中国储能网讯：近日，国内规模最大台区分布式储能项目在陕西西安投运。

  据悉，该项目总共部署安装149套台区分布式储能设备，合计规模约14.1MW/30.0MWh，分布在西安市七个区县内的130个村中。

  据了解，该项目149套设备交流侧系统由国网上海能源互联网研究院有限公司提供，直流侧系统来自时代星云。

  2024年以来，台区储能的热度渐起。

  随着分布式电源、充电桩等并网主体大规模接入电力系统，给配电网带来低电压、三相不平衡、重过载等一系列电能质量问题。

  可以预见，未来高比例新能源和电力电子设备会持续接入电网，电力系统面临系统性的电能质量风险，配电网亟须提升承载力。

  随着储能设备价格持续下行，在配电台区增设储能设备是更具经济性、灵活性的解决方案，能够与传统配电网电能质量治理手段形成互补，在一定程度上减少电网的投资。

  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质量发展的指导意见》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。

  台区储能、独立储能均属于电网侧储能，独立储能电站通常选址在电网关键节点，而部署在电网末端的则是台区储能。

  全国政协委员、正泰集团董事长南存辉在今年两会提出，建议支持进行农网改造建设，配置台区储能、变压器扩容，增强电网接入承载力，提高电网的稳定性，耦合小而散农光项目的接入，满足乡村电气化需求，助力新农村发展。

  “在配电网升级改造方面，台区储能是刚需。”互宇数能CEO向超耀如是说。

  台区储能究竟能否实现大规模落地？将给储能行业带来多少增量？能否成为下一个爆发的“风口”？业界对此高度关注。

  通过多方调研采访，高工储能观察到，目前，横亘在台区储能面前的主要有五大难题：投建主体争议、适配标准缺失、容量如何配置、设备要求差异，以及建成后利用率不高、售后维护难。

投建主体争议：电网or企业

  过去，台区储能的投建主体主要是电网公司。

  去年以来，全国多地分布式光伏并网容量告急，分布式光伏投资商为了能够继续投资光伏、扩大光伏安装量，开始投建台区配储来换取投建光伏的“通行证”，相当于给电网“让利”。（详见《台区储能“星星之火”能否燎原？》）

  然而，究竟该由谁来解决配电网承载力不足的问题，业内存在巨大争议。

  部分观点认为，提升配电网电能质量是电网的本业和职责，配电网存在的问题不仅卡住了分布式光伏并网，也在一定程度上对新能源汽车发展乃至社会电气化转型造成了阻碍。

  在探索台区储能这条路上，山东省是“排头兵”。向超耀向高工储能表示，2021年，互宇数能承担了山东省大部分台区储能试点项目，提供了15台设备。

  在向超耀看来，台区储能的投建主体只能是电网。电网AGC调度中心掌握了供需和电压信息，对负荷预测更准，台区储能的调度应该全权交给电网，电网投建更有助于台区储能调度和多点协同，在缓解配电网问题上发挥出最大效果。

  另一部分观点认为，台区储能是分布式光伏消纳问题最佳解决方案。按照“谁受益、谁承担”的原则，分布式光伏投资商有责任解决接网的“卡脖子”难题。

  对分布式光伏投资商来说，解决并网受限的问题迫在眉睫，更有投资动力。然而，非电网公司投资台区储能仍存在巨大阻力。

  在山东省某些地区，即便企业提出，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。

适配标准缺失

  电网的顾虑也不难理解，关键在于储能设备质量参差不齐，如果分布式光伏投资商为了以更低的成本实现投建光伏的诉求，选择用廉价、低质的储能设备，可能给电网造成巨大的安全风险。

  当前并没有针对台区储能的设备要求、安装规范、并网标准、安全运行监管及归责等相关政策，现行的储能行业技术标准和政策与台区储能缺乏适配性。

  台区储能不属于用户侧储能，不适用于《用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定》，《电力并网运行管理规定》主要针对发电侧并网主体，《电化学储能系统接入电网技术规定》适用于额定功率100kW及以上的储能系统，但许多台区储能设备功率达不到100kW。

  近期，国家能源局对促进新型储能并网和调度运用作出相关部署，印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确提出“新型储能接入系统应符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验，新型储能设备应满足国家、行业技术标准及管理规范有关要求，确保安全稳定运行”。

  然而，现阶段国内新型储能的技术标准及管理规范体系仍有待完善，各地电网在开展新型储能并网接入工作时，对技术要求把握也存在差异。

设备要求差异

  据了解，陕西西安投运的149套台区储能设备，包含17台50kW/110kWh储能一体柜，132台100kW/213kWh储能一体柜。

  从规格上看，台区储能设备与工商业储能高度相似。但是，台区储能设备的要求与工商业储能存在较大差异。

  高工储能通过采访多家企业得知，台区储能需要具备电能质量治理、稳定支撑电网的能力，包括VSG等构网技术，而工商业储能普遍不具备。

  在EMS方面，台区储能的要求也与工商业储能不同。

  向超耀告诉高工储能，原本由EMS负责储能设备的调度策略，台区储能的调度应该由电网通过TTU（配电变压器监测终端）发送调度指令。

  他解释道，每个配电台区都有一个TTU设备，采集了电网变压器数据，可以汇总起来做储能设备的调度策略管理，台区储能设备可以只作为一个执行单元。

  弘正储能相关负责人表示，台区储能在EMS方面的要求更高，需要配合电网调度，因此在前期EMS设计阶段会与电网深度沟通。

  不过，企业投建台区储能设备多数不会满足于“让利”给电网。因此，企业投建的台区储能多数配备了自家的负责调度策略的云平台，以期台区储能大规模覆盖形成云储聚合。

容量如何配置

  现阶段，台区储能的配置容量主要根据对应台区变压器的大小来决定。

  然而，每个台区对接的负载情况存在较大不同，每个台区需要解决的具体问题也存在差异。

  基于此前山东省的台区储能试点项目经验，向超耀表示，即便同一个规格的变压器，不同台区的压降情况也不一样，例如有些台区接入的充电桩较多，或接入的分布式光伏较多，变压器功率、频率波动明显较大。

  向超耀还透露，有些台区有较多负载长时间拉动，就需要容量大一些的储能系统来削峰填谷；而部分台区配储并不是为了长时间削峰填谷，这种场景不一定要适配容量，可以配功率大一些的储能设备。

  因此，究竟配置怎样规格的储能，最好视每个台区的具体情况而定。

利用率不高 售后维护难

  台区储能的装机容量小，分散布局在偏远农村地区。2023年下半年开始，台区储能备案项目才逐渐增多，但截至目前实际落地的项目仍较少。

  当前，大型储能电站尚且存在调度管理难度大、成本高和售后运维难等问题，台区储能更是如此。

  那么，台区储能的售后维护难的问题该如何解决？

  部分厂商表示，将针对台区储能应用场景研发推出不同于工商业储能产品的设备，逐渐向免维护的方向发展。

  据高工产研调研，山东地区的台区储能同样存在整体利用率不高、浅充浅放的情况，区域内的台区储能规模小、布局分散，且设备参差不齐、所有权归属不一，难以做到区域源网荷储协同。

  此外，当前企业投资台区储能主要用于分布式光伏能量时移或容量租赁，但充放电收益甚至可谓是“微乎其微”。

  不少业内人士认为，台区储能的未来是走向虚拟电厂/云储聚合，参与电力现货、辅助服务市场，并建议出台容量补偿机制。