黨的十九大報告指出，要加快生態文明體制改革、建設美麗中國，推進能源生產與消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系。新形勢下，清潔能源替代傳統化石能源趨勢明顯，電能替代推動終端能源消費結構升級加速，對電力企業提出進一步優化能源結構，提高服務質量的新要求。利用電網核心資源——變電站的獨特優勢，充分發揮能源配置中心的作用，提高能源利用效率，從單一供電升維至綜合能源服務，實現向綜合能源服務商的深度轉型，以滿足人民美好生活對能源的需求。

　　從單一供電升級為綜合供能。以變電站為載體，構建以電為中心的集成功能系統，打造綜合供能體，在一定范圍內實現能源的產銷平衡，滿足終端用戶的多種使用需求。

　　從單一供電到綜合服務。提供優質供能服務，培養用戶黏性，定制整體解決方案，提供能源相關的工程、運營、金融等增值服務，延伸產業鏈，形成新的利潤增長點。

　　從需求側到供給側。利用電網分層、分區域的網格化布局特點，滿足清潔、可靠、經濟、優質的用能需求，提供多種能源產品和服務組合，培育新的市場業態。

　　利用電網特性，以常規變電站為載體，集成大電網電能、分布式光伏和燃氣、儲能及充電裝置等，構成支持多能互補的“源-網-荷-儲”協同控制區塊，構建綜合能源站。通過綜合能源站這一能源配置中心，提高綜合能效，加速電能替代，平滑電力需求，“一站式”響應用戶供電、供冷、供熱等基本能源及增值服務需求，強化核心競爭力，打造獨特的商業運營模式。

　　土地綜合利用。城市建設用地資源日益稀缺，而變電站布點均衡、遍及用電負荷中心，具備網絡節點優勢。綜合能源站充分發揮變電站所處位置的土地集約價值，整合分布式電站、儲能站、充電站等分散功能，匹配當地的用能需求。

　　綜合能效提高。在綜合能源站，針對不同用能對象和用能場景，實現多能協同、集中供應，提高供冷、供熱能效。靠近負荷中心配置分布式電源，降低輸配電網傳輸損耗。通過“冷熱電三聯供”實現能源綜合梯級利用。配置儲能裝置，協同需求側管理，建立虛擬電廠，提高電源和電網運行效率。

　　享受更優惠的綜合能源價格。以需求為導向，為用戶制定差異化用能方案，提供具有吸引力的價格。利用燃氣分布式發電的余熱、煙氣集中供熱供冷，降低冷、熱負荷用電成本。采用合同能源管理方式，引入儲能等手段降低專線用戶需量電費。用技術和經濟手段引導削峰填谷，降低用電成本。

　　享受更可靠的電力保障。綜合能源站采用“多能互補、源網荷儲協同”的供電模式，既有大電網支撐，又能協同調度區塊內的分布式電源、儲能、可控負荷，運行方式靈活，能有效應對通道阻塞和上級電源故障，為用戶提供安全、不間斷的高可靠性電力保障。

　　享受更高品質的電能質量。增加如電化學、飛輪、電容、超導等儲能裝置作為備用電源，為大電網提供緊急容量支撐。一旦供電中斷，儲能裝置快速響應，以毫秒級速度切換至儲能系統供電，防止電壓驟降，為用戶提供高品質電能產品。

　　消費更綠色的能源。在負荷中心區引入儲能裝置，促進清潔能源消納。形成“多能互補”的能源結構，按需集中供應電、熱、冷、熱等，實現清潔替代。在綜合能源站配套建設充電站和充電樁，推動電動汽車普及，促進終端能源消費的電能替代。

　　享受更便捷的一站式綜合能源服務。在提供綜合能源的基礎上提供綜合服務，一站式滿足用戶差異化需求。以綜合能源站為骨干節點推進“四網融合”，整合現有營業、運維、檢修等資源，提供充電、節能、合同能源管理、碳排放交易、智能家居等綜合服務。

　　投資更加優化。綜合能源站的多元互補能夠有效削峰平谷、平滑負荷曲線，降低峰荷時輸配電通道阻塞，提高資產利用效率，尤其適用于負荷密集且配電網改造擴容困難的中心城區。有效整合管制類資產和競爭性業務投資，實現資源精準、高效投放。

　　電網更加安全可靠。綜合能源站作為重要樞紐，通過多能互補、集成優化，提高能源供需協調能力，豐富電網調峰手段，提高電網安全性。通過分布式電源和儲能等，為站內設備提供獨立輔助電源，極端情況下可作為黑啟動點為大電網提供“星星之火”，增強電網自愈能力。

　　電網更加智能。作為能源技術與互聯網技術深度融合的載體，綜合能源站是區塊能源、信息的配置中心，負責能源互聯網的實時感知和信息交互，為優化能源供給制定網絡運行策略，并支撐智能調控、需求響應、交易預測、數據價值挖掘等服務。

　　更深度、更廣泛參與電力市場。綜合能源站具備參與輔助服務市場的先天優勢，能夠在競價模式和尖峰電價等需求響應激勵、售電側放開的多能互補互動機制等情況下獲得增值收益。未來還可充分參與現貨市場交易，獲取電價差收益。

　　電網負荷更加均衡。峰期通過“冷熱電聯供”削減原本需要用電制冷、制熱的電負荷，實現區塊內削峰；通過分布式電源和儲能，承擔部分大電網峰荷。谷期通過儲能等方式增加谷期負荷，控制電動汽車充電，引導并優化用能行為習慣。

　　助力建立需求側響應機制。充分利用智能電表、低壓集抄雙覆蓋的優勢，讓綜合能源站成為本區塊“能量流+信息流+價值流”的協調控制中心。通過大數據掌握、預測并影響用戶用能行為，精準促進供需雙方互動。統一控制本區塊的源、儲、可控負荷，建立快速高效的需求側響應機制。

　　推動電網企業向綜合能源服務商深度轉型。以綜合能源站所處區域功能定位為導向，因地制宜組合能源產品和服務種類，踐行供給側結構性改革。打造新能源微網示范項目，推動變電站設備的小型化，積累各類主體博弈互動、能源價格變化等歷史數據。借鑒“地鐵+物業”綜合體的開發模式，創新商業運營體系。

　　新形勢下，綜合能源站將成為多種商業模式的發展載體，這些商業運營模式貫穿源-網-荷-儲整條價值鏈，可以獨立存在也可以組合使用。

　　一站式綜合能源服務。按照用戶群分類，試點先行、逐步鋪開。位于商業區的變電站鋪設屋頂光伏，供站用電及臨近商場使用。有條件者可在變電站旁安置充電樁，供顧客使用，收取充電服務費和停車費。選擇部分冷量穩定的區域安裝冰蓄冷裝置。位于工業園區的變電站，除鋪設屋頂光伏外，通過冷熱電三聯供，為園區用戶削峰填谷，在提供峰荷用電保障同時，利用排放余熱來制冷。位于機場、火車站等大型交通樞紐附近的變電站，可提供充電樁基礎設施或租賃服務。電網企業提供場地和充電設施，車企或租車公司提供車輛、技術及服務。選擇部分冷量穩定的區域安裝冰蓄冷裝置。位于大型居民小區附近的變電站，有地面條件的可安裝充電樁、配置集中充電站，以此調節電網負荷，并收取充電服務費、停車費、賺取電價差收益。位于數據中心、醫院、酒店別墅區或大型游樂場附近的變電站，鋪設屋頂光伏，通過冷熱電三聯供滿足高峰負荷用電、利用排放余熱制冷，通過冰蓄冷在谷、平時制冰，峰、平時供冷。

　　高可靠性服務。綜合能源站由大電網、分布式能源、儲能系統協同供電，構成區域微網。尤其對重要用戶和對供電可靠性有著較高要求的用戶（如數據中心、醫院、高科技企業等），在大電網故障時能確保可靠的電力供應，獲取高可靠性電價收益。

　　高品質電能質量服務。在綜合能源站安裝儲能和無功補償等裝置，為敏感用戶（如特定工業專線用戶）提供無功補償、諧波補償、電壓暫降抑制等服務，獲取高品質電能質量增值服務收益。

　　電力輔助服務市場。充分利用綜合能源站的儲能、分布式電源和需求側管理能力，參與調峰、黑啟動等服務補償，作為獨立輔助服務提供者參與交易并獲取收益。

　　電力現貨市場。在未來現貨市場開放的電力市場環境下，綜合能源站將具有更高的靈活性，日前基于預測數據響應系統優化調度、日內利用電網內更新的實時數據，充分發揮分布式能源邊際成本較低的競爭優勢，獲取經濟激勵。

　　合同能源管理。通過能量管理系統記錄并分析用能數據，結合電價政策生成充放電策略。配置由綜合能源站統一控制的儲能裝置，通過低谷蓄電、高峰放電，減少用戶高峰用電、削減需量電費，通過合同能源管理與用戶分享收益。

　　充電服務市場。根據用戶充電習慣、行駛半徑和線路等要素，利用電網布局特點，建設具備充電功能、網絡覆蓋、便捷使用特性的綜合能源站。綜合常規充電、快充、慢充等方式，提供電動汽車租賃及儲能服務，打造新型共享經濟。

　　碳交易市場。綜合能源站通過分布式光伏促進非化石能源消納、減少碳排放，通過冷熱電聯供提高綜合能效，通過儲能調節需求側管理，相應配額可進入碳交易市場進行交易，獲取減碳運營收益。

綜合能源站的技術經濟分析

　　光伏、燃氣分布式電源、冰蓄冷、鋰離子儲能及充電樁技術本身已較為成熟，在解決場址布置、環保、與燃氣管網銜接等前提下，與變電站合建在技術上是可行的。

　　布置。變電站建筑裝設屋頂光伏無需額外占地。燃氣分布式電源平均占地面積約140平方米/兆瓦，布置靈活，可戶外敞開式布置、也可分散錯層布置于建筑物室內、地下室或屋頂區域。冰槽可實現模塊化布置，根據場地實際情況靈活調整，可置于變電站地下；鋰離子儲能多為集裝箱式，可布置在室外空地或室內。存量變電站改造可結合實際情況處理，增量站可從規劃設計之初統籌考慮合建布置。

　　環保。不同原動機的燃氣分布式電源環保參數略有差異。燃氣輪機與微燃機的噪音一般在85分貝以下，低于國家標準；內燃機噪音約為100分貝，略超國家標準，可采取增加隔音罩等降噪措施，將噪音降低至85分貝以下。燃氣輪機與微燃機的氮氧化物排放小于25ppm，滿足國標要求，內燃機的氮氧化物排放約為250ppm，需加裝脫硝裝置。

　　與燃氣管網銜接。燃氣分布式電源一般需要中壓或次高壓燃氣管道供氣，而適宜建設燃氣分布式電源的變電站一般也深入負荷中心，中壓燃氣管道多數情況下可以覆蓋。如確需次高壓燃氣管道供氣，需與燃氣部門提前協商。

　　影響經濟性的因素各不相同、差異較大。

　　光伏與變電站合建，經濟性上具備可行性。目前城市220千伏變電站以全戶內、半戶內站為主，110千伏變電站以全戶內站為主，其配電裝置樓屋頂一般閑置。按目前標準設計方案測算，220千伏、110千伏變電站分別可裝設21760-26056峰瓦、11900峰瓦的光伏組件，按光伏平均年利用1000小時計算，每年可發出21760-26560、11900千瓦時清潔電能。電網中220千伏、110千伏變電站數量累計占比超過95%，如統籌利用每個站的屋頂面積，光伏分布式電源規模相當可觀。

　　利用變電站屋頂光伏發展競爭性業務，在獲得發電收益同時，還可獲取度電補貼 (0.37元/千瓦時)。按照目前光伏單位造價5.5-7元/瓦計算，投資回收期約6-7年，經濟可行性較好。

　　燃氣分布式電源主要受綜合造價、能源產品價格、利用小時數等影響。目前內燃機或燃氣輪機（包括微燃機）的關鍵技術尚未國產化，造價高，綜合單價（含設備、土建、安裝、調試、管線等所有費用）偏高，約為10000-20000元/千瓦。國家發改委對各省管道天然氣的門站價格有指導價，各地具體氣價一般依據門站價+管輸費確定。能源產品價格中，電價為政府指導價，冷價、熱價需與用戶協商確定。需結合具體案例分析，在項目前期階段詳細論證。

　　冰蓄冷系統每千瓦（制冷量）綜合造價約1800-2500元（含建設、安裝、調試費用和管線費用）。每千瓦時冷運維費約0.15-0.2元。目前蓄冷電價執行各地谷期電價，冷價需與用戶協商確定。根據工程經驗，若變電站周邊有大量冷負荷需求，當峰谷電價比超過3:1時，可實現盈利，且峰谷電價差越大則項目經濟性越好。

　　兆瓦級鋰離子儲能電站造價水平約1200-1500元/千瓦，有持續下降的趨勢，其經濟性根據應用場景不同而不同。以較常見的用戶側應用為例，對用電量大、對電價敏感的工商業用戶，主要體現在幫助用戶峰谷套利、降低需量電費上。峰谷電價差越大，項目經濟性越好。按照工程經驗值判斷，若峰谷值電價差在0.7元/千瓦時以上，單憑峰谷套利就實現盈利。用戶在不占用自身場地的情況下購買服務，可免去儲能設備購置、運維、報廢等成本，解除其專業性低、運維壓力大等后顧之憂。

　　電動汽車及充電樁已進入快速發展階段，中央和地方出臺多項政策。電網公司應利用變電站這一優勢資源，大力推廣“變+充”合建，搶占充電服務市場，培育用戶黏性，通過電量、充電服務費、停車費等保證合理投資收益。促進充電負荷合理布局，提高電網設備利用率、降低網損。

需關注的重點問題

　　需積極推動政府加強規劃協同、選址統籌、設計優化。綜合能源站的布局涉及中長期能源規劃、充電設施布局規劃、天然氣管網規劃、集中供冷供熱規劃、電網規劃等各類規劃。因此，應由政府主導、牽頭組織做好規劃協同，統籌安排基礎設施建設，從源頭上解決綜合能源站的合法合規性及占地、負荷匹配、管線銜接等重大問題。

　　在考慮常規變電站選址要素的同時，須充分考慮周邊用能需求、布局銜接、便利性和可實施性等因素，做好綜合能源站的選址及后續土地審批、前期手續辦理等工作。充分考慮占地、噪音、環保治理及消防等要求，因地制宜地開展優化設計和統籌建設，推動能源的就地清潔生產和就近消納。精準預測能源使用需求，“定制式”靈活布置項目“源網荷儲”配置和規模，緊密結合生產端和消費端，促進供需雙方的友好互動響應。

　　需積極敦促政府出臺政策扶持、價格優惠和技術規范。目前，各類能源本身均存在不同的瓶頸和制約因素，如供給隨機性強、可控性低、過于依賴政策價格、審批程序冗長復雜、技術規范不夠健全等。在體制機制、生產技術及市場經濟等方面，各組成部分之間也存在壁壘，一定程度上限制了各類能源的互動響應、耦合協調。

　　在從常規變電站向綜合能源站的轉型過程中，政府應在政策、價格、技術等方面給予充分扶持。為綜合能源站提供選址用地、建設改造等政策支持，簡化審批流程、下放審批權限，縮短項目前期周期，降低工程成本。提供運營補貼、稅收價格等優惠，推行有利于提高系統效率的價格體系，探索構建新型商業模式。由政府牽頭，組織出臺區域性的能源生產、供應和消費集成系統技術規范，同時促進新興技術及配套設施的發展和應用。