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★2021年中期
●董事会报告对整体经营情况的讨论与分析:
一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
（一）主要业务和经营模式
公司系华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。公司的主营业务聚焦于
天然气销售业务及风力发电业务，主营业务中的其他各项业务系公司利用其在天然气
领域及风力发电领域的资源和技术优势开展的配套或延伸业务，光伏发电业务也是公
司的重要战略投资和业务布局方向之一。
1.天然气业务
天然气业务的运营主要涉及向上游企业购气、长输管线的建设及运营管理
、向下游客户销售天然气等环节。公司目前的主要业务处于天然气行业的中下游，涉
及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。
（1）天然气长输管线的建设及运营管理
天然气长输管线项目的建设必须经过可行性研究、项目申请报告报批、初
步设计、施工图设计、施工、竣工验收等阶段，项目建设应取得发改委等政府主管部
门的核准，经政府相关部门竣工验收合格后方可投入生产经营。
在项目可行性研究阶段，公司根据天然气的供应情况，确定气源；天然气
长输管线建设完成后，通过各站点与下游用户进行对接。公司根据与下游用户签署的
供气合同向下游用户供气。长输管线建成后，省级物价主管部门综合建设成本等因素
，核定管输价格。
（2）天然气销售
天然气销售业务主要是从上游生产商购买气源后再分销到下游终端消费者
。天然气销售业务的收益主要来自于管输收入及城市配气收入，此项业务的单位利润
率相对稳定，收入与利润总额的提高主要源自天然气销售量的增加。
2.风电业务
公司风力发电业务的运营主要涉及风电场建设及运营管理、向下游电网客
户销售电力等环节。
（1）风电场建设及运营管理
风电场的建设需要在前期选择风能资源丰富、稳定、适合发电及便于上网
的项目，开展前期调研及可研等相关工作，并取得发改、环保、自然资源等监管部门
的相关核准或批复文件方可实施；此外，还需要获取拟并入电网公司的接入批复。在
项目建设及竣工验收后，依据行业规程，风电机组需要通过试运行后方可转入商业运
营。
（2）电力销售
目前，风电电量销售主要采用直接销售方式。依照国家政策和项目核准时
的并网承诺，在项目建设过程中，项目公司与当地电网公司签署《购售电协议》，将
风电场所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量由电网公司认定的
计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电
价确定。
（二）行业情况
我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060
年前实现碳中和”，勾画出绿色低碳转型发展远景目标。同年中央经济工作会议也将
“做好碳达峰、碳中和”列为2021年八大重点任务之一。今年两会期间，“碳达峰”
、“碳中和”被写入政府工作报告。
“碳达峰、碳中和”是我国“十四五”乃至今后更长时期高质量发展的战
略决策与重要目标，“十四五”与“双碳目标”的提出将重塑未来我国生产及生活方
式，也将在经济结构转型上产生巨大影响，其中对能源结构、用能方式及用能技术将
产生更加深刻的影响。
由此可见，科技创新和绿色经济依旧为我国未来经济发展的重要主题之一
。从宏观环境来看，在严控传统能源消费总量和强度以及持续改善生态环境的形势和
要求下，风电、光伏和天然气作为绿色清洁能源，在未来相当长的一段时间内将成为
国家的重要战略能源之一。新能源和燃气板块行业情况分析如下：
1.燃气板块
（1）“双碳目标”的提出为天然气行业迎来新的发展机遇
伴随着“碳达峰”、“碳中和”的深入实施，新的用能方式、新的技术、
新的载体将应运而生，新的交易理念和新的市场要素将日渐出现，能源产业链将面临
革新，天然气行业将迎来变革机遇。
近年来，我国持续实施污染治理、节能减排、清洁供暖政策，大力推行煤
改气、燃气发电、清洁供暖和工业窑炉锅炉气化改造。天然气利用已成为减碳环保的
重要手段，并将在“十四五”及可预见的未来继续得到快速发展。同时，国内天然气
体制改革正在加快推进；经济和社会稳步发展，将带动天然气需求的持续增长，我国
天然气行业发展也将迎来重要的战略机遇。此外，天然气利用具有广泛性、灵活性与
成熟性，现有的管网设施在城镇化进程中与可再生能源可形成必要的多能互补关系，
共同迎接能源产业链的智慧变革。根据《中国天然气发展报告（2019）》，2030年前
我国天然气消费将保持高速增长的趋势，预计天然气消费量将会由“十三五”末的3,
500亿方提高到“十四五”末的4,500亿方。
（2）聚焦“碳中和”、推进天然气事业发展，规划跨企业绿色能源布局
2021年我国政府工作报告已就“碳达峰”、“碳中和”目标进行了安排部
署，将不断优化产业和能源结构，培育壮大环保产业，实施金融支持绿色低碳发展政
策等。天然气利用正是现阶段环保治污、节能减排的现实手段之一。当前各地天然气
管网设施建设布局日趋深入，其中的城燃项目在冷热电三联供、多能利用、智慧社区
等能源平台的运行方面均具有互惠的商业合作潜质，可为终端市场层面“碳中和”提
供助力。天然气行业可借助各地实施的智慧城市规划，与就近的其他绿色能源业务开
展合作、开展多能互补，形成当地绿色能源规模效应。
（3）国家大力推动天然气储备体系建设
近年来，国家力求构建天然气多层次储备体系，储气设施是促进天然气供
需动态平衡、增强供应保障能力的重要基础设施。近年来，我国天然气行业快速发展
，在国家能源体系中的重要性不断提高。但与此同时，我国储气基础设施建设相对滞
后，储气能力低于全球平均水平，成为天然气安全稳定供应和行业健康发展的短板。
国家正在聚焦解决储气能力建设和运营中的瓶颈问题，积极加快储气设施建设，提高
储气能力。
（4）国家管网公司成立，打破了现有资源和管道的垄断格局，天然气市场
竞争日趋激烈
国家管网公司成立后，意味着行业市场化改革进程中最为关键、关注度最
高、实现难度最大的“网销分离”也迈出了扎实的一大步。天然气市场的基础设施变
得更为公平开放，天然气管网、LNG接收站等基础设施在国家监管下有序公平开放，
各类油气管网设施将实现互联互通，现有的资源和管道的垄断将被打破，天然气企业
资源选择渠道将更加多元。当前，无论是上游资源方还是城市天然气气运营商，均希
望能够完善甚至打通天然气供应的全产业链，以应对改革影响。因此，出现了下游企
业争相进军上游，上游企业又强势进军终端市场的行业现象。上游油气资源多主体多
渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场新体系正在逐
步形成，优质终端项目竞争将日趋白热化。
（5）天然气进口来源多元化趋势更加明显
近年来，我国油气体制改革步伐加快，改革持续深化，天然气消费量稳步
增长。未来，我国天然气产业市场化机制改革将进一步深化，为了确保国家能源供应
安全，国家将会继续实施天然气对外开放战略和天然气贸易多元化战略，逐步改变天
然气进口地相对集中、运输方式相对单一的状况，实现进口来源和渠道分散化，运输
方式多样化。预计国内市场结构将发生重大调整，竞争格局将逐渐形成，供气价格将
趋于合理化和均衡化，天然气企业生产和进口积极性将进一步提高。
（6）LNG接收站布局进一步完善
进一步完善LNG接收站布局将成为我国天然气产供储销体系建设的重要组成
部分。LNG接收站外输管线将与各级管网互联互通、辐射内陆，实现进口LNG与国产气
充分连通，以弥补供需缺口，满足我国不断增长的天然气需求，保障未来天然气的供
应安全。
2.新能源板块
（1）国家鼓励在“十四五”期间重点推动电力绿色升级转型
“十四五”时期将是我国全面建成小康社会后，开启全面建设现代化强国
的重要机遇期。国家支持大力发展风电、光伏等可再生资源。国家能源局指出：“十
四五”期间重点推动电力绿色升级转型，要注重提升电力安全保障能力，推进电力供
给侧结构性改革，重点在充分调动需求侧响应资源、合理推动支撑性基础性电源项目
规划建设、推动电力绿色转型升级。
（2）全面加快构建现代能源体系
为尽快实现“双碳目标”，需要加快推进能源革命，建设清洁低碳、安全
高效的能源体系，提高能源供给保障能力。加快发展非化石能源，坚持集中式和分布
式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上
风电，建设一批多能互补的清洁能源基地，推进以电代煤。提高电力系统互补互济和
智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电
站建设和新型储能技术规模化应用。
（3）新建风电、光伏项目迈入平价时代，市场竞争更趋激烈
目前，风电、光伏全面进入平价时代，新建项目的投资收益率相比原有带
补贴项目将有所下降。同时，为实现“碳达峰”、“碳中和”目标，以央企为代表的
各大电力集团已开始全面加大风电、光伏等项目的投资开发力度，正全力通过并购及
自主开发等方式扩大新能源装机容量，市场竞争更趋激烈。此外，按照《关于积极推
进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》要求，集中式平价项目将由电网
企业保障电力消纳，不参与电力市场化交易。但在部分省市自治区，已建风电、光伏
项目已参与了电力市场化交易，电价有所降低。
（4）新的优质项目开发难度日益加大
“绿水青山就是金山银山”，国家加大了对林地、草原的规划保护力度，
政府对风电、光伏项目开发要求不断提高，如林地、生态红线等要求越来越严格。同
时，可规模化开发的风资源、光资源日趋稀少，优质资源的规模化储备越来越困难，
新项目开发难度也随之日益加大。因此，深入分析新建项目，提升项目资源品质，推
动新建项目精细化开发、规模化开发，加强已建成项目运营维护，合理开展技术改造
，充分挖掘已建成项目的收益空间将变得十分关键。
（5）消纳问题仍然是制约风电、光伏行业发展的重要因素
当前，国家严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制，同时积极落实清
洁能源优先发电制度，尤其近年来积极提升电网汇集和外送能力，一大批特高压通道
建成投产，一揽子解决消纳举措的实施，弃风弃光问题企稳向好。但在局部地区，受
电网送出建设、当地消纳能力及新冠疫情等因素的影响，消纳形势依然较为严峻，弃
风限电率仍维持了较高水平。未来“十四五”期间电网建设能否与风电、光伏等电源
增长实现有效的匹配，仍将会是行业的重点关注问题。
二、经营情况的讨论与分析
（一）经营环境
2021年上半年，面对复杂多变的国内外环境，我国经济持续稳定恢复，生
产需求继续回升，就业物价总体稳定，新动能快速成长，质量效益稳步提高，市场主
体预期向好，主要宏观指标处于合理区间，经济发展呈现稳中加固、稳中向好态势。
初步核算，上半年国内生产总值532,167亿元，按可比价格计算，同比增长12.7%。
2021年4月19日，国家能源局下发《2021年能源工作指导意见》，意见明确
指出：当前国内外形势错综复杂，能源安全风险不容忽视，落实碳达峰、碳中和目标
，实现绿色低碳转型发展任务艰巨。2021年主要预期目标如下：煤炭消费比重下降到
56%以下，新增电能替代电量2,000亿千瓦时左右，电能占终端能源消费比重力争达到
28%左右。天然气产量2,025亿立方米左右，非化石能源发电装机力争达到11亿千瓦左
右。积极推进东北、华北、西南、西北等“百亿方”级储气库群建设，抓好2021年油
气产供储销体系建设管道、地下储气库和LNG接收站等一批重大工程建设。
2021年6月11日，国家发改委发布《国家发展改革委关于2021年新能源上网
电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）。2021年新能源新建项目可
自愿通过参与市场化交易形成上网电价。《通知》提出，2021年起，对新备案集中式
光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”）
，中央财政不再补贴，实行平价上网。《通知》明确，2021年新建项目上网电价按当
地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好
体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
2021年，生态环境部先后颁发施行《碳排放权交易管理办法(试行)》、《
碳排放权登记管理规则(试行)》《碳排放权交易管理规则(试行)》和《碳排放权结算
管理规则(试行)》。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场启动上线交易。下一步
国家还将稳步扩大行业覆盖范围，以市场机制控制和减少温室气体排放。
根据国家能源局发布的数据，2021年1-6月，全国全社会用电量累计39,339
亿千瓦时，同比增长16.2%。2021年1-6月，全国风电装机容量约为2.92亿千瓦，同比
增长34.7%；太阳能发电装机容量约为2.7亿千瓦，同比增长23.7%。全国风电发电量3
,441.8亿千瓦时，同比增长44.6%;光伏发电1,576.4亿千瓦时，同比增长23.4%;全国
风电平均利用小时数为1,212小时，比上年同期增加88小时，河北省平均利用小时数
为1,237小时，同比增加79小时；全国弃风电量126.4亿千瓦时，弃风率3.6%，同比下
降0.3个百分点，平均利用率96.4%。
据运行快报统计，2021年1-6月，天然气表观消费量1,827亿立方米，同比
增长17.4%。据国家统计局发布的数据，2021年1-6月，生产天然气1,045亿立方米，
同比增长10.9%；进口天然气累计5,982万吨，同比增长23.8%。
（二）业绩回顾
1、天然气业务回顾
（1）天然气售气量稳步提升
报告期内，受实体经济复苏等因素影响，本集团天然气业务总输气量为22.
91亿立方米，较上年同期增长12.05%，其中售气量达21.23亿立方米，较上年同期增
长13.60%，包括（i）批发气量12.9亿立方米，较上年同期增长10.26%；（ii）零售
气量7.9亿立方米，较上年同期增长18.31%；（iii）CNG售气量0.35亿立方米，较上
年同期增长22.66%；（iv）LNG售气量0.08亿立方米，较上年同期增长206.57%；代输
气量1.68亿立方米，较上年同期下降4.47%。
（2）天然气重点项目建设持续推进，省内“一张网”布局逐步成型
截至2021年6月30日止，本集团累计运营管线7,087.99公里。涿州-永清输
气管道工程累计完成线路焊接79.25公里；鄂安沧-京石邯管线邯郸联络线项目累计完
成线路焊接103.13公里；“京石邯”输气管道复线工程累计完成线路焊接71.90公里
；冀中管网四期工程已取得开工前环评等重要批复手续，正在开展招标工作；秦皇岛
-丰南沿海输气管道工程、鹿泉连接线项目、鹿泉-井陉输气管线项目、保定南部联络
线项目、沿海输气管线（沧州段）取得发改委核准，办理开工前环评等重要批复手续
；保定清苑-沧州肃宁管线项目正在办理核准前置手续。以上项目建成后，将进一步
扩大公司管网覆盖范围，实现互联互通，提升应急保障能力。
（3）唐山LNG项目建设进展顺利
唐山LNG项目接收站一阶段工程完成四座储罐的气顶升，现全面进入内罐安
装阶段；码头工程完成钢管桩沉桩223根，灌注桩3根。唐山LNG接收站外输管线项目
（曹妃甸—宝坻段）累计焊接92.23公里，唐山LNG接收站外输管线项目（宝坻—永清
段）累计完成焊接90.56公里。
（4）努力开拓天然气终端用户市场
报告期内，本集团依托新投运管线，大力发展天然气终端客户，新增各类
用户10,430户。截至2021年6月30日止，本集团累计拥有用户441,284户。
（5）审慎发展CNG、LNG项目
截至报告期末，本集团累计运营CNG母站7座、CNG子站6座、LNG加注站3座
、L-CNG合建站2座。
2、风电业务回顾
（1）风电场发电量稳步增长
报告期内，本集团控股风电场实现发电量75.47亿千瓦时，同比增长51.22%
；控股风电场可利用小时数为1,433小时，较上年度同期增加145小时，高于全国平均
可利用小时数221小时，且高于河北省平均可利用小时数196小时；平均风电机组可利
用率98.29%，较上年同期下降0.18个百分点。弃风率为10.45%，同比增加1.78个百分
点。
（2）项目建设扎实推进
报告期内，本集团新增风电控股装机容量184.5兆瓦，累计控股装机容量为
5,656.45兆瓦。上半年新增转商业运营项目容量961.00兆瓦，累计转商业运营项目容
量5,361.25兆瓦。截至报告期末，本集团在建项目容量总计402.7兆瓦。
上半年，江西浮梁中岭风电项目实现全部风机并网发电，崇礼风电制氢项
目一期完成风机全部吊装，其他项目按计划进度施工。报告期内，本集团持续优化工
程建设流程，紧抓工程综合管控，提高工程管理效能，不断提升工程建设质量，确保
质量、进度、投资和安全可控，保障项目按照计划推进各项建设工作。
（3）积极扩充风资源储备
报告期内，本集团无新增核准控股风电项目，累计核准未开工项目容量1,2
22.8兆瓦。
2021年上半年，受国家政策影响，上半年部分省市暂停、暂缓风电指标下
发，故截止2021年6月30日，本集团无新增核准计划（含备选）。截至报告期末，本
集团累计取得国家核准计划容量已达7,309.1兆瓦，分布于全国16个省份。
报告期内，本集团新增风电协议容量2,500兆瓦，本集团风资源协议总容量
达到46,502.5兆瓦，分布于全国23个省份。
3、其他业务
公司坚持守正与创新统一，强力推进科技创新。2021年上半年，公司联合
河北科技大学等单位共同申报的“大规模可再生能源耦合制氢关键技术及应用示范”
项目，经过首年度的工作，顺利通过项目阶段评审；河北建投新能源牵头研发的“风
电快速调频控制理论与关键技术及规模化工程应用”科技成果获得“国际领先水平”
的评价。
报告期内，本集团无新增光伏备案容量；新增光伏协议容量2,600兆瓦，累
计光伏协议容量为9,949兆瓦。截至2021年6月30日，本集团累计运营118.59兆瓦光伏
发电项目。
本公司参股投资建设河北丰宁抽水蓄能电站项目，电站设计总装机容量3,6
00兆瓦，分两期开发，每期开发1,800兆瓦，承担电力系统调峰、填谷等抽水蓄能功
能。截至2021年6月30日，河北丰宁抽水蓄能电站项目的上水库和下水库正式蓄水；
完成1号、10号机主机设备安装，首台机组预计2021年底投产。
（三）经营业绩讨论与分析
1、概览
2021年上半年，本集团的营业收入为人民币84.04亿元，同比增加27.60%，
主要原因为两大业务板块经营业绩完成情况较好，新能源板块售电量增加及天然气售
气量增加所致；本集团的营业成本为人民币54.94亿元，同比增加17.21%，主要原因
新风电场投运营业成本增加及售气量增加所致。
2、净利润
本报告期内，本集团实现净利润人民币19.71亿元，同比增长64.67%。本报
告期内，风电及光伏板块实现净利润人民币16.14亿元，同比增加79.73％，主要是风
电板块上半年风资源水平较好，可利用小时数较上年同期增加，同时公司基建期项目
陆续转入商运，上网电量较上年同期增幅较大；天然气业务板块实现净利润人民币4.
13亿元，同比增加24.77%，主要是天然气板块上半年售气量较上年同期增加，单方毛
利有所回升影响。
3、归属于上市公司股东的净利润
本报告期内，归属于上市公司股东的净利润人民币15.84亿元，与上年同期
的人民币9.47亿元相比，增加人民币6.37亿元，同比增加67.15%，主要为本集团净利
润较上年同期增加所致。
本公司股东应占基本每股盈利为人民币0.40元。
4、少数股东损益
本报告期内，本公司归属于少数股东的净利润为人民币3.87亿元，与上年
同期的人民币2.49亿元相比，增加人民币1.38亿元，主要原因为公司两大业务板块净
利润均有增长。
5、或有负债
截至2021年6月30日止，本集团为一家合营企业河北新天国化燃气有限责任
公司向金融机构申请贷款信用额度提供的担保已使用人民币0.95亿元。
截至2021年6月30日止，本集团涉及与供应商等之间的若干未决诉讼/仲裁
人民币0.41亿元，该等案件尚在审理中。
6、现金流情况
截至2021年6月30日止，本集团流动负债总额为人民币155.44亿元，现金及
现金等价物增加净额人民币11.63亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民
币1,075.16亿元银行信用额度，其中已使用的授信额度为人民币312.71亿元。
本集团大部分的收益及开支乃以人民币计值。由于预期并无重大外汇风险
，本集团并无就对冲目的订立任何金融工具。
7、资本性支出
本报告期内，资本开支主要包括新建风电项目、天然气管道及增置物业、
厂房及设备、预付土地租赁款项等工程建设成本，资金来源主要包括自有资金、银行
借款及本集团经营活动产生的现金流。报告期内，本集团资本性支出为人民币45.19
亿元，比上年同期的人民币49.15亿元减少8.06%，资本性支出的分部资料如下：
8、借款情况
截至2021年6月30日，本集团长期及短期借款总额人民币302.05亿元，比20
20年底增加人民币28.65亿元。在全部借款中，短期借款（含一年内到期的长期借款
）为人民币45.70亿元，长期借款为人民币256.35亿元。
本报告期内，本集团积极拓宽融资渠道，强化资金管理，保证资金链畅通
，降低资金成本。一是置换高息存量贷款，争取新增贷款最优利率；二是强化资金管
理，提高资金使用效率，减少资金沉淀。
9、资产负债率
截至2021年6月30日止，本集团资产负债率（即负债总额除以资产总额的比
值）为70.35%，比2020年12月31日的70.84%减少了0.49个百分点，主要原因是经营积
累增加及本年新发行永续债等原因导致资产负债率略微下降。
10、重大资产抵押
本集团本年度无重大资产抵押。
报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况
有重大影响和预计未来会有重大影响的事项
三、可能面对的风险
1.风电业务
（1）电力市场化交易的风险
随着国家电力体制改革的不断深化，高市场化交易电量规模预计将进一步
扩大，公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。
本公司将深入研究电力市场化交易业务规则，认真研读国家及各省份出台的售电政策
，理解并掌握相关操作规程，通过积极参与市场化交易，增加公司上网电量，争取本
公司利益的最大化。
（2）工程建设管理难度加大
部分风电项目在建设过程中面临阻工、土地审批缓慢、林牧场及自然保护
区所处项目的林地手续办理复杂困难等不可控因素，影响项目建设总体进度。本集团
将合理安排工期，加强与风电设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通，有效控制
影响风电项目建设进度的各种不利因素，确保建设项目如期投产。
（3）弃风限电问题依然存在
由于电网建设滞后于风电项目的建设，风电输出问题制约风电项目的开发
，尤其是在风资源集中的张家口区域。今后几年随着张家口区域新增风电项目的不断
投产，预计限电情况有可能会进一步加剧。
本集团将根据各个风电项目所在地电网建设情况，优先发展建设电网设施
及并网条件完善区域的风电项目，同时，探索发展创新风电消纳方式。预计随着电网
公司推进电网改造工程及投资建设特高压配电网，电网输出问题有望得到逐步改善。
2.天然气业务
（1）“X+1+X”新格局下的市场竞争不断加剧
国家管道公司成立后，“放开两头，管住中间”的“X+1+X”油气市场改革
目标逐步落地，新格局下，市场主体从“一对一”的模式向“多对多”的模式转变，
交易方式从双边协商向多边竞争转变。随着国家油气管网设施公平向第三方开放，下
游城市燃气企业直接向上游采购气源的屏障被打破，公司存量市场正在直面各大上游
企业的竞争，价格优势、资源控制等成为上游企业进军终端市场的有利措施，市场拓
展难度进一步加大。
本集团将坚定“市场为王”的理念，进一步优化资源组合、市场布局和销
售政策，不断拓宽市场范围，深入挖掘市场潜力，充分利用资源优势、协同优势，在
激烈的市场竞争中开辟新渠道，多措并举确保气量持续增长。充分利用国家油气管网
平台，持续推进海外LNG资源采购工作，进一步拓宽公司资源通道。
（2）应收账款回收难度较大
通过本集团的不懈努力，天然气下游欠款用户数量及欠款金额在逐年下降
，但剩余两家欠款企业分别进入停产和破产阶段，本集团将紧盯相关进展，尽最大努
力争取最优于集团利益的回款方式，目前不确定性因素仍较多。
3.利率风险
本集团主要从事境内风电、光伏、天然气项目投资，需要一定的资本开支
，对借贷资金需求度较高，利率的变化将会对本集团资金成本产生一定的影响。本集
团密切关注国家货币政策走势，加强与各金融机构的密切联系，争取最优利率贷款，
多方拓展融资渠道实现金融创新，保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。
四、报告期内核心竞争力分析
本公司经过数年发展积淀，在风电板块和天然气板块上已建立起专业化队
伍，并在管理、经营、技术、人才等领域积累了丰富的经验，为未来提供了发展动力
。同时，本公司已搭建起一套适合其未来发展的高效管理机制，并不断努力完善，争
取在未来激烈的市场竞争中占据优势地位。报告期内，公司的核心竞争力未发生重大
变化。
1.本公司是华北地区领先的清洁能源公司，主要业务位于河北省内。
2.本公司的管理团队从事清洁能源行业多年，在风电和天然气领域均拥有
丰富的管理经验，并且公司已建立起了数百名生产及技术服务人员组成的团队，具有
高水平的专业知识和相应技术资格，拥有较强的专业运营维护能力。
3.本公司风电和天然气两大主营业务可以形成良性互补，能够有效降低公
司盈利的波动性，有利于防范单一业务的不利变动，分散经营风险。
★2020年年度
●董事会报告对整体经营情况的讨论与分析:
一、经营情况讨论与分析
（一）经营环境
2020年，面对严峻复杂的国内外环境特别是新冠肺炎疫情严重冲击，经过
全国上下的共同努力，我国率先有效控制疫情，率先复工复产，率先实现经济正增长
。我国经济运行稳定恢复，就业民生保障有力，经济社会发展主要目标任务完成情况
好于预期。初步核算，全年国内生产总值1,015,986亿元，按可比价格计算，比上年
增长2.3%。
2020年，在深化能源供给侧结构性改革、优先发展非化石能源等一系列政
策措施的大力推动下，我国可再生能源开发利用规模快速扩大，清洁能源消费比重进
一步提升，能源结构持续优化，全国能源消费结构向清洁低碳加快转变，提前完成到
2020年非化石能源消费比重达到15%左右的目标。2020年，规模以上工业水电、核电
、风电、太阳能发电等一次电力生产占全部发电量比重为28.8%，比上年提高1.0个百
分点，绿色能源消费比重进一步提升。初步核算，2020年天然气、水电、核电、风电
等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年提高f1.1个百分点，煤炭消费所占比重下
降1.0个百分点。天然气供销体制改革步伐进一步推进，国家管网公司正式成立。
1.天然气行业经营环境
（1）天然气总体需求量平稳增长
2020年，受宏观经济形势平稳发展以及“煤改气”政策的持续推进，天然
气的消费量呈现不断增长的趋势。
根据国家能源局、国家发改委披露数据，2020年，生产天然气1,888亿立方
米，比上年增长9.8%；进口天然气1.02亿吨，比上年增长5.3%；天然气表观消费量3,
240亿立方米，同比增长5.6%。
（2）国家管网公司成立促使天然气市场体系重构
2020年5月18日，中共中央、国务院印发《关于新时代加快完善社会主义市
场经济体制的意见》，提出要稳步推进自然垄断行业改革，加快实现竞争性环节市场
化。在油气领域，提出要推进油气管网对市场主体公平开放，适时放开天然气气源和
销售价格，健全竞争性油气流通市场。
国家管网公司成立后，天然气市场的基础设施变得更为公平开放，天然气
管网、LNG接收站等基础设施在国家监管下有序公平开放，各类油气管网设施将实现
互联互通，现有的资源和管道的垄断将被打破，天然气企业资源选择渠道将更加多元
，天然气市场的行业格局有望实现重塑。
（3）中俄东线天然气管道建设进展顺利
2020年7月，中俄东线天然气管道工程南段（河北永清-上海）正式开工，2
020年12月3日，中俄东线天然气管道中段（吉林长岭-河北永清）投产通气。中俄东
线天然气管道全线建成投产通气后，每年可向东北、环渤海、长三角地区稳定供应清
洁优质的天然气资源380亿立方米，在增强我国天然气资源保障能力的同时，在我国
天然气整体流向「自西向东」的基础上，增加了「北气南下」流向，进一步完善了我
国东部地区的天然气管网布局，与东北管网系统、陕京系统、西气东输系统互联互通
，共同组成纵贯南北、横跨东西、连接海外的天然气管网格局，对于保障我国能源安
全意义重大。
2.风电及光伏行业经营环境
（1）可再生能源装机规模稳步扩大，发电量持续增长
根据国家能源局发布的数据，2020年全社会用电量75,110亿千瓦时，同比
增长3.1%。
2020年，我国风电新增并网装机容量7,167万千瓦，累计装机2.81亿千瓦。
全年风电发电量4,665亿千瓦时，同比增长约15%，全年风电利用小时数2,097小时，
同比增加15小时。光伏新增装机4,820万千瓦，累计装机2.53亿千瓦，全年光伏发电
量2,605亿千瓦时，同比增长16.1%，全年光伏利用小时数1,160小时，同比减少9小时
。
2020年，河北省风电新增装机524万千瓦，累计并网容量2,274万千瓦。
（2）可再生能源保持高利用水平
2020年，全国可再生能源继续保持高利用水平，其中，风电利用率97%，同
比提升1个百分点；光伏发电利用率98%，与2019年持平。
2020年，全国弃风电量166亿千瓦时，平均弃风率3%，同比下降1个百分点
，弃风限电情况进一步得到缓解；弃光电量52.6亿千瓦时，平均弃光率2%，与2019年
基本持平。
（3）正式明确补贴总额和期限
为促进可再生能源高质量发展，2020年1月，财政部、发展改革委、国家能
源局印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确了可再生能
源电价附加补助资金（以下简称“补贴资金”）结算规则。为进一步明确相关政策，
稳定行业预期，2020年10月，三部委印发了《关于<关于促进非水可再生能源发电
健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，明确各类非水可再生能源发电项目
全生命周期合理利用小时数、补贴电量计算公式和项目容量认定标准、明确项目的补
贴标准和享受补贴时间年限。对于所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受
中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。
（二）业务回顾
1.天然气业务回顾
(1)天然气售气量同比提升
报告期内，受环保政策持续推进及“煤改气”政策影响，本集团天然气售
气量上升，全年实现售气量35.25亿立方米，同比上升8.90%。其中：批发气量为20.9
1亿立方米，同比增长4.39%，占总销售气量的59.3%；零售气量为13.51亿立方米，同
比增长19.02%，占总销售气量的38.3%；CNG气量为0.70亿立方米，同比降低28.41%，
占总销售气量的2.0%；LNG气量为0.13亿立方米，同比增长1,170.73%，占总销售气量
的0.4%。
(2)积极推进基建工程建设
本集团2020年度新增天然气管道1,333.11公里。截至2020年12月31日止，
本集团累计运营管道6,501.77公里，其中长输管道958.26公里，城市燃气管道5,543.
51公里；累计运营22座分输站、18座门站。
报告期内，赞皇县次高压天然气管道工程主体完工；涿州-永清输气管道工
程、中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目已开工建设，预计2021年达到
投产条件；“京石邯”输气管道复线工程已开工建设。
(3)持续开拓天然气市场
本报告期内，本集团依托新投运管线，大力发展天然气终端用户，新增各
类用户85,927户。截至2020年12月31日止，本集团累计拥有用户430,854户。
本报告期内，本集团稳步推进区域市场开发。冀中管网四期工程、中石化
鄂安沧与京邯线保定南部联络线项目、中石化鄂安沧鹿泉输气站与公司鹿泉站连接线
项目获得河北省发改委核准。完成收购衡水鸿华燃气有限公司30%股权，参与投资建
投鄂安沧衡水支线天然气管道工程。
唐山LNG项目，3#码头已开工建设；接收站工程基本完成4座储罐外罐施工
，其中3#、4#储罐完成气压升顶。外输管线曹宝段累计完成纳潮河等11处定向钻、1
处铁路、8处一般公路等穿越工程，累计布管59.65公里，焊接41.61公里。外输管线
宝永段完成永定河等7处定向钻、4处铁路、4处高速公路、8处一般公路河流等穿越工
程，累计布管60.60公里，焊接53.53公里。
(4)输气网络逐步完善
本报告期内，本集团积极参与输气管线建设、输气网络得到进一步完善。
中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目、“京石邯”输气管道复线工程开
工建设，秦皇岛-丰南输气管道工程、冀中管网四期工程开展开工前期准备工作。
(5)稳健发展CNG、LNG业务
报告期内，本集团稳健发展CNG、LNG业务，新增运营CNG子站1座。截至202
0年12月31日止，本集团累计运营CNG母站7座、CNG子站7座、LNG加气站3座。
(6)创新驱动发展
本集团附属河北天然气紧跟时代发展，积极探索新技术、新业态，不断将
丰富的运营经验转化为智慧运营能力，以数据大融合和智能化决策为目标加速“智慧
燃气”进程。2020年着手开展无人值守站场改造、自动分输控制系统建设，通过对老
旧站场设备及系统的改造和数据中心的建设，打造管网的“智慧大脑”，逐步实现长
输管道站场的无人化运行，进一步提高站场自动化、现代化水平。抢抓新基建发展机
遇，结合5G信息发展趋势，新建长输管道增加伴行光缆敷设，提前做好信息化布局。
2.风电业务回顾
(1)装机容量稳步增长
2020年度，本集团新增风电控股装机容量1,056.2兆瓦，累计控股装机容量
为5,471.95兆瓦；新增风电权益装机容量1,026.28兆瓦，累计权益装机容量为4,965.
90兆瓦。年内新增转商业运营项目容量694.1兆瓦，累计转商业运营项目容量4,400.2
5兆瓦。
截至2020年12月31日止，本集团风电在建工程建设容量总计632兆瓦。
(2)风电场可利用小时数持续保持较高水平
2020年度，本集团控股风电场平均利用小时数为2,420小时，较上年度同期
减少52小时。主要原因是本集团控股风电场所在区域平均风速较上年略有降低，且受
新冠肺炎疫情影响分时段调峰限电，限电率有所上升。本集团控股风电场实现发电量
98.81亿千瓦时，较上年度同期增长11.86%。平均风电机组可利用率98.31%。
(3)稳步推进风资源储备
2020年度，本集团新增核准容量200兆瓦，累计核准未开工项目容量1,178
兆瓦。
报告期内，本集团共计615.8兆瓦风电项目列入国家核准计划，本集团累计
取得国家核准计划容量已达7,309.1兆瓦，分布于全国16个省份。
报告期内，本集团新增风电协议容量3,100兆瓦，分布于河北、河南、山东
、山西、辽宁、云南、安徽、甘肃、江西、江苏、陕西、四川、西藏、湖北、湖南、
广西、青海、黑龙江、浙江、重庆、新疆、内蒙古、吉林等23个地区。
(4)强力推进科技创新
公司坚持守正与创新统一，强力推进科技创新。2020年获得授权发明专利7
项、实用新型专利28项，取得软件著作权35项。公司联合河北科技大学等单位共同申
报的“大规模可再生能源耦合制氢关键技术及应用示范”项目，经省科技厅批准，获
得专项资金支持，创造了公司承担省级重点研发计划项目所获专项资金支持纪录；“
基于大数据云平台的风电集群智慧调控与高效消纳技术及应用”项目喜获2020年河北
省科技进步二等奖，对公司未来科技创新工作意义重大。
3.其他清洁能源业务
报告期内，本集团在大力发展风电、天然气业务的同时，也在稳步推进其
他新能源项目的开发、建设进度。
2020年度，本集团稳步发展光伏发电项目，新增光伏项目协议容量1,300兆
瓦，累计光伏协议容量为7,349兆瓦。无新增光伏备案容量，累计备案未开工项目容
量260兆瓦。
截至2020年底，本集团累计运营118.59兆瓦光伏发电项目。
二、报告期内主要经营情况
根据2020年度经审计的合并财务报表，本集团实现净利润人民币19.33亿元
，同比增加5.36%，其中，归属于上市公司股东的净利润为人民币15.11亿元，同比增
加6.33%，主要原因为本集团风电业务实现利润较上年增加。
三、公司未来发展的讨论与分析
(一)行业格局和趋势
“十三五”期间国内经济增长趋势放缓，下行压力有所加大，但总体形势
稳定，我国经济韧性不断加强。“十四五”时期，国内经济将由高速度发展向高质量
发展转变，科技创新和绿色经济将成为未来经济发展的主题之一。从宏观环境来看在
严控传统能源消费总量和强度以及持续改善生态环境的形势和要求下，特别是“3060
”目标的提出，风电、光伏和天然气作为绿色清洁能源，在未来一段时间内将成为国
家的主要战略能源。
在新能源板块，国家鼓励在“十四五”期间重点推动电力绿色升级转型，
继续大力支持风光发展，且发展空间巨大，如何抢占优质风光资源，将成为行业发展
的首要任务。新建风电、光伏项目迈入平价时代，已建项目参与电力市场化交易或成
常态，消纳问题仍然是制约风电、光伏行业发展的重要因素。不断探索发展其他绿色
清洁能源，氢能有望纳入国家能源战略体系。
在天然气板块，国家着力推进天然气协调稳定发展，行业发展前景较为乐
观。国家大力推动天然气储备体系建设，国家管网公司成立，打破了现有资源和管道
的垄断格局，我国天然气产供储销体系建设迈出了关键步伐，促使原有天然气市场体
系发生重大重构，LNG接收站布局将进一步完善，天然气进口来源多元化趋势更加明
显，产业链上下游市场竞争将日趋激烈。
综上，随着国家电力体制改革、天然气市场化改革的不断深入，公司主营
的风力发电板块、天然气板块业务市场竞争愈加激烈，但总体仍呈现出机遇与挑战并
存的局面。
(二)公司发展战略
中国特色社会主义进入了新时代，我国经济发展也进入了新时代。我国经
济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。“十四五”期间，本公司将充分把握国家
能源发展大趋势、大方向，顺势而为。紧扣公司发展实情，顺应国企改革大势，坚持
把调结构、补短板、抓创新、增后劲作为
主攻方向，推动公司高质量发展。公司将保持战略定力不动摇，紧紧围绕
新能源、清洁能源两个主业方向扎实推进各项工作，以抓好多元化业务市场开发、推
进重点项目落地、丰富拓展融资渠道、打造数字新天，加大科技创新力度、确保安全
生产为重点，不断完善公司内部管理机制，努力打造一支综合素质、业务素质过硬且
具有良好修养的员工队伍，大力开展企业文化建设，培育具有新天特色的企业文化，
努力提升公司的市场化、专业化、国际化水平。
(三)经营计划
2021年是“十四五”开局之年，也是中国共产党建党一百周年。百年风华
正青春，十年新天再出发。在公司上下砥砺前行、逐梦圆梦的征程上，让我们共同奋
力跑出未来高质量发展的加速度。
1.新能源业务
到2030年，我国非化石能源占一次能源消费比重将达25%左右，风电、太阳
能发电装机容量将达12亿千瓦以上。这为我国能源行业设立了新的航标，为公司新能
源事业后续发展提供了广阔空间。为此，本集团将：
（1）着力抢抓新一轮的历史发展机遇，努力实现风电业务高质量发展。陆
上风电方面，将加强现有协议资源的推进力度，力争尽快实现协议资源的核准。同时
，重点研究“大通道、大基地”项目，推动风电项目规模化、基地化发展。海上风电
方面，将在认真总结菩提岛一期项目投产经验的基础上，密切跟踪江苏、广东、福建
等东南沿海地区项目规划，力争尽快取得新的突破。
（2）积极推动光伏业务发展，加大资源储备与开发力度，在更大范围内寻
找可开发的项目资源，推进大型地面集中式平价光伏项目建设。
（3）紧抓项目工程综合管控，上下联动，调整风电、光伏基建工作流程，
有计划、按步骤推进工程建设，保证建设项目的安全、质量、进度与投资可控，力促
各在建项目按期投产，按质达效。
（4）认真落实各项安全防范措施，在设备选型、工程基建、生产运营等各
环节严格执行安全生产“五同时”要求，确保本集团安全生产的持续稳定。
（5）尽快把公司已有科研成果产品化并在市场上推广应用。加强外部渠道
开发，加快将科研成果转化为价值；进一步探索、开发与高端装备和监控系统相关的
技术，形成规模化的面向风电后市场的服务与产品；提升生产管理的信息化建设水平
。
2.天然气业务
2021年是“十四五”开局之年，面对国家油气体制改革和国家管网公司成
立的新局面，上游油气资源多主体多渠道供应、中间“一张网”高效集输、下游市场
化良性竞争的油气市场体系逐步形成，油气企业面临的挑战和机遇并存。为此，本集
团将：
（1）按计划完成唐山LNG项目建设进度，其中4座储罐工程完成土建施工、
外输管线曹宝段完成焊接80%，宝永段主体完工。同时，积极推进与国际气源企业的
沟通对接，力争签署海外LNG长协协议，实现上游气源多元化。
（2）坚持“市场为王”的发展战略，依托现有的省级天然气干线管道优势
，积极拓展城市天然气项目，采取收购、兼并等多种措施，不断开拓新的下游市场,
扩大终端市场规模。
（3）加快京邯复线、涿州-永清管线、邯郸联络线工程进度，加大秦丰管
线、冀中十县四期项目的前期手续办理进度，进一步完善“一张网”布局，不断提升
安全、平稳供气能力。
（4）继续推动科技创新，打造“智慧燃气”，继续推进无人值守站场改造
及自动分输控制系统建设工作，争取年内完成项目建设，全面实现站场无人化、自动
化管理，降低人力成本；进一步加强工程、客服、运行等工作自动化程度，实现提质
增效。
3.持续拓宽融资方式
2021年，本集团将继续拓宽筹融资渠道，创新融资方式，吸引低成本资金
用于项目建设，保证本集团资金链的稳健。
（1）及时梳理公司存量贷款，合理置换低息贷款，进一步优化融资结构，
压降融资成本；紧盯国家、地方等相关财税、金融政策调整，与各大金融机构开展定
期沟通与对接，积极做好资金提取等工作。
（2）稳步推进非公开发行项目进程，时刻关注最新发行政策及审核标准的
变动情况，不断优化、调整相关方案及工作节奏，保障项目的顺利实施；适时发行公
司债、融资券等债务融资产品，以满足本集团未来的资金需求。
(四)可能面对的风险
1.风电业务
（1）风资源不确定
风电行业面临的主要气候风险是风资源的年际大小波动，主要表现在大风
年发电量高于正常年水平，小风年低于正常年水平。由于风资源固有的随机性及不可
控性，2021年风速较2020年存在下降的风险。本集团在项目规划阶段及风电场建设之
前，均会进行较为全面的风资源测试以评估该地点的潜在装机容量，以降低气候风险
。
（2）电价下降风险
按照国家相关政策，到2020年实现「风火同价」，为此，本集团将充分研
读国家的有关政策，梳理待开发项目的实际情况，积极、合理安排工程开发、建设进
度，确保项目早日并网投产。同时，本集团将继续加强运行维护管理，提高设备的安
全可靠性，提升生产运维水平，为后续项目开展打下坚实基础。
（3）弃风限电问题依然存在
由于电网建设滞后于风电项目的建设，风电输出问题制约风电项目的开发
，尤其是在风资源集中的张家口区域。今后几年随着张家口区域新增风电项目的不断
投产，预计限电情况有可能会进一步加剧。
本集团将根据各个风电项目所在地电网建设情况，优先发展建设电网设施
及并网条件完善区域的风电项目，同时，探索发展创新风电消纳方式。预计随着电网
公司推进电网改造工程及投资建设特高压配电网，电网输出问题有望得到逐步改善。
（4）工程建设管理难度加大
部分风电项目在建设过程中面临阻工、土地审批缓慢、林牧场及自然保护
区所处项目的林地手续办理复杂困难等不可控因素，影响项目建设总体进度。本集团
将合理安排工期，加强与风电设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通，有效控制
影响风电项目建设进度的各种不利因素，确保建设项目如期投产。
（5）电力市场化交易的风险
随着国家电力体制改革的不断深化，高市场化交易电量规模预计将进一步
扩大，公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。
本公司将深入研究电力市场化交易业务规则，认真研读国家及各省份出台的售电政策
，理解并掌握相关操作规程，通过积极参与市场化交易，增加公司上网电量，争取本
公司利益的最大化。
2.天然气业务
（1）管输费、城市燃气收费下降的风险
近几年，国家按照“管住中间，放开两头”的总思路，持续推进天然气价
格改革。未来如果随着供给侧结构性改革的不断深入，以及降低能源价格以支持实体
经济工作的继续推进，本公司天然气业务的利润空间将存在可能下降的风险。公司将
抓住我国大力推进清洁化能源工作的有利时机，充分利用政府推广清洁能源、加强污
染治理的政策导向，充分发挥资源、服务优势，不断继续加大天然气客户开发力度，
努力扩大公司经营区域范围，提升市场份额。
（2）上游资源不能得到充分保障的风险
冬季保供事关民生，责任重大，伴随公司资源结构持续完善，资源压力有
所缓解，管网供气保障能力不断提升，但用气峰谷差仍处于较高水平，冬季保供形势
依然不容放松。
本集团将提前做好资源统筹与相关部署，依靠多年积累的保供经验，发现
和总结问题，提早开展全线设备的体检和输气瓶颈的改造，确保全部供气设备达到冬
供要求；借助“智慧燃气”平台，保障生产系统稳定运行，切实加强安全生产和运营
管理工作，密切与上游资源单位、下游用气企业、调控中心衔接，动态监控供需状况
。
（3）市场拓展难度进一步加大的风险
目前，天然气市场主体从“一对一”的模式正在向“多对多”的模式转变
，交易方式从双边协商向多边竞争转变。随着原上游主要气源供应商向下游业务的不
断延展，公司将直面与各大上游企业的竞争，大用户直供、价格战等方式都将成为上
游企业进军终端市场的有利措施，未来市场拓展难度将进一步加大。
本集团将坚定“市场为王”的理念，进一步优化资源组合、市场布局和销
售政策，不断拓宽市场范围，深入挖掘市场潜力，充分利用资源优势、协同优势，在
激烈的市场竞争中开辟新渠道，多措并举确保气量持续增长。
（4）应收账款无法全部收回的风险
通过本集团的不懈努力，天然气下游欠款用户数量及欠款金额都在逐年下
降，但剩余欠款回收仍需一定时间。
本集团将积极探索回款新举措、新思路，重点关注政府政策和资产债务处
置方案，加快天然气欠款的回收进度，主动防范各类风险，维护本集团利益。
（5）其他替代能源价格偏低的风险
2020年，受国际油价波动和国家宏观经济形势下行影响，石油、煤炭等替
代性能源价格变化较大，天然气的竞争优势受到一定程度的影响，预期仍将对本集团
2021年的销售气量增长带来一定的不利影响。为此，本集团将积极引入低成本气源，
努力拓展开发下游用户，提高销售气量。
3.利率风险
本集团主要从事境内风电、光伏、天然气项目投资，需要一定的资本开支
，对借贷资金需求度较高，利率的变化将会对本集团资金成本产生一定的影响。本集
团密切关注国家货币政策走势，加强与各金融机构的密切联系，争取最优利率贷款，
多方拓展融资渠道实现金融创新，探索采取发行债券、融资租赁、境外融资、应收账
款保理等方式，保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。
四、报告期内核心竞争力分析
本公司经过数年发展积淀，在风电板块和天然气板块上已建立起专业化队
伍，并在管理、经营、技术、人才等领域积累了丰富的经验，为未来提供了发展动力
。同时，本公司已搭建起一套适合其未来发展的高效管理机制，并不断努力完善，争
取在未来激烈的市场竞争中占据优势地位。报告期内，公司的核心竞争力未发生重大
变化。
1.本公司是华北地区领先的清洁能源公司，主要业务位于河北省内。
2.本公司的管理团队从事清洁能源行业多年，在风电和天然气领域均拥有
丰富的管理经验，并且公司已建立起了数百名生产及技术服务人员组成的团队，具有
高水平的专业知识和相应技术资格，拥有较强的专业运营维护能力。
3.本公司风电和天然气两大主营业务可以形成良性互补，能够有效降低公
司盈利的波动性，有利于防范单一业务的不利变动，分散经营风险。
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