川能动力:四川省新能源动力股份有限公司申请发行股份购买资产并募集配套资金的审核问询函专项说明

四川省新能源动力股份有限公司
申请发行股份购买资产并募集配套资金的
审核问询函专项说明
目录
一、关于川能风电毛利率高于同行业可比公司的问题………"第1—14页
二、关于补贴电费坏账准备计提政策及关联交易的问题……第14—31页
三、关于评估相关事项的问题………第31—61页
四、关于标的公司业绩真实性专项核查意见的问题……………第61页
地址:杭州市钱江路1366号
二天健Add:1366 Qianjiang Road,Hangzhou,China网址:www.pccpa.cn
问询函专项说明
天健函〔2023〕11-22号
深圳证券交易所:
由四川省新能源动力股份有限公司(以下简称川能动力或公司)转来的《关
于四川省新能源动力股份有限公司发行股份购买资产并募集配套资金申请的审
核问询函》(审核函〔2023〕130002号,以下简称问询函)奉悉。我们已对问询函中需要我们说明的财务事项进行了审慎核查,现汇报说明如下。
一、申报文件显示:(1)报告期各期,四川省能投风电开发有限公司(以
下简称川能风电)综合毛利率分别为74.15%、71.34%和69.60%,其中主要业务
风力发电毛利率分别为74.36%、71.56%和69.75%,其综合毛利率和风力发电毛
利率水平均显著高于同行业可比公司水平；2020年和2021年川能风电风力发电
平均利用小时数分别为3,216小时,3,023小时,均显著高于同行业可比公司水
平。(2)川能风电的毛利率及发电平均利用小时数高于同行业水平主要原因为,
川能风电项目地处四川省风能资源丰富、电力消纳能力强的区域,具有地理区位
优势。请上市公司结合川能风电所处地理位置、地理条件等自然资源优势与可比
公司的具体差异情况,平均利用小时数对毛利率水平的影响、上网电价水平、参
与市场化交易程度、营业成本构成、固定资产投资规模及折旧年限对营业成本的
影响,并对比可比公司的前述各项因素等,进一步补充说明川能风电报告期内风
力发电毛利率水平和发电平均利用小时数均显著高于同行业可比公司的原因及合理性。请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。(问询函第二条)
(一)四川省凉山州等地风力资源优势及电网电力消纳优势促使川能风电平均利用小时数较高
发电设备的平均利用小时数,是一定时期内平均发电设备容量在满负荷运行
条件下的运行小时数。,即为某一期间内发电量/某一期间内的平均发电设备容诚信公正务实专业第1页共61页
量,反映的是发电设备的利用率情况。就风力发电而言,影响风电利用小时数的因素主要包括风速、电网消纳条件等。
1.川能风电所处凉山州等地风力资源优势
川能风电的风电场位于四川省凉山州和攀枝花市。2020年、2021年、2022
年1-9月及2022年,川能风电位于凉山州的风电场营业收入占全部风电场营业
收入的比例分别为77.08%、84.81%、86.75%和87.12%,系标的公司营业收入的
主要来源；位于攀枝花市的风电场营业收入合计占比分别为22.92%、15.19%、
13,25%和12.88%。川能风电风电场主要集中在凉山州,凉山州地处四川省西南
部,风资源量大、开发条件好,是四川省最优质的风能区域之一；攀枝花市山地
分布广泛、地貌类型复杂,地处亚热带湿润季风气候区域,在大气环流的作用下
形成了全市气候区域性差异大、立体气候明显、气候类型多、气象要素的时空分布复杂的特点,因而其南部部分区域亦存在丰富的风能资源。
(1)四川省的优质风力资源主要集中在凉山州
在全国风能资源版图上,四川省是第 IV 类资源区,整体上看相对其他省份
并不突出。但就四川省省内而言,局部地区仍具有领先的风能资源,主要集中在
凉山州地区。四川省平均风速总体呈“盆地内较小,西北部高原、西南部山区部分地区及东部小部分地区较大”的地域性分布特点。
凉山州高原与河谷相间,包括了河谷风能、高原风能等多种类型风能资源,属于
我国优质风能资源区。风能资源季节性强,冬春季具有开发价值,全年有风时间
基本在5个月以上,出现大风的日数可达61天以上,大部分地区年平均风速达
6~7米/秒,风向稳定,开发利用条件好。全州17县(市)均具备可开发风电
资源,其中安宁河流域其特殊的地形产生了狭管效应,为大风的产生提供了有利条件,风速最大。
(2)凉山州的风力资源在全国范围相比亦具有较为明显的优势
根据中国气象局风能太阳能中心组织编制的《2022年中国风能太阳能资源
年景公报》披露的数据,2022年各省(区、市)70米高度层风能资源平均值如下:
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凉山州地区大部分地区年平均风速达6~7米/秒,与全国风力资源优越的省份的年平均风速接近,风资源禀赋良好。
(3)川能风电大部分项目集中在凉山州,优于同行业上市公司多区域的项目布局
根据北极星风力发电网,凉山州风资源分部图谱及川能风电重要风电场的位置如下图所示:
年小均风4/
1.77
3.39
5.01
5.35
5.69
6.03
源山建放
自治州6.37
6.71
7.05
7.39
7.73
8.07
8.5
8.93
9.36
9.79
10.64
★为拉马、鲁南、鲁北、雪山和堵格等风电场所在地11.51
由上图可以看出,凉山州部分地区的风速较高,川能风电的拉马风电场、鲁
南风电场、鲁北风电场、雪山风电场和堵格风电场等多个风电场项目建设于凉山
州风速较高的区域。最近三年,川能风电测量的各个风电场的平均风速如下:
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此外,中国电力企业联合会科技开发服务中心对2021年年度全国风电场生
产运行指标进行了统计,通过对电量指标和设备运行水平指标进行综合评价,评
选出的四川区域优胜风电场如下。在11家获评A级风电场中,川能风电有5个风电场入选,且同时包揽了前二名,具体情况如下:
同行业上市公司未披露各风电项目具体风速,结合其项目所在省份,根据《关
于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格〔2016〕2729号)
总结其风资源等级情况如下表:
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由上表可知,同行业上市公司大多在全国多个地区开发项目,各地风资源情
况差异较大；而川能风电2022年收入占比达87.12%的项目位于凉山州,凉山州
的风资源水平达到了Ⅰ类资源区的标准,因而标的公司资源禀赋优于同行业上市公司。
2.四川省电网电力消纳优势
四川省的电网建设相对完善,电力需求较大,2020年至2022年风电利用率
均为100%,处于全国各省份的第一梯队。根据全国新能源消纳监测预警中心统计的数据,2020年至2022年各省份的风电利用率情况如下表所示:
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川能风电已建成的风电运营项目均位于四川省,四川省最近三年均不存在弃
风的情形。同行业可比上市公司中,除了江苏新能,其他公司均存在弃风情况,
具体如下:
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综上所述,四川省内优质风力资源主要集中在凉山州,其风力资源优势突出,
而川能风电的主要项目位于凉山州,占据当地的优质风力资源。同时,四川省电
力消纳优势明显,报告期内不存在弃风情况。因此,川能风电的风电业务利用小时数较高。
(二)平均利用小时数高和上网电价高共同导致川能风电毛利率高于同行业可比公司平均水平
1.收入成本的各项参数与毛利率的勾稽关系
川能风电的毛利率构成要素如下表所示:
由上表可知,川能风电的毛利率为“[[平均发电设备容量*平均利用小时数*
(1-电损率)]*平均上网电价-折旧摊销成本-其他成本]/[平均发电设备容量*
平均利用小时数*(1-电损率)]*平均上网电价”。其中,平均发电设备容量与
标的公司自身的生产经营规模相关,除此之外的其他指标中,平均上网电价和平
均利用小时数对毛利率的影响显著,其次折旧摊销成本亦对毛利率有一定影响,其他成本对毛利率的影响程度较弱。具体可见以下敏感性分析:
(1)平均上网电价对毛利率影响的敏感性分析
平均上网电价的变化会导致毛利率显著变化,具体如下:
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(2)平均利用小时数变化对毛利率影响的敏感性分析
平均利用小时数的变化会导致毛利率显著变化,具体如下:
注:平均利用小时数的变化将引起标的公司发电量变化,发电量变化对标的
公司折旧摊销成本、人工成本、维修成本及其他变动成本的变化影响均不显著,因此假设平均利用小时数变化只影响营业收入,不影响营业成本
(3)折旧摊销成本变化对毛利率影响的敏感性分析
折旧摊销成本的变化会导致毛利率变化,具体如下:
(4)其他成本变化对毛利率影响的敏感性分析
其他成本的变化引起的毛利率变化不显著,具体如下:
(1)平均上网电价差异分析
川能风电于2022年参与电力市场化交易,市场化交易电力价格略低于平均
上网电价,具体如下表所示:
单位:元/千瓦时
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同行业可比上市公司的电价及市场化交易情况如下:
单位:元/千瓦时
川能风电的平均电价总体高于同行业上市公司平均值,主要系四川省处于风
能IV类资源区,同时项目核准时间普遍较早,其适用较高的核准电价。同行业
可比上市公司中,中闽能源的电力价格显著高于其他公司,主要系其业务中海上风电业务占比较高,海上风电的电价普遍高于陆上风电。
1)国家政策对于电价的规定
由于全国各地的风资源存在差异,国家相关政策将全国各个省市划分为四类风能资源区,根据不同的风资源区确定电力价格。区域划分情况如下:
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四川省整体的风能资源相对其他省份并不突出,处于 IV类资源区。国家针
对各类资源区制定的电力价格不同,其中四川省所在的IV类资源区的风电价格
最高。2009年至今,国家发改委等部门通过政策逐步调整陆上风电的标杆上网价格,具体情况如下:
单位:元/千瓦时
42019年底前0.400.450.490.57通知(发改价格〔2016)
2018年前2019年底前仍未开工通知(发改价格〔2016)
仍未开工2729号)
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2)相比于同行业可比上市公司,川能风电所在区域获批的电价较高
同行业可比上市公司中,仅中闽能源、江苏新能与川能风电相同,陆上风电
项目全部处于 IV类资源区,取得的核准电价相对较高,相关具体情况如下:
(2)平均利用小时数差异分析
川能风电的平均利用小时数高于同行业可比上市公司平均值,原因具体参见
“(一)四川省凉山州等地风力资源优势及电网电力消纳优势促使川能风电平均
利用小时数较高”。最近三年同行业可比上市公司的风电平均利用小时数数据如下:
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(3)折旧摊销成本差异分析
标的公司的单位装机量投资规模和折旧政策与同行业可比上市公司不存在
显著差异,具体如下:
单位:万千瓦时
注:同行业可比上市公司数据参考2022年年报数据
由上表可知,同行业可比上市公司的风电业务单位装机量投资规模平均数为
6,778,59元/千瓦时,中位数为6,458.24元/千瓦时,折旧年限在5-35年区间。
川能风电的单位装机量投资为6,726.22元/千瓦时,折旧年限为10-20年,与同
行业可比上市公司不存在显著差异。因此,川能风电的单位装机量投资规模、折
旧年限等营业成本影响要素未导致其毛利率与同行业可比上市公司产生明显差异。
综上所述,四川省凉山州等地风力资源优势及电网电力消纳优势促使川能风
电平均利用小时数高于同行业公司；而平均利用小时数高和上网电价高又共同导
致川能风电毛利率高于同行业可比公司。影响营业收入的四川省凉山州风资源优
势、电力消纳能力、主管部门核准的电价和国家电网的收入确认均有客观数据支
撑；影响营业成本的单位投资和折旧政策符合行业惯例。因而标的公司毛利率和发电平均利用小时数高于同行业上市公司具备合理性。
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(三)核查程序和核查结论
1.核查程序
我们实施了以下主要核查程序:
(1)查询2020年至2022年各省份的风电利用率情况、同行业可比上市公司
弃风情况、四川省凉山州风力资源情况,并通过分析四川省电网电力消纳优势及凉山州风力资源优势判断川能风电平均利用小时数较高是否具有合理性；
(2)对川能风电收入成本构成要素进行分析,并执行平均上网电价、平均利用小时数、折旧及摊销、人工及维护等成本对毛利率影响的敏感性分析；
(3)查询同行业可比上市公司市场交易电量占总销售电量比例、平均上网电
价、平均利用小时数等毛利率的影响因素,分析核实川能风电毛利率较高是否具有合理性。
2.核查结论
经核查,我们认为四川省凉山州等地风力资源优势及电网电力消纳优势促使
川能风电平均利用小时数高于同行业可比公司；而平均利用小时数高和上网电价
高又共同导致川能风电毛利率高于同行业可比公司。影响营业收入的四川省凉山
州风资源优势、电力消纳能力、主管部门核准的电价和国家电网的收入确认均有
客观数据支撑；影响营业成本的单位投资和折旧政策符合行业惯例。标的公司毛利率和发电平均利用小时数高于同行业可比公司具备合理性。
二、申请文件显示:(1)川能风电、美姑能源和盐边能源的应收账款账面
价值均逐年增加,应收账款按款项性质主要划分为标杆电费和补贴电费,其中补
贴电费账龄较长且未计提坏账准备。同行业公司中,对标杆电费计提坏账准备的
公司家数占比为66.22%,对补贴电费计提坏账准备的公司家数占比为53.70%。
(2)2020年度,川能风电向关联方四川能投物资产业集团有限公司(以下简称
能投物产)采购金额为8,049.93万元,主要为会东能源消塘一期建设期的其他
输变电设备,申请文件称川能风电向能投物产采购设备,可以获得更加宽松的款
项支付政策,并减轻人力负担。请上市公司补充说明:(1)请结合补贴电费相
关的政策文件、核准过程、纳入补贴的时间、补贴金额、收款周期、预计可持续
期间、预计收款时间等情况,以及同行业关于标杆电费和补贴电费相关应收账款
的坏账准备计提政策,说明上市公司未对标杆电费和补贴电费计提坏账准备的
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合理性,并按照同行业平均坏账准备计提比例量化分析计提坏账准备对交易标
经营业绩的和评估结果的影响情况；(2)请结合川能风电向能投物产采购的主
要设备内容及价格,并对比同期无关联第三方采购价格,以及能投物产对非关联
方的信用政策情况,说明相关关联采购价格的公允性和信用政策的合理性。请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。(问询函第五条)
(一)请结合补贴电费相关的政策文件、核准过程、纳入补贴的时间、补贴
金额、收款周期、预计可持续期间、预计收款时间等情况,以及同行业关于标杆
电费和补贴电费相关应收账款的坏账准备计提政策,说明上市公司未对标杆电
费和补贴电费计提坏账准备的合理性,并按照同行业平均坏账准备计提比例量化分析计提坏账准备对交易标经营业绩的和评估结果的影响情况
1.未对标杆电费和补贴电费计提坏账准备具有合理性,按照同行业平均坏
账准备计提比例计提坏账准备对交易标的经营业绩影响较小,对评估结果无影响
(1)未对标杆电费和补贴电费计提坏账准备具有合理性
1)补贴电费金额确认依据充分,不会导致已确认金额因不符合补贴规定而无法收回
①补贴项目及补贴电价均符合相关的政策文件的规定,除最新投产的淌塘一期已公示合规并正在办理中,其他项目均已纳入补贴清单
根据财政部、国家发改委及国家能源局联合发布的《可再生能源电价附加资
金管理办法》(财建〔2020〕5号,修订前为《可再生能源电价附加补助资金管
理暂行办法》)等的相关规定,可再生能源发电项目纳入补贴清单的主要条件包
括:A.按照国家有关规定已完成审批、核准或备案；B.符合国家可再生能源价
格政策,上网电价已经价格主管部门审核批复；C.全部机组并网时间符合补助补贴要求。
川能风电确认补贴电费收入的项目,均符合上述政策文件纳入补贴清单的规定,具体如下:
A.项目已完成核准、备案
川能风电已投产、取得补贴项目的核准、备案情况如下:
单位:元/千瓦时
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注:截至目前,川能风电共有12个已运营风电项目、4个已运营光伏项目
和2个在建风电项目。其中,已运营风电项目中除沙马乃托一期风电场因于2018
年前核准,2020年底前未完成并网,根据《关于完善风电上网电价政策的通知》
(发改价格〔2019〕882号)不予补贴外,其余11个已运营风电项目可以取得
补贴；集控屋顶光伏项目未被纳入2020年财政补贴规模,根据《国家发展改革
委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2020〕511
号)不予补贴,其余3个已运营光伏项目可以取得补贴；2个在建项目小街一期风电厂、淌塘二期风电场不予补贴
B.符合国家可再生能源价格政策,上网电价已经价格主管部门审核批复
a.国家政策对于电价的规定
根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》,可再生能源发
电项目的上网电价,由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点
和不同地区的情况,按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定,并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。
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根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》,2006年及以后获
得政府主管部门批准或核准建设的可再生能源发电项目,实行政府定价和政府指
导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。可再生能源发电项目上
网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分,通过向电力用户征收电价附加的方式解决。
2009年至今,国家发改委等部门通过政策逐步调整陆上风电、光伏发电的标杆上网价格。其中,陆上风电具体情况如下:
单位:元/千瓦时
指该年/月最后一日前；“XX年/月底”指该年/月最后一日,下同
集中式光伏发电具体情况如下:
单位:元/千瓦时
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注:2019年7月以后集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价
根据《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》,对分布式光
伏发电实施按照全电量补贴的政策,其中分布式光伏发电系统自用有余上网的电
量,由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。分布式光伏发电补贴的具体情况如下:
单位:元/千瓦时
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注:全额上网工商业分布式项目“参考当地光伏标杆电价”是指整体上网电价,而非仅补贴
b.川能风电的已投产、取得补贴项目电价符合国家可再生能源价格政策规定,已经价格主管部门核准、备案
截至报告期末,川能风电已投产、取得补贴项目电价符合国家可再生能源价格政策,上网/补贴电价已经价格主管部门核准、备案,具体情况如下:
单位:元/千瓦时
光伏项目
[注1]若核准/备案文件规定了每千瓦时补贴电价,或根据相关政策及核准/
备案时间能够确定补贴价格,则补贴电价为根据上述文件直接确定的价格；若核
准/备案文件规定了上网电价,则补贴电价为上网电价减去现阶段标杆上网电价
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(0.4012元/千瓦时)后的部分
[注2]根据核准文件,淌塘一期通过竞价上网申请补贴0.115元/千瓦时
[注3]自发自用部分,2020年1月至2022年8月,按照与四川省能投攀枝
花水电开发有限公司签署的《屋顶分布式光伏发电项目能源管理合同》
(PZH-JS-QT-111),以0.7565元/千瓦时进行结算；自2022年9月起,双方同
意按照合同约定,以0.5100元/千瓦时进行结算。分布式光伏项目按照发电量而非上网电量结算补贴,因此自发自用和余电上网部分均享受补贴
C.全部机组并网时间符合补贴要求
川能风电各个取得补贴项目均按照政策规定的时间完成了并网,具体如下:
D.补贴项目纳入补贴清单的进展情况
综上,川能风电确认补贴电费收入的项目,均符合相关政策文件规定纳入补
贴清单。川能风电各补贴项目纳入补贴目录清单的时间如下:
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其中,标的公司就淌塘一期风电场已提交申请电费补贴的资料,根据国家电
网有限公司于2023年1月发布的《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项
目清单的公告》,正在申请纳入补贴目录的淌塘一期风电场在合规项目清单中,符合纳入补贴清单的条件,相关事项正在办理过程中。
②补贴电量在合理利用小时数及投产时间范围内,符合相关政策规定
根据《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》之规定:
“一、项目合理利用小时数……(一)风电一类、二类、三类、四类资源区
项目全生命周期合理利用小时数分别为48,000小时、44,000小时、40,000小时和36,000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52,000小时。
(二)光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为
32,000小时、26,000小时和22,000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和
2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。
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三、补贴标准……按照5号文规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项
目,风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后,生物质发电项目自并网之日
起满15年后,无论项目是否达到全生命周期补贴电量,不再享受中央财政补贴资金,核发绿证准许参与绿证交易。”
根据《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2016]2729号),四川省属于风电IV类资源区、光伏II类资源区。
因此,川能风电的风电项目补贴可持续时间为项目并网20年内且不超过
36,000小时；光伏项目补贴可持续时间为项目并网20年内且不超过26,000小时。目前川能风电各个项目取得的补贴均在上述时间及数量范围内。
截至2022年9月30日,涉及补贴各电厂投产时间及累计补贴小时数情况如下表:
由上表可知,标的公司涉及的各补贴项目并网时间均未满20年,且累计已
第22页共61页
享受补贴小时数尚未到达全生命周期合理利用小时数。
③补贴电费金额确认依据充分
报告期内,川能风电各项目取得的补贴电费金额=结算电量*补贴单价,由上
述分析可知,标的公司补贴项目、补贴单价和补贴电量均符合相关政策规定,补
贴电费金额确认依据充分,不会导致已确认金额因不符合补贴规定而无法收回。
2020年、2021年、2022年1-9月及2022年,川能风电、美姑能源和盐边能源的结算电量及补贴金额如下:
单位:万元
2)已确认补贴电费期后回款情况良好,未对补贴及标杆电费计提坏账准备与同行业上市公司不存在显著差异,具备合理性
①补贴电费期后回款情况良好
针对补贴电费,电网企业根据本级电网目录内项目并网发电情况,按照国家
有关部门的要求定期提出可再生能源电价附加补助资金申请。国家相关部门确定
发放补贴的时间范围,财政部将补贴款拨付电网企业,电网企业再根据发放补贴
的时间范围内川能风电下属项目公司目录内各项目的应补贴电量,将对应的电费补贴款支付给项目公司,无固定回款期限。
截至2022年9月30日,应收账款补贴账面余额及2022年10月-2023年3月回款情况如下:
单位:万元
截至2022年12月31日,川能风电、美姑能源及盐边能源的应收账款补贴
第23页共61页
账面余额分别为76,288.14万元、21,245.42万元及10,008.28万元,2023年1
月-2023年3月未取得补贴回款,主要系可再生能源发展专项资金较少在年初办理补贴款项发放事项。
最近三年标的公司应收账款补贴的周转情况如下表:
由上表可知,川能风电最近三年的平均回款周期约853天,折算为2.34年。
②上市公司未对标杆电费和补贴电费计提坏账准备与电力行业上市公司会计政策不存在显著差异
经查询中国证监会行业分类为“CSRC电力、热力生产和供应业”的86家上
市公司,剔除B股和不涉及发电的供热企业以及川能动力自身后,主营业务涉及
电力的上市公司74家,其定期报告披露的对于应收补贴电费以及标杆电费的款项计提减值准备执行情况汇总如下:
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关于标杆电费,74家电力行业上市公司中,计提坏账准备的占比为66.22%,
未计提坏账准备的占比为33.78%；关于补贴电费,涉及补贴电费的54家电力行
业上市公司中,计提坏账准备的占比为53.70%,未计提坏账准备的占比为
46.30%。各标的公司对应收账款坏账准备计提政策与电力行业公司不存在显著差异。
综上所述,标的公司补贴金额的确认依据充分,不会导致已确认金额因不符
合补贴规定而无法收回；已确认补贴电费期后回款情况良好,未对补贴及标杆电费计提坏账准备与电力行业上市公司不存在显著差异,具备合理性。
2.按照同行业平均坏账准备计提比例计提坏账准备对交易标的经营业绩影响较小,对评估结果无影响
(1)按照同行业平均坏账准备计提比例量化分析计提坏账准备对交易标的经营业绩影响较小
1)同行业公司的坏账计提情况
根据重组报告书“第九章、三、标的资产的财务状况、盈利能力及未来趋势
分析”财务分析选取的同行业上市公司,其对于电费计提的坏账准备比例如下:
第25页共61页
注:同行业上市公司基础电费及补贴电费综合计提比例参考其2022年年报数据
2)按照同行业平均坏账准备计提比例量化分析计提坏账准备对交易标的经营业绩影响
截至2022年9月30日,按照同行业可比上市公司平均坏账准备计提比例计提坏账的坏账准备金额如下:
单位:万元
截至2022年12月31日,按照同行业可比上市公司平均坏账准备计提比例计提坏账的坏账准备金额如下:
单位:万元
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注:上表根据同行业可比上市公司坏账准备计提比例中位数和平均数测算的
坏账占利润总额的影响系根据2022年9月30日及2022年12月31日应收账款
总额计算的。若考虑持续按上述比例计提,应收账款坏账准备对报告期利润的影响金额会更小
综上,按照同行业可比上市公司2022年度平均坏账准备计提比例平均数计
提坏账准备,川能风电合并层面相应坏账准备占利润总额的比例为2.05%,对交易标的经营业绩无重大不利影响。
(2)是否计提坏账准备对交易标的评估结果无影响
经咨询本次交易标的评估师意见,应收补贴电费通过影响营运资金追加金额
进而影响收益法评估值,本次评估已假设标的公司的应收补贴电费的账面余额在
两年后收回。会计处理中,是否对补贴款计提坏账准备仅影响应收账款的账面价
值,但不会对其账面余额产生影响,因而是否计提坏账准备不会对评估值产生影响。
(二)请结合川能风电向能投物产采购的主要设备内容及价格,并对比同期
无关联第三方采购价格,以及能投物产对非关联方的信用政策情况,说明相关关联采购价格的公允性和信用政策的合理性
1.价格公允性
报告期内,川能风电向能投物产采购商品,主要为会东能源淌塘一期建设期的其他输变电设备及部分价值较低的备品备件采购。
报告期内,川能风电仅向川能动力、能投物产采购其他输变电设备,无同期
无关联第三方采购情况。会东能源淌塘一期建设期的其他输变电设备系经公开招投标取得,参与招投标各方及其报价情况如下:
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如上表所示,会东能源淌塘一期建设期的其他输变电设备采购中,能投物产
报价与其他无关联第三方报价、最高限价的差异率均小于5%,川能风电对能投物产关联采购的价格具有公允性。
报告期内,除能投物产外,川能风电还向四川科陆新能电气有限公司、四川
振翔力天科技有限公司等无关联第三方采购备品备件。由于备品备件品类繁杂、
型号众多且大部分价值较低,选取同时期、同型号(或相似型号)且设备单价较高(大于等于3,000元)的具体设备进行价格对比如下:
[注]价格差异率=(向能投物产采购均价-向第三方采购均价)/向能投物产采购均价
如上表所示,川能风电向能投物产和无关联第三方在同时期采购的同型号
(或相似型号)设备的价格差异率较低,川能风电对能投物产关联采购的价格具有公允性。
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1.信用政策合理性
(1)相较于直接采购,川能风电向贸易商能投物产采购,以获得更宽松的信用政策和减小采购成本
报告期内,川能风电向贸易商能投物产采购设备,相较于直接采购能够获得
更加宽松的信用政策,以减轻资金压力。报告期内,川能风电向能投物产采购发
生额主要来自《凉山州会东县淌塘风电场项目主要设备、材料采购合同》,该合
同所涉价值较高的主要材料和能投物产与其上游的供应商的付款安排对比如下:
如上所示,能投物产向上游供应商采购的合同与川能风电向能投物产采购的
合同付款安排差异主要在到货款阶段。对于川能风电而言,到货款分为“集电线
路塔材、线缆及附属材料”和“箱变及电缆、GIS、主变、无功补偿及其他设备”
两个包,每个包内的全部设备均到货后,川能风电才达到支付条件；对于能投物
产而言,各子合同的到货款独立于其他合同,因此在设备到货后,能投物产即负
有支付义务。由于设备具有分批到货的特点,因此川能风电对到货款的支付时间
和支付比例均低于能投物产,即能投物产为川能风电提供了更加宽松的信用政
策。此外,川能风电通过向贸易商能投物产采购,避免了与上游的供应商签署多个合同,降低了采购的人力成本,同时加快了采购进度,具有合理性。
(2)能投物产对外信用政策与对川能风电信用政策不存在重大差异
能投物产前述与川能风电签署的协议和其对其他关联方、非关联方的销售协
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议付款安排对比如下:
与其他关联方签署的合同
与非关联方签署的合同
如上所示,各合同由于采购内容、供货周期、签署时间等有所不同,在付款
阶段的设置及各阶段的比例上存在一定差异,但整体比例差异较小。能投物产对非关联方销售的信用政策与向川能风电销售的信用政策不存在重大差异。
综上,能投物产作为贸易商,向川能风电提供优于直采的信用政策,系贸易
商的特点所致；且其对外部第三方销售的信用政策与向川能风电销售的信用政策不存在重大差异,信用政策具有合理性。
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(三)核查程序和核查结论
1.核查程序
我们实施了以下主要核查程序:
(1)检查《可再生能源电价附加资金管理办法》等补贴电费政策文件、川能
风电各风电及光伏项目的核准备案文件、价格主管部门的核准及备案、并网时间,核实川能风电已纳入电费补贴范围项目是否符合补贴电费的政策规定；
(2)检查报告期各期补贴电费的收款情况；
(3)查询同行业上市公司对标杆电费和补贴电费的坏账准备计提政策和计提情况,对比分析与川能风电是否存在重大差异；
(4)按照同行业上市公司平均坏账准备计提比例量化分析计提坏账准备对交易标的经营业绩是否存在重大影响；
(5)检查川能风电向能投物产和无关联第三方在同时期采购的同型号(或相似型号)设备的价格情况,核实是否存在重大差异；
(6)检查能投物产对无关联第三方信用政策与对川能风电信用政策,核实是否存在重大差异。
2.核查结论
经核查,我们认为:(1)川能风电按照国家政策规定确认补贴电费收入；补
贴电费金额确认依据充分,不会导致已确认金额因不符合补贴规定而无法收回；
国家政策对补贴预计可持续期间进行了明确的规定；补贴电费无固定回款周期,
付款方为可再生能源发展专项资金,其系国家财政专项资金,不能收回的可能性
较小,标的公司历史年度的补贴电费亦未出现坏账损失；标杆电费和补贴电费的
坏账计提政策与同行业公司不存在显著差异。因此,标的公司的坏账准备计提政
策具有合理性；(2)按照同行业平均坏账准备计提比例计提坏账准备,对交易标
的经营业绩影响较小,对评估结果无影响；(3)川能风电向能投物产进行关联采购的价格具有公允性,信用政策具有合理性。
三、申请文件显示:(1)2020年川能风电股权转让中,川能风电评估以
2019年12月31日为基准日,采用收益法评估,股东全部权益价值为207,165.91
万元；本次交易的评估以2022年9月30日为基准日,采用收益法评估,股东
全部权益价值为646,780.53万元。本次交易评估与前次评估差异439,614.62
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万元,估值差异率212.20%。本次评估中,折现率差异对川能风电股东全部权益
评估值的影响较大,约为10亿元。(2)收益法评估中,根据《2023年全省电
力电量平衡方案及节能调度优先电量计划》,2023年风电项目保量保价利用小
时暂按800小时确定,光伏项目保量保价利用小时暂按600小时确定,并假设
2023年及以后保障利用小时数不变。根据《2022年全省电力电量平衡方案及书
能调度优先电量计划》的相关规定,2022年风电项目保量保价利用小时暂按
1,800小时确定,光伏项目保量保价利用小时暂按1,300小时确定,2023年四
川省风光保量保价利用小时数与2022年相比存在较大降幅。(3)收益法评估
中,会东能源和美姑能源优先电量、盐边能源的光伏余电上网部分的预测单价均
为保障性收购标杆上网电价0.4012元/千瓦时,2023年及未来预测期市场化电
价均根据2023年交易标的电力交易对手方报价的具体情况预计。(4)前次评
估对于在建风电场的利用小时数采用可研报告的数据进行预测,前述在建风电
厂分别于2020年至2021年间投产,在本次评估基准日时已达到投产状态,本
次评估根据该等各风电场自投产以来的完整年的利用小时平均数进行预测,两
次评估的利用小时数预测有较大差异。本次评估截至日后在建的小街一期和消
塘二期的有效利用小时数系根据可研报告数据进行预测。(5)川能风电2020
年风电业务平均利用小时数为3,216小时,2021年平均利用小时数为3,023小
时,同比下降6%；盐边能源2020年风电业务平均利用小时数为2,334小时,2021
年平均利用小时数为2,103小时,同比下降10%。(6)收益法评估中,售电量
预测均假设扣除电损后可全部实现并网销售。(7)本次评估纳入评估范围的新
能源发电项目新增4项,其中风电3项,为淌塘一期风电项目、小街一期风电项
目和淌塘二期风电项目,本次配套募集资金分别用于小街一期建设项目、淌塘二
期建设项目和补充流动资金。(8)市场法评估中,川能风电的可比对象选取了
中闽能源、节能风电和江苏新能,美姑能源可比交易案例均是风电项目,盐边能
源的可比交易案例是同时运营风电和光伏项目的交易案例。请上市公司补充披
益:(1)各交易标的截至目前的预测营业收入和实际业绩实现情况,是否与预
测数据存在较大差异,对评估作价的影响；(2)按照保障利用小时数、市场交
易小时数以及对应的标杆价格、补贴价格、市场交易价格列示预测期营业收入的
详细测算过程；(3)已运营电厂在发电量和有效利用小时数之间的换算比例,
以及不同电厂换算比例存在不一致的原因；(4)报告期各期交易标的年度、月
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度合同约定电价情况；(5)交易标的风电项目结束补贴日期的测算过程,盐边
能源已运营地调项目补贴价格的核准及测算情况。请上市公司补充说明:(1)
结合前后两次评估中川能风电的经营情况、资产负债结构、评估参数等的变化情
况,说明前后两次评估差异较大的原因及合理性；结合本次评估中同行业BETA
(无财务杠杆)和债务成本的测算过程,以及与前次评估存在差异的具体情况,
说明前述参数变动的合理性；(2)结合四川省关于风光项目保量保价利用小时
数以及风光项目参与市场交易相关政策的变化情况等,说明本次收益法评估中
关于2023年及以后风光保障利用小时数保持不变的假设是否合理谨慎,是否符
合政策导向和电力市场发展趋势,并结合标杆电价和市场交易电价的差异情况
说明上述假设对收益法评估结果的影响；(3)结合四川省标杆电价的变化情况,
说明交易标的标杆电价在预测期保持不变的合理性；结合报告期内四川省市场
化交易销售均价的年度、月度变化情况、风电、光伏参与市场化竞争情况等说明
2023年以及未来市场化电价预测是否合理谨慎；(4)本次评估中已投产的在建
项目与前次可研报告在有效利用小时数方面存在较大差异的原因,前述因素在
本次可研报告预测中是否仍然存在,并结合小街一期项目和淌塘二期项目前期
风力资源勘测情况、周边项目或地区的相关风力发电有效利用小时数情况说明
相关预测的合理性；(5)请结合交易标的报告期内平均有效利用有小时数的变
化趋势,说明其平均有效利用有小时数呈现下降趋势的合理性,收益法评估中有
效利用小时数预测的是否符合上述趋势,预测是否谨慎；(6)结合四川省风力、
光伏发电项目的规划情况、未来装机容量,电网消纳能力、下游电力需求等情况,
说明售电量的预测是否谨慎,是否考虑弃风、弃光因素,收益法评估过程中是否
考虑该因素的影响；(7)结合交易标的各项目报告期内的电损比率具体变化情
况,补充说明预测期电损比率的合理性,在建的淌塘二期风电场电损比率显著低
于淌塘一期的合理性；(8)请结合可比交易案例的风电与光伏等收入结构与交
易标的对比情况,说明上述选择是否具有可比性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见。(问询函第六条)
(一)各交易标的截至2022年12月31日的预测营业收入和实际业绩实现情况不存在较大差异,对评估作价影响较小
各交易标的截至2022年12月31日的预测营业收入和实际业绩实现情况如下表:
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单位:万元/%
[注]川能风电系采用收益法评估,预测营业收入和业绩数据分别由本部和下属经营主体构成,上表列示的川能风电相关数据为川能风电本部数据
由上表可知,预测营业收入和实际业绩实现情况较为接近,对评估作价影响
较小。公司已在《重组报告书》“第六章一(七)其他情况说明”补充披露相关内容。
(二)按照保障利用小时数、市场交易小时数以及对应的标杆价格、补贴价格、市场交易价格列示预测期营业收入的详细测算过程
交易标的预测期各地调项目不涉及市场化交易,亦不涉及保障利用小时数,其营业收入与利用小时数和电价的关系如下(以下电价不含增值税):
营业收入=有效利用小时数×装机容量×[标杆电价(或合同电价,自发自用部分)+补贴电价]
交易标的预测期各省调项目营业收入与利用小时数和电价的关系如下(以下电价不含增值税):
营业收入=保障利用小时数×装机容量×(标杆电价+补贴电价)+市场交易小时数×装机容量×(市场交易电价+补贴电价)
就保障利用小时数,根据四川省经信厅《2023年全省电力电量平衡方案及
节能调度优先电量计划》,2023年风电项目保障利用小时数为800小时,光伏
项目保障利用小时数为600小时,全部分配至丰期(5-10月)。川能风电保障
利用小时数优先分配至6-10月,若分配后仍有剩余,则分配至5月。除此之外,
其余为市场交易小时数,市场交易小时数=有效利用小时数-保障利用小时数。
的预测期市场化电价情况,相同水期的市场化交易价格相同,即枯水期(12-4
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月)为0.35元/千瓦时(不含税),平水期(5月和11月)0.23元/千瓦时(不含税),丰水期(6-10月)0.12元/千瓦时(不含税)。
根据本次评估假设,鉴于各电场2023年及以后保障利用小时数保持稳定,
市场化交易电价保持不变,因而以每个经营主体两家电场的2023年营业收入为例,列示具体测算过程如下:
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注:保障利用小时数低于800小时的情形系丰期(5-10月)合计利用小时数低于800小时所致
公司已在《重组报告书》“第六章一(七)其他情况说明”补充披露相关内容。
(三)已运营电厂在发电量和有效利用小时数之间的换算比例,以及不同电厂换算比例存在不一致的原因
发电量既和发电机组的工作时长相关,也和发电机组本身的规模(即装机容量)相关。有效利用小时数的计算公式如下:
有效利用小时数×装机容量=上网电量=发电量×(1-电损率)
因而,发电量和有效利用小时数之间的换算比例(以下简称换算比例)=发
电量/有效利用小时数=装机容量/(1-电损率),已运营各电场预测期装机容量、电损率以及换算比例如下表:
第36页共61页
注:除分布式光伏以外的电场,其发电量系厂内电表数据,售电量系送出线
路末端国网公司接入接口数据,电损率由以上两个数据计算；分布式光伏(攀枝
花水电屋顶光伏项目和集控屋顶光伏项目)不涉及送出工程,发电量和售电量均由国网公司安装的电表统计,因此不涉及电损。
不同电场在发电量和有效利用小时数之间的换算比例差异系各电场装机容
量和电损率不同所致。公司已在《重组报告书》“第六章一(七)其他情况说明”
补充披露相关内容。
(四)报告期各期交易标的年度、月度合同约定电价情况
标的公司补贴电价和保障性收购标杆电价为固定价格,市场化交易电价系根
据合同确定。交易标的自2022年开始签署市场化交易合同,2022年和2023年,各结算单元按水期的平均合同电价(含税)情况如下表:
单位:元/千瓦时
注:相同水期的市场化交易价格一般相同,因而未按月而是按照水期列示合
同价格；不同交易对手方在同一水期的报价在小数点后两位以内不存在差异,因而未分别列示多个合同。
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容。
(五)交易标的风电项目结束补贴日期的测算过程,盐边能源已运营地调项目补贴价格的核准及测算情况
1.省调项目结束补贴日期的测算过程
四川省为风力发电IV类资源区、光伏发电II类资源区,根据《关于促进非
水可再生能源发电健康发展的若干意见》,四川省风力发电全生命周期合理利用
小时数为36,000.00小时,光伏发电全生命周期合理利用小时数为26,000.00小
时。预测期省调项目结束补贴日期即为合理利用小时数届满的时间。具体测算过
程如下:(1)以项目全生命周期合理利用小时数乘以装机容量计算出全生命周期
补贴电量；(2)以全生命周期补贴电量减去自投产以来至某预测日期累计上网电量,直至该数据为零,则该日期为结束补贴日期。
各省调项目结束补贴日期的测算过程如下:
注:小街一期风电场、淌塘二期风电场和沙马乃托一期风电场为无补贴项目
公司已在《重组报告书》“第六章、一、(七)其他情况说明”补充披露相关内容。
2.盐边能源已运营地调项目补贴价格的核准及测算情况
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盐边能源的地调项目为红山光伏、攀水电屋顶光伏、集控中心屋顶光伏三个项目,其中集控中心屋顶光伏项目不享受补贴。
红山光伏项目和攀水电屋顶光伏项目(余电上网部分)标杆上网电价均为
0.4012元/千瓦时。根据四川省发展和改革委员会发布的《四川省发展和改革委
员会关于盐边县红格赖山垭口光伏电站上网电价的通知》,核定红山光伏项目上
网电价为0.95元/千瓦时,因而红山光伏项目补贴电价为0.5488元/千瓦时,即
(0.95-0.4012)元/千瓦时；根据《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发
展的通知》(发改价格〔2013〕1638号)文件,分布式光伏补贴标准为0.42元
/千瓦时,因此,分布式光伏项目攀水电屋顶光伏项目补贴电价即为0.4200元/千瓦时。
关内容。
(六)两次评估差异主要系装机容量、利用小时数、折现率、所得税率以及
净资产等方面的差异所致,具备合理性；本次评估中同行业BETA(无财务杠杆)和债务成本与前次评估存在差异具备合理性
1.两次评估差异较大的原因及合理性
本次评估以2022年9月30日为基准日,采用收益法评估,川能风电股东全
部权益价值为646,780.53万元；前次评估以2019年12月31日为基准日,采用
收益法评估,川能风电股东全部权益价值为207,165.91万元,本次评估与前次评估差异为439,614.62万元。
评估机构在进行收益法评估时,对于评估基准日标的公司的资产和负债,要
按照经营性和非经营性进行重分类,对两次评估基准日川能风电的资产和负债重分类及对应评估结果汇总如下表:
单位:万元
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注1:前次评估以合并口径的自由现金流量表进行收益法预测,本次评估分
别以母公司及各子公司自由现金流量表进行收益法预测,为便于比较,将本次评估各主体现金流量模拟汇总为合并现金流量表进行对比
注2:资产重分类原理:(9)=(5)-(6)-(8)=(10)+(11)-(12)-(8)
注3:评估结果差异分析原理:(3)=(2)+(4),(17)=(9)+(22)
由上表可知,两次评估差异约44亿元即为归母净资产评估值的差异[详见
(17)],以上差异由两方面原因所致:首先是评估基准日归母净资产账面价值的
差异约13亿元[详见(9)],其次为归母净资产评估增值额的差异约31亿元[详见(22)]。
(1)评估基准日归母净资产差异对评估的影响约13亿元
其中归母净资产的差异主要系两次评估基准日之间经营所得累积,2020年
-2022年9月川能风电累计实现归母净利润12.34亿元,与两次评估归母净资产
差异13亿元金额较为接近(差额系股东投入)。权益的增加相应形成资产,在不考虑该资产评估增减值的情形下,则会等额的影响归母净资产评估值。
(2)归母净资产评估增值额差异对评估的影响约31亿元
根据重分类后的各项资产负债及其对应的评估结果,评估增值差异较大的项
目主要为经营性资产负债。两次评估经营性资产负债增值额差异较大,首先是由
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于前次评估基准日后新获取的项目增值额较大,其次是由于前次评估基准日存量项目期后经营情况以及外部环境变化的影响,具体分析如下:
1)新增项目增值影响13.34亿元
川能风电本次评估纳入评估范围的新能源发电项目共计18项,总装机容量
122.42万千瓦；前次评估纳入评估范围的新能源发电项目共计14项,总装机容量81.92万千瓦。
本次评估纳入评估范围的新能源发电项目新增4项,即淌塘一期、小街一期、
淌塘二期风电项目和集控中心屋顶光伏项目；新增总装机容量40.50万千瓦。若
要剔除以上4个项目收益法增值额,即将以上4个项目相关经营性资产负债按照
非经营性项目进行评估,经测算将导致川能风电经营性资产负债评估增值额减少14,04亿元,导致川能风电归母净资产评估增值额减少13.34亿元。
2)前次评估基准日后存量项目经营情况和外部环境变化影响17.88亿元
①前次存量项目利用小时数提升影响5亿元
在两次评估相同的电场中,前次评估对于当时在建的堵格一期风电场、井叶
特西风电场、沙马乃托一期风电场和大面山三期风电场的利用小时数采用可研报
告的数据进行预测,上述相关风电场在本次评估基准日时已达到投产状态,本次
评估根据该等各风电场自投产以来的完整年的利用小时平均数进行预测,两次评估的利用小时数预测有较大差异。
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若在本次收益法预测中,将前述风电场的预测期有效利用小时数替换成前次
评估数据,经测算将导致川能风电经营性资产负债评估增值额减少7.52亿元,导致川能风电归母净资产评估增值额减少5亿元。
②折现率下降影响9.57亿元
前次评估折现率平均数为8.81%,自2019年末以来,折现率的各参数大多
呈下行趋势,本次评估资本结构D/E和平均无杠杆BETA选取川能动力、银星能
源、中闽能源、节能风电、嘉泽新能、江苏新能、金开新能7家同行业上市公司
的平均值。无风险报酬率为10年期国债在评估基准日的到期年收益率,市场风险溢价为中国市场风险溢价=中国股票市场平均收益率一中国无风险利率。
其中:中国股票市场平均收益率以沪深300指数的历史数据为基础,从Wind
资讯行情数据库选择沪深300指数截至评估基准日的月度数据,采用移动算术平
均方法进行测算；中国无风险利率以上述距离评估基准日剩余期限为10年期的
全部国债到期收益率表示。本次评估,川能风电下属项目公司选取的折现率平均数约为7.39%,与前次评估的主要参数差异如下:
由上表可知,较前次评估,本次评估除市场风险溢价略有提升以外,折现率
的其他各项参数均有所下降,导致本次评估折现率低于前次评估。若将本次评估
折现率的无风险收益率、市场风险溢价、债务成本均修改为前次评估数据,经测
算将导致川能风电经营性资产负债评估增值额减少11.42亿元,导致川能风电归母净资产评估增值额减少9.57亿元。
以上无风险利率和市场风险溢价系客观数据,贝塔值和债务成本变动的合理
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析。
③所得税率下降影响3.31亿元
前次评估采用的企业所得税率为25%,本次评估2030年以前(含)采用的
企业所得税率为15%。主要原因系2020年之前四川省风电行业尚未纳入西部大
开发的税收优惠名录,根据国家发展和改革委员会于2021年1月26日正式发布
《西部地区鼓励类产业目录(2020年本)》(国家发展和改革委员会令2021年
第40号),四川省风电行业纳入税收优惠名录,自2021年3月1日至2030年12月31日,川能风电开始享受15%的企业所得税优惠政策。
本次评估若不考虑以上税收优惠,经测算将导致川能风电经营性资产负债评
估增值额减少3.80亿元,导致川能风电归母净资产评估增值额减少3.31亿元。
综上所述,两次评估值差异约44亿元,主要系净资产、装机容量、利用小
时数、折现率以及所得税率等方面的差异所致,两次评估根据各自评估时点的相关实际情况进行预测,具备合理性。
2.BETA(无财务杠杆)和债务成本变动的合理性
两次评估的 BETA 和债务成本对比如下:
(1) BETA(无财务杠杆)变动的合理性
BETA(无财务杠杆βU)计算公式如下:βU=β L/[1+(1-t)*D/E]。
标的公司βU主要受可比公司的范围及可比公司相对于资本市场波动(βL)
的影响。前次评估计算βU时选取的可比公司为中闽能源、嘉泽新能、节能风电
和东方能源(东方能源已更名为电投产融,主营业务自2019年之后变更为金融
业务)；本次评估选取的可比公司为银星能源、中闽能源、节能风电、嘉泽新能、江苏新能、金开新能以及川能动力。
根据被评估单位的业务特点,本次评估人员通过 WIND 资讯系统查询了7家
A股可比上市公司的β[值(起始交易日期:2019 年9 月30 日；截止交易日期:2022年9月30日),具体数据见下表:
第43页共61页
前次评估人员的β测算过程如下表:
为0.4490,与本次评估β,数据相近,因而β变动的主要原因系风电可比公司相较资本市场波动(β)的影响。
前次评估β{取值区间为评估基准日前100周(约2年),本次评估β取值
区间为评估基准日前 3年。2018年-2019 年期间 WIND 风力发电指数(884036)
与上证指数波动趋势较为一致,前次评估可比公司β[接近于1；2019年10月至
2022年9月期间 WIND 风力发电指数(884036)与上证指数波动趋势存在一段时
间反向波动,即2021年下半年大盘横盘期间风力发电指数快速上涨,这一段时
间会出现较多风力发电指数变动趋势与上证指数相反的情况,从而使得该期间内
大量的β[为负,并且该区间风电行业指数波动较为剧烈,导致β[负值绝对值较大,因而本次评估同行业可比公司的β低于前次评估具备合理性。
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—风力发电指数(884036.11)上证指数(000001.SE)
3500
3000
2500
2000
1500
0
2017年1月2018年1月2019年1月2020年1月2021年1月2022年1月
注:根据wind资讯数据统计
综上,由于本次评估β{取值区间风电行业指数较大盘指数波动导致本次评估β,与前次评估存在差异具备合理性。
(2)债务成本变动的合理性
债务成本变动的主要原因为参数选取方法不同以及LPR下行导致债务成本
下降。前次评估选取基准日 5 年期 LPR作为债务成本,而本次评估选取的是标的
公司实际的借款利率作为债务成本。风力、光伏发电企业的贷款具有与其他行业
不同的特殊性,其贷款金额大(约占建设总投资额的70%-80%),单笔贷款时间
长(一般约为10-15年),并且贷款金额逐年减少,鉴于该行业融资的特殊性,
相比于市场LPR,选取其自身的贷款利率作为债务成本更合理。同时,本次评估
基准日较前次评估基准日,5年期LPR已经由 4.8%下降到 4.3%,债务成本也相应呈下降趋势。
(七)政策变化难以量化预计,最近一年政策变化未对标的公司平均电价产
生不利影响,保障利用小时数保持不变的假设具备合理性；标杆电价和市场交易
电价的差异主要体现为丰水期差异较大,上述假设对收益法评估结果的影响较小
1.政策变化难以量化预计,最近一年政策变化未对标的公司平均电价产生不利影响,保障利用小时数保持不变的假设具备合理性
(1)电力市场化改革政策背景下,保障利用小时数呈下降趋势,但难以量化预计
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1)四川省最近两年电力市场化改革政策变化情况
2021年12月,四川省经信厅、发改委、能监办、能源局联合发布《四川省
2022年省内电力市场交易总体方案》,自2022年开始,风电和光伏纳入市场化交易。2022年和2023年四川省风电和光伏市场化交易方案对比如下表:
由上表可知,2023年相较2022年保障利用小时数总体下降,但丰枯水期分配比例同样发生变化,导致2023年丰水期的保障利用小时数高于2022年。
四川省风力和光伏发电参与市场化交易时间较短,且每年政策的有效期仅为当年度,保障利用小时数的变动难以量化预计。
2)本次评估假设与同行业上市公司可比交易保持一致
根据《天津广宇发展股份有限公司关于深圳证券交易所