编者按
中国国家发展改革委、国家能源局于2020年8月和2021年2月，先后印发《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》、《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，指出源网荷储一体化和多能互补的实施路线，对促进中国能源转型和经济社会发展具有重要的现实意义和深远的战略意义。
《中国电力》2024年第12期刊发了康俊杰等撰写的《基于熵权-德尔菲法的源网荷储多能互补项目布局评估方法》一文。文章通过梳理总结当前“一体化”现有模式状态，结合实际开发项目实践，归纳提炼出具有经济价值、可推广的“一体化”发展模式。其中，源网荷储一体化发展模式主要有燃气冷热电三联供+蓄冷蓄热+储能、新能源发电+微电网+电动汽车充电+储能、“火电+”耦合发电、风光储+燃气冷热电三联供+蓄冷蓄热、虚拟电厂、光伏建筑一体化6种典型模式；多能互补发展模式目前处于探索阶段，多数多能互补项目包含风电和太阳能发电，并在此基础上根据工程实施条件打捆水电、火电和储能设施等，发展出风光储一体化、风光水（储）一体化、风光火（储）一体化3种模式。“一体化”发展影响因素是进行布局评估的关键，本文首先从“一体化”的内涵、本质、意义及发展基础、条件、原因总结分析了“一体化”发展布局的影响因素，提出各省（区、市）“一体化”发展模式评估指标体系。在此基础上，基于熵权法-德尔菲法对各省（区、市）布局“一体化”发展模式进行计算打分，此种方法兼具评估的客观性和主观性，可进行优劣分析判断，进而为各省（区、市）开发布局“一体化”项目提供方法依据，促进“一体化”项目建设。
（文章来源 微信公众号：中国电力 作者：中国华能集团有限公司能源研究院 康俊杰等）
摘要
源网荷储一体化和多能互补对于加快新型电力系统建设，实现电力系统高质量发展，提高多种能源协调互济能力，推动中国能源绿色低碳转型和经济社会发展有重要意义。首先，基于分析中国源网荷储一体化和多能互补资源要素、国家发展战略、用电负荷、电价价格、新能源消纳水平、调节能力建设需求等因素，建立了主客观组合赋权的评估体系。然后，运用熵权法确定“一体化”多种发展路线影响因素的客观权重，同时也运用德尔菲法确定客观权重，经过融合计算得出综合权重。最后，根据影响因素分值和权重对各种发展路线进行综合评分，划分优先等级，得到中国各省（区、市）“一体化”项目建设优先顺序，为各省（区、市）布局“一体化”项目提供技术参考。
01
“一体化”发展布局影响因素
1.1 资源禀赋条件
中国负荷中心与能源禀赋条件呈逆向分布，煤炭资源多集中在西部和北部，据中国煤炭地质总局最新统计，山西、陕西、内蒙古3省（区）煤炭资源量为2.18万亿吨，占中国煤炭资源总量的83.9%。天然气资源主要在东、中、西部地区，据自然资源部及国家统计局2022年数据显示，天然气主要分布在新疆、青海、四川、陕西等地，其中，塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、准格尔等10个盆地，资源量达46万亿立方米，约占中国天然气资源总量的82%。水能资源主要分布于西南、中南地区，据《中国水资源公报》统计，2022年，中国水资源总量为亿立方米，四川、云南、西藏、青海等西部地区水能资源占82%。陆上风能资源丰富地区主要分布在东北三省、内蒙古大部、华北北部、甘肃西部、新疆东北部等地区，海上风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿。太阳能资源主要分布于西北、西南地区，而能源消费重心位于传统能源资源相对贫乏的东中部地区。
1.2 战略布局
随着经济的不断快速发展，东中部地区能源自给率呈逐年下降趋势，而西部地区尚有大量的能源资源开发潜力。结合资源条件、国家能源主要战略布局，各区域明确“一体化”发展方向。
风光水储一体化统筹推进川滇黔桂、藏东南等地区风光水一体开发，重点建设金沙江川藏和川滇段、大渡河、雅砻江、乌江、雅鲁藏布江下游等风光水综合基地，积极推动中部地区加大可再生能源开发力度，建设黄河中下游绿色能源廊道。风光火储一体化加大西电东送等输电通道建设，利用上都、托克托、锦界等火电“点对网”专用外送通道，就近布局新能源项目，推动传统单一煤电基地向风光火储一体化综合能源基地转型，重点推动陕甘宁、晋蒙新等地区新能源+火电+储能的多能互补建设。风光储一体化支持最大化就地就近消纳新能源，推进东北三省、京津冀等地区风光互补绿色清洁能源建设。推动近海规模化开发和深远海示范化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾5大海上风电基地集群。加快推进京津冀、内蒙古、山西、河南、山东等地分布式新能源建设。
1.3 电力负荷
“一体化”建设可以促进新能源就地消纳、解决地区缺电等问题。因此，用电需求旺盛、负荷增长速度较快的省份有利于开展“一体化”项目。根据中国电力企业联合会发布的电力行业发展报告，从用电量看，2022年，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别为亿、亿、亿和亿kW·h，增速分别为2.4%、6.7%、4.2%和0.8%，18个省份用电量增速超过中国平均水平，3个省份用电量在亿kW·h以上，如图1所示。广东用电量仍居榜首，为亿kW·h；山东用电量第二，为亿kW·h；江苏以亿kW·h位居第三；浙江全社会用电量为亿kW·h，排名第四；河北、内蒙古、河南、新疆、四川紧随其后，用电量为亿~亿kW·h。
图1 2022年中国各地用电量
Fig.1 Electricity consumption in China in 2022
从产业用电结构来看，二产、三产用电比重大的地区更适合开展源网荷储一体化业务。根据中国电力企业联合会用电统计数据分析，2022年中国第二产业用电需求占比最大，用电量为5.7万亿kW·h，占总用电量比重为66.01%。超过平均水平的共有11省（区），分别为宁夏、青海、内蒙古、新疆、山东、山西、甘肃、云南、辽宁、江苏和浙江，其中前4位的占比超过80%，推广工业用电源网荷储一体化建设潜力较大。第三产业用电方面，2021年中国用电量占比17.1%，超过平均水平的共有17省（区、市），分别为北京、海南、上海、西藏、重庆、吉林、广东、天津、山西、黑龙江、湖南、湖北、四川、河北、河南、江西和安徽，其中前4位占比超过30%，5~8位占比超过20%。除西藏自治区外，北京、海南等7个省（区、市）推广商业源网荷储一体化建设潜力较大。
从用电需求增长潜力看，通过对近几年电力供需形式分析测算，预计2025年全社会用电量可达9.5万亿kW·h，年均增长4.9%。通过对中国各省（区、市）的用电量进行预测，除西藏、海南用电基数较小外，有14省（区）的用电增速超过平均水平。其中，湖北、新疆增速超过7%，贵州、江西、宁夏增速均为6.5%左右。从用电量绝对值增长来看，广东、江苏、浙江在“十四五”期间位列前三强，增速分别为1802亿、亿、亿kW·h，新疆、河南、内蒙古等地紧随其后，增长亿kW·h左右。
总体来看，广东、江苏、浙江、新疆、湖北、河南、河北等地用电基数大，市场发展潜力较大，而且主要增长点位于第二、第三产业，适合开发风光发电+微电网+电动汽车充电+储能、风光储+燃气三联供+蓄冷蓄热等“一体化”工程项目。
1.4 电价水平
1.4.1 终端工商业电价
在投资成本相差不大的情况下，电价高的地区收益更好，更有利于调动投资建设者的积极性，积极推进“一体化”项目建设。2021年10月，国家发展改革委正式发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕号），此次改革的核心是扩大燃煤发电市场交易价格的浮动范围，调整后电力市场的价格将更加灵活，更有利于发挥市场机制作用。各省电网企业公布的2022年1~12月代理购电价格如图2所示，湖南、陕西、湖北、广西、重庆、四川代理购电价格波动较大，江西、宁夏、新疆、河南全年波动较小。中国全境（除西藏）代理购电平均购电价格为元/(kW·h)，电价在~元/(kW·h)之间波动，上海、广东、浙江、海南4地平均购电价格在0.5元/(kW·h)以上，北京、天津、冀北、河北南网、辽宁等16个地区在0.4~0.5元/(kW·h)之间波动，山西、山东、蒙东、蒙西、广西等8个地区在0.3~0.4元/(kW·h)之间波动，云南、青海、宁夏、新疆在0.3元/(kW·h)以下。这些电价有优势的省份可以重点布局燃气三联供+蓄冷蓄热+储能、风光发电+微电网+电动汽车充电+储能、风光储+燃气三联供+蓄冷蓄热、光伏建筑一体化等源网荷储及风光火（储）一体化等多能互补项目，投资回收压力较小。
图2 中国各地2022年1~12月代理购电价格表
Fig.2 Agent electricity purchase price of each province in China in 2022 from January to December
1.4.2 峰谷电价差
用户侧储能主要是通过峰谷电价差套利获取收益，根据储能行业深度研究报告测算，当峰谷分时电价差达到0.7元/(kW·h)，储能可盈利，有利于激励储能大范围发展，有效促进源网荷储一体化、分布式新能源、风光（储）一体化等项目大规模开发建设。中国各省（区、市）陆续出台了完善分时电价机制相关政策。目前，从各省份已公布的2023年2月电网代购电价区域，已有19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/(kW·h)，其中广东、湖北、湖南的最大峰谷价差超过1元/(kW·h)，海南最大峰谷价差从2022全年第2位下降至第7位，山东省2月出现深谷电价，进一步拉大峰谷价差，最大峰谷价差从2022年均价0.74元/(kW·h)提高到0.93元/(kW·h)。2021年，中国仅有6个省份峰谷价差超过0.7元/(kW·h)，而目前，已有一多半省份峰谷价差超过0.7元/(kW·h)，具备储能盈利条件。未来峰谷价差将进一步扩大，项目的投资回收期将进一步缩短，项目的盈利能力增强，更有利于开展“一体化”项目建设。
1.5 新能源消纳能力
“一体化”项目既可以提高所在地区新能源的利用率，又可以扩大增量新能源建设规模。新能源利用率表示一个地区新能源消纳水平，一般来说，中国省级电网新能源利用率不应低于95%。根据中国新能源消纳监测预警中心发布的《2023年新能源并网消纳情况》，中国风电平均利用率为97.3%，光伏平均利用率为98%，不同省区之间，新能源利用率存在一定差异性。具体来说，风电方面冀蒙甘等地利用率低于平均水平，光伏方面甘藏青等地利用率低于平均水平。因此，上述地区对具有较好调节能力的工程需求较大。从区域资源禀赋角度看，津沪苏浙等地风电光伏利用率达100%，以上地区有良好的光照条件和风资源，以多能互补形式开发建设能源基地可以更好地实现能源就地消纳。
1.6 调节能力需求
近年来，中国第三产业快速发展，钢铁、有色、建材等高耗能用电行业的用电比重逐渐下降，第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重逐年提高。与第二产业的大工业用电不同，第三产业和居民生活用电峰谷差更大，对电网调节能力提出了更高的要求。“十四五”期间，随着新能源装机快速增长和用电结构深度调整，加剧了电力负荷峰谷差变化，直接导致了系统调峰需求的显著增加。根据目前的发展趋势和能源政策，未来用电量最大的第二产业用电量占比还将进一步降低，第三产业和城乡居民生活用电量占比还将继续提升。如图3所示，根据内部调研数据，通过分析近几年中国各省典型日峰谷差的变化趋势和特点，可以清晰发现峰谷差逐步增大趋势明显，由此对调峰资源的需求也将相应增加。其中，江苏和浙江作为中国经济发达省份，随着新兴产业发展，典型日用电负荷持续走高，峰谷差进一步扩大。
图3 近几年中国各省典型日峰谷差
Fig.3 Typical daily peak-valley difference of each province in China in recent years
另一方面，发电装机增长也会带来新的调峰资源，所以峰谷差绝对值的变化趋势不能直接反映某一地区调峰压力是否会逐步增大，需要从负荷率的角度进行进一步分析。负荷率是描述电网负荷变化特性的重要指标，反映了电网的平均负荷与最大负荷之间的相对关系。当电网负荷率较高时，表明该地区的负荷变化较为平稳，峰谷差异较小，负荷分布相对均匀，电力系统的调峰压力相对较小；当电网负荷率较低时，表明该地区的峰谷差异较大，负荷变化较为剧烈，调峰压力会相应增大。根据测算，从中国各省负荷率变化情况看，安徽、江西等地负荷率变小，面临调峰需求压力大，需要开发更多调峰资源来提高电网调峰能力，将有利于推进“一体化”发展；天津、福建、湖南、内蒙古等地负荷率变大，其他地区变化较平稳。
“十四五”中后期，电力供需形势逐步趋紧，供电保障压力不断增加。结合日负荷曲线和负荷率的变化情况，江苏、浙江等地调峰需求空间较大，适合发展虚拟电厂、“火电+”耦合发电等“一体化”模式。
1.7 政策利好
“十三五”以来，中国国家发展改革委、国家能源局出台了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》等11项与“一体化”发展相关配套政策，结合各省发布的第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要、“十四五”现代能源体系规划等政策，梳理出中国各省（区、市）支持“一体化”发展政策措施。西南地区西藏和云南等地拥有丰富的水资源，结合风光发电和储能技术，将重点推进水风光储一体化工程；西北地域辽阔，拥有得天独厚的水、风、光、地、热资源，陕西、甘肃、青海、新疆等区域将着重打造风光储能源示范基地；南方地区在风电、光伏和核电等领域具有一定的技术优势和产业基础，广东、浙江、江苏等区域发展这些领域有助于满足当地能源需求；吉林、辽宁、河北、广西等区域将大力发展氢能产业和新能源产业，形成新型能源产业发展格局；内蒙古、山西、河南等区域积极推动化石能源绿色开采和清洁利用，同时全力支持新能源和可再生能源发展；湖南、宁夏等地将通过加快抽水蓄能电站建设，促进新能源消纳。
02
评估体系
综合前述影响因素分析，选取战略布局、资源禀赋、电力负荷、电价水平、新能源消纳能力、调节能力需求等7项进行评估。其中，战略布局分为风光互补、风光火互补、风光水互补、分布式新能源。资源条件细分为煤炭、天然气、风、光、水、海上风电等资源。电力负荷具体分为用电基数、用电结构、用电需求增长潜力，如表1所示。为更好分析各省（区、市）适宜“一体化”发展模式，将每个影响因素项分为高、中、低3个级别，如表1所示，★表示第一级，代表影响因素分值高，发展条件极为优越，关键因素质量高、资源丰富，发展“一体化”有明显的竞争优势；表示第二级，代表影响因素分值中等，资源条件发展较好，可通过资源整合和优化配置，推动“一体化”战略深入实施；☆表示第三级，代表影响因素分值较低，各项资源要素一般，明确区域在“一体化”进程中的定位，积极寻求与其他地区的合作，更好参与“一体化”建设。
表1 中国各省（区、市）“一体化”发展影响因素分析表
Table 1 Analysis of the influencing factors of the integration development of each province in China
为更清晰呈现中国各省（区、市）源网荷储一体化6种模式和多能互补3种模式的发展布局优劣，对各省（区、市）“一体化”发展模式进行打分。首先，将表1中每个影响因素项的3个级别赋分值，其中，第一级10分、第二级5分、第三级1分。其次，根据“一体化”发展模式的特点和侧重点，分析确定发展模式的影响因素及其权重，在确定每种影响因素权重时，可以采用熵权法和专家经验法相结合的方法。然后，在得到每种模式影响因素对应的权重后，乘以该模式下各个影响因素的分值。最后，将该模式下每个因素的得分相加得出每个省（区、市）发展该模式的总分，根据中国各个省（区、市）的得分由高到低进行排名，得出中国发展“一体化”各种模式的整体情况，具体流程如图4所示。
图4 中国各省（区、市）“一体化”发展路线打分规则流程
Fig.4 Flow of scoring rules for the integration development route of each province in China
2.1 “一体化”权重确定
目前，常用的多指标综合评估方法有熵权法、层次分析法（analytic hierarchy process，AHP）、主成分和因子分析法、模糊综合评价法、数据包络分析法、德尔菲法、秩和比（rank-sum ratio，RSR）综合评价法等。上述评估方法中，AHP法和德尔菲法属于主权赋权法，区别在于AHP需要构建判断矩阵，将多个指标进行两两对比打分，适用于对多个层次指标权重计算。熵权法和主成分和因子分析法属于客观赋权法，前者主要根据各指标提供的信息结合变异程度计算各指标权重，后者主要通过降维处理简化数据结构提取主要特征。模糊评价法、数据包络分析法和RSR等属于优劣评价方法，其中模糊评价法的隶属度函数难以确定，适用于指标较少的情况；数据包络法主要用于评价多输入与多输出指标，广泛应用于业绩评价；秩和比法主要通过矩阵秩的转换，获得无量纲统计量RSR，将该值作为评价对象优劣排序获分档依据。源网荷储一体化和多能互补发展路线评估需要考虑众多影响因素，样本规模较大，由于一些因素反映当前情况和趋势，收集的是近期新数据样本，采用熵权-德尔菲法结合了熵权法和德尔菲法的优点，兼具主观性和客观性，使评价更加全面。
2.1.1 熵权法
假设评估n种发展路线，每种发展路线有m种影响因素，可建立一个m×n维的评价矩阵X。xij为第j种发展路线的第i个影响因素，其中i=1,2,⋯,m；j=1,2,⋯,n。按式（1）对矩阵中的指标进行标准化处理，即
式中：yij为原矩阵第i行第j列标准化处理后的值。标准化后的矩阵为
第i个影响因素的熵ei为
式中：Pij为第j个影响因素在第i种路线中所占的比重。
因此，第i种发展路线的熵权wi为
2.1.2 德尔菲法
德尔菲法是专家根据“一体化”发展路线经验，并考虑实际工程项目建设发展“一体化”后定出权重。具体评价方法和基本步骤如下。
1）列表给出所有发展路线影响因素的权重范围及确定规则，分别设定各指标权重的均值和标准差收敛值。
2）邀请10位“一体化”相关领域专家，详细说明每个指标的含义、影响因素的权重计算过程、关键影响指标、评分方式等，对评价指标进行评分。
3）列出需要确定的指标权重并制成表格，同时附上与影响因素相关的背景资料、相关数据，由专家匿名给出影响因素的权重值。
4）收集所有专家的回复数据，将每个指标的权重值进行汇总、整理和分析，计算各指标权重的均值，将均值作为该指标的初步权重值，同时计算每个指标权重的标准差，以掌握专家对同一指标权重的离散程度。
5）设置标准差阈值，标准差越大，说明专家给出的指标权重值分歧大，标准差越小，说明专家意见较为一致。整理确定超出阈值的指标项，将初步计算的指标权重及补充材料返还给专家，并请求专家对超出阈值的权重值进行调整。
6）收集专家调整后的新权重值，重新计算该指标的权重，重复以上操作，直至专家给出的权重值在阈值范围内。
每种路线下，根据影响因素对该种路线影响作用的大小，确定了不同的权重。具体方法如下。
1）根据表1中发展路线影响因素的不同等级对应的分值，利用熵权法分别计算所有发展路线影响因素的权重，从而得到评价指标的客观权重。
2）采用德尔菲法通过多轮收集、处理、分析和整合该领域专家们的意见，确定所有路线影响因素的主观权重。
3）根据步骤1）、步骤2）得出的权重值，结合现有“一体化”布局情况，发现德尔菲法得出的权重值更贴合实际，因此采用加权平均的方法，将熵权法和德尔菲法得出的权重按照40%和60%比例进行融合计算，从而得到最后总权重。
4）根据最终融合结果优化调整主观、客观权重的赋权比例，经过多次迭代确定最终权重。
“一体化”优化调整后的权值如表2~3所示。从表2计算结果可知，源网荷储一体化6种发展路线都与用电基数、用电结构、用电需求增长潜力、电价水平、新能源利用水平、调节能力需求、利好政策等因素有关，各路线结合自身发展，需求的资源禀赋不同。每种发展路线中，影响因素权重大的表明对这种发展路线影响大，为主要因素，影响因素权重小的表明对这种发展路线影响较小，为次要因素。由表3可知，多能互补发展路线的多种影响因素中，起主导影响因素的是战略布局、资源禀赋，电价水平、新能源消纳能力等影响较小。
表2 源网荷储一体化发展因素权重值
Table 2 Factor weight for source-network-load-storage integrated development
表3 多能互补发展因素权重值
Table 3 Factor weight for multi-energy complement development
2.2 源网荷储一体化发展评估结果分析
由表2可知，6种发展路线的影响因素主要涉及煤炭、天然气、资源分布、负荷发展等12种，通过对中国各省（区、市）打分，得出发展路线的分数，进而根据每种路线的得分，将发展路线分为发展条件好（60~100分）、发展条件较好（45~60分）、发展条件一般（45分及以下）3个层级，按照图3流程计算得出中国各省（区、市）源网荷储一体化发展路线的具体结果，如表4所示。
表4 中国各省（区、市）源网荷储一体化6种发展路线分析表
Table 4 Analysis of six development routes for source-network-load-storage integration of each province in China
中国各省（区、市）源网荷储一体化6种发展路线主要集中在东部沿海、华北及华中等负荷增长较快、电价水平较高、调节需求能力较大的区域，具体每个省的发展可根据表4分析，综合选择适合每个省发展的路线模式。
1）燃气三联供+蓄冷蓄热+储能发展路线得分靠前的地区主要集中在浙江、广东、江苏、河南等地，以上地区有较丰富的天然气开采及进口LNG供应资源，用电基数、用电结构等发展空间较大、电价水平相对较高，可以更好发挥燃气三联供优势，快速布局燃气三联供项目。
2）风光发电+微电网+电动汽车充电+储能发展路线得分靠前的地区主要集中在冀北、江苏、广东等地，依托丰富的风、光资源，通过峰谷差电价的利润空间，推进风光储充一体化项目建设，实现不同场景下多种形式能源的获取，协调平衡配电网、风电、光伏发电、储能、充电设施等不同的能量单元。
3）“火电+”耦合发电发展路线得分排序靠前的区域是河南、蒙西、蒙东等地，利用存量火电机组进行燃料灵活性改造，高效消纳秸秆、污泥等固废，降低耗煤量。同时，还可以结合当地其他资源禀赋，与煤电互补耦合发电，探索“火电+”耦合发电的多元模式。
4）风光储+燃气三联供+蓄冷蓄热发展路线与燃气三联供+蓄冷蓄热+储能路线较为相近，增加了风光发电，通过风光互补，进一步提升了电力系统的安全稳定，促进可再生能源的并网，提高其消纳能力，得分靠前的区域是浙江、江苏、广东等地。
5）虚拟电厂建设依赖于电力负荷发展、电价水平、调节能力需求及多种分布式电源供应，得分靠前的区域是浙江、广东、上海等地。
6）光伏建筑一体化发展路线得分靠前的区域是浙江、广东、江苏等地，以上区域工商业电价水平相对较高，且用电高峰在白天，适合发展光伏发电，可充分利用建筑屋顶、立面、厂房顶面等适宜场地空间安装光伏发电设备，降低成本，加速具体项目落地。
2.3 多能互补发展评估结果分析
多能互补发展模式都是大能源基地型，主要集中在中国的三北、西南及东部沿海区域，本文多能互补着重针对以上区域进行分析。由表3可知，影响多能互补发展模式主要因素有战略定位、煤炭资源、风资源、光资源、水资源等10种，同样按照得分情况将3种发展路线分为发展条件好（60~100分）、发展条件较好（35~60分）、发展条件一般（35分及以下）3个层级，具体结果如表5所示。
表5 三北、西南、东部沿海地区多能互补3种发展模式评估分析
Table 5 Evaluation and analysis of three development modes for multi-energy complementarity in the north, southwest and eastern coastal areas
风光储一体化模式得分有优势的区域是冀北、辽宁、吉林、黑龙江、河北南部、江苏（海上风电+光伏）、山东（海上风电+光伏）等地，主要考虑因素是战略定位、资源条件与电价水平，适宜就地消纳，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展。
风光水（储）一体化模式得分有优势的区域是河流众多的云贵川藏等地，主要在中国西南和黄河“几”字湾等水资源丰富地区，主要考虑因素是战略定位与资源条件，利用水电站的调节性能，与其他清洁能源形成互补，可以通过灵活调度水电站、优化储能配置、制定风光水储协同优化策略、加强智能调度和管理等措施，实现能源整体高效利用和系统稳定运行。
风光火（储）一体化模式得分有优势的区域是内蒙古、甘肃、山西、陕西等西北地区，存量煤电较丰富，主要考虑因素是战略定位与资源条件，通过改造控制系统、调整机组参数等方式，提升煤电机组在不同负荷、不同运行模式下的适应性和灵活性，更好应对新能源发电出力的波动性、间歇性，促进当地能源结构的优化和高质量发展。
03
结语
“一体化”分析评估作为投资决策的首要环节，是后续开发建设的重要基础。本文总结了源网荷储一体化6种发展路线、源网荷储3种发展路线，研究了中国各省（区、市）的资源条件、负荷发展、电价水平等“一体化”发展影响因素。在此基础上，利用熵权法和专家经验法融合的主客观法建立了各省（区、市）一体化路线发展评估体系，通过对中国各省（区、市）“一体化”发展模式打分分档，得出各省（区、市）发展“一体化”的评估结果，从整体上明确了中国“一体化”开发布局重点，为中国各省（区、市）布局“一体化”项目提供了技术支撑。为进一步加快风光储、风光水（储）、风光火（储）多能互补综合能源基地发展，推进源网荷储一体化发展，发挥多种电源互补优势，提供方向指引。
在明确中国发展布局基础上，合理确定“一体化”具体业务开发方案。一方面，目前，源网荷储一体化项目开发建设模式较多，在中国已经有较为成功的项目实践，各地在考虑地域新能源资源禀赋和用户需求基础上，根据电源规模、出力特点和送出能力、负荷特性等因素，围绕各省的核心产业开展多元供应业务，积极开展能效管理、售电代理等综合服务，强化源网荷储各环节的协调互动，形成具有区域特色的源网荷储一体化业务；另一方面积极整合本地资源，加快推进多能互补示范基地建设进程，优先大力发展新能源，以质量效益为先，结合送端新能源特性、受端系统消纳空间，发挥各类能源资源的优势，努力扩大就近打捆新能源电力规模，探索可复制、可推广的多能互补能源基地发展模式，建立技术先进、模式成熟的商业运营方案，由“示范”到“推广”多能互补发展模式先进经验。
注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。
