日前，山东省滕州市西岗镇 100MW/200MWh 独立储能电站项目 EPC总承包发布终止公告，距招标公告发布仅过去一天， 终止原因为 “发生重大变更”。

同样是在 7月，新疆乌苏市 200MW/800MWh 独立储能项目 EPC 也再度发布招标终止公告， 理由为 “建设内容发生重大调整”， 而这已是该项目第三次终止招标进程。

回溯乌苏项目的招标轨迹，其首次招标是在 2025年11月，预算金额为7.3亿元，合单价 0.91元/Wh ，后 因技术规格书发生重大变更而终止； 重启后，预算上调至约 8.07亿元，单价升至 1.01元/Wh 。 2026年1月，该项目公布中标结果，中国电建江西电建以0.94元/Wh的单价中标。

然而，今年 6月，招标方再度发布终止公告，称系 “中标人自身原因导致无法正常履约本项目” ，遂决定重新招标。令人唏嘘的是，第三次重新招标后，随即再度宣告终止。

短短时间内，两大储能项目接连折戟，招标反复、变更频仍，这并非孤立的偶发事件，而是行业深层问题的集中显现。

储能招标项目频现“急刹车”为行业敲响警钟

机构统计数据显示，今年 5月，国内市场储能EPC招标容量规模超43GWh。然而， 在规模冲高的同时，也出现了明显的终止、流标现象。 全月共有 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 ，其中约三分之一集中在山西省；此外，甘肃、安徽、辽宁、吉林、内蒙古、河南等省份，亦有项目相继终止。

从终止原因来看，大致可归为以下几类： 原材料价格波动引发的成本重构，招标计划调整与项目方案的重新修订，投资计划变更导致推进中止，有效投标人不足造成的流标，中标方违约、弃标或违规被废标，以及招标人自身情况变动等。

业内分析指出，这背后折射出行业普遍存在的问题，一是 部分企业为冲规模盲目投标、风险测算不足，中标后弃标违约频发 ；二是 不少 项目前期论证薄弱，建设方案与配套条件在招标启动后仍频繁变动，导致招标中途作废、工期延误。

值得关注的是，就在招标终止事件频发之际， 山西 省能源局于近日发布《关于优化新型储能项目管理有关工作的通知》，为储能项目的全周期管理划定明确时间表。文件明确， 坚决防止 “圈而不建”，项目入库后应在6个月内实质性开工，12个月内建成并网， 自 2026年9月1日起执行。

在动态调整机制方面，新型储能项目库调整原则上每年组织不少于两次。库内项目若无法按期建成并网， 项目入统固定资产投资完成不低于 30%， 项目单位可于在库期满前 2个月，向市能源局提交延期申请，原则上库内项目 仅可延期一次。 其中，电化学储能项目延期并网时间 不超过 6个月； 压缩空气、液流电池等建设周期较长的储能项目，延期并网时间 不超过 12个月。 而对于入库后 6个月内未实质性开工 ， 或 12个月内未建成并网且未申请延期的，项目 将直接 调整出库。

与此同时，今年 7月1日起正式施行的储能安全新国标及《电力重大事故隐患判定标准 及治理监督管理规定》（ 2026年第41号令） ，对储能电站的涉网性能、防火设计提出了更高要求。这意味着，部分已过审项目可能需要重新调整，推进节奏被迫放缓。

可见，一面是项目执行端的履约失序与变数丛生，一面是监管层面从工期约束，到安全标准的全面收紧。当 “拿项目”与“建项目”之间的鸿沟日益凸显， 政策端的硬性约束正倒逼行业告别粗放扩张，从 “规模优先”转向“落地为王”。 在此过程中，招标终止频发看似是短期阵痛，实则是一次行业出清与规则重塑的必经过程。

储能产业链涨价潮来袭

推动产业告别粗放扩张的，除了政策端的硬性约束，还有成本与市场端等多重因素的叠加。 2026年以来，持续数年的低价竞争格局正在松动，一场覆盖全产业链的涨价潮来袭。

此前旷日持久的价格战，曾让储能系统中标单价跌破 0.4元/Wh，全行业深陷“增收不增利”的困局。而今，唯低价是举的“至暗时刻”正在退潮， 储能产业链价格体系迎来系统性重构。

7月初，PCS厂商 盛弘股份 发布涨价函，宣布自 7月21日起，全系列产品上调 10%-30% 的价格；随后，锂电材料企业 湖南裕能 也官宣调价，自 8月1日起，其全系列产品上调2000元/吨。

储能上游核心材料环节价格持续走高。 磷酸铁已从年初的约 1万元/吨，攀升至1.5万元/吨，半年内涨幅超50%。传导至正极材料端，磷酸铁锂主流报价已站上 5.5万 元 - 6万元/吨区间，较年初涨幅近20%。 碳酸锂方面，上半年在 12.5万 元 - 21万元/吨区间宽幅震荡， 近期 有所回调，但仍在历史高位运行。据机构测算，碳酸锂占磷酸铁锂成本的 60% - 65%，其高位震荡直接拉高了储能材料端的整体成本水平。

电芯方面， 国内集采招标今年上半年以采购 314Ah电芯为主，公开数据显示，电芯报价区间 为 0.325元/Wh-0.394元/Wh， 平均报价 0.359元/Wh，较去年同期0.289元/Wh上涨约24%。 进一步观察电芯价格趋势性变化，以主流 314Ah磷酸铁锂电芯为例，综合多家机构数据， 其 市场价格已从 2025年末的0.31元/Wh上涨至2026年6月的0.37元/Wh-0.40元/Wh区间，累计涨幅超过20%。

储能系统方面， 国内招投标数据显示， 2h储能系统 H1 中标均价为 0.602元/Wh， 同比上涨 8.8% ， 价格区间在 0.489元/Wh-0.836元/Wh之间；4h储能系统H1中标均价为 0.541元/Wh， 同比上涨 21.1%，价格区间为0.420元/Wh-0.782元/Wh。与去年同期相比，2h和4h储能系统的中标价格区间均明显拓宽，不同项目间的报价差异进一步拉大，同时均价整体呈现上行态势。

整体来看，今年上半年，从上游材料，到中游电芯，再到下游终端系统，储能产业链价格体系正逐步修复。而储能项目招标终止频发，项目推进迟滞等问题，也是修复过程中难以回避的阵痛 淘汰低效产能、倒逼理性投资，整体市场格局正在阵痛中持续优化。