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甘肅煤電鏡鑒

作者:陳敏曦 來源:中國電力企業管理 發布時間:2019-11-13 瀏覽:
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業內人士曾總結了這樣一條有趣的規律:“北緯38度線以北,越往北,煤電越被動。”如果我們把目光投向胡煥庸線與北緯38度線交叉覆蓋的地區就會發現,內蒙古、甘肅、寧夏、新疆、青海五省區有著共同的特點——分布著大型可再生能源外送基地、電價承受能力弱,且市場化程度較低。

然而,位于三大高原腹地的“雍涼之地”——甘肅正在憑借著河西走廊獨有的風光資源優勢,努力書寫著打破能源“不可能三角”的“神話”。

在大部分時間段里,矛盾最為集中的清潔性與經濟性似乎已經找到了各自的歸屬——過去10年間,新能源已經成為甘肅省內第一大電源,裝機容量位居全國第五,并由此形成了從設備生產到運行維護的新能源全產業鏈。自2015年推行煤電機組無基數電量直接交易,以及外送電量全部市場化以來,煤電直接交易電量電價平均降幅最大幅度達0.1元/千瓦時,外送電上網電價保持在0.17-0.31元/千瓦時水平;新能源送出電價維持0.09-0.26元/千瓦時區間浮動。

盡管數據喜人,但煤電企業的“遭遇”也是真切且迫切的:“省內煤電機組的利用小時數看起來確實不低,但是19家統調公用電廠中只有4家能維持生存。甘肅的新能源走在前面,電廠倒閉也走在前面。現在機組轉著,總還能賺點人氣吧。”

在現實感受面前,煤電的脆弱與往昔的地位已形成了劇烈反差,而理性的認知卻不斷告誡,清潔化、市場化已經成為現階段以及未來我國能源系統發展的必然。在電源側低碳化戰略調整,以及負荷側隨著經濟轉軌形成的特性轉變,促使煤電以“轉定位”、“去產能”來回應和配合時代的要求。然而,作為“安全穩定供應”這一電力系統中最大“紅利”的主要提供者,進退維谷的煤電是否還有閃轉騰挪的余地?

時下,從產能過剩的結局走向市場化的開篇,“讓所有煤電都活下來”的假設已成為時代的“偽命題”。但煤電的合理存續與健康發展,不僅涉及行業利益,也關乎電力產業全鏈條的協調與穩定。當生存現狀與系統定位出現背離,怎樣才能讓“活下來的煤電活得好”?

對于已經“倒下”的甘肅連城電廠,業內已經就電價、電量、煤價三方面因素“蓋棺定論”,后續引發的關于容量市場、煤電聯營的討論,是否能成為扭轉被動局面的“兩全之策”更有待時間的檢驗。在甘肅連城電廠破產清算數月后,記者再赴甘肅,試圖從甘肅煤電的鏡像中,探尋我國能源突破“不可能三角”的可能性。

鏡鑒之一

利用小時全國第9,倒閉數量全國第1

狹長地貌的甘肅,坐擁“世界風庫”的天然優勢,也有著煤炭資源相對匱乏的劣勢。而恰恰在以電力和高載能產業作為經濟支柱的中西部地區,通過加大省間外送帶來的增量,彌補逐漸被新能源“擠占”的省內電量空間,已成為眼下19家公用煤電廠共舉的“自救”出路。

對于典型外送型電網的甘肅而言,隨著近幾年特高壓跨區輸電通道建設的不斷提速,可利用的外送通道已達7條。自2017年以來,除省(區、市)政府及職能部門間簽訂政府間電力長期合作協議或售電框架協議以外,通過北京電力交易中心組織的外送電交易,甘肅電力外送市場已達19個省(區、市)。

在外送能力不斷強化下,2018年,甘肅省通過跨省跨區外送的電量實現同比增長60.17%,19家統調公用火電企業平均發電小時數同比增長23.07%。2019年預計外送電量將突破450億千瓦時,其中煤電電量占比近7成,省內與外送煤電電量之和可達到500億千瓦時。

“通過加大外送,今年甘肅19家公用電廠中有至少7家利用小時數達到4000小時以上,但是只有蘭州以西的3個電廠能夠實現盈利,這些電廠離新疆很近,有煤價優勢,度電毛利率最高可以達到0.1元/千瓦時,其他的電廠每度電最多就賺個兩三分錢。但即便是只比燃料成本多1分我們也愿意送,寧愿用電量攤薄成本。”煤電企業負責人告訴記者。

甘肅煤電的被動局面,有著與其他地區相近的共性因素。

據了解,目前甘肅電煤年需求量保持在7000萬噸上下,主要由靖遠、窯街、華亭三大煤礦供應,供應不足部分通過相鄰的新疆及寧夏補足。而近幾年自寧夏陸續開展煤化工以來,煤炭的外送量明顯下降,同時隨著新疆的用電負荷逐年攀升,甘肅煤炭的保有量自此出現緊張。自2016年起,電煤價格平均漲幅超過100元/噸;煤電企業入爐綜合煤價平均單價長期保持在600元/噸高位徘徊。

“其實這是很矛盾的,甘肅的電廠需要通過外送獲得更多的利用小時數,但是對煤炭的需求又推高了煤價;自市場化改革以來,供大于求的市場環境造成了煤電平均交易電價的大幅跳水。正常來說,度電1毛以上的毛利潤才能實現盈虧平衡,3分錢的邊際利潤最多只能包住財務費用。任何一個企業的生存都要保證現金流,但是現在持續走高的煤價無法通過電價疏導,這是煤電企業普遍虧損的共性;而全國其他地區多多少少還有些計劃電量,甘肅基本都是市場電量,盡管利用小時高,但是利潤率卻很低,所以送的越多虧的越多,這也是甘肅煤電的特殊性。”相關人士介紹。

顯然,在市場化改革的當下,資源稟賦和成本優勢已成為“適者生存”法則下關乎存亡的決定性因素,而走低電價與高企煤價并沒有留給甘肅煤電企業太多的回旋余地。據公開資料顯示,2018年甘肅19家公用電廠整體虧損176億元,當年虧損25億元,其中4家煤電企業資產負債率高于200%,8家煤電企業虧損超過10億元。在多次“輸血”無效后,部分煤電企業只能無奈選擇破產清算或掛牌轉讓的“下策”。

與此同時,國家的產業政策和能源規劃布局調整,也并沒有使幸運的天平向難以為繼的甘肅煤電傾斜。隨著國家“北煤南運”大通道——原蒙華鐵路的投產,能源輸送大通道將在24小時內將中西部能源“金三角”的煤炭運抵華中地區,與“海進江”煤炭形成市場競爭,進一步平抑湖南、湖北、江西地區的煤炭價格市場波動,增加華中地區的煤炭保供能力。

顯然,隨著鐵路運力的增強,使本就強勢的買方更增加了拒絕“外來電”的籌碼。對于迫切送電出省的甘肅來說,在以降低用戶用能成本為導向的當下,外送煤電的紅利是否可以擊穿層層壁壘,則成為供需雙方實現直接“見面”前急需面對的問題。但對于同樣拿著“準生證”出生的煤電,脆弱的生態又是否都應歸咎于燃料成本的上漲?

“煤電不僅要承受煤價的擠壓,還要為新能源的發展出讓空間。無論是發展清潔能源,還是更大范圍內的資源流動,不能僅僅依靠幾個省,幾個企業來完成。現在無論是清潔能源消納配額權重還是配套的綠證,對于新能源的消納和外部成本的體現都沒有實質性的推動作用。在目前供大于求的環境下,無論是煤電還是新能源,都在買方市場里依靠低價換電量,這樣無疑會將煤電和新能源都逼上絕路,而如果煤電都趴下了,不僅新能源無法獨善其身,保供熱的機組也無法承擔保民生的社會責任。”煤電企業相關負責人告訴記者。

毋庸置疑的是,無論在何種電源結構或供需關系中,“安全”是先于“清潔”和“經濟”的首要命題。水電的汛枯期、風電大發期導致的夏季調峰存在缺口,冬季保供熱與調峰矛盾形勢嚴峻,不僅困擾著甘肅,也是擺在全國每一個可再生能源大省面前的難題。

據了解,目前甘肅火電機組中,熱電聯產機組的裝機容量占比近半,受保證供熱及電網安全約束的影響,省內火電機組全年開機方式基本固定,日前開機優化空間很小;在11月到次年3月供暖季,即使火電全開,也還存在容量不足的情況。

更為嚴峻的是,由于熱電聯產機組的供熱效益不能通過市場化機制回收,只能通過電量交易獲得利潤來實現“以電養熱”。目前甘肅90%以上的機組都要進入市場進行電量交易,而當熱曲線與負荷曲線出現時間和空間上的差異,保證熱曲線而損失電曲線,大量的熱電機組無疑將面臨電力市場的偏差考核,而如果從企業利益出發損失熱曲線,社會責任又無從體現。

事實上,“以熱定電”的弊端,已經隨著可再生能源發展及市場化改革演繹出了更多的版本。一方面,在熱、電未實現解耦前,供熱機組在冬季供暖季即便以最小出力開機,對于新能源的消納只能貢獻降出力50%的普遍調峰義務;在目前部分地區實施的深度調峰市場中,由于調峰成本未得到有效疏導,導致電源側膠著于內部成本分攤,進而擠占不具調峰能力電廠及新能源的利益。另一方面,在電源側競爭替代日趨白熱化的當下,大量煤電機組進行了熱電聯產改造,試圖在“以熱定電”和“保供熱”的名義庇護下,爭取更多的電量保障生存,然而,此舉不僅擠占了其他電源合理的電量空間,同時對系統靈活性調節造成更大阻礙,進而形成再一次的惡性循環。

“現在很多地區的熱費完全保證不了熱電聯產機組正常的生產成本,絕大部分熱電聯產機組都是虧損的。正由于熱費的拖欠和熱價的扭曲,促使熱電聯產機組依靠電的利潤來補熱的虧空,維持財務平衡。追根究底是非市場化的利益分配機制將熱變為電的重要制約因素。”業內人士告訴記者,“我們不能以扭曲下一個市場來對抗上一個已經扭曲的市場。現在大量改供熱機組的出現將會導致系統調節能力的缺口越來越大,而其背后恰恰體現了在‘既要’與‘又要’政策下,保民生與清潔性的失衡。”

在前人總結的歷史規律中,社會的演進和變革注定要由競爭和新舊主體的替代來完成。當優先發電能力遠大于省內用電空間,煤電一次次退而求其次的“自我救贖”卻在現實中往往淪為“飲鴆止渴”。眼下,站在命運十字路口的不僅僅是19家公用燃煤電廠。

以目前甘肅省內的消納和外送能力來看,若要完成國家可再生能源最低保障收購年利用小時數,意味著所有燃煤電廠集體“趴下”。而從整個西北區域來看,新能源最小出力99.99%的極端情況可達到整體裝機的5%,系統的調峰缺口和安全穩定運行的訴求決定了煤電無法被摒棄的現實。

在電力平衡的“硬約束”和清潔能源“大基地”的發展命題下,甘肅煤電所面臨的系統風險迷局不單單是依靠“外送”可以解答的。

鏡鑒之二

市場不是萬能鑰匙,市場是矛盾的放大器

正因裝機結構的典型性以及消納能力的特殊性,甘肅省成為西部清潔能源“大基地”的代表,作為全國8個現貨試點地區于2018年底正式啟動市場運行。

在市場啟動之初,如何通過有效的市場機制設計,在保證電網安全穩定運行的基礎上,促進新能源消納和資源優化配置,改善新能源與火電日益突出的矛盾,成為繼“以現貨發現價格”的市場功能定位后首要的市場訴求。

“從國家戰略來說,為了促進新能源的消納,選擇符合新能源變動成本為零的邊際出清機制,目前的運行效果和設計初衷并沒有出現太大的偏差。但是從第一次結算試運行的結果來看,現貨的價格明顯低于中長期協約的價格,導致所有電廠都暴露在現貨市場中,喪失了通過中長期協約避險的機會。”業內人士介紹。

作為啟動速度較快的現貨市場試點之一,甘肅的首次結算試運行就以秉承“技術中性”的原則受到業內專家的褒獎,但是由于設計方案承載了過多的市場訴求,使得現實市場運行與理想設計方案稍顯背離。在沒有用戶側參與結算的單邊市場中,甘肅的現貨版本逐漸演化成解決新能源波動性的實時發電合同轉讓市場。

業內專家曾建議,即便是在單邊現貨市場中用戶不參與現貨報價,但是也應該給予用戶和發電企業標準曲線選擇,一旦用戶未執行約定曲線,那么波動部分就應該以現貨價格進行結算,體現“現貨發現價格”的市場定位和功能。而參與規則設計的人士認為,用戶結算價格和現貨市場解耦是未執行輸配電價前價差模式下的階段性現象,在市場平穩起步后,如何促成波動性電源與負荷側在中長期市場中約定曲線將是下一步工作的重點。

不可否認的是,在目前的市場環境中,現貨價格的持續走低恰恰反映出了目前供需形勢的客觀現實,符合以經濟性為前提保障電力平衡的市場目標和建設預期。但由此造就的中長期協約缺位,使得煤電企業在電力市場建設未及時達成“電量”向“電力”轉變的目標前,面對的不僅僅是喪失變動成本的威脅。

“以往的燃煤標桿電價,相當于電廠作為‘壓艙石’的中長期交易電價,是發電側的避險機制,雖然利用小時數少了,但是勉強還能保證生存。此次取消了標桿電價,中長期協約一定會受到現貨價格的影響。目前在邊際出清的游戲規則下,電能量的價格根本滿足不了生產成本的變化,更不要說回收長期的固定投資。長此以往,甘肅再倒下幾個電廠也不足為奇。”煤電企業負責人告訴記者。

統觀全國8個現貨試點,中長期協約“難產”并不是甘肅現貨市場的偶發現象,大部分現貨試點地區中與電力現貨市場銜接配套的中長期交易基本規則仍不甚完善。從理論出發,現貨市場價格反映了實時的供需關系和變動成本價格,而中長期協約除了包含電能量的價格以外,還兼具回收固定成本和輔助服務成本兩項功能。按照理想的雙邊市場交易,容量成本、輔助服務成本都將通過中長期協約疏導至用戶側,而在以消納更多新能源為目標的單邊現貨市場交易中,現貨價格的走低與中長期協約的缺位恰恰構成了電廠回收固定成本的空白。

面對8個現貨試點不同程度暴露出的相同問題,在今年8月國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》之后,“配合電力市場建設進程,適時建立容量市場”的建議在業界已小有呼聲。從國外電力市場的實踐效果來看,加快建立備用容量補償機制可以部分扭轉電廠的虧損局面;通過容量市場的建設,也可以有效釋放電源的投資信號,有助于改變我國投資審批非市場化決策的弊端,抑制不合理的投資沖動。

然而,盡管完善容量價格機制的初衷是明確的,不斷完善市場架構的走向也是必然的,但適用于國外私有化投資體制和相對均衡供需關系的先進經驗,是否能扎根于我國電力工業的土壤,還存在“淮南橘”及“淮北枳”的隱憂。

煤電企業人士認為,即便有了容量市場,在市場培育的初期,容量的指標價格會非常低,想借用容量市場來救活煤電無異于是“天方夜譚”,在供大于求的市場環境中,必然會有一部分落后產能退出市場。待到三五年之后形成新的供需關系,容量市場建設的效果才能得以真正顯現。

也有專業人士從不同角度肯定了上述說法:目前我國的電力市場中,無論是輔助服務的成本攤銷,還是企業生產的燃料成本變化,都沒有通過用戶形成有效疏導,無形中造成了變動成本和全成本間的差異。容量定價機制是能量市場失靈的一種補救措施,可以解決中長期協約和現貨價格的差價問題,盡管容量機制設計沒有通用標準,而如何建設符合中國國情的容量市場是能源主管機構必須深入考慮的問題之一。

但正如硬幣的兩面,任何先進機制的背后也總有局限性——就在近期,歐盟法院決定暫停英國容量市場,正如申訴方的質疑:“容量市場存在歧視需求響應,偏向發電機組,為老舊燃煤電廠、燃氣電廠和核電站提供補貼的弊端。無論容量市場設計的多么完美,它終將淪為化石燃料的補貼計劃。在實現高效益能源轉型階段,激勵需求響應參與電能量市場是建立高效、清潔電力市場的關鍵步驟,以價格激勵和約束鼓勵用戶成為柔性負荷非常重要。”

電能的不可替代性,以及電力系統靈活性資源的相對匱乏,造就了現階段我國電力供應以相對寬松的容量對沖尖峰負荷對系統安全帶來的風險。隨著具有波動性的高比例可再生能源加入,平抑波動性的系統成本上漲,是否會與用能成本的下降形成悖論還未可知。

可以肯定的是,在目前穩增長和調結構并行的經濟轉軌期,為保證實現“安全穩定供應”這一系統運行中最大的“紅利”,以及惠及千千萬工商業及大工業用戶的降價“紅利”,煤電企業不可謂不“傾囊而出”。而對于體制轉換導致的擱淺成本是否還應由煤電企業獨自承擔,也考驗著為政者的智慧與魄力。

時下,甘肅電力市場顯然已經成為清潔性與經濟性矛盾集中爆發的主戰場,而這一場沒有硝煙的對決,又是否鏡鑒出了我國電力工業在實現清潔化發展中的重重矛盾?

“以前總說煤電托起了國家經濟,現在我們感覺自己成了國家的麻煩。盡管這是時代推演下的必然現象,但是寄希望于市場來解決投資規劃的失誤也不現實。電改的初衷是希望把政府和電網分配資源的權力讓渡給發電和售電側,電力發輸配用全鏈條的利益再分配,是我們談論活下來的煤電活得好的重要前提。”煤電企業相關負責人說。

當然,重回5500小時煤電的“黃金年代”已經是遙不可及的夢想,但這并不意味著煤電等調節電源容量的快速下降,無論是從公允和協調的角度出發,還是著眼長遠的高質量發展,未來的電力系統規劃也不應僅僅以系統承受可再生能源的穿透率作為考量邊界。

或許,對于以高載能為支柱產業的甘肅省而言,電價承受能力有限的用戶如何面對電價上漲的到來,將成為與如何使煤電等調節機組共享發展紅利并重的命題。

鏡鑒之三

煤電聯營是否將成為煤電企業更好的歸宿?

隨著電力體制改革的逐步推進,在“摸著石頭過河”的原則與方法指引下,我國電力市場結構已初見雛形,電力市場化交易比重日益攀高。根據中電聯統計數據顯示,2018年全社會用電量中,扣除不進市場的發電廠用電、輸配電線損電,以及自備電廠不上大電網的電量,全國電力交易電量比重達到37.1%,其中,占全國總裝機70%上下的11家大型發電集團煤電板塊,參與市場交易電量10459億千瓦時,市場化率達到42.8%。

盡管本輪改革在迂回曲折中取得重大突破,一改我國電力體制“封閉+計劃”傳統思維模式,但目前的市場化比重與國家在電改之初提出的“2018年實現工業用電量全放開,2020年實現商業用電量全放開”的既定目標仍有不小差距。

繼今年3月政府工作報告中明確提出進一步深化電力體制改革的要求后,國家發改委、國家能源局動作頻頻,力求通過市場機制建設和電價改革兩個維度將市場化改革進一步拓維。其中,最引發業內關注的,無異于對于煤電機組上網電價的形成機制祭出新政。一時間,對于煤電企業發展形成多輪利空的判斷甚囂塵上。

從普遍現狀來看,在電價作為宏觀調控的工具,并疊加“市場煤”與“計劃電”的機制影響下,煤電企業生產成本的上揚難以及時傳導至下游用戶;從2017年至2019年中,煤電企業為地方經濟不同程度地承擔了煤價上漲的風險,而五大發電集團煤電板塊的大面積虧損,使得煤電企業在2020年電價“只降不升”的政策要求下贏得與地方政府博弈的主動權還存在一定變數。

從甘肅煤電“噩耗頻出”的區域個案來看,一方面,電煤價格持續上漲直接導致生產成本超過交易電價,而受制于煤炭的區域壟斷性,煤電企業從本質上就缺乏議價能力,煤炭的供需結構仍是決定煤電企業利潤率的關鍵性因素;另一方面,盡管煤電在市場化“先行先試”的基礎上積累了大量交易經驗,在電力市場中的報價逐步趨于理性,但隨著發用電計劃的全面放開,作為價格接受者的煤電企業是否能抵御全電量電價浮動的沖擊,則存在更大疑問。

可喜的是,隨著近幾年煤炭行業實施的供給側結構性改革,煤炭的落后產能基本已經清退完畢,先進產能有了較大的釋放空間;近半年煤炭市場價格有所回落,且煤電、鋼鐵等產業的耗煤總量逐年回縮,煤炭價格長期看漲的態勢有所緩解。但因為煤炭價格的松動而斷言煤、電兩個行業就此握手言和,顯然還為時過早。

就在“浮動價格機制”文件印發2日后,《關于加大政策支持力度  進一步推進煤電聯營工作的通知》密集跟進,從存量和增量燃煤電廠兩個維度,以鼓勵煤電聯營、煤電一體化、煤炭與煤電企業交叉持股等多種策略,重塑兩個行業間的利益格局,以“命運共同體”的意識統籌、平衡兩個行業間管理體制與運行機制的差異。

“未來的煤電企業必然將從規模擴張型向成本競爭型轉變,通過建立兩個行業間良好供應鏈的合作關系,不僅能在一定程度上延長煤電的存續,同時可以提升煤企和電企的抗風險能力,對煤炭和煤電的穩定持續供應都有很大的促進作用。事實上,在連城電廠破產之前,就曾試探過與當地煤炭企業和下游制造業的聯姻,但是受管理架構和各自行業利益的影響,誰都不愿意撒手既得利益,否則連城的問題也不會一步步惡化。”煤電企業相關負責人告訴記者。

事實上,各個利益相關方擔心“聯姻”有可能出現的反噬效果,并非杞人憂天。

對于與煤炭企業合并重組實現煤電聯營來看,一方面,我國煤電裝機總量占比接近7成,電煤占總煤炭消費量的50%以上,對于上游賣方而言,背靠“剛需”就足以掌握十足的價格話語權;另一方面,煤電與電力市場需求關聯度極高,在產能過剩和市場化的當下,如若“聯姻”,電力價格的下滑必將影響上游煤炭企業的利潤,同時隨著煤電去產能的實施,電煤需求量將逐步下降,煤電聯營企業面臨的將是逐步增大的市場風險。

對于以坑口煤電一體化為重點的煤電聯營來說,由于煤炭和煤電兩個行業均屬于資金密集型產業,在發電企業資產負債率居高的情況下,再投資開發煤礦,無疑會加劇資金面的緊張。多為大型國有企業的發電集團一旦資金鏈斷裂,必將對國家經濟造成不良影響。

從另一個角度觀察,目前我國煤電聯營多為行政指導下的“硬銜接”,并非煤企和電企從保障長期銷路和穩定供應來源的角度自發形成聯營。而未來隨著大量資產型煤電聯營項目的出現,也將進一步加劇發電企業之間爭奪和控制煤炭資源的程度。

“本應由市場協調的就放手交給市場。去年在國家發改委的促進下,我國煤炭中長期協約的占比已經達到70%,在穩定中長期市場方面起到了積極的作用。產業鏈上下游企業只有通過長期穩定的合同關系,才能維持穩定的‘投入與產出’。”業內專家建議,在未來實施“浮動”價格機制的基礎之上,電煤市場應以更大規模的煤炭中長期協約,配合現貨交易模式與煤電價格進行響應以對沖風險,這樣既可以緩解處于弱勢地位的煤電企業在生產成本方面的顧慮,同時,這也將成為進一步降低用戶用能成本的重要因素。

“達成既定效果的前提,離不開政府的宏觀調控。”上述業內人士強調,解決煤、電之爭不能僅僅依靠煤炭企業或電力企業,政府能源管理部門應當充當電煤合同的第三方,將長期合同的執行情況納入信用體系,監督合同完整性的同時,考核合同的執行情況,以保證煤炭、煤電兩個行業的協同發展。

就在記者走訪甘肅期間獲悉,當地某電廠已與地方煤炭企業達成相關合作意向。“對于具有資源優勢,還有扭虧希望的煤電廠而言,政府正在積極撮合相關事項進展。畢竟這兩個行業都是支柱型能源產業,只要給予一定的資產保值率,就能更好地向上下游進行利益傳導。對于扭虧無望的企業而言,完成了歷史使命后不如盡早自主去產能,止住出血點才能更好地再出發。改革不可能沒有痛苦,畢竟未來是清潔能源的天下,我們不能再以過去的眼光看待未來。”煤電企業負責人說。

關鍵字:煤電

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