半年中标翻倍的储能，九成订单压在电网侧

半年中标翻倍的储能，
九成订单压在电网侧

上半年，电网侧储能的中标战场彻底换了一副模样。我们拉了 H1 采招落地数据，全口径 383.43GWh，同比涨了 121.8%，基本是去年同期的两倍多。

总量之外，结构更值得盯：这 383GWh 里，87% 到 88.5% 落在了电网侧。

半年前还常被人当配角的电网侧储能，现在成了中标舞台的绝对主角。

01大盘：383GWh 是什么概念

六个月走完去年一整年的量级

383.43GWh 摊到半年里看，平均每个月有超过 60GWh 的系统进入采招流程。

增速更直观，121.8% 的同比增幅，意味着行业用六个月走完了去年一整年的量级。

基数并不低。去年 H1 本身已是储能中标的高位年，今年还能翻倍，需求在持续台阶式抬升，推力来自真实的并网刚需。

◆ 落地规模 383GWh H1 采招 落地规模

◆ 同比增幅 +122% 同比 增幅

◆ 结构占比 87–88.5% 落在 电网侧

02结构：九成为什么压在电网侧

强制配储退潮，独立储能顶上

为什么电网侧吃下了九成？直接原因有两个。

一个是 136 号文取消强制配储后，新能源侧那种凑指标的仓促采购退潮，订单向真正要参与电网调节的独立储能和电网侧项目集中。

另一个是新能源消纳压力在今年进一步显性化，大基地外送和分布式并网都需要储能做缓冲。

容量电价的预期也在托底。114 号文把电网侧储能的底薪写进了规则，尽管多数省份还在细则落地期，但开发商敢在这半年下单，很大程度上是在押注下半年容量电价兑现后的收益确定性。

03区域：西北加华北占了七成

风光越富集、外送越紧张，越先下单

订单的地理分布高度集中。西北和华北两个区域加起来，占了 H1 电网侧中标的 70% 以上。

内蒙古、新疆、甘肃、宁夏是主力，这四个省区既是新能源大基地的承载地，也是并网消纳矛盾最尖的地方。

逻辑很直接。风光资源越富集、外送通道越紧张，配储的刚需就越硬。西北的订单多是百兆瓦时级的大块头，华北则叠加了火电灵活性改造和保供压力，体量也不小。

订单落在哪，从来不是随机的。哪里风光资源富集、哪里外送通道紧张，哪里就先下单。

04主体：谁在下单

央国企集采打底，独立开发商快反补位

把中标公告翻一遍，采购方画像很清晰。央国企是绝对主力，电网公司旗下的储能平台、五大六小的发电集团、以及央企能源投资公司，贡献了绝大部分体量。

独立开发商紧随其后，靠自有项目或共享储能模式拿单。

两种打法分化明显。

央国企偏好规模化集采，一次招标几十 GWh 是常态，目的是锁产能、压单价。

独立开发商更零散，单个项目几十一百兆瓦时，但决策快、撬动灵活。集采压价和分散快反，共同把系统均价拉出了今年的走势。

采购主体的两个画像：规模化集采打底，分散快反补位

央国企主力
电网系储能平台 · 五大六小发电集团 · 央企能源投资
规模化集采锁产能压单价

独立开发商跟进
自有项目或共享储能拿单，零散但决策快、撬动灵活
决策快撬动灵活分散快反

05价格信号：4h 涨得比 2h 快

长时化趋势，从价格里看得出来

中标均价今年明显回升。2h 系统约 0.602 元/Wh，同比涨 8.8%；4h 系统约 0.541 元/Wh，同比涨 21.1%。

整体落在 0.57 到 0.60 元/Wh 区间。

一个细节要拎清：4h 的涨幅远超 2h。这说明长时储能的需求在加速，开发商愿意为更长的放电时长付溢价。

0.57 到 0.60 是中标口径均价；大电芯集采的 0.52 元/Wh 是另一口径，两者别混。

383GWh 背后，是电网侧储能中标逻辑的一次换挡：从过去靠政策指标堆出来的单子，转向算得清容量、现货、调频三笔账的价值单。

下半年真正要盯的，是三件事。容量电价在各省细则落地后，能不能把底薪变成实打实的现金流。

现货市场价差拉大后，独立储能的套利空间有没有打开。以及甘肃、新疆这些高比例区域的独立储能 IRR，能不能跑通。