储能项目“集体躺平”？4.2GWh招标搁浅背后，一场行业大洗牌已经开场

近期，国内储能中标市场频频亮起“红灯”，废标、延期、叫停的现象集中涌现。据不完全统计，近一个月内，全国至少有8个储能项目宣告招标终止，分布范围从山西、河北到山东、河南，直至云南、新疆，总规模超过4.2GWh。

从广东苍城镇一个200MW/400MWh项目的两次因投诉暂停，到潞州区混合储能项目因“资质条件设置错误”直接终止，这些“突发状况”打乱的不仅是项目进度表，更折射出储能行业在告别政策“温室”、直面市场化竞争时的集体阵痛与深度调整。

01 政策“断奶”，强制配储时代落幕

2026年1月23日，广东开平一个200MW/400MWh的电网侧独立储能项目，因收到投标人投诉，再次被按下暂停键。这已是该项目的第二次暂停，其招投标过程如同行业缩影般曲折。

更深层的震动源自一项根本性的政策转向。2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布的 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》 （即“136号文”），明确叫停了将配置储能作为新建新能源项目核准、并网前置条件的做法。

这份文件如同一剂“断奶药”，彻底改变了游戏规则。它标志着持续多年的“强制配储”政策驱动模式终结，储能建设被推向市场化深水区。

政策红利的消退是迅速而直接的。部分原本依赖政策“保底”而匆忙上马的项目，瞬间失去了存在的根基。当配置储能不再是一道“必答题”，而是一道需要精细计算投资回报的“经济题”时，许多项目的账本立刻变得难以为继。

行业游戏规则的改写，让一大批在旧模式下诞生的项目，从诞生之初就面临着被市场淘汰的命运。

02 算不过的经济账，投资模型遭遇现实拷问

政策转向撕开了第一道口子，而涌入的冰冷现实则是储能项目本身脆弱的经济性。在“断奶”之后，项目能否独立存活，成了最残酷的考验。

广东苍城镇那个两度暂停的项目，在第二次恢复招标后，中标单价已从约0.9573元/Wh悄然上涨至0.9769元/Wh。这细微的价格上浮，背后可能是投资方对成本与收益的重新权衡。

然而，对于更多项目而言，账根本就算不平。一些大型储能项目初始投资巨大，但收益来源却高度依赖减少弃风弃光、参与电网辅助服务等途径。在当前电力市场机制仍不完善的情况下，这些收益往往有限且不稳定，导致投资回报周期被无限拉长。

“采购计划发生重大变更”，这是深泽国瑞一个300MW/1200MWh新型储能电站项目监理招标终止时公告给出的理由。所谓“重大变更”，其内核往往是项目经济性评估在推进过程中被现实击穿，不得不回头重新设计。

当强制配储的“保护伞”撤去，阳光直射下，每一个储能项目都必须赤裸地证明自己的盈利能力。而眼下，能交出合格答卷的，并不多。

03 标准升级与仓促上马的碰撞

除了政策和经济性，另一股推动项目“急刹车”的力量，来自行业内部技术标准与安全要求的快速升级。

在过去追求装机规模的浪潮中，一些项目为抢时间、占坑位，方案设计可能存在瑕疵，或采用了即将过时的技术路线。如今，行业焦点正从单纯追求“GWh”规模，转向更注重系统的循环寿命、安全防护等级和智能调度能力等品质指标。

潞州区那个100MW/50.41MWh的独立混合储能项目，招标终止的原因直白得令人惊讶—— “投标人资质条件设置错误”。这类看似低级的“操作失误”，在行业狂热期可能被忽略，但在追求规范与质量的当下，则成了无法逾越的红线。

同样，内乡县一个200MW/400MWh项目因“需求发生变更，公告内容与实际情况不一致”而终止。这“不一致”的背后，很可能是项目方对技术方案进行了重大调整，旧标书已无法匹配新的、更严苛的要求。

安全警钟长鸣，技术迭代加速，那些在旧标准下仓促起草的蓝图，在新要求面前不得不推倒重来。这不是倒退，而是行业在挤掉泡沫、走向高质量发展过程中必经的刮骨疗毒。

本文来自微信公众号“预见能源”，作者：预见能源，36氪经授权发布。