川能动力:北京天健兴业资产评估有限公司关于深圳证券交易所《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》之回复报告

北京天健兴业资产评估有限公司关于深圳证券交易所
《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》
之回复报告
深圳证券交易所:
四川省新能源动力股份有限公司于2023年3月24日收到贵所上市审核中心下发的
《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)。北京天健兴业资产评估有限公司就本次问询
所提问题逐项进行了认真核查和落实,按照《重组问询函》的要求对所涉及的事项进行了认真答复,回复如下:
问题6
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
衡方案及节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
,
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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
在建的小街一期和淌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。
请上市公司补充披露:(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
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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。
回复:
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:
单位:万元/%
注1: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。
注2:川能风电本身无业务,净利润为负数,预测数据净利润低于实际数据,差异率为负数。
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。
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上市公司已在《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
(一)省调项目(省电力公司调度的项目)
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(采用该等分配模式的原因主要系6-10月为丰
水期,水电发电量较大导致市场化价格较低(通常在0.12元/千瓦时水平),因而将高
电价(0.35元/千瓦时)的保障利用小时优先分配至6-10月,有助于提高整个丰期的
均价,实现收益最大化)。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。
根据《重组报告书》“第六章、一、(二)、4、(5)、4)、②、A、(B)电价预测”
披露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。
(二)地调项目(地级市或县电力公司调度的项目)
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]
其中有效利用小时数根据历史数据预测并考虑每年0.6%的组件衰减,电价预测参
见《重组报告书》“第六章、一、(四)、4、(2)、1)、②、B地调项目”。以2023 年营业收入为例,各地调项目营业收入的具体测算过程如下:
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上市公司已在《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:
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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。
上市公司已在《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。
上市公司已在《重组报告书》“第六章、一、(七)其他情况说明”补充披露相关内
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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
(一)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I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小时,光伏发电全生命周期合理利用小时数为26,000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。
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下面以拉马风电场为例列示具体测算过程:拉马风电场于2014年开始发电,装机
容量4.95万千瓦。首先以项目全生命周期合理利用小时数36,000.00小时乘以装机容
量4.95万千瓦,计算出全生命周期补贴电量为178,200.00万千瓦时。各年度补贴电量及剩余补贴电量具体如下:
单位:万千瓦时
由上表可知,拉马风电场于2027年达到全生命周期合理利用小时数。
上市公司已在《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)盐边能源已运营地调项目补贴价格的核准及测算情况
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
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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。
上市公司已在《重组报告书》“第六章、一、(七)其他情况说明”补充披露相关内容。
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
(一)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
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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:
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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性分析
参见本回复“问题6、六、(二)BETA(无财务杠杆)和债务成本变动的合理性”相关分析。
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。
(二)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=βu[1+(1-t)*D/E]。
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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(β)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βL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:
前次评估人员的βu测算过程如下表:
经测算,前次评估选取的可比公司在本次评估基准日2022年9月30日的βu为
0.4490,与本次评估βu数据相近,因而βu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βr取值区间为评估基准日前100周(约2年),本次评估βr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βr接近于1；2019年10月至2022年9月期间 WIND
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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。
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βu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
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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
(一)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
(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的回复公告》(2021年1月重大资产置换实现新能源业务整体
上市):“预测销售收入主要考虑电价和上网电量等,对于有市场化交易的地区,如果近
两年一期市场化交易占比无明显变化或变化趋势不一致,按照平均占比进行预测；如果
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有明显变化趋势又因未来年度增减幅度不可知,出于谨慎性原则按照评估基准日的占比
进行预测。因此,未来的销售收入已经考虑了相关市场化交易占比变动对评估值的影响。”
根据《龙源电力集团股份有限公司换股吸收合并内蒙古平庄能源股份有限公司及重
大资产出售及支付现金购买资产暨关联交易报告书》(2022年1月吸并平庄能源实现新
能源业务 A+H上市):“(五)东北新能源评估情况……6、收益法评估具体情况……(3)
净现金流量预测……1)营业收入预测……④上网电量:上网电量分为基数上网电量、
外送电量和商业化运营上网电量(电力交易中心竞价电量),本次评估根据历史年度占上网电量的比例进行预测。”
广宇发展和龙源电力重大资产重组收购的风电行业标的公司,其预测期保障性收购
电量和市场化交易电量的占比以报告期的历史数据为依据,报告期虽有明显变化趋势但
未来年度变动数据不可知,亦难以量化在评估模型中。本次交易标的公司保障利用小时
数在报告期虽呈下降趋势,但未来变动数据不可知,以最近一期的数据作为预测依据的评估假设与同行业可比交易案例保持一致。
2、四川省2023年保障利用小时数较2022年下降导致参与市场化交易电量增多,
但同时保障利用小时数分配政策的变化导致市场化电价较低的丰水期市场化交易电量亦减少,整体而言对标的公司平均电价影响较小
四川省的主要发电类型为水电,因而四川省各月份的市场化交易电价主要受水电价
格影响。具体为,枯水期(1-4月和12月),水电供给相对较少,市场化电价则较高并
接近于燃煤标杆电价0.40元/千瓦时,平水期(5月和11月)电价接近0.26元/千瓦时,丰水期(6-10月)电价则接近0.13元/千瓦时。
根据本题“四、报告期各期交易标的年度、月度合同约定电价情况”披露的市场化
合同电价,枯水期市场化电价与保障性收购标杆电价相近,其对标的公司平均电价影响
较小；丰水期市场化电价较低且与保障性收购标杆电价差距较大,其对平均电价影响较大。
如前所述,四川省风电和光伏保障利用小时数2023年较2022年总体下降,但在丰
水期却有所提升,即2023年参与市场化交易的电量总体增多,但丰水期参与市场化交
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易的电量同比减少,综合来看对标的公司的平均电价影响较小。2022年和2023年各项目的平均电价(含补贴不含税)如下:
单位:元/千瓦时
由上表可知,2023年保障利用小时数降低后,川能风电各电场的平均电价变化趋势不尽相同,整体电价保持稳定。
综上,电力市场化交易政策的变化难以量化预计,保障利用小时数保持不变的假设
与同行业可比交易保持一致,且最近一年政策变化未对标的公司平均电价产生不利影响,本次收益法评估中2023年及以后风光保障利用小时数保持不变的假设具备合理性。
(二)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、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,而标的公司丰水期发电量占比较低,丰水期较低的市场化交易电价对标的公司平均电价影响较小
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如前所述,枯水期市场化电价与保障性收购标杆电价相近,对标的公司平均电价影
响较小；丰水期市场化电价与保障性收购标杆电价差距较大,对平均电价影响较大。以
会东能源拉马结算单元(包括拉马、鲁南、鲁北、绿荫塘、雪山风电场)2022年市场化电价为例,各月市场化电价情况如下:
单位:元/千瓦时
标的公司各风电场所处区位的气候特点具有明显的季节性,每年一季度和四季度为
大风季,与枯水期时间接近；每年二季度和三季度为小风季,与丰水期时间接近。拉马结算单元五个风电场最近三年不同水期的发电量占比情况如下:
由上表可知,丰水期的发电量占全年发电量的比例较低,因而丰水期较低的市场化交易电价对标的公司平均电价影响较小。
2、保障利用小时数保持不变的假设对收益法评估结果影响较小
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根据《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工
作的通知发改能源[2016]1150号》和《国家能源局关于2020年度全国可再生能源电力
发展监测评价结果的通报国能发新能[2021]31号》,其载明列示的全国风电重点地区2016年和2020年保障性收购小时数如下表:
全国光伏重点地区2016年和2020年保障性收购小时数如下表:
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由以上数据可知,从2016年至2020年期间,风电和光伏重点区域保障性收购小时
数变动很少,仅河北省张家口市风电保障性收购小时数下降了100小时。从全国来看,风电和光伏保障性收购小时数下降较慢。
如前所述,四川省2023年相较2022年风电和光伏的保障利用小时数虽下降较多,
但对发电企业有实质影响的丰水期保障利用小时数反而是上升的。以下按照2024年标
的公司风电和光伏保障利用小时数分别下降100小时和200小时,对各标的公司100%股权评估值及标的资产交易作价的影响数模拟测算如下:
由上表可知,保障利用小时数下降100小时、200小时对标的资产交易作价影响比
例分别为2.36%和4.84%,占比较小,保障利用小时数保持不变的假设对收益法评估结果的影响较小。
综上,标杆电价和市场交易电价的差异在丰水期较大,而标的公司丰水期发电量占
比较低,丰水期较低的市场化交易电价对平均电价影响较小；保障利用小时数保持不变的假设对收益法评估结果的影响较小。
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八、四川省标杆电价自2016年以来未发生变化,交易标的标杆电价在
预测期保持不变具备合理性；最近两年风电、光伏参与市场化交易的销售
均价变动较小且无显著趋势性,2023年以及未来市场化电价预测保持不变具备合理性
(一)四川省标杆电价自2016年以来未发生变化,交易标的标杆电价在预测期保持不变具备合理性
根据四川省发展和改革委员会《关于降低四川电网燃煤发电上网电价和一般工商业
用电价格有关事项的通知》(川发改价格[2016]6号),四川省电网统调燃煤机组标杆上
网电价(含环保电价)为0.4012元/千瓦时,自2016年以来,四川省燃煤标杆电价再未发生变化,本次评估标杆电价保持不变具备合理性。
(二)四川省市场化交易电价由供需双方报价产生,无明显变动趋势,2023年以及未来市场化电价预测具备合理性
四川省水电自2017年开始参与市场化交易,风电、光伏自2022年开始参与市场化
交易。根据四川电力交易中心有限公司发布的年度交易数据,最近五年,四川省市场化交易年度均价情况如下表:
单位:元/千瓦时
由上表可知,从交易时间较长的水电来看,市场化电价并无明显的趋势性变化；由
本题之“四、报告期各期交易标的年度、月度合同约定电价情况”披露的电价数据可知,自实施风力、光伏发电市场化交易以来,标的公司电价变动幅度较小。
鉴于市场化交易电价无明显变动趋势,风电、光伏参与市场化交易历史较短且价格变动幅度较小,以最近的价格作为未来预测依据具备合理性。
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九、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影响较小,小
街一期项目和淌塘二期项目前期风力资源勘测情况和风力发电利用小时数与周边项目可比,相关预测具备合理性
(一)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影响较小
四川省属于风能Ⅳ类资源区,从全省整体来看,四川省属于风资源相对不足的地
区,因而前期编制可研报告时相对保守；同时,早期项目的可研报告出具时间和项目实
际投产时间间隔较长,设备技术水平也有所提高,以上因素共同导致早期项目的实际利用小时数和可研报告数据之间差距较大。
截至本次评估基准日,在建的小街一期和淌塘二期项目在编制可研报告时,已有同
处会东县的其他已运营项目作为参考,且投产时间与可研报告出具时间间隔较短,前述因素在本次可研报告预测中影响较小。
(二)小街一期项目和淌塘二期项目前期风力资源勘测情况和风力发电利用小时数与周边项目可比,相关预测具备合理性
根据华东勘测设计研究院有限公司出具的《四川省凉山州会东县小街一期风电场工
程可行性研究报告》载明的会东县境内各风电场风力资源情况以及标的公司提供的各风电场实际利用小时数情况如下表:
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注:Scada(SupervisoryControlAndDataAcquisition),即数据采集与监视控制系统,为电力行业常用的监视和控制系统。
由上表可知小街一期项目和淌塘二期项目前期风力资源勘测情况与同处会东县的
已运营项目接近,在建项目可研报告预测的利用小时数与可比项目利用小时数所处区间的下限接近,因而在建项目利用小时数的预测合理谨慎。
十、报告期平均有效利用有小时数呈现下降趋势系偶然因素,收益法
评估中有效利用小时数按照各电场历史平均数预测符合标的公司实际情况,预测方法合理谨慎
川能风电下属投产时间超过3年的各风电场自投产以来各年度有效利用小时数如下表:
单位:小时/年
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由上表可知,不同风电场有效利用小时数变动趋势具有同步性；同时,上表各风电
场均位于会东县,说明各风电场有效利用小时数变动与当年会东县的风资源情况有关。
由上表可知,2015年、2018年和2022年系风资源较差年份,2016年、2017年、
2019年和2021年系风资源一般年份,2020年则为风资源较好年份。从长期的历史数据
来看,有效利用小时数并无明显的单向趋势,而具有一定的偶发性和不可预见性的特点,
因而有效利用小时数按照各电场历史平均数预测符合标的公司实际情况,预测方法合理谨慎。
十一、四川省风力、光伏发电项目的规划与电网消纳能力、下游电力需求相匹配,售电量的预测未考虑弃风、弃光因素具备合理性
(一)报告期四川省不存在弃风、弃光情形
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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2020年至2022年各省份的光伏利用率情况如下表所示:
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川能风电已建成的风电和光伏项目均位于四川省,最近三年均不存在弃风和弃光的情形。
(二)四川省电网能够消纳规划新增的风力、光伏项目
根据2022年12月四川省人民政府印发的《四川省电源电网发展规划(2022~2025
年)》(以下简称“规划”),至2025年,四川省电力装机规模达到16,560万千瓦,……
“三州一市”光伏基地和凉山州风电基地加快建设。2025年电源发展主要目标如下表:
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由上表可知,四川省总发电装机容量的增长率低于预计全社会用电量增长率。
此外,根据规划,四川省已建成覆盖21个市(州)的500千伏骨干主网架,形成
资源富集地连接成都等负荷中心的电力汇集送出通道,2021年,全省500千伏交流输
电线路达18,351公里、居全国第1位。与华东、西北、重庆、西藏等电网相联,建成
“五直八交”省际输电通道,最大外送能力3,860万千瓦。“十三五”以来累计外送电
量8,066亿千瓦时,每年外送电量占全省发电量的1/3左右。规划指出,至2025年四川
省将建成1,000千伏特高压交流输变电工程,完成攀西电网优化工程,实现四川主网架
提档升级,新增甘孜、阿坝、攀西地区电源汇集输送能力1,300万千瓦。四川电网500
千伏“立体环网”加快建设,省内受端电网明显强化,新增供电能力2,000万千瓦以上。2025年电网发展主要目标如下表:
综上,四川省发电装机容量的建设规划与全社会用电需求相匹配,且电网输配电能
力进一步强化,四川省电网能够消纳规划新增的风力、光伏项目。售电量的预测未考虑弃风、弃光因素具备合理性。
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十二、预测期电损比率系根据电量预测数据反算,不影响收益法计算
结果,淌塘二期风电场电损比率显著低于淌塘一期系两风电场地理位置相距较远并无更高的相关性所致,具备合理性
各电场历史期及预测期电损率情况如下表:
单位:%
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。
本次已运营项目收益法评估过程系根据各个风电场历史期的发电量和上网电量的
平均数预测未来的发电量和上网电量,上网电量乘以相关电价得出项目收入。电损率则系以预测期发电量和上网电量计算得出,故预测期电损率不影响收益法计算结果。
对于在建的小街一期和淌塘二期项目,上网电量的预测依据为可研报告载明的数据,
由上表可得,会东能源的已投产的7个风电场的预测期平均电损率为2.91%,该等在建
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项目电损率的预测依据为参考会东能源的已投产的其他风电场确认为3%,发电量预测
依据为根据上网电量和电损率反算而得。由于上网电量预测依据为可研报告,且直接与
收入相关,因而电损率和发电量数据不影响对在建项目的收入预测,对估值无影响。
此外,淌塘一期和淌塘二期分别位于会东县的两个方向,具体见下图各风电场在会
东县所处区位。相较会东县的其他已投产风电场,淌塘一期与淌塘二期的数据并无更高的相关性。
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十三、标的公司与大部分可比交易案例的风电、光伏收入结构相近,
虽仍存在一定差异,但已在市场法模型中进行了修正,市场评估选择的可比交易案例具有可比性
美姑能源和盐边能源作为独立运营的项目公司,本次评估采用了交易案例比较法,其中盐边能源主营业务同时涉及风力发电和光伏发电。
盐边能源选取的三个可比交易案例涉及的标的公司分别为吐鲁番特变电工新能源
有限公司、国家电投集团达茂旗新能源发电有限公司和国家电投集团乌拉特中旗新能源
发电有限公司(以下分别简称“吐鲁番”、“达茂旗”和“乌拉特中旗”,合称“可比案例公司”)。可比案例公司与标的公司风力发电、光伏发电的收入及占比如下:
单位:万元
注1:选取的三个可比案例公司的其他收入为过网费；
注2:盐边能源数据为第一个稳定预测期(即2023年)数据,三个可比案例公司的数据为其对应的评估基准日后第一个稳定预测期数据。
由上表可知,盐边能源的风力发电、光伏发电占比与达茂旗、乌拉特中旗比较接近,与吐鲁番存在一定差异。
在实际经营中,风力发电和光伏发电的主要不同点体现在创收能力不同和经济寿命
不同。针对二者以上两点主要差异,本次市场法评估对以上两点并结合装机规模和资产
负债率共四个方面指标进行修正,具体数据及修正过程参见《重组报告书》“第六章、一、(四)、5、(4)修正系数的确定与计算”
综上,标的公司与大部分可比交易案例的风电、光伏收入结构相近,虽然盐边能源
与部分可比案例公司风电和光伏收入占比存在一定差异,但市场法评估过程中已对主要差异因素进行了修正,本次市场法评估选择的可比交易案例具有可比性。
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十四、中介机构核查意见
经核查,独立财务顾问、会计师及评估师认为:
1、上市公司已补充披露相关内容:(1)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；(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)已运营电场在发电量和有效利用小时数之间的换算比例
与其装机容量和电损率相关,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；(4)报告期各期交易标的年度、月度合同约定电
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；
2、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；
3、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；
4、四川省标杆电价自2016年以来未发生变化,交易标的标杆电价在预测期保持不
变具备合理性；最近两年风电、光伏参与市场化交易的销售均价变动较小且无显著趋势性,2023年以及未来市场化电价预测保持不变具备合理性；
5、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
差异的原因系四川省属于风资源较为不足的地区,因而前期编制可研报告时相对保守；
同时,早期项目的可研报告出具时间和项目实际投产时间间隔较长,设备技术水平也有
所提高,以上因素共同导致早期项目的实际利用小时数和可研报告数据之间差距较大。
前述因素在本次可研报告预测中影响较小,小街一期项目和淌塘二期项目前期风力资源勘测情况和风力发电利用小时数与周边项目可比,相关预测具备合理性；
6、报告期平均有效利用有小时数呈现下降趋势系偶然因素,收益法评估中有效利用小时数按照各电场历史平均数预测符合标的公司实际情况,预测方法合理谨慎；
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7、四川省风力、光伏发电最近三年无弃风、弃光情形；四川省风力、光伏发电项
目的规划与电网消纳能力、下游电力需求相匹配,售电量的预测未考虑弃风、弃光因素具备合理性；
8、预测期电损比率系根据电量预测数据反算,不影响收益法计算结果,淌塘二期
风电场电损比率显著低于淌塘一期系两风电场地理位置相距较远并无更高的相关性所致,具备合理性；
9、标的公司与大部分可比交易案例的风电、光伏收入结构相近,虽仍存在一定差异,但已在市场法模型中进行了修正,市场评估选择的可比交易案例具有可比性。
北京天健兴业资产评估有限公司
2023年7月24日
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