北京天健兴业资产评估有限公司
关于《中国证监会行政许可项目审查
一次反馈意见通知书》（161499 号）之答复
北京天健兴业资产评估有限公司
2016 年 9 月
1-5-1
关于京能电力《上市公司发行股份购买资产核准》行政许可申请材料
一次反馈意见的答复
致：中国证券监督管理委员会：
贵会于 2016 年 7 月 22 日，对京能电力《上市公司发行股份购买资产核准》
行政许可申请材料进行了审查，并提出了相关问题，北京天健兴业资产评估有限
公司对其中涉及评估的相关问题进行了认真的研读，并阐述了相关问题的解释，
具体解释如下：
问题 13
申请材料显示，本次资产评估以 2015 年 12 月 31 日为基准日对京能煤电采
用资产基础法和收益法分别进行评估，并采用收益法结果作为本次评估的最终
评估结论。京能煤电为煤电资产的管理平台，无实际经营业务，除投资收益外
无其他业务收入。请你公司补充披露采用收益法对京能煤电进行评估的依据及
合理性。请独立顾问和评估师核查并发表明确意见。
答复：
1、关于企业价值评估两种方法的规定
根据《上市公司重大资产重组管理办法》、《资产评估准则-企业价值》及
国有资产评估的相关规定，本次对京能煤电及其四家控股公司（其中三家为全资
公司）和四家参股公司的价值均采用资产基础法和收益法进行了评估。最终根据
企业的实际经营状况、评估方法的适用性等确定最终评估结论。
2、采用收益法进行评估的思路
京能煤电的主要资产为长期股权投资，但由于对于各家长投公司非 100%控
股，因此评估师在收益法预测时未采用合并口径的财务数据对京能煤电进行收益
法测算，此次收益法对京能煤电进行评估，评估师采用的预测思路为：将长期股
权投资作为溢余资产溢余，对京能煤电母公司层面的现金流（主要为管理费用）
进行了预测，算出京能煤电的经营价值，加回溢余/非经营性资产/负债的评估值，
从而得到京能煤电收益法的评估结果。对于长期股权投资的评估，评估师也在收
益法和资产基础法评估的基础上，选用适当的评估结果作为最后的评估结论。
3、选用收益法结果进行定价的合理性判断
1-5-2
京能煤电为煤电资产的管理平台，无实际经营业务，除投资收益外无其他业
务收入，但是京能煤电出于管理的目的，设立了财务部和行政部等部门，管理人
员共 3 人，其占用的办公场所每年的租赁费为 10 万元。预计未来每年发生的管
理费用为 74 万元。在持续经营的前提下，这些费用的发生会持续，并减少企业
整体利润，但是资产基础法并不能反映京能煤电管理费用的发生对其价值的影
响。
于评估基准日（2015 年 12 月 31 日），京能煤电资产基础法的评估结果为
640,154.53 万元，收益法的评估结果为 639,155.25 万元，资产基础法结果高于收
益法 999.28 万元，差异率 0.16%。经过对京能煤电经营状况的调查及财务状况的
分析，结合本次资产评估对象、评估目的，适用的价值类型，经过比较分析，评
估师认为收益法的评估结论能更全面、合理地反映企业的内含价值，故本次评估
采用收益法评估结果作为本次评估的最终评估结论。
综上，我们认为京能煤电为管理平台公司，其核心资产为其持有的四控四
参长期股权投资，京能煤电本部除履行管理职能外，并无其他经营业务，在采
用适当方法对各长期股权投资公允价值进行评估的基础上，评估师采用收益法
和资产基础法对京能煤电进行了评估，并最终采用收益法评估结果作为本次评
估的最终评估结论。经过对京能煤电经营状况的调查及财务状况的分析，收益
法评估结果更能体现京能煤电的市场价值。
问题 14
申请材料显示，赤峰能源、上都发电、上都第二发电采用收益法评估结果
作为定价依据；漳山发电、盛乐热电、京同热电、京达发电和蒙达发电采用资
产基础法评估结果作为定价依据。请你公司补充披露上述标的公司采用不同评
估方法作为定价依据的原因、依据及合理性。请独立财务顾问和评估师核查并
发表明确意见。
答复：
根据《上市公司重大资产重组管理办法》、《资产评估准则-企业价值》及
国有资产评估的相关规定，本次对京能煤电四家控股公司（其中三家为全资公司）
和四家参股公司的价值均采用资产基础法和收益法进行了评估，最终根据企业经
1-5-3
营状况、评估方法的适用性、评估参数的合理性等合理确定最终的评估结论。八
项长期股权价值的确定具体见下表：
单位：万元
持股比例 评估方法及 定价 最终定
序号 公司名称 差异率
（%） 对应评估结果 方法 价结果
资产基础法（112,436.95）、
1 漳山发电 100.00 0.93% 资产基础法 112,436.95
收益法（113,493.64）
资产基础法（50,627.35）、收
2 赤峰能源 93.75 0.54% 收益法 47,717.33
益法（50,898.48）
资产基础法（73,993.53）、收
3 盛乐热电 100.00 0.30% 资产基础法 73,993.53
益法（74,213.34）
资产基础法（18,083.20）、收
4 京同热电 100.00 3.34% 资产基础法 18,083.20
益法（18,687.34）
资产基础法（100,669.68）、
5 京达发电 30.00 -4.76% 资产基础法 30,200.90
收益法（105,463.86）
资产基础法（217,247.44）、
6 蒙达发电 47.00 0.49% 资产基础法 102,106.30
收益法（218,315.67）
资产基础法（347,556.13）、
7 上都发电 49.00 33.88% 收益法 228,008.09
收益法（465,322.64）
上都第 资产基础法（161,763.52）、
8 26.00 4.82% 收益法 44,086.21
二发电 收益法（169,562.35）
注：1、最终定价结果=选用定价方法得到的评估结果*持股比例；
2、差异率=收益法与资产基础法评估值之差/资产基础法评估值。
从上表可以看出，漳山发电、盛乐热电、京同热电、京达发电、蒙达发电采
用资产基础法定价，赤峰能源、上都发电、上都第二发电采用收益法定价。
各项长期投资企业的定价思路具体如下：
1、赤峰能源采用收益法定价
赤峰能源为热电联产、煤矸石发电项目，历史年度其机组利用小时等指标变
化不大。在未来年度，考虑到其热电联产的特性，其利用小时稳定，再加上其煤
矸石发电项目，机组发电可以在蒙东电网和东北电网两个电网销售，未来机组利
用小时数、供热量、发电量基本稳定。考虑到资产基础法无法考虑这些优势，并
且公司未来发展稳定，未来收益能够合理预测，收益法评估结果能更全面、合理
地反映企业的内在价值，因此我们对赤峰能源，选用收益法评估方法进行定价。
2、漳山发电采用资产基础法定价
漳山发电为燃煤发电项目，位于山西省长治市西北约 15km 的马厂规划区内，
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装机容量 180 万千瓦，电力向山西电网供应，过去三年，发电小时数、电价、电
力收入持续下降。目前山西火电存在“用电量下降、火力发电过剩、机组利用小
时下降”等现象。从电力需求来看，根据《山西省经济和信息化委员会关于印发
2016 年度省调发电企业发电量调控目标预案的通知》（晋经信电力字【2016】
24 号），2016 年山西省工业运行仍处于艰难的调整期，经济运行中的不稳定因
素明显增多，预计山西全省用电市场仍将保持需求不足的态势，根据对 2016 年
山西全省市场供需情况的预测，2016 年预计山西送华中特高压电量受天中直流
影响减少至约 31 亿千瓦时，同比降低 42.41%；东送河北南网及京津唐电网电量
约 150 亿千瓦时，同比降低 39.16%。
从电力供给来看，截至 2015 年末，山西全省发电装机容量 6966 万千万，2016
年山西将新投机组约 1100 万千万，增幅达 15.79%，会极大的降低山西的平均发
电小时数。
鉴于上述对山西省电力需求和供给的分析，漳山发电未来的发电小时数存在
持续降低的压力，其盈利能力存在较大不确定性因此我们采用资产基础法的评估
结果作为最终评估结论。
3、盛乐热电、京同热电采用资产基础法定价
盛乐热电为 2*35 万千瓦热电联产项目，项目于 2013 年 9 月 1 日开工，于
2016 年 3 月 31 日竣工转固；京同热电为热电联产项目，于 2014 年 12 月 4 日注
册成立，现处于建设前期。考虑到这两家公司尚无经营历史，收益法主要依据可
行性研究报告的数据，并结合电力市场状况对未来收益进行预测，由于发电量、
上网电价、煤耗、厂用电率等指标存在不确定性，因此公司未来收益存在较大的
不确定性，因此这两家公司选用资产基础法评估结果定价。
4、京达发电、蒙达发电采用资产基础法定价
京达发电、蒙达发电为京能煤电的参股公司，控股方同为内蒙华电。京达发
电为火力发电企业，装机容量为 2*33 万千瓦，向蒙西电网送电，蒙达发电为热
电联产企业，装机容量为 4*33 万千瓦，蒙达发电所发电量主要通过达包线路输
往蒙西电网，再送往华北电网，但是电力输出受到达包线路电力输出的限制，其
实际平均运转机组只有 2.5 台。
在 2016 年火电行业不景气的情况下，各家火电厂的发电量指标均有大幅下
1-5-5
降，根据内蒙华电公布的《内蒙华电 2016 年上半年销售量完成情况公告》蒙达
发电 2016 年上半年发电量同期下降 3.26%（蒙达发电有供热保证，导致其上半
年下降幅度不大）；京达发电同期下降 37.88%；在可预见的未来，京达发电和
蒙达发电的发电量指标将明显低于过去三年的水平。
考虑到整体电力市场发电能力过剩，蒙西电网的输出能力限制等因素，各机
组利用小时数呈明显下降趋势，发电公司的收益下降，京达发电和蒙达发电未来
盈利预测具有较大不确定性，因此对于京达发电和蒙达发电，我们采用资产基础
法的评估结果作为定价结论。
5、上都发电、上都第二发电采用收益法定价
上都发电、上都第二发电均为京能煤电参股的公司，其控制人均为内蒙华电，
上都发电装机容量为 4*60 万千瓦机组，上都第二发电装机容量为 2*66 万千瓦机
组，均位于内蒙，属于跨省、跨区域送电电厂。所发电量直输京津唐地区，发电
量保证程度高，执行华北电网上网电价，同时其处于煤炭资源丰富的内蒙地区，
燃料供应稳定性较高，燃料采购成本较低，保证了电厂较强的持续盈利能力。过
去三年其发电量和电力销售收入基本稳定，盈利水平较高，未来其发电量、发电
价格、煤炭价格能够合理预测，未来收益能力较好并且比较稳定。鉴于上都发电、
上都第二发电的电价及成本优势，我们认为收益法评估结论能更全面、合理地反
映企业的价值，对于这两家电厂我们采用收益法的评估结果作为定价结论。
综上，我们认为上述八家发电公司，由于其装机容量、电源点位置、送电
区域和享有的电价水平、所处区域的经济环境各、享有的国家政策各不相同，
导致其持续盈利能力、增长水平也各不相同，因此我们对于未来盈利能力较高，
盈利稳定的赤峰能源、上都发电和上都第二发电均采用收益法的评估结果定价；
对未来盈利能力有较大不确定性的漳山发电、京达发电、蒙达发电、盛乐热电
和京同热电均采用资产基础法的评估结果定价，各家公司的评估结论选择依据
充分，评估结论选择合理。
问题 15
申请材料显示，赤峰能源、上都发电和上都第二发电采用收益法评估，预
测发电价格与当前电价保持一致。请你公司结合上网电价变化趋势，补充披露
1-5-6
赤峰能源、上都发电和上都第二发电收益法评估预测发电价格的合理性。请独
立财务顾问和评估师发表核查意见。
答复：
在本次评估过程中，对赤峰能源、上都发电和上都第二发电均采用收益法结
果定价，其中对于发电价格的预测主要参照国家发改委以及地方发改委发布的现
行上网电价、标的企业与电网公司签订的销售电合同、以及结合煤电联动的思路，
对未来发电价格进行了预测。
1、赤峰能源收益法评估发电价格预测的合理性
（1）赤峰能源电价政策
根据赤峰能源与国家电网有限公司东北分部电力公司 2015 年 3 月 23 日签订
的《2015 年购售电合同》中约定：“经政府价格主管部门批准，电厂机组的商
业运行期上网电价为：售电人电厂机组销售到辽宁省电力有限公司上网电量的上
网电价为：0.3379 元/千瓦时（含税），销售到蒙东电力公司的上网电量的上网
电价为 0.2854 元/千瓦时。在上述电价基础上，对脱硝、除尘、烟尘排放等达标
等达标并经环保部门验收合格的燃煤发电机组的上网电价调整按照国家发改委
有关文件执行。”
根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于包头东华热电有限公司等部分发
电机组执行环保电价的函》（内发改价函【2014】541 号）中规定脱硝电价加 1
分、除尘电价加 0.2 分，赤峰能源已经完成脱硝、除尘改造，符合上述环保电价
的要求；根据《关于京能（赤峰）能源发展有限公司 1 号、2 号机组执行脱硝、
除尘电价的通知》（辽价函【2014】170 号）对于赤峰能源 1、2 号机组上网电
价执行脱硝加价 1 分钱，除尘加价 0.2 分钱。
根据国家发展改革委 2015 年 4 月份发布的《国家发展改革委关于降低燃煤
发电上网电价和工商业用电价格的通知》（发改价格【2015】748 号），全国燃
煤发电上网电价平均每千瓦下调约 2 分钱（含税），其中，蒙东电网下降 0. 36
分（含税）；辽宁电网下降 1.81 分（含税），综上电价下调后，赤峰能源蒙东
电网的含税标杆电价为 306.8 元/千瓦时（含税）；赤峰能源辽宁电网的含税电价
为 331.76 元/千瓦时（含税）。
根据《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的
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通知》（发改价格[2015]3105 号），全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约
0.03 元/千瓦时（含税），其中辽宁电网平均下降 0.0178 元/千瓦时（含税）；蒙
东电网平均下降 0.0033 元/千瓦时（含税），该电价调整自 2016 年 1 月 1 日起执
行。
根据赤峰能源的历史统计，赤峰能源 2015 年执行的辽宁电网平均电价为
331.76 元/千瓦时，蒙东电网平均电价为 306.80 元/千瓦时，所发电力送辽宁电网
和蒙东电网的比例约为 75%和 25%，平均上网电价为 333.56 元/千瓦时，在预测
2016 年电价的时候，根据上述文件，赤峰能源执行的辽宁电网平均电价为 313.96
元/千瓦时，蒙东电网平均电价为 303.50 元/千瓦时，按照同样的送电比例，平均
上网电价为 311.35 元/千瓦时。
（2）赤峰能源电价变化趋势
时间 国家电网送蒙东地区 国家电网送辽宁地区
2013 年 9 月 25 日起 0.3064 0.3439
2014 年 9 月 1 日起 0.2854 0.3379
2014 年 9 月 19 日起 0.2974 -
2014 年 12 月 16 日起 0.3104 -
2014 年 12 月 29 日起 - 0.3499
2016 年 1 月 1 日起 0.3035 0.3140
从上表可见，经过连续几次电价下调，目前上网电价已经处于近几年最低点，
并且目前没有进一步降低上网电价的相关政策出台，因此预测期赤峰能源上网电
价时，均采用 2016 年执行的平均上网电价测算是合理的。
2、上都发电收益法评估发电价格预测的合理性
根据国家发展和改革委员会下发的《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网
电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105 号），国家电网华北
电网公司对部分跨省、跨区域送电价格进行了调整，内蒙古西部送华北地区点对
网电价每千千瓦时降价 29.12 元，调整后上都发电 1、2、4#机组的标杆电价为
315.70 元/千千瓦时（含脱硝电价），3#机组的标杆电价为 317.70 元/千千瓦时（含
脱硝、除尘电价），该电价调整自 2016 年 1 月 1 日起执行。
上都发电执行的标杆电价一直处于下降趋势，同时 2015 年上都发电有替发
1-5-8
电的情况，替发电电价为 210 元/千千瓦时，从而导致 2015 年平均电价下降。根
据企业的安排，2016 年起，替发电量全部安排在上都第二发电，因此上都发电
未来不再预测替发电。从历史来看，除替发电之外，上都发电均执行发布的价格。
本次预测 2016 年及以后按最新电价确定，即 1、2、4#机组的基础电量电价为
315.70 元/千千瓦时，3#机组的电价为 317.70 元/千千瓦时。通过上述步骤计算得
到上都发电 2016 年~2022 年的平均上网电价为 316.20 元/千千瓦时。评估师按 4
台机组平均电价 316.20 元/千千瓦时进行预测是合理的。
3、上都第二发电收益法评估发电价格预测的合理性
根据国家发展和改革委员会下发的《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网
电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105 号），国家电网华北
电网公司对部分跨省、跨区域送电价格进行了调整，内蒙古西部送华北地区点对
网电价每千千瓦时降价 29.12 元，调整后上都第二发电执行的标杆电价为 317.70
元/千千瓦时（含脱硝、除尘电价），该电价调整自 2016 年 1 月 1 日起执行。
上都第二发电执行的标杆电价一直处于下降趋势，同时 2015 年上都第二发
电有替发电的情况，替发电电价为 160 元/千千瓦时，从而导致 2015 年平均电价
下降。电价下调的主要原因为国家对电价的政策性调整，本次预测 2016 年及以
后基础电量电价按最新电价确定，即 317.70 元/千千瓦时。同时根据与企业人员
访谈，预计将替发电量全部安排在上都第二发电，企业预计 2016 年替发电量在
1,500,000.00 千千瓦时左右，故本次评估替发电量按 1,500,000.00 千千瓦时确定，
替发电量电价与 2015 年保持一致。通过上述步骤计算得到上都第二发电 2016
年~2022 年的平均上网电价约为 277.15 元/千千瓦时。
4、按照 2016 年的电价水平对未来进行预测的理由
近年来，国家对发电企业上网电价实行政府指导定价，通常由国家发改委根
据发电成本、电力供需情况调整上网电价水平，各地发改委据各电厂的实际状况
确定各电厂或者机组的上网电价。随着电力市场过剩，国家正在进行电力体制改
革，并在部分区域进行试点。此次电力体制改革坚持市场化方向，以建立健全电
力市场机制为主要目标逐步打破垄断，改变电网企业统购统销电力的状况，推动
市场主体直接交易，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。但是由于改革试
点时间较短，尚无法确定电力体制改革导致的电价的形成规律。为此我们仍然以
1-5-9
电价管理部门发布的最新上网电价作为未来预测基础。
本次评估参照“煤电联动机制”的思路，首先以现行的上网电价作为未来年
度的发电价格基础，然后在预测预测未来煤炭价格时，也保持 2015 年下半年与
2016 年初的价格水平。这样预测基本保证了发电企业的毛利率能够保持在行业
平均水平，不仅符合国家对电力行业的长期管理目标，也符合发电企业投资者的
目标。“煤电联动机制”最早在 2004 年建立，2012 年在《国务院办公厅关于深
化电煤市场化改革的指导意见》中对煤电价格联动的周期和电企消纳比例做出调
整，即当电煤价格波动幅度超过 5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同
时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30%调整为 10%。
煤电价格联动计算方法是：
（1）上网电价与煤炭价格联动
计算方法如下：上网电价调整标准=煤价变动量×转换系数。其中，转换系
数与供电标准煤耗、发热量、消化比例等因素有关，具体计算方法为：转换系数
=（1－消化比例）×供电标准煤耗×7000/天然煤发热量×（1+17%）（1+13%）。
（2）销售电价与上网电价联动
计算方法如下：销售电价调整标准=上网电价调整标准×比例系数。其中，
比例系数=1/（1－输配电损耗率）
综上所述，我们在预测赤峰能源、上都发电和上都第二发电的未来收益时，
以电价管理部门最新发布的上网电价为基础对 2016 年度及以后年度的上网电价
进行了预测，同时按照“煤电联动机制”的思路，未来煤炭的价格也基本稳定
在 2015 年下半年以及 2016 第一季度的水平，预测的结果能够使发电企业的毛
利率及收益水平保持在合理区间，能够基本反映发电企业的管理目标和实际状
况。因此，预测的发电价格具有合理性。
问题 16
申请材料显示，京能煤电在盈利补偿期内相应年度拟实现的扣除非经营性
损益后归属于京能电力的最终预测净利润数以天健评估出具且经北京市国资委
核准的《评估报告》确定的预测盈利数值为准。请你公司补充披露盈利补偿净
利润确定的依据及合理性，与评估报告披露的京能煤电预测净利润不一致的原
1-5-10
因。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。
答复：
1、盈利补偿净利润确定的依据及合理性
盈利补偿净利润为“京能煤电合并报表扣除非经常性损益后归属于母公司所
有者的净利润”。“京能煤电合并报表扣除非经常性损益后归属于母公司所有者
的净利润”是京能煤电八个下属标的电厂业绩预测分别乘以京能煤电持股比例，
再加上京能煤电母公司业绩预测的结果。2016、2017、2018、2019 年京能煤电
拟实现的扣除非经常性损益后归属于京能电力的最终预测净利润数分别为
25,293.99 万元、26,228.06 万元、36,311.14 万元和 41,393.64 万元，具体情况如
下：
单位：万元
电厂名称 持股比例 2016 年 2017 年 2018 年 2019 年
漳山发电 100% 4,752.72 6,812.08 8,784.95 11,390.04
京同发电 100% - - - -2,705.61
盛乐热电 100% -6,721.32 -6,339.94 245.97 3,344.96
100% 3,529.13 3,498.31 3,678.60 3,663.61
赤峰能源
93.75% 3,308.55 3,279.67 3,448.68 3,434.63
100% 684.12 746.77 2,261.07 3,859.00
京达发电
30% 205.24 224.03 678.32 1,157.70
100% 15,166.17 15,236.60 16,735.69 18,666.82
蒙达发电
47% 7,128.10 7,161.20 7,865.77 8,773.41
100% 27,480.07 23,725.40 23,570.56 24,573.69
上都发电
49% 13,465.23 11,625.45 11,549.57 12,041.11
100% 12,415.61 13,608.35 14,655.66 15,500.04
上都第二
26% 3,228.06 3,538.17 3,810.47 4,030.01
8 家子公司合计 25,366.59 26,300.66 36,383.74 41,466.24
京能煤电母公司 -72.60 -72.60 -72.60 -72.60
京能煤电（合并） 25,293.99 26,228.06 36,311.14 41,393.64
综上，我们认为本次交易评估的是京能煤电母公司股权价值，以“京能煤
电合并报表扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润”作为盈利补偿
净利润是合理的。
2、“京能煤电合并报表扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润”
与评估报告披露的京能煤电预测净利润不一致的原因
评估报告中披露的京能煤电预测净利润是京能煤电母公司业绩预测（仅考虑
费用，不考虑投资收益），京能煤电母公司业绩预测再加上京能煤电八个下属标
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的电厂业绩预测分别乘以京能煤电持股比例，即“京能煤电合并报表扣除非经常
性损益后归属于母公司所有者的净利润”。
京能煤电为一家管理平台公司，其核心资产为持有的八项长期股权投资。天
健兴业在采用收益法对京能煤电的价值进行评估时，按照本部和各项长期股权投
资分别评估的思路进行。即先采用资产基础法和收益法对各投资企业进行评估，
然后选择恰当的评估结果作为被投资企业的股东全部权益价值，然后乘以相应的
股权比例，计算得出各项长期投资的价值；然后再单独对母公司本部采用两种方
法进行评估，最终以收益法结果作为母公司业务价值（仅有费用，结果为负数）；
最后两者相加得出京能煤电股东全部权益价值。在预测本部利润表时，仅考虑了
本部发生的管理费用，并未考虑各项长期投资所对应的全资、控股、参股子公司
形成的投资收益。
在确定未来年度承诺利润时，按照京能煤电整体的口径测算了未来年度利
润，其思路是以本部利润表为基础，然后考虑各投资企业形成的投资收益，最后
加总形成京能煤电利润表。京能煤电合并报表扣除非经常性损益后归属于母公司
所有者的净利润等于京能煤电本部利润与对各家长期股权投资的投资收益之和。
各投资企业的投资收益均以其未来年度预计的净利润乘以其持股比例确定。重组
报告书中披露的京能煤电在盈利补偿期内相应年度拟实现的扣除非经营性损益
是在综合考虑京能煤电本部的收益以及各家长投公司贡献的投资收益后整理得
到的京能煤电预测数据。具体见下表：
单位：万元
项目/年份 2016 年度 2017 年度 2018 年度 2019 年度
一、营业收入
其中：主营业务收入
其他业务收入
减：营业成本
其中：主营业务成本
其他业务成本
营业税金及附加
销售费用
管理费用 74.00 74.00 74.00 74.00
财务费用 -1.40 -1.40 -1.40 -1.40
资产减值损失
加：公允价值变动收益
投资收益 25,366.59 26,300.65 36,383.74 41,466.24
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二、营业利润 25,293.99 26,228.05 36,311.14 41,393.64
加：营业外收入
其中：非流动资产处置利得
减：营业外支出
其中：非流动资产处置损失
三、利润总额 25,293.99 26,228.05 36,311.14 41,393.64
减：所得税 - - -
四、净利润 25,293.99 26,228.05 36,311.14 41,393.64
综上，盈利补偿数据与评估师的京能煤电本部收益存在差异，主要是由于
其内涵不同导致的，盈利补偿数据考虑了京能煤电本部的收益及各投资企业贡
献的投资收益，评估师预测的数据仅为京能煤电本部的盈利数据。
（本页以下无正文）
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（本页无正文，为《北京天健兴业资产评估有限公司关于<中国证监会行政许可
项目审查一次反馈意见通知书>（161499 号）之答复》盖章页）
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