台区储能为何突然“走红”？

  近日，中国能建陕西院设计的陕西省规模化配电台区分布式储能项目竣工投运，该项目是国内顶级规模的分布式储能项目，覆盖7个区县的130个乡村，近8000平方公里，配套149套台区储能设备，总体容量29986千瓦时，致力于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。

  受益于政策支持，近年来我国分布式光伏发展迅猛，成为光伏新增装机规模的主力。但自2023年下半年以来，多地传出分布式光伏项目备案、并网暂停的消息，根本原因直指接入电网承载力不足，给加快速度进行发展的产业带来不确定性。在此背景下，台区储能作为有效解决分布式光伏消纳问题的新解决方案，快速走红市场。

  国家能源局多个方面数据显示，今年一季度，全国光伏新增并网4574万千瓦，同比增长36%，其中集中式光伏2193万千瓦，分布式光伏2380万千瓦。分布式新增装机再度反超集中式。

  不过，分布式光伏装机迅速增加带来一个明显问题——消纳能力不够情况愈发凸显。此前，山东、黑龙江、河南、广东、福建等地陆续发布的分布式光伏接网承载力评估情况显示，大量区域出现电网容量不够问题。据不完全统计，超过150个县市分布式光伏可接网容量为0，也是所谓的“红区”。

  “大量分布式光伏接入配电网，带来一些安全问题，如用户过电压影响供电安全，配变电设备反向重过载影响系统运行安全，系统调节能力不足造成新能源接入受限。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬向《中国能源报》记者介绍，解决分布式光伏并网问题，一种方式是改造配电网，另一种方式是配建台区储能。

  在配电系统中单台变压器覆盖的供电区域即为台区，台区储能属于分散式储能，安装在配电台区,可用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。

  台区储能主要使用在在农村地区，部分山区村落负荷分散、远离主干供电网络且全年负荷峰谷差异显著，如农忙和春节等时期用电负荷激增，若通过扩大变压器容量、增设配电台区或更新配电导线来减少电压损耗，成本高昂，也存在供电能力过剩和电能浪费问题。台区储能设备的加入，可以在电力需求高峰时提供额外的供电能力，保障台区稳定供电，为新能源大规模并网创造条件。

  山东是我国分布式光伏装机大省。2023年11月，山东先行先试，在德州市投运全国首例分布式光伏配套储能项目。目前，山东德州、广西南宁、浙江金华等地区均发布政策强制或鼓励分布式光伏项目配储，配储规模为10%—20%，时长2小时。今年2月，国家发改委、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，到2025年具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。这在某种程度上预示着，近两年，我国分布式光伏将保持高速增长态势，如果配置储能，规模巨大。岳芬认为，随着分布式光伏大规模发展，台区储能未来发展空间广阔。

  台区储能虽然在电网侧发挥作用，但并不等同于电网侧储能。岳芬介绍，电网侧储能通常规模较大，能接受电力调度机构统一调度，在电力系统运行的调峰、调频、缓解阻塞、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面发挥系统性、全局性作用。台区储能主要分布在35KV以下的局域配电网。从接入位置上看，台区储能可看作是电网侧储能的一种。从发挥的作用来看，受限于市场机制、装机规模、接入电压等级等因素，台区储能目前还不具备能发挥常规意义上电网侧储能功能的条件。

  “事实上，分布式配储争议已久，如果当地有可开放容量，分布式光伏项目不会配置储能；如果当地无可开放容量，该地光伏项目被迫上储能。要知道，储能本身不产生经济收益，配储无疑会增加项目投资所需成本，延长投资回报周期。”业内有经验的人指出，配建台区储能某一些程度上成为分布式光伏投建的通行证。

  一直以来，光伏企业与最终用户之间有一定信息差，经销商模式在企业与用户之间搭建起桥梁，业务员找到比较合适站点资源，介绍成功安装光伏板的订单，将获得一定的居间作业费，也能够理解为介绍费或资源信息费。在当前分布式光伏可接入容量愈发稀缺的情况下，终端业务员的居间业务费随之水涨船高。

  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向《中国能源报》记者坦言，山东光伏市场一块光伏板的居间业务费已经高达五六百元，户用光伏五件套（组件、逆变器、支架、线缆、并网箱）现在的价格在1.7元/W左右，折算下来，其中业务费就占了近1元/W。山东德州项目通过台区配储，扩大光伏安装量，可使户用光伏居间业务费一下子就下降，回归到50—80元水平。“其实就是换了个思路，在整个EPC价格中，原本给业务终端的费用挪用于配建储能，业主的投资收益并没发生变化。”

  岳芬进一步指出，目前台区储能大规模推广的主要难题在于收益模式不确定，没有明确的收益来源，第三方投资主体没有投资积极性。

  针对上述情况，岳芬指出，台区储能更适合电网公司做，一方面是因为电网掌握负荷数据，了解实际需求在哪里；另一方面，电网公司可以通过经济性比选，决定是否建设台区储能来替代或延缓配电设施投资，更具时效和经济性。

  上述业内专家指出，分布式光伏消纳问题不可能只通过配储一个方式解决。除了配储，电网扩容改造，通过调整调度模式，推动分布式光伏参与电力现货市场，以价格机制调节负荷侧需求等市场化方式也是解决消纳的有效手段。

  “台区储能不是解决分布式光伏并网的唯一和优选方式，即使要做，也有待明确配置方式和比例，并将政策措施细化落实。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽向《中国能源报》记者指出，要做好光伏开发和并网能力统筹，加大配电网改造工作，提高分布式光伏在低压侧的接入能力，着力解决电网容量问题。在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。

  集中汇流模式是将一个区域的分布式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。董大海表示，集中汇流解决的是台区变压器容量不足问题，而台区配储解决的是线路电量过剩、消纳不足的问题，两者要协同搭配。

  “台区配储不是万能的。”岳芬建议，为实现高渗透率的分布式光伏接入，加强配网建设和改造、完善电价机制、推动分布式光伏参与市场都是可行的手段。各种措施成本效益不同，在实际中应因地制宜考虑。总体来看，加快推动市场化建设，提高市场主体积极性，通过市场化方式实现电网、分布式光伏业主、用户共同合理承担分布式光伏接入带来的调节成本的提升，是相对合理的路径选择。

  ■本报记者 卢奇秀《 中国能源报 》（ 2024年05月13日 第09 版）

  近日，中国能建陕西院设计的陕西省规模化配电台区分布式储能项目竣工投运，该项目是国内规模最大的分布式储能项目，覆盖7个区县的130个乡村，近8000平方公里，配套149套台区储能设备，总体容量29986千瓦时，致力于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。

  受益于政策支持，近年来我国分布式光伏发展迅猛，成为光伏新增装机规模的主力。但自2023年下半年以来，多地传出分布式光伏项目备案、并网暂停的消息，主要原因直指接入电网承载力不足，给快速发展的产业带来不确定性。在此背景下，台区储能作为有效解决分布式光伏消纳问题的新解决方案，快速走红市场。

  国家能源局数据显示，今年一季度，全国光伏新增并网4574万千瓦，同比增长36%，其中集中式光伏2193万千瓦，分布式光伏2380万千瓦。分布式新增装机再度反超集中式。

  不过，分布式光伏装机快速增长带来一个突出问题——消纳能力不足情况愈发凸显。此前，山东、黑龙江、河南、广东、福建等地陆续发布的分布式光伏接网承载力评估情况显示，大量区域出现电网容量不足问题。据不完全统计，超过150个县市分布式光伏可接网容量为0，也就是所谓的“红区”。

  “大量分布式光伏接入配电网，带来一些安全问题，如用户过电压影响供电安全，配变电设备反向重过载影响系统运行安全，系统调节能力不足造成新能源接入受限。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬向《中国能源报》记者介绍，解决分布式光伏并网问题，一种方式是改造配电网，另一种方式就是配建台区储能。

  在配电系统中单台变压器覆盖的供电区域即为台区，台区储能属于分散式储能，安装在配电台区,可用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。

  台区储能主要应用在农村地区，部分山区村落负荷分散、远离主干供电网络且全年负荷峰谷差异显著，如农忙和春节等时期用电负荷激增，若通过扩大变压器容量、增设配电台区或更新配电导线来减少电压损耗，成本高昂，也存在供电能力过剩和电能浪费问题。台区储能设备的加入，可以在电力需求高峰时提供额外的供电能力，保障台区稳定供电，为新能源大规模并网创造条件。

  山东是我国分布式光伏装机大省。2023年11月，山东先行先试，在德州市投运全国首例分布式光伏配套储能项目。目前，山东德州、广西南宁、浙江金华等地区均发布政策强制或鼓励分布式光伏项目配储，配储规模为10%—20%，时长2小时。今年2月，国家发改委、国家能源局发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力。这意味着，近两年，我国分布式光伏将保持高速增长态势，如果配置储能，规模巨大。岳芬认为，随着分布式光伏大规模发展，台区储能未来发展空间广阔。

  台区储能虽然在电网侧发挥作用，但并不等同于电网侧储能。岳芬介绍，电网侧储能通常规模较大，能接受电力调度机构统一调度，在电力系统运行的调峰、调频、缓解阻塞、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面发挥系统性、全局性作用。台区储能主要分布在35KV以下的局域配电网。从接入位置上看，台区储能可看作是电网侧储能的一种。从发挥的作用来看，受限于市场机制、装机规模、接入电压等级等因素，台区储能目前还不具备能发挥常规意义上电网侧储能功能的条件。

  “事实上，分布式配储争议已久，如果当地有可开放容量，分布式光伏项目不会配置储能；如果当地无可开放容量，该地光伏项目被迫上储能。要知道，储能本身不产生经济收益，配储无疑会增加项目投资成本，延长投资回报周期。”业内专家指出，配建台区储能某种程度上成为分布式光伏投建的通行证。

  一直以来，光伏企业与终端用户之间存在一定信息差，经销商模式在企业与用户之间搭建起桥梁，业务员找到合适站点资源，介绍成功安装光伏板的订单，将获得一定的居间作业费，也可以理解为介绍费或资源信息费。在当前分布式光伏可接入容量愈发稀缺的情况下，终端业务员的居间业务费随之水涨船高。

  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向《中国能源报》记者坦言，山东光伏市场一块光伏板的居间业务费已经高达五六百元，户用光伏五件套（组件、逆变器、支架、线缆、并网箱）现在的价格在1.7元/W左右，折算下来，其中业务费就占了近1元/W。山东德州项目通过台区配储，扩大光伏安装量，可使户用光伏居间业务费大幅下降，回归到50—80元水平。“实际上是换了个思路，在整个EPC价格中，原本给业务终端的费用挪用于配建储能，业主的投资收益并没有发生明显的变化。”

  岳芬进一步指出，目前台区储能大规模推广的主要难题在于收益模式不确定，没明确的收益来源，第三方投资主体没有投资积极性。

  针对上面讲述的情况，岳芬指出，台区储能更适合电网公司做，一种原因是因为电网掌握负荷数据，了解实际的需求在哪里；另一方面，电网企业能通过经济性比选，决定是不是建设台区储能来替代或延缓配电设施投资，更具时效和经济性。

  上述业内有经验的人指出，分布式光伏消纳问题不可能只通过配储一个方式解决。除了配储，电网扩容改造，通过调整调度模式，推动分布式光伏参与电力现货市场，以价格机制调节负荷侧需求等市场化方式也是解决消纳的有效手段。

  “台区储能不是解决分布式光伏并网的唯一和优选方式，即使要做，也有待明确配置方式和比例，并将政策措施细化落实。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽向《中国能源报》记者指出，要做好光伏开发和并网能力统筹，加大配电网改造工作，提高分布式光伏在低压侧的接入能力，着力解决电网容量问题。在光伏达到特殊的比例地区，推广集中汇流模式，实现台区和线路增容。

  集中汇流模式是将一个区域的分布式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。董大海表示，集中汇流解决的是台区变压器容量不够问题，而台区配储解决的是线路电量过剩、消纳不足的问题，两者要协同搭配。

  “台区配储不是万能的。”岳芬建议，为实现高渗透率的分布式光伏接入，加强配网建设和改造、完善电价机制、推动分布式光伏参与市场都是可行的手段。各种措施成本效益不同，在实际中应因地制宜考虑。整体看来，加快推进市场化建设，提高市场主体积极性，通过市场化方式实现电网、分布式光伏业主、用户共同合理承担分布式光伏接入带来的调节成本的提升，是相对合理的路径选择。