中國報告大廳網訊，在全球能源轉型加速的大背景下，2025年石油化工行業正處於關鍵變革期。新型儲能作為構建新型電力和能源體系的重要支撐技術，在石油化工行業的發展備受矚目。截至2024年底，我國新型儲能累計裝機規模達7376萬千瓦，較「十三五」末增長約20倍，與2023年底相比增幅達130%。這一迅猛的發展態勢，為石油化工行業的綠色低碳轉型帶來了新的機遇與挑戰。石油化工行業通過開發風光發電、地熱、綠氫等新能源實現自用能清潔替代時，面臨著諸多電力相關問題，而新型儲能技術的應用有望解決這些難題，助力行業可持續發展。
(一)產業布局初現成效
《2025-2030年全球及中國石油化工行業市場現狀調研及發展前景分析報告》指出，近年來，我國新型儲能產業在政策推動和技術進步的雙重作用下快速發展。2022、2023和2024年底，我國已建成投運新型儲能累計裝機規模分別為870萬千瓦/1827萬千瓦時、3139萬千瓦/6687萬千瓦時和7376萬千瓦/1.68億千瓦時。石油化工行業也積極投身其中，眾多國際知名油氣企業加緊全球儲能布局，國內的中國石油、中國石化、中國海油同樣結合自身業務優勢開展儲能業務。
中國石油在儲能技術研發和產業應用方面投入較大，成果豐碩。在電化學儲能、壓縮空氣儲能、熔鹽儲能等領域取得突破，建成多個大型電化學儲能項目，如塔里木油田、玉門油田的光伏發電項目均配套建設了大規模的磷酸鐵鋰電化學儲能電站。中國石化在電化學儲能、壓縮空氣儲能研發上有所成果，勝利油田10兆瓦/20兆瓦時電化學儲能項目已投運，新疆庫車綠氫項目也建成了一定規模的儲氫設施及配套儲能裝置。中國海油則在液態空氣儲能技術上取得突破，並推動其在多個LNG項目中示範應用。
(二)多種技術競相發展
新型儲能技術種類繁多，特性各異。按照相關分類方式，可分為物理儲能、電化學儲能和大容量長周期儲能。
物理儲能中的壓縮空氣儲能，通過空氣壓力勢能和壓縮熱能變化實現電能存儲與釋放，已商業化運用。江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示範項目(一期儲能容量30萬千瓦時)是全球首個非補燃壓縮空氣儲能電站，但該技術面臨地上儲罐成本高、地下儲氣庫受地域限制、系統效率低等問題。
電化學儲能是目前應用較廣的技術類型。鋰離子電池在儲能市場的電化學儲能裝機中占據主導地位，專家預測，「十四五」末其儲能度電成本有望降至0.1-0.2元。不過，鋰離子電池存在溫度適應性和一致性較差、有易燃易爆安全隱患等缺點。液流電池安全性高、壽命長、規模大，更適合長周期大容量儲能場景，但能量密度和功率密度低、初裝成本高，尚處於商業化起步階段。鈉離子電池具有耐低溫、快充、低成本等優勢，部分類型已實現產業化，在儲能市場前景廣闊。鉛酸電池安全、廉價、易於再生，在大規模儲能中也有應用。水系離子電池以水溶液為電解質，高安全、環境友好，但目前處於實驗室向示範應用轉化階段。
大容量長周期儲能技術包括氫儲能和熱儲能，可用於周級乃至跨季節調節。氫儲能主要涉及電解水制氫及氫燃料電池發電技術，熱儲能則是將電能轉化為熱能儲存和利用，包括固體蓄熱及水蓄熱。不同儲能技術的綜合能效、啟停時間、滿負荷放電時間等技術特性差異較大，石油化工企業可根據自身需求和資源優勢選擇合適的儲能技術。
(一)契合國家產業政策導向
近年來，我國對儲能行業給予重點支持，多項政策文件提及新型電力系統及儲能，對新型儲能發展進行總體部署，指明技術發展方向，並提出一系列行動推動產業發展。這些政策為石油化工行業發展新型儲能提供了有力的政策保障和發展機遇，促使企業積極布局儲能業務，助力行業綠色轉型。
(二)滿足產業升級轉型需求
我國石油化工和煤化工碳排放量大，按照預測，石油化工碳排放量將在「十五五」末期達峰。為實現綠色低碳發展轉型升級，石油化工企業積極發展新能源。儲能作為新能源轉化、存儲與利用的關鍵環節，發展空間巨大。截至2023年底，中國石油和中國石化累計建成風光發電裝機規模分別約5000MW以上和1932MW。若兩家企業累計建成風光發電裝機規模之和達到未來我國風光裝機規模總和的1%，按新能源電力儲能配套10%、儲存時長2小時估算，2030年和2050年全國共需配建儲能規模將分別為2.2-2.4GW/4.4-4.8GW・h、4.7-6.7GW/9.4-13.4GW・h。發展儲能業務不僅能推動石油化工企業轉型，還能開闢新的業務賽道。
(三)具備良好的發展基礎條件
國家推動油氣勘探開發與新能源融合發展，石油化工企業具有諸多優勢。油氣上游企業所在地區風光資源豐富，地理空間廣闊，利於布局風光發電項目。「沙戈荒」大基地建設中，儲能可解決新能源併網難題。油氣田企業礦區與鹽穴資源分布重疊度高，廢棄井資源豐富，適合發展地下規模壓縮空氣儲能。此外，石油化工企業在新型儲能技術和裝備開發、產業應用方面已積累了一定經驗，為進一步發展儲能奠定了堅實基礎。
(一)能源結構與生產結構待優化
隨著新型電力系統建設和新型儲能應用，石油化工行業的能源供給結構和現有生產裝置工藝、產品結構需要優化調整。電動汽車和其他清潔能源技術的發展，使傳統燃油動力逐漸被取代。海南省宣布2030年停售燃油車，中國新能源汽車市場滲透率已超50%且持續增長。這要求石油化工企業及時調整生產和產品結構，以適應市場變化。
(二)儲能技術成本居高不下
我國新型儲能技術處於商業化和規模化發展初期，成本較高。以典型項目測算，抽水蓄能電站度電成本為0.21-0.25元/kW・h，容量型磷酸鐵鋰儲能電站度電成本0.49-0.68元/kW・h，壓縮空氣儲能電站度電成本約為0.43-0.56元/kW・h。較高的成本使得石油化工行業大規模部署儲能系統面臨困難，降低成本成為關鍵挑戰。
(三)技術攻關與創新迫在眉睫
石油化工行業自身用能及未來降碳需求，需要大容量、大規模的儲能系統，現有儲能技術難以滿足。油氣行業儲能需求分布廣泛，地理環境和氣候條件差異大，要求儲能技術具備更寬的適應性。煉油和化工裝置對生產穩定性要求高，提高儲能系統的循環壽命和可靠性至關重要，因此，儲能技術亟待科技攻關與創新。
(四)法規政策體系尚不完善
石油化工行業現狀分析指出，目前，我國儲能市場參與機制不完善，儲能電站存在調用頻率低、利用率不足、回報周期長等問題，導致儲能價值難以充分發揮。雖然相關政策提出新能源發電市場化等內容，但政策落地還需完善一系列機制，包括電價機制、容量補償機制、安全保障機制等，還需推動儲能作為獨立主體參與電力市場，出台容量電價核定規範與實施細則，為儲能市場化應用提供全面政策支持。
綜上所述，新型儲能對於石油化工行業向綠色低碳轉型意義重大，前景廣闊。目前，國內外部分石油化工企業已在新型儲能業務上有所布局並取得一定成果，但行業發展仍面臨諸多挑戰，如儲能技術對生產結構的影響、成本較高、技術瓶頸以及法規政策不完善等問題。為推動石油化工行業新型儲能業務高質量發展，國家應完善法規政策與標準體系，企業要發揮自身優勢構建新型應用場景，發展特色儲能技術與裝備，同時加強跨學科人才培養。只有這樣，才能克服困難，充分發揮新型儲能在石油化工行業的巨大潛力，助力行業實現可持續發展，為實現「雙碳」目標貢獻力量。
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