浙江省用戶側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)效益分析

陳思培，謝宇哲

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司 寧波供電公司，浙江 寧波 315020）

0 引言

隨著經(jīng)濟(jì)社會(huì)的發(fā)展和人民生活水平的提高，電力負(fù)荷快速增長。但浙江電網(wǎng)的高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間比較短暫，導(dǎo)致電力系統(tǒng)的剛性投資大、能耗高但設(shè)備利用率低，嚴(yán)重影響電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，最終提高社會(huì)成本。同時(shí)電網(wǎng)調(diào)峰能力不足，影響電網(wǎng)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行?！?060”碳減排目標(biāo)及新型電力系統(tǒng)概念提出后，新能源將實(shí)現(xiàn)大規(guī)模高比例并網(wǎng)，給電網(wǎng)調(diào)峰帶來更大的壓力。

作為能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成部分，儲(chǔ)能既是解決高比例新能源并網(wǎng)利用的關(guān)鍵技術(shù)，也是提高電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的有效途徑［1］。隨著儲(chǔ)能技術(shù)的迅速發(fā)展和儲(chǔ)能成本的不斷下降，儲(chǔ)能已逐漸成為控制負(fù)荷、縮小峰谷差的重要手段。本文根據(jù)浙江省實(shí)際情況，以磷酸鐵鋰電池為算例，采用貼現(xiàn)現(xiàn)金流的分析方法，進(jìn)行用戶側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)效益分析，并列舉目前儲(chǔ)能面臨的問題，給出合理建議，對(duì)未來儲(chǔ)能發(fā)展進(jìn)行展望。

1 相關(guān)政策

1.1 現(xiàn)行電價(jià)政策

浙江省聚焦降低大工業(yè)電價(jià)，著力減輕制造業(yè)用電成本［2］。新電價(jià)政策如表1 所示，進(jìn)一步完善了峰谷分時(shí)電價(jià)，適度拉大峰谷價(jià)差，鼓勵(lì)儲(chǔ)能等產(chǎn)業(yè)發(fā)展，在7、8月份對(duì)大工業(yè)高峰、低谷電價(jià)執(zhí)行季節(jié)性電價(jià)政策，更好保障電力運(yùn)行安全。其中，低谷時(shí)段為11：00—13：00、22：00—次日8：00，高峰時(shí)段為8：00—11：00、13：00—19：00、21：00—22：00，尖峰時(shí)段為19：00—21：00。

表1 大工業(yè)電價(jià)Table 1 Large industrial electricity price元/kWh

1.2 需求響應(yīng)

削峰日前需求響應(yīng)按照單次響應(yīng)的出清價(jià)格、有效響應(yīng)電量進(jìn)行補(bǔ)貼，出清價(jià)格設(shè)置上限為4元/kWh［3］，填谷日前需求響應(yīng)執(zhí)行1.2元/kWh的年度固定補(bǔ)貼單價(jià)，實(shí)時(shí)需求響應(yīng)執(zhí)行4元/kWh 的年度固定補(bǔ)貼單價(jià)，如表2 所示。供電公司以分級(jí)分時(shí)方式發(fā)出響應(yīng)邀約，用戶在回復(fù)發(fā)出的響應(yīng)后，在相應(yīng)的時(shí)間段做出負(fù)荷調(diào)節(jié)。對(duì)于日前削峰及日前填谷通常提前一天發(fā)出邀約，用戶在收到邀約后2 h 內(nèi)進(jìn)行回復(fù)。2021年實(shí)時(shí)需求響應(yīng)分為小時(shí)級(jí)、分鐘級(jí)及秒級(jí)，對(duì)應(yīng)的需求響應(yīng)發(fā)布時(shí)間分別為提前4 h，提前30 min和緊急調(diào)節(jié)。

表2 浙江省需求響應(yīng)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Subsidy standard of demand response in Zhejiang Province

1.3 電力輔助服務(wù)

輔助服務(wù)的種類包含調(diào)峰、旋轉(zhuǎn)備用、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等［4］，電儲(chǔ)能可參與輔助服務(wù)。電力輔助服務(wù)補(bǔ)償價(jià)格的上限為：低谷電價(jià)時(shí)段填谷調(diào)峰0.4元/kWh，高（尖）峰電價(jià)時(shí)段填谷調(diào)峰0.5元/kWh，旋轉(zhuǎn)備用0.015元/kWh，一次調(diào)頻0.12元/kWh，二次調(diào)頻0.06元/kWh。

2 用戶側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)模型

2.1 成本模型

儲(chǔ)能電站的投資成本主要分為兩類，一是初始投資成本，包括容量投資成本和功率投資成本，二是運(yùn)行維護(hù)成本［5］，可表示為

式中：WCE為容量投資成本；WCP為功率投資成本；ce、cp分別為儲(chǔ)能的單位能量價(jià)格和單位功率價(jià)格；E、P分別為儲(chǔ)能的額定容量和額定功率。

運(yùn)行維護(hù)成本通常按初始投資成本的一定比例估算，可表示為

式中：a、b分別為儲(chǔ)能容量和功率的運(yùn)行維護(hù)成本與初始投資成本的比值。

2.2 收益模型

2.2.1 售電收益

為使儲(chǔ)能的收益最大化，儲(chǔ)能電站在低谷時(shí)段充電，在高峰時(shí)段放電，根據(jù)儲(chǔ)能電站參與削峰填谷的電量和峰谷電價(jià)差得到售電收益，可表示為

式中：Δp′為等效峰谷電價(jià)差；pf為峰電電價(jià)；pg為谷電電價(jià)；η為儲(chǔ)能電池的能量轉(zhuǎn)換效率。

2.2.2 需求響應(yīng)補(bǔ)貼

根據(jù)用戶有效響應(yīng)電量和出清補(bǔ)貼單價(jià)，得到需求響應(yīng)補(bǔ)貼的總額，可表示為

式中：Ex為需求響應(yīng)補(bǔ)貼總額；Qx為需求側(cè)有效響應(yīng)電量；mx為出清補(bǔ)貼單價(jià)。

2.2.3 電力輔助服務(wù)補(bǔ)貼

根據(jù)用戶參與削峰填谷電力輔助服務(wù)的有效電量和補(bǔ)貼的價(jià)格，得到電力輔助服務(wù)補(bǔ)貼總額，可表示為

式中：Ef為電力輔助服務(wù)補(bǔ)貼總額；Qf為參與削峰的有效電量；Qg為參與填谷的有效電量；mf為削峰補(bǔ)貼單價(jià)；mg為填谷補(bǔ)貼單價(jià)。

此外，還可以考慮旋轉(zhuǎn)備用、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等。

2.2.4 一次性政策補(bǔ)貼

對(duì)實(shí)施能效電廠和削峰填谷技術(shù)等永久性節(jié)約電力負(fù)荷和轉(zhuǎn)移高峰電力負(fù)荷的項(xiàng)目予以獎(jiǎng)勵(lì)，東部地區(qū)獎(jiǎng)勵(lì)440元/kW，中部地區(qū)獎(jiǎng)勵(lì)550元/kW［7］。其中，浙江省的獎(jiǎng)勵(lì)額度為440元/kW。補(bǔ)貼可表示為

式中：Eh為用戶側(cè)的總收益。

2.3 財(cái)務(wù)模型

貼現(xiàn)現(xiàn)金流法考慮了貨幣的時(shí)間價(jià)值，是通過對(duì)未來預(yù)期現(xiàn)金流的合理預(yù)測以及貼現(xiàn)率的恰當(dāng)選擇進(jìn)行貼現(xiàn)，將未來的現(xiàn)金流還原為當(dāng)下的現(xiàn)值，通過貼現(xiàn)值的計(jì)算和比較為財(cái)務(wù)決策提供依據(jù)的價(jià)值評(píng)估方法。

2.3.1 殘值

殘值是資產(chǎn)在使用壽命期滿時(shí)預(yù)計(jì)能收回的殘余價(jià)值。儲(chǔ)能電站的設(shè)備殘值按容量投資成本的一定比例進(jìn)行估算，可表示為

式中：i為貼現(xiàn)率；PVIFi,n為貼現(xiàn)率為i、期數(shù)為n的復(fù)利現(xiàn)值系數(shù)。

2.3.4 凈現(xiàn)值與累計(jì)現(xiàn)值

凈現(xiàn)值是指未來資金流入現(xiàn)值與未來資金流出現(xiàn)值的差額，累計(jì)現(xiàn)值即凈現(xiàn)值的累計(jì)值。儲(chǔ)能電站的累計(jì)現(xiàn)值可表示為

式中：Y為動(dòng)態(tài)投資回收期。

3 算例分析

3.1 算例邊界條件

電化學(xué)儲(chǔ)能主要有鋰離子電池、鉛酸電池、液流電池、鈉硫電池等。其中，鋰離子電池能量密度大、能量轉(zhuǎn)換效率高、循環(huán)壽命長，已大規(guī)模應(yīng)用于儲(chǔ)能電站［8］。本文根據(jù)磷酸鐵鋰電池的特性，采用貼現(xiàn)現(xiàn)金流法，分析20 MWh/10 MW 的110 kV 磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能電站算例。本文選擇貼現(xiàn)率為6%。

據(jù)市場調(diào)研，目前磷酸鐵鋰電池的單位容量成本約為1 500元/kWh，單位功率成本約為1 500元/kW，能量轉(zhuǎn)換效率達(dá)90%，放電深度為90%時(shí)循環(huán)壽命達(dá)6 000次，6 000次充放電后電池容量衰減至80%，此時(shí)容量殘值率約為20%。算例邊界條件如表3所示。

表3 算例邊界條件Table 3 Boundary condition of numerical example

3.2 多情景分析

電池循環(huán)壽命6 000次，若日充放電1次，則壽命約15 a，每年容量衰減至上年的98.50%；若日充放2次，則壽命約8 a，每年容量衰減至上年的97.25%。

售電天數(shù)考慮法定節(jié)假日11 天，全年按354 天計(jì)。根據(jù)式（6），等效峰谷電價(jià)差Δp′=pf-1.1pg。

參照浙江省實(shí)際情況，算例需求響應(yīng)補(bǔ)貼時(shí)間按照每年8天計(jì)，補(bǔ)貼價(jià)格按照4元/kWh計(jì)［3］，根據(jù)式（5），充放電一次的有效響應(yīng)電量為18 MWh。參與電力輔助服務(wù)的天數(shù)按照夏季參與削峰30天、冬季參與填谷30天、旋轉(zhuǎn)備用60天計(jì)，有效電量同需求響應(yīng)。補(bǔ)貼價(jià)格按照填谷0.4元/kWh，削峰0.5元/kWh、旋轉(zhuǎn)備用0.015元/kWh計(jì)［4］。

根據(jù)式（1）—式（3），可計(jì)算出該算例的初始投資成本為4 500萬元，每年運(yùn)行維護(hù)成本為45萬元，殘值為600萬元。根據(jù)式（9），可計(jì)算出一次性政策補(bǔ)貼為396萬元（一次性政策補(bǔ)貼為一次性收益，計(jì)算現(xiàn)金流時(shí)認(rèn)為是第1年的收益）。

3.2.1 情景1

情景1 為日充放電1 次，削峰填谷按需求響應(yīng)政策。逐年售電量如表4所示。

表4 情景1儲(chǔ)能電站逐年售電量Table 4 Electricity sales of energy storage power station year by year in condition 1 MWh

根據(jù)式（7），第1年需求響應(yīng)補(bǔ)貼總額為57.6萬元，逐年需求響應(yīng)補(bǔ)貼額如表5所示。

表5 情景1儲(chǔ)能電站逐年需求響應(yīng)補(bǔ)貼額Table 5 Subsidy amount of demand response year by year in condition 1萬元

將式（3）、式（4）、式（7）、式（9）、式（12）代入式（13），根據(jù)式（13）、式（15）、式（16）將n取值為15，并令凈現(xiàn)值為零，可以算出等效峰谷電價(jià)差，得出結(jié)論：當(dāng)?shù)刃Х骞入妰r(jià)差差達(dá)到0.670 3元/kWh 時(shí)，才能產(chǎn)生收益。

3.2.2 情景2

情景2 為日充放電2 次，削峰填谷按需求響應(yīng)政策執(zhí)行。逐年售電量如表6所示。

表6 情景2儲(chǔ)能電站逐年售電量Table 6 Electricity sales of energy storage power station year by year in condition 2 MWh

根據(jù)式（7），第1年需求響應(yīng)補(bǔ)貼總額為115.2萬元，逐年需求響應(yīng)補(bǔ)貼額如表7所示。

表7 情景2儲(chǔ)能電站逐年需求響應(yīng)補(bǔ)貼額Table 7 Subsidy amount of demand response year by year in condition 2萬元

將式（3）、式（4）、式（7）、式（9）、式（12）代入式（13），根據(jù)式（13）、式（15）、式（16），將n取值為8，并令凈現(xiàn)值為零，可以算出等效峰谷電價(jià)差，得出結(jié)論：當(dāng)?shù)刃Х骞入妰r(jià)差達(dá)到0.465 1元/kWh時(shí)，才能產(chǎn)生收益。

3.2.3 情景3情景3 為日充放電2 次，削峰填谷按電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則執(zhí)行。情景3儲(chǔ)能電站逐年的售電量同情景2。根據(jù)式（8），第1年補(bǔ)貼總額為98.8萬元，逐年電力輔助服務(wù)補(bǔ)貼額如表8所示。

表8 情景3儲(chǔ)能電站逐年電力輔助服務(wù)補(bǔ)貼額Table 8 Subsidy amount of ancillary services in electricity market year by year in condition 3萬元

將式（3）、式（4）、式（8）、式（9）、式（12）代入式（14），根據(jù)式（14）—式（16），將n取值為8，并令凈現(xiàn)值為零，可以算出等效峰谷電價(jià)差，得出結(jié)論：當(dāng)?shù)刃Х骞入妰r(jià)差達(dá)到0.477 9元/kWh時(shí)，才能產(chǎn)生收益。

3.2.4 情景4

情景4 為日充放電2 次，削峰填谷按電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則執(zhí)行，計(jì)算在現(xiàn)有浙江省電價(jià)下的凈現(xiàn)值和動(dòng)態(tài)投資回收期。浙江省110 kV 大工業(yè)分時(shí)電價(jià)如表9 所示，將該儲(chǔ)能電站配置在110 kV大工業(yè)用戶側(cè)，日充放2 次，為最大化利用峰谷價(jià)差，分別在尖峰時(shí)段和高峰時(shí)段放電一次。

表9 110 kV大工業(yè)分時(shí)電價(jià)Table 9 Large industrial electricity price of 110kV元/kWh

參與電力輔助服務(wù)的情況同情景3，根據(jù)式（3）、式（4）、式（8）、式（9）、式（12）可以計(jì)算出算例的各項(xiàng)成本和收益，再根據(jù)式（14）—式（16），計(jì)算出壽命周期內(nèi)逐年的現(xiàn)金流和累計(jì)現(xiàn)值，如表10所示。根據(jù)式（17）可以計(jì)算出該算例的動(dòng)態(tài)投資回收期。

表10 儲(chǔ)能電站成本收益現(xiàn)值Table 10 Present value of cost-benefit of energy storage power station萬元

得出結(jié)論：凈現(xiàn)值為430萬元，動(dòng)態(tài)投資回收期為7.86 a（壽命周期8 a），在目前110 kV大工業(yè)電價(jià)下可以產(chǎn)生較少的收益。

3.2.5 對(duì)比分析

對(duì)上述4 種情景進(jìn)行對(duì)比分析得到了以下結(jié)論。情景1 和情景2 對(duì)比可知，在相同的邊界條件下，算例儲(chǔ)能電站削峰填谷，日充放電2次比日充放電1次能產(chǎn)生收益的等效峰谷電價(jià)差低很多。情景2 和情景3 對(duì)比可知，在相同的邊界條件下，算例儲(chǔ)能電站削峰填谷按照需求響應(yīng)和按照電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則補(bǔ)貼，能產(chǎn)生收益的等效峰谷電價(jià)差相當(dāng)。由情景4 可知，算例儲(chǔ)能電站日充放電2次，在當(dāng)前的大工業(yè)電價(jià)下可以產(chǎn)生較少收益，若峰谷價(jià)差進(jìn)一步擴(kuò)大，收益將會(huì)更加顯著。

4 儲(chǔ)能前景分析

4.1 現(xiàn)階段面臨問題

對(duì)于電力系統(tǒng)儲(chǔ)能需求的認(rèn)知需要提升?！笆奈濉逼陂g新能源發(fā)展將進(jìn)一步提速，儲(chǔ)能的發(fā)展對(duì)于高比例新能源電力系統(tǒng)的發(fā)展具有重要支撐作用，儲(chǔ)能與高比例新能源電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)有序發(fā)展需要各方引起足夠重視。

儲(chǔ)能的發(fā)展呼喚更加開放與多元的價(jià)格機(jī)制設(shè)計(jì)。電源側(cè)缺乏峰谷電價(jià)機(jī)制，大多數(shù)地區(qū)用戶側(cè)峰谷電價(jià)差仍然偏低，儲(chǔ)能電力市場化交易主體身份的不健全，儲(chǔ)能電價(jià)的缺失等因素一定程度上限制了儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的發(fā)展應(yīng)用。

儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)體系尚未形成，影響行業(yè)快速健康發(fā)展。儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)涉及電池性能指標(biāo)、規(guī)劃設(shè)計(jì)、安裝、驗(yàn)收、運(yùn)維及事故處置、火災(zāi)消防以及行業(yè)質(zhì)量評(píng)估等多個(gè)環(huán)節(jié)，儲(chǔ)能系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)體系不完善，無法完全保證儲(chǔ)能產(chǎn)品質(zhì)量與安全。

儲(chǔ)能項(xiàng)目的規(guī)劃布局缺乏頂層設(shè)計(jì)與標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范?，F(xiàn)階段許多儲(chǔ)能項(xiàng)目的驅(qū)動(dòng)力并非來自電力系統(tǒng)實(shí)際需求，而是廠商與地方政府利益。建多少、在哪建、怎么建等儲(chǔ)能規(guī)劃核心問題需通過標(biāo)準(zhǔn)予以規(guī)范，并明確項(xiàng)目管理及審批流程。

4.2 儲(chǔ)能機(jī)制相關(guān)建議

完善分時(shí)電價(jià)及輔助服務(wù)市場政策。加大推廣現(xiàn)行的分時(shí)電價(jià)、尖峰電價(jià)及可中斷電價(jià)等，進(jìn)一步拉大峰谷電價(jià)差，為建立儲(chǔ)能電站創(chuàng)造更多的經(jīng)濟(jì)效益。激勵(lì)新興的電動(dòng)汽車及儲(chǔ)能電站等用戶側(cè)分布式儲(chǔ)能發(fā)展［9］，鼓勵(lì)火電廠聯(lián)合儲(chǔ)能為電網(wǎng)提供調(diào)峰輔助服務(wù)。

加強(qiáng)儲(chǔ)能的頂層設(shè)計(jì)和規(guī)劃布局。加快推動(dòng)儲(chǔ)能在各環(huán)節(jié)各場景的示范應(yīng)用，從規(guī)劃、調(diào)控、交易等多方面推動(dòng)網(wǎng)儲(chǔ)協(xié)同發(fā)展。在電源側(cè)著力開展基于儲(chǔ)能與新能源相融合的多能互補(bǔ)；在電網(wǎng)側(cè)著力開展基于儲(chǔ)能“釋放輸配電通道輸送能力”等的應(yīng)用；在負(fù)荷側(cè)以儲(chǔ)能作為互聯(lián)紐帶，聚合各類分布式電源、可調(diào)負(fù)荷、電動(dòng)汽車等元素，探索“儲(chǔ)能+”綜合能源服務(wù)、需求響應(yīng)、虛擬電廠等商業(yè)應(yīng)用模式新業(yè)態(tài)，實(shí)現(xiàn)新能源的有效消納和終端能源的高效利用。

加大對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)建設(shè)的激勵(lì)。吸引第三方投資者在用戶側(cè)建立分布式儲(chǔ)能設(shè)備；建立智能化負(fù)荷管理平臺(tái)，引導(dǎo)用戶側(cè)儲(chǔ)能參與電網(wǎng)需求側(cè)管理，完善用戶側(cè)儲(chǔ)能參與電網(wǎng)輔助服務(wù)和需求響應(yīng)的市場機(jī)制。

創(chuàng)新儲(chǔ)能儲(chǔ)能商業(yè)模式。積極研究通過產(chǎn)業(yè)單位投資建設(shè)、運(yùn)維儲(chǔ)能電站，向新能源業(yè)主出售容量配額的“共享儲(chǔ)能”模式。收集光伏、風(fēng)力等數(shù)據(jù)和未來開發(fā)計(jì)劃，與潛在新能源發(fā)電項(xiàng)目業(yè)主對(duì)接合作意向，助力“新能源+共享儲(chǔ)能”商業(yè)模式最終落地。

4.3 儲(chǔ)能發(fā)展展望

儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性受儲(chǔ)能成本、峰谷價(jià)差、政策補(bǔ)貼等因素影響。儲(chǔ)能系統(tǒng)的投資成本會(huì)隨著電池技術(shù)的不斷提高和生產(chǎn)規(guī)模的不斷加大而降低，其投資回收期也會(huì)隨之縮短。

近年來，儲(chǔ)能成本的下降趨勢明顯，過去5 年，儲(chǔ)能電池成本的下降幅度超過50%，配套管理系統(tǒng)的成本下降更快，平均每年超過25%。由于全球競爭加劇，未來成本下降趨勢更快，經(jīng)濟(jì)效益將得到明顯提升。若浙江省峰谷電價(jià)差繼續(xù)拉大，當(dāng)峰谷電價(jià)差達(dá)到一定程度時(shí)，儲(chǔ)能將具備經(jīng)濟(jì)規(guī)模。另一方面，儲(chǔ)能技術(shù)水平的進(jìn)步、市場機(jī)制的建立和完善，將逐步推動(dòng)儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用和多場景復(fù)用。

5 結(jié)束語

本文建立了電化學(xué)儲(chǔ)能的成本模型、收益模型和財(cái)務(wù)模型，從初始投資成本和運(yùn)行維護(hù)成本兩方面建立成本模型，從售電收益、需求響應(yīng)補(bǔ)貼、電力輔助服務(wù)補(bǔ)貼、一次性政策補(bǔ)貼等方面建立收益模型，根據(jù)貼現(xiàn)現(xiàn)金流法建立財(cái)務(wù)模型。結(jié)合浙江省的實(shí)際情況，通過具體的儲(chǔ)能算例，計(jì)算4種情景下的等效峰谷電價(jià)差或動(dòng)態(tài)投資回收期，分析目前用戶側(cè)儲(chǔ)能的收益與峰谷電價(jià)差的關(guān)系，判斷用戶側(cè)儲(chǔ)能大規(guī)模推廣應(yīng)用的前景，給出針對(duì)性的建議。

以磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能電站為例，在浙江省現(xiàn)行電價(jià)下，用戶側(cè)配置儲(chǔ)能都已初步具備一定的經(jīng)濟(jì)效益。建議政府優(yōu)化峰谷時(shí)段、加大峰谷電價(jià)價(jià)差，完善市場機(jī)制，加強(qiáng)相關(guān)激勵(lì)政策。鼓勵(lì)第三方投資建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)備，促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)的進(jìn)一步發(fā)展，推動(dòng)儲(chǔ)能在電網(wǎng)中的大規(guī)模應(yīng)用，不斷提高社會(huì)效益。D