董超 廣東電網(wǎng)公司電力調(diào)度控制中心
張力 Calpine Corporation USA
梁志飛 廣州電力交易中心有限責(zé)任公司
美國天然氣與電力市場如何協(xié)同
2000年以后，隨著水平井和壓裂等技術(shù)逐漸成熟，美國頁巖氣的開采成本大幅降低，頁巖氣實(shí)現(xiàn)了大規(guī)模開發(fā)，美國天然氣產(chǎn)量由持續(xù)30多年的下滑態(tài)勢轉(zhuǎn)變?yōu)榭焖僭鲩L。頁巖氣革命使得天然氣在美國能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)重要地位。
隨著頁巖氣產(chǎn)量的激增，美國的天然氣價(jià)格持續(xù)走低。如圖1所示，自2008開始，美國國內(nèi)的天然氣價(jià)格快速下降，井口價(jià)格最低降到此前的1/4左右。同時(shí)由于系列環(huán)保政策驅(qū)動，美國新增發(fā)電裝機(jī)中燃?xì)鈾C(jī)組占據(jù)主導(dǎo)地位，如圖2所示。
圖1 美國天然氣價(jià)格變化趨勢圖
圖2 美國新增各類型機(jī)組裝機(jī)容量變化趨勢圖
以PJM為例，PJM區(qū)域內(nèi)共1379臺發(fā)電機(jī)組，總裝機(jī)容量約1.786億千瓦，主要包括燃煤機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組、燃油機(jī)組、核電機(jī)組、新能源機(jī)組等。隨著能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整，PJM的電源結(jié)構(gòu)也在不斷變化。2005年，PJM系統(tǒng)內(nèi)，燃煤機(jī)組和核電機(jī)組發(fā)電量占整個(gè)系統(tǒng)的91%。后來，隨著政策調(diào)整、科技進(jìn)步以及經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型，燃煤機(jī)組裝機(jī)逐步減少，燃?xì)鈾C(jī)組和清潔能源機(jī)組裝機(jī)逐步增多。2010年至2016年，退役的所有機(jī)組中燃煤機(jī)組占到79%，投產(chǎn)的所有機(jī)組中燃?xì)鈾C(jī)組和清潔能源機(jī)組占到了87%。到2016年，PJM系統(tǒng)內(nèi)燃煤機(jī)組和燃?xì)鈾C(jī)組基本持平，各占比33%，核電機(jī)組占18%，清潔能源機(jī)組（包括水電）占6%。隨后，PJM系統(tǒng)內(nèi)燃?xì)鈾C(jī)組比例不斷上升，2018年燃?xì)鈾C(jī)組占比約40%，燃煤機(jī)組比例則不斷下降。
低廉的天然氣價(jià)格是支撐美國氣電快速發(fā)展的最主要原因。2020年11月，美國路易斯安那州國家基準(zhǔn)亨利中心（Henry Hub）的天然氣現(xiàn)貨價(jià)格平均為2.64美元/MMBtu。若按“匯率：1美元=6.45元人民幣”計(jì)算，則亨利中心（Henry Hub）的天然氣現(xiàn)貨價(jià)格平均約為0.621元/m3，而同期廣東發(fā)電用天然氣價(jià)格平均約為2.5元/m3，即使加上運(yùn)輸?shù)瘸杀?，美國天然氣發(fā)電的氣價(jià)也遠(yuǎn)低于廣東氣電的用氣價(jià)格。
美國天然氣管網(wǎng)建設(shè)完善，管道網(wǎng)四通八達(dá)，總長度位居全球第一，是世界規(guī)模最大的天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)。硬件基礎(chǔ)設(shè)施先進(jìn)完善，輸送成本低，進(jìn)一步降低終端利用天然氣的成本，燃?xì)鈾C(jī)組在美國電力市場中的競爭力大幅度提升。
出于經(jīng)濟(jì)和環(huán)境的綜合作用，美國電力和天然氣基礎(chǔ)設(shè)施投資耦合的緊密度增強(qiáng)，電力與天然氣的聯(lián)合調(diào)度和優(yōu)化發(fā)展提上議程。2015年，F(xiàn)ERC提出立法建議，修改跨州天然氣管道輸送計(jì)劃制定的流程，修訂聯(lián)邦電力法和天然氣法案以加強(qiáng)不同能源市場間的協(xié)調(diào)。
美國天然氣市場的交易日周期通常是從美國東部時(shí)間的上午10時(shí)至次日上午10時(shí)。從天然氣供應(yīng)商處購買天然氣的發(fā)電運(yùn)營商通常需要及時(shí)（每日上午9時(shí)之前）向天然氣供應(yīng)商提交下一個(gè)交易日的購氣需求，以便供應(yīng)商安排資源。其次，在每日的12:30前，燃?xì)馐袌鰠⑴c者還可以根據(jù)需要調(diào)整下一個(gè)交易日的購氣量或出售下一個(gè)交易日的（已購入的）天然氣。在每日19時(shí)，燃?xì)馐袌鰠⑴c者通常還有一次機(jī)會調(diào)整下一個(gè)交易日的天然氣購氣計(jì)劃。然而，相比于9時(shí)的首次申報(bào)，無論是12:30還是19時(shí)的調(diào)整，由于供應(yīng)量、輸送能力有限等因素，此時(shí)的天然氣交易市場流動性減弱，12:30及19時(shí)的燃?xì)獬山粌r(jià)格通常偏高。交易時(shí)間越靠后，交易成本就越高，天然氣市場價(jià)格隨時(shí)間的推移，呈現(xiàn)上升的趨勢，一般9時(shí)的價(jià)格最低，19時(shí)的價(jià)格最高。而每日的8時(shí)到10:30之間，則是日前天然氣市場交易流動性最高的時(shí)期。
美國天燃?xì)馐袌鐾ǔＴ谥苣┗蚬?jié)假日會關(guān)閉。因此，周末或節(jié)假日的購氣計(jì)劃需在節(jié)假日之前申報(bào)。比如，針對周末的燃?xì)馍陥?bào)，在美國西部地區(qū)，是將周五和周六兩日的計(jì)劃打包在一起于周四申報(bào)，而將周日和下周一的計(jì)劃打包在一起于周五申報(bào)；在美國東部地區(qū)，則是將周六、周日以及下周一這三天的的計(jì)劃打包在一起于周五申報(bào)。
美國電力和天然氣市場協(xié)同的一個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)在于不同市場間時(shí)序的匹配。天然氣市場開始日前投標(biāo)時(shí)，由于電力日前市場尚未開始投標(biāo)，PJM市場的電力現(xiàn)貨價(jià)格還不確定。因此，當(dāng)燃?xì)鈾C(jī)組在天然氣日前市場進(jìn)行投標(biāo)時(shí)，必須使用電力現(xiàn)貨價(jià)格和可發(fā)電量的估計(jì)值對天然氣成本和購氣量進(jìn)行評估，盡可能減小電力價(jià)格和可發(fā)電量的不確定性所帶來的風(fēng)險(xiǎn)。若計(jì)算失誤，燃?xì)怆姀S可能在實(shí)時(shí)市場中面臨較大的不平衡量，而付出經(jīng)濟(jì)代價(jià)。FERC就曾要求ISO重新設(shè)計(jì)日前市場時(shí)序，使之與天然氣市場時(shí)序相協(xié)調(diào)。2018年12月，PJM將市場主體在日前市場的報(bào)價(jià)時(shí)間由10時(shí)30分延期至11時(shí)。修改的目的是讓燃?xì)鈾C(jī)組有更加充分的時(shí)間參加天然氣現(xiàn)貨市場交易，使其擁有更多與其他機(jī)組在電力市場中公平競爭的機(jī)會。
廣東天然氣發(fā)電市場現(xiàn)狀
廣東是國內(nèi)天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模第一大省。截至2020年12月底，廣東省氣電統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量為2680萬千瓦，在廣東省電源裝機(jī)容量中占比約為22%。伴隨著新能源發(fā)展、能源雙控、減煤等因素影響，廣東氣電裝機(jī)規(guī)模將進(jìn)一步擴(kuò)大。
2020年10月，廣東省發(fā)改委、能源局、科技廳等六部門發(fā)布的《廣東省培育新能源戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)集群行動計(jì)劃(2021-2025年)》提出，到2025年，廣東新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模約10250萬千瓦，其中：核電裝機(jī)約1850萬千瓦，氣電裝機(jī)約4200萬千瓦，風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)約4200萬千瓦。
廣東日益擴(kuò)大的天然氣利用市場及燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)規(guī)模，給廣東電力現(xiàn)貨市場帶來了諸多挑戰(zhàn)。
廣東燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組主要分部在珠三角地區(qū)。廣東省天然氣資源主要依靠外地長途調(diào)入，運(yùn)、銷環(huán)節(jié)較多，下游終端利用成本較高。標(biāo)煤價(jià)平均約為800元/噸（相當(dāng)于27元/GJ），天然氣氣價(jià)平均約為3500元/噸（相當(dāng)于67元/GJ），以相同熱值的單位燃料成本對比，天然氣是煤炭的兩倍以上。廣東電力市場的偏差2電價(jià)基本代表燃料成本水平，結(jié)合近幾年燃煤和燃?xì)怆姀S的偏差2電價(jià)情況，燃機(jī)偏差2電價(jià)基本上也是煤機(jī)的兩倍左右，天然氣在以煤炭為主要燃料的傳統(tǒng)制造業(yè)和發(fā)電行業(yè)競爭中并不占優(yōu)勢。
從資源供應(yīng)來看，隨著國家管網(wǎng)公司的成立，粵東LNG接收站，深圳迭福LNG接收站的逐步開放，類似廣東能源，深圳能源，廣州發(fā)展等等天然氣發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部也形成了天然氣上下游一體化的模式，供應(yīng)主體多元化之后，如何更好的確保供應(yīng)的穩(wěn)定性和可靠性也將變得更加復(fù)雜。
目前廣東省氣電上網(wǎng)電價(jià)相對較高，氣電采用分機(jī)組類別的階梯式分段上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制。2020年8月，廣東省發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于調(diào)整我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的通知》，通知將廣東使用澳大利亞進(jìn)口合約天然氣的LNG電廠的上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一每千瓦時(shí)降低0.049元，調(diào)整后為每千瓦時(shí)0.484元。其它天然氣發(fā)電機(jī)組分為三類。各類型機(jī)組在限定的年利用小時(shí)數(shù)內(nèi)，執(zhí)行規(guī)定的上網(wǎng)電價(jià)；超過部分的上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一為每千瓦時(shí)0.463元（見表1）。
表1 廣東各類天然氣發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)
盡管廣東正執(zhí)行的氣電上網(wǎng)電價(jià)對調(diào)峰機(jī)組有所傾斜，但調(diào)峰氣電因發(fā)電小時(shí)數(shù)不高，參與調(diào)峰的作用和價(jià)值沒有得到充分補(bǔ)償，缺乏合理的投資收益模式，投資商建設(shè)調(diào)峰氣電的積極性不高。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組帶基荷發(fā)電，發(fā)電小時(shí)遠(yuǎn)高于非供熱機(jī)組，其綜合單位成本一般低于常規(guī)調(diào)峰燃?xì)鈾C(jī)組。近年來，廣東省內(nèi)熱電聯(lián)機(jī)裝機(jī)規(guī)模持續(xù)增長，進(jìn)一步增大電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。
電力現(xiàn)貨市場下
廣東燃?xì)鈾C(jī)組面臨的機(jī)遇與挑戰(zhàn)
在非現(xiàn)貨的價(jià)差模式下，燃?xì)鈾C(jī)組可通過年度雙邊協(xié)商、年度集中掛牌和月度集中競爭等價(jià)差中長期交易品種參與市場，市場交易形成“價(jià)差”價(jià)格。通過“價(jià)差傳導(dǎo)”模式，機(jī)組實(shí)際結(jié)算電價(jià)按照批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)累加“價(jià)差”價(jià)格執(zhí)行。
現(xiàn)貨模式下，燃?xì)鈾C(jī)組可參與現(xiàn)貨環(huán)境下中長期交易或現(xiàn)貨市場，其中現(xiàn)貨環(huán)境下中長期包括雙邊協(xié)商、月度集中競爭、周集中競爭、掛牌、基數(shù)合約等品種，交易模式為絕對價(jià)格方式，機(jī)組實(shí)際結(jié)算電價(jià)按市場交易價(jià)格累加電源側(cè)補(bǔ)貼執(zhí)行。
在計(jì)劃電量的模式下，燃?xì)獍l(fā)電的用氣量和上網(wǎng)電量都是相對確定的，波動性小。為保障相對合理的價(jià)格水平和贏利，氣源方通常與燃?xì)怆姀S簽訂10到15年中長期天然氣照付不議的采購協(xié)議。在傳統(tǒng)模式下，燃?xì)怆姀S按照電力調(diào)度中心的發(fā)電調(diào)度計(jì)劃安排用氣需求，并將需求反饋至氣源方實(shí)施氣源罐容和儲備管理。
在電力市場機(jī)制下，燃?xì)怆姀S除常規(guī)檢修安排的年度用氣計(jì)劃之外，還新增了月度交易和發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓等交易方式，加大了燃?xì)怆姀S月度用氣計(jì)劃的不確定性，影響其對氣源方供氣的采購計(jì)劃。特別是在氣源方計(jì)劃制定周期與電力市場交易品種的時(shí)間周期不一致時(shí)，可能導(dǎo)致氣源的船期、罐容管理和管輸能力等方面發(fā)生調(diào)度變化，由此增加電廠與氣源方照付不議的合同履約風(fēng)險(xiǎn)。
例如，利用大鵬LNG接收站代加工氣源商通常會根據(jù)往年下游客戶天然氣消耗及購買情況，決策其在國際天然氣現(xiàn)貨市場的購氣量，假設(shè)氣源商6月在國際天然氣市場簽訂了船氣合同，在7月與某電廠簽訂了8月的購氣合同，約定基礎(chǔ)氣量（該基礎(chǔ)氣量為電廠根據(jù)供熱機(jī)組耗氣量以及往年頂峰耗氣量所得出）。待到8月，電廠會根據(jù)上網(wǎng)電價(jià)以及天然氣實(shí)時(shí)價(jià)格再決策是否增購天然氣。在計(jì)劃電量模式下，電廠是否有增購天然氣需求主要取決于電網(wǎng)負(fù)荷，電網(wǎng)是否有頂峰需求；而在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，電廠是否有增購天然氣需求一方面取決于電網(wǎng)的頂峰需求，另一方面還取決于電力現(xiàn)貨的價(jià)格，即電廠是否有盈利空間。相比于煤礦具有可分散儲存的特點(diǎn)，天然氣儲存難度大，技術(shù)要求高，需用專門的LNG儲罐儲存。受限于儲罐容量的限制，天然氣需動態(tài)消耗和補(bǔ)償。電力現(xiàn)貨市場下，下游用戶的購氣需求對氣源商的經(jīng)營業(yè)務(wù)產(chǎn)生了較大的影響。
當(dāng)前，廣東省內(nèi)部分發(fā)電集團(tuán)擁有自主采購現(xiàn)貨氣的能力，當(dāng)遇上現(xiàn)貨氣價(jià)很便宜的時(shí)候，集團(tuán)會簽下較多船氣合同。當(dāng)LNG船即將靠岸卸載，但LNG儲罐存儲空間不足導(dǎo)致氣船無法靠岸時(shí)，為了保證LNG船可以靠岸卸天然氣，集團(tuán)旗下電廠有可能會選擇在電力現(xiàn)貨市場報(bào)低價(jià)，甚至報(bào)0價(jià)來保證出清發(fā)電量，盡快消耗天然氣。
氣電參與現(xiàn)貨市場的積極性隨國際氣價(jià)波動，容易呈現(xiàn)兩級分化情況。對于高氣價(jià)期，氣電傾向于申報(bào)天花板價(jià)避免中標(biāo)，通過偏差結(jié)算機(jī)制將中長期合約轉(zhuǎn)出的獲利大于自身發(fā)電，此場景下氣電頂峰氣電發(fā)電意愿不足，不利于保障電力可靠供應(yīng)；對于低氣價(jià)期，基于現(xiàn)行電力現(xiàn)貨市場執(zhí)行的高成本補(bǔ)貼機(jī)制，氣電傾向于申報(bào)地板價(jià)搶量?，F(xiàn)貨價(jià)格疊加度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)后，氣電中標(biāo)發(fā)電獲利高，氣電機(jī)組發(fā)電意愿強(qiáng)烈。低價(jià)期，氣電多發(fā)一方面將大幅擠占煤電發(fā)電空間，氣電由調(diào)峰機(jī)組轉(zhuǎn)為基荷機(jī)組，調(diào)峰擔(dān)子反而落在煤電身上，另一方面電力系統(tǒng)的高成本補(bǔ)貼也將隨之大規(guī)模激增。
另外，參與調(diào)頻市場也逐步成為燃?xì)鈾C(jī)組盈利的重要方式。南方（以廣東起步）調(diào)頻輔助服務(wù)市場結(jié)算運(yùn)行兩年多來，運(yùn)行平穩(wěn)、競爭充分，市場成效顯著，有效激發(fā)了市場主體積極改進(jìn)提升機(jī)組調(diào)節(jié)性能。2019年，廣東調(diào)頻市場規(guī)模約為9億元，燃機(jī)收益接近40%，部分性能優(yōu)異的燃機(jī)電廠每月收益逾千萬，性能優(yōu)異的燃?xì)鈾C(jī)組在調(diào)頻市場中競爭優(yōu)勢明顯。目前由于結(jié)算中性能指標(biāo)k值的放大作用，進(jìn)一步拉開了燃機(jī)與煤機(jī)的調(diào)頻市場單位容量收益，燃機(jī)收益遠(yuǎn)超常規(guī)火電調(diào)頻機(jī)組。天然氣發(fā)電企業(yè)由主攻發(fā)電開始向提供輔助服務(wù)轉(zhuǎn)型，同時(shí)也吸引著獨(dú)立輔助服務(wù)提供者的參與。
廣東氣-電聯(lián)動發(fā)展的思考與建議
1、未來電力現(xiàn)貨市場上出現(xiàn)的實(shí)時(shí)高電價(jià)或低電價(jià)，都可能會直接反映為天然氣的需求波動，電力現(xiàn)貨市場的出清結(jié)果可能影響整個(gè)廣東甚至亞太地區(qū)天然氣的需求。隨著國家管網(wǎng)公司的成立，各能源企業(yè)購買現(xiàn)貨天然氣的比例有望進(jìn)一步提升，天然氣現(xiàn)貨價(jià)格對發(fā)電廠發(fā)電成本的影響會越來越大，天然氣現(xiàn)貨價(jià)格的波動也可能會直接反映在電力現(xiàn)貨價(jià)格上。
在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，天然氣發(fā)電企業(yè)對電力市場出清量、價(jià)的預(yù)測能力尤為關(guān)鍵，直接決定其對燃料的購買行為決策，也關(guān)系到全省的電力供應(yīng)安全。此外，扣除熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組外，廣東的燃?xì)怆姀S發(fā)電小時(shí)數(shù)較低，因此，氣電廠應(yīng)協(xié)調(diào)搭配好天然氣長協(xié)和現(xiàn)貨資源量，避免集中采購現(xiàn)貨資源面臨價(jià)格過高的風(fēng)險(xiǎn)。
隨著全面深化市場化改革的推進(jìn)，天然氣交易市場進(jìn)一步活躍和細(xì)化，電力現(xiàn)貨交易與天然氣交易的時(shí)間匹配要求大幅度提高。建議在國家管網(wǎng)公司改革初期，天然氣市場與電力市場運(yùn)營方提前研究重要時(shí)間點(diǎn)的銜接與匹配，更好保障雙方市場的聯(lián)動和發(fā)展。
2、電力現(xiàn)貨市場價(jià)格波動會直接影響燃?xì)怆姀S的天然氣需求，從而影響能源企業(yè)在天然氣現(xiàn)貨市場的購氣策略。對于在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游和下游均有布局的能源集團(tuán)，其天然氣購銷策略會更為靈活，一方面能夠提升其在國際天然氣現(xiàn)貨市場的競爭力，另一方面會在一定程度上影響電力現(xiàn)貨的價(jià)格；而對于沒有在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游布局的天然氣發(fā)電企業(yè)，其購買天然氣的議價(jià)能力相對較差，在電力現(xiàn)貨市場的定價(jià)權(quán)相對有限。
電力現(xiàn)貨和國家管網(wǎng)接收站開放的進(jìn)一步推廣，廣東省在亞太地區(qū)LNG現(xiàn)貨購買量有望提升。建議有條件的天然氣發(fā)電企業(yè)積極布局天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上游，同時(shí)加大對電力交易的研究。
3、LNG儲罐容量是當(dāng)下是影響能源企業(yè)購買天然氣策略以及在電力現(xiàn)貨市場報(bào)價(jià)的重要因素之一。LNG儲罐容量越大，能源企業(yè)天然氣采購策略越靈活。但目前國內(nèi)LNG儲罐數(shù)量相對不足，且為應(yīng)急頂峰機(jī)組預(yù)留的儲存氣占據(jù)了較多容量，可用于周轉(zhuǎn)的存儲容量更加有限。
建議增加省內(nèi)天然氣存儲能力。以保障電力供應(yīng)安全穩(wěn)定為底線，統(tǒng)籌考慮一次能源供應(yīng)風(fēng)險(xiǎn)、電力供應(yīng)風(fēng)險(xiǎn)，建立能源產(chǎn)業(yè)鏈全過程風(fēng)險(xiǎn)管控機(jī)制，提升廣東省氣源供應(yīng)安全與保障能力。常態(tài)化梳理天然氣管道設(shè)施故障對電網(wǎng)安全影響，制定天然氣供應(yīng)商、燃?xì)怆姀S、電網(wǎng)公司等多方的氣-電運(yùn)行協(xié)調(diào)機(jī)制。
4、2020年底至2021年初，由于極寒天氣等因素影響，國內(nèi)天然氣現(xiàn)貨價(jià)格大幅上漲，給天然氣發(fā)電企業(yè)的成本控制帶來一定困難。與此同時(shí)，世界天然氣期貨成交量快速增長，2019年美國路易斯安那州Henry Hub期貨成交量超過1億手，對應(yīng)天然氣氣量大概是29萬億立方米，超過當(dāng)年全球消費(fèi)量的7倍。美國大多數(shù)不愿意承受天然氣價(jià)格不穩(wěn)定性的市場參與者，通過參與天然氣期貨市場來規(guī)避價(jià)格劇烈波動風(fēng)險(xiǎn)。
根據(jù)公開報(bào)道，國家證監(jiān)會已正式批準(zhǔn)設(shè)立廣州期貨交易所，立足服務(wù)實(shí)體經(jīng)濟(jì)、服務(wù)綠色發(fā)展，秉持創(chuàng)新型、市場化、國際化的發(fā)展定位。廣東作為經(jīng)濟(jì)大省，對天然氣進(jìn)口需求大，受價(jià)格波動影響也較大。建議在天然氣基礎(chǔ)設(shè)施（包括輸氣管道和LNG接收站）等條件完善的情況下，廣州期貨交易所可以考慮研究納入天然氣期貨交易品種的可行性，既可以提升天然氣定價(jià)的話語權(quán)、增強(qiáng)國際競爭力，同時(shí)也為上游天然氣生產(chǎn)企業(yè)和下游的天然氣發(fā)電企業(yè)等用戶提供風(fēng)險(xiǎn)管理的平臺。
（本文僅代表個(gè)人觀點(diǎn)，不代表所在單位）
