2020年的第一個季度，德國總電力消費量中來自可再生能源的電量佔比達到了52％，是第一個完整的季度中可再生能源貢獻了該國超過一半的電力需求。2月甚至創下了單月61．8％的新高。相比之下，2019年第一季度的佔比為44％。如此高比例的接入主要與2、3月創紀錄的風電和較高的太陽能發電，以及新冠病毒大流行造成的總電力需求下降有關。本文將首先研究展示德國2020年以來各個月電力系統的負荷曲線，然後對德國電力系統能消納如此高比例的可再生能源的原因進行解讀分析。在各國碳中和的大背景下，了解當前德國電力系統電源結構，研判其能源轉型的過去、現在和未來，將是十分有必要的。
01.2020年月度各類能源發電佔德國用電負荷的比例
我們先通過圖表看一下2020年以來德國可再生能源（光能，陸上風能和海上風能，以及抽水蓄能）發電量的情況。
黑色曲線代表一個月內的負荷曲線，不同顏色的色塊代表不同的發電源，由上至下：淺黃色為太陽能發電，淺綠色為海上風電與陸上風電之和，淺藍色則為抽水蓄能。接下來，橘黃色色塊為天然氣發電量，深、淺兩種棕色色塊則代表無煙煤與褐煤發電量之和。最底部構成基礎負荷的則分別為核能（紅色），生物質能（深綠色），及水力發電（深藍色）。下同。所有負荷曲線圖均來自Fraunhofer ISE研究所的Energy－Charts平臺。
德國國家緯度較高，一月的光照資源較少，但風力資源相對較優。一月的最後三天風電發電量有力支撐了超過七成的負荷側電量消費。尤其注意1月31日，當天可再生資源最高生產了佔總用電負荷76．8％的電量。
二月光照依然不充沛，但風力發電量卻顯著上升，在2月22日達到了峰值46．88GW的發電量。2月1號是周六，因此第一天的負荷量就相對較低。整體看來，工作日與周末的總負荷明顯不同，這樣的需求側與電源側均為高波動性情況下，德國高比例新能源電力系統如何打破能源不可能三角，長期維持電網安全穩定運行、高可靠性和低棄電率，值得深度分析研究。
三月太陽能發電量開始逐漸變高，風電則開始減少。值得注意的是，三月下旬受新冠疫情的影響，全德經濟活動受到一定抑制，總負荷曲線開始整體下調。3月22日正午12：30時，在負荷僅有53．13GW的情況下，僅光伏發電便達到了33．41GW，風電則為20． 73GW。雖然由於基礎負荷無法繼續向下調節容量以消納所有風光發電，因此存在一部分電力出口，但該時段可再生能源發電量達到了總用電消費的83．7％。
四月的負荷曲線中可以看出新冠流行的封鎖對總負荷量的影響更大了，整個負荷曲線向下移動了約10GW。光伏發電在四月總發電量中佔比非常高，4月22日下午13：00，光伏設備共發電37．01GW，所有可再生能源發電佔總負荷量約為84．6％。
五月、六月德國總用電負荷仍處於相對較低的水平，人均負荷略高於中國，風力發電量逐漸降低，但光伏發電量仍較高。五月的光伏發電峰值為35．27GW（5月6日12：15），六月則為37．25GW（6月1日13：00）。
七、八月德國的光照資源仍十分優越，由於總負荷還沒有回到正常範圍，許多天可再生能源與化石燃料發電量之和都超過了德國的總負荷量，得益於多年來發展的較好跨國電力通道建設，多餘的電力通過跨國輸電網出口至其他歐洲國家， 共同消納。
同時還可以看到，自五月大面積的封鎖開始後，德國每天的負荷曲線不再總是有明顯的出現在早晨和傍晚的兩個峰值，而形成了更多僅在午間達峰，早晚都偏低的負荷曲線形態。尤其是在五月，早晚與午間峰值的負荷差相較於二、三月更高，這都體現出了新冠封鎖和居家辦公帶來的人們生活、用電習慣的變化。
九月下旬至十月，全社會用電量開始慢慢升至封鎖前的水平，早上和傍晚的兩個用電峰值也重新體現在了負荷曲線的形狀中。此外，10月開始逐漸進入冬季，光伏發電功率越來越低，最高發電量僅為22．56GW，而風力發電量則顯現增高趨勢，在10月21日達到了41．17GW的高峰發電量。
2020年第一季度與2019年第一季度對比
德國能源和水行業協會（BDEW）和巴登－符騰堡州太陽能與氫能研究中心都對德國第一季度的可再生能源發電佔比進行了測算，均認同二、三月天晴風大的氣候因素和疫情導致的用電需求下降使得可再生能源發電佔比快速增加。根據BDEW的測算結果，德國在2020年第一季度的總用電量（與2019年同期）下降2％，而總發電量卻同比下降了近7％。這其中核能和化石燃料發電減少了15％，風力發電量卻激增20％。綜合這些因素，使得可再生能源達到總發電量的52％。我們可以通過比較2019年和2020年2，3月的負荷曲線看出這點。
2019年2月：
2020年2月：
相比之下，2020年2月的風力資源確實明顯更優，尤其是在2月中下旬，風力發電量遠遠高於2019年2月。整個月內有許多天風光發電總和佔當日總電力負荷的超過50％。因此，2020年2月創下單月可再生能源發電佔比61．8％的記錄也就不足為奇了。
2019年3月：
2020年3月：
2020年3月上中旬的風力發電量相對低於2019年同期，光伏發電量也未佔較高的優勢。但自三月下旬起，風光發電量都有所上升，尤其是太陽能發電量，同時受疫情影響總電力負荷量開始減少，兩種因素綜合之下，可再生能源發電量總和佔比在3月反而增高了。
03.德國高比例風光系統的靈活性調控
儘管近年來具有間歇性和不確定性的可再生能源發電比例一直在上升，德國仍然是世界上最可靠的電網之一，其電網安全穩定性和供電可靠性都有一定的保障。根據德國聯邦網絡局（Federal Network Agency，Bundesnetzagentur）的數據，2019年德國每個用戶的年平均停電時長為12．2分鐘，低於2019年的13．91分鐘，在整個歐洲及OECD國家中位列第二，僅次於瑞士，供電可靠率達到接近五個九的99．998％，綜合電壓合格率也極高。相比之下，其他歐盟國家如英國，法國和西班牙每年都有大約50分鐘的中斷。此外，根據美國能源信息署（EIA）的數據，2019年美國的平均電力中斷事件為284分鐘（約4．7小時），即使除去山火，颶風和嚴重暴風氣候的影響，用戶的平均斷電時間也高達92分鐘，遠遠高於德國的水平。
儘管較低的年均停電時間已經驗證了德國電網的相對穩定和可靠性，聯邦網絡局仍稱目前德國的停電現象更多是由極端天氣引起的，認為間歇性的可再生能源的過渡對電力供應質量並沒有較大的負面影響，供電可靠性與綜合電壓合格率持續處於高位。該機構的一個新聞稿中稱，自2006年開始對電力系統進行監控以來，德國年度可再生能源電力生產量佔總電力負荷的份額從11．8％上升至2019年的42．4％，2019年風光出力最高時候的發電佔比高達83．6％，但平均停電時間仍呈逐年減少趨勢。2017年雖中斷時間有所提高，但主要是因為颶風，洪水和降雪等極端天氣事件所導致．
那麼，德國到底是如何做到在不影響電網穩定性的前提下不斷提高電網消納可再生能源發電的能力的呢？下面我們將對德國實現風光最大化消納的技術手段進行分析介紹。
1.常規基礎能源發電的靈活調度
為實時平衡中長期、日內、小時級用戶的需求和可再生能源的電力平衡與電量平衡，常規發電組合須得在任意時刻靈活調整出力，提高電力系統整體靈活性，落實《德國可再生能源法》中可再生能源全額消納要求，保證負荷側與電源側實時匹配和電力系統高可靠性和靈活性。在德國，大部分硬煤電廠最初在設計時都考慮了靈活出力，現存的建於19世紀八、九十年代的褐煤電廠雖然相對靈活性較低，近年來都經過了改造，以允許其向下調節到最高出力的40％，。類似的，德國的燃氣電站也在進行設計和改造，以提高其靈活性。目前德國的常規發電廠幾乎全都可以滿足市場負荷變化的要求。
以2020年2月10～16日的一周為例，該時段內德國風電產量非常高，峰值可達45．48GW。因此，燃氣發電，燃煤發電，甚至核電都在相應調節出力。例如，2月16日周日午間13：00，德國總電力負荷量為54．38GW，相對工作日同一時間的負荷較少。由於正值正午，光電出力為8．59GW，而風力發電則達到了39．63GW。為消納這部分可再生能源發電，燃氣電廠在該時段壓至當周最高出力的15．4％，硬煤電廠和褐煤電廠則分別壓至當周最高出力的19．5％和35．4％。核電廠相對本周最高出力也減少了約35％。
作為調節主力的燃氣電廠在短短幾天內，從2月14日晚間13．32GW的出力峰值，降低到2月16日午間的2．7GW。到2月17日早間風力發電量有所減弱時，燃氣電廠出力又重新升至5．22GW。總的來說靈活性電源很好的保障了電網的穩定安全供應。
德國的抽水蓄能也具有很強的調節能力（藍色色塊），全國31座蓄抽水能電站主要在早，晚兩個用電尖峰時間出力，分別對光電和風電進行補充和調節。部分蓄水池是由廢棄的礦井改造而成，也是對煤炭場舊址的合理利用。
2.現貨市場電價調節機制
德國電力現貨市場的出清價格調節機制也使得常規發電源更有動力根據風光發電調節出力。電力現貨市場的價格往往與當時清潔能源發電量的盈餘程度成反比。一般情況下，越多可再生能源電力在電力系統中參與調度，電力市場的出清價格就會越低。這是因為一方面，風光發電的邊際成本在近幾年已經低於煤炭和天然氣發電，另一方面，歐洲電力現貨市場體制機制是為邊際成本為零的可再生能源消納量身打造，當可再生能源出力高時，現貨市場電價下降。電價下降也就意味著售電盈利減少，甚至出現負電價，各類常規資源就會儘可能壓低出力。而風光出力不足，現貨市場出清價上漲時，各類傳統機組會嘗試逐步拉高出力，受高電價的激勵，而靈活性電源得益於其快速響應能力，會在秒級和分鐘級別快速響應提高出力，達成較好的盈利。有鑑於此，建設靈活性電源的積極性和商業成熟度會大大增強，同時常規電源機組也會產生較大意願進行靈活性改造以降低最低出力，增升爬升響應速度。我們可以通過德國2月風光資源較豐富和相對9月資源匱乏的兩個時間段內電力出清價格的比較看出這點。
先看9月：
圖中的藍色曲線代表每日的電價（右y軸），黃色和綠色色塊分別代表光伏、風電出力，淺棕色色塊則是化石能源與核能（以下統稱常規能源）的發電量。可以看出，九月雖然風電出力較小，但光照資源較為優越，因此電價曲線在一天內有非常明顯的峰谷差，最高位和最低位現貨市場出清價格平均相差約20～30歐元／MWh–正午光電出力最高時電價非常低，早晚風光發電都較弱時電價又會暴漲。燃煤、燃氣機組的出力曲線因此與電價曲線的形狀十分相似，且能看出電價曲線一般會略先於基礎能源發電曲線，說明現貨市場的價格變化有效激勵了這些常規電源的靈活出力和調峰。9月12～13日的周末，由於整體負荷較低，光伏出力又比較高，現貨市場甚至還出現了負電價。這是可再生能源大發情況下常出現的一種現象，意味著當常規電源壓至最低出力仍不能消納所有可再生能源發電後，電力公司會向用戶支付一定的費用讓他們開啟家中的電力設備以消耗多餘的發電，以避免導致電網阻塞和重載超載現象發生。
另外請注意9月15日，當天晚間19：00電力現貨市場出現了德國2020年以來最高的出清價格，約554歐元／MWh。這主要是由於該時間段內幾乎無風電出力，一些成本較高的基礎電廠相應調至最大出力承擔剩餘負荷造成的。數據顯示，當時硬煤和褐煤電廠出力達本月最高水平的96％和78％，燃氣電站出力則達本月最高水平的84％。
再看2月：
德國2月大部分日子的電價都在35歐元／MWh左右，低於9月的整體電價。但由於風力資源較優，全天候風電出力都比較大，2月每天峰谷電價之差，即一天內市場出清價格的波動小於9月，且有多次都出現了負電價。常規電源機組出力曲線仍表現出一定滯後於電價，又與電價曲線波動情況較為相似的形狀，反應出電價機制良好的指引作用。
3.堅強的跨國網架結構
跨國電力聯網進一步提高系統靈活性，有助於電力在更大範圍內進行資源配置。與德國接壤的9個歐洲國家，分別通過28條380kv～400kv和31條220kv～285kv的輸電線路進行連接。當德國可再生能源發電較高時，除了靠基礎電源調節出力，還可以將多餘電力出口至鄰國電網。同樣以2020年2月和9月為例看德國的電力出口情況。
9月：
以0GW為界，圖中低於0GW的發電量均為出口，而高於0GW的淺紫色色塊（如黃圈中標出的部分）則為淨電力進口。可以看出，9月風光資源一般的情況下電力出口量並不高，最高電力進口量也不超過10GW。
2月：
二月的電力出口明顯多於九月，最多的一天（2月9日晨間）出口量達14．94GW，而當時德國總負荷量也僅為41．10GW，其中可再生能源佔72％，也就是說雖然有近半數的風，光，水力發電並沒有被消納，但卻靈活地出口到了其他國家。2月27日傍晚17：30，太陽接近下山後光伏几乎無出力，風力發電也僅有5．95GW，幾乎是整個2月的最低。為應對可再生能源的低出力，硬煤和褐煤電廠分別提升至了本月最高出力的80％和72％，燃氣電站則提升至本月最高出力的93％。在仍無法滿足全部負荷的情況下，德國從鄰國電網中進口了8．47GW電力，成功保障了電力供應安全。
基於2月的出口數據，接下來我們來看一看德國主要的電力進出口國家分別有哪些。以下數據均取自Agora數據平臺。
主要電力出口國：（按圖標順序，下同）瑞士，波蘭，奧地利，捷克，盧森堡
主要電力進口國家：丹麥，瑞典
電力進出口均較多的國家：法國，荷蘭
在地圖上顯示各國與德國的進出口關係如下。
當前國內少數專家誤傳德國高比例新能源電力系統主要依賴于波蘭的煤電，甚至誤傳波蘭在兩國邊境沿線建設煤電機組，需要正本清源的是，這與事實不符。波蘭與德國在電力系統聯網中屬於弱聯絡，且在電力邊貿方面，波蘭每年從德國進口九十億度來自可再生能源佔主所發的電力，屬於典型電力淨進口國，德國幾乎不從波蘭進口電力，並沒有依靠波蘭煤電滿足自身需求，相反，波蘭需要德國可再生能源發電供應傳輸滿足其國內電力需求。與此同時，波蘭政府已經於2020年與歐盟達成一致，最遲於2049年徹底退出煤炭煤電領域，所有煤電機組將會於三十年內全部關停。至此，歐盟主要經濟體甚至全部27國已經在退出煤炭煤電領域方面達成高度一致，未來歐洲大陸各國建設新一代高比例新能源電力系統，將成為引領全球能源轉型的主流宏觀趨勢。
4.先進的風光預測及調度運行技術
雖然風光發電量是隨時變化的，但卻有一定的可預測性。消納高比例可再生能源的一個基礎就是正確的對其發電功率開展超短期負荷預測。在德國，基於天氣預報的新能源功率預測屬於商業領域。各大電網公司以及電力供求各方皆會購買來自專業機構的預測服務。基於天氣預報的結果提前數分鐘甚至數天來預測可再生能源的輸出，並對此進行精確的建模和預先調度，可以減輕電力市場的靈活性要求負擔。德國50Hertz電力公司全網日前風電功率預測均方根誤差可以達到2％～4％，太陽能可以達到5％～7％。大型新能源場站，如正在大力開發的德國北部海上風電，也要開展功率預測工作，根據預測發電能力參與市場競爭。
進一步提高消納比例的挑戰
德國的目標是到2030年達到50％的可再生能源份額，到2050年達到80％的份額。到目前為止，德國尚未在電網資源配置方面遇到顛覆性難題，成功地平衡了其可再生能源的不穩定發電，棄風棄光率也長期處於低位，這在一定程度是配電網從無源轉向有源，德國電力系統在貫徹「分層分區就地平衡」方面做的極為嚴謹卓越。與此同時，為進一步提高消納比例，維持一如既往的超高供電可靠性，德國的電網運營公司還面臨著很多挑戰。
1.國內輸電網絡的擴展瓶頸
德國的風力發電是可再生能源發電的重要部分，出力一般高於太陽能發電。然而，現存的以及規劃中即將新建的風電場大部分位於風力資源優厚的德國北部，而大都市區和高耗能的工廠多建於該國的南部和西部，因此發電和耗電中心並不匹配。
按照Amprion電網公司針對2015年與2030年情景所做電力平衡，未來十年後德國南部電力緊缺，北部電力盈餘（南缺北豐現象），然而，目前連接德國南北部35，000公裡的直流輸電線並不能完全承擔將北部的剩餘發電傳至南部的任務。特別是在大風天，北部的現貨電力市場中有大量廉價的可再生能源參與競價，大大壓低電力批發價格，鼓勵南部用戶購電，然而現有的輸電線卻無法將這些風能全部輸送給客戶。因此，雖然北部發電中心可以在一定程度上通過靈活性調節和出口避免浪費風電，但南部電網運營商仍需調度價格較高的常規能源機組進行發電，從而提高了饋電成本。此外，由於各個北歐國家都在擴大風光發電能力，並且所有市場的用戶行為都表現出很大的相似性，因此調整進出口以滿足德國電力市場穩定性的能力將會越來越有限。這就使得南北輸電線的建設更有必要。
對此，德國政府和電網運營商已經開始加快建設更多的南北輸電線，見上圖。根據聯邦網絡局的數據，2025年之前，預計將有4650公裡的新電線建成，另有約3050公裡的電力線被翻新。雖然鋪設新線路涉及到土地，居民等方方面面的協調管理，但若不加快輸電線的建設以減少南北能源消費和生產的不平衡情況，這一問題可能會成為德國當前目標達成的向100％可再生能源發電的最大阻礙因素。
德國與周邊國家電力潮流交換圖
2.轉型帶來的高電價
雖然德國的可再生能源發電發展迅速，但這也是有代價的。政府通過補貼使廉價的可再生能源在電力市場中優先競價出清，從而壓低了現貨市場的電價。對於部分在批發市場中直接購電的高能耗大型工廠來說，這減少了他們的電費支出，使其受益。然而，對於無法以批發價在現貨市場購電的家庭或小型企業來說，大量可再生能源實際上推高了他們的電價。這是因為政府實際上是通過在終端居民帳單中加徵可再生能源稅，網絡費用等來向風電場和光伏電站提供資金補貼，這些費用甚至能佔到總電價的三分之二。下圖說明了近20年來德國電價和各種稅收的增長。
面對居民日益加重的用電負擔，2012年德國政府緊急剎車，開始削減對可再生能源的補貼，尤其為光伏設置了補貼容量上限。這在一定程度上避免了電價的繼續飛漲。當前聯邦政府已經明確，同時可再生能源將進一步增長的同時，未來德國電價將持續穩定，德國將進一步改善激勵機制，在不影響可再生能源低價上網出清的前提下減少德國終端用戶的電費支出。
世界各國的電力系統穩定性挑戰
隨著可再生能源份額的增長，世界上各個國家都在應對高比例風光給電網帶來的挑戰。德國通過一系列煤氣靈活性改造，與周邊國家網際網路架等已經達到了很高的可再生能源滲透率，許多其他國家也在採取類似或不同的措施達到此目標。在美國，電力市場監管者更多從需求方進行管理，推動需求側響應，分布式發電滲透，輔助服務市場的發展，或增加電力系統與其他部門的耦合等。加利福尼亞州尤其是各種創新技術和機制的施行地。在歐洲，丹麥主要通過與鄰國電網互聯，尤其是北歐國家的電網，達到高比例的風光整合率並穩定的保持電力供應的安全。除此之外，丹麥創新性的將發電與供熱結合在一起，根據風光資源發電的波動改變熱電聯產工廠的儲熱和發電比例，由此靈活改變出力以達到系統的平衡。風力發電較高的西班牙依靠更先進的電網控制技術和風力預測系統，以及其靈活的水力資源發電，也達到了大區域電網的平衡。在與其他電網相對獨立的南澳大利亞，由於無法依靠跨國網架平衡電力輸出，因此也一直在開發先進的風光預測技術，以減少電力市場的波動。
此外，包括冰島，挪威，紐西蘭等國家可再生能源比例實際上已經達到了驚人的60～99％，但在這些國家，可再生能源主要指的是可調度的水電，地熱或生物質發電，與太陽能和風能發電相比間歇性和波動性較小。因此這些國家的可再生能源併網挑戰並不是我們關注的重點。
對中國的啟示
20年前，國家電網部分電力專家認為電網中可再生能源佔比超過百分之十，由於其波動性，電網就很大可能會崩潰。現在，德國已經證明了一季度內52％的可再生能源供應也是安全可靠的，且這是在完全沒有儲能裝置的情況下做到的。隨著各類電力系統靈活性資源的挖掘和支撐，未來德國電網80％甚至100％可再生能源電力系統指日可待。
在中國也有越來越多的可再生能源併網，然而風光發電的不確定性曾一度導致我國棄風、棄光現象嚴重，僅2015年我國可再生能源發電削減總量就超過了338億千瓦時，相當於劉家峽水電站6年的發電量。高比例可再生能源併網導致的幹擾和網絡可控性不足的問題也導致風電場脫網事故頻發。這些都使得高比例風光消納在我國成為一大挑戰。然而，在探索和破解高比例可再生能源發展的道路上，我們事實上可以從德國的轉型經驗中得到一定的啟示：
高比例消納可再生能源本質上是電源的平衡和調節過程，因此如抽水蓄能等靈活性資源就及其重要。中國目前以煤電為主的電網確實缺乏較強的為風光發電做深度調峰的能力。雖然國家能源局自2016年起就開始試行煤電廠火電靈活性改造項目，挖掘燃煤機組調峰潛力，提高可再生能源消納能力，但不管是調峰能力，爬坡速度，還是啟停時間，我國目前的煤電改造成果相較於德國，丹麥等還沒能達到最高水平。同時，相較於煤電機組，燃氣機組的調峰能力更強。因此在以燃氣電站較為普及的國家，即使不經靈活性改造，其電網可再生能源發電併網的能力也更高，從而在一定範圍內能有效減少風光波動對電網的危害。在目前我國2030年碳排放達峰，2060年達到淨零碳的目標下，對化石燃料機組的靈活性改造將是支撐可再生能源持續併網，達到電力系統淨零碳的第一步。
與德國類似，中國也存在一定程度上發電中心和負荷中心的電力不平衡矛盾，因此加強和擴展輸電網絡，推動智能配電網的發展，踐行分層分區就地平衡，以集中式與分布式協同發展，將是提高可再生能源消納比例的另一個重要策略。
大力推進電力期貨與電力現貨市場建設，持續深化推進電力體制改革也是提高電力系統消納能力的重要支撐。
歐盟2050碳中和目標與中國2060碳中和目標高度一致，新一代高比例新能源電力系統將成為重要剛性需求。
作者評論
作為傳統工業強國的德國，煤電有力支撐了十九世紀德國第一次工業革命和第二次工業革命，但德國人意識到——「石器時代的結束並不是因為石頭被用光了，煤炭時代的結束也絕不會是煤炭被燒光」，伴隨著可再生能源的蓬勃發展和全民環保意識的極大增強，保守傳統而嚴謹的德國人，已經下定決心，立下宏願，在德國能源轉型和歐盟碳中和目標引領下，推動德國電力系統從傳統火電慣量支撐下的電網，向80％新能源電量佔比的高比例新能源電力系統轉型發展。德國聯邦政府已於2019年達成決議，繼2022年徹底退核後，最遲在2038年前德國徹底退出煤電煤炭領域，所有煤電機組，包括經過多年建設剛投運的煤電機組均需在2035年前，最晚2038年前全部退役，補償和再就業由發電企業和兩級政府共同承擔兜底。未來適應高比例新能源發展的德國電力系統靈活性將由31座抽水蓄能電站、生物質燃氣電站、堅強的跨國電力輸送通道提供的國間電力互濟，以及正在蓬勃發展的電源側和用戶側儲能提供支撐，而德國及歐洲現貨電力市場、電力輔助服務市場和歐盟碳交易市場為主的三大市場平臺為這些靈活性電力資源的提供了完整制度保障，通過搭建更好的法律、政策和市場體制機制保證靈活性資源的商業營利性，隨著第三次工業革命到如今德國工業4．0的同步發展，2050年德國電力系統發展形態更呈現出完全不同的形態，電力能源行業將煥發全新活力。
免責聲明：以上內容轉載自OFweek，所發內容不代表本平臺立場。
全國能源信息平臺聯繫電話：010-65367702，郵箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝陽區金臺西路2號人民日報社