大洗牌来了！电芯价格低至0.26元/Wh的背后

　　今年一季度，储能项目的招投标展现出极强的活跃度。

　　机构统计数据显示，今年一季度国内启动的储能采购(包括集采、储能系统、含设备的EPC采购在内)规模达到近80GWh，较去年同期的36GWh+实现了翻倍增长。

　　进入二季度，这种火热仍在持续。五一假期前夕，又有多个储能项目传来新消息。例如，4月30日，国家电投5GWh储能系统公布中标候选人，6家(去重后)入围企业为海博思创、融和元储、新源智储、天合储能、中车株洲所、天诚同创。

　　具体来看，该项目标段一为集中式储能系统4GWh，候选人报价范围0.422-0.440元/Wh，平均价格为0.428元/Wh;标段二为组串式储能系统1GWh，候选人报价范围0.463-0.477元/Wh，平均价格为0.470元/Wh。值得一提的是，此次招标要求投标人近三年国内累计供货业绩不低于8GWh。

　　此外，中航储能启动了5GWh锂电池电芯集中采购，电芯规格要求≥314Ah，且投标人近两年314Ah电芯在储能项目应用的累计出货量，需满足2GWh的供货业绩要求;新疆克拉玛依市发改委启动了0.5GW/2GWh储能项目业主优选工作。

　　在更早一些的4月中旬，华电新疆1.5GW/6GWh储能系统中标候选人公布，7家入围企业给出的报价范围为0.405-0.448元/Wh，均价仅为0.431元/Wh。根据招标公告，该项目同样要求电芯容量≥314Ah。

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市场活跃度高，但仍难突破“盈利困境”

　　从储能招标规模看，单个项目规模容量在不断刷新。从GWh级到超5GWh，再到如今10GWh+的项目越来越多，标志着储能市场需求愈加旺盛。

　　今年以来，已有中国电建16GWh储能系统采购、中核汇能及新华发电12GWh储能系统集采、中广核新能源10.5GWh储能系统框采、华电集团6GWh磷酸铁锂储能系统框采、中国华能4GWh储能系统采购等多个大规模集采项目落地，展示出储能行业的持续繁荣，同时也将推动市场格局加速变革。

　　价格方面，进入2025年，储能产品价格仍在持续走低。今年一季度，储能电芯价格已跌至0.3元-0.4元/Wh，仅为2023年年初的1/3，当前最低中标价更是跌破0.3元/Wh，低至0.26元/Wh;储能系统价格也从去年年初1元/Wh左右，降至0.5元/Wh以下，直接腰斩。

　　据电池中国了解，今年开年第一标——中核集团12GWh储能系统集采项目，包括2h(0.5C倍率)及4h(0.25C倍率)方案，65家参与竞标的企业给出的平均报价为0.466元/Wh，刷新了彼时储能集中采购的均价纪录，较去年9月0.65元/Wh上下的均价下跌超28%。从上述4月份开标的华电新疆、国家电投项目来看，系统均价仍在走低。

　　而在今年3月开标的新风光电子科技股份有限公司1GWh直流侧储能系统采购项目中，中车株洲所、鹏辉能源、新源智储、欣旺达等10家入围企业，给出了0.393元/Wh的平均报价，山东电工时代更是给出了0.369元/Wh的最低报价。

　　电芯方面，今年以来，有公开报道的集采/框采项目主要来自中国电建1GWh电芯集采、中储科技6GWh电芯框采、新风光1GWh储能电芯集采。

　　在中国电建1GWh电芯集采项目中，两个标包280Ah与314Ah分别采购500MWh，9家中标企业分别为天合储能、力神(青岛)、赣锋锂电、瑞浦兰钧、海辰储能、楚能新能源、亿纬动力、远景动力、中创新航。该项目暂未公布具体中标价格。

　　中储科技6GWh电芯框采项目中，去重后的8家中标候选人分别为亿纬动力、瑞浦兰钧、欣旺达动力、中创新航、楚能新能源、赣锋锂电、远景动力、德赛电池，入围企业报价区间为0.27-0.38元/Wh，均价为0.276元/Wh。

　　值得一提的是，在新风光1GWh储能电芯集采项目中，鹏辉能源、亿纬动力、欣旺达、中创新航、海辰储能、力神(青岛)、宁德时代、德晋新能源、瑞源电气9家企业入围，报价范围为0.26元-0.34元/Wh，平均报价0.279元/Wh。鹏辉能源以0.26元/Wh的最低报价成为该招标项目的第一中标候选人。

　　整体来看，尽管当前储能市场延续高增长的态势，但仍然深陷价格“厮杀”的泥潭中。与此同时，储能技术的快速迭代升级、政策转向市场化交易机制等因素，都在推动着储能招投标市场发生显著变化，也在加速储能市场的格局重构。

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显著抬高的招标门槛、市场化转型加速行业洗牌

　　近几年，储能招投标市场持续的“价格战”，使得行业的发展面临严峻挑战，储能企业“卷生卷死”的同时，电池储能系统产品的质量问题也暴露出来，安全隐患有所抬头，引发业界关注。

　　在此背景下，储能招标门槛已被显著抬高，主要呈现以下三方面的特点：

　　一是对投标人在核心产品自研能力方面的要求提高。比如在电芯、模组、PCS、EMS、BMS五项中，以前只需具备一项自主研发及生产能力即可，但2025年已增加至多项。

　　二是对企业资质、过往业绩方面的要求显著提高。要求投标人近3年内储能系统集成业绩需达到1GWh、2GWh，同时具备1项或多项单体100MWh、200MWh电站供货业绩已较为普遍，近期开标的国家电投5GWh储能系统集采项目，更是直接要求投标人近三年国内累计供货业绩不低于8GWh。

　　三是在中国电建、中广核新能源等多个大规模集采项目中，均标明不接受梯次利用电池、电池生产日期不得早于实际供货日期3个月以上，此外还需承诺近三年供货的储能电池系统产品无火灾事故发生，为减配、劣质产品进入市场设置“防火墙”。此外，中标企业还需为电站提供后续长达数年的检修及维护工作。

　　事实上，据电池中国了解，无论是具备多项核心技术产品的自研及生产能力，还是过往业绩能达到GWh级别，亦或者具备储能电站全生命周期服务能力的企业并不多。有观点认为，这些持续抬高的门槛将拦住80%以上的中小储能系统集成厂商，市场份额将进一步向头部企业集中，更激烈的洗牌周期已然到来。

　　值得一提的是，宏观政策方面，继“136号文”叫停“强制配储”政策后，4月29日，国家发展改革委与国家能源局还联合发布了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知(发改办体改〔2025〕394号)》(简称“394号文”)。

　　“394号文”明确提出，全面加快电力现货市场建设，到2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，并全面开展连续结算运行。这表明，中国储能行业已逐步进入市场化深水区，将借助市场价格机制引导储能资源优化配置。未来，不适应市场需求的落后产能及低效企业将会被加速淘汰出清，行业洗牌进一步加剧，而那些兼具成本控制能力、技术壁垒与全球化布局的企业，将引领行业迈入高质量发展的新阶段。