新能源行业分析报告(新能源行业发展前景和趋势)

1. 投资聚焦

新能源运营商乘电力市场化改革东风,核电、绿电有望跟随火电价格上涨,绿电 交易试点完成后各省绿电交易发展方兴未艾,十四五期间超 300%的新能源装机增长 空间为转型运营商不断注入增长性。

研究背景

2022 年初以来,受美联储加息预期影响,以成长风格为标签的新能源赛道出现 大幅回调。成长股回调幅度在某种程度上与基金持仓比例相关,前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、锂电行业 2022 年平均累计跌幅达 10.96%、10.83%、15.31%。 在全球不确定性加剧情况下,成长股的估值体系受到压制。

不同于市场的观点

市场普遍认为绿电运营商主要靠资本开支驱动,忽略了存量资产的盈利变化。当前市场主流观点是预计十四五期间核电每年新增开工 6-8 台机组,但忽略了当下绿色 电力市场化交易的起点,电力市场化改革背景下,核电价格跟随火电价格上涨,同时 绿电的环境价值逐渐展现,绿电需求侧和供给侧通路成功打通,水到渠成之下,正是 绿电新基建估值和价值的双重起点。

核心逻辑

新基建是 2022年主要投资方向。两会提出要推进风光大基地建设,稳增长背景 下,1 月社融大幅增长,新能源作为新基建重要方向获得资金支撑。

融资成本下降。央行在 2021 年 11 月推出碳减排支持工具,按贷款本金 60%支持,1 年期利率 1.75%,当前已经开始实施。

运营商受市场交易风格变化冲击较弱。强加息预期下,纳指下跌,对成长股估值 体系产生冲击,绿电运营商持仓比例较低,受交易风格变化影响较小。

供给释放推进成本端持续优化。硅料产能陆续释放,风电大型化持续推进,叠加 各环节积极扩产,供给紧张状况缓解,产业链利润将向下游传递,光伏、风电成本下降,运营商成本端持续优化。

收入端支撑力度强,进入电价上涨周期。上网电价对标火电电价,边际上由煤价 决定电价水平,能耗双控下煤价处于高位较难下降,电力需求保持旺盛,尤其是 绿电需求,支撑交易电价上行。

2. 电价上涨提振绿电运营商业绩

2.1.外盘高企和进口锐减支撑煤价

根据中电联 2021 年电力工业统计快报,2021年我国火电发电量 56463 亿千瓦 时,占总发电量的 67.4%。火电承担着调峰和保供的重任,将在未来很长一段时间内 仍为我国主要发电来源。

2021 年受疫情恢复和外贸出口繁荣驱动,我国全社会用电量激增 10.3%。叠加 “双碳政策”执行导致的国内动力煤产量不升反降,从 2021 年 9 月上旬开始,我国 动力煤价格一路高歌猛进,最高涨至 2593 元/吨,年内最高涨幅超229%。近期煤价 企稳反弹,意味着当前是减碳与保供的平衡点。

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根据我国往年煤炭进口量变化,在夏季用电高峰之后,我国每月煤炭进口量会逐 月递减,但自 2021 年 5 月以来,煤炭月进口量呈现上升趋势,电煤供需偏紧,各火 电厂电煤库存逐月下降。 2021年我国煤炭进口量 2.05 亿吨,创下 2017 年以来的新高,约占我国电煤消 耗总量的 12%。动力煤进口量高点已现,2022 年我国煤炭进口量预计将会减少。

受俄乌冲突和全球双碳政策引导,海外煤价今年将维持高位,增大国内动力煤 进口市场边际价格。2021 年,俄动力煤占我国总进口的 39.64%,是第一大来源, 但仅占我国电煤消费量的1.45%。根据百川孚盈数据,当前俄罗斯动力煤价(Q>5500) 为 639 元/吨。

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我国动力煤价格处于全球最低水平,海外高煤价将提升我国煤炭进口成本。截 至 2022 年 2 月 16 日,秦皇岛山西产动力煤市场价格 1000 元/吨,广州港印尼 煤价 1155 元/吨,澳大利亚纽卡斯尔动力煤现货价 1495 元/吨,南非煤理查德动力煤现货价 1431 元/吨,欧洲 ARA 港动力煤现货价 1238 元/吨,我国煤价处于 全球低位。

2022 年电力供需趋于平衡。根据中电联对 2022 年度全国电力供需形式的测算, 预计 2022 年全社会用电量 8.7-8.8 万亿千瓦时,同比增长 5-6%,政府工作报告 给出 2022 年 GDP 增速目标 5.5%,用电量增速往往略高于 GDP 增速,且各季 度用电量增速总体呈逐季上升态势。

2.2.动力煤国家调控空间有限

2022 年 2 月 24 日,国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制 的通知》,明确提出引导动力煤价格在合理区间运行,完善煤、电价格传导机制,保 障能源安全稳定供应,推动煤、电上下游协调高质量发展。文件明确指出秦皇岛港下 水煤 5500 千卡中长期交易含税价格在每吨 570-770 元之间较为合理,秦皇岛港一月 份平仓长协价在 725 元/吨左右(较指导区间下限 570 元/吨存在 20%下跌空间),完 全符合政策要求。

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在 2021 年年中限电出现后,2021 年 7、8 月煤炭保供政策开始执行,动力煤价 格一路从 2593 元/吨下降至最低 790 元/吨,但供给端已经得到充分释放,后续供给 端继续放松空间减弱。我们认为这次煤炭长协政策主要是为了压住煤价再次上涨的 势头,提高动力煤交易长协履约率,煤价仍有较强支撑,但由于供给端的限制,以 及稳增长下用电需求的刚性,煤价调控空间非常有限。

2.3.多个外输电大省遭遇发用电增速剪刀差

我国东南沿海省份经济相对发达,各类型工业、商业规模庞大,用电量相对较大。 因此所有沿海省份均处于本省电力无法满足本省电力需求的情况。在之前电力供应相 对宽松的阶段,西南水电、西北风电、光伏成本相对更低,东西互补属于一种合理的 经济分工。如 2021 年江苏省、山东省、广东省、浙江省外输电占比分别高达 18.57%、 21.33%、22.26%、27.13%。

但在 2021 年煤价飙升阶段,东部各省发电量紧跟用电量增速,而西部传统外输 大省发电量远不及其本省用电量增速,从而产生了发、用电增速的剪刀差,外输电量 占比陡然下降,边际供给不足造成的供需失衡成为了东部省份电煤成本能够顺利传 导至电价的另一重要原因。

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2.4.电力市场化改革让电煤成本顺利传导

2021 年 10 月 11 日,国家发改委下发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发 电上网电价市场化改革的通知》指出“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场,通过 市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价”、“将燃煤发电市场交易价格 浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%”、“高耗能企业市场交易电价、电力 现货价格不受 20%幅度限制”。

电力市场化改革促使动力煤成本顺利传导。通知出台后,各省立即出台相关政策 响应。江苏、福建、广东等多个经济发达的省份当月燃煤电价市场化交易从折价状态 立马切换至上浮,其中江苏省上浮幅度即到达 20%。

仅 2021 年 10 月单月,江苏省集中竞价电价从平价状态 389 元/MWh 上浮 20% 至 469 元/MWh,江苏省市场化交易电价由此开启上浮 20%的时代。

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2.5.火电企业正处于盈亏平衡状态

大部分火电企业仍处于微亏状态运营。根据火电企业的典型指标,通过对 1000MW 的超超临界火电机组盈利进行测算,结果显示,当动力煤价格处于 900 元/ 吨左右,机组处于盈亏平衡状态。但由于超超临界机组作为新机组,其效率更高、度 电耗煤更低,因此净利率相对较高;而火电企业资产中不乏运行超过 20 年的老旧机 组,人工、运维费用和高耗煤对企业现金流拖累较大。

并且在能耗双控向碳排放总量控制转变过程中,由于发电领域中火电碳排放量最 高,利用小时数受到压制,高煤价、低利用小时数造成了火电企业盈利大幅缩减。 如火电头部公司华能国际和华电国际 1 月份发布公告,2021 年归母净利润分别预亏 98-117 亿元、 45-53 亿元。

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3. 新能源运营商乘市场化改革之风

3.1.交易风格变化对运营商冲击较弱

2022 年初以来,以成长风格为标签的新能源赛道遭受大幅度回调。强加息预期 下,纳指下跌,对成长股估值体系产生冲击,。前期新能源行业的翘楚—光伏、风电、 锂电行业 2022 年平均累计跌幅达 10.96%、10.83%、15.31%。市场交易风格的切 换,个股的回撤幅度在某种程度上与基金持仓比例、赛道拥挤相关。

绿电运营商 2021 年 Q4 基金持仓比例仍然处于低位,或为均衡风格下的优选方 向,适合 2022 年上半年稳增长、偏绝对收益的投资主线。截止 2021Q4,运营商基 金平均持仓 1.96%,远低于光伏、风电、锂电行业的 6.10%、4.95%、7.6%。除去 基金持仓比例较高的三峡能源(8.42%)和华能国际(5.52%),绿电运营商基金平 均持仓比例仅为 1.05%。(报告来源:未来智库)

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3.2.绿电交易已具备强政策基础

2022 年 1 月 21 日,国家发改委联合其他六部门发布《促进绿色消费实施方案》, 从需求侧进一步激发全社会绿色电力消费潜力。 2022 年 1 月 28 日,发改委、国家能源局联合印发《加快建设全国统一电力市场 体系的指导意见》指出“到 2025 年,全国统一电力市场体系初步建成,跨省跨区资 源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交 易和价格机制初步形成”、“到 2030 年,全国统一电力市场体系基本建成,新能源全 面参与市场交易”。

绿电交易并非政策强制推行,更确切的说法是需求侧和供给侧共同发展下的水 到渠成。近年来,越来越多的国内外企业购买绿电需求迫切,如宝马汽车、巴斯夫等 跨国企业提出在未来十几年内实现 100%绿色电力生产的目标,首钢等传统工业企业 期待用绿电生产推动转型升级,我国许多出口型企业也希望用绿电生产来增强产品的 国际竞争力。

绿电是满足企业绿色转型的刚需,绿电交易是大势所趋。广大企业希望建立长 效机制,愿意持续购买体现环境价值的绿电,同时获得权威的绿电认证。2021 年作 为云计算行业的代表阿里云购买了累计 269GWh 的绿色电力用以开展业务。腾讯更 是披露其在 2022 年将消费 502GWh 的绿色电力。

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3.3.各省市绿电交易方兴未艾

继国家改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后,2021 年 9 月 7 日,绿色电力交易试点启动会在北京召开,这是启动的首次绿色电力交易,共 17 个省份 259 家市场主体参与,达成交易电量 79.35 亿千瓦时,成交价格较当地电 力中长期交易价格增加 3-5 分/千瓦时,之后各省市陆续加入到绿电交易的大军中来。

当前国内绿电市场聚焦于引导未纳入国家可再生能源补助政策范围的绿电开展 市场化交易。用长远眼光来看,启用绿色债券解决补贴拖欠存在诸多壁垒和资金来源 困难,目前实施进度较为缓慢,而通过启动绿证和碳排放交易为新能源运营商提供稳 定收入来源,符合当前政策指引,并具有极强可操作性。

3.4.绿电交易将充分展现绿电的环境价值

过去的电力市场化交易只体现了电能价值,即便有新能源电力参与,环境价值也 是被掩盖的。绿电交易在机制上的重大创新,核心就在于充分发挥市场作用,在交易 价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。我们认为未来绿电交易和绿证将同时存在,运营商择优进行交易,绿电环境价值相较火电溢价在 0.05 元/kWh 以上。

根据绿证认购平台数据,当前无补贴风电光伏绿证平均成交价在 50 元/个左右, 一个绿证对应 1000kWh 的绿色电力,意味着当前绿证交易存在约 0.05 元/kWh 的环 境溢价。同时参考全国碳交易市场当前价格,绿电的碳减排价值约为 0.04 元/kWh(按 每度火电排放 800 克 CO2粗略测算)。

江苏、广东作为中国经济最为发达的两个省份,其绿电消费需求也尤为强盛。 2021 年底江苏、广东电力交易中心公示了 2022 年电力市场年度交易,其中江苏省、 广东省绿电相对基准电价溢价 0.072 元/kWh、0.061 元/kWh。

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2022 年 2 月 25 日,由南方区域(广东、广西、云南、贵州、海南)各电力交 易机构联合编制的《南方区域绿色电力交易规则(试行)》明确指出:

绿电交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等发电企业,根据需 要,范围可逐步扩大到符合条件的水电。

绿色电力价格由电能量价格和环境溢价组成,交易价格通过市场化方式形成。 按照保障收益的原则,参考绿色电力供需情况,合理设置绿色电力交易价格的上、 下限。我们认为上限应为基准价上浮 20%,下限为绿证溢价 0.05 元/度加上市场 化火电价格。

绿色电力在交易组织、执行和结算方面的优先地位。绿电直接交易安排在其他电 力中长期交易之前组织开展,交易结算按照“月结年清”的原则优先于其他发电 计划和市场化交易结算,这意味着供需紧张时期,绿电溢价更容易产生。

3.5.新能源建设是十四五规划投资主线

国家发展改革委、国家能源局明确了第一批约 1 亿千瓦大型风电光伏基地项目 50 个,总规模 97.05GW。截至 2021 年底,第一批大型风电光伏基地项目已开工约 75GW,其余项目将在 2022 年一季度开工。

第二批新能源大基地项目已在 2021 年 12 月 15 日上报,国家能源局印发《以沙 漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》,到 2030 年共规划新建风光大基地 455GW,其中沙漠基地 284GW,采煤沉陷区 37GW,其他沙漠和 隔壁基地 134GW,规划十四五建设 200GW,十五五建设 255GW。2022 年政府工 作报告中也明确提出要加快推进风光大基地建设,这些大型基地项目将是新基建最具 确定性的投资方向。

各电力央企集团是新能源建设的主力军,华能、华电、大唐、国家能源集团十 四五期间规划新增新能源装机均超 70GW。

电力上市公司十四五期间新能源装机平均增长空间超 340%,低基数、高成长性 使得新能源成为传统电力运营商实现转型和保持增长的最重要推动力,新能源装机为 运营商不断注入成长性。

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为实现新能源装机规模的不断增长,运营商需保持在健康财务状况下的高强度的 资本开支,我们对绿电运营商财务状况进行了横向对比,央企运营商普遍拥有更强的 资本开支能力,这个优势将在未来新能源建设加速下,拉开与民企之间的差距。

3.6.碳减排工具进一步降低绿电贷款成本

当前我国运营商部分超长期贷款(接近五年或五年以上)的利率水平在 5%-6.5% 之间,略高于央行公布的五年期 LPR 利率 3.75%和五年期贷款基准利率 4.9%。

2021 年 11 月 8 日,人民银行宣布推出碳减排工具这一结构性货币政策工具,完 成对可再生能源行业的定向降准,对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符 合条件的碳减排贷款,按贷款本金的 60%提供资金支持,利率为 1.75%。碳减排支 持工具是再贷款的一种,与支小再贷款和 PSL 相类似,定向降低了相关绿色贷款的 利率,同时绿色贷款中存在的利差提高了银行向运营商贷款的意愿。

兼具“宽信用”和“宽货币”,未来新能源运营商电站开发贷款难度和利率进一 步降低。根据主要银行碳减排贷款发放数据统计,自碳减排工具实施以来,总贷款金 额达 2212 亿元,加权平均利率 4.0%。运营商长期借款中超 4%利率借款部分拥有了 替代选项,实实在在地减少了运营商的贷款成本。

以三峡能源为例,公司测算如果以浮动利率计算的借款利率下降 50 个基点,而 其他因素保持不变,公司的净利润会增加约 2.6 亿元。

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3.7.补贴拖欠不会再恶化基本面

根据财政部印发的《可再生能源电价附加有关会计处理规定》,可再生能源电价 补贴款计入“主营业务收入”和“应收账款”项目,即未发放的补贴款也被计入每年 的业绩当中。对于纯新能源运营商来说,其应收补贴款占应收账款比例的 90%以上, 其中部分运营商累计应收补贴额甚至超过其 2020 年全年的营业收入。

存量风电、光伏项目拖欠补贴或达 4000 亿,对拥有大量存量电站的运营商财务 状况产生了强烈冲击。如果当前补贴款全额发放,将可以实现以下效果:

项目 IRR 提高:成本回收期的变短直接推动了项目 IRR 的提高。

现金流向好转:新能源电站运营产生的额外补贴叠加基准上网收益能够覆盖电站 的运维费用,同时能够抹去运营商的应收账款减值风险,新能源运营商充分释放 业绩增长性。

补贴作为新项目资本金加速开发力度:按照单个项目开发资本金占比 30%,单 个项目杠杆率可达 3 倍以上,4000 亿补贴款能够撬动 1.2 万亿的项目投资,按 照当前光伏 4 元/W、风电 6 元/W 建设成本的中位数 5 元/W 进行计算,可以支 持 240GW 风光项目建设。

即使补贴款仍然维续延迟发放,绿电运营商能够通过将应收账款委托给集团中的 财务或信托公司发行债务融资工具,或者通过 ABS、绿色债券收回部分现金流,甚 至可以通过出让补贴回收权用以支撑新项目的开发。未来补贴问题的解决是必然,新 建平价项目不存在新的补贴拖欠,在补贴问题上运营商不存在风险敞口继续扩大的 问题。

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4. 重点公司分析

4.1.中国核电:加速向综合绿电运营商转型

中国核电是国内核电领域龙头公司,拥有控股机组 24 台,核电装机容量 22.5GW。 并且快速推进风电、光伏项目开发,已拥有新能源装机 8.9GW,其中风电 2.6GW、 光伏 6.3GW。公司保持着优异的经营能力和稳定的盈利能力,并正在从单一核电运 营商,向综合绿电运营商快速转型。

第三代核电机组持续投入商运,营收、利润双增长。2021 年前三季度,公司实 现营收 461.21 亿元,同比增长 21.70%;实现归母净利润 65.07 亿元,同比大 幅增长 29.73%。

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毛利率稳中有进,净利率走出低谷持续回升。受益于老机组折旧持续减少和市场 化电价上调,公司毛利率从 2016 年的 41%稳步上升至 2021 年前三季度的 44.78%。随着公司老旧项目贷款趋近到期,财务费用在 2019 年见顶后回落, 推动公司净利率从 2019 年的 18.25%触底反弹至 2021 年前三季度的 24.94%。 公司铀燃料有国内铀矿、国外铀矿、国际现货等多个来源、用长期协议确保燃料 供应,燃料成本几乎不受国际铀价波动影响。

累计 200 堆年的运行管理实践,费用率下降趋势明显。2021 年前三季度公司管 理费用率下降至 3.09%,为历史最低值。销售费用不是公司重要开支,占比小于0.2%。2021 年前三季度公司研发费用率达 1.72%,公司在第四代核电机组(高 温气冷堆)上有着丰富的技术储备和项目资源。

机组运营水平和效率处于全球领先水平。2021 年公司核电机组利用小时数达 7871 小时,同比增加 250 小时,接近火电机组利用小时数的两倍。2021 年 19 台机组 WANO 综合指数满分,WANO 综合指数平均值高达 98.92,公司核电机 组管理水平、运行效率达到全球第一。

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连续六年保持每股派息适度增长并将延续下去。上市以来,公司每年亿现金分红 分配的利润均占当年可分配利润的 37%以上,2020 年股息率为 2.2%。公司仍 将保持分红不低于 30%的目标,并随着盈利能力的不断提升,股息率有望得到 持续增长。

我们认为公司发展逻辑正在发生变化,相对于市场对公司的传统认知,拥有比较 大的预期差,主要体现在公司盈利能力的快速提升、业务的全面拓展,以及向综合 绿电运营商转型带来的估值体系重构。

煤炭价格强支撑和电力需求偏紧共振,市场电溢价提振公司净利润。根据浙江 发改委 2022 年浙江省电力市场化交易方案,秦山一期、二期、三期和方家山核 电站全年市场化交易电量占其年发电量的 50%、50%、40%和 50%,三门核电 站则为 10%。根据 2022 年江苏、福建电价市场化交易政策,2022 年公司电力 市场化交易占比有望突破 50%,核电上网电价将跟随火电上涨,为公司增厚利 润。

敏捷端业务将成为公司第三增长点。公司正在积极布局多个方向,通过投资开展 先进光伏电池、储能、氢燃料电池等业务,将国内高新技术转换成为产业公司切 入高端制造行业。

公司核电机组存在供汽改造的潜力,供汽、供暖业务将带来额外收益。2 月 23 日国内首个核能供汽工程在江苏田湾核电开工,预计 2023 年底投产供汽,可以 每年供 480 万吨蒸汽至连云港石化产业基地使用。2021 年底,公司在浙江海盐 依靠秦山核电机组开展南方核能供暖。供汽、供暖业务拓展核能应用领域,并有望带来发电之外的经济收益。

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DCF估值体系改变为PE估值。根据中国关于核能发展的十四五规划,2021-2025 年原则上每年新增在建机组为 6-8 台,核电增长性透明且可预测。但公司紧跟碳 中和政策,规划到 2025 年底新能源装机量达到 30GW(平均每年 5GW),公司 净利润拥有预期之外的成长性。(报告来源:未来智库)

4.2.太阳能:光伏运维龙头企业

公司从事太阳能光伏电站的投资运营和太阳能电池组件的制造生产,是中国节能 环保集团控股的上市公司。公司自 15 年借壳上市后稳健推进光伏电站的建设和并购, 持有超 4GW 的光伏电站,持有规模和毛利率居光伏行业前列。业绩持续稳定增长, 盈利能力强,2015-2020 年,公司归母净利润五年 CAGR 为 16.81%。

平价上网带动终端需求,碳排放权促进绿电交易:在全球各大经济体碳中和政 策及平价上网的发展趋势下,光伏行业迎来新的增长阶段。中国光伏行业协会预计 2021-2025 年全球光伏新增装机量将达到 1050~1295GW,2021-2025 年中国新增装 机 量达 到 355~440GW 。 十四 五期 间全 球装机 量与 十三 五期 间相比 将增 长 100.76%~147.61%,将带动终端光伏电站建设,预计 2022 年全球光伏新增装机将 达到 200GW 以上,国内新增装机将达到 75GW 以上。碳排放权交易的深入推进也 将提升绿电企业的收益。假如公司光伏电站全部参与碳排放权交易,出售 CCER 每 年收益可达 3.1 亿元。

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规划年均 3GW 光伏电站投资建设,大幅扩建光伏组件产能:公司持续推进光伏 电站的高质量投资建设和收购,推进光伏电池组件的产能建设。目前公司拥有 5.19GW 的光伏电站及 1.2GW 高效单晶电池和 2GW 高功率组件的产能。我们认为 公司 2025 年末可实现光伏电站累计装机规模 20GW,及 20GW 高效电池,4.5GW 高功率组件产能的扩建,运营及生产规模不断扩大提升公司发展空间。

“十四五”期间公司在 2025 年末力争实现光伏电站累计装机 20GW。根据行 业发展情况,我们预测 2021-2023 年公司光伏发电装机量年均 3GW,光伏电池及 组件产能扩建,增速分别为 12.10%、37.50%和 54.54%。考虑到光伏行业实际情 况,我们假设 2021-2023 年公司光伏发电业务毛利率保持稳定。

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