作者 | 

蒋波

编辑 | 王东

今年以来，储能产业链相关项目延期、停产的消息不断，从上游锂电材料到中游储能电芯再到系统集成，各环节无一幸免，从国内到海外，且不乏上市公司、龙头企业。

对于储能项目陆续延期、停建的原因，各企业各有说法。但整体来看，均指向了政策调整下的市场环境变局——从政策强制走向需求驱动，储能行业面临着不可避免的阵痛。

项目“停摆”呈三大特征

储能项目延期、终止并非新鲜事，尤其是在2023年下半年以来，由于储能行业突然“遇冷”，项目突然“停摆”的事件时有发生。但今年以来，“停摆”的储能项目出现了新迹象。

首先，项目停摆更多更密集。华夏能源网注意到，仅4月下旬的短短10天里，上市公司正式官宣消息的就有8家，详见下表：

这些终止、暂缓的项目中，不乏几十亿、上百亿的大项目，例如欣旺达（SZ：300207）的珠海30GWh动力电池生产基地项目，原计划总投资约120亿；振华新材（SH：688707）义龙三期的正极材料生产线建设项目，原计划总投资62.45亿元。

以上仅仅是上市公司公布的规模较大的项目，那么未公布的、非上市公司的项目有多少就可想而知了。

其次，“停摆”在整个产业链蔓延。2024年“停摆”的储能项目多集中在产业链上游，如碳酸锂、正极材料、负极材料、电解液等环节，而今年以来，中下游系统集成以及储能电站等环节“停摆”的项目明显增多，这从上面4月底停摆项目表中就可以看出。

另外，CNESADataLink数据显示，2025年第一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模11.79GWh，同比下滑了5.5%。这是近年来，储能新增装机首次出现下滑。下滑数字的背后，是大量的储能电站项目被终止。

第三，“停摆”的项目，不乏行业大为看好的钠电池、压缩空气储能等新型储能。例如，维科技术（SH：600152）对“年产2GWh钠离子电池项目”达到预定可以使用状态的时间，从2024年12月延期到了2025年12月，雪天盐业（SH：600929）直接停掉了衡阳百兆瓦级的盐穴压缩空气储能项目。

行业自律难解产能过剩

诸多上市公司，为何痛下决心停掉项目？这背后，是行业越积越重的产能过剩问题。价格战、低端重复，让很多企业看不到上项目的意义，与其无意义的“内卷”，不如主动退出。

如何推动产能出清，储能行业大伤脑筋。过剩的问题不解决，“停摆”的项目必然会越来越多，而行业也很难走上理性、健康的发展轨道。但目前来看，储能行业还见不到化解产能过剩的希望，胡乱上项目，再一窝蜂放弃的“怪圈”会一直存在。

为化解产能过剩问题，储能行业也紧跟光伏、风电行业，一些企业自发组织起来，强化行业自律，缔结行业自律公约，相约自主去产能。

华夏能源网不完全统计，截止目前，国内已经组织了多次行业自律活动，较大的几次分别于2024年7月、11月、12月以及今年4月举行，参加活动的企业少则19余家，多则30余家，且不乏行业龙头。

不可否认，储能行业自律的初衷是好的，方法也是好的，各成员企业的意愿也是强烈的。但现实却是，2025年以来，储能产品价格依然处于下滑趋势。在招标、集采项目上，价格在4月份虽然有所抬升，但主要来自于构网型储能项目以及长时储能项目增多的拉动。在2小时储能EPC方面，内蒙古某项目还以0.532元/Wh的中标价创下了新低。

在工商业储能领域，今年元旦刚过，0.499元/Wh的储能柜便问世，其明显低于成本的价格被行业称为“自杀价”。然而这还不是终点，在接下来两个月，更有0.486元/Wh、0.478元/Wh的储能产品问世，再度拉低工商储价格底线。

尽管有人说，上述只是个别现象，但是，储能行业越来越激烈的低价竞争和不断走低的价格，是不可否认的事实。因此，有行业大佬愤慨地说，“台上说完价值的话，台下就用接近BOM成本的价格去卷订单，乐此不疲而又无可奈何。”

有意思的是，今年以来，选择延期、终止储能项目的企业，大多数并没有参加行业自律活动或进行自律签约。而在那些大规模扩充产能的项目中，却隐约可见多家声称要加强行业自律的企业身影。

这些互相矛盾的现象表明，储能行业所面临的危机离好转还有很有的距离。

更深层的政策问题

值得注意的是，今年以来上市公司掀起的储能项目延期/停建潮，也不能仅仅用产能过剩来解释。例如，雪天盐业停掉的盐穴压缩空气储能项目，本来还处于市场的“蓝海”。

敏锐的人士应该感觉得到，今年以来接连出台的储能行业政策，与此前发布的政策相比，尤其是去年11月《能源法》出台后，风向已经开始发生变化。

据不完全统计，自2017年国家发改委发布《关于促进储能技术与产业发展指导意见》以来，国内已经累计出台储能相关政策超2000项。这些政策主要分为国家层面对发展储能的鼓励，地方政府对储能产业本地化的推动，对新能源强制配备储能的要求等。

但今年以来，储能相关政策“画风突变”，已经从此前的行政强制、大力鼓励，转向了调整规范、市场驱动。

尤其是今年2月初发布的“136号文”和各地的分时电价、机制电价政策，废止了新建新能源项目必须配储的硬性规定，全力推动储能建设市场化。电价全面市场化后，新能源项目的配储逐步从“成本项”转向“收益项”，储能需求向市场内生动力转变。

全面走向市场，是储能行业必须经历的“成人礼”。然而，目前的现实却是，一方面不断走低的价格在不断侵蚀企业利润；另一方面，快速市场化的电价政策，使得储能收益不足以完全覆盖成本。

整体来看，受政策影响最大的，集中在储能产业链的下游。由此，停摆项目也基本以中下游居多，也就不难理解了。

虽然在政策推动下出现阵痛，但储能作为新型电力系统不可或缺的一部分，不会停滞更不会沦为历史舞台的配角。如何让储能在能源转型的大背景下发挥出应有的价值，才是关键。

如何在市场化的大潮下，增加新型储能的盈利模式、提高收益率，得到了各界的关注，并提出了诸多建议。如今年两会期间，全国政协委员、宁德时代（SZ：300750）董事长曾毓群就提到，完善新型储能市场参与机制，主要包括电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制等等。

大量项目停摆的背后，是储能行业的集体渴望：政策给出公平合理且具有确定性的盈利环境，让储能行业在经济性驱动下实现自我净化和自我生长。