说起镜子的作用 你会想到什么 是用于整理着装 还是作为装饰品 其实它还有个意想不到的作用——发电 这是12月3日在甘肃省酒泉市拍摄的金塔多能互补基地10万千瓦熔盐塔式光热项目（无人机照片）。新 华社记者 范培珅 摄 这是一面有"魔法"的镜子 它叫"定日镜" 可以理解为能追踪太阳轨迹的镜子 这是12月3日在甘肃省酒泉市拍摄的金塔多能互补基地10万千瓦熔盐塔式光热项目（无人机照片）。新 华社记者 范培珅 摄 在甘肃省酒泉市金塔县 2.5万余面定日镜 如同训练有素的银色"向日葵军团" 构建起光的能量通道 形成一个巨大的镜面场 当戈壁滩上迎来穿越地球大气层的第一缕阳光 "超级镜子"们组成的银色矩阵 早已严阵以待 这是12月3日在甘肃省酒泉市拍摄的金塔多能互补基地10万千瓦熔盐塔式光热项目（无人机照片）。新 华社记者 范培珅 摄 它们调整方位和角度接受并反射太阳能量 这是12月3日在甘肃省酒泉市拍摄的金塔多能互补基地10万千瓦熔盐塔式光热项目（无人机照片）。新 华社记者 范培珅 摄 光与镜面接触后 被反射至镜场中央247米高的吸热塔顶端 液态熔盐流经顶端吸热器管道并吸收热量 当发电需求指令下达时 加热后的熔盐与蒸发器中 ...

2025年年底，在中国西北广袤的荒漠和高原上，一场与时间赛跑的"并网冲刺"正在多个光热项目中同步 上演。 在新疆，11月初，大唐石城子100万千瓦"光热+光伏"一体化项目中的100MW光热部分聚光 集热系统完工，转入调试；同在11月，新华发电博州100MW光热项目定日镜安装完成 94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网。 三峡能源青海直流二期100MW光热项目则在11月多次实现满负荷稳定运行。 这一波冲刺的背后，是政策层面为光热发展亮起的多个绿灯。 11月25日，新疆维吾尔自治区发改委发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购。 11月28日，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含了光热项目。 11月，海南电力交易中心印发的《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则》明 确，2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围。 海南省发改委一位人士对经济观察报说："（该细则的）核心考虑是给早期明确投资预期的项目提供保 障，一批已确定技术路线和商业模式的光热项目，基础收益的确定性也获得了保障。" 更为关键的顶层设计也在11月落地，国家发展改革委、国家能源 ...

行业动态：项目年底并网冲刺 - 2025年底，中国西北多个光热项目正进行“并网冲刺” [2] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100MW光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [3] - 大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100MW光热部分于11月初聚光集热系统完工转入调试 [3] - 新华发电博州100MW光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [3] - 三峡能源青海直流二期100MW光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [4][10] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [11] - 西藏开投安多县土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目的100MW光热部分吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [11] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [23] 政策支持：多层面利好密集出台 - 2025年11月，新疆发改委明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [5] - 2025年11月，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含光热项目 [6] - 2025年11月，海南电力交易中心明确2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益 [6] - 2025年11月10日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值 [6][16][19] - 青海省发布通知，明确2024年到2028年单独建设的光热示范项目上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易 [21] - 内蒙古在全国率先出台《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [21] - 政策推动与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”发展，国家能源局将在“十五五”可再生能源发展规划中合理安排相关发展布局 [24] 行业现状与规模 - 根据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [12] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [24] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [12] - 行业正处在从示范迈向规模化的关键爬坡期 [24] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式 [21] - “一体化配套”模式是当前项目推进的主流，即在大型新能源基地中将光热作为调节电源与风电、光伏打包开发 [21] 核心挑战：成本与可靠性 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是最现实的门槛之一 [14] - 一个100MW、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间 [14] - 同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [14] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [16] - 一些最核心、工况最严苛的部件仍更倾向于进口品牌，如高温熔盐泵、阀门等，采购成本和维护费用高昂，交货周期长 [15] - 在西藏等高海拔、自然条件恶劣地区，建设成本更高，工期不确定性增加 [16] - 高昂的初始投资成本与仍显不足的设备可靠性是行业规模化发展需要解决的关键难题 [6] 技术路线与降本探索 - 企业正在探索新的技术可能性以降低成本，如三峡集团哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，无需建造高耸吸热塔，模块化程度更高，被认为具有降本潜力 [23] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50MW提升至100MW甚至规划350MW，通过规模化进一步摊薄成本 [23] - 产业链企业聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [23] - 未来的竞争是“光伏+电池储能”与“光热（自带储能）”在系统成本和服务质量上的竞争 [23] 商业模式与价值定位转变 - 光热发电的盈利模式将从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [19] - 光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [24] - 新政核心在于为光热创造价值变现的通道，随着容量电价、辅助服务等补偿机制明确，光热项目综合收益有望提升 [25] - 当前光热项目的加速推进，很大程度上依赖于“一体化”模式下的政策性配置和地方政府对于提升新能源基地调节能力的诉求 [17] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [20]

项目进展与年底冲刺 - 2025年底中国西北多地在建光热项目正进行“并网冲刺” [1] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100兆瓦光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [1] - 新疆大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100兆瓦光热部分于11月初聚光集热系统完工并转入调试 [1] - 新疆新华发电博州100兆瓦光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [1] - 三峡能源青海直流二期100兆瓦光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [1][6] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [6] - 西藏开投安多县土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目中，100兆瓦光热部分的吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [7] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [15] 行业规模与规划 - 据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [8] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [16] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [8] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50兆瓦提升至100兆瓦甚至规划350兆瓦 [15] 政策支持与价值确认 - 2025年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确提出光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值 [3][13] - 新疆维吾尔自治区发改委于11月25日发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [2] - 青海省发改委于11月28日发布的首批绿电直连试点项目清单中包含了光热项目 [3] - 海南省电力交易中心11月印发的细则明确，2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益的确定性 [3] - 青海省发布的政策明确，2024年到2028年单独建设的光热示范项目，上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易 [14] - 内蒙古在全国率先出台了《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定了一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [14] 成本与经济效益挑战 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是行业最现实的门槛之一 [9] - 一个100兆瓦、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间，而同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [9] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [11] - 一些最核心、工况最严苛的部件（如高温熔盐泵、阀门）仍更倾向于采购进口品牌，导致采购和维护成本高昂且交货周期长 [10] - 在西藏等高寒缺氧地区，特殊施工条件、设备保温及防冻要求直接推高了建设成本和工期不确定性 [11] 商业模式与技术探索 - 光热发电的盈利模式正从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [13] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式，前者是当前项目推进的主流 [14] - 三峡集团新疆哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，因无需建造高耸的吸热塔且模块化程度更高，被认为在降低建设和维护成本方面具有潜力 [15] - 产业链企业正聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术的研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [15] - 未来的竞争将是“光伏+电池储能”与“自带储能的光热”之间，比较谁能以更低的系统成本为电网提供更稳定优质的电力服务 [16] 行业定位与未来展望 - 光热发电凭借其长时间储能和同步发电机特性，在构建新型电力系统中找到定位，正从示范探索迈向规模化开局 [3] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [13] - 在西藏等生态脆弱、电网薄弱地区，光热发电的稳定输出和储能特性对于保障电力供应、减少对化石能源依赖具有战略价值 [7] - 政策推动的是与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”，而非一拥而上的泡沫化 [16] - 光热发展还面临成本等难题，但方向已经清晰，光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [17]

文章核心观点 - 百川畅银作为环保行业老兵，正通过出海、移动储能供热及熔盐储热技术、参股光热发电等多维度转型，从传统沼气业务向综合型新能源解决方案提供商升级，基本面处于修复与业绩触底阶段 [5][6][20][21] 业务转型与战略布局 - 公司立足沼气业务基本盘，抓住出海机遇，利用海外电价市场化优势优化盈利结构，并精准卡位"光热+储能"国家政策推动的基地项目 [5][6][7] - 业务覆盖沼气利用、移动储能供热及环卫再生资源回收三大板块，构建"发-储-供"闭环，向综合新能源解决方案商迈进 [5][12][20] 出海业务表现 - 境外收入从2023年127万元跃升至2024年1433万元，同比增长1026.43%，收入占比3.17% [10][11] - 境外业务毛利率高达56.15%（2024年）和75.86%（2023年），显著高于公司整体20%左右水平，2024年以3.17%收入贡献10.25%毛利 [10][11] - 海外项目包括哥伦比亚科尔多瓦省光伏电站和马来西亚怡保2MW沼气项目（获2025年亚洲电力奖金奖） [7] 移动储能供热业务进展 - 2025年上半年该业务营收5723万元，同比增长39.49%，毛利飙升628% [13][14] - 截至2025年三季度投入运营338台储能车，规模化运营带动经营活动现金流由负转正至4639万元 [13] - 2025年11月与商丘市梁园区政府签约推进零碳智慧综合能源平急两用系统项目，已安全运行数百车次，输送清洁能源数千吨 [15] 熔盐储热技术突破 - 熔盐储热具备安全、稳定、成本低优势，适合工业级热管理场景，2025年9月与华电科工完成首车蒸汽充装，步入商业化应用阶段 [16] - 2025年前三季度研发支出791.54万元，同比增长99.13%，支撑技术创新 [17] 光热发电赛道布局 - 通过参股内蒙古百川光热科技有限公司切入光热发电赛道，聚焦聚光反射镜研发，年产能达1000万平方米 [18] - 已中标新疆100MW光热项目、甘肃瓜州"双塔一机"等国家级工程，踩中中西部能源基建风口 [18][19] - 2025年全国新增8个光热项目（总装机800MW），9个项目冲刺并网（装机1000MW），行业从示范迈向规模化商用 [19][20]

光热发电的战略定位与系统价值 - 光热发电具备“发电+大容量热储”的系统属性，可实现日间发电、夜间放电以及中长时段调峰，具备天然调频与持续供电能力，是支撑高比例新能源并网、保障电力系统安全稳定的关键“兜底”力量 [1][4] - 光热发电被视为能源系统的“稳定器”和“调节阀”，其清洁高效、出力稳定的特性对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用 [5][6] - “风电、光伏主导+光热兜底”的创新组合成为破解可再生能源波动性问题的标杆性解决方案，光热可与风电、光伏形成有效互补，支撑能源结构转型 [7] 中国光热产业发展现状与成就 - 截至2025年9月底，中国光热发电站总装机容量达157万千瓦，位居全球第三；目前在建项目30座，装机容量约310万千瓦，中国已成为全球光热发电新增装机的主力 [3][7] - 中国光热发电产业年均复合增长率达11.7%，显著高于全球4.24%的平均增速 [3][7] - 中国已全面掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，技术装备国产化率超过95%，关键材料与核心设备实现自主可控 [3][11] - 光热发电上网电价从示范项目之初的1.15元/千瓦时下降至约0.6元/千瓦时，经济性显著提升 [3][11] 重点项目与技术突破 - 格尔木350兆瓦塔式光热发电项目是全球单机规模最大的光热发电项目，计划于2027年9月底前全容量并网，每年可产生清洁电量约9.6亿千瓦时，节约标准煤26.34万吨，减排二氧化碳72万吨 [6] - 中广核德令哈50兆瓦槽式光热发电示范项目在2021至2022年间实现连续运行230天，2024年电站利用小时数位居行业之首，积累了涵盖设计、施工、运维全链条的系统性经验 [10] - 依托国家能源太阳能热发电技术研发中心，中广核成功研制出槽式太阳能发电集热器球形接头、大型光热电站特殊环境智能清洗装备等多项填补国内空白的核心产品，累计获得授权专利68项，主编或参编国家及行业标准30项 [11] 政策支持与市场机制 - 国家能源局发布的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》明确提出“因地制宜建设光热发电等调节性电源”，支持打造100%新能源基地 [8] - 行业进入标准化、规模化、市场化、国际化并行的关键期，需探索“电热联供”、“容量补偿”等多元化收益模式，以市场化机制体现光热发电的调节价值和容量支撑作用 [8][14] - 中国电力企业联合会光热分会成立，倡议服务国家战略、加强创新引领、推动协同发展、践行开放合作，为产业明确下一阶段重点任务 [14] 未来前景与国际合作 - 预计到2030年，全球光热发电装机规模将增长至2240万千瓦；到2050年，全球电力供应中约10%将来自光热发电 [13] - 中国光热技术已成功走出国门，参与摩洛哥努奥三期15万千瓦塔式光热电站、南非红石10万千瓦塔式熔盐光热电站、迪拜马克图姆太阳能公园四期等国际项目，成为助力全球绿色发展的“中国力量” [13] - 未来产业将在技术层面聚焦降本增效，推动关键材料、核心装备与系统集成技术进步；在市场机制层面深化跨领域合作，构建开放、协同、融合的产业生态 [14][15]

公司发展历程 - 2006年中国首座自主知识产权光热电站破土动工，历时六年建成[2] - 2016年公司首个自行投资、设计、建设、运维的50兆瓦熔盐塔式光热发电项目入选国家首批示范项目[2] - 2021年9月27日哈密50兆瓦光热项目实现240小时连续稳定运行[3] - 2024年公司在哈密启动全球最大单期1500兆瓦“光热储”一体化基地建设[4] 技术与产业链突破 - 项目团队在2019年底克服国外技术封锁，开启国产化自主研发之路[3] - 在首批示范项目带动下，行业突破多项核心技术并形成完整产业链[3] - 公司光热项目国产化率达到惊人的99%[5] - 行业已形成涵盖研究、设计、施工、运维的完整产业链队伍[5] 行业地位与全球影响 - 中国光热产业实现从追赶到领跑的破局之路[1] - 槽式、塔式、线性菲涅尔等各种技术路线的光热项目遍地开花[5] - 公司积极探索光伏发电与光热发电深度融合的一体化开发新模式[4] - 中国光热技术正稳步走向海外，为全球能源转型提供系统解决方案[5]

公司核心转型战略 - 公司立足于沼气业务基本盘，积极谋求转型，布局熔盐储能、光热发电和移动储能供热，向综合型新能源解决方案提供商迈进 [1][19] - 公司通过“发-储-供”业务闭环构建多元化驱动战略，逐步摆脱对传统业务的依赖 [9][19] 出海业务表现 - 境外收入从2023年127万元跃升至2024年1433万元，毛利率分别高达75.86%和56.15%，显著高于公司整体20%左右的水平 [7] - 2024年境外收入占比仅3.17%，但贡献了10.25%的毛利，成为盈利结构优化的关键推力 [7] - 公司借助电价市场化程度高的地区，快速落地海外沼气与光伏项目，例如哥伦比亚科尔多瓦省光伏电站和马来西亚怡保2MW沼气项目 [5] 移动储能供热业务进展 - 2025年上半年该业务营收达5723万元，同比增长39.49%，毛利飙升628%，带动经营活动现金流由负转正至4639万元 [9] - 截至2025年三季度，公司已投入运营338台储能车，形成规模化运营能力 [9] - 2025年11月与商丘市梁园区政府签署战略合作协议，推进区域零碳智慧综合能源平急两用系统建设项目，已成功对接多家园区重点企业 [10][12] 熔盐储能技术突破 - 熔盐储热具备安全、稳定、成本低等优势，适合工业级热管理场景 [13] - 2025年9月与华电科工合作完成熔盐储热+移动储能首车蒸汽充装，标志技术正式步入商业化应用阶段 [13] - 2025年前三季度研发支出总额为791.54万元，同比增长99.13%，显示公司在创新上的坚定决心 [15] 光热发电业务布局 - 通过参股内蒙古百川光热科技有限公司切入光热发电赛道，聚焦聚光反射镜研发制造，年产能达1000万平方米 [18] - 百川光热已中标新疆100MW光热项目、甘肃瓜州“双塔一机”等国家级标杆工程 [18] - 截至2025年10月，全国新增8个光热项目总装机800MW，另有9个项目装机容量达1000MW冲刺并网，行业正从示范阶段迈向规模化商用 [18] 传统沼气业务现状 - 2025年上半年公司实现营收2.05亿元，其中沼气业务收入0.98亿元，占比近48%，仍是当前收入的“压舱石” [5] - 国内沼气发电市场已成红海，面临补贴退坡、电价锁定、成本攀升等问题，利润空间不断收窄 [5]

行业发展速度与规模 - 中国光热发电产业年度复合增长率达11.7%，显著高于全球4.24%的增速 [3] - 截至2025年9月底，中国已建成光热发电站21座，装机容量157万千瓦，位居全球第三 [3] - 在建项目30座，装机容量310万千瓦，中国已成为全球光热发电新增装机的主力 [3] 成本与技术进展 - 光热发电上网电价已从首批示范项目的1.15元/千瓦时降至0.6元/千瓦时左右 [3] - 预计“十五五”期间，造价还将进一步下降 [3] - 技术装备国产化率突破95%，关键材料设备实现自主可控 [3] - 已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术 [3] 产业链与市场结构 - 中国光热发电产业链单位数量总计约44万家，其中国有企业1.4万家、民营企业42.1万家 [5] - 2024年全国全年新增光热发电装机容量25万千瓦，全国光热在运装机突破80万千瓦 [5] - 在建拟建规模达394万千瓦，已带动超3000万千瓦风光发电并网消纳 [5] 产业价值与政策支持 - 光热发电技术能为电网提供稳定电力供应，并具备储能功能 [4] - 《中华人民共和国能源法》明确提出“积极发展光热发电” [4] - 中国光热资源理论开发潜力超10亿千瓦，主要分布在新疆、西藏、内蒙古等地区 [6] 全球长期展望 - 预计到2030年，全球光热发电装机规模将增长至2240万千瓦 [6] - 到2050年，全球电力供应中将有约10%来自光热发电 [6]

行业增长态势 - 中国光热发电产业年度复合增长率达11.7%，显著高于全球4.24%的增速 [1] - 截至2025年9月底，中国已建成光热发电站21座，装机容量157万千瓦，位居全球第三，在建项目30座，装机容量310万千瓦 [1] - 2024年全国全年新增光热发电装机容量25万千瓦，全国光热在运装机突破80万千瓦，在建拟建规模达394万千瓦 [3] 成本与竞争力 - 光热发电上网电价已从首批示范项目的1.15元/千瓦时降至0.6元/千瓦时左右，预计“十五五”期间造价将进一步下降 [1] - 技术装备国产化率突破95%，关键材料设备实现自主可控 [1] - 光热发电成本与光伏和风电相比仍然较高，目前不具备平价上网条件 [3] 技术与产业链 - 成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，建成了全球领先的光热发电全产业链 [1] - 头部企业研制出多项填补国内空白的创新产品，如槽式太阳能发电集热器球形接头、大型光热电站特殊环境智能清洗装备 [2] - 中国光热发电产业链单位数量总计约44万家，包括国有企业1.4万家、民营企业42.1万家等 [3] 市场定位与政策环境 - 光热发电技术能为电网提供稳定电力供应并具备储能功能，成为新能源领域安全可靠替代传统能源的有效方案 [2] - 《中华人民共和国能源法》明确提出“积极发展光热发电” [2] - 光热发电已带动超3000万千瓦风光发电并网消纳 [3] 资源潜力与长期前景 - 中国光热资源理论开发潜力超10亿千瓦，主要分布在新疆、西藏、内蒙古、青海、甘肃等地区 [4] - 预计到2030年，全球光热发电装机规模将增长至2240万千瓦，到2050年全球电力供应中约有10%来自光热发电 [4]