作者 | 方乔编辑 | 汪戈伐

今年3月，在意大利举行的国际可再生能源展上，瑞浦兰钧与欧洲多家客户集中签约，两年内合计锁定8.3GWh的交付量，是近年来在单一展会上落地规模最大的一次。

就在此前几天，3月26日，公司发布了2025年全年业绩：营收243.34亿元，同比增长36.7%；净利润6.81亿元。与2024年亏损13.53亿元相比，账面翻转超过20亿元，也完成了公司自成立以来的第一次年度盈利。

截至2024年底，公司历年亏损总额超过40亿元；毛利率多年未能站上两位数，2024年产能利用率也停留在60%以下，产线开工明显不足。

这一次扭亏，既受益于2025年全球储能需求的集中释放，也与公司从2024年底着手推进的一批内部改革密切相关。

过去几年，二线电池厂商的普遍做法是用价格换份额，报出低于成本的价格，换来出货量上涨，利润却越亏越多。瑞浦兰钧则相反，而走这条路，代价是多年持续亏损。

2025年，公司在内部确立了一条新的经营底线：利润不达标、回款风险偏高的订单主动放弃，客户准入门槛同步提高，与具备长期合作条件的客户合作。

这套逻辑，在定价机制上也有了具体体现。2025年下半年，行业产能趋紧、上游原材料价格上行，供需博弈一度僵持。瑞浦兰钧在这一阶段率先将电池售价与碳酸锂等原材料涨幅明确挂钩，以书面通知形式告知客户价格调整规则。

据行业信息，从2025年10月至2026年初，该公司电芯售价的平均涨幅在25%至30%之间。这套定价机制，在价格战盛行多年的电池行业里属于异类。

组织层面，公司于2024年10月将原先分立运营的两个业务主体整合为一，统一调配研发、制造与销售资源，解决了此前因多头管理带来的重复投入问题。

在产品端，公司退出了12条产出效率较低的产品线，将资源集中在两个方向：户用储能与新能源重卡。前者已有多年技术和渠道积累；后者在彼时属于竞争相对分散的细分市场，集中资源进入的时机较为有利。

这些调整最终落在财务数据上，2025年，公司整体毛利率回升至11.2%，较2024年的4.1%高出约7个百分点；储能电池毛利率达10.8%，动力电池毛利率达11.9%。产能利用率也从60%以下提升至95%左右，过去大量低效运转的产线重新被充分调用。

不过，纵向的改善背后，横向的差距仍然存在。同期，港股同行中创新航毛利率为15.9%，宁德时代整体毛利率为26.27%。对瑞浦兰钧来说，首次盈利是一个阶段性节点，但盈利能力距离行业头部仍有相当大的修复空间。

2025年下半年，瑞浦兰钧销售团队陆续接到来自澳洲的密集来电。当地户储供应商急于在政策补贴期结束前锁定货源，部分买家直接提出预先支付8000万元押金来换取产能配额。这种操作，以往多见于行业头部企业。

这轮需求的源头，是全球储能市场整体放量。据韩国机构SNE Research统计，2025年全球储能电池总出货量约550GWh，增幅接近80%，欧洲和澳洲的户用储能是增长最为集中的板块。政策补贴窗口期的集中效应，加速了采购节奏，也推高了供给端的紧张程度。

这一热度持续到2026年初，部分货物因船期吃紧积压在港口，航运费用的波动也变成了常规运营中需要应对的变量。

瑞浦兰钧能在这轮需求高峰中接住订单，与其在欧澳市场多年的渠道布局密切相关。公司从2019年开始介入户储赛道，较早完成了50Ah电芯标准规格的推广和落地，客户网络在欧澳市场持续渗透。

海外订单之所以能够撑起利润，除了量的增长，还在于价格空间更宽。公司在产能紧张时期形成了相对清晰的订单分配逻辑：战略客户和海外优质订单优先保障，账期长、单价低的国内项目主动回避。这一机制在供不应求的阶段直接稳住了利润率，而非被短期高价订单打乱长期的客户布局。

产品结构上，公司同期推进了从电芯供应向系统方案的延伸。新一代392Ah和588Ah储能电芯陆续推出，前者面向多场景复用需求，后者指向长时储能市场；储能系统Pack产能在2025年内也完成了规模化扩充，公司开始为集成商客户提供涵盖测试、认证和组装的全链条支持，而非单纯供应电芯。这种转变有助于提升单项目的总体营收，也增加了客户更换供应商的切换成本。

产能规划上，公司2025年总产能约90GWh，计划2026年在此基础上扩产超过20%。此外，位于印尼的海外基地首期产能8GWh，预计2026年正式投产，依托母公司青山实业的上游镍矿资源，目标是在本地建立从原材料到成品的一体化链条，同时降低成本、减少对贸易政策波动的敞口暴露。

对于2026年的经营目标，公司的表述是将现金质量、回款周期和风险管控摆在规模增长之前。外部的不确定性依然存在，欧洲部分市场的补贴退坡、美国贸易政策走向、碳酸锂价格的持续波动，都会直接影响利润的稳定性。首次盈利之后，能否将这一结果延续下去，才是更实际的考验。

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本文基于公开信息撰写

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       原文标题 : 瑞浦兰钧终于熬出来了