专访丨CESA储能应用分会秘书长刘勇：AIDC储能项目仍在试点阶段

日前，第十六届中国国际储能大会在杭州召开，中国化学与物理电源行业协会（CESA）储能应用分会秘书长刘勇接受了财闻专访。在大会期间，CESA主编的《2026中国AIDC新型储能行业发展白皮书》正式发布。

刘勇表示，“算电协同”首次写入2026年政府工作报告，新型储能连续第三年写入政府工作报告，两者双双上升至国家战略高度。在这场由AI算力需求爆发驱动的能源变革中，储能正在从数据中心的“备用电源”演变为“算力-储能-电网”协同模式的核心枢纽。

“算电协同”上升为国家战略

“2026年，算电协同首次写入政府工作报告，储能是第三次写入政府工作报告，已经上升到了国家的战略高度。”在刘勇看来，算电协同的核心在于将算力资源与电力资源进行智能调度和高效协同，而储能正是拉通绿电与算力的“桥梁”。

这一政策信号的战略价值不容低估，在东数西算国家工程的基础上，中国正在形成以八大国家算力枢纽节点为核心的智算版图。

刘勇指出，2026年政府工作报告明确提出“实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程”，同时强调“着力构建新型电力系统，加快智能电网建设，发展新型储能”。政策层面，算电协同从2023年《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》中首次提出“算力电力协同”概念，到2026年正式写入政府工作报告并被纳入国家级新基建工程，短短三年完成了从概念到顶层设计的跃升。

刘勇分析称，政策驱动之外，AI算力需求的爆发式增长正在倒逼数据中心从传统IDC向AIDC升级。IEA预测，到2030年，AI驱动的数据中心电力需求将比2023年增长超过165%。这种爆发式增长带来了电力基础设施的全新挑战，AIDC的高功率密度、高波动性和高可靠性要求，彻底颠覆了传统数据中心的备电逻辑。

“储能在AIDC中的核心价值，主要体现在从冗余备份到能源管理，成为电网友好型资产。”刘勇说，具体而言，AIDC通过储能参与调频、虚拟电厂调度，能够缓解区域容量焦虑，成为高比例新能源消纳的桥梁，同时满足绿色算力指标与双碳目标。国务院已明确要求2030年国家级算力中心绿电使用率超过80%——这一刚性指标正在将储能从“可选组件”推向“标配基础设施”。

那么，AIDC储能市场从概念到规模化的拐点是否已经到来？

刘勇判断称：“目前，AIDC储能市场开始向规模化方向发展，但在技术解决方案适配性和运行模式上仍有待协同创新，商业生态有待完善。”他指出，随着智能算力需求快速增长，欧美及澳大利亚正迎来批量化项目落地，而国内尚处在政策机制精准化指导、标准体系积极探索和逐步规范阶段，技术方案有待深入验证，项目建设仍停留在试点阶段。“只有打通可推广的商业化运营机制，才能实现AIDC储能市场规模化快速发展。”

从市场规模来看，据白皮书预测，2026年全球AIDC储能新增装机规模约29GWh，累计装机规模约80GWh；到2030年，全球累计装机规模将达到约522GWh。中国市场方面，2026年新增装机规模约14GWh，累计约38GWh；2030年累计装机规模预计达252GWh。另据研究机构预测，2026年至2030年，全球数据中心对应开关柜市场空间达3329亿元、关键配电设备达2517亿元。

中国企业的优势与挑战并存

在刘勇看来，全球储能竞争已从规模竞赛转向技术、成本、绿色、智能的综合较量。中国储能企业在这一格局中既有显著优势，也面临严峻挑战。

从产业规模看，中国已是全球锂电池核心生产国和净出口基地。2025年，中国锂电池总产量约1908GWh，同比增长63%，全球占比约83%，其中储能用锂电池产量590GWh，同比增长132%，全年锂离子电池销售收入约10150亿元，同比增长45%。

在新型储能领域，截至2025年底，全球新型储能市场累计装机规模达277.7GW/679.6GWh；中国新型储能累计装机达139.2GW/373.0GWh，同比增长86.5%和111.4%，约占全球50%。全国累计装机较“十三五”末增长超40倍，已超过抽水蓄能成为第一大调节性资源。

更值得关注的是中国企业全球化布局的速度。2025年，中国企业新增储能出海相关订单及合作总规模达353GWh，同比增长94%。中国Top20锂电企业国内外计划在建产能超过3400GWh，其中国内在建2813GWh、海外在建615GWh，计划总投资超过万亿元。宁德时代、比亚迪、中创新航等企业正加快欧洲、东南亚、中东、北美等区域本土化布局，逐步形成“国内高效制造基地+海外本地化工厂+全球项目交付”的发展模式。

然而，优势不等于胜势，“十五五”是中国电池企业深度融入全球绿色供应链的关键期。刘勇坦言，行业竞争激烈、整合持续进行中，企业需要通过持续技术创新实现提质降本增效，才能在激烈竞争中找到生存机会。当前韩国、日本、欧美等国家和地区也在加快储能技术和供应链布局。中国企业在磷酸铁锂电池材料、储能电芯、系统集成和成本控制方面已形成一定优势，但这一优势仍需通过持续技术迭代和规模化产业化应用来巩固。

更大的挑战来自国际市场规则的变化。刘勇指出，面对欧美关税、贸易壁垒、电池护照、碳足迹等门槛升级，企业将从“产能+技术”输出转向“碳足迹+专利+标准+投资+运营+服务”的竞争新业态。“竞争的关键不仅仅是电池技术的创新突破，而是能真正构建一个包含硬件、软件、安全和服务为一体的可实现规模化的整体储能解决方案。”

盈利模式重构与安全标准升级

目前，行业共识是新型储能已从“强制配储”向“市场化用储”转变，独立储能市场地位的确立，正在改变行业的盈利逻辑。

“储能产业健康发展不仅取决于电池制造端产能管理，也取决于下游电力市场机制能否充分体现储能价值。”刘勇表示，当前各地电力市场建设进度、交易规则、辅助服务品种、容量补偿机制、调用方式和结算规则存在一定差异。

同时，部分地方储能市场机制设计仍存在规则不清、收益不稳、调用不足等问题；部分新能源配储项目建成后利用率偏低，储能由“系统调节资源”异化为“并网配置成本”，直接影响项目投资积极性。

这种下游收益机制的不清晰，会进一步传导至制造端，造成储能电池需求波动，影响企业产能规划和技术投入。“如果地方电力市场机制不能有效体现储能调峰、调频、备用、容量支撑、新能源消纳等多重价值，储能产业将难以形成稳定、可持续的市场需求。”刘勇说。

他建议完善独立储能参与电力市场的统一规则，明确独立储能在中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量补偿机制中的市场主体地位、交易边界、结算规则和考核方式。同时，新能源配储政策应从“配置比例导向”转向“系统价值导向”和“市场化收益导向”，鼓励独立储能、共享储能、聚合储能等模式发展，提高储能资源实际利用效率。

在安全标准方面，技术迭代的速度正在对监管体系提出更高要求。储能电池产品正从280Ah、314Ah等主流规格向500Ah以上大容量电芯方向加速迭代。500Ah+大容量电芯正处于产能快速扩张阶段，今年有望渗透率突破20%。

刘勇指出，大容量电芯的安全风险已从电芯单体风险升级为电池簇、舱室、电站的系统级链式热失控风险。现有标准对单体、模组要求相对完备，但系统层级、大容量簇并联、全生命周期、应用场景等方面仍有待完善。同时，缺少老化后系统级热失控的强制测试方法，缺少针对算力储能的专用安全规范，难以评估储能电站运行10至15年之后的安全状态。

国际权威机构IntertekCEA发布的2026年版《全球储能系统制造质量报告》显示，2025年对电池储能系统制造质量进行的审计中，电池和模块环节仅发现少量缺陷，而电池管理系统（BMS）、热管理及集成质量等方面的问题约占总缺陷的四分之三。报告分析认为，系统级缺陷高发的主要原因是大多数电池储能系统的集成过程高度依赖人工、劳动强度大，同时产品快速迭代导致生产工艺难以成熟。

“技术可靠性要与场景应用适配性协同。”刘勇强调，同一种方案在不同场景应用上，发挥的性能和价值截然不同。他特别警惕低价竞争带来的安全隐患：“有些项目过于追求低价，部分企业为赢得订单会降低系统配置，同时项目投资方为追求高回报对性价比和服务要求越来越高。一旦项目投入运行，这样的低价产品方案很容易带来安全隐患。”

值得关注的是，从产业生态看，AIDC储能的主要参与者包括储能原生企业、科技与电力设备巨头以及跨界参与者。头部企业重点布局高倍率锂离子电芯、浸没式磷酸铁锂电池及智能AI电池管理系统。

比如，近期阳光电源、智光储能、南瑞继保、德业股份等国内企业加速布局固态变压器（SST）等关键技术。传统运营商和阿里云、腾讯云等云厂商正在加速构建“运营商+云厂商+储能企业”的生态合作，推动AIDC储能市场从“单一备用电源”向“算力-储能-电网”协同模式演进。

“AIDC储能产业需要政策支持的精细化、商业模式的创新、标准体系的完善、解决方案的协同以及关键技术的突破。”专访结束时，刘勇再次强调了产业协同的重要性。