我國抽水蓄能需求情勢
和電價政策分析研究
徐佳成
摘要：抽水蓄能是我國構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對比“十二五”和“十三五”期間抽水蓄能和新能源的規(guī)劃實施情況，抽水蓄能明顯滯后，制約了新能源快速發(fā)展?！笆奈濉币詠?，2021年制定的抽水蓄能中長期規(guī)劃實施情況分析顯示我國抽水蓄能開發(fā)過熱，造成了開發(fā)成本升高和產(chǎn)業(yè)鏈失衡等問題，2030年裝機規(guī)模將高達2.30億kW，測算將整體推高全社會整體用電成本0.007元/kWh。結合我國電力特性和發(fā)展方向分析，抽水蓄能未來主要需求場景是平抑新能源出力不穩(wěn)定性。我國可再生能源發(fā)展“十四五”和“十五五”期間規(guī)劃目標新增新能源6.65億kW，測算我國2030年抽水蓄能需求規(guī)模的上限不超過1.21億kW，建議適當控制抽水蓄能開發(fā)建設節(jié)奏并加大清潔電力替代比例。對比電力行業(yè)輸電工程和常規(guī)水電站的項目市場收益水平，抽水蓄能項目在當前電價政策下的收益率過高，是造成開發(fā)過熱和不平衡的主要原因，建議盡快合理調整。
關鍵詞：抽水蓄能；規(guī)模需求；規(guī)劃實施；電價政策；收益水平
抽水蓄能電站在我國新型電力系統(tǒng)中應用最為廣泛，具有調峰填谷、調頻調相、緊急事故備用、黑啟動等多種作用，是當前技術成熟、調度靈活、安全可靠和經(jīng)濟環(huán)保的最佳儲能方式，對保障能源安全，促進新能源發(fā)展，提高電力系統(tǒng)效率有著重要的意義。世界首座抽水蓄能電站為瑞士的奈特拉抽水蓄能電站，建成于1882年，裝機容量515kW。我國抽水蓄能電站建設起步較晚，1968年和1973年先后在華北地區(qū)建成了崗南和密云兩座小型混合式抽水蓄能電站。20世紀末以來，我國抽水蓄能快速發(fā)展，通過技術引進、消化、吸收和創(chuàng)新，目前在規(guī)劃設計、施工建設、裝備制造等方面均處于世界領先地位。截至2023年底，我國抽水蓄能裝機容量5094萬kW，在建抽水蓄能裝機容量18058萬kW，已建、在建裝機規(guī)模合計約2.3億kW[1]。相比于我國龐大的電力系統(tǒng)規(guī)模，抽水蓄能裝機占比仍較低，僅約1.7%，遠低于日本的8%，也低于意大利、西班牙、德國、英國、韓國的3%～6%。
加快發(fā)展抽水蓄能是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要方式，是構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的迫切要求，對保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進新能源消納、推動能源綠色低碳轉型具有重要意義[2]。“十四五”以來，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發(fā)改價格〔2021〕633號)等利好政策的發(fā)布，我國抽水蓄能迎來了一波開工建設的高峰，顯示有過熱和不平衡現(xiàn)象，亟待在需求情勢研判的基礎上分析該現(xiàn)象的根本原因，采取適當措施保障平穩(wěn)發(fā)展。
一、發(fā)展問題
（一）歷史問題
以“風”“光”為代表的新能源將成為新型電力系統(tǒng)的發(fā)電主體，但由于新能源出力具有顯著的間歇性、波動性和隨機性，配套一定規(guī)模具有儲能調峰功能的調節(jié)電源是保障新能源電力高比例消納和維持電力系統(tǒng)穩(wěn)定的重要保障。抽水蓄能是當前電力系統(tǒng)的主力調節(jié)電源，從全球來看，其裝機規(guī)模占全部電力儲能規(guī)模的90%[3]。表1統(tǒng)計了我國“十二五”以來電力、新能源和抽水蓄能各年度裝機規(guī)模，圖1顯示了三者的增長對比情況。
表1 我國電力、新能源和抽水蓄能裝機規(guī)模（單位：萬kW）
注：數(shù)據(jù)來源于國家能源局歷年發(fā)布的全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)和中電聯(lián)歷年發(fā)布的年度全國電力供需形勢分析預測報告。
由圖1可見，抽水蓄能相比于電力和新能源的裝機規(guī)模增長明顯偏慢。圖2和圖3分別顯示新能源和抽水蓄能“十二五”以來裝機規(guī)模的增長情況，雖然抽水蓄能占電力總裝機比例總體維持在1.7%左右，但相比于新能源規(guī)模年均34%的增產(chǎn)率，抽水蓄能年均增長率僅有9.6%。圖4顯示了2010年以來抽水蓄能與新能源裝機對比變化情況，二者裝機比例從2010年的54%下滑至2023年的4.8%。
圖1 我國電力、新能源和抽水蓄能裝機規(guī)模增長情況
圖2 2011-2023年我國新能源裝機規(guī)模變化趨勢
圖3 2011-2023年我國抽水蓄能裝機規(guī)模變化趨勢
根據(jù)我國《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》的實施情況，“十三五”期間，我國投產(chǎn)和開工的抽水蓄能規(guī)模分別僅達到規(guī)劃目標的79%和53%。由于抽水蓄能電站建設周期較長，而新能源建設周期較短，在我國新能源進入了高增速、高滲透率的發(fā)展階段，抽水蓄能“十四五”之前的發(fā)展滯后已對當前新能源的發(fā)展造成了嚴重制約。
圖4 抽水蓄能與新能源裝機對比
（二）新問題
1.開發(fā)成本趨高
從全國整體來看，開發(fā)建設條件好的抽水蓄能站點越來越少，工程建設難度增大、建造成本上升。同時，地方政府和移民訴求增多、生態(tài)環(huán)保要求更加嚴格、遠距離接入系統(tǒng)，以及水電工程在勘測設計、建造施工、驗收監(jiān)管等方面行業(yè)競爭不足等因素，共同導致了水電項目投資“增易減難”。2022年核準的抽水蓄能電站平均單位kW總投資約6665元，較“十三五”時期平均水平6300元上漲約5.8%[4]。
2.產(chǎn)業(yè)鏈不平衡
抽水蓄能的產(chǎn)業(yè)形態(tài)，上游主要為設備制造商，包括水輪機、水泵、發(fā)電機、主變壓器、監(jiān)控系統(tǒng)、調速系統(tǒng)等設備制造企業(yè)；中游主要為抽水蓄能電站投資、設計、建造和運營企業(yè)；下游為接入電網(wǎng)系統(tǒng)，主要提供調峰、填谷、調頻、調相及事故備用等輔助服務應用?！笆奈濉币詠?，抽水蓄能爆發(fā)式開發(fā)建設，對整個產(chǎn)業(yè)鏈形成了沖擊，造成不平衡，主要體現(xiàn)在：一是上游設備制造能力不匹配，以水輪機為例，國內僅有東方電氣集團東方電機有限公司和哈爾濱電機廠有限責任公司，產(chǎn)能有限，遠難以滿足即將到來的機組安裝數(shù)量需求，當前不斷攀升的機組價格也反映了供應能力不足問題；二是中游勘測設計工作周期壓縮，主要體現(xiàn)在全國抽水蓄能項目普遍存在前期論證不夠、工作不深現(xiàn)象，前期工作周期由以往的平均3~4年壓縮至1~1.5年；三是下游市場機制不完善，兩部制電價決定抽水蓄能項目收益的方式過于簡單，難以充分體現(xiàn)抽水蓄能在電力系統(tǒng)發(fā)揮的多功能市場價值，難以區(qū)分不同抽水蓄能項目的效益優(yōu)劣，盲目的過熱開發(fā)易推高整體用電成本。
二、需求情勢分析
（一）規(guī)劃實施
《水電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》提出2015年抽水蓄能投產(chǎn)目標3000萬kW，實際投產(chǎn)2305萬kW，規(guī)劃目標完成率77%?！端姲l(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出2020年抽水蓄能投產(chǎn)目標4000萬kW，實際投產(chǎn)3149萬kW，規(guī)劃目標完成率79%。“十二五”和“十三五”期間，抽水蓄能規(guī)劃目標完成率均未達80%。
《可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》提出2015年并網(wǎng)風電達到1億kW、太陽能發(fā)電裝機達到2100萬kW，共計1.21億kW，實際2015年新能源發(fā)電并網(wǎng)規(guī)模達到1.74億kW，規(guī)劃目標完成率144%?！犊稍偕茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出2020年并網(wǎng)風電2.1億kW、太陽能發(fā)電裝機1.1億kW，共計3.2億kW，實際2020年新能源發(fā)電并網(wǎng)規(guī)模達到5.35億kW，規(guī)劃目標完成率167%。
從相關規(guī)劃實施情況看，相比于新能源電力遠超規(guī)劃目標的高速發(fā)展，抽水蓄能“十二五”和“十三五”規(guī)劃目標完成率較差，后續(xù)具有較廣闊的補充發(fā)展空間。
（二）規(guī)劃空間
為適應新能源大規(guī)?？缭绞桨l(fā)展的要求，2021年國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，提出規(guī)劃目標：到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬kW以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億kW左右。
截至2023年底，我國投產(chǎn)抽水蓄能裝機容量5094萬kW，已完成“十四五”規(guī)劃目標的82%；在建規(guī)模約1.8億kW，基本將于“十五五”期間投產(chǎn)，2030年我國抽水蓄能投產(chǎn)規(guī)模將超過2.3億kW，接近規(guī)劃目標1.2億kW的兩倍。
從規(guī)劃空間分析，考慮抽水蓄能電站建設周期為5-6年，“十四五”期間我國抽水蓄能開發(fā)建設空間已飽和。
（三）需求規(guī)模
1.需求場景
我國電力主要由水電、火電、核電與新能源構成，截至2023年底，全國發(fā)電裝機容量29億kW，其中，水電占比14%、火電48%、核電2%、新能源36%。從電力特性上看，水電本身是較好的靈活性電源；火電由于環(huán)保限制發(fā)展規(guī)模有限，近年來在不斷增強靈活性改造；核電在電力系統(tǒng)中主要承擔基荷；新能源發(fā)展迅速，是我國新型電力系統(tǒng)的構建主體。因此，為保障電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性，我國抽水蓄能未來主要服務場景是平抑新能源出力的不穩(wěn)定性。
2.新能源開發(fā)需求
《可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》提出2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機規(guī)模容量達到12億kW以上。根據(jù)2020年底我國新能源裝機容量5.35億kW，則“十四五”和“十五五”期間將新增新能源裝機規(guī)模6.65億kW。
平抑新能源出力不穩(wěn)定性有兩種方式：一是在電源側通過調節(jié)電源平滑出力曲線；二是在負荷側通過限定用電曲線以適應出力。顯然，負荷側用電的過多限制不利于靈活的電力市場需求，在電源側通過調節(jié)電源平抑新能源出力不穩(wěn)定性符合提高供給側質量的要求，更符合我國電力市場發(fā)展方向。
根據(jù)近年來各省區(qū)發(fā)布的新能源儲能配比要求，要求最高的為2023年西藏自治區(qū)發(fā)展和改革委員會印發(fā)的《2023年風電、光伏發(fā)電等新能源項目開發(fā)建設方案》，對于新增光伏發(fā)電項目要求配置儲能規(guī)模不低于光伏裝機容量的20%，儲能時長不低于4h。
按我國抽水蓄能設計平均滿發(fā)6h計，若至2030年新增的6.65 億kW新能源全部采用抽水蓄能儲能調節(jié)，以儲能配比20%、時長4h的存儲能量要求折算抽水蓄能最大新增需求規(guī)模為0.89億kW。因此，若僅從支撐新能源開發(fā)角度測算，2030年抽水蓄能需求規(guī)模不超過1.21億kW（2020年底，抽水蓄能裝機0.32億kW），與《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》提出的2030年1.2億kW規(guī)劃目標一致。
目前，我國新型儲能發(fā)展迅速，隨著技術迭代和規(guī)模化應用，其建設成本也在不斷降低。根據(jù)《中國新型儲能發(fā)展報告2023》，2023年底我國新型儲能規(guī)模已超過2000萬kW，預測“十四五”末期將超過6000萬kW，新型儲能的發(fā)展將擠占部分抽水蓄能發(fā)展空間。
隨著傳統(tǒng)能源電力的靈活性改造、新型儲能快速發(fā)展以及電網(wǎng)調度技術進步等有利因素的發(fā)生，從已制定的相關規(guī)劃測算2030年1.2億kW裝機規(guī)模是我國抽水蓄能的需求上限。
（四）電價影響
由上述規(guī)劃實施情況分析，2021-2030年我國抽水蓄能新增投產(chǎn)規(guī)模超過1.8億kW，以平均單位kW總投資6665元計，總投資規(guī)模為1.2萬億元。根據(jù)2023年國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》(發(fā)改價格〔2023〕533號)，其中核定了48座抽水蓄能電站容量電價，總裝機5600萬kW，平均單位容量電價為490元/kW。以新增抽水蓄能規(guī)模1.8億kW計，2021-2030年全國電力系統(tǒng)增加容量成本共計882億元。根據(jù)《中國能源發(fā)展報告2023》預測成果，我國2030年全社會用電量將增長到11.8萬億~12.5萬億kWh。若2030年全社會用電量以高預測成果12.5萬億kWh計，“十四五”期間抽水蓄能新增容量成本882億元將推高全社會整體用電成本0.007元/kWh。
針對目前已建、在建共2.3億kW的抽水蓄能規(guī)模，已遠超《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》2030年投產(chǎn)1.2億kW規(guī)劃目標的情況，建議：一是適當控制抽水蓄能建設節(jié)奏，推遲或延緩部分項目開工建設；二是加快清潔能源電力體系建設進程，加大新能源電力代替排放大、污染嚴重的能源電力品種的力度。
三、電價政策分析
抽水蓄能電站通過抽水、發(fā)電服務于電力系統(tǒng)，本身并不產(chǎn)生發(fā)電效益，且在抽水過程中需要消耗大量電力，項目收益依賴于市場電價政策?！笆奈濉敝?，我國抽水蓄能長期面臨容量電費疏導渠道不明確、抽蓄儲能市場價值不能充分體現(xiàn)等問題[5]。
（一）電價機制
2014年出臺的《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）明確在電力市場形成前，抽水蓄能電站實施兩部制電價，并且鼓勵通過市場方式確定電價。但該政策對抽水蓄能電站收益方式的規(guī)定過于籠統(tǒng)，難于在實際中操作，本質上由電網(wǎng)企業(yè)隱性地購買了所有的輔助服務，難以調動投資主體的開發(fā)積極性。
2019年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號）明確抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本。2020年，《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)﹝2020﹞101號）明確抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍。這兩項政策的發(fā)布導致抽水蓄能電站唯一的價格疏導機制不能延續(xù)，但對通過何種途徑疏導并未明確，進一步壓抑了抽水蓄能開發(fā)的積極性。
2021年，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發(fā)改價格〔2021〕633號)的發(fā)布，是促成抽水蓄能開發(fā)建設熱潮的關鍵政策。該文件延續(xù)了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號文）兩部制電價基本框架，健全了成本回收和分攤機制，明確以競爭性方式形成電量電價；將容量電價納入輸配電價回收，并保障項目經(jīng)營期內資本金內部收益率6.5%。
（二）收益水平
兩部制電價政策下，抽水蓄能項目收益包含兩個部分：一是發(fā)電量收益，二是容量收益，分別對應著電量電價和容量電價。參考《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發(fā)改價格〔2021〕633號)文中“對在電力現(xiàn)貨市場尚未運行的地方抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行”“上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行”的規(guī)定，抽水蓄能電站能量轉換率平均為75%，因此電量電價收益部分只能基本保證收支平衡，電站的主要收益依托于容量電價收益。
在電力行業(yè)中，對關系到公共利益、國家安全和市場還不能完全有效配置資源的項目，普遍采用經(jīng)營期準許收益法核定項目收益率。準許收益水平應當與社會平均投資收益水平相當。以跨省區(qū)輸電工程為例，《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)﹝2021﹞1455號）規(guī)定：“跨省跨區(qū)專項工程輸電價格按經(jīng)營期法核定，按照資本金內部收益率對工程經(jīng)營期內年度凈現(xiàn)金流進行折現(xiàn)，以實現(xiàn)整個經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標，核定工程輸電價格。”“資本金內部收益率，按不超過5%核定?！?/p>
《水電建設項目經(jīng)濟評價規(guī)范》（DL/T 5441-2010）規(guī)定“經(jīng)營期內資本金財務內部收益率按略高于同期國內銀行5年期以上貸款年利率計算。”當前，我國5年期以上貸款市場報價利率(LPR)為3.60%，即使按上浮50%計算，當前水電站項目合理資本金內部收益率應不大于5.5%。
《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號文）提出“電價按照合理成本加準許收益的原則核定。其中，成本包括建設成本和運行成本；準許收益按無風險收益率(長期國債利率)加1%~3%的風險收益率核定?！备鶕?jù)2024年發(fā)行的最后一批儲蓄國債利率，5年期限票面年利率為2%。若以3%風險收益率計，抽水蓄能項目資本金內部收益率應為5%。
對比以上三項收益水平，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發(fā)改價格〔2021〕633號)給出的經(jīng)營期內資本金內部收益率6.5%明顯過高。
此外，對于新投產(chǎn)的抽水蓄能電站，能量轉換率普遍高于75%，甚至達到80%，隨著裝備制造和控制水平的提高，水泵水輪機組的能量轉換率有望進一步提高，抽水蓄能電站的電量部分收益將增加。此外，隨著全國電力現(xiàn)貨市場的逐步完善，新能源的大比例并網(wǎng)，抽水蓄能也有望在調峰服務中實現(xiàn)更大的峰谷價差收益。
（三）案例分析
價格是市場的“牛鼻子”，價格過高導致項目收益率偏離市場平均收益水平是導致抽水蓄能“十四五”以來爆發(fā)式開發(fā)建設的主要原因。在該背景下，倘若再通過行政指令安排分配各省區(qū)開發(fā)指標，必將形成“量價雙管制”局面，造成市場嚴重扭曲。這種兜底保障收益的容量電價政策模式一方面不利于反映項目市場競爭力；另一方面會導致資源錯配。
1.市場競爭力
以固定收益率核定的容量電價統(tǒng)一納入輸配電價加以回收，意味著單位裝機投資大的抽水蓄能項目獲得高容量電價，單位裝機投資小的獲得低容量電價，難以反映出項目的工程經(jīng)濟性優(yōu)劣，市場競爭不足。
以江西省贛北區(qū)域抽水蓄能站點為例，“十四五”開工建設的洪屏二期抽水蓄能電站工程單位千瓦靜態(tài)投資低于4000元/kW，而鉛山抽水蓄能電站接近5500元/kW，二者工程經(jīng)濟指標差異約38%，洪屏二期相比鉛山項目經(jīng)濟性明顯更優(yōu)，但在當前電價政策下，二者的市場收益率基本相同。
若從全國在建和正在推動前期工作的抽水蓄能站點經(jīng)濟指標比較看，差異幅度更大，最高單位千瓦投資甚至超過10000元/kW。
2.資源錯配
青海省風力和太陽能資源稟賦優(yōu)異，太陽能技術可開發(fā)容量達35億kW，且沙漠、戈壁、荒漠等未利用土地多，土地利用成本低，具備集約化和規(guī)?；_發(fā)利用的條件，是我國清潔能源的重要供給地，迫切需要調節(jié)電源支撐其發(fā)展，但省內長期無抽水蓄能電站?！笆奈濉币詠恚瑑H有南山口、哇讓和同德三座共計760萬kW抽水蓄能電站核準建設。而新能源資源較匱乏的浙江省，在已建、在建約1100萬kW規(guī)模抽水蓄能的基礎上，“十四五”以來又核準了柯城、慶元和建德等地的12座抽水蓄能電站，共計約1500萬kW規(guī)模，接近青海省的2倍。
固然作為電力消費大省的浙江有新增調節(jié)電源的需求，但如前文所述，從我國能源結構轉型長遠需求來看，抽水蓄能未來主要應用場景應當偏向于新能源的電源側，青海與浙江省抽水蓄能電站核準建設對比情況正好與此相反，經(jīng)濟更發(fā)達、開發(fā)資金更充裕的浙江省在當前電價政策下的抽水蓄能建設更為活躍；對抽水蓄能需求更加迫切的青海省卻得不到足夠的開發(fā)支持。
建立由市場決定價格和發(fā)揮資源配置的機制是我國電力體制改革的重要目標。因此，建議在下一個監(jiān)管周期核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮電力行業(yè)項目平均收益水平，厘定合適的抽水蓄能容量電價的同時，進一步加強市場化引導、優(yōu)化站點資源布局。
四、結論及建議
（一）發(fā)展情勢和規(guī)劃需求空間
1.相比于新能源的快速發(fā)展壯大，我國抽水蓄能的開發(fā)建設在“十四五”之前嚴重滯后，制約了當前新能源的發(fā)展?！笆奈濉币詠?，抽水蓄能的爆發(fā)式增長又對整個產(chǎn)業(yè)鏈供需平衡造成了巨大沖擊，顯示出開發(fā)過熱和不平衡。
2.抽水蓄能“十二五”和“十三五”規(guī)劃目標完成率差，為其后續(xù)發(fā)展留下了規(guī)劃空間；但從《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》2030年規(guī)劃目標和“十四五”以來開工情況看，“十四五”抽水蓄能開發(fā)建設空間已飽和。
3.我國抽水蓄能未來主要服務場景是平抑新能源出力不穩(wěn)定以保障電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。以2030年為水平年，若全部采用抽水蓄能進行儲能調節(jié)以支撐新能源開發(fā)，從已發(fā)布的相關規(guī)劃測算其上限規(guī)模不超過1.21億kW。建議對當前抽水蓄能開發(fā)過熱的情況，一方面適當控制節(jié)奏，推遲或延緩部分項目開工建設；另一方面加快清潔能源電力體系建設進程，加大新能源替代力度。
（二）用電成本及收益水平
1.電價影響分析成果表明，至2030年，“十四五”已核準在建的1.8億kW抽水蓄能將增加電力系統(tǒng)容量成本882億元，推高全社會整體用電成本0.007元/kWh。
2.相比電力行業(yè)其他項目收益率，《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發(fā)改價格〔2021〕633號)對抽水蓄能項目經(jīng)營期內資本金內部收益率6.5%的規(guī)定明顯過高，這是導致抽水蓄能過熱和不平衡開發(fā)的主要原因，建議在下一個監(jiān)管周期輸配電價核定時進行合理調整。
參考文獻
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[4] 水電水利規(guī)劃設計總院.中國可再生能源發(fā)展報告2022[M].北京:中國水利水電出版社,2023.
[5] 謝正義,王義民,暢建霞,等.新能源并網(wǎng)下混合式抽水蓄能電站競價策略[J].水力發(fā)電學報,2023,42(12): 14-26.
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