,明确 “煤储同补” 机制(参考煤电 330 元 / 千瓦・年标准),独立储能进入 “收益明确” 阶段;取消新能源强制配储,构建 “电能量 + 辅助服务 + 容量” 三层次收益体系;推行清单制管理(6 个月开工、12-18 个月并网),清退 “僵尸项目”,12 省已落地地方细则。
二、市场表现:规模高速增长,独立储能成主流
·采招与并网:2025 年储能采招订单 512.5GWh(同比 + 123%),并网规模 190.02GWh(同比 + 69%),12 月单月并网超 80GWh;独立式储能占比超七成,用户侧项目近 2000 个。
·技术需求:磷酸铁锂储能系统占采招需求 91%,4 小时时长系统占比 40%,成为主流配置。
三、技术趋势:大电芯主导,500Ah + 成未来方向
储能电芯向 “大容量、高能量密度” 演进,2025 年 314Ah 为量产主流(需求紧张),587Ah、590Ah 等 500Ah + 电芯批量导入,宁德时代、亿纬锂能等头部企业已实现量产出货;预计 2026 年下半年 500Ah + 电芯将接替 314Ah 成为主流。
四、企业业绩:头部领跑,储能业务成增长引擎
·行业格局:宁德时代稳居全球储能电池出货第一(市占率 23%+),毛利率(25.3%)、净利润率(17.3%)远超行业平均,现金流与订单储备充足;海辰储能、亿纬锂能等位列第二梯队。
·业绩表现:多数企业储能业务营收增长显著(厦门海辰营收同比 + 224.6%),国轩高科、瑞浦兰钧等实现扭亏为盈,储能成为企业核心盈利增长点。
行业龙头:如宁德时代、阳光电源等因为细则是将行业从“拼规模”转向“可靠容量”竞争;设备容量衰减慢,可靠性高的设备收益将远高于衰减快,参数不达标等设备。
曾琼仪,公众号:新能源产业家详解容量电价新政:储能赢了,发电侧输了|产业家短评
摩根士丹利最新研报:电芯衰减控制决定储能项目收益。据调研,张北国家风光储工程,作为中国市场最早的大规模储能项目之一,参与供应磷酸铁锂电池的4家供应商中,只有宁德时代一家没有更换过电池,经过14年的运营,容量还能保持在90%,而相比之下,其他品牌的电芯进行了批量更换甚至提前退役。
光储星球,公众号:光储星球摩根士丹利最新研报:电芯衰减控制决定储能项目收益