在新能源消納難愈演愈烈之下，構網型儲能是行業熱門話題。

　　2023年7月，新疆維吾爾族自治區發改委發布《關于組織上報2023年獨立新型儲能建設方案的通知》，隨后，西藏、江蘇、福建等地方相繼發布了探索建設構網型儲能的政策文件，支持構網型儲能等技術研發與工程示范。由此拉開了構網型儲能“跨越式發展”的大幕。

　　2024年6月，國家能源局發布《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》。明確提出：在西北網架結構薄弱的區域，應用構網型新能源，可為電力系統提供轉動慣量，提升新能源的瞬間功率支撐能力，提升系統的短路比，支撐電網接入更多新能源。

　　在市場上，構網型儲能項目招標頻出。華夏能源網(公眾號hxny3060)注意到，最新的一個GW級項目是，2月25日新疆立新能源2GWh構網型系統開標，26家企業參與報價，報價范圍0.4288—0.5825元/Wh，平均報價0.4706元/Wh。

　　那么，構網型儲能到底發展應用的怎么樣?面臨哪些機遇和挑戰?

　　兩大趨勢明顯

　　所謂構網型儲能，其本質上是電壓源，它能夠內部設定電壓參數，輸出穩定的電壓與頻率。構網型儲能系統不僅可以并網運行，還可以離網運行，對電網的支撐能力較強。構網型儲能可有效改善新型電力系統的短路容量和轉動慣量缺失等問題，在新型電力系統中具有重要價值。

　　2024年是構網型儲能落地的關鍵之年。據CESA儲能應用分會產業數據庫不完全統計，2024年，包括系統、EPC、施工、設計等(不含PCS)在內的涉及構網型儲能招標項目容量超13.56GWh;構網型儲能電站不斷投運，并網規模至少超過3.5GWh。

　　縱觀市場發展現狀，構網型儲能呈現出兩大明顯趨勢：

　　一方面，單個項目容量規模越來越大。

　　2024年，國內儲能項目正式進入GWh時代，據統計，國內有三個單體鋰電儲能項目規模達到1.2GWh，其中，新疆克州獨立儲能項目是唯一一個采用構網技術的儲能項目。該項目也是國內磷酸鐵鋰電池儲能路線中容量最大的構網型項目，容量為300MW/1200MWh。

　　據了解，該項目構網型儲能系統解決方案由科華數能提供。2024年11月7日，項目全容量并網送電成功，有力支持了當地風電、光伏等新能源，同時在電力需求高峰為電網補充電力，緩解了電力供需矛盾。

　　另一方面，構網型技術越來越成熟。

　　首先，構網技術應用的領域越來越廣泛。在微電網支撐方面，可適配大小各異的無電地區微電網，滿足高海拔等特殊區域的供電需求，保證微電網的可用性;在電網黑啟動方面，可作為地區黑啟動電源，提升電網應急能力，實現大電網快速恢復;在電網穩定支撐方面，可解決局部電網穩定難題，增強關鍵廠站送電、受電能力，為城市及薄弱輸電通道提供電壓支撐。

　　其次，構網應用場景也在不斷擴大。在新能源外送方面，可化解新能源短路比不足問題，保障一般性并網穩定，助力內蒙、新疆等地大型新能源基地電力外送;在源網荷儲一體化方面，可融入綠電制氫氨醇、工礦企業等場景，推動源網荷儲協同發展;在綠電供應保障方面，可為內蒙、西藏等對供電可靠性要求高的地區，確保綠電穩定供應。

　　如西藏阿里地區首個300MWh儲能電站——西藏大唐構網型儲能電站，其地處高原，平均海拔超過4282米，極端低溫可達-36.7℃，自然環境惡劣。2024年10月31日項目全容量并網發電，等效滿負荷年利用小時數450小時，每年可新增清潔能源2000萬千瓦時以上。

　　尚存三大挑戰

　　構網型儲能技術的發展，離不開政策推動。

　　2024年，有多個涉及構網型儲能的重磅支持政策出臺：3月，國家發改委、國家能源局發布《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》提出，在具備條件地區推廣車網協調互動和構網型新能源、構網型儲能等新技術;

　　4月，國家能源局發布的《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》提到，電力調度機構應根據系統需求，制定新型儲能調度運行規程，科學確定新型儲能調度運行方式，公平調用新型儲能調節資源。

　　今年2月，發改委、能源局等八部門下發的《新型儲能制造業高質量發展行動方案》中也提到，鼓勵新型儲能以獨立儲能主體參與電力市場。加快推動構網型儲能應用，提升新型儲能對電力系統穩定運行支持能力。

　　有機構預計，未來5年，構網型儲能在全球有望達到20%的滲透率，國內構網型儲能市場在全國及各地政策支持和電力系統改造等剛需下滲透率有望加速提升。

　　近日，在行業論壇上科華數能技術支持總監馮曉濱就構網型儲能發展現狀和存在問題做了分享，他表示：構網技術在智能微電網、新能源外送基地、大型源網荷儲一體化等場景中，需通過更多實踐來優化技術應用，探索最佳方案。重點要解決好三大挑戰：

　　首先是系統壽命的挑戰。例如在構網型儲能中，PCS需要具有更先進的材料，過載頻次對變壓器絕緣提出更高要求;更大倍率的應用對電池壽命的影響極大;需全系統的保障電氣安全，防止電池熱失控等安全問題。

　　其次是成本挑戰。與跟網型儲能相比，構網網型儲能的PCS、變壓器、線路、直流側(不含電芯)的成本都要至少高出15個百分點以上。

　　最后是市場機制的挑戰。在輔助服務市場方面，需要建立健全機制，明確構網系統在提供調頻、調壓等輔助服務中的角色和收益容量;在電價機制方面，需要制定合理的容量電價機制，反映構網系統的容量價值，保障投資回報。