中國天然氣發展機遇與挑戰
字體： 
發布日期：2021-12-17 來源：全國能源信息平臺 瀏覽次數：
925
能源情報按：文章涉及到各種數據，學習過程中，發現有不符合常識的數據作了力所能及的修訂。不排除有些數據依然有出入。
文/劉合 梁坤 張國生 李志欣 丁麟 蘇健 朱世佳 葛蘇 劉婧瑤，中國石油大學（華東）中國石油勘探開發研究院，中國工程科學碳達峰、碳中和是國家重大戰略，旨在以能源體系轉型推動經濟社會高質量發展，促使能源體系由以化石能源為主向可再生能源為主轉型發展。當前，我國能源結構具有以煤為主、能源體系規模大、轉型時間短、轉型成本高等特點；同時能源轉型要解決可再生能源多尺度、波動性、不確定性帶來的能源安全穩定供應難題，亟待探索能源轉型發展的可行路徑。天然氣屬于低碳化石能源，發展基礎雄厚、發展潛力巨大，在供應端和消費端的各領域具有獨特的比較優勢；既可在平抑新能源大量接入的電網調峰、交通領域低碳化發展、工業領域減排、城市環境污染治理等方面發揮重要作用，也可為儲能，高滲透綠氫，碳捕獲、利用與封存等顛覆性技術突破和能源體系平穩轉換贏得時間。因此，明確天然氣在實現碳達峰、碳中和目標不同階段的角色定位，適時適度發揮天然氣清潔低碳、高效穩定的獨特優勢，對于我國天然氣行業的高質量發展，碳達峰、碳中和目標的順利實現具有重要意義。國內外機構相繼開展我國碳中和路線圖研究，分析我國碳中和發展路徑并預測能源需求。綜合這些機構的預測結果，到2060年，我國化石能源消費在一次能源消費中的占比為7%~30%；天然氣消費量為1000億~4900億m3，約占一次能源消費總量的3%~16%。不同機構對化石能源特別是天然氣未來發展情況的研究結論存在顯著差異，反映出各方對碳達峰、碳中和轉型路徑以及天然氣在轉型路徑中的作用認識方面存在明顯分歧。針對于此，本文在科學認識碳達峰、碳中和發展階段，發展挑戰，發展原則的基礎上，系統研究天然氣的發展基礎和供需雙側的機遇與優勢，剖析發展制約因素并提出天然氣發展的目標和建議，以期進一步凝聚共識，明確天然氣發展地位，為國家制定碳達峰、碳中和發展路徑提供基礎參考。碳達峰、碳中和兩個階段的總體發展方向是一致的，但也存在一定的差異。①發展階段不同。碳達峰是碳中和的必經階段與先決基礎，而碳中和是碳達峰的最終目標與倒逼約束。②發展基礎不同。碳達峰是在能源消費增長、非水可再生能源規模導入的背景下，高碳化石能源的逐步達峰與控碳過程；碳中和則是在能源消費達峰、化石能源設施逐步退役的背景下，非化石能源的加速增長過程。③發展重點不同。2030年前以控碳為重點，為可再生能源成熟發展贏得時間；2030年后以可再生能源體系構建為重點，推動能源結構革命性轉型。整體來看，既不能割裂兩個階段來制定能源轉型路徑，更不能把兩個階段弱化合并為一個階段；2030年前實現碳達峰目標是我國近期能源轉型發展的重點。能源轉型的實質是各領域用能結構的升級與優化調整、能源供需體系與巨量基礎設施的升級轉換。目前，我國是世界第一大能源消費國，能源消費量仍將持續增長，化石能源占比高，化石能源基礎設施存量大、新度高，能源轉型發展面臨任務重、時間短、成本高等多重挑戰。我國擁有全球規模最大的能源生產、轉化、輸配、供應體系，2020年的能源生產總量為40.8億tce、能源消費總量為49.8億tce，約占全球能源消費總量的25%；火電、水電、風電、光伏裝機規模均位居世界首位。我國當前仍處于工業化后期，短期內用能需求仍將持續增長。國內外多家機構的預測結果表明，我國能源消費總量將在2035年前后達到峰值（約57億tce）。在碳排放方面，美國的歷史峰值為57億t，歐盟的歷史峰值為44億t，而我國的碳排放峰值可能在2030年前突破104億t。由此可見，我國能源結構優化調整和碳減排任務艱巨且繁重。歐盟各國在20世紀90年代已實現碳達峰，美國、日本、韓國等國家也已在2010年左右實現碳達峰；按照全球2050年凈零排放目標計算，碳達峰與碳中和的時間間隔多在40~70年，平均周期約為50年。我國碳達峰、碳中和的時間間隔僅為30年，在經濟持續發展、用能持續增長的情況下推動實現碳達峰、碳中和目標將面臨發展與減排的雙重壓力。因此，在距實現碳達峰目標不足10年的情況下，亟需統籌短期和中長期發展，把握“十四五”的窗口期、關鍵期，為實現短期達峰和中長期中和目標筑牢基礎。根據測算，我國實現碳達峰、碳中和目標的總投入約為136~300萬億元，占到2030年前全球實現凈零排放總投資成本的1/3。能源轉型成本高昂，在充分引入社會資本、最大化發揮市場調節機制來推動發展可再生能源的同時，更要妥善解決好化石能源基礎設施擱淺帶來的成本浪費問題。例如，歐洲、美國、日本等國家和地區的煤電機組平均服役年限約為40年，目前正處于規模退役期，煤炭發展周期與低碳轉型趨勢具有一致性；我國由于工業發展起步較晚，煤電機組平均投運年限僅有12年，“一刀切”式的煤電機組退出機制會帶來極大的資產擱淺成本。為此，在實現碳達峰、碳中和目標的過程中，既要防范以現實問題為借口的轉型遲滯，更要防范不顧實際的轉型冒進；應按照自身節奏有序推進碳達峰、碳中和行動，穩妥處理好發展和減排、近期和中長期的關系，兼顧不同能源品種在不同階段、不同領域、不同地區的發展需要，因地制宜，探索整體轉型背景下能源轉型路徑的最優方案。化石能源在未來相當長一段時期內仍是我國能源供應的主體，鑒于我國現階段能源消費持續增長、油氣對外依存度高、可再生能源早期發力不足等現實問題，能源轉型過程中的能源安全隱患逐漸顯現。在煤炭方面，受全球范圍內的政策和投資限制，產能急劇壓縮、價格快速攀升的情況直接導致我國多地出現“拉閘限電”危機。在石油和天然氣方面，我國對外依存度分別高達70%、40%，碳達峰、碳中和背景下我國石油進口配額不斷收緊，疊加國際油氣價格波動加劇等因素，國內油氣保供面臨嚴峻挑戰。在可再生能源方面，全球極端氣候事件頻發，風、光供能的不穩定性缺陷逐漸顯現。因此，我國的能源轉型在短期內需堅持“先立后破”原則，優先穩定化石能源供應；面向中長期，大力發展可再生能源，逐漸擺脫對進口能源的過渡依賴，以更加清潔低碳、安全獨立的能源來支撐我國經濟社會發展。在能源轉型過程中，應以降低成本作為推動非化石能源替代化石能源的內在驅動，從能源供應完全成本角度出發，考慮可再生能源的發展規模與節奏，綜合可再生能源與化石能源的成本優勢。相關模擬結果表明，可再生能源的消納成本會隨著滲透比例的增加而提高；當滲透比例在30%時，消納成本約占我國平均售電價格的17%，在更高比例滲透情景下的消納成本占比將高達30%。因此，我國可再生能源發展也要充分考慮儲能調峰技術的成熟度和發展規模，避免出現電力消納成本和終端成本大幅上漲的情形。國際能源署（IEA）研究發現，2020—2070年能效提升的累計碳減排貢獻率約為40%。我國2020年單位國內生產總值的能耗約為0.49tce/萬元，是世界平均水平的1.4倍、發達國家的2.1倍。提升能源效率是我國實現碳達峰、碳中和目標的重要依托和主導方向。世界天然氣資源儲量極為豐富，特別是隨著頁巖氣革命的到來，大幅提高了天然氣資源的開采水平。世界天然氣資源量、儲產量和儲采比情況如表1所示。2019年全球剩余常規和非常規天然氣可采資源量共計為803萬億m3，2020年剩余探明可采儲量為188.1萬億m3；按照2020年產量（3.85萬億m3）估算，全球天然氣儲采比為48.8，仍然維持在較高水平，具備持續發展的資源和儲量基礎。近年來，隨著液化天然氣（LNG）基礎設施的不斷發展，全球LNG出口國數量已超過50個，LNG貿易量持續快速增長；近十年的年均增速為6.8%，遠高于管道氣1.8%的增長速度。2020年，LNG貿易量達到4879億m3，占世界天然氣貿易總量的51.9%，首次超過了管道氣。未來，全球天然氣產量將以年均1.4%的速度增長，預計2040年的產量將達到5.4萬億m3。全球天然氣資源儲量充足、產量持續增長以及天然氣基礎設施的不斷完善，都為我國利用海外天然氣資源奠定了良好的基礎。
我國天然氣資源豐富，勘探開發程度低，發展潛力大。根據相關測算，我國常規氣、頁巖氣、煤層氣的技術可采資源量分別為33.3萬億m3、12.85萬億m3、12.5萬億m3，合計為58.65萬億m3。截至2019年年底，全國累計探明常規氣、頁巖氣、煤層氣的技術可采儲量分別為7.69萬億m3、4334億m3、3285億m3，探明率分別為23%、3.4%、2.6%，處于勘探早期階段。2000年以來，我國天然氣工業迎來大發展，常規氣與非常規氣并舉，相繼發現了蘇里格、安岳、克拉蘇、涪陵、普光等28個地質儲量超千億立方米的大氣田，連續18年新增探明地質儲量超5000億m3（見圖1）；建成了鄂爾多斯、四川、塔里木、南海四大氣區，天然氣產量由2000年的244億m3增長到2020年的1888億m3（見圖2），年均增速達到10.8%。
綜合資源基礎、勘探發現與生產特征預測，通過常非并舉、海陸并進等措施，我國天然氣產量有望在2035年達到3000億m3，天然氣發展還有較大潛力。天然氣基礎設施是天然氣快速發展的重要基礎。自2000年啟動西氣東輸工程建設以來，我國已建成橫貫東西、縱貫南北、聯通內外的基礎設施網絡，構建了以西氣東輸、川氣東送、陜京線等國內管輸體系和中亞、中俄、中緬跨國管線為主體的天然氣管網體系，形成了西氣東輸、北氣南下、緬氣東進、海氣登陸的四大天然氣進口供應格局和“三橫三縱”的國內天然氣管網架構。截至2020年年底，國內長輸天然氣管道總里程為7.7萬km、城市燃氣管網為7萬km，已建成的22座沿海LNG接收站的接收能力為8800萬t/a，已建成的27座儲氣庫庫容為161億m3，調峰能力為102億m3。整體來看，天然氣基礎設施的發展支撐了我國天然氣進口量超過1400億m3，天然氣消費量達到3280億m3。我國天然氣消費快速增長，消費量由2000年的245億m3增長到2020年的3280億m3，在能源消費結構中的比例由2.2%升至8.4%。我國最主要的用氣部門是工業、居民、電力、交通運輸，在2019年的消費占比分別為38%、17%、16%、7%。在碳達峰、碳中和約束下，世界天然氣供應充足，天然氣在發電、交通運輸、城市燃氣、工業等重點領域的消費和利用具有明顯的比較優勢。燃氣發電（氣電）相較燃煤發電（煤電）具有清潔低碳、靈活高效的特點。①氣電較煤電環保優勢明顯，天然氣燃燒利用時的CO2、氮氧化合物排放量較煤炭下降44%、50%，沒有粉塵顆粒、SO排放。②調峰型氣電的機組具有啟停快、爬坡速率快、調節性能好等優勢，煤電冷啟動需要5h，而調峰型氣電機組全負荷啟動僅需9~10min；調峰型氣電機組不僅能改善間歇性、隨機性可再生能源大規模接入帶來的電網安全問題，也能解決大型煤電機組深度調峰過程中能效降低和排放增加的問題。③天然氣發電效率高，在熱電聯產發電時的能源利用率可達80%，遠超普通發電機組的30%。截至2020年10月，我國燃氣電廠主要有熱電聯供、峰值負荷（調峰）兩類機組裝機類型，裝機量及地域分布情況如圖3所示；總裝機量為97GW，含調峰機組39.5GW（占比為41%），全年發電用天然氣達到571億m3。隨著空氣污染防治持續推進和可再生能源大規模介入，電力調峰需求規模日益增大，以調峰電廠為主的燃氣發電有望迎來大發展。天然氣在交通領域具有顯著的經濟與環境優勢。1L汽油與1m3天然氣的熱量基本相當，在國際油價60美元/桶時國內汽油零售價格約為7元/L，而天然氣加氣價格僅在3.5~5.0元/m3，即天然氣汽車的燃料成本是燃油車的50%~70%。相較汽油車，天然氣汽車尾氣中的CO、CO2、氮氧化合物排放量明顯減少，顆粒懸浮物、氧化鉛和其他有害物質可以實現零排放（見表2）。此外，天然氣汽車在長途客貨運尤其是寒冷地區的應用方面具有電動汽車無法比擬的優勢，可以與電動汽車共同推動實現交通領域能源革命。截至2019年年底，我國天然氣汽車數量超過760萬輛，其中出租車、城市公交車等壓縮天然氣（CNG）汽車有700多萬輛，LNG重型卡車有60萬輛；CNG加氣站約有6000座，LNG加注站約有3900座，已建成全球最大的交通運輸天然氣市場；交通領域天然氣消費量為363億m3，當量替代成品油消費約2960萬t。當前，天然氣汽車占全國機動車的保有量不足3%，隨著天然氣基礎設施趨于完善，在經濟、環境雙重因素推動下，天然氣汽車將為我國交通領域低碳化轉型作出重大貢獻。
近年來，隨著我國城鎮化加速推進和大氣污染防控政策助力，城市燃氣需求持續增長。特別是以“煤改氣”為核心的《大氣污染防治行動計劃》《能源發展“十三五”規劃》《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》《京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作方案》《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017—2021年）》《加快推進天然氣利用的意見》等政策措施的密集出臺，城市燃氣消費量保持高速增長，由2010年的360億m3增長至2020年的641億m3（未含交通用氣）。截至2019年年底，我國城鎮化程度達到60.6%，使用天然氣的人口數為3.9億，分別占全國總人口的28%、城市人口的43%。預計到2035年，我國城鎮化率將達到72%，若超過70%的城鎮人口使用天然氣，城市天然氣的消費量將有望翻番。天然氣在工業領域應用廣泛，我國鼓勵工業領域“煤改氣”，限制天然氣化工行業的發展。工業領域天然氣主要用于冶金、陶瓷、玻璃加工、食品加工、印染、造紙等行業中的工業窯爐以及生產蒸汽或熱水的工業鍋爐，用以替代煤、煤氣和石油制品。天然氣純凈且雜質極少，易于控制溫度并保證產品質量；天然氣儲運便捷，無需脫硫和廢物處理等工序，大幅降低了設備保養、人員、車輛和環保相關的費用。工業用天然氣消費增長迅速，從2010年的195億m3發展到2020年的1290億m3。隨著“煤改氣”政策的持續推進和更嚴格環保政策的實施，工業燃料領域的天然氣消費量將逐步增長。化工領域天然氣主要用于制作氮肥（合成氨）和甲醇，其次是生產乙炔、氫氰酸、甲醛、二氯甲烷、四氯化碳、二硫化碳、硝基甲烷、炭黑以及提取氦氣。目前，我國的天然氣化工不具備競爭優勢，采取的是限制化工用氣政策，因而化工用氣規模保持平穩，2020年天然氣消費量約為300億m3。天然氣在發電和化工領域比價優勢差，成為制約天然氣發展的關鍵因素。天然氣在常規發電領域的競爭力偏弱，燃氣電廠70%以上的發電成本源自燃料成本，天然氣價格成為燃氣電廠效益的決定性因素。2019年，我國沿海省份和京津地區燃氣電廠的平均天然氣購置成本約為2~2.5元/m3，在旺季時最高達3元/m3。根據測算，我國氣電的平均成本為0.5~0.6元/kW·h，高于燃煤電廠的平均成本0.23~0.31元/kW·h。2020年，受新型冠狀病毒肺炎疫情和天然氣供應市場過剩的影響，全球天然氣價格下降，燃氣電廠的成本也隨之下降到0.3~0.5元/kW·h，但仍高于燃煤電廠的電價成本。天然氣作為工業燃料，雖然環保優勢明顯，但在玻璃、陶瓷、工業鍋爐生產蒸汽時作為燃料替代的經濟性較弱；天然氣作為合成氨和甲醇的化工原材料，與煤相比也不具備經濟優勢。例如，天然氣合成每噸氨成本較無煙煤合成氨的成本高35%，天然氣制每噸甲醇成本較無煙煤制甲醇高66%。我國天然氣基礎設施雖然發展迅猛，但仍存在一些結構性矛盾，體現在調峰設施滯后、調峰能力不足、管線相互聯通不夠、“最后一千米”存在壁壘等，使得天然氣規模發展存在一定隱患。目前，我國天然氣調峰總儲氣量僅占天然氣總消費量的7.2%，遠低于國際水平（15%~20%），致使北方部分地區冬季易出現“氣荒”。氣源不穩定帶動非優先供應領域的氣價上漲，制約了天然氣大規模應用。例如，受“氣荒”和天然氣價格上漲影響，2018年上半年天然氣重型卡車的銷售量下降明顯。我國天然氣跨區域干線管網、省內長輸管線、市內管線分別由國家石油天然氣管網集團有限公司、省級天然氣公司、城市燃氣公司負責建設和運營，市場主體多元、相互聯通性不夠，特別是城市大工業用戶直供氣源受制約因素多，對天然氣供應安全和消費市場產生直接影響。近年來，我國天然氣先后完成存量氣與增量氣、居民用氣與工業用氣的價格并軌，初步建立了政府管控與市場調節相結合的定價機制，市場化定價范圍日益增大；但在天然氣調峰、燃氣電廠調峰定價等具體環節，價格機制尚待進一步完善，如因缺乏有競爭力的調峰電價導致了燃氣調峰發展緩慢。依據2013年國家發展和改革委員會發布的《關于天然氣價格的通知》，天然氣電價可以根據發電機類型（熱電聯產或調峰）而有所不同，不得超過基準煤電價格之上0.35元/kW·h。由于天然氣價格機制不靈活，無法充分發揮燃氣調峰電廠的優勢，當前燃氣調峰電廠的利用率整體低于40%，局部甚至低于20%[33]，進而提高了燃氣調峰電廠的發電成本并制約其規模發展。美國天然氣市場經過兩百年的發展已進入全面零售競爭階段，具有市場高度開放、法律與監管體系完善、市場信息透明、市場定價完備、第三方準入公平等特點，形成明顯的市場競爭優勢。美國終端市場利用初期依靠發電和城市燃氣，推動后期工業用煤替代、交通柴油替代和發電比例提升，完成了天然氣規模化應用。相較而言，我國天然氣市場仍處于非競爭性市場階段，發展起步晚、資源量和儲量有限、地質和開發條件復雜、市場活力和競爭性不足、法律和監管體系尚待完善。因此，在碳達峰、碳中和約束下，應充分發揮天然氣作為能源安全“壓艙石”、電力安全“穩定器”的作用，抓住“穩油增氣發展新能源”這一契機，深化并加速天然氣行業改革步伐，合理布局天然氣產業，增強供應可靠性和靈活性。我國天然氣行業既要滿足經濟社會發展對清潔能源增量的需求，推動傳統高碳化石能源的存量替代，也要及時構建與新能源融合發展的新格局。根據國內外天然氣供需形勢、天然氣在重點領域的比較優勢以及在碳達峰、碳中和過程中的作用發揮，考慮資源、環境、經濟、安全多重因素，預計2040年我國天然氣需求量可翻番達到峰值（6000億m3以上），國內天然氣產量將超過3000億m3，能夠依靠國內自主生產和東北、西北、西南、海上四大戰略通道的海外資源保障充足供應。天然氣具有網絡化連續供應特征，未來發展需要明確頂層設計，持續推進“產供儲銷”協同發展。從擴大消費規模、保障充足供應、做強基礎設施、做優體制與機制4個方面聯合推進，切實發揮天然氣的過渡能源“橋梁”作用，為建設清潔低碳、安全高效的新型能源體系，實現我國碳達峰、碳中和提供基礎保障。建議在國家制定的碳達峰、碳中和路線圖中，明確天然氣作為碳達峰主體能源、碳中和“橋梁”的作用和定位。按照強化國內供應基礎、拓展多元供氣來源、鼓勵發展氣電調峰與天然氣汽車、大力發展儲氣庫與管道基礎設施、統籌完善財稅價格支持政策等總體思路，發揮天然氣比較優勢，加快天然氣產業發展，為實現2030年前碳達峰貢獻力量，為新能源關鍵技術成熟和新興產業壯大贏得時間和空間，為最終實現2060年前碳中和目標提供最有利支撐。天然氣在能源消費不同領域的比較優勢存在顯著差異，天然氣跨越發展存在現實需求。發揮天然氣綠色低碳優勢，踐行綠色發展理念，以大氣污染防治為依托，持續推進城市燃氣和工業領域“煤改氣”工程，助力城市和區域環境持續向好發展；發揮天然氣綠色低碳和價格優勢，以長途貨運和嚴寒地區城市交通為重點，積極布局LNG、CNG加氣站，加快“油改氣”步伐，推動交通領域快速減碳；發揮天然氣低碳、靈活優勢，以可再生能源生產基地、電力需求負荷中心為重點，加速推進調峰氣電規劃布局，助力可再生能源的大規模發展和電網輸配電安全；發揮天然氣低碳、高效優勢，因地制宜建設熱電聯產燃氣電站，推動區域高效用能。（三）合理利用國內國際兩種資源，確保天然氣充足可靠供應秉承開放條件下的自主可控能源安全觀，筑牢國內天然氣供應基礎，多元引進海外天然氣資源，內外并舉實現充足供應。國內應持續加大天然氣勘探開發力度，常非并重、陸海并舉，強化深層、深海、非常規（“兩深一非”）油氣勘探開發重大科技攻關；建設川渝地區、鄂爾多斯盆地、新疆、海域四大生產基地，力爭國內產量達到3000億m3。針對國際天然氣資源的獲取，堅持多元化理念，投資與貿易并舉、陸路與海陸并重、長協與現貨并存，強化中亞–俄羅斯供應基礎，拓展中東、東非渠道，鞏固發展西北、東北、西南、海域四大天然氣進口通道，依靠資源來源多元、貿易方式多元來進口通道多元，實現天然氣的充足可靠供應。針對天然氣消費區域的季節不平衡性、連續供應等特點，按照基礎設施網絡化、調節設施冗余化思路，強化天然氣管網布局優化和輸配能力建設，形成聯通內外、溝通海陸、互聯互通的全國天然氣管道網絡。統籌LNG接收站布局，按照需求導向、適度超前的原則建設LNG接收站，避免地方投資沖動帶來的低效、散亂格局。加大儲氣庫調峰能力建設，積極推進東北、華北、西南等儲氣庫群建設，按照適度冗余標準確定與消費量相匹配的調峰能力。持續推進“產供儲銷”體系建設，強化智能化和數字化建設，以多環節聯動實現體系的高效與安全運行。由于天然氣中占比最大的成分（CH4）所產生的溫室效應在一百年后仍是CO2的21~28倍，因此應在技術、裝備、管理層面積極創新，明確標準和職責，在生產、運輸、使用過程中嚴格控制排放或泄漏的天然氣量，確保天然氣效能的最大化。發揮政策機制的引導和推動作用，建立并優化與國內天然氣勘探開發相適應的用地、用海、安全環保政策，延續非常規天然氣財政補貼和稅收優惠政策。將調峰成本納入到體系成本中，盡快健全反映調峰成本的調峰氣價和調峰電價，通過政策和市場雙向發力來推動儲氣庫和燃氣調峰電站建設和布局。強化交通領域“氣代油”、工業和燃氣領域“煤改氣”等鼓勵政策。調整天然氣價格形成機制，鼓勵工業園區、大用戶天然氣直供政策，大幅降低工業和發電領域用氣價格。通過政策層面的多點發力，助力天然氣跨越式發展和安全穩定供應，為我國碳達峰、碳中和提供堅實保障。
免責聲明：
本站所提供的文章資訊、圖片、音頻、視頻來源于互聯網及公開渠道，僅供學習參考，版權歸原創者所有! 如有侵犯您的版權，請通知我們，我們會遵循相關法律法規采取措施刪除相關內容。
[ 行業資訊搜索 ]
[ 加入收藏 ]
[ 告訴好友 ]
[ 打印本文 ]
[ 關閉窗口 ]
