文|光伏頭條

近期國家接連發(fā)布了力促推進(jìn)抽水蓄能項(xiàng)目的政策，各地也在緊急圈地上馬，但吸引社會更廣泛投資于這一前期成本很大的項(xiàng)目類型，還有很多工作要做。其中之一就是對于投資成本與收益有比較清晰的了解。本文匯總了建造成本、運(yùn)營成本核算的方案與結(jié)果，相信對有意投資抽水蓄能電站的企業(yè)有巨大幫助。

建設(shè)一座抽水蓄能電站你需要先了解什么？

抽水蓄能電站單機(jī)容量大，一般規(guī)模在幾萬千瓦到幾十萬千瓦之間，目前裝機(jī)容量及儲能能力均為世界第一的河北豐寧抽水蓄能電站總裝機(jī)達(dá)到360萬千瓦，滿發(fā)利用小時(shí)數(shù)達(dá)到10.8小時(shí)，最大可提供相當(dāng)于三分之一個(gè)三峽水電站的調(diào)節(jié)出力。另外，由于水的蒸發(fā)和滲透損失相對較小，抽水蓄能系統(tǒng)的儲能周期范圍較大，從幾小時(shí)到十?dāng)?shù)年均可，是典型的能量型儲能，放電時(shí)間達(dá)到小時(shí)至日級別。

優(yōu)勢:就儲能技術(shù)來說，抽水蓄能無疑是技術(shù)最為成熟的應(yīng)用。

1）技術(shù)成熟，在全球已并網(wǎng)的儲能裝置中占比超過90%。

2）除了技術(shù)成熟可靠，抽蓄電站還具備容量大、經(jīng)濟(jì)性好、運(yùn)行靈活等顯著優(yōu)勢。

3）運(yùn)行效率穩(wěn)定在高位，不會受到長時(shí)間使用導(dǎo)致能量衰減等問題的困擾，使用壽命長，同時(shí)不產(chǎn)生污染，可長期循環(huán)使用，節(jié)能環(huán)保程度極高。

基于其技術(shù)成熟，循環(huán)次數(shù)多，使用壽命長且損耗低等特點(diǎn)，抽蓄電站的度電成本優(yōu)勢較大。

劣勢：抽蓄電站的主要劣勢在于其對于地理?xiàng)l件的要求較高、建設(shè)周期長。

1）抽蓄電站的上下水庫之間需要具有足夠的高度差以提供較大的勢能，目前平均高度差在200-600米之間；

2）需要較大的面積以修建足夠大容量的水庫，中小型抽水蓄能電站的水庫總庫容在1億立方米以下。目前世界最大的豐寧抽水蓄能電站一期庫容就超過了1.1億立方米。

3）由于高度差較大的地區(qū)普遍以山林為主，因此抽蓄電站建設(shè)施工具有一定的難度，從規(guī)劃到建成周期較長（一般在6年以上），站點(diǎn)位置普遍較偏僻，與負(fù)荷中心存在一定距離。

抽水蓄能電站的度電成本

抽水蓄能度電成本具有優(yōu)勢。傅旭、李富春、楊欣、楊攀峰曾發(fā)表《基于全壽命周期成本的儲能成本分析》一文，其中對抽水蓄能電站成本做出過研究。華創(chuàng)證券在此基礎(chǔ)上對抽水蓄能的成本進(jìn)行了推算。

抽蓄電站度電成本計(jì)算過程如下：

① 假設(shè)每瓦投資額 5.5 元，1200MW 的抽蓄電站，初始投資為 66 億元；

② 年成本費(fèi)用=年運(yùn)維成本 年投資成本，其中運(yùn)維成本一般按照初始投資的一定比 例假設(shè)，此處假設(shè)為 2.5%，即每年運(yùn)維費(fèi)用大概 1.65 億元；

③ 年投資成本=等年值系數(shù) C*初始投資，其中 C=【r*(1 r)n】/【(1 r)n -1】，r 為基準(zhǔn)折現(xiàn)率，n 為儲能運(yùn)行的期限，即壽命。華創(chuàng)證券根據(jù)推算得到r=9.5%，即抽蓄電站的度電成本測算中，默認(rèn)其基準(zhǔn)折現(xiàn)率為 9.5%，抽蓄電站的年投資成本為6.71億元；

④ 年發(fā)電量=裝機(jī)容量*年利用小時(shí)數(shù)*轉(zhuǎn)換效率=1200MW*2000*75%=18 億千瓦時(shí)

⑤ 度電成本=（年投資成本 年運(yùn)維成本）/年發(fā)電量=0.46 元/千瓦時(shí)

⑥ 在以上假設(shè)基礎(chǔ)上做了一系列的敏感性分析，若將使用年限提升至 40 年，基準(zhǔn)折現(xiàn)率降至 7%，運(yùn)維費(fèi)率降至 1.5%，則度電成本將降至 0.33 元/千瓦時(shí)，若每年的發(fā)電量增加，則還有降低空間。　

總結(jié)一下，結(jié)論就是：基于對各類儲能電站的投資成本、發(fā)電效率、維 護(hù)成本等一系列假設(shè)下，抽水蓄能電站的度電成本最低，當(dāng)年利用小時(shí)達(dá)到 2000h 時(shí)， 其度電成本僅為0.46元/kwh。結(jié)合實(shí)際應(yīng)用，適當(dāng)調(diào)整計(jì)算參數(shù)后，抽蓄的度電成本可以降到 0.3 元/kwh 左右，顯著低于壓縮空氣儲能、電化學(xué)儲能等其他方案。由于壓縮空氣、電化學(xué)儲能等新型儲能方案技術(shù)迭代較快，產(chǎn)業(yè)也逐漸成熟，其成本的下降較快，但目前電化學(xué)儲能度電成本還多在0.5元/kwh以上?！　?/p>

目前全國絕大部分省份或直轄市的一般工商業(yè)峰谷價(jià)差已超過 0.3 元/KWh，其中不少區(qū)域價(jià)差超過 0.5元/kwh，抽水蓄能應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性可以較好體現(xiàn)。

抽水蓄能電站建設(shè)成本推算

度電成本雖然合算，但因?yàn)槌樗钅茈娬窘ㄔ斐杀臼且詢|元計(jì)算，在建設(shè)成本上要細(xì)細(xì)考量。

就產(chǎn)業(yè)鏈來說，抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈上游即抽水蓄能電站的設(shè)備供應(yīng)方，主要包括水泵、水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、進(jìn)水閥等，其中設(shè)備投資通常占抽蓄電站投資成本25%~30%，另外土建成本占比約50%；

產(chǎn)業(yè)中游是電站的設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)營，代表性企業(yè)有中國電建、中國能建，其中中國電建在國內(nèi)抽水蓄能規(guī)劃設(shè)計(jì)方面的份額占比約90%，承擔(dān)建設(shè)項(xiàng)目份額占比約80%；

產(chǎn)業(yè)的下游主要是抽水蓄能電站在電網(wǎng)系統(tǒng)的應(yīng)用，包括調(diào)峰、調(diào)頻、填谷等，目前運(yùn)營方以國家電網(wǎng)控股的國網(wǎng)新源控股有限公司和南方電網(wǎng)控股的南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司為主，二者合計(jì)占比在90%左右。

華創(chuàng)證券經(jīng)過對46個(gè)目前在建及規(guī)劃的抽蓄電站的核算發(fā)現(xiàn)，平均每瓦的投資規(guī)模為6.2元，各項(xiàng)目之間差距較大，最低4.2元/W，最高8元/W，地理?xiàng)l件會影響抽蓄電站的建設(shè)成本。

兩網(wǎng)在運(yùn)及在建抽蓄項(xiàng)目主要集中在廣東、浙江、河北、山東、安徽。截至2021年，兩網(wǎng)合計(jì)的在運(yùn)抽蓄電站共31座，總規(guī)模約36GW，基本相當(dāng)于全國已投運(yùn)電站的全部規(guī)模，其中規(guī)模最大的省份是廣東，已投運(yùn)抽蓄電站超過700萬千瓦，第二梯隊(duì)是河北、浙江、安徽，均在300萬千瓦以上。在建項(xiàng)目方面，兩網(wǎng)合計(jì)在建抽蓄電站30座，總規(guī)模約31GW，估計(jì)占全國在建規(guī)模的比例在60%左右，意味著其他投資主體的參與度在提高，按區(qū)域來看，山東規(guī)模約600萬千瓦，位居第一，其他仍主要集中浙江、河北、廣東等地，山西、河南、新疆等地的投資力度在加大。

抽蓄電站建設(shè)成本會根據(jù)地理?xiàng)l件不同而差異較大，因?yàn)榻ㄔO(shè)周期長，考慮到物價(jià)因素，隨著時(shí)間的推移建設(shè)成本數(shù)字也會增大。一般適合建設(shè)的區(qū)域會更早的開工，例如十一五、十二五投產(chǎn)的抽蓄電站，平均成本多在3-5元/W，而目前在建的抽蓄電站平均成本已經(jīng)超過6元，加上人工成本也在不斷上漲，預(yù)計(jì)之后的建設(shè)成本會逐漸走高。

抽水蓄能運(yùn)營模式比較

抽水蓄能電站運(yùn)營模式分為電網(wǎng)運(yùn)營模式、租賃運(yùn)營模式、獨(dú)立運(yùn)營模式三種。其中的電價(jià)機(jī)制不盡相同，各類運(yùn)營模式我國幾乎都使用過?！　?/p>

第一階段：2008年前，租賃制為主。租賃制付費(fèi)，指電網(wǎng)按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則核定每年定額租賃費(fèi)，不單獨(dú)核定電價(jià)。租賃制付費(fèi)結(jié)算容易，權(quán)責(zé)分明，電網(wǎng)運(yùn)營者獲得電站的全部使用權(quán)，可以根據(jù)自己的需求靈活調(diào)度，而電站所有者獲取穩(wěn)定的收入，適合抽水蓄能電站建設(shè)的起步階段，易于操作。然而，這種模式的弊端也十分明顯，由于每年的租賃費(fèi)用是事先按照“成本 預(yù)期收益”的方式核定，抽水蓄能資源的利用與否與收入不直接掛鉤，費(fèi)用無法反應(yīng)抽蓄電站的真實(shí)價(jià)值。抽水蓄能電站的積極性較低，無法充分發(fā)揮其調(diào)峰、調(diào)頻的作用。同時(shí)盡管存在租賃費(fèi)用分?jǐn)偡桨福措娋W(wǎng)承擔(dān)50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%，但實(shí)際操作并沒有完全落實(shí)，湖南黑麋峰抽水蓄能電站、呼蓄電站兩個(gè)由發(fā)電企業(yè)主導(dǎo)的抽蓄電站最終都因虧損而被出售。

第二階段：2008-2014年，“租賃費(fèi)”轉(zhuǎn)向單一容量電費(fèi)。

租賃模式屬于市場行為，理論上不應(yīng)該采取政府核價(jià)的管理方式，2008年發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于將抽水蓄能電站“租賃費(fèi)”改為“容量電費(fèi)”問題的批復(fù)》（發(fā)改價(jià)格〔2008〕2937號），文件明確提出：將桐柏等抽蓄電站的“租賃費(fèi)”統(tǒng)一改為“容量電費(fèi)”，原核定的標(biāo)準(zhǔn)不變。之后的抽水蓄能電價(jià)基本以單一容量電價(jià)為主。

第三階段：2014年后，兩部制電價(jià)提出。為了解決以上兩種電價(jià)機(jī)制中，收益與電站使用不掛鉤造成的電站對電網(wǎng)貢獻(xiàn)度極低的問題，2014年，發(fā)改委發(fā)布文件，稱“電力市場形成前，實(shí)行兩部制電價(jià)。抽水蓄能容量電費(fèi)和損耗納入當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并通過銷售電價(jià)疏導(dǎo)至終端用戶”，即抽蓄成本可由終端用戶承擔(dān)。

兩部制電價(jià)，包括容量電價(jià)和電量電價(jià)，容量電價(jià)主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價(jià)值，抽水蓄能電站通過容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益，與實(shí)際用電量無關(guān)；電量電價(jià)主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值，彌補(bǔ)抽水蓄能電站通過電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。抽水電價(jià)按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的75%執(zhí)行，但由于抽蓄的效率大概是75%，即常說的“抽四發(fā)三”，故電量電價(jià)可獲取的收益十分有限。

然而，由于當(dāng)時(shí)抽水蓄能電站對于電網(wǎng)的作用有限，抽水蓄能電站參與電力輔助服務(wù)仍然處于探索期，抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)收益未能充分體現(xiàn)，同時(shí)，受限于產(chǎn)權(quán)分配等問題，全國范圍內(nèi)仍然沒有形成統(tǒng)一的定價(jià)機(jī)制，兩部制電價(jià)的落地成為難題。以國網(wǎng)新源為例，截止2020年，公司已投產(chǎn)運(yùn)行20家抽水蓄能電站中實(shí)行容量電價(jià)13家，兩部制電價(jià)7家。

第四階段：2016年起，抽蓄電站不納入輸配電成本，國家電網(wǎng)叫停抽蓄項(xiàng)目。

2015年新一輪電改時(shí)，市場化用戶將不執(zhí)行目錄電價(jià)，取而代之的是“市場化交易的上網(wǎng)電價(jià) 輸配電價(jià) 政府性基金電價(jià)”，不包括抽蓄容量電價(jià)，2016、2019年發(fā)改委又陸續(xù)發(fā)文，宣布“抽水蓄能電站不得納入可計(jì)提收益的固定資產(chǎn)范圍”、“抽水蓄能電站不允許計(jì)入輸配電成本”，抽蓄的成本無法順利傳導(dǎo)，受此影響，2019年國家電網(wǎng)有限公司下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)投資的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新開工項(xiàng)目”。

我國的抽蓄電價(jià)機(jī)制經(jīng)過多次變革，成本疏導(dǎo)是近年來影響投資主體積極性的主要因素。事情的轉(zhuǎn)機(jī)發(fā)生在2021年4月3日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》，這一文件有意厘清成本傳導(dǎo)機(jī)制，進(jìn)一步保證抽蓄電站收益率。

目前我國抽水蓄能運(yùn)營盈利機(jī)制

2021年4月3日《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》強(qiáng)調(diào)，“以兩部制電價(jià)政策為主體，進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制，以競爭性方式形成電量電價(jià)，將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收，同時(shí)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”，其中主要變化在于容量電價(jià)傳導(dǎo)方式疏通、保證電站6.5%的內(nèi)部收益率、電量電價(jià)依然不貢獻(xiàn)主要利潤，鼓勵市場化定價(jià)。

這一文件再一次明確了抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價(jià)的價(jià)格機(jī)制，并且對兩部制電價(jià)的細(xì)節(jié)進(jìn)行了明確，提高了兩部制電價(jià)的可操作性，也對于抽水蓄能電站的運(yùn)營提供了更多的激勵，成為了我國抽水蓄能電價(jià)機(jī)制形成過程中具有里程碑意義的文件。

具體來說，有兩項(xiàng)重要意義：

1）完善容量電價(jià)核定機(jī)制：①按照經(jīng)營期定價(jià)法核定抽水蓄能容量電價(jià)，電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定。②建立容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收的機(jī)制，政府核定的抽水蓄能容量電價(jià)對應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價(jià)回收，完善容量電費(fèi)在多個(gè)省級電網(wǎng)以及特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞健?/p>

2）以競爭性方式形成電量電價(jià)：①在電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算；②在電力現(xiàn)貨市場尚未運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)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，抽水電價(jià)按中標(biāo)電價(jià)執(zhí)行；③需要在多個(gè)省區(qū)分?jǐn)側(cè)萘侩娰M(fèi)的抽水蓄能電站，抽水電量、上網(wǎng)電量按容量電費(fèi)分?jǐn)偙壤謹(jǐn)傊料嚓P(guān)省級電網(wǎng)。不過，電量電價(jià)的角色仍和之前保持一致，不貢獻(xiàn)主要利潤，根據(jù)文件，“鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)”。

因?yàn)閲W(wǎng)新源運(yùn)營的抽水蓄能電站占據(jù)國內(nèi)市場大比例，可以從國網(wǎng)新源看抽蓄電站經(jīng)營情況。

國網(wǎng)新源控股有限公司是國家電網(wǎng)控股的抽蓄電站專業(yè)化公司（國家電網(wǎng)持股51.54%），負(fù)責(zé)開發(fā)建設(shè)和經(jīng)營管理國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)的抽水蓄能電站。截至2020年末，國網(wǎng)新源可控裝機(jī)量達(dá)2057萬千瓦。

國網(wǎng)新源近幾年的可控裝機(jī)量均在20GW左右，年收入大概在120億~130億之間，毛利率28%以上，凈利率12%~14%，每年可產(chǎn)生凈利潤16億~18億。2020年公司已投產(chǎn)抽蓄電站20座，一年的抽發(fā)次數(shù)均在2.5w次左右。公司近幾年的上網(wǎng)電量均在200億千瓦時(shí)以上，年均發(fā)電利用小時(shí)約1100小時(shí)，綜合利用效率近80%。

公司的運(yùn)營成本主要由折舊、人工、購電費(fèi)組成，電量電價(jià)貢獻(xiàn)利潤較小。截止2020年，公司已投產(chǎn)的20家抽蓄電站，僅7家執(zhí)行兩部制電價(jià)，其他13家均執(zhí)行單一容量電價(jià)。執(zhí)行單一容量電價(jià)的抽蓄電站，其運(yùn)營成本不包括購電費(fèi)，而是按照批復(fù)價(jià)格收取固定費(fèi)用，成本主要是人工和折舊，執(zhí)行兩部制電價(jià)的抽蓄電站，其運(yùn)營成本主要由購電費(fèi)、人工和折舊組成。2020年公司折舊費(fèi)、購電費(fèi)各為28.44億、40.43億，各占成本的33%、46%。

按照公司的可控裝機(jī)量大概測算，單瓦的收入約0.6~0.7元，單瓦利潤不到0.1元，整體利潤水平較低。根據(jù)不同的電價(jià)機(jī)制來看，電量電價(jià)大概貢獻(xiàn)了30%左右的收入，但僅貢獻(xiàn)了15%的利潤，這意味著其抽發(fā)電之間的電價(jià)價(jià)差較低，我們測算其購電成本大概0.26元/kwh，但上網(wǎng)電價(jià)僅0.37元/kwh，二者之間價(jià)差遠(yuǎn)低于工商業(yè)用電的峰谷價(jià)差。

今年3月17日，國家發(fā)改委公布了關(guān)于開展抽水蓄能定價(jià)成本監(jiān)審工作的通知。將對31個(gè)抽蓄電站的定價(jià)成本進(jìn)行監(jiān)審，2015年以后投運(yùn)電站監(jiān)審期間為成立以來至2020年度的電站成本費(fèi)用支出及相關(guān)參數(shù)指標(biāo)將上報(bào)并成為未來政策的依據(jù)。隨著定價(jià)成本與電價(jià)價(jià)差的日益對接，抽水蓄能電站也將出現(xiàn)對于社會投資的吸引力。

抽水蓄能市場預(yù)測

2000-2010年全國新投運(yùn)抽蓄電站8990MW，2011-2020年新投運(yùn)規(guī)模增長至16980MW，產(chǎn)業(yè)也逐漸成熟，目前國內(nèi)抽蓄電站的設(shè)計(jì)施工、配套設(shè)備制造等均達(dá)到世界先進(jìn)水平。但從總量上來看，截止2020年，全國抽蓄電站裝機(jī)量大概占電源總裝機(jī)量的比例僅有1.4%，較歐洲、日本等發(fā)達(dá)國家4%-8%的水平仍有較大差距。這其中有一項(xiàng)就是成本因素。

由于電價(jià)機(jī)制的問題，抽蓄電站的成本一直無法順利傳導(dǎo)，電網(wǎng)投資意愿不強(qiáng)，另外，抽蓄電站的盈利和電網(wǎng)運(yùn)營利潤捆綁式計(jì)算，導(dǎo)致社會資本參與度也較低。不過這一現(xiàn)狀正在得以改變。

抽水蓄能中長期規(guī)劃出臺給抽水蓄能大發(fā)展提供了動力。2021年9月17日，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，規(guī)劃提出2025年、2030年全國抽蓄投產(chǎn)規(guī)模將分別達(dá)到62GW、120GW，即十四五、十五五期間各翻一番。同時(shí)，該規(guī)劃還強(qiáng)調(diào)要加強(qiáng)項(xiàng)目布局和儲備，中長期規(guī)劃的重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目和儲備項(xiàng)目規(guī)模各為421GW、305GW，其合計(jì)規(guī)模遠(yuǎn)大于2030年規(guī)劃，項(xiàng)目儲備充足。

根據(jù)國家能源局，截至2021年全國已投運(yùn)抽蓄電站規(guī)模達(dá)36GW，若按照2025年、2030年累計(jì)各完成62GW、120GW的目標(biāo)，則預(yù)計(jì)十四五、十五五的年均新投運(yùn)規(guī)模各為6.5GW、11.6GW，假設(shè)單瓦投資額6元，則年均投資額各為390億、696億，但該種測算方法忽略了抽蓄電站投資周期較長的動態(tài)變化，例如十五五的投運(yùn)項(xiàng)目大多已經(jīng)在十四五期間開始建設(shè)，產(chǎn)生投資，另外，同時(shí)每年也可能存在新啟動的項(xiàng)目（至少6年后才可投運(yùn)），而這些因素均未納入考慮。華創(chuàng)證券換用另一種測算方法：假設(shè)抽蓄電站平均建設(shè)周期7年，同時(shí)假設(shè)每年的完成進(jìn)度是平均的，單瓦投資仍按6元測算，則當(dāng)年的投資完成額約等于（當(dāng)年投運(yùn)電站總投資 未來6年投運(yùn)電站總投資額）/7，根據(jù)該方法，預(yù)計(jì)2022-2024年投資完成額各為521億、565億、609億元，合計(jì)1695億。

（資料來源：華創(chuàng)證券、前瞻經(jīng)濟(jì)學(xué)人等）?