8月20日，河北省发改委发布《河北省拟延期开工和取消建设计划独立储能项目情况公示》，对85个独立储能项目进行集中处置，其中69个项目延期、16个项目直接取消建设计划，涉及总规模1165.5万千瓦。抽查的100个独立储能项目中，仅4个实现并网。这一动作并非河北单例，山西、宁夏、内蒙古、新疆、吉林等省份在过去一年多累计废止储能项目超过240个，总规模超86GWh。储能行业正从“得指标者得天下”转向“能并网者得天下”。
河北此次处置依据今年4月印发的通知，其中明确两条红线：列入省级建设计划的项目须在9个月内实质性开工、15个月内完成并网投产，只能申请一次延期且最长不超过6个月；延期后仍未开工则直接取消资格。项目并网投产前，除集团内部划转外，严禁变更投资主体和股东股权。“实质性开工”标准同步收紧，需同时落实用地预审、电网接入意见，储能区和升压站完成第一罐混凝土浇筑，并经主管部门现场核验。
被处置项目集中在三类情形：资本金未到位且融资未闭环；电网接入条件不具备、断面潮流不满足并网要求；企业本身缺乏储能运营能力，当初申报即冲着政策指标而来。河北并非孤例，全国新能源大省正以不同节奏推进同类清理。山西采取高频调整路线，2026年1月将72个项目移出项目库，第一季度又有31个项目出库，每季度动态调整一次。宁夏以批量废止为特征，2026年2月吴忠市利通区一次性废止9个项目，总投资超54亿元，2025年至今已废止七批35个项目，总规模5.8GW/15.5GWh。内蒙古实施穿透式监管，两个合计500MW/3GWh的项目因涉嫌倒卖指标被终止，建设指标被官方收回，项目建设期及投运两年内股权不得随意变更。新疆以承诺开工倒逼，伽师县某企业取得备案后书面承诺三个月内开工却迟迟未动，最终被清理出局。
储能招标市场同步出现频繁“刹车”。今年5月，国内共有12个储能EPC项目发布废标或招标终止公告，合计规模超5GWh，约三分之一集中在山西。山东滕州市西岗镇100MW/200MWh项目EPC在招标公告发布仅一天后即发布终止公告，新疆乌苏市200MW/800MWh项目EPC第三次终止招标。
清理风暴的深层原因在于电网侧。储能项目从备案到并网，最关键的一步是取得电网企业的“接入系统设计评审意见”。业内通行做法是，项目申报阶段先向电网公司申请“接入意向函”，电网公司出于配合新能源消纳指标、地方项目储备等考虑通常会出具。但意向函并非正式批复，待项目进入实质性推进阶段，电网企业开展详细接入系统设计评审时，变电站间隔、输电断面送出容量的物理上限便成为硬约束。同一电网断面往往扎堆申报十几个项目，实际可接纳容量可能仅够一两个项目并网，评审结论多为“断面潮流不满足”“不具备接入条件”或“需要大规模增容改造”。储能项目备案由地方能源主管部门负责，电网接入由电网企业独立评审，两者缺乏有效衔接，地方为拉动投资大量放备案，电网扩容改造却需三到五年规划周期，项目最终难以落地。
2026年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，但实行清单制管理，只有纳入省级动态清单、真正落地并网的项目才有资格享受，清单之外不再给予容量电价。容量电价最终纳入当地系统运行费用，地方为控制用户电价，必然优先选择具备落地条件的项目。考核亦趋严格，储能电站每月须向电网企业申报次月最大放电功率和连续放电时长，月内两次未按调度指令提供申报能力扣减当月容量电费50％，三次扣减100％，自然年内月容量电费全部扣减累计三次直接取消资格。
截至2026年6月底，全国新型储能累计装机153GW/396GWh，但2026上半年新增装机仅17GW，功率同比下降20％，为近年来半年新增装机首次同比回落。目前多数独立储能项目收入由容量电价、容量租赁、峰谷套利三块构成，强制配储取消后租赁需求骤降，部分区域出现“有容量、无租户”局面。以华北某100MW/200MWh项目为例，若容量租赁率低于60％，即便容量电费拿满，全投资内部收益率仍低于4％，而银行五年期贷款利率为3.5％。业内部分项目尝试通过电力现货市场精细化交易提升收益，山西有项目靠“报量报价”策略在现货市场一度电多赚两毛钱差价，但这依赖专业交易能力。
此次大规模项目清理释放三个信号：拿指标不等于拿收益，容量电价不再普惠；电网接入是不可逾越的硬约束，拿不到接入评审意见的备案均为废纸；运营能力成为核心门槛，不能按调度指令提供申报能力将被扣减甚至取消资格。对储能开发企业而言，开发逻辑已改写——电网接入可行性尽调须前置，资本金和融资方案需提前闭环，项目并网投产前无法通过股权转让退出，收益测算亦需重新审视容量电价与租赁收入的实际可及性。
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