中办、国办重磅文件发布！储能走向“新型电力系统”核心

4月22日，中共中央办公厅、国务院办公厅《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》对外发布。意见开篇指出，节能降碳是推进碳达峰碳中和、加快发展方式绿色转型的重要抓手，是维护国家能源安全、促进产业提质升级的重要支撑。

意见要求，合理控制煤电装机规模和发电量，大力发展非化石能源和新型储能，加快建设新型电力系统，科学布局抽水蓄能，创新发展绿电直连、智能微电网等业态，促进绿色电力消纳，推动新增清洁能源发电量逐步覆盖全社会新增用电需求。

提高能源生产效率，推广化石能源高效开采技术装备，加强煤电节能降碳改造、灵活性改造等，合理确定煤电调度顺序和调峰深度，持续提升风光发电效率和储能装置能量转化效率，稳步降低电网综合线损率。

能源体系重构进入“系统时代”

就在两天前的4月20日，国务院围绕“统筹能源安全和绿色低碳转型，加快建设新型能源体系”开展第十九次专题学习，李强总理在讲话中多次提及能源安全、新型电网以及储能体系建设。

李强总理明确提出，要在储能、充电设施、新型电网等领域加大投入，并强调利用人工智能推动电网数智化转型，这意味着储能已经被纳入国家能源体系的核心基础设施范畴。

这场高规格会议释放出的信号，标志着中国能源体系正在完成一次深层切换——从“规模驱动”的外延扩张，转向“系统驱动”的内在重构。

过去几十年，中国电力系统的核心矛盾是“够不够用”，因此煤电扩张、电网建设成为主线。但在新能源装机占比快速攀升的当下，问题已经转变为“稳不稳定”“能否灵活调节”。当风电、光伏逐渐成为电源主体，电力系统的运行逻辑发生根本变化——它不再是一个相对稳定的线性系统，而是一个高波动、高耦合、强实时性的复杂系统。

在这样的体系中，储能的角色不再是简单的“调峰工具”或“配建要求”，而是开始承担系统稳定器、调节器乃至“隐形电源”的功能。

换句话说，中国正在从“有没有储能”，进入“储能如何定义电网能力”的阶段。这一变化，标志着储能赛道的性质，已经从“成长型产业”，跃迁为“基础型能力”。

构网型储能完成“身份确认”

如果说国务院层面的表态是方向性的，那么国家能源局近期发布的一系列政策，则为构网型储能确立了地位。

3月24日，国家能源局发布的《2026年能源行业标准计划立项指南》，首次在标准体系中将构网型技术纳入电力系统安全稳定方向重点，这一变化具有里程碑意义。

长期以来，构网型储能更多停留在技术讨论和示范项目阶段，行业对于其定义、能力边界以及评价体系并未形成统一共识。在这种情况下，市场上“构网”概念泛化严重，不同企业对其理解差异极大，也缺乏统一的验证标准。这不仅制约了技术落地，也影响了行业的健康发展。

而标准立项的意义，在于将技术从“概念”转变为“规则”。一旦进入标准体系，意味着构网型储能将具备可验证、可复制、可规模化推广的基础条件，也为未来参与电力市场交易和价值兑现提供了制度前提。更关键的是，两项构网型变流器国家标准预计将在2026年下半年落地，这将成为行业的重要分水岭——从此，“真构网”与“伪构网”将有明确边界。

与此同时，政策力度也在迅速加码。从2025年起，国家能源局连续出台多项文件，将构网型储能从“鼓励试点”推向“准入门槛”。无论是提出30%以上的渗透率目标，还是在新能源项目中明确构网能力要求，都表明一个趋势——构网型储能已经从可选项，转变为必选项。

这种政策节奏的快速推进，在能源领域并不常见，其背后反映的是系统性风险正在逼近，必须通过制度手段提前应对。

电网为何“必须构网”

要理解构网型储能为何突然成为刚需，必须回到电力系统最基础的物理机制——转动惯量。在传统电力系统中，火电和水电机组依靠大型旋转机械提供天然惯量，当系统受到扰动时，这种惯性能够自动抑制频率波动，相当于一个天然的“稳定器”。

然而，以风电和光伏为代表的新能源，本质上通过电力电子设备并网，不具备旋转惯量。随着新能源占比不断提升，电力系统中的“惯量来源”正在快速减少，这直接导致系统稳定性下降。频率波动加剧、电压支撑能力不足、极端情况下的连锁故障风险，都在逐步显现。

从数据来看，这一趋势已经非常清晰。国家能源局数据显示，截至2025年底，可再生能源发电装机占比超过六成，风电光伏累计装机突破18亿千瓦，占比达47.3%，历史性超过火电，成为电力系统中的主体电源。这意味着，传统依赖同步机维持稳定的电网结构，正在被一个“弱惯量系统”所取代。

在这种背景下，构网型储能的价值开始凸显。其核心在于通过控制算法，将储能变流器转化为“电压源”，模拟同步发电机的外特性，从而主动提供频率、电压以及惯量支撑。它不再是被动跟随电网运行，而是能够在一定程度上“定义电网运行状态”。

这一变化本质上是对电力系统稳定机制的重构——从依赖物理惯量，转向依赖电力电子与算法构建的“虚拟惯量”。而在当前所有技术路径中，储能是最具可行性、也是最具规模化潜力的解决方案。

从设备竞争转向系统能力竞争

随着构网型储能被纳入政策体系，其产业逻辑也在发生变化。过去，储能行业的竞争主要集中在电芯成本、系统集成效率以及项目规模上，本质上是一种“制造业竞争”。但在构网型储能时代，这种竞争正在升级为“系统能力竞争”。

首先是标准与验证体系的缺失，使得行业在短期内仍将面临较高的不确定性。在统一标准落地之前，不同项目之间的性能表现难以横向比较，验收更多依赖个案测试，这对企业的工程能力提出更高要求。

其次是工程复杂性显著提升。构网型储能并非简单设备叠加，而是一个高度依赖参数整定和系统匹配的工程。不同电网结构、不同负荷特性，都会对控制策略产生影响，一旦参数设置不当，甚至可能引发系统振荡。这意味着项目交付从“设备交付”转向“系统交付”，企业需要具备更强的调试与运维能力。

其三是全球化适配问题。随着欧洲等市场提出构网能力要求，中国企业迎来出海窗口期，但同时也面临不同国家电网标准、认证体系和运行环境的挑战。单一产品输出已难以满足需求，必须向“整体解决方案”转型。

综合来看，构网型储能正在抬高行业门槛，也在重新洗牌竞争格局。真正具备长期竞争力的企业，将不再只是成本领先者，而是系统能力、工程经验与技术积累的综合较量。

从区域试点到全球扩散

在政策推动和技术成熟的共同作用下，构网型储能将在未来几年呈现出明显的扩散趋势。首先是在应用场景上，构网型储能项目正从最初的西北新能源基地逐步向全国范围延伸，尤其是在电网结构复杂、负荷密集的地区，对稳定性的需求更为迫切，构网型储能的应用空间将显著扩大。

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年至2026年一季度，共新增87个构网型储能项目，总规模合计9.19GW/30.05GWh。其中，从建设地点来看，新疆新增并网2.9GW/11.12GWh，容量占比37.01%，居全国首位。内蒙古新增并网2.37GW/9.44GWh，容量占比31.42%，排名第二。青海新增并网0.58GW/2.33GWh，容量占比7.75%，位列第三。云南、陕西、宁夏三省新增并网规模也达到了GWh级别，分别为1.71GWh、1.044GWh、1.04GWh。按应用场景来分，电网侧新增并网7.16GW/23.95GWh，容量占比79.7%；电源侧新增并网1.83GW/5.73GWh，容量占比19.07%；用户侧新增并网192.29MW/368.22MWh，容量占比1.23%。

表  2025年至2026年一季度构网型储能项目新增装机规模

其次是在技术路径上，单一储能技术难以满足所有场景需求，多种储能形式的融合将成为趋势。电化学储能响应速度快，但持续时间有限；压缩空气和飞轮储能在功率和寿命方面具有优势。不同技术之间的协同，将构建更具弹性的系统能力。

最后是在全球市场层面，随着海外对电网稳定性要求的提升，构网型储能正在成为新的“出海通行证”。中国企业在该领域的先发优势，使其不仅有机会参与市场竞争，也有机会在国际标准制定中占据一席之地，从“跟随者”逐步转变为“规则参与者”。

储能，正在定义下一代电力系统

我们将时间拉长来看，眼下这一轮构网型储能的崛起，本质上是一场电力系统底层逻辑的重构。当新能源逐步成为主体电源，传统依赖同步机的稳定机制已经难以为继，必须寻找新的技术路径来维持系统运行。

4月20日国务院高规格会议所释放的信号，本质上是在回答一个更长周期的问题——当能源体系进入高比例新能源时代，什么才是真正的“安全”？

而构网型储能，正好是这一问题的关键答案，它不仅解决了“如何储电”的问题，更回答了一个更深层的问题——那就是在一个以电力电子设备为主体的电网中，如何重新建立稳定性。

可以预见，随着国家标准的逐步落地、政策体系的不断完善以及市场机制的逐渐成熟，构网型储能将从当前的技术热点，逐渐转变为电力系统中的基础能力。未来的新型电网，也不再只是输配通道，而是融合算法、数据与电力电子的全新一代电力系统平台。