[中报]节能风电:2019年半年度报告
原标题:节能风电:2019年半年度报告 好封面.jpg 节能风电 601016 中节能风力发电股份有限公司 QQ截图20150316184502.png 111QQ截图20150316184513.png CECEP Wind-power Corporation Co.,Ltd. 2019年半年度报告 二○一九年八月 公司代码：601016 公司简称：节能风电 中节能风力发电股份有限公司 2019年半年度报告 重要提示 一、 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证半年度报告内容的真实、准确、完 整，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。 二、 公司全体董事出席董事会会议。 三、 本半年度报告未经审计。 四、 公司负责人刘斌、主管会计工作负责人罗锦辉及会计机构负责人（会计主管人员）程欣声明： 保证半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。 五、 经董事会审议的报告期利润分配预案或公积金转增股本预案 无 六、 前瞻性陈述的风险声明 √适用 □不适用 本半年度报告中所涉及的发展战略、未来经营计划等前瞻性陈述不构成公司对投资者的实质 承诺，敬请广大投资者理解计划、预测与承诺之间的差异，注意投资风险。 七、 是否存在被控股股东及其关联方非经营性占用资金情况 否 八、 是否存在违反规定决策程序对外提供担保的情况？ 否 九、 重大风险提示 报告期内，公司不存在影响公司正常经营的重大风险。公司已在本半年度报告中详细描述了可能 面对的风险，敬请查阅“第四节 经营情况讨论与分析 九、可能面对的风险”中的内容。 十、 其他 □适用 √不适用 目录 第一节 释义 .................................................................................................................................... 4 第二节 公司简介和主要财务指标 ................................................................................................. 6 第三节 公司业务概要 ..................................................................................................................... 8 第四节 经营情况的讨论与分析 ................................................................................................... 17 第五节 重要事项 ........................................................................................................................... 36 第六节 普通股股份变动及股东情况 ........................................................................................... 43 第七节 优先股相关情况 ............................................................................................................... 44 第八节 董事、监事、高级管理人员情况 ................................................................................... 45 第九节 公司债券相关情况 ........................................................................................................... 46 第十节 财务报告 ........................................................................................................................... 50 第十一节 备查文件目录 ................................................................................................................. 194 第一节 释义 在本报告书中，除非文义另有所指，下列词语具有如下含义： 常用词语释义 公司、本公司 指 中节能风力发电股份有限公司 风电有限公司 指 本公司的前身，中节能风力发电投资有限公司 国务院国资委、国资委 指 国务院国有资产监督管理委员会 国家发改委 指 中华人民共和国国家发展和改革委员会 中国证监会、证监会 指 中国证券监督管理委员会 上交所 指 上海证券交易所 中国节能、控股股东 指 中国节能环保集团有限公司 中节能资本 指 公司控股股东中国节能环保集团有限公司的全资子公司，全称为 中节能资本控股有限公司 社保基金 指 全国社会保障基金理事会 国开金融 指 国开金融有限责任公司 光控安心 指 光控安心投资江阴有限公司 光大创业 指 光大创业投资江阴有限公司 张北风电 指 中节能风力发电（张北）有限公司 张北运维 指 中节能风力发电（张北）运维有限公司 港建张北 指 中节能港建风力发电（张北）有限公司 港能张北 指 中节能港能风力发电（张北）有限公司 张北风能 指 中节能（张北）风能有限公司 张家口风电 指 中节能张家口风力发电有限公司 甘肃风电 指 中节能（甘肃）风力发电有限公司 港建甘肃 指 中节能港建（甘肃）风力发电有限公司 肃北风电 指 中节能（肃北）风力发电有限公司 天祝风电 指 中节能（天祝）风力发电有限公司 靖远风电 指 中节能（靖远）风力发电有限公司 哈密风电 指 中节能风力发电（哈密）有限公司 新疆风电 指 中节能风力发电（新疆）有限公司 达风变电 指 新疆达风变电运营有限责任公司 内蒙风电 指 中节能（内蒙古）风力发电有限公司 内蒙风昶源 指 内蒙古风昶源新能源开发有限公司 丰镇风电 指 中节能（丰镇）风力发电有限公司 锡林郭勒盟风电 指 中节能锡林郭勒盟风力发电有限公司 内蒙抽水蓄能 指 内蒙古呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司 通辽风电 指 通辽市东兴风盈风电科技有限公司 青海东方 指 青海东方华路新能源投资有限公司 德令哈风电 指 德令哈协力光伏发电有限公司 风扬新能源 指 德令哈风扬新能源发电有限公司 五峰风电 指 中节能（五峰）风力发电有限公司 四川风电 指 中节能风力发电四川有限公司 浙江风电 指 中节能风力发电（浙江）有限公司 广西风电 指 中节能风力发电（广西）有限公司 钦州风电 指 中节能钦州风力发电有限公司 节能澳洲 指 CECEP WIND POWER AUSTRALIA HOLDING PTY LTD 白石公司 指 WHITE ROCK WIND FARM PTY LTD 河南风电 指 中节能风力发电（河南）有限公司 焦作风电 指 中节能焦作风力发电有限公司 定边风电 指 中节能（定边）风力发电有限公司 阳江风电 指 中节能（阳江）风力发电有限公司 济源风电 指 中节能济源风力发电有限公司 来宾风电 指 中节能来宾风力发电有限公司 包头风电 指 中节能（包头）风力发电有限公司 青龙风电 指 中节能青龙风力发电有限公司 临澧风电 指 中节能临澧风力发电有限公司 山西风电 指 中节能山西风力发电有限公司 原平风电 指 中节能（原平）风力发电有限公司 报告期、报告期内 指 2019年1月1日至2019年6月30日 本报告 指 中节能风力发电股份有限公司2019年半年度报告 千瓦（kW）、兆瓦（MW） 和吉瓦（GW） 指 电的功率单位，本报告中用于衡量风力发电机组的发电能力。具 体单位换算为1GW=1,000MW=1,000,000kW 千瓦时（kWh）、兆瓦时 （MWh） 指 电的能量单位，电力行业常用的能源标准单位。具体单位换算为 1MWh=1,000kWh 特许权项目 指 政府将特许经营方式用于我国风力资源的开发。在特许权经营中， 政府选择风电建设项目，确定建设规模、工程技术指标和项目建 设条件，然后通过公开招标方式把风力发电项目的经营权授予有 商业经验的项目公司，中标者获得项目的开发、经营权。项目公 司在与政府签署的特许权协议约束下进行项目的经营管理 弃风限电 指 当用电需求量和发电供应量不一致时，必须根据用电需求调整发 电供应。电力生产的特点决定了包括火电、水电和风电等全部发 电企业均必须在电网统一调度下运行。按调度指令调整发电量是 各发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力 时，发电企业服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力 的情况称为“限电”。由于风能资源不能储存，因此“限电”使 得风力发电企业的部分风能资源没有得到充分利用，该情况称为 “弃风”。“限电”和“弃风”是针对同一问题从不同角度做出 的描述，习惯上统称为“弃风限电” 累计装机容量、装机容量 指 完成安装但不考虑是否具备并网发电条件的风电机组装机容量 并网装机容量、并网容量 指 完成安装且经调试后已并网发电的风电机组装机容量 权益装机容量 指 公司根据各下属子公司所属风电场的所有权比例拥有权益的累计 装机容量，按公司拥有各风电场项目所有权百分比乘以各风电场 装机容量计算 权益并网装机容量 指 公司根据各下属子公司所属风电场的所有权比例拥有权益的并网 装机容量，按公司拥有各风电场项目所有权百分比乘以各风电场 并网装机容量计算 总发电量 指 风电场在一段特定期间内包括风电场调试期间的发电量 上网电量、售电量 指 风电场在一段特定期间向当地电网公司销售的电量，包括并网运 营阶段及调试阶段产生的电力销售量。调试期产生的电力销售在 会计处理上并不计入主营业务收入，但会冲减建设成本 平均利用小时数 指 在一个完整年度内，一个风电运营商或者一个风电场所发电量与 其风电机组装机容量的比值，计算时不考虑运营未满一个完整年 度的装机容量及其所发电量 风机可利用率 指 统计期内机组处于可用状态的时间占总时间的比例 标煤 指 每千克含热量29,271.2千焦的理想煤炭 全球风能理事会、GWEC 指 Global Wind Energy Council 第二节 公司简介和主要财务指标 一、 公司信息 公司的中文名称 中节能风力发电股份有限公司 公司的中文简称 节能风电 公司的外文名称 CECEP Wind-Power Corporation 公司的外文名称缩写 CECWPC 公司的法定代表人 刘斌 二、 联系人和联系方式 董事会秘书 证券事务代表 姓名 罗杰 朱世瑾 联系地址 北京市海淀区西直门北大街42 号节能大厦A座12层 北京市海淀区西直门北大街42 号节能大厦A座12层 电话 010-83052221 010-83052221 传真 010-83052204 010-83052204 电子信箱 cecwpc@cecwpc.cn cecwpc@cecwpc.cn 三、 基本情况变更简介 公司注册地址 北京市海淀区西直门北大街42号节能大厦A座12层 公司注册地址的邮政编码 100082 公司办公地址 北京市海淀区西直门北大街42号节能大厦A座11层、12层 公司办公地址的邮政编码 100082 公司网址 www.cecwpc.cn 电子信箱 cecwpc@cecwpc.cn 报告期内变更情况查询索引 无 四、 信息披露及备置地点变更情况简介 公司选定的信息披露报纸名称 中国证券报、上海证券报、证券日报、证券时报 登载半年度报告的中国证监会指定网站的网址 www.sse.com.cn 公司半年度报告备置地点 北京市海淀区西直门北大街42号节能大厦 A座11层公司证券事务部 报告期内变更情况查询索引 无 五、 公司股票简况 股票种类 股票上市交易所 股票简称 股票代码 变更前股票简称 A股 上海证券交易所 节能风电 601016 无 六、 其他有关资料 □适用 √不适用 七、 公司主要会计数据和财务指标 (一) 主要会计数据 单位：元 币种：人民币 主要会计数据 本报告期 （1－6月） 上年同期 本报告期比上 年同期增减 (%) 营业收入 1,226,732,320.54 1,213,196,617.54 1.12 归属于上市公司股东的净利润 309,288,677.84 337,855,744.14 -8.46 归属于上市公司股东的扣除非经 常性损益的净利润 300,024,235.29 329,403,197.95 -8.92 经营活动产生的现金流量净额 470,838,171.38 485,793,005.69 -3.08 本报告期末 上年度末 本报告期末比 上年度末增减 (%) 归属于上市公司股东的净资产 7,059,139,983.34 6,966,107,445.64 1.34 总资产 21,627,510,875.03 21,484,309,415.45 0.67 (二) 主要财务指标 主要财务指标 本报告期 （1－6月） 上年同期 本报告期比上年同 期增减(%) 基本每股收益（元／股） 0.074 0.081 -8.64 稀释每股收益（元／股） 不适用 不适用 不适用 扣除非经常性损益后的基本每股收益 （元／股） 0.072 0.079 -8.86 加权平均净资产收益率（%） 4.38 4.97 减少0.59个百分点 扣除非经常性损益后的加权平均净资 产收益率（%） 4.25 4.85 减少0.60个百分点 公司主要会计数据和财务指标的说明 □适用 √不适用 八、 境内外会计准则下会计数据差异 □适用 √不适用 九、 非经常性损益项目和金额 √适用 □不适用 单位:元 币种:人民币 非经常性损益项目 金额 非流动资产处置损益 -1,806,730.84 计入当期损益的政府补助，但与公司正常经营业 务密切相关，符合国家政策规定、按照一定标准 定额或定量持续享受的政府补助除外 10,751,704.38 除上述各项之外的其他营业外收入和支出 4,133,248.70 少数股东权益影响额 -2,246,293.71 所得税影响额 -1,567,485.98 合计 9,264,442.55 十、 其他 □适用 √不适用 111111.png 第三节 公司业务概要 一、 报告期内公司所从事的主要业务、经营模式及行业情况说明 （一）报告期内公司所从事的主要业务 报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。公司生产的 绿色电力，源源不断地输入电网，满足经济社会及国民用电需求。 （二）报告期内公司的经营模式 1、主营业务经营模式 公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。公司主营业务流程如下： 项目搜集 项目选址及测风 项目评估 核准附件编制 项目核准 土地预审 环境评估 水土保持评估 地灾压矿评估 安全预评价 文物批复 军事批复 节能评估 接入系统设计及审查 可研报告编制及审查 银行贷款承诺 项目申请报告 2、项目开发模式 公司风电场项目开发模式与流程如下： 3、采购模式 公司的采购模式主要是招标采购，公司对采购工作实行统一招标、集中采购、专业管理、分 级负责的管理模式。 风电场生产运行 与维修维护 风电场生产运行（运 行操作、监控与日常 保养） 风电场维修维护 （维护与检修） 升压站运行 （运行值班、操 作与巡视） 风电机组运行 （运行值班、操 作与巡视） 设备检修 （包括故障维修、 消缺） 设备维护 （包括计划维护 和非计划维护） 检测与预防性试 验（按规定周期 和要求进行） 养护与 操作 运行 值班 检查 巡视 运行 值班 运行 巡视 变送电 设备 风机 设备 变送 电设备 风机 设备 变送电 设备 安全 工器具 4、生产模式 公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设 备，将电能输送到电网上。公司风电场生产运营模式图如下： 5、销售模式 （1）国内销售模式 公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点， 由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期 内由两种方式确定： 第一种是依照国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特 许权投标电价与电网公司直接结算电费，回笼货币资金。国家定价结算方式是公司电量销售结算 的主要方式。 第二种是近两年逐渐形成的多边协商定价，简称电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业 的影响，由地方政府推动，电网公司根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导意见， 组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定各发电企业所承担的电量和上网基 础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网公司支付的基础电费和国家新能源补贴两部分 组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。 为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制， 国家发改委、财政部、国家能源局于2017年1月18日发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发 及自愿认购交易制度的通知》，要求根据《绿色电力证书核发及自愿认购规则》（试行）建立可 再生能源绿色电力证书自愿认购体系。从2017年7月1日起，在全国范围内试行可再生能源绿色电 力证书（简称绿证）核发和自愿认购，每1000kW/h的绿色电力核发一张绿证，绿证的价格不高于 国家新能源补贴电价。在目前的自愿认购阶段，没有售出的绿证仍由国家补贴，所以，在自愿认 购阶段，无论绿证是否售出，对公司绿色电力的销售没有任何影响。 （2）澳洲白石风电场销售模式 依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源 证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购 买方约定的长期合约价格销售两钟方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生 能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。WHITE ROCK WIND FARM PTY LTD（以下简称“白石公 司”）现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。 ①电力销售结算 白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔 士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点， 在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销 售电量的总金额进行结算。 ②可再生能源证书销售结算 可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规 定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收 购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的 一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证 明。 2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性 可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大 利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚 能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书， 向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及 审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白 石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。 （三）报告期内行业情况说明 1、全球风电行业发展情况 风能是一种清洁的可再生能源。在过去的30多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度， 成为世界上增长速度最快的能源之一。根据全球风能理事会统计数据，全球风电累计总装机容量 从截至2001年12月31日的24GW增至截至2018年12月31日的591GW。 全球风电装机累计容量（2001年-2018年） 资料来源：全球风能理事会 全球风电行业发展呈现如下特征与趋势： （1）风电已在全球范围内实现规模化应用。风电作为应用最广泛和发展最快的新能源发电 技术，已在全球范围内实现大规模开发应用。到2018年底，全球风电累计装机容量达5.91亿千瓦， 同比增长9.6%，遍布100多个国家和地区。 （2）风电已成为部分国家新增电力供应的重要组成部分。2000年以来风电占欧洲新增装机 的30%，2007年以来风电占美国新增装机的33%。随着全球发展可再生能源的共识不断增强，风电 在未来能源电力系统中将发挥更加重要作用。美国提出到2030年20%的用电量由风电供应，丹麦、 德国等国把开发风电作为实现2050年高比例可再生能源发展目标的核心措施。 （3）风电发展进入平稳期。虽然风电产业面临全球市场紧缩、大部件市场供过于求导致价格 面临下行压力；在紧缩驱动的经济格局下，可再生能源补贴机制的波动；在价格上面临与传统的 化石燃料与核电站竞争的挑战，但是风电发展的根本驱动力仍然存在，并且全球都需要干净清洁、 价格实惠、当地开发、安全可靠，安装迅速的能源供应。这些驱动力将成为促进风电发展的长效 动力，也成为突破挑战的主要动力。 （4）海上风电加速发展。相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、 机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，同时，海上风电一般靠 近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球风电场建设已出现从陆 地向近海发展的趋势。经过近二十余年的发展，从全球范围来看，海上风电技术日益成熟，过去 制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改 善。自第一座海上风电场投运以来，海上风电成本的下降幅度超过了30%，其度电成本（以亚洲地 区为例）也从2010年的178美元/兆瓦时降低到了2018年的约106美元/兆瓦时（参见国际可再生能 源署《2018年可再生能源发电成本》）。目前，全球海上风电总装机量已达到23GW，自2013年以 来全球海上风电市场已实现了稳步增长，年增长幅度保持在21%左右。按照目前这一发展趋势，在 各国风电政策大体不变的情况下，GWEC预计海上风电市场规模将以两位数的增长幅度稳定上涨， 到2025年后年新增装机量将达到15-20GW，到2030年新增海上风电装机量将达到165GW，全球海上 风电总装机量将达190GW。2018年,中国已成为全球新增海上风电装机量最大的国家，英国与德国 紧随其后。GWEC预测称，到2030年亚洲新增海上风电装机规模将达100GW，将成为全球最大的海上 风电市场。其中，我国在海上风电规模的扩大为亚洲市场的崛起起到主要作用，另外，越南、日 本、韩国、印度的海上风电市场也将有较大增长。 2、我国风电行业发展情况 （1）我国风能资源概况 中国幅员辽阔、海岸线长，拥有丰富的风能资源。根据全国900多个气象站将陆地上离地10m 高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利 用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约10亿kW。根据 中国气象局公布的数据显示，2018年我国陆面70m高度年平均风速约为5.5m/s，年平均风功率密度 约为237.1W/m2。我国风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、 东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源，并且冬春季节风速高，雨水少； 夏季风速小，降雨多，风能和水能具有非常好的季节补偿。另外在中国内陆地区，由于特殊的地 理条件，有些地区具有丰富的风能资源，适合发展风电。 我国风能资源地理分布与现有电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的 陆地面积小，“三北”地区风能资源很丰富，电力负荷却较小，给风电的经济开发带来困难。由 于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网建设相对薄弱，大规模开发需要电网延伸的 支撑。 （2）我国风电产业发展历程和现状 我国风电场建设始于20世纪80年代，在其后的十余年中，经历了初期示范阶段和产业化建立 阶段，装机容量平稳、缓慢增长。自2003年起，随着国家发改委首期风电特许权项目的招标，风 电场建设进入规模化及国产化阶段，装机容量增长迅速。特别是2006年开始，连续四年装机容量 翻番，形成了爆发式的增长。据全球风能理事会的统计，2013年至2018年，我国风电新增装机容 量，连续六年保持全球新增装机容量第一位。我国累计风电装机容量2009年跃居世界第一位，直 至2018年一直保持全球第一位。截至2018年底，我国仍保持全球最大的风能市场地位不变。 2001年至2018年我国风电累计装机容量及年增长率如下表所示： 年份 截至当年12月31日风电累计装机容量 年增长率 （MW） 2001年 404 - 2002年 470 16.34% 2003年 568 20.85% 2004年 765 34.68% 2005年 1,272 66.27% 2006年 2,559 101.18% 2007年 5,871 129.43% 2008年 12,024 104.80% 2009年 25,805 114.61% 2010年 44,733 73.35% 2011年 62,733 40.24% 2012年 75,324 20.07% 2013年 91,424 21.37% 2014年 114,609 25.36% 2015年 145,362 26.83% 2016年 168,690 16.05% 2017年 185,604 10.02% 2018年 206,804 11.42% 资料来源：全球风能理事会《全球风电装机数据》、《Annual Markets Update》、《全球风 电市场发展报告2012》、《GLOBAL WIND STATISTICS 2013》、《GLOBAL WIND REPORT 2014》、 《GLOBAL WIND STATISTICS 2015》《GLOBAL WIND STATISTICS 2016》《GLOBAL WIND STATISTICS 2017》《GWEC Global Wind Report 2018》 （3）我国风电行业发展模式 自2005年开始，我国风电行业进入高速发展期，过去十年，风电行业主要是依靠集约式发展， 国家鼓励在“三北”（华北、西北、东北）地区新建大型风电基地，通过超高压长距离输电线路 将绿色电能输送到经济发达地区使用。但由于电源建设速度高于输变电线路的建设速度，导致了 “弃风限电”现象的发生。进入“十三五”时期，国家推进“四个革命，一个合作”能源发展战 略，根据《可再生能源发展“十三五”规划》，按照“统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利 用”的原则，严格开发建设与市场消纳相统筹，着力推进风电的就地开发和高效利用，积极支持 中东部分散风能资源的开发，在消纳市场、送出条件有保障的前提下，有序推进大型风电基地建 设，积极稳妥开展海上风电开发建设，完善产业服务体系。到2018年底，全国风电累计装机按地 区分布，中东部和南方地区占27.9%，“三北”地区占72.1%。 （4）我国风电行业定价机制 根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，可再生能源发电项目的上网电 价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于 促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调 整和公布。 到2019年，我国风电上网电价已经历了六个阶段： 第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期, 上网电价很低,其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价,每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。 第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准,报中央政府 备案,这一阶段的风电价格高低不一。 第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003 -2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。 由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从 2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价,而在省、市、区级项目审批范围内的项目, 仍采用审批电价的方式。 第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招 标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。 第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发展改革委关于完善风力 发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台,风电电价按照全国四类风能资 源区制定相应的风电标杆上网电价。 第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、 光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台,进一步降低了风电标 杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年5月21日，国家发改委发布了《国家发改委 关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确了2019、2020两年陆上 风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新 核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在 资源区指导价。2019年Ⅰ～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39 元、0.43元、0.52元，2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元； 对于海上风电，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每 千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元，指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、 除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价，2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国 家不再补贴。 注：（1）2018年底前核准的陆上风电项目，2020年底前完成并网的，执行当初的核准电价； （2）2019年1月1日至2020年底，这两年期间核准的陆上项目，必须在2021年底前并网， 执行当年电价； （3）2021年起，新核准的陆上风电项目全面实行平价，不再补贴。 注：对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核 准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。 二、 报告期内公司主要资产发生重大变化情况的说明 √适用 □不适用 报告期内公司主要资产发生重大变化的情况请参见第四节“经营情况的讨论与分析”三、“资 产、负债情况分析” 1、资产及负债状况。 其中：境外资产214,606.93（单位：万元 币种：人民币），占总资产的比例为9.92%。 三、 报告期内核心竞争力分析 √适用 □不适用 1、公司专注于风力发电业务，拥有丰富的建设运营维护经验 公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收 入都与风力发电相关。同时，公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则，以专 业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。 公司具有丰富的风电场运营经验，对从750kW到3MW，从定桨距、双馈到直驱风机，从纯进口 风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早，对各种故障处理积累了 丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍，通过技术攻关和技术创新， 具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力；通过完成核心部件的国产化替代工作，降低了 运行维护和备品备件采购成本；通过采用先进的故障监测系统，做到了从被动维修到主动故障监 测的转变，降低了停机维修时间。 公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011 年被评为“国家优质投资项目”，河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、 北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获 2014-2015年度“国家优质投资项目”。 2、公司拥有良好的企业品牌形象 “中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象，公司先后中标并示范建设了国 家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目；中标并示范建设了 国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。 3、公司拥有较强的可持续发展能力 截至2019年6月30日，公司在建项目装机容量合计为201.75万千瓦，可预见的筹建项目装机容 量合计达65万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中东部及南方区域市场开发力度， 在湖北、广西、浙江、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目，在贵州、安徽、湖南、广东、 重庆、江西、山东等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。 同时，公司拥有良好信用记录和银企关系，资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好 的信用记录，银企关系稳定，目前公司除了向公开市场增发、发行绿色公司债券以外，可以选择 的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资金来源有保障。 4、公司拥有富有专业经验的管理团队和人才队伍 公司的管理层拥有丰富的专业知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展趋 势具有深刻的理解。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验，并且始终保持稳定和紧 密合作的关系。凭借管理层的经验和能力，本公司可以有效地控制成本，提高运营效率和公司盈 利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的 专业化的技术、管理团队。 第四节 经营情况的讨论与分析 一、经营情况的讨论与分析 （一）、公司主要经营情况 1、公司面临的宏观环境 （1）发电装机结构继续优化，弃风问题明显缓解 一是全国新增装机规模同比减少。上半年，全国新增发电装机容量4074万千瓦、同比少投产 1194万千瓦，主要是新增太阳能装机容量1164万千瓦、同比少投产1417万千瓦。新增非化石能源 发电装机容量2506万千瓦，占新增发电装机总容量的61.5%。新增煤电装机984万千瓦、同比少投 产54万千瓦。 二是电力延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电量快速增长。截至2019年6月底，全国全口 径发电装机容量19.4亿千瓦、同比增长6.1%，其中非化石能源发电装机容量占比41.2%、同比提高 1.4个百分点。上半年，全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时、同比增长11.8%，核电发电 量1600亿千瓦时、同比增长23.1%，全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2145、1063亿千瓦 时，同比分别增长11.5%、29.1%。受用电需求增长放缓、水电等非化石能源发电量快速增长等因 素影响，全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时、同比增长0.2%。 三是弃风问题继续得到改善。在各级政府和电力企业等多方共同努力下，多措并举推进清洁 能源消纳。2018年，全国弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下 降5个百分点。 （2）电网建设持续增强，资源优化配置能力提升 一是110千伏及以下电网投资比重同比提高。上半年，全国基建新增220千伏及以上变电设备 容量13238万千伏安、同比少投产1743万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度16292千米、同 比少投产6105千米。110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为64.3%，比上年同期提高8.2 个百分点，配网建设及农网改造升级是当前电网投资建设重点。 二是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。上半年，全国跨区、跨省送 电量分别完成2243、6426亿千瓦时，同比分别增长11.2%、12.0%。西北区域是外送电量最多的区 域，上半年外送电量911亿千瓦时，占全国跨区送电量的40.6%，外送电量比上年增长15.9%。 （3）全社会用电量平稳增长 上半年，全国全社会用电量3.40万亿千瓦时、同比增长5.0%，一、二季度分别增长5.5%、4.5%。 主要特点有：一是是第一产业用电量中速增长。二是第二产业及其制造业用电量稳定增长。三是 第三产业用电量继续保持较快增长。四是城乡居民生活用电量继续保持较快增长。五是绝大部分 省份用电量均为正增长。 （4）全国电力供需形势总体平衡 2019年上半年，全国电力供需总体平衡。其中，东北、西北电网区域电力供应能力富余；华 北、华中、华东、南方电网区域电力供需总体平衡，江西、湖北、海南等省份部分时段出现错避 峰。 电力的清洁化和低碳化发展是当今世界潮流。电力行业要不断地创新生产消费模式，坚定不 移走清洁发展道路，坚持两个替代，即能源开发实施清洁替代、以清洁能源替代化石能源，能源 消费实施电能替代，以电代煤、以电代油。从电力行业的供需情况以及国家清洁能源战略来看， 电力行业需要加大推进供给侧结构性改革的力度，发展包括风电在内的可再生能源，抑制火电等 化石能源，持续优化供给结构，提高供给质量，满足有效需求，进一步提高电力行业发展的质量 和效益。 2、公司所处的行业地位 截至2019年6月30日，公司实现风电累计装机容量2,937.50MW，权益装机容量2,703.20MW。 2016年至2018年，公司在全国风力发电行业的市场份额情况如下表： 年份 期末累计装机容量 上网电量 （MW） 市场份额 （亿千瓦时） 市场份额 2018年 2,907.50 1.41% 57.65 1.57% 2017年 2,671.50 1.63% 47.36 1.55% 2016年 2,309.00 1.37% 35.36 1.47% 资料来源：中国电力企业联合会，国家风电信息管理中心、水电水利规划设计总院《中国风 电建设统计评价报告》，公司数据 3、影响公司经营的主要因素分析 （1）弃风限电对公司经营的影响 造成“弃风限电”的主要原因：一是电力行业产能过剩。2015年以来我国GDP年度增长率降低 到7%以下，全国用电需求平均增长缓慢，而全国电力装机规模仍在较快增长，电力供给能力增长 速度快于电力需求增长速度，风电的整体发电能力受到限制；二是现有电力运行管理机制不适应 大规模风电并网的需要。我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学，辅助服务激励政 策不到位，省间联络线计划制定和考核机制不合理，跨省区补偿调节能力不能充分发挥，需求侧 响应能力受到刚性电价政策的制约，多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘，局 部地区风电消纳受限问题突出。 根据国家能源局发布的数据，2017年，风电弃风电量419亿千瓦时，同比减少78亿千瓦时。弃 风限电形势大幅好转。其中弃风较重的地区为甘肃（弃风电量91.8亿千瓦时、弃风率33%）、新疆 （弃风电量132.5亿千瓦时、弃风率29%）、吉林（弃风电量22.6亿千瓦时、弃风率21%）、内蒙古 （弃风电量95亿千瓦时、弃风率15%），弃风率同比下降近10个百分点。 根据国家能源局发布的数据，2018年，全国风电弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦 时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点，弃风限电状况明显缓解。弃风率超过8%的地区是新疆（弃 风率23%、弃风电量107亿千瓦时），甘肃（弃风率19%、弃风电量54亿千瓦时），内蒙古（弃风率 10%、弃风电量72亿千瓦时）。三省（区）弃风电量合计233亿千瓦时，占全国弃风电量的84%。 根据国家能源局发布的数据，2019年1-6月，全国弃风电量105亿千瓦时，同比减少77亿千瓦 时；全国平均风电利用率95.3%，平均弃风率4.7%，弃风率同比下降4.0个百分点。全国弃风电量 和弃风率持续“双降”。 2019年1-6月，弃风仍较为严重的地区是新疆（弃风率17.0%、弃风电量 42.4亿千瓦时）、甘肃（弃风率10.1%、弃风电量13.3亿千瓦时）、内蒙古（弃风率8.2%、弃风电 量30.5亿千瓦时）。 2017年至2019年上半年，公司受到“弃风限电”影响所间接损失的发电量情况如下： 单位：万千瓦时 地区 2019年1-6月 2018年 2017年 损失电量 占比 损失电量 占比 损失电量 占比 河北 9,793 11.57% 13,519 7.99% 15,956 9.29% 甘肃 17,540 18.20% 39,406 19.36% 45,712 25.26% 新疆 23,401 23.13% 49,852 27.92% 47,420 28.77% 内蒙古 6,616 18.80% 6,691 9.98% 6,470 10.90% 青海 683 7.08% 1,853 9.81% 1,703 8.43% 四川 0 0% 0 0% - - 湖北 0 0% - - - - 合计 58,032 16.94% 111,321 16.92% 117,261 19.64% 2017年、2018年及2019年上半年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为117,261 万千瓦时及111,321万千瓦时、58,032万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即境内实际发电量与 “弃风限电”损失电量之和）的19.64%、16.92%及16.94%。 “弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素，多集中发生在公司新疆区域、甘肃区域和 内蒙区域的风电场，这些区域风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但用电负 荷中心又不在这些地区，向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风 电等绿色能源的建设速度及规模，导致“弃风限电”现象的产生。随着公司战略布局的调整，南 方非限电区域风电场的陆续投产，这一状况会得到逐步的改善。同时，这些限电区域由于绿色电 力输送通道的加快建设和公司参与当地的多边交易销售电量的提高，也极大地改善了“弃风限电” 较为严重的局面。 （2）利率变化对公司经营的影响 风力发电是资本密集型行业，财务杠杆比率较高，利息变动对项目利润影响较大。以一个10 万千瓦的风电场为例，假定总投资8亿元，银行贷款占总投资额的80%，则银行基准利率每降低1 个百分点，财务费用每年可减少640万元。 自2014年以来，央行连续调低基准利率，5年以上中长期贷款利率从2014年11月的6.15%一直 降至目前的4.90%，有利于风电运营商财务成本的降低。 4、公司采取的应对措施 （1）实施战略布局调整，不断加大非限电区域的开发力度 报告期内，公司在湖北、湖南、广西、广东、浙江、四川、河南、山西、陕西等非限电区域 已有在建项目130.4万千瓦，核准、储备项目17万千瓦，并以此为基础对我国中东部和南部地区 继续挖掘新的后续项目，争取获得更大市场份额。 （2）积极推进海外项目，继续加大海外项目开发 2018年，公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营。公司在继续开拓澳大利 亚市场的同时，也在利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及“一带一路”沿线等国 家风电市场的跟踪研究及项目前期论证，不断推进海外市场的战略布局，继续扩大公司的海外市 场份额。 （3）采取多种措施，最大化实现经营效益 一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控，及时开展预防性维护， 降低设备重大事故风险，减少故障停机时间。 二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析，针对分 析发现的问题进行整改或技改，促进风机运行可靠性和发电效率的提升。 三是积极学习借鉴行业先进经验。公司对已经出现的风机重大故障发生情况认真总结分析， 借鉴行业内优秀的处理案例和失败的处理教训，不断提升公司系统处理风机重大风险的技术能力 和管理水平。 （4）优化融资手段，提高资本运作能力 2017年，公司成功发行绿色公司债券第一期3亿元，票面利率4.83%。 2018年，公司成功发行绿色公司债券第二期7亿元，票面利率4.90%。 通过发行绿色公司债券，拓宽了公司的融资渠道，探索了新的融资方式，为公司发展提供了 中长期稳定的资金支持。 2019年5月13日，公司召开第三届董事会第二十九次会议，审议通过了关于非公开发行A 股股票的相关议案，公司拟非公开发行不超过831,112,000股（含本数）A股股票。通过本次非 公开发行，将有利于增强公司资本实力，降低资产负债率，减少财务费用，改善公司财务状况， 提高公司抗风险能力 5、报告期内主要经营情况 2019年上半年，公司实现营业收入122,673.23万元，同比增长1.12%；利润总额40,317.58 万元，同比减少10.32%；归属于上市公司股东的净利润为30,928.87万元，同比减少8.46%。 截至2019年6月30日，公司的并网装机容量达到281.47万千瓦，实现上网电量29.98亿千 瓦时，平均利用小时数为1140小时，高出全国行业平均水平约7小时。 报告期内，公司的上网电量为29.98亿千瓦时，其中直接售电电量为19.42亿千瓦时；参与 电力多边交易的电量为10.56亿千瓦时。 （1）报告期内电量电价情况 第二季度 发电量 （万千瓦 时） 发电量 (万千瓦时) 第二季度 上网电量 （万千瓦 时） 上网电量 (万千瓦时) 上网电 价 均价 (元/千 瓦时) （含 税） 经营地区/ 发电类型 2019年 4-6月 2019年 1-6月 2018年 1-6月 同比 增减 2019年 4-6月 2019年 1-6月 2018年 1-6月 同比 增减 2019年 1-6月 风电： 河北 37,969 74,855 88,110 -15.04% 36,970 72,771 85,608 -15.00% 0.5089 新疆 48,864 77,757 58,156 33.70% 47,632 75,732 56,468 34.11% 0.4162 甘肃 42,145 78,841 85,980 -8.30% 41,309 77,047 84,566 -8.89% 0.4485 青海 4,862 8,961 9,190 -2.49% 4,718 8,693 8,921 -2.56% 0.5661 蒙东 3,123 6,869 7,133 -3.70% 2,942 6,477 6,952 -6.83% 0.5114 蒙西 11,183 21,703 27,356 -20.67% 10,900 21,079 26,362 -20.04% 0.4155 海外 14,102 26,953 26,798 0.58% 11,801 22,901 22,419 2.15% 0.4531 四川 5,132 10,695 9,801 9.12% 4,960 10,341 9,463 9.28% 0.5644 湖北 2,507 4,928 - - 2,446 4,787 - - 0.6100 合计 169,886 311,561 312,524 -0.31% 163,678 299,828 300,759 -0.31% 0.4644 注：2019年1-6月澳洲白石公司销售于澳洲相关减排机制登记的碳减排证240,621个，平均销售 价格（含税）0.2084元/千瓦时。 （2）装机容量情况分析 地区 并网装机容量 （万千瓦） 报告期内新投产 机组的装机容量 （万千瓦） 报告期内新增核 准项目容量（万 千瓦） 在建项目容量 （万千瓦） 河北 69.35 0 0 17 新疆 75.55 15.6 0 4.4 甘肃 74.85 0 0 5 青海 9.9 0 0 34.95 蒙东 4.95 0 0 5 蒙西 14.85 0 0 5 湖北 4.4 4.4 0 15.6 广西 - - 0 28 浙江 - - 0 4.8 四川 10.12 0 0 0 河南 - - 0 27 陕西 - - 0 5 澳洲 17.50 0 0 0 湖南 - - 0 5 山西 - - 0 15 山东 - - 0 0 广东 - - 0 30 合计 281.47 20 0 201.75 （3）发电效率情况分析 地区 风机可利用率 可利用小时数 2019年1-6月 2018年 2019年1-6月 2018年 河北 98.28% 97.19% 1,079 2,246 新疆 98.01% 98.66% 1,153 2,147 甘肃 98.74% 98.10% 1,053 2,193 青海 99.68% 99.42% 905 1,719 蒙东 98.46% 98.45% 1,388 2,687 蒙西 99.00% 98.69% 1,461 3,169 四川 99.29% - 1,057 - 澳洲 97.35% - 1,540 - （二）、主营业务分析 1 财务报表相关科目变动分析表 单位:元 币种:人民币 科目 本期数 上年同期数 变动比例（%） 营业收入 1,226,732,320.54 1,213,196,617.54 1.12 营业成本 572,809,637.07 524,311,508.12 9.25 管理费用 55,091,186.39 51,845,378.67 6.26 财务费用 221,521,191.88 212,285,176.73 4.35 研发费用 1,055,914.13 830,035.61 27.21 经营活动产生的现金流量净额 470,838,171.38 485,793,005.69 -3.08 投资活动产生的现金流量净额 -744,058,701.92 -706,284,801.21 -5.35 筹资活动产生的现金流量净额 -138,493,962.63 38,927,454.10 -455.77 注：管理费用的上年同期数重述为不包含研发费用的金额。 营业收入变动原因说明: 2019年1-6月，营业收入较上年同期增长1.12%，主要系同比新增 运营项目的营业收入增加所致。 营业成本变动原因说明: 2019年1-6月，营业成本较上年同期增长9.25%，主要系同比新增 运营项目的营业成本增加所致。 管理费用变动原因说明: 2019年1-6月，管理费用较上年同期增长6.26%，主要系本期同比 新增运营项目的管理费用增加及党建工作经费和聘请中介机构费增加所致。 财务费用变动原因说明: 2019年1-6月，财务费用较上年同期增长4.35%，主要系同比新增 运营项目的财务费用增加所致。 研发费用变动原因说明: 2019年1-6月，研发费用较上年同期增长27.21%，主要系公司加 大科技研发投入力度，新增立项科技创新项目数量较多，以及部分上年度立项的科技项目研发工 作尚未完成，本期有持续性研发投入所致。 经营活动产生的现金流量净额变动原因说明: 2019年1-6月，经营活动产生的现金流量净额 较上年同期减少3.08%，主要系本期购买商品、接受劳务支付的现金较上年同期增加所致。 投资活动产生的现金流量净额变动原因说明: 2019年1-6月，投资活动产生的现金流量净额 较上年同期减少5.35%，主要系本期购建固定资产所支付的现金较上年同期增加所致。 筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明: 2019年1-6月，筹资活动产生的现金流量净额 较上年同期减少455.77%，主要系本期偿还债务所支付的现金较上年同期增加所致。 2 其他 (1) 公司利润构成或利润来源发生重大变动的详细说明 □适用 √不适用 (2) 其他 □适用 √不适用 二、非主营业务导致利润重大变化的说明 □适用 √不适用 三、资产、负债情况分析 √适用 □不适用 1. 资产及负债状况 单位：元 项目名称 本期期末数 本期期 末数占 上期期末数 上期期 末数占 本期期 末金额 情况说明 总资产 的比例 （%） 总资产 的比例 （%） 较上期 期末变 动比例 （%） 货币资金 1,444,018,523.98 6.68 1,928,749,437.25 8.98 -25.13 主要系本期在建 项目建设投入所 致。 应收票据 109,634,781.88 0.51 65,954,653.29 0.31 66.23 主要系以票据结 算的电费款增加 所致。 应收账款 2,473,516,184.94 11.44 1,881,496,305.66 8.76 31.47 主要系应收可再 生能源电价补贴 增加所致。 固定资产 14,509,434,856.09 67.09 13,712,026,746.69 63.82 5.82 主要系五峰北风 垭风电场工程项 目中4.4万千瓦 和哈密风电基地 二期景峡第三风 电场B区200MW工 程中15.6万千瓦 本期转固所致。 在建工程 1,480,184,845.52 6.84 2,312,997,874.67 10.77 -36.01 短期借款 67,112,000.00 0.31 17,112,000.00 0.08 292.19 主要系本期流动 资金借款增加所 致。 衍生金融负债 53,507,011.17 0.25 18,512,733.80 0.09 189.03 主要系白石公司 的现金流量套期 工具公允价值变 动所致。 应付票据 60,518,976.00 0.28 328,251,408.91 1.53 -81.56 主要系期初的应 付票据本期到期 兑付所致。 应付利息 59,169,151.13 0.27 35,301,324.06 0.16 67.61 主要系本期应付 债券利息增加所 致。 应付股利 248,795,846.86 1.15 113,174,349.58 0.53 119.83 主要系公司2018 年度现金分红尚 未支付完毕及控 股子公司应付少 数股东的股利增 加所致。 长期借款 10,288,740,049.80 47.57 9,974,965,115.12 46.43 3.15 主要系本期公司 向金融机构借款 增加所致。 其他综合收益 -58,790,707.11 -0.27 -35,352,550.79 -0.16 -66.30 主要系现金流量 套期影响所致。 2. 截至报告期末主要资产受限情况 √适用 □不适用 单位：元 币种：人民币 项 目 期末账面价值 受限原因 货币资金 97,092,535.02 保证金/长期借款抵押受限 应收账款 1,521,320,611.67 长期借款质押受限、长期借款抵 押受限 预付款项 20,932,743.40 长期借款抵押受限 固定资产 2,825,528,507.74 长期借款抵押受限 合计 4,464,874,397.83 注：受限资产的详细说明请详见“第十节财务报告 七、合并财务报表项目注释79-所有权或 使用权受到限制的资产”。 3. 其他说明 □适用 √不适用 四、投资状况分析 1、 对外股权投资总体分析 □适用 √不适用 (1) 重大的股权投资 □适用 √不适用 (2) 重大的非股权投资 √适用 □不适用 单位：万元 币种：人民币 项目名称 项目金额 资金来源 项目进度 本期投入 金额（权责 含税） 累计实际投 入金额（权 责含税） 项目本 期收益 哈密风电基地二期景峡第 三风电场B区200MW工程 154,447.00 自筹/借款 部分投产 3,563.09 131,524.31 953.98 博白云飞嶂风电场工程 89,182.00 自筹/借款 在建 1,962.78 9,533.31 五峰北风垭风电场工程项 目 85,973.00 自筹/借款 部分投产 2,806.66 56,417.54 430.55 中节能尉氏80MW风力发 电项目 72,000.00 自筹/借款 在建 6,786.38 41,388.07 中节能尉氏县40MW风力 发电项目 35,806.56 自筹 在建 444.98 1,300.02 定边胶泥崾先风电场工程 项目 47,444.37 自筹 在建 441.80 1,417.30 青海德令哈50兆瓦风电 项目 46,000.00 自筹/借款 在建 4,163.22 15,109.28 白银靖远靖安5万千瓦风 电场项目 44,192.00 自筹 在建 0.00 1,088.80 中节能洗马林风电场（一 期） 46,000.00 自筹 在建 151.19 1,062.86 钦州市钦南风电场工程 45,071.00 自筹 在建 1,272.67 3,955.75 钦州市钦南风电场二期项 目 71,123.00 自筹 在建 74.58 277.59 达茂旗百灵庙50MW风电 供热项目 42,391.62 自筹/借款 在建 5,790.52 9,249.84 中节能阳江南鹏岛海上风 电 578,210.00 自筹/借款 在建 17,302.44 30,437.77 德令哈尕海南一期49.5 兆瓦风电项目 46,500.00 自筹/借款 在建 3,833.76 16,232.70 中节能洗马林风电场（二 期） 34,528.00 自筹 在建 150.67 （未完）  |