华夏能源网（公众号hxny3060）还注意到，目前山东、陕西、广东等省在有关配电网发展方面均出台了鼓励政策，在台区相关项目，接连获得地方试验和示范项目“背书”。

  国内顶级规模的台区配储的示范项目，已经做到了近30兆瓦时（该项目位于陕西，项目覆盖7个区县130个乡村，近8000平方公里，配套149套台区储能设备）。由此，台区配储也被更多储能企业看好，甚至被认为是新型储能市场增长的“第四极”。

  那么，台区配储到底是“何方神圣”，有何应用前景？落地上又面临哪些现实问题？在电网台区建设储能，值得储能企业大规模重金投入去做么？

  所谓台区，也叫“变电台区”，是配电网中的概念。通常都有一个变压器，变压器上接10千伏，下通380伏，大部分台区也配置了一个配电箱。那么由10千伏以下，包含变压器开始，一直到从配电箱中馈出的线路，就构成了所谓的台区范围。

  台区储能，是一种典型的分布式储能应用。以上述全国最大的陕西试点项目为例，最大的目的是解决电压越限和分布式光伏消纳问题，提升配电台区柔性调节能力和配网运行灵活性。

  据国家能源局公布多个方面数据显示，截至今年6月底，我国光伏累计并网容量712.93GW，其中分布式光伏电站309.51GW，占比43.4%，成为光伏装机妥妥的主力。然而，分布式光伏发电的消纳却不容乐观，让各省市头疼不已。

  由于很多地方的配电网台区可开放容量不够，消纳不了那么多绿电，导致分布式光伏消纳困难，截止目前，全国各省市进行摸排后约有150个地区“无分布式光伏接入空间”，即所谓的“红区”。

  当越来越多的分布式光伏电站面临停发，配置储能成为处理问题的一个创新思路。

  2023年11月，山东在德州市投运了全国首例分布式光伏配套储能项目。山东的做法是将储能配在台区的变压器低压侧，同时装上独立电表，并与电网约定，电站不接受电网调度，而是就近将同一台区的户用光伏白天谷段的过剩电量存储起来，在晚上光伏发电不足的用电负荷高峰时段放电至电网。放电电价，则暂时参照燃煤电价的标准。

  这样的模式，相当于实现了变压器的扩容，既可提升分布式光伏就近消纳的能力，同时也可解决配电低压支线方向重过载和用户过电压的问题，实现台区的弹性增容。

  台区配储之外，山东还在多方寻求增强分布式光伏消纳的办法，集中汇流是另一个典型办法。集中汇流是指将低压区分散的分布式项目，集中汇至一台或几台专用升压变压器，并入10千伏或35千伏等电网中压区，以实现电力在更大范围的消纳。集中汇流和台区配储协同搭配，被认为是解决分布式光伏消纳难的新武器。

  2024年3月1日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于新形势下配电网高水平发展的指导意见》提出，要满足大规模分布式新能源接网需求，满足大规模电动汽车等新型负荷用电需求，推动新型储能多元发展；在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能，提高电网灵活调节能力和稳定运行水平。（参见华夏光伏此前报道《分布式光伏“红区”蔓延，配电网建设要如何“破题”？》）

  华夏能源网在今年6月的全球顶级规模的光伏展SNEC上调研发现，多家头部储能集成商如天合储能、融和元储、弘正储能等，均已推出了针对台区应用场景的储能产品，盯上了这一潜在市场。

  2023年至今，储能市场极度“内卷”的情况比以往任何一个时间里都严峻。系统价格持续下降，价格战压得全行业喘不过气来，集成商们叫苦连天，部分企业2023年以来一度挣扎在生死线上。在这样的境况下，一点新的政策机会都是“救命稻草”，更何况台区配储确确实实带来了增量订单。

  从技术层面来看，台区配储的模式确实是可行的。技术性能方面，台区配储通常是在低压侧（380伏）接入台区，接入储能设备后，储能即能够直接进行正常的充放电操作，这一点和工商业储能毫无二致。

  山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌接受华夏能源网采访时表示，目前台区储能由于缺乏国家层面的有关标准，造成储能设备疏于监管，因而存在着巨大的安全隐患。

  “一旦发生安全事故，没有一方能够负起责任来。制定安全标准和明确责权利归属，只有从国家层面制定大的框架，各省市才能跟进并作出细化。”张晓斌说。

  台区储能，并不是简单地根据预设好的程序定点充电、定点放电。最理想的是在用电负荷高峰时段能被电网调用，但台区配储没有类似于工商业用户那样确定的峰平谷电价时段。

  分时电价之下，工商业储能电站一充一放甚至两充两放，可以赚取1元以上的电价价差，其商业模式是成立的。台区储能又怎样充放电呢？

  据张晓斌介绍，目前山东省内的台区储能项目是以0.35元的度电成本去充电，而放电至电网目前是参照燃煤电价的标准。

  那么，据公开资料，山东的燃煤基准电价目前是度电0.39元——里里外外仅有“4分钱”的充放电电价空间。

  这也就意外着，台区储能暂时只能以示范项目方式来建设，但在商业模式和盈利上困难比较大。

  但这个问题并非无解。张晓斌告诉华夏能源网&华夏储能，“台区储能现阶段的盈利模型，是通过配置储能来释放容量（打破“红区”限制）、释放分布式能源的开发空间，再用新能源项目的额外收益来覆盖储能投资的成本。”

  “等到新能源电力正式入市后，台区储能也有望按照电力现货市场交易的价格来进行交易，届时，盈利空间就能极大的提升了。”张晓斌说。也就是说，台区储能不是目的，而是开辟一种类似于“独立共享储能”的储能新模式。

  展望未来，当所有新能源都参与电力市场、参与现货市场，台区储能的商业化推广机会是确定的吗？

  其根本原因还在于，中国现行的电价政策，对于户用光伏（与工商业相比）而言，没那么大的价差空间。

  具体而言，工商业电价很高，分时电价高峰价格甚至达到2块钱，现货市场甚至能达到3元、5元，工商业光伏配储赚取峰谷电价自成商业模式。

  具体到户用光伏最集中的场景——农村用电、居民用电，度电也就5毛钱左右。因此，分布式光伏一直是鼓励“自发自用”的。

  换句话说，新能源电量入市和现货市场，解决不了农村用电电价低的问题，解决不了户用光伏大规模自发自用的问题，因此，全额上网，户用光伏以及台区配储都难有更大的议价能力。

  现阶段的台区储能，以分布式发电消纳为驱动，设计思路上是可行的，但在落地实践中，仍有待更多行业标准的建立和出台，何时能从“看上去很美”的阶段走向真正提供价值的阶段？还有待在政策层面、市场层面做更多的探索。返回搜狐，查看更加多