记者 王雅洁
2026年6月中下旬，西南、西北多地“东数西算”算力园区储能配套招标工作启动。
经济观察报记者从成渝算力走廊、宁夏中卫智算云基地、内蒙古鄂尔多斯“东数西算”产业园相关项目负责人处获悉，本轮招标规则出现明显调整，钠离子电池（下称“钠电”）与磷酸铁锂储能系统均具备独立投标资格，项目单站储能配置规模多为50MW/100MWh（即功率为50兆瓦、容量为100兆瓦时）。
过去两年间，大型算力园区储能招标大多只允许磷酸铁锂参与，钠电通常在示范专项标段中零星出现。此次，钠电登上舞台，与磷酸铁锂在同一技术标尺下接受评审，不仅比拼首次采购成本，更在低温性能、原材料供应链安全性、全生命周期度电成本等维度展开综合竞争。
投标现场还出现了一个让评审组意外的现象，参与钠电投标的企业，申报容量大多落在5MWh到20MWh（即5兆瓦时至20兆瓦时）之间，愿意独立承接覆盖园区100MWh完整标段的并不多。
多家钠电设备商给出的顾虑比较接近，电池级硬碳负极有效产能供给不足，没有长期锁料协议支撑，中标大额订单后的交付周期不确定。叠加储能专用钠电芯产线仍在爬坡、配套电解液供给紧张等因素，多数企业现阶段只选择以小容量标段试水。
招标清单上的“新面孔”
6月中下旬，记者梳理数地新建智算配套储能招标情况发现，这批招标不止一地设置了一个往年没有的条款：钠电和磷酸铁锂两种技术路线均可参与投标。
过去，大型商用算力园区的集中式储能配套长期以磷酸铁锂电池为主。钠电的活动范围主要集中在两轮电动车、低速车、户用储能，未进入过高等级算力基础设施的采购清单。
转折出现在2026年。
4月，国家发展改革委、国家能源局、工信部、国家数据局联合印发国能发科技〔2026〕34号文（下称“34号文），鼓励算力设施配置构网型储能。5月，该文件面向行业公开解读后，西部一些算力枢纽随即调整了新建智算项目的储能配套标准。
一位参与政策研讨的人士告诉记者，过去储能政策主要面向风光电站，算力侧储能多是项目自发配套。34号文是国家级顶层文件，其中首次将算力基础设施与构网型储能系统性政策绑定，这在一定程度上推动了地方国资平台修改采购规则。
一位西部城投园区能源配套负责人告诉记者，双线投标不是单个园区的自主决定，而是市级国资运营平台结合上级试点政策统一出台的采购规范。他对记者表示，往年储能招标只设磷酸铁锂单一路线，今年政策鼓励新型储能技术验证，加上算力项目对铜箔等原材料成本波动的担忧在加大，平台统一要求所有集中式储能标段必须预留钠电试点投标通道。
上述西部城投园区能源配套负责人介绍，本轮单园区储能总规模多为50MW/100MWh，平台统一划定约10%至20%的容量用于钠电技术试点，不会一次性大规模上量。
“这个比例是算过的。”他解释，国资项目的核心考核有两点：长期稳定运行，和关键原材料供应链自主可控。如果完全依赖锂资源和铜箔，两种材料对外依存度都偏高，大宗商品价格波动和产能变化都会影响园区几十年的运营成本。双线招标本质上是一种风险分散，主力储能用成熟锂电保障机房供电底线，小比例钠电做技术储备。
低温是另一个现实考量。西部算力枢纽所在区域，冬季最低温普遍达到零下25到35摄氏度。上述负责人说，园区户外成套磷酸铁锂储能预制舱即便配套基础保温结构，低温工况下放电容量折损仍有15%到22%，需额外配套加热保温设备，增加土建和用电运维成本。
2026年上半年，他们用小规模钠电预制舱做了户外实测，同场景下钠电预制舱在零下30摄氏度环境中，实测容量折损可控制在5%以内，不需要大功率保温配套（该实测为园区定制化钠电预制舱样本数据，不同厂商电芯存在小幅差异，不同实验主体亦存在差异）。
但钠电能量密度偏低，机房内置紧凑型储能空间不足，室内备用储能仍优先选用锂电。
城投的规划很清晰，室外集中式构网储能试点钠电，室内高密度备用储能保留锂电，两条腿走路。
记者在采访中了解到，34号文印发后，已有地方发改部门、能源部门同步给智算园区下发了配套落实指引，明确新建算力中心须配套构网型储能、鼓励多元化储能技术试点。从政策下达到项目可研调整、电网接入方案复核、招标方案审定，一套流程走完刚好一个月。
上述西部城投园区能源配套负责人透露，在和多家钠电企业在招投标前沟通时，他发现头部电池企业虽然能出具完整的百MWh（即100兆瓦时，储能系统的总容量）级大容量方案，但都会主动建议园区控制试点容量，原因是钠电芯交付周期匹配不上园区投产节点。有中小企业更直接，明确说只能承接10MWh以内的小标段。
“不是他们不想做，是上游材料供不上。”上述负责人说。
不敢跨的门槛
上述西部城投园区能源配套负责人所在的城投平台，其评审组梳理标书时也注意到，大部分参与钠电投标的企业，申报试点容量集中在5MWh到20MWh（5兆瓦时至20兆瓦时）之间。
储能集成商投标负责人赵海宁向记者解释，5MWh到20MWh是现阶段多数无长期硬碳锁料协议的钠电商“敢签的上限”。对30MWh（兆瓦时）以上大容量标段，他们公司现阶段优先向业主推荐技术成熟的磷酸铁锂储能方案。核心原因在于，硬碳负极的稳定出货能力撑不起更大的盘子。
赵海宁所在的公司同时跟进三地智算储能招标，全部提交了锂、钠两套技术方案，但钠电部分主动控制在20兆瓦时以内。“超过这个数，合同签了也不敢保证按时交货。”他说。
这个判断和甲方的测算基本吻合。上述西部城投园区能源配套负责人提供另一个视角：本轮按10%到20%的比例划定钠电试点配额，折合下来就是10到20兆瓦时。甲方规划的试点容量上限，恰好是乙方敢报的上限。
为什么20兆瓦时是一道门槛？
赵海宁解释，算力储能和常规风光储能有区别。风光储能侧重长时间静态储能，对电芯一致性和系统响应速度的要求相对宽松。算力储能不同，AI（人工智能）算力中心负荷波动幅度大、频次高，储能系统需要频繁快速调频，对电芯一致性、BMS（电池管理系统）动态调节算法的要求大幅提升。公司研发端正在加急迭代算力专用构网型钠电储能PACK（电池模组），但整套控制系统开发和调试周期比预期更长，短期内难拿出成熟的大容量方案。
赵海宁说，更大的制约在上游。2026年二季度下游储能和低速两轮车同步拉动钠电需求，硬碳整体产能已处紧平衡状态。如果一次性承接吉瓦时（吉瓦时，即百万千瓦时，指大规模储能项目的总容量）级大单，很难拿到足额现货。
另一个投标细节印证了这种紧张。上述西部城投园区能源配套负责人在技术澄清环节注意到，多家投标方主动提示硬碳现货紧俏，长单锁价成本上浮，受硬碳、钠系电解液等多种原材料同步涨价影响，同等容量钠电储能系统相对磷酸铁锂的成本报价优势相比年初明显收窄。与此同时，钠电企业普遍要求延长30到60天的交付周期。对城投来说，算力机房投产节点是硬约束，供电配套必须同步到位。
赵海宁对比，2026年初同等容量钠电系统相比磷酸铁锂还有明显的成本优势，经过两轮硬碳涨价，价差持续收窄。除了西部低温户外储能这类钠电有天然性能优势的场景，普通工况下的储能项目，钠电报价已没有太多竞争力。
赵海宁进一步解释，公司内部产能分配策略是“锂电保主力订单、钠电专供试点项目”，不挤占成熟锂电交付产能。报价层面也是两套策略：钠电试点标段适度压缩利润换取场景验证机会；大容量主力标段主推磷酸铁锂，保障现金流和交付稳定性。
这解释了为什么投标现场企业不敢报大单，不是不想要订单，是材料端和交付端都不具备接大单的条件。
钠电的优势在实验室和宣传材料里被反复强调：不用铜箔、耐低温、成本低。
但到了招标现场，决定能不能签合同的是另一套逻辑：能否按时交货、能否保证一致性、能否通过电网并网测试。
赵海宁分析，“硬碳”是卡点之一：“我们和甲方说得很清楚，20兆瓦时以上现阶段不建议用钠电。”
这句话，城投评审组也听到了。上述西部城投园区能源配套负责人对记者说，评审组综合评估后，本轮不会突破20%的试点上限，“不是我们保守，是现阶段只能这样。钠电在招标文件里进来了，但在交付端还没准备好。”他说。
为什么卡
上述西部城投园区能源配套负责人表示，他们和头部硬碳企业签了年度长单，但长单锁定的只是基础产能，“预留增量空间极小”。如果承接数十兆瓦时以上的大容量钠电标段，长单额度根本不够覆盖，只能拆成多批次延期交付。
一家硬碳材料企业的市场销售人士周明向记者解释了相关产能逻辑。
周明表示，行业公开的规划产能总量看起来很大，但大量新建产线尚未完成爬坡，真正能稳定供货、满足储能长循环标准的有效出货产能非常有限。6月西部算力储能集中招标带来新增电芯需求，市场现货硬碳已出现阶段性偏紧。下游电池企业需提前1到3个月锁货，临时大额采购很难快速足额交付。这一供需失衡局面始于2026年4月至5月，在34号文发布后，各地算力园区储能配套标准相继调整，钠电试点通道集中打开，原本分散的小批量需求在短期内汇聚成集中的采购预期，但上游硬碳产线建设周期长，无法同步响应，导致现货市场在6月招标季来临前就已出现阶段性供给紧张。
周明还表示，行业标准化万吨级硬碳产线，从立项环评、土建施工、设备调试到稳定量产爬坡，完整落地周期普遍在18到24个月。2026年内，只有去年上半年开工的少量产线能小幅释放增量产能，今年新立项的扩产项目无法在年内形成有效供货。“短期供给增量非常有限。”
更上游的原料环节也在制造压力。
周明介绍，硬碳的主流原料路线有两条：一是椰壳基，性能稳定但依赖海外进口，产地集中在东南亚，产区政策波动和海运变化都会直接影响供货稳定性；二是国内正在推进的煤基硬碳，被认为是国产化替代的主要方向，但现阶段大规模稳定量产产能仍不足，当前国内煤基硬碳稳定量产产能有限，整体仅能分流约30%的市场需求，短期难以完全填补算力储能带来的新增采购缺口。
他向记者确认了一个趋势，椰壳基前驱体进口价格受海外产能和海运波动影响持续走高，国内煤基硬碳虽在扩产但在工艺成熟度上还有差距。年初同等容量钠电系统相比磷酸铁锂有明显成本优势，经过两轮硬碳涨价，价差持续收窄。除了西部低温算力户外储能这类钠电有天然性能优势的场景，普通工况下的储能项目，钠电报价已很难压过磷酸铁锂。
赵海宁表示，年初报钠电方案时，甲方还会因为成本优势多看几眼。到了6月本轮招标，硬碳涨价已把大部分价差吃掉，“我们现在报钠电，基本只能强调低温和供应链安全，成本已经不是加分项了。”他说。
周明补充道，不过，具备硬碳长协锁定的头部电池厂商，已具备承接50MWh以上钠电试点标段的交付能力，行业多数中小厂商仍受材料约束限制容量。
上述参与政策研讨的人士认为，发展钠电顶层产业，能优化储能整体供应链结构，对冲锂、铜资源周期性供给风险。但产业发展存在阶段性特征，原本小众的硬碳负极需求突然爆发，形成新的供给约束。
“这说明储能产业链自主可控是一个系统性工程，不能只聚焦电芯主材。负极、电解液这些细分材料，同步需要国产化扩产和工艺突破。”上述参与政策研讨的人士说。
该人士判断，按照行业主流机构对硬碳产线建设、爬坡进度的测算，2027年下半年行业新增有效产能有望集中释放， 2028年钠电完整供应链才可稳定支撑百MWh级算力储能项目大规模落地。整个2026年，钠电在智算储能领域都会以园区小容量示范试点为主，“只能做技术验证和场景数据积累，难以形成规模化商用放量”。
招标通道已经打开，钠电也拿到了进场的资格。但从投标现场到硬碳产线，从5兆瓦时的试点订单到真正意义上的规模化商用，中间还隔着一段距离，这种距离是指，钠电在政策文件和招标条款中已经“入局”，但在材料供应、产能交付、系统配套等环节尚未真正就位，这正是当前阶段“进场”与“成熟”之间的核心矛盾所在。
上述西部城投园区能源配套负责人说：“硬碳产能真正放量预估要等到明年下半年。在那之前，大家还是小步试探为好。”
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