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  •       風從海上來。沿海各地積極發展海上風電,海洋正在成為風電產業新的“角斗場”。近年來,江蘇、廣東、上海等地紛紛加大海上風電開發力度,引發業內關注。有人稱,國內海上風電正步入規模化開發階段,將極大地推動能源結構轉型,但也有人擔心海上風電大規模開發會像光伏一樣引發一波“搶裝潮”。


          海上風電潮起

      近年來,我國海上風電裝機規模增長迅速,2018年海上風電新增裝機容量達到165萬千瓦,同比增幅達到42.7%,已成為全球海上風電裝機增長最快的國家。

      借海上風電發展形勢大好的東風,江蘇、廣東、上海等地海上風電開始駛入發展快車道。7月初,上海市發改委公布《2019年上海市海上風電建設方案》提出,擬正式啟動奉賢海上風電項目開發,項目位于杭州灣北側海域,裝機規模20萬千瓦。7月中旬,中交三航局成功中標規劃裝機規模為300兆瓦的浙能嘉興1號海上風電場工程風機基礎施工與風電機組安裝項目,金額約14.39億元,工期478天。8月2日,龍源電力龍源鹽城大豐海上風力發電有限公司大豐(H12)200MW海上風電項目、(H7)200MW海上風電項目風機內部微型縱向加密安裝、調試采購招標公告已經掛網發布。

      根據水電水利規劃總院發布的統計數據顯示,預計到2020年,江蘇、浙江、福建、廣東、上海等省市海上風電開工規模將突破7800萬千瓦(相當于3.4個三峽水電站的裝機規模),遠遠超過《風電發展“十三五”規劃》到2020年達到1500萬千瓦的目標。

      有業內認為,這可能會導致一輪海上風電搶裝潮的出現,因為海上風電上網電價退坡趨勢越來越明晰。

      早在今年5月底,國家發改委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》明確,將2019年新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元,2020年調整為每千瓦時0.75元。對2018年底前已核準的海上風電項目,如在2021年底前全部機組完成并網的,執行核準時的上網電價;2022年及以后全部機組完成并網的,執行并網年份的指導價。

      “受競價政策刺激,各地海上風電項目建設加速。”在國家可再生能源產業技術創新戰略聯盟理事長張平看來,各地希望繞過競爭性配置,以便獲取高補貼電價。

      中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖也認為,各地海上風電正處于熱火朝天的建設中,主要為了在2021年底前并網以獲得每千瓦時0.85元的高上網電價補貼。

      但也有人表示,搶裝潮可能性不大,不過,2021年前,我國海上風電建設速度會提速,可能會形成一波建設“小高潮”。

      經過多年的穩步發展,無論是在可開發的資源量上,還是技術、政策層面,我國海上風電目前已基本具備大規模開發的條件。如,在海上風電機組的研發方面,金風科技、上海電氣,東方電氣等一大批企業已經有能力生產適應我國沿海復雜海洋環境的5兆瓦以上大容量機組,可以避免完全依靠國外進口;在施工方面,中交三航局、龍源振華等通過參與上海東海大橋、福清興化灣海上風電場的建設,在海洋施工、大型海洋施工設備制造方面也積累了許多成功經驗;在項目開發上,呈現出由近海到遠海,由淺水到深水,由小規模示范到大規模集中開發的特點。

      “海上風能資源的能量效益比陸地風電高約20%-40%,具有平均風速高、利用小時數高、市場消納空間大、適合大規模開發等優點。同時,與遠在“三北”地區的陸上風電不同,我國海上風能資源豐富的區域毗鄰用電需求大的地區。值得一提的是,各地希望借助發展海上風電調整能源結構,既有利于改善本地能源結構,拉動裝備制造業等相關產業發展。”有業內人士這樣解釋各地積極發展海上風電的原因。


      警惕發展過熱帶來的風險

      在海上風電補貼退坡的大趨勢下,各地正在加速海上風電發展。但是,擴張之下的背后,可能會帶來各種風險和隱憂。業內人士表示,應持有理性謹慎的態度發展海上風電。

      首先,海上風電產業鏈還不夠成熟。一位不愿具名的業內人士表示:“海上風電不少新的技術和產品尚處于應用的初期階段,其可靠性仍需更長時間驗證,不排除個別新產品會出現質量風險。大規模的開發建設可能給海上風電項目安全埋下隱患,也可能給地方政府投入造成損失。”

      與陸上風電相比,海上風電的建設成本高,收益較低。張平認為,近年來,隨著技術進步、工藝改進、規模化應用和市場競爭加劇,海上風電的建設成本正在持續下降,但海上風電建設成本仍是陸上風電1-2倍。同時,海上運維市場尚處于起步階段。從目前國內已建成的海上風電場運維情況看,海上運維工作量是陸上的2-4倍,費用遠超陸上風電。“這將會增加政府財政支出成本。”

      秦海巖表示,我國海上風電施工船只存量不足,施工難度大,如廣東海上領域因地質條件復雜,目前施工技術很難滿足項目建設順利進行。而2018年年底沿海各省核準項目太多,依據當前施工進度,大部分海上風電項目很難在2021年底前完成裝機并網,甚至連2019年每千瓦時0.8元、2020年每千瓦時0.75元的電價補貼都難以得到。“所以,各地能夠根據實際情況,多方考慮,慎重決策,如果不能在時限內并網,應走競價項目。目前海上風電競價項目上限是0.8元,仍可以拿到一個不錯的電價。”

      面對大規模開發補貼退坡、建設成本高、技術創新不強等問題,海上風電下一步該如何發展?業內人士認為,通過技術和商業模式創新推動海上風電規模化開發。

      發展海上風電,技術突破尤為關鍵。張平表示,需要加強海上風電風機機組等核心裝備和技術研發,逐步提升海上安裝和運維水平,并且不斷完善產業標準體系。同時,海上風電開發涉及高端裝備制造、高新技術研發、基礎科學、材料科學、空氣動力學等多個前沿科學領域,需要不斷完善全產業鏈,實現全產業鏈深度融合發展。

      同時,政策扶持也是至關重要。秦海巖則認為,海上風電補貼退坡是無可非議的,但需要再給海上風電幾年時間,穩步“去補貼”。(記者 葉偉)


      本文來源于:中國高新技術產業導報

  • 2019年是電力現貨市場建設試點建設的突破年。近日,國家發改委、國家能源局公布《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》(下稱《意見》),就合理設計電力現貨市場建設方案等多個方面提出詳實指導,如鼓勵各地差異化探索、建立促進清潔能源消納的現貨交易機制等。

      在業內人士看來,這是對八個電力現貨試點地區初步經驗總結的基礎上,國家層面對中國現代電力市場建設的頂層再設計,將有利于相關工作的加速推進。

      在一個成熟完備的電力市場體系中,現貨市場屬于核心環節,業內素有“無現貨、不市場”之說。2015年3月啟動的新一輪電力體制改革提出,“逐步建立以中長期交易規避風險,以現貨市場發現價格,交易品種齊全、功能完善的電力市場”。

      2017年8月,國家發改委、國家能源局選取南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區作為第一批試點,加快推動電力現貨市場建設,要求試點于2018年底前啟動電力現貨市場試運行。由于進展不及預期,能源局頻頻督戰現貨試點建設,在去年11月將第一批試點地區開展現貨試點模擬試運行的時限調整為2019年6月底,并提出各試點電力現貨市場建設報送制度。隨著今年6月下旬四川、福建、蒙西電力現貨市場啟動模擬試運行,首批8個電力現貨市場試點已全部啟動模擬試運行。

      《意見》明確,要因地制宜、科學合理選擇電力市場模式,確保市場模式有良好的開放性、兼容性和可擴展性。原則上,電網阻塞斷面多的地區,宜選擇集中式電力市場模式起步;電網阻塞斷面少且發電側市場集中度高的地區,宜選擇分散式電力市場模式起步。試點地區可結合所選擇的電力市場模式,同步或分步建立日前市場、日內市場、實時市場/實時平衡市場。

      按照規定,現貨市場主體范圍應涵蓋各類發電企業和供電企業(含地方電網、躉售縣、高新產業園區和經濟技術開發區、增量配網試點項目等)、售電企業、具備直接參加電力現貨交易條件的電力用戶等。

      《意見》提出,有序引導用電側參與現貨市場報價。根據市場發育程度、市場主體成熟度和計量設施情況,電力現貨市場中,可采用發電側單邊申報量價的方式,采用負荷預測曲線作為需求,用電側作為市場價格接受者;具備條件地區,用電側可報量報價或報量不報價。

      同時,要建立促進清潔能源消納的現貨交易機制。非水可再生能源相應優先發電量應覆蓋保障利用小時數。各電力現貨試點地區應設立明確時間表,選擇清潔能源以報量報價方式,或報量不報價方式參與電力現貨市場,實現清潔能源優先消納。市場建設初期,保障利用小時數以內的非水可再生能源可采用報量不報價方式參與電力現貨市場。(記者 王璐)


      本文來源于:經濟參考報

  •     近年來,儲能系統的安全問題得到了人們的日益關注。公用事業廠商亞利桑那州公共服務公司(APS)在亞利桑那州部署的電池儲能系統今年4月發生火災并導致爆炸,致使幾名當地消防隊員受傷。自從2017年8月以來,韓國至少有23個電池儲能系統發生火災。為此,很多人質疑儲能系統的安全性,并希望對其部署進行嚴格審查。
      在當前更廣泛的電力市場背景下,在電池儲能系統部署方面,許多行業專家繼續表示支持。
      英國能源開發商Centrica公司技術開發經理David Kane表示,在儲能廠商生產并測試電池儲能系統時,通常是通過失效測試進行檢驗,其安全性并沒有被視為一系列安全標準的一部分。
      他說,“如果不能確信電池儲能系統的部署和運營是安全的,那么就不能通過檢測和檢驗,就不能生產和部署。這個原則不僅適用于最終產品設計,也適用于其安裝、服務、退役,以及供應鏈中的各個步驟中。”
      APS公司仍然沒有透露其在亞利桑那州的電池儲能系統發生爆炸的真正原因。然而,正如行業媒體GTM之前的報道,該公司擁有美國最積極的儲能部署目標之一,計劃到2025年部署裝機容量約為1GW電池儲能系統。
      為了迅速增加裝機容量,倉促部署電池儲能系統,這似乎是導致韓國大量電池儲能系統設施火災的原因。
      標準普爾全球(S&P Global)公司在上個月發布的調查報告表示,通過對APS公司的這場火災進行的幾個月調查,其責任是電池儲能系統的安裝錯誤和操作錯誤,而不是電池本身故障。
     儲能行業如何應對至關重要
      調研機構Wood Mackenzie Power&Renewables高級研究分析師Rory McCarthy預測,未來幾年全球儲能行業將實現巨大增長,到2040年部署的儲能系統裝機容量將達到600GW,將遠遠高于目前4GW。
      而在7月5日,英國維珍大西洋航空公司一架飛往倫敦的飛機由于手機充電寶的鋰離子電池發生自燃,導致機艙起火。因此,最近頻繁發生的安全事故對鋰離子電池行業來說將面臨重大挑戰。
      McCarthy說,“對于鋰離子電池制造商來說,安全性始終是一個重要問題。鋰離子電池存在眾所周知的熱失控風險。”
      McCarthy表示,韓國和美國亞利桑那州的電池儲能系統接連發生火災,再次凸顯了與鋰離子電池相關的安全問題。儲能廠商現在必須在電池安全方面開展更多工作,向所有參與者保證安全措施得到有效實施。
      由于電池儲能系統在技術成熟方面仍處于較早階段,因此觀察人士認為其事故是可以預料和防止的。McCarthy說,這是否會影響儲能行業的發展,取決于行業廠商對這些安全事件的反應。
      他指出,“如果電池儲能廠商沒有吸取教訓,沒有采取正確的控制和措施的話,那這很有可能會阻礙儲能行業增長。”
      還有一些儲能技術也有這方面教訓,例如氫儲能設施也發生了一些事故。今年6月,挪威一個加氫站的高壓氫氣罐發生爆炸,氫燃料電池汽車行業的發展可能為此遭遇重創。
      氫能源廠商Nel Hydrogen公司的業務推廣陷入危機,該公司定期發布有關事故的最新消息,最終這個導致氫氣泄漏并爆炸的事故原因是插頭裝配錯誤。
      Hydrogen Europe公司發言人Michela Bortolotti表示,該行業希望從這一事件中吸取教訓。不過從理論來說,氫氣面臨的風險不會超過汽油、柴油、天然氣。
      Bortolotti說,“如果處理得當,氫氣和其他燃料一樣安全,并且毒性較小,并是實現氣候目標不可或缺的組成部分。現在,氫儲能行業需要更加努力地制定更高的安全標準。”
      即便發生事故很少但還是“太多”
      其他專家強調,與更廣泛的電力部門相比,電池儲能系統具有相對良好的安全記錄。
      APS公司一名員工在日常網絡維護工作中由于發生火災而喪生。
      在這個存在一定風險的行業背景下,儲能技術廠商和項目開發商必須謹慎行事。
      彭博新能源財經儲能部門主管Logan Goldie Scot表示:“任何跡象表明,火災不僅限于個別公司或個別市場,但這可能會影響儲能行業的發展進程。到目前為止人們仍在討論這個問題,認為儲能系統受到的影響相對較小,其中大部分集中在單一市場,但對于儲能行業來說,發生的事故還是太多了。”
      Centrica Business Solutions公司技術、戰略和創新經理Bernardo Orvananos表示,“韓國發生的電池儲能系統火災事件數量劇增,這對于儲能行業來說難以接受。我認為從這些火災事件可以學到很多的經驗和教訓,希望這些事件不會發生在其他市場或其他場合。”


      本文來源于:中國儲能網

  •     經歷史上最嚴苛的“531光伏新政”和國補退坡后,中國光伏行業經歷了冷熱兩重天:上半年,國內光伏新增裝機不足12GW(1GW=1000MW),降幅超過50%,其中集中式電站新增裝機約6.8GW,同比下降43.3%;分布式光伏新增裝機約4.6GW,同比下降61.7%。但由于歐盟“雙反”(反傾銷和反補貼調查)取消及越南等新興市場異軍突起,上半年海外市場大放異彩,我國光伏產品(硅片、電池片、組件)出口額達到106.1億美元,同比增長31.7%。
      近日在京舉行的光伏行業2019年上半年發展回顧與下半年形勢展望研討會上,中國光伏行業協會副理事長兼秘書長王勃華介紹了上述數據。展望下半年,王勃華認為,全年光伏產業規模預計大致在35GW~45GW,上半年不足12GW,因此下半年國內市場可能會呈現爆發式增長,或造成產業鏈部分環節供應趨緊。平價項目的建設也可能會對產業鏈各環節帶來一定壓力。此外,隨著光伏發電的成本下降,會激發更大及更多元化的海外市場發展。
     海外市場拉動明顯,中國企業“一騎絕塵”
      王勃華在會上稱,上半年海外市場驅動明顯,硅片、電池片、組件出口量均實現了同比增長,其中電池片出口量超過了2018年全年出口量、組件出口量接近翻番。
      受海外市場拉動,全產業鏈主要企業均呈現生產端和銷售端產銷兩旺的局面,基本保持滿產狀態。根據行業協會對產業生產運營情況的分析,2019年1-6月份我國多晶硅產量共計15.5萬噸,同比增加8.4%,其中3月份產量達2.89萬噸,創歷史新高,環比增加10.7%;硅片產量達63GW,同比增加26.0%;電池片產量達51GW,同比增加30.8%;組件環節產量大多來自海外訂單拉動,達到47GW左右,同比增長11.9%。
      光伏產品的出口方向也出現了變化:上半年,我國光伏組件出口國家/地區更加多元化,出口額超過億美元的國家/地區有16個(2018年為12個),出口量超過1GW的國家/地區10個(2018年為4個)。其中,前十名國家和地區中亞洲國家有3個(越南、日本、印度,2018年為5個),歐洲國家4個(西班牙、葡萄牙、荷蘭、烏克蘭,2018年為2個),拉丁美洲國家2個(巴西、墨西哥),大洋洲為1個(澳大利亞)。隨著歐洲市場復蘇,出口到荷蘭、西班牙、烏克蘭、葡萄牙、德國、比利時的組件明顯增加。
      值得關注的是,越南超越印度成為中國光伏產品出口第一大市場,主要原因在于越南總理簽發關于在越南發展太陽能發電項目鼓勵機制的決定。為享受20年0.0935美元/kWh的電價補貼,越南光伏上半年呈現爆發式增長。而因受“201“、中美貿易摩擦等影響,中國對美國的光伏組件直接出口僅1137萬美元(占比0.1%),約40MW,進一步下降。
      據了解,龍頭制造企業下半年國際市場訂單充足,對于國內訂單部分企業已經開始以訂單質量(價格和付款方式等)為依據,有選擇性地進行接單。
      王勃華用“一騎絕塵”來形容中國光伏行業的發展態勢:中國的多晶硅、硅片、電池片、組件、逆變器,五個重要制造環節中,產量最低的環節全球市場占有率接近六成,高的已經超過九成,具有絕對優勢。這背后是中國光伏產業特殊的發展路徑:中國的工業門類成百上千,一種最常見的路徑是“由內而外”,引進消化吸收創新然后部分替代進口,替代到一定程度后出口發展中國家,再往發達國家市場的硬骨頭啃。光伏行業則走了“由外而內”之路,從歐洲、美國、日本走向中國,眾多主流光伏企業從海外上市,吸收海外經驗、吸納海外資金,借助海外市場,進而在國內發展光伏產業。
      此外,民營企業是中國光伏產業的主力軍,90%以上的光伏企業都是民企,2018年進入產業鏈4個制造環節全球產量前10的中國企業有34家次,其中32家次是民營企業,且各環節第一名皆為民營企業。在“先天”條件上,中國光伏產業并非無本之木,作為半導體領域的延伸,光伏產業的發展充分借助了中國幾十年積累的半導體人才、技術基礎和產業鏈。
      產業洗牌提速
      工業和信息化部電子信息司副司長吳勝武在會上表示,上半年中國光伏裝機規模仍居首位,1-6月我國光伏發電新增裝機約11.4GW,預計2019全年將達到40GW以上,繼續保持一定規模,并位居全球第一。2019年上半年,海外市場是我國光伏制造保持增長的主要驅動力,下半年,隨著補貼項目、平價項目相繼落地,國內市場有望恢復,預計2019年全年我國光伏制造業整體仍將保持平穩增長。
      在光伏行業實現全面平價上網之前,仍需要一部分的補貼規模,在有限的補貼資金支持下,如何既給出有支撐作用的電價,又能保障維護行業健康發展的裝機規模一直是個難題。主管部門推出競價機制后,2019年我國光伏競價項目共涉及22個省份、3921個項目、2279萬千瓦,測算年度補貼需求為17億元,平均度電補貼強度0.065元/kWh,下降50%以上。吳勝武提出,平價過程中,光伏產業利潤率正面臨不可避免的持續下降,為保證持續的研發和技術創新,業內并購重組將成為常態,擁有技術積累優勢、管理制度優勢、生態品牌優勢的企業將脫穎而出。
      據光伏行業協會的全年展望,2019年全球光伏市場新增裝機預計在110GW-120GW,預計中國年內可建成并網的裝機容量在40GW-45GW,下半年應還有30GW的建設容量。基于此判斷,國內生產企業在下半年仍將保持一定程度擴產,高效產品產能增加;頭部企業生產規模會越來越大,產業競爭度將進一步提升;產業整合持續推進,部分不具備競爭力的企業逐步退出光伏市場。
      2018年“531光伏斷奶新政”的“后遺癥”仍在延續。截至今年6月底,多晶硅企業停產數量已累計達到6家,在產企業數量減少至18家,加之多晶硅龍頭企業大規模擴產,產業集中度進一步提高。硅片、電池領域繼續鞏固“大者恒大”的發展格局,中小型企由于產能利用率低、無成本優勢逐漸失去競爭力。組件端,由于上半年主要市場在海外,骨干企業的品牌、技術、營銷等優勢明顯,中小企業或淪為其代工廠,或停產重組。據福斯特數據,截止目前,其活躍的組件廠客戶數目由去年的100多個縮減至40多個,產業整合不斷推進。
      “531新政”后,由于政府政策出現調整。上市光伏企業股價下挫、光優產品價格大幅下跌、可再生能源資金補貼拖欠等多方面因素影響,金融機構對光伏領域內的貸款支持更加謹慎。即使是行業內品牌力高,前期融資難度相對較低的企業,也紛紛反映出融資難與融資貴的問題,甚至出現“斷貸”和“抽貸”的現象。有企業反映,貸款利率已從531前的6%左右,上漲至超過8%,融資成本大幅增加,并且企業也已經沒有可以抵押的資產。電站業務方面,531后,金融機構對于光伏電站評級很差,很多項目因為融不到資不得不放棄建設。
      光伏行業協會建議盡快解決補貼拖欠問題。建議可再生能源資金覆蓋所有有指標的存量光伏發電項目,每個項目均能按照規模比例拿到部分補貼資金;加快啟動2020年有補貼項目競價政策制定工作,盡快研究下達,給地方和企業充分的準備時間;做好政策的上行下達和統一落實;總結2019年政策實施過程中存在的問題,并在新政策制定過程中加以避免;充分協調電網,做好項目的申報過程中消納意見函出具,以及項目建成后的并網消納工作。


      本文來源于:澎湃新聞

  •     □ 新舊動能轉換體現在用電主體變化上。上半年,高新技術產業用電保持較快增長,信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電繼續保持快速增長勢頭,同比增長13.6%。

      □電力生產延續綠色低碳發展態勢。非化石能源發電裝機比重繼續提高,發電量也快速增長。預計到今年底,全國發電裝機容量可提前完成2020年20億千瓦規劃目標。

      “上半年,全國電力生產運行平穩,電力供需總體平衡。預計下半年電力消費將延續平穩增長態勢,全年全社會用電量同比增長5.5%左右。”在日前舉行的2019年上半年全國電力供需形勢分析預測報告會上,中國電力企業聯合會專職副理事長兼秘書長于崇德說。

      據統計,上半年全國全社會用電量3.40萬億千瓦時,同比增長5.0%,一、二季度分別增長5.5%、4.5%。從電力消費特點看,第一產業用電中速增長,第二產業及其制造業用電穩定增長,第三產業和城鄉居民用電量繼續保持較快增長。其中,第三產業和居民生活用電占比合計為31%,同比提高1.2個百分點;第二產業用電占比為68%,同比下降1.2個百分點;第一產業用電占比與上年持平。

      新舊動能轉換體現在用電主體變化上。上半年,高新技術產業用電保持較快增長,信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電繼續保持快速增長勢頭,同比增長13.6%;租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業用電量增速均保持在兩位數以上。值得注意的是,電能替代持續推廣,促進第三產業用電快速增長,充換電服務業用電量增長126.9%,港口岸電用電量增長316.9%,城市公共交通運輸業用電量增長18.6%。

      從區域用電量來看,上半年絕大部分省份用電量均為正增長,中西部地區增速領先東部和東北地區。除青海、甘肅、上海3個省(市)用電量同比下降外,28個省份用電量正增長,在14個用電量增速超過全國平均增長水平的省份中,除海南、河北外,其余均屬于中西部。

      “電力生產延續綠色低碳發展態勢,非化石能源發電裝機比重繼續提高,發電量也快速增長。”于崇德表示,截至6月底,全國全口徑發電裝機容量19.4億千瓦,同比增長6.1%。其中,非化石能源發電裝機容量占比41.2%,同比提高1.4個百分點;全國規模以上電廠發電量為3.37萬億千瓦時,同比增長3.3%;全國發電設備利用小時數為1834小時,同比下降24小時。

      上半年,全國新增發電裝機容量4074萬千瓦,同比少投產1194萬千瓦。其中,新增非化石能源發電裝機容量2506萬千瓦,占新增發電裝機總容量的61.5%。新增煤電裝機984萬千瓦,同比少投產54萬千瓦。

      上半年,非化石能源發電量快速增長,全國規模以上電廠水電發電量5138億千瓦時,同比增長11.8%;核電發電量1600億千瓦時,同比增長23.1%;全口徑并網風電、并網太陽能發電量分別為2145億千瓦時、1063億千瓦時,同比分別增長11.5%、29.1%。

      與此同時,跨區跨省送電量也實現了較快增長,清潔能源得到大范圍優化配置。上半年,全國跨區、跨省送電量分別完成2243億千瓦時、6426億千瓦時,同比分別增長11.2%、12.0%。西北區域是外送電量最多的區域,占全國跨區送電量的40.6%。

      據預測,下半年電力消費仍將延續上半年的平穩增長態勢,預計今年全社會用電量同比增長5.5%左右。

      “預計發電總裝機容量年底達20億千瓦,非化石能源裝機比重提高至42%。”于崇德說,到今年底,全國發電裝機容量可提前完成2020年20億千瓦的規劃目標,太陽能發電裝機容量遠超2020年1.1億千瓦的規劃目標,非化石能源發電裝機比重也將超過2020年39%的規劃目標。

      針對當前我國已進入迎峰度夏關鍵期,加之下半年重大活動保電任務較為繁重,中國電力企業聯合會建議,要根據電力供需趨緊形勢,加快系統調峰能力建設和需求側管理,扎實做好電力供需平衡工作,確保電力安全穩定供應。(記者顧陽)

        本文來源于:經濟日報

  •       新中國成立70年來,我國能源事業滄桑巨變。新中國成立初期,我國能源生產水平很低,供求關系緊張,存在嚴重的結構性問題。70年后的今天,隨著我國經濟的快速發展和社會生產力的顯著增強,我國能源領域發生了翻天覆地的變化,取得了舉世矚目的偉大成就,能源生產不斷攻堅克難,實現跨越式發展,能源消費不斷提高水平,實現歷史性改善。黨的十八大以來,全國上下深入貫徹落實新發展理念,充分把握新時代對能源事業發展的新要求,不斷強化各項節能降耗政策落實,我國能源事業取得新進展,能源結構顯著優化,節能降耗成效巨大。

     

      一、新中國成立以來能源政策不斷完善,有力推動我國能源事業飛躍發展

      能源是人類生存和發展的重要物質基礎,是現代社會發展不可或缺的基本條件,攸關國計民生和國家安全,對國家繁榮發展、人民生活改善、社會長治久安至關重要。

      新中國成立初期,我國能源基礎十分薄弱。上世紀50-70年代,能源發展得到重視。從“一五”計劃至“五五”計劃,國家對電力、煤礦、石油等能源工業發展作出了具體部署,同時提出節約使用電力、煤炭、石油等。改革開放以來,在不斷加強能源資源開發和基礎設施建設的基礎上,我國更加注重能源發展質量和效率,從“六五”計劃到“十五”計劃,逐步提出提高經濟效益和能源效率,堅持節約與開發并舉,把節約放在首位,優化能源結構,積極發展新能源,推動能源技術發展,提高能源利用效率。

      進入新世紀后,面對資源制約日益加劇、生態環境約束凸顯的突出問題,我國堅持節約資源和保護環境的基本國策,積極轉變經濟發展方式,不斷加大節能力度,將單位GDP能耗指標作為約束性指標連續寫入“十一五”、“十二五”和“十三五”國民經濟和社會發展五年規劃綱要,相繼出臺了能源發展“十一五”、“十二五”、“十三五”規劃和《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》、《能源生產和消費革命戰略(2016-2030)》等綱領性文件,以及《能源技術革命創新行動計劃(2016–2030年)》、《可再生能源發展“十三五”規劃》等專項文件。黨的十八大以來,面對國際能源發展新趨勢、能源供需格局新變化,以習近平同志為核心的黨中央高瞻遠矚,堅持綠色發展理念,大力推進生態文明建設,提出“能源革命”的戰略思想,為我國能源發展指明了方向、明確了目標,推動能源事業取得新進展。

     

      二、能源生產實現跨越式發展,基礎性保障作用持續增強

      新中國成立初期,我國能源生產能力不足、水平不高。1949年,能源生產總量僅為0.2億噸標準煤。經過70年的快速發展,我國能源生產逐步由弱到強,生產能力和水平大幅提升,一躍成為世界能源生產第一大國,基本形成了煤、油、氣、可再生能源多輪驅動的能源生產體系,充分發揮了堅實有力的基礎性保障作用。2018年,能源生產總量達37.7億噸標準煤[1],比1949年增長157.8倍,年均增長7.6%。

      主要能源品種生產全面發展。原煤產量1949年僅為0.3億噸,2018年達到36.8億噸,比1949年增長114.0倍,年均增長7.1%;原油產量1949年僅為12.0萬噸,2018年達到1.9億噸,增長1574.9倍,年均增長11.3%;天然氣產量1949年僅為0.1億立方米,2018年達到1602.7億立方米,增長22894.7倍,年均增長15.7%;發電量1949年僅為43.0億千瓦小時,2018年達到71117.7億千瓦小時,增長1652.9倍,年均增長11.3%。

     

      三、能源消費保持較快增長,用能條件和水平不斷改善

      新中國成立70年來,隨著我國經濟快速發展、人民生活水平不斷提高,能源消費整體呈現較快增長態勢。1953年,我國能源消費總量僅為0.5億噸標準煤,2018年達到46.4億噸標準煤,比1953年增長84.8倍,年均增長7.1%。

      人均用能水平顯著提高。1953年,我國人均能源消費量僅為93千克標準煤,2018年達到3332千克標準煤,比1953年增長34.8倍,年均增長5.7%。

      能源消費彈性系數[2]不斷下降。1954年,我國能源消費彈性系數高達3.54,2018年為0.50,比1954年彈性系數低3.04,比1954-2005年、2006-2017年平均彈性系數分別低0.49、0.01。

     

      四、能源結構大幅優化,清潔低碳化進程不斷加快

      新中國成立70年來,隨著我國能源總量不斷發展壯大、用能方式加快變革,能源結構持續大幅優化改善,清潔低碳化進程不斷加快。

      生產結構逐步向清潔化轉變。受我國能源資源稟賦“多煤少油缺氣”特點影響,新中國成立初期,原煤占能源生產總量的比重高達96.3%,其他品種原油僅占比0.7%,水電占比3%。70年來,原煤占比在波動中持續下降,2018年下降到最低的69.3%;原油占比穩步提高到1976年最高的24.8%后逐步下降,2018年下降到7.2%;天然氣、一次電力及其他能源等清潔能源占比總體持續提高,天然氣由1957年最低的0.1%提高到2018年最高的5.5%,一次電力及其他能源由1949年的3.0%提高到2018年最高的18.0%。

      消費結構持續優化改善。受資源稟賦特點影響,煤炭占我國能源消費總量比重始終保持第一,但總體呈現下降趨勢,由1953年的94.4%下降到2018年最低的59.0%;石油占比在波動中提高,由1953年最低的3.8%提高到2018年的18.9%;天然氣、一次電力及其他能源等清潔能源占比總體持續提高,天然氣由1957年最低的0.1%提高到2018年最高的7.8%,一次電力及其他能源由1953年的1.8%提高到2018年最高的14.3%。

     

      五、能效水平顯著提升,單位GDP能耗不斷下降

      新中國成立70年來,隨著我國能源科技創新能力不斷提升,能源技術裝備突飛猛進發展,自動化、智能化、數字化推動能源系統不斷優化,能效水平得到顯著提升,2018年單位GDP能耗比1953年降低43.1%,年均下降0.9%。從單位GDP能耗指標值(GDP按2018年價格計算)來看,由1953年的0.91噸標準煤/萬元逐步上升到1960年最高的2.84噸標準煤/萬元后逐步下降,70年代開始又逐步上升后,基本呈現穩步下降態勢,2018年下降到最低的0.52噸標準煤/萬元;從單位GDP能耗降低率來看,在改革開放之前波動較大,多數年份為上升,改革開放之后基本保持下降態勢。

     

      六、“十一五”以來能源發展進入新階段,節能降耗取得巨大成效

      “十一五”以來,我國高度重視節能降耗工作,陸續出臺多項節能降耗政策措施,不斷加強節能減排體制、機制、法制和能力建設,切實推進工業、建筑、交通等重點領域節能降耗,通過加快產業調整、淘汰落后產能、優化能源結構和推進節能型社會建設等方式,促使我國能源發展進入新階段,節能降耗取得巨大成效。

      能源生產由傳統能源加速向新能源轉變。“十一五”以來,我國能源生產發生巨大變革,發展動力由傳統能源加速向新能源轉變,能源結構由原煤為主加速向多元化、清潔化轉變。原煤、原油等傳統能源生產增速明顯放緩,占比大幅下降:2005-2018年,原煤產量年均增長3.5%,比1949-2005年年均增速回落4.5個百分點,占能源生產總量比重2018年比2005年下降8.1個百分點;原油產量年均增長0.3%,年均增速回落13.7個百分點,占比下降4.1個百分點。天然氣、水電、核電、新能源(風電、太陽能及其他能源)等清潔能源加速發展,占比不斷提高:天然氣產量年均增長9.5%,占比提高2.6個百分點;一次電力及其他能源產量年均增長10.2%,占比提高9.6個百分點。

      能源消費過快增長勢頭得到有效控制,清潔低碳化趨勢加快。“十一五”以來,我國能源消費革命不斷深化,用能方式不斷變革,清潔低碳化進程顯著加快,品種結構繼續優化,利用效率高、污染小的清潔能源消費比重進一步提高,能源消費得到有效控制。2005-2018年,能源消費總量年均增長4.5%,比1980-2005年年均增速回落1.5個百分點。煤炭、石油等傳統能源消費增速減緩:煤炭消費年均增長3.7%,年均增速回落2.0個百分點,占能源消費總量比重2018年比2005年下降13.4個百分點;石油消費年均增長5.0%,年均增速回落0.4個百分點,占比提高1.1個百分點。天然氣、水電、核電、新能源(風電、太陽能及其他能源)等清潔能源消費高速增長,占比大幅提高:天然氣消費年均增長14.8%,年均增速加快9.9個百分點,占比提高5.4個百分點;一次電力及其他能源消費年均增長9.9%,年均增速加快1.2個百分點,占比提高6.9個百分點。

      節能降耗取得巨大成效。“十一五”以來,在各項節能降耗政策措施的大力推動下,經過全社會的共同努力,我國單位GDP能耗整體呈現下降態勢,2005-2018年累計降低41.5%,年均下降4.0%,比1952-2005年年均降幅擴大3.9個百分點,節能降耗取得巨大成效。“十一五”時期,單位GDP能耗2010年比2005年降低目標為20%左右,實際下降19.3%;“十二五”時期,單位GDP能耗2015年比2010年降低目標為16%以上,實際下降18.4%;“十三五”時期,單位GDP能耗2020年比2015年降低目標為15%,2018年比2015年已下降11.4%。

      當前,世界能源格局深刻調整,應對氣候變化提上議程,能源治理體系加速重構,新一輪能源革命蓬勃興起。隨著我國經濟發展步入新常態,能源轉型變革任重道遠,傳統能源產能結構性過剩問題仍較突出,發展質量和效率亟待提升,節能降耗面臨階段性壓力,有效控制能源消費總量和完成“十三五”單位GDP能耗降低15%的目標,仍需繼續努力。“十三五”時期是全面建成小康社會的決勝階段,也是推動能源革命的蓄力加速期,我們必須深入貫徹落實黨的十九大精神,以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導,牢固樹立創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念,遵循能源發展“四個革命、一個合作”戰略思想,深入推進能源革命,著力推動能源高質量發展,建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系,推動生態文明建設邁上新臺階。

     

    注:[1]本文中2018年數據為初步核算數。

      [2]能源消費彈性系數=能源消費增長速度/GDP增長速度。

     

      本文來源于:國家統計局網站

  •     國家、地方補貼強度同步減弱,光伏準平價上網時代來臨。

      國家能源局近日正式公布2019年光伏發電項目國家補貼競價結果,擬納入國家競價補貼范圍的項目共3921個覆蓋22個省份,總裝機容量2278.8642萬千瓦,測算年度補貼需求約17億元。各項目按要求建成并網后依政策納入國家競價補貼范圍,享受國家補貼。

      按類型劃分,普通光伏電站項目366個,裝機容量1812萬千瓦,占總容量比例為79.5%,主要分布在中西部地區。分布式光伏項目3555個,裝機容量466萬千瓦,占總容量比例為20.5%,主要分布在東部沿海地區。其中,全額上網分布式項目473個,裝機容量56萬千瓦,占總容量比例為2.5%;自發自用、余電上網分布式項目3082個,裝機容量410萬千瓦,占總容量比例為18.0%。

      其中,內蒙古自治區擬納入2019年光伏發電國家競價補貼項目為:普通光伏電站8個,容量39.5萬千瓦,全額上網工商業分布式項目49個,容量3.5565千瓦,自發自用余電上網分布式項目20個,容量為1.878萬千瓦,共計77個項目,總容量44.9345萬千瓦。

      根據國家可再生能源信息管理中心統計,I類資源區普通光伏電站平均補貼強度為0.0663元/千瓦時,II類資源區普通光伏電站平均補貼強度為0.0381元/千瓦時,III類資源區普通光伏電站平均補貼強度為0.0749元/千瓦時,自發自用、余電上網分布式項目平均補貼強度為0.0404元/千瓦時,整體補貼強度略低于預期;年度補貼需求約17億元,未用足22.5億元的補貼總盤子,競價降補貼效果明顯;結合前期平價項目申報情況,國內光伏已經步入準平價時代。

      據了解,此次擬納入國家補貼競價范圍的項目只是今年全國光伏發電建設規模的一部分。加上此前已安排和結轉的戶用光伏項目、光伏扶貧項目、平價示范項目、領跑基地項目、特高壓配套外送和示范類項目等,今年光伏發電項目建設規模在5000萬千瓦左右,預計年內可建成并網的裝機容量在4000萬—4500萬千瓦左右,能夠保障光伏發電產業發展合理規模,實現光伏發電產業穩中求進。

      “實行光伏發電補貼競價后,光伏發電發展的市場化導向更明確、補貼退坡信號更清晰、財政補貼和消納能力落實的要求更強化。”國家能源局有關負責人表示。

      中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽指出,2019年是實行光伏發電補貼競價新機制的第一年,是光伏發電建設管理政策的一次重大改革和創新,通過開展競價,推動了光伏發電補貼退坡,進一步堅定了光伏發電平價信心。

      劉譯陽認為,以2018年5月31日三部門聯合印發的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》為標志,光伏發電已正式開啟“平價上網”模式。實行光伏發電補貼競價,意味著光伏行業將進入深度調整期。國家對非水可再生能源的發展,由“補貼”轉向“清障”為主的政策取向已經明朗化,光伏企業不宜再過多地糾結于補貼還有多少的問題。

      值得注意的是,納入國家補貼競價范圍項目名單只是取得了補貼資格,項目最終能否享受國家補貼,還要以是否按有關通知要求,按期全容量建成并網為準。對于逾期未全容量建成并網的,每逾期一個季度并網電價補貼降低0.01元/千瓦時;在申報投產所在季度后兩個季度內仍未建成并網的,取消項目補貼資格,并作為各地光伏發電市場環境監測評價和下一年度申報的重要因素。國家將根據項目條件落實和建設實施等實際情況,做好名單動態跟蹤管理。

      根據國際可再生能源機構(IRENA)最新數據,2018年全球新增并網光伏裝機量94.3千瓦,占可再生能源全球新增總裝機量的一半以上,而中國則以45千瓦的新增光伏裝機量和176.1千瓦的累計光伏裝機量遙遙領先。劉譯陽認為,整體來看,全球光伏市場前景樂觀,未來也仍有望保持在一個較高的水平,不論是對集中式地面電站還是分布式光伏來說,下一步的發展空間巨大,但轉型帶來的陣痛也在所難免,行業競爭將更加激烈。(記者 郭航)


      本文來源于:中國產經新聞報

  •       雖然明年才是“十三五”的收官之年,但研究機構、專家預測認為,在成本下降、技術進步、項目核準提速的共同作用下,2019年海上風電將迅猛發展,今年海上風電裝機容量將繼續高增長,“我國海上風電將提前一年實現‘十三五’規劃目標”。


      明年裝機將達900萬千瓦


      自2014年國家能源局發布《關于印發海上風電開發建設方案的通知》以來,我國海上風電制造、建設和運維技術水平不斷提高,發電成本逐年加速下降,呈現出加快規模化的發展趨勢。“從去年海上風電累計裝機容量來看,同比增長了63%,未來將具有廣闊的發展前景。”國網能源研究院能源戰略與規劃研究所研究員王芃表示。

      國網能源研究院近日發布的《2019年中國新能源發電分析報告》(以下簡稱“《分析報告》”顯示,2014年-2018年,我國海上風電裝機容量由40萬千瓦增加到363萬千瓦,年均增速達到74%,是陸上風電增速的4倍。

      “海上風能資源的能量效益比陸地風電高約20%-40%,具有平均風速高、利用小時數高、市場消納空間大、適合大規模開發等優點。”業內一位不愿具名人士解釋海上風電高速增長的原因。

      “與國際海上風電建設情況對比來看,我國海上風電裝機容量僅次于英國和德國,位居全球第三,占全球海上風電裝機總容量的20%。”國網能源研究院新能源與統計研究所劉佳寧表示,目前,我國海上風電集中在東中部沿海省份,如江蘇、上海、福建和天津。其中,江蘇海上風電累計裝機容量最多,2018年底裝機容量達到303萬千瓦。

      《分析報告》預測,到2019年底,全國海上風電裝機容量將超過500萬千瓦;2020年底,海上風電累計裝機容量將達到900萬千瓦左右,提前一年實現“十三五”規劃目標。


     “十四五”海上風電將提速


      受訪專家對我國海上風電發展持樂觀態度,專家普遍認為,綜合考慮海上風電資源條件、技術水平、發電成本和市場消納等方面的因素,未來我國海上風電的發電前景廣闊,預計在“十四五”期間,海上風電發展將會進一步提速。

      “雖然我國海上風電建設起步較晚,基礎設計、施工研究試驗不足,但是隨著施工建設技術不斷進步,海上風電場施工設備數量、性能、噸位均實現了新突破,海上風電將進入快速發展期。”一位不愿具名業內人士預計。“2020年以后,海上風電將走向深水遠海,基地式集中連片開發將成為我國海上風電的主流開發模式。”

      劉佳寧也表示,“我們認為未來五年全球海上風電的市場規模將會不斷擴大,未來五年海上風電新增裝機占風電新增裝機的比例將由目前的8%增加到22%。”

      根據江蘇、廣東、浙江、福建和上海等地已批復的海上風電發展規劃規模,國網能源研究院測算認為,“十四五”期間,全國新增海上風電裝機容量約為2500萬千瓦。

      《分析報告》顯示,到2025年底,我國海上風電累計裝機容量將達到3000萬千瓦左右;到2030年底,我國海上風電的累計裝機容量將會超過6000萬千瓦。


      度電成本已降至0.64元


      業內人士認為,促使海上風電快速發展的原因之一是近年來風電投資成本及運行維護成本不斷下降。隨著海上風電的規模化優勢顯現,海上風電機組設備單位投資成本將會有1000-2000元的下降空間。

      去年受競價上網政策的影響,我國風電機組的市場投標均價呈下降趨勢。國網能源研究院統計2018年核準、開工的海上風電項目顯示,平均投資成本約為14000-19000元/千瓦,海上風電度電成本大約為0.64元/千瓦時。與陸上風電相比,價格仍然偏高。

      研究機構彭博新能源財經的最新數據顯示,海上風電的度電成本在2020年有望下降到0.56元/千瓦時;水電水利規劃設計總院發布的《中國可再生能源發展報告2018》預測,到2025年,海上風電成本快速降低,逐步實現海上風電平價上網。

      在海上風電平價上網之前,業內人士均認為,海上風電發展路徑是在管理上降本增效,推進海上風電全生命周期一體化開發。

      在上海勘測設計研究院有限公司程海峰看來,要高質量開發我國海上風電,除解決大容量機組的可靠性、海上工程、運維等重點環節存在的問題外,更需要開發商、設計院、整機商、施工單位等參與方在開發中形成全產業鏈“利益共同體”。“在總體策劃階段,企業要注重海上風電全過程的技術把關與風險管控,以設計為龍頭,推行開展海上風電總承包開發模式。”(記者 蘇南)

    本文來源于:中國能源報

  •       2019年新增發電裝機規模約1.1億千瓦,總裝機規模可達20.1億千瓦,火電、水電、核電發展走勢各異: 隨著各地保供壓力增大,火電新增裝機規模將進一步增長;西南水電基地來水偏枯,隨著各方就緩解棄水逐步達成共識,棄水量將有所下降;核電擬投產機組明顯減少,新增裝機規模預計大幅下降。

      國網能源研究院近日發布的《2019年中國電源發展分析報告》(以下簡稱《報告》)顯示,2019年我國電源裝機規模呈現穩步增長趨勢,但裝機總體增速將有所放緩。

      “從規模上看,2019年新增發電裝機規模大概1.1億千瓦,總裝機規模約達到20.1億千瓦,火電、水電、核電發展走勢各異。” 國網能源研究院能源戰略與規劃研究所中級研究員王芃表示。

      火電裝機將逼近設定目標

      《報告》顯示,火電產能繼續向西北地區轉移,近一半新能源新增裝機集中在東中部。2018年,西北地區新增火電裝機約1209萬千瓦,占全國新增火電裝機總規模的31%。

      《報告》認為,受嚴控煤電發展規模等政策影響,2018年我國新增火電裝機3872萬千瓦,同比下降12%,占新增裝機總量的31.6%。截至2018年底,火電裝機容量達11.4億千瓦,同比增3.5%。“十三五”以來,火電裝機年增速逐步趨緩,2018年裝機增速較2015年下降約5.4個百分點。

      從區域分布看,西北、華北是2018年新增火電裝機最多的地區。尤其西北地區,新增火電1209萬千瓦,占新增火電裝機的31.2%;從省份看,山東、江蘇是火電裝機容量最大的兩個省份;從發電量占比看,火電仍然最高。2018年江西省的火電設備利用小時數最高,達5269小時。

      王芃認為,隨著電力需求快速增長,煤電在電力系統中技術性地位較長時間內不會改變,仍需在電力供需緊張地區布局一批保障電力供應的煤電機組,以滿足電力平衡需要。“今年火電新增裝機規模有望改變近來年的下降趨勢。”

      隨著各地保供壓力增大,火電新增裝機規模將進一步增長。預計2019年火電新增4500萬千瓦,煤電累計裝機規模不斷逼近國家電力“十三五”規劃中設定的發展目標。

      水電、核電裝機將下降

      《報告》顯示,2018年我國新增水電裝機867萬千瓦,同比下降24.7%,水電裝機增速已連續第五年放緩。從區域分布看,南方地區為我國新增水電裝機主要分布區域,新增規模569萬千瓦,占全國新增水電裝機約65.6%。從省份看,四川、云南水電裝機規模居前兩位,湖北、貴州緊隨其后。

      “根據氣象部門對重點流域降水量預測結果分析,2019年我國西南水電基地來水偏枯,隨著各方就緩解棄水逐步達成共識,棄水量將有所下降。預計四川、云南等地區新增水電裝機約300萬千瓦,新增水電規模有限。”王芃表示,西南地區仍是未來水電的開發重點,隨著開發難度加大,水電新增規模存在不確定性,預計2019年新增規模較2018年水平有所降低。

      《報告》顯示,2019年預計新增水電規模710萬千瓦,其中常規水電新增620萬千瓦,同比減少15.9%。

      與火電、水電裝機增速放緩不同,2018年核電裝機規模實現了大幅提升,新增裝機規模合計為884萬千瓦,約為2017年新增規模的4倍,創歷史新高。

      《報告》顯示,截至2018年底,核電裝機容量達4466萬千萬,同比增24.7%。從省份分布看,核電裝機分布于我國浙江、廣東、江蘇、遼寧、福建、廣西、海南、山東8個省,其中廣東、浙江兩省核電裝機規模最大。

      受電力需求增加、市場化交易規模擴大等因素,2018年核電設備利用小時數達到7184小時,山東省核電設備利用小時數最高,達8305小時。

      “與去年核電投產規模相比,2019年擬投產四臺機組(合計528萬千瓦),投產臺數明顯減少,2019年新增規模預計大幅下降。”王芃表示,從技術可持續發展角度看,核電需要保持穩定的發展節奏,以實現安全、高效發展。(記者 蘇南)

          本文來源于:中國能源報

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