当前，新型储能产业在全世界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，积极构建以可再次生产的能源为主体的新型能源体系。2025年上半年，依照国家能源局数据，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%，继续保持较快发展形态趋势。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，电网调峰调频需求明显地增加。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。

  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、技术创新和产业高质量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有突出贡献的公司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的提高，大大降低了生产成本。

  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单位体积内的包含的能量、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。

  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、投资所需成本等核心参数，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%电力设备正常运行，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，快速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很明显短板。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，应积极地推进终端电气化，探索电力交易市场与油田微电网的联动机制与耦合策略，逐步优化能源配置。

  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，联合头部公司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的新趋势，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。

  在全球能源转型加速推进的背景下，储能市场已进入快速地发展期，技术进步、政策支持与市场需求一同推动产业向多元化、规模化新阶段迈进。

  随着风电、光伏等可再次生产的能源装机容量不断的提高，其固有的间歇性和不稳定性对电网安全稳定运行带来非常大挑战。储能系统通过削峰填谷、平滑输出，可有效保障电网稳定运行，成为新型电力系统不可或缺的组成部分。

  目前，储能技术已形成多路线互补发展格局。电化学储能以锂离子电池为主导，凭借响应速度快、部署灵活等优势，大范围的应用于新能源场站及工商业分布式系统。钠离子电池、全钒液流电池等新型电化学储能技术加速商业化，成本持续下降。在机械储能中，抽水蓄能仍占据全球储能装机总量的主导地位，适合长时、大规模调节；压缩空气储能和飞轮储能则凭借快速响应特性，在电网调频场景中表现突出。此外，热能储存和氢能储存技术可实现跨季节、跨区域能源调节，为能源安全和战略储备提供重要支撑。

  总体而言，储能已贯穿能源系统全链条。在电源侧，有效平滑可再次生产的能源出力波动；在电网侧，参与调频调峰、缓解输电拥堵；在用户侧，实现削峰填谷和应急备用。储能正从电网的备选方案转变为能源转型的“稳定器”。

  全球储能产业正进入加快速度进行发展通道。《联合国气候平均状态随时间的变化框架公约》第二十九次缔约方大会（COP29）曾呼吁，到2030年，全球储能将增至当前的6倍，储能装机达到1500吉瓦。

  当前，各国纷纷出台支持政策，推动储能产业高质量发展。中国新型储能装机规模持续迅速增加，截至2024年底已达73.76吉瓦，并通过市场化机制引导储能参与电力现货交易和辅助服务。美国《通胀削减法案》为储能投资提供税收抵免，得克萨斯州和加利福尼亚州成为储能新增装机的“双引擎”。欧洲在《欧洲绿色协议》与能源安全驱动下，加速推进液态空气储能、长时储能等新技术发展。必须要格外注意的是，全球储能市场呈现高度集中特征。2024年，中国、美国和欧洲新增装机占比超过90%。

  技术创新为储能发展注入持续动力。锂离子电池成本自2010年以来下降了近80%，循环寿命和安全性明显提升；钠离子电池在材料成本及环境适应性等方面展现出独特优势。飞轮储能和热储能等技术在工业调节、电力系统快速响应等领域发挥及其重要的作用。与此同时，储能的应用场景也在不断拓展，从电力系统调节延伸至工业负荷管理、商业建筑能效提升及电动交通网络建设等领域。

  国际石油公司正积极调整战略布局，将储能纳入核心业务板块。道达尔能源、壳牌、bp和Equinor等公司纷纷加快布局储能，将其作为实现可再次生产的能源投资价值最大化的重要途径。

  道达尔能源在欧洲部署了多个大型电池储能项目，2024年在比利时建设25兆瓦/75兆瓦时储能站，并通过收购德国储能企业Kyon Energy巩固市场地位。壳牌于2024年12月宣布将电力部门拆分为发电与电力交易两个部门，旨在优化能源组合与增强储能研发技术。bp通过收购Amply Power，推动储能与电动交通充电网络协同发展。Equinor重点发展海上风电配套储能和氢能储存技术，提升海上可再次生产的能源项目的灵活性。

  这些企业还联合发起了总额5亿美元的资本预算，着重关注撒哈拉以南非洲、南亚和东南亚的离网微电网及长时储能项目，推动能源公平和低碳发展。储能的部署为国际石油公司带来了新的增长点，同时也为全球能源结构低碳化、分布式化和智能化发展提供了重要支撑。

  从北美的风光互补储能基地，到欧洲的长时储能示范项目，再到亚非地区的离网微电网，储能技术正在重塑全球能源格局。随着政策支持力度持续加大、技术水准不断提升和应用场景不断拓展，储能产业将迎来更加广阔的发展前途。（记者 赵馨哲）

  电化学储能凭借其卓越的性能与广泛的适用性，成为目前应用最为广泛的新型储能方式，涵盖锂离子电池、钠离子电池、液流电池等多个技术分支。其中，锂离子电池具有单位体积内的包含的能量高、响应速度快的特点，是目前储能市场的主流技术，大范围的应用于电网调频、可再次生产的能源并网等领域；钠离子电池凭借原材料丰富、成本较低的优势，正成为锂离子电池的重要补充；液流电池（如全钒液流电池）则具有寿命长、安全性好的特点，适合长时储能场景。这些技术共同构成了电化学储能的多元化发展格局。

  机械储能作为经过长期实践验证的大规模储能技术，在能源存储领域占了重要地位，抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能是其主要代表。其中，抽水蓄能是目前技术最成熟、装机顶级规模的储能方式，具有容量大、寿命长的优点，但受地理条件限制较大；压缩空气储能能轻松实现百兆瓦级的储能容量，适合大规模储能应用；飞轮储能具有功率密度高、响应速度快的特性，适合电网调频等需要快速响应的场景。

  储热技术专注于热能的储存与管理，为能源的高效利用开辟了新路径，最重要的包含显热储热、相变储热等形式。熔盐储热是目前最成熟的储热技术，大范围的应用于光热发电站。相变储热材料具备储热密度高的优势，正在得到慢慢的变多的应用。储热技术能实现跨季节的能量调节，在区域供暖、工业余热利用等领域具有独特优势。

  氢储能作为一种极具潜力的长时储能技术，正慢慢的变成为能源领域的焦点。它通过电解水制氢将电能转化为化学能储存，在需要时再通过燃料电池发电或直接利用氢能释放。氢储能具有储能容量大、储存时间长等突出特点，可实现跨季节、跨地区的能量调节，为能源的大规模、长时间存储与运输提供了可能。在可再次生产的能源发电大规模并网的背景下，氢储能能够有效消纳过剩电能，将不稳定的电能转化为稳定的氢能，保障能源供应的可靠性。然而，当前氢储能技术仍面临一些挑战。制氢效率有待进一步提升，尽快降氢成本；储氢技术也需突破，目前高压气态储氢、低温液态储氢等方式在安全性、成本、单位体积内的包含的能量等方面均存在一定的局限性。

  不同储能技术各有千秋，适用于不同的应用场景，未来电力系统的稳定运行与高效发展，需要多种储能技术协同配合、优势互补。

  ★构网型储能：能够模拟同步发电机特性，主动参与电网调节，有效支撑电网电压和频率稳定，提升电网对可再次生产的能源的消纳能力，成为构建高比例可再次生产的能源电力系统的关键技术之一。

  ★长时储能：一般指持续放电时间超过4小时，甚至能达到数天或跨季节的储能技术。可应对多日无风无光等极端天气条件下的电力供应需求，保障能源供应的连续性与稳定性。随着新能源装机规模的持续扩大，长时储能将在电力系统中扮演愈发重要的角色。

  ★人工智能（AI）赋能：人工智能技术与储能系统的深层次地融合，明显提升了储能系统的运行效率与经济效益。通过智能算法，可对储能系统的充放电策略来优化，实现精准的能量管理，降低运行成本，提高储能系统的可靠性与灵活性。（马睿 整理）返回搜狐，查看更加多