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独立储能周招标量突破12GWh背后：长时配比成硬指标，电芯价格博弈加剧

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-21 18:01

招标规模环比再攀升，独立储能撑起大半壁江山

2026年9月第2周（统计区间：9月5日—11日），国内储能市场热度不减。据碳索储能网、时代储能网及储能头条等平台公开招中标信息汇总，全周储能EPC与系统设备招标项目合计23项，总规模3323.2MW/8958.216MWh；开标项目31项，总规模6607.5MW/21786.82MWh，招中标合计规模逼近30GWh，创近月单周高位。

结构上，独立共享储能项目依然是绝对主力。宁夏中宁天都山960MW/1920MWh、山西朔州平鲁区600MW/1200MWh、内蒙古达拉特旗200MW/1600MWh等GW级大标包密集挂网，直接将周度招标体量推至6.744GW/19.557GWh的历史高位。山西、甘肃、山东、内蒙古、广东为招标项目集中省区，山西单省招标规模达2360MWh，位居全国第一。

2—4小时配比成硬指标，长时储能从"可选"变"标配"

一个值得高度关注的市场信号是：2—4小时长时配比已从早期的示范性要求，演变为当前项目的普遍配置甚至硬性要求。宁夏中卫中宁杞乡500MW/2000MWh独立共享储能项目、济宁国宏鱼台县200MW/800MWh构网型储能项目、河北交投晟德承德县300MW/1200MWh储能电站等重大工程，均采用4小时以上配置。

国家能源局最新政策亦呼应这一趋势。据行业媒体本周报道，国家能源局明确要求提升长时储能占比，"4小时+"将成为未来电网侧储能项目的参考指标。随着新能源渗透率持续提高，弃风弃光压力与日俱增，短时储能已无法完全满足调峰与调频的双重需求，4小时以上储能系统正在从"锦上添花"转向"刚性必要"。

EPC均价1.057元/Wh，价格分化格局持续

从中标价格维度观察，本周锂电储能EPC中标单价区间为0.824—1.500元/Wh，均价1.057元/Wh。其中，2小时EPC均价1.122元/Wh，3小时EPC均价0.824元/Wh，4小时EPC均价1.043元/Wh。值得注意的是，市场最低价与最高价之间差距近一倍，说明项目建设条件（土地、并网距离、配套要求）差异对最终报价的拉大效应显著。

低价项目方面，融昌吐鲁番高昌区混合独立新型储能项目EPC单价0.678元/Wh，为本周最低；永安发电厂独立储能电站项目一期EPC单价1.500元/Wh，为本周最高，两者相差822元/kWh，背后是建设边界与融资条件的根本差异。

宁德时代周中标2400MWh，工商业储能密集释放

电芯企业竞争格局方面，本周宁德时代中标规模2400MWh，占比约29.9%，排名第一；赣锋锂电中标2000MWh，占比25.0%，排名第二；亿纬锂能中标1200MWh，占比15.0%，排名第三。2026年至今累计中标规模看，宁德时代累计52,814MWh（占比23.4%）仍居首位，亿纬锂能27,640MWh（12.3%）排名第二，海辰储能21,741MWh（9.6%）排名第三。

用户侧/工商业储能赛道同样值得重点关注。9月第一周，用户侧及工商业储能招标项目至少4个，合计规模145MW/580MWh。华充能源四川永盈新材料70MW/280MWh用户侧储能、乐山融电京运通75MW/300MWh用户侧储能等大型工商业项目密集挂网，电芯涨价13%—20%背景下，项目方加速锁定产能，通讯管理机与协调控制器等配套设备需求同步放量。

碳酸锂价格回落至14.1万元/吨，成本端压力边际改善

上游原材料端，电池级碳酸锂价格本周出现回落。据大东时代智库（TD）数据，9月11日碳酸锂价格约14.1万元/吨。9月1日锂电池消费税政策正式落地，产业链前期备货节奏放缓，叠加海外锂矿持续到港、国内锂盐产出恢复，远期供给宽松预期压制锂价。9月电芯中标加权均价0.3814元/Wh，环比8月回落0.4%，但同比2025年9月仍上涨38.3%。

短期来看，锂价缺乏单边大涨或大跌驱动，整体维持宽幅震荡格局。但对于储能项目开发商而言，电芯成本占储能系统总成本约60%—70%，碳酸锂价格下行将为后续储能系统报价打开一定空间。同时，消费税成本向电芯、储能系统端的传导进度，仍是影响四季度项目经济性的关键变量。

市场研判：独立储能高增长无忧，长时赛道进入窗口期

综合招标规模、中标企业格局与政策信号三点，本周储能市场呈现三大趋势：一是独立共享储能大标包持续释放，年内累计招标规模已超320GWh，行业高景气具备订单支撑；二是4小时及以上长时储能配置从示范走向标配，在新能源渗透率持续提升背景下，这一趋势不可逆；三是价格分化将成常态，低价抢单与高端定制并行，项目方对成本管控与并网效率的双重要求，正在重塑储能EPC竞争格局。

来源：

中国能源产业发展网

作者：

韩屹