电化学储能保险发展报告中国再保险研究院鼎和保险新型电力系统保险研究中心联合发布目录储能技术与市场发展现状0102储能系统发展的重要意义储能系统发展的政策背景电化学储能发展现状储能技术简介国际市场电化学储能保险发展情况0217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中国市场电化学储能保险发展现状0322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0430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中国市场电化学储能保险发展前景与建议0546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编写团队中国再保险研究院鼎和保险新型电力系统保险研究中心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1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。2电化学储能保险发展报告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。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57.70%56.80%56.00%19.00%18.90%18.50%23.30%24.30%25.50%201920202021煤炭石油清洁能源013电化学储能保险发展报告全、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。1.储能系统是实现更高新能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。2.储能系统是现代电力体系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。储能是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重4电化学储能保险发展报告要手段，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、2005年开始《可再生能源产业发展指导目录》—开始涉及储能产业战略布局“十二五”期间《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2017年升级《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“十三五”期间《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“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5电化学储能保险发展报告“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。2019年，国家发改委等四部门联合印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019~2020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12021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。6电化学储能保险发展报告通知》2021年9月《新型储能项目管理规范（暂行）》有助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。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7电化学储能保险发展报告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1.定义与分类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。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。（1）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储能机械类储能抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能电化学储能铅酸电池锂离电池子钠硫电池电磁储能超导储能超级电容储能热储能储热储冷化学储能氢储能合成天然气8电化学储能保险发展报告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（2）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。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9电化学储能保险发展报告2.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，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177.4GW，占比86.42%，较2020年下降3.18个百分点；电化学储能装机功率21.1GW，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。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3.中国储能市场结构2021年，中国储能市场装机功率43.44GW，同比增长20.5%，继续位居全球第一。抽水蓄能装机功率37.57GW，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。抽水蓄能,86.42%飞轮储能,0.47%蓄热蓄冷储能,1.89%氢储能,0.01%压缩空气储能,0.91%锂离子电池钠基电池铅蓄电池液流电池超级电容电化学储能,10.30%10电化学储能保险发展报告图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1.电化学储能市场情况（1）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机规模达到7.5GW，首次突破7GW，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。抽水蓄能86.50%压缩空气储能0.20%飞轮储能0.20%蓄热蓄冷锂离子电池铅蓄电池液流电池其他电化学储能，11.80%11电化学储能保险发展报告图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。2021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。图82021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》。565.1183.8239.0511.3910.31789.12994.02549.43854.67536.20200040006000800010000120001400016000180002000022000240002012201320142015201620172018201920202021美国45%中国24%韩国7%英国6%澳大利亚5%爱尔兰5%日本3%智利2%菲律宾1%法国1%其他1%12电化学储能保险发展报告（2）中国电化学储能市场根据《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%。图9中国电化学储能新增装机规模（单位：MW）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》67.439.55136.179.1147.5595.1687.41569.71844.605001000150020002500300035004000450050005500201220132014201520162017201820192020202151182516275495751001310100200300400500600700201220132014201520162017201820192020202113电化学储能保险发展报告2.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。3.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14电化学储能保险发展报告能、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837.5MW、532.3MW、401.0MW、28.0MW、45.8MW，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，用户侧储能项目分布分散且单个项目规模较小。2图122021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》图13储能应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》新能源+储能,837.5,45%电源侧辅助服务,532.3,29%电网侧储能,401.0,22%分布式及微电网,28.0,2%用户侧削峰填谷,45.8,2%储能应用场景设计电源侧新能源自我消纳可再生能源平滑出力调频/备用等辅助服务电网侧受端电网紧急电源支撑缓解电力缺口参与电网调峰/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用户侧大用户峰谷价差套利参与需求侧响应提高分布式电源自发自用率提升用户供电可靠性15电化学储能保险发展报告（1）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。（2）电网侧电网侧储能通过与电网智能融合，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。（3）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”，阳光工匠光伏网，http://www.21spv.com/news/show.php?itemid=106083。16电化学储能保险发展报告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”还能帮助园区减碳或参与碳交易。17电化学储能保险发展报告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1.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02218电化学储能保险发展报告完全熄灭，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。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。2.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19电化学储能保险发展报告制造缺陷、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。3.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ArielRe为储能系统制造商提供的电池性能保险。1.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。2.案例：再保险公司ArielRe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ArielRe通过其在伦敦的劳合社辛迪加（Lloyd'sSyndicate1910）为电池储能解决方案提供商PowinLLC（“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20电化学储能保险发展报告户提供最可靠产品的承诺，为其储能系统的电池容量提供质保。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ArielRe为电池储能系统提供更换保险，以支持Powin的电池容量质保。3.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，Altelium已经宣布与MSAmlin、TokioMarineKiln（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：1.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（International4Altelium官方网站，https://altelium.com/21电化学储能保险发展报告ElectrotechnicalCommission，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。2.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。22电化学储能保险发展报告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，并剖析其背后的原因。一、电化学储能保险市场发展现状1.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仅三星财险注册了《储能系统除外附加条款》，注册号：C0000453062202007020544103223电化学储能保险发展报告图14保险行业内储能系统保险产品2.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”，https://mp.weixin.qq.com/s/-4pwwvCX6MShfFddkgY_XQ24电化学储能保险发展报告7图152021.04北京大红门事故现场图162021.04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25电化学储能保险发展报告生前，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：1.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。2.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。8向部分直保公司、再保公司、经纪公司等进行过了解26电化学储能保险发展报告3.客户的体验不佳一般的财产险条款针对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。4.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，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。5.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。6.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27电化学储能保险发展报告三、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储能保险市场整体情况。电化学储能市场目前能为各财险公司带来的保费收入还较少，主要由于电化学储能市场规模较小，可进行投保的标的本就不多，再通过“北京大红门事故”背后的保险安排“管中窥豹”，可以推测还有一些储能项目未进行投保。在没有监管机构和行业协会统计数据的情况下，要对细分保险产品市场情况进行了解，从再保公司或再保险经纪公司的视角来推测和估计是一种切实可行的方法。在调研过程中，再保险机构大多觉得“印象中见到的电化学储能业务很少”。除了以上提到的现有电化学储能业务难以被区分外，分析认为还有以下三个方面的原因。1.项目保额一般不大电化学储能项目单个业务的保额不大，从调查看到的业务来说，最小的保额只有数百万，保额上亿的项目已是少数，也有业务是多地址的项目集中在一张保单下承保，保额才能够达到这个级别，保额超过十亿以上的项目就更是凤毛麟角。目前电化学储能项目按照传统财产、工程险承保，除非在风险类别中有特别注明，一般能够正常进入到保险公司的非水合约中进行分保，且即使一家中小型的保险公司，其非水合约的承保能力也能够基本覆盖目前电化学储能项目的保额水平，概而言之，就是对保险公司来说，小的储能项目的可全额自留，对于稍大一些的项目，又可以利用再保合约进行分保，只有极少的项目还需要另行安排再保临分，这也是在再保市场电化学储能业务较为少见的原因之一。2.项目风险一般较高核保人对电池的火灾风险仍然“谈虎色变”，不论是电化学储能系统自身的火灾爆炸事故，如上提及的发生在国内的“北京大红门事故”，2021年7月特斯拉在澳最大储能项目事故，见下图10，以及在韩国发生的多起储能电站事故等，还是电动车以及电动自行车电10特斯拉澳大利亚最大储能项目事故图，图片来自网络28电化学储能保险发展报告池的火灾事故都时常向人们提醒着电池的风险。据全国消防救援总队统计，2021年共接到电动自行车及其电池故障引发的火灾近1.8万起，死亡57人，由于不少电动自行车火灾未引发周边物品燃烧，当事人多数不报警，此数据可能与实际数据相差较大。另外，全年新能源汽车火灾共发生约3000余起，新能源车的火灾风险总体高于传统汽车，储能电站、光伏、氢能等新能源产业火灾风险亦较高11。所以对于电化学储能业务各保险公司的核保人都将其定性为高风险的业务，非常谨慎地给予承保，甚至直接拒保，特别是在费率、免赔等承保条件不尽如人意的情况下。电化学储能业务直接在前端投保时就被予以拒保，这也成为了在再保市场上比较少见到储能业务的另一个原因。图172021.07澳大利亚特斯拉储能项目事故3.储能客户成本考虑电化学储能的运营方从成本角度考虑，放弃了向保险进行投保，这使得可保的储能业务数量进一步减少。从目前中国电化学储能装机的分布来看，用户侧仍是储能最大的应用市场，在2019年用户侧的占比达到51%12，从新增装机来看，则是以电源侧和用户侧为主。电源侧现阶段相关需求主要来源于政策驱动，特别是各地政府对于新能源发电强制配储的要求。中国光伏行业协会副秘书长刘译阳就曾表示，由于当前市场机制的问题还没有解决，配储能的要求必然会增加初始投资，影响新能源的经济性，对于刚刚实现平价上网的新能11《2021年全国火灾数据公布》，https://xw.qq.com/cmsid/20220205A08Z590012《万亿可期！测算国内储能在用户侧、发电侧的市场空间》，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1659758540064031053&wfr=spider&for=pc29电化学储能保险发展报告源发电，在配置储能后，度电成本升高，若配置比例超过10%则无法实现平价上网，有相关行业专业人士表示，由于缺少规范储能电站并网时间的政策文件，导致目前储能电站大量闲置，带来投资的浪费，同时也会减弱未来企业投资建设新能源电站的意愿13。储能在用户侧主要应用包括工业园区、大型工商业和集团等，主要是依靠峰谷价差来获得收益，依照现今的投资成本和技术条件，用户侧储能要获得收益还是比较困难，随着一般工商业电价的不断下降，当前全国仅北京等少数发达地区的一般工商业用户，可开展储能峰谷套利业务，该业务的扩张依赖于电化学成本下降和性能提升14。因此无论从电源侧还是用户侧，目前电化学储能的运营方在成本上承压较大，任何会增加成本的项目，包括保险的采购，都会权衡再三后再做决定。13《劣币驱逐良币高比例配储影响几何》，https://mp.weixin.qq.com/s/mK3FJneuhXc8QxyW189C_w14《电化学储能的商业模式之困与投资风险分析》，http://www.21spv.com/news/show.php?itemid=8048730电化学储能保险发展报告电化学储能保险业务的风险特征储能电站安全是一项涉及材料、机械、电气、控制、管理、信息、建筑等多学科专业交叉，多过程耦合的系统工程。储能电站事故的背后，绝不仅仅是单一环节的问题。储能电站安全是一个系统性工程，储能系统的安全隐患和风险可能存在于电站规划设计、设备选型、调试验收、并网调度、运行维护、退役回收、应急管理、事故处置等各个环节，电池制造缺陷、电池系统电气保护缺陷、运行环境不良、安装质量问题、集成控制系统缺陷等都可能是引发电站发生火灾或爆炸事故的重要因素，因此电化学储能风险的系统性、复杂性是其最重要的特征之一，详见下图15，概括总结了锂电池储能系统安全事故诱发因素及其交互关系。图18锂离子电池安全事故诱发因素及其交互关系15曹文炅，雷博等，《韩国锂离子电池储能电站安全事故的分析与思考》，2020年9月04231电化学储能保险发展报告一、电化学储能事故风险特征为了更好了解电化学储能系统的风险特征，我们从公开信息中统计了从2011年至2021年，10年间发生在全球的电化学储能火灾爆炸事故，统计情况如表所示16，虽然能够统计到的事故相较于已发生的事故可能只是“冰山一角”，但在数据有限的情况下，通过分析现有事故的一些共性也能够在一定程度上反映电化学储能系统总体的风险特征。表5电化学储能电站事故统计（2011-2021）序号国家地区容量MWh用途建筑形态事故状态电池类型事故日期投运时间01日本--需求管理非标准箱柜充电中钠硫2011.09-02美国-20.00风电标准集装箱充电中铅酸2012.080.5年03中国山西-频率标准集装箱充电后休止三元2017.05-04韩国全北1.46风力标准集装箱安装调试三元2017.08-05比利时---标准集装箱-锂电池2017.11-06韩国庆北8.60频率标准集装箱修理检查三元2018.051.8年07韩国全南14.00风力非标准箱柜修理检查三元2018.062.4年08韩国全南18.97太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.060.5年09韩国全南2.99太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.070.5年10韩国庆南9.70风力非标准箱柜充电后休止三元2018.071.6年11韩国世宗18.00需求管理非标准箱柜安装施工三元2018.07-12中国江苏28.00需求管理标准集装箱-磷酸铁锂2018.08-13韩国忠北5.99太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.090.7年14韩国忠南6.00太阳能非标准箱柜安装施工三元2018.09-15韩国济州0.18太阳能混凝土充电中三元2018.094.0年16韩国京畿17.70频率标准集装箱修理检查三元2018.102.6年17韩国庆北3.66太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.110.8年18韩国忠南1.22太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.110.9年19韩国忠北4.16太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.110.9年20韩国庆南1.33太阳能非标准箱柜充电后休止三元2018.110.6年21韩国忠南9.32需求管理非标准箱柜充电后休止三元2018.121.0年22韩国江原2.66太阳能混凝土充电后休止三元2018.121.0年23韩国庆南3.29需求管理混凝土充电后休止三元2019.010.8年24韩国全南5.22太阳能非标准箱柜充电中三元2019.011.2年16方来华，时训先，《储能安全：风险防控与安全监管》，2021年12月32电化学储能保险发展报告25韩国全北2.50太阳能标准集装箱充电后休止三元2019.010.8年26韩国蔚山46.75需求管理混凝土充电后休止三元2019.010.6年27美国亚利桑那州2.00需求管理标准集装箱-三元2019.042.0年28中国北京2.00用户侧标准集装箱运行维护锂电池2019.051.7年29韩国庆北3.66太阳能非标准箱柜充电后休止三元2019.052.3年30韩国全北1.03太阳能非标准箱柜充电后休止三元2019.051.0年31韩国忠南-太阳能标准集装箱-三元2021.04-32中国北京25.00光储充混凝土安装调试磷酸铁锂2021.04-33美国莫斯利-储存散装库存-2021.07-34美国拉萨尔3.00需求管理标准集装箱-磷酸铁锂2021.075.0年35澳大利亚维多利亚300需求管理标准集装箱安装调试三元2021.07-通过对以上储能事故的梳理，我们可以发现有五个方面的特征：1.发生地区特征绝大多数事故发生在韩国，全部35件事故统计中占据了24件，占比近七成，其次是美国和中国，各发生了4次事故，详见下图。究其原因，韩国为鼓励锂电储能的发展，出台了可再生能源证书等支持政策，受政策刺激韩国锂电储能迅速发展，在2018年全球新增的电化学储能装机中，韩国占据了全球的45%左右，但事故发生率也随之激增。这深刻表明，在储能市场快速扩张时期，如果配套管理没有跟上，就会容易造成安全事故频发。此外，韩国储能电站发生火灾安全事故的数量和比率均处于全球首位，还与韩国在储能电池上采用的技术路线有关，韩国储能电站最主要采用的为三元锂电池，而非我国国内的磷酸铁锂电池，这两种电池所带来的事故发生率也是不同的，这部分内容在下文中再详述。图19电化学储能电站事故发生地区特征1124414澳大利亚比利时韩国美国日本中国33电化学储能保险发展报告2.建筑形态特征从建筑形态上来看，混凝土式明显在抵御风险或者防止风险扩大上表现更优，散装为储能系统尚未安装时的状态，安装完成之后，最终都会以三种形态呈现，分别是非标准的箱柜、标准的集装箱、以及置于混凝土建筑物内，详见下图17。由于储能电站常建设于户外，因此也易受暴雨、洪水、雷击等自然灾害影响，无论是非标准的箱柜式，还是标准集装箱其抵御灾害能力上本质并无较大差别，与混凝土的建筑形态相比抵御能力显然较差。此外，当储能电站的事故，特别是火灾爆炸事故发生后，建筑物形态的储能电站也能够更好地防护电站本身事故对周边人身和财产造成的损坏。不过，虽然混凝土式储能电站的风险等级更高，但从未来电化学储能系统的发展趋势来看，箱柜式特别是标准的集装箱形态，以其建设周期短、灵活快速可量产的特点，将会成为未来的主流形态。图20电化学储能电站事故建筑形态特征图21中国南方电网深圳宝清电池储能站17此图为中国南方电网深圳宝清电池储能站，是南网兆瓦级电池储能站关键技术研究及应用试点工程，是国家“863计划”储能课题“大容量储能系统设计及其检测管理与保护技术”示范工程。161351非标准箱柜标准集装箱混凝土散装34电化学储能保险发展报告3.电池状态特征从储能电站出现事故时的状态来看，有超过一半，约53.3%的事故为充电后休止的状态出险，详见下图，在其他状态时出险的概率并不高，均不超过10%。在充电后的休止状态，电化学储能系统处于断路状态，外部电气故障等外部激源触发电池热失控的概率将显著降低。同时，在该状态下，电池本体通常处于高SOC18状态，电池活性较大，一方面更易受外部滥用触发热失控，另一方面并联电池簇间形成环流，导致电芯处于过充状态，电压升高形成内短路，由电池本体引发的系统安全事故概率将显著上升。韩国在2019年8月至12月间发生的5起储能电站事故19（该5起事故未进入到上表的统计中），经研究发现所有的5个储能系统的电池都处在高SOC状态（>90%）下,电池组件过热引起火灾，由电池本体触发储能系统安全事故的可能性极大，这也是储能系统经常在充电后的休止状态发生事故的原因。图22电化学储能电站事故电池状态特征4.电池类型特征发生安全事故最常见的电池类型为三元锂电池，占比接近八成，其他类型电池的事故率不高，详见下图。目前电化学储能的最主流的电池类型有两类，一类是三元锂电池20，另18SOC含义为可用容量(单位为Ah)，以额定容量的百分比表示。SOC参数可看作一个热力学量，利用它可评估电池的潜在电能19朱玉龙，《韩国储能电池起火事故第二阶段调查》，2020年2月，http://www.escn.com.cn/news/show-809621.htm20正极材料使用镍钴锰酸锂(Li(NiCoMn)O2)三元正极材料的锂电池。这种材料综合了钴酸锂、镍酸锂和锰酸锂三种材料的优点，形成了三种材料三相的共熔体系，由于三元协同效应其综合性能优于任一单组合化合物。库存3%安装施工7%安装调试10%充电中13%充电后休止54%运行维护3%修理检查10%35电化学储能保险发展报告一类就是磷酸铁锂电池21。哪一种电池更优一直存在争论，但客观来说，两种电池各有各的特点，难分高下。三元锂电池相较于磷酸铁锂电池的优势在于储能密度和适应低温两个方面，储能密度最直观体现就是电池的大小和重量，温度方面，据测算，在相同低温条件下，三元锂电池冬季衰减不到15%，明显高于磷酸铁锂电池30%以上的衰减。反过来，磷酸铁锂对于三元锂则在三个方面拥有优势，一是，使用寿命更长，磷酸铁锂寿命一般可达10年左右，而三元锂仅为6年左右；二是，制造成本更低，磷酸铁锂电池中没有贵重金属，因而生产成本更低，而三元锂中最重要的金属成分钴，价格已是高达数十万元一吨22。三是，安全性上更优，三元锂电池正极材料的分解温度约为200℃，磷酸铁锂电池正极材料的分解温度约为700℃，实验室测试环境下，短路磷酸铁锂电池单体基本不出现着火的情况，而三元锂电池则不然，在使用时对热管理有很高的要求，一旦出现过温、过充、过流等异常情况极有可能造成起火，爆炸等严重后果，因此可以说，在安全性方面磷酸铁锂电池较三元锂电池而言有着绝对的优势23。两种电池具体的应用，就看更关注电池哪个方面的性能，比如希望电池更小巧轻便则采用三元锂电池，希望电池更安全则可以采用磷酸铁锂电池，目前两种类型的电池相持不下，从另一个角度来说，也可以说目前的这两种电池都不是完美的解决方案，未来哪种电池会得到改进而最终胜出，或者另外一些发展迅猛、极具潜力的能源技术迎头赶上，成为新的主流技术路线，目前趋势尚不明朗。图23电化学储能电站事故电池类型特征21用磷酸铁锂作为正极材料的锂离子电池。其特色是不含钴等贵重元素，原料价格低且磷、铁存在于地球的资源含量丰富，不会有供料问题。22三毛看车，三元锂电池VS磷酸铁锂电池，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1638035726947050269&wfr=spider&for=pc23杨君涛，张永丰，张磊，《电化学储能电站火灾风险分析与评估指南》，《现代职业安全》磷酸铁锂8%三元锂77%钠硫3%铅酸3%其他9%36电化学储能保险发展报告5.投运时间特征发生事故的电化学储能电站，从投运时间来看都比较短，投运时间在3年以内的有22起，投运时间在3年及以上的仅有2起，虽然有11起事故未能统计到电站投运时间的数据，但基本可以推测，假设11起事故电站的投运时间均能够获取，投运3年以下和3年以上电站发生事故的数量对比差距还会进一步拉大。储能电站投运时间短，易发生事故，是因为新设备特别是电力设备，在投运之初常出现故障，这是较普遍的情况，虽然在设备安装后，都会进行必要的测验和调试，但新设备的不确定性和运行方式的临时变动，都有可能带来事故的发生，此外，储能系统除电池之外，还有电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、环境控制系统、灭火系统等，这些新设备同样具有不确定性，一旦出现信息共享不完备或不及时，保护配置与协调不当，甚至管理系统之间发生冲突等，也会带来事故的发生。只有在设备运行和磨合一段时间后，人为的风险管理措施逐步得到落实和执行，电化学储能电站才会进入到一个平稳的运行状态，这时发生风险的概率也会更低一些。图24电化学储能电站事故投运时间特征时间进入2022年，仅在1月份，在韩国就又有两起电化学储能的火灾事故发生，其一是2022年1月12日韩国蔚山南区SK能源公司的火灾，现场见下图24。火灾发生在电池储能大楼，为一栋三层楼房，当地消防局共调集了119名消防员，动用了46台消防设备，共耗时2小时40分才将大火扑灭。另一起事故是2022年1月17日庆尚北道军威郡新谷里太阳能电站发生火灾，起火的设备为配套储能设施，消防部门投入了约30名消防员以及10台消防设备最终扑灭了大火，耗时约1小时20分钟。这两起事故的电池供应商分别是SK和LG，无一例外的均为三元锂电池，尽管目前尚不确定火灾发生的原因是否与这两家储能24图片引自“电网头条”，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1721816536354168170&wfr=spider&for=pc222113年以下3年及以上未获得数据37电化学储能保险发展报告电芯的质量存在关联，但韩国厂商的电池安全一直就受到广泛质疑，早在2020年12月，LG化学就曾宣布在美国召回其部分Resu10H家用型储能系统产品，原因是内部搭载的电芯存在发热起火风险25。图252022.01韩国SK能源公司储能大楼事故二、电化学储能火灾风险分析以上在对电化学储能的风险事故做了总体特征的分析之后，接下来我们再就其中典型事故进行深入的了解和剖析，以求进一步分析出电化学储能系统的风险特征。1.北京大红门事故前文曾提到“4.16北京大红门事故”以及事故的直接原因，关于事故更进一步的细节则是，整个事故先后动用了47辆消防车，235名消防员到场处置，整个灭火过程从中午12时持续到夜间23时，明火才彻底扑灭，历时近12个小时，此后，还持续对现场冷却了40小时。经北京理工大学爆炸科学与技术国家重点实验室对爆炸过程进行仿真模拟：当北楼电池热失控产生喷射的易燃易爆组分，如氢气、甲烷、一氧化碳、碳酸甲乙酯等，达到200立方米，并遇到北楼储能室内点火源则发生爆炸，仿真模拟得到的爆炸破坏场景与事故现场相符，爆炸当量为26千克TNT。25《韩国1500KWh储能电站燃起大火！》，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1722551072911277910&wfr=spider&for=pc38电化学储能保险发展报告在事故的调查报告中，将事故的间接原因归为：有关涉事企业安全主体责任不落实，在建设过程中存在未备案先建设问题，在事发区域多次发生电池组漏液、发热冒烟等问题，但在未完全排除安全隐患的情况下继续运行，事发南北楼之间室外地下电缆沟两端未进行有效分隔、封堵、未按照场所实际风险制定事故应急处置预案。因此此次事故，人为管理方面存在失察失管是最主要的原因，也被直接定性为一起责任事故，相应的责任人员已被追究刑事责任，相关官员已被追责问责，相关单位已被给予行政处罚。此外，据了解，此次事故中所使用的电池为梯次利用电池26，虽然使用梯次利用电池是更好发挥电池的再利用价值的重要方式，有利于节省资源、保护环境、以及降低新能源投入的成本等，但同时也存在着梯次利用电池质量参差不齐、循环寿命短、热失控风险高等问题，采用梯次利用电池的储能项目显然比新电池的储能项目安全隐患更高，并且随着储能项目运行的时间增加，梯次利用电池的性能衰减会更快，更容易发生安全事故27。为此2021年6月，国家能源局发布的《新型储能项目管理规范（暂行）（征求意见稿）》中规定：电池一致性管理技术取得关键突破、动力电池性能检测与评价体系健全前，原则上不得新建大型动力电池梯次利用储能项目。但在9月发布的正式的暂行版本时，此条规定被去掉，因此从总体上来看，国家对于电池的梯次利用是鼓励的，但同时也在监管上提出了较高的要求，希望通过大红门事故，各相关企业也能够对梯次电池的安全性更加重视起来。2.澳大利亚维多利亚州特斯拉储能系统事故维多利亚州位于澳大利亚南部，凭借其优质的风能资源，一直是世界上风电使用率最高的地区之一，随着2016年燃煤机组在南澳州全部退役，南澳的风电装机迅速上升，全州的用电需求超三分之一均靠风电满足，2016年9月28日，南澳州发生了大停电事故，全州停电时间超过50小时，无数家庭摸黑度日，经调查，事故的主要原因为飓风、雷暴、闪电、暴雨等极端恶劣天气影响，造成系统电压波动导致的风电机组大规模脱网。为此，澳大利亚政府向全球公开招标大规模储能电池项目，试图通过储能技术解决系统稳定问题28。26梯次电池是指电池的降级使用，是针对电池组来说的，就是新的电池组在使用一段时间后出现了衰减，衰减后不足以满足现用设备应用电源需求，但是电池并不是已经坏了，在对其做一定的修复调整后，可以在用电要求降一级的设备上使用。27《相关项目被叫停电池梯次利用路在何方》，http://www.360doc.com/content/21/0623/22/59069712_983413317.shtml28高琳、曹阳、张一群，《南澳州电池储能项目运营情况的启示》，中国电力企业管理，2020年7月39电化学储能保险发展报告该项目被称为“维多利亚大电池”项目，最终是由法国电力生产商、可再生能源巨头公司Neoen与特斯拉合作打造，是澳大利亚最大的电化学储能项目（存储电量预计能够为维多利亚州超过100万家庭提供至少半小时电力），备受关注，项目详见图片29。该项目使用256个特斯拉锂离子电池Megapacks，设计规模300MW/450MWh。火灾发生在2021年7月30日储能电站测试运行期间，一座拥有13吨锂电池组的储能设施首先起火，随后蔓延至附近其他电池组，消防机构总共出动了30多台消防车、150名消防员，直至8月2日才控制住火势，共持续了4天的时间。据专家称，锂电池引发的火灾与普通火灾不同，火势时间更长，水也只能减少其蔓延范围，降低电池温度能够有灭火功效，但当锂电池高温出现分解后，很可能产生氧气，进而持续助燃。此次特斯拉储能项目的事故中，消防员正是不断为周围物体降温，尽量阻止了火势蔓延，但大火仍是到所有可燃物燃尽后才彻底停止30。图26澳大利亚维多利亚州特斯拉储能项目3.美国亚利桑那州公共服务公司（APS）电池储能项目事故该事故是比较少有造成人员伤亡的电化学储能安全事件，具体的细节如下：事故发生在2019年4月19日，储能电站为2MW/2MWh三元锂电池系统，每串14个LG电池模组，共27串，主要应用为电网侧的频率响应。电池组之一率先发生热失控并起火，但没有29图片来自网络，30澳大利亚最大储能项目起火-锂电池安全讨论再升温，李丽旻，中国能源报，2021年8月9日40电化学储能保险发展报告波及其他电池组，预先布置的自动灭火系统（全淹式灭火剂）已启动，为此事故成立了一支危险材料处置小组（HAZMAT），小组达到现场后，对储能系统附近定义了应急危险区，并对该区域内的危险气体进行监测和火情诊断，处置小组领导层制定了事故行动计划，并当危险区内的氰化氢和一氧化碳浓度低于可接受的阈值时，处置小组打开了储能系统大门，随后发生了爆炸，事故造成一名消防队长、一名消防工程师和两名消防员受到重伤。此项目的集成商FLUENCE与电池制造商LGC都是业内著名厂商，并且都在电网侧储能领域积累了丰富的项目经验，客户APS本身也是最早采纳锂电池储能技术的电力公司。FLUENCE称，该事故发生以前，该公司已在全球各地部署了80个共计760MW的储能系统并保持着安全事故零记录31。最终经过几个月的调查，此次APS公司火灾的责任是因为电池储能系统的安装错误和操作错误，而不是电池本身的故障32。从此次事故中我们可以总结出一些经验教训：一是一般的灭火剂很难阻止锂电池所引起的猛烈大火。二是模组内电池单元没有任何物理屏障来防止火势蔓延，因此火势迅速从一个电池单元扩散至其他电池单元。三是需要有传感器对密闭容器内的爆炸性气体积累进行监测，否则盲目打开储能系统大门，氧气进入密闭箱体内会进一步加剧燃烧，进而引发爆炸。四是消防员需要对锂电池火灾的消防进行专业的培训，才能在适当的时候采取正确的行动，避免伤亡。图27亚利桑那州APS储能项目31《2019.4亚利桑那州储能电站爆炸事故告诉了我们什么》，https://zhuanlan.zhihu.com/p/9956882732《全球储能部署将得到快速增长，安全性有待加快解决》，https://news.solarbe.com/201907/30/311824.html41电化学储能保险发展报告三、电化学储能火灾风险特征通过相关学者的大量研究，锂电池热失控的机理基本已研究清晰，以上多起电化学储能典型事故的特征也进行了印证，概括起来，电化学储能火灾具有如下几个方面的风险特征：1.电池内部升温迅速，且能够达到极高的温度储能电池内部出现短路或者存在外部滥用，电池内部的温度就会快速上升，伴随着电池内部正负极材料、电解液等相继发生反应，这些化学反应均为放热反应，产生的热量又在电池内部积聚，使得电池温度进一步上升，在这样高热的环境下又促进了后续放热反应的发生，循环递进的过程发生很快，我们时常能看到电动自行车、电动车电池在数秒时间内，就完成从热失控初期到电池鼓包，最后到起火爆炸的整个过程，人们根本来不及扑救甚至逃生。电池发生热失控，在短时间内产生大量热量，电池温度骤升，通过试验发现，电池表面的温度在热失控时迅速从130℃上升至522℃，由于放热反应的发生在电池内部，电池内部的温度会更高，可以达到800-900℃，甚至1000℃33。2.电池起火后燃烧剧烈，且伴随着喷射物喷出电化学储能电站的方形硬壳电池，通常配置有安全阀，来避免压力积聚引发爆炸，但安全阀也是有一定效力范围的，当事故发生，电池温度升高，随着内部反应产生可燃气体，并不断积聚，电池内部压力逐渐增加，当电池内部压力达到电池安全阀破裂的阈值时，电池安全阀破裂，大量可燃气体和电池内部的材料被喷射而出。当电池发生热失控时，在电池极高温度的作用下，可燃气体和可燃物质如电解液等被巨大压力从电池内部喷射而出，形成猛烈的射流火，火焰高度甚至可达数米。3.火势传播快，对消防标准提出了较高要求电化学储能系统的电池是由十几组电芯以串并联方式构成电池箱，接着电池箱进行串联连接成电池组串，随后电池组串通过并联集成系统安置在一个储能电池柜内。电池组之间紧密相连，当其中一节电池热失控时，其热量就可以很迅速地传导到相邻电池，使相邻33许佳佳，王青松，《电化学储能电站火灾的防与控》，《特别关注》，2021年12月42电化学储能保险发展报告电池升温，进而进一步扩散。再是如上文提到，电池热失控后，会产生剧烈反应的喷射物，喷射物所到之处，或者喷射物自身所带来的热量，都会使周围电池的温度进一步升高，直至正常工作电池也发生热失控，于是，电池组之间热失控就传播开来。正是由于电化学储能火灾的这个特点，一般对其消防都有严格的要求，比如在我国的《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014）中就规定：锂电池电池室应配置砂池，单个砂池容量不应小于1m3，最大保护距离为30m；电池门室应采用甲级防火门；电化学储能电站的电缆井、管道井、通风井等竖向井道应分别独立布置，其井壁应为耐火极限不低于1h的不燃烧体。4.释放气体具有燃爆性、有毒性，对环境污染较大锂电池燃烧释放出的气体，主要有氢气、甲烷、乙烯、氟化物等，详见下图不同材料体系电池热失控产气占比（mol%）34，均为易燃易爆气体，当这些可燃气体的浓度逐渐增加，并与空气混合形成混合气体，超过爆炸极限的下限时，以电池电芯的高温作为点燃源，就极易产生爆炸，爆炸会给电站本身的电池、设备、箱体、建筑、周边的财产带来损失，甚至带来人员的伤亡。这些释放的气体，不仅具有可燃性，还有很高的毒性，比如一氧化碳和氟化氢（HF），据统计，储能电池热失控时，一氧化碳浓度最高可以达到250ppm以上，已经可以对人体产生严重的中毒危害。而氟化氢是一种刺激性有毒气体，具有腐蚀性，在50ppm浓度下活动数分钟便有致死的风险。一节容量为20Ah的100%SOC磷酸铁锂电池热失控时，氟化氢最高浓度约为145ppm，远高于安全浓度。一个电化学储能集装箱中，有成百上千节电池，若一起燃烧，这些有害气体的浓度急剧增加，必然对现场人员的生命构成巨大威胁35。即使在储能电站的火灾被扑灭后，灭火用水与破损电池有毒化学物质混合的液体，四处流淌，也会对周边环境造成不小的污染36。34磷酸铁锂电池（LFP）、钴酸锂电池（LCO）、三元镍钴锰酸锂电池（NCM）35许佳佳，王青松，《电化学储能电站火灾的防与控》，《特别关注》，2021年12月36高硕，方建钢，《电化学储能电站火灾事故应急响应与处置思考》，湖南科技学院学报，2021年10月43电化学储能保险发展报告图28不同材料体系电池热失控产气占比5.火势难以扑灭，无特别有效的灭火剂锂离子电池堆燃烧时同时具有固、液、气、金属火灾的特性，多种风险关联耦合，火情经常发生突变，灭火过程中稍有不慎，处置不当，喷水位置和喷水强度不合理，不仅难以灭火，还会引发其他电池、电气发生短路，进而诱发新的热失控过程。此外，由于电池结构的密闭性要求，各类结构处于高密闭状态，当电池内部发生火灾时，火源和火势均在电池内部被密封外壳隔离，灭火剂不能直接有效地击中着火部位，这就导致了外部灭火剂灭火效果大打折扣，也提高了灭火的难度和灭火所需要的时间，一般电化学储能的事故，灭火所需的时间至少都是数小时，有些可能长达数天，甚至还不包括冷却处置的时间。电化学储能火灾另外的风险特征还有火势易复燃，以及缺乏十分有效的灭火材料。针对锂离子电池消防普遍采用传统的七氟丙烷灭火设备，该灭火剂在初期可以控制火势，但后期无法快速降温，复燃风险高，而且装置药剂量有限，占用空间较大，在灭火和后期抑制方面不理想。二氧化碳、泡沫和干粉灭火剂均能通过冷却窒息、化学抑制的方式扑灭电池明火，但明火被扑灭后，内部的副反应仍在发生并释放大量可燃气体和热量，当达到一定条件后，火势又会复燃。水喷淋技术比较成熟，灭火后降温效果也比较理想，但用水作为灭火材料，容易对电池系统造成二次伤害，再是如果要兼顾灭火和后续降温，则需要大量的水，寻找充沛水源或者在储能电站附近修建消防水池，都是比较困难的事情37。37茹毅，黄孟阳等，《集装箱式锂离子电池储能系统消防技术研究进展》，《电气时代》，2021年第11期C2H4CH4COCO2H2C2H6LCO/NMCC2H4CH4COCO2H2NMCC2H4CH4COCO2H2C2H6LFP44电化学储能保险发展报告6.储能系统火灾可能由除电池外其他组件引起电化学储能是个复杂的系统，其中包括了大量的电气系统，因此关注电气火灾的起因和消防措施，对储能系统火灾的防控具有同样重要的意义38。比如有些储能系统事故就是由逆变器39引起，当逆变器组件遇到电压不稳、过载、机箱内金属颗粒物较多等状况，就容易发生短路故障，继而产生瞬时温度高达数千摄氏度的高压直流电弧，使逆变器突然冒烟起火。在一些发达国家，逆变器火灾占据储能电站火灾事故总量的70%40。四、电化学储能保险产品风险因子通过总结电化学储能火灾的风险特征，可以看出电化学储能的火灾风险较高，电化学储能保险产品的基础费率也应该较一般财产险、责任险费率更高，才能更好反映这种风险状况。通过对电化学储能事故的风险特征进行梳理，储能系统的建筑形态、电池类型、电站的投运时间显然是影响电化学储能保险业务费率水平的风险因子，除此之外，在对电化学储能保险产品定价时，还需考虑以下风险因子：1.物理间距由于电化学储能发生火灾时，具有产生喷射物、扩散快、有爆炸性、有毒性、污染环境等特点，“间距”应该是产品定价时考虑的因素之一，“间距”应该从三个维度来考虑，一是储能电站与周边建筑的距离，周边是否毗邻高风险的环境，且周边是否人口密度较大；二是储能电站内部，储能系统与其他建筑和设备的距离；三是储能系统内部，电池组与其他管理系统的分布，是否有通过常闭式消防门进行分隔等。2.管理水平北京大红门事故被定性为一起责任事故，可见电化学储能电站的运营管理水平与事故发生存在着很高的关联。运营管理水平可从风险管理制度制定和执行情况和更新修订频率、应急组织架构和应急演练频率、开展风险防范培训频率、管理层的安全意识和重视程度、消防设备是否完备有效等方面进行评估。38李首顶，李艳等，《锂离子电池电力储能系统消防安全现状分析》，《储能科学与技术》，2020年9月39茹毅，黄孟阳等，《集装箱式锂离子电池储能系统消防技术研究进展》，《电气时代》，2021年第11期40胡博恺，赵石楠，苏忠波，《光伏储能电站微型消防站建设研究》，《电气传动自动化》，2021年第4期45电化学储能保险发展报告3.安全认证针对储能系统安全有一系列安全标准，其中比较著名的标准为UL9540A，UL9540是全球第一本储能系统安全标准，也是号称国际最严苛的储能安全标准，在美国和加拿大已被上升为国家标准，在国内类似的安全标准还有GB/T36276-2018《电力储能用锂离子电池》。电化学储能系统的安全性如果能够通过这些标准的认证，取得检验证书，就无疑获得了一张“安全通行证”，有助于得到业主、投资方、消防单位及其他审批单位的认可，能顺利进入市场，同样其保险业务在费率上也能够得到体现。4.安全防控通过一系列安全防控技术也能直接影响电池的安全性能，进而对电化学储能系统发生事故的概率产生影响，比如对电池内部隔膜进行改进，采用阻燃性隔膜；或者将阻燃剂添加到电解液中，提升电解液的阻燃效果，并降低电池自热率和放热值；或者对整个储能电站建立有完善的消防系统，以及建立有事故发生前的监测、预警系统等；如果有以上一些安全防控措施的采用，理论上应对电化学储能保险业务的费率产生影响。5.储能电站规模根据我国的《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014）中的规定，大型电化学储能电站容量不小于3MW，中型电化学储能电站容量不小于500kW且小于3MW，小型电化学储能电站的容量则小于500kW。储能电站的规模越大，显然对应的保额和风险也越大，在电化学储能保险业务的费率上也应该有所区分。6.电池使用年限磷酸铁锂电池的使用年限一般为10年左右，电池使用的年限越长，越接近电池的退役，则电池的老化程度越严重，内部发生短路的风险也越高，特别是梯次利用电池，应该充分考虑该电池在转为储能电池之前的使用年限，并对转为储能电池后的使用年限设置严格的规定，比如在电动公交车上使用5-6年的电池，经过检测挑选后，转为储能电池，则规定最多再使用3年。除以上电化学储能电站业务特有的风险因子之外，基于业务承保方案的常规风险因子还有：针对财产险的保险金额、针对责任险的累积责任限额、每次事故责任限额，以及免赔率，预期/历史赔付率等。46电化学储能保险发展报告中国市场电化学储能保险发展前景与建议一、电化学储能保险发展前景1.电化学储能市场规模展望（1）政策规划2021年7月发布的《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》，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。《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》发布以来，多省区及电网企业发布电化学储能发展目标，具体目标详见下表：表6电网企业电化学储能发展目标2025年2030年国家电网电化学储能发展目标41力争电化学储能装机达3000万千瓦力争电化学储能装机达1亿千瓦南方电网“十四五”储能发展目标42南方五省区（贵州、云南、海南、广东、广西）新增抽水蓄能装机600万千瓦，推动新能源配套储能装机2000万千瓦表7各省区“十四五”电化学储能装机目标（不完全统计）省份文件“十四五”发展目标山东《山东省能源发展“十四五”规划》到2025年，建设450万千瓦左右的储能设施。青海《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》"十四五"末，青海新型储能装机规模达到600万千瓦左右。浙江《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》“十四五”力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。内蒙古《关于加快推动新型储能发展的实施意见》到2025年建成并网新型储能规模达到500万千瓦以上，独立共享储能电站不低于5万千瓦，时长不低于4小时。甘肃《甘肃省“十四五”能源发展规划》预计到2025年，全省储能装机规模达到600万千瓦。41辛保安：《坚决扛牢电网责任积极推进碳达峰碳中和》，《人民日报》，2022年2月23日42《南方电网“十四五”电网发展规划》出炉，http://www.chinapower.com.cn/xw/gnxw/20211115/116278.html。05247电化学储能保险发展报告河南《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》“十四五”力争新型储能装机规模达到220万千瓦。宁夏《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》《宁夏回族自治区应对气候变化“十四五”规划》力争到2025年全区储能设施容量不低于新能源装机规模的10%、连续储能时长2小时以上；“十四五”期间建设1400万千瓦光伏和450万千瓦风电项目。（综合计算储能设施容量不低于185万千瓦。）广东《广东省能源发展“十四五”规划》43加快推动储能设施建设。规划建设发电侧、变电侧、用户侧及独立调频储能项目达到200万千瓦以上。天津《天津市可再生能源发展“十四五”规划》推动储能技术应用，推广“可再生能源+储能”模式，新增集中式风电、光伏发电项目原则上应配套建设一定比例储能设施，力争储能装机规模达到50万千瓦。湖南《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》明确以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。资料来源：中国再保险研究院整理。表7中列明的各省区到“十四五”末电化学储能装机目标之和为2955万千瓦（为避免重复计算已剔除南方五省区中的广东省），叠加南方电网规划的南方五省区（贵州、云南、海南、广东、广西）储能装机2000万千瓦目标，达4955万千瓦，大大超越国家总体规划的3000万千瓦目标。（2）产业预测中国首家专注于储能领域的非营利性行业社团组织中关村储能产业技术联盟（(ChinaEnergyStorageAlliance简称CNESA)）在《储能产业研究白皮书2021》中亦对2021-2025年中国电化学储能市场的规模和发展趋势进行了预测。保守场景下，CNESA预计电化学储能2025年累计装机规模达3551.9万千瓦，电化学储能累计规模2021-2025年复合增长率（CAGR））为57.4%。理想场景下，CNESA预计电化学储能2025年累计装机规模达5588.3万千瓦，电化学储能累计规模2021-2025年复合增长率（CAGR））为70.5%。4443“广东已建储能项目361.3MW/333MWh、十四五规划建设2GW以上”，https://chuneng.bjx.com.cn/news/20210621/1159170.shtml44《储能产业研究白皮书2021》发布，中国电化学储能新增规模突破GW大关》，https://hxny.com/nd-55813-0-51.html48电化学储能保险发展报告上述两个预测场景分别与政策规划中的国家总体规划目标值及各省区规划加总目标值基本一致，具备较高参考价值。展望“十四五”，在“双碳”目标背景下，“可再生能源+电化学储能”的模式将在政策驱动下全面铺开，新型电力系统建设也为储能规模化发展提供驱动力；与此同时，电化学储能成本的大幅下降将使大规模铺设储能系统的经济性大幅提升，政策驱动+经济性提升将促进“十四五”期间电化学储能的爆发式成长。2.电化学储能保险市场展望由于安全性仍然是电化学储能发展的主要痛点，因此，电化学储能的爆发式成长将毫无疑问驱动风险管理需求的高速增长，而电化学储能保险市场的诞生与成长也将为储能行业的发展保驾护航。根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，到2025年电化学储能系统成本降低30%以上，即下降到1100元/KWh-1500元/KWh。按照1100元/KWh的保守估计，以及2小时标准的配置时长，在电化学储能发展保守及理想两个预测场景下，到2025年中国电化学储能的投资规模有望达到780-1200亿元人民币，远远超出2020年30-40亿元人民币的市场规模。据此规模，拟定保额按照投资规模的80%测算，平均费率按0.1%计算，估算仅电化学储能系统财产险产品的保费将达6250-9800万元人民币。在此基础上，随着保险行业提升对电化学储能系统的风险认知与管理水平，在国内市场积极开展电化学储能系统工程险、产品质量及效能保证保险、第三者责任险等一系列保险产品及服务创新，预计电化学储能保险市场将得到极大发展，保费规模达到10亿量级的未来可期。二、电化学储能保险发展建议1.开发电化学储能系统专属保险开发电化学储能系统专属保险产品具有十分重要的意义，在报告前文已经提及，建设新型电力系统已经是国家非常确定的方向和目标，而储能，特别是以电化学储能为代表的新型储能，将会在新型电力系统中发挥重要作用，因此面对这样一个规模有望达到千亿、乃至万亿级别的巨大市场，开发专属的保险产品是非常值得和必要的。虽然从当前来看，电化学储能保险业务的风险较高，但高风险的情况不仅仅适用于电化学储能，从目前来看，甚至广泛适用于整个新能源领域，比如海上风电、光伏面板等均49电化学储能保险发展报告出现过金额较大（上千万）的损失案件。但相信随着新能源技术的进步，国家监管的政策出台，以及行业性标准完善，新能源领域的风险会逐步得到改善，等到那时才结束观望、积极介入，整个新能源领域的保险市场又成了一片红海市场，就为时已晚了。而此时正是新能源包括电化学储能方兴未艾之时，各财险公司提早布局、开发专属产品，正当其时。此外，电化学储能专属保险产品服务于绿色产业，属于典型的绿色保险产品，在国家越来越强调发展绿色保险的大背景下，对相关领域直接开发专属产品，既有利于发挥绿色保险示范及引导作用，也有利于开展后续统计分析及监管数据报送工作。2.搭建电化学储能保险产品体系电化学储能系统风险因素复杂多样，相应的保险需求与产品应用场景亦非常丰富，需要通过开发一系列的保险产品来满足不同时期和阶段的保险需求。比如储能电池产品生产出来后，对其产品质量提供保障，可开发产品质量责任险，或者产品质量保证保险；电化学储能电站在建设安装过程中，可投保储能的建筑工程和安装工程保险；在电化学储能电站建设完成后，进入运营期，储能的财产一切险、机器损坏险、第三者责任险等，可分别保障储能电站因自然灾害或意外事故造成的物质损失和机器损坏，以及对第三者人身、财产造成的损害，三个险种整体就对储能电站运营期的安全形成比较全面的保障。此外，本报告介绍的国际市场电化学储能保险的典型案例中，一些国外再保险公司还为客户提供了储能电池的效能保险，这种保障往往长达10年甚至15年，当电池的效能下降到特定数值，保险将会补偿维修和更换的费用。随着储能技术的快速发展，还可能不断有新的保险需求产生，这时就又需要开发新的储能保险产品，总体来说，保险行业亟需开发建设完备的储能保险产品体系为储能系统的发展保驾护航。3.提高保费充足度促进业务可持续发展以企财险为例开展讨论，据中再产险发布的《国内产险市场现状评估与发展趋势展望》（2021年9月），目前整个市场企财险的平均费率约为0.04%，如果以这样的费率来承保电化学储能的业务，保费充足度远远不够，无法充分反映电化学储能业务的风险水平。据调研，一些国际再保公司在韩国地区对电化学储能企财险承保的平均费率约为0.8%-0.9%，为当地企财险平均费率的2-3倍，如果按照这个标准，那么我国电化学储能企财险业务的50电化学储能保险发展报告平均费率区间应为0.08%-0.12%之间。考虑到我国企财险市场竞争激烈，费率连年走低，若再对目前的平均费率进行适当的价值回归，同时考虑电化学储能业务的复杂性，费率应该在一个相对宽幅的区间内波动，我们认为电化学储能企财险业务费率合理的区间应在0.2%-0.6%之间。我们建议为电化学储能保险开发专属产品，同时提高费率，增加保费的充足度，一方面是因为电化学储能业务的风险较一般财产险业务的风险确实更高，从风险对价来说，理应将费率提高，另一方面更是为了财险公司能够更好地为储能客户提供配套增值服务，对于财险公司而言，无论是增加人员从事研究、购买外部的数据资源、加入相关的行业协会、以及聘请第三方开展风险服务等都需要相关费用的投入，只有在成本能够覆盖的情况下，相关的工作才会被考虑和开展。因此，为了电化学储能保险能够高质量、可持续地发展，充分发挥为储能安全保驾护航的作用，对储能保险产品合理定价，真实反映风险水平，减少费率的无序竞争，须引起保险行业和各保险主体的充分重视。4.联合第三方提供服务支持产业发展传统保险产品的经营模式主要就是客户和保险公司两方，保险公司与客户面对面沟通的机会屈指可数，一般就是承保、理赔和续保之时。电化学储能作为新兴行业，是知识密集、技术密集型行业，保险公司要提升保险价值、从风险等量管理升级为风险减量管理，就要更多在提高风险服务水平上下功夫，保险公司通过积累数据，培养自己的专家队伍是途径之一，但这条途径需要时间沉淀，厚积薄发。另外一条途径，就是与行业内的第三方进行合作，通过加强合作，不断学习和深入行业，增进对电化学储能行业的了解。以典型的第三方技术企业南网集团旗下的南方电网电力科技股份有限公司（简称南网科技）为例。其在电力能源领域技术处于领先地位，参与制定了《电力储能用超级电容器》等行业标准，能够提供全部储能系统技术的相关服务，即根据电源、电网和用户侧客户对储能系统的应用需求，针对性提供电化学储能系统整套解决方案。如下表，包括系统方案设计、建模仿真、设备系统集成、工程实施、参数整定、控制优化、系统调试及并网测试、性能评估等全流程技术服务，重点设计“智能热管理+集中式多传感”的电池系统集成方案，优化电池本体热控制，强化电池火灾自动预警，提升电力储能系统的安全性。因此，南网51电化学储能保险发展报告科技能够为保险公司提供从保前风险评估，保中风险防控，到保后查勘定损的全流程服务。表8南网科技储能服务内容环节具体内容系统方案设计确定储能系统的配置容量、性能参数、功能设计、系统结构、控制策略设计等建模仿真根据确定的储能参数及应用场景，开展储能系统发热量计算和热场仿真，开展电池系统和电能变换系统的电气仿真及涉网仿真设备系统集成开展电池系统集成以及其他系统集成，其中电池系统集成的主要工作包括电池簇结构设计，电池与电池管理系统组配设计，电池系统热仿真和热管理策略设计、火灾特征自动预警及自动灭火方案设计；开展产品电池柜/电池集装箱设计；明确零部件及设备的规格及性能要求。其他系统集成包括根据客户需求和储能系统应用特点，开发和配置储能控制器和能量管理系统以及其他外购零部件及设备的组合、组装和功能优化工程实施提供自研设备和软件的安装、部署和调试，工程管理等服务参数整定开展储能系统接入电网的影响分析；开展储能系统涉网计算；开展储能系统继电保护整定计算控制优化提供发电机组配合储能系统的控制系统逻辑优化、控制通信网络优化、数据点表优化、子系统间交互优化和整体控制策划优化系统调试及并网测试开展各子系统间联合调试和功能验证、并网性能和涉网性能试验和评价性能评估从储能系统投运前和运行过程中对电池状态、电气设备状态等性能评估5.编写电化学储能风险防控指南随着电化学储能系统专属保险产品的开发，以及实际保险业务的开展，亟需各财险公司的核保人在风险评估的过程中，对电化学储能电站建设期、运营期的风险有充分的认识，并建立科学合理的风险评估模式，因此能够编制出指导实际工作电化学储能电站工程期、运营期风险防控指南就显得尤为重要。该评估指南应涵盖的内容大致有：详细分析储能电站在工程期、运营期间可能发生事故风险，如火灾爆炸、人身伤害、财产损失等，以及产生这些风险的原因，比如自然灾害发生，电池制造缺陷、电池系统电气保护缺陷、运行环境不良、安装质量问题、集成控制系统缺陷、人工操作失误等，同时对环境评估、风险评估、风险应对、监督检查、直至形成风险评估报告整个风险管理流程的工作内容进行梳理，最后提出风险预防措施、风险控制措施和风控最佳实践等内容。52电化学储能保险发展报告在调研中，风险评估和风险培训需求被储能投资方和运营方反复提及，财险公司通过与技术第三方合作可以满足此类需求，但往往需要支付较高的成本，若通过电化学储能电站风险防控指南的编写，帮助核保人，特别是各分公司的核保人，比较全面了解风险评估所需要搜集的因素，建立起风险评估的流程，以及搭建起风险评估报告的模板，各财险公司依靠自身力量就可以为储能的建设方、运营方完成一次比较有价值的风险评估。按此模式持续运转，当保险公司积累了一定的承保和理赔数据后，保险公司通过对这些数据的分析，就能够对电化学储能电站风险管理，进行很好的指导，成为电化学储能风险管理领域的专家。6.扩大电化学储能保险业务规模开发电化学储能专属保险产品，增强对电化学储能的风险研究，最终目的还是为了支持开展电化学储能的保险业务，只有业务达到一定的保费规模，业务的总盘面也才有更好地抵御风险的能力，才不至于发生个别事故支付赔款后，整个赔付率就惨不忍睹。同时，也只有业务达到一定的规模，所产生的资金费用，反过来才能更好地支持风险研究、风险服务工作，形成一个良性的循环。保险公司开拓电化学储能保险业务的途径有很多，除了传统的渠道之外，保险公司还可以加入储能行业的协会，通过参与协会活动，与储能客户增加接触，拓展保险业务。此外，还可以发展储能企业为保险兼业代理机构，进一步加强业务推广的力度，这种做法的好处就是代理机构作为储能行业企业，与其他储能企业，以及储能行业上下游企业会有许多业务场景接触，将会有更多的拓展机会，而且拓展的可靠性会更高。努力扩大电化学储能保险业务的规模，也不是盲目地扩大，核保人仍然需要发挥控制业务风险的重要作用，制定清晰、准确的承保指引至关重要。比如鼓励五大六小发电集团，两大电网公司等注重风险管理的国企的储能业务，不鼓励梯次利用超过一定年限电池的储能业务，不鼓励使用三元锂电池类型的储能业务等。7.充分发挥再保险对业务发展的支撑作用从国际市场经验来看，在电化学储能保险发展的过程中，再保险公司充分发挥数据、技术优势，积极参与电化学储能保险产品开发，为直接保险公司开展相关业务提供了重要53电化学储能保险发展报告的再保险支持。我国市场发展电化学储能保险业务，同样应积极发挥再保险公司的独特优势；特别是电化学储能系统广泛应用于电源侧、电网侧、用户侧，是关乎电力系统稳定、经济绿色转型的重大国计民生工程，也涉及较多敏感数据，从数据安全与保障稳定性的角度，国有再保险公司在提供相关再保支持方面应发挥更为重要的作用。从目前唯一落地的电化学储能系统专属保险产品来看，中再集团旗下中再产险与鼎和保险深度合作，参与产品研发、条款设计工作，并为相关产品提供有力再保保障，开创了电化学储能保险领域再保、直保合作的良好模式，对未来电化学储能保险业务发展有一定参考价值。