电化学储能保险发展报告

1、 HYPERLINK / 电化学储能保险 HYPERLINK / 发展报告目录储能技术与市场发展现状 02储能系统发展的重要意义储能系统发展的政策背景储能技术简介电化学储能发展现状国际市场电化学储能保险发展情况 17国际市场电化学储能的主要保险需求 国际市场电化学储能保险产品典型案例海外储能保险发展带来的启示 HYPERLINK l _TOC_250000 中国市场电化学储能保险发展现状 22电化学储能保险市场发展现状电化学储能保险发展痛点电化学储能保险发展现状原因分析电化学储能保险业务的风险特征 30电化学储能事故风险特征电化学储能火灾风险分析电化学储能火灾风险特征电化学储能保险产品风险因子

2、中国市场电化学储能保险发展前景与建议 46电化学储能保险发展前景电化学储能保险发展建议报告发布方中国再保险研究院鼎和保险新型电力系统保险研究中心编写团队中国再保险研究院钭旭杰傅若兰窦健鼎和保险新型电力系统保险研究中心赵冬莹李秋念专家顾问南方电网调峰调频发电有限公司储能科研院中国财产再保险有限责任公司深圳分公司 南方电网产业投资集团有限责任公司广东电网能源投资有限公司北京鉴衡认证中心有限公司彭 鹏徐 靖张 蔓曾志强张光青前言在全球低碳转型浪潮、新冠疫情常态化、中美战略博弈、俄乌战争等复杂背景下，推动能源结构调整转型，发展具有可再生性和本地性的新能源，对实现“双碳”目标、解决国家能源安全问题至关重

3、要。在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性问题，而储能正是平抑新能源电网波动，促进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。其中，电化学储能受益于技术革新、成本降低及安装地点灵活等因素，呈现较快增速，随着近年来成本的快速下降、商业化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且未来仍有较大的发展空间。电化学储能技术及储能系统产品在大规模快速发展应用的过程中，面临不断的升级换代与快速变化，涉及多种复杂风险因素。保险作为一种成熟的市场化风险管理工具，能够为电化学储能发展应用发挥重要的保

4、驾护航作用。目前国际保险同业已经有一些初步尝试，开发专属产品，管理和分散电化学储能系统的电池效能衰减风险、建设风险、财产风险、责任风险等等。为更好把握电化学储能保险总体情况，加强前沿风险研究，发挥绿色保险作用，服务实现 “双碳”目标，中再集团中国再保险研究院与鼎和保险新型电力系统保险研究中心联合发布电化学储能保险发展报告，基于双方在绿色保险领域长期的洞察与实践，研究储能技术与市场发展现状、国际市场电化学储能保险发展情况、中国市场电化学储能保险发展现状、电化学储能保险业务的风险特征、中国市场电化学储能保险发展前景等五方面内容，并提出我国电化学储能保险的发展建议，助力保险行业建设完善新型电力系统保

5、险产品体系，为能源产业链客户提供更优质的保险服务，为国家实现“双碳”目标及保障能源安全贡献力量。101储能技术与市场发展现状一、储能系统发展的重要意义2020 年，我国作出 2030 年实现碳达峰、2060 年实现碳中和的郑重承诺，而碳中和的核心就是能源结构调整和经济结构转型。根据国家统计局数据，2021 年全年我国能源消费总量 52.4 亿吨标准煤，比上年增长 5.2。煤炭消费量占能源消费总量的 56.0 ，比上年下降 0.9 个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量的 25.5 ，上升 1.2 个百分点。中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好

6、碳达峰碳中和工作的意见指出“能源绿色低碳发展为关键”，并明确指出，到 2025 年，非化石能源消费比重要达到 20左右，2030 年非化石能源消费比重要达到 25左右，2060年非化石能源消费比重达到 80以上。目前非化石能源占比离目标差距较大，意味着新能源的渗透率将不断提升，必将迎来快速发展。56.0056.8057.7018.5018.9019.0025.5024.3023.30201920202021煤炭石油清洁能源图 12019-2021 年我国能源消费结构数据来源：国家统计局、中国再保险研究院整理与此同时，国家能源安全对新能源发展提出更高要求。在全球低碳化转型浪潮、新冠疫情常态化、中

7、美战略博弈、俄乌战争等复杂背景的叠加下，能源安全已成为事关发展安全、国家安全的重要一环，2021 年国内多地“拉闸限电”、国际市场能源价格“疯涨”都提醒我们能源安全的问题并不遥远。我国在能源方面仍处于严重的进口依存局面，尤其是在石油方面依赖程度最为严重，2021 年，中国原油进口量为 5.13 亿吨，对外依存度达 72，能源安全面临巨大压力。基于目前严峻的能源形势，发展具有可再生性和本地性的新能源，通过新能源产业带动能源行业多样化发展，才能从长远上根本上解决能源安全问题。而储能系统，正是建设新型电力系统，推动我国能源绿色低碳转型，保障国家能源安全的重要装备基础和支撑技术。储能系统是实现更高新能

8、源渗透率的关键技术以风能、光能为代表的新能源具有安全、环保、清洁等特点，但风能和光能发电存在突出的间歇性和波动性特点，导致弃风弃光现象，对电网的稳定性也产生影响。此外，全球气候变化导致极端天气多发，一方面高温严寒导致能源需求增长迅速，另一方面降雨带的北移对根据历史气候特征布局的全球风电、水电和光电设施构成挑战，进一步影响新能源供给。因此，在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性问题，而储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更替，助力早日实现“双碳”目标。储能系统是现代电力体系

9、建设的关键环节建设现代电力体系，发展能源互联网，就必须实现源网荷储一体化和多能互补发展的新模式，这有利于推动大电网、微电网及分布式能源网络的协调及互联互通，有效支撑可再生能源大规模跨省跨区传输，充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，提升电力系统运行效率和电源开发综合效率，同时促进区域协调发展。“源网荷储”中的“储”正是指储能。储能是解决现代电网问题的最有效方法之一，作为灵活性资源，能够发挥双向调节作用，削峰填谷，在用电低谷时作为负荷充电，在用电高峰时作为电源释放电能，并改变电能的时空地域特性，为电网提供调峰、调频、调压、备用、需求响应等多种服务，为电力系统的可靠运行提供关键性支持。储能是提升

10、传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，是加快建成能源互联网系统、推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。图 2 新型电力系统“源网荷储”示意图二、储能系统发展的政策背景2005年开始“十二五”期间2017年升级“十三五”期间“十四五”期间中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要储能进入大规模商业化中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要储能初步进入商业化关于促进储能技术与产业发展的指导意见明确储能技术的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要指出发展储能技术推进智能电网建设可再生能源产 业发展指导目录开始

11、涉及储能产业战略布局图 3 储能系统发展政策背景及阶段我国储能产业的战略布局自 2005 年出台的可再生能源产业发展指导目录开始，此后 2009 年 12 月可再生能源法修正案首次将储能技术发展写入法案，指出“电网企业发展和应用智能电网、储能等技术”。之后，发展储能技术先后写入国家“十二五”规划、“十三五”规划。2017 年，国家发展改革委等五部门联合印发关于促进储能技术与产业发展的指导意见，明确了促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施，明确储能发展“两步走”战略：“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变。201

12、9 年，国家发改委等四部门联合印发贯彻落实20192020 年行动计划，具体内容包括：加强先进储能技术研发和智能制造升级、完善落实促进储能技术与产业发展的政策、推进抽水蓄能发展、推进储能项目示范和应用、推进新能源汽车动力电池储能化应用、加快推进储能标准化等。2021 年以来，有关储能的国家政策密集出台，积极引导和支持抽水蓄能和新型储能健康发展，具体如下表所示：表 1 2021 年储能政策一览表时间政策/文件重点内容2021 年 2 月关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见提出加快大容量储能技术研发推广，提升电网汇集和外送能力。储能稳定可再生能源发电的价值逐步突出，将成为“碳达峰、碳

13、中和”目标实现的基础技术保障。2021 年 3 月中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要在氢能、储能等前沿科技领域，组织实施未来产业孵化和加速计划，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。2021 年 3 月关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见提出了推进电力源网荷储一体化和多能互补的重要意义；明确了电力源网荷储一体化和多能互补的总体要求、实施路径和政策措施。2021 年 4 月储能电站运行维护规程规定了储能电站的正常运行、异常运行及故障处理、维护等

14、过程的技术要求。本标准适用于大中型的电化学储能电站，其他类型及规模等级的储能电站可参照执行。2021 年 5 月关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知明确提出“完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。”2021 年 7 月关于加快推动新型储能发展的指导意见明确了加快推动新型储能快速发展的指导思想、基本原则、主要目标、具体措施等，为新型储能发展指明方向。2021 年 8 月关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。通知2021 年 9 月新型储能项目管理规范（暂行）有助

15、于规范新型储能项目管理，推动新型储能积极稳妥健康有序发展。2021 年 10 月关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用；加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制；采用“揭榜挂帅”机制，开展低碳、零碳、负碳、储能新材料、新技术、新装备攻关；加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。2021 年 11 月关于推进 2021 年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知下放源网荷储和多能互补一体化项目审批权限，优先考虑含光热发电，氢能制输储用，梯级电站储能、抽汽蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能示

16、范的“一体化”项目。2021 年 12 月电力并网运行管理规定电力辅助服务管理办法明确将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。并且鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。2022 年 1 月“十四五”新型储能发展实施方案强调“十四五”时期是新型储能发展的重要战略机遇期，实施方案是推动“十四五”新型储能规模化、产业化、市场化发展的总体部署，明确了到 2025 年电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30 以上的发展目标。资料来源：中国再保险研究院整理上述政策涉及技术研发、项目开发、服务规范、价格调控等多方面，特别是 2021 年 7月发布的国家发展改革委 国

17、家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见，明确指出：抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。指导意见同时明确了发展目标：到 2025 年，新型储能装机规模达 3000万千瓦以上。在新型储能的技术路线方面，指导意见要求坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用

18、。就应用场景，指导意见对三种储能的支持力度将是：“电源侧”优于“电网侧”优于“用户侧”。指导意见对电源侧、电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是“大力推进电源侧储能项目建设”、“积极推动电网侧储能合理化布局”、“积极支持用户侧储能多元化发展”。从地方性政策看，电源侧储能推行力度远高于电网/用电侧储能。电源侧政策手段主要以强制安装配合有效激励手段及政府补贴。用电侧/电网侧政策手段主要是示范性项目与经济性探索为主。三、储能技术简介定义与分类储能储能是指通过特定装置或物理介质将能量存储起来，并在需要时进行能量释放的转换过程。按照储能技术的原理，可分为机械类储能、电磁储能、电化学储能、热储能、化学储能五

19、大类。其中商业化应用最广的储能技术为抽水蓄能和电化学储能。机械类储能电化学储能电磁储能热储能化学储能抽水压缩蓄能空气储能飞轮铅酸锂离储能电池电池子钠硫超导超级电池储能电容储能合成储热储冷氢储天然能气图 4 储能技术分类资料来源：高工锂电以下详细介绍目前运用最广的两类技术路线：机械类储能及电化学储能。机械类储能表 2 物理储能分类及简介技术类型原理优点缺点抽水蓄能设置上下游水库，在电力负荷低谷时，将低地势下水库的水抽到上游水库，将电能转换为势能；在用电高峰时，再将上游水库的水释放，驱动水轮机组发电，将势能转换为电能。目前最成熟且商业运用最广的大容量储能技术低成本使用寿命长转换效率 70 以上受地

20、理位置制约建设施工周期较长压缩空气储能在电力负荷低谷时，利用电能将空气压缩储存于储气室内部；用电高峰时，高压空气从储气室释可实现规模储能建设成本及运营成本低需要大容量储气装置，建设厂址条件要求较高放进入燃气轮机同燃料一起燃烧后驱动涡轮机带动发电机输出电能。使用寿命长充放电过程依靠燃料转换效率一般 60飞轮储能利用电能驱动电动机带动飞轮高速旋转储能，需要放电时，高速旋转的飞轮转子降低转速，通过发电机的发电功能将动能转换为电能释放。低磨损、低机械维护对飞轮、轴承工艺要求较高运行时间短，断电无法长时间储存，无法应用于大电网转换效率较低电化学储能电化学储能是指以锂离子电池为代表的各类二次电池储能，相比

21、抽水蓄能等物理储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于电源侧、电网侧和用电侧。随着近年来成本的快速下降、商业化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且未来仍有较大的成本下降空间。表 3 电化学储能分类及简介优点缺点铅酸电池铅酸电池技术成熟，电池材料来源广泛，成本较低。充电时间长，循环次数少，使用寿命短，在生产回收等环节处理不当易造成污染环境。锂离子电池由锂金属或锂合金为负极材料、使用非水电解质溶液的电池。主要应用于便携式的移动设备中，放电时间可达数小时，循环次数可达 5000 次或更多，响应快速。存在过充导致发热、燃烧等安全性问题，需要进行充电保护。

22、钠硫电池钠硫电池由熔融电极和固体电解质组成，负极的活性物质为熔融金属钠，正极活性物质为液态硫和多硫化钠熔盐。具有体积小、容量大、密度高、寿命长、效率高等优点。成本高昂，达 2000 美元/kWh 左右;对工作环境要求苛刻，300方能启动，容易起火燃烧，因此对技术有着极高的要求，钠硫储能电池国外应用较多，国内尚未大规模推广。液流电池液流电池具有设计灵活、充放电应答速度快，性能好、电池使用寿命长，电解质溶液容易再生循环使用、选址自由度大、安全性高、对环境友好、能量效率高、启动速度快等优点。电池体积大；对环境温度要求太高;成本高，系统复杂全球储能市场结构根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据

23、，2021 年全球储能市场装机功率 205.3GW，同比增长 6.8 。其中，其中抽水蓄能装机功率 177.4 GW，占比 86.42，较 2020年下降 3.18 个百分点；电化学储能装机功率 21.1 GW，占比 10.30，较 2020 年上升 3.20个百分点，填补了抽水蓄能下降的市场份额。飞轮储能, 0.47蓄热蓄冷储能, 1.89抽水蓄能, 86.42压缩空气储能,0.91电化学储能, 10.30氢储能, 0.01锂离子电池液流电池超级电容钠基电池铅蓄电池图 5 截至 2021 年底全球储能累计装机分类占比数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会中国储能市场结构2021 年

24、，中国储能市场装机功率 43.44 GW，同比增长 20.5 ，继续位居全球第一。抽水蓄能装机功率 37.57 GW，占比 86.5 ，与全球市场一致，抽水蓄能的累计装机规模虽然最大，但其所占比重持续下降，占比较去年下降 3.1 个百分点；电化学储能装机功率 5.1GW，同比增长 56.4 ，占比 11.8 ，较去年上升 2.7 个百分点。压缩空气储能0.20飞轮储能0.20蓄热蓄冷抽水蓄能 86.50电化学储能，锂离子电池铅蓄电池液流电池其他图 6 截至 2021 年底中国储能累计装机分类占比数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会对比全球及中国储能装机分类占比，结构较为相似，均为抽

25、水蓄能占比约九成，电化学储能占比约一成，其中锂离子电池占比九成。从未来发展潜力来看，抽水蓄能已经是较为成熟的储能技术，且受到地理条件等限制，增速放缓；而电化学储能受益于技术革新、成本降低及安装地点灵活等因素，呈现较快增速，特别是其中的锂离子电池储能系统。因此，本报告将重点研究电化学储能，特别是锂离子储能系统的保险产品发展情况。四、电化学储能发展现状电化学储能市场情况全球电化学储能市场根据2022 中国储能产业应用研究报告统计，2021 年，全球电化学储能项目累计装机规模高速增长，已超过 21GW，同比增长 55.1 ，增速远高于储能系统整体装机规模增速6.8 。2021 年全球电化学储能新增装

26、机规模达到 7.5GW，首次突破 7 GW，在全部类型储能的新增装机规模中占比高达 57.6 。2018-2021 年四年合计装机规模为 16.9GW，占累计装机规模的 80，充分体现了电化学储能近年来的高速增长态势。24000220002000018000160001400012000100008000600040007536.2565.1 183.8239.0511.3910.31789.12994.02549.43854.6200002012201320142015201620172018201920202021图 7 全球电化学储能项目年增长规模（单位：MW）数据来源：2022 年中国

27、储能产业应用研究报告1从地域分布来看，美国为 2021 年全球新增电化学储能规模第一大国，其次为中国。32111澳大利亚5英国6美国45韩国7中国242021 年全球新增电化学储能市场前十大国家分别是：美国、中国、韩国、英国、澳大利亚、爱尔兰、日本、智利、菲律宾、法国，上述十大国家电化学储能新增装机规模占全球总新增装机规模的 99.1 ，市场高度集中。爱尔兰 5日本 智利菲律宾法国 其他图 8 2021 年全球电化学储能新增装机规模地区分布数据来源：2022 年中国储能产业应用研究报告1 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）：2022 中国储能产业应用研究报告。中国电化学储能市场

28、根据2022 中国储能产业应用研究报告，中国投运电化学储能的累计装机规模已突破 5GW，2021 年增长达到 1.8GW。2019-2021 年三年新增装机规模合计为 4.1GW，占比80.2 。中国的电化学储能累计项目个数为 592 个，2021 年项目个数 131 个，2019-2021 年三年项目个数合计为 306 个，占比 51.7。5500500045004000350030002500200015001000500067.439.55136.11844.61569.787.46201220132014201520162017201820192020202179.1147.5595.

29、1图 9 中国电化学储能新增装机规模（单位：MW）27 54 18251651957510013170060050040030020010002012201320142015201620172018201920202021图 10 中国电化学储能新增项目个数（单位：个）数据来源：2022 中国储能产业应用研究报告电化学储能产业链电化学储能系统由电池、双向变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）及能量管理系统（EMS）等部分组成。电池与变流器是储能系统的核心环节。储能系统整体依靠电池和电池管理系统来控制信息传递，电池组通过储能变流器实现充放电。因此，电化学储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设

30、备供应商等；中游主要为储能系统生产及安装供应商、储能系统集成商；下游主要为终端用户等，其具体分布如下图所示：图 11 储能产业链总览资料来源：前瞻产业研究院产业链涉及的环节众多，产业链条较长，从电池及关键部件加工制造，到 EPC 工程总承包施工，再到各种场景下运营，每个环节既相互独立又相互依存。电池制造环节与动力电池企业存在交集，EPC 工程总承包施工环节与光伏、风电施工企业存在交集，运营商和电网企业存在交集。电化学储能应用场景可再生能源在现代电力系统的渗透，覆盖了电力生产、传输、消费的全过程，对电源侧、电网侧、用户侧均产生了巨大影响，储能电站在三侧均具有典型的应用场景和特殊的技术经济条件。电

31、源侧方面，储能可用于解决因风光发电的间歇性和波动性导致的电网不稳定以及弃风弃光问题；电网侧方面，储能系统可提供辅助服务，维持电网稳定运转；用户侧方面，储能系统主要用于“削峰平谷”、“峰谷套利”、备用电源及需求响应服务等。中国电化学储能市场 2021 年新增装机中，新能源+储能、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式及微网、用户侧削峰填谷等各类场景功率装机规模分别为 837.5 MW、532.3 MW、 401.0MW、28.0 MW、45.8 MW，各类场景项目个数依次为 40、18、12、42、19。各类场景装机规模与项目个数基本呈现反比关系，电源侧和电网侧储能项目分布集中且单个项目规模较大，用

32、户侧储能项目分布分散且单个项目规模较小。2分布式及微电网, 28.0, 2用户侧削峰填谷,45.8, 2电网侧储能,401.0, 22新能源+储能, 837.5, 45电源侧辅助服务, 532.3, 29图 12 2021 年电化学储能新增装机规模按应用场景分类（单位：MW， ）数据来源：2022 中国储能产业应用研究报告储能应用场景设计电源侧电网侧用户侧新能可再调频源自生能/备我消源平用等纳滑出辅助力服务受端电网缓解紧急电力电源缺口支撑参与电网调峰/调频延缓电网升级改造缓解电网建设过渡阶段供电电网黑启动大用户峰参与谷价需求差套侧响利应提高分布式电源自发自用率提升用户供电可靠性图 13 储能应

33、用场景设计总览资料来源：CNESA 全球储能项目库2 相关数据来自中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）：2022 中国储能产业应用研究报告电源侧电源侧储能常见的是新能源侧储能、火储联合调频储能。新能源侧储能的主要收益方式是提高上网电量、降低发电计划偏差、提供辅助服务。提高上网电量，主要通过峰谷平移、减缓输电阻塞发挥作用；降低发电计划偏差，是通过储能装置配合新能源功率预测系统，对给出的短期与超短期发电计划偏差部分予以“充放电纠偏”；提供辅助服务，前提是新能源侧储能能够接受电网调度，参与系统深度调峰、调频，可减免电力辅助服务费用分摊并获得相应补偿收益。电网侧电网侧储能通过与电网智能融

34、合，可改变传统电力传输模式，提升电网调度灵活性，平衡电网电量，提升电网对新能源消纳能力，提升电网整体安全运行性，延缓电网增容改造，这样既可以有效节约电网的投资成本，也可提升电网资产的利用率。用户侧目前，国内用户侧以工商业储能为主。由于单位投资成本高，短期来看仍不具备经济性。但随着 2021 年电源侧政策发行，预计 2024 年经济性提升，2025 年受储能成本下行影响，需求有望快速提升。同时，国家积极支持用户侧储能多元化发展。鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G 基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。表 4 用户侧储能创新场景3分布式新能源分布式光伏/风电搭

35、配储能，是目前较为普遍的一种用户侧储能应用模式。工商业安装光伏电站+储能，光伏电可以用来自发自用，当电网停电时，储能电能满足生产需求，大大降低工商业园区用电成本。微电网光伏/风电+储能，可以脱离国家电网成为独立的电力系统，适合偏远山区和海岛使用。截至目前，我国全军已经在边海防部队建成新能源微电网 80多个，为一线官兵提供了用电保障。大数据中心2021 年 5 月 26 日，国家发改委发布全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案指出，储能系统连入数据中心，不仅削峰填谷、低碳环保，还能简化数据中心供电的串联级数，优化改进电源结构。5G 基站截至 2021 年底,我国已建成 5G 基站超过

36、115 万个，占全球总数的 70。3 “用户侧储能的 6 种典型应用场景” HYPERLINK /news/show.php?itemid=106083 ，阳光工匠光伏网，/news/show.php?itemid=106083。能量密度更高的储能系统，更符合 5G 基站的供电需求，协助平滑滤波改善供电质量，当供电出现异常或故障时，储能系统可作备用电源供电。充电设施“充电桩+储能”可以摆脱环境的限制。其内部配置的电池，可以让充电桩变成大型充电宝，在用电压力高峰时期，换成充电宝给汽车充电，减轻电网压力。工业园区工业园区配置储能可以利用峰谷价差降低用电成本、在停电时作为备用电源，“光伏+储能”还能

37、帮助园区减碳或参与碳交易。02国际市场电化学储能保险发展情况电化学储能技术及储能系统产品的发展与大规模应用对国际市场而言也是新鲜事物，相关技术及产品仍处于不断升级换代的快速变化过程中，技术成熟度有限，因此涉及较多的安全风险等风险因素。储能行业复杂的技术路线和技术的持续演进带来对风险把握的不确定，同时没有足够的成熟的历史赔付数据进行模型定价，对保险业为储能行业发展提供风险保障带来了巨大挑战，目前国际上电化学储能保险整体上也仍处于起步阶段，本部分将对国际电化学储能行业的保险需求、国际市场电化学储能保险典型案例及对国内市场电化学储能保险发展带来的启示进行介绍。一、国际市场电化学储能系统的主要保险需求

38、安全风险管理需求电化学储能系统可能存在的安全风险主要有：一是热失控风险。热失控是由于电池的生热速率远高于散热速率，且热量大量累积而未及时散发出去所引起的“链式反应”。单体电池（电芯）热失控并不可怕，可怕的是锂离子是自备燃烧条件的，在每个单体电池里面都有还原剂和氧化剂，一旦发生热失控，过程将不可逆且向周边电池扩散开来。锂电池热失控是一个能量正反馈循环过程：升高的温度会导致系统变热，系统变热后温度升高，又反过来加速电池系统内部热失控。电池热失控导致电池内部电解液沸腾、从而产生大量可燃气体积聚、电池鼓胀、破裂，最后导致火灾和/或爆炸。热失控的引发因素有很多，包括电池内部缺陷、机械故障/损坏、保护和控

39、制系统故障、充放电中的过充过放、明火或雷电环境等。 此外，锂离子电池对机械损坏和电涌非常敏感，这种类型的损坏会导致内部电池短路，从而导致热失控、电池爆炸和火灾。储能系统规模较大，往往由多个储能单元相连，如果无法及时断开连接，单个电池的损失会迅速蔓延到周围的电池，从而导致更大规模的火灾。此外，电池起火通常非常剧烈且难以控制，如果处于带电状态，不适合用泡沫或者水扑灭，大规模起火需要数天甚至数周才能完全熄灭，且对消防员和其他急救人员也非常危险，涉及到处理有毒烟雾、接触有害材料和建筑净化问题。在过去几年中，很多部署了储能系统的国家或地区都曾发生过大规模的电池火灾。 例如，韩国近年发生了近 30 起破坏

40、性火灾事件，澳大利亚、美国、欧洲亦有发生储能系统相关火灾事件，这些事件均导致了高额保险索赔。这些事件显示出，热失控风险并非特定电池制造商或特定设计所独有，而是电化学储能技术固有的风险因素，成为电化学储能发展的最大痛点。二是化学风险。全钒液流电池电解液溶析时会析出剧毒的晶体，损害呼吸系统和皮肤，严重的还可导致慢性支气管炎、肾衰竭、视力障碍等。锂离子电池电解产生氟化氢 (HF)气体，对皮肤、眼睛等有刺激性作用。三是电气风险。储能系统自身为带电设备，在没有完全断开回路中有较高的直流和交流电压，如果在操作时没有穿戴好防具或者操作不慎，可能发生触电的危险，以及系统的接地故障、短路电流等风险。四是操作风险

41、。随着储能系统的推广与普及，使用电化学储能系统的许多新用户并非电气或能源专家，特别是用户端使用储能系统，可能是家庭用途或公司用途，这些普通用户对电化学储能系统的风险知识了解有限，这加剧了操作风险。上述风险可能导致电化学储能系统所有者及相关方的重大人身财产损失，由此产生了突出的直接损失类财产保险需求、雇主及第三方责任保险、相关人员人身保险等需求，这方面保险需求主要来源于电化学储能系统的所有者及用户。储能系统产品质量及效能保证需求由于电化学储能系统成本较高，且属于新兴技术，且电池存在功率衰减特性，用户对电化学储能系统、特别是电池的产品保修及长期效能保证有较高要求，否则产品生产商很难获取用户信任。因

42、此，类似光伏组件、光伏系统质量保证保险等产品，储能系统生产商对电化学储能系统产品产生了质量保证保险的相关需求，希望通过引入保险工具，支持生产商为客户提供长期的质保和维修更换服务，为产品提供综合全面的性能保证。这类产品的保险责任主要为：保险期间内，参保企业生产、销售的储能系统产品，因原材料缺陷或制造缺陷、工艺不善等原因，导致产品质量或实际功率未达到其书面质量保证承诺，从而引发使用者等权益人的索赔的，由保险公司负责赔偿。该产品在转嫁生产商经营风险的同时，有力地支持了电化学储能产业的发展。此外，上述需求还催生了电池责任险产品，主要保障被保险人因所生产、出售或分配的电池的缺陷造成使用、消费或操作该电池

43、的第三者人身伤害或财产损失而依法应负的民事赔偿责任，并承担与之相应的调查和诉讼费用。储能系统项目融资需求大型电化学储能系统投资金额大，具有突出的项目融资需求，为提高项目的可融资性，项目所有者及其贷款人需要确保项目风险得到充分的管理。银行等信贷机构往往要求引入保险作为基本风险转移机制与増信手段，通过项目购买长期质量保证保险保单为资产提供充分的保护。二、国际市场电化学储能保险产品典型案例国际上一些储能业内人士认为应积极发展电化学储能保险产品，以支持电化学储能系统产品及技术的进一步发展普及。目前来看，的确有一些国际（再）保险公司在该领域推出了一些创新产品，例如慕尼黑再保险和 Ariel Re 为储能

44、系统制造商提供的电池性能保险。案例：慕尼黑再保险为 ESS 公司的液流电池储能系统提供电池性能保险2019 年，慕尼黑再保险公司宣布为美国制造商 ESS 公司的液流电池储能系统提供长期电池性能保险，保单为期 10 年，涵盖重大项目，例如确保电网稳定性或满足高峰需求期的储能项目。这是全球第一个针对 HYPERLINK /news/search.php?kw=%E5%82%A8%E8%83%BD%E7%B3%BB%E7%BB%9F 储能系统推出的保险产品。该产品有助于电池制造商更有效地管理质保及索赔事项，有助于扩大储能技术和产品的生产制造规模，同时简化项目融资，并加快电池储能系统部署速度。案例：再

45、保险公司 Ariel Re 为电池储能解决方案提供商 Powin 提供产品效能保险2022 年，国际知名再保险公司 Ariel Re 通过其在伦敦的劳合社辛迪加（Lloyds Syndicate 1910） HYPERLINK /news/search.php?kw=%E5%82%A8%E8%83%BD 为电池储能解决方案提供商 Powin LLC （“Powin”）提供产品效能保险。Powin 是全球领先的电池储能系统（BESS）解决方案设计与制造商，致力于开发大型电站级公用事业和商用储能产品，以满足全球不断增长的市场需求。Powin 一贯秉承对客户提供最可靠产品的承诺，为其储能系统的电池容

46、量提供质保。作为强力保障，在出现产品缺陷或储能系统加速退化导致需要维修和更换的情况下，再保险公司 Ariel Re 为电池储能系统提供更换保险，以支持 Powin 的电池容量质保。案例：保险科技公司 Altelium 提供电池储能系统建设运营保险解决方案Altelium 是一家成立于英国的保险科技初创企业，为电化学储能系统的生产者、使用者等相关方提供保险、保修与咨询服务。Altelium 开发了一个数字平台，为客户提供端到端服务，使用人工智能与大数据技术实时监控电池状态、分析电池数据，为客户提供可视化呈现，并基于上述数据提供电池估价、保险、质保、咨询等服务，为电化学储能客户提供全方位风险解决方

47、案。Altelium 开发的数字平台监控电池的温度、充电时间、健康状态，监测反常现象及行为，并提供早期预警，从而更好地延续电池寿命，并为电池的二次利用提供信息支持。Altelium 拥有一只由储能工程师、精算师等专业人士组成的团队，从而提供专业服务。保险行业是 Altelium 提供服务与合作的重要对象之一，他们利用上述数字平台及数据信息，帮助保险公司开发电池效能保证保险、储能系统收入保证保险、建工一切险、运营一切险等保险产品，其中建工一切险帮助管理储能系统面临的恐怖主义风险、海运风险、公共责任风险、延迟完工风险等，运营一切险帮助管理储能系统面临的营业中断、公共责任等风险。目前，Alteliu

48、m 已经宣布与 MS Amlin、Tokio Marine Kiln（TMK）等保险公司合作，推出相关保险产品及风险解决方案。4三、海外储能保险发展带来的启示上述保险产品的开发与运营均遵循以下两个原则，对我国电化学储能保险开发有一定启示意义：遵循严格的安全认证标准从技术标准来看，欧美市场储能安全认证标准体系较为完善，限制条件严格。目前美国已制定 NFPA855、UL9540 等储能安全系列标准，明确规定对于布置在屋顶、地下车库等特殊场所储能项目的建设要求。欧洲储能标准主要依托国际电工委员会（ International4 Altelium 官方网站，/Electrotechnical Comm

49、ission，IEC）的国际认证标准。其中，UL9540 是全球第一个储能系统安全标准，也是当下储能系统的最高安全标准，既有对关键零部件的认证要求，又有对系统进行全面的安全评估。UL9540 在 2015、2016 年分别被授权为美国、加拿大的国家标准，受到美国、加拿大消防、建筑等相关部门的广泛认可。建立储能行业严格的安全认证标准对保险行业开展相关业务有重要的支撑作用，保险行业严格按照标准开展核保等工作，能够极大地降低保险行业的相关成本与不确定性。引入专业认证机构或中介机构力量储能技术的持续演进对保险行业带来是既是巨大市场潜能，也是新的风险池。且保险公司缺乏相关技术人才，从国际相关产品案例的业

50、务模式来看，保险行业积极引入第三方专业检验认证机构，或与具备相关专业人才的保险经纪机构合作，开展储能系统产品及储能系统工程建设的安全认证工作，依托第三方认证机构解决储能系统的设计和系统安全风险评估问题，以通过认证作为保险合约成立的前提条件。此外，保险行业可以与专业认证机构开展合作进行研究，加强技术投入，开发热失控风险定价模型及风险预警系统，除传统风险保障外，走向前端为客户提供风险预警服务，提升风险管理能力与水平。03 中国市场电化学储能保险发展现状回到中国市场，电化学储能保险仍处于更为初期的发展阶段，未来发展潜力巨大。本部分将对中国电化学储能保险市场发展现状及存在的痛点问题进行研究，并剖析其背

51、后的原因。一、电化学储能保险市场发展现状市场规模尚小，保险产品不足如前文对我国电化学储能装机规模的统计，2018 年我国电化学储能市场装机规模首次突破“GW”大关，假设按照 1GW 的市场规模，同时按照国内 1500 元/KWh-2000 元/KWh的电化学储能系统成本，以及 2 小时标准的配置时长，当时国内电化学储能的市场规模约30-40 亿元，即使到 2021 年底整个电化学储能市场装机达到 5.1GW,市场规模约 300 亿元，这个市场规模相较于财险公司承保的一些上千亿、万亿的市场来说还是有点“微不足道”，再考虑保险的渗透率，真正能够完成的承保项目就更少了，按此推测，到 2021 年整个

52、电化学储能市场带给财险公司的保费收入也就是 3000 万元的水平。正因为电化学储能保险市场规模尚小，仍处于发展的初级阶段，据调查，目前保险行业内，除鼎和保险于 2022 年 3 月首推专门针对电化学储能系统的财产一切险和责任保险之外，尚无专门针对储能系统或储能电池承保的保险产品5。针对电池开发的保险产品都是新能源车的动力电池产品，如英大泰和财险的车用动力电池财产保险一切险（2021 版），太平财险的动力电池责任保险，鑫安汽车保险的动力电池损失险、动力电池总成延长保修责任保险，阳光财险的动力电池损失费用补偿保险（2021 版），以及人保财险的动力电池产品质量安全责任保险条款等。5 仅三星财险注册

53、了储能系统除外附加条款，注册号：C00004530622020070205441图 14 保险行业内储能系统保险产品部分储能系统未进行投保电化学储能系统的安全问题一直是限制其发展的一个重要问题，但目前国内仍有部分电化学储能系统未进行投保。以一起影响较大的国内电化学储能事故“北京大红门事故”为例。2021 年 4 月 16 日，位于丰台区西马场甲 14 号的北京福威斯油气技术有限公司光储充一体化项目发生火灾爆炸，这就是在国内储能行业内影响深远的“北京大红门事故”，该事故最终造成 1 人遇难、2 名消防员牺牲、1 名消防员受伤，火灾直接财产损失 1660.81 万元。2021 年 11 月 22

54、日，“北京大红门事故”的调查报告正式发布，报告认为，南楼起火直接原因是西电池间内的磷酸铁锂电池发生内短路故障，引发电池热失控起火。北楼爆炸直接原因为南楼电池间起火产生的易燃易爆组分通过电缆沟进入北楼储能室并扩散，与空气混合形成爆炸性气体，遇电气火花发生爆炸。根据事故追责处理，负责项目的业主单位福威斯油气公司法定代表人、后勤主管、运营与维护岗员工，对事故发生负有直接责任，涉嫌重大责任事故罪，已经被丰台区人民检察院批准逮捕6。6 文字来自能源日参，”北京 4.16 储能电站事故分析报告”，/s/- 4pwwvCX6MShfFddkgY_XQ7图 15 2021.04 北京大红门事故现场图 16 2

55、021.04 北京大红门事故现场二“北京大红门事故”是近 10 年有记录的发生在国内的第四起储能事故，也是自 2019年以来的第一起事故，这起储能安全事故再次向人们敲响了警钟。“北京大红门事故”发7 图片均来自网络生前，该储能项目曾是国内储能界的标杆项目，北京福威斯光储充公司曾称，该项目是当时全球用户侧最大规模储能电站、城市中心最大规模充电站、第一个直流光储充一体化项目、第一个区域直流增量配网项目，该项目还被列入北京市新能源应用技术示范基地。事故后经丰台区发改委核查，该储能项目属于未备先建项目。这么一个大的事故背后的保险安排是怎样呢？经多方了解8，该项目并未就运营期的财产险进行投保，因此事故发

56、生后，也就无任何保险公司进行赔付的记录。这么大的项目为什么没有进行投保，是未备先建存在违规未敢投保，是业主方保险意识淡薄并未投保，还是有投保但被拒保，个中缘由就无从得知了。二、电化学储能保险发展痛点对于电化学储能项目的保险需求，如果不进行专属产品开发，保险行业内财险公司只能以传统的财产险、工程险、责任险等进行报价和承保，这样的做法会带来以下几个方面的弊端：对风险认识不足如果不为电化学储能开发单独的保险产品，就很难对其进行深入的研究，也就无法掌握其风险特性，对其认识可能仅停留在风险较高，但为什么高，高在哪里，如何防控就难以解释清楚。开发专属产品，势必需要全面梳理对产品费率产生影响的风险因子来制定

57、费率规章，在条款中需要对保险责任和免责范围进行明确，还需要制定专门的承保政策指引，区分鼓励类、谨慎类、严控类等业务，一系列工作开展下来，对电化学储能的风险才会有初步的了解。保费充足度不够按照传统险种承保，有些储能项目就会按照统保方式，以一般电厂、电网资产的承保费率和承保条件来进行承保，但显而易见电化学储能与上述资产的风险程度是不同的，这导致的直接后果就是保费充足度不够，进而导致保险公司一方面在业务偏好上不愿承保电化学储能业务，另一方面成本难以覆盖相关的增值服务，比如风险查勘与培训，以提高客户风险管理水平，降低储能系统事故发生率，这恰恰是电化学储能客户所亟需的。客户的体验不佳一般的财产险条款针对

58、财产险业务整体而编制，对电化学储能业务没有针对性，传统财产一切险条款9中的一些表述，比如“保险标的”中约定如珍贵财物、堤堰、道路、矿井等大量不属于保险标的内容，明显与电化学储能系统无关，若条款是电化学储能系统的专属条款，则直接明确保险标的为电化学储能系统即可。再是一般条款中“责任免除”部分，有“锅炉及压力容器爆炸造成其本身的损失”，“盘点时发生的短缺”等表述也明显与电化学储能系统无关。因此储能客户投保前，如果详读条款，会造成客户体验较差。条款不能定制化在用一般财产险条款对电化学储能客户进行承保时，保险公司不可能因为储能领域的特殊需求而进行调整。随着电化学储能市场的快速发展，客户有新的需求产生，

59、需要对条款进行修订，就只能通过扩展条款或者特别约定“打补丁”的方式来满足。而如果能够使用电化学储能专属条款进行承保，如确有必要，可以结合储能客户的特有需求对专属条款进行优化，条款定制将具有操作性和可行性。专项统计分析无法开展用一般险种承保储能项目后，如果保险公司没有在承保系统中用特别的字段对储能业务进行标识，则无法对储能业务进行专项统计分析。虽然储能业务的被保险人名称大多为 “XX 储能科技公司”、“XX 新能源科技公司”、“XX 能源投资公司”等，但单凭此类信息仍然无法做到全面而准确的统计。风险难以分析回溯难以对电化学储能业务进行统计带来下一步的问题，就是对电化学储能的承保、理赔政策难以进行

60、分析回溯，如果不对承保理赔数据进行积累，那保险业务给保险公司带来的 “价值”可能仅仅只有保费而已，若赔付较高，那这点仅剩的价值也没有了；保险公司若想在储能业务上有所积累，开展研究，进而为客户提供有价值的服务，必须开发出针对电化学储能的专属产品。9 以鼎和财产保险股份有限公司财产一切险条款为例三、电化学储能保险发展现状原因分析通过以上研究发现，虽然我国电化学储能市场未来发展潜力巨大，且发展迅速，但由于起步较晚，电化学储能市场的规模仍然较小，尚未引起绝大多数保险公司的重视，也没有为电化学储能开发专属的保险产品，使得现有承保的储能项目“混入”一般财产险业务中难以统计和分析，进而无法全面了解目前电化学