2026年9月国内储能采招市场分析

这份报告主要分析了2026年9月国内储能采招市场的整体情况，包括采招规模、区域分布、项目类型分布以及招投标价格走势。报告显示，本月完成22.0GW/73.7GWh采招订单，其中系统+EPC共69.7GWh，同比增长84%，直流侧约4GWh。剔除集采66.7GWh后，环比增长5.6%。三季度采招持续高位，系统+EPC月均规模接近70GWh。宁夏、内蒙古、山西位列前三。独立式储能占比89%，为绝对主力。2小时系统均价0.611元/Wh，环比下降11.7%；4小时系统均价0.531元/Wh，环比基本持平。2小时EPC均价0.971元/Wh，环比下降15%，创年内月度新低；4小时EPC均价0.838元/Wh，环比下降4.5%。

国内储能赛道未来发展趋势向好。从报告数据看，三季度采招持续高位，系统+EPC月均规模接近70GWh，清单制管理及项目开工并网时限要求加速项目落地，显示出政策端对储能市场的支持力度不断加大。宁夏、内蒙古、山西等地区成为采招热点区域，表明区域资源禀赋与政策导向对储能项目布局具有显著影响。独立式储能占比高达89%，成为市场主力，而集采框采、可再生能源储能和用户侧储能也呈现稳步发展态势。价格方面，2小时和4小时储能系统及EPC报价环比均有所下降，反映出市场竞争加剧，技术进步推动成本优化，有利于储能应用场景的进一步拓展。

报告中重点分析了国内储能采招市场的规模、结构、价格及区域分布等多个维度。在规模方面，报告详细统计了本月及三季度的采招订单数据，揭示了市场的高位运行态势。在结构方面，报告重点分析了独立式储能、集采框采、可再生能源储能和用户侧储能的项目类型分布，其中独立式储能占比最大，达到89%。在价格方面，报告对2小时和4小时储能系统及EPC的报价进行了详细对比，展现了价格环比变化趋势。在区域分布方面，报告突出了宁夏、内蒙古、山西等领先省份的采招规模，为市场参与者提供了区域参考。这些分析为理解当前储能市场状况提供了全面视角。

当前国内储能市场现状呈现规模持续扩大、竞争日趋激烈、价格稳步下降的特点。从规模来看，2026年9月国内储能采招市场完成73.7GWh订单，同比增长84%，剔除集采后环比增长5.6%，显示出市场的高景气度。从竞争格局来看，独立式储能项目占据主导地位，但集采框采、可再生能源储能和用户侧储能也在稳步发展，市场竞争格局日益多元化。从价格走势来看，2小时和4小时储能系统及EPC报价环比均有所下降，特别是2小时EPC报价创年内月度新低，反映出技术进步和规模化生产带来的成本优化效应，同时也加剧了市场竞争。区域分布上，宁夏、内蒙古、山西等地成为采招热点，区域资源禀赋与政策导向对市场布局影响显著。

这份报告提示的风险主要集中在市场竞争加剧和价格波动方面。随着储能市场规模的持续扩大，竞争日趋激烈，可能导致项目利润空间受到挤压。报告数据显示，2小时和4小时储能系统及EPC报价环比均有所下降，特别是2小时EPC报价创年内新低，反映出市场竞争的加剧。此外，区域资源禀赋和政策导向的不确定性也可能对项目落地和投资回报产生影响。例如，不同地区的采招规模和节奏差异较大，市场参与者需要密切关注政策变化和区域市场动态。同时，储能技术路线的快速迭代也可能带来技术路线选择的风险，需要持续关注技术发展趋势。