中国储能网讯：今日，“第十六届中国国际储能大会”（CIES 2026）在杭州洲际酒店召开。会议期间发布了《2026中国新型储能招投标及价格分析报告》。
《2026中国新型储能招投标及价格分析报告》作为中国化学与物理电源行业协会年度系列研究成果之一，已经连续2年发布，其内容和专业性受到业内广泛关注。此次发布的《2026中国新型储能招投标及价格分析报告》对当前招投标政策法规、招投标市场分析、主要技术路线、区域分布、应用场景、发展趋势等多个方面进行了系统分析总结，并对未来市场发展机遇及规模进行了预判。
在中国储能行业加速迈向规模化、市场化与电力系统化发展的背景下，相关政策不仅为储能产业链规范发展提供了制度基础，也正在深刻影响储能项目招投标、设备采购、工程建设及供应链管理等多个关键环节。尤其随着大型电网侧储能、独立储能、工商业储能及虚拟电厂项目快速增长，储能行业招投标体系正从过去偏重“低价竞争”和“规模扩张”，逐步转向更加重视产品质量、安全能力、工程资质、履约能力及数据合规的高质量发展阶段。与此同时，人工智能、大数据、数字监管等新技术也正在加速融入公共资源交易体系，推动储能招投标向智能化、透明化、规范化方向演进。
2025年，围绕招标采购领域改革深化、合规监管强化以及数智化转型升级等核心目标，国务院统筹部署，国家发展改革委、工业和信息化部、财政部等多部门协同发力，密集出台了一系列招标采购相关政策法规与实施细则，进一步完善公共资源交易市场规则体系。在中 国储能行业加速迈向规模化、市场化与电力系统化发展的背景下，相关政策不仅为储能产业 链规范发展提供了制度基础，也正在深刻影响储能项目招投标、设备采购、工程建设及供应 链管理等多个关键环节。尤其随着大型电网侧储能、独立储能、工商业储能及虚拟电厂项目 快速增长，储能行业招投标体系正从过去偏重“低价竞争”和“规模扩张”，逐步转向更加重视产品质量、安全能力、工程资质、履约能力及数据合规的高质量发展阶段。
与此同时，人工智能、大数据、数字监管等新技术也正在加速融入公共资源交易体系，推动储能招投标向智能化、透明化、规范化方向演进。在此背景下，围绕反低价恶性竞争、供应链安全、项目全生命周期监管、数据安全以及行业公平竞争等方面的政策要求持续提高，储能行业也正式进入“强监管、高门槛、重合规”的新发展阶段。
储能招投标规模化集采更加普遍。2025年，储能及直流侧设备集采、框采落地规模达到140.4GWh，占实际需求的29.6%;2026年1-5月进一步达到102.6GWh，占比提升至39.4%。集中采购有助于大型业主统一技术标准、降低采购成本并保障供应,但也会强化规模、价格和交付能力要求,中小供应商进入大型项目的难度进一步增加。
与此同时,储能项目投标门槛明显提高。大型项目越来越重视电芯,PCS,BMS,EMS及系统集成等核心环节的自主研发能力，同时要求企业提供第三方检测、型式试验、涉网性能报告以及GWh级供货和投运业绩。安全能力也成为重要评价指标,热失控预警、消防设计、状态监测、事故处置和长期质保等要求持续增加。行业准入标准正在从"能够提供产品”,升级为"能够保障项目长期安全稳定运行”。
低价中标的竞争模式正在受到约束。随着异常低价审查、反价格无序竞争和央国企投资责任追究机制逐步完善，招标评价将更加重视技术、质量、安全、业绩和履约能力。系统集成商的竞争更注重系统设计、热管理、控制策略、构网性能、并网调试和长期运维等全链条能力。未来,能够证明整站效率、容量衰减和长期可用率的企业,将获得更明显的竞争优势。
2025年至2026年上半年，我国储能招投标市场在需求规模快速扩张和电力市场机制加速重构的多重影响下，呈现出“规模高增长、价格低位运行、结构明显分化、竞争加速升级"的阶段性特征。2025年全年,储能项目招标及采招落地规模均实现大幅增长,电网侧独立储能成为市场需求的主要支撑,用户侧储能保持较快增长,新能源强制配储项目占比则有所下降。
据 CESA 储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年国内共进行了2381次储能项目招标工作，其中储能 EPC/PC 总承包（含设备）、储能系统（含直流侧）、电芯等招标规模达142.3GW/477.3GWh，较之2024年同比增长65.7%（功率）/67.8%（容量）。
2025年储能集采/框采类新增招标高达114.6GWh，容量占比24%；项目类新增招标共计126.8GW/362.7GWh，容量占比76%。
从储能新增招标项目区域分布来看,2025年,新疆17.5GW/69GWh的新增招标规模位居全国榜首，占项目类的13.8%(功率)/19%(容量)。
内蒙古新增招标11.3GW/43.4GWh,容量规模位列全国第二,功率规模排名第三,占比8.9%(功率)/12%(容量)。
山东新增招标11.8GW/28.2GWh,功率规模居全国第二,容量规模排在第三,占比9.3%(功率)/7.8%(容量)。
河北新增招标7.6GW/24.4GWh,容量规模居全国第四，占比6.0%(功率)/6.7%(容量)。宁夏新增招标8.6GW/23.2GWh,功率规模和容量规模均排名第五,占比6.8%(功率)/6.4%(容量)。
江苏新增招标8.1GW/20.4GWh,功率规模和容量规模均排在第六，占比6.4%(功率)/5.6%(容量)。
山西新增招标11.1GW/20.2GWh,功率规模居全国第四,占比8.7%(功率)/5.6%(容量)。
此外，甘肃、河南、广东、云南均超10GWh,广西、安徽、四川、湖北新增招标都在5GWh以上。
西北地区储能采招落地30.7GW/105.5GWh,同比增长99.2%(功率)/116.3%(容量)，占全国项目类采招落地总规模的26.1%(功率)/31.7%(容量),容量规模居全国首位,功率规模排在第二,已披露采购成交金额达852亿元。主要为电网侧和电源侧储能项目,采招落地容量分别为85.2GWh,19.7GWh，双双领跑全国。
华北地区则成为2025年全国储能市场增长最为显著的区域之一。全年采招落地规模达到32.6GW/100.7GWh,同比增长156.2%(功率)/239.1%(容量)，占全国总规模的27.7%(功率)/30.2%(容量),功率规模位居全国第一,容量规模排名第二,已披露采购金额达846亿元。与西北地区类似，主要为电网侧和电源侧储能项目,采招落地容量分别为83.9GWh、16.3GWh，仅次于西北地区。
与2024年相比,华北地区容量规模占比由22.14%提升至30.2%,增长超过8个百分点,区域市场地位显著提升。内蒙古、河北和山西等重点市场储能需求集中释放，叠加新能源大基地建设提速、独立储能项目加快落地以及电力市场改革持续推进,共同推动华北地区成为全国储能市场的重要增长极。
华东地区采招落地23.8GW/53.7GWh,同比增长146.8%(功率)/113.9%(容量),占全国的20.3%(功率)/16.1%(容量)，功率和容量规模均位列全国第三，已披露采购金额659亿元。作为我国经济最活跃、用电负荷最集中的区域之一，华东地区持续受益于工商业储能以及独立储能项目的快速发展。2025年华东地区采招落地项目主要为电网侧和用户侧储能,采招落地容量分别为37.7GWh,13.2GWh,其用户侧储能领跑全国。
华南地区采招落地9.6GW/24.8GWh,同比增长83.6%(功率)/142.6%(容量)，占全国的8.2%(功率)/7.4%(容量)，已披露采购金额375亿元。
华中地区采招落地9.2GW/22.2GWh,同比增长97%(功率)/111.7%(容量)，占全国的7.8%(功率)/6.7%(容量),已披露采购金额275亿元。
西南地区储能市场呈现快速增长态势，2025年采招落地8.8GW/20.8GWh，同比增长256%(功率)/270.3%(容量)，占全国的7.4%(功率)/6.2%(容量)，已披露采购金额121亿元。云南、四川、重庆和贵州等省(市)储能市场增长势头强劲，成为推动西南地区储能规模快速扩张的主要力量。
东北地区采招落地2.6GW/5.1GWh,同比增长57.6%(功率)/18.6%(容量)，占全国的2.2%(功率)/1.5%(容量)，已披露采购金额77亿元。
在采招落地Top25省份中，从时长分布来看，内蒙古、新疆、甘肃2025年4h及以上长时储能采招落地项目占比均在80%(功率)/90%(容量)以上，是全国长时储能规模占比最大的省份之一。河北、陕西、青海4h及以上长时储能采招落地项目占比均超50%(功率)/60%(容量)，长时储能规模占比较大。
山东、山西、江苏、湖北、安徽、贵州2h储能采招落地项目规模占本省的比例均在70%(功率)/80%(容量)以上，是全国2h储能占比较大的省份。
此外，山西、湖北、江西、重庆、辽宁、吉林2h以下短时储能采招落地规模占本省的比例均超10%，是全国功率型短时储能发展的重点省份。
从各省细分场景分布上来看,2025年内蒙古电网侧新增采招落地容量超过47GWh,居全国首位，新疆电网侧采招落地44.7GWh仅次于内蒙古，居全国第二。山东、宁夏电网侧采招落地均在20GWh，电网侧分别位居全国第三、第四。
从电源侧来看,2025年新疆采招落地14.8GWh,容量位居全国第一。内蒙古12.9GWh,为全国第二。河北、青海电源侧采招落地均超2GWh,分别为全国第三、第四。
从用户侧来看,2025年江苏采招落地8.7GWh,容量居全国首位。河南、安徽均超过3GWh，分别为全国第二、第三。
2025年独立/共享储能市场呈现明显的大型化、集中化发展趋势,项目规模持续向中大型储能电站集聚。
不同区域的市场驱动力正逐渐分化。西北和华北更偏向大型化、长时化和电网侧应用,内蒙古、新疆、甘肃等地4小时及以上储能占比较高，长时储能率先形成规模;华东地区则依托工业负荷和工商业用户资源,成为用户侧储能和综合能源项目的主要发展区域。
具体来看,在已披露采招落地规模的513个独立/共享储能项目/标段(含设备)中,200MWh及以上项目/标段达到423个,数量占比超过82%,已成为市场绝对主流。其中,200MWh≤容量<500MWh的项目/标段最多,达263个,数量占比51.3%,超过一半。500MWh及以上项目/标段达160个,数量占比31.2%,超过三成。GWh级项目/标段达到72个，占比高达14%，主要集中在内蒙古、新疆等地。独立/共享储能已逐步从早期的示范验证阶段进入规模化开发阶段,市场投资重心正向大容量、长时储能项目转移。
据CESA储能应用分会不完全统计,2025年技术路线明确的储能采招落地规模为135.6GW/472.9GWh,其中混合储能12.2GW/29GWh,占比9%(功率)/6.1%(容量)。
单一储能采招落地123.4GW/443.9GWh，占比91%(功率)/93.9%(容量)。其中，磷酸铁锂电池储能(不含混合储能中磷酸铁锂电池部分)117.3GW/410.9GWh，占技术路线明确总采招落地规模的86.5%(功率)/86.9%(容量)。压缩空气储能采招落地。
2.5GW/12.3GWh,占比1.8%(功率)/2.6%(容量)。混合固液电池储能采招落地1.3GW/8GWh,占比1%(功率)/1.7%(容量)。液流电池储能采招落地1.1GW/4.21GWh，占比0.8%(功率)/0.9%(容量)。固体储热采招落地0.6GW/4.8GWh,占比0.4%(功率)/1%(容量)。熔盐储热采招落地0.3GW/2GWh，占比0.2%(功率)/0.4%(容量)。铅炭电池采招落地
0.27GW/1.57GWh，占比0.2%(功率)/0.3%(容量)。
此外，目前不同技术路线的成本差距仍然较大。2025年，全钒液流电池和钠离子电池储能系统中标均价分别约为2.46元/Wh和1.35元/Wh，明显高于磷酸铁锂电池储能，短期内难以单纯依靠初始投资成本展开竞争。
未来,非锂储能需要更多体现长寿命、高安全、长时储能和高频循环等差异化价值。与此同时,储能项目评价标准也将从初始采购价格转向全生命周期成本,度电成本、系统效率、容量衰减、循环寿命和质保责任,将成为业主选择方案时更加重要的指标。
据CESA储能应用分会不完全统计,2025年技术路线明确的储能采招落地规模为135.6GW/472.9GWh,其中混合储能12.2GW/29GWh,占比9%(功率)/6.1%(容量)。
单一储能采招落地123.4GW/443.9GWh，占比91%(功率)/93.9%(容量)。其中，磷酸铁锂电池储能(不含混合储能中磷酸铁锂电池部分)117.3GW/410.9GWh，占技术路线明确总采招落地规模的86.5%(功率)/86.9%(容量)。压缩空气储能采招落地2.5GW/12.3GWh,占比1.8%(功率)/2.6%(容量)。混合固液电池储能采招落地1.3GW/8GWh,占比1%(功率)/1.7%(容量)。液流电池储能采招落地1.1GW/4.21GWh，占比0.8%(功率)/0.9%(容量)。固体储热采招落地0.6GW/4.8GWh,占比0.4%(功率)/1%(容量)。熔盐储热采招落地0.3GW/2GWh，占比0.2%(功率)/0.4%(容量)。铅炭电池采招落地
0.27GW/1.57GWh，占比0.2%(功率)/0.3%(容量)。
2025年中国磷酸铁锂电池储能(不含混合储能中磷酸铁锂电池部分)采招落地占比86.5%(功率)/86.9%(容量)，混合储能占比9%(功率)/6.1%(容量)。
2026年1-5月，中国磷酸铁锂电池储能(不含混合储能中磷酸铁锂电池部分)采招落地占比81.5%(功率)/86.4%(容量)，混合储能占比12.5%(功率)/6.6%(容量)。
“磷酸铁锂+飞轮储能”“磷酸铁锂+超级电容”在混合储能中占据主体地位，2026年以来，"磷酸铁锂+钠离子电池"混合储能项目增长显著。
目前尽管磷酸铁锂电池储能依旧占据中国储能市场的主体地位,但混合储能与非锂储能技术也在加速落地，其市场占比进一步提升。未来,中国储能技术体系将逐步走向多技术并行和多性能协同。
2025全年中国储能采招落地项目对应的实际储能系统需求高达136GW/473.7GWh,较之2024年同比增长122.8%(功率)/164.4%(容量)，采购总金额超过3700亿元。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计,2026年1-5月,国内共完成了839次储能采招工作，数量较之上年1-5月同比增长22.8%。其中EPC/PC(含设备)、储能系统、电芯等采招落地共计65.7GW/273.3GWh，同比增长104%(功率)/83.5%(容量)。储能 EPC/PC(含设备)采招落地48.5GW/129.6GWh，容量占比47.4%,已披露采购金额超过1100亿元。储能系统(含直流侧)采招落地17.2GW/92.1GWh，容量占比33.7%，已披露采购金额超过680亿元。储能电芯采招落地51.6GWh，容量占比18.9%，已披露采购金额超200亿元。
2026年1-5月中国储能采招落地项目对应的实际储能系统需求达62.5GW/260.4GWh,较之上年1-5月同比增长106.3%(功率)/82%(容量)，采购总金额超过2000亿元。
除了集采/框采，2026年1-5月，储能项目类采招落地规模达57.3GW/157.7GWh，总成交金额超过1200亿元，遍布30多个省市自治区。
从地区分布上来看,2026年1-5月采招落地储能项目主要集中在西北、华北两地区,这两个地区采招落地均超过16GW/50GWh，已披露中标金额都在350亿元以上。
2026年1-5月，西北地区储能采招落地16.9GW/55.6GWh，占全国项目类采招落地的29.4%(功率)/35.3%(容量),容量规模居全国第一,功率规模排在第二,已披露中标金额达369亿元，主要集中在宁夏、新疆等地。
此外，华东地区采招落地7.3GW/17.2GWh，居全国第三，已披露中标金额达145亿元。华南地区采招落地5.7GW/13GWh，已披露中标金额超过100亿元。西南、华中地区采招落地均超过3.5GW/9GWh，已披露中标金额都在80亿元以上。东北地区采招落地2.1GW/3.2GWh，已披露中标金额达72亿元。
华北地区储能项目采招落地18GW/50.4GWh,占比31.4%(功率)/32%(容量)，功率规模居全国第一,容量规模排在第二,已披露中标金额达377亿元,主要集中在山西、河北、内蒙古等地。
2026年1-5月,宁夏储能采招落地8GW/23GWh,占全国项目类采招落地总规模的13.9%(功率)/14.6%(容量),容量规模居全国首位,功率规模排名第二,已披露订单金额达140亿元。
新疆储能采招落地5.6GW/21.1GWh,占比9.8%(功率)/13.4%(容量)，容量规模居全国第二,功率规模排名第三,已披露成交金额达132亿元。
山西储能采招落地10.3GW/20.9GWh,占比18%(功率)/13.3%(容量)，功率规模居全国第一,容量规模排名第三,已披露订单金额最高,达222亿元。
宁夏和山西成为2026年以来快速崛起的新型储能两大订单高地。
此外,河北、内蒙古新增采招落地均超10GWh,山东、甘肃、广西、河南均超7GWh。
西北地区储能采招落地30.7GW/105.5GWh,同比增长99.2%(功率)/116.3%(容量)，,占全国项目类采招落地总规模的26.1%(功率)/31.7%(容量),容量规模居全国首位,功率规模排在第二,已披露采购成交金额达852亿元。主要为电网侧和电源侧储能项目,采招落地容量分别为85.2GWh,19.7GWh，双双领跑全国。
华北地区则成为2025年全国储能市场增长最为显著的区域之一。全年采招落地规模达到32.6GW/100.7GWh,同比增长156.2%(功率)/239.1%(容量)，占全国总规模的27.7%(功率)/30.2%(容量),功率规模位居全国第一,容量规模排名第二,已披露采购金额达846亿元。与西北地区类似，主要为电网侧和电源侧储能项目,采招落地容量分别为83.9GWh、16.3GWh，仅次于西北地区。
与2024年相比,华北地区容量规模占比由22.14%提升至30.2%,增长超过8个百分点,区域市场地位显著提升。内蒙古、河北和山西等重点市场储能需求集中释放，叠加新能源大基地建设提速、独立储能项目加快落地以及电力市场改革持续推进,共同推动华北地区成为全国储能市场的重要增长极。
尽管强制配储政策逐步调整，但是新能源消纳、电网调节、独立储能、工商业储能、用户侧新兴应用场景等依旧在支撑储能市场的高速扩张。
储能价格正在从持续下行转向回归理性。2025年，磷酸铁锂储能EPC/PC中标加权均价为0.9629元/Wh，同比下降18.06%;储能系统中标加权均价降至0.4791元/Wh，同比下降16.53%。电芯产能扩张、系统集成竞争加剧、大容量电芯应用和供应链持续降本，共同推动储能设备价格进一步下探。进入2026年，受上游原材料涨价等因素的影响，价格出现阶段性回升,1-5月锂电储能EPC/PC和储能系统中标均价分别回升至0.9957元/Wh和0.5329元/Wh,价格正逐步回归理性。未来,原材料价格、产能利用率、招标规则、安全标准和企业盈利修复,将共同影响价格走势。
总体来看,储能投资市场呈现"主体更加多元、资源更加集中"的双重特征。一方面,投资主体持续扩容，民企和跨界企业获得更多市场空间;另一方面，前88家采招规模超过1GWh的企业合计占全国市场约三分之二,资金、项目资源和运营能力仍在向头部企业集中。未来，央企将继续依托资金和资源优势主导大型电网侧及新能源基地项目,民营企业则更多通过市场化独立储能和商业模式创新切入市场,行业竞争将进一步转向项目获取、融资能力、电力交易和资产运营能力的综合比拼。
从价格走势看,2025年磷酸铁锂储能系统和EPC中标价格较2024年整体下降约16%-18%。其中，储能系统中标加权均价已降至0.5元/Wh以下，4小时储能系统价格进一步下探至0.4元/Wh左右。全年价格走势并非单边下降，而是呈现明显的"前期下行、年中触底、四季度回升"特征。2025年7-8月,在产能集中释放、市场竞争加剧以及集采订单放量的共同作用下，储能系统报价达到阶段性低点。2025年9月以后,随着碳酸锂及电池材料价格回升、储能电芯供应趋紧和海外订单增加,系统价格逐步企稳反弹。2026年5月,锂电储能EPC/PC中标均价已回升至1.0184元/Wh,锂电储能系统中标均价回升至0.5937元/Wh。
这意味着,我国储能招中标市场正在告别单纯依赖制造成本下降的价格竞争阶段,逐步进入由原材料成本、产品性能、交付能力、融资成本、项目收益以及电力市场机制共同决定价格的新阶段。展望2027年，储能市场需求仍将保持较高水平，但行业增长逻辑将由“低价驱动规模扩张"进一步转向"市场价值驱动高质量发展"。
2025年电网侧储能采招落地93.3GW/267.2GWh,同比增长141.8%(功率)/172.6%(容量)，占项目类的79.4%(功率)/80.2%(容量)。2026年1-5月电网侧储能采招落地50.8GW/140.9GWh,占项目类采招落地总规模的88.7%(功率)/89.3%(容量)，市场占有率进一步增加。
2026年初，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知(发改价格〔2026]114号)》(简称"114号文")，提出"分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制",为大规模储能市场建立了更加清晰、稳定的收益预期,也为行业规模化发展提供了关键制度支撑。
在114号文出台之前，全国已有湖北、甘肃、宁夏等9省出台了容量补偿相关机制。而114号文的出台，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，填补了全国性新型储能容量电价的制度空白。
与此同时，114号文进一步明确电网侧独立储能容量电价的制定原则:"容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础,根据顶峰能力按一定比例折算(折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长,最高不超过1),并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定”。
文件要求以当地煤电容量电价为基础,根据其顶峰支撑能力按比例折算,折算比例与连续放电小时数和系统最长净负荷高峰持续时段直接挂钩,真实反映独立储能对电力系统顶峰保障的实际贡献。
114号文的下发，使得电网侧独立储能的核心容量价值真正开始归位。这一政策有望通过因地制宜的收益预期进一步激活行业投资活力,更有利于推动形成"可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益"的多元化收益结构,提升电网侧独立储能项目的经济性,提升项目收益的可预期性和融资可行性,加速行业的规模化、市场化发展。
从价格走势看,2025年磷酸铁锂储能系统和EPC中标价格较2024年整体下降约16%-18%。其中，储能系统中标加权均价已降至0.5元/Wh以下，4小时储能系统价格进一步下探至0.4元/Wh左右。全年价格走势并非单边下降，而是呈现明显的"前期下行、年中触底、四季度回升"特征。2025年7-8月,在产能集中释放、市场竞争加剧以及集采订单放量的共同作用下，储能系统报价达到阶段性低点。2025年9月以后,随着碳酸锂及电池材料价格回升、储能电芯供应趋紧和海外订单增加,系统价格逐步企稳反弹。2026年5月,锂电储能EPC/PC中标均价已回升至1.0184元/Wh,锂电储能系统中标均价回升至0.5937元/Wh。
这意味着,我国储能招中标市场正在告别单纯依赖制造成本下降的价格竞争阶段,逐步进入由原材料成本、产品性能、交付能力、融资成本、项目收益以及电力市场机制共同决定价格的新阶段。展望2027年，储能市场需求仍将保持较高水平，但行业增长逻辑将由“低价驱动规模扩张"进一步转向"市场价值驱动高质量发展"。
受原材料价格回升、电芯供需趋紧和海外需求增加等因素影响,储能系统价格继续大幅下跌的空间已经明显收窄，全年价格可能呈现低位震荡、结构分化和阶段性波动特征。
不同产品之间的价格分化将进一步扩大。常规磷酸铁锂储能系统仍将面临较强竞争,价格总体保持透明;具备构网能力、长时运行能力、高安全等级和智能运营能力的产品，有望获得一定技术溢价。不同区域之间也将出现分化，容量机制清晰、现货市场活跃和新能源消纳需求强的地区,项目对设备质量和运营能力的关注度将明显提升;收益机制尚不完善的地区，低价竞争压力仍可能持续。
总体而言,储能行业正在从"设备价格决定项目竞争力"转向"全生命周期价值决定项目竞争力"。未来的储能招标将不仅是设备和工程价格的竞争,更是技术性能、资金成本、项目开发、电力交易、智能运维和长期履约能力的综合竞争。只有建立更加规范、透明和市场化的招投标价格形成机制,才能引导行业摆脱无序低价竞争,推动储能产业由规模扩张阶段迈向安全、高效、可持续的高质量发展阶段。
