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電力體制改革政策解讀

日期:2019-06-10  

【編者按】  電力行業是關系國家能源安全、經濟發展和社會穩定的基礎產業。進一步深化電力體制改革,是貫徹落實國家全面深化改革戰略部署的必然要求;是發揮市場配置資源的決定性作用、實現我國能源資源高效可靠配置的戰略選擇;是加快推進能源革命、構建有效競爭市場結構的客觀要求。我國電力體制改革始于20世紀80-90年代,朝著政企分開、政監分開、廠網分離、主輔分離的方向逐步深化,2015年3月中共中央國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》出臺,意味著新一輪電力體制改革大幕拉開。新電改正努力促進電力市場化改革,促進相關企業加強管理、提高效率,引導電網合理投資,引導用戶合理使用電力資源。本期就有關解讀內容予以編發,供參閱。

◎ 我國電力體制改革歷程

上世紀70—80年代,電力短缺成為制約經濟發展的“瓶頸”,而電力建設資金長期不足,發電裝機增長緩慢是造成這一問題的主要原因。

1979年8月,經國務院批準,國內部分地區開始試點電力等基礎設施投資由國家撥款改為銀行貸款。實施“撥改貸”,拓寬了電力建設資金渠道。

1985年5月,國務院批轉國家經委等部門《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》,決定把國家統一建設電力和統一電價的辦法,改為鼓勵地方、部門和企業投資建設電廠,并對部分電力實行多種電價的辦法,打破了單一的電價模式,培育了按照市場定價的模式。

1987年9月,國務院提出“政企分開,省為實體,聯合電網,統一調度,集資辦電”的電力改革與發展“二十字方針”。

1993年1月,華北、東北、華東、華中、西北五大電力集團組建成立。

1997年1月,國家電力公司正式掛牌成立,在政府序列中,仍保留電力部,形式上實現了政企分開。但新組建的國電公司既是企業經營者,又行使政府職能,實際上政企并未分開。

1998年3月,九屆全國人大會議通過決議撤銷電力部,將電力工業的政府職能移交國家經貿委。國家電力公司承接了原電力部下屬的五大區域集團公司、七個省公司和華能、葛洲壩兩個直屬集團。

1998年9月,國務院批轉國家經貿委、國家計委《關于停止執行買用電權等有關規定的意見》,這標志長達20年的電力短缺局面基本結束。

2002年4月,國務院下發《電力體制改革方案》(國發〔2002〕5號),被視為電力體制改革開端的標志。方案的三個核心部分是:實施廠網分開,競價上網;重組發電和電網企業;從縱橫雙向徹底拆分國家電力公司。

2002年12月,國家電力公司按“廠網分開”原則組建了兩大電網公司(國家電網公司,中國南方電網有限責任公司)、五大發電集團公司(中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、中國電力投資集團公司)和四大電力輔業集團公司(中國電力工程顧問集團公司、中國水電工程顧問集團公司、中國水利水電建設集團公司、中國葛洲壩水利水電工程集團公司)。

2003年3月,國家電監會成立,開始履行電力市場監管者的職責,實現“政監分開”。

2003年7月,國務院出臺《電價改革方案》,確定電價改革的目標、原則及主要改革措施。電價被劃分為上網、輸電、配電和終端銷售電價。

2004年3月,國家電監會和國家發改委下發《電力用戶向發電企業直購電試點暫行管理辦法》。

2004年3月,國家發改委出臺標桿上網電價政策,統一制定并頒布各省新投產機組上網電價。

2004年12月,國家發改委出臺《關于建立煤電價格聯動機制的意見》,制定煤電價格聯動機制措施。

2005年2月,《電力監管條例》頒布。主要內容包括:電力監管機構的設置,監管機構的職責,監管措施,監管機構及其工作人員的行為規范,以及相關的法律責任。

2005年3月,國家發改委制定與《電價改革方案》相配套的《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》三個實施辦法。標志著我國電價開始實行新的定價機制。

2006年6月,全國第二次煤電聯動,火力電企電價調整,各區域上調幅度不同,在1.5%-5%之間。

2007年4月,國務院轉發《關于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》,總體思路為:深化電力體制改革要針對解決電源結構不合理、電網建設相對滯后、市場在電力資源配置的基礎性作用發揮不夠等突出問題。

2008年7月和8月,全國電價兩次上調,上網電價平均上漲4.14分,銷售電價平均上漲2.61分,緩解了煤價大幅上漲導致的電企虧損。

2009年3月,電改首入《政府工作報告》,提出“要推進資源性產品價格改革。繼續深化電價改革,逐步完善上網電價、輸配電價和銷售電價形成機制,適時理順煤電價格關系。”

2009年10月,國家發改委、電監會、能源局三部門發布《關于規范電能交易價格管理等有關問題的通知》。

2010年,中央多部委叫停地方“直購電”試點。

2011年9月,兩大電力輔業集團中國電力建設集團與中國能源建設集團掛牌成立,并與國家電網、南方電網簽訂了分離企業整體劃轉移交協議。這標志著歷時多年的電力體制改革終于邁出電網主輔分離改革的重要一步。

2014年上半年,安徽、江蘇、江西等十多個省重啟“直購電”試點。

2015年3月,中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號),意味著新一輪電力體制改革大幕拉開。

2015年3月,國家發改委、國家能源局印發《關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》。明確了電力市場化過程中要繼續支持清潔能源發展,同時探索通過市場化手段來確定可再生能源的電價。

2015年4月,國家發改委、財政部印發《關于完善電力應急機制做好電力需求側管理城市綜合試點工作的通知》。要求試點城市及所在省份要借鑒上海需求響應試點的實踐和國際經驗,為吸引用戶主動減少高峰用電負荷并自愿參與需求響應,可以制定、完善尖峰電價或季節電價。

2015年4月,國家發改委印發《關于貫徹中發〔2015〕9號文件精神加快推進輸配電價改革的通知》。明確放開售電市場的方向,擴大輸配電價改革的試點范圍,在全國范圍內推廣。

2015年5月,國家發改委印發《關于完善跨省區電能交易價格形成機制有關問題的通知》。為跨省區電能交易制定了市場化規則。

2015年11月,國家發展改革委、國家能源局印發《電力體制改革配套文件》(發改經體〔2015〕2752號),包括《關于推進輸配電價改革的實施意見》、《關于推進電力市場建設的實施意見》、《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》、《關于有序放開發用電計劃的實施意見》、《關于推進售電側改革的實施意見》、《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》6個文件,進一步細化、明確了電力體制改革的有關要求及實施路徑。

2015年12月,國家發改委、環境保護部、國家能源局印發《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》,推進煤炭清潔利用,促進節能減排和大氣污染治理。

2015年12月,國家發改委印發《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》,合理引導新能源投資,促進陸上風電、光伏發電等新能源產業健康有序發展,推動各地新能源平衡發展,提高可再生能源電價附加資金補貼效率。

2015年12月,國家發改委印發《關于降低燃煤發電上網電價和一般工商業用電價格的通知》,推進電價市場化,鼓勵有條件的電力用戶與發電企業直接交易,自主協商確定電價。

2016年10月,國家發改委、國家能源局印發《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》,明確了售電公司的準入門檻,為售電公司的準入和退出設立了明確的標準。鼓勵社會資本有序投資、運營增量配電網,促進配電網建設發展,提高配電網運營效率。

2016年11月,國家發改委、國家能源局印發《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》,公布了105個第一批增量配電業務改革試點項目(隨后又新增1個),對規范開展試點提出了明確要求。

2016年12月,國家發改委、國家能源局印發《電力中長期交易基本規則(暫行)》,對電力中長期交易的市場成員、市場準入和退出、交易品種及周期和方式、價格機制、交易組織等進行了全方位介紹。

2017年3月,國家發改委、國家能源局印發《關于有序放開發用電計劃的通知》,加快組織發電企業與購電主體簽訂發購電協議(合同)、逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量、新核準發電機組積極參與市場交易、規范和完善市場化交易電量價格調整機制、有序放開跨省跨區送受電計劃。

2017年8月,國家發改委辦公廳印發《關于全面推進跨省跨區和區域電網輸電價格改革工作的通知》,提出要全面推進區域電網輸電價格改革、完善跨省跨區專項輸電工程輸電價格調整機制和加強組織保障落實。

2017年10月,國家發改委、國家能源局印發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》,提出分布式發電項目可采取多能互補方式建設,鼓勵分布式發電項目安裝儲能設施。明確分布式發電項目單位(含個人)與配電網內就近電力用戶進行電力交易,電網企業承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易,按政府核定的標準收取“過網費”。

2018年3月,國家發改委、國家能源局印發了《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》,形成了一套系統完備、分工明確、可操作性較強的配電區域劃分辦法,為增量配電業務配電區域劃分提供了政策支撐和制度遵循,為增量配電業務改革試點項目落地創造了條件。

2019年1月,國家發改委、國家能源局印發《關于進一步推進增量配電業務改革的通知》,進一步明確增量和存量的范圍,在增量配電網規劃、投資建設和運營等方面提出要求,完善了增量配電改革政策體系。

總上,我國電改歷程大體分為三個階段,一是上世紀80年代電力投資上允許多家辦電,改變過去獨家辦電,初步扭轉電力短缺問題,標志著我國電力工業管理體制由計劃經濟向社會主義市場經濟的歷史性轉折;二是2002年2月5號文啟動的電改,實現了廠網分開、主輔分離,電力行業破除了獨家辦電的體制束縛,初步形成了電力市場主體多元化競爭格局;三是2015年3月中發9號文啟動的新一輪電改,改革路徑是“三放開、一獨立、三強化”,改革目的是理順價格形成機制,逐步打破壟斷,進一步推進電力市場化。

回顧三輪電改,基本遵循“開放—多元—競爭—市場—規則—監管—完善”的市場化改革邏輯,讓電力行業從半封閉走向開放,從集中單一走向分散多元,促進了電力市場的形成、電力企業的競爭以及行業的快速發展,讓消費者不僅“有電用”,而且還擁有選擇權、參與權,享受綜合能源服務,利好社會。上世紀80年代電改鮮明特點是投資側的放開,之后兩輪電改,如果說2002年電改側重于“發電側的放開”,解決了電力短缺“量”的問題,那么2015年新電改則著力“配售電側的放開”,重在解決“質”的問題,通過產銷對接、市場競爭、提高效率、降低電價、優質服務讓用戶享受豐厚的改革紅利。

◎ 我國新電改政策

在2015年3月中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)的基礎上, 2015年11月,發改委又一次性發布了6個配套文件,足見中共中央、國務院對電力體制改革的力度和決心。

新電改9號文件---《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)的重點內容是“三放開、一獨立、三強化”,即:放開輸配以外的競爭性環節電價,向社會資本放開配售電業務,放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推進交易機構相對獨立,規范運行;強化政府監管,強化電力統籌規劃,強化電力安全高效運行和可靠供應。

新電改配套文件1---《關于推進電力市場建設的實施意見》主要內容:按照管住中間、放開兩頭的體制架構,構建有效競爭的電力市場結構和體系。引導市場主體開展多方直接交易,建立長期穩定的交易機制,建立輔助服務共享新機制,完善跨省跨區電力交易機制。

新電改配套文件2---《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》主要內容:建立相對獨立的電力交易機構,形成公平規范的市場交易平臺。將原來由電網企業承擔的交易業務和其他業務分開,實現交易機構相對獨立。電力交易機構按照政府批準的章程和規則為電力市場交易提供服務。相關政府部門依據職責對電力交易機構實施有效監管。

新電改配套文3---《關于推進售電側改革的實施意見》主要內容:向社會資本開放售電業務,多途徑培育售電側市場競爭主體。售電主體設立將不搞審批制,只有準入門檻的限制。售電主體可以自主和發電企業進行交易,也可以通過電力交易中心集中交易。交易價格可以通過雙方自主協商或通過集中撮合、市場競價的方式確定。

新電改配套文件4---《關于推進輸配電價改革的實施意見》主要內容:政府按照“準許成本加合理收益”的原則,有序推進電價改革,理順電價形成機制。核定電網企業準許總收入和各電壓等級輸配電價,明確政府性基金和交叉補貼,并向社會公布,接受社會監督。電網企業將按照政府核定的輸配電價收取過網費,不再以上網電價和銷售電價價差作為主要收入來源。

新電改配套文件5---《關于有序放開發用電計劃的實施意見》主要內容:建立優先購電制度保障無議價能力的用戶用電,建立優先發電制度保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網。通過直接交易、電力市場等市場化交易方式,逐步放開其他的發用電計劃。在保證電力供需平衡、保障社會秩序的前提下,實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主。

新電改配套文件6---《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》主要內容:新(擴)建燃煤自備電廠項目要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃;應對符合規定的自備電廠無歧視開放電網,做好系統接入服務;企業自備電廠自發自用電量應承擔社會責任并足額繳納依法合規設立的政府性基金以及政策性交叉補貼。推進自備電廠環保改造,提高能效水平,淘汰落后機組。

◎ 我國新電改進展及成效

第一,新電改的推進已為企業帶來實實在在的實惠。通過實施煤電價格聯動機制、輸配電價改革、電力市場化交易、取消中小化肥優惠電價、完善基本電價執行方式等,大幅降低電價。

第二,輸配電價改革實現省級電網全覆蓋。自2014年我國首次在深圳市啟動輸配電價改革試點以來,試點逐步擴圍,初步建立了科學、規范、透明的電網輸配電價監管框架體系。按準許成本加合理收益原則核定電網企業準許收入和輸配電價。通過理順和明確獨立的輸配電價形成機制,建立健全市場化的電力價格機制,有利于還原電力商品屬性,實現市場在電力資源的配置中的決定性作用。

第三,電力現貨市場建設全面加速。2018年,我國電力市場建設取得顯著進展,發用電計劃放開比例提升,市場化交易規模進一步擴大,國家電網經營區域內市場化交易電量達到1.66萬億千瓦時,占售電量的39%。省間市場交易規模不斷上升,大范圍資源優化配置水平顯著提高。第一批現貨市場試點逐步啟動試運行,對交易機制和市場規則進行了有益探索。目前,山西、甘肅、廣東電力現貨市場已啟動試運行,山東、浙江、福建、四川、蒙西等5家試點單位已完成現貨市場建設方案編制。根據國家發改委要求,第一批電力現貨市場試點省份將于2019年上半年全面進入試運行

第四,增量配電業務試點深度與力度加大。截至2019年1月,全國共批復三批次試點項目320個(第一批106個、第二批89個、第三批125個),基本實現地級以上城市全覆蓋。根據國家要求,第一批試點項目將于2019年6月底前建成投運,增量配電改革將進入加速落地階段。目前,國家發改委、國家能源局已啟動第四批試點項目申報工作。

◎ 我國新電改存在的問題和面臨的挑戰

第一,電改的目的是理順電力價格市場化形成機制。部分學者和改革參與主體片面將電改的目的理解為降電價。電價升或降,應當是市場各參與主體在該價格機制下博弈的結果。

第二,增量配電業務改革試點背后的利益博弈較為激烈,可能會引發配電網層面變電站、線路等的重復建設、交叉供電等問題的出現。

第三,增量配電業務如何通過增值服務、多能互補、需求側響應、能源互聯網等途徑或技術實現安全經濟、節能環保的電改終極目標,這是現階段電改面臨的難點和挑戰之一。

第四,發電企業可能形成發配售一體化,從而出現小壟斷代替大壟斷、大網嵌套小網的情況,導致社會公平性失衡以及社會資源的嚴重浪費。

◎ 我國下一步加快新電改的重點任務

“四個有序加快”:有序加快放開發用電計劃、配售電業務、競爭性電價以及交易機構交易業務范圍。

“四個加快規范”:加快規范輸配電價、優先發電權優先購電權計劃、自備電廠、局域網和增量配電網。

“四個加強”:加強電力交易機構建設、電力行業綜合監管、電力行業信用體系建設、電力市場信息共享。

◎ 甘肅省新電改工作思路

根據中央9號文件及相關配套政策,按照省委、省政府關于進一步深化全省電力體制改革總體安排和部署,結合2016年、2017年全國電力體制改革座談會精神,確定了全省電力體制改革的思路:

一是以輸配電價核定和理順交叉補貼為基礎,逐步建立科學合理的電價形成機制。

二是以建立中長期交易為主、現貨交易為補充的電力交易機制作抓手,推進電力市場建設。

三是以組建相對獨立的電力交易機構為平臺,構建統一開放、競爭有序的電力市場體系。

四是以擴大電力直接交易規模為突破口,有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃。

五是以推動增量配電業務試點建設和售電公司組建為切入,推進售電側改革。

六是以促進新能源就近消納為出發點,著力緩解新能源棄風限電矛盾。

◎ 甘肅省新電改工作進展

研究制定了《甘肅省電力體制改革試點工作方案》,成立了全省電力體制改革工作小組,明確了主要目標、重點任務、時間要求及任務分工,靠實了工作責任。編制完成了《甘肅省電力體制改革試點實施方案》并于2016年8月獲國家發改委、國家能源局批準,同步制定了電力交易中心組建、售電側改革、可再生能源就近消納、電力直接交易4個專項改革試點方案,形成了“1+4”電力體制改革工作框架。

第一,推進輸配電價改革。2016年10月開始啟動輸配電價改革,引入了第三方力量進行了歷史成本監審工作,進行了輸配電價水平測算工作。2017年7月,國家發改委正式批復輸配電價水平,甘肅電網2017-2019年監管周期輸配電價水平為0.1882元/千瓦時,較2015年電網購銷差價降低1.8分錢。同時,按照國家發改委統一部署,自2017年7月1日起降低了全省大工業特別是高載能行業生產用電價格,釋放了輸配電價改革紅利。

第二,規范電力市場建設與運行。按照國家制定的《電力中長期交易基本規則(暫行)》,規范有序開展了電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易等中長期交易電力市場建設工作。

第三,組建電力交易機構。一是以省電力公司全資子公司方式組建了甘肅省電力交易中心,2016年5月省電力交易中心掛牌成立。二是組建了由發電企業、電力用戶、電網企業、售電公司以及第三方代表共26位委員組成的省電力市場管理委員會。

第四,有序放開發用電計劃。按照國家《關于有序放開發用電計劃的實施意見》,從2015年起開始嘗試放開發電計劃管理工作,從2015年開始政府部門沒有再下達年度發電調控計劃,每年省工信委商政府相關部門后確定年度電力生產運行基本原則,從2016年開始按照改革要求開始嘗試建立和完善優先發用電制度。

第五,推進售電側改革試點工作。一是研究確定售電側改革試點單位。根據地方政府改革意愿、區域電源電網條件、電力負荷預測及產業發展特點等因素,明確了我省售電側改革試點工作重點區域。確定了蘭州新區、平涼工業園區和酒泉市瓜州資源綜合利用產業園區為全省第一批售電側改革試點單位。二是積極培育售電側市場主體。全省已注冊成立66家售電公司,在2017年全省電力直購交易工作中,已有11家售電公司代理66家用戶與發電企業簽訂直購電合同電量29.9億千瓦時,售電公司代理用戶用電價格平均降幅約0.0596元/千瓦時,降低用戶用電成本約1.78億元,售電公司獲取代理服務費總額約1275萬元。三是積極推動增量配電網業務改革。全省三批共申報21個項目列入國家增量配電網業務改革試點,金昌市紫金云大數據產業園增量配電網項目被列入第二批試點。

第六,探索開展可再生能源消納試點工作。搶抓國家批復我省為新能源綜合示范區的難得機遇,探索符合甘肅實際的可再生能源消納途徑和渠道,積極采取增加用電負荷、市場化交易、示范項目帶動、政策支持等措施,有序推動實施多能互補及微電網示范、新能源清潔供暖示范、終端能源消費電能替代、新能源示范城市建設等工作,全力提高可再生能源就地消納能力和出力水平。

◎ 金昌市落實新電改政策情況

第一,落實輸配電價改革政策。執行全省統一目錄電價,清理規范電網及轉供電環節收費,一般工商業用電戶享受到了每千瓦時降價7.68分錢的電價紅利政策。

第二,開展新能源電力就地消納試點工作。2015年,采用電能替代、發電權置換、直接交易三種模式消納新能源電量4.36億千瓦時;2016年,省上將發電權置換工作納入全省電力交易平臺,我市新能源就地消納只采取了電能替代、直接交易兩種模式,消納新能源電量約1.31億千瓦時。兩年內新能源發電企業讓利于參與消納的工業企業額度達1.4億元。

第三,落實清潔能源供暖價格支持政策。2017—2018年采暖期,對市內居民電采暖用戶落實分時價格政策,在延長低谷時段2小時的基礎上,降低電價每度0.2元,鼓勵利用谷段低價電取暖。

第四,開展大用戶直購電試點工作。2018年,我市共有5家企業納入全省大用戶直購電交易范圍,全年交易電量25.13億千瓦時,降低企業用電成本9500多萬元。2019年,我市將繼續貫徹落實全省大用戶直購電相關政策,同時積極爭取未納入直購電交易范圍的工業企業以用電增量參與全省大用戶直購電交易。

第五,實施工業企業電價補貼政策。為推進我市氯堿化工產業鏈達產達標,成為拉動全市工業經濟增長的新動力,2017—2018年分年度制定出臺了《金昌市氯堿化工產業鏈項目電價獎勵辦法》,市財政兩年共獎勵氯堿化工產業鏈項目企業近2000萬元。

第六,開展增量配電業務改革試點工作。我市紫金云大數據產業園增量配電網項目被列為全國第二批增量配電業務改革試點,完成了規劃建設方案并取得了省發改委批復,目前正在開展項目業主招標工作。同時,我市已向國家申報將金川集團公司工業生產廠區增量配電網項目列為國家第四批增量配電業務改革試點(待批復)。

◎金昌市急需把握和爭取落實的電改政策機遇

第一,積極向上匯報銜接,爭取省上參照《白銀劉川工業園區新增(新建)負荷用電階梯電價優惠方案》,研究制定金昌工業園區新增(新建)負荷用電階梯電價優惠方案,實現企業用電價格與周邊省份工業電價基本持平。對金川集團公司鎳銅冶煉爐余熱發電項目,給予“資源綜合利用企業認定”,減免繳納企業余熱發電電量政府基金。

第二,搶抓甘肅省創建國家新能源綜合示范區機遇,爭取省上支持我市建設新能源就近消納示范區,不斷完善能源消納機制。將鎳鈷銅產業鏈相關企業納入大用戶直購電交易范圍;探索制定更加優惠的電價補貼政策,鎳銅鈷產業鏈和與之密切關聯企業新增電量部分每度電價按0.28元執行,差額部分爭取省級財政補貼。繼續向省上爭取新能源企業參與我市氯堿化工產業鏈項目大用戶直購電工作,降低企業用電成本,緩解新能源棄風棄光限電矛盾。

第三,加快推進紫金云大數據產業園增量配電網項目建設,爭取將更多符合條件的項目納入我市增量配電網范圍,降低企業用電成本。同時,以降低企業用電價格為切入點,積極引進現代高載能產業、戰略性新興產業等入駐經濟技術開發區,促進全市經濟高質量發展。


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