2025年6月，国家能源（850101）局印发《关于做好新能源（850101）消纳工作保障新能源（850101）高质量发展的通知》，首次明确要求构网型储能（885921）渗透率目标突破30%，并在西北、新疆等新能源（850101）装机集中区强制新建项目标配构网能力。

数据显示，2025年，国内构网型储能（885921）项目的容量规模较上一年度增长近3倍，且增量趋势仍在延续，标志着构网型储能（885921）正在由技术前沿迈向规模化应用。

近日，天合储能（885921）电力电子研究院院长余鸿在接受证券时报记者采访时指出，构网型储能（885921）并非简单的电池舱与变流器组合，而是通过PCS控制系统，使储能（885921）系统成为电网的电压源，具备频率稳定、电压稳定与功角稳定支撑能力。

在他看来，当前，电网存在惯量不足、短路支撑能力薄弱等问题，储能（885921）是未来可替代传统同步调相机的新型能源（850101）装备；光伏与风电（885641）均不具备长期稳定能量输出的能力，无法承担相应支撑功能。

余鸿介绍，构网型储能（885921）系统的核心技术壁垒包括多机并联稳定性及环流控制、宽频振荡抑制、过载能力要求高、黑启动同步控制、极端工况下可靠性与寿命难以保障等。

总的来看，构网型储能（885921）产业化落地的核心瓶颈可归纳为三点：第一，缺少系统级标准化验证体系，全球标准不统一，很多项目还在试验和验证阶段；第二，复杂工况下的参数整定与项目适配难度高，验收成本高；第三，系统集成与跨设备协同要求严苛，需实现国内设备与海外设备的兼容适配，以满足海外电网需求。

“从业务及项目实践视角来看，当前，构网型储能（885921）虽已逐步迈向规模化应用阶段，但行业仍存在若干关键问题亟待完善。”天合储能（885921）全球产品和解决方案负责人邓伟补充说道。

除了标准不统一的问题以外，邓伟还关注到，实现构网功能需在硬件与软件层面增加相应投入，成本高于传统跟网型储能（885921），但目前市场尚未形成与之匹配的价值回报体系。部分海外项目招标虽明确要求构网型技术方案，实际应用场景与价值兑现路径却并不明确。

此外，邓伟指出，国内外应用场景与准入要求差异显著。例如，澳大利亚等市场对构网型储能（885921）准入要求较为严格，项目投产前需完成详细并网仿真建模，基于构网性能参数完成电网级仿真验证并取得许可后方可建设。

“构网型储能（885921）要实现真正规模化应用，亟须建立各国明确、统一、可执行的技术标准与测试方案，同时完善市场化价值实现机制。”邓伟向记者表示，天合储能（885921）始终坚持系统级构网能力，而非单一设备的功能切换，以此保障构网性能的真实性与可靠性。

余鸿介绍，天合储能（885921）的系统支撑能力，首先体现在构网型储能（885921）体系本身。公司并未将构网能力局限于单一设备性能，而是将其定义为覆盖电芯、电池舱、BMS、PCS至EMS的系统级协同能力，完整实现EMS、PCS、直流舱在构网场景下的协同运行，完成从设备级功能到系统级能力的升级。换言之，天合储能（885921）不仅具备构网能力，更可保障在复杂工况下实现稳定构网、持续构网与规模化复制应用。

“电站投运后，与光伏、风电（885641）等新能源（850101）及负荷间的平衡协调控制，均依托自研EMS系统实现源网荷储协同调控，并可拓展应用于电力交易、智能诊断等场景。依托系统级深度协同能力，天合储能（885921）形成面向新型电力系统的特色解决方案。”余鸿说道。

邓伟告诉记者，天合储能（885921）的构网技术已经在全球多个区域有了落地案例，实现了可靠的绿电输出，例如在南澳和智利等地。“这些项目的成功落地，不仅验证了天合储能（885921）产品在极端电网条件下的技术成熟度，也为后续AIDC场景中的需求提供了可复制样板。”