分析｜常规变电站如何向综合能源站转型升级？

的十九大报告指出，要加快生态文明体制改革、建设美丽中国，推进能源生产与消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。新形势下，清洁能源替代传统化石能源趋势明显，电能替代推动终端能源消费结构升级加速，对电力企业提出进一步优化能源结构，提高服务质量的新要求。利用电网核心资源——变电站的独特优势，充分发挥能源配置中心的作用，提高能源利用效率，从单一供电升维至综合能源服务，实现向综合能源服务商的深度转型，以满足人民美好生活对能源的需求。

电网的再定位与综合能源站构想

从单一供电升级为综合供能。以变电站为载体，构建以电为中心的集成功能系统，打造综合供能体，在一定范围内实现能源的产销平衡，满足终端用户的多种使用需求。

从单一供电到综合服务。提供优质供能服务，培养用户黏性，定制整体解决方案，提供能源相关的工程、运营、金融等增值服务，延伸产业链，形成新的利润增长点。

从需求侧到供给侧。利用电网分层、分区域的网格化布局特点，满足清洁、可靠、经济、优质的用能需求，提供多种能源产品和服务组合，培育新的市场业态。

利用电网特性，以常规变电站为载体，集成大电网电能、分布式光伏和燃气、储能及充电装置等，构成支持多能互补的“源-网-荷-储”协同控制区块，构建综合能源站。通过综合能源站这一能源配置中心，提高综合能效，加速电能替代，平滑电力需求，“一站式”响应用户供电、供冷、供热等基本能源及增值服务需求，强化核心竞争力，打造独特的商业运营模式。

综合能源站的多重价值体现

社会价值

土地综合利用。城市建设用地资源日益稀缺，而变电站布点均衡、遍及用电负荷中心，具备网络节点优势。综合能源站充分发挥变电站所处位置的土地集约价值，整合分布式电站、储能站、充电站等分散功能，匹配当地的用能需求。

综合能效提高。在综合能源站，针对不同用能对象和用能场景，实现多能协同、集中供应，提高供冷、供热能效。靠近负荷中心配置分布式电源，降低输配电网传输损耗。通过“冷热电三联供”实现能源综合梯级利用。配置储能装置，协同需求侧管理，建立虚拟电厂，提高电源和电网运行效率。

用户价值

享受更优惠的综合能源价格。以需求为导向，为用户制定差异化用能方案，提供具有吸引力的价格。利用燃气分布式发电的余热、烟气集中供热供冷，降低冷、热负荷用电成本。采用合同能源管理方式，引入储能等手段降低专线用户需量电费。用技术和经济手段引导削峰填谷，降低用电成本。

享受更可靠的电力保障。综合能源站采用“多能互补、源网荷储协同”的供电模式，既有大电网支撑，又能协同调度区块内的分布式电源、储能、可控负荷，运行方式灵活，能有效应对通道阻塞和上级电源故障，为用户提供安全、不间断的高可靠性电力保障。

享受更高品质的电能质量。增加如电化学、飞轮、电容、超导等储能装置作为备用电源，为大电网提供紧急容量支撑。一旦供电中断，储能装置快速响应，以毫秒级速度切换至储能系统供电，防止电压骤降，为用户提供高品质电能产品。

消费更绿色的能源。在负荷中心区引入储能装置，促进清洁能源消纳。形成“多能互补”的能源结构，按需集中供应电、热、冷、热等，实现清洁替代。在综合能源站配套建设充电站和充电桩，推动电动汽车普及，促进终端能源消费的电能替代。

享受更便捷的一站式综合能源服务。在提供综合能源的基础上提供综合服务，一站式满足用户差异化需求。以综合能源站为骨干节点推进“四网融合”，整合现有营业、运维、检修等资源，提供充电、节能、合同能源管理、碳排放交易、智能家居等综合服务。

电网价值

投资更加优化。综合能源站的多元互补能够有效削峰平谷、平滑负荷曲线，降低峰荷时输配电通道阻塞，提高资产利用效率，尤其适用于负荷密集且配电网改造扩容困难的中心城区。有效整合管制类资产和竞争性业务投资，实现资源精准、高效投放。

电网更加安全可靠。综合能源站作为重要枢纽，通过多能互补、集成优化，提高能源供需协调能力，丰富电网调峰手段，提高电网安全性。通过分布式电源和储能等，为站内设备提供独立辅助电源，极端情况下可作为黑启动点为大电网提供“星星之火”，增强电网自愈能力。

电网更加智能。作为能源技术与互联网技术深度融合的载体，综合能源站是区块能源、信息的配置中心，负责能源互联网的实时感知和信息交互，为优化能源供给制定网络运行策略，并支撑智能调控、需求响应、交易预测、数据价值挖掘等服务。

更深度、更广泛参与电力市场。综合能源站具备参与辅助服务市场的先天优势，能够在竞价模式和尖峰电价等需求响应激励、售电侧放开的多能互补互动机制等情况下获得增值收益。未来还可充分参与现货市场交易，获取电价差收益。

电网负荷更加均衡。峰期通过“冷热电联供”削减原本需要用电制冷、制热的电负荷，实现区块内削峰；通过分布式电源和储能，承担部分大电网峰荷。谷期通过储能等方式增加谷期负荷，控制电动汽车充电，引导并优化用能行为习惯。

助力建立需求侧响应机制。充分利用智能电表、低压集抄双覆盖的优势，让综合能源站成为本区块“能量流+信息流+价值流”的协调控制中心。通过大数据掌握、预测并影响用户用能行为，精准促进供需双方互动。统一控制本区块的源、储、可控负荷，建立快速高效的需求侧响应机制。

推动电网企业向综合能源服务商深度转型。以综合能源站所处区域功能定位为导向，因地制宜组合能源产品和服务种类，践行供给侧结构性改革。打造新能源微网示范项目，推动变电站设备的小型化，积累各类主体博弈互动、能源价格变化等历史数据。借鉴“地铁+物业”综合体的开发模式，创新商业运营体系。

综合能源站的商业运营模式

新形势下，综合能源站将成为多种商业模式的发展载体，这些商业运营模式贯穿源-网-荷-储整条价值链，可以独立存在也可以组合使用。

一站式综合能源服务。按照用户群分类，试点先行、逐步铺开。位于商业区的变电站铺设屋顶光伏，供站用电及临近商场使用。有条件者可在变电站旁安置充电桩，供顾客使用，收取充电服务费和停车费。选择部分冷量稳定的区域安装冰蓄冷装置。位于工业园区的变电站，除铺设屋顶光伏外，通过冷热电三联供，为园区用户削峰填谷，在提供峰荷用电保障同时，利用排放余热来制冷。位于机场、火车站等大型交通枢纽附近的变电站，可提供充电桩基础设施或租赁服务。电网企业提供场地和充电设施，车企或租车公司提供车辆、技术及服务。选择部分冷量稳定的区域安装冰蓄冷装置。位于大型居民小区附近的变电站，有地面条件的可安装充电桩、配置集中充电站，以此调节电网负荷，并收取充电服务费、停车费、赚取电价差收益。位于数据中心、医院、酒店别墅区或大型游乐场附近的变电站，铺设屋顶光伏，通过冷热电三联供满足高峰负荷用电、利用排放余热制冷，通过冰蓄冷在谷、平时制冰，峰、平时供冷。

高可靠性服务。综合能源站由大电网、分布式能源、储能系统协同供电，构成区域微网。尤其对重要用户和对供电可靠性有着较高要求的用户（如数据中心、医院、高科技企业等），在大电网故障时能确保可靠的电力供应，获取高可靠性电价收益。

高品质电能质量服务。在综合能源站安装储能和无功补偿等装置，为敏感用户（如特定工业专线用户）提供无功补偿、谐波补偿、电压暂降抑制等服务，获取高品质电能质量增值服务收益。

电力辅助服务市场。充分利用综合能源站的储能、分布式电源和需求侧管理能力，参与调峰、黑启动等服务补偿，作为独立辅助服务提供者参与交易并获取收益。

电力现货市场。在未来现货市场开放的电力市场环境下，综合能源站将具有更高的灵活性，日前基于预测数据响应系统优化调度、日内利用电网内更新的实时数据，充分发挥分布式能源边际成本较低的竞争优势，获取经济激励。

合同能源管理。通过能量管理系统记录并分析用能数据，结合电价政策生成充放电策略。配置由综合能源站统一控制的储能装置，通过低谷蓄电、高峰放电，减少用户高峰用电、削减需量电费，通过合同能源管理与用户分享收益。

充电服务市场。根据用户充电习惯、行驶半径和线路等要素，利用电网布局特点，建设具备充电功能、网络覆盖、便捷使用特性的综合能源站。综合常规充电、快充、慢充等方式，提供电动汽车租赁及储能服务，打造新型共享经济。

碳交易市场。综合能源站通过分布式光伏促进非化石能源消纳、减少碳排放，通过冷热电联供提高综合能效，通过储能调节需求侧管理，相应配额可进入碳交易市场进行交易，获取减碳运营收益。

综合能源站的技术经济分析

技术分析

光伏、燃气分布式电源、冰蓄冷、锂离子储能及充电桩技术本身已较为成熟，在解决场址布置、环保、与燃气管网衔接等前提下，与变电站合建在技术上是可行的。

布置。变电站建筑装设屋顶光伏无需额外占地。燃气分布式电源平均占地面积约140平方米/兆瓦，布置灵活，可户外敞开式布置、也可分散错层布置于建筑物室内、地下室或屋顶区域。冰槽可实现模块化布置，根据场地实际情况灵活调整，可置于变电站地下；锂离子储能多为集装箱式，可布置在室外空地或室内。存量变电站改造可结合实际情况处理，增量站可从规划设计之初统筹考虑合建布置。

环保。不同原动机的燃气分布式电源环保参数略有差异。燃气轮机与微燃机的噪音一般在85分贝以下，低于国家标准；内燃机噪音约为100分贝，略超国家标准，可采取增加隔音罩等降噪措施，将噪音降低至85分贝以下。燃气轮机与微燃机的氮氧化物排放小于25ppm，满足国标要求，内燃机的氮氧化物排放约为250ppm，需加装脱硝装置。

与燃气管网衔接。燃气分布式电源一般需要中压或次高压燃气管道供气，而适宜建设燃气分布式电源的变电站一般也深入负荷中心，中压燃气管道多数情况下可以覆盖。如确需次高压燃气管道供气，需与燃气部门提前协商。

经济分析

影响经济性的因素各不相同、差异较大。

光伏与变电站合建，经济性上具备可行性。目前城市220千伏变电站以全户内、半户内站为主，110千伏变电站以全户内站为主，其配电装置楼屋顶一般闲置。按目前标准设计方案测算，220千伏、110千伏变电站分别可装设21760-26056峰瓦、11900峰瓦的光伏组件，按光伏平均年利用1000小时计算，每年可发出21760-26560、11900千瓦时清洁电能。电网中220千伏、110千伏变电站数量累计占比超过95%，如统筹利用每个站的屋顶面积，光伏分布式电源规模相当可观。

利用变电站屋顶光伏发展竞争性业务，在获得发电收益同时，还可获取度电补贴(0.37元/千瓦时)。按照目前光伏单位造价5.5-7元/瓦计算，投资回收期约6-7年，经济可行性较好。

燃气分布式电源主要受综合造价、能源产品价格、利用小时数等影响。目前内燃机或燃气轮机（包括微燃机）的关键技术尚未国产化，造价高，综合单价（含设备、土建、安装、调试、管线等所有费用）偏高，约为10000-20000元/千瓦。国家发改委对各省管道天然气的门站价格有指导价，各地具体气价一般依据门站价+管输费确定。能源产品价格中，电价为政府指导价，冷价、热价需与用户协商确定。需结合具体案例分析，在项目前期阶段详细论证。

冰蓄冷系统每千瓦（制冷量）综合造价约1800-2500元（含建设、安装、调试费用和管线费用）。每千瓦时冷运维费约0.15-0.2元。目前蓄冷电价执行各地谷期电价，冷价需与用户协商确定。根据工程经验，若变电站周边有大量冷负荷需求，当峰谷电价比超过3:1时，可实现盈利，且峰谷电价差越大则项目经济性越好。

兆瓦级锂离子储能电站造价水平约1200-1500元/千瓦，有持续下降的趋势，其经济性根据应用场景不同而不同。以较常见的用户侧应用为例，对用电量大、对电价敏感的工商业用户，主要体现在帮助用户峰谷套利、降低需量电费上。峰谷电价差越大，项目经济性越好。按照工程经验值判断，若峰谷值电价差在0.7元/千瓦时以上，单凭峰谷套利就实现盈利。用户在不占用自身场地的情况下购买服务，可免去储能设备购置、运维、报废等成本，解除其专业性低、运维压力大等后顾之忧。

电动汽车及充电桩已进入快速发展阶段，中央和地方出台多项政策。电网公司应利用变电站这一优势资源，大力推广“变+充”合建，抢占充电服务市场，培育用户黏性，通过电量、充电服务费、停车费等保证合理投资收益。促进充电负荷合理布局，提高电网设备利用率、降低网损。

需关注的重点问题

需积极推动政府加强规划协同、选址统筹、设计优化。综合能源站的布局涉及中长期能源规划、充电设施布局规划、天然气管网规划、集中供冷供热规划、电网规划等各类规划。因此，应由政府主导、牵头组织做好规划协同，统筹安排基础设施建设，从源头上解决综合能源站的合法合规性及占地、负荷匹配、管线衔接等重大问题。

在考虑常规变电站选址要素的同时，须充分考虑周边用能需求、布局衔接、便利性和可实施性等因素，做好综合能源站的选址及后续土地审批、前期手续办理等工作。充分考虑占地、噪音、环保治理及消防等要求，因地制宜地开展优化设计和统筹建设，推动能源的就地清洁生产和就近消纳。精准预测能源使用需求，“定制式”灵活布置项目“源网荷储”配置和规模，紧密结合生产端和消费端，促进供需双方的友好互动响应。

需积极敦促政府出台政策扶持、价格优惠和技术规范。目前，各类能源本身均存在不同的瓶颈和制约因素，如供给随机性强、可控性低、过于依赖政策价格、审批程序冗长复杂、技术规范不够健全等。在体制机制、生产技术及市场经济等方面，各组成部分之间也存在壁垒，一定程度上限制了各类能源的互动响应、耦合协调。

在从常规变电站向综合能源站的转型过程中，政府应在政策、价格、技术等方面给予充分扶持。为综合能源站提供选址用地、建设改造等政策支持，简化审批流程、下放审批权限，缩短项目前期周期，降低工程成本。提供运营补贴、税收价格等优惠，推行有利于提高系统效率的价格体系，探索构建新型商业模式。由政府牵头，组织出台区域性的能源生产、供应和消费集成系统技术规范，同时促进新兴技术及配套设施的发展和应用。