首页/文章/ 详情

《2024 年全球氢能评估报告》总结版

2月前浏览1509

本文原文有295页,全英文版本,为最新发布。小伙伴有兴趣的可以在这篇文章结尾左下角选择阅读原文。


《Global Hydrogen Review 2024》由国际能源署(IEA)发布,该报告全面且深入地剖析了全球氢能领域在 2023 - 2024 年的发展状况,涵盖生产、需求、贸易、投资、政策等多个关键方面,为了解全球氢能产业动态提供了极具价值的参考。

全球氢气审查总结进展


执行摘要


  1. 项目进展与挑战并存

    :2023 年,全球氢能需求攀升至 97 Mt,同比增长 2.5%,然而,需求依旧高度集中于炼油和化工领域,且主要由未减排的化石燃料制氢满足。低排放氢产量在 2023 年不足 1 Mt ,不过基于已宣布的项目,到 2030 年有望飙升至 49 Mtpa,这一增长主要得益于电解水制氢项目,已宣布的电解水制氢装机容量高达近 520 GW。尽管项目数量和最终投资决策(FID)数量有所增加,已宣布的 FID 项目产能相比去年翻倍,达到 3.4 Mtpa,但多数潜在生产项目仍处于规划或更早阶段。实现全部项目投产,需要该行业在 2024 - 2030 年间以超过 90% 的复合年增长率发展,这一增速远超太阳能光伏快速扩张阶段。目前,不少项目面临延迟和取消的困境,主要原因包括需求信号不明、融资困难、激励措施延迟、监管不确定性、许可审批问题以及运营挑战等。  

     
     

     
    图2.12019-2030年2050年地区、历史和零排放量的净氢需求  
    (注: NZE =到2050年的净零排放情景。“其他”项目包括建筑和生物燃料的升级。2024年的e=估计为2024年。2024年的估值是基于到2024年6月之前观察到的趋势的预测。2023年,氢需求达到97万吨,但仍集中在工业和炼油的传统应用)  
  2. 中国引领电解水制氢发展

    :全球已宣布达到 FID 的电解水制氢装机容量目前为 20 GW,过去 12 个月内新增 6.5 GW。中国在这一领域的领导地位不断巩固,在新增容量中占比超 40%,并且拥有全球 60% 的电解槽制造产能。随着中国持续扩大制造规模,电解槽成本有望像太阳能光伏和电池制造一样降低。此外,多家中国大型太阳能面板制造商进军电解槽制造领域,目前约占中国电解槽制造产能的三分之一。与此同时,其他地区也在加大投入,欧洲过去一年电解水制氢项目 FID 数量增长四倍,超过 2 GW,印度凭借一个 1.3 GW 的 FID 项目成为重要参与者。  
  3. 技术创新与成本变化

    :自 2016 年以来,政府对氢能技术研发(RD&D)的投入持续增长,现已初见成效。目前,供应侧技术取得较多进展,众多技术已商业化或接近商业化。终端应用技术也取得积极成果,工业和发电领域的部分应用已进入示范阶段,运输领域尤其是航运方面进展显著。2022 年,专利申请数量激增 47%,主要源于受气候变化驱动的技术。短期内,低排放氢成本依然较高,由于采用新数据,报告上调了当前电解槽成本。不过,若能实现 IEA 净零排放情景(NZE Scenario)中的部署规模,到 2030 年,可再生电力制低排放氢的成本有望降至 2 - 9 美元 / 千克,与未减排化石燃料制氢的成本差距将大幅缩小。  
  4. 需求创造任重道远

    :各国政府开始实施关键政策(如德国的碳差价合约和欧盟在航空、航运领域的指令)以刺 激低排放氢需求,行业也积极响应,签署了更多承购协议并启动采购招标。然而,这些努力的规模仍不足以推动氢能为实现气候目标做出显著贡献。政府设定的 2030 年氢能需求政策和目标总量约为 11 Mt,较去年有所下调,而已达到 FID 或已运营的低排放氢产量仅为 4 Mtpa,远低于需求目标。此外,政府的需求政策和目标明显落后于生产目标,政策措施在创造足够需求以推动生产规模扩大方面仍显不足,部分雄心勃勃的政策尚未转化为国家立法,且政府对供应侧的支持力度比需求侧高出 50%。  
  5. 认证与互认取得进展

    :各国政府加速制定低排放氢环境属性相关法规,旨在为长期投资提供确定性。然而,不同地区的法规框架和认证计划缺乏一致性,存在市场碎片化风险。在 COP 28 上,37 个国家政府承诺相互认可国家认证计划,拉丁美洲推出区域认证框架 “CertHiLAC”。国际标准化组织(ISO)发布了确定氢生产相关温室气体排放的方法,预计 2025 或 2026 年将形成完整标准,为证书互认提供通用方法,但仍有部分问题尚未解决。  
  6. 拉美机遇与挑战

    :凭借丰富的自然和可再生能源资源以及低碳电力结构,拉美在低排放氢生产方面极具潜力。基于已宣布项目,到 2030 年,拉美有望生产超过 7 Mtpa 的低排放氢,其碳强度远低于使用未减排天然气的水平,符合多个现有法规要求。但要充分实现这一潜力,需要大幅增加发电容量(相当于该地区当前发电量的 20%)并对基础设施进行大量投资。许多拉美国家已制定氢能战略,重点关注出口机会,但由于全球氢市场规模不确定,这些计划可能需要调整。目前,全球与氢及氢基燃料贸易相关的已宣布项目没有增长,拉美地区的应用主要集中在炼油和氨生产领域,随着市场发展,钢铁、航运和航空等新应用以及氢枢纽将逐渐涌现 。  

氢能需求

  1. 需求分布与增长

    :2023 年,全球氢能需求突破 97 Mt,预计 2024 年将接近 100 Mt 。需求增长主要受经济趋势驱动,而非政策实施成果。需求分布仍集中于传统应用领域,如炼油、化工(氨和甲醇生产)和钢铁制造,这些领域几乎完全依赖未减排化石燃料制氢。在向净零排放能源系统过渡的过程中,这些领域对未减排化石燃料制氢的需求需被低排放氢替代,同时,低排放氢在难以减排的新应用领域的使用也需扩大。尽管 2023 年新应用领域的氢使用量相比 2022 年增长近 40%,但占全球需求的比例仍不足 1%。在 NZE 情景中,到 2030 年,氢能需求将接近 150 Mtpa,其中低排放氢占 45%,新应用领域的需求占近 40%,这意味着新应用领域的需求需在 2030 年前增长超 80 倍。  
  2. 各领域需求情况

    • 炼油

      :2023 年,炼油领域的氢能需求达到 43 Mt,再创历史新高,增长主要集中在中国和中东地区。尽管未来对精炼油产品的需求增长预计将放缓,但在 NZE 情景中,到 2030 年全球炼油领域的氢能需求需降至 35 Mt 以下,目前仍有较大差距。2023 年,炼油领域对低排放氢的需求几乎全部来自中国的两个项目,随着多个项目的推进,预计到 2030 年,低排放氢在炼油领域的使用量有望达到 1.6 Mtpa,约满足 NZE 情景需求的四分之一。此外,生物炼油厂对低排放氢的兴趣日益增加,部分项目计划使用低排放氢升级生物燃料。  
    • 工业

      :2023 年,全球工业领域的氢能需求达到 54 Mt,同比增长近 2%,主要用于氨、甲醇和钢铁生产。在 NZE 情景中,到 2030 年,工业领域的氢能需求将增长至 70 Mtpa,约四分之一需由低排放氢满足。2023 年,工业领域的低排放氢产量约为 280 kt,预计 2024 年将增长至 370 kt 。已宣布的项目若全部实现,到 2030 年,低排放氢产量有望达到 6.2 Mtpa,但仍与 NZE 情景目标存在差距。此外,氢在工业加热应用方面的研发项目正在推进 。  
    • 交通

      :在道路运输方面,2023 年氢燃料电池汽车的使用量增长,其中重型燃料电池卡车和公交车的增长尤为显著,但整体需求依然较低。不同地区的发展态势有所不同,中国侧重于重型车辆,而韩国和日本则聚焦于轻型车辆,但该领域增长逐渐放缓。在航运领域,氢基燃料有望在实现国际海事组织温室气体减排目标中发挥重要作用,尽管面临生产规模扩大的挑战,但替代燃料就绪船舶的订单数量不断增加,各国政府也纷纷采取行动推动其发展。在航空领域,短期内氢相关活动主要集中在可持续航空燃料的生产,多家航空公司签署了采购协议,但直接使用氢的技术仍处于开发阶段,面临诸多挑战 。  
    • 建筑

      :2023 年,建筑领域的氢能应用进展甚微,在当前政策下,预计到 2030 年,氢能在建筑领域的使用量仅为 20 ktpa,占该领域总能源需求的比例极小。目前,建筑领域使用氢的技术部署进展缓慢,部分试点项目因社会接受度低而延迟 。  
    • 电力

      :2023 年,氢在发电领域的使用占全球发电总量的比例不足 0.2%,但氢和氨有望成为重要的低排放电力系统灵活性来源。自 2023 年以来,多个国家和地区开展了相关项目,韩国、日本等国的公司积极推进示范项目,部分国家还通过拍卖支持氢和氨在电力领域的应用。基于已宣布项目,到 2030 年,全球氢和氨发电装机容量有望达到 7100 MW,但与 NZE 情景目标相比仍有较大差距 。  

氢能生产

  1. 生产现状与展望

    :2023 年,全球氢气产量达到 97 Mt,几乎全部来自未减排的化石燃料,其中未减排天然气制氢占主导地位,约为总产量的三分之二,中国是最大的生产国。低排放氢产量在过去两年略有增长,占比仍不足 1%。基于已宣布的项目,到 2030 年,低排放氢产量有望达到 49 Mtpa,欧洲、拉丁美洲和美国将成为主要生产地区。然而,项目面临诸多挑战,部分项目延迟或取消,实际产量与 NZE 情景目标仍存在差距 。  
  2. 电解水制氢

    :2023 年底,全球水电解槽装机容量达到 1.4 GW,预计 2024 年底将达到 5 GW,中国在新增容量中占比约四分之三。从技术类型来看,碱性电解槽占比最大,其次是质子交换膜(PEM)电解槽。基于已宣布项目,到 2030 年,电解槽装机容量有望达到 230 - 520 GW,但多数项目处于早期阶段,不确定性较大。过去 12 个月,约 6.5 GW 的电解水制氢项目达到 FID,主要用于工业应用和运输燃料生产。电解槽制造产能在 2023 年翻倍,达到 25 GW/yr,中国占比 60%,预计到 2030 年,产能有望超过 165 GW/yr 。随着规模效应和大规模制造的实现,电解槽成本有望降低 。  
  3. 化石燃料结合 CCUS 制氢

    :全球约有 15 个氢气生产设施配备了碳捕获、利用和存储(CCUS)技术,累计二氧化碳捕获能力约为 12 Mtpa,但多数设施仅实现部分捕获,低排放氢产量有限。在政策支持下,美国、欧洲、加拿大和中东等地的相关项目取得进展。若已宣布项目全部实现,到 2030 年,低排放氢产量将大幅增长,但仍比 NZE 情景目标低约 6 Mt 。  
  4. 不同生产路线对比

    :氢气生产成本受多种因素影响,未减排天然气制氢成本因天然气价格波动而变化,2023 年价格有所回落。在 NZE 情景下,到 2030 年,可再生电力制氢成本有望与化石燃料结合 CCUS 制氢成本相当。低排放氢的成本溢价对不同终端产品价格的影响程度不同,在食品、航空、钢铁等行业,成本溢价在供应链下游逐渐降低,但仍需考虑对不同利益相关者的影响。此外,氢气生产需考虑水资源利用问题,约 40% 的计划低排放氢生产项目位于水资源紧张地区,项目开发商正探索利用海水淡化和处理后废水等方式保障供水 。  
  5. 新兴生产路线

    :天然氢的勘探和开发在过去几年有所进展,但目前尚无商业可行的天然氢井。多个国家和地区开展了相关地质调查,部分项目正在推进。生物质制氢可通过多种方式实现,部分项目已投入运营,公共部门也对新兴生产路线提供了支持 。  
  6. 氢基燃料和原料

    :基于已宣布项目,预计 2024 年氢基燃料和原料的总产量将增长近 15%,达到近 0.5 Mtpa      -eq,到 2030 年有望达到近 10 Mtpa(若考虑早期阶段项目则为 20 Mtpa),但多数项目处于早期阶段。氨是主要的目标产品,其生产成本较高,在 NZE 情景下,到 2030 年成本有望降低 。  

贸易与基础设施

  1. 贸易现状与项目

    目前,氢能贸易规模较小,主要是邻近国家之间的小规模、本地化运输以及氢基产品(如氨和甲醇)的贸易。在 NZE 情景中,到 2050 年,氢和氢基燃料的区域间贸易量将超过 70 Mtpa      -eq 。近年来,一些试点项目开展了低排放氢及氢基燃料的贸易,如氨的运输。已宣布的出口导向型项目若全部实现,到 2030 年,出口量有望达到 16 Mtpa      -eq,但多数项目处于早期阶段,不确定性较大。氨是最主要的贸易载体,澳大利亚和美国有望成为最大的出口国,欧洲则是主要的进口市场 。  
  2. 基础设施发展

    • 管道运输

      :全球天然气管道网络庞大,部分可用于氢气运输。目前,全球已运营的氢气管道长度约为 5000 km,已宣布的新建管道项目长度到 2035 年有望接近 40000 km,但仅有 2% 的项目达到 FID。欧洲、中国等地区和国家积极推进管道建设相关政策和项目,但面临生产和需求不确定性、监管框架不完善等挑战 。  
    • 地下存储

      :全球地下天然气存储容量较大,但氢存储设施的发展相对滞后。已宣布的地下氢存储项目容量与 NZE 情景需求差距较大,到 2035 年和 2050 年的预计容量远低于需求。目前,一些盐穴、硬岩洞穴和多孔储层等存储项目正在推进,但仍需加快发展以满足未来需求 。  
    • 船舶运输

      :对于长途运输,船舶运输氢具有一定优势,但需要发展专用的港口基础设施和新型油轮。目前,全球有多个港口基础设施项目正在规划中,包括氨、甲醇和纯氢的相关设施。同时,新型液化氢油轮的设计和研发也在进行中 。  

投资、融资与创新

  1. 投资情况

    :2023 年,项目开发商在氢能供应项目建设上投入了 35 亿美元,其中约 80% 用于电解水制氢设施建设,其余用于与 CCUS 结合的项目。电解水制氢项目投资相比 2022 年增长超 350%,预计 2024 年将继续增长。多边金融机构对氢能的融资在 2023 年较为活跃,2024 年进入实施阶段,但整体投资水平仍远低于 NZE 情景要求 。  
  2. 金融表现

    :氢能公司整体财务状况不够稳健,在公开市场上表现不佳,公司市值有所下降。然而,初创企业的融资额在 2023 年有所增加,达到 37 亿美元,尽管预计 2024 年受宏观经济影响融资额可能下降 。  
  3. 技术创新

    :在制氢技术方面,电解水制氢技术不断创新,如降低催化剂成本、提高氢气出口压力等;化石燃料结合 CCUS 制氢技术也有进展,如采用新的重整技术和甲烷热解技术等。在终端应用技术方面,钢铁、化工、运输和电力等领域的创新项目取得了一定成果,如氢基直接还原铁(DRI)技术、氨燃料发动机等。此外,2022 年全球氢专利申请数量大幅增长,表明对低排放氢技术的信心和研发投入增加 。  

政策

  1. 战略与目标

    :过去 12 个月,19 个国家发布了新的氢能战略,多数为新兴市场和发展中经济体,使发布氢能战略的国家覆盖了全球 84% 以上的能源相关二氧化碳排放。多数新战略设定了生产目标,但尚未转化为具体立法和约束性目标 。  
  2. 需求创造政策

    :自 2023 年以来,共发布了 26 项旨在创造需求的政策,主要政策工具包括补贴、配额等,但多数资金处于宣布阶段,尚未转化为实际法律。政策推动的低排放氢需求在 2030 年有望达到 6 Mtpa,但仍远低于生产目标和 NZE 情景需求 。  
  3. 投资风险缓解政策

    :各国采用多种政策工具缓解投资风险,如直接补贴、税收优惠、竞争性招标、差价合约等。部分国家出台了支持电解槽制造的政策,以促进国内制造业发展 。  
  4. 研发与知识共享

    :政府对氢能研发的投入在 2023 年继续增加,超过了 2022 年的历史记录。国际合作也在加强,多个国际组织和国家在氢能领域开展合作,推动知识共享和标准制定 。  
  5. 认证、标准与法规

    :各国政府积极推进氢能认证、标准和法规的制定工作,在 COP 28 上取得了重要进展,如发布了确定氢生产相关温室气体排放的方法,部分国家和地区也制定或更新了相关标准和法规,但仍需进一步协调和统一 。  


来源:气瓶设计的小工程师
燃料电池通用航空船舶汽车建筑管道
著作权归作者所有,欢迎分享,未经许可,不得转载
首次发布时间:2025-01-16
最近编辑:2月前
气瓶设计的小攻城狮
硕士 从事IV储氢气瓶行业。
获赞 36粉丝 76文章 312课程 0
点赞
收藏
作者推荐

燃料电池电动汽车加氢站设计、运营及平准化成本综述

本文来源:AnOverviewonTheDesign,OperationandLevelizedCostsofHydrogenRefuellingStationsforFuelCellElectricVehicles一、引言在全球应对化石燃料市场波动和环境污染的大背景下,氢经济迅速崛起,而交通运输领域向氢燃料的转型成为关键。燃料电池电动汽车(FCEV)技术的成熟为这一转变奠定了基础,但FCEV的商业可行性在很大程度上依赖于加氢站(HRS)的普及和氢气成本的降低。本文旨在为利益相关者、政策制定者和投资者提供全面的氢运输经济概述,助力其做出明智决策。二、燃料电池电动汽车(FCEV)(一)行业地位与优势汽车行业是经济的重要驱动力,但传统燃油车消耗大量能源并产生碳排放。氢燃料电池电动汽车作为清洁可持续的替代方案,其车载燃料电池能将氢气电化学转化为电能,仅产生水和热,在驱动架构上与电池电动汽车(BEV)类似,却具有独特优势。在续航方面,如NikolaOne车型搭载70kg氢气(700bar压缩)可续航达800km,远超部分BEV车型;加氢时间也更快,且能利用现有气体或水网基础设施灵活制氢,在长距离运输和公共交通领域(如卡车、公交车、火车、渡轮等)具有经济优势。(二)全球发展态势各国积极推动FCEV发展。中国目标明确,计划到2030年使FCEV保有量达百万辆,并建设1000座加氢站,其强大的国内市场需求和低成本技术进步能力为FCEV发展提供有力支撑,预计到2035年新能源汽车市场份额超50%,FCEV将占据重要地位。美国凭借政策支持,在FCEV市场也占有显著份额,政府致力于减少碳排放和推广可再生能源技术,促进了FCEV的生产与销售。日本虽当前市场份额适度(2020年仅占140万辆电动汽车销量的0.1%),但政府设定2035年电动汽车100%的目标,有望推动FCEV进一步发展。德国在2022年乘用车FCEV数量为2364辆,相比其140多万辆BEV数量较少,且面临基础设施不足的问题。(三)面临的挑战尽管FCEV有诸多优势,但其在运营和维护成本方面面临挑战。与柴油发动机相比,氢燃料电池公交车和卡车在成本上并不占优,维护成本甚至更高。研究表明,氢燃料电池车队的维护成本是旧压缩天然气(CNG)车队的2.5倍,且在能源效率上,氢燃料电池公交车(60-70%)低于电池电动公交车(85-90%)。三、氢生产技术(一)主要生产途径全球氢气需求持续增长,2020年达9000万吨,主要由化石燃料制氢满足。其中,蒸汽甲烷重整(SMR)是主流工艺,约2400亿立方米天然气(占2020年全球天然气需求的6%)用于SMR,生产了全球60%的氢气;煤炭在中国等国家的氢生产中也较为重要,占全球氢产量的19%。这些化石燃料制氢过程产生大量二氧化碳排放,2020年近9亿吨,占全球能源和工业二氧化碳排放量的2.5%。除化石燃料外,水电解制氢是清洁途径,但面临高成本挑战,其最小电解水能耗为4.4kWh/kg。随着市场对水电解系统需求的增长,碱性电解和聚合物电解质膜(PEM)电解技术发展迅速,目前碱性电解技术因成熟度高、耐用性好和成本相对较低而占据主导,但电解器运行受太阳能、风能等可再生能源的波动性影响,需采用动态供电策略。此外,天然氢的发现为氢生产提供了新的研究方向,但SMR和水电解仍将是满足全球氢经济需求的主要方式。(二)加氢站设计1.设计与运营模式:加氢站是FCEV发展的关键基础设施,其设计和运营模式主要分为现场制氢和非现场制氢。现场制氢加氢站利用小型技术在站内生产氢气,通常与太阳能、风能等可再生能源结合,形成绿色加氢站概念。这种模式可根据需求实现自主制氢,减少二氧化碳排放,增强供应稳定性和运营可控性。非现场制氢加氢站则依赖大规模氢厂供应氢气,氢气经压缩或液化后通过管道、卡车或槽车运输至加氢站储存,待加注给FCEV。目前非现场制氢是全球常见的供应方式,能保障氢气的可靠供应。2.现场制氢加氢站系统详解:以太阳能驱动的现场制氢加氢站为例,其系统包括能源采集系统(太阳能光伏板)、供电和管理系统、制氢系统(如PEM/碱性电解器)、存储设备(高压氢气罐)、机械电气和安全装置以及加注器等。太阳能光伏板产生的电能储存在电池组中,直流电源根据氢气生产需求调节电解器功率,优先使用电池组中的绿色能源,必要时从电网补充电力,生产的氢气经压缩后存储在高压罐中,通过加注器为FCEV提供燃料。3.不同设计的比较分析:不同的HRS系统设计在氢气生产方法、能源来源、存储和加注技术、成本、基础设施集成度、可扩展性、可靠性和技术创新等方面存在差异。如wind-PV-batteryHRS和wind-batteryHRS采用可再生能源与储能的混合配置,适用于日制氢量125kg的需求,在成本、可扩展性和可靠性上各有特点;绿色氨系统采用创新的液态存储方式(8.7bar、20°C),具有良好的存储性能;绿色沼气系统利用BEKON干发酵技术和自热重整(ATR)工艺生产氢气,可靠性高;水电解制氢系统采用模块化电解单元(9个118kW模块),突出了可扩展性和效率优势。通过对这些系统的综合比较分析,能为研究人员、政策制定者和行业利益相关者在构建可持续氢基础设施时提供重要参考。四、平准化氢气成本(LCOH)(一)计算方法与影响因素LCOH是衡量氢生产成本竞争力的关键指标,通过计算氢在整个生命周期内的等效单位成本,使净现值(NPV)为零来确定。其计算涉及多个变量,包括可再生能源生产曲线(受地理位置和气象条件影响,如太阳辐射和风能资源,准确的曲线有助于精确计算LCOH)、资本成本(CAPEX,涵盖氢生产基础设施建设、设备购置、系统集成等费用)和运营成本(OPEX,包括水消耗、土地租赁、设备维护等费用,电网电力使用及相关购电协议也会影响成本和氢的分类及财务模型)。(二)不同技术的LCOH对比不同氢生产技术和加氢站的LCOH差异显著。美国能源部数据显示,蒸汽甲烷重整(SMR)结合碳捕获和存储(CCS)的LCOH为1.69美元/kg,自热重整(ATR)结合CCS为1.64美元/kg。电解制氢的LCOH变化较大,预计到2030年可达1.14美元/kg,而光伏驱动电解制氢在特定成本降低策略下为3.29-4.15美元/kg。在加氢站层面,不同设计和运营条件下LCOH不同,如Minutillo等研究表明其计算值在10.46-14.10美元/kg之间,与电网依赖程度和制氢容量相关;Gokcek和Kale研究的混合风-光-电池系统为8.92美元/kg(服务25辆车,每车5kg氢气罐);Zhao和Brouwer评估为9.14美元/kg;Barhoumi等估算150kg/天制氢量时为3.74美元/kg(未考虑辅助设施成本)。五、结论氢经济在全球能源转型中潜力巨大,FCEV是交通领域脱碳的重要方向,但目前面临成本和基础设施等挑战。加氢站设计多样,现场制氢加氢站虽符合绿色发展理念,但受技术和成本制约;非现场制氢加氢站供应相对稳定。LCOH受多种因素影响,随着技术进步和运营优化,绿色加氢站有望在5-10年内实现具有商业吸引力的LCOH,推动氢经济在交通运输领域的大规模应用,促进全球能源可持续发展和环境保护。来源:气瓶设计的小工程师

未登录
还没有评论
课程
培训
服务
行家
VIP会员 学习计划 福利任务
下载APP
联系我们
帮助与反馈