【智库研报】储能为钥：解锁石化化工行业“双碳”转型关

当前，石化化工行业正站在一个前所未有的转折点上。“十五五”碳达峰的关键窗口期已经开启，石化化工被列为节能减碳的重点行业，绿色转型已经成为不可回避的时代命题。化工生产具有连续运行、高负荷、高风险等特征，使得其在能源转型中面临着一系列特殊的约束条件。

在此背景下，石化化工行业要实现绿色低碳发展，储能技术则是能源转型的关键手段之一，石化化工企业要从电储、热储、氢储三个维度综合考虑，结合资源禀赋、生产特点和用能结构，提前谋划布局。

当前，无论是政策性约束、还是市场机制重构，又或是能源结构转型的需要，都使得储能技术正在从备选方案上升为能源化工实现低碳发展的刚性基础。多个省市也相继出台了相关政策支持工业园区发展储能、智能微电网、零碳能源供给系统等新型能源基础设施。如江苏明确支持园区建设绿色基础设施、发展储能等新型能源基础设施，推动构建智慧零碳生态体系。河北提出支持园区科学配置储能等调节性资源，探索氢电耦合开发模式等。储能正在重塑石化化工行业格局，促进行业绿色转型，石化化工行业要紧跟国家战略步伐，按照不同的应用场景，探索不同储能技术方式在行业中的差异化应用。

多维度需求驱动：从“选择题”到“必答题”

石化化工园区耗能体量巨大，如果要实现深度脱碳，必须考虑大规模接入风电、光伏等间歇性可再生能源。然而，可再生能源的波动性和不确定性使其无法直接满足化工生产对电力稳定供应的严苛要求，这时电储能系统的核心价值就得以真正体现。在发电高峰期将多余电能储存起来，在发电低谷或用电高峰时释放，从而实现“削峰填谷”，保障生产连续性和供电质量。国家电投集团发布的全球首套超高温热泵储能技术“储诺”，正是瞄准了这一需求，能够有效解决新能源大基地高弃电问题，平衡日夜电力送出，优化送电质量。

化工园区丰富的余热资源也为储热系统提供了天然的耦合条件，是实现能源梯级利用的关键一环。储热技术可将可再生能源发电产生的电能转化为便于存储的热能，相比于电池储能成本较低，在大规模应用中具有显著的经济性优势。在石化行业的生产过程中，加热炉、裂解炉、合成氨造气、电石炉等工艺环节会产生大量余热，若能够将工业余能分级高效回收利用体系与储能系统有机结合，将实现余热资源循环利用。《工业绿色微电网建设与应用指南（2026-2030年）》明确要求建设工业余能分级高效回收利用体系，同时鼓励利用厂区屋顶、边坡等空间建设光伏发电设施，形成“余能利用+可再生能源发电+新型储能”的多能互补格局。这一模式为石化化工行业与储热技术的深度耦合打开了低碳发展的想象空间。未来，当“余能利用+可再生能源发电+新型储能”成为石化化工园区标配时，园区将从单一的化工生产中心，逐步升级为集能源生产、储存、转化、应用于一体的综合能源枢纽。

碳市场加速提升了氢储能的经济性，在石化化工行业纳入碳市场只是时间问题的背景下，绿氢替代灰氢的碳减排价值将可量化为碳配额收益。一旦碳市场覆盖合成氨、甲醇、炼化等领域，每替代1吨灰氢可减少约10到15吨二氧化碳排放的碳收益，这将大幅拉平绿氢与灰氢的成本差距。届时，氢储能作为连接绿电与绿色化工原料的枢纽，其战略价值将超越单纯的经济账。

2026年1月，工业和信息化部等五部门联合印发《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》，明确要健全碳排放核算管理体系、加快用能结构绿色低碳转型、提升能源利用效率、开展重点产品碳足迹分析、提升数字化智能化水平，以及开展碳抵销和信息披露，构建起从源头减碳到过程脱碳再到协同降碳的全链条降碳体系。此外，《指导意见》中还明确指出2030年前将零碳制造体系拓展至石化化工等高载能行业。对于化工园区而言，要具备战略性发展眼光，围绕“碳”苦下功夫，从源头开始做到全过程脱碳处理，这样的话仅靠配置电储远远不够，对于园区来说内大量蒸汽需求需要热储能来替代燃气锅炉，园区绿色物料需求需要氢储能来实现原料端的脱碳。这意味着，零碳化工园区的建设必须在“电、热、氢”三条线上同时布局。

从“选择题”到“必答题”的转变意味着石化化工企业已不能再将电、热、氢储能视为可选项或边缘性投资。相反，企业应系统评估自身的用电曲线、用热负荷、用氢需求，并结合所在区域的风光资源禀赋、峰谷电价差、天然气价格及碳市场预期，规划复合配置方案。对于能够率先完成多维储能布局、构建绿色微电网的企业，这将是确立长期竞争优势的关键窗口期；对于观望迟疑的企业，则可能面临合规成本上升、市场竞争失利的双重风险。储能的时代已经到来，而石化化工行业正站在这一变革的最前沿。

行业差异化应用：不同应用场景耦合协同

石化化工企业既是电力消耗大户也是热力消耗大户，氢既是能源载体也是核心原料。在“双碳”目标驱动下，国内石化化工行业的储能应用正从单一技术走向多技术协同，从通用方案走向了场景定制。不同的资源禀赋、生产特点和用能结构催生了差异化的电-热-氢耦合模式，一个综合性的储能布局需要考虑在电、热、氢三个维度上精准发力，并兼顾整体的体系协同。以下从油田应用场景、炼化基地、煤化工、氯碱化工、石化化工园区建设五类典型场景展开分析，分享我国石化化工行业的储能技术应用轨迹。

油田作业区多处于电网末端，供电可靠性不足，同时会面临极寒环境、设备防冻等多重挑战。油田由此成为多元储能技术的试验场。全钒液流电池利用钒离子在不同价态间的化学反应实现电能存储与释放，凭借20年超长寿命、2万次循环能力及水性电解液不易燃爆等特性，成为油田安全储能的优先选择。如华北油田四厂部署的125KW/500KWh全钒液流电池储能系统，与950KW分布式光伏电站群协同，形成了“光伏+储能+燃气”多元协同模式，形成“光伏优先消纳、燃气协调保障、储能动态调峰”的智慧能源生态，实现了节约电费与电网调峰双赢。构网型电储能则为电网韧性提供了最后一道防线，在河南濮阳，中国石化中原油田投运了上游首个构网型磷酸铁锂储能项目，该系统具备独立的电压频率支撑能力，可以在外部电网发生扰动或故障时，主动构建微型稳定电网，对连续生产的油田而言具有战略意义。总体来说，单一电储能的配置能够为油田作业区提供秒级甚至小时级的电网支撑与能量调节，解决系统强度与绿电消纳问题，多元化储能体系则会根据响应速度、储能时长和安全性要求各司其职，成为油田离网能源系统的标准范式。

对炼化一体化基地来说，用能体量巨大、蒸汽需求尤为突出。在传统技术上，炼化企业的蒸汽供应主要依赖燃煤锅炉，碳排放在整个生产过程中占比较高。熔盐储热技术的介入，为这一“减碳大户”提供了全新的技术应用选项。中国石油独山子石化地处风光资源富集区，该公司利用资源优势结合自身业务需求建设了光伏熔盐储能示范项目，采用光伏发电与熔盐储能相结合的技术路线，构建了“绿电加热、熔盐储热、放热产汽”的完整能量转换链条，用清洁能源替代燃煤锅炉。这一模式值得国内炼化企业借鉴，熔盐储热直接实现了蒸汽生产的化石能源替代，相比于光伏+电加热+蒸汽的二次转换路径，该模式能量损失更小、经济性优，在天然气价格高企、碳市场扩容的时代背景下，该项目的投资回报周期正在显著缩短。

煤化工行业碳排放强度高、用能结构复杂，是储能耦合最具挑战性也是最具示范价值的场景。在内蒙古准格尔经济开发区，煤炭清洁高效利用准格尔研发中心与中科合成油技术股份有限公司联合打造国内首套绿电+储能+能源化工装置一体化耦合示范装置，填补了煤化工领域大容量储能技术的空白，为煤化工高端化、多元化、低碳化发展提供了可复制的技术借鉴。国家能源集团低碳院则为煤化工储热应用树立了技术标杆，其自主研发的“超高温炭基储热材料技术”将煤液化沥青转化为储热材料，为煤化工高附加值利用提供了新途径，实现了用煤化工的废料，解决煤化工的减碳闭环，为煤化工大规模储热和分布式蓄热场景需求提供了本征安全的技术路径。

氯碱工业在生产过程中会产生大量副产氢气，传统上往往作为低价值燃料烧掉或直接排空，而在新型储能技术赋能下，这些废气正在被转化为高价值的电力和热力资源，形成氢电耦合的绿色闭环。如，金川集团化工公司的氯碱化工氢电耦合绿色低碳先进技术示范项目，该项目技术链条为氯碱副产氢到氢气纯化，到固态储氢再到氢燃料电池发电，最后直流直供电解槽，实现了氯碱生产体系内部废氢产电、绿电制碱的能源闭环。与此同时，还实现热电联产，将发电过程产生的余热回收利用，进一步提升综合能源效率。

氢能在石化行业中的“耦合”还体现在柔性制氢匹配风电光伏的不稳定性、以熔盐储氢为辅、高压储氢罐为主建设大规模储氢系统、将氢转化为碳中性乃至负碳的绿色化工品实现跨季节、跨洲际的“化学式储能”等各方面。例如，新疆库车绿氢示范项目实现用光伏发电直接制氢，绿氢替代塔河炼化原有的天然气制氢，累计输送绿氢1.49万吨。国能宁东清水营制氢站项目，利用光伏间歇发电制氢，绿氢直接供应宁东能源化工基地煤制合成氨装置，验证了“荷随源动”模式在大型工业场景的可行性。

在当前以“新能源大基地+化工园区”为导向的产业布局中，氢能耦合直接奠定了工业零碳化与大规模长时储能协同的运行基石。随着柔性制氢、高压/固态/液氢多元储存、纯氢燃气轮机储能等60余个国家级氢能试点项目的相继落地，技术与经济瓶颈正在快速突破，“风光氢储化”一体化模式预计将于2030年前后实现大规模推广。

石化化工园区在“源网荷储”框架下推进系统转型，是储能技术实现规模化、系统化应用的高级阶段。在源侧，将集中式绿电采购与分布式绿电建设相结合，通过专线接入配电网或厂区自建光伏等方式，从源头上提升绿电占比；在网侧，依托智能配电系统实现并网消纳与离网保障的双模运行；在荷侧，建立精细化的负荷分类管控体系，对可中断负荷、可调节负荷和关键负荷进行精准管理，预留电裂解炉、电解水制氢等深度电气化接口；在储能侧，部署电化学储能、熔盐储热、抽水蓄能、压缩空气储能等多种技术，形成“短时高频响应+长时能量兜底”的复合储能架构，使整个园区在可再生能源高渗透率条件下仍能保持平稳、高效、经济地运行。甘肃省零碳园区建设方案明确提出要“加快电化学储能、光热熔盐储能、氢储能、压缩空气储能、机械重力储能等规模化应用”。这意味着未来石化化工园区要实现零碳发展储能体系不再是单一技术路线，而是根据园区用能结构和资源禀赋，形成“电储为主、热储/氢储为辅”或“电热氢并举”的多技术协同格局。

在石化化工行业的实际用能需求上，热力占比远高于电力。目前，在石化化工行业呈现“以热储为根基、氢储为战略、电储为补充”的格局，储热、氢储应用较为广泛，这是因为燃料成本占运营比例极高，热储用谷电/绿电替代天然气作为蒸汽的“热能来源”，在现行体制下天然气换成谷电/绿电本身就产生了直接可观的成本节约，叠加碳减排的补贴效应，可以完全不依赖峰谷价差就实现盈利，而电储更多的是从分厘之间抠成本，故而热储比电储的“减碳账”算的更直接。此外，热储与氢储两类技术路线发展迅速、落地项目多，而电化学储能在该行业尚处于初期的示范阶段，应用相对不多。

国外模式经验借鉴：技术路径高度场景化应用

全球能源化工行业的领军企业正以前所未有的力度推进储能系统布局，储能技术已从边缘实验性应用跃升为能源转型战略的核心支柱。与国内储能技术应用多元协同路径不同，国际实践呈现出更清晰的场景导向，按需定制特征。这些国际实践在技术路线选择、商业模式创新和资产转型策略等方面的差异化储能应用，为我国能源化工行业提供了多维度的经验参照。

巴斯夫在美国得克萨斯州弗里波特生产基地的实践，展示了大型化工企业通过“光储一体化”实现高比例绿电替代的成熟路径。巴斯夫与西班牙可再生能源开发商X-ELIO签署了为期12年的购电协议，由后者建设的Liberty Energy项目于2025年9月正式投入运营，集成了72兆瓦太阳能光伏容量和60兆瓦电池储能容量。巴斯夫承诺采购其中48兆瓦电力，并以购电协议模式锁定了石化基地绿电供应。这种长期购电协议加储能的组合模式，为化工企业提供了电价稳定和绿电保障的双重收益。通过锁定长达十年的电力采购价格，化工企业可以规避化石能源价格波动的风险，同时储能系统的存在确保了光伏发电的间歇性问题不会影响连续生产的供电可靠性。对化工企业来说，不一定非要亲自投资建设风光储设施，可以通过与专业可再生能源开发商签订长期协议，以较轻的资产负担获得稳定的绿电供应，是较为经济的理性选择。

欧美在热储能领域的最新进展，为化工行业的高温热力脱碳开辟了全新路径。朗多能源、电气化热能解决方案有限公司等企业开发的高温储热技术，将廉价绿电以热能形式储存，再以高温蒸汽或热风的形式供给化工生产，实现了可再生能源与连续热力需求的有机衔接。这类热电池采用耐火砖、导电陶瓷等低成本材料作为储热介质，工作温度可达1000-1500摄氏度，足以覆盖化工生产中最苛刻的热力需求，包括生物质气化和甲烷重整制氢气。目前，朗多能源已与科思创签约，在德国布伦斯比特尔化工园区建设100兆瓦时热电池，投运后预计每年可减少1.3万吨二氧化碳排放，相当于将该厂10%的蒸汽生产从化石燃料转向绿电供热。安托拉能源的5吉瓦时生物炼制厂热储项目则代表了热储的另一种应用方式，安托拉与全球最大生物燃料生产商波伊特能源合作，用安托拉的热电池技术为波伊特能源精炼厂提供全天候热力供应，助力提高生物乙醇产量。

在油田等特殊应用场景中，沙特阿美的液流电池实践提供了技术选型参考。阿美在沙特西部瓦阿德阿尔沙马尔地区成功投运了全球首个兆瓦级铁-钒液流电池储能系统，用于为天然气井作业提供太阳能备用电源。该技术的核心优势体现在三个方面。一是宽温域适应性。系统可在零下8摄氏度至60摄氏度的极端温度范围内稳定运行，无需额外的热管理系统，这对中东地区和我国西部油田的高温环境尤为适用；二是安全性与维护便利性。液流电池的电解液与电堆分离设计，大幅降低了火灾风险，模块化结构使维护成本更低；三是循环寿命优势。可反复充放电而容量衰减极小，在全生命周期内无需像锂电那样频繁更换。阿美此前已大量采用“光伏+铅酸电池”为偏远气井供电，此次液流电池的部署代表了技术的代际升级。国内全钒液流电池产业链已相对成熟，大连融科等企业具备规模化供货能力，可以借鉴阿美的经验，在西部油田和海上平台开展“光伏+液流储能”的示范应用。

可再生能源的间歇性是制约其大规模应用的核心难题，而氢储能提供了一种“跨时间尺度”的解决方案。将海上风电富余电力转化为氢气储存，在需要时再通过燃料电池发电回馈电网。壳牌与埃内科的合资企业CrossWind正在荷兰北海推进的基载电力枢纽项目，正是这一理念的代表性工程。其“电-氢-电”能量转换链条是风电场发电富余时，电解槽将部分风电转化为氢气储存；风力不足或用电高峰时，储存的氢气通过燃料电池转换回电能，与电池储能系统协同供电。这种双重储能的设计，形成了短时+长时全覆盖的储能体系。

在欧美等地，储能项目正在成为退役工业场地“棕色地块再开发”的核心载体。将石化行业的存量资产改造为清洁储能枢纽，正成为一种新兴的投资模式。德国LEAG（劳西茨能源公司）与美国Fluence（富能能源公司）合作，利用退役煤电场地建设吉瓦级储能枢纽，形成场地+技术的优势互补。对我国石化化工行业来说，同样存在大量退役或即将退役的煤电机组、老旧炼化设施和废弃工业场地，这些资产所附带的电网接入权、土地资源和配套基础设施，是建设大型储能枢纽的稀缺资源，关键在于要找准技术合作伙伴，以合资或服务协议的方式共同开发储能资产，实现工业遗产的低碳再造。

综合来看，国外化工企业在储能系统布局方面形成了一些值得借鉴的核心经验。一是技术路线选择场景化。巴斯夫在电网条件成熟的美国基地选择“锂电+光伏”的光储一体模式；阿美在沙特偏远气井选择液流电池以应对极端高温；科思创在德国化工园区探索热电池以解决高温热力脱碳问题。这种“因地制宜、按需选型”的策略，值得国内石化企业在编制储能规划时充分借鉴。二是商业模式创新。由专业储能服务商投资建设、化工企业按使用付费，既解决了化工企业缺乏储能专业能力的痛点，也减轻了资本支出压力，“专业分工、风险共担”的模式，可有效激活国内化工企业的储能需求。三是退役工业资产价值再造是巨大机遇。能源转型并不意味着资产搁浅，通过功能转换，退役厂区的土地、电网接入、铁路运输等存量资源可以转化为储能项目建设的稀缺优势。

储能重塑能源结构：解锁石化化工“双碳”转型关

与国外石化化工行业相比，中国化工企业在储能应用上还存在着谨慎和滞后性。这种差异主要源于两个因素，一是欧洲等地的碳价机制已经足够成熟，使得储能的减排价值可以直接货币化。二是安全标准的演进路径不同。欧洲在储能安全规范方面起步更早，标准体系更加成熟，企业在场景适配方面积累了更多的经验。对于中国化工企业而言，虽储能技术应用从示范阶段步入规模化推广的临界点，但经济性问题、技术选型困境、绿电消纳的结构性矛盾、技术标准与市场机制的双重缺位等问题依然制约着储能在高载能场景中潜力释放。

尽管当前储能在石化化工行业应用仍面临多重挑战，但应用前景依旧广阔。未来，随着储能技术迭代、成本下降和政策机制的逐步完善，储能必将从“配套设备”升级为“核心基础设施”，深度重塑我国的能源结构和生产方式，而储能深度介入石化化工等高耗能高排放工业领域，小荷才露尖尖角，尤其值得重点关注和探索推进。

与此同时，电储能技术路线将实现多元化发展，从锂电的一家独大到多技术的协同推进。随着固态电解质技术的持续突破，固态电池在能量密度、安全性和循环寿命方面的优势将进一步凸显，固态电池有望在加油站、化工装置区等对安全性要求极高的场景中逐步替代液态锂电池。全钒液流电池凭借超长循环寿命、安全性能强等优势，在油田、偏远化工基地等对安全性和可靠性要求极高的场景中具有独特竞争力。随着钒电解液成本逐步下降和离子传导膜等关键材料实现国产化突破，液流电池有望在长时储能市场占据重要份额。钠离子电池与锂离子电池材料体系高度同源，可依托现有磷化工、煤化工、精细化工等成熟产能实现规模化生产，无需重建产业链。在北方高寒地区的化工园区和油田，钠电宽温域适配的特性将使其成为锂电池的重要补充。随着钠电池的产业化逐渐走向成熟，其在北方的化工园区、极寒地区的油田设施以及对热失控有极致安全场景中，提供了锂电池难以比拟的差异化价值。

此外，随着源网荷储的一体化发展推进，最终将实现从“被动配储”到“主动构建”的战略升级。《工业绿色微电网建设与应用指南（2026-2030年）》为石化化工行业构建“源网荷储”一体化协同的主动式能源系统提供了可遵循的清晰框架。在此框架下，储能将会是嵌入能源系统的关键，当可再生能源发电+余能再利用+新型储能成为石化园区基本配置时，石化园区将不再是单一的生产中心，而是集能源再造、储存和转化为一体的综合体。

氢能在未来能源化工行业的角色，将从单纯的储能介质升级为连接能源与化工的战略枢纽。随着绿电成本持续下降和电解槽效率提升，绿氢终将替代灰氢，在炼化、合成氨、甲醇等领域实现规模化替代。由于氢能能够实现跨季节、跨洲际的储能方式，氢能也将会与电化学储能进行深度耦合，构建源网荷储协同的互补体系。正如全国人大代表付胜利所建议，在全国范围内执行统一的氢储能配置政策，通过落实绿电用户、提高配储比例或自用等方式来消纳绿电波动性强的影响。

随着新能源上网电价市场化改革的推进，新能源行业竞争将更加激烈，储能项目的商业模式也将随之演变。《指南》中明确提出了自筹自建和第三方共建型两种建设模式，为综合能源服务公司的发展提供了政策支撑，综合能源服务公司为石化企业提供绿电和节能项目投资、建设和运营服务将成为常态。此外，还可以借鉴国际经验，探索由专业储能服务商投资建设、化工企业按使用付费的模式，这样既能解决化工企业缺乏储能专业能力的痛点，也能减轻资本支出压力。

储能于能源化工行业的意义，恰如血管之于生命体。它将各条能源脉络连为一体，在变革中行稳致远。中国能源化工行业正站在绿色转型的历史节点，唯有坚定推进储能系统布局，方能在“双碳”浪潮中把握主动，引领全球能源化工行业的低碳变革

（智库研报由《中国化工报》社有限公司产业发展研究中心原创出品，由常婷婷、成瑞欣、刘全昌执笔撰写。报告版权归《中国化工报》社有限公司所有，未经许可和授权不得擅自以商业目的转载使用，否则本公司将依法追究法律责任。）