数字储能网讯：在新型电力系统建设中，储能技术作为能源调节的核心支撑，逐步演化出网型、构网型、集中式、组串式、分散式、高压级联型等多元技术路线。

这些储能系统的差异本质上源于集成拓扑结构、控制逻辑与并网方式的设计不同，最终体现在效率、成本、安全性及场景适配性上，理清其核心区别是实现储能项目精准选型的关键。

从控制与并网维度判定，聚焦 “如何与电网互动”，储能系统分为网型和构网型，核心区别在于是否具备电网支撑能力。

从拓扑与集成维度判定，聚焦 “能量如何转换传输”，储能系统可分为集中式、组串式、分散式、高压级联型，核心差异体现在电池簇与变流器的配置关系。

控制与并网维度：跟网型 vs 构网型

构网型与跟网型两类系统的核心区别在于对电网的依赖度与支撑力，如同电网的 “追随者”与“共建者”。

跟网型储能系统本质是 “电流源”，需依赖电网电压和相位参考才能稳定运行，如同跟着电网节奏起舞的 “追随者”。

跟网型储能系统控制逻辑简单，设备成本低，适配电网结构稳定的场景，如分布式光伏配储、工商业用户侧削峰填谷等对电网支撑无额外要求的场景。

构网型储能系统，通过算法将变流器塑造成 “电压源”，具备类似同步发电机的外特性，可自主提供电压、相位参考，还能输出惯量、阻尼和短路电流支撑电网。

该类技术的优势是电网支撑能力突出，可快速调频调压、抑制低频振荡，甚至具备黑启动功能，在新能源高渗透电网中不可或缺。

构网型储能技术需满足严格的过载能力（300% 额定电流下持续 10s）、惯量响应（启动时间≤50ms）和电压支撑（无功响应≤10ms）指标。

适用于电网侧大型储能电站、新能源基地配套储能、弱电网区域供电等对稳定性要求高的场景。

近年来，在政策红利下，构网型储能市场规模迎来“爆炸式增长”。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年前三季度，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，今年前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。

分场景看，政策通过精准场景引导，推动构网型储能在电源侧、电网侧、用户侧实现全维度突破，从光储/风储等电源侧和电网侧逐步向用户侧、微电网延伸。

从地域分布看，构网型储能已投运项目主要集中在新疆、青海、西藏、云南、内蒙古等省份，但随着构网型储能的优势得到市场广泛认可，这项技术已经从西北基地向全国多省份城市核心区延伸，其中四川、云南、冀北等地均实现了构网型储能应用首次落地。

代表性项目有，2025年9月18日，靖江泰富新能源—靖江特殊钢120MW/240MWh用户侧储能电站正式并网投用，项目不仅是江苏省规模最大的用户侧储能电站，也是目前全国钢铁行业容量最大的构网型用户侧储能项目、国内钢铁行业首个构网型风光储一体化微网示范项目将为高耗能行业低碳转型提供可复制的“靖江方案”。

拓扑与集成维度：四类主流技术路线

从拓扑与集成维度看，随着市场需求的持续增长，储能集成技术路线在细分场景上的应用也在不断深化，主要形成集中式、组串式、集散式和高压级联四种主要技术路线。

四类技术路线的差异集中在电池簇与 PCS（储能变流器）的配置方式不同，直接决定了系统的灵活性、效率和成本不同。

其中，集中式储能系统拓扑结构为Pack电池串联组成电池簇，多个电池簇在直流侧并联，汇入一个储能变流器转换成交流电，再经由变压器升压后接入电网，相当于多簇电池共用一台大型变流器。

该类技术核心优势在于标准化程度高、控制逻辑简单、初始投资成本低、工程部署周期短，运维成本低。

主要短板在于“木桶效应”严重，系统整体寿命和性能受制于最弱的电芯或电池簇，另外，系统扩容需整体改造，灵活性不足，电池簇间因为放电深度不一致，可能导致环流，增加安全风险。

代表企业有阳光电源、科华数据、海博思创等，场景适配主要为电网侧大型储能电站项目。

代表性项目有，2025年12月30日，远景景怡查干哈达储能电站成功并网，规模达1000MW/4000MWh（4GWh），是全球单体容量最大的电化学储能电站。该项目一次性通过电网“三充三放”验证，标志着大规模储能并网技术的成熟。

组串式储能系统通常由多个较小容量的储能单元串联而成，每个单元都具备独立的控制和管理功能，实现 “一簇一管理”。

该类技术核心优势为场景适配性强，模块化设计便于运维，故障定位精准到簇；一簇一管理提高了电池包的均衡性和充放电效率；每个电池簇单独控制充放电，安全性更高。

主要短板为集成和调试复杂，多套控制设备对系统协调稳定性要求高，因控制器增多抬高了总体成本。

代表企业有华为、比亚迪、锦浪科技为主力，场景广泛应用于工商业储能、台区储能等分布式场景。

代表性项目有，2024年12月，河北衡水200MW/800MWh独立储能电站项目并网，为当时全国最大的组串式独立储能电站。

集散式储能系统将多个电池簇并联运行的方式，每个电池簇经过直流变压器（DC/DC）变成一致的电压以后在直流侧进行并联，直流电汇流后通过PCS储能变流器转换成交流。

该类技术核心优势在于通过增加 DC/DC直流隔离，避免直流并联产生的直流拉弧、环流、容量损失，大大提高系统的安全性和效率。

主要短板为增加DC/DC元件带来能量损耗，安装调试相对复杂，运维成本高。

该类技术以特斯拉、比亚迪、南瑞继保、许继电气为代表，适配对安全性要求苛刻的工商业储能、大储场景。

代表性项目有，特斯拉集散式储能系统megapack在澳大利亚，特斯拉获得了价值3.75亿美元的合同，用于建造一个415mw/1660mwh的电池储能系统。

高压级联型储能系统拓扑结构为多个低压储能单元通过高压直流变换器串联，直接输出 6kV/35kV 高压交流电，省去升压变压器。

该类技术核心优势无需升压变压器，减小系统损耗，减少占地面积，无电池簇间并联，消除簇间环流问题。

主要短板为调试难度高，技术门槛高导致初期成本较高，仅在大型项目中体现经济性。

代表企业有智光储能、新风光等，适用于大规模储能电站、跨区域能源调度场景。

典型项目有，智光储能提供技术支撑的青海海南州150MW/600MWh储能电站项目是迄今为止全球海拔最高、规模最大的级联高压储能电站，为青海电网提供毫秒级调频响应，系统效率提升6%到10%。

从选型逻辑来看，电网侧大规模项目优先考虑集中式（成本敏感）或高压级联型（效率优先）；工商业、分布式场景侧重组串式（灵活）或分散式（安全）；新能源高渗透、弱电网区域则需构网型储能提供稳定支撑。

从目前的趋势看，组串式架构正加速替代传统集中式，正在成为大型储能系统集成的主流选择。

在新能源高比例并网与储能电站向 GWh 级迈进的双重浪潮中，2025 年成为高压级联储能技术发展的关键转折点，实现了规模化应用，专业人士预测到2027年，级联型高压储能系统在全球新型储能市场中的份额有望突破25%。

未来，随着技术迭代，构网型与组串式、高压级联型的融合应用，将成为新型电力系统储能配置的重要趋势。

（作者 吴涛  | 一审   储观  | 二审  刘敏）