記者 王雅潔

2026年6月中下旬，西南、西北多地“東數西算”算力園區儲能配套招標工作啟動。

經濟觀察報記者從成渝算力走廊、寧夏中衛智算云基地、內蒙古鄂爾多斯“東數西算”產業園相關項目負責人處獲悉，本輪招標規則出現明顯調整，鈉離子電池（下稱“鈉電”）與磷酸鐵鋰儲能系統均具備獨立投標資格，項目單站儲能配置規模多為50MW/100MWh（即功率為50兆瓦、容量為100兆瓦時）。

過去兩年間，大型算力園區儲能招標大多只允許磷酸鐵鋰參與，鈉電通常在示范專項標段中零星出現。此次，鈉電登上舞臺，與磷酸鐵鋰在同一技術標尺下接受評審，不僅比拼首次采購成本，更在低溫性能、原材料供應鏈安全性、全生命周期度電成本等維度展開綜合競爭。

投標現場還出現了一個讓評審組意外的現象，參與鈉電投標的企業，申報容量大多落在5MWh到20MWh（即5兆瓦時至20兆瓦時）之間，愿意獨立承接覆蓋園區100MWh完整標段的并不多。

多家鈉電設備商給出的顧慮比較接近，電池級硬碳負極有效產能供給不足，沒有長期鎖料協議支撐，中標大額訂單后的交付周期不確定。疊加儲能專用鈉電芯產線仍在爬坡、配套電解液供給緊張等因素，多數企業現階段只選擇以小容量標段試水。

招標清單上的“新面孔”

6月中下旬，記者梳理數地新建智算配套儲能招標情況發現，這批招標不止一地設置了一個往年沒有的條款：鈉電和磷酸鐵鋰兩種技術路線均可參與投標。

過去，大型商用算力園區的集中式儲能配套長期以磷酸鐵鋰電池為主。鈉電的活動范圍主要集中在兩輪電動車、低速車、戶用儲能，未進入過高等級算力基礎設施的采購清單。

轉折出現在2026年。

4月，國家發展改革委、國家能源局、工信部、國家數據局聯合印發國能發科技〔2026〕34號文（下稱“34號文），鼓勵算力設施配置構網型儲能。5月，該文件面向行業公開解讀后，西部一些算力樞紐隨即調整了新建智算項目的儲能配套標準。

一位參與政策研討的人士告訴記者，過去儲能政策主要面向風光電站，算力側儲能多是項目自發配套。34號文是國家級頂層文件，其中首次將算力基礎設施與構網型儲能系統性政策綁定，這在一定程度上推動了地方國資平臺修改采購規則。

一位西部城投園區能源配套負責人告訴記者，雙線投標不是單個園區的自主決定，而是市級國資運營平臺結合上級試點政策統一出臺的采購規范。他對記者表示，往年儲能招標只設磷酸鐵鋰單一路線，今年政策鼓勵新型儲能技術驗證，加上算力項目對銅箔等原材料成本波動的擔憂在加大，平臺統一要求所有集中式儲能標段必須預留鈉電試點投標通道。

上述西部城投園區能源配套負責人介紹，本輪單園區儲能總規模多為50MW/100MWh，平臺統一劃定約10%至20%的容量用于鈉電技術試點，不會一次性大規模上量。

“這個比例是算過的。”他解釋，國資項目的核心考核有兩點：長期穩定運行，和關鍵原材料供應鏈自主可控。如果完全依賴鋰資源和銅箔，兩種材料對外依存度都偏高，大宗商品價格波動和產能變化都會影響園區幾十年的運營成本。雙線招標本質上是一種風險分散，主力儲能用成熟鋰電保障機房供電底線，小比例鈉電做技術儲備。

低溫是另一個現實考量。西部算力樞紐所在區域，冬季最低溫普遍達到零下25到35攝氏度。上述負責人說，園區戶外成套磷酸鐵鋰儲能預制艙即便配套基礎保溫結構，低溫工況下放電容量折損仍有15%到22%，需額外配套加熱保溫設備，增加土建和用電運維成本。

2026年上半年，他們用小規模鈉電預制艙做了戶外實測，同場景下鈉電預制艙在零下30攝氏度環境中，實測容量折損可控制在5%以內，不需要大功率保溫配套（該實測為園區定制化鈉電預制艙樣本數據，不同廠商電芯存在小幅差異，不同實驗主體亦存在差異）。

但鈉電能量密度偏低，機房內置緊湊型儲能空間不足，室內備用儲能仍優先選用鋰電。

城投的規劃很清晰，室外集中式構網儲能試點鈉電，室內高密度備用儲能保留鋰電，兩條腿走路。

記者在采訪中了解到，34號文印發后，已有地方發改部門、能源部門同步給智算園區下發了配套落實指引，明確新建算力中心須配套構網型儲能、鼓勵多元化儲能技術試點。從政策下達到項目可研調整、電網接入方案復核、招標方案審定，一套流程走完剛好一個月。

上述西部城投園區能源配套負責人透露，在和多家鈉電企業在招投標前溝通時，他發現頭部電池企業雖然能出具完整的百MWh（即100兆瓦時，儲能系統的總容量）級大容量方案，但都會主動建議園區控制試點容量，原因是鈉電芯交付周期匹配不上園區投產節點。有中小企業更直接，明確說只能承接10MWh以內的小標段。

“不是他們不想做，是上游材料供不上?！鄙鲜鲐撠熑苏f。

不敢跨的門檻

上述西部城投園區能源配套負責人所在的城投平臺，其評審組梳理標書時也注意到，大部分參與鈉電投標的企業，申報試點容量集中在5MWh到20MWh（5兆瓦時至20兆瓦時）之間。

儲能集成商投標負責人趙海寧向記者解釋，5MWh到20MWh是現階段多數無長期硬碳鎖料協議的鈉電商“敢簽的上限”。對30MWh（兆瓦時）以上大容量標段，他們公司現階段優先向業主推薦技術成熟的磷酸鐵鋰儲能方案。核心原因在于，硬碳負極的穩定出貨能力撐不起更大的盤子。

趙海寧所在的公司同時跟進三地智算儲能招標，全部提交了鋰、鈉兩套技術方案，但鈉電部分主動控制在20兆瓦時以內?！俺^這個數，合同簽了也不敢保證按時交貨。”他說。

這個判斷和甲方的測算基本吻合。上述西部城投園區能源配套負責人提供另一個視角：本輪按10%到20%的比例劃定鈉電試點配額，折合下來就是10到20兆瓦時。甲方規劃的試點容量上限，恰好是乙方敢報的上限。

為什么20兆瓦時是一道門檻？

趙海寧解釋，算力儲能和常規風光儲能有區別。風光儲能側重長時間靜態儲能，對電芯一致性和系統響應速度的要求相對寬松。算力儲能不同，AI（人工智能）算力中心負荷波動幅度大、頻次高，儲能系統需要頻繁快速調頻，對電芯一致性、BMS（電池管理系統）動態調節算法的要求大幅提升。公司研發端正在加急迭代算力專用構網型鈉電儲能PACK（電池模組），但整套控制系統開發和調試周期比預期更長，短期內難拿出成熟的大容量方案。

趙海寧說，更大的制約在上游。2026年二季度下游儲能和低速兩輪車同步拉動鈉電需求，硬碳整體產能已處緊平衡狀態。如果一次性承接吉瓦時（吉瓦時，即百萬千瓦時，指大規模儲能項目的總容量）級大單，很難拿到足額現貨。

另一個投標細節印證了這種緊張。上述西部城投園區能源配套負責人在技術澄清環節注意到，多家投標方主動提示硬碳現貨緊俏，長單鎖價成本上浮，受硬碳、鈉系電解液等多種原材料同步漲價影響，同等容量鈉電儲能系統相對磷酸鐵鋰的成本報價優勢相比年初明顯收窄。與此同時，鈉電企業普遍要求延長30到60天的交付周期。對城投來說，算力機房投產節點是硬約束，供電配套必須同步到位。

趙海寧對比，2026年初同等容量鈉電系統相比磷酸鐵鋰還有明顯的成本優勢，經過兩輪硬碳漲價，價差持續收窄。除了西部低溫戶外儲能這類鈉電有天然性能優勢的場景，普通工況下的儲能項目，鈉電報價已沒有太多競爭力。

趙海寧進一步解釋，公司內部產能分配策略是“鋰電保主力訂單、鈉電專供試點項目”，不擠占成熟鋰電交付產能。報價層面也是兩套策略：鈉電試點標段適度壓縮利潤換取場景驗證機會；大容量主力標段主推磷酸鐵鋰，保障現金流和交付穩定性。

這解釋了為什么投標現場企業不敢報大單，不是不想要訂單，是材料端和交付端都不具備接大單的條件。

鈉電的優勢在實驗室和宣傳材料里被反復強調：不用銅箔、耐低溫、成本低。

但到了招標現場，決定能不能簽合同的是另一套邏輯：能否按時交貨、能否保證一致性、能否通過電網并網測試。

趙海寧分析，“硬碳”是卡點之一：“我們和甲方說得很清楚，20兆瓦時以上現階段不建議用鈉電?！?/p>

這句話，城投評審組也聽到了。上述西部城投園區能源配套負責人對記者說，評審組綜合評估后，本輪不會突破20%的試點上限，“不是我們保守，是現階段只能這樣。鈉電在招標文件里進來了，但在交付端還沒準備好?！彼f。

為什么卡

上述西部城投園區能源配套負責人表示，他們和頭部硬碳企業簽了年度長單，但長單鎖定的只是基礎產能，“預留增量空間極小”。如果承接數十兆瓦時以上的大容量鈉電標段，長單額度根本不夠覆蓋，只能拆成多批次延期交付。

一家硬碳材料企業的市場銷售人士周明向記者解釋了相關產能邏輯。

周明表示，行業公開的規劃產能總量看起來很大，但大量新建產線尚未完成爬坡，真正能穩定供貨、滿足儲能長循環標準的有效出貨產能非常有限。6月西部算力儲能集中招標帶來新增電芯需求，市場現貨硬碳已出現階段性偏緊。下游電池企業需提前1到3個月鎖貨，臨時大額采購很難快速足額交付。這一供需失衡局面始于2026年4月至5月，在34號文發布后，各地算力園區儲能配套標準相繼調整，鈉電試點通道集中打開，原本分散的小批量需求在短期內匯聚成集中的采購預期，但上游硬碳產線建設周期長，無法同步響應，導致現貨市場在6月招標季來臨前就已出現階段性供給緊張。

周明還表示，行業標準化萬噸級硬碳產線，從立項環評、土建施工、設備調試到穩定量產爬坡，完整落地周期普遍在18到24個月。2026年內，只有去年上半年開工的少量產線能小幅釋放增量產能，今年新立項的擴產項目無法在年內形成有效供貨?！岸唐诠┙o增量非常有限?！?/p>

更上游的原料環節也在制造壓力。

周明介紹，硬碳的主流原料路線有兩條：一是椰殼基，性能穩定但依賴海外進口，產地集中在東南亞，產區政策波動和海運變化都會直接影響供貨穩定性；二是國內正在推進的煤基硬碳，被認為是國產化替代的主要方向，但現階段大規模穩定量產產能仍不足，當前國內煤基硬碳穩定量產產能有限，整體僅能分流約30%的市場需求，短期難以完全填補算力儲能帶來的新增采購缺口。

他向記者確認了一個趨勢，椰殼基前驅體進口價格受海外產能和海運波動影響持續走高，國內煤基硬碳雖在擴產但在工藝成熟度上還有差距。年初同等容量鈉電系統相比磷酸鐵鋰有明顯成本優勢，經過兩輪硬碳漲價，價差持續收窄。除了西部低溫算力戶外儲能這類鈉電有天然性能優勢的場景，普通工況下的儲能項目，鈉電報價已很難壓過磷酸鐵鋰。

趙海寧表示，年初報鈉電方案時，甲方還會因為成本優勢多看幾眼。到了6月本輪招標，硬碳漲價已把大部分價差吃掉，“我們現在報鈉電，基本只能強調低溫和供應鏈安全，成本已經不是加分項了?！彼f。

周明補充道，不過，具備硬碳長協鎖定的頭部電池廠商，已具備承接50MWh以上鈉電試點標段的交付能力，行業多數中小廠商仍受材料約束限制容量。

上述參與政策研討的人士認為，發展鈉電頂層產業，能優化儲能整體供應鏈結構，對沖鋰、銅資源周期性供給風險。但產業發展存在階段性特征，原本小眾的硬碳負極需求突然爆發，形成新的供給約束。

“這說明儲能產業鏈自主可控是一個系統性工程，不能只聚焦電芯主材。負極、電解液這些細分材料，同步需要國產化擴產和工藝突破?！鄙鲜鰠⑴c政策研討的人士說。

該人士判斷，按照行業主流機構對硬碳產線建設、爬坡進度的測算，2027年下半年行業新增有效產能有望集中釋放， 2028年鈉電完整供應鏈才可穩定支撐百MWh級算力儲能項目大規模落地。整個2026年，鈉電在智算儲能領域都會以園區小容量示范試點為主，“只能做技術驗證和場景數據積累，難以形成規?；逃梅帕俊?。

招標通道已經打開，鈉電也拿到了進場的資格。但從投標現場到硬碳產線，從5兆瓦時的試點訂單到真正意義上的規模化商用，中間還隔著一段距離，這種距離是指，鈉電在政策文件和招標條款中已經“入局”，但在材料供應、產能交付、系統配套等環節尚未真正就位，這正是當前階段“進場”與“成熟”之間的核心矛盾所在。

上述西部城投園區能源配套負責人說：“硬碳產能真正放量預估要等到明年下半年。在那之前，大家還是小步試探為好?！?/p>