装机增长84% 储能上市公司竞逐“电芯+系统+运营”

国家能源局数据显示，截至2025年底，全国新型储能装机达到1.36亿千瓦、3.51亿千瓦时，较2024年底增长84%。同期，独立储能累计装机占比升至51.2%，等效利用小时数达到1195小时，较上年提高近300小时。

装机高速增长背后，产业链上市公司出现明显分化。宁德时代、亿纬锂能争夺储能电芯规模，阳光电源、海博思创、科陆电子强化系统集成，盛弘股份、上能电气深耕PCS，南网储能从运营端检验项目收益。行业评价标准已从中标价格和出货量，延伸至安全、效率、海外交付和全生命周期回报。

强配退场需求未降温

国家发展改革委、国家能源局《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》(发改价格〔2025〕136号)推动新能源上网电量原则上全部进入电力市场，并明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。行政强制配置要求退出后，市场曾担忧国内订单收缩，2025年装机数据给出了不同结果。

国家能源局数据显示，2025年末新型储能平均时长达到2.58小时；10万千瓦及以上大型项目占比72%，4小时及以上项目占比27.6%。装机向大型化、长时化和独立化演进，项目业主也更重视系统稳定性和调度能力。锂离子电池仍占96.1%，电芯企业继续处于产业链核心位置。

宁德时代2025年报显示，储能电池销量121GWh，同比增长29.13%；储能电池系统营业收入624.40亿元，同比增长8.99%，毛利率26.71%。销量增速快于收入增速，反映出货增长与价格竞争并存。公司系统集成业务全球交付超过70个项目，出货规模同比增长超过160%，业务边界由电芯向整站方案延伸。

亿纬锂能2025年储能电池出货71.05GWh，同比增长40.84%；储能电池收入244.41亿元，同比增长28.45%，毛利率12.28%。公司2025年总收入614.70亿元，储能电池占比接近四成。宁德时代与亿纬锂能的毛利率差异，也体现客户结构、产品组合和系统业务能力对盈利的影响。

系统集成加快价值延伸

阳光电源2025年储能系统营业收入372.87亿元，同比增长49.39%，占总收入41.81%；全球储能系统发货43GWh，同比增长54%。公开报道显示，其海外发货占比较高。储能已成为阳光电源增长较快的核心板块，PCS、系统集成和海外交付形成协同。

海外业务带来较高价值，也伴随关税、本地化、认证和项目延期风险。阳光电源2025年第四季度利润和毛利率出现波动，说明海外高景气不能消除季度交付和竞争压力。系统集成商需要同时管理电芯采购、热管理、消防、并网和售后服务，收入规模之外还要看合同负债、回款与质保成本。

海博思创代表独立系统集成路线。独立储能占比提高后，EMS能量管理、交易策略、整站效率和长期运维进入项目收益模型，公司能否把系统设备销售延伸至运营服务，是估值能否提升的关键。科陆电子2025年储能业务收入同比增长160.74%，新签项目规模达到11.6GWh，借助股东和海外渠道拓展订单，但项目执行、回款和盈利质量仍需跟踪。

PCS负责储能系统交直流变换，是高频调用下影响效率的重要环节。盛弘股份2025年新能源电能变换设备收入8.25亿元，公司海外收入6.45亿元；上能电气则持续拓展大功率PCS和海外市场。独立储能项目更看重转换效率、并网友好性和快速响应，行业竞争正从单一价格维度转向性能、可靠性与服务能力的综合比较。

容量电价检验运营能力

国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)首次在国家层面明确，符合条件的电网侧独立新型储能，各地可给予容量电价。标准以当地煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算，并实行清单制。据中国能源报当时报道，已有7个省份正式发布储能容量补偿机制。

容量电价与现货价差、辅助服务共同构成独立储能收入。政策采用“可给予”而非全国统一强制执行，地方清单、折算系数和考核规则将直接影响项目回报。部分券商测算显示，在已有容量补偿机制的地区，项目内部收益率可能达到较高水平；但测算结果高度依赖建设成本、循环次数、峰谷价差和融资成本等假设，不能直接等同于实际收益。

南网储能提供了运营端样本。公司2025年营业收入73.77亿元，同比增长19.49%；归母净利润16.89亿元，同比增长49.89%。新型储能业务收入同比增长28.65%，投运新型储能装机达到65.42万千瓦。运营公司的核心指标是利用小时、容量补偿、辅助服务收入和资产回报率，与设备企业的出货逻辑明显不同。

长时储能也在进入上市公司布局范围。南都电源推出适用于2至8小时场景的储能系统，上海电气等企业推进压缩空气、液流电池及系统装备。当前非锂路线合计占比仅3.9%，产业空间需要等待4小时以上项目占比提升、成本下降和示范项目运行数据验证。

储能上市公司的竞争已经覆盖电芯、PCS、系统集成、软件交易和电站运营。容量电价改善了稳定收益预期，但不能替代项目筛选。地方政策落地、峰谷价差收窄、产能扩张、电池安全、海外规则及回款仍是主要风险。后续判断板块景气度，应把订单和出货量与毛利率、现金流、利用小时和资产回报率放在一起观察。

来源：大湾区经济网证券之星频道