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，抽水蓄能是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式，储能成本在0.21-0.25元/KWh，相较其他技术成本最低。澳大利亚国立大学的研究报告显示，目前已发现的全球离河抽水蓄能站点达
61.6万，仅需其中不到1%的站点，即可支撑碳中和背景下全球储能需求。中国有全世界最大的水泥、钢材产能，有基础、有经验，加快建设抽水蓄能。当这些抽水蓄能设施建立起来，既能安全工作，还能改善当地气候和

新能源项目，建成后生产的电量，需由园区内新增用电负荷全部消纳，并由园区主管部门承诺新增用电项目、储能项目与新能源项目同步建成投用。系统调峰保障方面：快速推进抽水蓄能，引进有实力的企业集团加快推进
抽水蓄能项目建设，在电网具备接入和消纳条件的区域给予配套新能源规模支持。按照抽水蓄能的25%规模配置新能源，第1台发电机组并网后，再配置25%的新能源规模。核准后3个月内开工的项目，每提前1个月开工额外给予

内新增用电负荷全部消纳，并由园区主管部门承诺新增用电项目、储能项目与新能源项目同步建成投用。服务抽水蓄能快速推进。为使项目业主在抽蓄项目建设期间有收益，项目开工当年承诺年度入统投资2亿元以上，配置
抽水蓄能装机规模25%的新能源规模;第1台发电机组并网后，再配置25%的新能源规模。核准后3个月内开工的项目，每提前1个月开工额外给予5万千瓦新能源规模。2023年9月底前具备核准条件的抽水蓄能项目，每提前

新战略，坚定不移推进清洁低碳、安全高效能源体系建设，大力推动我国可再生能源实现跨越式发展，在水电、抽水蓄能、风电和光伏领域均取得了举世瞩目的成就。目前，我国已成为全球可再生能源生产和利用第一大国。截至
抽水蓄能方面，河北丰宁、广东阳江等抽水蓄能电站陆续投产。截至2022年底，在运、在建抽水蓄能电站规模均居世界第一，基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。在风电、光伏方面，我国风电和光伏发电总装机容量分别

线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方
及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购

53,774.54万元，拟使用募集资金35,000.00万元。(九)湖北罗田平坦原抽水蓄能电站项目湖北罗田平坦原抽水蓄能电站位于湖北省黄冈市罗田县九资河镇境内，上水库位于天堂河右岸平坦原林场山间盆地内，下水
平坦原抽水蓄能有限公司，项目规划装机总容量为1,400MW，安装4台单机容量350MW的可逆式水泵水轮发电机组，项目总投资额为930,987.29万元，拟使用募集资金300,000.00万元。

资源储备超1.3亿千瓦，2022年共新增取得已明确坐标点资源5488.08万千瓦，其中陆上风电985.17万千瓦、太阳能发电2592.91万千瓦，一体化1350万千瓦，抽水蓄能560万千瓦。2022年
新增核准、备案项目总计1630.19万千瓦，其中风电359.77万千瓦、光伏发电800.02万千瓦、抽水蓄能380万千瓦、独立储能90.1万千瓦、地热发电项目0.3万千瓦。资料显示，三峡能源为三峡集团

，风力发电设施为100GW，水电设施为53.9GW，抽水蓄能发电设施为18.9GW，生物质能发电设施14.5GW，电池储能系统为41.7GW/208.3GWh。预计燃煤发电厂将达到251.7GW，天然气
(抽水蓄能发电设施为18.98GW，电池储能系统为41.65GW)，总储能容量为336.4GWh (抽水蓄能发电设施为128.15 GW，电池储能系统为208.25GWh)。目前印度累计安装

%。太阳能发电、核电、风电、火电投资同比分别增长177.6%、53.5%、15.0%和3.7%；水电投资同比下降7.8%，主要是常规水电投资减少，抽水蓄能投资同比增长21.3%。电网完成投资668亿元，同比
百分点。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能4699万千瓦；核电5676万千瓦；并网风电3.76亿千瓦，其中，陆上风电3.45亿千瓦、海上风电3089万千瓦；并网太阳能发电4.3亿千瓦。火电