新能源上網電價市場化改革落地一年來，新能源產業經歷了從政策驅動向市場驅動的深刻重構。 與此同時，《可再生能源發展“十五五”規劃》首次提出“置信出力”要求，將風電、光伏的裝機有效性納入考核體系。作為同時深耕風電與儲能兩大領域的資深從業者，遠景高級副總裁田慶軍近日接受《風能》專訪。圍繞儲能角色轉變、AI 賦能儲能實踐以及行業挑戰等議題，田慶軍給出了坦誠而富有建設性的判斷。

田慶軍認為：

·過去儲能是為了幫助新能源電站拿到并網批文，現在儲能從“并網工具”回歸到“市場主體”的本質，倒逼整個風光產業從規模驅動轉向價值驅動。

·儲能的黃金周期尚未真正開始，現在看到的只是序章。“十五五”規劃首次提出的“置信出力”要求、全國統一電力市場、綠電直連、“三北”大基地純綠電外送、用戶側虛擬電廠和國際市場六大機遇疊加，未來需求將是海量的。

·行業需要警惕一哄而上、跑馬圈地式的盲目擴張。企業端應牢牢抓住研發和質量兩個根本，以質量求生存、以技術贏市場;政策端需要保持連續性和有效性，儲能是長周期重資產投資，沒有穩定的預期，資本市場不敢真金白銀地投入。產能需要有窗口指導，一旦出現供需失衡，國家層面的宏觀調控應及時跟上。

01.

“136號文”相當于動了個“小手術”

《風能》：“136號文”取消強制配儲后，儲能在電源側的角色和價值發生了怎樣的轉變?儲能發展面臨怎樣的機遇?

田慶軍：“136號文”的本質，是新能源產業鏈價值的再分配。它好比給新能源發展動了個“小手術”，剛動完陣痛難免，利潤下降，但康復后，未來的長期價值很大。對儲能來說，過去多年，其存在的核心價值是幫新能源電站拿到并網批文——“強制配儲”作為前置條件，導致大量儲能電站建而不用，淪為“紙面能力”和沉沒成本。“136號文”取消了這一前置條件，把配儲的決策權交還市場，倒逼儲能從“并網工具”回歸到“市場主體”的本位。

短期看，電源側儲能確實承壓，招標量曾一度下滑。但長期看，這恰是利好。儲能開始真正為價值而存在，它的價值不再來自政策捆綁，而取決于自身交易能力。

在我看來，新型儲能正面臨六大發展機遇。

第一，近期出臺的《可再生能源發展“十五五”規劃》首次提出“置信出力”要求，標志著裝機容量不再是唯一標尺，裝機的有效性、容量的可靠性、置信出力正成為核心指標。到2030年，風光平均置信出力須達8%，風電為11%、光伏為6%，存量項目亦需改造，鼓勵有條件的企業向20%看齊。置信出力靠什么實現?唯有儲能。過去強配是“不配不讓上網”，未來則是“不配考核不達標”，一旦考核不通過，并網與競配將面臨實質性懲罰，這將把儲能重新拉回電源側，且催生海量需求。

第二，全國統一電力市場建設加速推進，現貨峰谷價差拉大、負電價常態化預期疊加新能源電量占比持續攀升，為儲能提供了巨大的套利空間。

第三，綠電直連趨勢漸明。在源網荷儲、零碳園區、綠色算力與氫氨醇等領域，儲能將成為不可或缺的調節器，雖然政策有待完善，經濟性尚在爬坡，但方向已然不可逆轉。第四，“三北”大基地純綠電外送，火電逐步退出調節主力，儲能必須頂上，沒有抽蓄的地方，只能靠新型儲能來填補。第五，用戶側虛擬電廠與負荷聚合加速興起，儲能是連接零散發用電的橋梁，單體雖小，但總量可觀。第六，國際市場空間廣闊。歐洲探索長時儲能替代抽蓄，美國以儲能支撐AI用電激增，中東用風光儲替代石油依賴，非洲以分散式儲能破解缺電困局，全球需求海量。這六個維度疊加在一起，我的判斷是：儲能的黃金周期尚未真正開啟，如今所見，不過是序章而已。

02.

風光儲“融為一體”的關鍵在AI

《風能》：當前風光儲一體化項目中，儲能的真實回報率在什么水平?提高電源側儲能利用率的核心堵點是什么?如何能真正地讓風光儲“融為一體”?

田慶軍：真實回報率現在分化劇烈。基準電價下探0.03~0.05元/kWh，單純靠容量租賃的項目，IRR被大幅壓縮;但在現貨市場活躍、峰谷價差拉開的省份，真正參與交易的優質項目已經越過盈虧平衡點。關鍵不在于是否裝了儲能，而在于你有沒有交易能力。

利用率的核心堵點，我認為有“三個缺”：一缺調度權歸屬的清晰機制，儲能聽誰的、為誰創造收益，權責尚不明朗;二缺收益穩定性，過度依賴現貨價差波動，缺乏可預期的長周期回報錨點;三缺專業交易團隊，過去靠強配驅動，很多企業根本沒有電力市場的人才儲備和實戰經驗。

要讓風光儲真正“融為一體”，關鍵在AI統一調度。遠景的做法是讓“天機氣象大模型預測風光出力-天樞能源大模型生成策略-交易智能體和構網智能體拆指令-PCS/BMS/EMS毫秒級執行-結果反饋自學習”形成閉環。只有把氣象、功率、負荷、交易、執行五級聯動起來，風光儲才不是拼在一起的零件，而是一個有機整體。儲能不能獨立創造價值，它必須和發電、電網、用戶深度融合——這是我對“融為一體”最樸素的理解。

03.

山東政策是標志性的，調度權應適度下放

《風能》：今年3月，山東出臺的“授權場站主動調控配建儲能”政策，對風光儲一體化意味著什么?如果類似政策在全國鋪開，風電場需要同步配套哪些機制和能力建設?

田慶軍：風光儲運行模式中，調度模式是頭等大事。儲能電站與風光分開調度是錯誤的，調度風電和調度儲能之間無法形成耦合關系，調度權高度壟斷在電網手里。多年前，我一直強調要適當把一些場站儲能的調度權交給新能源投資開發企業。未來的方向一定是統一調度、統一規劃、適度放權。

我認為山東的政策是標志性的，雖然未完全放開，但釋放了很大生產力，其核心是將配建儲能的調度權交還給場站自主調控，這意味著配儲從“成本負擔”回歸“可運營資產”。過去強制配儲之所以被詬病，就是因為電站沒有權限，也沒有動力去激活它;現在場站有了部分調控權，儲能才真正創造收益。

若政策在全國鋪開，風電場要補的課其實不少。一是組建專業電力交易團隊，現貨報價、中長期合約、偏差考核，每一個都是專業活。二是要有AI預測和調度能力，靠拍腦袋不可能做到最優。經過遠景山東濱州20萬kW項目實測，AI策略比人工策略的誤差削減了15%。三是要和電網建立協同接口，儲能要能參與調頻、頂峰，響應速度和指令執行力必須過硬。第四是全棧協同的底層能力，交易策略再精妙，如果PCS不能在毫秒級精確執行，價值終難兌現。

說到底，政策只是打開了門，能不能走進去賺錢，看的是企業的系統化能力。這也是我們一直堅持全棧自研的原因——從電芯到PCS到EMS，全握在自己手里，策略和執行才不脫節。

04.

獨立儲能商業模式有“骨架”，“肉”還沒長齊

《風能》：獨立儲能占比顯著提升，容量電價、現貨交易、輔助服務等多元盈利模式加速落地。您認為獨立儲能作為獨立的市場主體，是否已經完成自身的投資收益閉環?

田慶軍：能不能閉環，要分兩句話講。

好的一面，政策正在把收益模型搭建起來。今年1月發布的“114號文”，首次在國家層面明確電網側獨立新型儲能容量電價機制，儲能具備了“容量保底”的收益;疊加現貨峰谷套利、輔助服務，形成了“以容量電價保底、以現貨套利為彈性、以輔助服務為增值”的多元收益結構。容量電價機制的落地，有利于資本市場重拾對儲能電站開發的信心?它解決了過去收益高度依賴電價波動、項目融資難的痛點。

然而，要說商業模式已經實現閉環，為時尚早。截至2025年年底，全國新型儲能裝機規模已達1.36億kW，成熟的商業模式仍未跑通。問題在于：現貨市場建設成熟度有限，不少省份的價差不夠大;輔助服務市場規則不統一;容量補償在全國落地的標準參差不齊;電網系統運行費同步上漲，基本將容量電價補貼又拿回去了。因此，現在是有“骨架”，“肉”還沒長齊。

“136號文”之后，誰能更準預測電價、更快響應市場波動、更高效調度儲能資產，誰就能拿到更多收益——這恰恰是AI擅長的。獨立儲能不是“大號充電寶”，而是具備自主決策能力的智能資產。長時儲能、“儲能+”新業態同樣要靠AI協同優化——誰先將AI練成能力，誰就能在多元盈利里拿到超額收益。

在制造端，AI已將790Ah電芯的配方篩選周期大幅縮短。AI不是標簽，它已經在產品研發、電力交易、集群調度、安全防控、智能運維(包括極端場景應對)等各個環節，持續釋放生產力。遠景在各地的項目已經充分驗證了AI的實效。

05.

用戶側是儲能最大的增量市場

《風能》：在參與綠電直供、零碳園區、數據中心等用戶側場景中，儲能可以發揮怎樣的價值?遠景積累了哪些可以借鑒的經驗?

田慶軍：用戶側是儲能未來最大的增量市場。我有個判斷：未來五年，儲能將從當前的大電網服務型應用，大幅轉向負荷側應用。綠電直連帶來的AI數據中心、綠色氫氨醇等離網及半離網型新型電力系統，正在成為儲能增長最快的新藍海。

在這些場景里，儲能的價值不是“存電”，而是“重構能量流”。以赤峰綠色氫氨項目為例，它需100%靠風光供電、還要柔性制氫，傳統“源隨荷動”根本扛不住。遠景用天機+天樞兩大模型深度融合，讓儲能提前預判風光出力、動態調節電解槽負荷，實現“隨風而動”的柔性制氫——儲能在這里是整套系統的“智能心臟”。

這對新能源系統化能力提出了極高的要求：一是源網荷儲協同，不再是單一發電思維;二是離網、半離網系統的穩定控制，要能主動構網;三是多時間尺度調度，從秒級調頻到小時級交易再到跨日能量管理一體統籌。

遠景可借鑒的經驗，核心就是“物理人工智能”理念——我們將儲能當成一個具身機器人來研發，從產品設計、市場交易到長期運維，AI是底層邏輯、是主體，不是外掛工具。只有全棧自研打通軟硬件，AI才能和物理系統真正協同。

06.

三大挑戰：質量、預測、成本

《風能》：從儲能行業本身的技術、管理、市場來講，您認為還存在哪些挑戰?

田慶軍：盡管機遇重大，挑戰同樣嚴峻。一是場站質量與可靠性參差不齊。當前國內已建成數百吉瓦的儲能電站，主體參與多元化，雖有助于快速做大市場，但劣質產品與低效運營也拉低了行業均值。部分場站可利用率甚至不足50%，讓電網難以信任其調度價值。這背后既有產品質量本身的問題，也暴露出大量集成商缺乏核心技術、交付后運維能力薄弱的現實。

二是預測能力亟待提升。與火電的“調度跟隨”模式不同，風光儲的運行高度依賴于對天氣和負荷的精準預測，預測系統就是它們的“眼睛”。當前預測準確率普遍較低，導致儲能無法有效參與市場博弈和協同調度。

三是原材料成本波動帶來的經濟性壓力。今年儲能總成本同比上漲約20%~30%，核心是碳酸鋰價格從2025年的6萬余元/t，一度攀升至超過20萬元/t，僅此一項就推高系統成本約0.1元/Wh。成本上升疊加本就脆弱的商業模式，使大量項目陷入觀望。原材料的穩定供給與價格可控，已是能源安全不可忽視的一部分，必須從國家層面予以戰略性關注。

07.

破局“內卷”，重塑“十五五”格局

《風能》：過去幾年，儲能行業價格走低、低價中標頻現，如何避免重蹈風電行業“內卷式”競爭的老路?

田慶軍：這個問題我呼吁了快兩年，行業里有近三分之一的系統集成商在以低于成本的價格銷售，而且比例仍在上升。低于成本價必然導致劣幣驅逐良幣——偷工減料、劣質電芯、服務跟不上，埋下安全與效益的雙重隱患。更危險的是，國內“價格戰”已經蔓延到海外，利潤下滑拖累研發，等于將中國儲能長期競爭力的地基挖空。坦率講，“內卷”是不自信的表現，是價值觀的扭曲。

如何避免重蹈風電老路?風電行業就是最好的前車之鑒。過去幾年風電同樣深陷“價格戰”，但在行業組織的帶領下，企業加強自律、抵制低于成本價投標，現在風電機組價格已穩步回升。我期待儲能行業也能盡快迎來這樣的轉變。

儲能行業迫切需要建立完善的評價機制和標準。遠景正聯合行業協會從三個維度構建儲能評價體系：一是安全可靠性，看產品穩定性和真實安全邊界;二是健康度，看容量保持率;三是運行能效，看轉換效率和綜合效率。這比“最低價中標”科學得多。只有建立科學的評價體系以及健康的盈利模式，行業才會真正關注質量，“價格戰”才會退場。

《風能》：“十五五”末新型儲能3億kW目標下，您認為儲能行業發展格局會發生哪些變化?

田慶軍：電力規劃設計總院預計“十五五”末新型儲能裝機規模有望達3億kW。在這樣一個量級下，洗牌已經在發生。

格局上，我判斷將會從“幾百家混戰”收縮到“幾十家頭部”，全球80%以上的份額在中國企業手里，但國內真正具備能力、產品能通過大規模火燒測試等硬核驗證的，估計也就十家左右。大量缺乏核心技術、靠低價進場的企業會退出。

核心競爭力是技術、運營，還是對電力市場的理解?我的答案是三者必須融合，缺一不可。技術是全棧自研的底子，沒有它，AI協同不起來;運營是AI全生命周期優化的能力;而對電力市場的深刻理解，是價值變現的最后一環。三者融合，才是新型儲能企業的真正護城河。

然而，我必須提出一個系統風險。今年前幾個月中國企業在海外拿了大量訂單，可我們的產品迭代太快——電芯容量每6到12個月翻一倍，系統還沒經過充分驗證就開始大規模交付，這不符合重資產行業的發展規律。質量安全風險、履約風險正在積累。我們要警惕：別讓今天的訂單，變成明天的隱患。

08.

筑牢“壓艙石”要過的幾道坎

《風能》：從建立以風光為主的新型電力系統的角度看，政策支持、機制完善方面還有哪些亟需解決的難點?

田慶軍：從“雙碳”和新型電力系統的大目標看，機制上仍有幾道坎要邁過。全國統一電力市場體系尚未完全建成;電網數據開放度還不夠;容量補償機制在全國落地的標準和系數不統一;涉網安全監管如何與儲能快速發展適配還需細化;大規模火燒測試等行業驗證尺度尚未統一成強制要求。

在挖掘用戶側儲能上，我有幾條建議。一是細化綠電直連、隔墻售電政策，讓儲能可以在用戶側真正參與能量管理;二是加快零碳園區、AI數據中心等場景的“儲能+新能源”一體化模式落地;三是用峰谷價差、現貨市場等價格信號引導用戶側投資;四是鼓勵虛擬電廠、長時儲能等新業態;五是金融工具要跟上——儲能投資大、回報周期長，要提供長周期、低成本資金。呼吁金融機構積極運用綠色信貸、儲能產業基金、REITs等工具，為儲能提供“彈藥”。

儲能是新型電力系統的“壓艙石”和“調節器”。沒有穩定、高效、經濟的儲能支撐，難以實現高比例可再生能源的安全可靠消納。但要把這塊“壓艙石”真正筑牢，不能僅靠熱情。行業需要警惕一哄而上、跑馬圈地式的盲目擴張。企業端應牢牢抓住研發和質量兩個根本，以質量求生存、以技術贏市場。政策端則要保持連續性和有效性——儲能是長周期重資產投資，沒有穩定的預期，資本市場不敢真金白銀地投入。頂層規劃需要可落地、可執行，產能應有窗口指導，一旦出現供需失衡，國家層面的宏觀調控要及時跟上。只有這樣，儲能行業才能行穩致遠，真正成為“雙碳”目標最堅實的支撐。