“掌握分布式儲能資源，就意味著掌握分布式光伏開發資源。”

當分布式新能源余電上網電量大增，配電網承載能力不足的問題越來越嚴峻。

隨著全國多地分布式光伏可接網容量告急，并網成為各地分布式光伏發展的“卡脖子”難題，在此情況下，分布式臺區儲能成為首要的破局方向。

臺區即一臺變壓器的供電區域，而臺區儲能是指安裝在配電臺區低壓側的儲能系統，主要用于動態擴容、平抑負荷波動和平滑臺區內新能源發電輸出。

分布式光伏包括工商業和戶用光伏。由于我國的居民電價遠低于工商業，工商業光伏以自發自用為主、余電上網為輔，戶用光伏以全額上網為主。但戶用光伏分布在用電量小且電網承載力弱的農村地區，低壓臺區成為了問題焦點。

我國戶用光伏的新增裝機量超過了工商業光伏，按目前戶用光伏的增長速度，可以預見，2024年，臺區儲能的需求將愈發凸顯。

光伏投建的“通行證”

2023年下半年以來，在國家能源局的政策指引下，目前已有山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建、河北等地陸續發布分布式光伏接網承載力評估情況。

據不完全統計，從已發布發布分布式光伏接網承載力評估的省份來看，超過150個縣市分布式光伏可接網容量為0，分布式光伏并網、備案被叫停。

截至目前，全國已有超過10地先后出臺了分布式光伏配儲的具體要求，但率先探索分布式臺區配儲的地區，依舊是光伏裝機第一大省——山東。

2023年11月，全國首例戶用光伏配套儲能項目在山東德州正式運行。據了解，德州示范性儲能項目光螢新能源有限公司投資建設，共建設20套100kw/215kwh磷酸鐵鋰電池臺區儲能方艙。

高工儲能采訪了光螢新能源全國渠道中心副總經理、山東省總負責人董大海。他表示，投建德州示范性儲能項目，是為了能夠繼續投資光伏、擴大光伏安裝量，用臺區配儲來實現光伏投建的訴求。

分布式光伏建設的需求在山東尤其突出，但由于可接入容量稀缺，需要給終端業務員的居間業務費也水漲船高。

據董大海透露，山東光伏市場的居間業務費已經高達到五六百元（一塊光伏板），戶用光伏五件套（組件、逆變器、支架、線纜、并網箱）的價格現在大約在1.3元/W，其中業務費就占了將近1元。

根據他的反饋，德州通過臺區配儲，戶用光伏的居間業務費大幅下降，回歸到50-80元，在這個業務費水平下，反而能推進更大規模的裝機，配儲讓業務員有了更大的工作空間。

“核心是要轉變投資思路。”董大海強調。實際上，臺區配建儲能，就是把整個EPC價格中，原本給業務終端的費用挪用于配建儲能。

從山東的分時電價政策來看，儲能的充放運行基本只能實現盈虧平衡，無法彌補前期投資回報，但配建儲能可以換來光伏投建的“通行證”，而且，總投資成本并沒有增加。

“未來誰掌握了更多儲能調峰資源，可能就意味著擁有更多的光伏開發資源。”山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌指出。

對于分布式戶用光伏面臨的并網限制問題，張曉斌認為，臺區配儲是最為可行的方案。

在張曉斌看來，2023年光伏組件價格大幅下降產生的超額利潤，都流向了掌握終端資源業務員，并沒有反饋到設施的實質性改善，實際上，這部分資金可以用來開展臺區配儲，以促進行業發展。

云儲聚合的基石

事實上，在配電臺區建設儲能設備并不算新鮮事。

過去，傳統臺區儲能主要針對改善電網低壓臺區電能質量的問題，由電網投資建設和調度運營。

在電網基礎設施不夠完善的偏遠農村地區，臺區變壓器容量不足、供電末端電能質量較差、電壓較低的問題突出。

雖然改善電能質量、提升末端電壓的解決方案有多種，但在農村地區，臺區儲能是更具性價比的方案。

由于偏遠農村地區的用電負荷存在明顯的季節性，比如農忙、春節等時期用電負荷大，全年的負荷峰谷差巨大，若采用變壓器擴容、增加配電臺區、更換配電導線以減少電壓損耗等方式，不僅電網改造的成本大，而且會造成供電能力過剩和電能浪費。

在配電臺區增設儲能設備，可以綜合解決末端電壓低、三相不平衡等一系列問題，全面有效提升臺區電能質量。

臺區儲能的作用都是電能量的時間轉移，山東在戶用光伏接入的配電臺區增設儲能，不僅提升了當地配電網末端電能質量，同時也顯著提高了配電網對新能源的消納能力，降低了對臺區變壓器容量的要求，平衡分布式光伏出力與用電負荷。

在紓解分布式新能源并網受限的問題上，臺區配儲同樣是性價比較高的解決方案。

更重要的是，當臺區儲能達到一定規模，未來有望實現“云儲聚合”，也就是將大量分布式儲能通過云平臺控制，參與電網調度和電力市場交易。這也是光螢新能源等分布式光伏開發企業推進臺區儲能的長遠考量。

“云儲能”與虛擬電廠的概念相似，也是山東在2023年開始提出的發展方向。今年1月30日，山東省能源局發布政策，擬在德州、臨沂、棗莊、濟寧4個市開展“云儲能”試點建設。

“集中匯流+臺區儲能”將成未來趨勢

除了臺區配儲，應對低壓臺區承載力不足的解決方案還包括：午間限制戶用光伏發電、通過價格引導提高居民午間用電負荷、變壓器擴容等電網端的升級改造、戶用光伏集中匯流。

不過，上述幾種解決措施各有利弊。限制光伏發電不符合新型電力系統建設目標，且嚴重影響光伏發電的收益；居民的用電習慣難以被改變，顯著提高居民電價也不符合社會理念，電網基礎設施升級改造雖然是長期發展方向，但成本巨大且無法快速實現。

早在2021年，分布式光伏集中匯流的模式也在山東率先落地。

具體來看，集中匯流模式是根據屋頂光伏體量和集中程度選擇合適功率的逆變器，將全村所有光伏項目集中匯流至一臺或幾臺專用的升壓變壓器，通過10千伏線路并入電網，升壓變壓器由光伏發電開發企業根據當地可開發容量配備。

國家發改委能源研究所研究員時璟麗曾建議，加大配電網改造工作，提高戶用光伏在低壓側的接入能力，在戶用光伏達到一定比例地區，推廣集中匯流模式，實現臺區和線路增容，與工商業分布式電站類似，集中匯流后的光伏系統可配儲、可控、可調和參與市場。

據了解，集中匯流和臺區配儲針對的問題也有所差別。董大海表示，集中匯流主要是解決臺區變壓器容量不足的問題，而線路電量過剩、消納不足的問題要依靠臺區配儲，兩者搭配才能解決兩方面問題。

若當地城市工業發達、用電量巨大，只需要把周邊農村的光伏發電通過集中匯流升壓并網，工業城市的用電量完全能夠消納所有光伏發電，這種情況下，并不需要儲能。

不過，當前山東等光伏裝機大省面臨的更多是午間光伏發電無法消納的情況。董大海強調，“未來的方向是集中匯流+臺區配儲。”

但是，分布式光伏開發商落地臺區配儲項目也并非易事。

張曉斌曾表示，臺區儲能開始的試點可能會比較難，因為要看當地電網的友好程度，建議先找當地電網的友好的地方做試點。

多位業內人士表示，目前臺區儲能發展最大的障礙在于缺乏具體政策標準指引，由于臺區儲能屬于電網側，電網的支持力度尤為關鍵。

從流程上看，實際落地臺區儲能，首先要清楚配儲的具體容量，而前提條件是當地發布了分布式光伏配儲的具體比例、時長要求，但目前全國僅十余個地區發布了具體政策。

例如，山東棗莊、德州分別在2021年11月和2023年6月發布了分布式光伏配儲的具體要求，棗莊要求配儲規模為裝機容量15%-30%、時長2-4小時，德州的配儲要求是黃色、紅色區域儲能配置比例不少于15%、時長2小時。

據高工儲能了解，除了光螢新能源，也有陽光電源等企業在開發臺區儲能項目，但目前沒有關于臺區儲能并網的政策及標準，臺區儲能并網仍存在較大困難。

加上缺乏監管規定，企業在辦理流程手續的過程中也會面臨來自地方政府、電網的阻力。

“我們甚至提出，在當地臺區配建的所有儲能設備，未來可以無償捐獻給當地電網，但也沒有爭取到當地的同意。”這是一線臺區儲能開發的真實困境。