一、研究背景
（一）宏观背景
党中央、国务院高度重视新型储能发展，作出重大决策部署。2024年《政府工作报告》首次提出"发展新型储能"，《中华人民共和国能源法》明确"推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用"。截至2024年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%。
2025年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确提出"在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能"，"推广配电网新型储能应用"。2026年，国家发改委印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制，要求固定成本回收比例不低于50%。
与此同时，分布式光伏快速发展引发配电网承载力矛盾。截至2024年底，全国超过150个县市因配电网承载能力不足成为分布式光伏接入"红区"，可接入容量为零。山东、河南、河北、广东、福建等省份大量县市出现电网容量不足问题。台区储能作为部署在配电变压器层面的新型分布式调节资源，建设灵活、响应快速、靠近负荷，成为解决配电网末端承载力不足、分布式光伏消纳受限的关键技术手段。
（二）研究意义
理论意义。本研究系统梳理台区储能的概念定位、商业模式、政策框架和风险体系，弥补现有研究中对低电压等级储能商业模式分析不足的空白，为构建"输电—配电—台区"三级储能体系提供理论依据。
实践意义。本研究量化对比独立储能模式与虚拟电厂模式的收益差异，为电网企业、综合能源公司、储能厂商和分布式光伏投资方提供项目决策参考。
政策意义。本研究识别台区储能在市场化身份、成本疏导、安全标准等方面的关键瓶颈，提出国家、省级、市场主体三级政策建议，为深化电力市场化改革向配电网层级延伸提供政策参考。
（三）研究范围与方法
本研究范围涵盖国家层面6份顶层政策、10个重点省份的台区储能相关政策、3类商业模式、5类收益来源、5大类风险，以及山东青岛、淄博、德州和陕西等地的典型实践案例。
二、理论基础
（一）台区储能的概念界定
台区储能是指部署在配电网配电变压器（台区）层面的储能系统，主要用于解决配电网末端的电能质量问题、负荷波动问题以及分布式新能源消纳问题。其接入电压等级通常为380伏至10千伏，单台规模一般为100千瓦至2兆瓦，电量配置为200千瓦时至2兆瓦时，主要部署于农村、城郊及工业园区等分布式光伏渗透率高、配网末端承载力薄弱的区域。
（二）与其他类型储能的功能定位差异
台区储能在物理位置、市场身份和运行边界上与电网侧大储、工商业储能存在显著差异，具体见表1。
表1 台区储能与其他类型储能定位差异对比表
注：本表数据来源于鱼眼看电改《台区储能，看上去很美》（2026-02-24）及国家能源局《中国新型储能发展报告（2025）》。
（三）台区储能驱动机理
台区储能的需求形成具有三重驱动机理。第一，分布式光伏间歇性导致配电网潮流双向流动。传统配电网设计为单向供电，难以适应双向潮流的新型运行方式，引发配变反向重过载问题。第二，电能质量超标问题凸显。线路过长导致末端电压偏低，户用分布式集中发电时段又导致末端电压偏高，影响供电安全。第三，系统调节能力不足造成新能源接入受限。在"红区"区域，台区储能成为分布式光伏并网的必要前置条件。
（四）商业模式理论框架
根据自然资源保护协会《分布式储能发展商业模式研究》（2025年12月）的研究框架，台区储能商业模式按时间维度可分为现阶段（2025—2027年）和电力市场完善阶段（2028—2030年）。现阶段以电网租赁、新能源租赁和电网购买服务为主，长期则以聚合参与电力市场、挖掘环境价值为核心。
三、现状分析
（一）市场规模与装机情况
截至2024年底，我国新型储能装机规模达到7376万千瓦/1.68亿千瓦时。其中，独立储能、共享储能装机规模3412万千瓦/7432万千瓦时，占比约46%；新能源配建储能装机规模3097万千瓦/7379万千瓦时，占比约42%；用户侧及电网侧分布式储能合计占比约12%。
截至2025年9月，我国分布式储能累计装机3638兆瓦，其中工商业配储占68.70%，电网侧分布式储能（包括变电站配储、台区储能等）占8.30%，新能源配储占7.09%。各省装机情况见表2。
表2 2025年9月国内分布式储能累计装机规模前10省份表
注：数据来源于中关村储能产业技术联盟（CNESA）。
（二）国家政策体系现状
国家层面已构建较为完整的台区储能政策支持体系，主要政策文件见表3。
表3 国家层面台区储能相关政策文件汇总表
注：数据来源于国家发展改革委、国家能源局公开发布文件。
（三）重点省份政策实践情况
山东省作为台区储能核心实践省份，已建立较为完善的政策体系。2025年12月发布《山东电力市场规则（试行）》（鲁监能市场规〔2025〕57号），明确独立储能充放电功率不低于5兆瓦、持续充放电时间不低于2小时；分布式储能类虚拟电厂聚合总资源容量不低于1兆瓦、持续充放电时间不低于2小时。2026年5月25日，山东省能源局发布《促进光伏发电高质量发展的实施意见》，明确"鼓励光伏配储，红区加装储能全部自发自用，受限区探索台区储能"。容量补偿标准方面，示范项目为0.14元/千瓦时，市场化项目为0.07元/千瓦时。
广东省作为南方区域核心市场，构建了"1+N+N"政策体系。2023年发布《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，明确2025年装机3吉瓦、2027年达4吉瓦的目标。2026年市场规则（广东交易〔2026〕32号系列）明确独立储能可参与现货市场。市场化需求响应方面，用户侧储能补贴可达3.5元/千瓦时，年响应约60次。
江苏省截至2024年底新型储能装机562万千瓦，居全国第四位。江苏建立了"电能量市场电价差加顶峰补贴费用加辅助服务市场获利"的综合收益模式。配储要求方面，长江以南风电、光伏按8%×2小时配置，长江以北按10%×2小时配置。
其他重点省份政策情况见表4。
表4 其他重点省份台区储能政策汇总表
注：数据来源于时代储能网2026年5月至6月政策汇总。
（四）典型项目实践情况
山东淄博高新区半固态电池储能台区于2024年11月29日投运，是全国首个半固态电池储能台区，配置400千伏安变压器加215千瓦时分布式储能（半固态电池）加140千瓦分布式光伏加150千瓦充电桩，实现"源网荷储充"全要素融合。
山东德州分布式光伏配套储能项目于2023年11月投运，是全国首例分布式光伏配套储能项目，开启台区储能批量化先河。
陕西分布式储能项目部署149套台区分布式储能设备，总容量29986千瓦时，覆盖7个县区130个乡村，为当时国内最大分布式储能项目。
四、问题识别
（一）市场化身份缺失，独立参与市场受阻
问题描述。中国电力市场以220千伏输电网为最小逻辑单元，省级交易中心和省级调度均以输电网为基础进行交易和运行管理。台区储能在物理身份和市场身份上均难以独立成立，无法直接参与电能量市场、辅助服务市场和容量市场。
原因分析。一是中国实行输配合一的电网公司治理体系，一个省仅有省级电网公司和少数地方电力公司具有市场主体资格，区县级供电公司无独立法人地位。二是基于公共配电网的台区储能难以参与配网调频和容量市场。三是输电网调度加省级电力交易中心的电力市场交易体制下，配电网层级的市场化交易体系尚未建立。
影响分析。导致台区储能投资回收路径单一，长期依赖电网采购或科技项目支持，规模化发展受限。
（二）经济性偏弱，与传统扩容方案竞争劣势明显
问题描述。在常规扩容场景下，台区储能投资成本显著高于变压器扩容方案。以630千伏安变压器扩容至800千伏安为例，更换变压器费用为15万元，增加200千瓦/400千瓦时电化学储能可达到同等效果，投资成本约40万元，明显高于变压器扩容。
原因分析。一是电池系统单位成本较高，叠加变流器、电池管理系统、消防系统等配套设备，总投资成本难以降至变压器扩容水平。二是台区储能利用率不足，年充放电次数和等效利用小时数有限，难以摊薄初始投资。三是单一收益来源（能量时移加移动式容量租赁）的电价价差空间有限。
影响分析。除末端扩容受限地区（征地、线路改造、工期损失隐性成本高）外，台区储能在经济性上难以与变压器扩容竞争，市场规模受到挑战。
（三）成本疏导机制缺失，电网投资动力不足
问题描述。台区储能成本难以纳入输配电价回收，电网企业或第三方主体投资台区储能的成本疏导存在制度障碍。原有输配电成本核定中，原则上不允许电网投资的储能设备计入固定资产，并通过输配电价回收。
原因分析。一是国家发改委对输配电价定价办法尚未明确将台区储能纳入有效资产范围。二是即使被允许进入输配电价回收，电网还需面对设备利用率、维护成本、可靠性和安全性管理等一系列问题。三是部分地区采取经营性租赁或合同能源管理模式时，第三方主体在服务采购、设备入围、合同核定、调度支付、违约处理等环节具备不对等的劣势地位。
影响分析。导致电网企业投资台区储能动力不足，"投了赔钱"的窘境制约了规模化推广。
（五）安全标准与运维体系不健全
问题描述。国家能源局明确《新型储能电站建设工程质量监督大纲》不适用于用户侧储能电站建设工程，台区储能在安全、消防、并网验收等方面存在标准空白。
原因分析。一是台区储能规模普遍不大且分布极为分散，传统电站级监管模式难以适用。二是不同厂商、不同所有权归属的设备难以做到区域源网荷储协同。三是退役管理、违约处理、应急处置等机制尚未建立。
影响分析。导致后期运维成本高、安全风险敞口增大，制约规模化发展。
五、对策建议
（一）国家层面：完善市场机制与标准体系
一是加快配电网市场化改革。建议加快推动配电网层级市场化交易机制建设，明确低电压等级的交易产品和市场主体身份，研究允许区县级供电公司或独立配电网公司作为台区储能服务采购方注册为市场主体。借鉴欧洲和美国电力市场经验，培育大量DSO（配电系统运营商）和公共机构作为独立市场主体。
二是完善成本疏导机制。建议研究将电网侧台区储能纳入输配电价回收的具体路径，参照"电网替代型储能"专项进行成本核定。明确台区储能作为"电网替代型设施"的认定标准，明确投资成本、容量电价、电量电价的回收方式。可参考测算结果，电网替代型储能容量电价287元/千瓦·年、电量电价0.0715元/千瓦时的水平。
三是健全安全标准体系。建议加快出台用户侧储能及台区储能的设计、施工、验收、消防、退役等专项标准，弥补现有《储能大纲》空白。重点制定不同技术路线（锂离子、半固态、钠离子、飞轮等）的安全设计、监测管理、消防处理、退役管理等标准。
（二）省级层面：建立细则与拉大价差
一是建立分布式储能虚拟电厂参与市场的细则。建议各省份参照山东鲁监能市场规〔2025〕57号文，明确分布式储能类虚拟电厂的聚合容量门槛、调用规则、结算方式。建议聚合容量门槛设定不高于1兆瓦，持续充放电时间不低于2小时。
二是拉大峰谷价差与优化容量补偿。建议通过分时电价改革和容量补偿机制，保障台区储能基础收益。容量补偿标准方面，建议借鉴山东0.07—0.14元/千瓦时、新疆165元/千瓦·年、吉林330元/千瓦·年的标准，结合本省实际制定差异化政策。
三是明确电网投资台区储能的成本回收路径。建议明确将台区储能纳入电网企业投资计划，按"电网替代型储能"模式纳入输配电价回收，避免电网企业"投了赔钱"的窘境。
四是推动"集中汇流加台区储能"试点。建议在分布式光伏装机大省优先开展试点，重点支持"高渗透率光伏区加台区储能加虚拟电厂"的集成应用模式。
（三）市场主体层面：聚焦差异化竞争策略
对电网公司的建议。建议优先在末端扩容受限、分布式光伏密集区域部署台区储能。通过综合能源公司租赁模式降低资产管理风险。加快"储能加虚拟电厂"平台建设，对接省级虚拟电厂服务中心，挖掘市场化收益。山东青岛工作方案中"2030年虚拟电厂可调资源规模突破100万千瓦"的目标具有借鉴价值。
对储能厂商的建议。建议聚焦电网客户，深入参与电网采购、科技项目、租赁体系。加强能源管理系统、电池管理系统、消防系统一体化方案能力建设。探索半固态、钠离子、飞轮等差异化技术路线，山东淄博半固态电池台区已开展成功示范。
对分布式光伏投资方的建议。建议在红区项目中合理评估台区配储经济性，避免简单"赠予"模式。优先选择具备"集中汇流"条件的台区，提升配储经济性。关注虚拟电厂聚合机会，探索与电网综能公司、第三方运营商的收益分成模式。
六、结论
（一）主要研究结论
第一，台区储能是"被动配储"与"主动调节"并存的过渡形态。短期发展驱动力主要来自政策红利和分布式光伏"红区"配储要求，长期发展依靠虚拟电厂聚合参与市场来兑现储能价值。当前阶段"配建储能某种程度上成为分布式光伏投建的通行证"。
第二，山东模式是当前最具借鉴价值的破局路径。山东通过"配建储能转分布式储能类虚拟电厂转参与现货市场"的路径，初步破解市场化身份难题。独立储能模式年收益235万元（10兆瓦/20兆瓦时口径）已具备初步经济性，但虚拟电厂模式仍受输配电费侵蚀较多，年收益仅112.24万元。
第三，经济性挑战与制度瓶颈并存。单纯变压器扩容方案投资15万元，显著低于储能配储40万元的投资水平。台区储能仅在"末端扩容难加市场化收益加容量补偿"三重红利叠加下才能实现盈利平衡。市场化身份缺失、成本疏导机制不畅、安全标准空白构成制约规模化发展的三大制度瓶颈。
第四，"设备供应模式加电网综合能源公司租赁"将是未来3至5年的主流落地路径。在配电网市场化改革尚未深入推进的情况下，台区储能将主要通过电网采购、科技项目、租赁三种模式落地，第三方投资模式难以独立成立。
第五，"十五五"窗口期已经打开。发改价格〔2026〕114号文容量电价机制、6万亿配网投资、各省细则陆续出台，标志着台区储能正从"示范探索"转向"规模化推广"。"十五五"电网投资中配网占比超过50%，台区储能进入规模化窗口期。
（二）研究创新点
本研究的创新点在于：一是首次系统对比独立储能模式与虚拟电厂模式在台区储能场景下的收益差异，明确指出虚拟电厂模式收益降幅达52.2%；二是从市场化身份角度深度剖析台区储能发展的根本瓶颈，提出配电网市场化改革是终极破局路径；三是构建了"国家—省级—市场主体"三级政策建议体系，具有较强的操作性。
（三）未来研究方向
下一步建议围绕以下方向开展深化研究：一是跟踪广东、江苏、浙江等省份台区储能专项细则出台情况，开展跨省政策对比研究；二是开展台区储能收益敏感性测算，量化峰谷价差、容量补偿、辅助服务补偿等参数变动对项目收益的影响；三是研究台区储能与虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连等新业态的协同模式；四是深入研究半固态电池、钠离子电池、飞轮储能等新技术路线在台区场景的经济性。
