中國儲能網(wǎng)訊：電力作為基礎性能源商品，其價格形成機制改革直接影響國民經(jīng)濟運行效率與能源資源配置效率。當前，中國正處于電力市場化改革的深水區(qū)與攻堅期，用戶側電價體系已全面開啟從政府定價為主向市場化定價為主的轉型進程。不同用戶群體的用電特性、負荷規(guī)模及政策定位存在顯著差異，形成了差異化的電價機制安排。本文旨在系統(tǒng)梳理改革歷程、分析現(xiàn)狀特征、剖析制約市場化發(fā)展的核心問題，并提出針對性完善建議，推動電力市場朝著健康、有序、高效的方向持續(xù)發(fā)展。
一、用戶側電費現(xiàn)狀
（一）市場化電力用戶電費構成
當前，市場化電力用戶的電費已非過去單一的目錄電價，而是形成了一個邏輯清晰、反映不同成本屬性的復合體系。這一體系涵蓋市場決定的電量價格、政府監(jiān)管的輸配費用以及為系統(tǒng)運行和政策目標而設立的分攤/分享費用。
其中，電費的主體部分是上網(wǎng)電費，它直接由市場交易形成，通常占總費用的60%-80%，是反映一次能源成本與供需形勢的核心。其構成不僅包含通過中長期交易鎖定的合約電費，在已進入現(xiàn)貨長周期運行的省份，還包含日前市場、實時市場的出清電價，以及中長期合約與現(xiàn)貨出清價差額形成的偏差結算費用。同時，用戶還需承擔可再生能源電力消納責任權重對應的環(huán)境價值結算費用、綠證交易溢價費用。除此之外，市場用戶還需分攤或分享由市場運行產(chǎn)生的各類保障系統(tǒng)平衡、補償及考核費用。
相對于波動的市場電價，輸配電費作為政府嚴格監(jiān)管的自然壟斷環(huán)節(jié)費用，嚴格遵循“準許成本加合理收益”原則，2023年全國各省已完成第三周期輸配電價核定，價格保持相對穩(wěn)定。
為保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，用戶還需分攤系統(tǒng)運行費，這主要包括用于購買調(diào)頻、備用等輔助服務，以及為激勵煤電、抽水蓄能等調(diào)節(jié)性電源而支付的容量電費。目前，行業(yè)正加速推進“誰受益、誰承擔”“誰引起、誰負責”的差異化分攤機制建設，明確新能源場站按出力預測偏差程度承擔相應調(diào)節(jié)費用，用戶按負荷波動特性、用電可靠性要求差異化分擔系統(tǒng)運行成本，逐步替代傳統(tǒng)的“按電量均攤”模式，提升分攤公平性。
此外，電費中還包含政策性的社會責任費用，如國家征收的可再生能源電價附加，以及工商業(yè)用戶對居民、農(nóng)業(yè)用電進行交叉補貼的顯性化部分。電力傳輸、變電、配電全環(huán)節(jié)能量損耗對應的成本分攤項目，線損客觀反映了電能傳輸過程中的物理損耗成本，其費率隨著電網(wǎng)效率提升而持續(xù)下降。
最后，為確保結算精準公平，賬單中設有結算調(diào)整電費，用于對分時電價執(zhí)行偏差、功率因數(shù)考核等進行多退少補，體現(xiàn)了電力市場精細化運營的復雜性。
整體而言，電費主要包括上網(wǎng)電費、輸配電費、系統(tǒng)運行費、社會責任費用、線損費用及結算調(diào)整電費六類核心費用；五類市場化分攤/分享費用涵蓋跨省跨區(qū)輸電費用、輔助服務費用、市場化偏差電量結算調(diào)整費用等具體類型。各類費用明確了差異化的形成機制與責任承擔方式，構成邏輯清晰、權責界定明確的市場化電費定價體系。
（二）非市場化用戶（居民和農(nóng)業(yè)）電價機制
居民與農(nóng)業(yè)用電作為民生保障的核心領域，實行政府定價機制，不參與市場化交易，其電費構成參考供電平均成本、核定輸配電費、政府性基金及附加等，核心目標是保障居民基本用電需求、降低農(nóng)業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營成本。
目前，居民用電全面實行階梯電價制度，截至2025年，全國已有28個省份推行居民峰谷分時電價試點，峰谷電價差普遍拉大至1.5倍以上，部分省份達到2倍，通過價格信號引導居民錯峰用電。農(nóng)業(yè)用電執(zhí)行特定優(yōu)惠電價，全國平均標準約0.45元/千瓦時，其低于供電成本的部分，通過工商業(yè)用戶承擔的社會責任費用（即交叉補貼）予以彌補。針對糧食生產(chǎn)、畜禽養(yǎng)殖等戰(zhàn)略性農(nóng)業(yè)用電，部分省份還出臺了額外電價減免政策，進一步強化農(nóng)業(yè)扶持力度。
（三）改革對市場化電力用戶的影響
市場化改革深刻地重塑了工商業(yè)用戶的用電體驗與成本結構。用戶的角色從過去被動的“價格接受者”，轉變?yōu)樾枰鲃記Q策、管理風險并承擔相應后果的“市場參與者”。這一根本性轉變帶來了多重復雜影響。
首先，價格波動成為用戶必須面對的核心風險。市場化改革后，告別了政府定價的穩(wěn)定預期，電價真實反映燃料成本、極端天氣及新能源出力的劇烈波動。尤其在現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，實時電價在供需緊張時可能出現(xiàn)數(shù)倍飆升，例如2024年夏季極端高溫期間，部分省份實時電價一度突破3元/千瓦時，對電力成本敏感的高耗能企業(yè)構成了嚴峻的成本挑戰(zhàn)。
其次，電費構成與管理的復雜性顯著增加。隨著改革的進行，電費賬單從傳統(tǒng)“目錄電價×用電量”的單一計費模式，演變?yōu)榘袌鼋灰變r、輸配電費、系統(tǒng)運行費、政府性基金及各類分攤調(diào)整項的復合體系。理解這些名目并做出優(yōu)化決策，是新環(huán)境下對用戶自身的能源管理能力的更高要求。當前，仍有相當比例的中小用戶反映難以完全理解電費明細，費用解讀服務亟待優(yōu)化。
雖然市場化改革給用戶帶來了不少挑戰(zhàn)，但也賦予了用戶前所未有的自主選擇權。用戶不僅可以在電網(wǎng)企業(yè)代理購電與眾多售電公司之間進行選擇，還能根據(jù)自身負荷特性，挑選固定價、浮動價或分時電價等多樣化零售套餐，以尋求成本最優(yōu)解。這種選擇權意味著，具備更強專業(yè)能力的用戶，能夠通過參與市場分享紅利；反之，則可能暴露于風險之中。這種權責對等的新格局，標志著電力商品屬性的真正回歸。
二、電價改革歷程
（一）嚴格管制時期（1949-2002年）：統(tǒng)一目錄電價下的隱性補貼
新中國成立至2002年電力體制改革前，電力行業(yè)實行“發(fā)輸配售垂直一體化”壟斷管理體制，所有用戶（工商業(yè)、居民、農(nóng)業(yè)）均執(zhí)行政府統(tǒng)一制定的目錄銷售電價。這一時期電價結構相對簡單，主要分為單一制電價和分類電價（大工業(yè)、一般工商業(yè)、居民、農(nóng)業(yè)等），價格長期保持穩(wěn)定。但由于電價制定未充分反映不同用戶的實際供電成本，交叉補貼現(xiàn)象普遍存在（即工商業(yè)用戶承擔較高電價，隱性補貼居民和農(nóng)業(yè)用戶）。這種定價模式既缺乏對發(fā)電企業(yè)的激勵約束機制，也無法引導用戶合理用電，用戶完全處于價格接受者地位，無任何用電選擇權。
（二）市場化探索階段（2002-2014年）：以大用戶直購電試點突破
2002年，國務院印發(fā)《電力體制改革方案》（簡稱“5號文”），啟動以“廠網(wǎng)分開、主輔分離”為核心的第一輪電力體制改革，為用戶側市場化改革奠定基礎。這一階段的用戶側改革以大用戶直購電試點為核心，標志著用戶側市場化的萌芽。改革明確允許符合條件的大型電力用戶直接與發(fā)電企業(yè)協(xié)商確定購電價格和電量，交易模式以“價差模式”為主。
此階段改革重點集中在發(fā)電側引入競爭，輸配售環(huán)節(jié)仍保持壟斷經(jīng)營，絕大多數(shù)中小用戶仍執(zhí)行政府制定的目錄電價，用戶側市場化進展相對緩慢。截至2014年，全國大用戶直購電交易電量僅占全社會用電量的8.3%，市場化覆蓋范圍有限。
（三）深化改革階段（2015-2020年）：“管住中間、放開兩頭”框架確立
2015年，中共中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號文），明確“管住中間、放開兩頭”的核心體制架構，標志著新一輪電力市場化改革全面啟動，用戶側改革進入突破性進展階段。
本輪改革通過一系列關鍵舉措，從根本上重構了市場格局，有序放開了配售電業(yè)務，引入社會資本成立售電公司，打破了電網(wǎng)企業(yè)的單一售電模式。同時，大幅縮減計劃電量規(guī)模，使市場化交易電量占比逐年提升。此外，相對獨立的交易機構陸續(xù)組建，并啟動了多省份的電力現(xiàn)貨市場試點，初步形成了“中長期+現(xiàn)貨”的市場化價格發(fā)現(xiàn)機制。在此階段，符合條件的工商業(yè)用戶首次獲得了自主選擇權，可通過與售電公司簽約或直接入市交易獲取電價，實現(xiàn)了從被動接受價格到主動參與市場的歷史性轉變。
（四）全面市場化階段（2021年至今）：工商業(yè)用戶全面入市與市場機制完善
2021年，國家發(fā)展改革委1439號文，全面取消工商業(yè)目錄電價，標志著用戶側改革進入全面市場化新階段。截至2025年，全國市場化覆蓋率已超過95%，僅余少量小微企業(yè)由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，作為平穩(wěn)過渡的制度安排。與此同時，逐步擴大市場交易電價上下浮動范圍，2023年起，工商業(yè)用戶市場交易電價浮動范圍擴大到上下限浮動20%，高耗能企業(yè)“上下浮動不設限”，充分發(fā)揮價格信號調(diào)節(jié)電力供需的作用。此外，電力現(xiàn)貨市場建設明顯提速，至2025年全國已有16個?。▍^(qū)）進入現(xiàn)貨市場長周期連續(xù)運行，其價格發(fā)現(xiàn)與資源優(yōu)化配置功能日益凸顯。
三、存在問題
中國用戶側電價改革雖取得顯著進展，但隨著工商業(yè)用戶全面進入市場，市場機制不完善、監(jiān)管體系不健全等深層次、結構性問題日益凸顯，尤其對中小用戶的用能成本、風險管理能力和市場公平性構成挑戰(zhàn)。主要問題集中在以下四個方面。
（一）價格機制方面：波動風險與用戶承受能力不匹配
市場化改革后，電能量價格完全由市場形成，其波動性顯著增強。這既受到煤炭、天然氣等一次能源價格劇烈波動的影響，也與極端天氣頻發(fā)、新能源出力不確定性及經(jīng)濟周期變化等多重因素密切相關。絕大多數(shù)用戶，尤其是缺乏專業(yè)團隊與資金緩沖能力的中小微企業(yè)，風險承受與管理能力嚴重不足。
不匹配首先體現(xiàn)在零售套餐的選擇困境上。用戶若選擇固定價套餐，雖能鎖定成本，卻可能錯失市場價格下行時的紅利；若選擇浮動價，則須直面市場價格飆升的風險。調(diào)研顯示，約55%的中小用戶在此選擇中感到困惑，難以匹配自身風險偏好。其次，在連續(xù)運行現(xiàn)貨市場的省份，實時電價的短期極端波動構成直接沖擊，即便用戶大部分電量已通過中長期合約覆蓋，少量的偏差電量如以數(shù)倍于中長期合約價的實時電價結算，仍可能導致預算失控。更深層的問題在于，有效的風險管理工具普遍缺失。國內(nèi)電力期貨、期權等標準化金融衍生品市場仍處起步階段，場外定制化產(chǎn)品門檻高、供給少，使得廣大中小用戶幾乎無法通過金融工具對沖價格風險。由此，難以預測的購電成本已成為影響其經(jīng)營穩(wěn)定性的重要不確定性因素。
（二）市場建設方面：市場運作不規(guī)范與用戶參與度不足
當前我國售電市場呈現(xiàn)“數(shù)量多、規(guī)模小、質(zhì)量參差不齊”的格局，市場運作仍顯粗放，用戶深度參與面臨障礙。據(jù)統(tǒng)計，截至2025年底全國注冊售電公司已超5800家，但超過八成公司年售電量不足1億千瓦時，市場集中度低，呈現(xiàn)出“野蠻生長”態(tài)勢。
這種格局下，惡性競爭與經(jīng)營風險突出。部分售電公司為搶占份額，以低價套餐吸引用戶，然而自身缺乏對批發(fā)市場價格波動的風險預判和資金儲備，導致其在批發(fā)市場價格飆升時無力履約。2023至2024年間，全國已有42家售電公司因嚴重虧損而退出市場，波及超2萬戶中小用戶，直接影響其用電的連續(xù)性與穩(wěn)定性。
與此同時，信息不對稱問題依然顯著。零售套餐合約條款復雜，約65%的中小用戶反映難以理解偏差考核、價格聯(lián)動等關鍵內(nèi)容。部分售電公司存在風險提示不足、宣傳不實等問題，使用戶在不知情中承擔了未預見的成本與風險。
從市場角度看，服務能力整體薄弱。絕大多數(shù)售電公司商業(yè)模式仍停留在簡單的“批零價差”套利上，缺乏為用戶提供負荷管理、能效優(yōu)化、碳資產(chǎn)服務等增值服務的能力。調(diào)研顯示，僅約18%的中小用戶曾從售電公司獲得除購電以外的專業(yè)服務。市場尚未形成以專業(yè)服務創(chuàng)造價值的良性生態(tài)，這既限制了用戶的獲得感，也制約了售電市場本身的健康與可持續(xù)發(fā)展。
（三）成本分攤問題：系統(tǒng)運行費用分攤機制有待完善
截至2025年底，全國風電、光伏發(fā)電裝機總容量已占全國發(fā)電裝機容量半數(shù)以上。隨著新能源裝機規(guī)模的快速提升，電力系統(tǒng)對靈活性調(diào)節(jié)資源的需求日益迫切，由此產(chǎn)生的系統(tǒng)運行費用也持續(xù)擴大。2024年，全國輔助服務費用規(guī)模已達580億元，較五年前增長超過四倍。然而，當前系統(tǒng)運行費用的分攤機制仍顯粗放，難以適應高比例新能源并網(wǎng)下電力系統(tǒng)的發(fā)展需求，主要表現(xiàn)在三個方面。
一是責任劃分不清晰。系統(tǒng)運行費用的產(chǎn)生源于多重因素，包括新能源出力波動、用戶負荷變化以及用戶高可靠性用電需求等，但相關責任主體之間的量化分攤機制尚未建立。此外，用戶需求側管理、調(diào)峰輔助服務、現(xiàn)貨市場峰谷價差機制均承擔削峰填谷功能，但未明確各類政策措施對應的成本責任主體，缺乏協(xié)調(diào)與成本界定的清晰框架，導致責任歸屬模糊。
二是分攤標準不統(tǒng)一。當前各地區(qū)執(zhí)行的分攤規(guī)則差異較大，有的按用電量平攤，有的按最大需量或峰時電量加權計算，造成地區(qū)間用戶負擔顯著不公。例如，同一家大型制造企業(yè)在不同地區(qū)承擔的系統(tǒng)運行費單價可能相差近一倍，這不僅影響用戶成本預期，也不利于全國統(tǒng)一電力市場體系建設。
三是費用透明度不足。目前用戶電費賬單中通常只列示“系統(tǒng)運行費”總額，并未進一步分解顯示，也缺乏計算依據(jù)的說明。調(diào)研顯示，約75%的用戶并不清楚該部分費用的具體來源，難以對費用合理性進行監(jiān)督，影響了分攤機制的公平性與公信力。
總體來看，系統(tǒng)運行費用分攤機制在責任界定、標準統(tǒng)一與信息透明方面均有待完善，這不僅關系到用戶成本的公平負擔，更影響電力系統(tǒng)長期安全穩(wěn)定運行與市場化改革深化。
（四）公平問題：交叉補貼面臨諸多困難
我國長期實行的“工商業(yè)用戶補貼居民、農(nóng)業(yè)用電”的交叉補貼政策，這種隱性補貼主要通過兩個渠道實現(xiàn)：一是在輸配電價核定過程中，需要抬高工商業(yè)用戶輸配電價標準，降低居民、農(nóng)業(yè)用戶輸配電價；二是在系統(tǒng)運行費用中增加工商業(yè)用戶分攤比例，彌補居民、農(nóng)業(yè)用戶的用能成本缺口。這種做法造成不同用戶群體間承擔了不公平費用。據(jù)測算，2024年全國工商業(yè)用戶承擔的居民農(nóng)業(yè)交叉補貼總額約2100億元，平均每千瓦時工商業(yè)用電承擔補貼約0.04元。
當前，交叉補貼改革面臨諸多實際困難。一方面，居民電價直接關系民生保障，短期內(nèi)大幅調(diào)整的可行性較低，其次，不同地區(qū)居民收入水平、用電需求差異較大，統(tǒng)一調(diào)整難度大；另一方面，明確補貼來源、建立市場化補貼機制需要能源、財政、價格等多部門協(xié)同推進，涉及利益格局調(diào)整，政策落地阻力較大。盡管國家層面多次強調(diào)要“逐步清理規(guī)范交叉補貼”，但具體改革路徑、時間表仍未明確。
四、完善建議
（一）構建多層次風險防控體系
為保障用戶權益并提升市場整體穩(wěn)定性，亟需構建涵蓋“金融工具、標準合約、監(jiān)管保障與主體賦能”的多層次風險防控體系。具體而言，應從以下幾個層面協(xié)同推進。
首先，應加速推進電力金融市場建設。建議在現(xiàn)貨市場運行成熟的地區(qū)，率先推出以區(qū)域電價指數(shù)為標的的標準化期貨、期權合約，為市場提供公開、透明的長期價格信號與套期保值工具。同時，鼓勵金融機構和專業(yè)機構開發(fā)適合中小用戶的場外風險管理產(chǎn)品，降低其對沖價格波動的門檻。
其次，需全面強化零售側規(guī)范管理與能力建設。一方面，監(jiān)管機構應著力規(guī)范交易行為，通過推行標準化的零售合同示范文本來明確關鍵條款、防范信息不對稱。同時，鼓勵售電公司創(chuàng)新套餐設計，探索與指數(shù)掛鉤的“浮動電價+固定服務費”模式，或提供設有價格上限的“保底”套餐，使用戶在享受市場紅利的同時明確風險邊界。另一方面，必須加強對市場主體的監(jiān)管并賦能用戶，通過建立公開透明的售電公司信用評價體系，引導市場優(yōu)勝劣汰，并對侵害用戶權益的行為加大懲處力度。此外，還需通過編制指南、開展培訓等方式，系統(tǒng)性地提升中小用戶的市場參與能力和風險意識。
最后，應積極推動虛擬電廠等新興業(yè)態(tài)發(fā)展。通過完善市場規(guī)則，支持其聚合分布式資源參與電力交易與輔助服務，以市場化方式挖掘系統(tǒng)靈活性潛力，從源頭上降低整體運行成本，從而間接惠及廣大用戶。
（二）優(yōu)化系統(tǒng)運行費分攤機制
為建立公平高效的系統(tǒng)運行費用分攤機制，應圍繞“責任清晰、標準統(tǒng)一、公開透明”三大目標，實施系統(tǒng)性改革。
核心在于建立權責對等的成本分攤原則。必須明確界定不同主體對系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求的“責任”，推動從“用電量均攤”向“責任分攤”轉變。具體而言，應建立“波動性責任量化機制”，對新能源場站按其出力預測偏差與波動幅度收取調(diào)節(jié)費用，對用戶則依據(jù)其負荷波動特性、峰谷用電比例及可靠性要求差異化征收系統(tǒng)適應性費用，真正落實“誰引起、誰承擔”。同時，需厘清需求側響應、輔助服務與現(xiàn)貨市場等不同機制的成本邊界，避免重復分攤。
關鍵舉措是推動分攤標準的規(guī)范與統(tǒng)一。建議由國家主管部門牽頭，制定全國統(tǒng)一的系統(tǒng)運行費分攤指導框架，明確核心原則與計算方法。在統(tǒng)一框架下，允許地方結合實際優(yōu)化參數(shù)，但必須確保同類用戶在不同地區(qū)間的負擔相對均衡，減少地區(qū)間不公平競爭。應優(yōu)先推廣結合“用電量、最大需量與峰時負荷系數(shù)”的綜合分攤模式，以更精準地反映用戶對系統(tǒng)運行的實際需求與影響。
執(zhí)行保障在于全面提升費用透明度。電網(wǎng)企業(yè)及售電公司按月詳細披露系統(tǒng)運行費的具體構成、計算依據(jù)與分攤比例，并通過電費賬單、線上平臺等渠道向用戶提供清晰易懂的解讀說明。同時，應建立用戶咨詢反饋機制，及時解答疑問，從而構建起用戶能夠理解、監(jiān)督并信任的成本分攤機制。
（三）規(guī)范社會責任費用中的交叉補貼
為破解長期存在的交叉補貼難題，推動社會責任費用透明化與公平化，建議采取“三步走”策略，逐步清理規(guī)范交叉補貼，構建市場化、公平化的補貼機制。
改革的首要基礎在于全面摸清補貼底數(shù)。建議由國家發(fā)展改革委、國家能源局與財政部牽頭，在全國范圍內(nèi)開展交叉補貼專項審計，精準核算居民、農(nóng)業(yè)用電的實際補貼規(guī)模、渠道及承擔主體，并建立動態(tài)監(jiān)測體系，為后續(xù)改革提供堅實的數(shù)據(jù)支撐。
在厘清現(xiàn)狀后，核心是建立透明、可持續(xù)的過渡性保障機制。可在保持居民、農(nóng)業(yè)電價基本穩(wěn)定的前提下，設立過渡性基金，該基金來源可結合在輸配電價外單列征收與財政專項撥款，并明確向工商業(yè)用戶征收的補貼費用標準，并在用戶電費賬單中單獨列示“民生保障基金”科目，替代過去的隱性交叉補貼，實現(xiàn)“暗補”變“明補”，大幅提升政策透明度與公眾認知。
長遠而言，需穩(wěn)步推進居民、農(nóng)業(yè)電價市場化改革。在保障民生與農(nóng)業(yè)生產(chǎn)的前提下，漸進式優(yōu)化居民階梯電價各檔電量與電價水平，逐步反映供電成本。對于農(nóng)業(yè)用電，按作物品種實行差異化定價，對糧食生產(chǎn)等戰(zhàn)略性農(nóng)業(yè)用電維持優(yōu)惠，對經(jīng)濟作物種植、農(nóng)產(chǎn)品加工等用電逐步與市場價銜接。為確保改革平穩(wěn)推進，必須同步建立針對困難群體的直接現(xiàn)金補貼機制，實現(xiàn)從普惠式低價用電向精準化民生保障的轉變，從根本上提升補貼效率。
五、總結
電力市場化改革是一項關乎發(fā)展全局、兼顧效率與公平的系統(tǒng)工程，承載著優(yōu)化資源配置、保障能源安全、推動綠色轉型和穩(wěn)定社會預期的多重使命。當前，我國用戶側電價改革已步入機制轉換的“深水區(qū)”，在此關鍵階段，必須毫不動搖堅持市場化方向，以系統(tǒng)思維破解深層次矛盾，在持續(xù)深化市場機制建設的同時，著力強化風險防控、健全民生保障、促進公平負擔。
未來的改革之路，應始終以保障用戶權益、尤其是維護廣大中小用戶健康發(fā)展能力為重要落腳點。通過加快構建多層次風險防控體系、持續(xù)規(guī)范市場運行、完善成本分攤機制、穩(wěn)步推動交叉補貼透明化改革等舉措，確保改革紅利公平惠及各類市場主體。唯有如此，方能逐步構筑起開放、透明、高效、公平的現(xiàn)代電力市場體系，使其不僅成為電力資源優(yōu)化配置的高效平臺，更成為支撐經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展、促進社會和諧進步、推動能源清潔轉型的堅實基礎設施，為中國式現(xiàn)代化建設注入持續(xù)而可靠的能源動力。
