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天然氣直供與大用戶直購電的比較與思考

作者:中國儲能網新聞中心 來源:《電力決策與輿情參考》 發布時間:2020-04-29 瀏覽:
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盧延國

(國家能源局山東監管辦黨組成員)

落實減稅降費政策,降低企業用電、用氣、物流成本是中央在部署今年經濟工作中推出的重大舉措。近年的實踐證明,實行天然氣直供和大用戶直購電(雖已“升級”為電力中長期交易,此處姑且用此“俗名”)已成為降低企業用能成本、推動經濟高質量發展的有效手段,應該積極推進和深化。特別是受新冠肺炎疫情影響,實體經濟面臨快速復工、最大程度釋放產能、實現全年發展目標的任務,推進天然氣直供和大用戶直購電有著更迫切的現實意義。

一、天然氣直供的概念與成因

天然氣直供,就是用戶直接向上游天然氣供應商購買天然氣用于生產或消費,不再轉售。就字面來說,“天然氣直供”最早見于2012年3月國家發展改革委下發的《關于規范城市管道天然氣和省內天然氣運輸價格管理的指導意見(征求意見稿)》。該意見稿提出:“鼓勵上游生產企業對城市燃氣公司和大用戶直供”。其實,就實踐層面,天然氣直供出現的更早。亦即2004年西氣東輸天然氣管線投運之初,國家就在其沿線規劃了10個燃氣發電廠,成為國內首批天然氣“直供用戶”。當然,由于氣源不足、氣價高等種種原因,其中大多數項目投產后運作不暢。

近年來,隨著天然氣市場規模的擴大,天然氣直供的話題再度變熱。如何加快推進天然氣利用,提高天然氣在一次能源消費中的比重,成為各地推動經濟高質量發展的自覺選擇。一是作為優質高效、綠色清潔的低碳能源,天然氣的自身屬性,決定了天然氣在治理大氣污染、應對氣候變化、推進能源消費革命中具有突出的比較優勢;二是我國天然氣資源進口逐漸開放,鼓勵社會資本進入,國際資源價格持續走低,供應量大幅增長可期,具備大規模利用的資源基礎優勢;三是經濟下行壓力加大,實體經濟用氣成本增加,理順和改革天然氣價格形成機制、降低包括天然氣在內的用能成本呼聲日隆;四是直供用戶的需求量大,具有較強的議價能力。

價格機制改革是天然氣體制改革的核心內容之一。通過直供,在用戶側增加競爭性,逐步探索建立天然氣價格市場化的形成機制,可以產生倒逼天然氣體制改革的強大動力,成為推進天然氣體制改革的一個突破口。為理順天然氣產業鏈各環節價格關系,2013年國家發展改革委下發《關于調整天然氣價格的通知》,翌年出臺《關于調整非居民用存量天然氣價格的通知》,2015年3月發布《關于規范城市管道天然氣和省內天然氣運輸價格管理的指導意見》,明確提出“鼓勵上游生產企業對城市燃氣公司和大用戶直供,減少中間環節,避免層層轉供,降低供氣成本”,放開直供用戶用氣門站價格,進行改革試點,同年4月1日起將存量氣和增量氣門站價格并軌,全面理順非居民用氣價格。2016年國家又相繼出臺《天然氣管道運輸價格管理辦法》《天然氣管道運輸定價成本監審辦法(試行)》《關于配氣價格監管的指導意見》,要求中間銷售環節不得盈利,對管輸公司的盈利水平做了明確規定,“管住中間”初露端倪。“三桶油”及地方管網公司根據新的辦法進行監審定價后,管輸費大幅下降,城市燃氣公司的配氣費相應進行了調整。2017年6月,國家發展改革委、國家能源局等13部門出臺《加快推進天然氣利用的意見》(以下簡稱《意見》),明確“建立用戶自主選擇資源和供氣路徑的機制”,用戶可自主選擇資源方以及供氣路徑,減少中間環節,降低用氣成本。2018年5月國家發展改革委《關于理順居民用氣門站價格的通知》出臺,理順門站價格,居民、非居民基準門站價格統一,釋放降價紅利。至此,天然氣價格改革層層推進,促進天然氣直供的政策環境、外部形勢已然明朗。

二、各地天然氣直供的政策與現狀

以《意見》出臺為發端,地方政府紛紛制定相應的政策措施,天然氣直供步伐加快。自2017年以來,四川、安徽、山東等多地相繼出臺文件,明確支持對天然氣用戶實行直供服務。各地政策從大用戶準入、城燃企業關系、發文機構等幾個方面劃分,可分為:一是明確把用氣量作為大用戶準入門檻的,如廣東省的大用戶指燃氣電廠、分布式能源站、煉廠和年用氣量超過1億立方米的大工業用戶。山東省的文件中把大用戶界定為年用氣量超過5000萬立方米的工業集中區、清潔化集中采暖、熱電聯產用氣項目。二是沒有明確大用戶準入門檻的,如安徽、福建等。三是文件涉及直供用戶與城燃企業關系的,如山東(魯建城建字〔2019〕33號)明確:新建天然氣直供管道不應違背既定燃氣經營區域劃分(政府特許經營協議)。濟南市則規定:支持上游企業、城燃企業與大用戶合資建設直供管道,供氣路徑應符合燃氣規劃;鼓勵城燃企業開放已建管道并提供代輸服務,代輸價格按價格主管部門規定執行。較多的則對新增大用戶“鼓勵氣源企業、省管網經營企業、城燃企業以及大用戶合資建設直供管道”“鼓勵城燃企業開放已建管道并提供代輸服務”,充分考量了大用戶與城燃企業的關系以及城燃企業的相關利益。四是直接“繞過去”城燃企業,只講直供的。成都市規定,符合條件的由市經信部門統一操刀:對具備實施條件的,由企業向屬地能源管理部門提出申請,市經信委會商中石油、中石化等氣源供應單位安排直供,降低企業用氣價格,即不經過城燃企業,直接在氣源單位接管用氣。政策施行當年,成都全市直供天然氣工業大用戶已達到40家,直供價格在1.65~1.78元/立方米,遠遠低于加權平均轉供價格,年供應天然氣16.8億立方米,占工業用氣的58.54%。江蘇明確“堅持直供模式,降低用氣成本,供氣管網可以實現供氣的區域,各設區市不得在供應側和城鎮燃氣企業及大用戶等用戶側之間增加中間供氣輸配環節”“蘇南地區通過新建供氣通道或通過管道公平開放實現多氣源供應”。去年7月,江蘇國信儀征燃機熱電聯產天然氣直供管道建設項目獲批,新建天然氣管道16.5公里,設計輸量7.5億立方米/年。五是發文機關各不相同。有以省級政府名義下發的,如廣東省;有省級部門聯合下發的,如山東省,由住建廳、發改委聯合下發;福建省、重慶市則是分別由經信委、發改委單獨印發。從多地實踐看,直供明顯降低企業用氣成本。天然氣直供成為企業用戶繼直購電之后新的市場期待和推進天然氣價格市場化的新動力。

改革必然涉及利益調整。天然氣直供實質上就是天然氣產業鏈不同環節企業之間利益的一次調整和再分配,矛盾和問題也難以避免。拋開標準制定、經營時限與成本回收、模式選擇等問題且不論,目前最為突出的便是直供與政府特許經營權的沖突。從表面看,直供確實與城燃企業存在利益交叉,與現有政策、法規有一定沖突。毋庸置疑,特許經營制度實施以來,在加快城市燃氣基礎設施建設、規范運營管理方面的確發揮了積極作用,促進了城市燃氣市場的發展。但是,隨著全國天然氣利用規模的進一步擴大,特別是13部委《意見》的頒布,氣化區域和氣化率得到了同步提高,各類用戶的用氣需求逐漸釋放,而取得特許經營的城市燃氣企業,并不能全面、有效地滿足特許經營區域內各類用戶的多樣化需求,特許經營權限制了其他市場主體的進入,形成了壟斷經營,特許經營權不僅已經成為開展天然氣直供的體制障礙,也成為企業市場競爭力繼續提升的內在阻力,必須放到油氣體制改革總體框架中積極穩妥地解決。回顧我國40多年來的改革歷程,特別是民營經濟和其他經濟成分的發展,就是通過非激進性辦法,實行漸進式改革,充分兼顧各市場主體的利益,“小跑不停步”,最終實現改革的目標。

三、大用戶直購電的概念以及實踐探索

所謂大用戶直購電,是指電廠和終端購電大用戶之間通過直接交易的形式協定購電量和購電價格,然后委托電網企業將協議電量由發電企業輸配到終端購電大用戶,并另支付電網企業所承擔的輸配服務費用。由過去的“獨買獨賣”變成“多買多賣”,增加發、用雙方的選擇權。直購電是電力交易的一種重要表現形式和構建電力競爭市場結構的重要環節,對形成市場化的電價機制具有直接意義。“大用戶直購電”的稱謂已不能準確表達中長期交易框架下的市場主體間的交易關系,但考慮大用戶直購電的嬗變以及與天然氣直供比較的便利,本文仍以大用戶直購電稱之。

大用戶直購電的概念首度出現在2002年國務院印發的《電力體制改革方案》(即“5號文”)中。文件提出“開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作,改變電網企業獨家購買電力的格局;在具備條件的地區,開展發電企業向較高電壓等級或較大用電量的用戶和配電網直接供電的試點工作。直供電量的價格由發電企業與用戶協商確定,并執行國家規定的輸配電價”。2015年頒布的《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(即“9號文”)指出,“在發電側和售電側開展有效競爭,培育獨立市場主體,著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局”,而售電側放開的主要內容之一就是放開用戶的選擇權,主要表現形式即是大用戶向發電企業購電。隨著售電側市場的進一步放開和相關機制的建立完善,特別是2016年12月國家發展改革委、國家能源局制定《電力中長期交易基本規則(暫行)》并頒布實施,推動了電力市場化交易,目前全國范圍內已經有33個電力交易中心,絕大多數已經實現了售電公司準入,被稱為“直購電”的電力用戶與發電企業直接交易,成為電力中長期交易的主要品種。自2017年起,各類統計資料中基本以市場化交易電量涵蓋直接交易。

2004年4月,國家電監會和國家發展改革委聯合印發了《電力用戶直接向發電企業購電試點的暫行辦法》(簡稱《暫行辦法》),明確了直購電試點工作的指導思想、目的和原則,大用戶直購電試點開始起步。當年9月,國家電監會宣布吉林炭素有限責任公司向吉林龍華熱電股份有限公司直接購電,標志著全國第一個直購電試點正式啟動。2006年11月,廣東電網公司、廣東國華粵電臺山發電有限公司及首批參加試點的臺山市化學制藥有限公司等6家大用戶簽訂了直購電試點合同。之后,多省區相繼開展了不同程度、不同規模和形式的直購電試點。湖北于2008年直接啟動了雙(多)邊交易,而起點較高的內蒙古直接進行了多邊交易市場的嘗試,并建立了成熟的模式。2009年6月,國家電監會、國家發展改革委、國家能源局共同出臺了《關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》,對準入條件、試點內容以及購電價格構成、電量計量和結算等實際運行中的有關問題,作了進一步的細化完善。同年,經國家電監會、國家發展改革委、國家能源局批復,撫順鋁業與內蒙古伊敏電廠在全國率先進行跨省直接交易探索。

直購電在明顯降低實體經濟用電成本、實現多贏的同時,各地也出現一些不規范的操作,突出表現為變相電價優惠,導致直購電走形。為剎住各地變相降價之風,2007年9月國家發展改革委、財政部、電監會3部門聯合印發《關于進一步貫徹落實差別電價政策有關問題的通知》,要求各地立即停止執行各地自行出臺的對高耗能企業的優惠電價措施。2010年5月,針對部分省區自行實施優惠電價的現象,國家發展改革委、國家電監會和國家能源局聯合下發《關于清理對高耗能企業優惠電價等問題的通知》,要求清理各種形式的優惠電量交易,開展電力價格大檢查。對此,大部分省區取消了優惠電價。2010年后的兩三年間,除個別省外,全國大部分省份的大用戶直購電交易暫停。全國大用戶直購電交易進入低谷期。2010年當年全國大用戶直接交易電量僅為80.4億千瓦時,僅占全社會用電量的0.2%左右。

2013年5月,在直購電試點走過十個年頭后,迎來歷史性轉機:國家能源局宣布取消“電力用戶向發電企業直接購電試點”行政審批事項。2013、2014年全國大用戶直購電試點省份迅速增長到24個,除個別省市受電力基礎設施等限制,不適合試點外,其他所有省份均進行了試點,大用戶直購電席卷全國。以山東省為例。該省于2014年重啟直購電交易,當年安排交易電量100億千瓦時,2016年規模就達到680億千瓦時,降低企業用電成本達35億元,2019年直購電交易電量達1728億千瓦時,占全社會總用電量的28%。2016年,全國直接交易電量接近8000億千瓦時,約占社會用電量的16%,為用戶節約電費570億元。去年,全國市場化交易(直接交易是主要形式)電量突破2.3萬億千瓦時,占全社會用電量的30%左右,同比提高6%。

四、借鑒大用戶直購電做法解決天然氣直供的矛盾和問題

在推進天然氣直購中,遇到的問題和矛盾在大用戶直購電試點十幾年的探索過程中蓋皆有之。這是由二者在各自產業中的地位、行業屬性、管制模式、改革的相似性所決定的。如,作為同樣都是具有壟斷屬性的管輸產業,價格上交叉補貼的問題;用戶界定劃分的問題;“政府特許經營權”的問題;“輸配電(氣)價”的問題;擱淺成本的問題;因直購帶來電(氣)網的安全性問題、調度運行問題甚至直供電(氣)量的占比、偏差考核(隨著天然氣直供規模的擴大會對城燃企業的管輸帶來影響)的問題,不一而足。雖不能用一個方子解開兩個行業的癥結,但借鑒大用戶直購電的成功做法解決天然氣直供中遇到的矛盾和問題,有著直接的現實操作性。

一是合理進行大用戶劃分。借鑒大用戶直購電在啟動之初把電壓等級、年用電量、市場份額作為設定條件的做法,建議天然氣大用戶具備三個基本條件即可:1)符合國家產業政策、環保要求。2)用氣量達到一定規模。3)所需供氣壓力為次高壓及以上。各地應結合市場實際,合理界定劃分。對于界定哪部分氣量作為直購,既可以考慮用戶現有的消費量,也可以是現有用戶向上游爭取到的自有氣量以及新增用戶的用氣量等。隨著改革的深化,最終的劃分標準必然會由市場來決定,準入門檻必然會更加開放。

二是穩妥選擇直供模式。天然氣大用戶直供的方式,目前主要分為兩種情況:“直購+代輸”模式、 “直購+自建”模式,與電力直購的專線直連、電網轉運模式基本類似。前者“代輸”由地方城燃企業完成,與燃氣特許經營制度協調難度較小,后者則是供(用)方自建管道,與燃氣特許經營制度沖突較大,甚至諸多項目難以落地。雖然從2005年11月到2017年2月,國家發展改革委、國家能源局在給重慶、江蘇等地的有關復函中均明確表達:滿足一定條件,發電企業是可以建設專線向用戶直接供電。兼顧各方利益平衡,時至今日,“架專線賣電”也鮮有耳聞,而發電企業的售電公司較多出現。在大用戶直購電中,推動電網企業以收取輸電費為主要收益來源是改革的硬核內容之一,為減少直供對特許經營者的影響,有利于直供的推進,天然氣“直購+自建”模式中,不妨變“自建”為“共建”,一則支持城燃企業建設管道并提供有償的代輸及運維服務,同時鼓勵氣源企業、省管網經營企業、城燃企業及大用戶合資建設新建直供管道,實現直供各方利益的“最大公約數”,調動市場各方主體的積極性。同時把握如下幾個方面的問題:新建的供氣路徑應符合區域燃氣規劃;對天然氣管網建設運營成本分攤、管輸費定價、收取等關鍵環節,能源管理部門、監管機構應強化管理監督,保障各方合法權益,不能因非技術成本等因素致使直供成為鏡花水月。

三是逐步推進燃氣特許經營制度改革。這是目前天然氣直供中最為突出的矛盾,也是繞不過去的“硬骨頭”。直供是不是就一定損害城燃企業的利益呢?的確,政府特許經營權具有唯一性、排他性,靜態地看,確實是瓜分了城燃企業的市場,減少了經濟收益。可如果是因為直供把蛋糕做大了再分呢?或者是增加了分奶酪的機會呢?大用戶直購電順利推進一個很重要的原因就是收到了包括電網企業在內的多贏的成效,不是簡單的分蛋糕而是做大蛋糕,依靠增量改進等漸進式的辦法,實現甚至增大各市場主體的需求滿足。在直供用戶中,不能滿足新增用量者有之,城燃企業管道覆蓋不到(在特許經營區域內)者亦有之,在現有政策下,直供能夠實現用戶的訴求,則上游企業、下游用戶都獲得了更好的境況,城燃企業境況亦沒有變壞,倘若在直供過程中,城燃企業提供了管輸服務或者參股建設了新的管道而增加收益,其自身的境況自然會變得更好。實踐證明,天然氣直供可以是促進天然氣市場實現帕累托最優的路徑,直供用戶和城燃企業之間不是零和博弈,而是可以變成一場多贏的合作。改革政府特許經營權制度不是簡單地對制度進行廢止,而是堅持目標導向,充分考量城燃企業和直供的關系,穩步推進。首先,建立過渡期制度,并做好與特許經營協議規定期限的銜接,過渡期內城燃企業享有燃氣基礎設施的投資權、建設權、經營權。二是培育新的市場主體和經營業態。支持其他社會資本進入城燃市場,增強市場活力。三是實行兜底政策,對城燃企業因特許經營權制度改革產生的擱淺成本兜底,逐步通過市場化手段進行分擔。對民生用氣兜底,確保居民用氣安全穩定。

四是以交叉補貼改革倒逼城燃企業重建發展模式。交叉補貼對城燃企業來說是指工商業對居民用戶的補貼,形式主要有二:價格上的交叉補貼,即在現行的天然氣價格體制中,居民用氣價格一直受到政府管制,無法反映實際成本,造成價格倒掛,城燃企業用非居民用戶氣價所得收益來補貼居民供氣虧損;氣量上的交叉補貼,城燃企業在向上游購氣時,由于獲批復居民氣量不足以滿足下游居民用氣需求,城燃企業只能把高于居民氣量價格的非居民指標用于居民氣量銷售,導致城燃企業交叉補貼擴大(這一現象在采暖季相對明顯)。供電企業同樣存在交叉補貼,同樣需要用大工業和一般工商業用戶對居民用戶進行補貼,更為相同的是,和城燃企業也一樣,交叉補貼亦是當初供電企業抵觸大用戶直購電的理由。如今,電網盈利模式發生了深刻改變,已經由過去簡單的賺取上網電價和銷售電價的價差,變為收取國家核定的“準許成本+合理收益”,而輸配電制度的建立,正得益于大用戶直購電價格變化的推動,從而倒逼整個電網企業盈利模式的改變。今天推進天然氣直供,城燃企業交叉補貼的問題必須逐步解決。交叉補貼在發展城市燃氣、加快城市燃氣設施建設的過程中,起到了積極作用,但從長遠看,交叉補貼掩蓋了天然氣的商品屬性,抑制了企業的競爭活力,加劇了企業的政策依賴,已成為推進天然氣體制改革特別是價格市場化改革的阻礙,減少乃至取消交叉補貼將是改革的一個必然結果。事實上,隨著居民用氣規模擴大和城市氣化率提高,各種成本正在不斷攤薄,居民用氣點分散、用氣終端多、單位用氣量低、管理難度大等推高成本因素日漸式微。以城燃管道為例,我國城鎮燃氣管網總長度快速增長,管網密度明顯提高,單位建設、運維成本降低。同時,居民用氣價格倒掛狀況亦明顯改善。有統計表明,隨著天然氣價格改革,全國多數地區天然氣居民用氣價格基本實現了與工業用氣價格的并軌,氣價總體水平降低。以山東兩地市2019年數據為例。上游氣源方在山東地區夏季平均供氣價格2.2元左右,居民用氣價格2.02元/立方米;冬季平均供氣價格在2.4元左右,居民用氣價格2.02元/立方米。濟南一檔居民用氣3.3元/立方米,二檔氣3.8元/立方米,三檔氣4.8元/立方米。青島一檔居民用氣3.25元/立方米,二檔氣3.83元/立方米,三檔氣4.7元/立方米。門站價和終端銷售價的價差固然無法對成本全部覆蓋,但至少可以看到價格的倒掛已遠不像城燃企業反映的那樣突出,交叉補貼在城燃企業利潤中的份額明顯下降。參照輸配電價形成機制,測算厘清交叉補貼;避免交叉補貼規模增大,降低工商業氣價負擔,不應再降低居民氣價;調整階梯氣價一級氣量,提高居民氣價水平;通過提高居民最低生活保障、變暗補為明補等方式,建立完善保障天然氣普遍服務制度,確保低收入人群的基本生活應用氣。曾有機構測算,隨著居民生活水平的提高,即便是將居民用氣全部市場化,用氣支出占城鎮居民人均可支配收入的提高幅度完全在可承受范圍,若如此,交叉補貼便不復存在,工商業用氣價格自然下降,全社會氣價水平整體降低。隨著國家管網公司的成立,作為配氣企業的城燃企業,其盈利模式自然與輸配一體的電網企業不同,但走出過渡期的城燃企業尋求新的市場增長點、提質增效,重塑盈利模式、發展模式卻是不二選擇。

五、結語

我國已經進入全面深化改革的歷史時期。深水區的改革,需要做好摸著石頭過河與頂層設計的結合,更需要增強工作的系統性、整體性、協同性。氣價改革是牽一發而動全身的關鍵環節,總結天然氣體制改革的成功探索,也要借鑒電力體制改革特別是大用戶直購電在內的成功經驗,把推進天然氣直供作為加快天然氣體制改革的重要環節,從一隅之試驗,求全局之題解。這既是認識論的一個過程,也是實踐論的最后歸宿。把在一時一地、一行業一領域所獲得的經驗,再放諸更廣的實踐,實現更大的價值,發揮頂層設計的決定性作用,彰顯頂層設計的全局意義。

一是堅定不移推動天然氣直供。秉持漸進式改革的理念,做到小步快跑不停步。降低終端氣價是一個系統工程,在上游市場未放開、中間管網開放不夠的情勢下,通過“直供”大面積降低氣價,難度很大,但仍然是目前在天然氣價格改革中容易打開的缺口,既有降價的現實作用,也有倒逼改革的長遠價值,直供的意義超過了降價本身,必須堅定市場化方向,穩步推進。

二是增強系統性、整體性和協同性。天然氣直供絕不僅僅是上下游企業之間的商業交易,其中既關系到國際能源合作,也聯系著千家萬戶的鍋臺灶頭,直接影響著城燃企業的利益和天然氣管網的安全有效運行。一個《意見》的出臺,涉及13個部門,足見天然氣在經濟社會中的位置和影響之重、產業關聯之緊密。必須強化改革的系統性,做到整體考量,逐步打破上游市場的壟斷、加強對上游勘探開發、強化中間環節的監管和開放下游市場協同推進,同時積極探索利用社會資本、市場化手段解決城市供氣基礎設施服務的思路和辦法,用無形之手拓寬天然氣直供之路。

三是加強市場監管。天然氣行業本身所具有的自然壟斷屬性決定了加強監管的必要性。能源治理是國家治理體系的重要組成部分。要從提高國家治理體系和治理能力現代化水平的高度著眼,強化天然氣市場監管。無論是在競爭性環節還是自然壟斷環節,目前都缺乏相應的監管機制、手段。燃氣行業長期以來承擔了許多應由政府承擔的職能,模糊了市場與政府的界限,職責職能交叉與價格交叉補貼并存,監管錯位與缺位兼具,許多交易環節、交易行為、交易成本沒有納入到監管之中,降低了監管的效能,同時,市場支配地位、特許經營權制度束縛了城燃企業缺乏競爭活力,降低了企業的效率效益,推高了用氣成本。隨著國家管網公司的成立、上游市場改革的推進,“放開兩頭、管住中間”的思路落地落細,只要咬住市場方向不動搖,天然氣體制改革的后發優勢必將愈發彰顯。

原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年4月3日第13、14期

關鍵字:天然氣直供電

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