在“双碳”目标深入推进与新型电力系统加速构建的背景下，变电站作为能源转换核心枢纽，其绿色低碳转型成为电力行业高质量发展的关键环节。《“十四五”现代能源体系规划》为推动电网基础设施绿色升级提出了明确的方向和路径，《2025年能源工作指导意见》进一步强调“积极稳妥推进能源绿色低碳转型”。装配式变电站凭借模块化建造、全生命周期低碳化等特性，成为落实国家战略的重要实践路径。但当前其发展面临技术标准滞后、产业链协同不足、成本认知偏差等堵点，亟须从政策、技术、市场层面系统破局，以加速电网绿色转型进程。
装配式变电站的概念、优势与发展趋势
(一)装配式变电站的概念与优势
装配式变电站是通过工厂预制构件、现场模块化组装实现土建与电气系统标准化集成的创新建设模式。其核心特点体现在三方面：模块化设计将变电站划分为GIS室、变压器舱等独立单元，通过标准化接口实现现场快速拼装，如某项目更换故障模块时仅需2小时，较传统模式效率提升80%;绿色化施工减少现场湿作业，建筑垃圾排放降低70%，施工能耗下降30%;智能化依托数字孪生技术构建虚拟模型，实现设备状态实时监测与故障预警，湖南衡长株潭特高压集群应用该技术后，设备维护效率提升40%。
相较于传统建设模式，装配式变电站具备显著优势。施工效率上，建设周期从12—18个月缩短至6—8个月，某工业园区项目采用该模式提前4个月投运，保障企业用电需求;政策支持下，规模化生产使设备成本降低15%，叠加“超长期特别国债”贴息政策，某项目整体成本下降9%;环保效益方面，全生命周期碳排放减少25%，契合《环境基础设施升级行动计划》要求。
(二)装配式变电站未来发展趋势
随着科技的不断进步和政策的持续推动，装配式变电站未来将呈现出多维度的发展趋势：一是技术融合驱动智能化升级，通过深度整合智能电网与数字孪生技术，实现变电站自主运行。例如，湖南衡长株潭特高压集群应用智能电网技术后，变电站与电网协同效率提升，故障率下降;上海临港110千伏博艺站构建数字孪生模型，实现设备状态实时映射，巡检效率提高。二是标准体系完善促进规模化落地，国家政策要求2025年前完成294项国家标准修订，推动设计、施工、验收标准统一。上海、江苏等地已实施预制率不低于40%的强制标准，北京保障房项目装配率要求更高，统一标准使产品兼容性提升，建设成本降低。三是区域协同深化产业集群效应，以工业园区为载体整合全产业链资源。上海通过标准化试点整合设计、制造、施工环节，形成完整产业生态，装配式变电站成本较传统模式降低;京津冀地区建立“跨省办”电力服务机制，实现业务跨域通办，雄安新区项目电力配套工程周期缩短。
以装配式推动变电站大规模更新的难点堵点
(一)技术标准体系滞后与产业配套失衡制约规模化基础
当前装配式变电站设计模数、构件接口等缺乏统一规范，不同厂商产品在尺寸、接口形式上差异显著，导致跨厂商设备兼容性不足。如某地区装配式变电站项目因不同厂家预制构件接口不匹配，项目建设周期延长近两个月，额外改造成本增加12%。在产业配套方面，预制构件工厂空间分布失衡问题突出，东部沿海地区产业集群密集，而中西部地区供应链薄弱，预制构件运输成本占项目总成本达20%，较东部地区高出15个百分点，直接抵消了装配式规模化生产的成本优势，严重制约其在中西部地区的推广应用。
(二)初期成本壁垒与市场认知偏差形成应用阻力
装配式变电站前期研发投入与生产线建设成本较高，项目初期成本较传统建设模式高10%—15%。以中小型电网企业为例，单座装配式变电站前期设备购置与模具开发费用较传统模式增加80万—120万元，资金压力显著。同时，行业传统惯性形成认知壁垒，部分电网企业对“工厂预制+现场组装”模式的可靠性存疑，仍依赖“设计院主导+现场施工”的传统路径。某省份2024年变电站招标数据显示，仅30%项目采用装配式方案，70%项目仍选择传统模式，反映出市场对装配式技术的接受度仍处于较低水平。
(三)政策执行落差与跨部门协同机制缺失延缓推广进程
国家层面“超长期特别国债”“贷款贴息”等支持政策在地方落地时存在执行差异，部分地方政府对申报流程不熟悉，审批环节繁琐，导致项目资金到位周期较预期延长3—6个月。如某中部省份装配式变电站项目因资金滞后，开工时间推迟4个月，影响电网建设进度。此外，装配式变电站建设涉及住建、能源、环保等多部门，但“部际联席会议制度”尚未覆盖技术细节协调，各部门在设计标准、审批流程上存在矛盾。某项目因住建部门抗震验收标准与能源部门设备安装规范不一致，审批过程反复修改，延误工期5个月，凸显跨部门协同机制的缺失。
关于装配式变电站的政策建议
(一)构建全链条标准化体系，破解技术适配难题
一是加快出台装配式变电站设计、生产、施工、验收全流程国家标准，明确模块化接口尺寸、连接方式、抗震等级等核心参数，建立兼容性认证机制，确保不同厂商产品可无缝替换。二是同步推动智能电网与数字孪生技术的标准化融合，制定设备数据接口协议、信息模型规范，实现装配式变电站与电网调度系统的实时交互。三是建立动态更新机制，每两年修订技术标准，纳入新材料、新工艺成果，保持标准体系的先进性。
(二)强化政策工具协同，降低全生命周期成本
将装配式变电站纳入绿色金融支持目录，对符合标准项目提供低息贷款、税收减免及碳积分奖励，降低企业初期投入压力。设立省级装配式变电站推广专项基金，对采用装配式技术的项目给予建设成本10%—15%的补贴，重点支持中西部地区。建立跨部门成本分摊机制，明确电网企业、地方政府、金融机构在技术研发、产业链培育中的责任边界，避免单一主体承担过高风险。
(三)深化区域协同发展，优化产业生态布局
鼓励以省级统筹装配式变电站产业布局，在长三角、珠三角等制造业集聚区建设国家级研发生产基地，在中西部能源基地布局区域性装配中心，形成“东部研发+中西部制造”的协同模式。需建立跨区域产能共享平台，通过数字化手段实现预制构件生产、物流、安装资源的动态调配，降低运输成本。推动电网企业与地方国企组建联合体，以EPC总承包模式承接区域装配式变电站项目，提升产业链整合效率。
(四)完善人才培育与公众参与机制，夯实发展基础
在高电压技术、土木工程等专业中增设装配式建筑模块化设计课程，鼓励高校与电网企业联合开设定向培养班，重点培养既懂电力技术又熟悉装配式工艺的复合型人才。建立从业人员技能认证体系，将装配式变电站施工、运维纳入电网企业职业资格考核范围。加强公众科普宣传，通过建设装配式变电站示范展厅、发布白皮书等方式，消除“预制构件质量不可靠”的认知误区，为技术推广营造良好社会氛围。
（李恺蔓 信超辉 黄琰 作者单位：南网能源院)
