远景田庆军：电池技术助力储能成为新型电力系统的重要支撑

日前，2026世界动力电池大会在四川宜宾举行。本届大会以“电驱万物·融合共生”为主题，由四川省人民政府主办，宜宾市人民政府、四川省经济和信息化厅、工业和信息化部装备工业发展中心共同承办，是“十五五”开局之年全球动力电池领域规格最高、覆盖最全、国际化程度最深的标杆盛会之一。

远景高级副总裁田庆军受邀出席大会并发表主题演讲。他表示，随着电池技术日新月异，储能已成为全球新型电力系统建设的重要支撑；面向“十五五”，储能的价值创造场景将日益丰富、系统成本持续下行、6—8小时长时储能成为主流，同时行业必须高度警惕产能过剩、电芯大型化与电站运营三重风险。

以下为演讲全文：

三年前，全世界每生产10颗电芯，只有1颗应用于新型储能。今天，全球电芯的产能相比三年前翻了3番，预计今年年底，储能电芯的出货量将接近动力电芯，未来三年会超过动力电池。随着电池技术日新月异，储能已成为全球新型电力系统建设的重要支撑。

刚刚过去的一个多月，中国有三件标志性事件值得大家关注：

一是“十五五”国家明确对新能源置信出力比例的要求。这将直接推动储能的规模化建设。据我们测算，到2030年，仅服务于新能源风光电站置信出力的累计新型储能装机将达到2亿千瓦以上。山东省前不久发文，明确要求新能源配建储能。

二是山东省千万千瓦新型储能集中参与夏季电力保供，刷新历史纪录。8月3日山东省全部172座新型储能电站共计1313万千瓦集中参与放电，最大放电功率达到1198万千瓦，相当于济南市当日最高用电负荷，不仅刷新全国省级电网新型储能集中调用纪录，也是国内省级电网首次实现千万千瓦级储能集中调用，储能在电力系统中的价值开始凸显。

三是绿色算力与储能在实践中加速融合。8月6日，远景乌兰察布星河基地正式投产。这是全球最大的AI算力超级单体，未来可拓展至百万P规模，支持百万卡并行，将成为全球Token产出能力最强的AI数据中心。在这里，为了更大比例使用绿电，储能广泛应用于白区、灰区和源网侧。

这三个标志性事件，为储能在新型电力系统建设中的价值和发展打开广阔的空间。此外，面向未来，与大家分享我的三个观点：

一、储能在新型电力系统中的价值创造场景日益丰富。

过去储能的价值主要体现在峰谷套利和少量的调频服务；未来，新能源的置信出力、绿色算力、绿色氢氨醇、零碳园区等，将成为储能核心的应用场景。

尤其是新能源置信出力成为储能未来最大的增量，新能源置信出力比例的考核相当于再次把新能源配置储能作为重要的要求。

另外值得一提的是，绿色算力中心（AIDC）未来五年会指数级增长，这给储能提供了广阔的增量市场。综合各类场景，预计未来五年，新型储能平均每年的新增装机在3亿千瓦时以上。

二、新型储能系统成本未来五年将持续下降。

新型电力系统需要低成本的储能解决方案。

储能系统的成本取决于两块，一个是持续的技术突破和产品创新，尤其是电芯能量密度的提升，二是以碳酸锂为主的原材料价格可控。

自去年四季度以来，碳酸锂价格从6万元每吨一路上涨，今年6月份曾一度突破21万元，致使储能电芯价格增长超过30%，直接影响储能系统成本增加两到三成，导致今年很多项目建设处于观望状态。

随着钠电技术的成熟，我们判断钠电与锂电会相互作用推动原材料持续下降；加上电池技术的进步，大电芯将有效推动储能系统整体的成本下降。所以，我们判断未来五年储能系统成本会持续下行。

三、6-8小时长时储能将成为主流。

“十五五”期间，风光新能源装机容量预计年均在2.5-3亿千瓦以上，电网面临接入和消纳的双重考验，目前国内各省均已出现一定程度的弃风弃光等限电问题，西部某新能源大省限电率已超过历史纪录，国内某电力企业2025年弃风弃光率突破新高。尤其是光伏电站的发电同时率高，中午大发时处于零电价甚至负电价。

国家目前出台的114号文在各省落地执行时，储能的容量电价基本都导向6h及以上储能系统，从某种程度上也推动了长时储能的发展。纵观全球，储能时长在过去三年增长了40%，未来趋势明显。另外，长时储能对大电芯更加友好，单位成本也更便宜。

储能的未来充满希望，但是我们同时也要看到，行业各类风险也在快速积聚：

第一，警惕储能电芯产能过剩带来的价格内卷风险。根据我们的了解，今年行业储能电芯规划扩产已经超过800GWh，到年底建成产能约1.2到1.5TWh，规划总产能接近2TWh，这个已经远远超越了全球市场的真实需求。

电芯的生产需要连续性，这一点与光伏组件很像，一旦产能过剩，企业为了生存必然会打价格战，过去几年光伏行业价格内卷严重，已经给我们敲响警钟。储能行业一定不能步其后尘，这个关乎国家利益。值得庆幸的是，国家有关部门也看到了这一风险，目前已经开始把电芯产能列入窗口指导。但是，我们还是呼吁行业要严格自律，价格内卷是不自信的表现，是对行业的不负责任。

第二，警惕储能电芯大型化带来的质量安全风险。过去几年，电芯大型化的确对行业贡献巨大，但是我们也要理性看待，不能搞军备竞赛。风电行业前几年搞风机大型化，由于没有充分测试验证，质量问题不容乐观，现在整个行业都在买单。

大电芯的结构设计、电气安全、热管理、生产工艺与装备等都是行业关键挑战，我们应该加大研发人才投入，尊重科学，循序渐进，加强仿真验证，控制上市交付节奏。尤其是国际市场，为了规避较高的履约风险，建议充分验证后交付。同时我们呼吁行业能把“大规模火烧实验”等国际通用的新产品上市标准纳入统一要求。

第三，警惕储能电站未来运营风险。国内目前绝大多数独立储能电站的经济性分析都是基于假设的，当下的政策和电力市场是不断变化的，而储能电站的资产寿命是15年甚至20年。

当前储能电站的收益基本来自三块：现货交易价差、调频辅助服务和容量电价，少数省份会有放电量补偿，比如内蒙。我做过一个初步的研究，中国一个中等省份调频市场全部放开大概在10-20亿元每年，能支撑的储能电站规模大概在10GW，超过这个规模调频服务费就算不过账了。电力市场也是如此，一个中等省份如果能维持一个较好的峰谷价差，能支撑的储能规模在20GW之内，超过价差会快速收窄。至于容量电价，如果储能时长达不到6h，扣除电网系统运行费，基本就所剩无几了。

在这种极不稳定的商业模式下，储能电站未来的运营风险是非常大的，我们判断未来几年很多储能电站会成为不良资产。所以，运营能力和储能质量是资产安全的核心保障。我们呼吁大家要选择靠谱的合作伙伴，不要贪图一时的便宜。

储能的未来充满希望，但行业需要保持敬畏。电池技术的进步，正把储能推向新型电力系统的舞台中央。只有拒绝内卷、尊重科学、夯实运营，才能把这一历史机遇转化为可持续的产业价值，让储能真正成为新型电力系统的稳定支撑，并作为中国方案走向全球、服务世界能源转型。