内蒙库伦储能招标延期：技术成本政策三重挑战下的破局思考

摘要： 中国储能网讯：近日，内蒙古库伦旗发布的一则储能项目招标延期公告，将大型储能项目落地难的问题推至行业聚光灯下。该招标原计划...

中国储能网讯：

近日，内蒙古库伦旗发布的一则储能项目招标延期公告，将大型储能项目落地难的问题推至行业聚光灯下。该招标原计划于8月18日截止报名，却因"报名单位不足三家"被迫延期，引发业内对储能项目市场化推进困境的深度讨论。这一现象并非孤立事件，其背后折射出技术门槛、成本压力与政策模糊性交织的行业生存图景。

项目要求建设不小于100MW/400MWh的电网侧储能电站，这一规模直接抬高了参与门槛。依据行业平均数据，此类项目总投资额预计可达3亿至5亿元，其中电池系统成本占40%-60%，电力电子设备及基建成本合计超30%。

对于年均储能项目承接量不足5个的中小企业而言，资金链压力显而易见。对此有业内人士分析，单个项目投资动辄数亿，远超中小企业的资金周转能力，即便有融资支持，高昂的财务成本也令项目收益堪忧。

更严峻的是技术资质要求。招标文件明确申报企业需"优先支持具有储能相关科技创新成果、专利和软著的企业"，并要求提供集团授权文件。这意味着，仅资质审核一项就可能淘汰80%以上的中小型储能集成商。其评分标准中"技术方案创新性""设备选型合理性"等软性指标，进一步挤压了中小企业的生存空间。

此次招标设定4小时储能系统报价低于0.6元/Wh的隐性红线，而行业平均成本已逼近这一临界点。中小企业在成本竞争中更是处于明显劣势。大型央企可通过规模化采购将电芯成本压降至0.3元/Wh以下，而中小型企业采购314Ah电芯的单价普遍高于0.35元/Wh。加之工商业储能项目分散、运维成本高企，中小企业在价格战中几乎丧失议价权。

库伦旗项目依据《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则》，但具体政策落地存在模糊地带。例如，项目收益机制、容量补偿标准、并网调度规则等关键条款尚未明确，导致企业难以准确评估投资回报。

这种政策模糊性直接反映在招标结果中。反观其他地区，如甘肃敦煌通过"容量租赁+现货套利"模式，利用峰谷价差0.54元/kWh实现单日充放收益9.3万元；同时实施330元/kW·年的容量补偿，100MW/400MWh项目年增收超1100万元，内部收益率（IRR）提升至16.3%。

库伦旗项目的延期现状折射出储能行业从"政策驱动"向"市场驱动"转型的阵痛。当100MW/400MWh级项目成为央企"标配"，中小企业更需在技术深耕、区域深耕与数据赋能维度构建竞争力。

部分企业已开始探索差异化路径。联盛新能源通过AI算法优化充放策略，实现超发11.2%；河南嵩基集团45MW/133MWh项目通过智能调度提升绿电利用率35%，年收益达8055万元。这些案例表明，在政策红利逐渐退坡的背景下，唯有那些能在技术、模式、资本间找到平衡点的企业，方能在储能赛道的下半场占据一席之地。

这场招标延期事件，既是行业洗牌的警钟，也是转型升级的契机。对于地方政府而言，如何通过政策细化与市场机制创新吸引更多参与者，将是决定区域储能市场能否成熟的关键。细化收益分配机制、明确调峰调频补偿标准、建立储能项目全生命周期监管体系，这些举措将直接提升项目可操作性。而对于中小企业来说，在细分市场中找到技术突破口并做好商业模式创新，或许才是关键的破局之道。

一审：刘亚珍

二审：裴丽娟

三审：潘 望