2021年11月30日，我国单晶硅龙头企业隆基股份官网报价显示，182mm硅片下调至6.2元/片，降幅达9.8%。另一家单晶硅龙头企业中环股份于12月2日跟进调整，其中M6硅片下降0.72元/片，报价5.05元/片，降幅达到12.48%。年初高歌猛进的光伏产业迎来转折，截止2021年12月22日，光伏产业链主要环节产品价格已延续了三周的跌势，买卖双方价格博弈仍在继续。本文分析发现，此轮价格下调主要与下游需求不振，装机不及预期有关，反映了前期上游硅料、硅片价格暴涨的负面影响，暴露了光伏产业发展中存在的问题，如上下游产能错配、工艺技术革新有限等。

本文以硅片价格下调为出发点，从装机规模、发电成本、技术与应用等三个角度全面梳理国际能源署、国家发改委、各省市以及光伏行业协会等机构关于十四五乃至更长时期光伏产业发展目标及规划，对照目标多维度分析当前我国光伏产业发展现状及存在的差距，在此基础上提出关于中国光伏产业未来发展策略的相关建议：一是要加强产业链联动，包括强化市场分析和产能协同规划、鼓励技术协同创新、推进认证体系建设和标准制定；二是要推进创新引领，强化关键技术突破与光伏应用智慧化；三是要扩大海外布局，以自建、并购、合作等多种形式提高海外市占率，打造中国光伏产业世界名片。

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硅片降价对光伏产业链主要环节的影响

2021年11月30日，隆基股份官网报价显示，182mm硅片下调至6.2元/片，降幅达9.8%。中环股份于12月2日跟进调整，其中M6硅片下降0.72元/片，报价5.05元/片，降幅达到12.48%。年初高歌猛进的光伏产业迎来转折，截止2021年12月22日，光伏产业链价格已延续了三周的跌势，产业链各主要环节具体表现如下：

2021年以来，随着硅料价格上涨，硅片价格水涨船高。以隆基股份单晶硅片P型M10 175μm厚度（182/247mm）为例，2020年12月24日报价3.90元，2021年10月11日报价已是6.87元，区间涨幅高达76.15%。11月30日，隆基股份年内首度降价，单晶硅片价格平均降幅达8.69%。在隆基股份宣布降价后不久，全球第二大硅片制造商中环股份也宣布降价，且相关产品降幅大于隆基股份，11月硅片价格平均降幅9.21%。

隆基股份和中环股份市占率合计接近50%，两家巨头降价将对硅片环节价格走势形成风向标。从PVinfolink最近数据看，12月以来单晶硅片和多晶硅片的各尺寸价格均呈不同幅度的下调。出货量上，硅片降价可能带动下游需求，从而增加硅片环节企业出货量，助力硅片企业去产能。近期隆基股份与一道新能源签订70.41亿元的硅片长单，双良节能也与亚洲硅业签订68亿元的购销长单合同。利润方面，短期硅片企业利润可能承压，但对于一体化企业影响不大，长期看随着下游需求提振，硅片出货量增加，硅片环节利润将会修复。随着2022年装机热潮的来临，硅片企业可能因此轮降价而受益。

回顾2021年，多晶硅因为供应链上下游产能错配与硅料厂新产能建设周期长等因素，使得2021整年硅料都处在供不应求的状况，价格一路飙涨，9、10月能耗双控政策与电价上调政策更是刺激了光伏下游终端需求，让已在高价位的硅料再次涨价，11月硅料均价已经涨到 269元/千克的近十年最高价。本轮硅片价格下调将倒逼上游硅料企业做出让利，硅料价格在历经一个月横盘之后首度出现下行。PVinfolink数据显示，12月以来多晶硅致密料价格持续下跌，最近一周跌幅达4.5%。

尽管硅料价格有所下降，但由于买卖双方的目标价格差异较大，卖方希望控制价格跌速，维持明年初一定的价格基础，同时也避免整体市场情绪更加观望；买方角度看，鉴于低开工率导致的硅料环节库存增加以及硅料新产能的释放，谈判筹码增加，目标价大多落在210-220元/千克；买卖双方的目标价格差异导致现货成交量仍较低，市场大多执行前期长单。利润则取决于买卖双方博弈的结果以及下游需求增加的幅度。

在上游产业链价格松动的同时，电池片、组件端价格也同步调整中。Pvinfolink最新数据显示，不同型号的电池片均呈小幅下降；组件环节， 12月1日，各型号组件价格平均降幅在3%左右；随后跌幅有所收紧，基本在1%-2%。随着电池和组件成本下降，预计将有大量项目进入“可装机”成本区间，对下游电站有比较好的提振，需求复苏后装机量上升，产业逐步走向均衡。

市场普遍认为，此轮硅片降价利好下游电池、组件等环节，有助于增强这些环节的盈利能力并刺激终端装机，对光伏产业链整体发展是利好。但由于上游价格博弈仍在继续，市场观望情绪浓厚，出货量未见明显提升，四季度的抢装潮未能如期而至。国际能源署（IEA）最新的全球光伏市场预测显示，2022年全球新增光伏装机量将超过200GW，在此光伏装机规模预期下，随着买卖双方谈判的深入，光伏产业链价格预期落地，各环节的出货量将明显提升，利润格局或迎来改变。

此轮价格下调主要与下游需求不振，装机不及预期有关，反映了前期上游硅料、硅片价格暴涨的负面影响，暴露了光伏产业发展中存在的问题，如上下游产能错配、工艺技术革新有限等。中国作为光伏产业链最完备以及光伏装机规模最大的经济体，未来要打造世界一流光伏产业，有必要理清当前光伏产业发展现状及其与目标的差距，从而制定针对性的引导举措。

光伏产业现状与目标的差距

▶（1）2021—2026年中国光伏新增装机规模将达400GW以上

国际能源署（IEA）12月发布的《2021年可再生能源报告》预计，到2026年，全球可再生能源发电装机容量将比2020年的水平增加60%以上，达到4800GW以上；中国可再生能源新增装机容量将占全球市场份额（1800GW）的43%（图6）），继续领跑全球。

2021-2026年间，全球光伏新增装机容量将达1100GW，占全部可再生能源装机增量的60%，成为推动能源转型的中坚力量。预计2021年光伏装机容量将达160GW左右，2026年接近200GW，年均增长17%；其中，分布式光伏装机容量不断扩大，占比将达40%左右（图7）。分国别看，中国将是全球光伏市场的主力军，2021-2026年间光伏新增装机容量在400GW以上，占全球市场份额超过36%，几乎相当于欧洲、美国、印度之和（图8）。

国内方面，国家发改委能源研究所预测，到2025年，全国光伏总装机规模（直流侧，下同）达到730GW，占全国总装机的24%，全年发电量为8770亿千瓦时，占当年全社会用电量的9%。到2035年，全国光伏总装机规模达到3000GW，占全国总装机的49%，全年发电量为3.5万亿千瓦时，占当年全社会用电量的28%。到2050年，光伏将成为中国的第一大电源，光伏发电总装机规模达到5000GW，占全国总装机的59%，全年发电量约为6万亿千瓦时，占当年全社会用电量的39%。

具体到各省市层面，据中国半导体行业协会统计，全国31个省市陆续公布了“十四五”时期光伏产业发展重点及装机目标，本报告节选有明确装机目标的18个省市数据，可以看出，河北、山东新增装机规划均超25GW，浙江、贵州新增装机将达10GW及以上，四川、江苏、西藏、辽宁、黑龙江、江西新增规模均在3GW以上。

▶（2）2030年光伏地面电站LOCE将降至0.16—0.29元/千瓦时

“十四五”时期将是光伏发电全面平价上网的关键期，知名咨询公司麦肯锡预测，2025年将是风电光伏与煤电、燃气发电竞争的转折点，届时风电、光伏成本将在全球范围内低于煤电、气电成本。

2021年6月，国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）明确提出：1） 2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。2）2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。取消补贴和平价上网的核心是促使光伏行业进一步降低成本，实现高质量发展，发挥绿色优势。

据光伏行业协会预测，到2030年我国全投资模型地面光伏电站平准化度电成本将降至0.16—0.29元/千瓦时（不同地区光伏电站等效利用小时数差异导致成本差异），全投资模型分布式光伏电站平准化度电成本将降至0.14—0.25元/千瓦时，按2021年煤价行情，燃煤发电的成本在每度电0.32元至0.76元之间。这意味着2021年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价。

▶（3）2021—2025年将在智能光伏、储能电池及光伏标准方面持续发力

在光伏等新能源技术与应用发展方面，全球主要国家都有相关举措，欧盟通过《2050能源科技路线图》，日本先后出台《面向2030年能源环境创新战略》和《能源基本计划》，美国拜登政府制定“清洁能源革命计划”，包括投资4000亿美元进行清洁能源技术创新，力争实现美国清洁能源技术在全球的领导地位。

2021年12月，中国光伏行业年度大会上工信部提出了推动我国光伏产业持续健康高质量发展的若干规划：1）将发布十四五制造业高质量发展规划文件，编制推动能源电子产业高质量发展指导意见，促进太阳能光伏、新型储能电池重点终端应用，关键信息技术产品的融合创新。2）强化行业规范管理，持续实施《光伏制造行业规范条件（2021年本）》。引导光伏产业转型升级，工艺技术进步，系统发电成本下降。3）推动产业智能升级，统筹资源，开展智能光伏试点示范，联合相关部委发布《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025）》，促进智能光伏的创新应用。4）指导全国光伏能源系统标准换届，加快太阳能光伏产业综合标准化技术体系的修订工作，开展光伏电池尺寸等关键标准的修订，指导开展组件回收利用研究。

具体到各省市层面，全国31个省市、自治区等在十四五能源规划中对于光伏产业技术和应用的攻关方向都做了详细阐释，归纳起来主要有三点：1）光伏制造领域（设备制造、电池技术）力争取得重大突破；2）着力培育相当规模的“光伏+”产融示范基地；3）加大光伏产业链上下游延伸环节（储能、氢能、光伏回收）布局。

▶（1）全国装机规模持续扩大，但2021年不及预期

2011年以来，全国太阳能累计装机容量不断扩大，2021年三季度达到2.78亿千瓦；占总电力装机容量的比重持续攀升，2021年三季度超过12%（图11）。新增太阳能装机容量平均每年都在2500万千瓦以上，占当年新增电力装机容量的25%以上，最高甚至达到40%（图12）。从全球光伏市场看，中国、美国、欧洲、印度装机规模合计占据75%以上的市场份额，特别是中国，光伏累计装机规模全球份额2013年超过美国，2017年超过欧洲，2020年达到35.9%；光伏新增装机规模则从2013年起连续领跑全球（图13）。从国内光伏市场看，山东、河北、江苏、青海、浙江累计装机规模领先，2020年均超过1500万千瓦；河北、山东、贵州新增装机规模靠前，2020年新增超过500万千瓦（图14）。

尽管如此，2021年全国新增装机容量仍不及预期。根据光伏行业协会（CPIA ）预测，2021年全球光伏装机150-170GW，国内光伏装机55-65GW。“十四五”期间年均光伏新增70-90GW。从数据增速看，前三季度新增装机量不及预期，主要的问题还是在于大宗商品及光伏产业链价格的全面上涨导致成本高企，下游装机意愿不足。

分类型看，光伏电站和分布式光伏累计装机容量持续增加，2021年三季度分别达到1.84亿千瓦、0.94亿千瓦，尤其是分布式光伏，2016年以来装机容量快速增加，占比由14%提升至33.83%（图15）。新增方面年度变化较大，但整体呈现出分布式光伏引领的局面，特别是2021年前三季度，新增容量中分布式光伏占比64%（图16）。

从区域分布看（图17），分布式光伏主要集中在山东、浙江、河北、江苏等地，2021年三季度，上述地区分布式累计装机规模分别达到1973万千瓦、1173万千瓦、1034万千瓦、902万千瓦，占当地光伏总装机规模的比例均在40%以上；中西部青海、宁夏、新疆、内蒙等地光伏电站累计装机规模遥遥领先，2021年三季度均在1000万千瓦以上。北京、上海、福建、湖南等总装机规模虽小，但分布式占比在50%以上；广西、海南、重庆、四川等地日照条件较好，但光伏装机规模不大，分布式占比极低，要实现“十四五”装机目标仍需进一步发力。

从电力供需角度看，社会总发电量和用电量逐年稳定增长，基本维持在紧平衡状态，但2021年前三季度社会用电量超过发电总量，缺口达到979亿千瓦时，出现供不应求局面（图18）。缺电现象给我们敲响了警钟，“双碳目标”下保障电力供需平衡问题应当高度重视。值得一提的是，光伏发、用电量占社会总发电量和用电量的比例持续上升，2021年前三季均达到4%左右，较2016年增长3个百分点；弃光率有效下降，光伏发电量与用电量差额逐渐缩小（图19）；但对比“2025年光伏发电量达到社会用电量9%”的目标仍有较大差距。

▶（2）光伏发电成本总体下降，但产业链持续涨价带来负面冲击

从历史数据看，新能源发电成本总体上呈下降趋势，特别是光伏发电，2010年平准化度电成本（LOCE）2.58元/千瓦时，到2020年已经降至0.39元/千瓦时，呈对数下降态势，基本与煤电价持平（图20）。这一方面得益于规模经济下的成本优势，另一方面与光伏发电及储能电站技术进步密不可分，光伏发电设备利用小时数基本呈上升趋势（图21），似乎光伏发电全面平价上网的时代已经到来。

但2021年大宗商品及光伏产业链价格的全面上涨对此提出挑战。大宗商品、能源及运费价格上涨导致太阳能光伏组件的生产和运输成本上升，2020年初开始，太阳能级多晶硅价格涨至四倍以上，钢铁价格增长50%，铝价上涨80%，铜价上涨60%，运费价格涨至近六倍[1]。与2019年价格水平相比，今年价格上涨将导致光伏投资成本增长25%左右（国际能源署预测），此外，贸易限制政策导致全球主要市场如美国、印度、欧洲等光伏组件价格进一步上涨，对光伏平价上网造成冲击，部分电站亏损运营。

▶（3）技术仍待突破，应用有待深挖

· 产业链各环节技术突破尚需时间，具体如下：

1）硅料环节。由于成本以及生产工艺方面的优势，改良西门子法生产的棒状硅一直是市场主流，2020年棒状硅约占全国总产量的97.2%。随着国内光伏企业保利协鑫宣布其颗粒硅制成成本开始下降，并实现关键设备国产化及关键材料替代，硅烷流化床法生产的颗粒硅逐渐受到关注。据保利协鑫事业部负责人介绍，11月10日正式投产实测的颗粒硅的电耗已经降到15千瓦时/公斤，较之棒状硅55-60千瓦时/公斤的能耗具有明显优势。成本方面，综合生产流程、工序、电耗等原因，颗粒硅成本预计比棒状硅低20%左右。结合“双碳”要求，能耗更低的颗粒硅似乎更受青睐。不过也有观点指出，颗粒硅单位电耗虽低，但如果考虑蒸汽电耗，则其综合能耗与棒状硅相比差距不大；且在品质方面，虽然能够达到太阳能级特级标准，但其杂质含量较难控制，未来要扩大颗粒硅市场份额，还需在纯度、运行稳定性等方面加强研发与技术投入。

2）硅片环节。当前市场上单晶硅（包括P型和N型）已超过多晶硅成为主流，市占率达到90.2%。单晶硅片量产厚度在170-180μm（1μm=0.001mm）；市场上156.75mm（M2）、158.75mm （G1）、166mm（M6）、210mm（G12）等多款尺寸共存。未来要持续推动成本下降和性能改善，薄片化和大尺寸是主要途径。但大尺寸与薄片化二者存在一定对立，大尺寸硅片在切割薄片化上对切片机、金刚线及切割工艺提出了更高的要求，减少碎片、TTV、线痕，以及大尺寸薄片可能产生的弯曲与翘曲。二者之间的平衡还需技术工艺的进一步升级。

3）电池片环节。2020 年，规模化生产的P 型单晶电池均采用PERC 技术，平均转换效率达到22.8%，较2019年提高0.5 个百分点；市场占比进一步提升至86.4%。N 型TOPCon 电池平均转换效率达到23.5%，异质结电池平均转换效率达到23.8%[2]，两者较2019 年均有较大提升。但由于相对成本较高，量产规模仍较少，目前市场占比约为3.5%，较2019 年仅有小幅提升。未来要进一步提升光电转换效率，则需要推动N型电池技术的不断优化，降低生产成本及次品率。

4）组件环节。根据双面组件在户外实证基地得出的发电增益数据来看，对应双面组件的背面为草地、沙地、水泥地以及地面刷白漆时，其背面的发电增益分别为10%、12%、13%以及32%[3]。2020 年，随着下游应用端对于双面组件发电增益的认可，以及美国豁免双面组件201关税，双面组件市占率大幅上涨，增至29.7%。双面组件的应用对于提升光电转化效率、降低平准化度电成本都有裨益，未来要扩大双面组件应用范围需要在提升良品率、完善安装配套能力方面持续改进。

· 储能和制氢技术的开发验证有待加强。由于风力、光伏等新能源发电特性与负荷特性同步性较差，以及发电、用电中心脱节等原因，新能源消纳问题较为突出。储能技术是解决新能源消纳问题、提高新能源利用效率的重要保障。但目前，大规模储能技术只有抽水蓄能和压缩空气储能可实现商业化。抽水蓄能电站的建设受到地理条件的严格限制；压缩空气储能目前还存在传统压缩空气储能系统需要燃烧化石能源、小型系统的效率不高和大型系统需要特定的地理条件建造储气室等缺点[4]。氢能既能以气、液态的形式存储在高压罐中，也能以固态的形式储存在储氢材料中，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。随着我国对电力消纳问题的重视及可再生能源发电上网电价的调整，氢储能成为消纳弃风弃光的关键技术，利用弃风弃光电量电解水制氢（绿氢路线），能够有效降低污染物排放，可以提高可再生能源利用的综合效益。但由于绿氢路线一次性发电设施投入大、运维成本高等原因，经济优势尚不明显，产业发展仍处于初期阶段。

· 光伏+应用场景有待深挖与推广。目前光伏产业与其他产业的跨界融合所衍生出的新业态层出不穷，例如光伏与“农、林、牧、渔”结合所衍生出的“农光互补”、“渔光互补”、“牧光互补”；与“工业、交通、建筑业”结合所衍生出的“光伏工业园区”、“光伏制氢”、“光伏公路/高铁”、“光伏建筑一体化”；与“生态、环保、旅游、扶贫”结合所衍生出的“光伏治沙”、“光伏采煤沉降区治理”、“光伏观光旅游”、“光伏+乡村振兴”。多产业的高度融合对于提升就地消纳能力、助力“源网荷储”一体化具有积极意义。但目前的光伏+应用场景多属于示范项目，距离大规模的推广应用尚有差距。此外，储能技术的进展尚不足以支撑较高的光伏发电利用效率，据内部人士透露，“光伏园区”内实际利用的光伏电力占比不超过15%，大部分还需依靠电网供电。未来还需在光伏+应用场景的深挖和推广、以及利用效率方面持续发力。

· 光伏回收布局尚处于初步阶段。随着大规模的集中式和分布式光伏发电项目投运，废弃光伏组件的处理问题将日益凸显。我国首批大规模投产的光伏组件已运行12年，预计2025年光伏组件开始大量报废，2030年左右将迎来高峰[5]。据中科院电工研究所预测，从2020年开始，国内光伏组件的废旧量将显著增加，到2030年时，国内废旧光伏组件可以产生145万吨碳钢、110万吨玻璃、54万吨塑料、26万吨铝、17万吨铜、5万吨硅和550吨银。科技部863课题的研究结果显示，即使现有光伏电站运行维护良好，到2034年，国内退役光伏组件也将累计达到近60GW的规模；如果电站运行维护状况一般，累计退役组件很可能将超过70GW。基于此，按照组件价格1.5元/瓦计算，到2034年预计组件回收价值在900—1050亿元。此外，2021年7月，国家《“十四五”循环经济发展规划》提出要构建资源循环型产业体系和废旧物资循环利用体系，光伏回收行业未来将是重点关注领域。目前，光伏组件的大规模报废期还未到来，组件回收行业还处于起步阶段，光伏回收相关的实证研究和标准制定需尽快提上日程。

光伏产业未来发展策略

鉴于光伏产业发展现状及其与目标之间的差距，未来提升光伏产业发展水平可从以下三方面入手：

▶ 1、加强产业链联动——探索产能协同规划和技术协同创新

光伏产业的良性发展离不开上中下游各环节的协调联动，长期以来，由于中上游硅料、硅片、电池片等环节的技术壁垒和产能有限，产业链的话语权一直掌握在中上游环节，特别是硅料环节。2021年硅料价格一路高歌猛进，拉高了整个产业链成本，再加上部分企业“囤货”行为，导致许多下游订单出现亏损，极大地抑制了下游电站装机积极性。2021年1—11月新增太阳能装机规模34.83GW，年初预测2021年全年装机规模为55GW—65GW，实际装机规模与预期相比有较大差距，基于此，12月15日光伏行业协会将装机规模预期下调20%，预计全年光伏新增装机规模45GW—55GW。

以隆基和中环降价为标志，光伏产业链开启了新一轮的博弈，目前博弈结果尚未可知，但基本的共识是，价格战不可持续，零和博弈不是最终诉求。未来光伏产业要打造世界一流，产业链的协同发展势在必行：

一是要强化市场分析和产能协同规划，基于市场空间合理规划各环节产能，减少盲目扩张或者恶意囤货所导致的产能错配。

二是鼓励技术协同创新，不管是颗粒硅的性能优化、硅片的大尺寸和薄片化、N型电池的降本提效、双面组件增量效益的实证监测，还是储能和制氢技术的开发验证，都不是单个产业链环节可以独自完成的，需要各环节协同创新，上下游的紧密配合，一方面减少技术、产品研发到实证检验的窗口期，另一方面加快技术成果应用转化和规模化推广。

三是推进行业认证体系建设和标准制定，依托国家重点实验室、领跑者基地、户外实证基地等举行高频次、高规格的光伏产业交流会，组织国内外知名认证机构、测试机构以及代表性电力设备制造商和光伏产品制造商就全球市场准入及检测认证标准、最新政策及法规要求定期交流，推进光伏全产业链测试认证体系建设和标准制定。

▶ 2、推进创新引领——强化关键技术突破与光伏应用智慧化

（1）突破关键技术，加快创新成果落地转化 

通过建立产业研发联盟，整合优质科研资源，共同攻关高效电池、储能技术和光伏制氢技术，推动光伏产业关键技术实现重大突破。依托现有的以及正在建设的光伏户外实证基地（例如国家电投大庆基地等），加大对于光伏产品、发电设备、储能系统各领域的新技术、新产品、新方案的实际运行性能检测，及时发现问题，不断优化产品、方案设计，引导光伏产业链各环节供应商强化技术攻关、优化产品标准、加快创新成果落地转化。

（2）推动光伏应用端多元化、智慧化和规模化

在现有光伏产业与“农、林、牧、渔”、“工业、交通、建筑业”以及“生态、环保、旅游、扶贫”等多产业融合发展的基础上，继续推进“光伏+”应用场景的拓展和深挖，探索光伏与智慧城市、智慧园区、智慧家居的融合创新，实现城市移动智能供电、园区局域微网自平衡自调节、家庭电热水气一体化智能供需匹配，并在条件成熟时逐步推广光伏应用，扩大商业化规模[6]。尽早开展光伏回收相关业态布局，构建资源循环型光伏产业体系。

▶ 3、扩大海外布局——以自建、并购、合作等多形式提升海外市占率

按照国际能源署的预测，2021—2026年间，全球光伏新增装机规模将达到1100GW，其中中国将新增400GW，占比超过36%，其他国家如美国、印度以及欧洲等国的市场潜力也不容小觑。中国具备全球最完整的光伏产业链，光伏装机规模世界领先，应紧抓光伏产业发展机遇，积极推动光伏产业出海深耕，鼓励光伏企业把握“一带一路”建设、“RCEP自贸协定”等政策机遇，充分评估海外投资风险的前提下选择合适的方式（包括自建、并购、合作等）扩大海外布局，积极参与海外大型项目竞标，打造优质海外光伏基地示范项目，提升中国光伏产业世界影响力。

本报告撰稿人：岑维、王若林（作者感谢国家电投集团的支持，实习生龚教伟亦有参与）

成稿时间：2022年1月6日

联系人：程云（0755-26032270，

chengyun@phbs.pku.edu.cn）

编辑：吴佳璇