随着“双碳”目标深入推进，我国新能源产业迎来规模化爆发期——风电、光伏装机量连续多年稳居全球第一，2024年全国新能源发电量占比已突破18%，逐步成为电力供应的“主力军”。

但与此同时，新能源“出力不稳定、缺转动惯量、可控性弱”的先天短板也日益凸显，给电网安全稳定运行带来巨大挑战，风电骤增时易造成电网频率偏高、光伏骤降时易引发电压波动，甚至出现“弃风弃光”现象，制约了新能源的高效消纳。

在这一背景下，构网型储能作为破解新能源并网痛点的核心技术，从曾经的“辅助选项”升级为新型电力系统建设的“必备门槛”。对于新能源行业从业者而言，读懂构网型储能的技术逻辑、应用场景，尤其是国家层面的政策支持，既是把握行业趋势的关键，也是抢占市场机遇的基础。

什么是构网型储能

从“跟跑”到“领跑”，重构新能源并网逻辑

要理解构网型储能，首先要明确它与我们熟知的“跟网型储能”的核心区别——二者的本质差异，在于对电网的“支撑逻辑”不同，通俗来讲，就是“被动跟随”与“主动主导”的区别。

01、核心定义：什么是构网型储能？

构网型储能（Grid-Forming Energy Storage，简称GFESS），是指采用构网型控制策略，能够模拟火电、水电等传统同步发电机的转动惯量、阻尼特性和调频调压能力，可自主建立并维持电网电压和频率，无需依赖外部电网信号就能实现稳定运行的储能系统。需要说明的是，虚拟同步机（VSG）技术是实现构网控制的主流技术路线之一，但并非构网型储能的唯一技术方式。

简单来说，传统跟网型储能就像电网的“追随者”，必须依赖电网已有的电压和频率信号，才能被动响应充放电指令；而构网型储能则是电网的“建设者”，自带稳定电压频率的核心能力，哪怕脱离主网，也能自主构建局部微电网，为新能源发电提供可靠的接入载体，让新能源从“被动适配电网的过客”变成“主动支撑电网的主角”。

其核心价值体现在三个方面：一是提供虚拟惯量与阻尼，弥补高比例新能源接入下电网转动惯量不足的短板，抑制电网频率波动，提升系统安全稳定水平；二是实现自主调频调压，可毫秒级响应电网调度指令，显著提升电网抗扰动能力与运行稳定性；三是推动新能源与储能协同控制，打破二者“各自为战”的格局，提升新能源消纳率和可预测性，为高比例新能源基地乃至100%新能源电网落地扫清技术障碍。

02、技术原理：三大核心优势

构网型储能的核心技术支撑是虚拟同步机技术，通过软件算法模拟传统同步发电机的运行特性，再结合储能本体的充放电控制，实现对电网的主动支撑。相较于跟网型储能，它具备三大不可替代的技术优势：

✅自主构网能力：无需依赖主网信号，可独立建立电压和频率，适配新能源基地、偏远地区微电网等场景。例如，在“沙戈荒”新能源大基地，构网型储能可自主构建局部电网，承接风电、光伏的不稳定出力，避免因主网支撑不足导致的弃电问题。

✅快速响应能力：响应速度可达毫秒级，远超传统火电的分钟级响应，能够精准应对新能源出力的瞬时波动。当风电突增时，它可快速吸收多余电量；当光伏骤降时，它能即时释放储能电力，让新能源出力从“过山车”变成“平稳线”，提升电网接纳能力。

✅多场景适配能力：可兼容集中式新能源基地、分布式光伏/风电、零碳园区、光储充换电站等多种场景，既能作为集中式新能源基地的“稳定器”，也能作为分布式能源的“核心枢纽”，实现源网荷储协同运行。

03、与跟网型储能的核心区别（一张表看懂）

政策加持：迎来“黄金发展期”，国家层面多维度发力

构网型储能的崛起，离不开国家政策的持续引导和大力支持。近年来，从顶层设计到具体落地细则，国家能源局、发改委等多部门密集发文，明确构网型储能的技术方向、应用场景和支持政策，形成了“顶层引领、场景聚焦、配套完善”的政策体系，为行业发展划定清晰赛道。

梳理来看，国家层面的支持政策主要集中在“顶层设计、技术攻关、场景推广、市场机制、财税金融”五大维度，覆盖构网型储能从研发到落地的全产业链，精准破解行业发展中的技术、市场、成本痛点。

01、顶层设计：明确发展定位，划定核心方向

顶层设计是构网型储能发展的“指挥棒”，近年来，国家多次在核心政策中明确构网型储能的重要地位，将其列为新型电力系统建设的关键支撑技术，逐步推动其从“鼓励采用”向“刚性要求”转变。

✅《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号）

这是构网型储能发展的“核心政策”，2025年11月由国家能源局发布，明确提出“积极采用先进构网型技术”“鼓励新能源与配建储能一体化调用”，并优化“沙戈荒”基地储能配比，为2030年新能源集成融合发展划定核心路线。政策首次明确，构网型储能将成为新能源电站“系统友好”的必备门槛，而非可选技术。

同时，政策划定三大核心应用场景，要求构网型储能重点布局“沙戈荒”新能源基地、零碳园区、光储直柔建筑等领域，推动其规模化落地；提出提升新能源“可观、可测、可调、可控”能力，而构网型储能正是实现这一目标的关键抓手。

✅《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》

2024年2月，由国家发改委、国家能源局联合发布，明确提出“推动新型储能技术多元化协调发展”，重点支持构网型储能等先进技术的研发和应用，要求在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，优先推广构网型储能，提升电网调节能力和新能源消纳水平。

政策明确，到2027年，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上，而构网型储能将作为核心支撑技术，承担起新能源并网稳定的关键职责。

✅《“十四五”新型储能发展实施方案》及后续补充政策

作为新型储能发展的“纲领性文件”，“十四五”新型储能实施方案明确将“构网型储能技术”列为重点研发方向，提出“突破构网型储能核心技术，提升储能系统的自主调频、调压能力，推动储能与新能源、电网深度融合”。

后续补充政策进一步细化，要求在“十四五”末期，构网型储能示范项目覆盖主要新能源基地和重点负荷区域，形成可复制、可推广的技术路线和商业模式；鼓励企业开展构网型储能系统集成、控制策略等核心技术攻关，提升产业竞争力。

✅历年能源工作指导意见

从2023年开始，国家能源局在历年能源工作指导意见中，均提及构网型储能的发展：2023年首次明确构网型技术示范；2024年要求西北网架薄弱区域应用构网型新能源，提升短路比；2025年要求推进构网型技术试点，逐步扩大应用范围，形成“试点先行、全面推广”的发展格局。

02、技术攻关：聚焦“卡脖子”难题，加大研发支持

构网型储能的发展，核心在于技术突破。国家政策重点聚焦构网型储能的核心技术、关键设备和系统集成，通过专项资金、研发补贴、示范项目等方式，鼓励企业和科研机构加大投入，破解“卡脖子”难题。

✅明确核心攻关方向

政策明确，构网型储能的核心攻关方向包括：虚拟同步机（VSG）控制策略、高安全长寿命储能电池、高效功率转换系统（PCS）、系统集成技术、多能源协同控制技术等，重点提升储能系统的稳定性、响应速度和经济性。

其中，虚拟同步机技术作为构网型储能的“核心大脑”，被列为重点攻关任务，要求突破惯量控制、阻尼控制、调频调压协同等关键技术，实现储能系统与电网的无缝衔接；同时，推动长时储能技术与构网型技术融合，解决新能源大规模并网带来的日以上时间尺度的系统调节需求。

✅研发资金与补贴支持

国家层面设立新型储能专项研发资金，重点支持构网型储能核心技术研发和成果转化；对开展构网型储能技术攻关的企业，给予研发费用加计扣除、高新技术企业税收优惠等政策支持；鼓励科研机构与企业合作，建立构网型储能技术创新平台，加速技术产业化落地。

例如，《新型储能制造业高质量发展行动方案》明确，将构网技术列为“卡脖子”攻关重点，目标2027年培育3-5家千亿级新型储能企业，推动构网型储能核心设备国产化率达到90%以上，降低核心设备成本。

✅示范项目引领

国家能源局牵头开展构网型储能示范项目建设，选取“沙戈荒”新能源基地、零碳园区、偏远地区微电网等典型场景，支持企业建设构网型储能示范项目，探索技术路线和商业模式。示范项目可享受中央财政补贴、优先并网、优先消纳等政策支持，为行业发展提供可复制、可推广的经验。

例如，2025年《新型电力系统建设试点工作通知》明确，西北新能源基地构网储能渗透率需突破30%，推动试点区域率先实现构网型储能规模化应用，带动全行业技术升级和成本下降。

03、场景推广：划定重点领域，推动规模化落地

政策明确了构网型储能的三大重点应用场景，通过场景引导，推动构网型储能从示范走向规模化应用，实现与新能源、电网的深度融合。

✅集中式新能源基地（重点场景）

针对“沙戈荒”等大型新能源基地，政策要求优化储能配置比例，优先采用构网型储能，通过“熔盐储热耦合调峰+构网型储能”模式，提高新能源与煤电协同水平，减少新建煤电需求。政策明确，大型新能源基地配套储能中，构网型储能占比不低于30%，提升新能源消纳率和并网稳定性。

例如，某百万千瓦级沙戈荒基地，搭配20%比例的构网型储能后，新能源消纳率从85%提升至98%，绿电占比提高12个百分点，每年减少弃电损失超5亿元，充分体现了构网型储能在集中式新能源基地的核心价值。

✅分布式能源与微电网场景

政策支持在零碳园区、光储直柔建筑、偏远地区等场景，推广构网型储能，构建源网荷储一体化微电网。例如，在零碳园区，构网型储能可作为能源核心，实现光伏、风电等分布式能源的就地消纳和稳定供电，压缩园区峰谷差，降低企业用能成本；在光储直柔建筑领域，构网型储能与光伏板、柔性负荷配合，形成建筑自身的“微电网”，提升建筑绿电自给率。

《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》明确，支持新能源产业园区发展“源网荷储一体化”，鼓励园区部署构网型储能，实现新能源与储能一体化调用，推动园区绿电使用率提升至60%以上。

✅光储充换与虚拟电厂场景

政策鼓励光储充换一体化开发，支持构网型储能应用于光储充换电站，解决充电桩“峰时供电紧张、谷时利用率低”的痛点，提升充电可靠性，降低充电成本；同时，明确构网型储能是虚拟电厂的“核心单元”，鼓励通过聚合分布式储能、充电桩、工业可调负荷，形成规模化调节能力，参与电网辅助服务，释放分散能源资源价值。

04、市场机制：完善收益模式，激发市场活力

市场机制是推动构网型储能规模化发展的“核心动力”。国家政策重点完善构网型储能的收益模式，打破“单一补贴”依赖，推动其通过多种渠道获得收益，激发企业投资积极性。

✅辅助服务市场收益

政策明确，构网型储能可参与电网调频、调压、调峰、备用等辅助服务，按照“谁提供、谁受益”的原则，获得辅助服务收益。由于构网型储能响应速度快、调节精度高，其辅助服务收益显著高于传统跟网型储能——测算显示，具备构网能力的储能项目，辅助服务收益可提升50%以上，年化收益率可达12%-15%，较传统储能提升5-8个百分点。

同时，政策推动辅助服务市场扩容，扩大构网型储能的参与范围，简化参与流程，破解部分项目“能参与、难收益”的落地难题，确保其收益可落地、可兑现。

✅电能量市场收益

鼓励构网型储能参与电能量市场交易，通过“低谷充电、高峰放电”，捕捉峰谷价差收益；多地通过优化分时电价机制（如山东“五段式”电价），进一步拉大峰谷价差，为构网型储能拓宽套利空间。对于新能源基地配套的构网型储能，可与新能源发电捆绑交易，提升新能源发电的交易价格和并网稳定性，减少弃电损失，实现“风光储”协同收益。

✅容量补偿收益

政策提出，加快建立构网型储能容量补偿机制，对具备构网能力、持续为电网提供可靠容量支撑的储能项目，给予容量补偿费用。容量补偿主要针对构网型储能的“备用容量”，核心是保障其在电网波动、新能源出力骤变等场景下能够及时响应，支撑电网安全稳定运行，进一步提升项目投资回报水平，破解部分项目“收益覆盖不了成本”的困境。

✅绿电与绿证收益

构网型储能配套的新能源发电，可认定为绿电，参与绿电交易，获得绿电溢价收益；同时，构网型储能参与新能源消纳所产生的绿证，可通过正规交易渠道变现，进一步拓宽收益渠道（2026年集中式项目绿证价格约7.38元/个，为储能资产增值提供支撑）。对于出口外向型企业配套的构网型储能项目，绿电收益可帮助企业降低生产环节隐含碳排，辅助满足欧盟CBAM（碳边境调节机制）、美国IRA等国际碳壁垒要求，其中欧盟CBAM目前主要针对储能产品相关嵌入式材料（钢、铝等）的碳排进行管控，绿电使用可有效降低相关合规成本，提升产品竞争力。

05、财税金融：降低投资成本，强化资金支持

构网型储能项目投资规模较大，国家通过财税优惠、金融支持等政策，降低企业投资成本，缓解资金压力，推动项目落地。

✅税收优惠政策

对构网型储能项目，给予增值税即征即退、企业所得税“三免三减半”优惠；对企业购置构网型储能核心设备，允许一次性计入当期成本费用，在企业所得税税前扣除，加速企业资金周转；对高新技术企业从事构网型储能技术研发和应用，减按15%的税率征收企业所得税。

✅金融支持政策

鼓励金融机构加大对构网型储能项目的信贷支持力度，推出绿色信贷、绿色债券等金融产品，给予优惠利率；支持构网型储能项目纳入REITs试点，拓宽融资渠道，盘活存量资产；鼓励政策性银行提供低息贷款，支持构网型储能示范项目建设和技术攻关。

✅补贴政策

对符合条件的构网型储能示范项目，给予中央财政补贴；地方政府可根据本地实际情况，出台配套补贴政策，对构网型储能项目给予投资补贴、运维补贴等，进一步降低企业投资成本。例如，内蒙古、青海等新能源富集地区，对“沙戈荒”基地配套的构网型储能项目，给予每千瓦200-500元的投资补贴。

构网型储能成功案例

政策的落地效果，最终要通过实际项目来体现。目前，我国已有多个构网型储能示范项目落地见效，覆盖集中式新能源基地、零碳园区、光储充换等多个场景，用数据证明了构网型储能的技术可行性和经济合理性，也为行业发展提供了宝贵经验。

青海海西宝库储能电站

地位：世界首套、全球容量最大的构网型高压直挂储能工程。

特点：无需传统变压器，减少了能量损耗，可快速响应并精确控制，为高比例新能源电网提供了核心参数和技术路径。

新疆克州300MW/1200MWh构网型独立储能项目

地位：全球单体最大的构网型独立储能项目，于2024年11月全容量并网。

特点：为新疆电网提供强大的调峰、调频和黑启动能力，有效缓解了当地的电力供需矛盾，并为新能源消纳提供了关键支持。

国家能源集团宁夏宁东复合光伏基地配套储能

地位：全国最大的构网型储能电站之一。

特点：是国内首批在“沙戈荒”新能源基地成功应用构网型技术的案例，有效提升了特高压直流送端电网的稳定性和新能源接纳能力。

深圳后海三（春晖站）示范工程

地位：国内首套应用于变电站实时保供电的构网型风光储一体化系统。

特点：位于深圳南山核心地带，为城市变电站打造了一个可靠的本地化智慧能源微网，颠覆了传统变电站依赖外部电网的模式，提供了高可靠、绿色低碳的站用电源。

四川阿坝红原雅克光伏电站

地位：四川省首个构网型储能光伏电站，树立了高寒高海拔地区新能源建设的标杆812。

特点：项目采用“牧光互补”模式，光伏板下可放牧，实现了发电与生态保护的和谐共存，为高海拔地区新能源建设提供了宝贵经验。

构网型储能未来展望

构网型储能迎来千亿风口，从业者需把握三大趋势

随着国家政策的持续加持、核心技术的不断突破、应用场景的不断拓展，构网型储能已正式迈入“刚需爆发期”，成为新能源产业的新风口。结合政策导向和行业实践，未来构网型储能将呈现三大发展趋势，值得新能源行业从业者重点关注。

政策导向从“鼓励”转向“强制”，市场需求持续爆发

从国家能源局最新政策来看，构网型储能已从“鼓励采用”逐步转为“强制要求”——未来新建新能源电站，尤其是百万千瓦级“沙戈荒”基地、零碳园区项目，未配备构网型能力的，可能面临并网难、消纳差的问题。预计2026年起，构网型储能将成为集中式新能源基地配套储能的“标配”，分布式场景应用也将快速扩容。

市场规模方面，2025年国内构网型储能招标量已超6.8GW，预计到2030年，市场规模将突破3000亿元，年复合增长率超50%，成为新型储能产业增长最快的领域。对于新能源发电企业、储能企业、系统集成企业而言，这将是巨大的市场机遇。

技术持续升级，成本稳步下降，国产化替代加速

随着政策对技术攻关的支持，构网型储能核心技术将持续突破，虚拟同步机控制策略、长时储能技术、高效PCS等关键领域将不断升级，储能系统的稳定性、响应速度和经济性将进一步提升。同时，随着规模化应用和国产化替代推进，构网型储能核心设备成本将稳步下降，预计未来3-5年，系统成本将下降30%-40%，进一步提升项目投资回报率。

国产化替代方面，目前我国构网型储能核心设备国产化率已达到80%以上，预计2027年将突破90%，形成“研发-生产-应用”的完整产业链，摆脱对进口设备的依赖，提升行业核心竞争力。

商业模式多元化，跨领域融合成为主流

未来，构网型储能的收益模式将更加多元化，逐步摆脱对政府补贴的依赖，形成“辅助服务+电能量交易+容量补偿+绿电收益”的多元回报体系，进一步激发市场投资积极性。同时，构网型储能将与新能源、电网、负荷深度融合，形成“风光储网荷”一体化模式，跨领域融合成为主流。

把握政策风口，布局构网型储能新未来

构网型储能的崛起，是我国新能源产业从“规模化发展”向“高质量发展”转型的必然选择，也是构建新型电力系统的关键支撑。国家层面的多维度政策支持，为构网型储能行业发展指明了方向、提供了保障，推动行业从“示范试点”迈入“规模化爆发”的黄金发展期。

对于新能源行业从业者而言，无论是新能源发电企业、储能企业，还是系统集成商、设备制造商，都应主动把握政策风口，深入了解构网型储能的技术逻辑和应用场景，加大技术研发投入，布局重点应用领域，抢占市场先机。

随着构网型储能技术的持续升级、市场规模的不断扩大、商业模式的不断完善，它必将成为推动我国“双碳”目标实现、重塑能源格局的核心力量，也将为新能源行业从业者带来前所未有的发展机遇。未来，唯有紧跟政策导向、聚焦技术创新、深耕应用场景，才能在构网型储能的千亿风口下，实现高质量发展。