中国报告大厅网讯，在全球能源转型加速的大背景下，2025年石油化工行业正处于关键变革期。新型储能作为构建新型电力和能源体系的重要支撑技术，在石油化工行业的发展备受瞩目。截至2024年底，我国新型储能累计装机规模达7376万千瓦，较“十三五”末增长约20倍，与2023年底相比增幅达130%。这一迅猛的发展态势，为石油化工行业的绿色低碳转型带来了新的机遇与挑战。石油化工行业通过开发风光发电、地热、绿氢等新能源实现自用能清洁替代时，面临着诸多电力相关问题，而新型储能技术的应用有望解决这些难题，助力行业可持续发展。

  一、石油化工行业新型储能发展现状

  (一)产业布局初现成效

  《2025-2030年全球及中国石油化工行业市场现状调研及发展前景分析报告》指出，近年来，我国新型储能产业在政策推动和技术进步的双重作用下快速发展。2022、2023和2024年底，我国已建成投运新型储能累计装机规模分别为870万千瓦/1827万千瓦时、3139万千瓦/6687万千瓦时和7376万千瓦/1.68亿千瓦时。石油化工行业也积极投身其中，众多国际知名油气企业加紧全球储能布局，国内的中国石油、中国石化、中国海油同样结合自身业务优势开展储能业务。

  中国石油在储能技术研发和产业应用方面投入较大，成果丰硕。在电化学储能、压缩空气储能、熔盐储能等领域取得突破，建成多个大型电化学储能项目，如塔里木油田、玉门油田的光伏发电项目均配套建设了大规模的磷酸铁锂电化学储能电站。中国石化在电化学储能、压缩空气储能研发上有所成果，胜利油田10兆瓦/20兆瓦时电化学储能项目已投运，新疆库车绿氢项目也建成了一定规模的储氢设施及配套储能装置。中国海油则在液态空气储能技术上取得突破，并推动其在多个LNG项目中示范应用。

  (二)多种技术竞相发展

  新型储能技术种类繁多，特性各异。按照相关分类方式，可分为物理储能、电化学储能和大容量长周期储能。

  物理储能中的压缩空气储能，通过空气压力势能和压缩热能变化实现电能存储与释放，已商业化运用。江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目(一期储能容量30万千瓦时)是全球首个非补燃压缩空气储能电站，但该技术面临地上储罐成本高、地下储气库受地域限制、系统效率低等问题。

  电化学储能是目前应用较广的技术类型。锂离子电池在储能市场的电化学储能装机中占据主导地位，专家预测，“十四五”末其储能度电成本有望降至0.1-0.2元。不过，锂离子电池存在温度适应性和一致性较差、有易燃易爆安全隐患等缺点。液流电池安全性高、寿命长、规模大，更适合长周期大容量储能场景，但能量密度和功率密度低、初装成本高，尚处于商业化起步阶段。钠离子电池具有耐低温、快充、低成本等优势，部分类型已实现产业化，在储能市场前景广阔。铅酸电池安全、廉价、易于再生，在大规模储能中也有应用。水系离子电池以水溶液为电解质，高安全、环境友好，但目前处于实验室向示范应用转化阶段。

  大容量长周期储能技术包括氢储能和热储能，可用于周级乃至跨季节调节。氢储能主要涉及电解水制氢及氢燃料电池发电技术，热储能则是将电能转化为热能储存和利用，包括固体蓄热及水蓄热。不同储能技术的综合能效、启停时间、满负荷放电时间等技术特性差异较大，石油化工企业可根据自身需求和资源优势选择合适的储能技术。

  二、石油化工行业发展新型储能的环境前景

  (一)契合国家产业政策导向

  近年来，我国对储能行业给予重点支持，多项政策文件提及新型电力系统及储能，对新型储能发展进行总体部署，指明技术发展方向，并提出一系列行动推动产业发展。这些政策为石油化工行业发展新型储能提供了有力的政策保障和发展机遇，促使企业积极布局储能业务，助力行业绿色转型。

  (二)满足产业升级转型需求

  我国石油化工和煤化工碳排放量大，按照预测，石油化工碳排放量将在“十五五”末期达峰。为实现绿色低碳发展转型升级，石油化工企业积极发展新能源。储能作为新能源转化、存储与利用的关键环节，发展空间巨大。截至2023年底，中国石油和中国石化累计建成风光发电装机规模分别约5000MW以上和1932MW。若两家企业累计建成风光发电装机规模之和达到未来我国风光装机规模总和的1%，按新能源电力储能配套10%、储存时长2小时估算，2030年和2050年全国共需配建储能规模将分别为2.2-2.4GW/4.4-4.8GW・h、4.7-6.7GW/9.4-13.4GW・h。发展储能业务不仅能推动石油化工企业转型，还能开辟新的业务赛道。

  (三)具备良好的发展基础条件

  国家推动油气勘探开发与新能源融合发展，石油化工企业具有诸多优势。油气上游企业所在地区风光资源丰富，地理空间广阔，利于布局风光发电项目。“沙戈荒”大基地建设中，储能可解决新能源并网难题。油气田企业矿区与盐穴资源分布重叠度高，废弃井资源丰富，适合发展地下规模压缩空气储能。此外，石油化工企业在新型储能技术和装备开发、产业应用方面已积累了一定经验，为进一步发展储能奠定了坚实基础。

  三、石油化工行业发展新型储能面临的挑战

  (一)能源结构与生产结构待优化

  随着新型电力系统建设和新型储能应用，石油化工行业的能源供给结构和现有生产装置工艺、产品结构需要优化调整。电动汽车和其他清洁能源技术的发展，使传统燃油动力逐渐被取代。海南省宣布2030年停售燃油车，中国新能源汽车市场渗透率已超50%且持续增长。这要求石油化工企业及时调整生产和产品结构，以适应市场变化。

  (二)储能技术成本居高不下

  我国新型储能技术处于商业化和规模化发展初期，成本较高。以典型项目测算，抽水蓄能电站度电成本为0.21-0.25元/kW・h，容量型磷酸铁锂储能电站度电成本0.49-0.68元/kW・h，压缩空气储能电站度电成本约为0.43-0.56元/kW・h。较高的成本使得石油化工行业大规模部署储能系统面临困难，降低成本成为关键挑战。

  (三)技术攻关与创新迫在眉睫

  石油化工行业自身用能及未来降碳需求，需要大容量、大规模的储能系统，现有储能技术难以满足。油气行业储能需求分布广泛，地理环境和气候条件差异大，要求储能技术具备更宽的适应性。炼油和化工装置对生产稳定性要求高，提高储能系统的循环寿命和可靠性至关重要，因此，储能技术亟待科技攻关与创新。

  (四)法规政策体系尚不完善

  石油化工行业现状分析指出，目前，我国储能市场参与机制不完善，储能电站存在调用频率低、利用率不足、回报周期长等问题，导致储能价值难以充分发挥。虽然相关政策提出新能源发电市场化等内容，但政策落地还需完善一系列机制，包括电价机制、容量补偿机制、安全保障机制等，还需推动储能作为独立主体参与电力市场，出台容量电价核定规范与实施细则，为储能市场化应用提供全面政策支持。

  综上所述，新型储能对于石油化工行业向绿色低碳转型意义重大，前景广阔。目前，国内外部分石油化工企业已在新型储能业务上有所布局并取得一定成果，但行业发展仍面临诸多挑战，如储能技术对生产结构的影响、成本较高、技术瓶颈以及法规政策不完善等问题。为推动石油化工行业新型储能业务高质量发展，国家应完善法规政策与标准体系，企业要发挥自身优势构建新型应用场景，发展特色储能技术与装备，同时加强跨学科人才培养。只有这样，才能克服困难，充分发挥新型储能在石油化工行业的巨大潜力，助力行业实现可持续发展，为实现“双碳”目标贡献力量。