文｜華夏能源網

臺區配儲，為化解分布式光伏棄光風潮而誕生的新事物，在今年開始“大火”。

華夏能源網還注意到，目前山東、陜西、廣東等省在有關配電網發展方面均出臺了鼓勵政策，在臺區相關項目，接連獲得地方試驗和示范項目“背書”。

國內規模最大的臺區配儲的示范項目，已經做到了近30兆瓦時（該項目位于陜西，項目覆蓋7個區縣130個鄉村，近8000平方公里，配套149套臺區儲能設備）。由此，臺區配儲也被更多儲能企業看好，甚至被認為是新型儲能市場增長的“第四極”。

那么，臺區配儲到底是“何方神圣”，有何應用前景？落地上又面臨哪些現實問題？在電網臺區建設儲能，值得儲能企業大規模重金投入去做么？

臺區儲能引關注

所謂臺區，也叫“變電臺區”，是配電網中的概念。通常都有一個變壓器，變壓器上接10千伏，下通380伏，大部分臺區也配置了一個配電箱。那么由10千伏以下，包含變壓器開始，一直到從配電箱中饋出的線路，就構成了所謂的臺區范圍。

那么，為什么要在臺區建儲能？

臺區儲能，是一種典型的分布式儲能應用。以上述全國最大的陜西試點項目為例，主要目的是解決電壓越限和分布式光伏消納問題，提升配電臺區柔性調節能力和配網運行靈活性。

臺區配儲之所以能夠火起來，與分布式光伏尤其是戶用光伏的發展息息相關。

據國家能源局公布數據顯示，截至今年6月底，我國光伏累計并網容量712.93GW，其中分布式光伏電站309.51GW，占比43.4%，成為光伏裝機妥妥的主力。然而，分布式光伏發電的消納卻不容樂觀，讓各省市頭疼不已。

由于很多地方的配電網臺區可開放容量不足，消納不了那么多綠電，導致分布式光伏消納困難，截止目前，全國各省市進行摸排后約有150個地區“無分布式光伏接入空間”，即所謂的“紅區”。

當越來越多的分布式光伏電站面臨停發，配置儲能成為解決問題的一個創新思路。

2023年11月，山東在德州市投運了全國首例分布式光伏配套儲能項目。山東的做法是將儲能配在臺區的變壓器低壓側，同時裝上獨立電表，并與電網約定，電站不接受電網調度，而是就近將同一臺區的戶用光伏白天谷段的過剩電量存儲起來，在晚上光伏發電不足的用電負荷高峰時段放電至電網。放電電價，則暫時參照燃煤電價的標準。

這樣的模式，相當于實現了變壓器的擴容，既可提升分布式光伏就近消納的能力，同時也可解決配電低壓支線方向重過載和用戶過電壓的問題，實現臺區的彈性增容。

臺區配儲之外，山東還在多方尋求增強分布式光伏消納的辦法，集中匯流是另一個典型辦法。集中匯流是指將低壓區分散的分布式項目，集中匯至一臺或幾臺專用升壓變壓器，并入10千伏或35千伏等電網中壓區，以實現電力在更大范圍的消納。集中匯流和臺區配儲協同搭配，被認為是解決分布式光伏消納難的新武器。

華夏能源網還注意到，臺區配儲在國家政策層面也得到了認可。

2024年3月1日，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》提出，要滿足大規模分布式新能源接網需求，滿足大規模電動汽車等新型負荷用電需求，推動新型儲能多元發展；在電網關鍵節點、電網末端科學布局新型儲能，提高電網靈活調節能力和穩定運行水平。（參見華夏光伏此前報道《分布式光伏“紅區”蔓延，配電網建設要如何“破題”？》）

儲能新“增長極”？

行業的嗅覺是最靈敏的。

華夏能源網在今年6月的全球規模最大的光伏展SNEC上調研發現，多家頭部儲能集成商如天合儲能、融和元儲、弘正儲能等，均已推出了針對臺區應用場景的儲能產品，盯上了這一潛在市場。

儲能企業尋找新的增長點，自有其邏輯。

2023年至今，儲能市場極度“內卷”的情況比以往任何時候都嚴峻。系統價格持續下降，價格戰壓得全行業喘不過氣來，集成商們叫苦連天，部分企業2023年以來一度掙扎在生死線上。在這樣的境況下，一點新的政策機會都是“救命稻草”，更何況臺區配儲確確實實帶來了增量訂單。

從技術層面來看，臺區配儲的模式確實是可行的。技術性能方面，臺區配儲通常是在低壓側（380伏）接入臺區，接入儲能設備后，儲能即可以進行正常的充放電操作，這一點和工商業儲能毫無二致。

但在一線從業者看來，臺區配儲隱藏著多重問題，甚至是足以致命的現實問題。

以山東為例，發展臺區儲能首先遇到的是標準和安全的問題。

山東省太陽能行業協會常務副會長張曉斌接受華夏能源網采訪時表示，目前臺區儲能由于缺乏國家層面的相關標準，造成儲能設備疏于監管，因而存在著巨大的安全隱患。

“一旦發生安全事故，沒有一方能夠負起責任來。制定安全標準和明確責權利歸屬，只有從國家層面制定大的框架，各省市才能跟進并作出細化。”張曉斌說。

其次，卡住臺區配儲最核心的“致命傷”是收益模式不清晰。

臺區儲能，并不是簡單地根據預設好的程序定點充電、定點放電。最理想的是在用電負荷高峰時段能被電網調用，但臺區配儲沒有類似于工商業用戶那樣確定的峰平谷電價時段。

分時電價之下，工商業儲能電站一充一放甚至兩充兩放，可以賺取1元以上的電價價差，其商業模式是成立的。臺區儲能又怎樣充放電呢？

據張曉斌介紹，目前山東省內的臺區儲能項目是以0.35元的度電成本去充電，而放電至電網目前是參照燃煤電價的標準。

那么，據公開資料，山東的燃煤基準電價目前是度電0.39元——里里外外僅有“4分錢”的充放電電價空間。

這也就意外著，臺區儲能暫時只能以示范項目方式來建設，但在商業模式和盈利上困難比較大。

但這個問題并非無解。張曉斌告訴華夏能源網&華夏儲能，“臺區儲能現階段的盈利模型，是通過配置儲能來釋放容量（打破“紅區”限制）、釋放分布式能源的開發空間，再用新能源項目的額外收益來覆蓋儲能投資的成本。”

“等到新能源電力正式入市后，臺區儲能也有望按照電力現貨市場交易的價格來進行交易，屆時，盈利空間就能大大提升了。”張曉斌說。也就是說，臺區儲能不是目的，而是開辟一種類似于“獨立共享儲能”的儲能新模式。

結語

展望未來，當所有新能源都參與電力市場、參與現貨市場，臺區儲能的商業化推廣機會是確定的嗎？

恐怕這一愿景也存在不確定性。

其根本原因還在于，中國現行的電價政策，對于戶用光伏（與工商業相比）而言，沒有那么大的價差空間。

具體而言，工商業電價很高，分時電價高峰價格甚至達到2塊錢，現貨市場甚至能達到3元、5元，工商業光伏配儲賺取峰谷電價自成商業模式。

具體到戶用光伏最集中的場景——農村用電、居民用電，度電也就5毛錢左右。因此，分布式光伏一直是鼓勵“自發自用”的。

換句話說，新能源電量入市和現貨市場，解決不了農村用電電價低的問題，解決不了戶用光伏大規模自發自用的問題，因此，全額上網，戶用光伏以及臺區配儲都難有更大的議價能力。

現階段的臺區儲能，以分布式發電消納為驅動，設計思路上是可行的，但在落地實踐中，仍有待更多行業標準的建立和出臺，何時能從“看上去很美”的階段走向真正提供價值的階段？還有待在政策層面、市場層面做更多的探索。