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。
1、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。
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。
2、算好“经济账”
“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。
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。
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%。
3、回归储能价值
“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。
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