2025年6月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，首次明确要求构网型储能渗透率目标突破30%，并在西北、新疆等新能源装机集中区强制新建项目标配构网能力。
在此前发布的国家政策当中，《新型储能制造业高质量发展行动方案》明确2027年培育3-5家生态主导型企业，构网型技术被列为“卡脖子”攻关重点。
《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》首创“调度调用型”与“电站自用型”分类，构网型储能优先纳入电力市场。
《2025年能源工作指导意见》将构网型储能纳入“新型电力系统九大行动”，要求高比例新能源外送基地强制配置。
从“鼓励试点”到“强制配建”，连番推出的国家新政策可谓信号明确、力度空前，构网型储能已从技术选项变为新能源并网的通行证。
一、政策加码：消纳压力下的“最优解”
2025年，中国新能源装机继续以惊人速度增长。截至2025年5月，全国11个省份新能源装机占比突破50%，青海更以71%的装机占比和“双主体”（装机与发电量占比均过半）结构，成为全球新能源渗透率最高的地区。但高比例带来高风险，随着弃风弃光数据上升，消纳压力已从西北蔓延至山东、河北等东部省份。
6月4日，国家能源局启动新型电力系统首批试点，将构网型技术列为七大方向之首。新政进一步要求：2027年前构网型储能渗透率突破30%，西北、新疆等消纳困难地区的新建项目必须强制配置构网能力。
业内人士认为，当新能源渗透率超过40%，传统跟网型设备就难以维持稳定，构网型储能技术已经成为当前消纳压力下的“最优解”。
同时，地方政策也开始“疯狂加码”。
内蒙古：构网型储能容量补偿标准达0.35元/kWh，2025年规划独立储能475万千瓦。
新疆：喀什、和田等地强制配建比例不低于20%，并网需通过“惯量响应≤2秒”严苛测试。
西藏：全球首个100%构网型储能离网项目投运，验证极端环境下的电网支撑能力。
二、消纳困局：高比例省份的生死时速
2024年，新疆新能源装机占比55.72%，新能源发电量增长30.7%，贡献了超80%的电源发电增量，但外送通道的稳定性制约着绿电跨省流动。同样困境出现在甘肃。这里新能源装机占比64.68%，发电量占比38.59%，2024年投运的民勤县60MW/240MWh构网型储能项目，成为稳定电网波动的“救命稻草”。
2025年5月出台的绿电直连新政要求新能源自发自用比例不低于60%，直连专线实现“点对点”供电。这种模式下，构网型储能成为维持微电网稳定的核心装备。
2025年6月3日，宁夏新能源日发电量首超用电量，成为全国首个“绿电自足”省区，其秘密武器正是4468万千瓦新能源装机与构网型储能的协同，这给破解长期以来的新能源消纳困局带来了希望。
三、技术破局：从跟网到构网的代际跨越
构网型储能的核心价值在于“主动构建电网”。与传统跟网型设备被动适应不同，它能模拟同步发电机特性，提供电压、频率支撑，在电网故障时维持系统稳定。
在海外，澳大利亚通过ARENA机构投入1.76亿美元支持8个构网型储能项目，欧洲市场渗透率达8.6%，均领先于中国1.5%的现有水平。
在国内，新疆2024年构网型储能定标规模占全国56.79%，哈密25MW/100MWh项目完成全球首个百兆瓦时级构网型储能系统测试。西藏海拔4700米的革吉电站，更验证了极端环境下的技术可靠性。
构网型储能的技术破局也带来了商业模式的创新：
1.电网侧独立储能。内蒙古“容量补偿+现货交易”模式，年收益超1.2亿元/100MW项目。
2.新能源配套租赁。上海容量租赁价格0.3元/W/年，投资回收期缩短至5年。
3.虚拟电厂聚合。浙江虚拟电厂通过构网型储能参与调频，收益提升40%。
4.海外EPC总包。沙特NEOM项目（2GW光伏+30%构网储能）创下单体储能系统出口纪录。
四、产业链变局：经济性与安全性的平衡术
目前，构网型储能系统成本比常规储能高20%-30%，某江苏企业曾因电压闪变故障损失千万元。面对强制配置带来的成本阵痛，政策组合拳正在化解难题：
1.配网改造。《配电网高质量发展指导意见》要求2025年具备5亿千瓦分布式新能源接入能力。
2.市场机制。完善峰谷电价体系，现货地区允许绿电直连项目余电上网。
3.多元主体。允许民企投资直连项目，负荷企业可主导建设。
出口型企业率先算清了这笔经济账。欧盟《电池法》要求全生命周期碳足迹认证，常州某电池企业通过构网型储能支撑的绿电直连，将产品碳足迹降低40%，成功规避每吨77欧元的碳关税成本。
市场前景方面，数据显示，2025年国内构网型储能招标量超6.8GW，预计2030年市场规模突破3000亿元。据伍德麦肯兹预测，2034年前全球需投资1.2万亿美元部署构网型储能，应对5900GW风光装机需求。
当中国新型储能装机从5852万千瓦向5亿千瓦目标迈进时，构网型技术正从政策文本跃入产业现实，重塑新能源消纳的游戏规则。
