甘肃电投能源发展股份有限公司
非公开发行股票申请文件反馈意见的
回复报告（修订稿）
保荐机构
（住所：甘肃省兰州市城关区东岗西路 638 号）
二〇二二年九月
中国证券监督管理委员会：
贵会于 2022 年 8 月 30 日签发的《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意
见通知书》（221872 号）（简称“《反馈意见》”）已收悉。甘肃电投能源发展股
份有限公司（简称“甘肃电投”、“公司”、“申请人”、“发行人”）会同华龙证券股
份有限公司（简称“保荐机构”）、大信会计师事务所（特殊普通合伙）（简称“会
计师”）、北京德恒律师事务所（简称“律师”）等中介机构，就反馈意见中提及的
相关问题答复如下，请贵会予以审核。
除另有说明外，本报告中各项词语和简称与《华龙证券股份有限公司关于甘
肃电投能源发展股份有限公司非公开发行股票之尽职调查报告》中各项词语和简
称的含义相同。
本报告中的字体代表以下含义：
黑体： 反馈意见所列问题
宋体： 对反馈意见所列问题的回复
楷体： 对回复报告的修改
问题：1.根据申请材料，申请人存在部分水电站已投入运行但未取得取水许
可证或许可证已过期的情形。请申请人：（1）列示存在上述问题的水电站，如
许可证已过期说明原有效期限，如未取得许可证进行说明；说明取水许可证的
办理进展，是否存在办理障碍及依据，是否会对申请人生产经营产生不利影响；
（2）说明在无取水许可证的情形下从事相关业务是否合法合规，报告期是否存
在行政处罚，如存在，是否构成重大违法行为,是否属于严重损害投资者合法权
益和社会公共利益的情形。
请保荐机构和律师发表核查意见。
回复：
一、列示存在上述问题的水电站，如许可证已过期说明原有效期限，如未
取得许可证进行说明；说明取水许可证的办理进展，是否存在办理障碍及依据，
是否会对申请人生产经营产生不利影响。
（一）发行人尚未取得取水证及取水许可证续期的情况。
截至目前，发行人尚未取得取水许可证的水电站为神树公司所属神树水电
站；取水许可证已过期尚未办理完成续期的水电站为双冠公司所属宝瓶水电站。
洮河公司所属峡城水电站已办理完成续期并取得新的取水许可证。具体如下：
序号 电站名称 许可证编号 有效期间 备注
取水（祁连水）字〔2013〕第 008
号
（二）上述水电站取水许可证的办理进展及是否存在办理障碍。
神树水电站为发行人子公司神树公司所属水电站，取水地点位于甘肃省天祝
县毛藏乡杂木河干流。神树水电站于 2014 年开工建设，在开工建设前已取得甘
肃省水利厅水资源论证报告批复、水工程建设规划同意书等取水许可申请文件。
神树水电站首台机组于 2021 年 10 月进入试运行，神树公司于试运行 30 日后与
甘肃省水利厅汇报沟通取水许可证申请事宜。由于工程建设期较长，甘肃省水利
厅水资源处要求神树公司重新编制水资源论证报告并通过审查后方可办理取水
许可证。目前，神树公司已完成水资源论证报告的编制并提交审查，受疫情影响，
审查工作尚未完成。根据甘肃省水利厅办公室出具的说明，已委托专家对神树水
电站水资源论证报告进行技术审查，待修改完善通过审核并获得书面批复、按程
序组织现场核验通过后办理取水许可证。故神树水电站取水许可证办理不存在障
碍。
宝瓶水电站为发行人子公司双冠公司所属水电站，取水地点位于甘肃省张掖
市肃南县裕固族自治县康乐乡，原取水许可证由祁连县水务局核发，于 2020 年
河流域管理局申请办理取水许可证。双冠公司于 2020 年 10 月 26 日向黄河水利
委员会提交了宝瓶水电站取水许可申请，并提交了《水资源论证报告》《水工程
建设规划同意书》等申请材料，受疫情影响，审查工作尚未完成。根据黄河水利
委员会黑河流域管理局出具的说明，宝瓶水电站申请取水的内容及条件基本符合
《取水许可管理办法》《取水许可和水资源费征收管理条例》等规定，尚需补充
完善相关技术报告。故宝瓶水电站取水许可证办理不存在障碍。
峡城水电站为发行人子公司洮河公司所属水电站，取水地点位于定西市渭源
县峡城乡磊滩村洮河干流北红沟口上游 100m 处，原取水证于 2022 年 2 月 19
日到期。甘肃省水利厅于 2022 年 3 月 15 日下发《甘肃省水利厅关于甘肃电投洮
河水电开发有限责任公司所属水电站延续取水的批复》（甘水资源发〔2022〕92
号），同意洮河公司所属峡城水电站延续取水。目前，峡城水电站已取得甘肃省
水利厅颁发的编号为 B621123S2021-2300 的《取水许可证》。
（三）上述未取得取水许可证或取水许可证已过期情形对申请人生产经营
的影响。
子公司双冠公司所属水电站。2021 年及 2022 年 1-6 月，上述公司（水电站）收
入、净利润、资产总额占比情况如下：
单位：万元
项目 公司名称 月 30 日 31 日
金额 占比 金额 占比
发行人（主营业务、合
并口径）
收入
神树公司 995.74 1.09% 315.11 0.16%
双冠公司 3,385.00 3.69% 10,227.04 5.14%
发行人（归母、合并口
径）
净利润
神树公司 -3,255.31 -22.28% -1,595.91 -6.13%
双冠公司 -303.60 -2.08% 2,149.09 8.25%
发行人（合并口径） 1,838,235.08 - 1,776,072.03 -
资产总额 神树公司 119,058.77 6.48% 122,098.03 6.87%
双冠公司 79,239.57 4.31% 81,261.89 4.58%
如上表所示，2021 年及 2022 年 1-6 月，神树公司（神树水电站）收入较小，
占发行人主营业务比例分别为 0.16%、1.09%，神树公司（神树水电站）净利润
均为负值，占归属发行人股东的净利润比例分别为-6.13%、-22.28%。
主营业务比例为 5.14%，实现净利润 2,149.09 万元，占归属发行人股东的净利
润比例 8.25%，对发行人业绩影响较小。2022 年 1-6 月，双冠公司（宝瓶水电
站）实现收入为 3,385.00 万元，占发行人主营业务比例为 3.69%，实现净利润
-303.60 万元，占归属发行人股东的净利润比例-2.08%，对发行人业绩影响较小。
正常取水发电，对发行人生产经营不构成不利影响。
请办理取水许可证续期期间及时缴纳水资源费。目前，宝瓶水电站正常取水发电，
对发行人生产经营不构成不利影响。
峡城水电站正常取水发电，对发行人生产经营不构成不利影响。
二、说明在无取水许可证的情形下从事相关业务是否合法合规，报告期是
否存在行政处罚，如存在，是否构成重大违法行为,是否属于严重损害投资者合
法权益和社会公共利益的情形。
神树水电站 2014 年开工建设前已取得了甘肃省水利厅出具的《关于<甘肃省
杂木河神树水电站工程水资源论证报告书>的批复》（甘水资源发[2014]128 号），
认为电站建设必要，基本同意论证报告分析结论，故神树水电站建设符合当时有
效的《取水许可和水资源费征收管理条例（2006）》关于“取水申请经审批机关
批准，申请人方可兴建取水工程或者设施”的规定。
二条“取水工程或者设施建成并试运行满 30 日的，申请人应当向取水审批机关
报送以下材料，申请核发取水许可证……”的规定，神树公司于试运行 30 日后
依据原批复文件向甘肃省水利厅申请核发取水许可证；由于建设周期长，甘肃省
水利厅水资源处要求神树公司重新编制水资源论证报告；神树公司已于 2022 年
得书面批复、按程序组织现场核验并通过后办理取水许可证。因此，神树水电站
申请取水过程不存在违反《取水许可和水资源费征收管理条例》规定的情形。
《取水许可管理办法》第二十三条规定：
“取水审批机关应当自收到前条规
定的有关材料后 20 日内，对取水工程或者设施进行现场核验，出具验收意见；
对验收合格的，应当核发取水许可证。”目前，甘肃省水利厅尚未组织现场核验。
甘肃甘兰水利水电勘测设计院有限责任公司 2022 年 3 月编制的《甘肃省杂
木河神树水电站工程水资源论证报告书（送审稿）》认为，神树水电站取水合理，
水源可靠可行，不会对其他用水户、水资源状况、生态环境用水造成不利影响，
退水方案合理。甘肃省水利厅已组织专家对该报告进行审查，神树公司派员参加
了审查会议。会议除要求修改完善外，并未提出其他有重大影响的问题。
神树水电站自投产以来，甘肃省水利厅并未就神树水电站取水发电行为提出
质疑，报告期内神树水电站不存在涉及取水方面的行政处罚。
综上，神树水电站不存在严重违反《取水许可和水资源费征收管理条例》
《取
水许可管理办法》等相关法律、法规的情形，不存在严重损害投资者合法权益和
社会公共利益的情形。
宝瓶水电站原取水许可证由祁连县水务局核发，于 2020 年 12 月 31 日到期。
《取水许可和水资源费征收管理条例》第二十五条规定：……有效期届满，需要
延续的，取水单位或者个人应当在有效期届满 45 日前向原审批机关提出申
请……。按照流域管理权限，宝瓶水电站须向水利部黄河水利委员会黑河流域管
理局申请办理取水许可证。双冠公司于 2020 年 10 月 26 日向黄河水利委员会提
交了宝瓶水电站取水许可申请，并提交了《水资源论证报告》《水工程建设规划
同意书》等申请材料。因此，宝瓶水电站申请取水过程不存在违反《取水许可和
水资源费征收管理条例》规定的情形。
《取水许可管理办法》第二十六条规定：……在取水许可证届满前决定是否
批准延续。批准延续的，应当核发新的取水许可证；不批准延续的，应当书面说
明理由。截至目前，黄河水利委员会黑河流域管理局并未就宝瓶水电站取水申请
作出不予批准的决定。同时，该局出具说明认为，宝瓶水电站申请取水的内容及
条件基本符合《取水许可管理办法》《取水许可和水资源费征收管理条例》等规
定，尚需补充完善相关技术报告。
宝瓶水电站申请取水许可证期间正常缴纳水资源费，报告期内不存在涉及取
水方面的行政处罚。另根据黄河水利委员会黑河流域管理局出具的说明，确认至
综上，宝瓶水电站不存在严重违反《取水许可和水资源费征收管理条例》
《取
水许可管理办法》等相关法律、法规的情形，不存在严重损害投资者合法权益和
社会公共利益的情形。
峡城水电站在原取水许可证有效期届满前向主管部门提交续期申请，目前已
办理完成续期手续并取得取水许可证，办理续期期间正常缴纳水资源费，生产经
营合法合规，报告期内不存在涉及取水方面的行政处罚。
三、中介机构核查情况
（一）核查程序
请文件，相关主管部门出具的受理文件或批复文件，宝瓶水电站、峡城水电站水
资源费的缴费凭证等资料；
（二）核查意见
经核查，保荐机构和律师认为：
神树水电站、宝瓶水电站取水许可证办理不存在障碍，不会对发行人生产经
营产生不利影响；神树水电站、宝瓶水电站在未取得取水许可证或办理取水许可
证续期期间从事取水发电业务不存在严重违反《取水许可和水资源费征收管理条
例》《取水许可管理办法》等相关法律、法规的情形，不存在严重损害投资者合
法权益和社会公共利益的情形；发行人报告期内不存在涉及取水方面的行政处
罚。
问题：2.根据申请材料，申请人控股股东电投集团控制的若干主体从事与申
请人类似的电力生产业务，电投集团做出解决同业竞争的承诺。请申请人说明：
（1）控股股东已做出的关于避免或解决同业竞争承诺的履行情况及是否存在违
反承诺的情形，是否损害上市公司利益；（2）本次募投项目实施是否符合《上
市公司证券发行管理办法》第十条第（四）项的规定。
请保荐机构和律师发表核查意见。
回复：
一、控股股东已做出的关于避免或解决同业竞争承诺的履行情况及是否存
在违反承诺的情形，是否损害上市公司利益
（一）控股股东已做出的关于避免或解决同业竞争承诺的情况
发行人前身为西北化工。1997 年 10 月，西北化工在深圳证券交易所上市，
股票简称“西北化工”，公司股票交易代码：000791，主营业务为涂料行业和房地
产行业。
更名为甘肃省电力投资集团有限责任公司）发行股份购买资产交易，电投集团向
西北化工注入水电资产，上市公司主营业务变更为水电业务，控股股东变为电投
集团。电投集团尚有火电、风电、太阳能发电等能源业务与上市公司存在同业竞
争。
为此，电投集团做出了解决同业竞争的承诺，具体情况如下：
（1）2012 年 3 月 15 日，电投集团出具了《关于避免同业竞争的承诺函》，
承诺主要内容如下：
接地从事与西北化工构成实质性竞争的业务。
与或入股任何可能与西北化工所从事的业务构成竞争的业务，应将上述商业机会
通知西北化工，在通知中所指定的合理期间内，西北化工作出愿意利用该商业机
会的肯定答复，则电投集团及其控股、实际控制的其他企业放弃该商业机会；如
果西北化工不予答复或者给予否定的答复，则被视为放弃该业务机会。
等公司管理制度的规定，与其他股东一样平等的行使股东权利、履行股东义务，
不利用大股东的地位谋取不当利益，不损害公司和其他股东的合法权益。
（2）2012 年 6 月 18 日，电投集团出具了《关于避免同业竞争的补充承诺》，
承诺主要内容如下：
此次重组顺利完成之后，在未来 5 年内，将所拥有的符合上市条件的优质风
电及太阳能发电等清洁发电业务板块全部注入上市公司。
具体而言，对于 2012 年重大资产重组完成后尚未注入上市公司的境内清洁
能源资产，电投集团将按照公平合理的原则，在充分考虑上市公司、电投集团及
各相关方利益基础上，拟分步实施，在条件具备的情况下，通过重组、资产并购
等方式，最终用 5 年左右的时间将下属符合上市条件的清洁能源资产全部注入上
市公司，解决同业竞争问题，具体实施计划及时间安排如下：
第一步：在 2012 年重大资产重组完成后，电投集团对盈利能力良好且符合
上市条件的控股风力发电企业等清洁能源资产及时再次启动资产重组工作，将其
注入上市公司。
第二步：在第一步完成后，电投集团将所持剩余的盈利能力良好且能够符合
上市条件的太阳能发电等其他清洁能源资产及时再次启动资产重组工作，将其注
入上市公司。
在上述第一步及第二步实施过程中，电投集团将严格遵照已做出的避免同业
竞争的承诺，在条件具备的情况下将新建清洁能源项目等商业机会交由上市公司
承接。对于上述第二步资产注入完成后剩余仍不满足上市条件的境内清洁发电企
业，在符合国有资产监管及公司治理要求的基础上，电投集团持有的该等企业股
权将全部委托上市公司管理，并在条件成熟时及时注入。此外，电投集团在后续
符合上市条件的控股清洁能源资产逐步注入上市公司后，拟将拥有的其他能源资
产，在符合上市条件后择机注入上市公司，最终把上市公司打造成电投集团以清
洁能源为主的唯一资本运作平台。
告》
《新增股份变动报告及上市公告书》
《关于重组相关方重大资产重组承诺事项
的公告》，完成了本次重组上市。前述避免同业竞争承诺于 2017 年 12 月 26 日到
期。
公开发行 A 股股票的相关议案。通过本次非公开发行，电投集团将其持有的具
有良好发展前景的清洁能源发电资产注入上市公司。为了更好的履行上述避免同
业竞争的承诺，2015 年 4 月 28 日，电投集团现就上述承诺事项进一步明确如下：
在将控股清洁能源资产逐步注入上市公司后，在未来 5 年内，将拥有的火电
等发电能源资产注入上市公司、或对外转让给上市公司的非关联方。
本补充承诺函作为前次承诺的进一步细化，与前次承诺共同组成电投集团关
于避免同业竞争事宜的完整承诺，前次承诺函未尽之处，以本承诺函为准。
电投集团本次避免同业竞争的承诺于 2022 年 12 月 27 日到期。
（二）承诺履行情况
务公司股权注入发行人，即大容公司 100%的股权、洮河公司 100%的股权、炳
灵公司 90%的股权、九甸峡公司 90%的股权、河西公司 96.62%的股权。2012 年
出的避免同业竞争的承诺的具体履行情况如下：
（1）2013 年，电投集团将无偿划转的水电资产交予上市公司托管
发展有限责任公司 100%的国有股权无偿划转给电投集团持有。本次划转完成后，
电投集团通过甘肃汇能新能源技术发展有限责任公司间接持有部分水电业务。上
述水电业务包括：卓尼县汇能水电开发有限责任公司，电投集团间接持有其 55%
股权；迭部汇能水电开发有限责任公司，电投集团间接持有其 100%股权；迭部
汇能花园水电开发有限责任公司，电投集团间接持有其 59.75%股权。电投集团
按照关于避免同业竞争的承诺，将持有的上述水电业务交予上市公司托管。2013
年 10 月 21 日，经公司第五届董事会第六次会议审议通过，同意进行托管，期限
为 3 年。
（2）2016 年，发行人非公开发行股票募集资金收购电投集团旗下的主要新
能源业务和托管不符合上市条件的光伏发电业务股权
中承担电投集团在风电、光伏业务领域的项目运营管理和后续开发、建设职能，
运营的风电、光伏发电项目主要包括酒汇风电所属的瓜州北大桥第四风电场，酒
汇风电子公司鼎新风电所属的瓜州干河口第五风电场、瓜州安北第六风电场，酒
汇风电子公司鑫汇风电所属瓜州干河口第六风电场，酒汇风电子公司玉门汇能所
属的玉门市东镇一、二、三期光伏电站，酒汇风电子公司高台汇能所属的高台县
同时，根据承诺对本次收购后电投集团持有的剩余部分暂不符合上市条件的
光伏发电业务股权，包括甘肃电投辰旭凉州太阳能发电有限公司 100%股权，甘
肃电投辰旭金塔太阳能发电有限公司 100%股权，甘肃武威汇能新能源开发有限
责任公司 100%股权，也交由上市公司托管。本次次托管经公司 2016 年 8 月召开
的第六届董事会第六次会议审议通过，托管期限为 3 年。
（3）2016 年，电投集团交予上市公司托管莲峰水电 100%股权、龙汇水电
上市条件的莲峰水电 100%股权、龙汇水电 92.65%股权，按照关于避免同业竞争
的承诺，电投集团将该等股权交由上市公司托管。2017 年 3 月 29 日，经公司召
开的第六届董事会第九次会议审议通过，同意托管该等水电股权，托管期限为 3
年。
（4）2018 年，电投集团将符合上市条件的清洁能源股权注入上市公司
九甸峡公司、酒汇风电分别受让控股股东电投集团子公司甘肃省节能投资有限责
任公司挂牌出让的龙汇水电 92.95%股权、莲峰水电 100%股权及辰旭凉州 100%
股权。
（5）2019 年，上市公司继续托管控股股东持有的清洁能源发电业务股权
经公司 2019 年 12 月 17 日召开的第七届董事会第三次会议审议通过，公
司接受委托继续托管电投集团旗下暂不符合上市条件的清洁能源发电业务股权，
包括：卓尼公司 56.47%股权，迭部公司 100%股权，花园公司 59.20%股权，金
塔公司 100%股权，武威汇能 100%股权，甘肃汇能新能源技术发展有限责任公
司瓜州县 5 兆瓦扶贫光伏项目。本次托管期限 3 年，即 2019-2021 年。
（6）2022 年，上市公司继续托管控股股东持有的清洁能源发电业务股权
经公司 2022 年 3 月 29 日召开的第七届董事会第二十一次会议审议通
过，接受委托继续托管电投集团旗下暂不符合上市条件的清洁能源发电业务股
权，包括：卓尼公司 56.47%的股权、迭部公司 100%的股权、花园公司 59.20%
的股权、金塔公司 100%的股权、武威汇能 100%的股权、汇能新能源 100%的股
权。本次托管期限 3 年，即 2022-2024 年，单个托管标的股权每年收取托管费用
项目 卓尼公司 迭部公司 花园公司 金塔公司 武威汇能 汇能新能源
主营业务 水力发电 水力发电 水力发电 太阳能发电 太阳能发电 太阳能发电
装机容量
（万千瓦）
注册资本
（万元）
迭部公司持 金塔公司持
持股比例 56.47% 100.00% 100.00% 100.00%
股 59.20% 股 100%
最近 5 年，上述托管资产的财务状况如下：
企业名称 年份 营业收入（万元）净利润（万元）总资产（万元） 净资产（万元）
卓尼公司
小计 14,523.55 -438.11
迭部公司
小计 7,346.54 -5,986.15
花园公司
小计 23,076.97 -6,525.56
金塔公司
小计 12,354.11 -2210.39
武威汇能 2019 年度 1,118.84 103.91 12,014.93 2,816.74
小计 5,730.02 461.40
汇能新能源
小计 6,785.62 -4,561.69
注：上述 2017 年-2021 年财务数据已经审计，上述公司均使用单体财务报表数据。
从最近 5 年的经营情况来看：
近两年持续亏损，不具备注入上市公司的条件。
公司持续盈利能力较差，业绩不稳定，最近两年持续亏损，不具备注入上市公司
的条件。
万元、168.46 万元、169.39 万元，盈利水平较差。但总体来看，持续盈利水平不
强，不具备注入上市公司的条件。
总体来看，上述托管资产存在亏损、盈利水平低、持续盈利能力不足、部分
公司净资产为负值等情形，不具备注入上市公司的条件。为了保护上市公司和中
小投资者利益，更好的履行避免同业竞争的承诺，电投集团将上述未注入上市公
司的清洁能源资产，交予上市公司托管。
综上，2012 年以来，电投集团已陆续将旗下符合上市条件的清洁能源资产
注入上市公司，将不符合上市条件的清洁能源资产交予发行人托管，电投集团不
存在违反 2012 年 3 月及 6 月出具的避免同业竞争的承诺，不存在损害上市公司
利益的情形。
上市公司后，在未来 5 年内，将拥有的火电等发电能源资产注入上市公司、或对
外转让给上市公司的非关联方。本补充承诺函作为前次承诺的进一步细化，与前
次承诺共同组成电投集团关于避免同业竞争事宜的完整承诺，前次承诺函未尽之
处，以本承诺函为准。
上述补充承诺于 2022 年 12 月 27 日到期。截至本报告出具日，该承诺仍在
有效期内。承诺到期后，控股股东将在综合考虑“碳达峰、碳中和”政策影响，火
电行业发展现状和未来发展趋势、火电资产的经营现状和发展前景的基础上，根
据证监会和交易所的监管要求，采取承诺延期等措施，解决同业竞争。
（1）电投集团控股的火电资产的基本情况
截止本报告出具日，电投集团控股甘肃电投金昌发电有限责任公司（以下简
称“金昌公司”）、甘肃电投武威热电有限责任公司（以下简称“武威公司”）、甘肃
电投张掖发电有限责任公司（以下简称“张掖公司”）、甘肃电投常乐发电有限责
任公司（以下简称“常乐公司”）等 4 家火电企业，基本情况如下：
项目 金昌公司 武威公司 张掖公司 常乐公司
成立时间 2008 年 6 月 30 日 2009 年 7 月 6 日 2003 年 10 月 18 日 2016 年 5 年 12 日
主营业务 火力发电 火力发电 火力发电 火力发电
装机容量 （万千
瓦）
注册资本 （万元） 113,333.37 106,000.00 72,000.00 268,000.00
持股比例 100.00% 70.00% 42.78% 66.00%
（2）电投集团推动火电资产注入上市公司开展的主要工作
承诺期内，电投集团积极采取措施，按照注入上市公司标准及要求，提升火
电企业盈利水平和强化规范运作，具体如下：
①实施精益管理，降低发电成本。首先，燃料费是火电企业最主要的生产成
本，约占产品总成本的 70%。电投集团所属火电企业通过优化燃料量、质、价供
应结构，努力降低燃料成本；加强采购计划和合同管控，提高燃料行情研判和库
存控制水平，规范入厂、入炉煤计量、采制化管理，严格控制入厂入炉煤热值差，
严格控制燃料成本。其次，精益检修，控制运维成本。通过合理编制设备检修的
中长期规划和短期设备维修滚动计划，加强设备状态检测和分析，加强设备点检
定修、状态检修工作，对设备维修计划进行动态管理，控制成本。
②优化生产，提高单位电量收益。加强煤价及其他生产运营成本管理，做好
边际利润的测算，合理安排机组运行方式，优化辅机运行。加强电网运行方式研
究，掌握用电供需形势，争取最大负荷空间，结合电力市场情况及相关电价政策，
全力增发电量，将运行方式、负荷与发电边际成本相结合，做到应发尽发，提高
电量收益。
③加强电力市场形势分析，提高营销能力。充分了解电力市场的信息，通过
对电力市场现状、发展趋势以及电力市场价格的分析，制定有针对性的经营发展
策略；加强对发供电需求的预测和发电成本的测算，提高分析与预判能力，提高
营销计划和措施的可行性，积极参与电力市场竞争。
①电投集团不断规范所属火电企业治理工作，在各公司建立了以股东会（股
东）为最高权力机构、董事会为决策机构、管理层为执行机构、监事会（监事）
为监督机构的公司治理结构，同时推动制定决策事项清单，规范各治理主体权责
边界，确保各公司组织机构健全、运行良好。
②督促火电企业严格按照安全生产及环境保护相关法律法规要求，加强安全
管理工作，做好隐患排查治理，安全风险防控和设备可靠性管理工作，提升机组
安全运行水平，确保安全稳定生产。同时，实施火电机组超低排放改造、环保设
施改造、废水优化工程、粉尘综合治理、灰场环保整治等工作，提高环保设备检
测系统以及环保设备的巡检与监测力度，强化定期检查和保养，实施环保与安全
责任并重制度，从技术上继续强化环保突发事件的应急预案演练，做到预警机制
到位，不断提高环保异常事件的应对处置能力，确保符合环境保护相关法律及行
政法规的规定。
③梳理各火电企业资产权属情况及项目的建设管理工作，积极推动各火电企
业用地及房产权属清晰，确保项目建设管理程序合法合规。
（3）电投集团控股的火电资产的财务状况
最近 5 年，电投集团上述火电资产的财务状况如下：
营业收入 净利润 总资产 净资产
企业名称 年份
（万元） （万元） （万元） （万元）
金昌公司
小计 791,387.13 -54,358.04
武威公司
小计 385,720.21 14,206.29
张掖公司
小计 413,504.50 15,020.25
常乐公司
小计 310,941.63 33,965.95
注：上述 2017 年-2021 年财务数据已经审计。
从全国行业发展状况来看，2017-2018 年火电企业受电煤价格持续处于高位
运行，对火力发电企业冲击较大，出现了大面积的利润下滑甚至亏损。2019 年、
损。
从电投集团控股的火电资产最近 5 年的经营情况来看：
金昌公司 2017 年、2018 年大额亏损，净利润分别为-28,187.36 万元、
-16,640.79 万元。2019 年、2020 年扭亏为盈，净利润分别为 173.04 万元、5,556.18
万元，盈利水平较低；2021 年由盈转亏，净利润为-15,259.11 万元。业绩波动幅
度较大，持续盈利能力不足，尚不具备注入上市公司的条件。
武威公司 2017 年盈利，净利润为 2,418.30 万元。2018 年由盈转亏，净利润
为-634.52 万元。2019 年、2020 年扭亏为盈，净利润分别为 5,447.23 万元、11,543.11
万元，盈利水平有所提高；2021 年由盈转亏，净利润为-4,567.83 万元。业绩波
动幅度较大，持续盈利能力不足，尚不具备注入上市公司的条件。
张掖公司 2017 年亏损，净利润为-1,951.85 万元。2018 年扭亏为盈，净利润
为 47.70 万元。2019 年、2020 年连续盈利，盈利能力有所提高，净利润分别为
元。业绩波动幅度较大， 2021 年业绩大幅下滑，尚不具备注入上市公司的条件。
常乐公司 4×1000MW 调峰火电项目是祁韶±800kV 特高压直流输电线路配套
唯一调峰火电项目，项目总投资 130 亿元，规划建设 4 台 100 万千瓦超临界火电
机组。1、2 号机组于 2017 年 9 月开工建设，分别于 2020 年 9 月、11 月投产发
电，目前正在办理竣工验收手续，部分土地和投运的房产尚未办理土地权属证书。
常乐公司自 2020 年 1、2 号机组投运以来，盈利状况较好。但考虑到 1、2
号机组竣工验收手续尚未完成，部分土地和投运的房产尚未办理土地权属证书；
部完工，尚不具备注入上市公司的条件。
综上，常乐公司因经营时间较短，项目尚未全部完工，不具备注入上市公司
的条件，其他三家火电公司均存在业绩波动幅度较大，持续盈利能力不足等情形，
从保护上市公司利益考虑，不宜注入上市公司。
（4）甘肃省政府对电投集团的定位
电投集团作为甘肃省最重要的电力投资企业之一，在甘肃省电力市场占有重
要地位，形成以火电为主的多元化电源结构，承担推动省内能源产业链的发展任
务。将拥有的火电等发电能源资产对外转让给上市公司的非关联方，从目前来看
不符合甘肃省政府对电投集团聚焦能源产业，有效推动国有资本向重点行业和关
键领域集中，成为拉动投资和促进全省经济高质量发展重要引擎的定位。基于省
政府对电投集团聚焦能源产业的定位，电投集团拥有的火电等发电能源资产不宜
对外转让给非关联方。
综上，2012 年 6 月电投集团做出承诺“在后续符合上市条件的控股清洁能源
资产逐步注入上市公司后，拟将拥有的其他能源资产，在符合上市条件后择机注
入上市公司”，为了进一步明确和细化及更好的履行前述承诺，2015 年 4 月控股
股东补充承诺“在将控股清洁能源资产逐步注入上市公司后，在未来 5 年内，将
拥有的火电等发电能源资产注入上市公司、或对外转让给上市公司的非关联方”。
上述承诺尚在履行期内。同时，综合考虑控股股东拥有的火电资产的持续盈利能
力以及甘肃省政府对电投集团的产业定位，在前述承诺履行期内，控股股东拥有
的上述火电资产不具备注入上市公司、或对外转让给上市公司的非关联方的条
件。电投集团不存在违反 2015 年上市公司实施非公开发行股票时做出的避免同
业竞争的承诺，不存在损害上市公司利益的情形。
综上所述，控股股东不存在违反已做出的关于避免或解决同业竞争承诺的情
形，不存在损害上市公司利益的情形。
二、本次募投项目实施是否符合《上市公司证券发行管理办法》第十条第
（四）项的规定
控股股东电投集团已将具备条件的水电、光伏、风电业务注入上市公司，
同时，电投集团已将旗下暂不符合上市条件的清洁能源发电业务股权，包括：
卓尼公司 56.47%的股权、迭部公司 100%的股权、花园公司 59.20%的股权、金塔
公司 100%的股权、武威汇能 100%的股权、汇能新能源 100%的股权委托上市公司
托管。
发行人本次非公开发行拟募集不超过 120,000.00 万元资金，主要用于发行
人主营业务之光伏、风电项目建设和补充流动资金，募投项目均为发行人现经
营的同类业务。本次募集资金投资项目为公司独立实施，项目实施后，不会与
控股股东产生新的同业竞争或影响公司生产经营的独立性。
综上，本次募投项目实施不违反《上市公司证券发行管理办法》第十条第
（四）项“投资项目实施后，不会与控股股东或实际控制人产生同业竞争或影
响公司生产经营的独立性”的相关规定。
三、中介机构核查情况
（一）核查程序
股股东控制的企业与发行人的同业竞争情况；
竞争和避免同业竞争措施的有效性所发表的独立意见；
告、财务报表及业务运营情况说明，分析其盈利水平和运营状况；
查阅是否存在违反承诺的情形。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和律师认为：
存在损害上市公司利益的情形；
项“投资项目实施后，不会与控股股东或实际控制人产生同业竞争或影响公司
生产经营的独立性”的相关规定。
问题：3.根据申请材料，部分募投项目用地尚未取得。请申请人：
（1）补充
取得用地的计划、具体安排、进度，是否符合土地政策、城市规划，募投项目
用地落实的风险，如无法取得募投项目用地拟采取的替代措施以及对募投项目
实施的影响等。请保荐机构和律师核查上述事项并对本次发行是否符合《管理
办法》第十条第（二）项的规定发表核查意见。（2）涉及租赁土地的，请保荐
机构和律师核查出租方的土地使用权证和土地租赁合同，说明土地的用途、使
用年限、租用年限、租金及到期后对土地的处置计划及出租方是否取得了合法
的土地使用权证，向发行人出租土地是否存在违反法律、法规，或其已签署的
协议或作出的承诺的情形，发行人租赁土地实际用途是否符合土地使用权证登
记类型、规划用途，是否存在将通过划拨方式取得的土地租赁给发行人的情形。
回复：
一、取得用地的计划、具体安排、进度，是否符合土地政策、城市规划，
募投项目用地落实的风险，如无法取得募投项目用地拟采取的替代措施以及对
募投项目实施的影响等。请保荐机构和律师核查上述事项并对本次发行是否符
合《管理办法》第十条第（二）项的规定发表核查意见。
（一）募投项目用地的计划、具体安排、进度，募投项目用地落实的风险，
如无法取得募投项目用地拟采取的替代措施以及对募投项目实施的影响
序
项目名称 用地方式 目前进度 备注
号
玉门市自然资源局已于 2022 年 8 月 17
本项目与福新 330KV
玉门市麻黄 出让 日发布国有土地使用权挂牌出让公告，
项目共建升压站，不涉
滩第一风电 （风电机 玉门公司已报名参与竞买并于 2022 年
场 C 区 200 组和综合 8 月 26 日缴纳了保证金，2022 年 9 月
让手续的问题，未配置
兆瓦项目 楼） 21 日已成功摘牌，并缴纳了土地出让
储能系统。
金。
已向瓜州县自然资源局上报勘测定界
瓜州干河口 报告，自然资源局已核定用地面积，瓜
光伏方阵： 本项目不涉及综合楼
租赁 建设。
伏项目 地，待审议通过后，将签订土地租赁协
议。
升压站、储
已向瓜州县自然资源局上报勘测定界
能系统：出
报告，待甘肃省自然资源厅审核。
让
永昌公司已与永昌县自然资源局签署
光伏方阵： 《国有土地租赁合同》
，租赁期限 20 年，
永昌河清滩 租赁 自 2022 年 6 月 1 日至 2042 年 5 月 31
本项目不涉及综合楼
建设。
伏发电项目 升压站及
已向甘肃省林业和草原局报送草地征
储能系统：
占文件，并收到缴费通知书。
出让
一期项目（风电机组、升压站、综合楼）
用地：辰旭高台已与高台县自然资源局
签署《高台县盐池滩 50MW 风电建设项
目国有建设用地使用权出让合同》并缴
纳了土地出让金，土地权属证书正在办
理过程中。 一期项目不涉及储能
高台县盐池
二期项目风电机组用地：高台县自然资 系统建设，一期项目与
风电场项目 源局于 2022 年 8 月 23 日发布挂牌公告， 二期项目共用升压站
辰旭高台已报名参与竞买，9 月 21 日辰 及综合楼。
旭高台已成功摘牌，并签署《国有建设
用地使用权挂牌成交确认书》；
二期项目储能系统用地：已向高台县自
然资源局上报勘测定界报告，待张掖市
自然资源局进行审核。
本项目不涉及办理升压站建设用地的征用和出让手续，未配置储能系统。本
项目用地（包括风电机组用地和综合楼用地）拟通过出让方式取得，已取得酒泉
市自然资源局关于玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目用地预审意见，
目前正在履行“招拍挂”出让手续，2022 年 9 月 21 日玉门公司已成功摘牌，并缴
纳了土地出让金。故该项目用地落实不存在风险。
本项目不涉及综合楼等建设内容，须建设升压站并配置储能系统。本项目光
伏方阵用地拟通过租赁方式取得，升压站及储能系统用地拟通过出让的方式取
得。酒汇公司已就光伏方阵用地向瓜州县自然资源局上报勘测定界报告，瓜州县
自然资源局已核定用地面积，瓜州县政府拟召开相关会议审议项目用地，待审议
通过后，双方将签订土地租赁协议；酒汇公司已就升压站、储能系统用地向瓜州
县自然资源局上报勘测定界报告，待甘肃省自然资源厅审核后履行“招拍挂”出让
手续。根据瓜州县自然资源局出具的说明，本项目涉及的光伏方阵、升压站、储
能项目用地待依法履行土地租赁或出让程序并支付相关费用后取得土地使用权，
不存在实质性障碍和风险，该局将督促酒汇公司尽快办理项目用地手续和建设手
续，确保项目建设整体进度不受影响。另本项目用地及周边土地均为戈壁滩地，
已被规划为新能源发电项目建设用地，各项目在核准或备案时均已初步确定用地
位置，用地需求与项目开发指标直接挂钩，其他企业租赁或参与竞买的可能性很
低。
本项目不涉及综合楼建设内容，但须建设升压站并配置储能系统。本项目光
伏方阵用地通过租赁方式取得，升压站及储能系统用地拟通过出让方式取得。永
昌公司已就光伏方阵建设用地与永昌县自然资源局签署《国有土地租赁合同》，
租赁期限 20 年，自 2022 年 6 月 1 日至 2042 年 5 月 31 日。升压站、储能系统用
地手续已启动办理，目前已向甘肃省林业和草原局报送草地征占文件并收到缴费
通知，待取得批复后履行“招拍挂”出让手续。根据永昌县自然资源局出具的说明，
本项目涉及的升压站、储能项目用地在依法支付相关费用后取得土地使用权不存
在实质性障碍。另本项目用地及周边土地均为戈壁滩地，已被规划为新能源发电
项目建设用地，各项目在核准或备案时均已初步确定用地位置，用地需求与项目
开发指标直接挂钩，其他企业参与竞买上述“招拍挂”土地的可能性很低。
本项目分两期建设，拟通过出让方式取得土地使用权。目前，辰旭高台已就
一期项目（包括风电机组用地、升压站用地和综合楼用地）与高台县自然资源局
签署《高台县盐池滩 50MW 风电建设项目国有建设用地使用权出让合同》并缴
纳了土地出让金，土地权属证书正在办理过程中；二期项目风电机组用地正在履
行“招拍挂”出让手续，辰旭高台已报名参与竞买，2022 年 9 月 21 日，已成功摘
牌，并签署《国有建设用地使用权挂牌成交确认书》。另根据国网甘肃省电力公
司 2022 年 9 月 1 日出具的《关于甘电投高台盐池滩二期 50 兆瓦风电项目接入系
统一、二次设计报告审查意见的通知》
（甘电司发展事业〔2022〕576 号）文件》
要求，二期项目须配建储能系统。辰旭高台拟通过出让方式取得储能系统项目用
地，目前，已向高台县自然资源局上报勘测定界报告，待张掖市自然资源局进
行审核。根据高台县自然资源局出具的说明，本项目用地依法履行土地出让程序
后取得土地使用权不存在实质性障碍，项目用地落实不存在风险。另本项目用地
及周边土地均为戈壁滩地，已被规划为新能源发电项目建设用地，各项目在核准
或备案时均已初步确定用地位置，用地需求与项目开发指标直接挂钩，其他企业
参与竞买的可能性很低。
（二）募投项目用地符合土地政策、城市规划
序
项目名称 已取得的用地及规划手续
号
《酒泉市自然资源局关于明确玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆
玉门市麻黄滩第一
瓦项目用地预审有效期的函》
（酒国土资发〔2016〕656 号）
《酒泉市
自然资源局关于明确玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目用
项目
地预有效期的函》
酒泉市自然资源局出具《酒泉市自然资源局关于甘肃酒泉汇能风电
瓜州干河口 200MW
光伏项目
目用地预审与选址意见书》（用字第 620922202200001 号）
金昌市自然资源局出具《中华人民共和国建设项目用地预审与选址
永昌河清滩 300MW 意见书》
（用字第 620300202100020 号）
、永昌县自然资源局《关于
光伏发电项目 甘肃电投永昌新能源有限责任公司申请办理河清滩 300MW 光伏发
电项目规划手续的复函》
《张掖市国土资源局关于甘肃电投辰旭投资开发有限责任公司高台
县盐池滩 10 万千瓦风电场项目用地预审意见》
（张国土资发〔2015〕
高台县盐池滩
一期项目：高台县自然资源局颁发的《建设用地规划许可证》
（地字
第 620724202200013）
本项目已取得酒泉市自然资源局关于玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆
瓦项目用地预审意见，认为该项目符合玉门市土地利用总体规划，同意选址方案。
待土地使用权出让合同签署后，将申请办理《建设用地规划许可证》。玉门市自
然资源局已出具说明，认为该项目符合土地政策及城乡规划。
本项目已取得酒泉市自然资源局出具《酒泉市自然资源局关于甘肃酒泉汇能
风电开发有限责任公司瓜州分公司瓜州干河口 200MW 光伏项目建设项目用地预
审与选址意见书》，认为该项目符合国土空间用途管制要求。该项目《建设用地
规划许可证》正在申请办理。瓜州县自然资源局已出具说明，认为该项目符合土
地政策及城乡规划。
本项目已取得金昌市自然资源局出具《中华人民共和国建设项目用地预审与
选址意见书》，认为该项目符合国土空间用途管制要求。永昌县自然资源局出具
《关于甘肃电投永昌新能源有限责任公司申请办理河清滩 300MW 光伏发电项目
规划手续的复函》，认为该项目不属于在规划区内进行的建设活动，无需办理规
划许可证。永昌县自然资源局已出具说明，认为上述项目符合国土空间用途管制
要求。
本项目已取得张掖市国土资源局《关于甘肃电投辰旭投资开发有限责任公司
高台县盐池滩 10 万千瓦风电场项目用地预审意见》，认为该项目符合国家产业供
地政策。本项目分两期建设，一期项目已取得高台县自然资源局颁发的《建设用
地规划许可证》，认为该项目建设符合国土空间用途管制要求；二期项目待土地
使用权出让合同签署后，将申请办理《建设用地规划许可证》。高台县自然资源
局已出具说明，认为该项目符合国家产业用地政策。
综上，发行人本次募投项目用地是符合土地政策、城市规划。
（三）募投项目的核准、备案及环评情况
序号 项目名称 核准（备案） 环评
玉门市麻黄滩第 酒能新能〔2016〕218 号、酒能
酒环表〔2016〕096 号、酒环函
〔2021〕183 号
瓜州干河口
永昌河清滩
金昌市发展和改革委员会能源
管理科备〔2021〕12 号
项目
张发改能源〔2015〕59 号、张发
甘环审发〔2015〕65 号、
《关于
高台县盐池滩 改能源〔2017〕95 号、张发改能
项目环境影响报告书复核的函》
〔2021〕72 号
综上，发行人本次募投项目均履行了核准或备案、环评手续，符合国家产业
政策和有关环境保护相关法律、法规的规定。
二、涉及租赁土地的，请保荐机构和律师核查出租方的土地使用权证和土
地租赁合同，说明土地的用途、使用年限、租用年限、租金及到期后对土地的
处置计划及出租方是否取得了合法的土地使用权证，向发行人出租土地是否存
在违反法律、法规，或其已签署的协议或作出的承诺的情形，发行人租赁土地
实际用途是否符合土地使用权证登记类型、规划用途，是否存在将通过划拨方
式取得的土地租赁给发行人的情形。
（一）租赁土地用途、使用年限、租用年限、租金及到期后对土地的处置
计划
序号 项目名称 出租方 土地性质 土地用途 租赁合同签署情况
瓜州干河口 200MW 瓜州县自然
光伏项目 资源局
永昌河清滩 300MW 永昌县自然
光伏发电项目 资源局
瓜州干河口 200MW 光伏项目所涉光伏方阵建设用地的土地租赁合同尚未签
署。瓜州县自然资源局已核定用地面积，瓜州县政府拟召开相关会议审议项目用
地，待审议通过后签订土地租赁合同。租赁合同主要内容将根据瓜州县人民政府
发布的《关于规范光伏发电项目用地供应管理的通知》确定。根据该通知，光伏
发电项目占用未利用地，其中变电站及运行管理中心、进场道路用地依法按建设
用地办理协议出让手续；光伏方阵用地（包含光伏组件用地、逆变器室及箱变用
地、方阵内道路及空余用地）和集电线路用地组成的整体光伏区以租赁方式供应，
租赁年限 20 年，执行地价为每年 250 元/亩。
同》，永昌县自然资源局将位于河清公路以南、兰新铁路以北，面积 4,770,891
平方米的土地租赁给永昌公司，用于永昌河清滩 300MW 光伏发电项目用地，租
赁期限 20 年，自 2022 年 6 月 1 日至 2042 年 5 月 31 日，租金 200 元/亩/年，租
金总额为 28,625,346 元，年租金为 1,431,267.30 元，租金按年缴纳。租赁期限届
满后，如永昌公司继续使用该宗土地，须在期满前 60 日内向永昌县自然资源局
提交续期申请，获准续期后重新签订租赁合同。
（二）出租方是否取得了合法的土地使用权证，向发行人出租土地是否存
在违反法律、法规，或其已签署的协议或作出的承诺的情形
瓜州干河口 200MW 光伏项目租赁用地、永昌河清滩 300MW 光伏发电项目
租赁用地的出租方均为县级土地行政主管部门，具有租赁国有土地使用权的权限
和主体资格；租赁土地均为国有未利用地，用于建设光伏组件方阵，用地方式符
合《关于支持信息产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》的规定；
根据金昌市人民政府常务会议纪要要求，永昌河清滩 300MW 光伏发电项目租赁
双方以协议方式办理土地租赁手续，租赁年限、租赁价格均依据前述会议纪要执
行，符合原国土资源部发布的《规范国有土地租赁若干意见》要求，不存在违反
《中华人民共和国土地管理法实施条例》及其他有关法律、法规的情形；前述土
地租赁不存在违反已签署的协议或作出的承诺的情形。
（三）发行人租赁土地实际用途是否符合土地使用权证登记类型、规划用
途，是否存在将通过划拨方式取得的土地租赁给发行人的情形。
瓜州干河口 200MW 光伏项目租赁用地、永昌河清滩 300MW 光伏发电项目
租赁用地均为国有未利用地，已取得土地行政主管部门出具的土地预审或选址意
见，租赁土地实际用途符合土地规划的用途，用地方式符合《关于支持信息产业
新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》的规定，不存在将通过划拨方式
取得的土地租赁给发行人的情形。
三、中介机构核查情况
（一）核查程序
部门发布的土地使用权挂牌公告，发行人已取得的《规划许可证》，相关政府部
门出具的行政许可文件及会议纪要等资料；
（二）核查意见
经核查，保荐机构和律师认为：
发行人本次募投项目用地符合土地政策、城市规划，募投项目用地落实不存
在风险，符合《管理办法》第十条第（二）项的规定。本次募投项目涉及的租赁
土地均为国有未利用地，出租方为县级土地行政主管部门，土地出租行为符合《关
于支持信息产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》《规范国有土地
租赁若干意见》等法律、法规及规范性文件的规定，不存在违反已签署的协议或
作出的承诺的情形。发行人租赁土地实际用途符合规划要求，不存在将通过划拨
方式取得的土地租赁给发行人的情形。
问题：4.请申请人补充说明募投项目相关核准或备案程序是否履行完毕，项
目建设是否在有效期内。
请保荐机构和律师发表核查意见。
回复：
一、本次募投项目的相关核准或备案程序是否已经履行完毕
序
项目名称 核准（备案） 环评批复
号
玉门市麻黄滩第一
酒能新能〔2016〕218 号、酒能新能函 酒环表〔2016〕096 号、酒环函〔2021〕
〔2018〕104 号、酒政函〔2021〕92 号 183 号
瓦项目
瓜州干河口
永昌河清滩
金昌市发展和改革委员会能源管理科
备〔2021〕12 号
项目
张发改能源〔2015〕59 号、张发改能 甘环审发〔2015〕65 号、
《关于高台盐
高台县盐池滩
（一）玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目
黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目核准得批复》
（酒能新能〔2016〕218 号），玉
门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目是酒泉千万千瓦级风电基地二期二批
印发之日起有效期 2 年，在核准文件有效期内未开工建设的，项目单位应在核准
文件有效期满前的 30 个工作日内向酒泉市能源局申请延期。本批复有效期自
地二期二批项目核准文件有效期的函》
（酒能新能函〔2018〕104 号），决定对因
国家政策调控原因导致未在规定期限内开工的酒泉风电基地二期二批已核准的
项目的核准文件有效期自项目重新启动之日起算。根据 2021 年 10 月 22 日，酒
泉市人民政府出具《酒泉市人民政府关于启动酒泉至湖南特高压直流输电工程配
套外送风电剩余 150 万千瓦项目的批复》（酒政函〔2021〕92 号），同意尽快启
动酒泉至湖南特高压直流输电工程配套外送风电剩余 150 万千瓦项目（本次启
动的 150 万千瓦风电项目含玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目），本项
目核准文件有效期自 2021 年 10 月 22 日起算，文件要求 2022 年开工建设、建
成并网。
玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目有关情况的函》，同意将项目单位由
甘肃汇能新能源技术发展有限责任公司变更为甘肃玉门汇能新能源开发有限责
任公司。
见》，批准同意《麻黄滩第一风电场 C 区 200MW 工程建设项目环境报告表》。
根据《中华人民共和国环境影响评价法》关于建设项目在环评批准文件出
具之日起 5 年内未开工建设的环评批准文件须重新审核的规定，2021 年 10 月
场 C 区 200 兆瓦项目环境影响报告表重新审查意见的函》（酒环函〔2021〕183
号），批准同意原环评报告表和审批文件继续有效。
（二）瓜州干河口 200MW 光伏项目
案证》（备案号：瓜发改备发〔2021〕153 号），同意对瓜州干河口 200MW 光伏
项目进行备案。根据《企业投资项目事中事后监管办法》第十五条“项目自备案
后 2 年内未开工建设或者未办理任何其他手续的，项目单位如果决定继续实施
该项目，应当通过在线平台作出说明；如果不再继续实施，应当撤回已备案信
息。”的规定，备案项目应于 2 年内开工建设。
州分局关于甘肃酒泉汇能风电开发有限责任公司瓜州分公司瓜州干河口 200MW
光伏项目环境影响报告表的批复》（酒瓜环审〔2021〕30 号），批准同意项目环
境影响报告表中所列建设项目的性质、规模、地点以及拟采取的生态环境保护
措施。
（三）永昌河清滩 300MW 光伏发电项目
证》（备案号：金昌市发展和改革委员会能源管理科备〔2021〕12 号），同意对
永昌河清滩 300MW 光伏发电项目进行备案。根据《企业投资项目事中事后监管
办法》第十五条“项目自备案后 2 年内未开工建设或者未办理任何其他手续的，
项目单位如果决定继续实施该项目，应当通过在线平台作出说明；如果不再继
续实施，应当撤回已备案信息。”的规定，备案项目应于 2 年内开工建设。
审批甘肃电投永昌新能源有限责任公司永昌河清滩 300MW 光伏发电项目环境影
响报告表的批复》
（金环发〔2021〕506 号），批准同意项目环境影响报告表中所
列建设项目的性质、规模、地点以及拟采取的生态环境保护措施。
（四）高台县盐池滩 100MW 风电场项目
会关于甘肃电投辰旭投资开发有限责任公司高台县盐池滩 50 兆瓦风电场项目核
准的批复》（张发改能源〔2015〕59 号），批复同意建设高台县盐池滩 50MW 风
电场项目，项目单位为甘肃电投辰旭投资开发有限责任公司，由其负责工程建设
和运营管理，核准文件自印发之日起有效期 2 年，在核准文件有效期内未开工建
设的，项目单位应在核准文件有效期满前的 30 个工作日内向张掖市发展和改革
委员会申请延期。本项目批复有效期自 2015 年 11 月 6 日至 2017 年 11 月 5 日。
员会关于甘肃电投辰旭投资开发有限责任公司高台县盐池滩 50 兆瓦风电场项目
核准文件延期的通知》（张发改能源〔2017〕95 号），同意甘肃电投辰旭投资开
发有限责任公司高台盐池滩 50 兆瓦风电场项目核准文件有效期延长至 2018 年
台注册的甘肃电投辰旭高台风力发电有限公司。本项目批复有效期自 2017 年 11
月 6 日至 2018 年 11 月 6 日。
会关于甘肃电投辰旭高台风力发电有限公司高台县盐池滩 50 兆瓦风电场项目核
准文件延期的通知》（张发改能交〔2021〕35 号），同意甘肃电投辰旭高台风力
发电有限公司高台盐池滩 50 兆瓦风电场项目核准文件（张发改能源〔2017〕95
号）有效期延长至 2021 年 12 月 31 日。
员会关于甘肃电投辰旭高台风力发电有限公司高台县盐池滩二期 50 兆瓦风电场
项目核准的批复》（张发改能交〔2021〕72 号），批复同意建设高台县盐池滩二
期 50MW 风电场项目，该项目由甘肃电投辰旭高台风力发电有限公司负责该项
目建设和运营管理，核准文件有效期至 2022 年 12 月 31 日。
投辰旭投资开发有限责任公司高台盐池滩 10 万千瓦风电场项目环境影响报告书
的批复》（甘环审发〔2015〕65 号），批准同意《甘肃电投辰旭投资开发有限责
任公司高台盐池滩 10 万千瓦风电场项目环境影响报告书》。
根据《中华人民共和国环境影响评价法》关于建设项目在环评批准文件出
具之日起 5 年内未开工建设的环评批准文件须重新审核的规定，2021 年 8 月 11
日，甘肃省生态环境厅出具了《关于高台盐池滩 10 万千瓦风电场项目环境影响
报告书复核的函》，函复建议公司按原环评批复要求执行。
截至本报告出具之日，本次发行的募投项目已经履行了必要的核准、备案及
环评程序。
二、募投项目建设是否在有效期内
募投项目核准、备案有效期及开工时间如下：
序号 项目名称 核准（备案）有效期 开工时间
高台县盐池滩 一期 50MW 风电场项目 2015.11.6-2021.12.31 2021.10
（一）玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目
根据玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目酒能新能〔2016〕218 号、
酒能新能函〔2018〕104 号、酒政函〔2021〕92 号批复文件，本项目有效期为
（二）瓜州干河口 200MW 光伏项目
根据《企业投资项目事中事后监管办法》第十五条“项目自备案后 2 年内
未开工建设或者未办理任何其他手续的，项目单位如果决定继续实施该项目，
应当通过在线平台作出说明；如果不再继续实施，应当撤回已备案信息。”的
规定，备案项目应于 2 年内开工建设，瓜州干河口 200MW 光伏项目于 2021 年 10
月 29 日备案，已于 2022 年 2 月开工建设。
（三）永昌河清滩 300MW 光伏发电项目
根据《企业投资项目事中事后监管办法》第十五条“项目自备案后 2 年内
未开工建设或者未办理任何其他手续的，项目单位如果决定继续实施该项目，
应当通过在线平台作出说明；如果不再继续实施，应当撤回已备案信息。”的
规定，备案项目应于 2 年内开工建设，永昌河清滩 300MW 光伏发电项目于 2021
年 10 月 25 日备案，已于 2022 年 3 月开工建设。
（四）高台县盐池滩 100MW 风电场项目
根据前述张发改能源〔2015〕59 号、张发改能源〔2017〕95 号、张发改能
交〔2021〕35 号批复文件，一期项目核准有效期自 2015 年 11 月 6 日至 2021 年
根据前述张发改能交〔2021〕72 号批复文件，二期项目有效期自 2021 年
发行人上述募投项目建设均存在建设前未完全取得项目用地手续和建设手
续的情形。2021 年，甘肃省政府办公厅发布了《进一步加快新能源项目建设的
通知》（甘政办发〔2021〕69 号），要求积极推进新增风光电项目建设，简化竞
争性配置程序，加快办理前期工作手续、尽快开工建设。在此背景下，发行人上
述募投项目均在未完全取得项目用地手续和建设手续的情形下开工建设。根据上
述募投项目所在地土地主管部门出具的说明，各土地主管部门均了解发行人先行
开工建设的行为，高台县盐池滩 100MW 风电场项目土地主管部门明确表示在项
目实施主体依法取得项目用地手续和建设手续后将不会采取行政处罚措施，其余
项目土地主管部门表示将督促项目实施主体办理用地手续及建设手续，且认为上
述项目用地和建设不存在违法违规风险。
三、中介机构核查情况
（一）核查程序
（二）核查意见
经核查，保荐机构和律师认为：
发行人本次发行的募投项目相关核准或备案程序已履行完毕，项目建设均在
有效期内。
问题：5.请申请人补充说明募投项目涉及房屋及建筑物取得权属证书的情
况，未取得的说明未办理相关权属登记或规划许可的原因。
请保荐机构和律师发表核查意见。
回复：
一、募投项目涉及房屋及建筑物取得权属证书的情况
序 涉及的房屋及 取得权属证书
项目名称 规划许可证 备注
号 建筑物 情况
待土地手续 与福新变
玉门市麻黄滩第一风电 不具备办理条
场 C 区 200 兆瓦项目 件
申请 建升压站
待土地手续
瓜州干河口 200MW 光 不具备办理条
伏项目 件
申请
待土地手续
永昌河清滩 300MW 光 不具备办理条
伏发电项目 件
申请
不具备办理条
高台县盐 综合楼 已取得
一期 50MW 件
池滩
风电场项目 不具备办理条 一二期共用升
件 压站与综合楼
风电场项
二期 50MW
目 不涉及 - -
风电场项目
二、未办理相关权属登记或规划许可证的原因
综合楼为项目附属设施，目前正在建设过程中，不具备办理产权证书条件。目前，
本项目正在履行“招拍挂”出让手续，待土地使用权出让合同签署后，将申请办理
综合楼规划许可证。
证书条件。目前，酒汇公司正在申请办理升压站土地出让手续，待土地出让手续
完成后，将申请办理规划许可证。
产权证书条件。目前，永昌公司正在申请办理升压站土地出让手续，待土地出让
手续完成后，将申请办理规划许可证。
不具备办理产权证书条件。综合楼为项目附属设施，综合楼已取得高台县自然资
源局颁发的《建设用地规划许可证》；升压站正在申请办理规划许可证。
三、中介机构核查情况
（一）核查程序
部门发布的土地使用权挂牌公告，发行人已取得的《规划许可证》，相关政府部
门出具的行政许可文件及会议纪要等资料。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和律师认为：
发行人募投项目涉及的房屋及建筑物正在建设过程当中，不具备办理权属证
书条件；部分房屋及建筑物尚未取得规划许可证，待相应土地出让手续完成后办
理规划许可证不存在实质性障碍。
问题：6.请申请人补充说明上市公司及控股子公司和参股公司是否存在房地
产业务，是否存在募集资金投入房地产的情况。
请保荐机构和律师发表核查意见。
回复：
一、上市公司及控股子公司和参股公司不存在房地产业务
（一）发行人现有控股、参股子公司情况
甘肃电投及其控股子公司的主营业务为水力发电、风力发电、光伏发电等清
洁能源项目的投资、开发、建设和运营管理，主要产品为电力。公司参股 4 家公
司，分别为国投甘肃小三峡发电有限公司、国投酒泉第一风电有限公司、甘肃电
投集团财务有限公司和甘肃电力交易中心有限公司，均不涉及房地产业务。具体
情况如下：
是否涉及房 与申请人
序号 公司名称 经营范围
地产业务 关系
以水力发电为主的可再生能源、新能源
甘肃电投 的投资开发、高科技研发、生产经营及 否 申请人
相关信息咨询服务
控股子公司
电力项目的投资开发和生产经营。（以
申请人全资子
公司
方可开展经营活动）
电力建设、生产及销售（依法须经批准
大容公司
全资子公司
营活动）
水电站项目的投资开发和建设，电力的
大容公司
全资子公司
经相关部门批准后方可开展经营活动）
电力项目的投资开发和电力生产经营 大容公司
（凭有效许可证明） 全资子公司
电力项目的投资开发和生产经营（以上 大容公司
项目有前置许可的凭许可证经营） 全资子公司
水电项目的投资开发和生产（依法须经
大容公司
全资子公司
展经营活动）
实业投资，能源投资；水电站自动化技
术咨询服务及技术转让；电站运行管理；
大容公司
全资子公司
的批发，零售（依法须经批准的项目，
经相关部门批准后方可开展经营活动）
实业投资，能源投资，水电站自动化技
术咨询及技术转让，电站运行管理，机
大容公司
全资子公司
经批准的项目，经相关部门批准后方可
开展经营活动）
发电、输电、供电业务。（依法须经批
准的项目，经相关部门批准后方可开展 申请人全资子
经营活动，具体经营项目以相关部门批 公司
准文件或许可证件为准）
发电、输电、供电业务。（依法须经批
准的项目，经相关部门批准后方可开展 酒汇风电
经营活动，具体经营项目以相关部门批 全资子公司
准文件或许可证件为准）
风力发电项目的开发、投资、建设及经 酒汇风电
营管理；风力资源开发及技术咨询 全资子公司
风力发电项目的开发、建设及经营管理；
汇能安北公 风力资源开发及技术咨询（依法须经批 酒汇风电
司 准的项目，经相关部门批准后方可开展 全资子公司
经营活动）
新能源，可再生能源技术及产品的开发、
销售；光伏电站的系统集成、运营；风
酒汇风电
全资子公司
批准的项目，经相关部门批准后方可开
展经营活动）
新能源、可再生能源技术及产品的开发、
销售，光伏电站集成、运营，风电及水
酒汇风电
全资子公司
批准的项目，经相关部门批准后方可开
展经营活动）
太阳能发电电站的建设和经营；太阳能
利用的工程咨询和技术服务；煤炭批发、 酒汇风电
零售。（依法须经批准的项目，经相关 全资子公司
部门批准后方可从事经营活动）
开发、建设并经营风力项目、风力发电
机组的调试和检修；备品备件的销售； 酒汇风电
有关技术咨询和培训（所有前置凭许可 持股 90%
证有效期经营）
风力发电项目的筹建、开发（依法须经 酒汇风电
批准的项目，经相关部门批准后方可开 全资子公司
展经营活动）
申请人持股
水力发电、趸售（依法须经批准的项目， 河西公司
经相关部门批准后方可开展经营活动） 全资子公司
水能资源开发、利用；电力生产、营销；
绿色电力证书营销；水电工程安装、检
申请人全资子
公司
经批准的项目，经相关部门批准后方可
开展经营活动）
水电开发建设、发电、售电、开发与电 申请人持股
力相关的节能设备、材料，技术咨询 55.43%
水能资源开发、利用，电力生产、营销，
绿色电力证书营销，水电工程安装、检
申请人持股
须经批准的项目，经相关部门批准后方
可开展经营活动）
主要从事新能源汽车分时租赁、充电桩
充电服务、新能源汽车 4S 店、管理平台
申请人全资子
公司
相关技术服务业务（依法需批准的项目，
经有关部门批准方可开展经营）
主要从事新能源汽车分时租赁、充电桩
充电服务、新能源汽车 4S 店、管理平台 新能源公司
开发、投资新能源出租车及新能源汽车 持股 65.00%
相关技术服务业务、广告制作、发布。 （破产清算
（依法须经批准的项目，经相关部门批 中）
准后方可开展经营活动）
参股子公司
开发，建设并经营黄河流域大峡，小峡
和乌金峡等及其他电力项目，根据有关 大容公司
合同生产并销售电力，开发经营与电力 持股 32.57%
相关的项目
开发、建设经营风力项目；电力销售；
风力发电机组的调试和检修（所有前置 酒汇风电
凭有关许可证经营）；有关技术咨询和 持股 35.00%
培训
对成员单位办理财务和融资顾问、信用
鉴证及相关的咨询、代理业务；协助成
员单位实现交易款项的收付；经批准的 大容公司
保险代理业务；对成员单位提供担保； 持股 40.00%
办理成员单位之间的委托贷款及委托投
资；对成员单位办理票据承兑与贴现；
办理成员单位之间的内部转账结算及相
应的结算、清算方案设计；吸收成员单
位的存款；对成员单位办理贷款及融资
租赁；从事同业拆借；承销成员单位企
业债券及除股票投资以外的有价证券投
资。（依法须经批准的项目，经有关部
门批准后方可经营）
负责电力市场交易平台的建设、使用和
管理（不含权益类大宗商品及其他交
易），负责甘肃省电力市场主体的入网
登记和相应管理，组织开展跨区、跨省
电力交易 各类电力交易，签订和管理各类电力交 申请人
中心 易合同，提供结算依据和服务，开展甘 持股 12.00%
肃省级电力市场建设和规则的研究，提
供咨询、培训等市场服务，披露和发布
市场信息（依法须经批准的项目，经有
关部门批准后方可经营）
申请人及其控股子公司、参股公司工商登记经营范围中均不涉及《城市房地
产开发经营管理条例》规定的房地产开发经营业务类型，均不具有房地产开发、
经营资质，均不存在从事房地产开发经营业务的情况。
根据《房地产开发企业资质管理规定》第三条，房地产开发企业应当按照规
定申请核定企业资质等级；未取得房地产开发资质等级证书的企业，不得从事房
地产开发经营业务。截至本报告出具日，申请人及其控股、参股企业均不具有房
地产开发、经营资质，均不存在从事房地产开发经营业务的情况。
（二）发行人报告期内已退出（含注销、对外转让等）的控股、参股子公
司情况
报告期内，发行人共注销 4 家全资子公司，分别为石门坪公司、大立节公司、
天王沟公司，莲峰公司。发行人报告期内注销的上述 4 家子公司注销前的营业执
照经营范围均未包括“房地产开发经营”内容，未持有《房地产开发企业资质证书》
等与房地产企业开发经营相关的资质。具体情况如下：
注销前股 是否从事
公司名
序号 经营范围 东及持股 注销事项 房地产开
称 发业务
比例
石门坪 许可项目：水力发电。（依法须经 大容公司 税务注销
公司 批准的项目，经相关部门批准后方 持股 完成
可开展经营活动，具体经营项目以 100.00%
相关部门批准文 件或许可 证件为
准）
许可项目：水力发电。（依法须经
批准的项目，经相关部门批准后方 大容公司
大立节 税务注销
公司 完成
相关部门批准文 件或许可 证件为 100.00%
准）
水电站项目的投资开发和建设，电
力的生产和销售（依法须经批准的 大容公司
天王沟 2022 年 6
公司 项目，经相关部门批准后方可开展 月1日
经营活动）
水能资源开发、利用，电力生产、
营销，绿色电力证书营销，水电工
程安装、检修，房屋、设备设施租 九甸峡公
莲峰公 2021 年 2
司 赁服务（依法须经批准的项目，经 月9日
相关部门批准后 方可开展 经营活
动）
综上所述，报告期内发行人控股、参股子公司不存在房地产相关业务。
二、申请人不存在将募集资金投向房地产业务的情形
除本次融资外，申请人最近五个会计年度内不存在通过配股、增发、可转换
公司债券等方式募集资金的情况。本次非公开发行募集资金投资项目如下：
项目总投资 拟投入募集资金
序号 项目名称
（万元） （万元）
玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦
项目
合计 458,549.87 120,000.00
申请人本次募集资金将用于风力发电及光伏电站项目的投资建设和补充流
动资金。募集资金投向与房地产开发业务无关，不存在变相将募集资金用于房地
产开发的情形。
三、甘肃电投的说明
申请人出具了不存在房地产业务的说明，具体内容如下：
“1、本公司及合并报表范围内的子公司的主营业务为水力发电、风力发电、
光伏发电等清洁能源项目的投资、开发、建设和运营管理。自 2012 年重组上市
以来，本公司及合并报表范围内的子公司均不具有房地产开发经营资质且不存在
房地产业务，未来也没有开展房地产相关业务的计划。
公司、甘肃电投集团财务有限公司和甘肃电力交易中心有限公司，均不具有房地
产开发经营资质且不存在房地产业务。
公司共 4 家子公司均不具有房地产开发经营资质且不存在房地产业务。
投资建设和补充流动资金，本次募集资金不会用于房地产相关业务。”
四、中介机构核查情况
（一）核查程序
内的重大销售、采购合同等业务合同；
照、注销的工商登记资料；
公司的经营范围等信息进行了查询；
的说明等；
可行性研究报告等。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和律师认为：
报告期内，发行人控股、参股子公司不存在房地产相关业务，不存在募集资
金投入房地产的情形。
问题：7.申请人本次发行拟募集资金 12 亿元，投资于玉门市麻黄滩第一风
电场 C 区 200 兆瓦项目等项目。请申请人补充说明：（1）结合公司及可比公司
同类项目单位投资规模情况，说明本次募投项目投资规模的合理性。（2）项目
当前进展情况，是否存在董事会前投入，是否以募集资金替代，后续建设进度
规划。（3）募投项目新增产能情况，新增产能的消纳措施，结合风电、光伏行
业发展相关情况，说明是否存在弃风弃电的风险。
（4）募投项目效益预测情况，
具体测算过程、测算依据，效益测算的谨慎性、合理性。
请保荐机构发表核查意见。
回复：
一、结合公司及可比公司同类项目单位投资规模情况，说明本次募投项目
投资规模的合理性
（一）本次募投项目投资规模
经 2022 年 2 月 21 日召开的第七届董事会第二十次会议、2022 年 3 月 29 日
召开的第七届董事会第二十一次会议和 2022 年 4 月 21 日召开的 2021 年度股东
大会审议通过，公司本次非公开发行股票拟募集资金总额不超过 120,000 万元，
扣除发行费用后的募集资金净额将用于风力发电及光伏电站项目的投资建设和
补充流动资金。具体如下：
项目总投资 拟投入募集资金
序号 项目名称
（万元） （万元）
合计 458,549.87 120,000.00
本次募集资金投资项目建成规模及单位投资成本情况如下：
总装机容量 投资规模 单位投资成本
序号 项目名称 性质
（MW） （万元） （万元/MW）
总装机容量 投资规模 单位投资成本
序号 项目名称 性质
（MW） （万元） （万元/MW）
玉门市麻黄滩第一风电
场 C 区 200 兆瓦项目
瓜州干河口 200MW 光伏
项目
永昌河清滩 300MW 光伏
发电项目
高台县盐池滩 100MW 风
电场项目
（二）公司同类型项目投资规模比较
公司最近三年内（2019 年至今）投资建设光伏项目的建成规模和投资成本
情况如下：
单位投资成
序 建成/预计建 总装机容量 投资规模
项目名称 性质 本（万元
号 成时间 （MW） （万元）
/MW）
瓜州北大桥
凉州九墩滩
小计 100 53,727.33 537.27
受项目建设场地及地理位置、设备选型、接入电网等级及方式、配套设施等
因素影响，同一类型不同募投项目的单位投资成本存在差异。总体而言，本次募
投项目之光伏项目单位投资成本 489.45 万元/MW，略低于公司 2022 年内投资建
设的光伏项目单位投资成本 537.27 万元/MW，不存在重大差异。
最近三年内，公司无新建或在建风电项目，现有运营的风电项目建成时间较
早，其建成规模和投资成本情况如下：
单位投资成
序 建成 总装机容量 投资规模
项目名称 性质 本（万元
号 时间 （MW） （万元）
/MW）
瓜州安北第六风电
力发电项目
瓜州北大桥第四风
电场
小计 803 683,918.94 851.70
本次募投项目之风电项目单位投资成本 617.70 万元/MW，低于公司已投资建
成的风电项目单位投资成本 851.70 万元/MW，主要原因为已投产运营的风电项目
建成时间较早（2011 年、2014 年），随着风电转换等技术和风叶组件的更新迭代，
风电项目单位投资成本较之前已有所下降。
（三）行业可比公司同类型项目投资规模比较
本次募投项目与同行业上市公司风电、光伏可比项目的单位投资成本对比情
况如下：
建设规模 投资规模 平均投资成本
上市公司 项目
（MW） （万元） （万元/MW）
中节能敦煌30兆瓦并网光伏发电项目 30 14,292.70 476.42
中节能太阳能（酒泉）发电有限公司
太阳能（2022年） 玉门50兆瓦风光互补发电项目 50 24,728.19 494.56
中节能滨海太平镇300兆瓦光伏复合
发电项目
曲靖市通泉风电场项目 350 224,499.31 641.43
云南能投（2022年）
会泽县金钟风电场一期工程项目 350 235,489.10 672.83
金开新能 峄城区20MW综合立体开发项目 20 8,716.57 435.83
（2022年、2020 宁夏卫钢新能源有限公司沙坡头区
年） 200 77,279.18 386.40
新疆巴楚县150兆瓦光储一体化项目 150 73,110.18 487.40
粤水电（2022年） 新疆哈密十三间房风电场一期50MW
风电项目
兵团北疆石河子100万千瓦光伏基地
天富能源（2022年） 400 195,319.01 488.30
项目天富40万千瓦光伏发电项目
金塔县49MW光伏发电项目 49 24,269.30 495.29
渭南市白水县西固镇200MW光伏平
晶科科技（2021年） 200 76,731.38 383.66
价上网项目
讷河市125.3MW光伏平价上网项目 125.30 56,425.00 450.32
连州市宏日盛200MW综合利用光伏
拓日新能（2021年） 200 80,960.00 404.80
电站项目
肃北马鬃山第二风电场B区200MW风
电项目
节能风电
德令哈风电项目（50MW） 50 40,000.00 800.00
（2021年、2020
年） 达茂旗百灵庙风电供热项目（50MW） 50 42,391.62 847.83
定边胶泥崾先风电场项目（50MW） 50 47,444.37 948.89
北京洁源山东菏泽市单县东沟河一期
明阳智能（2020年）（50MW）风电项目
新县红柳100MW风电项目 100 71,305.00 713.05
焦家畔100MW风电项目 100 70,000.00 700.00
嘉泽新能（2019年）苏家梁100MW风电项目 100 70,000.00 700.00
兰考兰熙50MW风电项目 50 41,132.60 822.65
公司本次非公开发行募集资金投资项目风电项目平均单位投资成本为
/MW~948.89 万元/MW，平均投资成本为 759.54 万元/MW。
公司本次非公开发行募集资金投资项目光伏项目平均单位投资成本为
/MW-495.29 万元/MW，平均投资成本为 446.94 万元/MW。
因此，本次募投项目单位投资成本处于同行业可比项目范围之内，本次募投
项目投资规模测算较为合理。
二、项目当前进展情况，是否存在董事会前投入，是否以募集资金替代，
后续建设进度规划
（一）项目当前进展情况
根据公司过往项目经验和新能源电力建设行业习惯，本次募投项目主要工作
阶段包括：项目可行性研究报告编制及评审、项目备案/核准及环评批复等手续
办理、项目用地手续办理、项目施工手续办理、开工前的地质勘探等准备、施工
单位选聘及建设方案确定、设备土建施工、首次质量监督检查、设备安装、并网
手续办理及质量检查、专项验收及并网和竣工决算及验收。
公司在完成项目备案/核准和环评批复的基础上，通过银行贷款等方式积极
推进募投项目的投资建设，截至目前玉门市麻黄滩 200MW 风电项目和高台县盐
池滩 100MW 风电场项目均处于土建施工及部分风机吊装阶段，瓜州干河口
安装阶段。
（二）董事会前投入情况及以募集资金替代安排
发行的首次董事会，审议通过本次非公开发行股票相关事宜，确定了本次募集资
金投资项目及投资金额。截至 2022 年 8 月 31 日，各募投项目已投入金额及首次
董事会召开前后投入情况如下：
其中：首次董
拟投入募集资 事会之前投入 首次董事会之
序 项目总投资 已投入金额
项目名称 金 （万元，含 后投入金额
号 （万元） （万元）
（万元） 2022 年 2 月 21 （万元）
日当天）
玉门市麻黄滩第一
瓦项目
瓜 州 干 河 口
永 昌 河 清 滩
项目
高 台 县 盐 池 滩
目
合计 428,549.87 90,000.00 107,870.25 19,604.47 88,265.78
注：上表已投入金额未经审计。
募投项目前期已投入的资金来源均为公司自筹，根据公司对运营资金的统筹
安排：对于首次董事会召开日之前即 2022 年 2 月 21 日（含当天）之前已投入的
资金 19,604.47 万元，不通过本次非公开发行募集资金予以置换；对于首次董事
会召开日之后即 2022 年 2 月 21 日之后已投入的资金 88,265.78 万元，未来在聘
请审计机构进行专项审核并履行相关决策程序后将通过本次非公开发行募集资
金予以置换，公司对于后续的募集资金置换将严格遵循中国证监会和交易所有关
法规规定。截至 2022 年 8 月 31 日，各募投项目的拟投入募集资金均未超过项目
总投资额扣除首次董事会召开日前已投入金额后的余额。
（三）后续建设进度规划
根据可行性研究报告和公司已披露信息，瓜州干河口 200MW 光伏项目和永
昌河清滩 300MW 光伏发电项目建设周期均为 8 个月。鉴于目前的施工进展和过
往项目建设经验，公司将尽快推进上述两个项目完成并网发电，预计与前期规划
和披露信息不会存在重大差异，不存在延迟施工建设情形。
根据可行性研究报告和公司已披露信息，玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 300
兆瓦项目和高台县盐池滩 100MW 风电场项目建设周期均为 12 个月。鉴于目前
的施工进展和过往项目建设经验，公司将尽快推进上述两个项目完成并网发电，
预计与前期规划和披露信息不会存在重大差异，不存在延迟施工建设情形。
三、募投项目新增产能情况，新增产能的消纳措施，结合风电、光伏行业
发展相关情况，说明是否存在弃风弃电的风险
（一）募投项目新增产能及消纳措施
本次募投项目建成投产后，公司光伏、风力等新能源电量将有所增加，具体
情况如下：
预计年上网电量
序号 项目名称 性质 总装机容量
（万 kW.h）
玉门市麻黄滩第一风电
场 C 区 200 兆瓦项目
瓜州干河口 200MW 光伏
项目
永昌河清滩 300MW 光伏
发电项目
高台县盐池滩 100MW 风
风力 100MW 26,672.50
电场项目，其中：
高台县盐池滩 50MW 风
电场项目
高台县 盐池滩二 期
合计 800MW 188,676.76
基于新能源电力行业发展趋势和有关政策要求，本次募投项目建成后新增产
能主要消纳措施包括：
我国近年来社会用电需求显著攀升，2020 年全社会用电量 7.51 万亿千瓦时，
同比增长 3.87%，2021 年全社会用电量 8.31 万亿千瓦时，同比增长 10.65%，远
高于 2020 年用电增长率。2020 年甘肃全社会用电量累计为 1,375.7 亿千瓦时，
同比增长 6.80%，2021 年甘肃全社会用电量累计为 1,494.70 亿千瓦时，同比增长
甘肃区域全社会用电需求仍将保持增长，为募投项目的电力消纳提供有力的市场
保障。
从电能供给端结构来看，近年来随着国家大力支持发展风电、光伏、核电等
新能源电源，传统火电和水电电力产量占比稳中有降但依然保持较高比重。2021
年 10 月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达
峰碳中和工作的意见》，要求到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右；到
达到 80%以上。2022 年 1 月 5 日，甘肃省人民政府发布《甘肃省“十四五”能源
发展规划的通知》，提出到 2025 年甘肃省可再生能源发电装机占电力总装机超过
用电量的 60%左右。2022 年 3 月国家发展改革委、国家能源局发布的《“十四五”
现代能源体系规划》要求“十四五”时期，单位 GDP 能耗五年累计下降 13.5%，
单位 GDP 二氧化碳排放五年累计下降 18%，到 2025 年非化石能源消费比重提高
到 20%左右，非化石能源发电量比重达到 39%左右，电气化水平持续提升，电
能占终端用能比重达到 30%左右。2022 年 7 月 28 日，中共中央政治局召开会议，
分析研究当前经济形势，部署下半年经济工作，会议指出，要强化粮食安全保障，
提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消化体系。
在碳达峰、碳中和总目标，国家及地方、新能源行业十四五规划明确要求下，
未来我国电源结构将持续向可再生能源倾斜，能源消费结构调整将进一步加速，
风光等新能源电力在全社会用电比重将得到大幅提升，清洁电力产出比例提升有
利于本次募投项目电力产出的消纳。
甘肃省是我国重要的新能源生产、输送基地，也是我国“西电东送”西北电网
功率交换枢纽，近年来电力外送规模逐渐增大，2021 年全年外送电量比例占全
省发电量的 26.70%。
送风电剩余 150 万千瓦项目，预计 2023 年 12 年配套常乐电厂 3 号、4 号机组投
产后，酒泉至湖南特高压直流输电工程功率将提升至设计功率 800 万千瓦运行，
进一步增加外送能力。《甘肃省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三
五年远景目标纲要》提出加快陇东至山东±800 千伏特高压输电工程建设，推进
河西第二条特高压直流输电工程前期工作，力争“十四五”开工建设。同时将进一
步加强省内东部和东南部地区间能源合作，加快形成面向西南地区的能源输送通
道，实现优势互补。
输电工程，向浙江输送电力能源。陇电入浙特高压直流工程送端位于金（昌）张
（掖）武（威）地区，地处腾格里沙漠边缘，符合国家建设以沙漠、戈壁、荒漠
地区为重点的大型风电光伏发电基地的能源发展战略，募投项目永昌河清滩
肃省继酒泉—湖南、陇东—山东特高压输电线路工程后的第三条特高压直流输变
电工程，预计全年送电量达 400 亿千瓦时以上，将进一步促进甘肃新能源开发建
设，助力国家“双碳”目标实现。
因此，国家及地方规划的高压输电工程建设将大幅提升甘肃新能源电力的外
送消纳能力，为本次募投项目电力产出的消纳提供有效的通道保障。
公司将提升电力营销能力，加快建立以市场为导向的营销体系，积极了解省
内外电力供需情况，跟踪外送通道建设进度，提高公司新能源利用率，降低电力
消纳风险对公司的影响。同时公司积极参与电力市场，加强电力市场政策研究，
及时关注相关市场信息，合理参与中长期市场，稳妥参加现货市场，做好中长期
市场与现货市场的衔接。进一步加强信息收集、分析，研判电力市场发展趋势和
变化特点，优化交易策略，提升交易水平。同时公司做好安全生产管理，加强电
站设备维护，确保设备可靠运行，不断优化机组运行方式，提升机组负荷快速响
应能力，确保机组应发尽发、稳发满发。不断强化隐患排查、缺陷治理、风险防
控各项工作力度，提升机组安全运行水平。
（二）发生弃风弃光的风险较低
为顺应全球减少温室气体排放和可再生能源快速发展的大趋势，我国政府对
清洁能源行业给予高度重视，大力支持以太阳能、风电为代表的清洁能源行业的
发展。2020 年 9 月，习近平总书记在第七十五届联合国大会上提出，中国的二
氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值、努力争取 2060 年前实现碳中和。这一目
标要求我国深化并加快能源和消费的革命，强化太阳能发电、风力发电等清洁、
可持续、可再生能源的发展目标，并推动其成为能源和电力系统的主体，最终在
未来的几十年内建成以可再生能源为主体的可持续能源体系，实现中国经济、社
会的全面低碳变革。2022 年 6 月，国家发改委等多部门联合印发《“十四五”可
再生能源发展规划》，提出“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用电量
增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。
《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定，“电网企业应当与依法取
得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网
覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网
服务”。根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》
（发改能源〔2016〕625
号），可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购量部分和市场交易电量
部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订
优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易
电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业
按照优先调度原则执行发电合同。不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网
企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。根据
有关工作的通知》，各电网企业应按照“多发满发”原则，严格落实优先发电制度，
加强科学调度，优化安排系统运行方式，实现新能源发电项目多发满发，进一步
提高电力供应能力。
根据《甘肃省“十四五”能源发展规划》，十四五末（2025 年末）全省将实现
光伏发电、风电装机分别为 4,169 万千瓦、3,853 万千瓦，十四五期间年均增长
率分别为 33.97%、22.92%，远高于火电年均增长率 10.03%和十三五期间的年均
增长率（光伏发电和风力发电分别为 9.99%和 1.86%），十四五末以风电和太阳
能为代表的新能源装机占比将进一步上升达到 54.96%，包括水电的清洁能源装
机占比将达 64.63%，同时将实现电力外送 1,010 亿千瓦时。
近年来，国家先后颁布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳
行动计划（2018—2020 年）》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通
知》等相关政策。自 2017 年起，我国弃风限电现象有效改善。2020 年全年弃风
电量 166.1 亿千瓦时，平均利用率 96.5%，较上年同期提高 0.5 个百分点。2021
年全年弃风电量 206.1 亿千瓦时，平均利用率 96.9%，同比提升 0.4 个百分点，
弃风限电状况进一步得到缓解。甘肃省 2021 年度风电利用率 95.9%，保持较高
水平。
区弃光率也大幅下降，2020 年的弃光率降至 4.8%，同比降低 1.1 个百分点，尤
其是新疆、甘肃弃光率进一步下降，分别为 4.6%和 2.2%，同比降低 2.8 和 2.0
个百分点。2021 年，全国光伏利用率达到 98%，平均弃光率 2%，与 2020 年基
本持平。甘肃光伏利用率 98.5%，弃光率进一步下降至 1.5%。
总体来说，近两年全国及甘肃省风电、光电利用率保持较高水平，弃风弃光
率较低，电力消纳情况较好。
综上，本次非公开发行募投项目属于国家和地方未来大力支持的新能源电力
产业，项目新增新能源电力消纳措施较好，未来弃风弃光风险较低。针对可能出
现的弃风弃光风险，公司已制定相关防范措施。相关风险已在保荐机构出具的《尽
职调查报告》“第十节 风险因素及其他重要事项调查”之“二、市场风险”中进行
了披露。
四、募投项目效益预测情况，具体测算过程、测算依据，效益测算的谨慎
性、合理性
（一）效益测算情况
玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目：项目全部投资财务内部收益
率为 8.72%（所得税后），资本金财务内部收益率为 14.94%，投资回收期为 10.2
年，具有良好的经济效益。
瓜州干河口 200MW 光伏项目：项目全部投资财务内部收益率为 6.92%（所
得税后），资本金财务内部收益率为 10.01%，投资回收期为 11.92 年，具有良好
的经济效益。
永昌河清滩 300MW 光伏发电项目：项目全部投资财务内部收益率为 6.70%
（所得税后），资本金财务内部收益率为 10.08%，投资回收期为 12.07 年，具有
良好的经济效益。
高台县盐池滩 100MW 风电场项目：高台县盐池滩 50 兆瓦风电场项目全部
投资财务内部收益率为 8.13%（所得税后），资本金财务内部收益率为 14.13%，
投资回收期为 10.20 年，具有良好的经济效益。高台县盐池滩二期 50 兆瓦风电
场项目全部投资财务内部收益率为 6.90%（所得税后），资本金财务内部收益率
为 10.37%，投资回收期为 11.20 年，具有良好的经济效益。
以上风电、光伏发电项目作为平价上网项目，除参与发电主营业务以外，还
可以围绕双碳目标，开展其它业务，一是积极参与绿电市场，做好绿电交易，提
升度电价值。二是紧跟国内 CCER（国家核证自愿减排量）的进展，密切了解相
关政策，积极做好 CCER 项目的备案和减排量的签发准备，关注碳交易市场情
况。三是密切关注国外的碳交易市场，包括国际自愿减排标准(VCS)项目减排量
等，深入研究国际自愿减排标准，充分利用规则，拓展市场资源。因此，公司未
来将做好本次募投项目的运营管理，争取最大收益。
（二）效益测算过程
产品销售收入：营业收入=上网电量×上网电价。
根据《国家发展改革委员会 2021 年新能源上网电价有关事项的通知》
《甘肃
省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》等有关规定，甘肃新能源电力
现行基准上网电价为 307.8 元/MWh，本项目考虑市场化交易因素，上网电价按
电上网电价 287.8 元/MWh。
本项目年平均上网电量按 39,208.50 万 kw.h 计算。
本项目发电总成本费用包括折旧费、摊销费、修理费、职工工资及福利费、
材料费、保险费、其它费用等：
（1）折旧费：按照直线法折旧，折旧年限 20 年，残值率为 5%。
（2）摊销费：摊销费包括无形资产和其他待摊销费用摊销。
（3）修理费：前五年每年 9.77 元/kW，以后每年 24.59 元/kW。
（4）职工工资及福利费：项目定员 18 人，人均年工资 12.5 万元，职工福
利费(含劳保统筹和住房公积金)按工资总额的 60%。
（5）材料费：前五年每年 3.31 元/kW，以后每年 4.64 元/kW。
（6）其他费用：每年 19.87 元/kW。
（7）保险费：保险费是指项目运营期的固定资产保险和其它保险，按照 0.1%
计算，计算基数为每年固定资产净值=固定资产原值-折旧费。
（8）项目税金
根据国家税收政策，光伏发电工程缴纳的税金包括增值税、税金及附加、所
得税。
增值税：按现行财税政策增值税税率 13%。
税金及附加：税金及附加包括城市维护建设税和教育费附加(含地方教育附
加)，以增值税税额为基础计征，按规定分别取 5%和 5%。
企业所得税“三免三减半”政策：依据《中华人民共和国企业所得税法实施条
例》第八十七条，企业所得税法第二十七条第二项所称国家重点扶持的公共设施
铁路、公路、城市公共交通、电力、水利等项目。企业从事前款规定的国家重点
扶持的公共基础设施项目的投资经营所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属
纳税年度起，第一年至第三年免征所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。
告 2020 年第 23 号《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》中相关要求，
自 2021 年 1 月 1 日至 2030 年 12 月 31 日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减
按 15%的税率征收企业所得税，2030 年之后按 25%的税率征收企业所得税。
产品销售收入：营业收入=上网电量×上网电价。
根据《国家发展改革委员会 2021 年新能源上网电价有关事项的通知》
《甘肃
省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》等有关规定，甘肃新能源电力
现行基准上网电价为 307.8 元/MWh，本项目考虑市场化交易因素，按上网电价
为 302.8 元/MWh 进行测算，即年均销售收入=年均售电量×光伏发电上网电价
本项目年平均上网电量按 62,295.60 万 kw.h 计算。
本项目发电总成本费用包括折旧费、维修费、工资及福利费、保险费、材料
费、摊销费、其他费用等。
（1）折旧费：项目折旧年限取 20 年，残值率取 5%。
（2）维修费：维修费采用分段取费计算，第 1 年维修费按固定资产价值（扣
除建设期利息）的 0%计算，第 2-6 年维修费按固定资产价值（扣除建设期利息）
的 0.3%计算，第 7-11 年维修费按固定资产价值（扣除建设期利息）的 0.5%计算，
第 12-16 年维修费按固定资产价值（扣除建设期利息）的 0.7%计算，第 17-21
年维修费按固定资产价值（扣除建设期利息）的 0.9%计算，之后维修费按固定
资产价值（扣除建设期利息）的 1.1%计算。
（3）职工工资、福利费及其他：本光伏电站工人定员为 30 人，人年均工资
按 9.6 万元计，职工福利费及其他按工资总额的 50%计算。
（4）保险费：保险费是指项目运行期的固定资产保险，保险费按固定资产
原值（扣除建设期利息）的 0.25%计算。
（5）材料费和其他费用：材料费定额取 15 元/kW，土地使用税平均 603.60
万元/年，储能设备更换考虑 8 年/次。
（6）其他费用 40 元/kW。
（7）摊销费：摊销费包括无形资产和其他待摊销费用摊销。
（8）项目税金
与光伏项目—瓜州干河口 200MW 光伏项目之“（8）项目税金”相同。
营业收入=上网电量×上网电价，该风力电站基准上网电价 285 元/MWh。
根据《国家发展改革委员会 2021 年新能源上网电价有关事项的通知》
《甘肃
省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》等有关规定，甘肃新能源电力
现行基准上网电价为 307.80 元/MWh，本项目按目前酒湖±800 千伏特高压输电
系统执行的上网电价进行测算，即年均销售收入=年均售电量×风电发电上网电
价 285.00 元/MWh。
本项目年平均上网电量按 60,500.16 万 kw.h 计算。
发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房
基金、材料费、保险费、摊销费及其它费用。
（1）项目折旧年限按 20 年计（残值率 3%），计算基数为固定资产价值。
（2）修理费率正常投产后前 2 年按静态投资的 0.5%计，3 年-7 年按 1%计，
（3）电场定员 15 人，职工人均年工资费 7 万元计；职工福利费、劳保统筹
费、住房基金等按工资总额的 60%计算。
（4）保险费按固定资产价值的 0.55%计算。
（5）材料费定额 30 元/kW，其它费定额 46 元/kW。
（6）项目税金
增值税：根据财政部和国家税务总局财税〔2015〕74 号《关于风力发电增
值税政策的通知》，自 2015 年 7 月 1 日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的
电力产品，实行增值税即征即退 50%的政策，增值税税率为 13%。另外根据增
值税转型相关政策，允许企业购进机器设备等固定资产的进项税金可以在销项税
金中抵扣。
税金及附加税金及附加：销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，
以增值税税额为计征基数。本项目城市维护建设税税率取 7%，教育费附加费率
取 5%（含地方教育费附加 2%）
。
企业所得税：风力发电新建项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项
目，根据国税发〔2009〕80 号《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基
础设施项目企业所得税优惠问题的通知》及 2021 年国家发改委公布的《西部地
产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年
减半征收企业所得税（12.5%），六年后所得税全额征收。
国家发展改革委公告 2020 年第 23 号《关于延续西部大开发企业所得税政策的公
告》中相关要求，自 2021 年 1 月 1 日至 2030 年 12 月 31 日，对设在西部地区的
鼓励类产业企业减按 15%的税率征收企业所得税，2030 年之后按 25%的税率征
收企业所得税。
营业收入=上网电量×上网电价。
根据《国家发展改革委员会 2021 年新能源上网电价有关事项的通知》
《甘肃
省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》等有关规定，甘肃新能源电力
现行基准上网电价为 307.80 元/MWh。本项目按上述基准定价进行测算。
本项目年平均上网电量按 26,672.50 万 kw.h 计算（其中高台县盐池滩 50 兆
瓦风电场项目年均上网电量 13,555.60 万 kw.h，高台县盐池滩二期 50 兆瓦风电
场项目年均上网电量 13,116.90 万 kw.h）。
本项目包括高台县盐池滩 50 兆瓦风电场项目和高台县盐池滩二期 50 兆瓦风
电场项目，因项目投资、风力资源差异等原因，上述项目在效益测算过程存在少
量不同，但整体保持一致，具体如下：
发电成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房
基金、材料费、保险费、摊销费及其它费用。
（1）项目的固定资产形成率按 100%计算；综合折旧年限按 20 年计（残值
率 5%）。年折旧费=（（1-固定资产净残值率）/折旧年限）×固定资产原值
（2）年修理费用=固定资产原值（扣除所含的建设期利息）×修理费率×投
产率。修理费率按前五年取 0.3%、第六年-第九年取 0.5%、第十年-第十五年取
（3）电场定员 5 人，职工人均年工资按 10 万元计；职工福利费、劳保统筹
费、住房等基金按工资总额的 60%计算。
（4）保险费按固定资产价值的 0.25%计算。
（5）材料费定额 15 元/kW，其它费定额 40 元/kW。
（6）项目税金
与风电项目—玉门市麻黄滩第一风电场 C 区 200 兆瓦项目之“（6）项目税
金”相同。
（三）效益测算依据
项目测算依据包括：国家发展改革委和建设部 2006 年联合发布的《建设项
目经济评价方法与参数(第三版)》、国家能源局发布的《光伏发电工程可行性研
究报告编制规程》(NB/T32043-2018)、《太阳能发电工程技术标准(GD003-2011)•
光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》、
《国家发展改革委关于完善光伏
发电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格〔2019〕761 号)、国家电投专用
风电场测算软件、国家现行的财税制度和价格体系、其他现行的法律、法规、财
税制度以及合理的数据预测。
（三）募投项目效益预测的具备谨慎性和合理性
根据国家发展改革委、住房城乡建设部于 2013 年 3 月 15 日下发的《国家发
展改革委、住房城乡建设部关于调整部分行业建设项目财务基准收益率的通知》
（发改投资〔2013〕586 号）：根据《国家发展改革委、建设部关于印发建设项
目经济评价方法与参数的通知》
（发改投资〔2006〕1325 号）的有关要求，现对
部分行业建设项目财务基准收益率进行调整，其中对风力发电和其它能源发电的
财务基准率参数值进行了明确规定。经核实后，本次非公开发行募投项目预计效
益的财务收益率均符合上述通知要求。
本次募投项目与同行业上市公司风电、光伏可比项目效益测算数据对比情况
如下：
建设规模 全部投资财务内部
上市公司 项目
（MW） 收益率（所得税后）
中节能敦煌30兆瓦并网光伏发电项目 30 7.01%
中节能太阳能（酒泉）发电有限公司玉
太阳能（2022年） 门50兆瓦风光互补发电项目 50 6.65%
中节能滨海太平镇300兆瓦光伏复合发
电项目
曲靖市通泉风电场项目 350 6.23%
云南能投（2022年） 会泽县金钟风电场一期工程项目 350 5.85%
红河州永宁风电场项目 350 5.92%
峄城区20MW综合立体开发项目 20 6.92%
金开新能
（2022年、2020年） 宁 夏 卫 钢 新 能 源 有 限 公 司 沙 坡 头 区 200 6.80%
新疆巴楚县150兆瓦光储一体化项目 150 6.31%
粤水电（2022年） 新疆哈密十三间房风电场一期50MW
风电项目
天富能源（2022年） 兵团北疆石河子100万千瓦光伏基地项 400 5.42%
目天富40万千瓦光伏发电项目
金塔县49MW光伏发电项目 49 10.68%
渭南市白水县西固镇200MW光伏平价
晶科科技（2021年） 200 9.92%
上网项目
讷河市125.3MW光伏平价上网项目 125.30 7.32%
连州市宏日盛200MW综合利用光伏电
拓日新能（2021年） 200 9.25%
站项目
肃北马鬃山第二风电场B区200MW风
电项目
节能风电 德令哈风电项目（50MW） 50 8.06%
（2021年、2020年）
达茂旗百灵庙风电供热项目（50MW） 50 11.07%
定边胶泥崾先风电场项目（50MW） 50 8.82%
北京洁源山东菏泽市单县东沟河一期
明阳智能（2020年） （50MW）风电项目
新县红柳100MW风电项目 100 11.50%
焦家畔100MW风电项目 100 7.52%
嘉泽新能（2019年） 苏家梁100MW风电项目 100 7.52%
兰考兰熙50MW风电项目 50 9.55%
公司本次非公开发行募集资金投资项目光伏项目平均全部投资财务内部收
益 率 为 6.81% ， 同 行 业 可 比 公 司 光 伏 项 目 全 部 投 资 财 务 内 部 收 益 率 在
公司本次非公开发行募集资金投资项目风电项目平均全部投资财务内部收
益率为 7.92%，同行业可比公司陆上风电项目全部投资财务内部收益率在
因此，本次非公开发行募投项目预计效益处于同行业上市公司同类型项目可
比范围内，与行业基本相符。
综上，发行人本次非公开发行募投项目预计效益测算依据充分，测算过程谨
慎，测算结果合理，与公司同类型业务和行业基本相符，不存在重大差异。
五、中介机构核查情况
（一）核查程序
究报告及项目投资、效益测算明细表；
资金额、大额采购合同和资金流水等有关说明和资料；
门出具的备案或核准文件；
比项目的投资明细及效益预测情况，并与募投项目进行了对比分析；
模、预计效益等说明文件，并与募投项目进行了对比分析。
（二）核查意见
经核查，保荐机构认为：
项目和公司同类型项目无重大差异；
对于首次董事会召开日之前即 2022 年 2 月 21 日（含当天）之前已投入的资金不
通过本次非公开发行募集资金予以置换。截至 2022 年 8 月 31 日，各募投项目拟
使用募集资金金额均未超过项目总投资额扣除首次董事会召开日前已投入金额
后的余额；
未来弃风弃光可能性较低；
合理性。
问题：8.公司应收可再生能源发展基金金额较高。请申请人补充说明：（1）
报告期内新能源补贴收入确认情况，结合收入确认条件及可比公司收入确认情
况，说明相关收入确认是否谨慎合理，是否符合会计准则的规定。（2）截止目
（3）应收新能源补贴款减值准备计提的合理性，结合同行业可比公司减值计提
政策，说明减值计提是否充分谨慎。
请保荐机构及会计师发表核查意见。
回复：
一、报告期内新能源补贴收入确认情况，结合收入确认条件及可比公司收
入确认情况，说明相关收入确认是否谨慎合理，是否符合会计准则的规定。
（一）报告期内新能源补贴收入确认情况
报告期内，新能源补贴收入确认及收回的相关数据情况如下：
单位：万元
本期新增应收
项目 期初余额 本期收回金额 期末余额
（含税）
注：上表中的数据摘自该公司年报、半年报等公开资料或根据该公司公开资料整理。
（二）结合收入确认条件及可比公司收入确认情况，说明相关收入确认是
否谨慎合理，是否符合会计准则的规定
根据《企业会计准则第 16 号——政府补助》的相关规定，企业从政府取得
的经济资源，如果与企业销售商品或提供服务等活动密切相关，且是企业商品或
服务的对价或者是对价的组成部分，适用《企业会计准则第 14 号——收入》等
相关会计准则。电费补贴与电力销售活动密切相关，属于电力销售价格的组成部
分，因此电费补贴收入的确认政策适用《企业会计准则第 14 号——收入》的相
关规定。
根据申请人 2019 年 1 月 1 日至 2019 年 12 月 31 日期间适用《企业会计准则
第 14 号--收入》
（财会〔2006〕3 号）
（以下简称“旧收入准则”）的相关规定，申
请人补贴收入确认符合会计准则的规定，具体情况如下：
（1）商品所有权的主要风险和报酬已转移，既没有保留通常与所有权相联
系的继续管理权，也没有对已售出的商品实施有效控制
因电力产品具有不可存储性，产销同步完成，在发电量上网时即供应至各地
供电公司，申请人相关项目在电力输送至电网时，已经履行了合同义务，以及相
关政策所要求的义务，且没有保留相关的继续管理权，也无法对已上网的电量实
施有效控制，商品所有权的主要风险和报酬已转移给电网公司。涉及补贴的新能
源发电项目上网电量的对价包含了补贴电价，尽管发电和进入清单具有间隔期，
但根据相关规定及电价批复，项目自发电投产之日起享受补贴电价。因此，电量
对应的收入，应当包含该部分补贴收入。
（2）该类补贴相关的经济利益很可能流入企业
根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，可再生能源发展基金
包括国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称“可再生能源发展专项资金”）
和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等；可再生能源发展专项资金
由中央财政从年度公共预算中予以安排（不含国务院投资主管部门安排的中央预
算内基本建设专项资金）。
从资金来源分析，应收可再生能源补贴款的资金来源主要为国家财政安排和
向电力用户征收，国家财政资金为国家信用。向电力用户征收的资金已经包含在
向用户收取的电费中，由电网企业代征后上缴中央国库，拨付时直接从中央国库
支出。综合判断，可再生能源能源补贴款的资金来源主要为财政专项资金以及中
央国库，全部为国家信用，到期不能收回的可能性极小。
申请人以前年度确认的应收可再生能源补贴款历史上未发生过实际损失，目
前正按照可再生能源基金的拨付进度正常陆续回收。
（3）补贴金额能够可靠计量
公司与各地供电公司签订了正式的购售电合同，明确规定了合同双方的权利
义务关系，约定按照双方确认的上网电量以及根据电价政策确定的上网电价进行
结算，故销售商品的收入能够合理的估计。
申请人能够根据与电网公司或用户确认的结算电量及对应的电价确认相关
补贴收入，收入的金额能够可靠计量。
（4）相关的已发生的成本能够可靠地计量
对于已发生的成本，公司按各发电项目的实际情况进行归集汇总，可以可靠
计量。发电成本已包含了为取得补贴电价而发生的成本，对应的也是发电的整体
收入。补贴收入对应的成本均于项目发电时发生。因此，在发电时确认补贴收入，
符合成本、收入的配比原则，符合《企业会计准则——基本准则》第三十五条的
要求。
综上所述，相关项目在发电量上网供应至各地供电公司时，已同时满足补贴
收入的确认条件，公司电价补贴收入的确认符合旧收入准则的相关要求。
根据 2020 年 1 月 1 日起执行的《企业会计准则第 14 号——收入》
（财会〔2017〕
（以下简称“新收入准则”）的相关规定，在客户取得相关商品控制权时确
认收入。可再生能源发电项目补贴款是国家给予符合条件的可再生能源发电项
目，按每度上网电量的价格补贴，申请人发电项目电费补贴款项在电量上网时即
符合收入确认条件，申请人确认收入的会计政策符合会计准则的相关规定，具体
情况如下：
（1）合同各方已批准该合同并承诺将履行各自义务
申请人发电并网的项目，均与各地供电公司签订了正式的购售电合同，合同
中明确了双方的义务和权利，并确定了违约条款，对双方履约进行约束，合同各
方签订合同即承诺将履行各自义务。
（2）合同明确了合同各方与所转让商品或提供劳务（以下简称“转让商品”）
相关的权利和义务
报告期内，申请人购售电合同中，明确了双方的权利和义务。
（3）该合同有明确的与所转让商品相关的支付条款
申请人发电项目的购售电合同中均明确了电费结算与支付条款，并明确了电
费的结算方式。
（4）该合同具有商业实质，即履行该合同将改变企业未来现金流量的风险、
时间分布或金额
申请人履行购售电合同属于商业行为，能够为企业带来现金流量的增加，具
有商业实质。
（5）企业因向客户转让商品而有权取得的对价很可能收回
申请人新能源补贴款的资金来源主要为财政专项资金以及中央国库，全部为
国家信用，到期不能收回的可能性极小；申请人涉及补贴的项目全部符合相关文
件的要求，不存在不能进入补贴项目清单的风险；申请人的应收新能源补贴款历
史上也从未出现过实际损失。因此，企业因向客户转让商品而有权取得的对价很
可能收回。
另外，根据《证监会监管规则适用指引――会计类第 1 号》1-16 重大融资成
分的确定：根据收入准则的相关规定，合同中包含重大融资成分的，企业在确定
交易价格时，应当剔除合同约定价款中包含的重大融资成分的影响，按照现销价
格确认收入。企业向客户转让商品或服务的时间与客户付款的时间间隔不超过一
年的，可以不考虑合同中存在的融资成分的影响；超过一年的，如果相关事实和
情况表明合同中约定的付款时间并未向客户或企业就转让商品或服务的交易提
供重大融资利益，则认为合同中没有包含重大融资成分。监管实践发现，某些交
易中，公司向客户转让商品或服务的时间与收款的时间间隔可能较长，例如，公
司从事光伏发电业务，作为发电收入对价组成部分的可再生能源上网电价补贴款
收取时间与公司并网发电并确认发电收入的时间间隔可能超过一年。如果相关事
实和情况表明，导致该时间间隔的主要原因是国家有关部门需要履行相关的审批
程序，且该时间间隔是履行上述程序所需经历的必要时间，其性质并非是提供融
资利益，可认为公司取得的前述可再生能源电价补贴款等款项不存在重大融资成
分。
综上，无论是新收入准则还是旧收入准则，申请人新能源发电项目电费补贴
款项均符合收入确认的条件，相关收入的确认谨慎、合理。
同行业可比公司新能源补贴收入确认政策如下：
公司名称 新能源补贴收入确认政策
当电力供应至各电厂所在地的电网公司时，电网公司取得电力的控制
华能国际（600011）
权，与此同时本公司及其子公司确认收入。
发电企业应于月末，根据购售电双方共同确认的上网电量和国家有关部
大唐发电（601991）
门批准执行的上网电价以及竞价电价确认电力产品销售收入。
对于电力销售收入，于电力供应至各电厂所在地的省电网集团时根据上
湖北能源（000883）
网电量及电价（不含税）确认销售收入的实现。
本集团在电力输送至售电合同规定的电网，即客户取得电力的控制权
深圳能源（000027）
时，确认销售收入的实现。
公司在发电产生上网电量时点，按发电上网电量及购售电合同约定的单
川能动力（000155）
价确认供电收入。
本集团按照合同约定，将电力供应至各电厂所在地的电网公司电网时，
吉电股份（000875）
电网公司取得电力的控制权时，确认收入。
申能股份（600642） 当电力供应至各电厂所在地的电网公司时确认收入。
上海电力（600021） 以取得电网公司确认的上网电量统计表作为确认销售收入的时点。
电力及商品销售收入在资产的控制权转移至客户时（通常是在向省级电
龙源电力（00916.HK）
网公司供电或交付商品时）确认。
电力销售收入在资产的控制权转移至客户时（通常是在向省级电网公司
大唐新能源（01798.HK）
供电时）确认。
注：上表中新能源补贴收入确认政策摘自该公司年报等公开资料或根据该公司公开资料整理。
如上表所示，同行业可比上市公司均于电力供应至电厂所在地的电网公司时
以上网电价确认电费收入，即同时确认标准电费收入与补贴电费收入。发行人的
收入确认政策与同行业可比公司相比具有一致性，不存在重大差异。
综上所述，公司涉及补贴收入确认政策与同行业可比公司一致，相关收入确
认谨慎合理，符合企业会计准则的规定。
大不确定性风险
可再生能源发电补贴项目清单由国家电网在新能源云平台公布
（http://Sgnec.esgcc.com.cn/atlas/projectListQuery），目前发行人旗下的 4 个风电
具体如下：
项
项目规 全部机 上网电价（含 列入规 纳入补
目 能源 项目类
序 类型 型
(MW) 时间 时） 年份 批次
号
甘肃电投鼎新风电酒泉瓜州安北第 甘肃省酒 陆上集
甘肃汇能安北风 2014-11-
电有限公司 30
程 县 电
甘肃省酒 陆上集
甘肃电投酒泉瓜州干河口第五风电 甘肃电投鼎新风 2011-01-
场 201MW 发电工程 电有限责任公司 17
县 电
甘肃省酒 陆上集
甘肃鑫汇风电公司酒泉瓜州干河口 甘肃鑫汇风电开 2013-01-
第六风电场 201MW 发电工程 发有限责任公司 22
县 电
甘肃省酒 陆上集 甘肃酒泉汇能风
酒泉汇能瓜州北大桥第四风电场 2011-06- 第三批
县 电 公司
甘肃高台汇能新能源开发张掖高崖 甘肃省张 太阳 甘肃高台汇能新
集中式 2015-02-
光伏 16
工程 县 电 任公司
甘肃高台汇能新能源开发张掖高崖 甘肃省张 太阳 甘肃高台汇能新
集中式 2015-02-
光伏 16
工程 县 电 任公司
甘肃省武 太阳 甘肃电投辰旭凉
甘肃电投武威凉州并网光伏 10MWp 集中式 2011-09-
发电工程 光伏 26
区 电 限公司
凉州并网光伏 40MWp 发电工程 威市凉州 能发 光伏 州太阳能发电有 13
区 电 限公司
甘肃玉门汇能新能源开发酒泉玉门 甘肃省酒 太阳 甘肃玉门汇能新
集中式 2013-07-
光伏 16
发电工程 市 电 任公司
甘肃玉门汇能新能源开发酒泉玉门 甘肃省酒 太阳 甘肃玉门汇能新
集中式 2013-07-
光伏 16
工程 市 电 任公司
甘肃玉门汇能新能源开发酒泉玉门 甘肃省酒 太阳 甘肃玉门汇能新
集中式 2013-07-
光伏 16
发电工程 市 电 任公司
能源局综合司关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》要求，对已并网，
有补贴需求的可再生能源发电项目，从项目合规性、规模、电量、电价、补贴资
金等方面开展自查，并通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统进行填
报完成自查信息填报。
经自查，发行人所属风电、光伏项目均已纳入计划、规模等管理文件相应的
名单或清单。
三、应收新能源补贴款减值准备计提的合理性，结合同行业可比公司减值
计提政策，说明减值计提是否充分谨慎。
根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》
（财综〔2011〕115 号），
可再生能源发展基金的资金来源为国家财政公共预算安排的专项资金和依法向
电力用户征收的可再生能源电价附加收入等。国家专项资金为国家信用。向电力
用户征收的资金已经包含在向用户收取的电费中，由电网企业代征后上缴中央国
库，拨付时直接从中央国库支出。综合判断，可再生能源能源补贴款的资金来源
主要为财政专项资金以及中央国库，全部为国家信用，目前补贴电价部分收入回
收虽然较慢，但是此部分符合发放条件，虽尚未明确发放时间，但基本无坏账风
险。
综上所述，申请人将可再生能源补贴基金分类至低风险组合不计提减值准备
谨慎合理。
同行业可比公司应收电网公司坏账计提政策具体情况如下：
序
同行业公司 应收新能源补贴款坏账计提政策
号
根据本公司及其子公司的产品类型和客户类型情况，本公司及其子公
司以应收电费、应收热费和其他三类产品类型并分为国内客户类型及
国外客户类型作为组合评估信用减值损失。该组合 2020 年度、2021
年度计提减值比例未超过 0.03%，基本未计提坏账准备。
对于划分为组合的应收账款，本集团参考历史信用损失经验，结合当
预期信用损失率，计算预期信用损失。将应收电费和热费款，押金、
序
同行业公司 应收新能源补贴款坏账计提政策
号
保证金、备用金、应收政府等款项，回收概率明显高于普通债权，历
史经验表明回收风险极低的应收款项划分为低风险组合，不计提坏账
准备。
对于发电业务，如果有客观证据表明某项应收款项未发生信用减值，
不计提坏账准备；如果有客观证据表明某项应收款项已经发生信用减
值，则本公司对该应收款项单项计提坏账准备并确认预期信用损失。
公司未针对发电业务组合计提坏账准备。
本集团始终按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量应收
账款的减值准备，并以账龄与预期信用损失率对照表为基础计算其预
期信用损失。根据本集团的历史经验和款项的回收周期，在计算减值
网公司电费、应收政府补贴、应收垃圾处理费和应收关联方款项等。
经管理层评估，此类客户不存在重大信用风险，计提坏账准备金额为
零。
标杆电价和由政府补助的电费补贴，由国家电网公司发放，回收风险
小，不计提坏账准备。
本集团以预期信用损失为基础，对各项目按照其适用的预期信用损失
计量方法（一般方法或简化方法）计提减值准备并确认信用减值损失。
除了单项评估信用风险的应收账款及合同资产外，基于其信用风险特
征，将其划分为不同组合：信用等级较高的国内客户的应收电费（含
电费补贴）以及未逾期的应收热费、服务费及商品销售款划分为低风
险组合，不计提坏账准备。
对于未单项评估的金融资产或当单项金融资产无法以合理成本评估
预期信用损失的信息时，公司依据信用风险特征将应收款项划分为若
各类保证金、押金、备用金等回收风险程度较低的应收款项确定为低
风险组合，不计提坏账准备。
本集团参考历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的
预测，编制应收账款账龄与整个存续期预期信用损失率对照表，计算
预期信用损失。本集团依据信用风险特征将应收账款划分为若干组
合，其中可再生能源补助组合未计提坏账准备。
本集团大部分相关项目已获得可再生能源附加补助资金审批，部分项
目正在申请审批中，董事会认为将在适当时候获得批准。可再生能源
龙 源 电 力 附加补助资金按照现行政府政策和财政部的普遍支付趋势进行结算，
（00916.HK） 当前没有结算的截止日期。考虑到电网公司从未出现过违约情形，且
该可再生能源附加补助资金由中国政府提供资金，因此，无需针对应
收可再生能源补贴计提减值准备。
可再生能源电价补贴的财政资金来源是国家可再生能源基金，该基金
积累来自于对电力消费征收的特别税。根据国家财政部、国家发展和
大 唐 新 能 源
（01798.HK）
第 102 号通知《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，有关
结算上述可再生能源电价补助的标准申请和批准程序自 2012 年起生
序
同行业公司 应收新能源补贴款坏账计提政策
号
效，国家财政部、国家发展和改革委员会及国家能源管理局以公布可
年 2 月，国家财政部、国家发展和改革委员会及国家能源管理局联合
发布了财建〔2020〕第 4 号《关于促进非水可再生能源发电健康发展
的若干意见》和财建〔2020〕第 5 号《可再生能源电价附加资金管理
办法》等新的指导意见和通知（统称“新指导意见”）。根据新指导意
见，新补贴额度应根据补贴资金规模确定，不再公布新的电价补贴目
录，取而代之的是在可再生能源发电企业经过一定的审批和信息公示
后，电网企业将定期公布符合电价补贴条件的可再生能源项目清单
（“补贴清单”）。于 2021 年 12 月 31 日，本集团的大部分相关项目
已获批可再生能源电价补贴，而若干项目正申请审批。基于上文所述，
本公司董事会预计没有可预见的障碍会导致该等申请不获审批进入
要付款惯例结算，并无结算到期日。本集团认为电价补贴批准将会于
适当时候取得，鉴于该等电价补贴由中国政府提供资金，故来自电价
补贴应收账款可全数收回，除涉及与当地电网公司争议逾期的电价补
贴款，预计无法收回外。
考虑应收国家补贴电费的信用风险较低，对应补贴收入未计提坏账准
发行人
备
注：上表中应收新能源补贴款坏账计提政策摘自该公司年报等公开资料或根据该公司公
开资料整理。
基于上述同行业可比公司已披露的会计政策，相关行业内公司对应收可再生
能源补贴未计提坏账准备。发行人预计应收可再生能源电价附加资金补助不存在
回款困难，发生减值的风险较小，未实际计提坏账准备，与同行业可比公司情况
不存在明显差异。
四、中介机构核查情况
（一）核查程序
同条款与条件，评价收入确认时点是否符合企业会计准则的要求；
审核并被列入补助清单以及补贴获取情况；
（二）核查意见
经核查，保荐机构及会计师认为：
的规定，与同行业可比公司相比不存在重大差异；
比不存在重大差异。
问题：9.报告期内，公司业绩呈下滑趋势，2022 年 1 季度亏损。请申请人
结合自身经营情况及同行业可比公司情况，说明业绩下滑、2022 年 1 季度亏损
的原因及合理性，导致亏损因素是否已消除，是否对本次募投项目构成不利影
响。
请保荐机构及会计师发表核查意见。
回复：
一、发行人业绩下滑的原因及合理性分析
（一）发行人自身经营情况分析
公司主营业务为电力生产，主要业务包括水力发电、风力发电和光伏发电，
主要产品为电力，业绩主要来源于发电收入。公司的水力发电、风力发电、光伏
发电业务除受河流流域来水、风力及太阳能资源波动等自然因素影响，还受电力
体制改革的持续深入、宏观经济波动导致的电力消纳能力变化等因素影响。公司
的成本项目主要由折旧费、人工成本、管理费用、财务费用构成，在成本项目中，
固定成本占成本总额的比例较高。
项目 2022 年 1 季度 2021 年 2020 年 2019 年
发电量（亿千瓦时） 10.97 78.81 95.55 89.66
其中：水电（亿千瓦时） 7.74 61.92 77.99 73.57
风电（亿千瓦时） 2.63 14.69 15.22 13.96
光伏（亿千瓦时） 0.6 2.2 2.34 2.13
水电发电量占比 70.56% 78.57% 81.62% 82.05%
风电发电量占比 23.97% 18.64% 15.93% 15.57%
光伏发电量占比 5.47% 2.79% 2.45% 2.38%
营业收入（万元） 34,501.07 201,245.16 226,492.77 226,760.39
其中：水电（万元） 18,360.04 137,547.76 161,896.44 165,623.23
风电（万元） 10,855.46 45,254.06 47,128.40 44,723.70
光伏（万元） 5,031.23 16,298.35 16,336.53 15,556.12
水电收入占比 53.22% 68.35% 71.48% 73.04%
风电收入占比 31.46% 22.49% 20.81% 19.72%
光伏收入占比 14.58% 8.10% 7.21% 6.86%
营业成本（万元） 27,321.24 128,529.60 122,651.16 122,368.52
期间费用（万元） 11,082.29 45,094.99 50,381.82 55,972.84
归属于上市公司股东的净利润
-2,753.19 26,035.52 44,209.84 42,250.38
（万元）
归属于上市公司股东的扣除非经
-2,813.42 25,391.36 43,884.90 41,553.74
常性损益的净利润（万元）
如上表所述，发行人发电业务中，水电占比较高，影响发行人业绩的主要因
素为水电业务，风电、光伏业务占比较低，且相对稳定。水电业务对发行人业绩
影响情况如下：
异较小。2021 年较 2019、2020 年度业绩降幅较大，主要系 2021 年公司受黄河、
洮河、白龙江流域来水量大幅下降影响，公司所属电站全年完成发电量 78.81 亿
千瓦时，较上年同期减少 16.74 亿千瓦时，导致公司营业收入同比减少 2.52 亿元。
单位：亿立方米
站点 2022 年 1-3 月 2021 年 2020 年 2019 年 2018 年
黄河上游干流（唐
乃亥）
龙-刘区间洮河、大
夏河共来水
刘-兰区间湟水、大
通河共来水
白龙江碧口入库 9.89 80.72 119.58 89.60 93.40
黑河西流水入库 1.58 17.59 21.19 21.78 21.54
小计 42.57 399.22 588.61 541.40 538.26
数据来源：甘肃电力市场交易信息报告
如上表所示，2021 年度公司水电站所处流域来水较 2020 年减少 189.39 亿立
方米，降幅达 32.18%。主要是黄河流域来水量同比减少 95.87 亿立方米，降幅
龙江流域来水量同比减少 38.86 亿立方米，降幅 32.50%。
来水量减少，致使公司当期发电量减少，是 2021 年度业绩下滑的主要原因。
（二）与可比公司对比分析
发行人水电站建于黄河上游流域、洮河流域、白龙江流域等地，风电、光伏
业务位于甘肃省河西地区，与发行人发电区域重合的可比上市公司较少。经筛选，
我们选取了三家水电业务占比较大的上市公司作为可比公司，其收入、净利润增
减情况如下表：
收入同比增长率(%) 净利润同比增长率(%)
序号 证券简称 主营业务
水力、光
伏发电
水电、火
电、风电
水力发电
业务
平均值 -11.03 12.47 -5.31 -28.56 26.28 -12.39
水力发电
为主，风
甘肃电投 -11.14 -0.34 -1.54 -41.11 4.64 -12.92
电、光伏
发电
其中，黔源电力在其 2021 年报中披露：“2021 年，公司遭遇罕见枯水年，
所属流域来水与多年同比减少 3 成以上，为 70 年来第 10 个最枯年份，发电量同
比减少 25.57%。”
黔源电力，2021 年度收入同比下降 23.13%，净利润下降 47.15%，收入、净
利润下降的主要原因为水域来水量减少，与发行人情况接近。
其中，桂冠电力在其 2021 年报中披露：“水电完成发电量 292.81 亿千瓦时，
同比减少 20.35%。公司水电除四川水电所在流域来水正常，发电量有所增加外，
大部分水电所在流域来水偏枯，导致水电发电量下降。尤其公司骨干红水河流域
龙滩断面来水 344 亿立方米，同比下降约三成，导致公司红水河流域各水电厂发
电量大幅减少。”
桂冠电力，2021 年度收入同比下降 6.23%，净利润下降 38.45%，收入、净
利润下降的主要原因为水域来水量减少，与发行人情况接近。
其中，长江电力在其 2021 年报中披露：“2021 年，受长江来水同比偏枯、
上游新建电站蓄水等影响，公司梯级电站完成发电量 2,083.22 亿千瓦时，比上年
同期减少 186.08 亿千瓦时，下降 8.20%；实现利润总额 324.09 亿元，比上年同
期减少 0.46 亿元，下降 0.14%；实现归属于母公司净利润 262.73 亿元，比上年
同期减少 0.25 亿元，下降 0.09%；基本每股收益 1.1553 元，比上年同期减少 0.03
元，下降 2.53%。”
长江电力，2021 年度收入同比下降 3.72%，净利润下降 0.09%，收入、净利
润下降的主要原因为水域来水量减少，与发行人情况接近。
综上，从可比公司经营情况来看，水电业务为主的可比上市公司，2021 年
度水域来水量普遍减少，其业绩波动与水域来水量相关度较高，与发行人实际情
况接近。发行人业绩波动亦主要受水域来水量影响，有其合理性。
二、发行人 2022 年 1 季度亏损的原因及合理性分析
发行人水力发电受到来水量的影响，经营具有明显的周期性、季节性特征，
报告期内，一、四季为枯水季，收入较少，净利润为负值，二、三季为丰水季，
收入增大，净利润为正值。具体如下表：
项目
金额（万元）占比 金额（万元） 占比 金额（万元） 占比 金额（万元） 占比
第一
季度
第二
季度
营业 第三
收入 季度 58,535.85 29.09% 79,300.65 35.01% 78,041.19 34.42%
第四
季度
合计 92,058.82 201,245.16 100.00% 226,492.77 100.00% 226,760.39 100.00%
归属 第一 -2,753.19 - -1,491.97 -5.73% -3,833.76 -8.67% -2,917.98 -6.91%
于上 季度
市公
第二
司股 17,364.39 - 16,205.56 62.24% 23,191.05 52.46% 22,536.29 53.34%
季度
东的
第三
净利 16,178.21 62.14% 28,869.67 65.30% 29,207.15 69.13%
季度
润
第四
-4,856.29 -18.65% -4,017.12 -9.09% -6,575.09 -15.56%
季度
合计 14,611.20 26,035.52 100.00% 44,209.84 100.00% 42,250.38 100.00%
如上表所示，报告期内一季度归母净利润分别为-2,917.98 万元、-3,833.76
万元、-1,491.97 万元及-2,753.19 万元，报告期内一季度均为亏损季。
同期减少，且亏损额同比增加。
因此，发行人一季度亏损具有合理性。
三、亏损因素已消除，公司 2022 年上半年实现盈利且与上年同期比略有增
长
随着春夏季的来临，公司所在水域来水量逐步回升，公司业绩稳中有升。其
中二季度来水量情况如下表：
单位：亿立方米
站点 2022 年 1-3 月 2022 年 4-6 月 环比增加 环比增长率
黄河上游干流（唐乃亥） 21.10 40.26 19.16 90.81%
龙-刘区间洮河、大夏河
共来水
刘-兰区间湟水、大通河
共来水
白龙江碧口入库 9.89 19.34 9.45 95.55%
黑河西流水入库 1.58 3.89 2.31 146.20%
小计 42.57 78.71 36.14 84.90%
数据来源：甘肃电力市场交易信息报告
如上表所述，发行人所在水域来水量二季度较一季度增加 36.14 亿立方米，
环比增长 84.90%，来水量的增加，使得发电量同步增长，收入增加，净利润同
步增加。
发行人上半年业绩情况如下表：
同比增减情
项目 2022 年 1-6 月 2021 年 1-6 月 同比增减
况比例
发电量（亿千瓦时） 31.05 35.99 -4.94 -13.73%
营业收入（万元） 92,058.82 92,866.63 -807.81 -0.87%
营业成本（万元） 56,437.18 55,254.68 1182.5 2.14%
期间费用（万元） 22,405.82 23,128.70 -722.88 -3.13%
归属于 上市 公司 股东 的净 利润
（万元）
如上表所述，2022 年 1-6 月，公司加强精准研判电改政策、市场规则和用户
需求，分析电量交易规则，强化市场营销协调机制，做好电力经营、电量交易等
统筹工作。虽然，受公司水电站所处流域来水偏枯及风电场所处区域风资源下降
等因素影响，公司所属电站上半年完成发电量 31.05 亿千瓦时，上年同期发电量
于上市公司股东的净利润 14,611.20 万元，公司 2022 年上半年实现盈利且与上年
同期比略有增长。
四、对本次募投项目不构成不利影响
本次募投项目拟投向两个风电项目，两个光伏发电项目，均不涉及水电项目。
募投项目所选的风场及光伏建设地点，不受水域来水影响。本次募投项目光伏装
机容量为 500MW，风电装机容量为 300MW，小计 800MW，加上公司原有风、
光装机容量（954MW）
，将大幅增加公司风、光发电装机容量，未来风、光发电
收入占比将有所增加，有利于缓和水电来水量波动对公司业绩影响。
因此，前述波动因素对本次募投项目不构成不利影响。
五、中介机构核查情况
（一）核查程序
行人季报、半年报业绩情况；
龙江水域来水量统计信息，核查发行人一季度亏损原因；
所采取的措施；
差异。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和会计师认为：
发行人 2021 年业绩下滑、2022 年 1 季度亏损主要是公司电站受所处水域来
水量减少的客观因素影响，具有合理性，导致亏损因素已消除，对本次募投项目
不构成不利影响。
问题：10.请申请人补充说明本次发行董事会决议日前六个月至今公司实施
或拟实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，结合公司主营业务说明公司
最近一期末是否持有金额较大、期限较长的财务性投资（包括类金融业务，下
同）情形。
请保荐机构发表核查意见。
回复：
一、关于财务性投资、类金融业务的认定
根据中国证监会于 2020 年 2 月发布的《发行监管问答——关于引导规范上
市公司融资行为的监管要求（修订版）》，上市公司申请再融资时，除金融类企业
外，原则上最近一期末不得存在持有金额较大、期限较长的交易性金融资产和可
供出售的金融资产、借予他人款项、委托理财等财务性投资的情形。
（一）关于财务性投资的认定
根据《再融资业务若干问题解答（2020 年 6 月修订）》问题 15 的相关规定，
“（1）财务性投资包括但不限于：类金融；投资产业基金、并购基金；拆借
资金；委托贷款；以超过集团持股比例向集团财务公司出资或增资；购买收益波
动大且风险较高的金融产品；非金融企业投资金融业务等。
（2）围绕产业链上下游以获取技术、原料或渠道为目的的产业投资，以收
购或整合为目的的并购投资，以拓展客户、渠道为目的的委托贷款，如符合公司
主营业务及战略发展方向，不界定为财务性投资。
（3）金额较大指的是，公司已持有和拟持有的财务性投资金额超过公司合
并报表归属于母公司净资产的 30%（不包括对类金融业务的投资金额）。期限较
长指的是，投资期限或预计投资期限超过一年，以及虽未超过一年但长期滚存。”
（二）关于类金融业务的认定
根据《再融资业务若干问题解答（2020 年 6 月修订）》问题 28 的相关规定，
“除人民银行、银保监会、证监会批准从事金融业务的持牌机构为金融机构
外，其他从事金融活动的机构均为类金融机构。类金融业务包括但不限于：融资
租赁、商业保理和小贷业务等。”
二、董事会决议日前六个月至今不存在实施或拟实施的财务性投资
发行人 2022 年 2 月 21 日第七届董事会第二十次会议，审议通过了与本次非
公开发行股票相关的议案；发行人 2022 年 3 月 29 日第七届董事会第二十一次会
议，审议通过了与修改本次非公开发行股票方案相关的议案。本次发行相关董事
会决议日前六个月（即 2021 年 8 月 21 日）起至本报告出具之日，公司不存在实
施或拟实施的财务性投资情形，具体如下：
（一）类金融
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司及其合并报表范围内子
公司均不存在从事融资租赁、商业保理和小贷业务等类金融业务的情况。
（二）投资产业基金、并购基金
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司及其合并报表范围内子
公司均未涉及设立投资产业基金、并购基金的情况。
（三）拆借资金、委托贷款
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司及其合并报表范围内子
公司均不存在对外拆借资金或委托贷款的情况。
（四）以超过集团持股比例向集团财务公司出资或增资
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司不存在以超过集团持股
比例向集团财务公司出资或增资的情况。
其中公司对集团财务公司的投资情况如下：
被投资公
被投资公
公司持股 期末余额 司其他股
被投资单位 注册地 业务性质 司其他股
比例（%） （万元） 东持股比
东
例（%）
甘肃电投集团财
兰州市 金融 40.00 23,372.38 电投集团 60.00
务有限公司
报告期内，公司对集团财务公司的持股比例均为 40%，未超过电投集团持股
比例，且财务公司股权结构、注册资本自本次发行相关董事会决议日前六个月起
至今未发生变化。
（五）购买收益波动大且风险较高的金融产品
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司在确保不影响正常经营
的前提下，使用闲置资金购买了保本保收益的七天通知存款、定期存款、协定存
款，相关存款业务风险较低、期限较短，不属于收益波动大且风险较高的金融产
品。
（六）非金融企业投资金融业务
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司及其合并报表范围内子
公司均不存在投资金融业务的情况。
三、最近一期末不存在持有金额较大、期限较长的财务性投资情形
截至 2022 年 6 月 30 日，公司可能与财务性投资相关的报表项目详情及认定
分析如下：
单位：万元
是否属于金额
账面价值 占净资产
项目 性质 较大的财务性
（万元） 比例
投资
代垫款项、押金、保
其他应收款 13.07 0.00% 否
证金
其他流动资产 5,562.68 0.69% 待抵扣进项税 否
长期应收款 1,423.50 0.18% 融资租赁保证金 否
长期股权投资 78,402.29 9.77% 参股性权益类投资 否
其他权益工具投资 1,705.72 0.21% 参股性权益类投资 否
投资性房地产 2,116.31 0.26% 房屋建筑出租 否
净资产 802,239.36 - - -
（一）其他应收款
报告期内，公司的其他应收款主要为应收代垫款项、押金及保证金等。以上
内容均不属于财务性投资。
截至 2022 年 6 月 30 日，发行人其他应收款情况如下表所示：：
单位：万元
项目
金额 比例
代垫款项 423.07 96.72%
押金及保证金 0.94 0.21%
其他款项 13.39 3.06%
小计 437.40 100.00%
减：坏账准备 -424.33
合计 13.07
（二）其他流动资产
截至 2022 年 6 月 30 日，发行人其他流动资产为待抵扣进项税额，不存在理
财产品，不属于财务性投资。截至报告期末，发行人其他流动资产情况如下表所
示：
单位：万元
项目 2022 年6 月30日账面价值
待抵扣进项税 5,562.68
合计 5,562.68
（三）长期应收款
发行人长期应收款为融资租赁款保证金，不存在理财产品，不属于财务性投
资。截至报告期末，发行人长期应收款情况如下：
单位：万元
项目 2022 年 6 月 30 日账面价值
融资租赁款 1,423.50
合计 1,423.50
（四）长期股权投资
公司长期股权投资为发行人对参股公司投资，截至报告期末，发行人长期股
权投资明细如下：
被投资公
公司持 2022 年 6 月
被投资公司 司其他股
被投资单位 注册地 业务性质 股比例 30 日余额
其他股东 东持股比
（%） （万元）
例（%）
国投新能源
国投酒泉第一 酒泉市
风力发电 35.00 2,512.41 投资有限公 65.00
风电有限公司 瓜州县
司
国投电力控
股股份有限
国投甘肃小三
公司， 60.45，
峡发电有限公 兰州市 水力发电 32.57 52,517.49
甘肃科源电 6.98
司
力集团有限
公司
甘肃电投集团
兰州市 金融 40.00 23,372.38 电投集团 60.00
财务有限公司
合计 - - - 78,402.29 -
其中，发行人对国投酒泉第一风电有限公司、国投甘肃小三峡发电有限公司
的投资属于对电力行业的权益投资，围绕自身主营业务开展业务，不属于财务性
投资。
发行人对集团财务公司出资比例为 40%，小于电投集团对集团财务公司出资
比例，不属于财务性投资。
（五）其他权益工具
公司其他权益工具投资为发行人对参股公司投资。截至报告期末，具体情况
如下：
被 被投资
投 注 公司持 公司其
资 册 业务性质 股比例 被投资公司其他股东 他股东
日余额
单 地 （%） 持股比
（万元）
位 例（%）
甘 国网甘肃省电力公司
肃 酒泉钢铁（集团）有限责任公司 11.00
甘
电 电力市场 甘肃能源化工投资集团有限公司 6.00
肃
力 交易平台 金川集团股份有限公司 5.00
省
交 的建设、 12.00 1,705.72 华能甘肃能源开发有限公司 5.00
兰
易 使用和管 甘肃华电环县风力发电有限公司 3.00
州 3.00
中 理 三峡新能源金昌风电有限公司
市 2.00
心 甘肃东兴铝业有限公司
有 大唐甘肃发电有限公司等其他 11 家公司
限
公
司
合
- - - 1,705.72 -
计
发行人对甘肃电力交易中心有限公司的投资属于对电力行业的权益投资，围
绕电力产业链上下游开展业务，不属于财务性投资。
（六）投资性房地产
公司投资性房地产为发行人将闲置房屋转入投资性房地产，并采用成本计量
模式，不属于财务性投资。截至报告期末，具体情况如下：
单位：万元
项目 2022 年6 月30日
一、固定资产原值 2,851.47
房屋、建筑物 2,851.47
土地使用权 -
在建工程 -
二、累计折旧和累计摊销 735.15
房屋、建筑物 735.15
土地使用权 -
在建工程 -
三、减值准备 -
房屋、建筑物 -
土地使用权 -
在建工程 -
四、账面价值 2,116.31
房屋、建筑物 2,116.31
土地使用权 -
在建工程 -
四、申请人不存在类金融业务
截至报告期期末，发行人不存在融资租赁、商业保理和小贷业务等类金融业
务投资的情况。
五、中介机构核查情况
（一）核查程序
保荐机构实施了如下核查程序：
关公告，核查发行人是否存在财务性投资及类金融业务的情况；
材料，查询被投资企业的工商信息，了解被投资企业的主要经营范围及主营业务
等，核查是否属于财务性投资；
了解公司是否存在拟实施的财务性投资及类金融业务安排。
科目的序时账，关注是否存在属于财务性投资的大额资金支出情况。
（二）核查意见
经核查，保荐机构认为：
董事会决议日前六个月至今，发行人不存在实施或拟实施的财务性投资情
形；发行人最近一期末不存在持有金额较大、期限较长的财务性投资的情形；发
行人不存在类金融业务。
问题：11.请申请人结合未决诉讼、仲裁或其他纠纷情况，说明预计负债或
相关资产减值计提的充分谨慎性。
请保荐机构及会计师发表核查意见。
回复：
一、未决诉讼、仲裁或其他纠纷情况
截至本报告出具之日，申请人未决诉讼事项总金额为 5,000.00 万元，情况如
下：
海公司”）
（曾用名“天津环球磁卡股份有限公司”，以下简称“环球磁卡公司”）与
被执行人甘肃德昌投资有限公司（以下简称“德昌公司”）、天津恒信投资担保有
限公司（以下简称“恒信担保”）执行一案，渤海公司向天津市高级人民法院申请
追加申请人（原西北永新化工股份有限公司）为被执行人，渤海公司认为申请人
作为德昌公司的隐名股东，存在抽逃出资的行为。遂申请追加申请人作为本案的
被执行人，并在 5,000 万元抽逃出资范围内承担责任。
事项背景：2001 年，德昌公司向兰州市商业银行借款 6,000 万元，兰州陇神
药业有限责任公司（以下简称“陇神药业”）为该笔借款提供质押担保。2004 年 1
月 9 日，环球磁卡公司就该笔借款为陇神药业提供 6,000 万元反担保。同日，恒
信担保向环球磁卡公司出具承诺函，承诺为就该笔借款为陇神药业的担保承担保
证责任。银行借款到期后德昌公司未按时归还借款，陇神药业履行保证责任。2005
年，陇神药业向甘肃省高级人民法院提起诉讼，要求德昌公司偿还质押款 6,000
万元，并起诉环球磁卡公司承担连带保证责任。法院对上述诉讼请求予以支持。
环球磁卡公司对该判决不服，提起上诉，最高人民法院作出案号为（2007）民二
终字第 14 号维持原判的民事判决。经陇神药业申请强制执行，于 2010 年 12 月
终结。2012 年 9 月，环球磁卡公司起诉至法院，行使其对德昌公司、恒信担保
追偿权。2012 年 5 月 24 日，天津市高级人民法院做出按照为（2012）津高民二
初字第 0001 号判决，要求德昌公司偿还人民币 5,945 万元，恒信担保承担连带
清偿责任。经环球磁卡公司申请法院强制执行，德昌公司和恒信担保均未履行判
决书确定的法律义务。2012 年 10 月 16 日，申请人、西北永新集团有限公司、
甘肃省电力投资集团有限责任公司共同签订了《关于西北永新化工股份有限公司
全部资产和负债暨电投集团置入资产交割事宜的协议书》。2012 年 10 月 24 日，
甘肃省电力投资集团有限责任公司置入五家水电资产的工商变更已完成，与申请
人全部资产及负债进行置换，置换后剩余资产由申请人向甘肃省电力投资集团有
限责任公司非公开发行 533,157,900 股股份购买。2012 年 12 月 21 日召开的 2012
年第四次临时股东大会审议通过了《关于变更公司名称的议案》，同意由“西北永
新化工股份有限公司”变更为“甘肃电投能源发展股份有限公司”。2021 年 5 月 7
日，渤海公司向天津市高级人民法院申请追加申请人为被执行人。
进展及结果：申请人已向法院应诉，2022 年 3 月 9 日，天津市高级人民法
院下发执行裁定书，渤海公司要求追加申请人为被执行人的主张法院不予支持；
渤海公司不服裁定，于 2022 年 3 月 22 日就上述裁定结果提起执行异议之诉，已
于 2022 年 8 月 26 日开庭审理，尚未裁定。
根据《企业会计准则第 13 号——或有事项》，第四条规定：“与或有事项相
关的义务同时满足下列条件的，应当确认为预计负债：（一）该义务是企业承担
的现时义务；（二）履行该义务很可能导致经济利益流出企业，通常是指履行与
或有事项相关的现时义务时，导致经济利益流出企业的可能性超过 50%；（三）
该义务的金额能够可靠地计量。”本案中，申请人借壳上市时，西北永新集团有
限公司、西北永新化工股份有限公司与甘肃省电力投资集团有限责任公司于
定“如因置出资产范围内的债务，或因与置出资产相关的一切未披露债务（包括
或有负债）、或因与置出资产相关的诉讼、处罚、侵权、税费等造成交割日后的
西北化工受到经济损失的，在该等损失被确认之后，永新集团或永新集团指定的
单位应当向西北化工全额补偿该等损失，并于接到西北化工的书面通知后 30 个
工作日内将全额补偿的款项划付至西北化工指定的账户”。根据已有裁定，渤海
公司要求追加申请人为被执行人的主张法院不予支持，不符合预计负债确认条
件，并且根据与西北永新集团有限公司等公司的相关协议中的约定，相关损失将
由西北永新集团有限公司最终承担，故不计提预计负债谨慎合理。
二、中介机构核查情况
（一）核查程序
仲裁进展等情况；
网站，查阅了申请人及其控股子公司诉讼、仲裁情况；
达到预计负债的条件，核查公司预计负债计提是否充分谨慎。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和会计师认为：
申请人对于未决诉讼及其他或有事项严格按照《企业会计准则》和公司会计
政策进行会计处理，相关会计处理具备充分性、谨慎性。
（本页无正文，为《甘肃电投能源发展股份有限公司非公开发行股票申请文件反
馈意见的回复报告（修订稿）》之签章页）
甘肃电投能源发展股份有限公司
年 月 日
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馈意见的回复报告（修订稿）》之签章页）
保荐代表人（签字）：
董灯喜 柳生辉
华龙证券股份有限公司
年 月 日
保荐机构董事长声明
本人已认真阅读华龙证券股份有限公司关于甘肃电投能源发展股份有限公司非
公开发行股票申请文件反馈意见的回复报告全部内容，了解报告涉及问题的核查过
程、本公司的内核和风险控制流程，确认本公司按照勤勉尽责原则履行核查程序，
报告不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、
完整性、及时性承担相应法律责任。
保荐机构董事长（签字）
：
祁建邦
华龙证券股份有限公司
年 月 日
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