在他看来，储能仍处于快速发展阶段。随着相关技术不断成熟，未来储能系统成本仍有继续下降空间，“所以大家不用担心”。与此同时，随着

　　田庆军还提到发电比例提升后电力系统面临的新情况。他以光伏发电为例，在部分市场，光伏大发的中午时段已经出现零电价甚至负电价。长时储能则能在消纳和新型系统建设中发挥作用。

　　不过，相比储能市场的增长空间，田庆军把更多篇幅放在了风险上。他集中提出三个问题：要警惕储能电芯产能过剩，警惕大型化过程中可能出现的质量和测试验证问题，同时还要谨记储能电站的长期运营风险。

　　据其介绍，今年行业仍在大规模规划扩产。到今年底建成的储能电芯产能预计约为1.2TWh至1.5TWh，规划总产能更是超过2TWh。“这个已经远远超越了全球市场的真实需求。”

　　他提到，一旦产品出现过剩，企业为了生存，很容易进一步陷入价格竞争。为此，他专门提到过去几年光伏行业经历的情况，并以此提醒储能行业。

　　田庆军还特别提到中国储能产品在全球市场中的竞争。在他看来，中国大量产品走向海外市场，行业不能简单依靠价格战竞争。

　　过去几年，储能电芯及相关装备不断向大型化发展。对于这一趋势，田庆军结合自己此前在风电行业的经历进行了提醒。

　　他提到，风机大型化发展的过程中，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。这一经历也被他用来提醒储能行业——产品越往大型化发展，测试和验证就越不能省。

　　田庆军提出，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。特别是产品进入国际市场后，也要面对更加严格的风险验证要求。

　　“最后一个要谨记储能电站的运营风险。”他指出，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。

　　但问题在于，资产可以运行15年至20年，市场却不会在这15年至20年里保持不变。

　　目前，储能电站的收益主要来自几个方面，包括现货交易价差、调频辅助服务以及部分放电补偿等。

　　田庆军提到，随着电力市场不断变化，相关收益也可能随之发生变化。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。

　　“未来的运营风险其实是非常大的。”田庆军进一步提到，储能是长周期资产，在长达15年至20年的运行周期内，项目需要面对不断变化的电力市场环境。他强调，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。

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