辽宁省新能源市场调研报告辽宁新能源市场调研报告
数据截止：2025年12月（装机/储能投运）/ 2026年（增量机制电价竞价年度）数据层级： 官方文件 ·L2多方交叉验证 · 行业披露待核实覆盖赛道：风电（含海上风电） · 光伏（集中式+工商业分布式） · 储能（独立储能+抽水蓄能/氢能） · 核电 · 零碳园区 / 绿电直连执行摘要
辽宁已建成"风光火核储"一体化能源基地雏形：截至2025年底全省全口径发电装机9140万kW，其中新能源（风电2203+光伏1555）3758万kW、占发电总装机41.0%；火电4225万kW（46.2%）、核电671万kW（红沿河6台）、水电486万kW。2025年风电、光伏新增装机789万kW，为"十四五"增长最快一年，新能源利用率2025年11月末94.43%。
消纳约束来自"热电绑定+大发叠加"：辽宁火电机组以热电联产为主，供暖期刚性出力与冬季大风期风电大发叠加，叠加电力整体供大于求（区域局部用电缺口、整体充裕），新能源消纳压力突出；午间现货低价与弃风风险并存，是区别于"三北"基地省份的核心矛盾。
2026年增量机制电价温和贴下限偏上成交：风电0.330元/kWh、光伏0.300元/kWh（国网新能源云2025-12-01公示），竞价上限0.33、下限0.18元/kWh，执行期12年；存量项目机制电价锚定燃煤基准价0.3749元/kWh。辽宁出清价低于广东、四川等资源溢价省份，反映本地电源结构（火电占比高、电价基准低）与消纳压力。
调节资源尚处早期、政策缺口待补：新型储能已建成33座/65.25万kW（含电网侧与电厂侧，含磷酸铁锂/全钒液流/飞轮/超级电容多种技术，非独立专项），沈阳规划2025年60万kW；独立储能"身份"与容量补偿仍停在征求意见稿（370元/kW·年拟2027起，待正式出台），收益依赖容量租赁+辅助服务+现货"三轮"，现金流确定性弱于东北邻省吉林（330元/kW·年已落地）。
差异化机会在"海上风电+绿电直连+绿色算力"闭环：辽宁海岸线长，庄河海上风电已并网约150万kW、省规划海上风电1310万kW；大连庄河北黄海经开区入选首批零碳园区，阜新绿电智算中心、铁岭清河绿能数据中心已投运，绿电直连957号文叠加现货"报量不报价优先出清"为算力与高载能负荷提供直达消纳通道——这是辽宁区别于纯资源型省份的独特溢价落点。
一市场总览
1.1 装机与规模
4991万kW（占总装机55.15%，2025年11月末）65.25万kW（33座，含电网侧与电厂侧，非独立专项）辽宁电源结构正从"火电独大"转向"风光火核储多能互补"。2025年风电2203万kW、光伏1555万kW是增量主力，但全省风电利用小时约2300h、光伏约1350h（ 估算区间），资源强度弱于"三北"基地；火电压舱（46.2%）+核电（6.7%）构成强基荷，使新能源消纳高度依赖外送与负荷侧。储能65.25万kW与抽蓄（已投运2座/在建5座，总规模超800万kW）构成调节底座，但独立储能的"身份"与容量补偿仍悬而未决，调节价值尚未完全变现。1.2 电力市场与价格体系
风电105.88亿kWh / 光伏12.75亿kWh（出清口径）风电31个、光伏1243个项目申报，1274个中标（2025-12-01公示）核心矛盾：辽宁2026年增量机制电价以贴近区间上限成交（风电0.330、光伏0.300元/kWh），背后是机制电量规模安排充裕（风电105.88亿kWh级、光伏12.75亿kWh级）、项目收益底网较厚；但执行期长达12年，期间现货价格下行与午间低价将持续挤压出清价之外的增量收益，测算须以出清价为基准、按下限–上限做敏感性，不可默认按上限取值。🔴 机制账本分离（必须分开记）：辽宁2026年增量机制电价以贴近区间上限成交（风电0.330、光伏0.300元/kWh），这是官方公示出清价、也是测算的唯一基准；任何取上下边界近似值、或直接用燃煤基准价0.3749当作项目结算价的做法都会高估收益。市场化辅助服务与容量电价、现货价差是三本独立账。◆ 辅助服务与现货（辽工信电力〔2024〕169号 / 辽工信明电〔2025〕6号）辽宁电力现货市场自2025年3月1日转连续结算试运行，工商业用户全部进入现货市场，不再执行峰谷分时电价（原辽发改价格〔2023〕441号被现货价格信号替代）。现货申报价上限1.1元/kWh、出清上限1.5元/kWh、下限-0.1元/kWh。新能源除分布式光伏、特殊类型外全部参与市场化交易。现货：2025年辽宁现货市场连续结算运行，大风期新能源大发时段现货价格显著下行；日钢营口中板整月结算购电价格0.3984元/kWh（案例，较此前下降明显）。新能源利用率2025年11月末94.43%（ 月度运行值，须按项目节点与时段重算）。🔴 要点：调峰补偿属过渡性收益，在现货连续结算尚不足两年的背景下不宜外推为长期年收入；辽宁独立储能真实回报须建立在"容量租赁+辅助服务+现货套利"三轮驱动之上，且容量补偿省级细则落地前仍是待核实项。◆ 容量电价口径（辽宁省煤电容量电价机制通知 / 发改价格〔2026〕114号框架）114号文框架下，独立储能容量电价以当地煤电容量电价为基准，乘以顶峰能力折算比例（满功率连续放电时长 ÷ 全年最长净负荷高峰持续时长，上限100%）。辽宁省煤电容量电价机制通知，2026-01-01起征求意见稿370元/kW·年（拟2027起，待正式出台）📌 口径提示：辽宁煤电容量电价已从2024—2025年的100元/kW·年提升至2026年起的165元/kW·年，独立储能容量补偿的"顶"随之抬升；但省级正式细则（征求意见稿370元/kW·年拟2027年执行）未出前，储能容量收益仍属待核实项，测算不得提前计入确定现金流。1.3 地理空间资源分布
风光资源富集、清洁能源+绿色算力节点、土地与消纳空间大测算口径提示：光伏利用小时取值约1350h、风电约2300h（ 估算区间，单站实测差异大，需按场址重算）。1.4 碳资产收益潜力（CCER）
约11.5万—13.5万吨CO2（1350h×100MW×0.85t/MWh）约19.5万—21.5万吨CO2（2300h×100MW×0.85t/MWh）（ 测算假设：减排量＝装机×本省实际利用小时×东北电网平均排放因子（约0.85t/MWh）；碳价取63.5元/吨参考值。均为测算值非官方公布值。）概念边界：绿证（环境权益）/ 绿电溢价（交易溢价）/ CCER（减排量）三者不可混淆，不得合并计入同一收益账本。1.5 竞合格局
某电网综合能源、某省属能源集团、某央企核电与新能源平台某全钒液流储能龙头、某飞轮储能企业、某空气储能装备企业竞合特征：辽宁"风光火核储"一体化基地定位清晰，央企主导电源侧与抽蓄，本地装备制造（全钒液流、飞轮、空气储能压缩机）全国领先；但独立储能运营主体仍处跑马圈地阶段，集中度低，收益结构尚未定型。1.6 政策环境总览
辽发改价格〔2025〕734号 + 国网辽宁竞价组织公告发改能源〔2025〕136号 + 辽发改价格〔2025〕734号辽工信明电〔2025〕6号 + 辽工信电力〔2024〕169号发改价格〔2026〕114号 + 辽宁省煤电容量电价机制通知发改能源〔2026〕688号 + 辽发改能源〔2026〕957号辽宁省首批零碳园区建设名单（庄河北黄海经开区入选）二价值分级画像
陆上2203万kW、海上约150万kW并网、规划1310万kW独立储能65.25万kW（33座，含电网侧与电厂侧，非独立专项）+抽蓄超800万kW研判口径：辽宁新能源投资的主线不在"资源占位"而在"消纳闭环"——风电（含海上）与光伏构成规模基本盘、收益锚定机制电价；储能（独立储能+抽蓄）是调节底座，其中独立储能待容量补偿细则、抽蓄政府定价兜底；核电是清洁基荷压舱石、市场主体以工程与装备订单切入；零碳园区+绿电直连（含算电协同）是政策窗口最明确的差异化溢价落点。三赛道拆解
🟢 赛道一：风电（含海上风电）
辽宁风电累计并网2203万kW（2025年新增为"十四五"最快），陆上集中在辽西北阜新、朝阳与辽西，海上集中在庄河（大连海域）。陆上风电利用小时约2300h（ 估算），明显高于全国均值；冬季枯期出力与供暖期刚性负荷互补，系统价值优于纯光伏。约束在大风期消纳与末梢送出通道。庄河海上风电已并网约150万kW，省规划海上风电1310万kW（国家能源局2024-07批复），深远海风电海陆一体柔性直流送出示范工程（黄海北部320万kW）启动可研。2026年风电出清价0.330元/kWh（ 贴近区间上限成交），31个项目、机制电量802.21亿kWh。陆上风电LCOE约0.28—0.33元/kWh（假设：大叶轮机型、平原/丘陵施工），与出清价之间留有建设期与造价优化空间；海上风电LCOE更高但享受溢价与绿氢耦合预期。收益测算：100MW陆上风电，假设利用2300h、单位造价6.2元/W、贷款70%。年发电约2.3亿kWh，综合结算价0.330元/kWh（机制电量锚定），年电费收入约7600万元，税前股权IRR约8%—10.5%。IRR：8%—10.5%；"机制电价高+利用小时稳+消纳互补"三重优势叠加使风电确定性高于光伏。敏感性：机制电量比例 > 送出条件与消纳 > 施工与运维成本 > 利用小时波动。策略：①（最优先）优选消纳友好区（辽西北基地群）与临近负荷/抽蓄节点；
②风储一体化，提升并网友好性与现货参与度；
③锚定高机制电量比例项目，锁定12年收益底网；海上风电聚焦庄河与大基地规划窗口。📜 辽发改价格〔2025〕734号：2026年风电出清价0.330元/kWh，31个项目入选、机制电量802.21亿kWh。📜 发改能源〔2025〕136号：新能源全面入市。🟠 赛道二：光伏（集中式 + 工商业分布式）
辽宁光伏累计并网1555万kW（2025年同比高增，全年新增风光789万kW），辽西北阜新、朝阳与沿海大连、营口为集中式重点区域。利用小时约1350h（ 估算区间），资源属全国三类至四类区，造价与度电成本高于"三北"。2026年增量机制电价竞价中，光伏1243个项目入选（分布式为主），机制电量14.28亿kWh、出清价0.300元/kWh，分布式大规模参与竞价成为亮点；但光伏出清价0.300元/kWh处于区间下限偏上，午间低价与弃光风险对综合结算价构成压制。2026年光伏出清价0.300元/kWh（ 贴近下限成交），执行期12年；工商业分布式叠加峰段电价（参考东北现货分时信号）与自用电节省，峰谷套利空间显著优于单纯上网。辽西北"光伏+绿色算力"与沿海"光伏+海上风电互补"是两条差异化路径。收益测算：100MW集中式光伏，假设利用1350h、单位造价3.3元/W、贷款70%、机制电量比例按出清口径、综合结算价受午间低价压制至约0.27—0.30元/kWh（假设：午间现货占比提升）。年发电约1.35亿kWh，年电费收入约3650万—4050万元，税前IRR约5.5%—7%；工商业分布式自用电比例高者IRR可至8%以上。IRR：集中式5.5%—7%；工商业分布式（高自用电）8%—10%。敏感性：弃光率（午间低价时段） > 机制电量外现货低价 > 利用小时实测值 > 分布式自用电比例。策略：①（最优先）绑定园区与算力负荷，以"光伏+绿电直连/用户侧"锁定高电价消纳；
②辽西北光伏+绿色算力打捆，借负荷提升出力曲线价值；
③适度配储平移午间出力，减少现货低价冲击。📜 辽发改价格〔2025〕734号：2026年光伏出清价0.300元/kWh，1243个项目入选、机制电量14.28亿kWh。📜 发改能源〔2025〕136号：新能源全面入市。🔵 赛道三：储能（独立储能 + 抽水蓄能 / 氢能）
截至2025年11月末，辽宁新型储能已建成33座/65.25万kW（含电网侧与电厂侧，含磷酸铁锂/全钒液流/飞轮/超级电容多种技术，非独立专项）；沈阳规划2025年新型储能装机力争60万kW，已储备于洪、辽中、新民、法库、康平等5个新型储能试点示范项目（总投资超50亿元）。差异化优势在"构网型+多技术路线"两条线：阜新紫都构网型独立储能电站为示范，全钒液流（某液流储能龙头）、飞轮（某飞轮企业）、压缩空气（某空气储能装备）构成技术多样性，沈阳规划重点布局钠离子、全钒液流、飞轮等方向。政策底座为辽宁省《关于支持新型储能健康发展的通知》与辽宁电力现货连续结算试运行，独立储能可参与中长期+现货+辅助服务三类交易。容量收益一侧，发改价格〔2026〕114号建立电网侧独立新型储能容量电价机制，以本地煤电容量电价（2026起165元/kW·年）为基准按顶峰折算；辽宁省级正式细则仍停留在《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（征求意见稿）》（2026-06-02，拟370元/kW·年、2027起执行），意味着容量补偿现金流仍待核实，不能计入确定收益。收益测算：以100MW/200MWh独立储能（锂电、4h）为例，显式假设：单位造价1.3元/Wh、容量租赁0.35元/W·年（约350元/kW·年，东北区域参考）、年等效满充放320次、RTE 92%、现货价差捕捉率55%、运营15年。年收入构成：容量租赁约350万元（占比约33%）、辅助服务与现货套利约380万—560万元（占比约42%—53%）、合计约730万—910万元；年运维约60万—80万元。未计入容量补偿前的税前静态回收期约6.8—7.8年。IRR：在容量补偿未落地情景下，项目IRR约5%—7%；若省级细则按370元/kW·年基准兑现并计入，IRR可提升至8%—9.5%（假设细则落地时点与折算比例）。敏感性：省级容量补偿细则出台时点 > 现货价差深度 > 可用率考核与AGC合格率 > 容量租赁指导价。策略：①（最优先）锁定沈阳5个试点示范与辽西/辽西北构网型、共享储能资源，吃政策"保供权"红利；
②以本地液流/飞轮/压缩空气装备龙头直供压低CAPEX，对冲政策不确定性；
③聚焦园区与算力中心需求侧响应，构建"容量租赁+辅助服务+现货+算电服务"四轮收益。📜 辽宁省《关于支持新型储能健康发展的通知》：产业规范培育、市场机制完善、项目准入引导。📜 发改价格〔2026〕114号：电网侧独立新型储能容量电价机制，省级承接细则征求意见中 。📜 辽宁省煤电容量电价机制通知（2024-03）：煤电100（2024—25）/165（2026起）元/kW·年，为储能容量补偿折算基准。辽宁抽水蓄能截至2025年底已投运2座、核准在建5座，总规模超800万kW。代表性项目如下（具体业主与核准文号见省级核准批复，不展开到州市颗粒度）：2016-10核准、2023-12首台、2025-01全面并网（东北最大）2006-08开工、2012-02首台投产（东北首座大型）2022-09开工、2029投运（年发电12.05亿kWh）2023-12核准、2024-04开工、2030首台（东北在建最大）抽水蓄能执行两部制电价（发改价格〔2021〕633号），电量电价竞争形成、容量电价由国家经营期定价法核定，属政府兜底型收益。开发权集中于电网与省属能源平台，市场主体可切入EPC、主设备（机组/球阀/调速器）、运维与智控环节。辽宁氢能以"绿色醇油+示范"起步：华电调兵山绿色甲醇示范项目、康平中能建绿色醇油项目已开工建设；沈阳氢能产业规划到2025年初步形成集聚、2030年千亿级规模，铁西氢能装备制造基地、沈北煤炭地下气化联产制氢项目推进。辽宁风电资源与化工基础使绿色醇油具备资源条件，但绿电到户成本与下游消纳仍待验证，短期确定性在装备与示范，不宜作为主投方向。收益测算：抽蓄按两部制政府定价，属兜底型收益，不纳入市场化竞价模型；清原项目运营期年均收入约15亿元级（批复口径）。氢能若无可测算模型须明说"不作报价"，短期以装备与示范补贴逻辑评估。IRR：抽蓄属政府定价兜底、开发权壁垒高，不适用于市场主体投资回报口径；氢能若无公开可核数据须标 。敏感性：抽蓄＝核准与开工节奏 > 工期与造价控制；氢能＝下游消纳 > 管网/储运 > 绿电到户成本。策略：①（最优先）以EPC/设备/运维切入抽蓄已投运与在建7大项目，绑定开发权主体；
②丰水期绿电+负荷的绿色醇油耦合示范（调兵山/康平）；
③绿电直连细则落地后评估"绿氢+直连"组合，不抢跑主投。📜 清原抽水蓄能核准（省发改委2016-10）：180万kW，2025-01全面并网。📜 国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035）》：两部制定价政府兜底。🟣 赛道四：核电
辽宁是东北唯一拥有在运核电的省份，清洁基荷压舱作用突出。红沿河核电基地（大连瓦房店）6台机组/671万kW全部投运，为东北最大核电基地，年发电量约500亿kWh级（ 按671万kW×约7500利用小时估算）；徐大堡核电（葫芦岛）规划6台/超760万kW、总投资约1400亿元，1号机组2023年11月开工（计划2028年投产）、2号机组2024年7月开工（计划2029年投产），3-4号采用VVER-1200（127.4万kW×2）计划2027、2028年投产，辽宁沿海核电集群加速成型。核电执行标杆上网电价0.43元/kWh（发改价格〔2013〕1130号核定），属政府定价兜底，与新能源市场化竞价形成"保底基荷+波动电源"互补结构，为全省新能源高比例接入提供稳定系统支撑。收益测算：核电开发权集中于中核、中广核、国家电投等央企，市场主体以工程总包、主设备（压力容器/蒸汽发生器/主泵）、运维与技术服务切入，不适用常规项目IRR口径；红沿河运营期年发电收入属央企合并报表口径，地方参与以装备与工程订单为主。IRR：核电属政府定价标杆0.43元/kWh兜底、开发权壁垒极高，不适用于市场主体投资回报口径；辽宁本地机会在徐大堡在建机组的设备国产化与工程总包订单。敏感性：核准与开工节奏 > 造价控制 > 利用小时（约7500h） > 标杆电价政策稳定性。策略：①（最优先）以EPC/主设备/运维切入红沿河已投运与徐大堡在建项目，绑定开发权主体；
②关注徐大堡3-4号VVER-1200机组国产化设备（主泵/蒸汽发生器）供货机会；
③依托核电清洁基荷与抽蓄构成"基荷-调节"双底座，为全省新能源消纳提供系统压舱。📜 发改价格〔2013〕1130号：《关于完善核电上网电价机制的通知》，核定全国核电标杆上网电价0.43元/kWh，辽宁红沿河/徐大堡适用。📜 辽宁核电核准文件（红沿河/徐大堡）：红沿河6台671万kW全投运（东北最大）；徐大堡规划6台超760万kW、总投资约1400亿元在建（辽宁沿海核电集群）。🟢 赛道五：零碳园区 + 绿电直连
国家层面绿电直连单用户规则（发改能源〔2025〕650号）与多用户规则（发改能源〔2026〕688号，2026年5月14日发布、优先支持算力中心）构成辽宁直达消纳的上位框架。辽宁省级配套以辽发改能源〔2026〕957号《推动绿电直连建设实施方案》落地，省发展改革委在《辽宁省电力市场配套实施细则》（试行4.0版）中明确：并网型绿电直连项目作为整体接入公共电网，以"报量不报价"方式在电力现货市场中优先出清。庄河市北黄海经开区入选辽宁省首批零碳园区建设名单，依托海上风电资源开展招商与产业布局；省级配套细则（多用户直连的接入、溯源、结算细则）已随957号明确 （细则执行层面仍待项目级验证）。辽宁的差异化不在发电资源强度，而在负荷侧的"绿电胃口"。阜新绿电智算中心、铁岭清河绿能数据中心示范项目已建成投运，依托阜新、朝阳清洁能源资源布局区域绿色算力节点；沈阳、大连"双核"算力高地与辽西绿色算力增长极形成"双核一极多点"格局。算力负荷7×24小时连续、对绿电溯源与低电价敏感，是绿电直连最优质的承载对象，也是对午间低价光伏的天然消纳池。2025年全省绿色电力交易电量170.85亿kWh、同比+33.65%，参与绿电交易市场主体突破700户。资源杠杆测算：以辽西某数据中心园区为例，假设年用电负荷50亿kWh、其中60%通过绿电直连专线由就近风光供给（假设：直连比例60%、专线输电费0.03元/kWh），相较全部购买网电（综合电价约0.42元/kWh）可节约用电成本约0.10元/kWh，对应年节约约3.0亿元，并锁定绿电溯源满足算力客户的碳披露要求。IRR：园区级源网荷储与绿电直连项目IRR高度依赖直连比例与专线造价，典型区间8%—12%（假设：专线投资、土地与接入成本按省内均值）。敏感性：直连负荷利用率 > 直连电价差 > 省级细则兑现度（溯源与结算规则清晰度） > 风光出力波动。策略：①（最优先）绑定庄河零碳园区、阜新/铁岭绿电智算中心与获批园区，以"绿电+算力"闭环拿政策窗口期；
②推动多用户直连项目级细则尽快落地，打通溯源与结算；
③在园区配建用户侧储能与构网型储能，平抑专线波动、参与现货套利。📜 发改能源〔2025〕650号：单用户绿电直连规则，明确直连类型、适用范围与责任划分。📜 发改能源〔2026〕688号：多用户绿电直连规则（2026-05-14发布），优先支持算力中心等负荷。📜 辽发改能源〔2026〕957号：辽宁推动绿电直连建设实施方案，配套现货"报量不报价优先出清"。四政策拐点
2025~2026年辽宁省新能源增量项目机制电价竞价风电0.330、光伏0.300元/kWh出清，执行期12年煤电100（2024—25）/165（2026起）元/kW·年五关键研判
辽宁不是"资源大省"而是"消纳巧省"：风光资源强度全国中上（光伏1350h、风电2300h），但火电占比高、热电绑定使供暖期消纳承压，投资逻辑应从"抢资源"转向"抢消纳通道与负荷绑定"。
2026机制电价"贴下限偏上成交"是双刃剑：光伏0.300、风电0.330元/kWh给项目厚底网，但12年长周期叠加现货下行，意味着出清价之外的增量收益高度不确定，过度依赖机制电量的项目在2028年后现金流将承压。
独立储能的"身份焦虑"是最大变量：容量补偿省级细则一日不出（征求意见稿370元/kW·年拟2027起），辽宁储能就一日停留在"租赁+辅助+现货"三轮驱动，IRR被压在5%—7%，难以支撑大规模资本开支；这恰是早进场者用试点示范项目"保供权"卡位的时间窗口。
绿电直连+算电协同是辽宁独一份的溢价：同样一度绿电，卖给算力中心比卖给电网贵、且自带碳溯源溢价；谁先绑定庄河零碳园区与阜新/铁岭绿电智算中心，谁拿到未来五年最稳的消纳出口。
海上风电是中长期弹性而非短期主投：庄河已并网150万kW、省规划1310万kW，但海域施工窗口短、造价高，短期确定性在陆上风电（利用小时稳健、出清价锚定），海上应作为"十五五"增量弹性布局。
六未来展望
未来2—3年，辽宁新能源将从"装机放量"转入"系统重构"：2026—2027年独立储能容量补偿省级细则有望正式落地（征求意见稿370元/kW·年），IRR中枢上移；2029年起庄河抽蓄首台投产、清原全面并网后调节底座成型；辽西绿色算力与庄河零碳园区持续扩容，绿电直连+算电协同消纳出口拓宽；海上风电大基地"十五五"启动首批项目。①消纳与午间低价——光伏占比提升将压低综合结算价，弃光与现货低价双向挤压。②政策兑现节奏——储能容量补偿与多用户直连细则若延后，收益确定性打折。③电价下行——12年机制周期内现货价格中枢可能下移，拉长回收期。①独立储能卡位——趁省级细则未出、以沈阳试点与辽西构网型项目抢"保供权"。②零碳园区+绿电直连——绑定庄河零碳园区与阜新/铁岭绿电智算中心，吃政策窗口。③算电协同新业态——绿电直连现货"优先出清"已落地，储能/虚拟电厂服务算力中心是新增长极。④海上风电大基地——庄河150万kW在运+"十五五"1310万kW规划，装备与EPC订单释放。欢迎「赞赏」支持我们持续产出
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