海外电站接连起火，储能安全正在经历一场大考！

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（来源：储能网）

导语：下一轮储能洗牌，安全将成为最大的竞争壁垒。

中国储能网讯：进入2026年下半年，全球储能安全警钟再度响起。9月18日，美国加州Moss Landing储能电站再次燃起大火。作为昔日全球规模最大的锂电池储能项目之一，这座电站在2025年经历灾难性火灾后，时隔一年多再次复燃。

仅仅三天后，韩国电力公社的一处储能设施发生火灾，28个锂电池包被烧毁。9月22日，美国加州拉文市一座储能设施发生爆炸起火，附近居民被要求紧急疏散。到了10月2日，美国佛罗里达州Kayak储能中心又发生PCS设备火灾。10月12日，韩国忠清南道唐津市一家锂电池制造工厂成品仓库再次起火，而同一仓库在8月底刚刚经历过一次大火。10月19日，德国巴伐利亚州一户用光储设备起火。

短短不到一个月，接连发生的事故，再次将储能安全推到行业面前。一个值得关注的变化是，近年来储能事故已经不再局限于电芯热失控。储能变流器、热管理设备、电气保护系统乃至退役电池，都可能成为安全风险的来源。

对于正在加快规模化发展和全球化布局的中国储能产业而言，真正需要回答的问题，不只是如何减少一场火灾，而是如何确保一座储能电站在十年甚至更长的运营周期内始终安全可靠。

一场大火之后，为何还能再次复燃？

在过去两年的全球储能事故中，Moss Landing无疑是最具代表性的案例。这座位于美国加利福尼亚州蒙特雷县的储能电站，由Vistra Energy投资运营，项目整体规模达到750MW/3000MWh。

2025年1月16日，该项目Moss 300储能设施发生严重火灾。这场火灾造成大面积电池设备损毁，并导致附近约1200名居民紧急撤离。根据美国环境保护署（EPA）后续公布的信息，约5.6万个电池模块在事故中被烧毁。

然而，这并不是事故的终点。2026年9月18日清晨，已经停止运行一年多的受损建筑再次冒出浓烟。美国EPA确认，起火源于建筑内尚未移除的电池模块，约1300个模块在这次火情中燃烧。

更值得警惕的是，电站在2025年火灾后，已经开展了长期清理工作，约4万个完整电池模块被移除、放电并送往回收设施，但部分区域因结构损坏、难以安全进入，仍有带电电池滞留。直到最新一次火情发生，这些受损区域仍未完成清理。

需要强调的是，2026年9月的火灾并非正常运行中的储能系统再次发生故障，而是事故后尚未完成处置的电池重新起火，确切的初始诱因仍待调查。

Moss Landing暴露了储能安全长期以来被忽视的一个环节：一座电站停止运行，并不意味着安全风险随之消失。即使切断外部电源，电池内部仍可能储存大量电能；即使大火已经扑灭，未完全损毁的电池仍可能因内部损伤、绝缘失效等因素产生新的风险。

更深层次的问题是，储能行业长期将大量资源投入电站建设、产品交付和运营，却没有给予事故后清理、失效电池处置和退役回收同等程度的重视。

Moss Landing的教训表明，储能安全不仅需要考虑正常运行时如何预防事故，也必须考虑发生极端事故后，如何安全地让整座电站退出运行。

两年十余起典型事故，究竟是哪里最容易出问题？

Moss Landing并非孤例。梳理2025年以来海外公开报道的储能电站安全事故，可以发现，事故不仅发生在大型电网侧电站，也发生在工商业储能、在建项目及配套电气设备中。

将这些事故放在一起，至少可以看出四类值得关注的风险。

第一类，是电池本体的热失控风险。电芯内部短路、制造缺陷、过充、过热及长期老化等，都可能导致电池热失控。电池内部一旦出现持续放热反应，温度可能迅速升高，并释放可燃气体，严重时向相邻电池模块蔓延。磷酸铁锂电池虽然具有相对较好的热稳定性，但并不意味着不存在热失控风险。

第二类，是储能系统集成与电气设备风险。10月2日美国Kayak项目的火灾就发生在PCS设备中，而不是电池集装箱内。该项目储能规模为74.5MW/223.5MWh，起火区域被限制在单个逆变器柜内。这说明，即使电芯本身不存在异常，储能变流器、电缆连接、绝缘系统、开关保护和辅助电气设备等，也可能成为事故隐患。

第三类，是系统热管理、消防和隔离能力不足的风险。储能系统由大量电芯、电气设备、控制系统和消防设施共同组成。任何一个环节失效，都可能削弱其他环节的保护能力。

第四类则是越来越受到关注的运维及灾后处置风险。例如，德国Bautzen事故中，虽然起火设施已与电网断开，但消防部门仍需要持续冷却、监测温度，防止热失控扩大。Moss Landing更进一步证明，受损电池的风险可以持续一年以上。

日前，IntertekCEA（其前身为美国清洁能源协会）发布了2026年版《全球储能系统制造质量报告》。报告指出，在2025年对电池储能系统制造质量进行的审计中，发现的绝大多数问题均为“系统级缺陷”。”主要是集装箱集成涉及在布线、管道和消防系统依赖人工组装。未来竞争关键不仅仅是电池技术上创新突破，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。

为什么储能设备越来越先进，火灾依然难以避免？

据CESA储能应用分会产业数据库统计，从2022年至2026年9月，海外共发生130起锂电池及储能产业安全事故。安全事故国别高度集中，美韩德三国占近七成，其中美国 39 起，占比30%；韩国 31 起，占比23.85%、德国 18 起，占比13.85%，合计 67.7%。其后是英国8起，澳大利亚7起，法国4起。

表2：2022年—2026年9月海外锂电池及储能产业安全事故各国占比

值得注意的是，韩国虽装机体量远小于美国，事故数却接近，与其早期三元电池路线、以及披露制度完善都有关；此外，德国 18 起中户储占比突出，反映欧洲户用储能的安全短板。

从事故场景类型来看，储能电站类着火事故 97 起，占比74.6%；生产制造与回收类着火事故23起，占比17.7%；运输/物流途中起火事故5起；数据中心着火事故 3 起。按应用场景看，源网侧47起、户用22起、工商业19起——大储和户储是两头风险。且59.2%的事故发生在“已投运”状态，说明风险主要暴露在运行阶段，而非施工调试。

不过，事故的发生并不代表行业安全水平出现了倒退。2026年10月，美国电力科学研究院（EPRI）发布的《Risk Factors and Failure Statistics of Lithium-Ion BESS》研究报告显示，2018年至2025年，全球储能系统每单位已部署GWh对应的年度故障事件发生率下降约98%。

这意味着，随着储能装机规模大幅增长，单位装机对应的故障事件发生率实际上已经明显降低。但故障发生率下降，并不代表单次重大事故的后果可以忽略。事实上，储能火灾的特殊性，恰恰体现在事故发生后的处置难度。

首先，储能电池内部储存着大量能量，切断外部电网连接，并不能立即消除电池自身的电气和热风险。其次，电池热失控释放的可燃气体可能在密闭空间内积聚，形成燃烧甚至爆燃风险。消防部门既需要控制高温，又必须防范有害烟气和电气危险。最后，储能火灾还存在复燃风险。消防人员即使扑灭明火，也可能需要继续监测温度，并对受损电池进行隔离、放电和安全转运。

以2026年9月22日美国La Verne火灾为例，当地消防部门不仅需要控制最初起火的设备，还需要持续监测相邻电池单元的温度变化，并采取水冷却措施。而在Moss Landing事故中，消防部门则根据现场条件，采取了监控并允许受损电池燃尽的策略。

这说明储能火灾不存在简单统一的灭火方案，既不能认为所有火灾都可以直接喷水扑灭，也不能笼统地认定锂电池火灾不能使用水。真正有效的应急处置，必须结合电池类型、现场电气状态、燃烧规模、气体风险、消防用水条件和人员安全制定方案。

对于储能企业而言，消防系统也不能只是项目验收时需要配备的设备，而应成为储能系统设计之初就充分考虑的组成部分。

真正需要警惕的，是安全验证跟不上产品迭代

近年来，中国储能产业在电芯制造、系统集成和成本控制方面取得了显著进步。但快速扩张也带来了新的挑战。一方面，储能电芯正向更大容量发展，储能系统的能量密度和单舱容量不断提高；另一方面，激烈的市场竞争持续压缩产品价格，企业交付周期也越来越短。

这里需要区分两个问题。大容量电芯并不天然意味着不安全，真正值得警惕的是新产品的迭代速度超过了充分测试和长期验证的能力。储能产品从280Ah、314Ah向更大容量迭代，意味着电芯结构、电池成组、热管理和系统保护方案可能随之变化。如果企业仅依据单体电芯的测试数据，就直接推断整套系统的安全性，可能低估极端工况下的风险。

尤其是随着单个储能集装箱容量增加，一旦发生热失控，系统需要管理的潜在能量规模也随之提高。安全验证必须从单体电芯延伸至电池模组、电池簇、储能单元乃至实际电站场景。

同时，一套储能系统的价格不仅包括电芯和PCS，还包括BMS、热管理、消防、电气保护、系统测试以及后续运维服务。如果招标采购过度关注初始设备价格，而忽视安全冗余、测试深度和长期运行质量，企业就可能缺少投入充分安全验证的商业激励。

当然，低价本身不能被直接认定为事故原因。真正的问题在于，项目是否因为压缩成本而降低了关键安全要求。储能电站是重资产、长周期基础设施。对于一座计划运行十年以上的电站而言，前期节省的设备费用，一旦换来长期停机、重大维修甚至火灾损失，项目全生命周期的经济性就可能被彻底改写。

安全标准越来越严格，中国储能还缺什么？

值得肯定的是，中国储能安全监管体系正在加速完善。2025年4月，国家能源局等五部门联合印发《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》，从电池系统本质安全、项目安全条件论证、监管责任和企业主体责任等方面提出全链条要求。

2025年8月1日，强制性国家标准GB 44240-2024《电能存储系统用锂蓄电池和电池组 安全要求》正式实施，进一步提高了储能电池产品的安全要求。

2026年4月1日，GB/T 51048-2025《电化学储能电站设计标准》正式实施，对储能电站设计、电池成组、电气保护和消防安全等提出新的技术要求。

2026年，国家能源局还发布《新型储能电站建设工程质量监督大纲》，推动质量监督覆盖储能项目建设过程。同年7月1日起施行的《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》，进一步明确了特定电压等级下电化学储能电站涉网性能不符合要求等重大隐患判定情形。

此外，2026年9月28日发布的GB/T 48213-2026《电化学储能电站安全评价导则》，将于2027年4月1日实施。

10月21日，国家能源局公布2026年第4号公告，批准发布287项能源行业标准。其中，《电化学储能电站安全预评价规程》（DL/T 3120—2026）和《电化学储能电站全生命周期碳排放量化及评价导则》（DL/T 3128—2026）均于10月9日获批，出版机构为中国电力出版社，将于2027年4月9日实施。

《电化学储能电站安全预评价规程》将风险识别的关口进一步前移。根据该标准立项说明，评价重点关注电站设计方案及设备技术要求中的风险。对项目开发方、设计单位及系统集成商而言，安全不能仅靠竣工验收和投运后的监测，更需要在技术方案论证、设备选型和工程设计阶段提前识别并防范风险。

《电化学储能电站全生命周期碳排放量化及评价导则》则将评价视角拓展至电站的环境绩效。储能能够为新能源消纳和电力系统低碳转型提供支撑，但设备制造、工程建设、运行维护和退役回收等环节同样需要开展碳排放管理。随着海外储能市场更加重视绿色采购和供应链透明度，中国储能企业有必要逐步建立可追溯的电站全生命周期碳数据体系。需要区分，电站自身的生命周期碳排放与储能参与电力调节带来的系统减排效益，并不是同一个核算概念。

上述两项新标准与此前产品安全、电站设计、施工质量、并网运行和安全评价方面的制度要求相互衔接，表明储能管理正从单一产品延伸至项目全周期，评价维度也开始覆盖环境绩效。但标准的持续完善，并不意味着工程安全能力就能自动提高，真正的考验仍在于能否将相关要求落实到每一套储能系统。

首先，必须提高系统级测试要求。美国UL 9540A测试方法，以及2026版NFPA 855对大规模火烧试验的进一步强调，都反映出一个发展趋势——储能安全验证需要更多关注真实热失控场景、火势蔓延和防护措施的有效性。对于国内企业而言，尤其需要强化大容量电芯、液冷系统、构网型储能等新产品和复杂应用场景下的系统安全验证。

其次，需要建立跨设备、跨环节的安全管理能力。储能电站中的BMS、PCS、EMS、热管理与消防系统不能各自独立运行，而应在异常识别、保护动作、故障隔离和应急处置中形成协调机制。

其三，安全监管应更多延伸到电站实际运行阶段。储能电池的状态会随着循环次数、环境温度和使用工况变化。投运前通过测试，并不等于十年运行期间都能保持同等安全状态。

因此，企业需要建立持续的电池健康状态监测、异常预警、定期安全评估和故障复盘机制。尤其对于工商业储能项目，更应明确设备厂家、系统集成商、项目业主和第三方运维机构之间的责任边界，避免出现设备有人销售、项目有人建设、运行风险却无人真正负责的情况。

最后，还需要补齐事故后处置与退役回收能力。从Moss Landing的经验看，失效电池如何安全放电、拆除、运输、回收，以及事故污染物如何监测处理，应当在电站建设阶段就制定完整方案，而不是等事故发生后再临时寻找解决办法。

安全已成为下一轮竞争的关键壁垒

从产业发展角度看，2025—2026年海外储能事故带来的最大启示，并不是储能技术不成熟，也不是储能产业应该放慢发展。真正值得关注的是，随着储能从快速增长的新兴产业转变为电力系统的重要基础设施，安全可靠性正在成为与成本、效率同等重要的竞争指标。

过去，中国储能企业出海，最主要的优势来自制造规模、产品迭代速度和成本控制能力。但随着海外大型储能项目不断增多，电站业主、投资机构、保险公司和金融机构，将越来越关注产品能否稳定运行、是否具有充分的安全认证、是否具备完善的运维体系，以及发生事故之后能否及时有效地控制损失。这意味着，中国储能产业下一阶段的竞争，将不再只是比拼电芯容量、系统价格和交付规模，而是比拼储能电站在全生命周期内的安全性、可靠性和经济性。

同时，AI将助力新型储能更好发挥全生命周期生产价值、系统价值、安全价值、运维价值、交易价值、收益价值、回收价值。以应用场景为导向，以电网运行条件为基础，以整站级零碳系统解决方案涉及并网、调度、安全、电磁兼容、环境适应、构网技术等系统性适配产品运行验证，从而进一步提升储能市场新的准入标准和门槛。

从更长远的角度来看，着力推动安全标准、技术创新、工程监管与全生命周期智能化运维协同发展，让安全可靠成为储能产业发展的基石和企业差异化竞争力的壁垒优势，从而更好推动中国储能产业从规模领先向品质领先、服务领先和价值领先的深度跨越，并在全球市场中建立更加持久的产业竞争力。

金融赋能新型储能产业高质量发展

为赋能更多新型储能优质科创企业发展壮大，助力新型储能产业高质量发展，中国建设银行新都支行将面向新型储能行业企业提供包括不限于等系列金融服务产品，建行新都支行每年预计可授信总额度达数十亿元人民币。金融服务热线：18893160359/13678103443（微信同号）。部分产品介绍如下：

“善科贷”

“善科贷”是指建设银行以新型储能行业科技小微企业及其企业主的信用信息、经营信息、人才信息、科技成果等数据,综合考虑企业的经营现状、科技属性及发展潜力，为具有良好成长性的科技小微企业发放的人民币流动资金贷款业务。

适用对象：新型储能科技型小微企业，满足企业拥有自主知识产权、企业主/主要股东有高层次人才称号、企业获得优质科创企业资质称号、承担国家重大科技专项条件之一。

额度上限及期限：最高1000万元；最长3年。

“科技研发贷”

“科技研发贷”是支持企业以获取专利权、著作权等知识产权为目的的研发活动支出，分经营贷款及项目贷款。

额度上限及期限：项目贷款不超过不得超过“项目总投资金额*（1-资本金比例）”，经营贷款根据借款人实际需求、经营规模、业务特征、资金周转特点、科技创新能力、研发费用税前加计扣除、综合偿债能力等因素综合确定，项目贷款一般不超过10年；经营贷款一般不超过3年；

产品特点：支持企业进行与研发活动直接相关的科学仪器设备购置，中试生产线建设、改造，专利权、著作权等知识产权购置、付费，以及材料采购、人员薪酬、产学研究和分析测试费用等费用化、资本化支出。

“并购贷款”

并购贷款是向并购方或其子公司发放的，用于支付并购交易价款和费用的贷款。

额度上限：不超过并购交易价款的60%，额度期限：一般不超过7年，产品特点：市场上唯一可用于收购企业股权的权益性贷款

提示：上述产品贷款年利率以申请当日建行各官方渠道披露的实际年化利率为准，企业可贷额度以最终审批为准。贷款资金仅用于生产经营，不得用于房地产、股市、民间借贷等禁止性领域。

“股权投资”

产品介绍：通过集团子公司或我行合作投资机构为客户提供股权性融资服务

额度上限：按照真实需求测算额度

额度期限：根据投资资金性质及投资结构进行灵活设置

产品特点：权益性资金，资金使用灵活，可设置个性化待退出机制

合作机构：积极与外部投早投小创投机构开展业务合作，尤其是初创期企业股权投资30强的创投机构（例如：中科创星、真格基金、明势创投、蓝驰创投、源渡创投、啟赋资本、英诺天使基金、创新工场、梅花创投、险峰资本等）。

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