2025储能招标超460GWh，314Ah电芯成央/国企新标入场门槛

　　今年以来，多家央/国企已陆续发布储能设备框采/集采公告，呈现出规模大、投标门槛抬高的显著特点。其中，314Ah大容量储能电芯，已成为市场主流需求。

　　中国华电近期启动规模为12GWh的储能系统框采，涵盖0.5C、0.25C磷酸铁锂电化学储能系统(含电池)的供货及指导安装，明确要求电芯容量≥314Ah，整体质保5年。

　　早前几天，国能信控启动约2.2GWh的磷酸铁锂电芯采购，全部采用314Ah(0.5C/P)规格，要求循环次数≥6000次，采购总量共计220万块电芯。

　　国家电投则分项采购5GWh储能系统及7GWh储能电芯，电芯容量同样要求≥314Ah。储能系统部分包括4.5GWh集中式，及0.5GWh组串式储能系统。

　　从投标要求看，目前已启动的央/国企招标普遍要求电芯容量为314Ah及以上，并在投标业绩方面提出较高标准。例如，国家电投在7GWh电芯招标中，要求投标人自2023年以来，全球累计供货量不低于10GWh。交货期也趋于严格，如国能信控要求合同签订后，10天内完成供货，若双方协商一致分批交货时，最后一批交货不得超过签约后30天，这对电池企业的产能与供应链响应能力，提出了明确挑战。

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2025年全年储能采招规模超460GWh，需求量同比增加超1.2倍

　　在能源结构转型深入推进的背景下，政策持续为储能发展注入动力。2025年，国家发改委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》，明确到2027年，全国新型储能装机规模要达到180GW以上，预计可带动项目直接投资约2500亿元。

　　今年1月，上述两部门又印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案(2025-2027年)》，提出支撑2025-2027年年均新增200GW以上新能源消纳利用，确保全国新能源利用率不低于90%。

　　在政策引导与市场机制共同推动下，储能业正朝着更可持续、更高效的方向发展，能源央/国企也在加速布局储能赛道。机构统计数据显示，2025年中国储能采招市场去重后的订单规模超460GWh，同比增长超过120%，涉及各类储能系统、含设备的EPC总包、直流侧采购，以及针对电芯和PCS的集采/框采等多种类型。

　　从应用场景看，独立储能已连续三年，成为国内储能设备采招需求最大的领域，且项目单体规模持续扩大，2025年，独立储能项目订单规模约310GWh，占总订单比重超过2/3。其中规模最大的单体项目达到6GWh，为鄂尔多斯市2026-2027年独立新型储能电站项目(规划规模1.5GW/6GWh)。

　　值得关注的是，随着2025年年初“136号文”取消强制配储要求，可再生能源配套储能的市场需求出现明显下降，并且越来越多地转为通过独立式储能方式配置储能。可再生能源领域储能的采招占比，从2024年的21%下降至2025年的6%。与此同时，以集采形式完成的储能采招规模占比约为23%，达104GWh，仅2025年1月落地的集采订单规模就达45GWh。

　　从储能系统倍率来看，2025年市场对4h储能系统的采招需求进一步提升，占比达到40%，已成为当前需求规模最大的储能时长类型。

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央企主导集采/框采，中车/比亚迪/阳光电源/海博思创/远景入围标段量位列前五

　　2025年，央/国企继续主导储能集采市场，104GWh集采总量中，年初落地的订单占比就接近一半。中国能建、中国电建、中核集团、中广核等单位的集采规模均突破10GWh。从中标情况来看，中车株洲所、比亚迪、阳光电源、海博思创、远景等，在入围标段数量上位列前五。

　　在非集采/框采的储能设备与EPC招标中，总需求约357GWh。按区域分布，内蒙古以近80GWh的规模位居首位，新疆、山东、河北、宁夏、山西的订单规模均超过20GWh。值得关注的是，2025年非集采市场的建设偏好发生变化，业主更倾向于采用一体化交付、风险外包的“交钥匙工程”模式。

　　从企业中标规模看，共有36家企业订单超过1GWh。其中，中车株洲所、远景、赣锋锂电、海博思创、比亚迪、许继电气、融和元储、宁德时代、电工时代、万帮数字能源，位列中标规模前十名。

　　价格方面，根据CNESA数据，2025年储能系统(磷酸铁锂，不含用户侧应用)采购中标价在0.391元/Wh-0.913元/Wh之间。

　　具体来看，2025年2h储能系统全年中标均价为0.554元/Wh，较2024年下降14.41%;4h储能系统全年中标均价为0.479元/Wh，降幅达26.07%。

　　值得注意的是，在大规模集采/框采中，储能系统报价频现接近成本线的低位，其背后是业主集中采购议价权提升，以及厂商“以价换量”的竞争策略共同作用的结果。数据显示，集采/框采的中标价格普遍低于单体项目，2025年2h、4h储能系统集采/框采，全年均价分别为0.464元/Wh、0.422元/Wh。

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新型储能将呈现三方面主要发展趋势

　　在市场价格整体下行、规模快速扩张的同时，储能业也步入结构性转型的关键阶段。业内分析指出，面向“十五五”，新型储能发展将呈现三大趋势：

　　一是市场驱动深化。政策引导逐步向市场机制过渡，储能将更多依托绿色价值，拓展多元应用场景，创新商业模式，推动产业迈向高质量、可持续的发展新阶段。

　　二是技术路线将并行突破。锂电储能仍将占据主导，同时钠离子电池储能、压缩空气储能、液流电池等多种技术路线协同发展，长时储能迎来关键发展期，各类技术将逐步在不同应用场景实现规模化应用。

　　三是收益结构持续优化。随着辅助服务市场趋于饱和，能源套利有望成为收益主导，容量补偿机制提供稳定支撑。未来项目成功更依赖于精细化运营与前瞻性布局。

　　据CNESA测算，从装机规模与储能时长来看，到2030年，我国新型储能累计装机预计将超过370GW;储能系统平均时长亦将加速提升，2030年有望达到3.47小时，反映出行业正进一步向能量时移、系统调节等长时应用深化。