中國儲能網(wǎng)訊：過量的分布式光伏正在攪動電網(wǎng)“一湖春水”。
2023年6月，國家能源局下發(fā)《關于印發(fā)開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評估試點工作的通知》，要求山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建6個試點省份會同電網(wǎng)企業(yè)按照要求，按期完成分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評估。近期，各省公布評估結(jié)果顯示，超過150個地區(qū)分布式光伏已無新增接入空間，即所謂暫停報裝的“紅區(qū)”。令人意外的是，即便如黑龍江分布式光伏裝機僅149萬千瓦（截至2023年前三季度）的省份，也給出了81地剩余容量為0的評估結(jié)果，電網(wǎng)消納壓力可見一斑。
“紅區(qū)”頻現(xiàn)，為分布式光伏的發(fā)展敲響警鐘。過去，分布式發(fā)電在能源電力系統(tǒng)中扮演“小而美”的角色，是大電網(wǎng)的有益補充，因其體量小，并不會在電網(wǎng)中“攪風弄雨”。如今，分布式光伏一路狂飆，自2021年開始，新增裝機超過集中式，2023年分布式光伏新增裝機9629萬千瓦，同比增長高達88%，總裝機達253.91吉瓦，在局部電網(wǎng)中已成為“大裝機、小出力”的存在，電網(wǎng)運行面臨潮流、電壓、頻率的安全挑戰(zhàn)。
分布式光伏的持續(xù)升溫是近年來我國光伏行業(yè)迅猛發(fā)展的一個縮影。2023年12月中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎曾在《中國電力企業(yè)管理》撰文指出，超預期的高速發(fā)展意味著光伏發(fā)電“成人禮”提前到來。隨著分布式光伏裝機超過電網(wǎng)承載能力，接網(wǎng)成本明顯上升；當白天電力過剩成為常態(tài)，各地分時電價紛紛將光伏大發(fā)時段調(diào)至谷段乃至深谷。并網(wǎng)與消納難題接踵而至，分布式光伏亟需告別野蠻生長。
國網(wǎng)能源研究院新能源研究所所長李瓊慧認為，2023年的裝機激增是近年來鼓勵分布式光伏規(guī)?；l(fā)展政策支持和光伏發(fā)電成本大幅下降共同作用的結(jié)果，有其必然性，但當前存在的種種問題，也標志著產(chǎn)業(yè)政策到了需要調(diào)整的時機。
消納危機：“全額上網(wǎng)收益遠大于自發(fā)自用，用戶幾乎沒有自消納動力”
2023年12月2日，國網(wǎng)河南省新安縣供電公司給用戶發(fā)送信息通知稱，近期全省新能源消納供需失衡，存在發(fā)電量大于用電量的情況，現(xiàn)安排低壓分布式光伏用戶參與調(diào)峰。據(jù)媒體報道，當日該縣9時到13時之間，所有光伏電站處于停發(fā)狀態(tài)。不僅僅是新安縣，河南其他一些地方也實施了類似的發(fā)電限制，只是具體限電時間段存在差異。
河南電網(wǎng)的消納壓力只是分布式光伏局部過熱的冰山一角。河南是與山東、河北“三足鼎立”的分布式光伏裝機大省，由于人口密集、用能量大、日照資源好、屋頂資源豐富，冀魯豫三省成為三類資源區(qū)中收益最好的三個省份，資本蜂擁而至。截至2022年底，河北南網(wǎng)、河南、安徽、山東等地分布式光伏出力占負荷比例的最大值已超過40%；從發(fā)電滲透率來看，“三華”地區(qū)各省分布式光伏發(fā)電出力占用電負荷的最大比重均超過10%。其中河北南網(wǎng)分布式光伏發(fā)電滲透率最大達到48.5%，山東、河南、安徽、浙江均超過15%。
資本的扎堆涌入和項目的集中開發(fā)，很快讓一些地方電網(wǎng)“帶不動”。由于缺乏接入容量規(guī)范要求，低壓分布式光伏違規(guī)建設運行問題頻發(fā)。記者了解到，目前多數(shù)地區(qū)未對臺區(qū)分布式光伏接入容量作出具體要求，而是采用先接入后改造的方式，導致局部地區(qū)出現(xiàn)嚴重的倒送和電壓越限等一系列問題。
分布式光伏分為工商業(yè)和戶用兩類。相對于工商業(yè)分布式，戶用光伏對于電網(wǎng)，尤其是低壓區(qū)造成了更大的沖擊。
2021年，“整縣光伏”的推進成為戶用光伏迅速發(fā)展的驅(qū)動力。2021年6月能源局出臺《整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》，9月公布整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點名單；2023年底前，試點地區(qū)各類屋頂安裝光伏發(fā)電的比例均達到《通知》要求的，列為整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)示范縣。戶用光伏得以爆發(fā)增長。相對于工商業(yè)光伏，戶用光伏享受的補貼額度、與電網(wǎng)的結(jié)算優(yōu)先等級普遍更高，投資開發(fā)高熱不減。
“在河南，約37吉瓦的光伏電站中，分布式光伏占比約82%，而戶用光伏在分布式光伏中的占比近75%。雖然戶用光伏在廣大農(nóng)村地區(qū)屋頂?shù)恼急葍H有5%，但受限于地區(qū)消納原因已經(jīng)難以繼續(xù)快速發(fā)展。此外，河南省不同于其他省份，作為農(nóng)業(yè)大省、中國糧倉，河南對集中式光伏用地要求十分嚴格，發(fā)展分布式光伏是河南省未來實現(xiàn)‘雙碳’目標的重要途徑之一，我們對解決發(fā)展戶用光伏矛盾的心情更為迫切?！?河南省產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究會副會長、新能源專業(yè)委員會秘書長姚峰表示。
數(shù)據(jù)顯示，我國農(nóng)村戶均配變?nèi)萘考s3千伏安，戶均用電負荷不足2千瓦，而低壓戶均光伏裝機容量則高達20千瓦。對于戶用光伏而言，就地消納，難上加難。
李瓊慧對記者總結(jié)了我國分布式光伏的顯著特點：午間出力大、負荷占比高；低壓占比高、分散接入多；全額上網(wǎng)多、自發(fā)自用少；源荷匹配差、反送臺區(qū)多；分布不均衡、局部密度高。以上特點，在戶用光伏身上體現(xiàn)得更加明顯。
“在我國，戶用分布式光伏的消納方式和國外有著明顯的不同。一方面，國外的家庭用戶一般享有凈電量計量政策，另一方面，國外居民電價高，自發(fā)自用可降低用電成本，而我國居民電價相對較低，也沒有專門鼓勵居民自用的政策，絕大多數(shù)戶用光伏全額上網(wǎng)的收益遠大于自發(fā)自用，使得用戶幾乎沒有自消納的動力，進一步加大了電網(wǎng)的壓力?！崩瞽偦郾硎?。截至2023年9月底，我國分布式光伏全額上網(wǎng)戶數(shù)和容量分別占分布式光伏總戶數(shù)、總?cè)萘康?5%和61%。全額上網(wǎng)總戶數(shù)比總?cè)萘康恼急雀叱霾簧?，意味著很多小而散的戶用光伏更多選擇全額上網(wǎng)。
在光伏驚人的發(fā)展速度推動下，白天電力過剩風險不斷加大。從甘肅、山西、山東、蒙西、廣東5地區(qū)的分時電價曲線來看，正午光伏大發(fā)時段形成了典型的價格低谷。在其他現(xiàn)貨市場試運行地區(qū)也同樣形成了“澡盆”“鴨子”“大鵝”等形狀的分時電價曲線。在山東，光伏裝機超過5600萬千瓦，其中分布式光伏裝機超過4000萬千瓦。2023年山東凈負荷呈現(xiàn)典型的“鴨子曲線”，中午光伏大發(fā)時凈負荷大幅減少，日落時急劇增加。
2022年底，多地調(diào)整分時電價，青海、寧夏、甘肅、山東等地在中午光伏出力高峰期執(zhí)行谷段電價；2023年年末的分時電價調(diào)整中，日間谷段拉長，江蘇、內(nèi)蒙古、新疆等地探索深谷電價，其時段多為夏季午間光伏出力高峰期，最長深谷時段長達4小時，浙江午間2小時全年處于谷段。
“對于光伏而言，分時電價調(diào)整是一個用利潤換空間的好政策?！鄙綎|省太陽能行業(yè)協(xié)會常務副會長兼秘書長張曉斌說，“調(diào)整后的分時電價對單個項目的收益是有影響的，但是從整體上對于促進消納是有益的。當大量負荷跟隨價格的引導轉(zhuǎn)至白天，變相地增加了開發(fā)容量，有利于分布式光伏的持續(xù)發(fā)展。”
張曉斌告訴記者，2023年，在不考慮配儲和深度電網(wǎng)改造的因素下，山東僅通過對工商業(yè)分布式光伏執(zhí)行動態(tài)分時電價的方式就釋放出350萬千瓦的消納空間，為光伏后續(xù)的裝機增長創(chuàng)造了空間。
但在河南，激增的戶用光伏令政策措手不及。2023年，河南在午間光伏大發(fā)的10∶00~14∶00仍執(zhí)行峰時電價?！?023年前三季度河南分布式光伏新增裝機就高達1058萬千瓦，這使得2022年末制定的分時電價已經(jīng)無法適應光伏高速發(fā)展的變化，同時大量用戶側(cè)儲能根據(jù)價格信號開展峰谷套利，使得午間消納局面雪上加霜?！币Ψ灞硎?，“目前，河南省已發(fā)布新的分時電價征求意見稿，重新調(diào)整峰谷時段、鼓勵白天用電的需求迫在眉睫?！?
路徑反思：“讓分布式光伏回歸就近消納的本質(zhì)特征”
分布式光伏深陷消納危機，配置儲能被提上日程。近日，河南、江蘇、浙江、山東、河北、湖南等多地出臺分布式光伏項目配儲具體要求，配儲比例在裝機容量的8%~30%之間。其中，河南要求根據(jù)不同變電站的承載力評估結(jié)果，黃色區(qū)域需要配儲15%×2小時，紅色區(qū)域需要配儲20%×2小時。山東棗莊、德州兩地分布式光伏項目儲能配置比例不少于15%。
“對于戶用分布式光伏進一步發(fā)展而言，配儲可以解決光伏發(fā)電時間矛盾，但需要做到科學合理，讓儲能發(fā)揮好調(diào)節(jié)作用，同時也要做好經(jīng)濟模型，畢竟電化學儲能的壽命遠低于光伏電站?！币Ψ灞硎?。
此前，集中式新能源強配儲能但配而不用的現(xiàn)象引起了業(yè)內(nèi)的諸多反思。分布式光伏配置儲能是否會重蹈這一覆轍？
“這是極有可能的?！睆垥员蟊硎?，“配置儲能，可以充電，但無法放電，這種現(xiàn)象十分常見，實際上形成了一種變相的棄電。”
智匯光伏創(chuàng)始人王淑娟表示，這樣的情況一般存在于380伏并網(wǎng)、全額上網(wǎng)的戶用光伏項目?！肮ど虡I(yè)分布式光伏由于本身有一定的自發(fā)自用比例，儲能可以就地充放，用電企業(yè)自行消化，對大電網(wǎng)的影響不大，但全額上網(wǎng)的380伏戶用光伏配儲難度比較大?！蓖跏缇瓯硎荆?80伏的系統(tǒng)無法實現(xiàn)可調(diào)可控，部分地區(qū)不允許上網(wǎng)；而全額上網(wǎng)的戶用光伏項目，儲能也必須上網(wǎng)、跟電網(wǎng)結(jié)算，因此在部分地區(qū)存在政策的制約。”
國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗曾在《中國電力企業(yè)管理》撰文指出，各地方應取消要求分布式光伏配置儲能的要求，鼓勵利用好峰谷電價政策和輔助服務、容量市場等，將配置電化學儲能的意愿和決定權(quán)交由開發(fā)企業(yè)，以增加自發(fā)自用比例或在配電網(wǎng)側(cè)消納比例為目標，相應地優(yōu)化運營模式，調(diào)整調(diào)度模式。
時璟麗進一步對記者解釋道，分布式配儲能在東中部地區(qū)可以起到一定作用，作用大小和適用與否要看具體場景，但不應要求強配儲能?！叭绻灰髲娕鋬δ?，在工商業(yè)分布式有一定自發(fā)自用電量需求情況下，在同表側(cè)配置電化學儲能，有些項目能算過來賬，可能配置比例更高，這種配儲應該鼓勵。問題的關鍵在于選擇權(quán)應交給企業(yè)，如果光伏和儲能都裝在同表側(cè)，企業(yè)就可以根據(jù)電力市場情況選擇配還是不配，配多大容量，以及如何運行。而一刀切的強制要求，很可能形成資源的浪費，影響企業(yè)效益。”
在我國，儲能在電力系統(tǒng)最早的商業(yè)應用便發(fā)端于用戶側(cè)，在儲能商業(yè)模式的探路中，工商業(yè)配儲開展峰谷套利是確定性相對較高的一種模式，并于近年來實現(xiàn)了提速發(fā)展。而消納問題更為棘手的戶用光伏，是否有通過儲能解決問題的科學之道？
張曉斌告訴記者，目前山東正在探索分布式臺區(qū)配儲和云儲聚合的方式來促進消納。所謂“臺區(qū)配儲”，是指將儲能配在臺區(qū)的變壓器低壓側(cè)，同時裝上獨立電表，與電網(wǎng)約定，電站不接受電網(wǎng)調(diào)度，而是就近將同一臺區(qū)的戶用光伏白天谷段的過剩電量存儲起來，在晚上光伏發(fā)電不足的用電負荷高峰時段放電至電網(wǎng)，放電電價暫時參照燃煤電價的標準，目前在山東德州已有項目落地?！斑@相當于實現(xiàn)了變壓器的擴容。”張曉斌分析道，“分布式臺區(qū)配儲既可提升分布式光伏就近消納的能力，同時也可解決配電低壓支線方向重過載和用戶過電壓的問題，實現(xiàn)臺區(qū)的彈性增容。”
作為分布式光伏第一大省，山東正在多路線開展消納探索。集中匯流是其中一條典型路線。集中匯流是指將低壓區(qū)分散的分布式項目，集中匯至一臺或幾臺專用升壓變壓器，并入10千伏或35千伏等電網(wǎng)中壓區(qū)，以實現(xiàn)電力在更大范圍的消納。
早在2021年，山東省濟南市西嶺角村便開展了集中匯流的嘗試，目前，山東聊城、德州等地已經(jīng)開始針對“集中匯流”進行應用試點，探索“集中匯流+儲能”的模式。
將已建成的分布式光伏項目從低壓區(qū)轉(zhuǎn)接至中壓區(qū)，需要的成本費用不小?！伴_展集中匯流，需要增加的成本包括一次二次電氣化設備改造、靜止無功發(fā)生器的安裝、配置智能開關、新建升壓站，乃至加裝儲能等等，同時，每公里的送出線路建設也至少在20萬以上?！睆垥员蟊硎?，“雖然對項目收益形成了一定影響，但由于光伏組件成本下降較快，對于改造成本的增加還有一定的承受能力。實際上，光伏應該把成本下降的紅利，更多用于配合電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)的需求，包括配儲及建設送出線路等?！?
但戶用光伏實行集中匯流后，是否仍屬于戶用性質(zhì)？時璟麗認為，這一點應在接網(wǎng)和運行管理方面加以明確。目前，山東、廣東、湖南等地已將企業(yè)租賃投資的屋頂戶用光伏按照工商業(yè)分布式進行備案管理，只有嚴格以自然人投資的屋頂分布式才屬于戶用性質(zhì)。
站在系統(tǒng)角度來看，集中匯流大幅增加了分布式發(fā)電的并網(wǎng)成本，既不經(jīng)濟，也缺少可持續(xù)性。這不禁讓人思考我國分布式光伏的發(fā)展是否已經(jīng)背離了分布式發(fā)電原有的定位？
李瓊慧表示，當前分布式光伏面臨的消納和電網(wǎng)承載力挑戰(zhàn)，與我國分布式光伏發(fā)展模式息息相關，集中匯流的確是現(xiàn)階段能夠在一定程度上解決問題的手段之一，但并不能解決分布式光伏長遠發(fā)展的根本問題。
“實際上，分布式發(fā)展的初衷，是為了解決大電網(wǎng)未覆蓋地區(qū)的基本用能問題，其原本的定位就是自發(fā)自用、就地就近消納，在光伏成本不斷下降的情況下，分布式光伏的開發(fā)亦有利于降低用戶用能成本。但是，嚴格意義上的分布式光伏，不應具有公用電站屬性，換言之，分布式與大電網(wǎng)應該是互補的供電體系，分布式本不應對大電網(wǎng)產(chǎn)生太大影響。理論上講，如果用得好，合理規(guī)模的分布式還可提高大電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性。但我國絕大部分分布式發(fā)電采取全額上網(wǎng)的模式，使得分布式可持續(xù)發(fā)展及電網(wǎng)安全運行均面臨巨大挑戰(zhàn)?！崩瞽偦郾硎尽?
2013年7月，國家發(fā)改委出臺《分布式發(fā)電管理暫行辦法》，指出分布式發(fā)電是“在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發(fā)自用為主、多余電量上網(wǎng)，且在配電網(wǎng)系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)為特征的發(fā)電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯(lián)供設施?！薄白园l(fā)自用，余電上網(wǎng)”是分布式定義中的重點要素。然而，在實際發(fā)展中，大量分布式不僅全額上網(wǎng)，甚至很多項目以自發(fā)自用為名，行集中式開發(fā)之實?！霸诰植糠植际焦夥鼭B透率較高的地區(qū)，一些所謂的分布式光伏已經(jīng)具有了地面電站的屬性?！崩瞽偦郾硎?，“讓分布式光伏回歸分布式開發(fā)利用本質(zhì)的轉(zhuǎn)折點已經(jīng)到來?！?
李瓊慧建議，要科學處理分布式可再生能源規(guī)?；l(fā)展與大電網(wǎng)的關系，慎重發(fā)展沒有規(guī)模效益的分布式。德國EEG（可再生能源法）規(guī)定電網(wǎng)企業(yè)要以“經(jīng)濟的方式”滿足光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)要求，所謂“經(jīng)濟的方式”指的是，如果配套電網(wǎng)改造投資超過了分布式電源項目本體投資額的25%，則被認為是不經(jīng)濟的，電網(wǎng)企業(yè)可拒絕該項目的并網(wǎng)申請；美國圣地亞哥電力公司定期發(fā)布各配電網(wǎng)剩余分布式電源接納空間，引導項目業(yè)主優(yōu)先在剩余接納空間較大的地區(qū)投資，避免因項目超出接納空間從而承擔較大的電網(wǎng)改造成本，以此實現(xiàn)分布式電源布局優(yōu)化和并網(wǎng)成本整體最優(yōu)。
“國外研究顯示，分布式電源在整個電力系統(tǒng)中的裝機不超過30%，是相對經(jīng)濟的。超過這一比例，則很有可能會涉及變電站的改擴建、升壓站的新建等，整個系統(tǒng)經(jīng)濟性將明顯降低。當然，我國分布式光伏的產(chǎn)業(yè)鏈供應成本持續(xù)下降，對于經(jīng)濟性的承受力可能更高，但總體來說，利用現(xiàn)有變壓器容量開展分布式建設是經(jīng)濟性最優(yōu)的選擇，未來分布式與大電網(wǎng)的經(jīng)濟性配比是否能夠進一步提升還需要深度開展技術經(jīng)濟的研究和比較?！崩瞽偦郾硎?，“下一步，建議統(tǒng)一分布式光伏定義，明確接入電壓等級及容量界定標準，強調(diào)分布式光伏就地就近消納的本質(zhì)特征，避免‘分布式開發(fā)、集中式上網(wǎng)’?！?
入市提速：“局部地區(qū)部分時段光伏消納成本已高于現(xiàn)貨價值”
迅猛發(fā)展的光伏裝機正在快速推高電力系統(tǒng)消納成本。記者了解到，山東為消納光伏發(fā)電，需要支付的消納成本超過0.01元／千瓦時，且這部分成本隨著光伏裝機增長可能持續(xù)提高，在部分時段已經(jīng)出現(xiàn)消納成本高于光伏現(xiàn)貨價值的情況。分布式光伏作為新能源新增的主要電源之一，同樣需要科學擔責、參與調(diào)峰、進入市場。目前，分布式發(fā)電享受固定電價上網(wǎng)，保障性收購，不參與調(diào)峰，不分攤輔助服務費用，政府性基金及附加和其他運行成本等待遇，與集中式新能源權(quán)責不對等。目前，已有省份探索分布式光伏分時上網(wǎng)電價機制，2023年11月，山東省能源局發(fā)布關于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知，指出“探索基于電力現(xiàn)貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網(wǎng)電價機制，支持分布式儲能聚合為‘云儲能’響應調(diào)度需求，參與市場交易。”此外，河南能監(jiān)辦發(fā)布《關于修訂完善我省電力調(diào)峰輔助服務規(guī)則部分條款的通知》，將除扶貧項目以外的分布式光伏納入到深度調(diào)峰交易買方成員之中。
當前，電煤價格逐漸回落、煤電容量電價出臺、電力供需形勢有所緩解，以及邊際成本極低的新能源機組越來越多的進入市場，以上因素均可能推動現(xiàn)貨市場價格向下波動。同時，新能源，尤其是光伏，是最不具競爭力的電源類型。
“光伏的反調(diào)峰特性是其參與市場競爭的最大痛點。其他電源可24小時發(fā)電，無論價格如何波動，都可以在不同時段賣高賣低，只有光伏，價高時無電，價低時大發(fā)，此外，隨著光伏裝機的快速增加，白天現(xiàn)貨價格還會越競越低，負電價未來將成為電力市場中的‘?？汀??！睆垥员笳f。
不過，光伏成本正在快速下降中，部分低成本項目具有一定的價格承受力。2023年，光伏組件成本已經(jīng)跌破1元/瓦?！皩嶋H上，光伏建設度電成本已經(jīng)足夠低了，如果是在1塊錢組件成本基礎上建設的項目，以1300的利用小時數(shù)計算，度電成本大約在0.19元左右。在中東部地區(qū)的用戶側(cè)，中長期加現(xiàn)貨的平均價格很難低于0.3元/千瓦時，參與市場交易項目也可以有合理利潤。”王淑娟表示。
亦有業(yè)內(nèi)人士認為，分布式光伏入市后，上網(wǎng)電價的降低，將倒逼其加大力度進行就地消納。不過，由于分布式光伏涉及到的市場主體非常多元，且項目更加貼近民生，建議在入市推進過程中留出相應的政策窗口期。
相關人士建議，在入市初期，除常規(guī)參與市場交易方式外，可以參照電網(wǎng)企業(yè)代理購電的模式，由電網(wǎng)代理售電，以月度為單位公布上網(wǎng)電價，分布式發(fā)電作為市場價格接受者，待市場逐步成熟后，可逐步推動分布式市場主體接受現(xiàn)貨價格。在輔助服務方面，調(diào)峰成本可以分時價格的形式體現(xiàn)，對于調(diào)頻等輔助服務類成本、政府性基金等類型成本，以及配儲等政策要求，應參照集中式新能源的要求。
無論是早是晚，分布式發(fā)電入市已成定局。在綠電綠證交易收益微薄、虛擬電廠等新商業(yè)模式尚未經(jīng)過普遍驗證的情況下，光伏或?qū)⒔?jīng)歷一個煎熬的階段，這就是成長必經(jīng)之路。
“分布式光伏下一步發(fā)展需要差異化的政策引導，通過分級分類管理規(guī)范開發(fā)模式，加強并網(wǎng)管理。同時，在入市政策方面也不應一刀切。當前，戶用光伏為農(nóng)村能源革命提供了重要的突破口，對于真正用于解決農(nóng)村用能問題的戶用光伏，建議政策仍予以扶持，而工商業(yè)分布式則應加快商業(yè)模式的創(chuàng)新，積極融入市場競爭之中?！崩瞽偦郾硎?。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2024年1期，作者系本刊記者
