中國儲能網(wǎng)訊：在實現(xiàn)“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)和加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的背景下，風(fēng)電、光伏、水電等新能源發(fā)電快速發(fā)展，在有效降低碳排放的同時，也產(chǎn)生了新能源消納不充分、影響電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行等問題。抽水蓄能電站能夠促進(jìn)新能源消納，提升電力系統(tǒng)靈活性和安全性，保障電力供應(yīng)和電網(wǎng)安全，是解決這些問題的有效途徑。
近年來，抽水蓄能電站投資快速增長，國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，2022年我國抽水蓄能累計裝機(jī)容量達(dá)4579萬千瓦，新增裝機(jī)容量為880萬千瓦。完善抽水蓄能電站電價的價格機(jī)制對實現(xiàn)抽蓄電站成本費用的回收補(bǔ)償、促進(jìn)電站投資建設(shè)和優(yōu)化布局、充分發(fā)揮電站功能作用等有重要意義。2021年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》，進(jìn)一步完善兩部制電價政策，對抽水蓄能的可持續(xù)發(fā)展和現(xiàn)代能源體系建設(shè)意義重大。隨著抽水蓄能和新能源的快速發(fā)展，抽水蓄能電站電價機(jī)制需要進(jìn)一步健全和完善。
我國抽水蓄能電站電價政策的演變
總體來看，伴隨著電力市場化改革的推進(jìn)和抽水蓄能電站的發(fā)展，我國抽水蓄能價格政策的演變可以劃分為三個階段，分別是2014年以前，以電網(wǎng)租賃經(jīng)營為主的單一價格階段；2014年至2021年，對兩部制電價進(jìn)行初步探索階段；2021年至今，兩部制電價政策落地實施階段。
第一階段（2014年以前）：納入電網(wǎng)運行費或核定租賃費
2004年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改能源〔2004〕71號），要求抽水蓄能電站原則上由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)建設(shè)和管理，建設(shè)和運行成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定，不單獨核定電價。2007年，《關(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發(fā)改價格〔2007〕1517號）規(guī)定，“71號文”下發(fā)前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網(wǎng)企業(yè)租賃經(jīng)營，租賃費由國務(wù)院價格主管部門按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則核定。租賃費原則上由電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%。發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的部分通過電網(wǎng)企業(yè)在用電低谷招標(biāo)采購抽水電量解決，用戶承擔(dān)的部分納入銷售電價調(diào)整方案統(tǒng)籌解決。此外，2008年，《關(guān)于將抽水蓄能電站“租賃費”改為“容量電費”問題的批復(fù)》（發(fā)改價格〔2008〕2937號）要求，將浙江桐柏等抽水蓄能電站的“租賃費”統(tǒng)一改為“容量電費”，原核定的標(biāo)準(zhǔn)不變。
這一階段尚未實施獨立的輸配電價監(jiān)管，主要由政府統(tǒng)一制定上網(wǎng)電價和銷售電價。抽水蓄能電站作為電網(wǎng)企業(yè)的一部分，其建設(shè)運營成本通過電網(wǎng)購銷價差進(jìn)行疏導(dǎo)。然而，在這種機(jī)制下，抽水蓄能電站資源的利用與收入不直接掛鉤，難以調(diào)動抽水蓄能電站積極性，無法充分發(fā)揮其調(diào)峰填谷等作用。
第二階段（2014~2021年）：兩部制電價的初步探索
2014年，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），初步明確了抽蓄電站的獨立價格機(jī)制。該通知規(guī)定：電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，按照合理成本加準(zhǔn)許收益的原則核定。容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務(wù)價值，按照彌補(bǔ)電站固定成本及準(zhǔn)許收益的原則核定。電量電價主要體現(xiàn)抽蓄電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益，主要彌補(bǔ)電站抽發(fā)電損耗等變動成本，電價按當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價執(zhí)行。此外，電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量價格，按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。電力市場化前，抽蓄電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。該項通知確立了抽蓄電站兩部制價格機(jī)制，為推動抽蓄電站投資主體多元化和電價市場化奠定了重要基礎(chǔ)。
2016年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》，提出抽水蓄能電站不得納入電網(wǎng)企業(yè)可計提收益的固定資產(chǎn)范圍。2019年，《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，規(guī)定抽水蓄能電站費用不得計入輸配電定價成本。
這一階段，容量電價按照成本加合理收益核定，與發(fā)電量無關(guān)。抽水蓄能電站參與電力輔助服務(wù)處于探索期，電站的經(jīng)濟(jì)收益未充分體現(xiàn)。同時，受抽蓄電站效率的限制，電量電價獲取的收益也十分有限。此外，輸配電價的成本核定不包含抽水蓄能電站費用，抽蓄電站的成本費用疏導(dǎo)成為難題。
第三階段（2021年至今）：兩部制電價政策正式落地
2021年4月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號），要求堅持以兩部制電價政策為主體，進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制，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，同時強(qiáng)化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進(jìn)入市場。
“633號文”規(guī)定，電量電價體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價值，用于回收抽水、發(fā)電的運行成本。在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算。反之，抽水電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購并按中標(biāo)電價執(zhí)行，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。由電網(wǎng)企業(yè)提供的抽水電量產(chǎn)生的損耗在核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮。兩部制電價中的容量電價體現(xiàn)抽水蓄能電站提供輔助服務(wù)的價值，用以回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。容量電價的核定方法為在成本調(diào)查基礎(chǔ)上，對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理確定核價參數(shù)，按照經(jīng)營期定價法核定，并隨輸配電價監(jiān)管周期同步調(diào)整。
2023年5月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕533號），核定了全國48座抽水蓄能電站容量電價，要求電網(wǎng)企業(yè)合理安排抽水蓄能電站運行，與電站簽訂年度調(diào)度運行協(xié)議，嚴(yán)格執(zhí)行核定的抽水蓄能電站容量電價。這一階段兩部制電價正式落地實施。
“633號文”的出臺，在我國抽水蓄能電站電價機(jī)制形成過程中具有里程碑意義。一方面，兩部制價格適應(yīng)了當(dāng)前我國電力市場建設(shè)尚不完善、機(jī)制尚不健全的發(fā)展階段，以激勵性監(jiān)管的方式核定容量電價，明確了內(nèi)部收益率、經(jīng)營期等定價參數(shù)，在節(jié)約融資成本、運維費用等方面設(shè)計了電價核定的激勵性措施，明確了電價的疏導(dǎo)方式，為高投資額的抽水蓄能電站提供了成本回收保障，有利于確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。另一方面，兩部制電價在電量電價形成中體現(xiàn)了市場機(jī)制的作用，建立了收益分享機(jī)制，有利于鼓勵和引導(dǎo)多元化主體參與投資建設(shè)抽水蓄能電站，與未來電力市場化改革政策形成有效銜接。
抽水蓄能電價面臨的難點問題
抽水蓄能電站投資建設(shè)布局不夠合理，密集建設(shè)或?qū)⑼聘呓K端價格
當(dāng)前，抽水蓄能電站投資建設(shè)快速發(fā)展，各地抽蓄電站密集上馬。一些市縣往往只考慮抽水蓄能投資帶來的經(jīng)濟(jì)效益和拉動地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展的積極作用，而沒有充分考慮投資的必要性以及未來對終端電力價格的影響。一些地方選址未充分考慮本地區(qū)電力負(fù)荷的實際需求和電力系統(tǒng)發(fā)展進(jìn)程，造成規(guī)劃項目與發(fā)展需求不匹配，或?qū)⑼聘呓K端價格水平，加大終端用戶用能成本壓力。
抽水蓄能容量電費分?jǐn)倷C(jī)制需進(jìn)一步健全
目前，抽水蓄能容量電費分?jǐn)倷C(jī)制還不夠健全。為實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置，部分抽蓄電站同時服務(wù)多個省級電網(wǎng)（如浙江天荒坪抽蓄電站同時服務(wù)華東電網(wǎng)三省一市），容量電費在各省的分?jǐn)偡绞缴形疵鞔_，主要由國家發(fā)展改革委組織相關(guān)省區(qū)協(xié)商確定分?jǐn)偙壤?，同時由電站運營產(chǎn)生的稅收問題未進(jìn)行考慮，導(dǎo)致一些省份對容量電費的分?jǐn)偞嬖谳^大分歧。
雖然政策規(guī)定對于同時服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的抽水蓄能電站，應(yīng)根據(jù)項目核準(zhǔn)文件，明確機(jī)組容量分?jǐn)偙壤?。然而，如何確定該分?jǐn)偙壤龥]有明確的規(guī)定。不同電源的特性不同，特別是風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電，隨機(jī)性、波動性、間歇性特征較強(qiáng)，科學(xué)合理制定分?jǐn)偙壤枰C合考慮多種因素。此外，容量電費通過電網(wǎng)輸配電價回收，最終會傳導(dǎo)至終端用戶，而是否所有用戶都應(yīng)分?jǐn)側(cè)萘侩娰M、分?jǐn)偙壤绾未_定還有待進(jìn)一步研究。
抽水蓄能對輔助服務(wù)的效益難以準(zhǔn)確計量
輔助服務(wù)在抽水蓄能定價機(jī)制中還未得到完全體現(xiàn)，電站功能難以在輔助服務(wù)市場中量化。抽水蓄能電站提供的調(diào)頻、調(diào)相以及針對緊急事故備用、黑啟動等輔助服務(wù)，是以保障系統(tǒng)穩(wěn)定運行與事故后及時恢復(fù)為首要目的，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的作用和意義重大。然而，輔助服務(wù)的效益較難量化確定，抽蓄電站的輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)有待完善。另外，抽水蓄能電站輔助服務(wù)的受益對象眾多，包括新能源、火電等各類電源以及電網(wǎng)和用戶，具有普遍性和廣泛性，成本在不同受益對象間的分?jǐn)傆写芯俊?
抽水蓄能電站投資成本及功能差異較大，現(xiàn)行價格政策難以充分體現(xiàn)約束激勵政策
抽水蓄能電站受站點、地址、地形等因素影響，電站個體差異性較大，一些地區(qū)條件優(yōu)越，電站的投資建設(shè)及運維成本相對較低。然而，一些地區(qū)特別是西北地區(qū)，為解決新能源大量并網(wǎng)穩(wěn)定性問題而建設(shè)抽水蓄能電站，但電站的天然條件較差，有些需要補(bǔ)水以滿足抽發(fā)電需求，加大了投資運營成本。因此，不同地區(qū)不同條件下投資建設(shè)的抽水蓄能電站成本差異較大。同時，不同區(qū)域抽水蓄能電站發(fā)揮的功能作用也不盡相同，如東北、西北地區(qū)新能源比重較高，抽蓄電站主要發(fā)揮安全保障和促進(jìn)新能源消納的功能，華東、華北地區(qū)是重要的負(fù)荷中心、相對密集的特高壓落點，抽水蓄能電站還應(yīng)發(fā)揮支撐特高壓發(fā)展、提高電能質(zhì)量等作用。然而，目前的成本價格核定方式是在全國范圍內(nèi)建立統(tǒng)一的行業(yè)參數(shù)，未考慮不同抽蓄電站投資成本及功能作用差異等因素。
現(xiàn)行政策中，運行維護(hù)費率的核定方法是通過運行維護(hù)費除以固定資產(chǎn)原值計算，按在運電站費率從低到高排名前50%的平均水平核定，未充分考慮裝機(jī)規(guī)模、機(jī)組數(shù)量對電站實際運維費的影響，也未考慮不同省區(qū)社會平均工資客觀差異對運維費的影響。
“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能電站定價機(jī)制尚不明確
隨著新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)建設(shè)的推進(jìn)，太陽能和風(fēng)能等新能源進(jìn)入快速發(fā)展時期。然而，光伏、風(fēng)電作為間歇性可再生能源，其大規(guī)模并網(wǎng)會對電力系統(tǒng)造成沖擊，影響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。同時，為解決新能源消納難題，減少棄光棄風(fēng)，一些地方在對新能源項目進(jìn)行核準(zhǔn)審批時，要求按一定比例配置儲能設(shè)施以形成微電網(wǎng)。然而，在目前的“新能源+抽蓄”模式下，抽蓄電站的投資和運維費難以直接通過用戶進(jìn)行回收，相關(guān)定價機(jī)制尚未明確，因此很多投資企業(yè)仍處于觀望狀態(tài)。
抽水蓄能調(diào)度權(quán)歸兩大電網(wǎng)公司，管理調(diào)度仍需優(yōu)化完善
現(xiàn)行價格政策中，通過核定容量電費并利用輸配電價回收，對各抽蓄電站進(jìn)行了補(bǔ)償。目前，參與輔助服務(wù)市場以及執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的電量電費的收益分享機(jī)制規(guī)定，收益的20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定容量電價時相應(yīng)扣減，這形成了抽水發(fā)電和參與輔助服務(wù)越多、收入越多的收益機(jī)制。在區(qū)域內(nèi)可調(diào)用的抽水蓄能電站較多的情況下，由于抽水蓄能調(diào)度權(quán)在國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)公司，對于其他投資主體而言存在一定的未能公平競爭的質(zhì)疑。
完善抽水蓄能電價機(jī)制的相關(guān)建議
強(qiáng)化統(tǒng)一規(guī)劃，優(yōu)化成本審核引導(dǎo)合理投資
加強(qiáng)抽水蓄能電站的統(tǒng)一規(guī)劃，實現(xiàn)抽水蓄能電站建設(shè)的有序進(jìn)行。結(jié)合電源結(jié)構(gòu)和布局、電網(wǎng)發(fā)展、負(fù)荷特點及全國聯(lián)網(wǎng)等因素，確定抽水蓄能電站的合理比重、布局和建設(shè)時序。進(jìn)一步優(yōu)化成本監(jiān)審制度設(shè)計，引導(dǎo)抽蓄電站合理投資，促進(jìn)抽水蓄能行業(yè)健康良性發(fā)展。對管理費用、辦公用房等成本費用適當(dāng)引入競爭機(jī)制，對電站優(yōu)化設(shè)計節(jié)約的投資成本，探索制定合理的激勵機(jī)制，將節(jié)約部分按照一定比例在電力用戶和抽蓄電站之間進(jìn)行分享。對于未充分考慮地方發(fā)展情況盲目投資的省份，應(yīng)設(shè)置相應(yīng)主管部門追責(zé)制度，避免將投資風(fēng)險轉(zhuǎn)嫁給電力用戶。此外，明確抽水蓄能電站核準(zhǔn)依據(jù)，對項目立項進(jìn)行嚴(yán)格把關(guān)，除了審核總造價外，進(jìn)一步針對項目功能、利用價值等，全面確定立項費用。
細(xì)化抽蓄容量成本分?jǐn)倷C(jī)制
建議按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則合理進(jìn)行容量電費的分?jǐn)偂Ｄ壳?，我國大部分抽水蓄能電站由區(qū)域網(wǎng)調(diào)進(jìn)行調(diào)度，隨著省際抽水蓄能調(diào)峰互濟(jì)力度加大，受益范圍不僅包含抽水蓄能電站所在省份，還包括該區(qū)域的其他省份。建議將容量電費的分?jǐn)偡秶鷶U(kuò)大到該區(qū)域內(nèi)所有受益省份，緩解抽水蓄能電站布局集中省份的成本分擔(dān)壓力，并按受益范圍和程度進(jìn)行分?jǐn)偂?
建議制定抽水蓄能電站效益補(bǔ)償和成本分?jǐn)偡椒?xì)則，規(guī)范效益補(bǔ)償及分?jǐn)偟挠嬎惴椒昂侠硇苑治觯峁┮?guī)范化、標(biāo)準(zhǔn)性的技術(shù)要求和方案，由水利、電力等相關(guān)部門進(jìn)行論證。
建立健全抽水蓄能電站市場化交易機(jī)制
建議充分發(fā)揮電力市場資源配置作用，鼓勵通過市場手段形成抽蓄相關(guān)價格。在輔助服務(wù)市場中，充分考慮抽蓄電站提供的調(diào)頻、調(diào)相、爬坡輔助服務(wù)以及保護(hù)環(huán)境、穩(wěn)定社會等價值，制定符合電力市場化改革方向的輔助服務(wù)定性和定量相結(jié)合的評價體系，推動抽水蓄能機(jī)組參與輔助服務(wù)市場，設(shè)計差異化交易品種，使抽水蓄能機(jī)組的各類服務(wù)功能具有對應(yīng)的受益主體，體現(xiàn)動態(tài)效益。在保證電站運營的基礎(chǔ)上，探索對不同種類的輔助服務(wù)分別制定合理的價格機(jī)制，最大程度地發(fā)揮電站服務(wù)能力，盡量多出力，提升可用量。
加快建立健全市場體系，逐步引導(dǎo)抽水蓄能機(jī)組更加充分地參與市場競爭，充分體現(xiàn)抽水蓄能電站的市場價值。在中長期市場中，構(gòu)建促進(jìn)消納的配套市場機(jī)制，鼓勵抽蓄電站作為新型主體參與省內(nèi)或跨省區(qū)分時段中長期交易，解決新能源的波動性、間歇性問題；在現(xiàn)貨市場中，充分發(fā)揮市場在電量電價形成中的作用，已開展電力現(xiàn)貨市場試運行的省區(qū)，允許抽水蓄能參與現(xiàn)貨交易并按市場價格結(jié)算。
進(jìn)一步完善抽水蓄能電站標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)
我國在規(guī)劃設(shè)計、工程建設(shè)和運行管理方面已逐步形成抽水蓄能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系，但隨著抽水蓄能電站進(jìn)入新發(fā)展階段，其經(jīng)濟(jì)性評價標(biāo)準(zhǔn)也需不斷優(yōu)化調(diào)整。
首先，結(jié)合新型電力系統(tǒng)特點和發(fā)展規(guī)劃，加快抽水蓄能電站分布研究，強(qiáng)化抽水蓄能電站規(guī)劃調(diào)整技術(shù)規(guī)范、調(diào)度運行規(guī)程等方面的標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)，使抽水蓄能電站規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)、運行更加規(guī)范化。對于抽水蓄能與新能源、其他電源聯(lián)合協(xié)調(diào)運行的情況，單獨制定相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。其次，綜合考慮各地抽水蓄能發(fā)展需求、資源稟賦和電價承受能力，探索在不同區(qū)域建立差異化標(biāo)準(zhǔn)成本，研究制定分區(qū)域、分調(diào)節(jié)性能的抽水蓄能標(biāo)桿容量電價，引導(dǎo)降本增效。再次，探索考慮裝機(jī)總?cè)萘康倪\行維護(hù)費率計算方式，同時合理體現(xiàn)各省區(qū)之間人工、物價水平差異。一方面更加客觀反映運維管理水平，引導(dǎo)行業(yè)科學(xué)合理降低運維費，避免加大工程投資以提高運維費計算基礎(chǔ)的問題；另一方面通過差異系數(shù)反映各省區(qū)社會平均工資差異，更加全面反映不同省區(qū)抽水蓄能電站的運維成本。此外，建立完善抽水蓄能綜合評價機(jī)制，設(shè)立獎懲機(jī)制，對抽水蓄能功能發(fā)揮進(jìn)行考核，推動運營管理水平的整體提升。
加強(qiáng)不同抽蓄電站運營機(jī)制的定價模式研究
當(dāng)前，我國電力市場中風(fēng)電、光伏正在大規(guī)模、高比例開發(fā)建設(shè)，新型電力系統(tǒng)中的不穩(wěn)定性將大幅增加。抽水蓄能電站在新型電力系統(tǒng)中與新能源配合的運行模式為電網(wǎng)安全穩(wěn)定提供了重要保障，目前定價機(jī)制中尚未明確其定價方式。建議深入開展抽蓄電站運營機(jī)制創(chuàng)新研究，探索“新能源+抽蓄”“核電+抽蓄”等運行方式的價值機(jī)理和效益實現(xiàn)形式，從受益對象等角度分析不同調(diào)度情況對定價機(jī)制的影響。
不斷優(yōu)化和完善抽水蓄能電站調(diào)度機(jī)制
隨著電力市場化改革的深入，大量社會資本進(jìn)入抽蓄電站，進(jìn)入電力市場。抽水蓄能的調(diào)度應(yīng)由電力主管部門進(jìn)行嚴(yán)格監(jiān)管，對電網(wǎng)企業(yè)調(diào)度情況進(jìn)行考核，引導(dǎo)合理調(diào)用。逐步建立健全抽水蓄能與新能源消納的靈活調(diào)用機(jī)制，調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)以最大化消納新能源、確保電網(wǎng)安全、優(yōu)化綜合成本為目標(biāo)，根據(jù)電力保障的范圍、調(diào)度容量等選擇最優(yōu)調(diào)度，而非從權(quán)屬上進(jìn)行優(yōu)先調(diào)度。隨著電力體制改革的逐步深入，不斷優(yōu)化調(diào)度機(jī)制，以數(shù)字電網(wǎng)建設(shè)為載體，建立智能調(diào)度的策略，促進(jìn)形成更加公平規(guī)范的市場競爭，推進(jìn)全國統(tǒng)一電力市場的建設(shè)。
