界面新闻记者 | 高菁

“2025年将是中国新型储能商业化应用的分水岭。”

9月1日，远景集团高级副总裁、远景储能总裁田庆军在第十一届中国国际光储充大会上提出了上述观点。

田庆军表示，当前，中国储能市场还未成熟，多数项目的盈利依赖于政府的补贴或短期的政策支持，但并不能代表储能应用真正成熟，“因为政策一撤回，就像照妖镜一样，你的本质又暴露了。”

在他看来，储能的发展需要依靠市场化驱动，挖掘储能独立的商业价值，使之能够不再依赖政府补贴或政策支持，而是通过市场化手段实现独立盈利。

田庆军表示，根据远景判断，明年在部分省份，储能大概率能够开始实现独立盈利，且随着时间推移，将会比风电和光伏更赚钱。

在接受界面新闻等媒体采访时，田庆军针对这一观点进行了进一步的阐述。他表示，该判断基于两个大逻辑。

首先是，储能价格在明年还会持续下跌。

自2022年底以来，伴随上游碳酸锂价格跳水，锂电池储能系统价格也在一路下行。2022年底，锂电池储能系统中标价一度高达2元/Wh，而近期已出现部分项目中标价跌破0.5元/Wh，一年半时间价格缩水了75%。

CNESA DataLink全球储能数据库数据显示，以2小时磷酸铁锂电池储能系统、不含用户侧应用为例，7月中标均价574.28元/kWh，同比下降48%，环比下降20%，已跌破600元/kWh，创系统中标均价新低。

田庆军表示，技术进步是储能成本和价格下降的主要原因。近年来，储能系统在能量密度和循环寿命上取得了巨大的进步，极大的推动了成本下降。

储能系统能量密度和循环寿命提升，主要来自储能电芯的进步，储能电芯能量密度持续提高，同尺寸容量从280Ah发展到305Ah、315Ah、350Ah及更高，对应标准20尺集装箱储能系统容量从3.7 MWh到5 MWh、6 MWh甚至到8 MWh+，循环寿命从6000次发展到12000次、15000次。

储能系统能量密度越来越高，不仅创造了储能本身的单千瓦价格的下行，还创造了整个电站其他成本的下行，由于单箱容量提升，所需的电缆、BOT、用地面积、征地面积等都在下降，所以储能电站的整体成本也在快速下降。

在本次大会上，远景正式发布全球最大储能系统——标准20尺单箱8MWh+，意味着储能行业进入8MWh级时代。

田庆军指出，产品从推出到量产，再到成为行业主流，平均成本和价格还会持续下降。此外，储能产品仍然存在创新空间，未来储能成本和价格还会降低。

“根据我们的测算，目前储能全生命周期度电成本在0.1-0.2元之间。” 田庆军表示，“未来随着技术进步，度电成本降到0.1元只是时间问题。”

针对储能行业“内卷”现状，田庆军认为，国内储能市场正在穿越低价内卷周期。过度内卷一定会牺牲安全和质量，不利于行业高质量发展，也不利于中国企业走向海外。低价低质的消极形象，会给中国储能企业在全球市场的长期发展带来持续的负面影响。

在当天大会致辞的最后，田庆军呼吁行业应更多地关注储能价格价值，保障产业链上下游的合理利润，以开放心态理性竞合，通过开放合作，来促进行业的理性繁荣和共同进步 “只有避免无底线的价格内卷储，储能质量和安全才能得到有效的保障。”他说。

第二个逻辑是，现货市场将是储能在市场上获利的主要来源。

2022年，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2030年，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择。

截至目前，已有包括山西、甘肃、蒙西、山东在内的多个现货试点省份将新能源纳入电力现货交易范畴。

截至今年7月底，中国风光装机总量已达到12.06亿千瓦，提前六年多实现了2030年的装机目标。《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》曾明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

田庆军指出，按照现在的预测，2030年，中国风光装机总量将达到30亿千瓦，将对电网产生巨大压力，而储能恰恰能够在此时大显身手。

随着新能源比例的增加和电力现货市场的开放，储能系统可以在电价低谷时充电，在电价高峰时放电，从而获得价差收益。

远景认为，储能未来最重要的场景是参与电力现货市场交易，用户可以通过储能这一“绿电银行”峰谷套利。储能的本质是交易，未来的储能将和人工智能深度融合，实现电力交易的高度智能化和自动化，成为电力市场的“交易员”。

“从前大家认为调峰调频是储能的价值所在，但我们认为，储能最大、最核心的价值创造还是在电力现货市场进行峰谷套利。”田庆军说。

远景田庆军：国内新型储能自2025年开始实现独立盈利