行业｜全球能源博弈，构网型储能将进入史诗级大周期

与传统能源（煤电气等）相比，风光等新能源在环保、节能、提升能源供应可持续性等方面具有明显优势，再加上全球地缘政治的不确定性，降低对化石能源的依赖，已成为各国重要发展战略。

近年 AI 爆发式成长更是加速了这一趋势。以美国为例，市场调研公司 “协同研究集团” 的数据显示，截至今年第二季度末，美国拥有约522个超大规模数据中心，占全球总算力的55%左右。预计在2028年底之前，美国还将有约280个这样的数据中心投入运营。这种扩张速度使得 AI 相关电力需求呈现指数级增长态势。

据东吴证券测算，按照2030年底美国累计 AI 算力153GW，当年新增40GW测算，预计2026-2030年美国电力需求年复合增长4-5%。其中 AI 算力2030年需用电约1269TWh（假设满负荷运行），占总体用电量22%。

另据德勤2025年调查，79%的北美电力及数据中心企业高管认为 AI 将显著推升2035年前的用电需求，到2035年有望达123GW，较24年增长超30倍。而美国能源部预测到2030年美国电网需新增约101GW负荷，其中 AIDC 贡献近一半，但同期基荷电源仅规划新增22GW，供需缺口超过70%。

特斯拉与 SpaceX 创始人埃隆·马斯克一再表示，人工智能的真正瓶颈，已不再是芯片，而是电力。微软 CEO 纳德拉在一档播客节目中承认，公司正面临一个前所未有的窘境，“手上有成堆的 GPU，却因为缺电、缺空间，只能闲置”。

为解决区域性电价上涨和稳定电源紧缺两大问题，目前主流方案主要有：核电、地热、光伏、燃气和燃油。考虑到科技型企业均有 ESG 要求，只有光伏、核电、地热符合要求。根据国际能源署（IEA）研究，新能源将是未来发电装机容量增长最快的电源类型，全球新能源发电市场将保持快速发展，并逐渐取代燃煤机组成为主体发电电源，预计2020-2050年风力发电、太阳能发电装机容量年均增速分别为 5%、7%，2030年、2040年及2050年新能源装机容量分别为4153GW、6873GW 及9158GW，2050年全球新能源装机容量占比将达到 51%，发电量占比将达到40%。

中国也不例外，据国家能源局披露，2025年全国风光发电量同比增长25%，占发电量比重达到22%，有力带动可再生能源电量占发电量比重达到近4成。

新能源发电前景美好，但现阶段，其对电力系统最大的挑战是间歇性和波动性。

截至2025年底，青海、宁夏、甘肃等8个省（区）的新能源装机占比已经超过50%，青海、甘肃、吉林等8个地区的发电量占比已超过30%。这些新能源富集地区电网午间保消纳、晚峰保供矛盾凸显，系统平衡调节问题突出。

“十五五”期间，预计全国新能源新增装机增速仍然维持在2亿千瓦以上的水平，随着新能源大规模、跨越式发展，电力系统对调节电源的需求将更加迫切。

提供稳定的电力供应，正是构网型储能的最大优势。

构网型、跟网型储能是储能变流器以构网型和跟网型技术为控制策略的电化学储能系统。构网型储能是指储能系统具备自主生成电网的能力，在没有外部电网的情况下，能够为负载提供稳定的电力供应，通过逆变器产生稳定的电压和频率信号，从而“构建”一个新的电网。

正因为构网型储能项目具备有效提升新型储能支撑电网安全稳定运行能力，所以市场发展前景广阔，主要应用于青海、新疆、西藏等新能源发电比例高、电网稳定性要求严格的新能源发电基地，也适用于配电网、工商业园区微电网、海岛等离网系统。在这些应用场景下，构网型储能是不可缺少的“刚需”——既能管理电网稳定性又能优化可再生能源输出的技术。

数据可佐证。近期，蒙东地区最大的构网型储能项目，阿荣旗100万千瓦/400万千瓦时构网型储能电站项目正式投运，据测算，投运后，将周边风能、光伏发电消纳率提升6%，每年多消纳清洁能源超12亿千瓦时，降低新能源弃光弃风率约6%；每年对外输出绿色电力10.32亿度，减少煤耗约3亿吨，推动电网电压合格率提升至99.9%以上，供电可靠率达99.99%。

全球最大构网型储能项目，是阳光电源携手一家总部位于沙特阿拉伯的投资控股公司 AlGihaz 签约的总容量高达7.8GWh 的储能项目。2025年年末，阳光电源宣布沙特项目并网运行，预计每年可提供高达22亿度的放电量，足以满足约40万户家庭的全年用电需求。

根据沙特制定的“2030愿景”，计划到2030年实现天然气与可再生能源各占50%的发电目标，从而释放约100万桶/日的石油出口能力。截至2025年上半年，沙特并网装机容量已从2023年的3吉瓦快速提升至10吉瓦以上。7.8GWh 的储能项目的建成，将显著提升沙特电网稳定性，支持其能源转型目标。

另据中国化学与物理电源行业协会（CESA）储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年1-9月，中国构网型储能新增装机2.9GW/9GWh，市场占比超过10%，从容量规模看，前9月构网型储能新增装机已经超越了2024年全年8.9GWh 的新增装机总量。截至2025年9月底，中国构网型储能累计投运已达6GW/19.1GWh。

国家能源局的初步统计显示，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强。

随着新能源渗透率不断提升，“跟网”向“构网”转变将是储能技术未来发展的趋势之一。

全球范围内，多国出台支持构网型储能技术的政策措施。比如2025年9月，国家能源局等联合发布《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》，其中明确要求 “推动构网型储能技术研发”。而《电化学储能构网型变流器技术规范》早已于2024年10月下达了制定计划，从国家标准的层面规范构网型储能技术。

国家能源局明确要求构网型储能渗透率目标为突破30%，并在西北等新能源装机集中区强制新建项目标配构网能力。1月8日，国家能源局综合司发布关于新型电力系统建设能力提升试点（第一批）名单的公示，其中，6个构网型储能项目入选。

许继电力储能产品总监任静强调，构网型储能技术已经迈进规模化应用阶段，2025年构网型储能项目全国占比基本超过10%，部分省份达20%，且在电源侧、电网侧、负荷侧等多场景均有广泛应用，适配多场景应用需求。

从全球范围看，构网型储能市场空间有多大？

据北方工业大学储能技术研究中心教授李建林介绍，截至2025年底，全球构网型储能累计装机已经超过15GW，而在全球新增项目中，构网型储能占比已超过30%。

高工产业研究院指出，预计未来5年，全球范围内构网型储能技术有望达到20%的渗透率。

能源咨询公司伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）研究总监 Robert Liew 表示，构网型储能系统是实现可再生能源并网的关键突破，预计到2034年，全球电力需求将激增55%，其中波动性可再生能源电力占新增装机容量80%以上，构网型储能系统在可再生能源规模化发展与电网稳定性要求之间架起了技术桥梁。

伍德麦肯兹最新研究指出，2024至2034年，全球需要在电池储能系统领域投入1.2万亿美元，才能支撑全球到2034年新增5900吉瓦“风光”发电装机容量并网。它同时预测，2024至2034年，为维持电网稳定，全球需新增1400吉瓦采用构网型储能技术的电池储能容量。到2040年，全球电力需求年复合增长率将达3%，构网型储能技术将成为实用替代方案。

彭博新能源财经则预测，2030年全球构网型储能市场规模将达72.5GW，中国占比超40%，成为全球最大市场。

24潮产业研究院（TTIR）分析认为，未来数年，可再生能源整合和扩张的关键就在于加快全球构网型储能技术部署和升级。

全球储能正迈入繁荣期几乎已经是全球共识。根据第三方机构预测，预计2026年美国新增近50GWh装机容量，欧洲新增装机约50GWh，中东预计新增装机40GWh，澳大利亚将增加近10GW。

目前构网型储能在中国、中东和澳大利亚已有成熟应用。在企业竞争层面，中美企业正围绕全球市场激烈博弈。

根据特斯拉发布的《“构网型”白皮书》，特斯拉在澳大利亚已有4.5GW+/12GWh 的构网型电池项目储备。

特斯拉选择在澳大利亚持续布局，是因澳大利亚的能源转型较为积极，据新闻称，其可再生能源渗透率持续飙升，部分地区峰值需求时新能源占比已突破90% 。但风光发电的不稳定特性，让电网波动加剧，稳定性不足。正如伍德麦肯兹所预测的，未来10年全球需新增1400吉瓦构网型储能才能支撑新能源并网。主动进行能源转型的澳大利亚成为新型储能，尤其是构网型储能技术的大展身手之地，成为刚需市场所在。

而中国玩家的布局已覆盖中国、澳大利亚、中东等国家或地区，全球话语权在持续提升。

在2025年6月11日，上海 SNEC 大会期间，华为发布了最新的智能光伏战略以及全球首个构网型光储解决方案——FusionSolar9.0智能组串式构网型光储解决方案，同时华为数字能源还携手13家企业和组织发起全面构网倡议，推动全面构网新时代的加速到来。

同年10月3日，在东欧地区，欧洲金峰资本也与华为牵手，双方拟在中东欧部署构网型储能项目，总规模为500MWh。华为提供技术支持，金峰资本则负责具体落地，初期覆盖波兰、匈牙利两国，未来还可能拓展至中东欧其他国家。

“新能源产业进入价值深耕期，加速单点创新走向融合创新，构网技术、智能化设备将是关键。” 华为数字能源总裁侯金龙如是说。

另一家新能源巨头远景搭建了全球最大容量构网型储能实证平台，一次性通过中国电科院全场景测试，成为全球首个通过全场景测试的构网型储能。

远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军曾表示："构网型储能正在完成从'支撑电网'到'构建电网'的本质性跨越。这项技术不仅是解决电网稳定问题的关键，更将为新能源的规模化开发打开全新空间。"

中国企业南瑞继保与国际巨头 Pacific Green 联手，聚焦构网型储能技术，首个250MW/1000MWh 标杆项目落地澳大利亚维多利亚州。南瑞继保总经理助理罗威表示：“澳大利亚是构网型技术在大电网中难度最高的技术高地”。该项目成功落地，正是中国技术参与全球大考的实战答卷。

可以说，在储能新一轮全球科技博弈中，中资企业展现了强悍科技与竞争实力。

上述阳光电源的沙特项目，正是中国标准引领全球标准，成功从产品出海转为技术出海的范例。项目所在地是沙漠，这样复杂的环境非常考验电力设备运行，阳光电源部署了其最新的旗舰储能系统——PowerTitan2.0。作为全球首款10MWh 交直流一体化全液冷储能系统，PowerTitan2.0系统搭载的干细胞电网技术，能实现从跟网到构网模式的自动切换。

这份技术创新上的底气，在公司2024年年报中早有展示，“公司再次升级了‘干细胞电网技术架构’，引领性推出‘定制化’电网技术解决方案，因网制宜，守护电网安全稳定，并凭借该技术助力英国电网频率快速恢复，避免了大范围停电事故。”而且，公司“储能发货结构显著变化，海外发货占比从去年同期的63%攀升到83%。”在2025年半年报中，公司宣称，“目前公司储能系统广泛应用在欧洲、美洲、中东、亚太等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。所有参与的储能项目未出现一例安全事故”。

科华数据年报也宣称：“储能产品方面，2024年公司面向全球发布了 S³-EStation 2.0智慧液冷储能系统， 其独特的‘全液冷散热+全站顶部出风+全域构网型’的性能创新，重新定义了行业技术高度，2024年公司交付了全球单体最大的磷酸铁锂构网型储能项目。”

构网型储能对构网型储能 PCS 和储能系统提出了更高的性能指标要求，在储能 PCS 方面，当前行业主要采取超配2-2.5倍 PCS 的方式来满足超额电流短时过载能力等性能指标要求。相比跟网型储能项目，构网型储能项目装机占比提升有望带来数倍级 PCS 装机需求。

从披露信息来看，上市公司中，目前阳光电源、科华数据、南瑞继保等企业构网型技术先进，产品优势突出，占据市场领先地位。远景储能、金风科技、南网科技也在跟进，逐渐占据更多的市场份额，未来构网型储能市场趋向集中。

科华数据2024年年报中引用权威数据咨询机构标普全球（S&P Global）发布的《EnergyStorage Inverter (PCS) Report 2025》，显示公司全球储能PCS（>500kW）出货量排名第一，全球储能 PCS 出货量排名第二。另据中电联与国家电化学储能电站安全监测信息平台联合发布的《2025年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，公司在已投运电站装机 PCS 厂商中排名第一。

上能电气则根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，公司在2021-2024连续四年国内市场储能 PCS 出货量排名中位列前二。

统计口径不同，排名或有先后之分，但中国储能企业在技术上的创新实力却不分高下。

伴随全球储能市场需求持续增加，PCS 企业的海外市场拓展多点开花，海外订单来源主要在美国、欧洲、东南亚、中东等地区，其中欧美市场订单合计占比达80%。GGII 统计，2024年主要订单由海外出货 TOP5 企业所揽，即阳光电源、上能电气、南瑞继保、盛弘股份、科华数能。

尤其是中国，据不完全统计，已实施近100个构网型储能项目，技术成熟度很高，在全球化方面，在走出去、跨国合作方面也有可喜进展。无论是沙特的全球最大构网型项目投入运行，还是澳大利亚的大电网市场拓展，中国企业和中国技术的话语权都在增强。

科研前行、技术突破，使得中国企业在全球新一轮能源竞赛中，已经占据领先与先发优势。

构网型储能作为新兴技术，行业仍处于探索的阶段，存在技术门槛高、成本较高、市场机制不完善，以及缺乏统一标准等挑战。

华自科技在互动平台上回答投资者提问时表示，“构网型储能技术对提升电网稳定性、促进可再生能源消纳至关重要，但仍面临成本、寿命等挑战，需进一步突破。”

比如系统寿命的挑战。构网型储能中，PCS 需要具有更先进的材料，过载频次对变压器绝缘提出更高要求。更大倍率的应用对电池寿命的影响极大。另外还需全系统的保障电气安全，防止电池热失控等安全问题。

成本挑战更是每一家企业需要直面的难题。与跟网型储能相比，构网型储能的 PCS、变压器、线路、直流侧（不含电芯）的成本都要至少高出15%以上，其中构网型 PCS 的成本通常比普通储能高30%-50%。但在需求端，招标价格大幅降低。2025年初，构网型储能系统报价区间还保持在0.519-0.558元/Wh，比普通跟网型系统高出12%-18%。当年6月新疆立新能源招标结果显示，均价已下滑至0.41-0.42元/Wh。逼近成本价，这对企业的盈利能力是极大考验，以系统集成商海博思创为例，2025年前三季度综合毛利率只有18.01%。

而真正破局方法，还是在于技术不断迭代，保持科技领先优势。阳光电源 PCS 产品总经理陈鹏认为，构网型 PCS 需要快速响应和高过载能力，还要在复杂电网环境下实现精准控制。这对设计和算法要求极高。目前掌握10秒内实现300%瞬时过载等尖端技术的企业寥寥无几，技术壁垒正在重构行业竞争力。有分析认为，如果构网型储能仍能保持技术溢价，报价重新回到0.5-0.6元/Wh 也是可能的。

目前国内没有对构网型储能过载能力的明确规范要求。现阶段，一般通过超配 PCS 数量达到过载要求。例如，某50MW/100MWh 构网型储能项目，PCS 单机过载能力为1.25倍，配置数量为跟网型的2.4倍，实现三倍过载能力。这能极大降低储能系统的成本。针对此，企业则应加快研发专门构网型变流器，提高单机过载能力。

业内公司还在不断探索新的解决方案。2026年初，上海融和元储能源有限公司（下称“融和元储”）中标蒙东科左中旗82.5MW/165MWh 项目，创新采用“构网型储能+静态调相机”组合，与传统电力系统中造价高昂、运维复杂的动态调相机相比，在保障电网稳定能力不降的前提下，实现了三重成本突破：一是设备采购成本降低30%以上，静态调相机+构网型储能的组合造价，仅为同等容量动态调相机的65%；二是运维成本节省超50%，模块化设计让故障排查时间从小时级缩短至分钟级，每年减少运维投入超800万元；三是能耗损耗下降40%，静态调相机的低功耗特性，配合构网型储能的智能充放电策略，全寿命周期可累计节省电费超3000万元。按项目25年运营周期计算，合计可压降成本近2.7亿元，相当于每度电的储能成本降低0.16元。

如果构网型储能继续“4毛时代”趋势，那么融和元储的创新方案不失为能让构网型储能大规模商业化运行的参考。

在辅助服务市场方面，则可建立健全机制，明确构网系统在提供调频、调压等辅助服务中的角色和收益容量。业内观点认为，随着电力现货市场的价值兑现机制逐步成熟，储能收益中辅助服务占比将从10%提升至40%。而在电价机制方面，制定合理的容量电价机制，反映构网系统的容量价值，保障投资回报。1月30日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，正式提出建立电网侧独立新型储能容量电价机制。这也意味着，储能从新能源的“附属”转变为电力系统的“核心资产”，电力企业更有动力进行主动配置。

中国企业在欧美市场份额均超30%，依靠成熟的技术，完全具备竞争实力。新兴市场也有望成为新增量，中东、非洲、东南亚地区因可再生能源规划推动储能需求激增。

综上所述，在可预期的未来，构网型储能将成为全球新能源发展的关键变量，而中国企业要做的，则是提升产品性能、进一步降低成本，积极拓展海外市场，抢先站立在产业潮头。