多地清理闲置储能项目，行业转向实打实地落地运营。

预见能源获悉，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》，85 个项目被集中处置。其中，69 个延期、16 个直接取消建设计划，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。

不是河北一个省在动手。山西、宁夏、内蒙古、新疆、吉林，过去一年多累计废止储能项目超过 240 个，总规模超 86GWh。

曾经拿到备案就等于锁定收益，如今这条路径被彻底堵死。行业正在从 " 得指标者得天下 " 转向 " 能并网者得天下 "。

9 个月开工、15 个月并网

时间成了硬杠杠

河北这次出手有据可依。

今年 4 月，河北省发改委印发通知，划出两条红线：列入省级建设计划的项目，9 个月内必须实质性开工，15 个月内完成并网投产。只能申请一次延期，最长不超过 6 个月。延期之后仍开不了工，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 " 也不再是搞个仪式就能糊弄，需要同时落实用地预审、电网接入意见，储能区和升压站完成第一罐混凝土浇筑，还得经过主管部门现场核验。

被处置的项目集中在三类。

第一类，资本金没到位，融资没有闭环。

第二类，电网接入条件不具备，断面潮流不满足并网要求。

第三类，企业本身没有储能运营能力，当初申报就是冲着政策指标来的。

河北不是孤例。全国新能源大省都在做同一件事，只是节奏和侧重点不同。

山西走的是 " 高频调整 " 路线。2026 年 1 月，72 个项目被移出项目库；2026 年第一季度又有 31 个项目出库。山西的特点是频次高、常态化，每季度动态调整一次。

宁夏是 " 批量废止 " 的代表，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，宁夏已废止七批 35 个储能项目，总规模 5.8GW/15.5GWh。宁夏的问题最典型，大量项目备案证逾期，占了就占着，根本不推进。

内蒙古打的是 " 穿透式监管 " 牌。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。项目建设期外加投运两年之内，股权不得随意变更。内蒙古的特点是直接追查股权变更，瞄准 " 倒卖路条 " 这个灰色链条。

新疆用的是 " 承诺开工倒逼 "。伽师县一个典型案例：企业取得备案后书面承诺 " 三个月内全面开工建设 "，结果迟迟不动，最终被清理出局。

这五个省份的共同点，都是清理 " 纸面项目 "。区别在于，山西高频调整、宁夏批量废止、内蒙古穿透监管、新疆承诺倒逼。手段不同，目标一致——把占着指标不建设的项目清出去。

储能招标市场同样频繁 " 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，合计规模超过 5GWh，约三分之一集中在山西。山东滕州市西岗镇 100MW/200MWh 项目 EPC 发布终止公告，距招标公告发布仅过去一天。新疆乌苏市 200MW/800MWh 项目 EPC 第三次终止招标。

备案容易并网难

" 意向函 " 和 " 正式批复 " 之间有条鸿沟

这场清理风暴的表面原因是政策收紧，但真正的卡点藏在电网侧。

一个储能项目从备案到并网，中间最关键的一步是拿到电网企业的 " 接入系统设计评审意见 "。没有这份意见，项目就永远停留在纸面。

但恰恰是这一关，卡住了大部分项目。

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，通常会配合出具这份意向函。很多开发商拿到这份意向函，就以为接入有了保障，拿着它去跑备案、拿指标、找投资。

真正的门槛在后面。

等到项目进入实质性推进阶段，电网企业才开始做详细的接入系统设计评审。这时候，问题就暴露出来了。一个变电站间隔、一条输电断面的送出容量是物理上限，不可能无限制接入。同一电网断面往往扎堆申报了十几个储能项目，但实际可接纳的容量可能只够一两个项目并网。

电网企业最终给出的评审结论，往往是 " 断面潮流不满足 "、" 不具备接入条件 " 或 " 需要大规模增容改造 "。这一纸结论，直接把项目判了死刑。

很多项目申报时拿到的是意向函，以为万事大吉。等要建设了才发现，正式批复拿不到。前期投入的土地预审、勘察设计、设备采购全都白费。

这不是技术问题，是电网规划和电源建设之间的节奏脱节。

储能项目的备案由地方能源主管部门负责，但电网接入由电网企业独立评审。两者之间缺乏有效衔接。地方为了拉动投资，大量放备案、给指标。电网的扩容改造却需要三到五年的规划周期。两边各走各的，最后项目落不了地，背锅的是开发商。

114 号文释放的信号很明确，容量电价不养闲项目。但即便政策不收紧，这些项目也并不了网。

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。但容量电价不再是普惠制。文件明确实行清单制管理，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。清单之外的项目不再给予容量电价。

114 号文的逻辑很清楚。容量电价最终 " 纳入当地系统运行费用 "，地方为了控制用户电价不上涨，既要控制容量电价水平，也要控制容量电价规模。储能可以无限备案，但变电站间隔、断面调节能力是物理上限。地方在制定清单时，必然优先选择真正具备落地条件的项目。

即便拿到了容量电价资格，考核也越来越严。储能电站每月要向电网企业申报次月最大放电功率和连续放电时长。运行期间不能按调度指令提供申报能力的，月内发生两次扣减当月容量电费 50%，发生三次扣减 100%。自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的，直接取消资格。

强制配储取消后

租赁需求骤降，储能必须学会自己赚钱

截至 2026 年 6 月底，全国新型储能累计装机 153GW/396GWh。但 2026 上半年新增装机只有 17GW，功率同比下降 20%，是近年来半年新增装机首次同比回落。

行业正在从 " 放量 " 切换进 " 换挡 " 周期。

目前多数独立储能项目，收入由三块构成：容量电价、容量租赁、峰谷套利。但 2026 年的现实是，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 " 的尴尬。

以华北某 100MW/200MWh 项目为例。若容量租赁率低于 60%，即便把容量电费拿满，全投资内部收益率仍低于 4%。而银行五年期贷款利率是 3.5% ——这点收益，跑不赢通胀，更填不平前期投入。

真正的出路在于电力现货市场的精细化交易。山西有些项目靠 " 报量报价 " 策略，在现货市场一度电能多赚两毛钱差价。但这是专业交易员干的活，不是倒卖指标的投机客能碰的。

这次大规模项目清理，释放了三个明确的政策信号。

第一，拿指标不等于拿收益。容量电价不再普惠，只有真正落地的项目才能享受政策红利。

第二，电网接入是不可逾越的硬约束。意向函和正式批复之间，隔着一道实实在在的门槛。拿不到接入评审意见，再多的备案也是废纸。

第三，运营能力成为核心门槛。容量电价考核越来越严，不能按调度指令提供申报能力的，会被扣减甚至取消资格。光有资产没有运营能力的企业，即便建成了也拿不到足额收益。

对于储能开发企业来说，开发逻辑已经彻底改写。

电网接入可行性尽调必须前置。在没有拿到电网接入系统设计评审意见之前，不要盲目拿指标。

资本金和融资方案要提前闭环。不能寄希望于后期股权转让退出。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。

要算清楚收益账。容量电价不是 " 铁饭碗 "，容量租赁需求也在松动。储能必须找到不依赖 " 他人生存 " 的独立盈利出口。

靠 " 拿指标、等涨价、卖项目 " 的轻资产套利路径，已经被彻底堵死。

河北这次公示只是全国存量清理的一个切片。山西的高频调整、宁夏的批量废止、内蒙古的穿透监管、新疆的承诺倒逼——各地正在用不同方式做同一件事。

对于真正愿意投钱、有能力建项目的企业来说，这反而是好事。土地、电网节点这些稀缺资源，终于可以释放给能落地的项目了。

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