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1.上半年的运营费用增加比较多是为什么？
生产运维费用增长48%，主要是因为装机量在增加，还有就是出质保的机器量在增加。另外就是人工成本上升了20%，人工成本是看公司的经营情况。总体来说，年度的成本会维持正常水平。
2.税率增加的原因？
上半年14.27%，以后每年都会增长3%左右，主要是因为之前的风机税率是三免三减半。
3.应收账款增加的比例？多少是补贴，未来会如何处理？
电价补贴94亿元，总的应收账款102亿元。预计每年会保证30亿的应收账款回收水平。
4.绿证和配额制今年是否会出台？
对于年内出台，公司比较乐观。配额制是很好的政策，也是对《可再生能源法》的落实，3月至今国家也征求了很多的意见和建议。近期完善之后就会再次征求意见。政策出台之后会对可再生能源消纳长期利好。
5.增量部分遇上竞价上网？
存量没有风险，增量部分可能是会受到一些影响。
6.单位造价能跌到多少？今明两年指引
公司大多数风电都是在山区，造价基本稳定在8300-8400，山区成本下降的空间并不大。北方的平原成本约7000-7500.2019年风电成本大幅下降的可能性并不大，最多也就是100-200元。
7.对应收账款的创新方式？
一个是ABS或者剥离，去年开始公司就开始研究，去年做了ABS的尝试，一般财政补贴也就是在两年左右。下半年打算做一笔ABN项目尝试，拓宽公司的融资渠道，提升运营效率。
8.下半年的融资成本和利润展望？
上半年成本4.41%，同比上升13个基点，在预期内，目前融资特别降低了短期融资，增加了长期融资。全年的成本在4.55%左右。
9.装机目标？
19年800MW，2020年1.2GW
10.每年增加3%左右的税率是否没有考虑深圳项目。
税率的计算比较复杂，3%是公司审慎评估的结果。
11.区分存量和增量的时间点？
区分时间是将来核准的项目，哪怕现在还没有投产，电价也不会有调整。
12.第一批到第七批电力交易，多少进入了交易电量？
上半年交易电量占比29.5%，和去年同期基本持平。折让幅度17.2%，比去年同期略有增长。今年参与的交易对于缓解弃风限电有很强的作用。
13.电价下降了1.1%，原因？展望？
因为有更多的电量参与了市场交易。上半年电价下降一分一，符合公司年初的预期。
14.下半年的用电量预期？
1-6月是9.4%，公司预计全社会的用电量同比会有所减缓，但是和风电的消纳和全社会的用电并不是完全同步，主要还是因为政策端的支持。
15.税率是否会提升到25%的水平？
去年400万免，今年200万免，至于西部大开发的三免三减半政策是否会延续，还要继续观察。
16.管理层说存量电价是稳定的，但是新能源补贴是有缺口的，两者如何匹配？
1.5年账龄占应收账款的80%，从国家的思路来说，主要是先解决增量，然后再慢慢考虑存量的处理。国家能源局曾经表述过，从.基金的征收力度要增加，简化申请手续等方式来调整。从实际效果来看，征收力度已经在加强，国家也在考虑增加基金收取的来源。
17.假设弃风率降低到2-3%，运营效率能到多少？
1%的限电比例利用小时数对应23小时。（供稿/白万剑）
