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复盘“不平衡资金”,“先暂停”的山东现货市场如何“重启”?

作者:陈敏曦 来源:电联新媒 发布时间:2020-10-23 浏览:
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中国储能网讯:关于不平衡资金的分配方式,靴子终有落地之日,经历过“先暂停”的山东现货试点,也必将迎来拨云见日的“重启”之时。回溯以往,与16年前蹉跎的最大不同,或许是对于不平衡资金产生的原因和解决办法,业内贡献出的大量的智慧,也凝聚了非官方口径的共识。这样的共识,正在转化成为一股强大的暗流,推动现货市场建设在“最后一公里”中砥砺前行。

作为电力市场体系建设初步完善的标志,电力现货交易被誉为除辅助服务之外,电能交易和电量平衡链条上的“最后一公里”。在完成这一项难度和风险系数都不低的改革任务时,现货试点“最后一公里”的征程走得相当谨慎,且略显艰难。

靴子终将落地

“因为有了5号文的前车之鉴,所以当初在做9号文的时候,就着重讨论过要不要设不平衡账户的问题,果不其然,这次又惹了麻烦。”一位业内人士在茶余后的闲谈,透露出了行业对现货试点眼下所遭遇困境的集体焦虑。

在一份山东省呈请相关部委协调的情况汇报中显示,2020年5月16日-19日山东省开展的第三次现货市场连续结算试运行期间,四天直调用电量共计40.98亿千瓦时,其中市场化机组上网电量15.44亿千瓦时,市场用户用电量合计21.28亿千瓦时,偏差电量5.84亿千瓦时,由外来电、新能源等非市场化机组发电。由于该偏差电量在发电侧按照非市场机组电价结算,在用电侧按照市场电价结算,在目前优先发电结算电价明显高于用户侧综合电价所形成的“高买低卖”,导致四天试运行中产生市场用电量高于市场化发电量的“发用不平衡资金”共计9508.19万元。

尽管本次带有试验性质的试运行结算中,规则主导方相应调减了6158.53万元的容量补偿费用,但剩余3349.66万元的双轨制发用不平衡资金,仍需由外来电、新能源,以及省内机组优先发电量分摊疏导。

消息不胫而走,业内众说纷纭。虽然在呈请文件中,以“黑体加粗”的格式着重标注出“这样的分摊机制是在国家明确的省外来电作为现货市场出清边界的基础上提出,且已写入山东现货市场规则”,但略显庞大的分摊数额,仍然引发事件持续发酵,业内讨论的热情空前高涨。

一方观点认为,如果“不平衡资金”由新能源和外来电等非市场化机组承担,分摊后的结算电价与山东省内市场化机组结算价格无异,这与现行的新能源行业“保量保价”的扶植政策存在明显冲突,国家战略性送电协议和省级政府间电力合作框架中的“保价”承诺也无从兑现;电源侧如果以“合同违约”的理由向购电方提起诉讼,赢面颇大。

也有不同声音认为,优先发电的功率超过了优先购电的功率,为什么不能承担经济责任?如果优发电量承担偏差费用有风险,那么市场机组签订的市场化合同不执行,是否也具有法律风险?同样,如果都按照合同执行,只有弃风弃光、减少外送,那么这是否又同样暴露于法律风险之中?在双轨制模式下,既想履行优先发电合同,又想履行市场合同,多目标的结果往往是所有目标都实现不了。

“分摊方式是事先写在规则里的,由外来电和省内可再生能源及优先机组按照比例分摊,并没有逾越省间和省内达成的协议。不平衡费用的本质是调峰费用,省内市场化机组少发电量是为优先发电机组让路,山东只不过是以其他形式体现了这一费用。在未做容量扣除前比较电价高低,对省内机组并不公平。由优先发电量进行不平衡资金的分摊,在某种程度上,但又并不完全地体现出了市场的公平性。”持有这一观点的人并不在少数。

在试图复盘4天试结算运行的过程中,业界揣测良多,最令业内瞩目的是,在8个现货试点中,为什么唯独只有山东市场出现了这样剧烈的波动?究竟是山东的“步子迈大了”,还是在做规则时“把细节问题疏忽”了,抑或是“规则设计出现了重大纰漏”?

“不平衡资金就是市场设计中某一部分‘受照顾’的电量在结算中产生的价格投影,这样的问题在8个现货试点中或多或少都有显现,但是由于电源结构和市场规则各有不同,化解的手段也各不相同。部分地区采用了计划手段解决,反而呈现出了‘短平快’的效果。由双轨制引发的不平衡资金背后,已经形成了多个利益主体,有人抱着既得利益不放,有人不愿意吃哑巴亏,关键还要看操刀者敢不敢调整规则。否则到了最后,这个亏空只能由电厂承担。”前述业内人士告诉记者。

不平衡资金分摊引发的问题,难免不让所有关心电力体制改革的人将上一轮东北区域市场的折戟拿来作参照。对于16年前东北区域市场三次调电产生的34亿不平衡资金,普遍观点认为是由于售电侧价格没有放开,也有人对于“省为实体”下建立统一的区域发展模式和市场交易模式持有保留意见,更多的则是在计划体制之下对于颠覆既有秩序所需决断力的遗憾。16年后,即便人人思变,对于改革所持有的热情有增无减,但当市场规则仍未能摒弃计划体制的“遗珠”时,再次追问“为什么欧美现货市场不平衡资金不是大问题”时,答案则略显苍白。

“在没有进行现货市场建设之前,历次调价和发电侧的交叉补贴通过电网的统购统销模式进行了弥补和修正,现货市场运行之后,相关责任明晰了,电网企业仅负责按照交易结果调度电量,不再承担电力交易中的电费盈亏,这部分资金自然就没有人愿意去背。山东试图摆脱的困境,实际上是在为所有受入试点省份解套。”业内人士评价道。

无论是褒奖山东现货试点推进者的勇气,还是试图拼凑重新分配之下的利益纷争,连续四个月的长周期试运行不仅试出了体制改革中深层次的矛盾,也在不断地试探着市场的韧性与信心。

关于不平衡资金的分配方式,靴子终有落地之日,经历过“先暂停”的山东现货市场,也必将迎来拨云见日的“重启”之时。回溯以往,与16年前蹉跎的最大不同,或许是对于不平衡资金产生的原因和解决办法,业内贡献出的大量的智慧,也凝聚了的非官方口径的共识。这样的共识,正在转化成为一股强大的暗流,推动现货市场建设在“最后一公里”中砥砺前行。

“不属于市场的,应该拿出市场”

“每次试运行的目的都是不一样的,每次试也都是在一步步接近最终规则。不平衡资金的问题是我们当初做设计时预见到的,因为相对来说比较复杂,涉及到外来电参与省内现货市场的问题,所以我们把它留到了最后。如果把跨省区送电的问题解决,不平衡资金的规模基本就能回到可控范围之内。”一位接近山东现货市场人士回应记者,“山东出现不平衡资金的根本原因,一个是风光等新能源优先发电和优先购电规模不匹配,导致的市场化发、用电总量规模上的不平衡,另一个原因,就是目前外来电没有参与省内现货市场,导致市场化机组与市场化用户在发、用时段性、曲线上的不匹配。”

据了解,近年来山东省大力调整能源供给结构,省外来电和省内新能源发展迅猛。按照目前山东省现货市场规则设计,省外来电和省内新能源均不参与市场,仅有省内火电机组参与现货市场交易;在全面放开经营性用户参与市场的背景下,市场发、用电量不平衡导致的双轨制结算矛盾不断凸显。

预计到今年年底,山东省内市场机组的发电量约1200亿千瓦时,市场用户用电量需求约1800亿千瓦时,不平衡电量缺口达到600亿千瓦时。预计明年不平衡电量缺口将超过1000亿千瓦时,按照国家现行优先发电、优先用电政策,山东省新能源、核电、外来电等优先发电量大于优先用户用电量的情况将成为常态。

“另外还有一个不可忽视的客观情况,由于参与市场的发电主体偏少,时段性的不平衡将不可避免,特别是反映在曲线上的问题。从长远来看,即便是年度电量在规模上形成了匹配,但是时段上的不匹配将是全国各地都有可能出现的共性问题。”该人士告诉记者,随着风电、光伏装机的大量投运,在新能源大发时段,市场化的火电机组往往处于最低技术出力的状态。在这种情况下,非市场化发电往往高于非市场化用电,且由于发电与用电的成分及其价格的差异性,直接导致了曲线不匹配投射在结算阶段资金上的不平衡。

诚如业内的普遍共识,在完全计划的时代,通过经信委调整电量计划和调度控制兑现率,实现基数电量计划与社会用电量的匹配,并没有过出现过不平衡资金分摊的问题;在国外完全市场化的情境下,通过严格的“以用定发”合同兑现和偏差管理手段,只见电价飞涨,却很少听闻大规模不平衡资金的“暴雷”,即便产生了不平衡资金,也由所有消费者集体分摊。只有在施行“优发优购”与电力市场并行的双轨制结构“过渡期”内,满足国情需要的市场机制,难以避免地连带产生了具有国情色彩的不平衡资金。

在前路并无他山之石可循的境况下,业内贡献了多个对于不平衡资金来源修正和规避的路径——若要实现“优发”与“优购”相对应、市场化机组与用户相匹配,要么让新能源和外来电进入市场,增加市场化电量的规模和流动性;要么提高市场机组发电负荷,弃风弃光、减少外送;要么大幅压缩市场用户规模,让市场用户用电负荷与市场机组最低负荷相匹配。

“无论是弃风弃光,还是通过缩减市场化用户规模,以此达到市场化用户用电量与市场化机组发电量大体相当,显然都是与国家的政策导向相违背。山东双轨制不平衡资金存在的核心问题就是‘优发优购’的存在并凌驾于市场之上。但计划体系已经在我国盘踞多年,解决问题也不可能一蹴而就,关键在于如何区分优先发电量中的‘真假计划’,别头疼医了头,药却都去了脚上。”业内人士告诉记者。

在山东省呈请相关部委的材料中显示,以5月18日为例,外来电日前计划高峰送电1808万千瓦时,中午低谷时段送电1547万千瓦时;新能源中午时段出力约1300万千瓦时。此时,火电机组开机容量已达到特高压入鲁外电安全稳定约束下限,且运行火电机组均达到其出力下限。由此,该日中午12时,市场机组上网电量仅1181.41万千瓦时,实时市场出清电价已达零价,市场用户用电负荷2107.51万千瓦时,市场用电量比市场机组发电量高出926.1万千瓦时。

“山东省外电的两大来源,一个是国家指令性计划,另外一个是省间政府框架协议。”业内人士向记者分析道,“国家指令性计划实际上是为了完成国家战略,比如新能源战略,这与省间对口支援的电量从性质上来说具有天然的不同。国家战略属于长期性的计划安排,无论是从电源的经济性,还是市场建设阶段来看,把诸如新能源电量这样的战略性计划完全交由市场,在现阶段是不妥当的,也难以实现国家能源转型的战略目标。而对于短期内相对细节的电量,还是应该尽快交由市场去解决。毕竟供需关系需要准确的市场信号来反映,而如果设置了过多的边界条件,很难评价或评估试出来的结果,现货市场建设的效果也会大打折扣。只放10%的市场化电量进去,却满心期待100%放开后的价格,也许只能称其为一个美好的愿望。”

正如一位长期跟踪电力体制改革的专业人士所述,在判断不平衡资金是否会引发颠覆性后果之前,首先需要剥离与市场制度本身无关的原因,这对于市场化改革和现货市场建设的方向将会起到决定性的影响。

如果与16年前东北区域市场的剧烈亏损相比照,确实存在着某些种关联性可循,这些相同之处无外乎市场之外的客观影响往往盛于市场安排本身的瑕疵。我国的计划体制既有纵向的历史积淀,也有横向的非市场成因,再加上计划与市场两者相互交织,使不平衡资金的来源比现货市场建设前只多不少,但与之对应的调解手段却寥寥可数。

“但是,正如我们不能因为供需反转和煤价飙升等外部因素来否定当年东北区域市场建设的经验一样,如今,我们也不能因为不平衡资金的出现来否定现货市场试运行的成果和市场的建设方向。不平衡资金是可以通过规则调整予以解决的,并不是不可逾越的鸿沟。重要的是,如何在实现确保稳定供应、确保电价水平、确保能源转型等多重目标下,通过改变现有规则达到利益分配的再平衡,这是非常考验操刀者的政策水平的。”该业内人士补充道。

多次的市场运行经验似乎早有提醒,随着模拟试运行的推进,预料到的,和未曾预料的问题都会接踵而来。眼下,是以“打补丁”的方式加以修正,还是从源头上厘清“不平衡”搅局的根源并加以调整?鉴史通今,我们总能在特殊的历史事件中寻找到可供参考的依据。

在盘点长周期试运行成果之外,市场是否如约回归本真,或许是日后留给历史记录者着重下笔的段落。

转轨中的模式大讨论

随着电力市场化改革的推进,双轨制运行的弊端通过模拟、推演和长周期试运行逐渐浮上水面,山东现货试点试运行的情况,也将外来电参与市场的紧迫性和必要性表露无遗。

事实上,解决甚至避免双轨制问题的思路和方法在业内早有讨论,在国家发改委于2019年印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》中也曾明确提出对于外来电市场化加速推进的要求。然而,文件印发已一年有余,对于外来电参与市场的方式,业内却依然争论不休。

有学者站在宏观角度认为,改革现有“优发优购”政策,建设全国统一电力市场是破题行之有效的方法。各省用户可委托省级电网公司参与全国统一市场,也可以直接交易,通过市场竞争的方式解决跨省区发电与输电资源的优化配置问题。但其中外来电不参与省级现货市场交易,在现货市场中作为边界条件优先出清,并配套建立实际送电与中长期曲线之间的偏差机制。

其中,外来电作为“边界条件”的理由,则是因为“如果外来电直接参与到省级市场,将会存在跨省区输电通道协同、资源公平竞争的难题,甚至出现‘寻租’交易。”

出于对市场运行逻辑的不同理解,改革先锋派的着眼点则更为务实——“山东由外来电引发的不平衡资金,根源在于省内和省间两级市场造成,因为省间市场的价格不能保证低于省内市场的现货价格,如果全国统一市场不能实现‘一次报价、联合出清’,全国统一市场同样会造成各地的不平衡费用。外来电应该与省内机组一样等比例放开发用电计划,与省内市场化用户签订带有曲线的购售电合同,参与全电量出清。与省级电网签订的合同中约定的曲线形状应当与山东未放开用户的负荷曲线形状保持一致,由国调按照外来电全部合同曲线叠加形成日前送电曲线。”

看似从学术角度出发的争论,背后却难掩对于外来电主导权的争夺,对于主导权“角力”背后的利益纷争,场外“看客”的描述则更为言简意赅——“市场本应一视同仁,建设市场就应该尊重市场的基本规律和原理。市场最主要的功能就是调节供需、反映供需,通过市场形成正确的价格信号配置资源。跨省区送电是符合我国国情的必要手段,但前提是外来电与省级电网签订的中长期交易本应与省级现货市场形成曲线上的衔接,否则供需关系的割裂依然会造成价格信号的扭曲,僵直送电和计划电的区别又体现在哪里?不能秉承‘技术中性’的方案,实在难以评判它的优劣。”

立场不同,观感和结论往往大相径庭。利益多元化的时代,打破现有平衡制造“再平衡”,本身就很难形成令所有人都满意的方案。在难以达成共识的僵持阶段,改革主导方除了表明不带有明显倾向的态度之外,还显示出了与前述以往“全面放开各类电源”精神的明显差异。这样的不同,一半归因于对改革如履薄冰般的谨慎,一半斡旋于改革理想与现实国情。

在近期召开的一次现货市场联席会议上,相关部门对于外来电进入市场的方式予以了权衡之后的最终定夺:“对于历史性的跨区送电,原来由政府间签订的协议电量,需由政府牵头协商解决,力争在5年时间内,以每年递减20%的方式,由原来的保量保价固定协议,逐步转为以市场化方式解决;对于增量部分,全部由市场主体自主协商。对于放开省内用户的规模,需要与跨省区以及省内放开的电源的规模相匹配,‘以发定用’,以此保证电力市场建设中的每一个环节与总体设计的同步。”

“保住底、分步放;慎之又慎、积极稳妥”,这是改革主导方反复强调的字眼。

曾有业内人士反思,不平衡资金的出现并非偶然,外来电和省内电源的矛盾也早已存在,只不过是通过现货市场把这样的矛盾暴露和激化出来。从现货市场推进至今,调度机制、电价形成机制,乃至资源配置的方式都通过市场化改革的推行发生了巨大的转变,但当我们着眼于电力市场“硬件调配”的过程时,又是否关注到了政策体系与市场机制的衔接是否顺畅?对于所有改革与被改革者的责任,以及与之对等的权利划分和监管是否周全?对于风险的预判是否及时到位?

一位接近电网人士在向记者介绍看待双轨制运行的看法时,道出了他眼中的症结所在。“随着电力市场化改革和输配电价改革的推进,电网企业的营收渠道由以往的统购统销价差转为以过网费为主的经营模式;同时,普遍服务的对象却从传统用户侧拓展至新能源全额消纳等供给侧。更为重要的是,在补偿机制不明的前提下,实现非商业化目标的支出来源正在减少。电网企业作为市场主体,本身就与普遍服务的社会责任存在冲突。”

“事实上,电网的统购统销价差承担了很多内容,包括以往的辅助服务,包括电源侧和用户侧的交叉补贴,包括不平衡资金的消化分解。随着市场化程度的提高,弥补电力系统交叉补贴的来源在减少,电网企业仍需要承担非市场部分的统购统销。在售电侧,优先购电部分的价格低于供电成本,这部分交叉补贴的需求在以每年1%的水平递增;在购电侧,低价电源出于竞争优势,天然具有进入市场的冲动,剩下的高价电源则心甘情愿躺在优先发电计划里。随着市场放开程度的不断提高,电网的平均购电价格逐年升高,在居民和农业销售电价保持不变的情况下,购售价差的空间逐年缩小,电网企业却还要承担新能源全额消纳和保民生等社会责任。如果双轨制运行下去,最后很有可能是用自己的利润空间去背负交叉补贴的需求,现在看来这很有可能会成为电网企业唯一的选择。”该人士补充道。

眼下,双轨制将部分发电和电网企业置于极大的困境,其与行业发展和电力体制改革的碰撞时刻都在发生。让一个市场真正长期、稳定、有序地运行下来,既需要既有政策的退出和再设计,也需要有新机制的建立和补充。在对被改革对象充满负面观感的同时,若要通过市场机制来完成改革目标的推进,迫切需要转入和构建新的制度设计,使包括计划体制、新能源体系,以及用户侧目录电价体系与新的市场机制和构想衔接更为顺畅。

时至今日,如何测算、评估实现非商业化社会目标的投入和收益,使“优发优购”不干扰市场价格信号,则是需要改革操刀者继续筹谋的更大“一盘棋”了。

决胜正式运行的筹码

关于现货市场推进的时间表,首次完整见诸于“十三五”电力发展规划——“2018年底启动现货交易试点,2020年全面启动现货市场”,尽管对推进节奏持观察态度的人不在少数,但随着时间节点的临近,8个现货试点也陆续完成了实战演练,高举发令枪——这一极具仪式感的动作,随时都有可能将改革试点入围者们送入正式赛道。

“尽管是开卷考试,也并不是全无难度。比如现货市场的价格出来以后,对于未放开的优先购电部分,它的价格如何与现货市场的价格接轨,需要在从过渡期向正式运行迈进的空档期里尽快加以解决,否则计划价格和市场价格很有可能越走越远。”业内人士告诉记者。

在走向市场化的道路上,我国曾多次对电价体系进行再梳理,从峰谷电价的施行和调整,到煤电上网标杆电价的全面取消,改革者们不仅关心电价体系与市场效率的正相关效应,也紧盯着电价水平对社会经济发展的贡献程度。但无论是竞争环节还是管制定价夹杂的行政因素,目录电价这样的电价体系依然是许多用户心中的重要参照。现货市场的出现,也让新旧电价体系的冲突更为明显。

“因为目录电价的存在,使本应进入市场,但又不愿意进入市场的部分用户手握着进出市场的自由裁量权。当现货市场价格比较低的时候,这部分用户就选择进入市场,当市场价格向上波动时,他们就选择退出来吃峰谷价差。实际上,一般工商业目录电价应该逐步取消,如果没有了这些经营性用户的目录电价,也就相当于减少了一部分电网的购销价差,否则这部分优先购电用户将被长期隔离在电力市场之外,这些用户的价格与电力市场价格将无法协调。”业内人士建议。

对于不能参与市场,或者不愿意参与市场的用户设置相应保底价格,并根据市场电价水平进行定期调整,以实现计划电价与市场电价的联动——业内对现货市场“完整性”的关注和谏言已久,因为这不仅涉及到双轨制价格体系的蜕变,同时还关系到提升市场效率这一改革成效的实现。但当市场价格体系并不完备时,对于调价的基准和方式,业界也持有不同的思路。

一种方式是沿循“顺价”模式——用户的终端价格不仅包括电能量通过市场发现的价格,同时还需包括辅助服务费、输电费等其他费用;按照目前的发用比例,通过参照市场的定价规律形成一个体现综合用电成本的“综合价格”,依照市场价格的浮动规律,以半年或一年为周期进行调价。“调整后的价格需要保持与市场价格一致,或略高于市场的平均价格,以此来鼓励用电主体尽可能多地转入到市场体系里,同时也能够把市场价格信号的波动及时传导出去。毕竟不参与市场的用户并不承担市场竞争的风险,那么在定价上就应该承担相应的价格损失。”

另外一种方式,则是遵循“价格接受者”的逻辑。随着发用电计划的逐步放开,在供应端的全部电源进入市场后,未参与市场的用户都将成为价格接受者。此时由市场竞争形成的价格,则成为用户侧价格的调整依据,价格的调整和浮动也都遵循市场价格波动的客观规律。“当然,运行期间一定会产生一部分调整期内的资金积累,需要在下一次调价周期将盈亏的资金进行覆盖。以目前国内的情况而言,预判近期的盈亏系数基本为负,那么这也就需要调整后的用户价格在一定程度上高于市场价格。”业内人士建议。

从先进的市场理念来看,这两种调价方式都是严格遵循市场价格形成规律提出,但从降低用能成本的紧迫性出发,在国内外形势发生深刻变化的当下,其实施的难度可见一斑。眼下,是秉持改革的理想与热情,还是遵从电力公共产品的属性,在特殊的历史背景下寻找市场化机制的新突破?审慎迂回中,还需要改革主导层面的定夺。

9月28日,国家发改委副主任连维良主持召开电力市场化改革暨中长期交易视频会议,并明确提出,要推动建立中长期合同签订,推动电力现货交易和现货市场建设;以中长期的总量签约、分段签约、联合签约,兑现照付不议、偏差结算、诚信履约、拉大价差、延伸交易、完善监管的总目标。在2021年一季度,试点省份要有序启动电力现货交易。

“中长期交易以现货交易为基础划分时段,以带曲线的方式分段签约,是电力体制改革中的一个重大突破。目前发电侧之所以没有全面放开,就是因为承担调峰、储能服务的气电和煤电等灵活性机组没有市场化的盈利模式,高成本的机组没有对应的成本回收渠道,所以电源侧无法全面放开。同时,目前清洁能源的消纳在一定程度上是依靠行政手段,并没有通过真正的市场化方式消纳,所谓的优发和优购不匹配,所谓的不平衡资金,凡此种种,都是因为发电侧放开不足,使整体市场面临制约。分时段签约,是解决目前电力市场化改革种种难题破题的关键。”连维良说。

对于上一轮电力体制改革的成效,业界分歧巨大,至今亦是如此。但改革留给我们的“遗产”,总能让我们在继往开来的道路中鉴史通今。虽然本轮电力市场化改革的难度并不亚于以往,但好在,改革的意志是坚定的,我们所亲历的变化也是喜人的。

除此之外,我们还平添了几分“要想学会游泳,先跳进水里”的勇气。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期,作者系本刊记者

关键字:电力现货交易

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