“掌握分布式储能资源，就意味着掌握分布式光伏开发资源。”

当分布式新能源余电上网电量大增，配电网承载能力不足的问题越来越严峻。

随着全国多地分布式光伏可接网容量告急，并网成为各地分布式光伏发展的“卡脖子”难题，在此情况下，分布式台区储能成为首要的破局方向。

台区即一台变压器的供电区域，而台区储能是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。

分布式光伏包括工商业和户用光伏。由于我国的居民电价远低于工商业，工商业光伏以自发自用为主、余电上网为辅，户用光伏以全额上网为主。但户用光伏分布在用电量小且电网承载力弱的农村地区，低压台区成为了问题焦点。

我国户用光伏的新增装机量超过了工商业光伏，按目前户用光伏的增长速度，可以预见，2024年，台区储能的需求将愈发凸显。

光伏投建的“通行证”

2023年下半年以来，在国家能源局的政策指引下，目前已有山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建、河北等地陆续发布分布式光伏接网承载力评估情况。

据不完全统计，从已发布发布分布式光伏接网承载力评估的省份来看，超过150个县市分布式光伏可接网容量为0，分布式光伏并网、备案被叫停。

截至目前，全国已有超过10地先后出台了分布式光伏配储的具体要求，但率先探索分布式台区配储的地区，依旧是光伏装机第一大省——山东。

2023年11月，全国首例户用光伏配套储能项目在山东德州正式运行。据了解，德州示范性储能项目光萤新能源有限公司投资建设，共建设20套100kw/215kwh磷酸铁锂电池台区储能方舱。

高工储能采访了光萤新能源全国渠道中心副总经理、山东省总负责人董大海。他表示，投建德州示范性储能项目，是为了能够继续投资光伏、扩大光伏安装量，用台区配储来实现光伏投建的诉求。

分布式光伏建设的需求在山东尤其突出，但由于可接入容量稀缺，需要给终端业务员的居间业务费也水涨船高。

据董大海透露，山东光伏市场的居间业务费已经高达到五六百元（一块光伏板），户用光伏五件套（组件、逆变器、支架、线缆、并网箱）的价格现在大约在1.3元/W，其中业务费就占了将近1元。

根据他的反馈，德州通过台区配储，户用光伏的居间业务费大幅下降，回归到50-80元，在这个业务费水平下，反而能推进更大规模的装机，配储让业务员有了更大的工作空间。

“核心是要转变投资思路。”董大海强调。实际上，台区配建储能，就是把整个EPC价格中，原本给业务终端的费用挪用于配建储能。

从山东的分时电价政策来看，储能的充放运行基本只能实现盈亏平衡，无法弥补前期投资回报，但配建储能可以换来光伏投建的“通行证”，而且，总投资成本并没有增加。

“未来谁掌握了更多储能调峰资源，可能就意味着拥有更多的光伏开发资源。”山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌指出。

对于分布式户用光伏面临的并网限制问题，张晓斌认为，台区配储是最为可行的方案。

在张晓斌看来，2023年光伏组件价格大幅下降产生的超额利润，都流向了掌握终端资源业务员，并没有反馈到设施的实质性改善，实际上，这部分资金可以用来开展台区配储，以促进行业发展。

云储聚合的基石

事实上，在配电台区建设储能设备并不算新鲜事。

过去，传统台区储能主要针对改善电网低压台区电能质量的问题，由电网投资建设和调度运营。

在电网基础设施不够完善的偏远农村地区，台区变压器容量不足、供电末端电能质量较差、电压较低的问题突出。

虽然改善电能质量、提升末端电压的解决方案有多种，但在农村地区，台区储能是更具性价比的方案。

由于偏远农村地区的用电负荷存在明显的季节性，比如农忙、春节等时期用电负荷大，全年的负荷峰谷差巨大，若采用变压器扩容、增加配电台区、更换配电导线以减少电压损耗等方式，不仅电网改造的成本大，而且会造成供电能力过剩和电能浪费。

在配电台区增设储能设备，可以综合解决末端电压低、三相不平衡等一系列问题，全面有效提升台区电能质量。

台区储能的作用都是电能量的时间转移，山东在户用光伏接入的配电台区增设储能，不仅提升了当地配电网末端电能质量，同时也显著提高了配电网对新能源的消纳能力，降低了对台区变压器容量的要求，平衡分布式光伏出力与用电负荷。

在纾解分布式新能源并网受限的问题上，台区配储同样是性价比较高的解决方案。

更重要的是，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易。这也是光萤新能源等分布式光伏开发企业推进台区储能的长远考量。

“云储能”与虚拟电厂的概念相似，也是山东在2023年开始提出的发展方向。今年1月30日，山东省能源局发布政策，拟在德州、临沂、枣庄、济宁4个市开展“云储能”试点建设。

“集中汇流+台区储能”将成未来趋势

除了台区配储，应对低压台区承载力不足的解决方案还包括：午间限制户用光伏发电、通过价格引导提高居民午间用电负荷、变压器扩容等电网端的升级改造、户用光伏集中汇流。

不过，上述几种解决措施各有利弊。限制光伏发电不符合新型电力系统建设目标，且严重影响光伏发电的收益；居民的用电习惯难以被改变，显著提高居民电价也不符合社会理念，电网基础设施升级改造虽然是长期发展方向，但成本巨大且无法快速实现。

早在2021年，分布式光伏集中汇流的模式也在山东率先落地。

具体来看，集中汇流模式是根据屋顶光伏体量和集中程度选择合适功率的逆变器，将全村所有光伏项目集中汇流至一台或几台专用的升压变压器，通过10千伏线路并入电网，升压变压器由光伏发电开发企业根据当地可开发容量配备。

国家发改委能源研究所研究员时璟丽曾建议，加大配电网改造工作，提高户用光伏在低压侧的接入能力，在户用光伏达到一定比例地区，推广集中汇流模式，实现台区和线路增容，与工商业分布式电站类似，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。

据了解，集中汇流和台区配储针对的问题也有所差别。董大海表示，集中汇流主要是解决台区变压器容量不足的问题，而线路电量过剩、消纳不足的问题要依靠台区配储，两者搭配才能解决两方面问题。

若当地城市工业发达、用电量巨大，只需要把周边农村的光伏发电通过集中汇流升压并网，工业城市的用电量完全能够消纳所有光伏发电，这种情况下，并不需要储能。

不过，当前山东等光伏装机大省面临的更多是午间光伏发电无法消纳的情况。董大海强调，“未来的方向是集中汇流+台区配储。”

但是，分布式光伏开发商落地台区配储项目也并非易事。

张晓斌曾表示，台区储能开始的试点可能会比较难，因为要看当地电网的友好程度，建议先找当地电网的友好的地方做试点。

多位业内人士表示，目前台区储能发展最大的障碍在于缺乏具体政策标准指引，由于台区储能属于电网侧，电网的支持力度尤为关键。

从流程上看，实际落地台区储能，首先要清楚配储的具体容量，而前提条件是当地发布了分布式光伏配储的具体比例、时长要求，但目前全国仅十余个地区发布了具体政策。

例如，山东枣庄、德州分别在2021年11月和2023年6月发布了分布式光伏配储的具体要求，枣庄要求配储规模为装机容量15%-30%、时长2-4小时，德州的配储要求是黄色、红色区域储能配置比例不少于15%、时长2小时。

据高工储能了解，除了光萤新能源，也有阳光电源等企业在开发台区储能项目，但目前没有关于台区储能并网的政策及标准，台区储能并网仍存在较大困难。

加上缺乏监管规定，企业在办理流程手续的过程中也会面临来自地方政府、电网的阻力。

“我们甚至提出，在当地台区配建的所有储能设备，未来可以无偿捐献给当地电网，但也没有争取到当地的同意。”这是一线台区储能开发的真实困境。