编者按：储能系统可以广泛应用于电力系统发输配用各个环节，大致可分为发电侧、电网侧和用户侧三个大的领域。基于合理的政策预期，未来几年可能具备商业盈利能力的发展方向已逐步显现出来。

储能产业：储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源(以下简称能源互联网)的重要组成部分和关键支撑技术。

储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；

储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；

储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。

在可再生能源产业、电动汽车和能源互联网快速发展的推动下，储能产业即将呈爆发性增长态势。截至目前在各类储能相关的数据统计中，抽水蓄能仍然占据绝对主体地位，占比超过95%。作为成熟技术，抽水蓄能不在本文讨论的范围内。

发电侧领域

一种模式是储能参与调频辅助服务。该模式可以提高调频KP值，以增加火电厂营收的方式回收储能投入。

另一种模式是风电/光伏电站配置储能系统。该模式核心作用是提高风电光伏并网质量，包括削峰填谷、计划跟踪出力、平抑波动和调峰调频，主要收益体现在降低弃风弃光限电比例、获得电网多购电承诺或者降低被电网考核的风险。

电网侧领域

电储能应用于电网调频/调峰是全球电力行业发展的重要趋势。

一种模式是储能与火电机组捆绑，提供调频辅助服务。该模式可确保发电系统调节性能快速精确，可提高传统火电机组调频效果20倍以上，并可以大幅提高电力系统整体调频能力和效率。

另一种模式是新建大规模储能调峰/调频电站(不包含传统的抽水蓄能)。这两种模式都依赖于储能参与调频/调峰的市场机制和价格。

用户侧领域

一种模式是分布式光伏系统配置储能装置或者其他包含储能装置的分布式电站。该系统可以实施削峰填谷、提高分布式电站自发自用水平进而节省电费，商业运营前提是存在合理的峰谷差电价或者适当的储能补贴。

另一种模式是储能参与多能互补、能源互联网、新能源微网或电能替代项目，这类项目需充分评估项目技术经济性，综合测算投资收益。

动力电池参与储能应用

动力电池参与储能应用是另外一个潜在的特殊领域。主要有三种模式。

一是电动汽车与电网互联，通过智能充电系统和商业激励机制优化充电行为，实现削峰填谷以支撑可再生能源大规模接入，同时减轻电动汽车集中充电对电网造成的冲击。目前一些大型汽车厂商和动力电池厂商已开始商业化应用试点。

二是实现动力电池的梯次利用，电动汽车企业、动力电池企业、废旧电池回收企业和储能系统集成商等相关方可以通过各种合作方式，搭建MW级储能电站、备用电源、虚拟电站等为电网提供辅助服务。

三是电动汽车充电站实施储能应用。未来综合性充电站往往具备充换储放一体化功能，自身就带有储能系统，通过智能管理和调度系统可广泛参与到发电侧、电网侧和用户侧各领域的储能需求之中。

目前，受制于技术、成本和补偿机制的不足，三大应用领域均只处于大规模商业应用的前期，以发电侧的应用居多，不过用户侧的增速最大。根据CNESA(中国能源研究会储能专委会)统计，2017年中国新增投运的电化学储能项目，用户侧的新增装机规模最大，占比59%；其次是发电侧，主要集中于集中式可再生能源并网领域，占比接近25%；其余为电网侧，主要集中于辅助服务领域，占比16%。从各类应用领域中的技术分布上看，集中式可再生能源并网领域中，锂离子电池占比最大，为83%。辅助服务领域中，全部应用的是锂离子电池。用户侧领域中，铅蓄电池占比最大，为77%。从总体新增规模上看，锂离子电池所占比重略高于铅蓄电池。

中国储能市场预测

近几年电化学储能的成本下降较快，部分地区储能参与调峰已经开始接近于市场化水平。目前电化学储能主要受政策推动，运用于集中式可再生能源并网、辅助服务和用户侧等三个领域，一旦合理补贴政策落地，将激发电化学储能的快速发展。随着风电、光伏发电的大规模接入电网，我国对储能的需求将大幅增加，风电和光伏发电+储能系统的度电成本将随着政策和技术的推动而逐步与煤电成本展开竞争。中国未来几年的储能市场将会有长足的发展。

据CNESA统计，截至2018年第三季度，国内新投运电化学储能装机259.9兆瓦，全球新投运电化学储能装机1111兆瓦，我国新投运电化学储能装机占全球比重23.34%。预计2018年全年我国新投运的电化学储能装机或将达到559.9兆瓦，相比2017年全年新投运的121兆瓦，装机规模呈现快速增长之势。CNESA预计到2020年底累计装机可达178万千瓦。

中国储能最新发展现状

储能行业2018年在一系列新颁布的储能政策支持下，发展迅猛，中国成为全球储能的热门市场。多省百兆瓦储能项目成功规划落地、实施，储能调频项目如雨后春笋集中亮相，光储充、微电网等用户侧园区项目遍地开花，电化学储能装机规模翻倍式增长。

《北极星储能网》最近回顾了2018年中国储能市场的最新发展，总结了政策层面和产业层面的10大事件：

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1《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》发布

南方区域电化学储能并网细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站。储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。

2国家发改委发文鼓励完善峰谷电价形成机制，促进储能发展

国家发展改革委发布关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见。意见中要求完善峰谷电价形成机制。通过鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同。利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展。利用现代信息、车联网等技术，鼓励电动汽车提供储能服务，并通过峰谷价差削峰填谷获得收益。

3多省市发布电力辅助服务细则，储能调峰调频作用凸显

《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》提出电储能装置可参与调峰获得补偿，《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》，指出第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等；容量为2MW/0.5小时及以上的电化学储能电站是广东调频市场补偿费用缴纳者之一。《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》，意见稿中明确指出电力调峰辅助服务市场包含电储能调峰交易，电源侧发电企业计量出口外的电储能设施、用户侧的电储能设施、以及充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上的独立电储能设施均可作为独立市场主体参与安徽电力调峰辅助服务市场。陕西、内蒙古、河南、四川等地陆续均有发布政策鼓励储能参与电力辅助服务。

4动力电池回收走入正轨，梯次利用储能市场孕育

国家工业和信息化部、科技部、环境保护部、交通运输部、商务部、质检总局、能源局联合发布了新能源汽车动力蓄电池回收利用试点实施方案，要求构建回收利用体系，探索多样化商业模式，鼓励产业链上下游企业进行有效的信息沟通和密切合作，以满足市场需求和资源利用价值最大化为目标，建立稳定的商业运营模式，推动形成动力蓄电池梯次利用规模化市场。随后国家工信部公开了第一批回收利用企业名单。

5720MWh，全国首个国家网域大规模储能项目获批

国家能源局复函同意甘肃省开展国家网域大规模电池储能电站试验示范工作。项目将按照“分期建设、分布接入、统一调度”的原则实施，选址在酒泉、嘉峪关、武威、张掖等地建设。一期建设规模720兆瓦时，电站储能时间4小时，计划2019年建成。

6江苏、河南电网侧项目顺利并网

6月16日，由国家电网公司部署、国网河南省电力公司组织、平高集团有限公司投资建设、洛阳供电公司承建的河南电网100兆瓦电池储能首批示范工程——洛阳黄龙站首套集装箱电池储能单元一次并网成功。6月21日，江苏省首个电网侧储能项目——建山储能电站在镇江丹阳成功并网，迎峰度夏前100MW储能项目全部成功投运。11月20日，深圳供电局110千伏潭头变电站储能装置一次并网成功，成为南方电网首个并网送电的电网侧储能电站。

7国内最大发电侧储能项目并网

2018年12月25日上午11时16分，国内最大的发电侧电化学储能项目，海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目顺利并网发电。

8商业用户侧储能项目扎堆江苏

2018年1月南都电源接到国网江苏省电力公司无锡供电公司下发的无锡新加坡工业园智能配网储能电站《并网验收意见书》，标志着该项目得到国家电网正式批准，即日起全容量并网运行。该项目安装了江苏省第一只储能用峰谷分时电价计量电表，并成为首个接入国网江苏省电力公司客户侧储能互动调度平台的大规模储能电站。该电站是首个依照江苏省电力公司《客户侧储能系统并网管理规定》并网验收的项目。随后5月，国网江苏能源、南都电源与镇江新区材料产业园6家重点企业，集中签订了分布式储能项目合同，标志着由国网江苏电力主导实施的全国最大规模用户侧分布式储能项目正式在镇江落地。

9江苏同里综合能源服务中心建成投运

10月18日，由国家电网有限公司打造的同里综合能源服务中心建成投运，15项世界首台首套能源创新示范项目悉数亮相。在国家能源发展大会上吸引了来自海内外能源专家的目光与认可。

10一系列国家标准制定完成将开始实施

《电力储能用锂离子电池》2019年1月实施，《电力储能用铅炭电池》2019年1月实施，《电化学储能系统接入电网技术规定》2019年2月实施，《电动汽车充换电设施接入配电网技术规范》2019年1月实施，《电力系统电化学储能系统通用技术条件》2019年2月1日起实施，《电化学储能电站运行指标及评价》2019年2月起实施。

储能发展面临的挑战

储能技术仍在发展中，新型储能产业主要技术瓶颈有：压缩空气储能中高负荷压缩机技术，我国尚未完全掌握，系统研发尚处在示范阶段；飞轮储能的高速电机、高速轴承和高强度复合材料等关键技术尚未突破；化学电池储能中关键材料制备与批量化/规模技术，特别是电解液、离子交换膜、电极、模块封装和密封等与国际先进水平仍有明显差距；超级电容器中高性能材料和大功率模块化技术，以及超导储能中高温超导材料等尚未突破。另外，一些新型储能技术的研究和知识产权布局没有得到足够的重视和支持。从技术角度来看，关键材料、制造工艺和能量转化效率是各种储能技术面临的共同挑战，在规模化应用中还要进一步解决稳定、可靠、耐久性问题，一些重大技术瓶颈还需要持之以恒的解决。另外，国内精密材料、高端前沿材料的加工工艺跟美国、日本差距很大，商用产品的开发技术也是短板。

标准是技术实现产业化的基础，也是支持行业健康发展的重要因素。国内外新型储能方面的标准尚处于探索阶段，标准数量很少，标准体系的建立刚刚起步。各个国家都在积极制定储能标准，我国也应加快储能标准的制定工作，紧跟国际标准的步伐，在国际标准中争取更多话语权，争取将我国的技术、示范项目技术成果纳入国际标准中，避免出现标准滞后于市场的现象。另外，由于相关技术标准的缺失，新型储能装置在生产和应用各个环节，如储能装置的设计、招投标、制造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等方面存在诸多不便。我国在新型储能领域已经开展了大量科研与实践活动，具有了一定的技术积累与应用经验，初步具备了建立储能技术标准体系的基本条件。制定新型储能技术产业链各个环节的技术标准，推动新型储能技术标准化建设工作，是实现储能产业规模化、工程化应用的先决条件。

国家发展改革委于2017年发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)中提出要完善储能产品标准和检测认证体系。建立与国际接轨、涵盖储能规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行与维护等各应用环节的标准体系，并随着技术发展和市场需求不断完善；完善储能产品性能、安全性等检测认证标准，建立国家级储能检测认证机构，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管。建立和完善不合格产品召回制度。

保险业如何行动

储能市场的蓬勃发展推动了新能源行业带来的新的发展，同时给保险行业带来了新的发展机遇。储能行业作为新型的行业给保险行业带来了新的“风险池”，比如传统风险之外的新风险如储能系统的质量及效能保证保险以及相关责任保险等，储能行业巨大的规模带给我们保险行业一片“蓝海”。但我们必须清醒地认识到在这片“蓝海”中隐藏的风险和挑战，新材料、新技术、新工艺不断涌现，新技术推动了储能效能的不断提高但同时新技术带来了相应的技术风险，持续演进的技术挑战着核保人利用历史数据进行风险评估的传统核保模式。

面对储能复杂的技术路线和不断演进的技术，(再)保险行业应积极跟进储能行业技术的发展，积极与检测认证机构合作开展储能技术/生产/产品质量的认证程序制订和认证的实施过程，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。

针对储能系统的效能，(再)保险行业应积极和储能相关科研机构合作探索设计针对不同路线、不同系统和不同材料/设备的加严测试标准，并与相关实验室合作进行相关加严测试了解储能系统的长期效能。目前的挑战是储能行业还没有行业公认的加严测试标准，这需要(再)保险行业主动进行这方面的技术投入。通过加严测试了解系统的长期可靠性失效模型和失效损失程度对保险产品开发和保险条件设定至关重要。

针对储能系统的质量可靠性和一致性，(再)保险行业需要主动加强和相关行业产品质量审核机构合作，进行综合工厂审核确保制造商能持续生产出高质量的设备和系统。

原标题：中国保险市场的下一个蓝海--储能