[中国石油新闻中心 2025-08-26]

　　□徐泉中国石油大学（北京）碳中和未来技术学院

　　近日，国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2025）》显示，当前，我国新型储能产业稳步发展。截至2024年底，已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%。这一数据既彰显了我国在新型储能领域的领先地位，也凸显了储能技术在当前能源转型浪潮中的战略价值。本期将聚焦新型储能技术，深入剖析产业发展现状、前沿技术突破及未来发展方向，共同探讨石油企业如何在油气稳产之余实现绿电增量，为构建零碳能源新生态提供思路。

　　产业规模持续扩大应用场景加速拓展

　　当前，新型储能产业在全球范围内呈现爆发式增长态势。2024年，全球储能行业市场规模达到627亿美元。我国也在坚定推进能源转型，积极构建以可再生能源为主体的新型能源体系。2025年上半年，根据国家能源局数据，中国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%，继续保持较快发展态势。其中，新疆与内蒙古在新增并网规模上位居全国前列。锂离子电池虽然仍占据主导地位，但百兆瓦级、百兆瓦时级非锂储能技术已经实现并网运行，取得了重要的应用突破。国际能源署（IEA）与彭博新能源财经（BNEF）均预测，2030年前，全球新型储能装机将以30%—40%的年复合增长率快速扩张，预计2030年全球新型储能装机总规模将达358—585吉瓦，储能投资总规模最高可达3260亿美元。

　　新型储能在电力系统中的应用主要涵盖电源侧、电网侧和用户侧三大场景。通常，电源侧与电网侧储能被合称为表前储能，用户侧储能则归为表后储能。从本质上讲，储能的核心价值在于破解供电生产连续性与用电需求间歇性矛盾，从而保障电力系统在各环节稳定运行。当前，国内新型储能项目以表前储能（电源侧与电网侧）为发展主力。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，我国2024年新型储能新增投运装机中，表前储能占比高达93%，表后储能仅占7%。从需求端来看，我国正处于从传统能源向新能源转型的关键时期，随着风电、光伏新增装机量的持续提升，弃风弃光难题成为行业焦点；同时，新能源发电占比提升带来的间歇性、不稳定性问题愈发突出，电网调峰调频需求显著增加。在此背景下，各地陆续出台强制配储政策，新型储能作为解决弃风弃光问题、满足系统调峰调频需求的核心手段，受到行业高度关注。

　　技术路线多元突破自主创新成果显著

　　锂离子电池是目前发展最为迅速的新型储能技术。中国锂电池储能技术以大容量、高安全性、低成本为主线，推动基础研究、规模应用与多元化突破协同发展。目前，大容量电芯已成为行业焦点，储能锂电池正式迈入“500Ah+”大容量时代。宁德时代推出三款500Ah以上储能电芯，适配海外市场等场景；亿纬锂能量产628Ah超大容量电芯。同时，液冷储能系统取得关键突破，温控效率较传统风冷系统提升50%，全液冷与复合液冷成为趋势，多家企业推出集成液冷的标准化储能柜。

　　液流电池在高安全性、大规模、长时储能技术领域具有广泛的应用前景。我国在基础研究、技术创新和产业发展方面均取得了显著进展，创新型电池体系及新型关键材料不断涌现。全钒液流电池已形成较为完整的产业链，国内以大连融科、上海电气、四川伟力得等为代表的龙头企业已完成百兆瓦时级项目的交付。铁铬液流电池的头部企业如中海储能、和瑞储能等，也在2025年相继开启百兆瓦时级项目交付。此外，新型技术路线如锌铁液流电池、锌溴液流电池、有机液流电池等也开始从实验室走向商业示范，核心材料如质子交换膜、双极板等的国产化率不断提升，有效降低了生产成本。

　　压缩空气储能技术因其储能容量大、周期长、效率高、寿命长、投资小等优势，成为极具前景的大规模储能技术。在系统总体设计方面，中国科学院工程热物理研究所攻克300兆瓦级系统全工况设计与调控技术并完成并网调试。在压缩机和膨胀机技术上，突破全三维气动与多级变几何联合调控技术，发明多型号宽工况组合式压缩机和高负荷轴流式膨胀机并完成集成测试。在系统并网与控制方面，攻克“储能+电力”系统耦合控制技术，形成并网及动态精细控制方案，保障电站在调峰、调频、黑启动等场景下能够快速响应。

　　超级电容器领域也取得重要突破，新型电极材料、高性能电解液、界面优化等关键技术有效提升了电容器的能量密度、循环寿命及在极端温度下的适应性。在电力系统调频领域，超级电容器凭借其高功率密度和快速响应特性，成为解决电网调频难题的重要手段。市场上基于“超级电容+锂电池”的混合储能模式也取得了良好示范效果。

　　挑战与机遇并存融合发展成关键路径

　　当前，储能行业正加速从政策驱动向市场驱动转型。在这一新阶段，储能不仅要承担供电的计划性和可持续性职能，还需作为应急电源，提供黑启动和防灾保底等多元化服务。因此，建立新型盈利模式，全面考量容量、功率损耗、投资成本等核心参数，对推动储能在分布式能源与微电网中的规模化应用至关重要。

　　展望未来，随着新能源高比例接入，发电侧、电网侧与用户侧多元主体将深度协同，推动源网荷储协调发展新生态的构建。在此过程中，构网技术作为构建高质量电网的关键支撑，作用日益凸显。构网型储能通过跨时段电量转移实现削峰填谷，可有效缓解峰谷差、降低备用容量需求、提升系统稳定性并减轻输电网压力。依托电力电子技术与先进控制算法，构网型储能能够模拟同步发电机特性，主动参与电网调节，作为电压源支持100%电力设备运行，从根本上解决孤岛问题。构网型储能的崛起，将成为中国新能源产业从“规模领先”迈向“技术引领”的重要标志。

　　为因地制宜发展新质生产力，需围绕“风光水火核”与“发输储用造”全产业链体系，加快推进沙戈荒大型基地建设，统筹实现本地消纳、调峰储能、电力外送和零碳园区的一体化发展。然而，当前在微电网构建、长时储能与移动储能耦合应用等方面仍存在明显短板。此外，基于大数据的智能诊断工具正推动储能系统向智能化演进，有望实现设备的预防性维护与寿命延长，为系统安全高效运行提供保障。

　　对中国石油等国内石油企业而言，新能源场站的大规模接入使得油田电网面临严峻挑战。各油田弃风弃光率持续上升，新能源发电的随机性、弱可控性与弱支撑性对电力电量平衡构成压力，不仅增加了电力安全供应风险，也因出力高峰与用电负荷低谷的矛盾凸显了清洁能源消纳问题。当前，部分油田分布式新能源场站在设计阶段规划的余热利用、电加热等消纳项目，因收益问题未能如期落地，导致终端电气化进程滞后，原本应就地消纳的分布式项目产生大量弃风弃光，进一步凸显了系统调节能力的不足。

　　针对油田电网因新能源波动性和随机性引发的稳定性不足、弃风弃光及功率分配等问题，储能系统可发挥关键作用：一是通过快速响应实现风光出力平衡，提供调频、黑启动等服务，增强电网的可靠性与韧性；二是优化系统运行，实现发电出力的削峰填谷。此外，依托储能技术还可推进微网与分布式能源建设，结合电网运行方式与网架结构构建源网荷储一体化区域，实现网内新能源自主调峰。在沙戈荒地区，通过“油气稳产+绿电增量”双轮驱动，推动传统能源与新能源协同发展，持续降低碳排放，提升能源利用效率。同时，应积极推进终端电气化，探索电力交易市场与油田微电网的联动机制与耦合策略，进一步优化能源配置。

　　储能技术正经历从“单一功能”向“多元协同”的重大转变。石油企业应紧抓战略窗口，深化对构网型储能技术的理解，把握绿电消纳本质，凭借在终端应用和炼化关键材料领域的固有优势，抢占新型电堆关键材料的低成本制造先机。通过积极拥抱技术与资本，联合头部企业实现石油石化领域储能技术的源头创新与模式创新，全面把握波动电源发展趋势，以材料创新突破技术瓶颈，以系统集成重构能源资产，以数字智能提升运营效率。未来10年，每一座油田、每一台加油机都可能演进为微电网的关键节点，在数字技术赋能下共同构建零碳能源新生态。