国网西藏电力：构网型储能助力高原电网更稳定

　　根据我国最新发布的国家自主贡献目标，未来十年年均新增风电、光伏发电装机容量约为2亿千瓦。作为重要的灵活性调节资源，新型储能的系统作用、产业价值也日益凸显，但其规模化发展还面临技术、经济性、安全性等短板，需要政产学研多方合力破局。

　　本期封面策划聚焦新型储能规模化发展的关键问题：如何让新型储能从一亮眼的装机数据，成长为新型电力系统可靠、可用且经济的支撑，并通过政策解读、市场分析与各地实践，深入剖析产业转型路径。

　　文/尹俊强　益西措姆　夏强　刘晓明　徐潜

　　在我国平均海拔超过4000米的雪域高原上，一座座新能源项目投产运行，光伏板在持续捕获阳光，成为支撑雪域高原万家灯火不可或缺的电力能源。然而，超高比例新能源也带来了电力的消纳和安全稳定风险。青藏高原电力发展面临独特的难题：超高海拔、极寒气候、电网相对薄弱，传统储能技术难以适配，新能源“发得出、送不走”成为长期痛点。而构网型储能，这一被业内称为电网“稳定器”与新能源“收纳盒”的技术，正在改变这一局面。

　　近年来，西藏率先突破技术壁垒，建成全球首个超高海拔构网型光储电站、全国最大独立构网型储能项目，形成全国首个大规模应用示范。与此同时，需要注意的是，项目仍然面临稳定控制、标准体系、盈利模式三重考验。

　　高原破冰的实践路径

　　构网型储能依托电力电子技术与先进控制算法，能够模拟同步发电机特性，为电网提供惯量支撑和电压支撑，可提升电网稳定性，并有效促进新能源消纳，已成为支撑新型电力系统建设的关键技术。

　　基于地区特性，西藏自治区提早展开了政策部署。2023年5月，西藏自治区发展改革委印发《2023年风电、光伏发电等新能源项目开发建设方案》，明确2023年西藏新增新能源建设规模573.5万千瓦，其中，保障性并网项目373万千瓦，市场化并网项目200.5万千瓦。要求保障性并网光伏+储能项目配置储能容量不低于光伏装机容量的20%，储能时长不低于4小时，且需加装构网型装置。《方案》提出加大储能配置力度，并按要求加装构网型装置，成为我国首个提出构网型储能系统加装要求的地方政策。

　　同年7月，西藏自治区发展改革委印发《关于积极推动西藏电力系统构网型储能项目试点示范应用的通知》，鼓励在阿里地区、那曲市、日喀则市等地区先行先试构网型储能项目，鼓励多元实施路径试点应用，针对存量储能项目和增量储能项目提出了差异化实施路径。其中，针对存量储能项目，可视评估情况对储能系统的硬件和软件进行更换升级。增量储能项目直接配置具备构网型储能特性的整套储能系统设备。

　　那曲色尼区达嘎普100兆瓦/400兆瓦时独立储能项目，采用南瑞构网型技术，建成全国海拔最高、装机容量最大的独立构网型储能项目。

　　明确目标后，夯实技术基础成为要务。国网西藏电力联合国调中心、西南分部、中国电科院、南瑞继保等多家单位共同组建构网型储能研究工作专班，攻克短路电流支撑、惯量响应、宽频振荡抑制、主动调频、快速黑启动和并离网切换等核心技术,以及适应复杂恶劣运行环境的“防冷凝”“低气压适配”等改造技术，建成全球首个超高海拔、超低温度、极弱电网的构网型光储电站标杆工程。同时，相关单位积极研究论证西藏电网大规模应用效果，提出“新能源+构网型储能+构网型SVG”一体化保供模式，编制西藏电网构网型储能并网技术要求，并形成《构网型储能变流器技术要求》《构网型储能变流器测试规程》等多项标准草案，为西藏电网大规模构网型储能并网提供了有力技术保障。

　　随着技术的突破与推广，应用规模不断实现扩展。西藏电网在加木、萨嘎、当雄等地建设15千瓦构网型SVG，形成全国首个大规模构网型技术应用示范，为构网型技术在全国推广应用提供了样板。在拉萨、那曲、阿里等市(地)大规模发展应用构网型储能技术，为西藏电网的安全稳定运行和清洁能源消纳提供了有力支撑。2024年，西藏构网型技术应用快速发展，共建设构网型储能容量60.8万千瓦/252.2万千瓦时，率先实现了省级电网构网型储能技术规模化应用。截至2025年11月底，西藏全区拥有在运构网型储能站34座、容量63.7万千瓦/249.8万千瓦时，已通过构网型试验验证转构网运行的储能电站11座，容量28.7万千瓦/123.8万千瓦时。其中，阿里地区改则县30兆瓦光储项目在海拔4600米、零下20摄氏度的低温极弱电网环境下，完成35千伏人工短路扰动试验和跟网/构网模式切换，是全球首个超高海拔智能组串式构网型光储电站。那曲色尼区达嘎普100兆瓦/400兆瓦时独立储能项目，采用南瑞构网型技术，建成全国海拔最高、装机最大的独立构网型储能项目。

　　实践表明，构网型储能技术能够有效提升新能源消纳能力和电网运行可靠性，具体体现在以下三个方面。一是促进新能源消纳。通过增强电网强度和暂态电压支撑能力，解决新能源基地场站接入点短路比低、宽频振荡和暂态过电压等问题，区域内新能源消纳能力预计可提升20%~30%，进而提高新能源利用率和外送能力。二是强化电网电压支撑。构网型储能的电压响应能力较强，无功启动仅需5毫秒，最大能输出3倍额定电流的无功功率，电压阶跃响应时间不超过100毫秒，能在电压跌落的“黄金1秒”内撑住电网，防范系统故障下的暂态电压失稳。三是保障供电可靠性。在薄弱电网地区通过构网型技术的超强故障穿越支撑能力和孤岛连续供电技术，确保电力系统可靠供电，如西藏那曲110千伏亚索开线故障跳闸，索县藏开投光储电站带主变压器、35千伏母线、光伏及SVG平稳运行，充分发挥了构网型储能的构网作用。

　　规模化推广面临三重考验

　　西藏的实践虽然走在前列，但构网型储能从“技术可行”到“规模落地”，仍面临三重考验。

　　首先是稳定控制难度增大。有别于跟网型设备，构网型设备涉网参数多，对系统特性影响规律复杂;此外，由于设备厂家多、参数各异，设备参数配置不当、协同配合难度大等问题易引发系统振荡和新能源脱网等风险。一方面，构网型变流器作为电压源运行，若电网阻抗较低，构网电压与电网电压之间的微小偏差可能引发显著的电流冲击，最终导致失稳。另一方面，在构网型设备和跟网型设备混联运行时，一定工况下会发生电气谐振，必须通过选择合理的配比、布点及参数来降低安全风险。

　　当雄县的构网型SVG。

　　其次是标准体系仍有缺失。构网型储能技术作为一项新技术，国内标准尚不健全，国内外标准存在差异，制约了构网型储能技术的推广应用。在国内，相关的技术规范、功能要求、测试规范、验收标准还存在一定空白，如多机并联储能的环流控制、参数协调等标准尚未统一，制约技术的规模化应用。在国际范围，各国标准虽功能名词统一，但内涵不尽相同，导致设备性能参差不齐，亟须建立健全统一的标准体系，增强互操作性。

　　最后是盈利模式尚不成熟。构网型储能面临成本居高不下、市场机制不健全等难题，收益模式暂时不够明确，降低了各界对构网型储能的投资意愿。一方面，为了满足短时扩展能力，储能变流器需要具备较大的容量冗余，这直接加大了系统成本。构网型储能设备过流能力由1.5倍提升至3.0倍，整套储能系统设备都需超配，成本相应增加。另一方面，构网型储能参与惯量支撑、频率调节、黑启动等辅助服务的评价和回报机制尚不明确，在一定程度上影响了企业投资积极性。以西藏为例，构网型储能缺乏容量补偿机制，且辅助服务市场尚未成熟，仅依赖有限的辅助服务补偿(构网型储能惯量补偿标准为0.2元千瓦时)和充放电价差(0.341元/千瓦时放电价、0.1元/千瓦时充电价)获取收益，成本回收难度极大。

　　有待协同发力

　　“十五五”时期，西藏电力保供仍寄希望于“新能源+储能”，常规水电仅投产94万千瓦，新能源新增装机容量近900万千瓦，新能源装机占比将突破70%。为进一步适应电网高比例可再生能源接入与高比例电力电子设备应用的“双高”特性，进一步提高电网安全稳定运行和电力保供能力，需要新增构网型储能不少于60万千瓦，构网型技术的应用将达到空前规模。同时，构网型储能具备黑启动能力，可为解决西藏41个电网薄弱县域提升供电可靠性问题，为建设偏远地区并/离网型微电网示范提供主动支撑电源。

　　位于林周县的构网型储能项目。

　　要实现大规模构网型储能的协同运行，基于现有基础，还需从技术、标准、市场激励三方面协同发力。

　　在技术方面，有必要强化技术攻关，降低系统安全风险。可以依托国家电网科技项目，充分发挥国家电网科技项目指南引导作用，鼓励科研院所、高校、企业等科研力量联合申报，集中深入研究构网型设备涉网参数影响规律，开展标准化、结构化建模，支撑新能源高效利用和电力保供等场景，突破构网型设备规划配置关键技术。提出规模化构网型设备参与电网风险防御的协同控制方法，结合人工智能技术建立预警机制，实现系统振荡与新能源脱网风险智能监测。

　　在标准方面，可以完善标准体系，规范行业发展秩序。系统总结全国范围内构网型储能建设经验，综合考虑先进性、合理性、系统性，建立涵盖设备性能、并网测试、运行控制等方面的构网型储能标准体系，分领域、分阶段推进标准验证、应用。国家电网有限公司可以考虑牵头在国际大电网委员会(CIGRE)、电气电子工程师学会(IEEE)等组织成立构网型储能工作组，培育构网型储能技术国际标准提案，积极输出我国构网型储能建设先进经验，抢占国际标准话语权。

　　在市场激励方面，需要健全激励机制，提升投资建设活力。电网公司可以与政府部门协同，争取通过设立专项扶持基金、提供低息贷款或融资担保等方式，降低项目前期资金压力，推动示范项目建设和推广应用，通过规模效应进一步降低生产和应用成本。在推动电力市场化改革的过程中，可以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，制定合理的容量电价机制，以反映构网系统的容量价值，保障投资回报，激发构网型储能投资建设活力，从“政策推动”转向“市场主动”。

　　(作者均供职于国网西藏电力有限公司经济技术研究院。)