全文7141字，閱讀大約需要14分鐘未經(jīng)許可嚴禁以任何形式轉(zhuǎn)載南方能源觀察歡迎投稿，投稿郵箱：eomagazine@126.com張雄君北京市燃氣集團有限責任公司楊雷北京大學能源研究院國家發(fā)展改革委今年5月底發(fā)布《關(guān)于完善進口液化天然氣接收

全文7141字，閱讀大約需要14分鐘

未經(jīng)許可嚴禁以任何形式轉(zhuǎn)載

南方能源觀察

歡迎投稿，投稿郵箱：

eomagazine@126.com

張雄君 北京市燃氣集團有限責任公司

楊雷 北京大學能源研究院

國家發(fā)展改革委今年5月底發(fā)布《關(guān)于完善進口液化天然氣接收站氣化服務定價機制的指導意見》（發(fā)改價格〔2022〕768號）（以下簡稱《指導意見》），隨著“十四五”期間大量接收站陸續(xù)投產(chǎn)，接收站之間的競爭將逐步顯現(xiàn),新形勢下政府價格主管部門、監(jiān)管部門，對LNG接收站投資運營方、用戶，對天然氣市場競爭格局都將產(chǎn)生深遠影響。

01 接收站發(fā)展概況

根據(jù)海關(guān)總署數(shù)據(jù)，2021年我國進口LNG量占天然氣進口量64.5%，占總供應量的30.5%，進口LNG接收站已成為保障我國多氣源供應來源的重要基礎(chǔ)設(shè)施。進口LNG氣化后進管道量約占進口LNG量的七成，約占天然氣進口量四成，“液來氣走”LNG成為我國天然氣進口的重要形式。

在國內(nèi)天然氣需求增長推動下，新的LNG接收站不斷核準、已有接收站陸續(xù)擴建。根據(jù)在建和規(guī)劃數(shù)據(jù)估算，2025年我國進口LNG接收站接收能力將達到15,000萬噸左右，將形成以三桶油和國家管網(wǎng)為主，城燃企業(yè)、電力企業(yè)、地方管道企業(yè)、其他能源公司等為輔的接收站運營投資主體，由此產(chǎn)生多樣化的運營模式。

目前在役接收站運營模式分為完全對第三方開放、嘗試性對第三方開放、對股東方代加工及一體化運營四種，對第三方開放程度依次由深到淺。其中不從事天然氣供應和/或銷售的獨立LNG接收站服務運營商國家管網(wǎng)集團的7座接收站完全對第三方開放。根據(jù)信息公開數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2021年三桶油占國家管網(wǎng)集團第三方服務總量約90%。而三桶油所有的9座接收站，燃氣企業(yè)、能源公司所有的6座一體化接收站主要自建自用，通過交易中心嘗試性競拍開放或定向?qū)蓶|方提供代加工服務的剩余能力極少。

02 規(guī)范接收站定價方法的必要性

從2006年第一座接收站投產(chǎn)至今，隨著國內(nèi)油氣體制改革不斷推進、國際LNG市場進一步融合，出于氣源資源多元化、天然氣供應安全保障、儲氣能力建設(shè)以及提升接收站運營效率等考慮，我國接收站功能在不斷進化，由傳統(tǒng)單一的再氣化終端、管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施的一個環(huán)節(jié)逐漸多元化演變?yōu)閮庹{(diào)峰設(shè)施，液態(tài)槽批氣源設(shè)施，船舶轉(zhuǎn)運和船舶加注的LNG樞紐等。

然而，接收站服務價格管理還停留在早期接收站投資核準階段，隨著在役接收站運行時間越來越長、新建接收站投產(chǎn)越來越多，不同接收站定價方法不統(tǒng)一不規(guī)范的問題逐漸凸顯。2015年進口接收站氣化服務費定價權(quán)限由中央下放至省級價格主管部門，由于缺乏統(tǒng)一的價格管理辦法，各接收站服務費率和定價機制各不相同。

截至目前我國在役進口LNG接收站22座，服務費率執(zhí)行的是“一站一價”，公開可查到的8座接收站氣化服務費率在0.18～0.335元/方。部分接收站還公開了液態(tài)服務費率、船舶轉(zhuǎn)運費率和倉儲費率。定價依據(jù)方面，公開可查到2座接收站有國家發(fā)改委核價文號，部分接收站顯示為內(nèi)部結(jié)算價或協(xié)商定價，部分接收站未公開。實踐中，服務費率一般由企業(yè)提供測算方案，報省級價格主管部門核定或備案。實際成交費率受接收站運營狀況和接收站運營模式的影響而有所波動。

隨著接收站功能多元化以及運營模式多樣化發(fā)展，原有傳統(tǒng)的僅將接收站視作再氣化終端和管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施的定價辦法不能涵蓋接收站的新興功能定位，也落后天然氣市場化改革進程。目前氣態(tài)服務費基本為一攬子定價，包括了接卸、儲存、氣化等服務，實踐中臨時存儲時間快的有7天的，也有30天、45天甚至60天的，超期存儲也未單獨收費。部分接收站提供氣化外輸以外的液態(tài)外輸、船舶轉(zhuǎn)運和罐箱外輸服務中的一種或幾種，采取單獨定價。

在定價方法及參數(shù)方面，現(xiàn)有定價收益率存在8%、10%、12%等，且對于準許成本的核定不規(guī)范。價格核定周期方面，有的接收站采用與管道成本監(jiān)審核定價格周期一致的3年，也有的按1個會計年，還有的在等待新政出臺而多年未再核定。

為解決新形勢下不同類型接收站面臨的新的市場競爭格局，有必要出臺適應于改革進程的接收站服務價格管理規(guī)則，對接收站服務產(chǎn)品、價格機制及其監(jiān)管界面進行規(guī)范，促進接收站公平開放，提升接收站利用效率；并與其他油氣管網(wǎng)改革政策協(xié)同整體推進，促進管網(wǎng)設(shè)施互聯(lián)互通，加速資源自由流動，推動區(qū)域市場化改革突破，助力建設(shè)全國統(tǒng)一大市場。

03 定價指導意見的主要特點

《指導意見》是第一部專門針對LNG接收站氣化服務價格管理的國家部門規(guī)章，也是繼《天然氣管道運輸價格管理辦法(暫行)》（發(fā)改價格規(guī)〔2021〕818號）之后進一步完善天然氣基礎(chǔ)設(shè)施服務價格管理規(guī)定的規(guī)章。

《指導意見》依據(jù)了《中華人民共和國價格法》、《中共中央國務院關(guān)于推進價格機制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕28號）、《政府制定價格行為規(guī)則》（國家發(fā)展改革委2017年第7號令）和《政府制定價格成本監(jiān)審辦法》（國家發(fā)展改革委2017年第8號 ），在價格權(quán)限、定價環(huán)節(jié)、成本監(jiān)審以及信息公開方面給出了統(tǒng)一的原則性指導。

3.1 明確了地方定價權(quán)限

我國不斷完善主要由市場決定價格的機制，政府定價范圍和項目分別根據(jù)中央和各地方政府定價目錄確定。《指導意見》進一步明確了LNG氣化服務費按照政府指導價管理，由省級價格主管部門制定省（自治區(qū)、直轄市）內(nèi)接收站最高氣化服務價格。中央政府層面只規(guī)范相關(guān)機制，為地方制定和調(diào)整氣化服務指導價提供標準和參考。

定價權(quán)有別于投資項目核準權(quán)。根據(jù)《政府核準的投資項目目錄（2016年本）》（國發(fā)〔2016〕72號），新建300萬噸及以上進口LNG接收、儲運設(shè)施項目由國家核準，300萬噸以下及在本地擴建的項目由省級政府核準。我國在役22座接收站，由北到南分別分布于遼寧省、天津市、河北省、山東省、江蘇省、上海市、浙江省、福建省、廣東省、廣西壯族自治區(qū)、海南省共11省（直轄市），大部分由國家核準，部分由地方核準。接收站外輸管道，部分打包在接收站投資項目中一起核準，部分單獨核準。

3.2 明確了定價的服務產(chǎn)品范疇

《指導意見》根據(jù)接收站站內(nèi)設(shè)施不同功能定位，將所提供服務和產(chǎn)品進行了區(qū)分，分別實行政府指導價和市場自主定價。

對“液來氣走”外輸相關(guān)工藝流程設(shè)施提供的氣化服務，可以理解為視作管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施的一個環(huán)節(jié)，對其定價方法與準許收益率，與網(wǎng)絡(luò)型自然壟斷環(huán)節(jié)的管輸費管理保持一致，并明確了60%的最低氣化比例，對氣化服務效率提出要求。

傳統(tǒng)的液態(tài)外輸服務，以及罐箱外輸、船舶轉(zhuǎn)運等發(fā)揮接收站樞紐功能的其他新興外輸服務被視作競爭性環(huán)節(jié)，將不再實行政府指導價，而由市場自主定價，由接收站與用戶根據(jù)服務成本與收益、市場供求和競爭狀況協(xié)商確定。其中液態(tài)外輸服務與液態(tài)商品市場化定價是銜接的。

將LNG接收站儲罐作為接收站附屬運營保障功能與作為大型儲氣調(diào)峰功能進行了區(qū)分，對前者規(guī)定了最高存儲天數(shù)為45天，對后者則落實了《關(guān)于加快儲氣設(shè)施建設(shè)和完善儲氣調(diào)峰輔助服務市場機制的意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2018〕637號）中對儲氣調(diào)峰設(shè)施服務實行市場化定價的規(guī)定，有助于發(fā)揮LNG接收站儲氣調(diào)峰的功能。

接收站氣化管輸設(shè)施是接收站外輸系統(tǒng)的一部分，與液態(tài)裝車設(shè)施或其他外輸設(shè)施共用儲罐低壓輸送泵、高壓外輸泵等設(shè)備或低壓總管、高壓總管等設(shè)備，在成本監(jiān)審時要進行財務分離。

3.3 體現(xiàn)出氣化服務費的成本補償和資源配置兩個功能

《指導意見》通過政府指導價與接收站靈活定價相結(jié)合的方式實行價格監(jiān)管，鼓勵氣化服務費 “一省份一最高指導價”。省級價格主管部門在此框架下制定本省最高氣化服務費率，接收站在滿足不超過所在省份最高氣化服務費率要求下，自行制定本接收站服務費率。通過分層級的價格管理流程，一方面可保證接收站通過政策保障獲得政府許可范圍內(nèi)的收益，另一方面給接收站留有創(chuàng)新產(chǎn)品、提升效率空間，可激發(fā)市場主體活力，一定范圍內(nèi)自主承擔市場風險，擴大合理有效投資。

04 《指導意見》的影響

隨著“十四五”期間大量接收站陸續(xù)投產(chǎn)，天然氣市場化改革在政府監(jiān)管、價格改革等方面的推進，《指導意見》對新形勢下天然氣市場競爭格局將產(chǎn)生深遠影響。對政府價格主管部門、監(jiān)管部門，對LNG接收站投資運營方、用戶等也提出了新的要求。

4.1 推動天然氣區(qū)域市場的競爭

LNG作為天然氣的一種產(chǎn)品形式，最終要進入市場銷售，LNG接收站服務僅僅是LNG產(chǎn)業(yè)鏈上的一個環(huán)節(jié)，對接收站氣化服務用戶而言，LNG靠岸后從接收站碼頭接收裝置法蘭到用戶交付點之間發(fā)生的氣化服務費+管輸費是影響成本的關(guān)鍵因素。基礎(chǔ)設(shè)施服務成本的均等化將進一步促進作為商品本身的天然氣競爭。

我國已經(jīng)確定按四個價區(qū)確定管輸運價率，在省網(wǎng)層面，如浙江、廣東等采取的是以同網(wǎng)同價為主的管輸費率，此次《指導意見》鼓勵LNG氣化服務價格實行“一省份一最高限價”，區(qū)域內(nèi)管輸費率相同，如接收站氣化服務費也一樣的話，就可以擴大區(qū)域市場上不同來源的商品天然氣本身的競爭，而不用考慮這些天然氣從哪個氣源而來（管輸費及氣化費的影響），有利于增進市場規(guī)模。

天然氣市場化改革下步的重點將是在省網(wǎng)及區(qū)域市場層面，《指導意見》對于構(gòu)建區(qū)域天然氣市場具有明確的方向性指引。

4.2 具體氣化費的明確是下步工作的關(guān)鍵

省級價格主管部門要由原有的核定單一接收站氣化服務價格，轉(zhuǎn)變?yōu)橥ㄟ^核定本省所有接收站與氣化服務有關(guān)的總的準許成本、有效資產(chǎn)、氣化總量，從而制定出本省氣化服務費最高指導價。由單一到整體，由定價或備案到指導價的轉(zhuǎn)變，對地方政府價格管理提出新要求。地方要在今年年底前建立適應新形勢下的LNG氣化服務費價格管理辦法和成本監(jiān)審規(guī)則，氣化服務與其他業(yè)務的成本分攤和歸集將成為成本監(jiān)審的難點和關(guān)鍵。

工藝流程環(huán)節(jié)中氣化服務與液態(tài)裝車服務、船舶轉(zhuǎn)運服務等的成本分攤，儲罐作為氣化服務環(huán)節(jié)的內(nèi)部臨時存儲功能與獨立倉儲、儲氣功能的成本分攤，這些是區(qū)分政府定價與市場自主定價的界面。另外，考慮到本省天然氣行業(yè)發(fā)展、經(jīng)濟發(fā)展與用戶價格承受力等因素，本省最高指導價與毗鄰省份的銜接問題，本省在役接收站與在建和/或規(guī)劃接收站之間、運行時間較長接收站與新投產(chǎn)接收站之間的成本差異等問題也要提前考慮。

原定價中準許收益率高于8%的接收站和氣化量達不到核定氣化能力60%的接收站，氣化服務費率將下降。地方價格主管部門規(guī)定的不超過8%的準許收益率是以實現(xiàn)不低于核定氣化能力60％為前提的。最低氣化量可以有效規(guī)避用受監(jiān)管的氣化服務成本補貼市場化業(yè)務成本的可能性。

需要說明的是，氣化能力不同于接收站接收能力。根據(jù)《液化天然氣接收站能力核定方法》（SY/T 7434-2018），接收站能力是由碼頭接收能力、儲罐周轉(zhuǎn)能力和外輸設(shè)施能力三項中的最小值確定。而氣化能力是儲罐低壓輸送泵、儲罐高壓輸送泵、氣化器和與氣化工藝相關(guān)管道輸送能力的最小值。

原有接收站氣化服務成本與外輸管道管輸成本有交叉補貼的，接收站氣化服務費將發(fā)生變化。對于部分站線一體項目的接收站，如果接收站外輸管道沿線有開口分輸而存在接收站與管道間交叉補貼的，接收站服務費率將提高。另外，部分接收站與外輸管道在投資核準時或打包核準，或同屬于一家投資者，在財務賬目上不一定嚴格分離。為便于地方價格主管部門制定最高指導價，接收站要將氣化服務業(yè)務與其他業(yè)務從財務上分離，以建立符合成本監(jiān)審要求的單獨核算賬目。如果是用接收站成本補貼外輸管道的，接收站服務費率將提高。

同一投資者在不同省內(nèi)擁有多個接收站的，其定價策略將相應調(diào)整。不排除出于市場戰(zhàn)略考慮，投資者原來考慮所有接收站的整體投資回報，不同接收站之間可能存在交叉補貼。《指導意見》之后，具體接收站定價將遵循省內(nèi)定價管理辦法，且受到省內(nèi)最高限價的約束。

4.3 推動接收站產(chǎn)品多樣化和差異化

《指導意見》僅對以氣態(tài)交付的氣化服務價格定價機制作出規(guī)定，并明確其他服務都交給市場，為接收站在監(jiān)管范圍內(nèi)創(chuàng)新設(shè)計和制定具體氣化服務價格留有自主空間，以及為市場化發(fā)展衍生服務提供了依據(jù)。接收站可通過價格和產(chǎn)品設(shè)計，最大化提升接收站利用效率，提高接收站競爭力和收益。

一是受監(jiān)管的氣化服務收費將向多樣化發(fā)展。在不超過本省最高氣化服務指導價的基礎(chǔ)上，具體接收站可將運營模式、商務運作經(jīng)驗與服務市場需求相結(jié)合，創(chuàng)新設(shè)計出更適合自身特點的服務費率與產(chǎn)品。

（1）費率計量單位可維持現(xiàn)有體積單位以銜接下游管道氣銷售，還可以按熱值單位以銜接上游國際進口氣源采購，也響應了國家提出的開展能量計量的要求，適應將來多氣源計量需要；

（2）費率設(shè)計方法除維持現(xiàn)有的一部制計價，還可以根據(jù)需要設(shè)計為區(qū)分容量費（或預定費）和使用費（或氣量費）的兩部制計價，成本分攤和定價效率將更適合于固定成本占比遠大于變動成本的基礎(chǔ)設(shè)施費率需要；

（3）費率產(chǎn)品設(shè)計除現(xiàn)有不區(qū)分時段和用戶類型的固定價格，可以進一步豐富為根據(jù)季節(jié)性供需變化的彈性浮動價格，還可以根據(jù)服務的可中斷性與不可中斷性，對中長期用戶、年度用戶和臨時用戶實行不同幅度的價格優(yōu)惠等，利用價格杠桿調(diào)節(jié)服務供需。實際上，我國最早的接收站中海油廣東大鵬LNG接收站一期工程，氣化服務費采用的就是能量計量和兩部制費率設(shè)計。氣化服務費按容量費95%和氣量費5%的比例分別收取，容量費單價為元/天，氣量費單價為元/吉焦。不過，該項目為站線一體化工程，氣化服務費包含到終端用戶的外輸管輸費。

二是推動接收站大力發(fā)展不受監(jiān)管的液態(tài)外輸?shù)韧廨敺占捌渌苌铡饣詹粌H面臨著對第三方開放和價格監(jiān)管，隨著LNG接收站越來越多，其能力還有過剩的可能性，這將促使接收站針對不受監(jiān)管的環(huán)節(jié)開展多元化經(jīng)營。除了傳統(tǒng)的液態(tài)外輸服務，接收站可根據(jù)自身資源條件開發(fā)船舶轉(zhuǎn)運、船舶加注、保稅倉、冷能利用等特色服務，這些特色服務區(qū)別于主營的同質(zhì)化的傳統(tǒng)服務，可發(fā)展接收站作為樞紐的額外功能。此外，與窗口期開放有關(guān)的港務、停泊、護航，船貨進口審批、清關(guān)及報檢類的進口手續(xù)服務等輔助性增值服務也是一塊小市場。2018年冬季，中海油通過交易中心開展了2期進口LNG接收站窗口期競拍試點，公開資料顯示的類似相關(guān)服務收費分別為0.265元/方和0.300元/方。

4.4 LNG儲罐的儲氣調(diào)峰功能將通過服務價格顯現(xiàn)

接收站站內(nèi)設(shè)施LNG儲罐有三個功能，一是作為氣化服務環(huán)節(jié)中的臨時儲存罐，其價值被內(nèi)化到氣化服務費中。二是作為保稅罐，其價值獨立于氣化服務費之外，是接收站作為樞紐功能的體現(xiàn)。由于需要單獨申請資質(zhì)及相關(guān)國際轉(zhuǎn)運業(yè)務較少，目前只有個別接收站有配置，遠期會有發(fā)展。三是與地下儲氣庫一起構(gòu)成主要的季節(jié)性儲氣調(diào)峰設(shè)施，其價值獨立于氣化服務費之外，暫沒有顯性化，但潛在價值很大。

隨著近年來加大儲氣能力建設(shè)的要求，接收站儲罐罐數(shù)向多、罐容向大發(fā)展。公開資料顯示，在役在建的接收站配套儲罐數(shù)最多達20座、單個儲罐罐容最大可達26.6萬立方米。還有進口LNG接收站是以應急儲備項目的名義被核準建設(shè)的。另外，鼓勵異地建設(shè)和租賃儲氣調(diào)峰設(shè)施政策推動下，還發(fā)展出LNG儲罐與LNG接收站屬于不同投資者的商務模式，例如香港中華煤氣投資擁有新天綠色能源曹妃甸接收站2個儲罐。因而，無論從功能上還是從商務模式上，都對儲罐獨立于氣化服務費之外的儲氣服務價值顯性化提出要求。

我國鼓勵儲氣設(shè)施運營企業(yè)通過提供儲氣服務獲得合理投資收益，或利用天然氣季節(jié)價差獲取銷售收益。《指導意見》明確接收站儲氣服務價格采用市場自主定價，將推動儲罐儲氣調(diào)峰功能獨立顯性化，其作為季節(jié)性套利基礎(chǔ)設(shè)施的價值將得到進一步發(fā)揮。

4.5 推動接收站氣化服務第三方開放

天然氣最終用戶所支付的價格是進口LNG到岸價、接收站氣化服務費、管輸費（LNG接收站外輸管道費或跨省管輸費、省內(nèi)短途管道等）、配氣費各環(huán)節(jié)費用加合。在具有類似接收能力和服務產(chǎn)品供應的多個接收站為同一消費市場提供通道的區(qū)域，外輸管道管輸費基本相同，接收站間的競爭將趨于激烈。氣化服務費高低將成為競爭的關(guān)鍵。當然，前提條件是接收站與管道容量足夠且對第三方開放。

LNG產(chǎn)業(yè)鏈是一個協(xié)同的整體，LNG氣化服務僅是其中一個環(huán)節(jié)，其費用占比較小，主要競爭還在于氣源的量和價。國際LNG氣源（尤其是現(xiàn)貨氣源）價格波動較大，接收站氣化率受國際氣源進口量和價格的影響很大。對于獨立LNG接收站，完全靠氣化量獲得收益。如果氣化量低于設(shè)計氣化能力60％，則實際收益率可能達不到8％。

資源型LNG進口企業(yè)追求產(chǎn)業(yè)鏈一體化，擁有氣源、接收站和終端市場，這種一體化接收站不僅僅是中游管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施，還是上游資產(chǎn)，靠LNG長協(xié)量保證氣化量，抗風險能力遠大于獨立的接收站。不過，一體化運營的接收站氣化服務費多用于內(nèi)部結(jié)算，服務費率高低對市場影響不大。隨著我國接收站整體接收能力提升，為提高LNG接收站運營效率，一體化接收站也會將剩余能力對第三放公平開放，此時將與獨立接收站處于同一競爭環(huán)境。因此，將來有可能發(fā)展出接收站氣化能力部分保留一體化、部分對第三方開放的監(jiān)管模式，以創(chuàng)造出同等競爭環(huán)境，從而推動發(fā)展出更低的氣化服務費和更好的服務與產(chǎn)品，促進資源流動。

05

展望

《指導意見》按照“放開兩頭，管住中間”的改革方向，既吸取了國際上成熟天然氣市場對接收站的監(jiān)管經(jīng)驗，也結(jié)合了我國接收站及天然氣行業(yè)發(fā)展階段的現(xiàn)實情況，與最新的天然氣管輸價格管理辦法相銜接。未來有望各省價格主管部門根據(jù)本省及鄰省天然氣資源、基礎(chǔ)設(shè)施與市場情況，進一步出臺本省接收站價格管理辦法及成本監(jiān)審細則；也有望單一接收站和/或擁有不同省份的多個接收站所有者充分發(fā)揮創(chuàng)新和積極性，根據(jù)資源特點和戰(zhàn)略布局，探索出進一步提升效率的接收站服務定價及服務產(chǎn)品。通過政策推動與實踐探索，實現(xiàn)價格引導市場競爭，進而撬動資源供應多元化和消費成本下降。

參考文獻：

• 張雄君,鄒戈陽,張佳維.我國LNG接收站對第三方開放及影響[J].煤氣與熱力.2019.39(6):B08-B12.

• 張雄君,白俊.天然氣管道運輸定價新辦法影響分析與建議[J].國際石油經(jīng)濟.2021, 29(7):15-20.

• 陳新華,楊雷,景春梅,等.通過區(qū)域天然氣市場建設(shè)實“X+1+X”油氣改革目標[J].國際石油經(jīng)濟,2020,28(6):10-18.

• 楊雷,陳新華,孫慧,王瀚悅.我國天然氣市場化改革路徑與試點選擇相關(guān)建議[J].油氣與新能源.2021, (6):10-18.

• 張雄君.國家管網(wǎng)公開3座儲氣庫信息[J].南方能源觀察 2021（2）：50-55.

• 白俊,張雄君.對完善《天然氣管網(wǎng)設(shè)施運行調(diào)度與應急保供管理辦法（試行）（征求意見稿）》的建議[J].天然氣工業(yè).2021,41(7):172-178.

審核 馮潔

2022年全年雜志開訂啦！

趕快下單吧