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文檔簡介
新能源發(fā)展的消納風險研究(報告出品方/作者:信達證券,左前明、李春馳)“雙碳”目標下構建新型電力系統(tǒng),“先立后破”強調系統(tǒng)安全穩(wěn)定1、構建新型電力系統(tǒng)是實現(xiàn)“雙碳”目標的必要條件和重要路徑在當前我國全社會二氧化碳的排放量中,將近90%來自于能源相關的活動,主要來自于電力、工業(yè)、建筑、交通四部分。其中電力行業(yè)碳排放占比最高,超過40%。新能源發(fā)電的碳排放強度遠低于煤炭等傳統(tǒng)能源。因此,加強煤炭清潔高效利用,大力發(fā)展風能、太陽能等新能源是實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵,電力系統(tǒng)清潔低碳發(fā)展是實現(xiàn)“雙碳”目標的必要條件。從“雙碳”目標的實施路徑來看,電力作為二次能源,可以由煤、油、氣等傳統(tǒng)一次能源轉化,也可以由風、光、水、核等清潔能源轉化。因此,電力系統(tǒng)不僅有自身脫碳轉型的需求,也可以在實現(xiàn)低碳轉型后以“終端用能電氣化+電力系統(tǒng)脫碳”的模式助力其他能源系統(tǒng)實現(xiàn)降碳轉型。新能源占比逐漸升高的新型電力系統(tǒng)已成為實現(xiàn)“雙碳”目標的重要路徑。2、堅持先立后破,新型電力系統(tǒng)發(fā)展節(jié)奏有所調整近年來,我國新能源發(fā)電量占比逐步提升,但火力發(fā)電仍然占據(jù)著主體地位。國內煤炭價格的快速上漲導致火電企業(yè)發(fā)電成本大幅上漲,“市場煤、計劃電”之間的“煤電頂?!泵芡癸@,火電企業(yè)發(fā)電成本難以向下游合理疏導,加之新能源發(fā)電本身具有較強的隨機性、波動性和間歇性,由此導致我國部分地區(qū)階段性出現(xiàn)電力供應緊張的問題。我國能源體系的不可能三角矛盾凸顯,即難以同時滿足安全性、清潔性和經(jīng)濟性。當前時點,我國能源系統(tǒng)亟需在安全性、清潔性和經(jīng)濟性三方面實現(xiàn)再平衡。自2021年缺電頻發(fā)以來,國家能源政策開始出現(xiàn)調整。從政策角度看,2021年7月中共中央政治局首次指出“先立后破”,強調能源供給與保障安全。2022年5月,國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展的實施方案》,提出“加快構建適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”。相較之前“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”表述,本次《實施方案》提出的“構建適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”則反映了對新型電力系統(tǒng)的新認識,不再強調以新能源為主體,轉而強調新能源占比逐步提高,即需要逐漸發(fā)展,其節(jié)奏已有所調整。源荷時空錯配疊加調節(jié)資源缺乏,新能源消納風險需給予更多關注1、消納壓力逐漸顯現(xiàn),部分區(qū)域風光利用率下行新能源消納情況指的是,在常規(guī)電源裝機、負荷水平、以及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行約束下,并網(wǎng)的新能源電源實際發(fā)電量與理論發(fā)電量的對比情況。在“十三五”初,新能源裝機容量快速增長曾一度導致棄風、棄光率上升至較高水平。2015年,甘肅、吉林、新疆三省的棄風率分別高達39%/32%/32%。為解決新能源消納問題,發(fā)改委于2018年出臺《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》,提出“2020年,確保全國平均風電利用率達到國際先進水平(力爭達到95%左右),棄風率控制在合理水平(力爭控制在5%左右);光伏發(fā)電利用率高于95%,棄光率低于5%”。受益于政策推動及落實,以及特高壓、靈活性改造以及新能源交易市場等建設,2019年以來我國新能源消納問題明顯緩解,2021年,我國棄風/棄光率已分別下降至3.1%/2.0%。就全國整體情況而言,2022年全國風電利用率達到96.8%,光伏利用率達到98.3%。整體而言,2022年全國整體新能源消納情況尚可,但棄風率較2021年已經(jīng)出現(xiàn)邊際上升。分地區(qū)對比來看,2022年部分新能源大基地所在地區(qū)消納率較低。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù),2022年蒙西風電消納率92.9%,相較于2021年上升1.8pct;蒙東風電消納率90.0%,相較于2021年下降7.6pct;甘肅風電消納率93.8%,相較于2021年下降2.1pct;青海風電消納率92.7%,相較于2022年上升3.4pct。內蒙、甘肅、青海是新能源大基地的重點建設地區(qū),但目前風電消納率均已遠低于《清潔能源消納行動計劃(2018-2020)》要求水平?!笆奈濉敝泻笃?,若新能源年新增裝機容量仍保持快速增長,我們預計新能源消納形勢將愈加嚴峻,特別是新能源大基地布局所在的西北地區(qū)。目前第一批大基地風光項目尚未實現(xiàn)全面并網(wǎng),第二批大基地部分項目已經(jīng)開始開展前期工作與陸續(xù)開工,在特高壓建設等外送條件暫時欠缺的情況下,內蒙古、甘肅、青海等西北?。▍^(qū))新能源消納壓力恐將更加明顯。2、新能源出力的同質性與反負荷特性在裝機占比快速提升后更為顯現(xiàn),“零電價”“負電價”頻現(xiàn)新能源出力具有邊際零成本,同質性和反負荷特性,即新能源每多發(fā)一度電的邊際成本為0;光伏發(fā)電集中在上午10時至下午15時,風電出力集中在0點后的夜間;用電負荷端存在上午工商業(yè)用電高峰和傍晚時刻的居民用電高峰,而新能源難以覆蓋傍晚17時至20時的居民用電高峰。因此,新能源出力的同質性導致新能源出現(xiàn)“內卷”,即在白天光伏同時出力,導致電力供需供大于求,同時新能源邊際零成本特性使其在電力現(xiàn)貨市場中可以實現(xiàn)優(yōu)先出清,從而拉低電力現(xiàn)貨市場的現(xiàn)貨價格;傍晚居民負荷晚高峰出現(xiàn),但新能源的反負荷特性導致傍晚時刻新能源難以為電力系統(tǒng)提供出力,導致電力供需供不應求,從而抬高電力現(xiàn)貨市場的現(xiàn)貨價格。早在2014-2015年,美國加利福尼亞州已經(jīng)因為居民屋頂分布式光伏的大規(guī)模接入和電力市場的發(fā)展,出現(xiàn)了有名的“鴨子曲線”,即電力系統(tǒng)凈負荷(用電負荷減去新能源出力后的負荷需求)在上午逐步走低,至午后14時反而出現(xiàn)深谷;在下午16時后在2~3小時內急速拉升,至18時出現(xiàn)尖峰。在電力市場改革推進后,山東、山西等具備電力現(xiàn)貨市場的新能源大省在現(xiàn)貨電價方面也出現(xiàn)“鴨子曲線”,并因市場規(guī)則的不同出現(xiàn)“零電價”(山西)和“負電價”(山東)。據(jù)我們統(tǒng)計,山東電力現(xiàn)貨市場2022年共有176天全天最低電價小于0元/kWh,即出現(xiàn)負電價;其中共有135天出現(xiàn)-0.08元/kWh的最低負電價。以天計算,全年負電價出現(xiàn)概率48%。對于新能源而言,邊際零成本,同質性和反負荷特性的特點在現(xiàn)存“基于邊際成本出清”的電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下會導致新能源大發(fā)的時刻電價較低,而又難以在高電價時段獲利,收益率存在下行風險。同時,電力現(xiàn)貨市場的“零電價”,“負電價”也表明在山西、山東等新能源大省,已經(jīng)出現(xiàn)新能源裝機較高,部分時段消納壓力較大的情況。分時分地區(qū)的消納困境已經(jīng)出現(xiàn)。3、“消納難”源于源荷時空錯配,且難度伴隨新能源電量占比提升而加大,其帶來的系統(tǒng)成本也呈現(xiàn)非線性增長特征新能源發(fā)電的電源側和負荷側存在時間錯配的問題。一方面,風光發(fā)電存在日內尺度上的電力供需錯配,風電出力主要集中在傍晚及夜間,約18點-6點;光伏出力主要集中在中午,約10點-15點。但用電負荷高峰集中在8點-10點和18點-22點。另一方面,風光發(fā)電存在季度尺度上的電量供需錯配。由于居民和三產在夏季制冷和冬季供暖需求較高、二產在年底由于趕工而存在用電旺季,導致用電側存在明顯的季節(jié)性特征,而風電在用電高峰夏季出力相對較弱,光伏發(fā)電在冬季出力有所不足。因此,新能源發(fā)電源荷時間錯配存在于日內錯配和季節(jié)錯配兩個維度,新能源發(fā)電占比提升或將加劇源荷時間的錯配程度,加大消納難度。此外,新能源裝機容量在地理上分布不均勻,與用電負荷側存在空間錯配的問題。我國的能源資源分布與能源負荷中心呈逆向分布關系,風光資源富集在西部和北部地區(qū),而能源消費負荷集中在東中部地區(qū)。目前電能大規(guī)模的遠距離直接傳輸仍存在困難,大規(guī)??缡≥斔团c電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行之間存在矛盾。以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目自2022年起陸續(xù)并網(wǎng)投產,新能源項目地域分布較為集中,西部和北部部分地區(qū)消納壓力增大。當新能源電量占比和裝機占比逐漸升高時,系統(tǒng)消納新能源的難度逐漸加大?!笆濉背跗?,新能源電量占比僅5%左右時,全國性的風電消納的問題曾嚴重凸顯,平均棄風率達15%以上。國家能源局通過出臺制定解決棄風棄光棄水“三棄”問題的實施方案,棄風棄光率逐步下降,在2019年即被控制在5%以內。但在2022年新能源電量占比已經(jīng)接近15%時,持續(xù)向下的棄風率反而出現(xiàn)邊際升高,表明消納的成本與難度隨新能源滲透率出現(xiàn)同步抬升。4、電網(wǎng)與調節(jié)資源分析:特高壓建設慢于電源建設速度,電力系統(tǒng)調節(jié)能力有待進一步加強立足于電力系統(tǒng)電力電量平衡的要求和我國新能源源荷錯配的現(xiàn)狀,新能源的利用和消納本質上受到全國電力負荷空間、跨省跨區(qū)輸電網(wǎng)絡建設情況和平抑新能源波動,匹配電力供需的靈活性資源情況的影響。在經(jīng)濟穩(wěn)中向好,用電量增長穩(wěn)步發(fā)展的情況下,全國電力負荷空間有望保持穩(wěn)定增長,而新增的新能源消納情況在供給側主要取決于跨省跨區(qū)電網(wǎng)建設和靈活性資源的發(fā)展。作為跨省跨區(qū)電網(wǎng)建設的重中之重,特高壓電網(wǎng)是電力系統(tǒng)內連接能源資源中心與負荷中心的能源橋梁,通過遠距離電力輸送,實現(xiàn)大范圍資源配置與優(yōu)化?!笆濉币詠碛匈囉谔馗邏和ǖ乐?,三北及西南地區(qū)外送電量持續(xù)提升,特別是三北地區(qū)的外送電量絕對值和在總發(fā)電量中占比趨勢上行?!笆奈濉逼陂g,國網(wǎng)規(guī)劃建設特高壓線路為“24交14直”,并且在“十四五”后期逐步開展“十五五”的特高壓研究規(guī)劃工作。在“十四五”期間,大型風電光伏基地成為“雙碳”目標下新能源建設的中流砥柱,并在不斷地加速推進。大型風電光伏基地大多位于三北和西南地區(qū),其建設將擴大上述地區(qū)發(fā)用電不平衡性??紤]到特高壓工程建設周期較長(平均周期為1.5-2年),明顯高于風電與光伏建設周期,其建設工作理應更早啟動。特高壓規(guī)劃較早,但開工建設工程進度不及預期。2022年國網(wǎng)提出年內將再開工建設“十交三直”特高壓工程。但受特高壓專項審計周期較長,及環(huán)評和疫情拖延開工的影響,2022年特高壓開工進度不及預期,僅開工“七交”,直流尚未開工,整體建設節(jié)奏慢于大基地電源端。但與此同時,與特高壓工程緊密相關的電網(wǎng)投資并未因高比例新能源裝機并網(wǎng)而出現(xiàn)階段性大幅增長,而是依然按既定計劃維持平緩增長。從“十四五”投資總額來看,國家電網(wǎng)董事長辛保安2022年8月發(fā)文稱,“十四五”期間國家電網(wǎng)計劃投入電網(wǎng)投資2.4萬億元。相比于“十三五”國家電網(wǎng)總投資23785.1億元,同比僅增長0.9%,遠不能滿足新增西北風光大基地的新能源電力外送需求。從近三年實際投資情況看,實際投資比計劃投資增幅幅度逐年收窄,由2020年的12.9%收窄至2022年的0%,為近三年最低。相比于光伏產業(yè)鏈的火熱投資情況,當前電網(wǎng)投資計劃較為平穩(wěn),,與新能源投資強度和熱度形成錯配。因此,在電網(wǎng)投資并未顯著增加,計劃外超額投資逐步萎縮的情況下,特高壓工程建設推進恐將滯后于風光大基地電源建設。調節(jié)資源方面,我國靈活性資源較歐美先天不足。我國電力系統(tǒng)內可用的靈活性資源包括可控電源機組、電化學儲能、抽水蓄能和需求側響應等。提升調節(jié)能力是實現(xiàn)新能源大規(guī)模消納的必要條件。相較于新能源滲透率更高的歐盟與德國(截至2022年末,歐盟新能源滲透率達22.9%,德國新能源滲透率達36.7%,我國新能源滲透率僅為13.7%),我國的優(yōu)質調節(jié)資源氣電裝機占比較低,調節(jié)能力較差的煤電裝機占比較高,調節(jié)能力相對較差。因此在未來較長一段時間內,結合潛力規(guī)模和經(jīng)濟性來看,我國新能源消納的著力點或應以火電靈活性改造、抽水蓄能電站、電化學儲能、可調節(jié)負荷為主加快投資建設,加快提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力??煽仉娫粗?,由于我國的煤電裝機占比高達43.75%,可控電源以煤電為主。然而,煤電的啟停和爬坡速度較慢,難以滿足秒級/分鐘級的調峰調頻需求。同時,頻繁的出力調節(jié)和啟停還會導致煤電機組設備受損、壽命縮短。從響應能力看,以煤電機組為主的火電僅能滿足變化緩慢的波動,難以及時響應短時電力供需不平衡。因此,針對以煤電機組為主的可控電源,需要進行火電靈活性改造,以適配新能源出力的間歇性和波動性。然而,由于市場化機制改革滯后,改造成本難以疏導,“十三五”期間火電靈活性改造實際規(guī)模遠低于規(guī)劃目標。《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出靈活性改造2.2億千瓦,但“十三五”實際完成煤電靈活性改造僅約1.6億千瓦,改造規(guī)模與規(guī)劃存在較大差距。2021年,國家發(fā)改委發(fā)布《全國煤電機組改造升級實施方案》,提出“十四五”期間完成2億千瓦,增加系統(tǒng)調節(jié)能力3000-4000萬千瓦的改造目標。但由于市場化改革推進仍然較為緩慢,改造成本疏導機制和調峰調頻費用分攤機制仍未完全落實,發(fā)電企業(yè)對于靈活性改造的積極性或不及預期。抽水蓄能電站是具備調峰填谷、調頻調相、事故備用和黑啟動等多種功能的靈活性資源。2021年8月,國家能源局綜合司印發(fā)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》,提出“十四五”期間開工1.8億千瓦,2025年投產總規(guī)模6200萬千瓦,到2030年,抽水蓄能投產總規(guī)模達1.2億千瓦”的提速發(fā)展目標。但抽水蓄能限于其工期較長(5~8年),自然條件要求較高(要求有河流有落差),建設情況較為復雜(涉及移民拆遷等社會問題),短期內或難以實現(xiàn)大幅超預期的增量發(fā)展。電化學儲能方面,短期來看在部分地區(qū)開展獨立儲能租賃業(yè)務的背景下,鋰電池儲能已具備一定經(jīng)濟性,且受益于新能源強制配儲的政策和建設速度快的優(yōu)勢下(僅需3-6月),據(jù)中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟,2023年預計新增裝機可達1500萬千瓦,裝機有望迎來大幅增長。然而,目前電化學儲能受限于較小體量(截止2022年底,電化學儲能在運容量僅870萬千瓦),利用率低,且電化學儲能的充放時間約2~6小時,僅能支撐小時級的調節(jié),難以解決電力系統(tǒng)日以上時間尺度的電力電量平衡問題,在當前時點下仍難以實現(xiàn)大規(guī)模推廣。此外,電化學儲能的進一步發(fā)展仍限于其高企的成本。目前鋰電池儲能度電調峰成本仍在0.5元/kWh以上,相比于火電靈活性改造0.1元/kWh和抽水蓄能0.2元/kWh的調峰成本仍有較大差距。長期而言,電化學儲能的發(fā)展仍需要技術進步、持續(xù)降本帶來經(jīng)濟性提升,以及相關市場化機制實現(xiàn)成本的疏導轉移。需求側響應目前仍在發(fā)展初期,且由于我國電力市場化改革尚在進程中、市場化交易機制尚未成熟、補償收益尚不到位。即便在2025年,全國電力系統(tǒng)需求側響應可以達到尖峰負荷的3%~5%,負荷參與積極性、調節(jié)效果及相關補償情況仍有待觀察。5、風光制造成本下降與系統(tǒng)性成本上升情況得益于技術進步和硅料成本下降,新能源產業(yè)鏈成本在過去十年實現(xiàn)了快速下降。據(jù)國際可再生能源機構(IRENA)報告顯示,十年內,光伏的電力成本下降了85%,陸上風電的成本下降了56%,海上風電的成本下降了48%。作為過去制約光伏產業(yè)鏈發(fā)展的瓶頸,硅料產能不斷實現(xiàn)逐步釋放,實現(xiàn)硅料價格的快速降低。同時,規(guī)?;a的PERC光伏產業(yè)鏈不斷提高組件生產效率,與硅料產能共同推進光伏組件的降本。目前,風電光伏均已實現(xiàn)平價上網(wǎng)(即風電光伏保障性收購價格為當?shù)厝济夯鶞蕛r)。基于此,有研究觀點認為,當前新能源在大量接入電網(wǎng)時仍可繼續(xù)實現(xiàn)快速降本,從而為電網(wǎng)建設和靈活性資源投資讓渡利潤。我們認為,高比例新能源接入下的電網(wǎng)將面臨系統(tǒng)性成本快速抬升的問題,輔助服務費用或將出現(xiàn)指數(shù)式的上升。以國內情況為例,2019年全國新能源電量占比為7%,國家能源局公布全國輔助服務費用占全社會電費比例為1.47%;而根據(jù)山西電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗,在2022年新能源電量占比達到16%時,其輔助服務電費占全社會電費比例為5%左右。因此,在新能源滲透率翻一番時,輔助服務費用即系統(tǒng)調節(jié)成本出現(xiàn)了接近翻兩番的情況,呈指數(shù)性抬升。展望2023年,雖然硅料產能有望實現(xiàn)進一步釋放,但硅料價格對于組件降價的邊際影響或將逐步減弱,反觀系統(tǒng)的容量備用與調節(jié)性等成本卻伴隨新能源占比提升而快速增長,并呈現(xiàn)非線性特征。同時,PERC光伏產業(yè)鏈的生產效率提升已經(jīng)逐步趨緩,再進一步通過技術進步與規(guī)?;a實現(xiàn)降本的空間相較過去有限。因此,我們預計風光降本速度較過去將會逐步減緩,降本出讓的利潤空間可能難以覆蓋非線性上升的系統(tǒng)調節(jié)成本。理性看待消納空間1、新能源消納空間測算新能源消納空間主要受電力負荷空間、跨省跨區(qū)輸電網(wǎng)絡建設情況和靈活性資源情況三者約束。計算新能源消納空間需要以電力系統(tǒng)生產模擬法,模擬電力系統(tǒng)實際生產運行狀態(tài),以每個時段(顆粒度可為5分鐘、1小時等)進行電力平衡分析,分析接入一定風電和光伏發(fā)電裝機情況下,系統(tǒng)全年所產生的棄風棄光電量,得到在保證新能源利用率不低于95%的情況下接入新能源裝機,即為系統(tǒng)新能源消納空間。電力系統(tǒng)生產模擬法需要考慮的約束眾多,包括電力電量平衡約束,機組爬坡和出力約束,火電機組啟停時間約束,水電出力約束,強制開機約束等。綜合考慮新型電力系統(tǒng)構建在電源側、電網(wǎng)側、負荷側各種邊界條件的實際情況和變化趨勢,通過逐年生產模擬模型計算“十四五”期間逐年新能源消納空間。據(jù)測算,2023年在保持新能源棄電率不低于5%的情況下,電網(wǎng)角度下全國新能源消納空間基本穩(wěn)定在1-1.2億千瓦左右;2025年新能源消納空間保守測算將逐步提高至1.4-1.7億千瓦左右。若考慮額外配建新型儲能,火電靈活性改造推進的情況,2023年新能源消納能力預計可以提升到1.3-1.5億千瓦左右。2025年逐步提升到1.7-1.9億千瓦左右。再疊加計算無需大電網(wǎng)提供消納的一般工商業(yè)分布式光伏(以2022年裝機2587萬千瓦,年均增速10%計算),2023年新能源消納能力預計可提升到1.6-1.9億千瓦左右。2025年預計逐步提升到2-2.2億千瓦左右。資本市場對于新能源發(fā)展的預期,同時來源于自上而下的“碳達峰,碳中和”目標下的能源轉型頂層設計,和自下而上的新能源成本下降而引發(fā)的內生需求。2021年以來,雙碳目標基本已經(jīng)成為經(jīng)濟工作的剛性約束。隨著光伏和風電的平價上網(wǎng)落地,新能源產業(yè)依賴財政補貼形成的周期性正在迅速下降,而其受益于技術進步形成的成本優(yōu)勢使得其需求持續(xù)上行,因而,新能源行業(yè)的成長屬性取代周期屬性而成為主要屬性。在此種背景下,二級市場對于新能源的發(fā)展預期較高,甚至遠超電力系統(tǒng)的實際接納能力。從新能源裝機預期增速及預期增量的角度看,市場多數(shù)研究觀點認為,“十四五”期間風電光伏合計新增年均裝機將保持2億千瓦及以上,并呈“前低后高”形勢發(fā)展,即“十四五”期間新能源裝機將保持每年高增量的發(fā)展,或較為樂觀。我們認為,2023至2025年新能源消納空間在1.6-2.1億千瓦/年。受限于消納空間以及非線性上漲且難以疏導的系統(tǒng)成本,新能源新增裝機年均保持2億千瓦及以上的市場預期實際可能難以實現(xiàn)。而“十四五”之后電力系統(tǒng)消納空間將主要取決于“十四五”末特高壓工程建設推進情況,以及存量火電靈活性改造和新型儲能等靈活性資源發(fā)展情況。中遠期特高壓與靈活性資源的建設節(jié)奏存在一定的不確定性,若實際推進進度不及預期,則“十四五”之后的新能源消納壓力恐將進一步加大。2、消納困境或悄
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