近期，储能圈子里最性感的词，莫过于“台区储能”。从技术上看，它确实是个好药；但从商业上看，它可能是一剂安慰剂。短期之内，其恐难成为工商业储能在电价调整阵痛期里的“布洛芬”。
被光伏逼出来的“刚需”
什么是台区储能？
其实就是在给最后几户人家供电的变压器旁边，塞进去一个大号充电宝。这东西不是凭空想出来的，是被农村屋顶上那些密密麻麻的光伏板给“逼”出来的。
中国的户用光伏，主战场在农村。这些光伏板发的电，要么自己用一点，剩下的全卖给电网。这种模式跑得太快，直接把原本设计为“单向供电”的农村电网给搞瘫痪了。
后果就是，中午太阳大，光伏拼命发电，电压飙升，直接烧坏村民的家电；晚上没太阳，电压又跌得厉害，灯都亮不起来；最要命的是，全国超过150个县市，配电网容量直接爆表，变成了“红区”。路堵死了新的光伏没法并网，老的光伏发了电又送不出去。
光伏投资方急，电网公司更急。
于是，大家目光一致地看向了台区储能：装个储能把多余的电存起来，削峰填谷，不就解决了吗？
逻辑完美，需求真实。但问题是，谁来买单？
三种玩法，全是“内部循环”
目前市面上所谓的台区储能落地，无非三种姿势，每一种都透着尴尬。
第一种，叫“买路钱”。
光伏资方为了能让新项目在“红区”并网，被迫自掏腰包在台区建储能，然后双手奉送给供电公司。
这本质上是“半强制配储”。资方心里在滴血，这成本算谁的？供电公司也头疼，白送的资产敢不敢收？收了之后运维谁管？安全责任谁担？这是一笔糊涂账。
第二种，叫“搞科研”。
部分供电公司为了完成“新型电力系统”的KPI，或者出于社会责任，自己掏钱搞几个示范项目。
这种模式注定成不了气候。既然是科技项目，那就是点到为止，不可能大规模推广。
第三种，叫“左口袋倒右口袋”。
这是目前最“成熟”的模式。电网旗下的综合能源公司买设备，然后租给当地的供电公司用。听起来很市场化，其实租客是县供电公司，房东是市综能公司，都是一家人。租金怎么定？钱从哪出？能不能进输配电价？
这完全成了一场电网系统内部的“左右互搏”，外界完全看不懂。
死结：无法入市的“黑户”
为什么台区储能不能像工商业储能那样，靠“低充高放”赚差价？
主要因为中国的电力交易市场，是建立在220kV高压输电网之上的。
电网就如同物流系统。220kV以上是“高速公路”，这里有完善的交易中心，大发电厂和大用户在这里公开竞价，价格每分钟都在变。独立大储能站就像停在高速服务区的物流巨头，它们有合法的“身份证”，可以进场交易，低买高卖，赚取丰厚的套利。
而台区储能在低压配电网，也就是“村道”和“小区路”的尽头。这里没有市场。这里的电价是固定的，是发改委定死的目录电价，不是市场博弈出来的实时电价。
所以，台区储能想要赚钱，可能面临三大挑战：
第一，没资格进场。电力交易规则规定，只有注册在220kV节点以上的“大户”才能进场。台区储能容量小、分布散，像个“散户”，交易所的大门不对它开放。它没有“身份证号”，没法挂牌卖电。
第二，找不到买家。在高速公路上，你可以跟任何大工厂签合同。但在村道上，你唯一的客户只有当地供电公司。更要命的是，绝大多数县级供电公司连独立法人都不是，只是分公司。它们没有权力跟你签商业合同，只能执行上级定死的政策。你想做“低充高放”的生意，发现根本找不到合法的买家。
第三，路不通。就算允许你卖，电怎么送出去？目前的电网调度体系，只管主干网的安全。配电网层面的调度，还停留在“保安全”的阶段，根本支撑不了灵活的市场化交易。
所以，欧美那种DSO（配电网运营商）自由买卖服务的场景，在中国短期内很难复制。
终局：残酷的红海
既然没法市场化交易，那台区储能的本质其实就是电网公司的基建采购——无论是直接买、租赁还是搞科研，本质上都是电网在买设备。
这意味着，台区储能不是一个“运营资产”，而是一个“工程设备”。
对于储能厂家来说，这意味着你的客户只有电网公司。而在一个只有单一买方的市场里，竞争无疑将是惨烈的价格战。
综上所述，台区储能，看上去很美，但路漫漫其修远。它解决了技术的痛点，却撞上了体制的墙。
只要电力市场化改革不深入到低压配电网层面，只要配网层级不能形成真正的价格信号和交易机制，台区储能就永远只是一个“内部消化的基建项目”，而不是一个“市场化的投资机会”。
注：部分观点来自公众号“鱼眼看电改”
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