储能从跟网到构网：渗透率1.5%为何成了政策与市场的分水岭
中国能源产业发展网 发布时间：
2026-08-27 11:59
储能从跟网到构网：渗透率1.5%为何成了政策与市场的分水岭
【中国能源产业发展网@原创】【作者：孟知行】
1.5%这个数字，意味着构网型储能从政策驱动走向市场驱动的距离。
渗透率的差距
国海证券研报显示，2026年国内构网型储能渗透率仅约1.5%，而澳大利亚已达23%，欧洲为8.6%，美国为2.6%。GGII预计未来5年全球平均渗透率有望达20%。
渗透率差距背后，是成本、标准、商业模式三重因素的叠加。
成本差异
从成本看，构网型PCS比跟网型贵15%-30%，且需要超配（满足3倍过流要求增加PCS数量），系统整体造价约高25%-40%。
跟网型储能的运行逻辑是电流源：跟随电网电压和频率变化，调节输出电流，无法主动支撑系统。构网型储能则是电压源：建立自己的电压和频率参考，像传统发电机一样支撑电网，提供惯量、阻尼、短路容量。
这种根本性的技术差异，决定了构网型储能需要更高的过载能力（满足3倍过流要求）、更强的控制策略（虚拟同步机控制）、更复杂的多机协同能力。硬件成本和控制软件成本同步上升。
政策驱动
政策端已明确方向。国家能源局要求构网型储能渗透率突破30%。云南2026年2月发文：新建共享储能原则上采用构网型技术（全国首个省级强制要求）。新疆要求构网型储能比例不低于年度新型储能规模的20%。西藏保障性并网光伏+储能须加装构网型装置。
这些政策的出台，源于新能源渗透率提升后电网稳定性的迫切需求。传统跟网型储能无法提供惯量支撑，新能源高占比电网面临频率稳定风险。构网型储能成为解决方案。
商业模式困境
但商业模式尚未打通。黄少中（中电联专家）指出，构网型储能提供的惯量支撑、电压支撑尚未纳入辅助服务补偿范围，容量电价与辅助服务补偿向构网型储能倾斜的机制尚在试点阶段。
储能企业能否从被动跟网中赚到钱，决定了渗透率能否从1.5%向30%攀升。目前，构网型储能的收益仍主要依赖容量租赁、峰谷套利、现货市场交易，与跟网型储能差异不大。其独有的惯量支撑、电压支撑服务，尚未形成独立的定价机制。
项目进展
CESA储能应用分会数据显示，2025年国内共有66个构网型储能项目投运，规模为7.3GW/25.2GWh，容量规模较2024年增长近3倍，渗透率为12.8%。2026年一季度，构网型储能新增并网2.48GW/6.89GWh，容量占比19.2%，渗透率大幅提升。
河北康保400MW/1600MWh构网型独立储能电站完成储能系统采购公示，宁德时代、阳光电源、远景能源入围。贵州绥阳300MW/600MWh项目2026年6月开工，预计12月31日前并网。构网型储能正从示范项目走向规模化应用。
技术与标准的追赶
从技术看，构网型储能要实现从电流源向电压源的根本性转变，虚拟同步机控制策略、多机协同、故障穿越、宽频振荡抑制等难题尚未完全解决。
国标、行标正在加速编制。构网型储能的并网测试标准、性能评价指标体系、调度运行规程等配套文件仍在完善中。没有统一的技术标准，项目的工程验收和运维评价就缺乏依据。
1.5%是起点，30%是目标。中间的距离，需要成本下降、标准完善、商业模式创新来填补。
2026年，是构网型储能从政策驱动走向市场驱动的分水岭。
来源：
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作者：
孟知行
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