4 月，国内储能招标市场迎来里程碑式爆发，单月招标规模创下历史新高，行业从温和复苏直接迈入狂飙阶段。
一、招标数据全景图：85.3GWh，同比暴涨 132%
- 新增项目：2026 年 4 月，国内新增储能招标项目 387 个
- 总招标规模：27.2GW/85.3GWh，同比增长 132%
- 环比增速：环比3 月 +47%，连续 4 个月环比正增长
- 年度对比：对比2024 年全年，单月招标量达 2024 年全年新增装机（109.8GWh）的 60%以上
- 招标结构（EPC/PC + 系统 + 电芯）：
- EPC/PC（含设备）：21.1GW/58.6GWh，占比 68.7%，总包模式成绝对主流
- 储能系统：6GW/23.7GWh，占比 27.8%（含集采 8.15GWh）
- 储能电芯：3GWh，占比 3.5%（全部为央国企集采）
- 区域格局：西北领跑，三省份均破 10GWh
- 宁夏：15.49GWh（全国第一）
- 内蒙古：11.21GWh
- 山西：10.89GWh
二、关键信号 1：4 小时及以上长时储能占比首次突破 50%
- 时长明确项目：26.95GW/73.14GWh
- 长时储能（≥4h）：9.3GW/38.74GWh，占比52.97%
- 2 小时储能：占比下滑至43.59%
- 数据解读：政策与市场双轮驱动，储能从配储工具转向电网资产
- 政策强力引导：11 省落地容量电价，4 小时储能享100% 容量补偿，2 小时仅 50%-70%
- 电网需求升级：大基地并网、跨区调峰、新能源消纳，需要长时支撑能力
- 经济性重构：长时储能 IRR 达 10%-15%，显著高于 2 小时（6%-8%）
三、关键信号 2：中小企业离场加速，行业进入“剩者为王”
- 4 月央国企集采特征（北极星储能网统计）：
- 参与集采企业： 国家电网、南方电网、华能、大唐、国电投等 8 家央企
- 单批集采规模： 5-20GWh，较 2025年实现翻倍
- 准入门槛升级：
- 系统厂商： ≥5GWh 装机业绩 + ≥3 年安全运行记录
- 电芯厂商： ≥10GWh 产能 + ≤200ppm 不良率 + 全生命周期溯源能力
- 价格底线固化： 磷酸铁锂系统集采均价 0.49-0.51 元/Wh，中小企业无利润空间
四、关键信号 3：央国企集采门槛全面抬升，头部效应加剧
- 4 月市场残酷现实：
- 价格战白热化：系统价格较 2025 年同期下降 35%，中小企业毛利率普遍 <5%
- 订单向头部集中：CR10（前十厂商中标占比）达 78%，较一季度提升 12pct
- 资金链承压：EPC 项目垫资比例达 70%-80%，中小企业融资成本高、回款周期长
- 离场数据：
- 2026 年 1-4 月：127 家储能中小企业注销 / 停产（含系统集成、部件制造）
- 4 月单月：41家离场，创年内新高
- 核心原因：无集采资质+无技术壁垒+无资金实力，被彻底边缘化
五、关键信号 4：非锂技术加速渗透，混合储能占比超 11%
- 4 月新技术招标亮点：
- 混合储能（锂电 + 飞轮 / 钠硫 / 液流）： 占比 11.3%，主要应用于电网调频 + 调峰场景
- 钠离子电池： 招标规模 2.8GWh，主要来自国家电网、南方电网试点项目
- 飞轮储能： 招标 0.9GW，在新疆、内蒙古电网调频项目中快速落地
趋势判断： 2026 下半年，非锂技术占比有望突破15%，锂电“一统天下”格局逐步被打破。
六、关键信号 5：2026 下半年预判：高景气延续，结构分化加剧
1. 规模预判
- 5-6 月： 月均招标 60-70GWh，上半年累计 200-220GWh
- 下半年： 300-350GWh，全年有望突破 500GWh，同比增长 80% 以上
2. 结构趋势
- 时长： 长时储能占比将稳定在 55%-60%，2 小时储能进一步萎缩
- 模式： EPC 总包占比 70%+，集采成为央国企标配
- 区域： 西北、华北占比 65%+，华东、华中增速放缓
3. 格局演变
- 头部 10 家企业占据 85% 以上市场份额
- 中小企业若不转型细分赛道（如户储、工商业储能），或者被并购 ，或者被淘汰
85.3GWh，不仅是一个数字，更是储能行业质变的分水岭。
长时化、央企主导、头部集聚与技术多元，这四大趋势已成定局。
行业的下半场，竞逐的核心早已脱离单纯的规模竞速，全面转向资金、技术与资源维度的全方位博弈。
声明：本文业绩数据均摘自公开财报及权威媒体披露，仅作市场信息分享，不构成任何投资建议。
