新能源上网电价市场化改革落地一年来，新能源产业经历了从政策驱动向市场驱动的深刻重构。 与此同时，《可再生能源发展“十五五”规划》首次提出“置信出力”要求，将风电、光伏的装机有效性纳入考核体系。作为同时深耕风电与储能两大领域的资深从业者，远景高级副总裁田庆军近日接受《风能》专访。围绕储能角色转变、AI 赋能储能实践以及行业挑战等议题，田庆军给出了坦诚而富有建设性的判断。

田庆军认为：

过去储能是为了帮助新能源电站拿到并网批文，现在储能从“并网工具”回归到“市场主体”的本质，倒逼整个风光产业从规模驱动转向价值驱动。

储能的黄金周期尚未真正开始，现在看到的只是序章。“十五五”规划首次提出的“置信出力”要求、全国统一电力市场、绿电直连、“三北”大基地纯绿电外送、用户侧虚拟电厂和国际市场六大机遇叠加，未来需求将是海量的。

行业需要警惕一哄而上、跑马圈地式的盲目扩张。企业端应牢牢抓住研发和质量两个根本，以质量求生存、以技术赢市场；政策端需要保持连续性和有效性，储能是长周期重资产投资，没有稳定的预期，资本市场不敢真金白银地投入。产能需要有窗口指导，一旦出现供需失衡，国家层面的宏观调控应及时跟上。

“136号文”相当于动了个“小手术”

《风能》：“136号文”取消强制配储后，储能在电源侧的角色和价值发生了怎样的转变？储能发展面临怎样的机遇？

田庆军：“136号文”的本质，是新能源产业链价值的再分配。它好比给新能源发展动了个“小手术”，刚动完阵痛难免，利润下降，但康复后，未来的长期价值很大。对储能来说，过去多年，其存在的核心价值是帮新能源电站拿到并网批文——“强制配储”作为前置条件，导致大量储能电站建而不用，沦为“纸面能力”和沉没成本。“136号文”取消了这一前置条件，把配储的决策权交还市场，倒逼储能从“并网工具”回归到“市场主体”的本位。

短期看，电源侧储能确实承压，招标量曾一度下滑。但长期看，这恰是利好。储能开始真正为价值而存在，它的价值不再来自政策捆绑，而取决于自身交易能力。

在我看来，新型储能正面临六大发展机遇。

第一，近期出台的《可再生能源发展“十五五”规划》首次提出“置信出力”要求，标志着装机容量不再是唯一标尺，装机的有效性、容量的可靠性、置信出力正成为核心指标。到2030年，风光平均置信出力须达8%，风电为11%、光伏为6%，存量项目亦需改造，鼓励有条件的企业向20%看齐。置信出力靠什么实现？唯有储能。过去强配是“不配不让上网”，未来则是“不配考核不达标”，一旦考核不通过，并网与竞配将面临实质性惩罚，这将把储能重新拉回电源侧，且催生海量需求。

第二，全国统一电力市场建设加速推进，现货峰谷价差拉大、负电价常态化预期叠加新能源电量占比持续攀升，为储能提供了巨大的套利空间。

第三，绿电直连趋势渐明。在源网荷储、零碳园区、绿色算力与氢氨醇等领域，储能将成为不可或缺的调节器，虽然政策有待完善，经济性尚在爬坡，但方向已然不可逆转。第四，“三北”大基地纯绿电外送，火电逐步退出调节主力，储能必须顶上，没有抽蓄的地方，只能靠新型储能来填补。第五，用户侧虚拟电厂与负荷聚合加速兴起，储能是连接零散发用电的桥梁，单体虽小，但总量可观。第六，国际市场空间广阔。欧洲探索长时储能替代抽蓄，美国以储能支撑AI用电激增，中东用风光储替代石油依赖，非洲以分散式储能破解缺电困局，全球需求海量。这六个维度叠加在一起，我的判断是：储能的黄金周期尚未真正开启，如今所见，不过是序章而已。

风光储“融为一体”的关键在AI

《风能》：当前风光储一体化项目中，储能的真实回报率在什么水平？提高电源侧储能利用率的核心堵点是什么？如何能真正地让风光储“融为一体”？

田庆军：真实回报率现在分化剧烈。基准电价下探0.03~0.05元/kWh，单纯靠容量租赁的项目，IRR被大幅压缩；但在现货市场活跃、峰谷价差拉开的省份，真正参与交易的优质项目已经越过盈亏平衡点。关键不在于是否装了储能，而在于你有没有交易能力。

利用率的核心堵点，我认为有“三个缺”：一缺调度权归属的清晰机制，储能听谁的、为谁创造收益，权责尚不明朗；二缺收益稳定性，过度依赖现货价差波动，缺乏可预期的长周期回报锚点；三缺专业交易团队，过去靠强配驱动，很多企业根本没有电力市场的人才储备和实战经验。

要让风光储真正“融为一体”，关键在AI统一调度。远景的做法是让“天机气象大模型预测风光出力-天枢能源大模型生成策略-交易智能体和构网智能体拆指令-PCS/BMS/EMS毫秒级执行-结果反馈自学习”形成闭环。只有把气象、功率、负荷、交易、执行五级联动起来，风光储才不是拼在一起的零件，而是一个有机整体。储能不能独立创造价值，它必须和发电、电网、用户深度融合——这是我对“融为一体”最朴素的理解。

山东政策是标志性的，调度权应适度下放

《风能》：今年3月，山东出台的“授权场站主动调控配建储能”政策，对风光储一体化意味着什么？如果类似政策在全国铺开，风电场需要同步配套哪些机制和能力建设？

田庆军：风光储运行模式中，调度模式是头等大事。储能电站与风光分开调度是错误的，调度风电和调度储能之间无法形成耦合关系，调度权高度垄断在电网手里。多年前，我一直强调要适当把一些场站储能的调度权交给新能源投资开发企业。未来的方向一定是统一调度、统一规划、适度放权。

我认为山东的政策是标志性的，虽然未完全放开，但释放了很大生产力，其核心是将配建储能的调度权交还给场站自主调控，这意味着配储从“成本负担”回归“可运营资产”。过去强制配储之所以被诟病，就是因为电站没有权限，也没有动力去激活它；现在场站有了部分调控权，储能才真正创造收益。

若政策在全国铺开，风电场要补的课其实不少。一是组建专业电力交易团队，现货报价、中长期合约、偏差考核，每一个都是专业活。二是要有AI预测和调度能力，靠拍脑袋不可能做到最优。经过远景山东滨州20万kW项目实测，AI策略比人工策略的误差削减了15%。三是要和电网建立协同接口，储能要能参与调频、顶峰，响应速度和指令执行力必须过硬。第四是全栈协同的底层能力，交易策略再精妙，如果PCS不能在毫秒级精确执行，价值终难兑现。

说到底，政策只是打开了门，能不能走进去赚钱，看的是企业的系统化能力。这也是我们一直坚持全栈自研的原因——从电芯到PCS到EMS，全握在自己手里，策略和执行才不脱节。

独立储能商业模式有“骨架”，“肉”还没长齐

《风能》：独立储能占比显著提升，容量电价、现货交易、辅助服务等多元盈利模式加速落地。您认为独立储能作为独立的市场主体，是否已经完成自身的投资收益闭环？

田庆军：能不能闭环，要分两句话讲。

好的一面，政策正在把收益模型搭建起来。今年1月发布的“114号文”，首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制，储能具备了“容量保底”的收益；叠加现货峰谷套利、辅助服务，形成了“以容量电价保底、以现货套利为弹性、以辅助服务为增值”的多元收益结构。容量电价机制的落地，有利于资本市场重拾对储能电站开发的信心⸺它解决了过去收益高度依赖电价波动、项目融资难的痛点。

然而，要说商业模式已经实现闭环，为时尚早。截至2025年年底，全国新型储能装机规模已达1.36亿kW，成熟的商业模式仍未跑通。问题在于：现货市场建设成熟度有限，不少省份的价差不够大；辅助服务市场规则不统一；容量补偿在全国落地的标准参差不齐；电网系统运行费同步上涨，基本将容量电价补贴又拿回去了。因此，现在是有“骨架”，“肉”还没长齐。

“136号文”之后，谁能更准预测电价、更快响应市场波动、更高效调度储能资产，谁就能拿到更多收益——这恰恰是AI擅长的。独立储能不是“大号充电宝”，而是具备自主决策能力的智能资产。长时储能、“储能+”新业态同样要靠AI协同优化——谁先将AI练成能力，谁就能在多元盈利里拿到超额收益。

在制造端，AI已将790Ah电芯的配方筛选周期大幅缩短。AI不是标签，它已经在产品研发、电力交易、集群调度、安全防控、智能运维（包括极端场景应对）等各个环节，持续释放生产力。远景在各地的项目已经充分验证了AI的实效。

用户侧是储能最大的增量市场

《风能》：在参与绿电直供、零碳园区、数据中心等用户侧场景中，储能可以发挥怎样的价值？远景积累了哪些可以借鉴的经验？

田庆军：用户侧是储能未来最大的增量市场。我有个判断：未来五年，储能将从当前的大电网服务型应用，大幅转向负荷侧应用。绿电直连带来的AI数据中心、绿色氢氨醇等离网及半离网型新型电力系统，正在成为储能增长最快的新蓝海。

在这些场景里，储能的价值不是“存电”，而是“重构能量流”。以赤峰绿色氢氨项目为例，它需100%靠风光供电、还要柔性制氢，传统“源随荷动”根本扛不住。远景用天机+天枢两大模型深度融合，让储能提前预判风光出力、动态调节电解槽负荷，实现“随风而动”的柔性制氢——储能在这里是整套系统的“智能心脏”。

这对新能源系统化能力提出了极高的要求：一是源网荷储协同，不再是单一发电思维；二是离网、半离网系统的稳定控制，要能主动构网；三是多时间尺度调度，从秒级调频到小时级交易再到跨日能量管理一体统筹。

远景可借鉴的经验，核心就是“物理人工智能”理念——我们将储能当成一个具身机器人来研发，从产品设计、市场交易到长期运维，AI是底层逻辑、是主体，不是外挂工具。只有全栈自研打通软硬件，AI才能和物理系统真正协同。

三大挑战：质量、预测、成本

《风能》：从储能行业本身的技术、管理、市场来讲，您认为还存在哪些挑战？

田庆军：尽管机遇重大，挑战同样严峻。一是场站质量与可靠性参差不齐。当前国内已建成数百吉瓦的储能电站，主体参与多元化，虽有助于快速做大市场，但劣质产品与低效运营也拉低了行业均值。部分场站可利用率甚至不足50%，让电网难以信任其调度价值。这背后既有产品质量本身的问题，也暴露出大量集成商缺乏核心技术、交付后运维能力薄弱的现实。

二是预测能力亟待提升。与火电的“调度跟随”模式不同，风光储的运行高度依赖于对天气和负荷的精准预测，预测系统就是它们的“眼睛”。当前预测准确率普遍较低，导致储能无法有效参与市场博弈和协同调度。

三是原材料成本波动带来的经济性压力。今年储能总成本同比上涨约20%~30%，核心是碳酸锂价格从2025年的6万余元/t，一度攀升至超过20万元/t，仅此一项就推高系统成本约0.1元/Wh。成本上升叠加本就脆弱的商业模式，使大量项目陷入观望。原材料的稳定供给与价格可控，已是能源安全不可忽视的一部分，必须从国家层面予以战略性关注。

破局“内卷”，重塑“十五五”格局

《风能》：过去几年，储能行业价格走低、低价中标频现，如何避免重蹈风电行业“内卷式”竞争的老路？

田庆军：这个问题我呼吁了快两年，行业里有近三分之一的系统集成商在以低于成本的价格销售，而且比例仍在上升。低于成本价必然导致劣币驱逐良币——偷工减料、劣质电芯、服务跟不上，埋下安全与效益的双重隐患。更危险的是，国内“价格战”已经蔓延到海外，利润下滑拖累研发，等于将中国储能长期竞争力的地基挖空。坦率讲，“内卷”是不自信的表现，是价值观的扭曲。

如何避免重蹈风电老路？风电行业就是最好的前车之鉴。过去几年风电同样深陷“价格战”，但在行业组织的带领下，企业加强自律、抵制低于成本价投标，现在风电机组价格已稳步回升。我期待储能行业也能尽快迎来这样的转变。

储能行业迫切需要建立完善的评价机制和标准。远景正联合行业协会从三个维度构建储能评价体系：一是安全可靠性，看产品稳定性和真实安全边界；二是健康度，看容量保持率；三是运行能效，看转换效率和综合效率。这比“最低价中标”科学得多。只有建立科学的评价体系以及健康的盈利模式，行业才会真正关注质量，“价格战”才会退场。

《风能》：“十五五”末新型储能3亿kW目标下，您认为储能行业发展格局会发生哪些变化？

田庆军：电力规划设计总院预计“十五五”末新型储能装机规模有望达3亿kW。在这样一个量级下，洗牌已经在发生。

格局上，我判断将会从“几百家混战”收缩到“几十家头部”，全球80%以上的份额在中国企业手里，但国内真正具备能力、产品能通过大规模火烧测试等硬核验证的，估计也就十家左右。大量缺乏核心技术、靠低价进场的企业会退出。

核心竞争力是技术、运营，还是对电力市场的理解？我的答案是三者必须融合，缺一不可。技术是全栈自研的底子，没有它，AI协同不起来；运营是AI全生命周期优化的能力；而对电力市场的深刻理解，是价值变现的最后一环。三者融合，才是新型储能企业的真正护城河。

然而，我必须提出一个系统风险。今年前几个月中国企业在海外拿了大量订单，可我们的产品迭代太快——电芯容量每6到12个月翻一倍，系统还没经过充分验证就开始大规模交付，这不符合重资产行业的发展规律。质量安全风险、履约风险正在积累。我们要警惕：别让今天的订单，变成明天的隐患。

筑牢“压舱石”要过的几道坎

《风能》：从建立以风光为主的新型电力系统的角度看，政策支持、机制完善方面还有哪些亟需解决的难点？

田庆军：从“双碳”和新型电力系统的大目标看，机制上仍有几道坎要迈过。全国统一电力市场体系尚未完全建成；电网数据开放度还不够；容量补偿机制在全国落地的标准和系数不统一；涉网安全监管如何与储能快速发展适配还需细化；大规模火烧测试等行业验证尺度尚未统一成强制要求。

在挖掘用户侧储能上，我有几条建议。一是细化绿电直连、隔墙售电政策，让储能可以在用户侧真正参与能量管理；二是加快零碳园区、AI数据中心等场景的“储能+新能源”一体化模式落地；三是用峰谷价差、现货市场等价格信号引导用户侧投资；四是鼓励虚拟电厂、长时储能等新业态；五是金融工具要跟上——储能投资大、回报周期长，要提供长周期、低成本资金。呼吁金融机构积极运用绿色信贷、储能产业基金、REITs等工具，为储能提供“弹药”。

储能是新型电力系统的“压舱石”和“调节器”。没有稳定、高效、经济的储能支撑，难以实现高比例可再生能源的安全可靠消纳。但要把这块“压舱石”真正筑牢，不能仅靠热情。行业需要警惕一哄而上、跑马圈地式的盲目扩张。企业端应牢牢抓住研发和质量两个根本，以质量求生存、以技术赢市场。政策端则要保持连续性和有效性——储能是长周期重资产投资，没有稳定的预期，资本市场不敢真金白银地投入。顶层规划需要可落地、可执行，产能应有窗口指导，一旦出现供需失衡，国家层面的宏观调控要及时跟上。只有这样，储能行业才能行稳致远，真正成为“双碳”目标最坚实的支撑。