石油储能跑步入场

　　“发展新能源，绕不开储能。”

　　“谁先进入储能领域，谁就能抢占能源转型发展的先机!”

　　近期，关于发展“储能”的声音陆续传来。特别是今年3月，国家发改委、国家能源局联合印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《方案》)。《方案》明确提出，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，实现储能商业化到规模化的发展……

　　因此，各大石油公司纷纷布局储能，在加快能源转型的同时助力国家实现“双碳”目标。

　潜力巨大

　　新型储能市场仍有很大的发展潜力

　　今年3月，发改委、能源局联合印发的《方案》，明确规定了新型储能的基本原则与发展目标，针对储能技术攻关、创新体系等方面提出了建设性意见，为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展提供了保障与支撑。

　　作为大规模应用光伏和风电的必经之路，储能是全球能源革新的关键赛道，产业发展路径清晰。对我国来说，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现“双碳”目标的重要支撑。

　　事实上，“十三五”时期新型储能在我国就实现了由研发示范向商业化的初期过渡。“‘十四五’时期，随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，我国在锂离子电池、压缩空气储能等技术方面已达到了世界领先水平。”谈到《方案》颁布的背景时，某储能业内专家这样说。

　　工信部公布的数据显示，2021年上半年，锂电池储能技术更新加快，普遍循环寿命突破5000次，龙头超万次;光储一体化发展加快，促进锂电池储能产量达15GWh，同比增长260%。不仅如此，电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得了长足进步。2021年底，我国新型储能累计装机超过400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展。

　　当前，我国新型储能市场仍处于发展早期阶段，渗透率较低，但市场仍有很大的发展潜力。随着技术的不断进步，新型储能产业将随之进一步发展。“未来，储能的重要性越来越明显。而《方案》再次明确对储能行业的鼓励，能够促进产业突破技术瓶颈，将储能产业较快地催生起来。”中国石油大学(北京)能源经济与金融研究所所长郭海涛说。

相继入场

　　各大石油公司开始布局储能

　　面对当前趋势，业内人士纷纷表示，储能行业正在迎来爆发期。2022年将成为我国商业化储能发展的元年。与此同时，各大石油公司开始布局储能。也难怪，石油公司要推动绿色低碳转型，在发展风电、光伏、氢能等新能源业务时均绕不开储能。

　　今年4月1日，中国石油连发3条储能设备开发招标，旨在打造中石油特色电化学储能产品与装备，透露了其布局储能设备研发制造的计划，也透露了我国石油公司对储能发展的高度重视。

　　“对于油气企业上游领域来说，建设‘新能源发电+配储’是一条必由之路。下游领域‘炼化企业+配储’也有着一举多得的应用前景。”中国石油大学(北京)碳中和未来技术学院副院长徐泉表示。据了解，无论是建设风力发电还是光伏发电，企业都要面对可再生能源发电带来的最大挑战——波动性以及间歇性。如何获得持续平稳的清洁电力供应，24小时保障油区正常生产生活，“配储”是关键。

　　在此情形下，中国石油首先瞄准了风光发电大规模储能配套，和油田的综合能源供应和清洁转型作用储能应用场景重点，计划设计开发一套针对油田应用场景的综合能量管理系统。从设备储备方面来看，中国石油计划打造中石油特色电化学储能产品与装备，形成电芯制备、储能装置搭建与应用技术体系，在储能电池技术路线选择上则明显青睐钠离子电池和钛酸锂电池。

　　除此之外，中国海油湛江公司也于近日表示，将力争到2025年实现“海上风场+光伏+储能+岸电”全新供电模式。中石化也于4月11日成立了中石化濮阳储气库有限公司，明确经营范围包括许可项目为风力发电技术服务、太阳能发电技术服务和储能技术服务。在近日的氢能应用现代产业链建设推进会暨高质量发展论坛上，公司与上海交通大学共建氢电储能联合实验室，旨在制氢、储氢等领域开展机理研究及技术开发合作。

　　“未来石油公司绿色低碳转型发展，储能作用举足轻重。比如，油区、井场、炼厂等用电大户，若想解决面临的减排难题就必须将储能应用其中，建设配备储能电站。如此才可降低用电成本，推动低碳转型发展。”中国石油大学(北京)经济管理学院副教授金镭表示。

　稳扎稳打

　　石油企业应抓住历史性机遇提前布局

　　多位受访专家表示，未来石油公司绿色低碳转型发展，储能或将是“强制性”配备。它与新能源业务发展是“一体两面”的关系。两者相互依存、缺一不可。

　　储能产业是持续发展新能源的基础，未来将发挥越来越重要的作用。但在这“扶摇而上”的趋势下，无论在顶层设计还是降本增效方面储能均面临着不小的难题。

　　“目前，我国的储能项目以试点为主，成本高、盈利难等问题依然突出。这是接下来要持续重视解决的困难。”郭海涛认为。

　　成本高主要体现两方面。一方面，储能电站成本居高不下。2020年储能的千瓦时电次成本在0.5元左右，按照目前的储能系统千瓦时电成本，距离规模应用的目标千瓦时电次成本0.3~0.4元还有差距。另一方面，由于储能尚未实现规模化应用，技术成本较高。因为当前储能领域技术种类较多，各类技术呈螺旋上升发展态势。此外，电化学储能，耗材、锂等稀有金属成本比较高，也是制约储能商业化发展的重要因素。

　　对此，专家建议，石油企业应抓住历史性机遇提前布局。同时，根据自身产业特点，反复论证各类技术路线，吃透国家文件，算好经济总账，加强基础研究、技术开发和集成应用，为能源转型夯实基础。

　　专家指出，石油企业要寻求可以大规模应用的“高安全、低成本、可持续”的储能技术。石油企业作为国家能源保供的“压舱石”，技术运用应特别看重安全性、低成本以及可持续性。当前，电化学储能技术相对最为成熟，但并非是“本质安全”的技术路线。对此，石油企业应有清醒认识。在众多技术路线中，可实现本质安全的水系电池如钒液流电池、铁铬液流电池等技术路线也应受到关注。