招标规模同比翻倍，一体化项目成主力
2025年开年以来，国内光伏储能一体化项目招标市场延续高热度。据不完全统计，截至2月中旬，全国已发布的光储一体化项目招标规模合计超过8GWh，较2024年同期增长约110%。其中，新疆、内蒙古、甘肃等西北省份贡献了约六成招标容量，主要驱动力来自新能源大基地配储要求以及电网调峰压力的持续上升。
从项目类型看，光伏+储能EPC总承包模式占比超过七成，业主更倾向于将组件、储能系统、升压站及并网工程打包招标，以缩短建设周期、降低接口协调成本。部分项目还要求投标方具备至少2个百MWh级储能项目交付业绩，门槛明显抬升。
央国企仍是主力，但联合体投标增多
从招标主体看，国家能源集团、华能、大唐、国家电投等央国企依旧占据主导地位，合计释放了约65%的招标容量。值得注意的是，民营企业与央国企组成联合体投标的案例显著增加。例如，某新疆1.2GWh光储一体化项目最终由一家央企新能源公司与两家民营储能系统集成商组成的联合体中标，反映出业主对储能系统效率、循环寿命和本地化运维能力的综合考量。
价格方面，2小时储能系统EPC平均中标价已降至约0.95元/Wh，较2024年初下降约18%。4小时长时储能项目均价约1.15元/Wh，降幅相对温和。业内人士指出，价格下行主要得益于电芯成本回落和系统集成规模效应，但已接近部分二三线厂商的成本线，后续降价空间有限。
技术门槛提升，构网型储能需求浮现
本轮招标中，构网型储能开始出现在部分西北项目的技术规范书中。新疆、西藏等地要求储能系统具备电压源支撑、惯量响应和黑启动能力，以应对高比例新能源接入带来的弱电网问题。虽然目前明确要求构网型技术的项目容量占比不足10%，但趋势已较为明确。
此外，招标文件对储能系统循环寿命的要求普遍提升至8000次以上，部分项目要求10000次，且明确考核容量保持率和往返效率。这对电芯、PCS和BMS的协同优化提出更高要求，也加速了行业低端产能的出清。
区域分化明显，消纳与电价风险仍需关注
从区域看，西北地区因风光资源好、土地成本低，仍是光储一体化招标最活跃的区域；中东部地区则更多以分布式光伏配储和用户侧储能为主，单体规模较小但数量增长快。值得注意的是，部分西北省份已出现储能利用小时数偏低的问题，个别项目实际年等效充放电次数不足200次，影响项目收益预期。
招标放量背后，业主对储能的实际调用率和收益模型仍存疑虑。业内人士建议，投标方需重点关注项目所在区域的电力现货市场价格波动、辅助服务补偿标准以及容量租赁市场供需情况，避免盲目低价竞标。
风险提示：本文数据来源于公开招标信息及行业机构统计，不构成投资建议。光储一体化项目收益受电价政策、消纳条件和设备成本等多重因素影响，实际执行情况可能与招标规划存在差异。