中国石油液流储能技术研究进展及油气行业的应用前景

近日，在“2024中国国际新型储能发展峰会（INES2024）”上中石油工程材料研究院储能负责人计东东在液流电池主题论坛，分享了中国石油液流储能技术研究进展及油气行业的应用前景的演讲，以下为速记整理：

中国石油加快新能源发展

目前，中国石油在整个矿权区内新能源资源是非常丰富的，在永久征地权的区域内，风光装机潜力超过百GW，在目前所拥有的采矿权区域内，理论装机是破千GW。

新疆油田、塔里木油田、青海油田是具有丰富的太阳能资源，东北区域的大庆油田、西北新疆油田具有丰富的风能资源，在整个沙戈荒地带，清洁能源资源优势非常显著，中石油在2023年的风光装机新增3.7GW，预计“十四五”末，风光装机量将突破25GW,按照平均20%的比例2小时的配储，储能需求装机应该在10GWh左右。

在“双碳”以及全国风光总装机量大势之下，中石油也积极将绿色低碳纳入到公司的五大战略之一，将新能源新业务和传统油气业务看得同等重要，积极布局“双碳三新”，双碳就是双碳战略，三新是指新能源、新材料、新业务。从现在到2030年打造“多能互补一体化”，以及2031年到2050年打造“源网荷储一体化”，做了两个阶段的清洁能源基地建设布局，共同构建“油气热电氢”新能源发展格局。

中石油也会面临稳油增气与控排减碳的双重压力，所以需要发展新能源进行破局。2023年新能源发电量已经是2022年的3.4倍了，目前初步形成了“油气热电氢”的能源格局。在2020年左右，中石油也是做了三步走的新能源新业务的发展战略规划，2021-2025年是清洁代替阶段，新能源业务在2025年时达到7%；2026-2035年是战略接替阶段，新能源和传统石油天然气三分天下；2036-2050年是绿色转型阶段，新能源将达到半壁江山。

在这样一个大背景下，中石油也加快沙戈荒的大基地建设，在沙戈荒地带，加快部署各种形式的风光项目，布局风光大基地建设，青海、新疆、玉门、大庆、吉林这些地方都在建清洁低碳绿色的示范基地。

中石油液流电池研究进展

工程材料研究院是中石油直属的科研院所，主要是针对油气和新能源工程材料方面的科学研究、质量标准、成果转化。中心主要研究三个方向：全钒液流电池、钙钛矿光伏、余热温差发电。

关于液流电池更多应用长时的场景中。目前液流电池的规模也在快速扩增，有机构预测，我国钒电池新增装机量2023年约1.56GW，到2025年约2.3GW，现在看来比较保守，现阶段预计在5GW左右，到2030年18GW左右。市场规模也是从2021-2023年1.7亿快速增长到约30亿，预计2025年突破80亿，2026年突破200亿。

工程材料院做的基础工作，首先是石墨毡电极，关键材料方面，我们也是进行一些催化剂的包覆，主要是引入一些活性位点的缺陷类碳结构，增加含氧官能团，提高电化学活性，目前实验室的数据效率大概在84%。电解液的宽温稳定性，尤其是在极端温度下，因为很多油田在偏远地区，抗低温特性要求特别高，目前基本是磺酸体系或者添加剂之类的，主要是抗沉积抗结晶稳定性的提升。

电池内阻问题，主要是双极板和石墨毡接触电阻高，我们也做了一些实验，在双极板的反应区域喷涂了一层导电银膜，最后把石墨毡进行压合固化，这个过程需要控制工艺，显著降低电化学极化阻抗，提高电压效率，最终提高能量效率。

在基础研究之上，也借鉴前辈经验，逐步地自主集成从0.5千瓦、3千瓦、10千瓦到30千瓦的小实验样机，目前电密可以做到180左右，10千瓦的能效可以在80%左右。我们最终的应用方向是光储一体化，尤其是在油田上推广。

院内用10/20千瓦液流系统配了60千瓦的光伏，光伏配了PERC、Topcon、HJT三种组件，也就是综合试验平台，这是一个并网示范电站，也是供院里各级领导包括油田来参观，给他们渗透液流电池技术。我们这个月正在推进，在油田、采油厂配套抽油机，建100千瓦光伏，200度锂电，30/120千瓦时的全钒液流电池这样一个混合储能，并且是离网系统，在油田上的应用非常广阔，尤其是新的抽油井，可能成本高，架设困难比较大，对于独立的抽油机或者设备，离网型光储一体化系统应用前景非常大。

油气行业的应用前景

目前油气田电气化供能侧的主要模式是“自发自用绿电+网电+储能”。在这个模式上，也有加柴油机、天然气发电，以往都是用抽油机或者天然气发电。构建“风光网柴储”微电网共同推动油田的绿色低碳转型。除了中石油这种大的集中式风光储项目之外，储能技术在油气行业从上游到下游是贯穿整个行业。从油田这个角度来说，我们把储能规模细分成三个方面：

 一是小规模储能，1兆瓦以下，类似于抽油井这种的独立供能，具体的用能场景有油气井的智能检测和信息传输，抽油机的光储一体化功能、野外应急救援车、油气勘探装备供能、井下供能、高功率修井机、室内设备不间断电源等，这些都可以进行小规模的离网或者并网运行。在这样一个应用场景里，液流电池到底有哪些优势可以更好地匹配它呢？最主要的是容量和功率的互相解耦，以及4-10小时的长时储能。最近我们正在建的一个项目，配抽油机，传统抽油机的额定功率在35-45千瓦之间，但正常运行功率基本在10千瓦左右，又需要24小时不间断运行，所以我们就需要小功率大容量，还需要长时，这样一个储能技术来配套，所以在上述的小规模储能应用场景下，液流电池的这两个优势是非常显著的。

二是中等规模，1兆瓦到百兆瓦之间，比如一些小型的集中式风光发电站，还有一些大规模的钻完井、电驱压裂系统、页岩油原位转化等油气业务中，都会用到中等规模百兆瓦以下的，这里面液流电池的稳定性、安全性优势更显著一点。

三是大规模，超过百兆瓦的，中石油这种大规模集中式风光发电项目，这里面还包括油区的智能微网构建，大型数据中心的备用电源等，在这种应用场景下，有百兆瓦到GWh的储能需求，因此在这样一个应用场景下，全钒液流电池的大规模、大容量、长时储能、安全性就更加适用。

在前期油田的需求下，前面几个光储项目基本配的都是90%以上锂电，因为有的是小量配了一些铅炭，还有超级电容，或者有特殊需求的，这几年也是把液流电池逐渐渗透适配，内部也在布局。

5月宝石机械和中油电能在大庆变电站合建了0.75MW/3MWh的全钒液流储能系统；6月济柴动力在新疆油田配了一套50KW/180KWh的锌溴液流电池系统，7月我们正在青海油田采油厂进行抽油机的示范，更多也是对我们自己技术的测试，还有高海拔高寒场景下的应用，液流电池在整个油气行业中就显得特别重要，目前新能源成本是逐步在降低的，而且对传统油气行业的替代幅度也是越来越大的，因此传统石油的经济性也在逐渐下降。

中石油为了应对未来的能源变革，也是积极地布局新能源的发展。对于油气行业的特殊性，它对储能技术的要求是特别注重安全性、低成本、可持续性。基于这些要求，本质安全的液流电池储能技术是最适合油气行业新能源装机量快速增长对储能的整体需求。

液流电池目前商业化困境

健全标准体系是全钒液流电池商业化的“定盘星”

从液流电池发展到现在，上下游以及行业各位同行之间都是各自发挥，尤其是同行的电堆或者系统解决方案的企业，百花齐放，在电堆后端的电控集成部分，像EMS或者PCS，如果不实现标准化，稳定性的提高有待商榷，

降本增益是从推广应用到商业化转变，从投建者初识到接受的“突破口”

目前锂电储能系统招投标价已经突破0.6元，液流电池兆瓦级以上2.5元左右，有4倍左右的差距，4小时的算上残值率，真实成本约1800元，10小时降到1200元，对比25年之后的残值率收益，大家更关注初次投资问题。 

提效增稳是对标追赶锂电，获得市场认可的“助推器”

目前更多是拿锂电对比，因为市场份额、技术路线以及适用方向，跟锂电没办法比，各自找到合适的应用场景是最主要的。

安全性。液流电池的安全性，经常需要以锂电的事故来衬托，对比二者的市场份额，类比油车和电车起火的问题，真实数据是油车起火率是万分之零点五八，而电车的起火率是万分之零点四四，因为二者装机量差异太大规模，所以从锂电起火各方面来衬托不是特别合适。

长时储能。目前宣称4-10小时，其实大部分项目还是以4小时为主，前段时间报道了10小时的项目，6小时也是比较少的，所以我们还是要真正做到长时。

能量密度。油田或者广袤的沙戈荒土地资源很丰富，地方不受限，但业主也会看到这么大体积的集装箱才这么多度电，所以业主也会考虑这个问题。

储电效率。其实50KW级以上的电堆，目前行业内都宣称直流侧基本到80%，但真正能做到的不多；交流侧，加上电控部分，目前效率70%是一个坎，尤其小型系统还是很难达到这样的目标。

长寿命。最早接触液流电池时看到的文献，报道循环寿命是一万次，再过几年宣称一万五，现在已经是两万五千次，真正做过这么多次循环，确实在这一块还是需要更多的努力。

综上所述，需要业内从体系降本以及效率方面对液流电池做进一步的技术攻关，从市场端来助推液流电池更好地发展。谢谢大家！