远景田庆军：储能长周期资产暗藏爆雷陷阱

近日，远景科技集团高级副总裁、远景储能总裁田庆军在 2026 世界动力电池大会的演讲上提醒：电芯大型化质量风险、长周期电站运营风险，与电芯产能过剩风险是储能行业当前的三大核心隐患。

在储能追求更大容量、更高功率、更低初始投资的行业浪潮之下，这两类风险常常被市场乐观情绪掩盖：海外多个大型储能项目已经付出惨痛代价，也为国内产业发展提供现实镜鉴。

电芯大型化已经成为储能行业明确的技术演进方向。

更大容量的电芯、更大规格的储能舱，能够减少模组串联并联数量，降低线束、连接器、BMS 管理节点数量，帮助系统降低 BOM 硬件成本，简化现场安装流程，因此受到集成商、投资方的追捧。

但田庆军着重警示，电芯大型化不能搞军备竞赛，尺寸可以一年一跳，验证周期却跳不过去。硬件规格迭代速度可以很快，但完整的安全仿真、循环老化、热失控传播验证周期无法人为压缩，不能把实验室单电芯测试数据直接等同于大型储能系统的真实可靠性。

风机大型化的过程中，曾经出现过因为没有做好充分测试验证而带来的质量问题，机型迭代快于验证周期，质量问题在投运两三年后集中暴露，最后全行业买单。储能行业需要充分吸取风机大型化进程中验证不足、投运后集中暴露质量问题的教训。

大容量电芯一旦发生热失控，单颗电芯释放的能量、可燃气体总量会成倍放大，热蔓延抑制、消防处置难度显著提升。

单颗电芯故障，极易在密集排布的舱体内部形成链式连锁反应，局部故障升级为整舱甚至整站事故。单电芯台架测试合格，不代表大规模成组之后依然安全，电芯、液冷管路、高压回路、消防系统之间的耦合风险，只有在系统级、场站级实证测试中才能够充分暴露。

不少企业为抢占市场节奏，压缩新产品验证周期，将尚未经过充分长周期验证的大电芯快速推向市场，给后续电站埋下长期安全隐患。田庆军说，“产品越往大型化发展，测试和验证就越不能省，应加强新产品的测试验证，同时推动新产品上市标准进一步统一。”

海外已经有多起大型储能事故印证大型化带来的现实挑战。美国加州莫斯兰丁 Moss Landing 储能电站作为全球标杆级电网储能项目，多次发生重大火灾事故。

该项目采用大容量三元电芯，2025 年 1 月电站 300MW 储能单元突发起火，约 40% 电池被烧毁。一千多名当地居民紧急疏散。

仅仅一个月之后，同一区域再次复燃，超过70% 设备损毁；事故之后当地监管机构重新评估大型储能项目审批规则。项目的投资方蒙受数亿美元直接经济损失，周边社区对储能项目的接纳度大幅下降。

事故复盘过程中，行业专家指出，大容量电芯密集布置，热失控之后能量释放剧烈，消防系统处置难度远超传统小电芯方案。而系统层面的隔离、降温设计没有跟上电芯容量提升的速度，是事故扩大的重要诱因。

澳大利亚维多利亚大电池项目，采用大容量集装箱式储能系统，调试阶段发生冷却液泄漏引发热失控。其中两个集装箱单元完全烧毁，火情持续四天时间才得到控制。

事故也暴露了大型集成舱内部，零部件微小故障就会引发系统性灾难的现实风险。

这些案例共同证明，单纯电芯本体参数达标远远不够，大型化迭代必须配套完整的系统级验证，跳过验证环节追求快速商业化，最终会酿成安全与经济双重损失。

如果说电芯大型化质量风险聚焦于硬件产品与安全底线，那么长周期电站运营风险，则指向储能商业模式与资产管理逻辑的深层矛盾。

田庆军指出，“储能电站属于 15‑20 年长周期资产，这是行业极易被忽视的风险点”。目前国内不少储能电站项目在进行经济性分析时，是基于当前条件以及一系列假设。

“但储能电站又是一项生命周期很长的资产。资产可以运行 15‑20 年，电力市场却不会在这 15‑20 年里保持不变。”

当前绝大多数储能项目做投资测算的时候，普遍采用静态测算逻辑，直接套用当下的电力现货价格、辅助服务补偿标准、峰谷价差、容量电价政策，推演未来十几年的现金流回报。以此，计算 IRR 与投资回报周期。

但电力市场改革是持续动态推进的过程，一座储能电站完整生命周期，会横跨多轮政策迭代，电价机制、交易规则、补贴政策、辅助服务计量方式都有可能调整，这些外部变量一旦发生变化，“调频辅助服务、电价差等因素，都会直接影响储能电站后续的经济性”。田庆军说到。

项目实际收益就会和可研报告产生巨大偏差。很多项目前期测算收益可观，运行三五年之后，峰谷价差收窄、辅助服务规则调整，直接出现收益大幅缩水，甚至陷入亏损困境。“在这种极不稳定的商业模式下，未来几年很多储能电站会成为不良资产。”田庆军对此有些担忧。

放眼海外市场，大量储能项目已经遭遇规则变动带来的现实冲击。欧洲大量早期储能项目，最初依靠现货市场峰谷套利作为核心收益来源。

但随着区域储能装机规模快速膨胀，峰谷价差被持续抹平，叠加电力市场交易规则多次修订，不少早期纯粹依靠套利的储能项目收益大幅下滑，部分项目实际回报率不足当初可研测算的一半，海外资本也由此发生策略转向。

头部投资机构开始减少纯现货套利项目，更多采用长期容量租赁协议锁定现金流，对冲市场规则变动带来的不确定性。

澳大利亚 Waratah 超级电池作为澳洲国家级标杆储能项目，在调试阶段遭遇核心高压变压器损毁，设备故障叠加调试延期。这样就直接触发合同扣款机制，五年半周期内合同收益直接削减 9000 万澳元，折合人民币约 4.3 亿元。项目的盈利预期崩塌，充分体现出长周期运营中，设备故障、交付延期都会持续侵蚀项目收益，而不是并网交付就代表项目闭环。

现实产业环境之中，重建设、轻运维依旧是全球储能行业普遍存在的惯性。

项目各方把绝大部分资源投入招投标、设备采购、工程建设、并网交付环节，比拼初始建设成本，把储能理解成一次性硬件买卖，设备并网就视作项目结束。这对于投运之后十余年的运维、电池健康管理、市场策略迭代投入不足。

全球储能事故统计显示，绝大多数储能安全事故，并非发生在刚投运的初期，而是集中在投运之后的运维阶段，电池长期循环衰减、一致性劣化、BMS 参数漂移、冷却系统老化，种种问题会随着时间逐步显现。

如果缺少常态化精细化运维，安全隐患会持续累积。

而海外很多项目还叠加本地化运维短板，备件储备不足、本地技术人员能力有限，零部件损坏之后备件跨境运输周期漫长，故障长时间无法修复，进一步拉低电站可用率，压缩项目实际收益。

田庆军判断，两类风险叠加之下，储能行业的竞争逻辑正在发生根本性切换。过去市场竞争的核心是设备参数、初始报价，比拼的是设备销售能力；面向未来，“储能电站的运营能力以及产品质量，是储能资产安全的重要保障”，行业竞争将逐步转向全生命周期运营能力的比拼。

企业不能只聚焦前端设备交付，必须向后延伸，补齐全链条服务能力：一方面要做好硬件端的把控，大电芯、大系统新产品必须完成充分的仿真、测试、实证，杜绝跳过验证快速迭代；

另一方面，要建立完整的资产管理能力，覆盖电池衰减监测、故障预警、现场运维检修，同时紧跟电力市场规则变化，动态优化充放电策略，保障电站在十几年生命周期内持续创造稳定收益。

只能够制造、销售储能设备，缺少长期运维与资产经营能力的企业，在后续市场竞争中会越来越被动。

无论是国内市场，还是出海海外，储能已经不再是简单的硬件产品赛道，全生命周期的技术验证能力、资产运营管理能力，将成为划分企业综合实力的核心分水岭。行业需要跳出 “重建设、轻运维、重初始成本，轻长期价值” 的思维定式，正视大型化带来的安全挑战以及长周期资产的经营风险，才能够真正实现储能产业高质量发展。

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