文 | 预见能源
预见能源了解到，据经济观察报报道，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”产业园的本轮招标规则出现明显调整，钠离子电池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。
过去两年，大型算力园区储能招标基本只认磷酸铁锂。钠电偶尔出现，也是在示范专项标段里打打酱油。这一次不一样——钠电拿到了和磷酸铁锂同台竞技的入场券，评审标准一视同仁，比首次采购成本，也比低温性能、供应链安全、全生命周期度电成本。
招标通道打开了，但却出现了奇怪的现象：参与钠电投标的企业，申报容量大多落在5MWh到20MWh之间，愿意独立承接100MWh完整标段的，寥寥无几。一家园区能源配套负责人表示：“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。”
钠电拿到了一张贵宾票，进场之后发现自己没带够子弹。
成本差距正在收窄， 但还没到能拍胸脯的时候
东北证券6月底的一份研报显示，当前钠电电芯完全成本约0.33到0.42元/Wh，磷酸铁锂是0.33到0.34元/Wh。差距主要卡在两个环节——硬碳负极价格偏高，六氟磷酸钠的单耗是锂电的好几倍。
差距确实在缩小，有产业人士透露，钠电大电芯成本与磷酸铁锂的价差已经压缩到0.1元/Wh左右。东吴证券的预测更激进：随着产业链配套成熟，钠电成本有望降到0.2到0.3元/Wh。
但“有望”和“已经”之间，隔着一条硬碳产线。
2026年第一季度，钠电电芯成本已降至0.35到0.40元/Wh。多家机构判断，2026年底到2027年，钠电有望实现与磷酸铁锂的成本平价。宁德时代甚至给出了更具体的时间表：2026年底钠电成本追平磷酸铁锂。
然而，6月算力储能招标现场的报价单上，钠电的成本优势已经被硬碳涨价吃掉了大半。一位储能集成商投标负责人表示：“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，成本已经不是加分项了。”
硬碳， 钠电的命门，也是它的死穴
钠电最大的卖点之一是“不用锂”。锂电池最受约束的一点就是，锂资源对外依存度高，价格波动大，地缘政治风险如影随形。钠资源遍地都是，理论上不存在供应链卡脖子的问题。
但“钠”不缺，“硬碳”缺。
硬碳是钠电负极的唯一商业化选择，而国内硬碳高度依赖东南亚椰壳原料进口，供应链自主可控性严重不足。更麻烦的是，行业标准化万吨级硬碳产线，从立项到稳定量产，需要18到24个月。2026年新立项的扩产项目，年内根本形不成有效供货。
供需失衡在34号文发布后迅速恶化。2026年4月。国家发改委、国家能源局、工信部、国家数据局联合印发了《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》（国能发科技〔2026〕34号）。这份文件首次将算力基础设施与构网型储能进行系统性绑定，鼓励算力设施配置构网型储能，增强供电稳定性和对电力系统的主动支撑能力。
由此各地算力园区储能标准集中调整，钠电试点通道批量打开，原本分散的小批量需求在短期内汇聚成集中的采购预期。但上游硬碳产线跟不上，现货市场在6月招标季来临前就已经吃紧。
结果就是：硬碳价格从3.2万到4.75万元/吨的区间往上走。年初同等容量钠电系统相比磷酸铁锂还有明显成本优势，经过两轮硬碳涨价，价差持续收窄。
一家硬碳材料企业的市场销售人士算了一笔账：具备硬碳长协锁定的头部厂商还能接50MWh以上的单子，但行业多数中小厂商，受材料约束，只能在小容量标段里打转。
这解释了为什么招标现场没人敢报大单——不是不想要订单，是接了也交不了货。
算力储能， 钠电最性感的场景，也是最残酷的考场
算力储能对电池的要求，和风光储能完全不同。
AI算力中心的负荷波动幅度大、频次高，储能系统需要频繁快速调频。这对电芯一致性和BMS动态调节算法的要求，比静态储能高出一个量级，但整套控制系统开发和调试周期比预期更长，短期内拿不出成熟的大容量方案。
低温是另一个现实问题。西部算力枢纽冬季最低温零下25到35摄氏度，磷酸铁锂储能预制舱即便配套保温，低温下放电容量折损仍有15%到22%。2026年上半年，有城投用小规模钠电预制舱做了实测：零下30摄氏度环境中，钠电容量折损控制在5%以内。
钠电在低温场景的优势是碾压级的，摩根士丹利的数据也印证了这一点：极寒环境下磷酸铁锂容量通常下降约50%，钠电仍可保持90%以上。
但问题是，性能优势暂时弥补不了交付短板。
相关园区能源配套负责人透露，平台统一划定10%到20%的容量用于钠电试点。按单站50MW/100MWh计算，试点容量就是10到20MWh。“这个比例是算过的”——恰好是现阶段钠电商“敢签的上限”。
而储能集成商的内部产能分配策略方向是：“锂电保主力订单、钠电专供试点项目”。大容量标段主推磷酸铁锂，保障现金流和交付稳定性；钠电只在试点标段适度压缩利润，换取场景验证机会。
这不是战略选择，是能力局限。
两条时间线在打架， 钠电真上桌还有多久？
钠电的产业化节奏和算力储能的建设节奏，正在上演一场错位竞争。
政策端跑得最快，34号文4月印发，5月解读，6月招标规则就改了。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。
但产业端跟不上，硬碳产线18到24个月的建设周期是硬约束。储能专用钠电芯产线还在爬坡，配套电解液供给紧张。宁德时代9月才开始交付首批钠电储能系统，2026年底才能实现GWh级出货。
行业主流机构的判断是：2027年下半年硬碳新增有效产能才有望集中释放，2028年钠电完整供应链才能稳定支撑百MWh级算力储能项目大规模落地。
换句话说，钠电在政策文件和招标条款里已经“入局”了，但在材料供应、产能交付、系统配套这些环节，还没真正就位。
一个参与政策研讨的人士说：“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。”
摩根士丹利把钠电称为“新石油时代”的开端。他们预测钠电全球份额将从2027年的约2%飙到2030年的20%、2035年的37%。到2035年，围绕钠电产业链有望形成约8000亿美元的新增投资。
三星SDI刚刚宣布了25万亿韩元（约1107.5亿元人民币）的长期投资计划，在蔚山建设全固态电池、储能LFP电池和钠离子电池的量产线。宁德时代签下了三年60GWh的储能钠电长协——相当于2025年全球钠电总出货量的6.7倍。
巨头们的赌注已经摆上桌面。
但2026年6月算力储能招标现场的景象提醒所有人：从政策开闸到产业成熟，中间隔着一条叫“硬碳”的河。钠电拿到了进场的票，但渡河的船还没造好。
用经济观察报采访相关园区能源配套负责人的一句话作为注脚：“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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