储能路条“废止潮”，一场“注水狂欢”后的暴力出清
文章来源：新能源产业家
“500万的需量，备了2000万了，反正备案也不花钱，做不下去，就废呗。”一位西北电力系统人士不无调侃地说道，靠谱的项目太少，所以废止的也多。
如今的储能市场，规模在暴涨，可大量的所谓的备案项目也不断被废止。
这种吊诡的景象在热点区域尤为突出：
在山西：2025年1~8月，山西就清理废止96个储能项目的数量，位居全国榜首。
在宁夏：2025年-2026年1月，宁夏废止的储能项目达到了26个，规模远超10GWh，项目投资金额超128.7亿。
宁夏石嘴山市的项目废止公告
“年末年初，各地部门会集中清理与废止没法推进下去的项目，看起就很多，其实这已经是业内的常态现象。”
一位央企负责储能投资板块的负责人说道。
规模暴增和大量废止并存的现象背后，到底是政策调整的信号，还是行业发展的必然？
风起于青萍之末，烈火烹油之下，暗影重重。
新能源产业家通过多方采访，努力找寻这其中的成因。
01
泡沫破了
“谈的多，靠谱的少”，是业内人士提及最多的一句话。
“2025年我接触66个项目，只有一个靠谱，最后卡在不能股转，所以放弃。自己一手找的备案的项目，81个，只有11个能推动。
其他的总有这样那样原没法落地。土地不租，不卖，不合作，年限不够。”
事实上这种规模暴增和大量废止并存的现象，凸显了储能发展转型中的阵痛：
大规模储能项目虽快速上马，但部分因技术标准不统一、经济性不足或政策调整被迫终止。
“宁夏储能前些年政策好，走的也比较快，集中上了许多项目，几年下来市场空间已经开始拥挤，我们之前就判断当地过了巅峰期，现在好项目千里难寻。”
一位西北电力市场人士如此说道。
2月4日宁夏吴忠市利通区发展和改革局发布的《关于废止一批储能项目的公告》，一口气就废止了9个储能项目，规模达1.225GW/2.67GWh，总投资超54亿元。
另外，国电电力宁夏新能源开发有限公司开发的两个项目，总规模210MW/440MWh，均在2021年9月就已完成备案，此次因备案证逾期项目废止。
据不完全统计，2025年-2026年1月，宁夏废止的储能项目就达到了26个，规模远超10GWh，项目投资金额超128.7亿。
从项目废止原因来看，主要原因是“备案证逾期”，共7个项目因此废止，总规模925MW/2.07GWh；
其次是项目“放弃建设”，总规模300MW/600MWh。
具体来看，在废止的项目中，备案最早的是三峡集团开发建设的三峡能源利通区同利100MW/200MWh共享储能电站项目，备案时间为2021年7月16日。
作为全国首个能源革命综合改革试点省份的山西，同样也呈现储能爆发式增长和项目大量废止并存的现象。
“山西之前公示了197个项目，但实际报了580多个项目，但就是这这样也将近400个项目在入库阶段就被砍了，即使这样，这些已入库的项目能最终审批落地不会超过5%。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年1-11月，山西新增备案共计409个储能电站项目，总规模高达75.7GW/152.4GWh，仅次于山东，位居全国第二，新增备案投资金额达2327亿元。
但与此同时，CESA的统计显示，2025年1~8月，山西以清理废止96个储能项目的数量，位居全国榜首。
这些项目被废止的原因主要集中在备案文件逾期、投资主体放弃建设或技术条件不满足等上。
事实上，相同的景象也在其他储能热点区域上演。
与据公开信息披露，内蒙古在2025年已废止的储能项目主要涉及以下两起：
内蒙古民泰新能源有限公司和内蒙古民控新能源有限公司电网侧独立储能示范项目。
此外，新疆在2025年明确公开废止吉林乐为智汇喀什地区伽师100MW/400MWh独立储能项目和阿克苏地区库车市500MW/2000MWh构网型独立储能项目。
“看起就很多，其实最终能推下去的少，这已经是业内的常态现象。”
一位央企负责储能投资板块的负责人表示，“尤其年末年初，各地部门会集中清理与废止没法推进下去的项目，表现的就更突出了”。
“这两年储能市场爆发，大家的投资热情非常高，但跑马圈地的现象也非常突出，有10个项目，就会有300家去申报，鱼龙混杂，参差不齐。”
上述西北电力市场人士评价道，“储能项目的落地远没有那般容易，土地、并网、融资，哪个环节都是坎”。
02
游戏规则变了
除了项目质量，各个区域储能市场在项目筛选与监管的精细化管理上的差异，也是废止项目数量飙升的主要因素之一。
“中西部如山西、宁夏，储能项目更多承担调峰、调频等电网侧功能，废止项目多与电网调度能力、项目经济性直接挂钩。”
某储能企业项目部负责人就表示。
据了解，电网侧储能项目集中废止，主因在于技术经济性瓶颈与政策适配性不足。
一方面，早期规划过度依赖理想化场景假设，如高频率调峰、大容量调频等，但实际运行中面临电池衰减快、系统效率低、响应速度不达预期等技术问题，导致全生命周期成本高于预期。
另一方面，电力市场改革深化背景下，辅助服务市场价格机制尚未完全理顺，电网侧储能的收益模式模糊，投资回报难以覆盖成本，迫使地方政府重新评估项目可行性。
实际上，这种参差不齐的现象，还连带产生了一系列新挑战。
今年1月刚刚发布的《山西省新型储能发展指南（2026年）》就指出：在负荷集中、人口密集、新能源并网较少的区域建设新型储能项目，可能存在热失控引发的火灾等安全风险。
而储能系统在充电模式下还可能加重电网设备过载，影响后续新增负荷的接入能力。
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，难以保障储能项目运行收益。
针对这些新情况，在上述文件中，山西根据电网承载力，初步建立了“优、良、中、差”四级评价体系，并提出了2026年各区县新型储能项目接入建议。
此外，在准入和监管方面，山西当地也更加注重项目的可行性与落地的确定性。
2025年8月，山西能源局曾发布《关于加强新型储能项目管理工作的通知》，要求入库项目须在6个月内实质性开工，12个月内建成并网，入库项目在建设期和全容量并网后5年内不得擅自转让。
事实上，多地储能项目已经实行“能进能出”的动态管理制度。
1月20日，宁夏落地新规，严格管控储能项目，对纳入年度建设清单的项目，须在清单公布后的6个月内实质性开工，12个月内建成并网，电化学储能项目电网接入意见有效期1年，逾期未并网自动废止，电网间隔等资源同步收回。
并强调，坚决杜绝项目倒卖。在项目建成并网前，项目单位不得以任何方式转让、买卖项目开发权，严禁变更开发主体和股权，不得擅自变更建设规模及内容。
“行业正在趋于理性，这是好事。”一位深耕广东区域的业内人士表示。
综合来看，这场废止潮，意味着“备案即开工”的时代已经彻底终结。
事实上，这并非行业衰退的信号，而是告别“跑马圈地”，而迈入以多元收益协同、精细化运营和系统能力新阶段的先声。
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作者：气寒西北
