抽水蓄能站点资源条件是抽水蓄能电站开发建设的重要基础，站点选址通常涉及地形、地质、水源、交通等多方面因素。抽水蓄能站点资源禀赋条件的量化评估，对推动建立健全抽水蓄能价格机制、促进优质站点资源开发、引导行业降本增效具有关键支撑作用，对促进抽水蓄能行业健康有序发展具有重要意义。
能源安全事关经济社会发展全局。党的十八大以来，习近平总书记从保障国家能源安全的全局高度，提出“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，为深入推动能源革命、加快建设能源强国提供了根本遵循和行动指南。2024年2月29日，习近平总书记在中共中央政治局就新能源技术与我国的能源安全进行第十二次集体学习时指出，“要适应能源转型需要，进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。”
日前，水电水利规划设计总院课题组发布的《抽水蓄能产业发展报告2023年度》（以下简称《报告》）全面系统总结了抽水蓄能发展现状、产业水平，分析了发展趋势、提出了发展建议，并指出抽水蓄能正处于能源行业发展的重要战略机遇期。
《报告》显示，2023年度全国新核准抽水蓄能电站49座，核准规模6342.5万千瓦；新投产装机容量515万千瓦，在运总装机容量达5094万千瓦。根据抽水蓄能发展需求预测研究，考虑风电、光伏发电等不同发展规模情景，到2035年我国储能总需求规模约6亿—7.5亿千瓦，抽水蓄能相比其他储能形式，技术成熟、安全性高、经济性优，仍是最优的电源选择之一。
抽水蓄能坚持按需发展、合理布局
2021年，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，为抽水蓄能产业发展、建设与运行提出了清晰的时间表、任务书和路线图，是指导抽水蓄能行业发展的纲领性文件，对推进我国抽水蓄能高质量发展具有重要意义。此文件发布3年以来，抽水蓄能迅速发展，但距离构建新型电力系统需求仍远远不足，快速发展仍是当前主题，在发展过程中应坚持按需发展、科学布局，避免“过热”，警惕“过冷”。
《报告》指出，抽水蓄能电站是重要的新能源基础设施。合理规划布局建设抽水蓄能电站，可以为电力系统提供安全可靠的电力保障供应能力，为新能源大规模接入电力系统提供有效支撑，促进新能源大规模、高比例、高质量发展。为了更好发挥抽水蓄能的作用，需要在科学论证需求规模的基础上，统筹考虑电力系统发展需要、站点资源条件等因素，进行合理优化布局。
为实现“双碳”目标，在2030年碳达峰后，还需要持续加大新能源开发力度，满足增量电量需求，并实现存量火电电量部分替代。研究抽水蓄能电站合理需求和布局，应统筹全国电力发展目标与电力合理流向，充分挖掘需求侧响应调节能力、火电灵活性改造提升调节能力，在用好系统已有调节能力和区域间电力互济的基础上，综合考虑各类储能技术经济特点，提出合理的抽水蓄能开发建设规模、布局与时序。分别按照2035年新能源发展规模为30亿千瓦（情景一）、38亿千瓦（情景二）测算，到2035年全国需要抽水蓄能和新型储能约6亿千瓦（36亿千瓦时）、7.5亿千瓦（45亿千瓦时）。
考虑到为新型储能预留充足的发展空间，预计到2035年抽水蓄能的需求规模在4亿—5亿千瓦。2023年底，已建、在建抽水蓄能电站规模约2.3亿千瓦，考虑到合理的建设工期，为了满足2035年的发展，2024—2028年间，每年还需新增核准开工抽水蓄能规模约4000万—5000万千瓦。
《报告》认为，抽水蓄能电站项目宜优先布局在负荷中心和新能源富集区域。同时，严格避让生态红线、一级水源保护地、一级公益林等重要环境敏感因素。在建设时序上要做好统筹兼顾，促进产业链平稳发展，尽量避免项目核准在同时间段内、同区域过于集中等情况。
抽水蓄能与新型储能应协同发展
自“十四五”以来，我国陆续印发了《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等政策文件，全面推动储能体系建设，促进储能规模化、多元化发展，储能行业发展进入新阶段。截至2023年底，我国投产抽水蓄能已覆盖全国各区域电网，总规模达5094万千瓦；已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦，平均储能时长为2.1小时，提前完成“十四五”目标，其中2023年当年新增装机达2260万千瓦，是2022年底规模的2.6倍。根据抽水蓄能发展需求研究有关成果，在不同发展情景下，服务电力系统抽水蓄能和新型储能需求为6.5亿—8亿千瓦，二者仍有很大的发展空间。
抽水蓄能和新型储能在性能、规模、经济性和建设周期等方面各有优势，同时又具备互补性。根据相关权威专家研究成果，采用度电成本法测算，电化学储能的度电成本约为0.5元，为抽水蓄能的度电成本（0.21—0.25元）的2—2.5倍。抽水蓄能经济性好，生命周期长，对建设的地形地质水源等要求高；以锂离子电池为代表的新型储能对建设条件要求不高，建设周期短，生命周期约为8—10年。电力系统对调节能力的需求不断增长，抽水蓄能和新型储能二者可以形成近期和远期互补发展格局，共同促进新能源消纳。
抽水蓄能电站涉网性能优越，反应速度快，可以承担系统调相任务、提供转动惯量等，以锂离子电池为代表的新型储能具备毫秒级反应能力，可快速调频，适合于平滑新能源出力，在调相和无功等性能方面有待提升，从提供功能上来说，抽水蓄能电站和新型储能具有一定的互补性。
目前，抽水蓄能电站可以达到百万级别，接入500kV变电站，在较大范围内支持电力系统安全稳定运行，保障特高压远距离送电安全；而新型储能机组规模小，接入电压等级在220kV及以下，适合于就地分层分区平衡，解决局部阻塞、局部重载轻载等问题。从规模和适用范围来看，二者具有较好的功能互补性。
抽水蓄能电站具备日调节或者周调节能力，而且按日调节或周调节建设更具备经济性，能够更好地支持新能源大规模、高比例、高质量开发利用。以锂离子电池为代表的新型储能按短时储能设计更具备经济性，适用于尖峰负荷时段。从运行时长来看，二者有适合发挥各自作用的场景。
抽水蓄能和新型储能在性能、规模、经济性和建设周期等方面具备良好的互补性、具备协同发展的条件。综合研判，在当前和未来一段时间，抽水蓄能较新型储能技术经济更优、更安全，宜加强系统谋划、适度超前布局，以全社会成本最低为原则，并考虑技术进步的因素，为新型储能留好发展空间。
抽水蓄能电价政策需保持平稳有序做好与市场化衔接
我国抽水蓄能发展始于20世纪60年代，虽较英国、美国、日本等国家起步晚，但发展迅速，目前已投运以及核准在建规模连续多年位居世界首位。这些发展成绩的取得与抽水蓄能电价政策密切相关，适应国家不同发展阶段的需要，结合电力体制改革进程，我国抽水蓄能电价机制曾出现过单一电量电价、单一容量电价、电网内部结算、两部制电价等不同方式。现阶段我国抽水蓄能执行两部制电价。
《报告》认为，抽水蓄能电站是高建设成本、低运行成本（主要为抽发损耗）的重要新能源基础设施，电价机制对电站成本回收、合理收益获取以及功能有效发挥影响显著。比如2014年国家发展改革委发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》初步明确了两部制电价机制，把电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑；但在同步开展的输配电价改革工作中，2019年国家发展改革委印发的《输配电定价成本监审办法》规定电站的成本费用不得计入输配电定价成本，企业投资成本回收回报得不到保障，严重影响了“十三五”后期抽水蓄能的开工建设，进而限制了“十四五”期间的新能源发展规模。
2021年国家发展改革委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确现阶段坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入省级电网输配电价回收，进一步落实了两部制电价形成以及疏导机制，充分调动了投资主体开发建设、高效运行的积极性，为抽水蓄能加快发展奠定了重要基础。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出，要强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，充分发挥电价信号作用，调动各方面积极性。
总体来看，市场化是未来抽水蓄能发展的必然趋势，但推动抽水蓄能市场化的过程不是一蹴而就的，应在保持价格政策平稳的基础上，结合电力市场建设进展，有序做好与市场化的衔接。一方面，抽水蓄能工期较长（通常6—7年），需要稳定投资主体的投资预期，以支撑科学决策。另一方面，从国外发展经验来看，坚持两部制电价是促进抽水蓄能快速发展的重要手段。
当前，我国电力市场带有分时价格信号的现货市场尚未普及，辅助服务市场建设尚处于起步阶段，辅助服务品种尚待完善，暂不具备直接推动抽水蓄能市场化的条件。为了促进行业有序发展，避免“过热”同时警惕“过冷”，建议下一阶段统筹衔接电力市场化改革进程，按照“近中期”和“中远期”分类施策，有计划、分步骤地推动抽水蓄能电价机制完善和市场化发展。近中期，可参考新能源标杆电价政策和煤电容量电价机制，针对抽水蓄能不同资源分区，建立抽水蓄能标杆容量电价机制，引导行业整体降本增效与技术进步。中远期，以“固定采购+市场竞价”的方式推动抽水蓄能参与市场化交易，保障行业平稳高质量可持续发展。
我国抽水蓄能的资源分布特点
抽水蓄能站点资源条件是抽水蓄能电站开发建设的重要基础，站点选址通常涉及地形、地质、水源、交通等多方面因素。抽水蓄能站点资源禀赋条件的量化评估，对推动建立健全抽水蓄能价格机制、促进优质站点资源开发、引导行业降本增效具有关键支撑作用，对促进抽水蓄能行业健康有序发展具有重要意义。
在国际上，抽水蓄能电站选址的重要因素同样是优质的地形、地质和水源条件。美国能源部评估结果显示，其本土的抽水蓄能电站资源多分布在落基山脉和阿巴拉契亚山脉，尤其是其中河流和湖泊丰富的区域；欧洲的抽水蓄能电站主要集中在阿尔卑斯山脉和斯堪的纳维亚半岛等地；日本地处环太平洋地震带，地形多山且地质条件复杂，其抽水蓄能电站多选址于地质稳定、落差大的山区。
我国抽水蓄能资源条件与山川地形分布密切相关，同时这些区域电力系统特性和新能源资源条件各有特点，这塑造了各区域抽水蓄能功能定位和布局的特异性。
总体来说，从区域分布来看，我国抽水蓄能建设条件以华东、南方地区最好，华中、华北、东北次之，西南、西北地区相对一般；从资源量来看，根据普查成果，我国抽水蓄能站点资源约为16亿千瓦；目前全国已纳入规划和储备的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦。
抽水蓄能与地方经济社会融合发展
抽水蓄能电站分布广、工程规模大、总投资高、经济拉动效应明显，在抽水蓄能电站建设期可以通过直接投资拉动经济增长，提升电力、交通等基础设施水平，带动就业、改善民生；抽水蓄能电站建成后可以带动旅游等产业发展和产业结构升级，增加地方财税收入。综合来看，抽水蓄能电站是当前扩大有效投资、保持经济平稳增长的重要手段，是与地方经济社会发展深度融合的重要举措，是近远期统筹经济发展和碳达峰碳中和目标的重要选择。
一是抽水蓄能电站建设可促进地方经济社会可持续发展。
抽水蓄能电站在建设期间，需要投入大量的建筑材料和施工机械、发输变电设备等物资，还需要投入大量劳动力，就地采购大量的施工辅助加工服务，就地消费大量食品、日用品等，能带动地方基础设施和相关产业的发展，通过投资和消费两个环节拉动地方的GDP增长。抽水蓄能电站建成后，每年可以直接为地方提供稳定、可观的税费收入，主要包括增值税、企业所得税、城市维护建设税、教育费附加等，其中企业所得税和增值税为中央与地方共享税金，城市维护建设税、教育费附加为地方财政收入。此外，在有条件的地方还可以依托抽水蓄能电站打造旅游、康养等，比如“两山”理论发源地浙江安吉，依托天荒坪抽水蓄能电站，将电站建筑与自然风光完美结合，打造新的旅游景点。
二是抽水蓄能电站建成后服务电力系统，促进新能源消纳。
大力发展新能源是能源绿色低碳转型的重要选择，重点是全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展。为降低弃风、弃光率，维持电网稳定运行，需配备调节储能设施。抽水蓄能电站启停迅速、跟踪负荷能力强，对系统负荷的急剧变化能作出快速反应，能够保障新型电力系统安全稳定运行；还可以配合新能源运行，平抑新能源出力的波动性、随机性，减少对电网的不利影响，促进新能源大规模开发消纳。综合来看，抽水蓄能在技术经济、绿色环保、转化效率、惯量支撑等方面具有显著的综合优势，与风光等新能源联合运行效果最优。抽水蓄能开发建设可以进一步支撑当地风光新能源开发和相关产业的布局，促进经济社会发展。
三是抽水蓄能电站的节能减排效果好。
抽水蓄能电站建成投产后，其优越的调峰填谷、备用等功能可在系统调度中发挥重要作用，不仅能节省系统火电煤耗，减少二氧化碳、二氧化硫、烟尘、灰渣等污染物的排放，还能有效减少弃风弃光电量，增加新能源的消纳率。以甘肃省一个180万千瓦的抽水蓄能电站为例，电站投入系统运行后，每年可以节约标煤63.6万吨，按照通用节能减排公式比例折算，相当于减排二氧化碳168万吨，同时电站的建设还可以减少弃风弃光电量。因此，抽水蓄能电站的建设在一定程度上可以减少煤炭资源消耗及其带来的环境污染，具有较大的环境效益，符合建设资源节约型、环境友好型社会的要求，对推动发展低碳经济以及经济社会可持续发展具有重要作用。
抽水蓄能造价水平总体可控
随着能源结构转型和可再生能源的快速发展，抽水蓄能电站作为一种技术成熟、经济高效的调节储能方式，正受到越来越多的关注与投入。长期来看，受站点开发难度逐步增加和物价波动等因素影响，抽水蓄能电站项目单位造价总体将呈缓慢上涨趋势，造价水平总体可控。
“十二五”以来，抽水蓄能电站项目单位造价变化相对平稳，各时期内项目造价水平基本持平。“十二五”期间，项目单位千瓦总投资基本处于4800元/千瓦—6500元/千瓦区间范围；“十三五”期间，项目单位千瓦总投资略有抬升，基本处于5500元/千瓦—7000元/千瓦区间范围；“十四五”以来，项目单位造价略有上移，但总体水平仍保持稳定态势。以2023年、2022年两年为例，2023年全国核准49个抽水蓄能电站项目，总装机容量6342.5万千瓦，平均单位千瓦静态投资5857元；2022年全国核准48个抽水蓄能电站项目，总装机容量6890万千瓦，平均单位千瓦静态投资5492元。2023年核准项目平均单位千瓦静态投资虽较2022年上涨6.6%，但装机容量在100万—150万千瓦区间的电站（占核准项目总装机比例的74.9%）平均单位千瓦静态投资与2022年基本持平；上涨的主要原因在于新疆两项装机容量在200万—360万千瓦区间的电站建设条件较差，造价较高，拉高了2023年平均单位造价水平。
与常规水电相比，抽水蓄能电站装机规模较为集中，项目间造价水平波动较小。抽水蓄能电站造价与站址资源、设备产能、征地移民、人工成本等相关。对此，我们可以对抽水蓄能电站远期造价水平进行研判分析。一是站址资源相对充裕，同时枢纽格局基本类似，建设条件不会发生重大变化，短期内造价水平较为稳定。二是主机设备国产化程度较高，设备价格主要受产能及市场竞争因素影响，按照当前核准项目建设进度，2029年、2030年左右会出现投产高峰，通过提前生产，以及增加生产线、其他产能横向转化的方式基本可满足需求，主机设备价格总体可控。三是随着征地移民、环境保护与水土保持相关要求的提高，相应成本将呈上涨趋势，但抽水蓄能电站涉及环境影响因素较少，且水库淹没范围较小，即使相关成本上涨对电站总投资影响也较为有限。四是人工成本虽呈不断攀升趋势，但考虑到机械化程度的提高将使人工费占比逐步降低，人工成本上涨的影响程度有限。五是物价波动对电站建设成本会有影响，但波动幅度有限且不会单向增长，对电站总投资的影响较为有限。
长期来看，受上述因素影响，抽水蓄能电站项目单位造价水平总体将呈缓慢上涨趋势，造价水平总体可控。但建设条件、设备产能、征地移民、环境保护、水土保持、人工成本等方面的难题和挑战仍然存在，行业各方仍需协同合作、形成合力，在政策支持、技术创新、人才培养等多个方面持续深耕，全面推动抽水蓄能行业高质量发展。
抽水蓄能在电力系统中的作用越发凸显
2024年全国能源工作会议指出，聚焦落实“双碳”目标任务，加快推进能源绿色低碳转型。我国能源绿色低碳转型任务艰巨，应对的思路是大力发展新能源，是能源变革转型的必由之路。
抽水蓄能作为我国新能源基础设施网络的重要组成部分，是当前技术最成熟的调节电源，与风电、太阳能发电等配合运行效果好，能够支撑风能和太阳能的大规模高质量发展。2023年，在“双碳”目标引领下，为适应能源绿色低碳转型和新能源大规模高质量发展需要，抽水蓄能产业在发展规模、规划布局、建设运行、技术水平、政策体系等方面迈出新步伐、取得新成效，在电力系统中的重要作用更加凸显。
服务能源电力转型彰显价值。抽水蓄能电站是具有高度灵活性的储能系统，在风电、光伏等新能源快速发展的新型电力体系建设中具有不可替代的调节作用。以“抽水蓄能+新型储能+新能源”的电源组合，作为满足新增电力电量需求的低碳电源拓展方案，其中“抽水蓄能+新型储能”提供新增电力支撑，新能源提供新增电量支撑，是实现能源清洁低碳安全高效转型发展的必然选择。
电力支撑作用更加明显。我国抽水蓄能在建规模跃升至亿千瓦级，河北丰宁等多个抽水蓄能项目陆续投产发电，投运规模突破5000万千瓦，已建、在建规模连续8年稳居世界第一。全国新核准抽水蓄能电站49座，核准规模约6000万千瓦，与2022年核准规模基本持平。已投运电站运行状态良好，2023年面对复杂的保供形势，抽水蓄能电站抽发电量、启动次数、调频台次、旋转备用台次、短时运行次数均较上一年明显增加，有效保证电力安全可靠供应，发挥了电力保供生力军作用。
电力系统稳定作用加强。随着新型电力系统建设的推进，系统电压波动更大，对抽水蓄能调压需求不断增加。2023年，抽水蓄能机组调压调相运行增加，有效协助完成电压稳定任务。及时启动旋备，快速响应顶峰、消纳。安稳装置准确动作，有效协助系统维稳。各抽水蓄能电站积极配合电网逐步接入安稳系统，为夯实系统“三道防线”建设发挥了积极作用。
有效支撑大规模、高比例新能源消纳。新能源资源好且装机规模比例较高的区域抽水蓄能机组抽发次数增加，更好地促进了区域新能源的消纳。比如在新能源装机规模偏大的华北、东北地区，对抽水蓄能午间抽水需求较高，尤其是华北区域午间抽水消纳新能源需求已经显著高于夜间抽水填谷需求。
抽水蓄能应用场景更加多元化
在大力推动风电和光伏发电发展的主旋律下，加快抽水蓄能发展是大势所趋，对构建新型电力系统，促进可再生能源大规模高比例发展，实现碳达峰碳中和目标，保障电力系统安全稳定运行具有关键意义。随着我国风光大基地向北部和西部重点地区转移，为保障远距离外送和大比例开发新能源，抽水蓄能在大基地开发中的价值越发凸显，已成为大基地开发中重要的储能选择。新时代，抽水蓄能的应用场景更加多元化。
一是建设新型电力系统的关键支撑。
我国风电、光伏发电将实现大规模高比例发展，但由于其发电出力具有波动性、随机性，大规模接入电网和高比例消纳对电力系统安全保障能力和灵活调节能力提出了更高要求。抽水蓄能电站是电力系统重要的调节资源，其机组启停迅速、运行方式灵活、负荷跟踪能力强，可提高系统灵活调节能力，为系统大规模接入和高效消纳风光新能源创造条件。同时电站在系统中发挥调峰、填谷、调频、调相及备用等功能并提供必要的转动惯量，保障电力系统安全可靠与稳定运行。
二是构建风光蓄大型基地的核心依托。
大力发展新能源是能源绿色低碳转型的重要选择，重点是全面推进风电、光伏发电大规模开发和高质量发展，加快建设风电和光伏发电基地。为降低基地发电侧的弃风和弃光率，维持电网稳定运行，风光基地需配备储能装置。相比其他储能手段，抽水蓄能在技术经济、绿色环保、转化效率、惯量支撑等方面具有显著的综合优势，与风光等新能源联合运行效果最优，是未来构建风光蓄大型基地的核心依托。目前，正围绕西北地区大型风光新能源基地开发建设加强抽水蓄能布局规划研究。
三是构建流域可再生能源一体化基地的重要组成。
依托流域水电开发，充分利用水电灵活调节能力，在合理范围内配套建设一定规模的新能源发电项目，打造流域可再生能源一体化基地，这是新时代可再生能源基地化规模式发展的必由之路。流域内抽水蓄能电站是流域水电调节能力的重要组成部分，尤其对于常规水电装机规模偏小、调节能力不足的流域，采用“水风光蓄”一体化开发创新模式，可进一步优化可再生能源一体化基地资源配置、调度运行和消纳，进而提高可再生能源综合开发经济性、通道利用率，提升开发规模、竞争力和发展质量。2023年印发的雅砻江流域水风光一体化基地规划中，布局了多座抽水蓄能电站，其中道孚等电站已核准；在正在推进的金沙江上游等流域一体化规划中，结合基地资源条件等，也布局了一定规模的抽水蓄能电站。
抽水蓄能技术与装备持续进步
随着风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切。抽水蓄能是当前技术成熟、经济性优、具备大规模开发建设条件的电力系统清洁低碳灵活调节电源，推动抽水蓄能技术装备进步与科技创新，促进抽水蓄能高质量发展，对于加快构建新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行、支撑新能源更大力度高质量发展具有重要意义。
《报告》认为，我国抽水蓄能在勘测设计、施工建造、项目管理、装备制造等方面的技术水平正在不断获得新突破和新发展。
为适应行业高质量发展要求及新的工程建设条件，抽水蓄能机组制造领域，特别是交流励磁变速机组国产化、机组设备设计制造标准化、数字化智能化技术探索应用等方面技术不断取得新进展。变速机组较常规机组运行范围扩大、运行稳定性和运行效率提高、快速响应能力增强，国家能源局已将300MW级变速抽水蓄能机组自主研制作为能源领域重大技术装备项目。2023年，肇庆浪江和惠州中洞两个抽水蓄能电站的交流励磁变速机组确定由国内机组厂商承制，标志着中国正式开始设计制造大容量变速抽水蓄能机组；今年8月11日，国内首台大型变速抽水蓄能机组——河北丰宁抽水蓄能电站12号机组成功投产发电，填补了国内变速机组应用的空白，更为后续变速机组国产化设计制造及推广应用积累了宝贵实践经验。
展望未来，随着西部高寒、高海拔、高地震烈度区域陆续有抽水蓄能核准建设，需持续深化抽水蓄能电站关键技术研究，比如抗震设计以及安全管理研究，低气压条件下的电机绝缘防晕体系可靠性和绝缘状态智能监测以及高效冷却方式等，提升对电站在上述地区的适应性。同时，随着河北丰宁抽水蓄能电站大型变速机组调度运行管理经验的积累，以及肇庆浪江等电站变速机组自主研制不断创新突破，大型变速机组凭借其更加运行灵活、稳定可靠、反应迅速的优越性，将在新型电力系统中发挥重要作用。
