数字储能网讯：随着风电、光伏等新能源在电力系统中的占比持续提升，电网面临的惯性缺失、频率电压波动、故障穿越能力不足等问题日益凸显。储能作为新型电力系统的核心调节资源，其技术路线的选择直接影响电网安全稳定运行。并网型储能（Grid-Following，GFM）作为传统技术方案已广泛应用，而构网型储能（Grid-Forming，GFM）凭借主动支撑电网的核心能力，成为高比例新能源场景下的关键技术方向。本文从技术原理、核心特性、应用场景等维度，系统解析两者的本质差异与发展逻辑。
一、技术定义与核心原理
（一）并网型储能：电网的“跟随者”
并网型储能本质是电流源型储能系统，其运行依赖电网提供的电压和频率参考信号，核心控制策略为“功率跟随”（PQ 控制）。系统通过锁相环（PLL）实时跟踪电网电压相位，根据调度指令或预设算法调整充放电功率，实现能量的双向流动。
其技术原理可简化为“信号跟随 - 功率响应” 模式：电网电压、频率作为基准信号，储能系统通过 PLL 同步相位后，由电流控制器输出与电网同频同相的电流，完成功率吞吐。该模式下，储能系统不具备自主维持电压、频率的能力，仅作为 “可控负荷 / 电源” 参与电网调节，无法主动应对电网扰动。
（二）构网型储能：电网的“构建者”
构网型储能本质是电压源型储能系统，核心技术是模拟同步发电机的运行特性（虚拟同步机 VSG 技术），可自主输出稳定的电压和频率参考，无需依赖电网信号独立运行。其控制策略采用 “电压 / 频率主导”（V/f 控制或下垂控制），通过模拟同步发电机的惯性、阻尼和调速特性，主动支撑电网稳定。
技术核心在于“虚拟同步机制”：通过控制算法模拟同步发电机的转子运动方程，赋予储能系统惯性时间常数（H 值）和阻尼系数，使其在电网频率波动时产生类似于同步发电机的 “抗扰动能力”；同时通过下垂控制，实现功率与频率、电压的自适应调节，如同传统电网中的 “稳定器”。
二、四大核心维度差异对比
（一）控制逻辑：被动跟随vs 主动主导
并网型储能的控制逻辑是“电网指令优先”，功率输出完全服从调度，无法自主应对电网频率、电压突变；而构网型储能通过虚拟同步机制，可在电网扰动时主动调整输出，例如频率跌落时自动释放功率抬升频率，电压偏差时调节无功功率恢复电压。
（二）电网支撑能力：能量调节vs 全面支撑
并网型储能的核心价值是能量吞吐，仅能实现峰谷套利、削峰填谷等能量型应用，或提供快速功率响应，但无法提供电网必需的惯性支撑、一次调频、电压支撑和故障穿越能力。当电网发生频率波动时，并网型储能需等待调度指令或依赖外部触发信号才能响应，响应速度通常在数百毫秒级别，且无惯性贡献，难以遏制频率快速跌落。
构网型储能则具备全维度电网支撑能力：
惯性支撑：通过 VSG 技术提供 0.5-5s 的惯性时间常数，缓解新能源并网导致的 “惯性危机”；
一次调频：响应速度达数十毫秒，可自主参与频率调节，无需调度指令；
电压支撑：通过无功功率调节维持并网点电压稳定，提升电网抗扰动能力；
故障穿越：可在电网低电压、高电压故障时保持并网，甚至提供故障电流支撑，帮助电网恢复。
（三）应用场景：强网适配vs 弱网 / 孤网刚需
并网型储能（强网环境适配）
集中式新能源配套：如大型光伏电站、风电场的储能配套，用于平滑出力波动、满足并网要求
用户侧峰谷套利：工业园区、商业建筑的储能系统，通过峰谷电价差获利；
电网辅助服务：在电网稳定的前提下，提供二次调频、备用容量等服务。
构网型储能（弱网/ 孤网刚需）
偏远地区微电网：如海岛、牧区的独立微电网，构网型储能作为核心电源，维持系统电压频率稳定；
海上风电配套：远离大陆的海上风电场，电网连接薄弱，构网型储能可提升并网稳定性；
新能源高渗透区域：如西北、华北等新能源基地，构网型储能弥补惯性缺失，抑制电压频率波动；
电网故障恢复：在电网黑启动或故障后恢复过程中，构网型储能可快速建立电压频率基准，助力电网恢复。
（四）技术要求与成本：成熟低成本vs 高端高门槛
并网型储能
技术成熟度：核心部件（电池、PCS）要求低，PCS 采用电流源控制，硬件设计简单，控制算法复杂度低，无需复杂协同控制；
成本优势：技术门槛低、规模化应用成熟，单位容量成本较构网型低 10%-20%。
构网型储能
硬件要求：PCS 需采用电压源控制，对 IGBT 响应速度、滤波器设计、容量冗余要求更高，需具备更强故障耐受能力；
软件要求：控制算法需实现 VSG 特性、下垂控制、多机协同，需解决与电网及其他储能系统的协同稳定问题；
成本现状：目前单位容量成本较并网型高 15%-30%，但技术规模化、算法优化后成本下降趋势明显。
三、典型应用案例对比
（一）并网型储能案例：青海某100MW 光伏配套储能项目
配置参数：100MW/200MWh 储能系统，采用 PQ 控制策略；
核心功能：平滑光伏出力波动，满足电网“15 分钟出力波动不超过 10%” 要求；
运行特点：跟踪光伏出力 + 调度指令调整功率，无惯性支撑 / 主动调频能力，投资回报依赖光伏消纳 + 峰谷套利。
（二）构网型储能案例：新疆某50MW 偏远微电网项目
系统架构：“风电 + 光伏 + 50MW/100MWh 构网型储能” 独立微电网；
核心功能：采用 VSG 控制，自主维持 35kV 电压、50Hz 频率稳定；
运行特点：新能源出力波动时，通过惯性支撑 + 一次调频快速响应（频率波动控制在 ±0.2Hz 内）；极端天气下可独立带载，保障牧区用电。
四、行业发展趋势与展望
1.市场格局：短期内并网型储能仍为主流（强网场景低成本优势），长期构网型储能将成高比例新能源场景核心技术；
1.技术方向：构网型储能成本下降（核心部件国产化、算法优化），“并网 + 构网混合组网” 普及（前者调能量，后者撑电网，平衡经济性与安全性）；
1.政策支撑：《“十四五” 新型电力系统规划》明确 “加快发展构网型储能”，多地将其纳入辅助服务补偿，规模化应用条件逐步成熟。
结语
并网型与构网型储能并非替代关系，而是适应不同电网场景的互补技术：并网型是“能量调节的主力军”，构网型是 “电网支撑的核心力量”。高比例新能源时代，需按场景精准选择技术路线，同时加快构网型储能研发与成本优化，推动储能从 “能量载体” 向 “电网支撑单元” 转型，为新型电力系统建设提供核心保障。
