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从“示范”到“规模化落地”：构网型储能正在改写并网规则

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-26 19:59

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年8月，新型储能行业出现了一轮少见的集中并网潮。从吉林松原到新疆民丰，再到海拔4200米的西藏曲松，一批构网型储能电站相继落地或完成并网测试。这些项目分布在不同气候带、不同电网强度区域，却指向同一个技术判断：储能不再只是“跟着电网走”的配套设备，而开始承担“支撑电网”的角色。

技术分野需要先说清楚。传统跟网型储能以电流源方式并网，需要依赖电网提供电压和频率参考，在弱电网、高比例新能源场景下容易出现振荡与脱网风险；构网型储能则以电压源方式运行，能够主动建立电压与频率参考，在电网故障时提供惯量支撑与短路容量，具备黑启动能力。国家发展改革委、国家能源局印发的《新型电力系统建设“十五五”规划》明确要求加大构网型等技术应用，充分释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能。

落地案例已经具备“可对照”的技术参数。吉林松原白沙100兆瓦/200兆瓦时项目落地，成为吉林省首个大型构网型储能电站；新疆民丰200兆瓦/800兆瓦时高压级联项目投运，坐稳国内同类型最大规模；西藏曲松在4200米雪域高原上的8兆瓦/32兆瓦时构网型储能电站完成全部并网测试。高寒、高原、强风沙、弱电网边界条件，恰恰是构网型技术最能体现价值的地方。

从全国装机结构看，技术路线的切换已有数据支撑。中国储能网统计显示，2026年8月新增投运项目中，构网型储能从“示范”走向“规模化落地”；4小时及以上长时储能项目容量占比达74.4%；磷酸铁锂以97.8%的容量占比继续巩固主流地位。长时与构网两项特征同时抬头，说明储能正在被要求同时解决“能量搬运”和“系统稳定”两个问题。

场景结构也在同步调整。8月新增装机中，电源侧以54%的容量占比首次反超电网侧（43.7%），用户侧项目数量最多但容量占比仅2.3%。电源侧占比反超，一方面反映新能源基地配储的集中释放，另一方面也说明储能正被纳入电源侧的容量规划，而不再只是电网侧的补强手段。

区域分布印证了这一点。8月华北区域新增装机规模最大，达2256.91兆瓦/7974.10兆瓦时，功率与容量占比分别为55.5%、61.6%，双双居全国第一；内蒙古贡献了华北区域超过七成容量，4个项目合计1500.65兆瓦/6001.77兆瓦时，山西6个项目合计410.51兆瓦/1221.04兆瓦时，河北4个项目合计337.5兆瓦/735兆瓦时。新能源送出压力最大的区域，也是构网型与长时储能需求最强的区域。

政策端的配套正在补齐。《新型电力系统建设“十五五”规划》提出，“十五五”时期全国新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时，到2030年此类独立储能达到1.4亿千瓦；同时推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造、持续提升调用水平。构网能力、顶峰能力、调用水平，被放进了同一套考核框架。

挑战同样不容回避。构网型设备的单位造价仍高于常规方案，控制策略与并网标准尚在完善，不同厂商产品在弱电网下的表现缺少统一的测试口径；更重要的是，构网型提供的惯量与电压支撑属于系统级公共产品，其价值能否通过辅助服务市场、容量补偿机制得到合理结算，决定了这项技术能否从“示范清单”走向“采购清单”。

可以预期的是，随着“十五五”期间8000万千瓦级别顶峰储能与存量配建储能改造同步推进，构网型储能的市场空间将从示范项目扩展到常规招标。真正的分水岭不在设备参数表上，而在电力市场的结算规则里——规则一旦把支撑能力定价，技术路线就会自动完成切换。

装备侧的构网能力也在同一条时间线上抬升。据株洲市人民政府网站消息，在德国慕尼黑举行的The smarter E Europe 2026展会上，中车株洲所面向全球发布新一代“光储氢”全场景新能源解决方案，其中12.5兆瓦/13.8兆瓦储能升压变流一体机配套6.X液冷电池舱首次面向欧洲市场发布，具备3倍过载构网能力和50℃高温不降额特性。3倍过载意味着设备在电网暂态扰动下可短时输出数倍额定功率，这是构网型技术从实验室指标走向招标参数的一个注脚。

配置逻辑同样在被重新定义。《新型电力系统建设“十五五”规划》要求，以分地区新能源利用率目标为依据，科学确定各地区自用新型储能规模，并在“沙戈荒”等新能源外送基地合理规划新型储能，提升通道新能源电量占比。储能规模因此不再只由投资计划决定，而是与区域消纳指标挂钩：利用率目标越紧，配储需求越刚性，构网与长时技术的适配价值也越突出。

从技术到订单之间，还隔着一道标准化门槛。目前构网型储能的并网测试方法、涉网性能指标在不同区域、不同电网企业之间尚未完全统一，项目在弱电网下的实测表现难以横向比较；设备单位造价高于常规跟网方案，也需要通过容量补偿、辅助服务等机制回收成本。行业内一个较为普遍的判断是，构网型储能真正意义上的规模化拐点，取决于两项条件同时成立——并网标准形成统一口径，支撑能力的价值可被市场定价。

对投资方来说，这一轮并网潮还带来了一个现实问题：项目投运只是开始，能否被持续调用才是资产价值的核心。国家电网与南方电网经营区上半年的等效利用小时数分别为573小时和626小时，同比仅提升9小时和41小时。在装机同比增长六成的背景下，小时数的小幅改善说明调用强度提升仍慢于规模扩张，储能资产的收益结构还需依赖现货价差、辅助服务与容量补偿共同支撑。

构网型技术的价值，恰恰体现在调用之外的系统服务上。当电网故障导致电压、频率跌落时，构网型储能可以像同步机一样提供惯量与短路容量，避免新能源机组大规模脱网，并在必要时承担黑启动任务。这些能力无法通过常规的充放电收益体现，却直接关系到高比例新能源电力系统的安全边界。以西藏曲松项目为例，海拔4200米的弱电网条件下，储能电站的电压支撑能力对当地电网的稳定运行具有实质意义。

从更长的周期看，构网型储能的推广节奏与三件事相关：一是新能源装机占比的提升速度，二是煤电等传统同步电源退出与改造的进度，三是电力市场对系统服务的定价能力。只要这三条曲线继续同向移动，构网型储能就会从示范项目的清单，变成新建储能电站的默认选项。

【文中信息及数据来源于】国家能源局《中国新型储能发展报告（2026）》、国家发展改革委与国家能源局《新型电力系统建设“十五五”规划》（2026年8月3日印发）、中国储能网、光明日报（2026年8月15日）、标普全球能源《2026年上半年全球户用储能供应商市场份额报告》、InfoLink 2026年上半年全球储能系统出货排名、凤凰网、新浪财经、中国工业新闻网。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川