内容摘要

为深入开展保险支持国家科技发展的相关课题研究，加深科技界、金融界和产业界对科技与资本融合发展的正确认识，找准保险支持科技的难点和痛点，树立一批保险支持科技的典型案例和示范项目，推动保险支持科技理论研究和体制机制建设，北京保研公益基金会已组织“保险支持国家科技发展”系列调研，并进行政策建议。

“保险资金投资储能行业调研分析”是该系列调研的第六个课题。储能是能源革命的关键支撑技术，是解决可再生能源大规模接入、提高电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的迫切需要。2021年，国家双碳战略的实施，大幅促进了储能技术和产业的发展。双碳战略的本质是能源革命。2019年我国一次能源结构中，非化石能源占比仅为15%，按照规划到2030年将达到至少25%，2060年将接近100%。根据国家有关部委的测算，2030年中国实现碳达峰每年需要3.1万亿元-3.6万亿元资金投资，2060年实现碳中和，需要在新能源发电、先进储能和绿色零碳建筑等领域新增投资近140万亿元。

中国储能实现了从商业化发展初期到规模化发展的转变，总体上中国储能的发展超出了业界预期。一是支持储能的政策不断出台，二是储能系统的装机大幅增加，三是多种储能技术取得重要进展。随着保险资管行业对绿色投资关注度的日益提升，绿色投资已成为保险资金运用的重要领域之一。绿色低碳金融有望成为保险资管行业重要的业务创新点，保险资管公司应积极拥抱绿色投资，探索储能领域投资机遇，为实现“双碳”目标提供金融支持。

一、储能行业概述

1.1 碳中和下储能技术的新机遇

“十四五”为“双碳”目标实现的战略关键期，能源结构调整是我国实现碳中和的关键实施路径。新能源、新型储能、氢能等清洁能源领域重磅政策密集发布，清洁能源产业迎来高质量发展机遇。双碳“1+N”政策体系落地，明确优先发展风电、光伏行业，加快新型储能技术规模化应用、加快建设新型电力系统，构建清洁低碳安全高效的能源体系。

另一方面，可再生能源波动性强、可控性差，导致严重的弃风弃光，造成电力实时平衡难度增大，对电网的安全稳定运行产生冲击。特别是2021年初由于极寒和雨雪的影响，占美国得克萨斯州电力供应22%的风电装机由于结冰而无法发电，显著加剧了大停电，造成了社会的不稳定。

2020年9月，欧盟委员会发布的《2030年气候目标计划》指出，到 2030年可再生能源发电占比从目前的32%提高至65%以上，可再生能源发电占比的提升将推动储能需求的增长。

面对新能源快速发展的机遇和挑战，加快建设新一代电力系统，广泛配置应用新型储能技术，是解决可再生能源大规模接入、提高常规电力系统和区域能源系统安全性的迫切需要，是推动实现能源绿色安全高效可持续发展的重要举措，也是中国抢占全球能源技术制高点的新机遇。

截至2021年底，我国储能装机为31.2GW，约占全国电力总装机的1.6%，低于世界2.7%的平均水平。据国际能源署预测，到2050年，我国储能装机将达到200GW以上，占电力总装机的比例将提高至10%~15%，是一个万亿级的新兴产业。

在用电侧，储能主要应用于工商业或家庭储能领域，用以提升供电的可靠性以及管理峰谷价差和容量电费等。随着储能技术的逐渐成熟，其系统产品的安全性、稳定性逐步提升，工业类、军工类及家庭类的用电侧储能市场需求快速增长。

从国内市场来看，2021年7月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年将实现锂离子电池等新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，装机规模达 3,000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能的全面市场化发展，新型储能成为国家“碳达峰、碳中和”的双碳战略的关键。近年来国家对储能领域政策的推出，在优化峰谷电价机制等多个方面对现行分时电价机制作了进一步完善，并鼓励发电企业自建储能系统产品增加并网规模，引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模。

上述政策的实施为储能行业的快速发展提供了良好的发展环境。根据GGII预测，中国储能锂电池出货量在2025年将达到58GWh，市场规模超过550亿元，进入规模化快速发展时期。

1.2 新型储能产业发展进入“快车道”

首先是政策驱动。新型储能作为新型电力系统下安全可持续能源供应的重要支撑，已迎来明确的政策拐点。当下时点，我国在发电、电网、用电侧的储能产品可能均不具备经济性，因此，现阶段政策会是我国储能行业发展的核心驱动力。2021年以来，新型储能行业相关政策频发，将从多个方面推动新型储能领域快速增长。一是国家强制要求新能源装机配储和储能时长，有望推动大规模长时储能技术快速增长应用；二是峰谷电价差进一步拉大，将提升用户侧储能的经济性；三是发电侧配置储能的相关激励政策有望推动储能装机量加速增长等。

其次，新能源发电大规模并网推动储能成为刚需。随着新能源装机增长和发电比例提升，传统电力系统难以满足新能源电网调度要求和有效解决弃风弃光问题，因此大规模储能将成为新能源发电侧、电网侧的刚需。

第三，降本是实现新型储能技术规模化商业应用的重要因素。现阶段，我国储能产品在性能达标前提下，成本仍是首要考虑因素。在集中式储能领域，硫酸铁钠电池、全钒液流电池等技术的产品性能已达标但不具备经济性，降本是实现规模化商业应用的重要因素。在分布式储能领域，电价套利和降低需量电价等用户侧能源管理是需求增长的重要驱动因素。

1.3 电化学储能发展潜力大

储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池（正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。充电时，Li+从正极脱嵌经过电解质嵌入负极；放电时则相反，Li+从负极脱嵌，经过电解质嵌入正极。）、铅蓄电池（正极二氧化铅浸到电解液中，两级间会产生2V的电势。）和钠硫电池（正极由液态的硫组成，负极由液态的钠组成，电池运行温度需保持在300摄氏度以上，以使电极处于熔融状态。）等；机械储能主要包括抽水蓄能（在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来的形式。）、压缩空气储能（利用过剩电力将空气压缩并储存，当需要时再将压缩空气与天然气混合，燃烧膨胀以推动燃气轮机发电。）和飞轮储能（利用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，将电能以动能形式储存起来。）等。

抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，早在20世纪90年代就实现了商业化应用，主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的85%以上；但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。

目前，我国储能技术仍以抽水储能为主，而电化学储能商业价值愈加凸显。国内电化学储能市场呈爆发式增长，2020年中国电化学储能市场累积装机规模同比增长91.2%，新增装机规模首次突破1GW，其中新能源发电侧占主导。电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池技术不断进步，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2021年，全球电力系统已投运储能项目的累计装机规模达到209.4GW。抽水蓄能依然是当前累计装机规模最大的一类储能技术，达到180.5GW，同比增长4.6%，所占比重为86.2%，同比下降4.1个百分点；电化学储能紧随其后，累计装机规模24.3GW，同比增长70.7%，所占比重为11.6%，同比上升约4.2个百分点。

近年来，锂电池储能技术不断进步，成本持续下降，技术经济性显著提升，为锂电储能的大规模市场化应用奠定了坚实基础。2018年，全球电化学储能市场迎来跨越式增长，锂电储能产业迈入快速商业化发展阶段。

储能锂电池赛道投资火热。根据清科研究中心PEDATA MAX数据，2016-2022Q1，我国清洁能源领域投资案例数主要集中在新能源发电、储能领域，投资案例数占比为别为38%、34%；储能领域投资中，储能锂电池投资活跃度最高，投资案例数占储能领域总投资案例数的75.9%。主要原因是，在电化学储能技术中，锂离子电池的产业链和技术最为成熟，已经进入商业化、规模化应用阶段。另外，钠离子电池、飞轮储能、用户侧移动储能、液流电池等新型电池技术投资活跃度也较高。

1.4 电化学储能市场应用分布

储能技术按应用场景可分为发电、电网、用电侧储能。发电侧储能由于规模大、功率大、时长长、成本低廉等特点和要求，目前以抽水蓄能为主，而电化学储能、飞轮储能具有较大的前景；电网侧储能由于响应时间快、充放电次数频繁等特点和要求，飞轮、液流电池、硫酸铁钠电池和电容器等储能技术具有较好的应用前景；用户侧储能由于可靠性要求高、充电快、能量密度高、便捷携带等特点和要求，锂电池目前应用较广泛、钠离子电池在突破能量密度短板和降本后有望实现规模化应用。

（一）电力系统应用

储能技术应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。

从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中：发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等。输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等。用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

国外机构通常根据储能系统接入电网的位置将储能应用场景划分为三个类别：家用储能、工商业储能和电表前端储能。其中电表前端包括发电侧和输配电侧。

CNESA根据电力储能项目的接入位置将储能应用场景划分为三个类别：电源侧、电网侧和用户侧。具体发展情况如下：

1.电源侧储能保持装机规模第一。2021年新能源配套储能（含光储、风储和风光储）场景的装机规模继续保持2020年高速增长的势头，累计投运规模首次突破GW，达到1.6GW，同比增长83%。新增投运规模超过700MW，是2020年同期的1.2倍，主要分布在内蒙古、山东、湖南和安徽，四个省份新增投运新能源配储场景规模占国内新能源配储总规模的64%

2.电网侧储能再次兴起。2021年我国电网侧储能市场再次兴起，新增投运规模达854.3MW，是2020年累计投运规模的近1.5倍，接近60%的新增装机来自于独立储能场景，该场景中绝大部分项目均为共享储能模式。此外，近两年多站融合场景的项目有不断增长的趋势，一般通过改造现有变电站或新建变电站的形式，再根据实际情况融入储能站、数据中心、通信基站、电动汽车充电站、新能源电源站等，形成多站合一，既可以提高现有变电站的利用率，也可以拓展新兴业务，实现能源流、业务流和数据流的融合，以及各利益相关方的共赢

3.锂电池开始占据用户侧装机主导地位。截至2021年用户侧累计装机规模为1.7GW，同比增长51%。2019年以前，用户侧新型储能市场累计装机占比长期占据国内市场最大比重，基本都在50%以上；近两年来，随着新能源配储和独立储能的规模化发展，用户侧储能的市场份额逐年递减。2021年，用户侧新增投运新型储能项目装机规585.4MW，同比增长78%，主要分布在工商业、产业园、电动车充电站和港口岸电等场景。

（二）其他电化学储能市场

除应用于电力系统外，储能在通信基站、车载储能、移动储能、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，不仅可以在电力中断期间为通信基站等关键设备应急供电，还可利用峰谷电价差进行套利，以降低设备用电成本。

此外，储能应用于轨道交通可实现列车再生制动能量的高效利用，应用于人工/机器智能可为机器人系统供电，应用于军事领域可保障高性能武器装备的稳定运行等。

1.5 储能产业链

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

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；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

二、储能产业发展重要意义

2.1 储能刚需

截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%。至2060年，我国电力装机规模将达90~95亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过80%。

风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。

除上述日内调节，净负荷在短时（秒至分钟）、长时（小时到日）和超长时（周、月、年）几个不同时间尺度的波动特性各异，对电网调节而言，分别对应着调频、日内调峰和季节性调峰等场景。在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。

未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。

2.2 储能是实现新型电力系统建设的关键一环

2020年以来，一是全球煤炭、天然气代表的“传统发电能源”价格骤增，二是风电、光伏等“非稳定性发电”的占比提升，全球电力供给和电力需求不平衡问题伴随而来。

这种不平衡问题体现在三个方面。一是“数量”上的不平衡，即新能源发电量和用电量曲线不能实时匹配问题。受制于资源禀赋本身，风光等自然资源在一天内是非均衡分布的，发电高峰与用电高峰不同。

二是“质量”上的不平衡，即发电的瞬时波动性、间歇性和电网调节能力不匹配问题。风电、光伏等新能源发电形式加剧了发电的日内波动性、瞬时波动性和间歇性，对电网调频能力和安全稳定性提出了更高的要求。

三是“价格”上的不平衡，即标杆电价、中长期交易电价存在一定滞后性。一方面，传统火电企业用煤成本高增，却无法做到在收入端通过电价即时传导，被动“拉闸限电”；另一方面，新能源电力价格也无法完全反映实时的电力供需结构。

储能系统为解决上述三个不均衡提供了条件。用电数量方面，储能实现了在不需要的时候将能量存储，在需要时再将能量释放的过程。储能技术正在改变电力的生产、传输和使用等各个环节必须同步完成的模式。就像大容量版的“充电宝”，在用电低谷时，可以作为负荷充电，在用电高峰时，可以作为电源释放电能。

用电质量方面，储能可以做到快速、稳定、精准的充放电调节，能够为电网提供调峰、调频、备用、需求响应等多种服务，是构建弹性电力系统建设的重要一环，实现“电网-储能”的更友好互动。

用电价格方面，随着储能项目逐步参与电力现货市场交易，未来除参与调峰调频等辅助服务进行营收外，还可以利用在负电价和高电价不同时段购电放电以获得电量价差营收。解决峰谷价差大问题，减少用户侧电费成本，促进电力现货交易市场化更进一步发展。

储能作为新型电力系统建设的重要一环，是“源网荷储”的一大重要环节。储能一边连接了能源生产，一边连接了能源消费使用，覆盖电力生产及调配的各个环节，实现了对传统电网系统服务升级和服务增值，为传统以“源网荷”为主体的产电-输电-用电系统提供重要补充。在新能源占比逐渐提高的电力系统中，起到了进一步优化系统资源配置的重要作用。

2.3 突破新能源时代发电用电的短板环节

在新型电力系统中，新型储能可以在发电侧、电网侧、用户侧各类场景深化应用。

首先，电源侧储能是“清洁电量搬运工”。新能源风电、光伏发电量攀升，在社会用电量中占比高增。2021年，全国光伏发电量为3259亿千瓦时，同比增长25.1%；全国风电发电量为6526亿千瓦时，同比增长40.5%。风电、光伏累计发电量共9785亿千瓦时，同比增长35.0%，占全社会用电量的比重达到11.7%，首次突破10%以上。

但与此同时，弃风和弃光电量的绝对量增长显著。2021年，全国弃风电量206.1亿千瓦时，弃光电量67.8亿千瓦时。弃电总量约为267.48亿千瓦时，同比高增约22.7%。西藏、青海等省份弃光率较高，光伏利用率仅为86.2%、80.2%。未来，随着电力供给结构向风光倾斜，新能源发电量大幅上涨，弃风和弃光电量将在未来一段时间保持上升趋势，新能源发电消纳上网问题仍不容小觑，需要积极运用储能系统解决弃电问题。

在电源侧，储能系统将是电源调峰、削峰填谷的重要抓手，成为“清洁电量的搬运工”。未来一段时间，我国电力供应结构仍将以燃煤发电为主，“传统+新能源”混合发电模式并行。在用电低谷时，燃煤机组可进行灵活性调节，整体发电降至最小出力限制附近。但如果此时的发电供给仍高于电力需求，则传统能源端无法进一步调节，只能从新能源端选择弃光、弃风。储能系统加入后，弹性调度、源网荷储互动成为可能。在风电、光伏的发电高峰时段内，储能系统“充电”，消纳新能源电量，有效降低弃光率；在无风、无光时，储能系统“放电”，支撑电力系统正常运行。

储能有利于平滑可再生能源输出，减少新能源风电光伏的弃风弃光，提高新能源电力并网消纳水平。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，要“大力推进电源侧储能项目建设”，布局配置储能的新能源电站，保障新能源高效消纳，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

其次，电网侧储能安全稳定有保障。在传统火电、水电系统中，发电机与电力系统强耦合，可以提供系统惯量，维持频率相对稳定。而在风电、光伏发电系统中，新能源电力通过电力电子控制器设备连接到电网，一是系统自身惯性相应能力弱，调频能力差，二是新能源发电本身就具有瞬时波动、间歇、不可预测等特征。当新能源发电大量并网，会增加电网的波动，如果电网调节能力不匹配，电网频率稳定将面临挑战，电网安全性将受到冲击。

相对于传统调频，储能系统的爬坡能力强，响应速率和调节速率快、调节精度高，可有效避免调节延迟、调节偏差、调节反向等问题，综合调频能力较优。诸如飞轮储能等新储能系统加入调频辅助市场，可以有效保障电网安全稳定运行。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，要“积极推动电网侧储能合理化布局”，在大规模高比例新能源及大容量直流接入后，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。

储能调频，作为电网辅助服务的重要部分，市场化的交易程度较高。储能主体可以通过市场化竞标方式执行电网调频指令，调频性能优异度决定了项目盈利可行性。衡量储能系统的综合调频能力主要看k值，主要受响应速度（K1）、调节速率（K2）、调节精度（K3）影响，其中调节速率（K2）是最重要指标。二次调频是当前储能参与调频的主要环节，价格机制比较成熟。未来相关主体参与市场一次调频，相关机制也将逐步落地。

第三，用户侧储能多元场景促发展。在能源转型趋势下，新能源并网终端更多，终端用电需求更广，用户需求也将从“用上电”向“用好电”升级。“以电代油”、“以电代煤”等电能发展战略持续推进，2021年，新能源汽车渗透率将近20%，乘用车保有量超过4万城市由16个增至34个，2022年新能源乘用车保有量将突破1000万辆。未来，工商业、产业园、港口岸、空调、电采暖、电动汽车、充电桩等多元化电力需求侧响应的市场潜力巨大。未来新型电力系统的负荷结构将更加多元化，用户侧对电力智能控制、双向互动的需求更加深入，用户侧储能引领电力需求侧变革具备必然性。

欧美户储场景拉动新需求，全球用户侧储能发展潜力巨大。2020年以来，全球能源价格高涨，海外通胀高企、欧美电价大幅高增。在此背景下，居民用电成本居高不下，激化了海外户用储能需求爆发。根据IHS Markit数据，2021年欧洲户用储能装机达1717MWh，同比增长60.2%。通过“光伏+储能”模式，户用储能大幅节省海外家庭购电用电费用。中国供应商在全球户用储能系统中的光伏组件、逆变器、电池电芯等核心环节占据重要位置。

用户侧储能多场景融合发展，广泛涵盖工业园区、商业中心、数据中心、5G通讯基站、充电设施、分布式新能源、微电网等各类终端用户。例如，在工商业场景中，储能作为备用电源在保证特殊情况下电力供应的同时，也为工商业企业节省用电费用。国家能源局要求“工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%”，光储协同促进本地能源生产与用能负荷基本平衡，光储一体化是未来重要方向。

用户侧储能深化发展，催生新技术和新商业模式，诸如虚拟电厂等。虚拟电厂可以聚焦用户侧资源，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，运用通信、计量、算法调度等手段，将居民用户侧、工商业用户侧、分布式新能源设施等储能系统资源智能相连。统一调度管理，分析、控制并优化系统运行，参与电网服务获取应用收益，最终实现发电、用电资源的高效利用。

三、我国储能技术研究进展

3.1 多技术路线协同，加速应用落地

十四五期间，对能源新技术、新模式、新业态建设方面提出了更高要求。国家和地方多部门陆续出台了多项储能行业发展支持政策，大力推动储能行业发展，政策聚焦多种技术推进、储能项目落地、电价机制完善等重大领域。

根据《“十四五”能源领域科技创新规划》，到2025年，主流储能技术要总体达到世界先进水平，电化学储能、压缩空气储能技术要进入商业化示范阶段。我国新型储能建设主要覆盖两大目标：

一是要针对电网削峰填谷、可再生能源并网等应用场景，发展大容量、长时间储能器件与系统集成，即能量型和容量型储能。包括锂离子电池、铅碳电池、高功率液流电池、钠离子电池、大规模压缩空气、机械储能、储热蓄冷、储氢等。

二是要针对增强电网调频、平滑间歇性可再生能源功率波动，以及容量备用等应用场景，开展长寿命、大功率储能器件和系统集成研究，即功率型和备用型储能。包括超导、电介质电容器等电磁储能，电化学超级电容器、高倍率锂离子电池、飞轮储能等。

不同技术类别的储能设施有不同适用场景。例如锂电池、抽水蓄能等容量能量型产品适配调峰场景，飞轮储能等功率型适配调频场景。由于充放电倍率和终端需求不同，各技术类型储能系统之间的通用性有限，发展多元化储能路线具有必要性和迫切性。

从技术原理来看，当前储能技术路径主要有物理机械储能、电化学储能、电气储能、热储能等几大关键类别。物理机械储能涵盖抽水蓄能、压缩空气储能与飞轮储能；电化学储能按正负极材质不同，分为铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池与液流电池等，其中锂离子电池为当前主流选择；电气储能包含超导储能与超级电容储能；化学储能主要有电解水制氢储能、合成天然气储能等；热储能包含熔融盐储能与储冷等。

在众多技术中，物理机械储能中的抽水蓄能、电化学储能中的锂电池储能是当前储能发展的主流选择。从市场主流程度来看，一是在存量装机中，抽水蓄能占比最高。根据CNESA全球储能数据库，2021年全球储能总装机205GW，抽水蓄能占比86%，达177GW。电化学储能装机占比10%，约达21GW。二是在新增装机中，电化学储能增量最快。2021年全球新增储能装机13GW，抽水蓄能占比40%，新增5.3GW，电化学储能占比57%，新增7.5GW。

3.1 钠离子电池商业进程处于加速中

可用资源丰富，钠电池性能优于锂电池，综合性价比较高。钠电池快充性能优异（常温下充电15min电量即可达到80%）、低温性能良好，常温条件下循环寿命为4k-5k次，能量密度持平铁锂。截至目前，全球已探明的锂资源量约为8900万吨，一半以上分布于南美洲，我国锂资源总量为510万吨，全球占比仅为6%，65%的锂原料需要进口。而钠的地壳丰度远高于锂且广泛分布于全球各地，海水中即含有丰富的氯化钠。钠电池相较铁锂和5系三元单瓦时成本分别下降45%-55%左右，商业化进程加速。

假设钠离子电池电芯材料、壳体材料用量以及制造费用和磷酸铁锂电池一致，采用层状氧化物和普鲁士蓝的钠电池电芯单wh材料成本分别为0.27/0.22元，若计入箱体和制造费用，假设合格率为90%，则单wh成本分别为0.47/0.42元，相较磷酸铁锂电池的单wh成本（0.8元）和NCM523电池（1.04元）分别有45%和55%左右的降幅。

代表厂商包括NatronEnergy、NAIADES、FARADION、钠创新能源、中科海纳、宁德时代。

3.2 液流电池长时性能更优

液流电池正负极电解液分离，性能优异，铁铬、全钒为两大商用方向。液流电池是正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池，具有容量高、使用领域（环境）广、循环使用寿命长的特点。根据电极活性物质的不同可分为铁铬、全钒、锌溴等，铁铬和全钒两种为目前主流商用方向。

铁铬电池循环寿命超长，运行温区较广，降本在即。截至目前，全球铬铁矿资源量约120亿吨，南非占据半壁江山，我国与铬矿开采国均保持正常的贸易合作，供应格局尚可。铁铬液流电池毒性和腐蚀性较低，理论循环次数可达万次以上，整体使用寿命可以达到20年以上，成本方面，未来综合成本或可接近抽水蓄能。

全钒电池性能优异，可用钒资源丰富，但成本较高。我国钒资源丰富，截至目前全球已探明的钒资源量约为6300万吨，我国钒资源总量为950万吨，全球占比15%，2020年中国攀钢集团公司钒企业产能（折合成V2O5）世界排名第一。钒电池安全性高，循环寿命高达16000次，扩容能力强，适合大型储能场景，且电解液便于回收，效率75%以上。全钒电池能量密度同时成本较高。

3.3 光热储能调峰调频优势独具

光热发电作为储能具有天然优势。太阳能光热发电机组既具备同步电源特性，同时配置了热储存系统，因此既有一次调频的功能，同时也能进行二次调频。根据我国2018年投产的三座太阳能光热发电示范项目的验收结果，光热机组调峰深度最大可达80%；爬坡速度快，升降负荷速率可达每分钟3%～6%额定功率，冷态启动时间1小时左右、热态启动时间约25分钟，调节性能优于煤电。

平价有望到来，光伏光热互补具有成本优势。根据中控太阳能，以德令哈市为例，分别利用光伏+电池、光伏+抽水蓄能、光伏+塔式光热三种技术路线来设计年发电量为400GWh/年的“发电+储能”系统：光热储能调峰电站为光伏配置20%熔盐储能服务可以有效解决光伏弃光问题；同时，在相同的储能调峰补贴下，光伏+光热储能调峰电站的综合上网电价低于光伏+锂电池储能；而当储能补贴高于0.12元/kWh时，光伏+光热储能调峰电站的上网电价能够小于火电脱硫标杆上网电价0.3247元/kWh。

2021年来国家与地方层面多次出台政策鼓励光热储能发展，推动其在调峰等多场景应用，完善相关价格补偿机制。根据CSTA，2021年我国光热发电类累计装机容量已达到538MW，占全球的7.91%。

根据CSTA，目前我国光热示范项目中关键部件反射镜、熔盐国产化率已超过90%，吸热管、导热油国产化率超过70%。随着行业发展，相关企业有望持续受益。

3.4 第重力储能在物理储能中成本占优

重力储能是一种机械式的储能，主要原理是基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。

重力储能的优势包括，一是初始投入成本仅需约3元/Wh，低于抽水蓄能和压缩空气储能成本。据测算，重力储能度电成本约为0.5元/kWh，低于绝大部分电化学储能系统，在成本上具有优势；二是安全性高，对建设环境要求不高，对环境破坏小；三是寿命长，重力储能平均寿命约30-35年，接近抽水蓄能、压缩空气储能。

中国天楹是我国重力储能先行者，首个重力储能项目已签约。2022年1月30日，中国天楹控股子公司Atlas与重力储能技术开发商瑞士EV公司签署了《技术许可使用协议》，根据协议，EV授权Atlas在中国区独家使用许可技术建造和运营重力储能系统设施。5月20日，该项目落户如东，是我国首个储能示范项目，规模为26MW/ 100MWh，项目的签约有望加快我国重力储能行业进展。

3.5 压缩空气储能技术已较为成熟

压缩空气储能技术相对较为成熟。压缩空气储能是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。相比兴建钢罐等压力容器储存的方式，利用盐穴等地下洞穴建设大容量电站，将显著降低原材料、用地等方面的成本。按照工作介质、存储介质与热源可以分为：传统压缩空气储能系统（需要补燃）、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统等。

国内已有项目投产落地。2021年9月23日，山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站一期10MW示范电站顺利通过发电并网验收，二期300兆瓦项目也已启动。压缩空气储能电站的定价机制还在探索阶段，若能与抽水蓄能一样采取两部制电价，将提高其经济性。

3.6 飞轮储能位于商业化早期

飞轮储能是新型储能技术之一，处于商业化早期。通过电动/发电互逆式双向电机，电能与高速运转飞轮的机械动能之间的相互转换与储存。飞轮储能具有使用寿命长、储能密度高、不受充放电次数限制、安装维护方便、对环境危害小等优点，可用于不间断电源、应急电源、电网调峰和频率控制。但目前飞轮储能还具有很大的局限性，相对能量密度低、静态损失较大，现仅处于商业化早期。

飞轮储能技术主要结构和运行方法已经基本明确。目前主要正处于广泛的实验阶段，小型样机已经研制成功并有应用于实际的例子，正向发展大型机的趋势发展，但是却有非常多的难点，主要集中在转子的设计、磁轴承、功率电子电路、安全及保护特性、机械备份轴承。飞轮储能系统优势突出，应用广泛，随着技术的成熟和价格的降低，将会是储能领域的一项新的革命。

四、储能产业发展趋势展望

4.1 规范发展

规范完善促进储能行业发展的各项标准，营造良好发展环境，是中国储能行业实现长远健康发展的根基所在。

深化研究完善促进储能发展的相应行业标准，包括产品设备技术质量标准、安全强制性检测认证制度标准、规划设计与调度运行标准等，充分考虑新型储能在发输配用等环节的协同融合。

一方面，按储能发展与安全运行需求，完善行业准入条件与交易机制标准。建立健全储能全产业链技术标准体系，储能设备制造、建设、安装、运行监测的安全标准与管理体系要具体针对不同应用场景，加强储能应用与现行能源电力系统相关标准的衔接。

另一方面，规范多类型电池储能电站大数据中心运营标准，搭建电池溯源机制、大数据远程管控与智能运维系统。对储能电池，尤其是梯次利用储能电池，建立电池一致性管理与溯源系统，取得相应资质机构出具的安全评估报告，并建立在线监控平台，实时监测电池性能参数，定期维护与进行安全评估，是保证储能配置安全性与可靠性的重要一环。

建立可实现整个生命周期追溯与查询的碳足迹，推动储能电池出口环节。从上游材料生产制造、运输到储能电池全生命周期使用、退役，注重控制碳排放，能够有效满足具备严格碳排放政策的海外市场需求，储能电池产业链碳足迹认证体系是衡量国际竞争力的重要指标。

4.2 新商业模式探索

探索储能新商业模式，如共享储能、云储能、储能聚合，是未来加快市场化节奏的关键创新。

在运营模式方面，除了自建和购买之外，新能源电站也可以用租赁等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。通过建设共享储能交易平台和运营监控系统，通过市场化方式合理分配收益，新能源电站可减轻前期资本开支，投资方可获取后期运营租赁费。

在投资主体方面，吸引多类主体入场，开展新模式探索，加速市场化进度。比如发电企业、储能运营商可以联合投资等。这样可以将原本由新能源电站配建的储能，转由社会资本集中建设。

用户需求侧方面，探索诸如虚拟电厂等新型电力信息化管理模式，利用数字化技术，对分布式储能设施开展平台聚合利用。比如企业用户、综合能源服务商可以根据用户负荷特性，自主建设用户侧储能；第三方虚拟电厂运营主体可以将规模化但是分散的小微主体聚合起来，实现需求侧响应，主动削峰填谷，优化区域电网负荷，实现源荷双向互动。

4.3 技术路线自给发展

发展较高资源自给率的储能技术路线，如钠离子电池、全钒液流电池、氢储能等，是加强我国能源安全与强化储能全产业链控制能力的重要一环。

当前我国已建成了以抽水蓄能、锂电池为主体的储能产业链，但锂电池中镍钴等资源稀缺、外部依存度较高，将成为继续选择锂电池为主的储能发展路径的潜在风险因素。因此，发展较高资源自给率的多元化储能技术路线是未来的必然选择。

储能电池发展多元化技术路线，要兼顾资源可得性、成本控制和市场化商用进程等多个层面。一是要注重资源可得性，钠离子电池、镁离子电池、全钒液流电池的原料资源丰富，其中，中国镁、钒资源丰富，镁产量占据全球70%以上，钒产量在全球占比高达66%。氢储能可以通过利用多余电量电解制氢并将其用于发电，原料易得且可无限次循环利用。资源端有保障，能够有效分散当前行业对于锂、镍、钴等资源的依存度。二是要突破多元电池技术在市场化商用推进层面的短板，比如要找到兼顾经济型与安全性的钠离子电池负极材料；有效解决镁基电池电压滞后、正极材料钝化问题，使其化学性质更加稳定，具备更高的安全性；有效解决氢储能在储能周期中损失约60%的初始电能问题，提高运氢储氢安全性与储存效率。既能实现高资源自给率的储能技术发展，又能实现关键技术环节突破短板，推进商用化大规模落地。

重点扶持具备高资源自给率的储能技术发展，加大资源勘探力度，动员生产企业、科研机构等主体参与开发和商用。以资源禀赋为基础条件，提高资源自主供应能力，通过政策倾斜与投资扶持推动相关技术发展，助力能源保障和能源转型并进。

深度挖掘系统集成关键储能技术。深化产学研用协同创新，开展示范应用，重点推动大容量、长周期储能、核心技术装备研发与系统集成以及储能安全防护的技术攻关。

4.4 市场化电价机制深化发展

深化发展市场化电价机制，进一步完善电力现货交易，是新增多样化辅助品种、推动储能多元主体加速入场的有效保障。

电力现货交易由于其实时交易、实时结算特性，可以更好反映市场供需和成本，更好地发现价格。完善峰谷电价政策，落实分时电价、尖峰电价，推进电力现货交易，有效利用峰谷价差，为用户侧储能发展创造更大市场空间。一方面，电力现货交易推进储能主体对新能源发电的消纳，另一方面，通过有效利用市场峰谷价差，为储能项目盈利打开空间。

完善储能主体参与电力辅助服务市场机制，允许新型储能作为市场主体注册、交易。建立电网侧、用户侧电价机制，在电网侧，制定电网侧储能收费电价核价范围，建立电网侧独立储能电站容量电价机制。推动快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等新型多样化储能品种作为市场主体参与电力市场交易。在用户侧，建立电力市场用户可调负荷参与市场的分担共享新机制，支持用户侧储能资源参与电力系统调节服务，明确服务补偿范围和分担责任，培育更多合格的电力现货市场参与主体。

五、储能行业龙头企业分析

国内大型储能市场发展迅速，多家储能品牌依托国内渠道资源加大出货布局。2021年国内储能出货宁德时代遥遥领先，储能PCS出货上能电气、科华数据增长迅速，储能系统海博思创、电工时代、科华数据、阳光电源等居于前列。

另一方面，各类新技术迭出，共同促进大储行业持续发展。高压级联储能在大容量场景优势显著；储能电站火灾频发，政策不断强调储能安全，液冷、全氟己酮方案受到关注；新的电化学储能技术快速发展，钠离子电池储能、液流电池储能、氢储等产业化不断加速；新的物理储能技术层出不穷，光热储能、重力储能、压缩空气储能、飞轮储能等示范项目逐步落地。

5.1 储能产业链

储能产业链涉及环节包括：1）储能系统：包含电池、PCS、BMS、EMS等多个环节，具体标的包括宁德时代、亿纬锂能、阳光电源、南都电源、科士达、科华数据等，其中龙头公司宁德时代、比亚迪、阳光电源、锦浪科技等出口海外较多；2）工程EPC、并网检测、后期运维：具体标的包括南网科技、阿特斯、林洋能源、宝光电气、万里扬、电科院等。

5.2 电池

储能电池材料体系以磷酸铁锂为主，电池向大容量方向持续演进。根据工信部要求，储能型电池能量密度≥145Wh/kg，电池组能量密度≥110Wh/kg。循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。当前的电化学储能尤其是锂电储能技术进入了一个新变革周期，大电芯、高电压、水冷/液冷等新产品新技术逐渐登上舞台，储能系统向大容量方向在持续演进，同时钠离子电池在未来凭借成本优势可能占据一席之位。

全球储能电芯中国厂商出货领先，宁德时代出货量全球第一。根据测算，2021年全球储能电芯出货量59.9GWh，其中宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，出货量16.7GWh，占比达27.9%；派能科技作为户储龙头，出货1.5GWh，占比2.6%。预计2022年全球出货114.9GWh，同增91.9%，其中宁德时代出货45.0GWh，同增169.5%；派能科技出货3.5GWh，同增127.3%。

预计2022-2023年全球储能电芯出货122.5/219.6GWh，同增101%/79%；其中，宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，预计宁德时代2022-2023年出货50/100GWh，同增199%/100%，占比40.8%/45.5%，龙头地位稳固。

快速发展的市场必定引来大批的企业投身其中。就我国目前的储能解决方案供应商来看，主要有电池厂商，除宁德时代外，还有比亚迪、亿纬锂能、派能科技等；国外主要有LG新能源、三星SDI、特斯拉等。需要明确的是，无论是中国市场还是全球市场，储能这块大蛋糕不可能被几家大型电池厂商完全吃掉。相比之下创业公司的业务方向更聚焦，历史包袱更少，能够更好地在储能行业深耕，这是创业公司的优势。

5.3 逆变器技术

首先，直流1500V取代传统1000V架构成为趋势。2021年国内光伏直流电压等级为1500V的市场占比约49.4%，1000V市场占比50.6%。拆分来看，分布式光伏中1000V电压仍为主流，21年户用全部采用1000V等级系统，工商业有80%采用1000V等级系统。

1500V储能系统的能量密度、功率密度将在原来的基础上可提升35%+，系统成本降低5%+，系统效率提高0.3%+。40尺的集装箱+280Ah的电芯下，1000V的电池最大装机容量为3.3MWh，1500V可以提高到4.5MWh，除了PCS、电池、辅助配件成本可以减少外，人工、地基和土地成本也会大幅下降。近期大型项目，1500V渗透率已超过2/3。布局1500V储能系统的龙头企业主要有阳光、上能、科华。其中上能电气包揽了山东5个百兆瓦级储能项目的1500V PCS。

其次，组串式PCS开始规模化应用。组串PCS弥补集中式不足，开启规模化应用。业内目前电池储能系统主要采取集中式PCS，多组电池并联将引起电池簇之间的不均衡，久之并联电池簇中会出现一部分电池实际出力不足，而另一部分超出倍率使用的现象，造成“木桶”效应；而组串式PCS可以实现簇级管理，提升系统寿命，提高全寿命周期放电容量，规模化应用趋势已见雏形。

华能黄台100MW/200MWh项目，是国内首个采用组串式PCS架构的大型储能电站（PCS由上能提供）；此外山东德州林洋光储3MW/6MWh项目也采用该系统架构（华为提供整套系统）。

国电投油城大庆200MW光储实验平台。上能电气为基地提供了230台250kW组串一体机、数十台225kW与175kW组串式逆变器以及3.125MW集中式一体机、3.15MW集散式一体机等多款机型逆变器。其中250kW组串式逆变器一改传统常规的分散安装方式，通过1MW集成平台设计、进行集中式运维管理模式，大大节省了时间和人力，提升了运维效率。

华为将数字信息技术与光伏技术、储能技术相融合，首次提出对储能系统进行组串化、智能化、模块化设计的全新理念，实现电池模组级精细化管理，产生更多放电量（电池配置减少13%，电池寿命提升50%），达到更优投资（初始配置降低30%），极简运维（25年运维成本减少5000万元），安全稳定性提升（可用度提升至99%），整体LCOS降低20%以上，最终助力实现从光伏平价迈向光储平价。缺点是目前PCS成本较高，但有很大降价空间，参考组串式光伏逆变器。代表厂商有华为、上能、盛弘。

第三，头部企业先发优势明显，后进者竞争激烈。储能变流器市场格局仍未定。根据CNESA，2018-2021年我国排名前十的储能变流器成商企业不断更迭，除上能电气、阳光电源、科华数据等少数企业多年保持领先外，新进入者层出不穷。未来随着市场进一步发展，拥有产品、渠道、成本优势的企业仍将受益行业高增速，最终脱颖而出。

5.4 电气拓扑结构

首先，大容量下高压级联方案优势显著。随着储能集成系统容量增加，传统串联升压方案会面临多种问题。一是大容量下所需电芯数量众多，安全风险较大；二是随着电芯循环次数增加，电芯本体差异化逐步体现，系统一致性变差；三是受上述两因素制约，系统单机容量通常有限，随着并联设备增加，二次通信、协调控制变得更加复杂。

其次，大容量下高压级联方案优势凸显。高压级联方案由多个储能单元构成，采用去并联组合，每个储能单元输出几十到几百伏电压，将电池堆离散化，既大幅度降低了电池堆电量，减少了电池堆内电池单体数量，又大幅提高了系统容量，提升系统安全性。

目前国内掌握高压级联技术的企业：国电南瑞、金盘科技、智光电气、四方股份、新风光等几家，其中金盘科技产品高压级联方案落地较快、容量更大，相关产品率先发布并已获得1.35亿订单。

5.5 储能安全

火灾频发，温控热管理、储能消防受到重视。行业政策接连出台，储能消防系统发展加速。锂离子电池中金属锂是已知元素（包括放射性元素）中金属活动性最强的，在汽车领域热失控现象时有发生，给锂电池在储能上的应用埋下了安全隐患。据不完全统计，截至目前，全球储能电站已发生多起起火安全事故，2021年以来国家已经发布了多个涉及储能消防安全的政策，新标准下储能消防的重要性不断突显。

5.6 系统集成

储能集成商现在主要有三种模式，一是全产业链布局：电芯、PCS、BMS、EMS均为自产，国内代表企业为比亚迪。二是专业集成：集成商从外部采购部件，专做系统集成，该模式国内应用较少，国外Doosan、IHI等为代表；三是基于自身产品，由单纯设备供应商向系统集成商转型：该模式国内应用最多，代表企业有：光伏逆变器切入PCS的生产商锦浪科技、固德威、德业科技等；动力电池切入储能电池的生产商亿纬锂能、鹏辉能源等；由电力设备、电子设备切入PCS/BMS/EMS等部件的生产商金盘科技、科士达、科华数据、宝光股份、科陆电子等。

复盘美国市场，可以发现主流集成厂商采用上述三种模式的均有案例。

项目资源、客户资源是重要竞争点。项目资源方面，已建设的项目、已获取的订单是对公司既有实力的有效证明，对未来订单获取具有指引作用。同时，长期来看，储能项目并网点资源有限。

客户资源方面，从项目获取看，目前发电侧储能需求主要仍来自新能源强制配储，而电力集团是风电、光伏开发的主力军，也是招标项目的主要来源。储能系统集成商正通过战略合作寻求与业主的深度绑定，2021年华为、阳光电源等纷纷与“两网”、“五大六小”等电力集团以及地方政府等签订系列战略合作协议，以求在项目获取上能有更大优势。从收益核算看，独立储能与共享储能要参与现货市场、辅助服务市场交易必须接受电网统一调度，有相关资源企业在后期市场交易中更有可能处于有利地位。

分析对比主要储能集成商的项目、客户资源，可以发现主要企业均与主要电网集团建立了合作关系，除此之外，科华数据、海博思创、科陆电子等在工商业侧、居民侧潜力更大，长期在共享储能等项目获取中可能获利。

在项目上，阳光电源、海博思创等龙头已具有GWh以上项目建设经验，先发优势明显；同时，后起之秀金盘科技、科陆电子等订单获取能力较强；此外，行业需求强劲，企业扩产力度较大，金盘科技、智光股份现有产能均超GWh，仍处于扩产进程中。

储能集成商通常在发电侧、电网侧、用户侧全线布局，但通过对已有项目、在手订单拆分，不同企业仍各有侧重，市场呈现差异化竞争态势。

六、保险业储能领域实践研究

6.1 保险资金应把“双碳战略”作为最核心的投资策略之一

“双碳战略”的推进将是本世纪最大、最深远的投资主题，是真正的长坡厚雪，将深刻影响国内经济增长模式，推动金融市场投资逻辑发生重大变化，并催生崭新的投资机遇。

一是“双碳战略”是未来确定的投资主题。做好投资就是在不确定中寻找确定性。大型机构投资者需要在复杂多变和不确定的经济环境中把握住长期性趋势，用资产配置方法论提高投资收益的确定性。在当今全球百年未有之大变局中，经济金融环境异常复杂，面临着前所未有的挑战。而碳达峰、碳中和是少有的全球共识，是未来全球经济运行和资本市场不确定性中最大的确定性。

在产业投资方面，“双碳战略”能够激发能源革命和产业结构调整，将带来确定性的投资机会。“双碳战略”将引发四大变革，电力能源结构变革、交通能源结构变革、能源传输结构变革，以及环保技术变革，这四大变革都将带来巨大的投资机遇。

碳中和的本质是能源革命。2019年我国一次能源结构中，非化石能源占比仅为15%，按照规划到2030年将达到至少25%，2060年将接近100%。根据国家有关部委的测算，2030年中国实现碳达峰每年需要3.1万亿元~3.6万亿元资金投资，2060年实现碳中和，需要在新能源发电、先进储能和绿色零碳建筑等领域新增投资近140万亿元。

从产业结构看，“双碳战略”将推动我国经济结构供给侧结构性2.0改革，促进产业结构从高碳消耗的传统制造向低碳环保的高端制造转型。一方面，以能源革命为根本的新能源产业，新能源汽车产业、节能环保产业、高端装备制造业等战略新兴行业将步入新一轮的历史发展快车道。到2060年新增投资有望达到100万亿元，这些领域都是几十万亿、百万亿级的投资。而新能源为主导的能源供给格局也将改变下游的能源消费，加速新能源利用技术的效率，造就一批使用新能源的优质企业。另一方面，传统的化石能源以及高碳排放产业将面临严峻的规模压缩和供给侧改革压力。长期看，化石能源将基本退出原料领域，电力、钢铁以及高碳排放行业也将面临更加严格的环保标准，倒逼落后产能出新。那些拥有领先技术降低能耗的龙头企业才有机会胜出，当然这些企业的价值也逐步显现。

在“双碳战略”下，无论是新能源新兴行业，还是传统行业都有很好的投资机会。更值得注意的是，“双碳战略”是党中央的重大部署，有完整的顶层设计和自上而下的实施路径，未来宏观政策必然大力支持绿色投资，监管机构和行业主管机构也将出台一系列支撑“双碳”目标实现的行业政策。这与过去十几年中，互联网革命浪潮自下而上催生的主题热点投资表现出的风险收益特征完全不同，投资的确定性将更大。从全球范围来看，机构投资者增配绿色资产也是大势所趋。近期，东方汇理等一批大型资管公司签署了《净零资管公司协议》，全球承诺净零排放机构在管规模已经超过了43万亿美金，占全球资管总规模接近50%。

6.2 保险资金属性与绿色投资天然契合

一个国家的经济结构转型、产业结构变革，往往需要大量长期资金支持，并且能够带来长期的稳定回报。与资本市场中其他资金相比，保险资金具有长期投资、价值投资、风险管理专长的特点，资金属性与绿色投资天然契合。

保险资金运用通过聚焦绿色投资，能够有效突破优质资产供给不足的困境，缓解保险资产端面临的收益率下降和市场波动挑战。保险资金应该积极投资节能环保、清洁能源、清洁生产领域，通过资金流向引导生产要素向绿色低碳产业集中。

2019年—2020年，清洁能源发电行业投资从3902亿元上升到6190亿元，市场容量年复合增长率为9.67%，并且实现了超过20%的年化投资收益率，应该说远远超过同期沪深300指数涨幅。因此，在长期利率中枢下移的低利率时代，绿色投资是保险资金重塑投资结构的蓝海。

6.3 保险资金运用全品种投资优势能够在绿色投资中充分彰显

保险资金运用方面拥有全牌照、全渠道、全品种优势，且随着监管政策对保险资金运用渠道的不断拓宽，在“双碳战略”下，保险资金作为长期价值投资的典型资金，能够更充分发挥全品种投资优势，为经济中长期发展和增长模式转型注入更大活力。

比如，非标债券可以重点关注新能源的生产端和运输端等重大基础设施；股权投资可以聚焦于新能源发电企业和消费端的新能源车企；传统固收投资过程中可以加大绿色债券的投资力度；公开市场股票基金可以动态研判新能源全产业链的优质标的，以及相关指数的投资价值。未来在监管允许的条件下，险资也可以在绿色衍生品投资和碳排放权交易上有更多投资机会。

6.4 保险资管机构要“内外兼修”努力提升绿色投资能力

谁能率先在ESG绿色投资领域完善能力谱系，就能成为未来资本市场的领跑者。保险资管机构建立绿色投资能力，对内要注重自我提升，完善能力矩阵；对外要适应市场环境，拓展业务模式。

首先，要修炼内功。近日欧央行在货币政策框架中纳入了对气候变化的考量，将在信息披露、风险评估、资产购买、抵押品评估等方面采取措施，中国央行也将逐步把气候变化相关风险纳入宏观审慎框架。在这样的背景下，保险资管机构绿色投资绝不是简单做投资、谋收益，而是要通过一场全流程、深层次的转型，主动融入绿色发展大局。

一是要加快形成ESG绿色投资体系，将ESG绿色因子全面整合纳入投资决策体系和风控体系，实现投资理念从传统风险收益到风险收益+绿色的转型。投资端要自上而下谋划资产配置、品种投资，具体项目均须研究支持，逐步完善绿色投资方法论。风控端要建立适应绿色投资的风险偏好体系和管控体系，实践探索形成绿色标的评价基准。投资与风控双轮驱动、互为补充，提升绿色投资的系统性、整体性和可持续性。

二是要提升资产配置能力，提升研究对投资的支撑能力。要以更长远的视角研究绿色产业，跟踪市场环境和政策变化，坚持有所为、有所不为；结合保险资金的特点属性，选择适合险资投资的绿色投资赛道；发挥资产配置引领作用，将绿色理念自上而下从资产配置贯穿到各品种投资；同时要发挥险资投资方式多样的优势，寻找每一种投资方式适合的绿色投资领域。

三是要重视科技赋能。开展绿色投资涉及大量数据分析，特别是投资标的的碳排放量等指标。目前应该说整个绿色信息披露在国内还有很长的路要走，因此亟待运用科技手段提升数据处理加工的精准性和及时性，打造绿色投资数据分析集成平台，丰富基础研究信息来源，有效助力实现碳中和目标。

其次，要丰富招式。要积极引导客户强化绿色投资理念，助力形成全市场绿色发展生态，从而进一步提升机构的绿色投资影响力。

一要提升服务保险主业质效，将绿色投资全面融入系统内保险资金运用，力争构建与传统资产配置相比，行业挑选更精细，品种运用更灵活，长期业绩更稳健，服务实体质效更突出的绿色配置方案策略。特别要推动资金端总体收益和风险收益不发生显著偏离的情况下，与负债端开展更为有效的互动，为保险机构转型升级注入绿色动力。

二要构建绿色投资产品矩阵。坚持以客户为中心，根据不同客户对风险收益的要求，灵活确定绿色投资模式，逐步完善绿色投资产品线，打造符合客户需求的定制化绿色资产解决方案。提供全部或部分投向绿色的自主选择，使得客户更加高效便捷地参与绿色投资。

三要主动扩大绿色产业合作伙伴。在与合作伙伴开展业务往来时，要加强绿色投资领域合作。目前国内外围绕碳减排有多项重磅改革，中国也在7月启动了全国碳排放权交易市场，央行正在有序推进设立碳减排支持工具，发展改革委也在领衔制定一系列支持ESG绿色投资的产业政策。保险资管机构应当主动把握政策机遇，为具有显著碳减排效应的重点项目提供融资，积极行权推动合作伙伴在生产、运营等多个领域实现绿色发展，对于可以施加影响的被投企业，还应鼓励其加快绿色发展，强化绿色信息披露，共同完善绿色金融生态。

6.5 保险业储能领域实践探索

（一）国寿资产致力于全面打造“绿色引擎”计划

中国人寿保险(集团)公司首席投资官，中国人寿资产管理有限公司党委书记、总裁王军辉出席全球财富管理论坛2021北京峰会并作主题发言时表示，国寿资产致力于全面打造绿色引擎计划，绿色投资是业务发展最核心战略，已经全面纳入公司“十四五”发展规划，于2018年11月正式签约了联合国负责任投资原则（PRI），这是中国第一家签约该原则的保险资产管理机构，也是保险资管业内首个制定绿色投资内部指引的机构，2021年制定了《国寿资管ESG/绿色投资基本指导规则》。

面向未来，国寿资产正在全面打造“绿色引擎”计划。一是构建完备的顶层设计。按照国家政策框架，结合投资业务实践，分阶段、分品种制订方案，提出在绿色投资领域的配置规模、配置比例，形成公司面向2030年的系统性投资规划，作为投资支持绿色发展的指引。在当前可行规划基础上，按照政府部门、监管机构、行业政策指引，通过推动碳排放数据测算运用，落实融合碳达峰金融保障方案等举措，逐步向符合国际领先ESG投资原则的理想规划体系过渡。

二是形成运行有效的工作框架。围绕《国寿资管ESG/绿色投资基本指导规则》建立工作框架是践行绿色投资的首要任务，把绿色投资理念融入到投资管理的全流程。比如，针对投资决策这一环节，将以绿色发展为原则，针对不同品种行业划分体系，分别设立正负面投资清单，将投资领域的行业研判和风险控制前置化，提升投资决策效率。另外，面对当前绿色投资标准，统计口径等暂时还难以统一的现实，主动开发具有国寿特色的统计体系，尝试开展模拟测试，为定期梳理投资进展、优化方案和配置策略夯实基础。

三是打造独具特色的成果产出。绿色投资最有价值的成果产出，并不是短时间内拼规模、抢首单，而是要真正把绿色投资与资本市场发展趋势、各类客户的需求结合起来。坚持绿色投资特色化、产品化、品牌化，落实规划指引，丰富相关绿色指数，布局绿色产品线，打造全方位的绿色投资解决方案。

（二）中再产险探索电化学储能系统保险

在当下的能源格局中，风电和光伏发电间歇性及波动性的特点，使得储能成为平抑新能源电网波动、促进可再生能源消纳的关键技术。其中，电化学储能商业化应用逐渐成熟，成为储能新增装机的主流。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。

电化学储能技术及储能系统产品快速发展的过程中，面临不断的升级换代与快速变化，涉及多种复杂风险因素。保险作为成熟的市场化风险管理工具，能够为电化学储能应用发挥重要的保驾护航作用。目前国际保险同业已有初步尝试，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。

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。

中国财产再保险有限责任公司总经理张仁江表示，去年以来，中再产险与鼎和保险合作探索电化学储能保险产品条款制定、费率厘定，落地了电化学储能系统专属保险产品。未来，中再产险将继续开发电化学储能产品质量和效能保证等保险创新产品，构建电化学储能系统保险生态圈，充分发挥再保险保障作用，努力为行业提供更优质的风险管理解决方案。

报告提出，对于电化学储能的保险业务而言，只有达到一定保费规模，业务的总盘面才有更好地抵御风险的能力。同时，也只有业务达到一定的规模，所产生的资金费用才能更好地支持风险研究、风险服务工作，形成良性循环。

业内人士认为，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。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，有利于发挥绿色保险示范及引导作用。

中再集团副总裁、中国再保险研究院执行院长庄乾志表示，中再集团与鼎和保险在电化学储能系统保险领域的合作是绿色保险研究与实践的一次积极探索，未来中再集团将持续立足产品创新与前沿研究，充分利用自身数据技术优势，引领保险行业建设完善绿色保险产品体系，为绿色产业客户提供更优质的保险服务，为实现“双碳”目标贡献力量。