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导读：随着全球经济发展和人们对清洁、绿色能源需求的不断增长，储能技术成为解决能源问题的重要手段。我国将抽水蓄能和新型储能定位为支撑新型电力系统的重要技术，发展储能对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、实现应对气候变化目标具有重要意义。储能在油气勘探开发与石化领域也有着较为广泛的应用场景和极大的发展潜力。大力发展储能对加快石油石化企业绿色转型、推动用能替代和清洁替代起到至关重要的作用。

“近年来，我国新型储能产业快速发展。2023年，我国新型储能装机规模再创新高，新增装机规模已经超过45吉瓦时，是2022年装机水平的3倍。”1月8日，中国能源研究会理事长史玉波在2024中国储能CEO大会上总结道。

储能特别是新型储能，与能源安全新战略以及“双碳”目标有着密切关系。风光等新能源“靠天吃饭”的不稳定性和构建新型电力系统的安全稳定要求之间的矛盾，使得发展新型储能显得尤为关键。

在“双碳”目标推动下，作为能源生产大户和消费大户的石油石化企业，正逐渐加快低碳转型和绿色发展步伐，持续发力多元化对外清洁供能和自身生产用能清洁替代。储能成为石油石化企业绿色转型道路上必然要面对的重要课题。

目前，国内储能市场发展迅猛，储能规模持续增长。根据2024中国储能CEO大会发布的《储能产业年度回顾及趋势展望——暨2023年储能产业数据发布》，2023年，中国新型储能项目数量（含规划、建设中和运行项目）超2500个，较2022年增长46%。国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。更有分析指出，新型储能有望成为下一个万亿元级产业。

石油石化企业也在加速布局储能领域。在技术创新和应用方面，吐哈油田120兆瓦源网荷储一体化项目已平稳运行1年，为温西一库等油田重点项目提供源源不断的绿色能源。华北油田采油四厂建成中国石油首个分布式智能电网示范区，综合应用储能等系列技术，实现油气生产用电和新能源生产一体化、智能化管控。国家管网集团注资50亿元，在上海成立储能技术有限公司，发力储气、储氢、储二氧化碳、储空气等技术研究，助力打造绿色低碳供应链体系。在终端服务领域，中国石油、中国石化等油气企业探索建立集加油、充电、换电、光伏、储能等功能于一体的综合能源服务站，加快向综合能源服务商转型。

但在储能赛道持续火热的背后，产能过剩、产能利用率低、竞争加剧、技术同质化、商业模式和收益模式不明确等问题逐渐显现。对于石油石化企业来说，发力储能仍需“小步快跑”。要借《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》等政策的东风，加快推动新型储能在油气上游规模化应用，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、油气勘探开发用户侧等多场景应用，有序推进储能与新能源协同发展。同时，要加快利用自身的产业和技术人才优势，开展电化学储能、短时储能、长时储能等方向的创新技术攻关，打造具有油气特色的储能技术及应用示范，逐步实现从跟跑到领跑的高质量发展。

储能与石油将擦出怎样的火花？

储能丨“沙戈荒”新能源大基地

2022年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，明确到2030年，我国将规划建设风光基地总装机规模约4.55亿千瓦。目前，国家正大力推动油气勘探开发与新能源融合发展。国内油气上游企业大多位于华北、东北、西北地区，风光资源丰富，且矿权区内地理空间广阔，有利于布局风光发电项目。然而，“沙戈荒”大基地建设也面临着新能源与系统调节能力建设匹配困难、外送通道利用率低等问题。合理配置储能，能够使风光发电的出力特性接近煤电，有效解决新能源大基地的并网难题，保障输电通道稳定可靠运行。

相关项目

塔里木油田叶城50万千瓦光伏发电配储项目：中国石油单体装机容量最大的光伏发电项目，于2023年11月3日一次性并网成功。项目配套建设了1座125兆瓦/500兆瓦时超大型电化学储能电站。储能电站由38个子储能系统组成，安装有152台磷酸铁锂储能电池舱，充满后可持续放电4个小时。按照放电深度最佳比率80%计算，每天放电量可达40万千瓦时，相当于5600余名居民一个月所需电能。

塔里木油田在喀什地区伽师县建设的60万千瓦光伏发电项目中，也配套建设了150兆瓦/600兆瓦时超大型电化学储能电站，待并网投运后，将成为塔里木油田装机规模最大的电化学储能电站。

玉门油田200兆瓦光伏发电配套储能项目：中国石油首个竣工投运的光伏发电储能配套项目。该项目采用磷酸铁锂电化学储能方式，储能规模达40兆瓦/80兆瓦时。

2022年1月底，玉门油田200兆瓦光伏发电项目实际上网电量占比仅为84.08%。对此，玉门油田通过合理运用电化学储能“日充夜放”实施方案，提高200兆瓦光伏电站的效率和效益。2022年9月，该项目的配套储能项目启动建设，2023年2月正式投运。

投运后，玉门油田200兆瓦光伏储能电站夜间上网电量累计达2001.57千瓦时，弃光率降低4.9%以上。

储能丨智能微电网

目前，油田发展分布式新能源项目主要受限于两点：一是油田分布式新能源发电自发自用，余电不上网，高比例的风光接入会增加弃电量，降低经济效益。二是风光发电具有不确定性，需要上级电网预留较大备用容量，进一步提高了用电成本。智能微电网以风光等可再生能源为主、以多能源综合利用为目标的储能装置作为重要支撑，可使风光最大程度出力，功率盈缺优先用储能进行调节。智能微电网用更多的绿电取代化石能源消耗，减少外购电力和碳排放，从而实现油气开发的低碳生产。

相关项目

长庆油田木165井场智能微电网项目：以“光伏+小型垂直轴和水平轴风机”为发电单位，配置低成本的铅酸储能电池，构建了“光伏+风机+电机十储能”的源网荷储协调控制机制。其中，水平轴风力发电机和垂直轴风力发电机，分别适应低风速和高风速等不同的自然条件；200千瓦时的储能铅酸电池，实现了微电网内调峰调频，在阴雨天气也可利用电池发电超过24个小时。项目预计年发电约4.9万千瓦时，年节约柴油约1万升。

储能丨勘探开发

钻井、压裂等油气勘探开发往往使用柴油发电机、燃气发电机作为主要电源，存在能耗高、设备寿命短等问题。以钻井作业为例，负荷频繁突变会造成柴油机的转速大幅度波动，不但增加燃油消耗，而且影响钻井生产安全和稳定运行。配置功率型储能系统能够在负荷突变时起到平衡作用，让发电机组在最佳工况下运行，可降低能耗，延长钻机和发电机的使用寿命。比如广泛使用的游梁式抽油机，实际运行过程中负载功率远远小于电机的额定功率，增加了抽油机无功抽油的时间，造成电能损耗。在下冲程中，会产生“倒送电”现象，既浪费这部分电能，又会对电气元件造成不利影响。配置储能，可以大幅度减少抽油能耗，降低用能成本。

相关项目

宝石机械西安宝美公司钻井混合储能系统：该系统采用600千瓦飞轮储能和600千瓦电池储能的多元混合储能技术，与柴油发电机组共同构成钻机智能微电网。该系统可与各种型号发电机组配合使用，能实时监控钻修井机能量，实现能量存储、转换、调度。1台7000米钻机配合该系统进行全周期作业，可有效节油12%以上，碳排放量减少12%以上。

储能丨稠油热采

储热，即热存储，是指热能的储存和利用，将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热以及谷电和绿电转换为热能储存起来，也是一种大规模储能技术。储热可以解决热量供应与需求在时间和空间上不一致性的问题，提升了热能利用的灵活性。储热不仅在传统的采暖和制冷领域发挥着不可替代的作用，而且在解决可再生能源消纳、电力系统调节和多能互补等领域承担着越来越重要的角色。

稠油生产注汽系统能耗约占油田生产系统总能耗的30%，注汽系统的能源成本严重影响稠油热采的经济性。应用高温熔盐储热技术与油田回用污水换热，产生的蒸汽可直接用于油田注汽生产，有效减少能量过程损耗。

相关项目

辽河油田电热熔盐储能注汽试验站：世界首座电热熔盐储能注汽试验站。目前常见的熔盐储能方式是把光热或谷电、绿电转化为热能储存在熔盐中，再通过全天连续释放热能与纯净水换热产生过热蒸汽用于发电。该试验站通过独创的蒸汽发生系统，将油田开采过程中产生的污水净化软化后与高温熔盐换热，产生的湿饱和蒸汽直接用于油田生产，可有效减少能量转换过程中的消耗。该试验站每年可生产蒸汽4.8万吨，替代天然气313万立方米，减排二氧化碳6768吨。

储能丨电动汽车充电站

预计到2030年，我国公用充电桩数量将超过2600万根，其中大部分是直流快充桩。以单桩平均功率60千瓦预测，总负荷超过13亿千瓦，几乎等于当前全社会最大用电负荷。如果不能灵活地进行调节，将给电网带来巨大冲击。充电站配建储能设施可以实现充电负荷的可控调节，在用电低谷充电，在用电高峰放电，将大幅降低电网压力，减少电力增容，降低用电成本。

相关项目

山东销售济南分公司莱芜第19加油加气站：山东销售公司首座自主建设、自主运营的综合能源站，集油气电、光储充于一体。储能系统采用济柴动力公司自主研发的电化学储能产品，可实现能效诊断、智能调控、需求响应、用能监测、消除昼夜峰谷差、平滑负荷等功能；可控制能量在交直流方向双向流动，既可将电网电量供给储能一体机系统下的交流负载和直流负载，又可将储能一体机系统内的多余电量向电网返送。

储能丨火电

电力系统对灵活性资源的需求逐渐加大，火电厂通过加装储能，可提升调节性能。火储联调是火电和储能共同对电网调频指令进行出力。火电机组调节性能差，存在延迟、偏差现象，而电化学储能AGC（自动发电控制）跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，能做到精准调节。“火电+储能联合调频”方式，能够发挥储能快速响应优势，从技术上提升火电机组响应速度，提高火电参与一次调频、二次调频等电力辅助服务的能力。目前，我国已有超过50座火力发电机组配置储能系统。中国石油拥有多座自备火电厂，未来可以通过配置储能进一步提高灵活调节能力，提升附近区域的新能源消纳水平和多能联产能力。

拓展：企业声音

石油企业需乘势而上加快发展储能业务

降低油田生产能耗 提升绿电消纳能力

辽河油田设计院副院长王延涛：当前，储能是能源革命的关键支撑点，在我国多能互补的现代能源体系建设中具有重要的战略地位。特别是近年来，以风电和光伏为代表的新能源产业快速发展，其具有明显的区域差异性、季节性和波动性，发展储能可以很好地解决新能源消纳问题。

油气田企业用能需求大，有诸多应用储能的场景。以辽河油田为例，注汽系统年消耗天然气约14亿立方米，排放二氧化碳303万吨。高能耗、高碳排的现状与绿色转型和高质量发展之间的矛盾，亟须通过探索清洁能源替代的有效途径加以解决。2023年，我们建成了世界首座电热熔盐储能注汽试验站，为辽宁省加快提升绿电消纳能力、电网削峰填谷提供了技术支持。

总体来说，发展熔盐储能技术不仅有利于石油企业在储能领域抢占新赛道，而且能为老油田开辟业务新天地，推动老油田转型发展。

推动技术创新与升级 加快向高端制造转型

济柴动力新能源科技分公司研究所所长王生春：近年来，随着我国风电、太阳能发电开发消纳规模迅速扩大，电力系统对灵活性调节能力的需求加快增长。尤其是在“沙戈荒”大型风电、光伏基地项目集中建设的背景下，发展储能业务，已成为解决可再生能源波动性和间断性的必要技术手段。

装备制造企业发展储能业务，具有以下几个方面的重要意义。

一是市场潜力巨大。储能可有效实现风光发电的消纳与平滑并网，解决弃风、弃光问题，实现电力供需灵活性调节。随着可再生能源的快速发展，储能市场需求逐渐增大。对装备制造企业来说，这意味着巨大的市场发展空间。

二是环保与可持续发展。作为装备制造企业，围绕“双碳”目标，发展储能业务可以为环保减排和可持续发展作出积极贡献，推动能源清洁低碳高效利用，提升企业社会形象，推动践行社会责任。

三是技术创新与产业升级。储能技术一直处于不断创新和改进的过程中。装备制造企业通过参与储能业务的研发和应用，可以推动技术的进步和创新，提升自身的技术实力和竞争力。同时，发展储能业务可以加速企业转型升级，从而实现从传统的装备制造向高科技领域转型发展。

四是增加附加值与利润空间。传统装备制造业往往面临着激烈的市场竞争和低价竞争压力。而储能作为波动性高的风光等可再生能源发电的并网“标配”，可以有效提高新能源发电的抗风险能力，从而提高新能源发电的利润空间。大力发展储能业务，可以为装备制造企业增加产品的附加值，并提高利润水平。