中國儲能網(wǎng)訊： 在受到一連串燃煤電廠破產(chǎn)清算的“噩耗”密集打擊后，進退維谷的煤電行業(yè)似乎并沒有迎來久旱之后的“甘露”。
9月26日，國務(wù)院常務(wù)會議決定，從2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，對于尚未進入市場進行交易的燃煤發(fā)電電量，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的準市場化機制。至此，從2002年廠網(wǎng)分開后沿用至今的以標桿電價確定同省區(qū)煤電機組上網(wǎng)電價的方式，以及實施15之久的煤電價格聯(lián)動機制即將正式退出歷史舞臺。
在正式文件印發(fā)前，由國務(wù)院總理親自作出的“官宣”，再次彰顯了國家以市場化價格機制協(xié)調(diào)電煤與煤電、電價與上下游價格市場傳導(dǎo)途徑，實現(xiàn)實體經(jīng)濟與能源經(jīng)濟協(xié)同發(fā)展的緊迫性與意志力；而在產(chǎn)能過?！霸庥觥笔袌龌母锏年P(guān)鍵時期，本已“負重前行”的煤電行業(yè)是否還有承壓空間？站在轉(zhuǎn)型十字路口的煤電企業(yè)又該如何自主命運？
一時間，悲觀情緒彌漫于整個行業(yè)。
有觀點從宏觀經(jīng)濟和市場環(huán)境推測,在目前以降低用能成本為導(dǎo)向的改革進程中，取消燃煤標桿電價必然是對煤電行業(yè)中長期的利空，但從長遠來看，成本低、位置相對較好的發(fā)電企業(yè)則可以通過“直購電”形成相對利好，但這些都取決于供需關(guān)系，行業(yè)必然面臨洗牌。
也有觀點立足改革進程判斷，改革的目的是希望以市場的“手”解決問題，而當改革措施無法達到助推實體經(jīng)濟發(fā)展的目標時，只好借用“看得見的手”。短期內(nèi)制造業(yè)的用能成本還將繼續(xù)保持下降，以提升我國制造業(yè)的市場競爭優(yōu)勢，但從長遠看，綠色能源發(fā)展的成本、煤電的社會成本都會形成對電價利潤空間的擠壓，這對于煤電、煤炭產(chǎn)業(yè)都會形成利空。
眼下，應(yīng)對和化解產(chǎn)能過剩已成為重要的政策追求。在供大于求的市場環(huán)境中，各電源間形成的替代競爭關(guān)系，特別是清潔能源對煤電的替代，證明市場化是促進綠色能源發(fā)展并同時實現(xiàn)電價下降的有效手段之一。
在新一輪電力體制改革的深入推進中，我國的電力系統(tǒng)已經(jīng)實現(xiàn)從嚴格計劃下的平衡向市場化的方式轉(zhuǎn)型，2018年中，我國市場化電量占比已超過3成；各類型的發(fā)電機組通常選擇以低于標桿電價的價格爭奪有限空間內(nèi)的市場電量。
顯然，通過進一步擴大市場規(guī)模，以市場順價替代行政降價，已成為現(xiàn)階段改革的必然與訴求。而如何在“去產(chǎn)能”的前提下，通過釋放有效投資信號抑制不合理裝機擴張，以經(jīng)濟性和市場手段倒逼能源轉(zhuǎn)型，則成為談?wù)撁弘娮呦虻闹匾疤帷?
“取消燃煤標桿電價，打破了‘一機一價’形成省內(nèi)均值電價的歷史陳規(guī)，形成煤炭價格與上網(wǎng)電價，銷售電價與用電產(chǎn)品定價的聯(lián)動與傳導(dǎo)機制，是進一步擴大市場,并由市場順價或者逆序傳導(dǎo)電價的過渡性有效手段。而其背后的意義在于，現(xiàn)階段暫時沒有進入大用戶直接交易的一般工商業(yè)企業(yè)，可以通過電網(wǎng)批發(fā)、當?shù)卣龑?dǎo)的方式，同享電力相對過剩階段的用電紅利；從較長一段時間或全局角度看，文件的用意之一，是著力于打破跨區(qū)、跨省送電的價格壁壘，形成不同電源在輸電通道允許條件下各地區(qū)間的又一次電力、電量的平衡與成本博弈?！敝须娐?lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任（正職級）薛靜在接受本刊專訪時表示：“無論從短期還是中長期來看，對于煤電行業(yè)而言，地區(qū)之間、不同電壓之間、不同用戶之間的煤電價格必然在重新平衡中不斷被擠出本屬于電力企業(yè)的利潤，形成總體利空的波動過程?！?
從保價保量、到保價不保量，再到量價全部交由市場，顯然，在能源轉(zhuǎn)型與經(jīng)濟轉(zhuǎn)軌的關(guān)鍵時期，市場化改革并沒有留給煤電行業(yè)過多的回旋余地。在意義重大的能源轉(zhuǎn)型和迫在眉睫的供給側(cè)改革背景下，無論改革沖擊如何洶涌，于煤電而言，在既定的轉(zhuǎn)型路線和緊湊的日程安排中，如何基于市場、基于政策走好眼下的路，或許將是比憧憬“詩與遠方”更務(wù)實的選擇。
從“聯(lián)動”走向“浮動”，市場化再下一城
“選擇在當下取消燃煤標桿電價，有兩個政策引導(dǎo)的背景值得注意，一方面，是希望通過繼續(xù)完善煤電聯(lián)動機制，形成有效的市場化價格聯(lián)動和傳導(dǎo)，緩解煤電矛盾；另一方面則是希望通過進一步擴大市場規(guī)模，以市場手段進一步降低企業(yè)用能成本，特別是對于之前沒有進入市場的用戶。”薛靜說。
時下，隨著電力市場化改革的不斷深入，燃煤標桿電價的適用范圍不斷收縮。從交易范圍來看，2018年，全社會用電量中扣除不進市場的發(fā)電廠用電、輸配電線損電，以及自備電廠不上大電網(wǎng)的電量，全國電力交易電量比重達到37.1%；其中11家大型發(fā)電集團（裝機占全國比重大致70%以上）的煤電參與市場交易電量10459億千瓦時，市場化率達到42.8%；2019年1-6月，這些大型發(fā)電集團煤電發(fā)電量市場化率同比提高9個百分點，達到49.7%，煤電市場化電量在11家大型發(fā)電集團全部市場化電量比重已經(jīng)達到78.9%。
從2019年第二季度交易結(jié)算價格來看，11家大型發(fā)電集團平均煤電上網(wǎng)電價已降至0.3383 元/千瓦時，顯著低于 0.38 元/千瓦時的全國平均燃煤標桿電價，各類電源市場交易價格相對平均上網(wǎng)電價均有6~18%的降幅。
顯然，按照經(jīng)營期定價，并以省或地區(qū)平均成本作為統(tǒng)一定價的標準，已難以解決電、煤矛盾，難以實現(xiàn)“優(yōu)勝劣汰”的市場化煤電去產(chǎn)能和中長期投資激勵。
“取消燃煤標桿電價，是從發(fā)電側(cè)理順電價機制，隨之帶來的是除民生范疇以外目錄電價的自動消亡。這也就意味著，最終的銷售電價是上網(wǎng)電價和輸配電價的疊加，隨行就市。”薛靜說，“這樣一方面進一步打開了省內(nèi)市場，裹挾著之前沒有進入市場的用戶，由電網(wǎng)公司打包，或者由其他負荷集成機構(gòu)通過市場化交易降低用能成本；另一方面，省和省之間的固化價格壁壘將轉(zhuǎn)化為市場供需、資源余缺、投資運行成本和通道價格的競爭與不斷協(xié)調(diào)的過程，促進電力在不同地區(qū)之間的優(yōu)化流動和消納，實際上產(chǎn)生的效果是對市場形成再一次的正面沖擊?！?
取消燃煤標桿電價并非沒有預(yù)兆。在今年6月份國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》中，明確鼓勵電力用戶和發(fā)電企業(yè)自主協(xié)商簽訂合同時，以“靈活可浮動”的形式確定具體價格，價格浮動方式由雙方事先約定。
目前，我國居民、農(nóng)業(yè)和重要公共事業(yè)及服務(wù)用電量占比全社會用電量2成左右，扣除掉系統(tǒng)中5%左右的廠用電率、6%左右的電網(wǎng)輸送損耗以及10%左右的自備電廠電量，也就意味著，理論上未來可參與“準市場”交易的電量比重將超過全社會用電量的5成，預(yù)計將有數(shù)千萬計的用戶被發(fā)放市場“入場券”。
按照理想的政策實施進程，隨著燃煤標桿電價的取消，位于市場化范圍相對較小的中東部省份一般工商業(yè)用戶，將會更為明顯地感知到降價“紅利”，電價“讓利”的范圍也將逐漸由大用戶擴圍至中小型用戶，降低用能成本的方式也將由行政措施轉(zhuǎn)交由市場撬動。
“隨著市場化的手段越來越明顯，以市場降低用能成本的效果會逐步顯現(xiàn)，‘只降不升’將僅僅是應(yīng)對經(jīng)濟環(huán)境的過渡性措施?！毖o說，“按道理來說，用電價格是由供需關(guān)系決定，進而向社會與企業(yè)釋放電源投資的時機與地點的經(jīng)濟性判斷信號。2020年‘不上浮’的目的也是為了順導(dǎo)，為了政策的有效落地。目前部分地區(qū)電力供需已經(jīng)開始從平衡向偏緊轉(zhuǎn)化，同時在跨區(qū)交易中，也出現(xiàn)了部分時段落地價格高于燃煤標桿上網(wǎng)電價的情況；但是是否允許漲價，是否允許更多的省間電量交易，還要看各地政府的胸懷了?！?
事實上，在歷史形成的省為實體的電力供需平衡制度基礎(chǔ)上，各省政府擁有本省電力系統(tǒng)的運行、規(guī)劃以及大部分價格管理權(quán)限。省級交易平臺主要滿足省內(nèi)用戶用電競價需求，供電主要由當?shù)厥》蓦姀S承擔。而現(xiàn)行的省級交易規(guī)則并沒有過多考慮跨省區(qū)市場銜接的需要，也沒有布局與其他省內(nèi)市場的配合。
從實際交易情況來看，目前全國大致有18%左右的市場交易電量來源于省區(qū)外，這部分省區(qū)外電量能夠參與當?shù)亟灰撞⒙涞氐那疤幔话闶峭ㄟ^中長期、短期和現(xiàn)貨交易，以低于、或持平于當?shù)孛弘姌藯U電價方式實現(xiàn)。其中煤電標桿電價相當于是對外省區(qū)電量進入當?shù)氐摹皵r水壩”，如果外省區(qū)電量在輸電通道允許情況下，多頭加價后仍低于這個“攔水壩”才能進入當?shù)厥袌鱿{。
與此同時，由于網(wǎng)側(cè)輸配成本的核定機制并不隨短期內(nèi)市場情況而變化，遠距離輸電的成本往往會掩蓋掉送電地區(qū)發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價的“紅利”，在同質(zhì)化的電力產(chǎn)品面前，省內(nèi)電量自然而然成為首選。由此看來，一方面，省區(qū)外電量電價與當?shù)毓袒匿N售電價之差，無形之中形成了對西部發(fā)電企業(yè)利潤的擠占；另一方面，未達到額定輸送能力的跨區(qū)輸電通道也與能源資源優(yōu)化配置和東部地區(qū)支持西部地區(qū)發(fā)展的國家策略背道而馳。
“取消不同省份間具有高低差異的標桿電價，相當于把煤電的‘壩’拆掉，后續(xù)的‘水’能否自由流動，就取決于‘水’的勢能，而不是‘壩’的高低?！毖o說，“拿掉了各省間的價格壁壘，能夠通過市場化價格傳導(dǎo)理順跨區(qū)跨省送電價格形成機制，這樣一方面會促進具有資源優(yōu)勢的煤電、水電等大型能源基地電量的消納，同時，在省內(nèi)、省間參照供需關(guān)系，會在更大的區(qū)域范圍內(nèi)重新形成一次電量與電力的平衡和博弈?！?
薛靜預(yù)測，未來，在電力市場的環(huán)境下，一旦供需關(guān)系偏緊，現(xiàn)貨市場會首先作出反應(yīng)，當價格上升的信號出現(xiàn)，在通道暢通的情況下，電量自然會從過剩的地區(qū)向緊缺的地區(qū)流動，而資本金和信息流則會向價格上升處涌動。而困擾已久的地區(qū)間資源、需求不平衡問題，究竟是通過新建機組，還是跨區(qū)送電，抑或是通過儲能和輔助服務(wù)來解決，也有了明確的投資信號作引導(dǎo)。
可以預(yù)見的是，取消燃煤標桿電價，電廠的利用小時數(shù)會與煤炭價格的關(guān)系更加密切，進一步加劇電廠盈利的兩極分化。對于資源優(yōu)勢較好的電廠以及長協(xié)銷售量占比較高的企業(yè)而言，可以通過提高發(fā)電量彌補電價下調(diào)的缺口，而成本較高的電廠則很有可能會面臨發(fā)電小時數(shù)和電價的雙降。從長期來看，煤電落后產(chǎn)能的出清速度會進一步加快，相當一批競爭力不足的煤電企業(yè)將會被整合或出局，煤電產(chǎn)能會進一步集中。
在發(fā)電側(cè)，特別是煤電行業(yè)領(lǐng)銜的降價“大戲”中，無論是市場與行政的共力，還是歷史與現(xiàn)實的合謀，或多或少，都可以歸結(jié)為市場化改革與產(chǎn)能過剩導(dǎo)致的偶然重合與必然結(jié)果?！靶抡叩某雠_，會促使整個產(chǎn)業(yè)格局產(chǎn)生顛覆性的變化，但由于傳導(dǎo)機制涉及多重利益主體，走向良性發(fā)展的過程會艱難且漫長，還很有可能會先出現(xiàn)一段時間的無序，但可以肯定的是，煤電規(guī)模的縮減不可避免，煤電行業(yè)的轉(zhuǎn)型已成定局。”薛靜說。
既是存量與增量的調(diào)整，也是清潔煤電充分利用的過程
繼2019年6月大唐國際連城發(fā)電有限公司破產(chǎn)清算的消息爆出后，燃煤電廠“歇業(yè)謝客”的消息如多米諾骨牌，從新能源富集的西部地區(qū)，一直推倒至煤電占比更多的中東部地區(qū)，所屬企業(yè)從“四大國有”蔓延至“四小豪門”。
顯然，這樣的事實已經(jīng)不能簡單用“特定地點的歷史個案”來解釋。
從廠網(wǎng)分開后“跑馬圈地”導(dǎo)致的裝機爆發(fā)式增長，到2015年全國燃煤機組平均利用小時數(shù)跌至1978年最低，我國電源建設(shè)既經(jīng)歷了“摸著石頭過河”后的無序，也困守于經(jīng)濟周期波動與投資滯后性帶來的“時松時緊”。在經(jīng)濟轉(zhuǎn)軌和能源轉(zhuǎn)型階段頻現(xiàn)的裝機產(chǎn)能過剩，如“緊箍咒”一般，套牢整個煤電行業(yè)，也緊鎖著每一個煤電企業(yè)的盈虧線。
眼下，積重難返的嚴重性已經(jīng)關(guān)乎到煤電的“生死存亡”。
有專家建議，從發(fā)電利用小時數(shù)來看，應(yīng)抑制不合理煤電建設(shè)，防止產(chǎn)能擴張導(dǎo)致裝機過剩繼續(xù)惡化；也有輿論不同程度地將新能源利用率偏低的問題歸結(jié)為煤電發(fā)電量的占比過高，認為在供大于求的環(huán)境下，負荷蛋糕就這么大，電源間的競爭替代導(dǎo)致了新能源往往處于被動。
事實上，經(jīng)過幾輪“去產(chǎn)能”和“上大壓小”的政策調(diào)整，我國東部地區(qū)大部分30萬千瓦以下的機組已經(jīng)退役，由于煤電發(fā)電量比重的持續(xù)騰退，為新能源釋放了充足的市場空間。2018年全年發(fā)電量增量部分中，新能源貢獻率已超過22%。煤電在電力系統(tǒng)中除一如既往地承擔著電力安全穩(wěn)定供應(yīng)、集中供熱等重要基礎(chǔ)性作用外，還兼具保障新能源發(fā)電的應(yīng)急調(diào)峰和靈活性電源作用。
“經(jīng)常有人問我，‘十四五’期間煤電裝機要不要增長，我的答案是肯定要增長?！毖o說，“目前我國的經(jīng)濟發(fā)展增速已經(jīng)從高速轉(zhuǎn)向中高速發(fā)展，這樣的變化，也給了我們時間和空間去談?wù)撃茉崔D(zhuǎn)型。但是，我國的穩(wěn)增長和調(diào)結(jié)構(gòu)是同步進行的，這就注定我國能源轉(zhuǎn)型的進程要比別的國家艱難。在這期間，我們既要看到城鎮(zhèn)化建設(shè)和制造業(yè)發(fā)展對于基礎(chǔ)負荷的需求，也要優(yōu)化考慮能源在安全、經(jīng)濟和綠色間的平衡關(guān)系。因此，以清潔煤電的利用為路徑，就是我國能源轉(zhuǎn)型這個大戰(zhàn)役實施階段的主旋律，這是‘十四五’期間我們必須要清楚認識到的。”
相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，目前我國煤電裝機、發(fā)電量占比分別占到總裝機、發(fā)電量的55%和65%；而業(yè)內(nèi)給予的期望，則是在2030年，將煤電裝機總量控制在13億千瓦以內(nèi)，裝機和發(fā)電量分別調(diào)整至60%和50%。根據(jù)預(yù)測，“十四五”期間全社會用電量增長率為4~5%；隨著“煤電的發(fā)電量先于煤電裝機達峰”逐漸形成高度認同，在能源轉(zhuǎn)型實施階段，通過煤電的清潔利用，實現(xiàn)電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整的戰(zhàn)略基調(diào)已逐步清晰。
毋庸置疑的是，煤電所釋放的空間最終會被清潔能源所替代，這也就意味著，更多的煤電機組將通過技術(shù)改造，充當起系統(tǒng)的“保險公司”。而此時，如何通過市場化手段給予煤電企業(yè)合理利潤，已成為對沖煤電利空風險的重要因素。
從實際市場建設(shè)階段來看，目前現(xiàn)行的標桿電價部分考慮了煤電機組承擔義務(wù)調(diào)峰的成本，隨著新能源滲透率的逐步走高，大量煤電機組需要繼續(xù)承擔50%~70%的深度調(diào)峰，這部分改造成本需要通過市場電量競價回收。目前我國的電價形成機制未能準確反映出資源的稀缺程度，或多或少造成了“十三五”期間調(diào)峰改造不及預(yù)期的現(xiàn)狀。在容量電價、尖峰電價、輔助服務(wù)市場等機制缺失的情況下，僅以電量電價作為發(fā)電企業(yè)唯一的盈利渠道，導(dǎo)致了眾多煤電企業(yè)的合理利潤空間被肆意擠壓，所面臨的系統(tǒng)風險不斷加大。
“目前系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力還不足以匹配新能源裝機增長的速度，‘十四五’期間還會有大量的調(diào)峰機組進入市場。促成原本就虧損的發(fā)電企業(yè)繼續(xù)投入改造，就取決于是否能從市場中獲得效益，更取決于市場的發(fā)育程度。因此，應(yīng)該從頂層設(shè)計上將電量和電力的價值區(qū)分，并給予合理的價值標準，通過頂層設(shè)計釋放更多市場機會，以市場激勵釋放更多的靈活性資源，引導(dǎo)煤電企業(yè)加速轉(zhuǎn)型。”薛靜說。
以廣東省為例，從該省的電源結(jié)構(gòu)來看，氣電、煤電，以及西電東送的水電占據(jù)較大比重，而氣電由于經(jīng)濟性不具優(yōu)勢，在控煤的環(huán)境硬約束下，需要大量的水電穩(wěn)定電價，并由煤電參與調(diào)峰。從2018年的電量結(jié)構(gòu)來看，由于“西電東送”中水電來水的不確定性，導(dǎo)致去年全年煤電較同期增發(fā)了20%，而在今年一季度又同比下降了20%。
“像這樣矛盾較為突出的省份，先期可以通過一定的利用小時數(shù)保障煤電企業(yè)的生存，繼而通過現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格，或者以容量備用方式，探索容量電價形成機制，通過試點經(jīng)驗帶動全國容量市場的建設(shè)?！毖o建議，“現(xiàn)在我國煤電的發(fā)展處于兩難境地，化解這樣的困境關(guān)鍵在于尺度的把握，需要統(tǒng)籌煤電去產(chǎn)能、電力供需平衡及市場化改革同時穩(wěn)步進行。因此，煤電產(chǎn)能的疏導(dǎo)需要在調(diào)節(jié)性電源上多下功夫，要以有效的市場機制系統(tǒng)推進。在云南、廣東等電源結(jié)構(gòu)矛盾較為突出，且市場建設(shè)充分并活躍的省份，也許可以盡快探索出一條行之有效的道路?！?
從單機容量10萬千瓦的高煤耗、低效率、污染重的小機組，到世界首臺超超臨界百萬千瓦空冷機組的投運，我國用了40年的時間完成了發(fā)達國家百年的煤電“進化史”。無論是資源稟賦的自然選擇，還是經(jīng)濟發(fā)展的必然規(guī)律，煤電發(fā)展的合理性是不容忽視的，其對于我國經(jīng)濟、社會發(fā)展的貢獻也是不可磨滅的。
隨著我國躋身于世界第二大經(jīng)濟體，電力行業(yè)在保護生態(tài)環(huán)境和履行大國承諾方面的突出作用，或多或少都取決于電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化和煤電的增效減排。在能源領(lǐng)域從安全、經(jīng)濟、綠色的銳角三角形向等邊三角形轉(zhuǎn)化的過程中，煤電企業(yè)又該如何立足自身產(chǎn)業(yè)的定位和特點，更好地實現(xiàn)中流砥柱的自我超越？
“無論從國內(nèi)市場給予的內(nèi)生動力，還是外部環(huán)境促成的約束與壓力，煤電將要面對的轉(zhuǎn)型倒逼過程，肯定要比世界上任何一個國家都嚴峻。”薛靜說，“對于煤電企業(yè)而言，一方面，可以通過與煤炭企業(yè)簽訂更大范圍的中長期協(xié)定，以穩(wěn)定燃料價格緩解市場中的被動局面，同時從燃料的源頭上改變以往低熱值煤摻燒的粗放式管理路徑依賴，通過選用經(jīng)洗選加工后的高熱值煤提升能效，降低固體廢物和溫室氣體排放，從而實現(xiàn)煤電的清潔化發(fā)展和利用；另一方面，要轉(zhuǎn)換以電量換利潤的傳統(tǒng)思維，向能源的綜合利用轉(zhuǎn)型。目前已經(jīng)在工業(yè)園區(qū)中實踐了除余溫余壓利用外的供熱改造，通過與園區(qū)的供能相結(jié)合實現(xiàn)利益渠道多元化，同時以能源綜合利用實現(xiàn)微網(wǎng)等的業(yè)態(tài)和技術(shù)創(chuàng)新，進而也會帶給制造業(yè)新的發(fā)展機遇。一旦技術(shù)成熟向外輸出，煤電的‘自我救贖’一定能換得否極泰來?！?
雖然，由碳排放達峰推導(dǎo)出的煤電發(fā)電量達峰，是否標志著新能源替代煤電的時代提前來臨還未可知， 但是從告別“聯(lián)動”到步入“浮動”的開端，卻預(yù)示著煤電的市場化轉(zhuǎn)型發(fā)展還有很長的續(xù)篇。
采訪即將結(jié)束時，薛靜加重語氣說道，“習近平總書記提出的能源四個革命，一個合作，其中消費革命、供給革命、技術(shù)革命和體制革命，哪一個都不能偏廢。偏廢了哪一個，我國的能源轉(zhuǎn)型都走不長遠。未來我國的能源系統(tǒng)一定是清潔化和市場化的時代，只有這樣才能讓老百姓在能源消費的過程中確切地感受到幸福感?！?
在環(huán)境的“硬約束”和市場的“指揮棒”下，通過政策工具讓不同類型的機組物盡其用，或許才能夠幫助煤電“老大哥”在細分市場中尋找到更多的“歸屬感”和“認同感”。
