半年装机338.2GWh，储能行业的下半场，还是“大储”的独角戏？

如果说2025年中国储能市场还处在“装机放量、价格探底”的阵痛期，那么2026年上半年的这份成绩单，已经清晰透露出一个信号——储能行业正在走出单纯的低价内卷，进入规模扩张+结构升级+集中度提升的新阶段。

据储能头条不完全统计，2026年1-7月，国内储能市场共计完成689次储能采招工作，公开信息可追踪到的采招规模达85.37GW/338.2GWh（含储能系统11.97GW/80.71GWh、EPC规模69.58GW/189.43GWh，不含集采未分配份额）。

338.2GWh意味着什么？如果把每瓦时折合成家庭储能电芯，这个量级足以覆盖数千万个家庭一天的电量需求。更值得注意的是，这半年的采招规模与结构变化，正在为“十五五”储能发展定下基调。

月度节奏：从“前低后高”到“放量冲刺”

拆开月度数据，能看到一条清晰的放量曲线：

1月13.06GW/35.57GWh；

2月9.32GW/46.75GWh（春节收缩）；

3月9.18GW/80.32GWh（年内首个高点）；

4月9.1GW/24.84GWh（回落）；

5月10.24GW/49.57GWh（回升）；

6月17.05GW/50.25GWh；

7月17.40GW/50.90GWh（连续放量创峰值）。

从峰值对比看，7月的17.40GW/50.90GWh较4月低点几乎翻倍。这一后程发力的曲线说明：随着上半年政策细则落地、首批“十五五”项目启动，以及迎峰度夏电力保供压力加大，储能招标在下半年迎来集中释放期。按照这一节奏，全年采招规模大概率将突破600GWh，剑指700GWh大关。

值得玩味的是，储能时长结构的变化更耐人寻味。在储能系统采购项目中，2小时涉19.77GWh占21.26%、4小时涉22.15GWh占23.83%、未明确时长49.42GWh占53.16%；而在EPC项目中，4小时储能占比高达49.47%，远超2小时储能的40.33%。

4小时长时储能已成绝对主流。这一结构翻转意义深远。从政策鼓励到市场自选，长时储能在提升新能源消纳、支撑电网调峰中的价值正被真金白银重新定价。它不再是“政策要求的达标项”，而是运营商算得过账的经济账。

技术路线：磷酸铁锂“一骑绝尘”，多元路线加速破局

在技术路线上，市场给出了近乎一边倒的选择：磷酸铁锂储能采招需求占比高达93.44%，混合储能占5.61%，飞轮储能0.08%，氢储能0.24%。

磷酸铁锂的绝对统治地位，建立在两大支柱之上：一是成本持续下探带来的极致性价比，二是安全性、循环寿命在多年规模化应用中得到了充分验证。眼下，随着314Ah以上大电芯量产提速，系统能量密度进一步提升，磷酸铁锂的护城河还在加深。

但多元路线的火种并未熄灭。混合储能（磷酸铁锂+飞轮等组合）虽仅占5.61%，却在部分地区光储、网侧独立储能中加速落地。它同时解决“容量”与“瞬时功率支撑”两大痛点，是未来构网型储能的重要方向。氢储能的0.24%虽量级尚小，却在绿氢耦合、长时储能场景中埋下伏笔。技术路线的百花齐放，恰恰说明行业正从“单一拼价格”走向“多场景适配”。

价格分水岭：系统价止跌回升，EPC价温和下行

如果说规模是市场的“面子”，价格就是“里子”。7月的价格数据，出现了近几年罕见的结构性分化：

系统价格止跌回升。7月锂电储能系统中标价位于0.497~0.6945元/Wh之间。其中，2小时磷酸铁锂储能系统平均中标单价为0.6078元/Wh，较6月的0.5696元/Wh上涨6.71%；4小时系统均价0.5305元/Wh。系统最低价0.497元/Wh由广州智光储能在华能宁夏隆基永宁400MW光伏项目报出。

EPC价格温和下行。7月储能EPC中标价0.7895~1.2987元/Wh。2小时EPC均价1.0241元/Wh，环比微降0.49%；4小时EPC均价1.037元/Wh，环比下降1.74%。

这一“系统涨、EPC跌”的组合，是理解当前格局的关键。系统价格回升的背后，是大电芯、高循环寿命的优质系统议价能力增强，以及上游碳酸锂等原材料价格的阶段反弹；而EPC价格下行，则反映出工程环节竞争仍激烈、施工成本优化空间被持续挤压。

用一句话概括，电池环节的“价格战”接近尾声，工程环节的“内卷”仍在继续。对整个产业而言，系统端价格企稳是个积极信号，它意味着行业盈利能力的底部正在夯实，头部企业的质量溢价开始显现。

市场格局：央企定调、民企冲量、头部集中

规模与价格的背后，是格局的加速重构。从定标容量看，2026年1-7月定标338.2GWh中：央企定标132.35GWh，占39.13%；国企58.84GWh，占17.40%；民营企业147GWh，占43.47%。

民企以43.47%的份额拔得头筹，央企紧随其后，这既是市场化竞争的体现，也反映了储能“投资+EPC”双轮驱动的行业特性，央企作为电力投资主力掌握源网侧大项目的话语权，而民企在储能系统制造、EPC建设上依然拥有敏锐的响应速度和成本优势。

央企内部的采购版图同样清晰：国家电投(22060MWh)、中国电气装备(20800MWh)、中国华电(13360.8MWh)、中国电建(12883.424MWh)、中国五矿(12400MWh)、中国能建、中广核、中国华能、中国铁建、国家电网开标规模均超5GWh，成为当之无愧的“采购巨鲸”。

落到企业榜单，头部效应愈发突出。储能系统中标榜上，融和元储以8680MWh位居第一，中车株洲所5353MWh居次，远景能源3653.625MWh第三，南瑞继保3545MWh、金风科技3000MWh、宁德时代2600MWh、比亚迪2400MWh紧随其后。EPC榜上，中铁十一局6300MWh居首，中国电建河北院4440MWh、中建六局4200MWh、中电建宁夏工程3620MWh、中建二局3400MWh列前五。

值得注意的是，系统企业与EPC企业呈现出鲜明的专业分工：前者由储能专业厂商与电池巨头领跑，后者几乎被“建筑央企基建军团”垄断。这种制造归制造、工程归工程的格局，正在让储能产业链的分工更加精细，也加剧了各环节的进入壁垒。

集采框采：107.03GWh的大单逻辑

作为市场中最具“定价锚”意义的部分，集采框采数据更能看出行业风向。2026年1-7月，共17家开发商完成39个标段的储能系统/电芯集采框采，规模达107.03GWh。

几笔大单颇具代表性：中国华电磷酸铁锂储能系统框架采购约12GWh，要求电池单体容量≥314Ah、整体质保5年，山东电工时代、中车株洲所、特变电工等7家企业分食，折算单价0.4999~0.5458元/Wh；中广核新能源6个标段合计7.2GWh，远景能源、比亚迪、中车株洲所、南瑞继保等6家中标，报价0.491~0.53元/Wh；国家电投第4批集采5GWh储能系统，集中式报价0.521~0.561元/Wh；中冶京诚内蒙古5GWh、新疆3GWh，分别由融和元储、金风科技中标。

综合来看，系统集采中标价集中在0.491~0.7元/Wh，集采以磷酸铁锂为主、大电芯(≥314Ah)+5年质保成为标配。“大电芯、长质保、低成本”的集采三件套，正在倒逼整个储能系统制造向更高标准演进。42家企业入围集采、济柴动力与智光储能各拿13个标段拔得头筹，说明集采市场的“圈层化”竞争同样激烈，能否进入头部开发商的框架名单，直接决定了企业未来1-2年的订单基本盘。

下半年储能市场的四大趋势

站在338.2GWh的半年节点上回望、眺望，储能行业下半年的走向已然清晰：

其一，全年规模有望冲击700GWh。上半年已锁定338.2GWh，考虑到通常“后半年强于前半年”的招标节奏，以及迎峰度冬、第二批大型风光基地配套储能需求释放，全年采招突破600GWh几成定局，冲击700GWh亦属可期。

其二，4小时长时储能占比继续放大。随着新能源渗透率攀升，电网对“调峰+容量支撑”的需求将从2~4小时向4~6小时延展，长时储能的技术经济性将不断提升，有望成为下一阶段招标的绝对主角。

其三，“制造降本”让位于“质量溢价”。系统价格止跌回升标志着粗放的价格战接近尾声，头部企业凭借大电芯、长质保、高安全的技术优势，正在把竞争焦点从“谁更便宜”转向“谁更可靠”。对行业而言，这是良性竞争的回归。

其四，集采与独立储能双引擎驱动市场集中度提升。107GWh的集采大单与216.51GWh(占比64.02%)的独立储能项目，将订单持续导向头部企业，中小企业若无法进入框采名单，生存空间将被进一步压缩。

338.2GWh，不只是一个冷冰冰的累计数字。它记录着中国储能从政策驱动的试点探索走向市场驱动的规模化应用的关键一跃，也预示着行业正告别“低价内卷”的旧常态，迈入结构升级、头部集中、质量竞争的新周期。

对产业链上的每一家企业而言，下半年的考题已经清晰：谁能拿下更多的大储订单，谁能站稳长时储能的技术高地，谁能在集采框中占住一席之地，谁就能在新一轮洗牌中赢得先机。