多地密集出台的整顿举措，传递出储能行业以实效为导向的深度洗牌信号——将行业从“规模狂欢”拉回“落地实干”的轨道。

河北省发展改革委日前发布《关于印发〈独立储能项目排查整顿专项行动方案〉的通知》，延期开工项目69个、990.5万千瓦，取消建设计划项目16个、175万千瓦。

这并非个例——今年一季度，山西省完成的第五轮储能项目库调整，单轮清退项目31个、规模605万千瓦/1208万千瓦时。今年9月1日起，山西新型储能项目入库后要在6个月内实质性开工，12个月内建成并网。河南同样明确，纳入省级新型储能项目清单的独立储能、共享储能项目6个月内开工、15个月内并网，逾期移出省级清单，不再享受容量电价支持。

密集出台的整顿举措，传递出储能行业以实效为导向的深度洗牌信号——将行业从“规模狂欢”拉回“落地实干”的轨道。

规范时机已到

过去5年，我国新型储能产业实现跨越式发展，装机规模从“十四五”初期的300万千瓦，快速攀升至今年上半年的1.53亿千瓦，实现超50倍的爆发式增长。

新型储能之所以成为“香饽饽”，首先得益于清晰的顶层设计。作为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键支撑技术，储能被寄予厚望，也被赋予“技术含量高、增长潜力大”的战略定位。

相较其他低碳产业，储能还有一个独特优势：产业链足够长、投资体量足够大。一个百亿元级储能项目落地，足以在短时间内吸引上下游配套企业扎堆集聚，迅速转化为可观的工业产值和税收增量。由此，储能不仅是电力系统的“调节器”，更成为拉动地方经济的“发动机”。为完成新能源消纳、能耗双控考核和经济指标，多地纷纷将储能作为招商引资的重点领域，抛出土地、税收、补贴等政策“红包”。

然而，红利赛道很快演变为一场粗放扩张的投机狂欢。在“抢到备案指标就等于锁定未来收益”的心态驱使下，大量无资金实力、无电力开发经验、无专业运维能力的“三无”企业蜂拥涌入，以极低成本圈占项目资源，囤而不建，倒卖路条获利。部分地区为快速做大产业规模，对项目落地时限和产能达标要求较为宽松，“重签约、轻落地”“重备案、轻开工”的现象屡见不鲜。

装机量和出货量屡创新高背后是大量项目沦为摆设的现实。业内测算，今年上半年，山西省新型储能项目库总储备规模173.49吉瓦时，实际落地率不足15%。

业内人士指出，储能行业投机风气盛行，大量空壳企业虚设备案，既不投资也不开工，真正具备技术实力和运营经验的专业企业反而难以拿到优质项目，“劣币驱逐良币”现象日益突出。更深远的影响在于，大量囤而不建的项目打乱了电力系统规划节奏，调峰、保供能力建设滞后，无法匹配新能源装机快速增长带来的电网调节刚需，直接拖累能源转型的落地节奏，“储能产业要高质量发展，到了不得不规范管理的时候”。

算好“经济账”

项目延期、废止的根本症结在于算不过“经济账”。早期储能项目的投资测算大多建立在理想化的峰谷价差和高频调用上，对电力市场改革的复杂性和收益波动性估计不足。当项目真正进入实操阶段，原本乐观的经济模型出现失效。

“企业端的盈利焦虑导致建设观望，普遍等政策、等电价、等行情。”国网能源研究院新能源所专家李娜娜告诉《中国能源报》记者，当前电力现货市场正全面铺开，独立储能普遍采用“容量+现货”收益模式，山西、甘肃部分项目可采用“容量+现货+调频”收益模式。在“容量+现货”模式下，容量电价仅能覆盖项目收益需求的10%至40%，但储能参与现货市场的平均充放电价差偏低，多数地区尚未达到盈亏平衡点，加之需缴纳系统运行费，实际套利空间被进一步压缩，导致该模式下独立储能的经济性普遍不及预期。

工商业储能同样面临收益缩水困境。不少2023—2024年投运的工商业储能项目，实际内部收益率较立项时模型测算普遍低1.5—2.5个百分点，部分项目甚至出现经营性现金流为负的窘境。

更严峻的是，多重成本压力接踵而至。今年以来，储能电芯、PCS、辅材及全链条关键设备同步进入涨价通道，直接推动国内储能项目整体EPC造价持续抬升。一边是收益端不断缩水，一边是成本端节节攀升——“成本全在涨，报价还在卷”，利润空间被双向挤压，企业宁愿承担违约风险也要按下暂停键。

电网接入的结构性制约也逐渐凸显。山西省能源局在《新型储能发展指南（2026年）》中明确指出，集中式储能单体规模过大，接入后将引起省内500千伏、220千伏网架多级断面受限、短路电流超标等问题，导致储能项目处于运行受限状态，难以保障其运行收益。

业内人士坦言，独立储能本质是“系统级资源”而非单点设备，其核心价值依赖于电源—电网—市场—调度全链条协同。早期储能项目为快速备案拿“路条”，选址时并未充分考虑电网接入条件，等到真要落地时才发现“接不上、送不出”。

此外，资金不到位、融资断裂也是项目延期叫停的重要原因，尤其部分长时储能因成本高、供应链不成熟而难以落地。数据显示，今年上半年新增投运新型储能装机规模21.81吉瓦/58.60吉瓦时，功率和能量规模同比分别下降18%和16%。

回归储能价值

短期阵痛不可避免。业内人士认为，大量项目延期废止，直接冲击EPC总包方和中小设备厂商，订单缩水、开工率下滑将引发行业性的去库存、去泡沫压力，部分企业甚至面临生存危机。但这并非产业的倒退，而是甩干水分的必经之路。长期看，淘汰低效无序项目将倒逼产业链告别低价“内卷”，推动设备技术升级和项目精细化运营，促使储能从数量扩张转向质量提升。

“十五五”时期，新型储能将由规模化发展逐步进入全面市场化发展的新阶段，储能不是不发展，而是要真开工、真建设、真并网。在这个转型关口，容量电价机制正发挥着关键的政策牵引作用。今年初，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》具有里程碑意义，彻底打破原有监管模糊格局。文件明确电网侧独立新型储能实施清单制管理，确立“清单准入”核心机制，经省级能源主管部门审核纳入清单、对电力系统安全稳定运行具备实质贡献的项目，方能享受容量电价政策支持。

李娜娜指出，储能容量电价收益与容量支撑能力直接挂钩，将对新型储能在时长、转换效率、调节性能等方面形成持续提升的牵引力，推动行业从“通用配置”向“按需定制”加速转型。具体而言，在时长维度，容量电价机制重点考核有效容量的持续支撑时间，向长时储能发展释放出明确信号；在性能维度，建立实际运行与承诺能力间的偏差考核机制，引导市场更加关注可用有效容量、响应速率、转换效率、SOC管理等核心技术能力，从而强化储能系统的综合运行质量。

对企业而言，储能行业的投资逻辑正在转变，不能盲目跟风备案、赌指标、赚套利差价，而是要更加理性地看重落地条件、计算真实收益、评估长期运营能力。业内人士进一步指出，随着辅助服务市场、容量市场、绿电交易等机制的完善，储能作为系统灵活性资源的多元价值有望得到更充分的兑现。企业唯有摒弃短期套利思维，回归储能价值，持续深耕技术降本和精细化运营，才能长期在市场中站稳脚跟，行稳致远。