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田庆军：风光储从规模扩张走向系统融合

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-09 18:11

【中国能源产业发展网】获悉，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日前接受专访，围绕储能角色转变、AI赋能储能实践以及行业挑战等议题作出系统阐述。

田庆军认为，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。过去多年，储能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，储能开始真正为价值而存在，其价值不再来自政策捆绑，而取决于自身交易能力。

在他看来，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，而置信出力唯有依靠储能实现。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。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。第五，用户侧虚拟电厂与负荷聚合加速兴起。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。

关于风光储一体化项目的真实回报率，田庆军坦言分化剧烈。基准电价下探0.03至0.05元/千瓦时，单纯靠容量租赁的项目内部收益率被大幅压缩；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。他认为利用率的核心堵点在于三个缺：一缺调度权归属的清晰机制，二缺收益稳定性，三缺专业交易团队。要让风光储真正融为一体，关键在AI统一调度，即让气象大模型预测风光出力、能源大模型生成策略、交易智能体和构网智能体拆解指令、PCS/BMS/EMS毫秒级执行、结果反馈自学习，形成完整闭环。

对于今年3月山东出台的授权场站主动调控配建储能政策，田庆军评价其为标志性政策，核心是将配建储能的调度权交还给场站自主调控，意味着配储从成本负担回归可运营资产。他提示，若类似政策在全国铺开，风电场需要组建专业电力交易团队、具备AI预测和调度能力、与电网建立协同接口、形成全栈协同的底层能力。据介绍，经过远景山东滨州20万千瓦项目实测，AI策略比人工策略的误差削减了15%。

关于独立储能的商业模式，田庆军表示，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。但截至2025年年底，全国新型储能装机规模已达1.36亿千瓦，成熟的商业模式仍未跑通，现货市场建设成熟度有限、辅助服务市场规则不统一、容量补偿标准参差不齐、电网系统运行费同步上涨，现在是有骨架、肉还没长齐。

田庆军同时指出行业三大挑战：一是场站质量与可靠性参差不齐，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；二是预测能力亟待提升，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%至30%，核心是碳酸锂价格从2025年的6万余元每吨一度攀升至超过20万元每吨，仅此一项就推高系统成本约0.1元/瓦时。

谈及反内卷，他呼吁行业警惕低价竞争，指出目前近三分之一的系统集成商在以低于成本的价格销售，且比例仍在上升，国内价格战已经蔓延到海外。他建议从安全可靠性、健康度、运行能效三个维度构建储能评价体系，替代最低价中标。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3亿千瓦，行业格局将从几百家混战收缩到几十家头部。他还提醒，国内企业海外订单激增但产品迭代过快，电芯容量每6到12个月翻一倍，系统尚未充分验证就大规模交付，质量安全与履约风险正在积累。

【来源：《风能》杂志】

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