数字储能网讯：近日，国家能源局通报12398能源监管热线投诉举报处理情况，其中指出，部分台区多次停电，设备更换与增容不及时。

这已是国家能源局连续第三个月通报地方台区停电、变压器容量不足的问题，涉及的区域包括内蒙古、黑龙江、河北、甘肃、陕西等地。

台区频繁停电现象背后，直指配电网“最后一公里”的治理短板。随着分布式光伏、新能源汽车充电桩等新型负荷密集接入，传统配电网的刚性架构难以应对“瞬时冲击”“双向流动”的用电新特征。

这些散落在城乡的供电痛点，共同指向一个核心命题，配电网如何适配能源结构变革与用电需求升级的双重挑战。

当2025年末发改委1710号文为台区储能敲定电网替代型储能的官方身份，当“十五五”5万亿电网投资计划将配点网升级推向核心议程，这个曾在政策模糊与盈利困境中徘徊的细分赛道，正式站在了行业的“风口”。

为何台区储能“爆火”维持不到半年？

近年来，中国分布式可再生能源实现了快速发展，国家能源局数据显示，截至2025年9月底，我国分布式光伏装机容量已超5亿千瓦，占光伏总装机容量的45.16%，成为电力系统的重要组成部分。

随着分布式光伏大规模接入电网，各地接入容量“红区”不断扩大，数据显示，全国有150多个地区因配电网承载能力不足，无法再接入新增分布式光伏项目。

在此背景下，台区储能应运而生，被视为解决这些难题的“万能钥匙”。

台区储能，是指在配电台区内配置储能装置，通过储存和释放电能，动态扩容、平衡电网负荷、提高供电可靠性，解决分布式光伏消纳、电压稳定等问题。

2024年初，台区储能热度高涨，各地电网纷纷开展示范项目，储能企业也蜂拥而入，多个标志性项目成功投运。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024 年全国共新增9个台区储能电站项目并网，总规模19.18MW/40.78MWh。

然而，从市场的“宠儿”到“退烧”仅半年，台区储能犹如坐上了“过山车”。

2024年下半年以后，台区储能就迅速降温，不再是储能厂商们口中的热词，曝光度大幅度下滑，进入2025年，更是被鲜有提及。

装机数据也印证了这一情况，据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025 年全国共新增17个台区储能电站项目并网，但总规模只有5.73MW/11.69MWh。

台区储能在2025年遇冷原因是多方面的。

首先，储能市场竞争日益激烈，内卷仍在持续，导致行业利润空间被严重压缩。

在此情况下，许多企业紧缩开支，减少在非核心市场的投入，台区储能作为新兴市场，收益模式尚未成熟，自然难以获得企业的青睐。

其次，台区储能的应用场景复杂，需求多样化，涉及多个监测点数据的及时上传、控制策略的逻辑切换、硬件的安全性等多个层面，技术含量较高。

但目前台区储能技术尚不成熟，在实际应用中，系统难以达到预期效果，甚至可能引发安全事故，这也使得企业在投资时持谨慎态度。

再者，台区储能规模普遍不大，分布极为分散，这给后期的运维和安全性带来了极大的挑战。对于电网来说，台区储能设备是一类保障性设备，如果纳入电网资产包，电网需要对其安全及后期运维负责，成本责任和收益不成比例。

而且，台区储能对应的居民电价峰谷价差空间远低于工商业储能项目且2025年以来，分时电价进入政策激烈的调整期，缺乏有效的收益模式，难以吸引第三方投资主体。

另外，目前台区储能市场缺乏国家层面的相关标准规范，导致储能设备监管缺失，存在安全隐患，这也制约了市场的发展。

四重因素共振下，将迎来五年“黄金期”

尽管暂时发展遇阻，但2025年以来，台区储能在政策赋能、技术创新与市场扩容的三重机遇下，正在破解长期存在的标准缺失、收益薄弱、权责模糊等瓶颈，成为新型电力系统末端革命的核心引擎。

长期制约台区储能发展的核心症结在于其在电网体系中的定位模糊，既非传统电网设施，也未被纳入独立储能范畴，导致并网、结算、监管等规则长期缺位。

2025年12月1710号文的出台，彻底终结了这一困境，文件明确将台区储能列为电网高质量发展重点任务，界定其替代传统电网改造的核心价值，为后续配套政策落地奠定了制度基础。

政策红利的持续释放将贯穿下一个五年。

“十五五” 规划明确提出分布式新能源接纳能力提升至9亿千瓦，新能源发电占比目标30%，而全国超150个县市正处于配电网“红区”困境，传统变压器扩容、拉设二回线等方案成本高昂且周期漫长，台区储能作为“不停电柔性改造” 的最优解，成为政策强制要求与电网实际需求的双重刚需。

2024年以来，多元储能技术的发展为台区储能打开了多元场景的适配空间，使其从单一的电压治理工具，升级为多功能综合能源解决方案。

钠离子电池也拓展了分布式储能在配电网的多场景应用。

2024年12月，南方电网首个配电网分布式钠离子电池储能示范工程在广西投运，该项目储能装置容量为50千瓦，可储存100千瓦时电量,满功率下可连续充/放2个小时，与锂电储能相比具有更好的环境适应性和更低的维护成本，能量转换效率达到90%以上，可通过削峰填谷、重过载治理、低电压治理、新能源接入等策略，实现台区供需精准平衡。

2025年5月，全国首台配电网台区50kW/200kWh锌溴液流储能装置投运，数据显示，该装置可同时解决短时重过载、三相不平衡、末端低电压三大问题，将变压器负载率从 85% 降至 60%，且能接入虚拟电厂参与市场交易，实现治理与收益双重价值。

另外，构网型与集散式技术破解了台区储能“一台一策” 痛点。

2025年3月，苏州钧灏承接的山东某台区侧储能项目顺利投入运营，项目核心设备采用了搭载了公司自主研发的的具有独特三相不平衡带载能力，三相独立有功控制，三相独立无功控制特色的构网型储能变流器（PCS）和能量管理系统（EMS）的30kW/30kWh台区储能一体柜，通过智能化的能源管理，有效解决了台区电力波动、电能质量优化及可再生能源消纳等难题。

另外，国网湖南研发的智能集散式储能则可分散接入多台区独立运行，也能规模化聚合出力，实现安装周期缩短和投资效益提升，适配分布式光伏集中接入等复杂场景。

标准规范层面正在为台区储能“突围”打开局面。

2025年上半年，《台区低压侧分布式储能系统规划技术导则（征求意见稿）》提出，储能系统应具备削峰填谷、无功补偿、功率支撑及应急响应等功能，以适应台区内负荷的特性和波动需求。

《意见稿》的意义在于，在行业层面明确了台区储能技术发展方向和目标，引导企业和科研机构加大技术研发投入，推动储能技术在能量密度、充放电效率、使用寿命、安全性等方面创新突破，降低储能成本。

同时，促进储能产业上下游协同发展，带动电池制造、变流器、监控系统等相关产业发展，形成完整产业链，创造更多经济价值和就业机会 。

值得关注的是，沉寂半年的台区储能正在迎来三大电网万元规模的投资机遇。

2026年初，国家电网官宣，“十五五”期间固定资产投资预计达到4万亿元，比“十四五”增长40%，再加上南方电网、蒙西电网的投资，三大电网总投资预计将突破5万亿元，创下历史新高。

按照1710号文的规划，在“十五五”期间仅基本建设投资规模预计达3.8万亿元，其中明确规定了配电网将成为未来电网投资重点，投资占比有望提升至50%以上，重点在新能源富集地区提前规划配套送出工程，在负荷中心加强配电网建设，避免“窝电”与供电缺口。

这意味着，下一个五年，台区储能作为配电网升级的核心抓手，将成为网侧储能增长最快的细分赛道。

哪些企业在抢先“布局”

从2024年的装机情况看，台区储能吸引了南网科技、苏州钧灏、安储新能、融和元储、南瑞继保、弘正储能等10余家企业争相布局。

其中， 融和元储、弘正储能、苏州钧灏均并网了两个台区储能项目。

2025年3月，广东清远首台台区储能舱正式投运，储能舱由南方电网电力科技股份有限公司研发，采用了先进的储能技术和智能控制系统，能够根据电网负荷变化实行动态调节和固定调节两种功能。

投运以后，该台区配变负载率最高为74.3%，与2024年最高负载率相比，下降39.7%。

2025年8月，上海首个光伏“充电宝”落户崇明，在崇明建设世界级生态岛背景下，可再生能源发电量占崇明岛用电总量比重达53.38%。

但问题也随之而来，崇明电网存在因分布式光伏并网引发的过电压、反向重过载、三相不平衡等电能质量问题。

崇明供电公司与融和元储联合制定了“分布式光伏+储能”的台区（一台变压器的供电范围）治理方案，首次尝试利用新型储能治理光伏反向送电难题。

装置投运后成效显著，台区变压器反向负载率同比下降26.96%，极大降低了变压器反向重过载风险，最大负载率同比下降10.68%，有力保障了居民用电安全

2025年12月，弘正储能在甘孜州莫斯卡村成功投运200kW/430KWh台区储能项目，以精准适配高海拔场景的台区储能解决方案，破解了困扰该村多年的用电问题。

项目共配置2台弘正储能215KWh智慧储能一体柜，通过0.4KV并网点接入末端低压变压器。储能柜采用模块化设计，单机柜占地面积不足2㎡，可实现快速部署，大幅缩短施工周期；内置智能温控算法，可适应-20℃至55℃的极端温差环境，搭配“电芯-PACK-储能系统”三级安全设计形成全方位防护，确保在高海拔复杂气候条件下稳定运行。

下一个五年，如何“突围”

随着“十五五”资本与企业加速入场，台区储能将迎来项目落地高峰，但规模化发展仍需要从标准、盈利、机制方面深层攻坚。

标准方面，当前台区储能行业面临设备接口不统一、通信协议各异、安全规范缺失等问题，导致跨区域聚合调度效率低下，集成成本高企，制约规模化推广。

下一个五年，标准体系建设将成为破局关键。

具体而言，国家层面需加快制定 “一二次融合” 设备标准，明确台区储能的电压等级、接口规范、通信协议等核心指标，推动不同企业设备实现互联互通。

同时，针对农村台区运维能力薄弱的现状，建立安全运维规范，明确设备巡检周期、故障响应机制、退役回收流程，降低运维风险。

行业协会与龙头企业应牵头建立性能评估体系，从储能效率、响应速度、安全性能、生命周期成本等维度制定量化指标，避免“劣币驱逐良币”。

盈利模式方面，投资回报周期过长，是制约社会资本投入台区储能的核心障碍。

下一个五年，需通过收益结构优化，推动台区储能从 “成本项” 转向 “盈利体”。

具体而言，夯实基础收益来源,可将台区储能容量补偿政策覆盖范围,为项目提供稳定现金流。

拓展市场化收益空间，依托虚拟电厂（VPP）聚合模式，将分散的台区储能资源规模化接入电力市场，参与现货套利、调峰调频等交易。

创新商业模式降低门槛，在农村台区推广租赁式储能，由第三方投资建设，避免季节性负荷导致的资产闲置；探索 “光储一体化” 分成模式，储能投资方与光伏业主共享消纳溢价与市场收益，降低业主初始投入，加速项目落地。

市场机制方面，台区储能涉及电网企业、光伏业主、储能运营商、用户等多方主体，权责划分不清、计量体系不完善，易引发利益纠纷，阻碍市场化运营。              下一个五年，需通过机制创新厘清各方关系。

具体而言，建立清晰的权责划分机制，明确电网企业负责整体调度与接入管理，储能运营商承担设备投资、建设与运维，光伏业主享受消纳保障与收益分成，形成 “谁投资、谁受益，谁运营、谁负责” 的清晰格局。

针对公共台区，可采用电网引导与社会资本参与的共建模式，明确投资比例与收益分配规则。

完善计量与结算体系，推广具备独立计量功能的智能储能设备，实现充电量、放电量、辅助服务贡献量等数据的精准计量，为市场化交易提供数据支撑；电网企业应建立专门的台区储能结算通道，简化结算流程，缩短回款周期，保障运营商现金流稳定。

优化电力市场准入机制，降低台区储能参与辅助服务市场的门槛，明确分布式储能聚合参与市场的规则，将调峰、调频、需求响应等收益向末端储能适当倾斜。

数字储能网认为，下一个五年，台区储能将迎来“机遇大于挑战” 的黄金发展期。

对于企业而言，把握技术适配性、场景融合力、盈利闭环能力三大核心，即可在万亿赛道中抢占先机。

设备商需聚焦县域与极端场景的技术研发，运营商需深耕虚拟电厂聚合与多元收益模式，电网企业则应发挥引导作用，推动标准落地与机制创新。

对于行业而言，这五年将是台区储能规模扩张的五年，更是价值重构的五年。

台区储能将彻底改变配电网单向传输的传统格局，成为分布式新能源消纳的 “缓冲器”、电网柔性调节的“稳定器”、综合能源服务的“增值器”，为新型电力系统建设筑牢末端根基。