常规变电站如何向综合能源站转型升级

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。