【国金公用煤炭】财报总结:火水增长绿核承压,火电迎业绩时间线

（一）板块年报一季报业绩同比稳定，火水增长、绿核承压

2025年公用板块营收达3.02万亿元，归母净利润为2727亿元，同比持平。以GJ公用样本股为例，公用事业板块2025全年实现营收3.02万亿元（同比-3.2%），主要系电价下行；实现归母净利润2727亿元（同比+0.2%），利润增速好于收入增速系煤价下降、财务费用减少，火电、水电业绩连续4年保持增长，绿电板块显著承压。2026Q1公用板块营收达4982亿元（同比-3.9%），归母净利润合计为523亿元（同比-7.5%），主要系绿电、核电、燃气业绩承压，水电高增、火电稳定。

分子行业来看：火水增长、绿核承压。2025年火电业绩同比+78亿元/+7.9%，主要受益于煤价下降与市场化交易带来利润提升。水电电量微增电价微降，归母净利润同比+44亿元/+7.7%。新能源板块在136号文抢装下装机电量增长，但受市场化交易电价下降及资产减值影响，板块归母净利润同比-23.6%。核电/燃气板块归母净利润同比-2.5%/-3.7%。2026年一季度来看，煤电板块尽管电价大幅下降，但受益于市场化交易带来超额利润、容量电价上涨、煤价略有下降，火电板块整体韧性极强，业绩仅同比-2.1%，大超市场预期。水电方面水文分化明显，部分流域来水偏丰，带动水电板块归母净利润同比大增21.0%。绿电、核电、燃气板块归母净利同比分别-35.5%、-18.6%、-27.0%，主要受市场化交易比例提升、核电检修增加、燃气接驳下滑等影响。

现金流来看，经营端持续改善，投资端扩张节奏放缓，筹资端小幅降杠杆。2025年公用事业板块实现经营性现金流净额8388亿元（同比+12.0%），其中火电受益于成本下行、业绩改善，经营性现金流同比大增21.4%，水电同比+8.9%与业绩保持一致，绿电同比+36.2%主要系新能源补贴发放，核电、燃气分别同比-16.4%、-29.7%。26Q1板块经营现金流同比下降12.5%，主要系火电受电价影响流入承压。投资现金流方面时隔三年再度回落，投资性现金流净流出同比-9.6%，其中火电板块略有下降，绿电板块降幅较大。26Q1投资现金流延续收缩趋势，绿电及火电投资强度继续边际放缓。25年筹资性现金流净流出180亿元，24年同期为净流入994亿元，其中火电公司在盈利修复后积极偿还债务，筹资性现金流净流出577亿元。2025年板块应收账款自2021年来首次下降，同比-3.8%，主要系国补发放带动。

资产负债率稳中有降，ROE受绿电拖累回落。2025年资产负债率保持相对稳定，为62.6%（同比-0.3pct），其中除核电资产负债率因在建及新投产项目推进有所上升外，其余板块资产负债率均小幅下降。装机增长、负债率下降带动板块ROE降低至8.8%（同比-0.6pct），分板块看，火电在盈利改善的推动下ROE微增至9.5%（同比+0.2pct），水电ROE维持高位，费用改善支撑盈利质量，绿电由于消纳压力下电量不及预期且电价承压，ROE大幅降低2.2pct至5.5%，成为板块ROE下行的主要拖累。核电ROE亦出现小幅下行，主要系部分机组检修及市场化电价下滑影响盈利释放。燃气板块受需求偏弱及接驳收入下滑影响，ROE延续小幅回落。

减值计提基本平稳，财务费用下降。2025年公用事业板块减值计提同比增加0.6%，整体基本持平，全年减值计提规模为211亿元。财务费用方面，2025年板块财务费用同比下降9.4%，主要受贷款利率下行、存量债务置换及火电盈利改善后主动压降有息负债带动；2026Q1财务费用同比下降6.0%，延续改善趋势，利率下行对高负债运营资产的利润弹性仍在持续释放。

分红金额稳步提升，火电水电贡献主要增量。2025年公用事业板块累计分红1416亿元，同比+6.6%，板块分红率提升至51.9%，同比+3.1pct。分板块来看，火电分红率提升至50.9%，同比+3.3pct，受益于煤价回落、盈利修复及现金流改善，分红金额由2024年的473亿元提升至2025年的545亿元，是板块分红增量的第一来源；水电分红率提升至62.8%，同比+2.2pct，分红金额由346亿元提升至387亿元，高分红属性进一步强化；绿电分红率提升至37.2%，同比+6.0pct，但受盈利承压影响，分红金额略有下降；核电分红率为38.6%，同比+0.1pct，分红金额基本稳定；燃气分红率为60.7%，同比+0.1pct，受利润下滑影响分红金额有所回落。

（二）基金持仓回落，年初至今火电板块涨幅靠前

2025年基金持仓大幅回落，关注低配下的投资机会。2025年Q3、Q4公募基金对公用事业板块配置比例大幅回落，2025Q3环比下降0.70pct至0.44%（GJ公用样本股，下同），2025Q4环比下降0.05pct至0.39%，持仓已经接近2021年以来最低值。2026Q1板块受益于算电融合主题行情，基金持仓小幅回升至0.45%，但仍处于显著低配状态。公用事业板块当前持仓已处历史低位，但板块盈利稳定性、现金流质量和分红能力仍在改善，市场对电价、消纳等短期扰动已有充分反映。低配之下，稳健资产的配置价值更易在业绩兑现与分红提升中重新获得定价。

拆分板块来看，26年一季度末电力各子板块公募持仓比例均位于历史低位。具体而言，25年一季度末GJ火电、GJ水电、GJ核电、GJ绿电、GJ燃气基金配置比例分别为0.11%、0.11%、0.03%、0.11%、0.09%，同比分别-0.24pct、-0.44pct、0.00pct、-0.03pct、0.02pct。火电、水电调整幅度较大，火电、水电配置比例均为2022年以来新低，各板块均处于低配状态。

2026年初至今火电板块涨幅靠前。GJ火电、水电、绿电、核电、燃气涨幅分别为+17.8%、+5.6%、+10.6%、+9.1%、+3.7%。整体看，板块行情从年初主题催化逐步向业绩确定性和现金流价值扩散，火电仍是阶段性超额收益主线。

（三）煤与电行情的三维框架持续演绎，关注电价上涨、业绩线索、主题行情

我们认为当下煤与电行情的三维框架包括：（1）能源通胀下的电价上涨：即在煤电发电量低基数高增长、地缘影响导致能源中枢抬升、海外产能管控的背景下，看好煤价中枢抬升，进而驱动电价中枢企稳向上，促进煤与电走出通缩；（2）业绩兑现中的时间线索：关注各子板块业绩增长节奏，年初开始涨价的煤炭、一季报修复悲观业绩预期的火电、年中汛期水文改善的水电、下半年业绩或触底向上的绿电核电；（3）低配低估下的主题行情：公用事业与煤炭板块的基金持仓去年Q3、Q4大幅回落，市场一方面聚焦项目落地的算电融合，另外我们建议也关注能源安全。煤与电大部分龙头公司具备股息基础，我们看好三维度框架共振带动投资机会。

我们需要对三维框架形成总结性和评估性能力，建议从量价估值三个维度进行评估。

（1）量：煤价上涨是三维框架的核心驱动力，因此需要通过用电量和煤电发电量增长、煤炭库存数据评估煤炭的需求弹性，以反映煤价走势。

从煤炭数据上看，煤炭港口库存环比虽略有走高但同比仍然偏低。水文数据方面，2025年汛期水文数据偏弱，我们认为可以从水文数据边际改善的视角，关注4月开始的雅砻江、7月开始的长江电力。从消纳数据来看，风光的消纳水平较去年同期偏低。

（2）价：价格端直观映射了供需格局的变化与能源通胀的预期。年初至今现货煤价在低基数下已反弹18.3%至803元/吨，有效推升了整体能源的成本中枢。同时广东等核心电力市场的月度成交与现货价格亦呈现大幅抬升态势，建议持续关注。此外，反映绿色环境价值的绿证交易价格在2026年4月达到4.81元/张，同比大幅增长122%。整体来看，煤价筑底抬升正初步开始推动向电力终端价格及绿电溢价传导，期待煤与电板块整体走出通缩、价格中枢企稳向上。关注煤价、月度及现货电价、绿证价格、调价政策等。

（3）估值：分为业绩、持仓、估值、股息率四个维度，煤与电的重资产属性决定了业绩的重要性，也会导致业绩发布期间主题行情的走势和主题间的切换。

经营持续改善、投资小幅下降，火电板块自由现金流改善突出。受益于经营情况好转，2025年火电板块经营现金流净额达3847亿元（同比+21.4%），而投资规模开始小幅下降、投资现金流净流出3072、绝对值同比-6.3%；综合影响下，火电自由现金流大幅转正至775亿元（上年同期为-109亿元）。此外，火电公司开始偿还负债，2025年筹资现金流净流出577亿元，板块财务费用同比下降12.1%，资产负债率小幅降至63%。2026Q1受火电电量、火电上网电价持续下降影响，板块经营现金流同比下滑21.8%。

受新能源挤压影响，无新增装机投产火电公司电量均承压。全国性公司中，华能国际、华电国际、大唐发电，受装机增量占比有限影响，2025年火电上网电量同比下滑3%-7%不等，国电电力、华润电力受益于装机投产，电量维持小幅增长。地方公司中，赣能股份2025下半年新增投产2GW煤电、火电装机提升59%，2025年火电上网电量增长15.2%、2026Q1大幅增长68.7%。江苏国信受益于新增投产4GW煤电、火电装机提升24%，2025年上网电量增长9.9%，皖能电力、浙能电力亦为电站投产带动电量增长；2025年粤电力新增投产煤电3GW、火电装机提升10%，但受可再生能源挤压及投产时间等影响，2025年电量同比-0.1%、2026Q1同比+18.0%。

伴随容量电价稳定提升，火电盈利稳定性已大幅增强。以华能、华电、国电、大唐四家公司为例，测算2024-2025年度容量部分利润贡献总额稳定、占利润比例分别从2024年的102%、78%、47%、128%（华电未重述调整），调整至2025年的63%、123%、53%、76%，2025年华电国际收购气电资产（气电多为发电部分亏钱、需较高的容量补偿），因而容量电价占利润比例大幅提升，国电电力由于2025年所属火电区域电价下降较多、容量电价占利润比例小幅提升，华能、大唐受煤价持续下降发电增利影响，容量电价占利润比例有所下降。综合来看，2026年全国大部分省份容量电价提升至165元/千瓦/年（涨幅达65%），该部分稳定利润有望持续提升，伴随现货市场的推进（融入调峰等辅助服务价值）、火电有望在市场化交易中获得额外电价增量，而年初至今煤价虽有提升、但整体波动性亦有所下降，由容量、调节构成主要利润的新形态火电模型盈利的稳定性大幅提升。

盈利稳定性提升、自由现金流改善，火电有望成本稳定分红主体。近年火电公司分红持续兑现，2023-2025年火电板块分红总额分别为415、473、545亿元，股利分配率分别为56%、48%、51%，仍具有提升空间；火电板块股息率已从2021年1.8%绝对低点升至2025年的4.4%。当前多家公司发布分红承诺，如国电电力承诺2025-2027年现金分红不少于归母净利润的60%且每股派息不低于0.22元、华能蒙电承诺2025-2027年度现金分红不少于可供分配利润的70%且每股派息不低于0.1元；皖能电力承诺2025-2027年度现金分红比例分别为40%、45%、50%。伴随盈利改善及稳定性提升，火电板块分红具备可持续性。

2025年主要流域来水表现分化，装机增量支撑水电发电量小幅增长。统计样本水电公司发电量，2025年水电板块发电量6998.1亿千瓦时，同比+3.9%；其中长江电力同比+3.8%，华能水电、桂冠电力、黔源电力分别同比+13.3%、+26.7%、+71.9%，主要受来水改善及装机投产带动；雅砻江水电、国投电力、湖北能源分别同比-6.2%、-8.1%、-3.0%，反映不同流域水文分化。2026Q1板块发电量1485.8亿千瓦时，同比+7.8%，长江电力、华能水电、桂冠电力等保持增长，雅砻江水电仍同比下滑。展望后续，2025年部分流域来水偏枯，若2026年汛期有望低基数下高增长。

电价小幅下滑，总体相对稳定。2025年由于煤价较低，市场化交易电价位于低位，水电部分市场化交易电量上网电价受到影响，整体电价略微下滑，各公司电价均小幅下滑。整体来看，水电电价低于其他各电源，安全垫较厚，电价整体较为平稳。

偿还贷款、置换债务，财务费用及资产负债率继续下降。2025年水电板块财务费用同比下降31亿元（同比-14.7%）。截至2025年末，水电板块资产负债率57.9%，同比降低2.2pct，2026Q1继续降低至56.9%。以长江电力为例，收购乌白并稳定运营后，资产负债率逐渐下降，2023年底长江电力资产负债率提升至62.9%，公司通过偿还和置换负债降低资产负债率和财务费用，2025年底已降低至58.3%。

利率下行背景下，长江电力息差持续扩大。长江电力自2016年提出连续十年分红承诺后，市场对其稳定分红预期逐步强化，估值体系也由传统PE估值逐渐切换至股息率定价。2023年以来，我国长端利率持续下行，十年期国债收益率由2023年初的2.83%降至2026年4月30日的1.75%，累计下降108bp。与此同时，长江电力年平均息差自2021年的0.44%起持续抬升，截至2026年4月30日已提升至1.93%，显著高于“十三五”以来平均水平。长端利率下行放大了高分红水电资产的相对配置价值，也为公司估值中枢提供了支撑。

（一）绿电：补贴发放经营现金流提升明显，受电价下行影响利润显著承压

收入端受电价及消纳等影响小幅下滑，利润承压明显。近年新能源装机持续高增，电量增长抵消电价下行影响下2023-2024年收入端尚可保持增长，2025年绿电板块实现营收3120亿元（同比-5.2%），营收开始下降主要为2025年6月新能源全面市场化后（136号文）电价再次大幅下降影响；而成本端端改善相对有限下，2025年绿电归母净利润仅完成363亿元（同比-23.6%）。2026Q1受风资源偏弱、消纳压力等致使风电电量下降以及电价基数影响，板块营收同比下滑6.4%、归母净利润同比大幅下滑35.5%。细分个股来看，2025年26家绿电样本股中，业绩同比增长仅7家，基本均为风电占比较高新能源运营商。2026年一季度18家绿电样本股中，业绩均为同比下滑或持续亏损，绿电板块业绩承压明显。

十四五龙头公司平均新增绿电装机30GW/家，装机规模均实现跃升。从经营指标来看，我们选取8家新能源全国布局的龙头公司为样本，截止2025年末华电新能风电累计运营装机达43GW、光伏达53GW，十四五期间合计新增73GW（风电24/光伏49GW），风电、光伏规模均位居首位。2025年末风电装机规模二、三名分别为龙源电力32GW、华润电力29GW；光伏装机规模二、三名分别为三峡能源27GW、华能国际25GW。供给持续增加、叠加新能源电价改革下，2025年风电上网电价各家同比降幅集中于8%-10%、国电电力同比仅下降4%；光伏电价同比降幅差异较大，华润电力、龙源电力同比仅下降4%、5%，国电电力受新增光伏项目较多影响、电价同比大幅下滑19%。

受益于2025年下半年补贴较多发放，2025年绿电经营现金流同比大幅改善。2025年绿电板块应收账款为3417亿元（同比-0.05%），基本持平主要为国家较大范围发放补贴影响，带动经营现金流净额达1895亿元（同比+45.7%）；2023-2025年绿电投资净流出均超2000亿元、但2025年同比有所回落、为2358亿元，预计绿电资本开支同比增速开始下降。筹资现金流方面，补贴发放缓建部分现金流压力，2025年板块筹资现金流为543亿元（同比-61.5%）。2026年一季度，受制于盈利能力下降，板块经营现金流同比下滑7.5%。

除电价（营业收入）影响外，2026Q1其他部分亦占业绩下滑12%权重。对绿电归母净利润同比变动进行拆解来看，营收同比下滑仍然为业绩下滑的最主要因素，以2026年一季度为例，营收影响权重占78%（营收同比下滑/归母净利同比下滑*100%）、所得税同比减少对利润为正向贡献、权重为-14%，期间费用减少亦有一定程度增厚利润（权重为-1%）。此外，受2025年11月1日起陆风增值税即征即退50%取消政策影响（海风为2028年1月1日起取消），其他部分（主要为其他收益）亦对归母净利润下滑存有12%权重。

期待消纳问题解决、电价企稳，绿电业绩触底回升，估值修复可期。2026年为绿电上网电价改革全面市场化首个完整年度，伴随电网建设逐步跟进、调节电源陆续增多，期待绿电电价企稳。复盘过去几年绿电的估值与业绩数据，绿电的估值提升恰好发生于利润高增及ROE的高点，伴随绿电装机增速的回落和ROE的回落（2024年增速已转负），绿电的估值体系也从偏成长的PEG走向偏价值的PB-ROE定价体系，当前ROE及利润增速仍在下行，我们建议关注基本面右侧的投资机会/非业绩期的政策（如算电融合等）预期。

（二）核电：投产高峰临近，电价回落压制盈利

核电投产高峰临近，电价回落压制盈利。“十四五”电力规划重提积极发展核电，核电项目审批、建设迎来高峰期，26年起将迎来核电投产高峰。核电板块2025全年实现营业收入1702亿元（同比+1.1%）、归母净利润224亿元（同比-2.5%）；2026年第一季度因电价下降、机组大修至发电量降低及成本增加而归母净利润同比下降，整体来看，核电公司业绩近来有所波动。

2025年核电市场化比例大幅提升。伴随各省陆续推进市场化交易，核电市场化比例提升，根据中国核电和中国广核财报，截至2025年底，中国核电市场化交易比例大幅提升至71.4%，中国广核市场化交易比例达56.2%。

2025年核电电价下滑。2025年中国核电核电上网电价同比下滑2.1分/千瓦时，主要受江苏核电市场化交易电价下行影响，中国广核核电上网电价同比下滑3.6分/千瓦时，25年广东广西年度长协电价均大幅降低，中国广核受影响较大。

辽宁核电机制电价落地，期待更多省份政策催化。辽宁省发改委印发《关于2026年辽宁省核电机组参与电力市场化交易有关事项的通知》，政策规定2026年执行差价结算机制的核电机组，其纳入机制的电量规模、电价水平（以下简称机制电价）等由省发展改革委明确。对纳入机制的电量（以下简称机制电量），市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，差价结算费用暂纳入系统运行费用，由全体工商业用户进行分摊。在电力供需宽松和绿电入市冲击的背景下，核电参与市场化交易导致电价承压，机制电价的落地可稳定存量核电机组业绩预期、明确未来新增装机带来的利润增厚，有望让核电重回公用事业化的轨道，期待更多省份核电机制电价的落地。

在建及核准机组充裕，核电装机成长确定性强。截至2025年底，我国核电在运59台核电机组，装机容量62.52GW，2025年仅并网漳州1号一个核电机组。2026年初漳州2号商运、2026年4月太平岭1号商运，截至目前在建35台机组。受十三五期间核电核准停滞影响，十四五前期为核电机组投产低谷时期，核准重启后在建及核准机组将在2026-2031年陆续投运，2026年起将迎来核电投产高峰期。

（三）燃气：气量低增长，接驳业务下滑，业绩小幅承压

燃气板块：25年气量增长较低，归母净利润同比-3.7%。燃气板块2025全年实现营业收入8920亿元（同比-0.2%），近两年项目收购减少，气量增长多来自于自然增速，受宏观经济影响气量增速较低。当前城燃公司毛差如期改善，售价端随成本改善而下滑，但由于房地产影响，高毛利接驳业务体量下滑，归母净利润微降至407亿元（同比-3.7%）。

全国燃气公司归母口径利润普遍下滑。根据Wind数据，六家全国性城燃公司营收同比下降0.3%，归母净利润同比下降5.4%，归母净利润下降高于营收，主要系高毛利接驳业务大幅下滑，平均毛利率降低。新奥能源归母净利润同比-1.4%，香港中华煤气同比-2.9%，昆仑能源受毛差毛差下降影响，归母净利润同比-10.3%。

2025年燃气板块ROE及分红比例均有所回落。2025年燃气板块ROE为8.6%，同比-0.7pct，主要受居民及工商业用气需求偏弱以及接驳业务延续下滑影响。分红方面，2025年板块分红总额247亿元，同比-3.5%；分红比例60.7%，同比+0.1pct。整体看，燃气板块盈利和分红均阶段性承压。

2025年全国天然气消费增速下滑，全国性城燃销气量增速较低。2025年全国天然气消费增速仅0.1%，城燃公司总销气增速，昆仑能源/华润燃气/新奥能源/港华智慧能源分别为+9.4%/+0.7%/+9.3%/+1.0%。毛差上，2025年华润燃气/昆仑能源/新奥能源/港华智慧能源分别为0.54/0.45/0.54/0.58元/方，除昆仑能源外，其他城燃公司毛差均小幅上涨。

2025年天然气价格整体回落，2026年受地缘政治扰动影响价格上升。2025年初美国HH/欧洲TTF/中国LNG价格分别为3.63美元/百万英热单位、50.53欧元/兆瓦时、4549元/吨，2025年底分别为3.71美元/百万英热单位、28.42欧元/兆瓦时、3859元/吨，美国低价优势稳定，欧洲回落最明显，国内在供应充足、进口成本下行下同步走弱。2026年4月底，受地缘政治扰动影响，欧洲和中国较25年末反弹，美国天然气价格进一步降低，价格分别为2.54美元/百万英热单位、44.29欧元/兆瓦时、5970元/吨。

管道气年度定价方案发布，中石油价格体系维持稳定。根据隆众资讯网报道，中石油出台2026-2027年管道气定价方案，较上一年度方案基本延续：管制气非采暖季/采暖季占比分别维持60%/55%，上浮比例维持18.5%；非管制固定气占比分别维持33%/38%，浮动气占比维持7%，调峰气上浮比例维持90%。主要变化在于部分区域非管制固定气上浮比例由70%提升至80%，整体影响相对有限。我们认为，中石油方案延续稳定，有助于平抑国内气价波动、稳定城燃采购成本预期。展望未来，国内天然气产量稳增、进口均价同比回落有助于城燃购气成本修复，但近期国际气价受中东地缘扰动影响，2026-2027年市场仍可能阶段性偏紧，需持续关注国际LNG价格及冬季需求变化。

当下煤与电行情的三维框架包括：（1）能源通胀下的电价上涨：关注煤价抬升的持续性与电价向上的拐点出现，促进煤与电走出通缩；（2）业绩兑现中的时间线索：关注各子板块业绩增长节奏，年初开始涨价的煤炭、一季报修复悲观业绩预期的火电、年中汛期水文改善的水电、下半年业绩或触底向上的绿电核电；（3）低配低估下的主题行情：算电融合、能源安全。煤与电大部分龙头公司具备股息基础，我们建议关注三维度框架共振带动投资机会。相关标的如下：

时间线——当前的煤炭：兖矿能源、兖煤澳大利亚、中国神华、陕西煤业；一季报火电：申能股份、华能国际电力股份、国电电力、华能蒙电、宝新能源；汛期的水电：国投电力、长江电力。

事件线——央国企市值管理与资本运作：川投能源、华电国际、涪陵电力。底部企稳的九丰能源。

煤价波动幅度超预期：火电盈利修复的重要基础在于煤价中枢回落及长协煤履约稳定。若迎峰度夏、进口煤价格、国际能源价格扰动导致煤价超预期上涨，火电度电燃料成本可能重新抬升，压缩电量端和容量电价带来的盈利改善空间，并影响火电自由现金流转正、资产负债率下降及分红能力提升的持续性。

绿电装机及消纳情况不及预期：新能源全面入市后，绿电盈利对利用小时、市场化交易电价和消纳水平更加敏感。若风光装机继续高增但电网外送、调节电源及负荷增长不及预期，弃风弃光率可能抬升，大发时段电价折价扩大，导致绿电电量增长难以转化为收入和利润增长，板块ROE及PB-ROE估值体系修复进程或低于预期。

电力体制改革政策出台不及预期：若电力市场化改革推进节奏慢于预期，或机制电价、容量补偿、辅助服务收益、系统运行费用分摊等细则落地不及预期，相关资产盈利稳定性和现金流改善可能弱于判断，影响公用事业化重估逻辑兑现。

证券研究报告：《火水增长绿核承压，火电迎业绩时间线》

对外发布时间：2026年05月05日

报告发布机构：国金证券股份有限公司

证券分析师：姜涛

SAC执业编号：S1130525120007

邮箱：jiang_tao＠gjzq.com.cn

证券分析师：许子怡

SAC执业编号：S1130526030003

邮箱：xuziyi＠gjzq.com.cn

联系人：郭仕豪

邮箱：guoshihao＠gjzq.com.cn