长源电力:立信会计师事务所（特殊普通合伙）关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函回复

立信会计师事务所（特殊普通合伙）
关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函回复
信会师函字[2023]第 ZE053 号立信会计师事务所（特殊普通合伙）关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函回复
信会师函字[2023]第 ZE053 号
深圳证券交易所：
根据贵所于2023年8月21日出具的《关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函》（审核函〔2023〕120138号）（以下简称“审核问询函”）相关问题的要求，立信会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“申报会计师”或“本所”）作为国家能源集团长源电力股份有限公司（以下简称“发行人”、“公司”或者“长源电力”）向特定对象发行股票的
申报会计师，对审核问询函中需要申报会计师说明或发表意见的问题进行了认真的核查，现将有关问题的核查情况和核查意见回复如下：
注1：本所对发行人2023年1月至6月期间的财务报表未出具审计或审阅报告，因此对发行人上述期间的财务信息不进行发表意见或结论。以下所述的核查程序及实施核查程序的结果仅为协助发行人回复贵所问询目的，不构成审计或审阅。
报告期指2020年度、2021年度、2022年度及2023年1-6月；2021年度、
2022年度金额已经本所审计，2020年度、2023年1-6月未经本所审计。
2、本审核问询函回复报告中部分合计数若出现与各加数直接相加之和在尾
数上有差异，均为四舍五入所致。
回复第1页问题1：
报告期各期，发行人归母净利润分别为100145.96万元、-2535.03万元、
12283.25万元和22149.26万元，综合毛利率分别为13.49%、1.33%、4.84%和
11.67%，其中热力销售毛利率分别为-12.40%、-26.47%、-35.55%和-27.94%，
其他业务毛利率分别为78.33%、82.31%、85.33%和50.30%，发行人经营业绩波动较大，且热力销售毛利率持续为负。截至2023年3月末，发行人固定资产及在建工程期末余额合计占资产总额比重为74.77%。报告期各期，公司关联采购占营业成本比例分别为36.99%、54.22%、65.40%、56.60%，占比逐年增加。
截至2023年3月31日，公司长期股权投资账面价值为28286.90万元，为武汉华工创业投资有限责任公司（以下简称华工创投）等公司股权，发行人已认定为财务性投资。截至2023年3月31日，发行人投资性房地产账面价值为10607.31万元。
请发行人补充说明：（1）结合报告期内原材料价格变动情况、同行业可比
公司情况、热力销售的具体内容，说明报告期内发行人经营业绩和毛利率水平持续下滑、热力销售毛利率持续为负的原因及合理性，相关不利因素是否持续及应对措施；（2）结合在建工程项目进展情况，说明在建工程、固定资产减值准备计提充分性，是否存在未及时转固情形；（3）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；（4）结合发行人投资华工创投的时间，说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，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，发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情
形；（5）其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性；投资性房地产对
应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产经营业务，发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质。
请发行人补充披露（1）（2）相关风险。
请保荐人核查并发表明确意见，请会计师核查（1）-（4）并发表明确意见，请发行人律师核查（5）并发表明确意见。
【发行人回复】
一、结合报告期内原材料价格变动情况、同行业可比公司情况、热力销售
的具体内容，说明报告期内发行人经营业绩和毛利率水平持续下滑、热力销售
回复第2页毛利率持续为负的原因及合理性，相关不利因素是否持续及应对措施
（一）影响公司经营业绩的主要因素
公司主要在湖北省内从事电力、热力生产和经营业务。报告期各期，公司营业收入中火力发电及售热业务收入合计占比分别为89.45%、90.51%、93.74%和
91.08%，公司经营业绩波动主要受火电业务波动影响，主要影响因素包括发电设
备利用小时数、上网电价、煤炭价格等。
报告期各期，公司营业收入分别为1007349.93万元、1216396.57万元、
1466191.56万元和692113.17万元，呈现稳步增长趋势。主要原因包括：1、2021年以来湖北省经济持续恢复、发展，全省社会用电量保持较快增速；2、2022年，湖北区域受来水严重偏枯影响水电发电量有所下滑，火电作为基石电力重要性凸显，设备利用小时数有所提升；3、2021年10月起，燃煤发电市场交易价格允许浮动范围扩大至±20%，在供需关系偏紧的情况下，火电上网电价显著提升。
报告期各期，煤炭成本对于火电企业的盈利情况影响显著，2021年受煤炭价格大幅上涨影响，公司火电业务及售热业务毛利率大幅下滑，从而使得销售毛利率和净利润均出现较大下滑；2022年煤炭价格持续处于高位，但收入端上网电价调增有效缓解了成本端煤炭价格较高的压力，公司经营业绩有所改善；2023年以来，随着煤炭价格逐步回落，公司经营业绩出现明显好转。报告期各期，公司的毛利率分别为13.49%、1.33%、4.84%和11.74%，归属于母公司股东的净利润分别为100145.96万元、-2535.03万元、12283.25万元和38088.29万元；其
中火电业务的毛利率分别为11.93%、-1.31%、6.24%和11.53%，售热业务毛利率分别为-12.40%、-26.47%、-35.55%和-25.40%。
（二）报告期内原材料价格及上网电价变动情况
公司主要业务板块包括火电、水电、风电、光伏发电及售热业务。由于水电、风电、光伏等可再生能源发电过程中的主要成本为资产折旧与摊销、职工薪酬等，报告期内公司生产所需原材料主要为火力发电业务采购发电用煤及少量燃油。
报告期各期，公司主要原材料消耗及终端产出情况如下：
项目单位2023年1-6月2022年2021年2020年入炉标准煤量吨4502885979210090535067665914
其中：发电标准煤量吨3915097877319782361857055293售热标准煤量吨5877881018903817322610621
其中：煤折标准煤量吨4501666979076690319887664256油折标准煤量吨12191334215181658
燃料成本万元458230.991065748.34873878.57537740.73
其中：火电业务万元398838.67955862.80791247.78494866.88
售热业务万元59392.32109885.5482630.7942873.85
回复第3页项目单位2023年1-6月2022年2021年2020年
折标准煤单价（不含税）元/吨1017.641088.38965.24701.47
其中：火电业务元/吨1018.721089.53960.70701.41
售热业务元/吨1010.441078.471010.99702.14
发电量亿千瓦时153.26329.71316.86272.83
其中：火电亿千瓦时141.10312.11292.59249.64
售热业务（万吉焦）1047.581876.991655.851188.50
注：标准煤量指热值为7000千卡/千克的煤炭。公司下属火电厂使用的原料煤及发电供热效率存在一定差异，导致电热成本分摊后单位成本存在细微差异。
由上表可知，2021年和2022年公司燃料消耗量及燃料单价均出现大幅上涨。
随着地区经济恢复增长，公司发电量及售热量快速上升，燃煤消耗量也随之同步增长；受煤炭市场价格波动影响，2021年和2022年公司燃料成本平均单价显著上升，2021年较2020年上涨37.60%，2022年较2021年上涨12.76%；随着煤炭市场价格逐步回落，2023年1-6月公司燃料成本平均单价较2022年下降6.50%。
报告期各期，湖北省燃煤发电上网基准价（含税）为0.4161元/千瓦时，公司火电平均上网电价（含税）分别为0.4103元/千瓦时、0.4185元/千瓦时、0.4948元/千瓦时、0.4958元/千瓦时。2022年以来上网电价增加，主要系执行《省发展改革委关于转发（国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知）的通知》（鄂发改价管〔2021〕330号），自2021年10月起，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，价格浮动范围扩大至±20%。由于煤炭价格升高且区域用电需求旺盛，火电成交价格多以基准价浮动上限成交，从而平均上网电价出现明显增长。
综上，报告期内煤炭价格大幅上涨导致公司原材料单位成本上升，燃煤电价政策调整提高了火电上网电价，一定程度平滑了原材料成本上升带来的毛利率下降影响，但整体上看公司2021年和2022年毛利率仍出现了大幅下滑。随着煤炭价格同比回落，2023年1-6月公司毛利率已明显改善，达到11.74%，预计报告期内公司业绩下滑的不利因素影响将显著缓解。
（三）报告期内同行业可比公司经营业绩变动情况选取行业内10家以火电业务为主的上市公司作为同行业可比公司。报告期各期，公司与同行业可比公司营业收入、归母净利润和毛利率情况如下：
单位：亿元，%营业收入
证券简称2023年1-6月2022年度2021年度2020年度金额变动比例金额变动比例金额变动比例金额
华能国际1260.327.842467.2520.592046.0520.751694.39
大唐发电582.024.681168.2812.971034.128.16956.14
回复第4页华电国际594.5019.991070.592.521044.2215.07907.44
浙能电力417.2916.16801.9512.83710.7337.51516.84
广州发展217.294.92478.5026.22379.1019.80316.45
京能电力150.076.65304.8537.09222.3710.65200.97
皖能电力122.362.46242.7615.42210.3225.55167.52
建投能源89.391.06183.0621.71150.415.78142.19
华银电力48.8520.4797.021.0396.0316.3282.56
赣能股份34.21147.6941.4353.4627.000.8426.77
平均数-23.19-20.39-16.04-
中位数-7.25-18.00-15.70-
长源电力69.218.26146.6220.54121.6420.75100.73归属于母公司股东净利润
证券简称2023年1-6月2022年度2021年度2020年度金额变动比例金额变动比例金额变动比例金额
华能国际63.08309.67-73.8728.03-102.64-324.8545.65
大唐发电15.178.40-4.1095.57-92.64-404.7130.40
华电国际25.8256.951.00102.01-49.65-218.8041.79
浙能电力27.79597.74-18.22-113.10-8.55-114.0560.86
广州发展11.1655.7813.54568.062.03-77.579.03
京能电力3.68-28.498.03125.82-31.11-322.8013.96
皖能电力5.85117.054.25131.80-13.37-231.9110.14
建投能源0.84242.651.03104.66-22.10-338.999.25
华银电力-1.5441.870.27101.19-22.70-6653.080.35
赣能股份1.35288.500.11104.29-2.48-178.543.16平均数（剔除华银电-183.14-127.46--245.80-
力）中位数（剔除华银电-117.05-104.29--231.91-
力）
长源电力3.81290.881.23584.54-0.25-102.5310.01毛利率
证券简称2023年1-6月2022年度2021年度2020年度毛利率变动毛利率变动毛利率变动毛利率
华能国际12.0410.103.043.37-0.33-17.7717.44
大唐发电9.18-0.807.128.04-0.92-19.3918.47
华电国际5.413.820.436.59-6.16-22.3316.16
回复第5页浙能电力6.428.48-3.95-1.84-2.11-16.7014.58
广州发展11.284.007.513.394.12-5.389.50
京能电力7.28-2.009.5017.47-7.97-25.5717.60
皖能电力6.283.390.905.49-4.59-13.358.76
建投能源9.461.5210.4515.24-4.79-25.5420.75
华银电力3.210.03-0.3212.01-12.32-22.7910.47
赣能股份8.320.616.308.44-2.15-22.9320.78
平均数7.892.924.107.82-3.72-19.1715.45
中位数7.802.464.677.31-3.37-20.8616.80
长源电力11.745.564.843.511.33-12.1613.49
注1：同行业可比公司数据来源为各公司披露的定期报告；
注2：2023年1-6月营业收入和归母净利润变动比例为同比比例，2023年1-6月毛利表变动为较2022年1-6月变动幅度；
注3：毛利率变动幅度=当期毛利率-上期毛利率，下同。
由上表可知，公司业绩变动情况与以火电业务为主的上市发电企业业绩变动趋势相同，具体来看：
1、2021年经营业绩变动情况
2021年公司营业收入较2020年增加20.75%，归母净利润下降102.53%，毛
利率下降12.16%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因系特定外部因素影响减弱后2021年全社会用电量较2020年显著增长，但由于煤炭价格大幅上升，导致毛利率大幅下降，经营业绩普遍由盈转亏。
2、2022年经营业绩变动情况
2022年公司营业收入较2021年增加20.54%，归母净利润增长584.54%，毛
利率增长3.51%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因系全社会用电量持续增长，发改委出台政策放宽燃煤电价上网波动幅度，在供需关系较紧的情况下同行业可比公司经营业绩较上年度普遍改善，毛利率也有所回升。
3、2023年1-6月经营业绩变动情况
2023年1-6月公司营业收入较2022年1-6月增加8.26%，归母净利润增长
290.88%，毛利率增长5.56%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因
系煤炭价格同比回落，使得同行业可比公司经营业绩普遍改善。
4、与区域内可比公司对比情况
发电业务与区域经济发展情况密切相关，主要经营湖北区域发电业务的上市公司，除公司外主要还有湖北能源（000883.SZ）。相比于公司，湖北能源拥有水电、火电、风电和光伏等多种类型，根据其公开披露信息，报告期各期其发电相关业务收入构成如下所示：
单位：万元，%
回复第6页2023年1-6月2022年度2021年度2020年度项目金额增速金额增速金额增速金额
水电162510.49-41.25391999.35-15.76465324.16-1.69473326.30
火电389055.1318.13833163.6211.47747440.4219.57625086.80
风电51504.1633.2985636.50-8.1393216.0125.2874408.74
光伏64019.5710.95111596.8190.4358603.43111.9227653.51
合计667089.35-5.011422396.284.241364584.0213.671200475.35
湖北能源收入构成中水电占比较高且受区域降水量影响较大，受区域干旱情况影响2022年以来水电发电量显著下降。剔除水电因素影响，2020年、2021年、2022年和2023年1-6月，湖北能源发电业务收入分别为727149.05万元、
899259.86万元、1030396.93万元和504578.86万元，2021年和2022年增速分
别为23.67%和14.58%，年均复合增长率19.04%，与公司业务增长趋势基本一致。
报告期内，湖北能源火电业务的毛利率分别为18.40%、-3.82%、-6.78%和
5.37%，变动趋势与公司相同。
（四）影响公司经营业绩的不利因素及应对措施
报告期内，影响公司经营业绩的主要不利因素为煤炭价格大幅上涨，导致公司火电相关业务毛利率显著下降。2020年1月1日至2023年8月30日，动力煤市场价格走势如下：
注：数据来源 Wind。
由上表可知，2020年四季度至2022年末，动力煤市场价格出现快速上涨并持续保持在价格高位；2023年以来，动力煤市场价格逐步回落，整体仍处于价格下行区间。
公司建立了有效的成本管控机制，能够相对有效地应对燃料成本上升风险。
对比来看，2021年以来公司销售毛利率表现优于可比公司，主要原因系公司长协煤供应商主要为国家能源集团下属煤炭企业，定价规范履约稳定，相比可比公司煤炭保供优势明显。2021年以来，煤炭市场价格大幅上涨并保持在相对高位，
回复第7页市场现货煤价格远高于长协煤价格，公司整体长协煤采购占比较高且性价比优势较大，有助于控制燃料成本。
为进一步提升电煤保供控价能力，公司将在煤炭保供优势的基础上，不断加强对国家能源集团以外电煤长协的履约管理，促进稳定发运、正常兑现，提升整体外部长协兑现率，进一步提升电煤保障能力；同时加强燃料管理与其他业务管理环节的内部协同，根据煤电机组发电供热生产形势，滚动预测电煤需求，合理调控市场现货煤炭采购，持续提升燃料成本控制力。
（五）报告期内热力销售毛利率持续为负的原因及合理性
1、售热业务基本情况
公司售热业务是基于燃煤热电联产机组，在发电过程中利用机组余热同步输出蒸汽，以提高机组综合热效率及利用小时数，从而确保机组整体运行的经济性和环保性。
目前，公司所有火电机组均已完成热电联产改造，在售热业务方面，公司主要依托六家火电企业开展售热业务，由于供应距离存在一定限制，为减少热量损失，公司主要为火电厂周边的大、中型企业提供高标准蒸汽，通过热网管道直接输送至客户用于日常生产。在定价方面，公司主要以所在区域经济、市场环境、以及煤炭价格波动为考量，与热力用户进行协商谈判后确定销售价格。
2、开展热力业务的原因及合理性
（1）提高机组热效率的同时，提高公司整体能源使用效率。从热电联产原理上，热电联产利用火电机组余热供热，对外供热前蒸汽可以做功发电，供热时蒸汽不会进入机组的凝汽器，减少了发电汽轮机冷源损失，从而提高机组热效率。
因此，热电联产改造是提升火电机组综合效率的重要路径。同时，售热业务能够对机组利用小时数形成一定保障，从整体上提升机组效率，降低机组煤耗。
以2022年度经营情况为例，公司火电上网电量294.55亿千瓦时，供热量
1914.24万吉焦，热电比18.05%。根据行业经验数据，热电比每提高1%，供电
煤耗将降低0.5克/千瓦时以上，以此推算2022年公司机组供电煤耗因供热降低
9.03克/千瓦时，累计节约标煤约26.58万吨，节约燃料成本约2.90亿元。
（2）主管部门鼓励电力企业进行节能环保改造。《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）提出，统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力。湖北省能源主管部门为促进节能减排，鼓励省内火电企业发展集中供热业务，给予政策扶持，按照供热机组上一年度供热量，进行优先发电计划奖励。2022年，湖北省能源局下发《湖北省2022年电力供需平衡预测及优先发电优先购电计划方案》，公司下属6家火电
回复第8页单位的供热机组共获得奖励优先发电电量计划近7亿千瓦时。
（3）创造更大社会价值，实现社会效益和环保效益多赢。公司给区域集中提
供低能耗且稳定可靠的高品质热源，节约区域总体能源消耗，从而减少城市污染，凸显区域整体社会及环保效益。
（4）重点售热区域对蒸汽需求日趋旺盛。高标准蒸汽在工业生产中运用广泛，得益于区域经济稳步发展，报告期内公司售热业务收入保持稳步增长。伴随经济社会发展绿色转型，公司将积极打造新供热场景、催生新业态，拉动工商企业和居民消费，售热业务前景广阔。
鉴于此，公司深入践行能源安全新战略，目前所有的火电机组均完成了供热改造，并已全部具备供热能力，且主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，在区域发电、售热等市场竞争中可比优势明显。同时，公司以此为契机，积极布局热能市场，着力开拓、培育热力用户，逐步提高区域内市场份额。随着公司在区域售热业务中的领先优势增强，售热总量提升以及未来议价能力持续提升，售热业务盈利能力将得到有效改善。
3、报告期内热力销售毛利率持续为负的原因
报告期各期，公司售热业务收入、成本及毛利情况如下所示：
单位：万元、%
2023年1-6月2022年度2021年2020年度
项目数值变动数值变动数值变动数值
售热量（万吉焦）1047.5813.521876.9913.361655.8539.321188.50
营业收入（万元）61491.4425.22103619.9920.1786225.5748.0858230.90
营业成本（万元）77109.3414.42140454.3228.79109053.2066.6165453.96
其中：燃料59392.3214.62109885.5432.9882630.7992.7342873.85
辅材872.3620.421385.7723.141125.34-27.601554.32
职工薪酬7446.19-3.6512905.1815.0111220.8949.647498.68
折旧费6066.5222.449478.6813.578345.9914.217307.52
修理费1224.3823.583380.4538.312444.1712.592170.89
其他2107.5779.713418.704.043286.03-18.844048.70
毛利率（%）-25.4010.15-35.55-9.08-26.47-14.07-12.40
由上表可知，报告期内，发行人热力销售业务毛利率持续为负，主要原因是：
（1）2020年，受特定外部因素影响，终端用户生产需求下降，售热业务出
现亏损；（2）2021年以来受煤炭价格成本上升因素影响，售热毛利率持续下降；
（3）工业蒸汽主要采购方为区域大、中型企业，部分客户自身具备生产工业蒸汽的能力，议价能力较强，公司将成本端压力传导至终端需要一定时间，在燃料成本上升期间售热业务毛利率出现大幅下降；（4）公司根据地方发展规划，提前进
回复第9页行供热调研、布局，铺设供热管道，但受地方企业落户和供热用户开发影响，报
告期内部分新建的供热管线供热量暂未达到设计流量，使管道热量损失高于设计值，影响售热成本。
2023年1-6月，随着煤炭市场价格回落，公司热力销售业务燃料成本已低于
热力营业收入，毛利率相对2022年度有所好转。
4、与同行业可比公司对比情况
报告期内，公司与同行业可比上市公司售热业务收入、成本及毛利对比情况如下：
单位：万元、%证券2022年度2021年度2020年度简称售热收入售热成本毛利率售热收入售热成本毛利率售热收入售热成本毛利率大唐
584550.60990637.90-69.47521478.00920174.50-76.46467107.90671795.70-43.82
发电华电
897060.901158338.40-29.13746817.60986556.70-32.1665610.80692160.90-3.99
国际浙能
772172.23598863.2822.44615228.87463302.1724.69396000.34293583.2525.86
电力广州
59823.0451345.4414.1748496.4646873.143.3528335.2724586.6613.23
发展京能
202195.79314232.34-55.41165879.79247220.23-49.04147303.61160980.18-9.28
电力建投
199991.02308704.34-54.36171057.76260603.10-52.35151205.96167984.17-11.1
能源平均
---28.63---30.32---4.85值中位
---41.75---40.57---6.64数长源
103619.99140454.32-35.5586225.57109053.20-26.4758230.9065453.96-12.40
电力
注：可比公司2023年半年度报告中未具体披露售热业务业绩情况，华能国际、皖能电力、华银电力、赣能股份报告期内年度报告中未单独披露售热业务收入及毛利情况。
与可比公司相比，公司售热业务的毛利率水平在相对合理范围内，2020年至2022年售热业务的毛利率与同行业平均水平不存在重大差异，且整体变动趋势与同行业基本一致。
（六）相关不利因素是否持续及应对措施
致使公司售热业务持续亏损的不利影响包括：1、主要客户多为地方支持重
点制造业企业，对于原材料成本较为敏感，公司自身议价能力暂时较弱；2、根
回复第10页据《中华人民共和国节约能源法》《国家发改委国家能源局财政部住房城乡建设部环境保护部关于印发的通知》等法律法规和相关政策
文件要求，坚持“以热定电”，建设高效燃煤热电机组，因此公司主营发电业务与售热业务无法切分，从业务持续角度来看，售热业务仍需要持续推进，且短期内无法有效实现盈利。
对此公司主要应对措施如下：
1、持续改造优化供热系统，提高供热效能，降低供热成本；2、积极布局热能市场，着力开拓、培育热力用户，逐步提高区域内市场份额；3、充分发挥公司在区域发电供热市场竞争中可比优势，“以热促电”提高火电设备利用小时和实现电热互促共进；4、在订立《火电企业工业蒸汽供用合同》中，引入“煤热价格联动”机制，降低煤炭价格波动风险。
2023年1-7月，公司平均售热价格58.72元/吉焦（不含税），同比上涨5.42
元/吉焦，增幅约10%。长期来看，随着客户对于工业蒸汽需求稳步增长以及煤炭价格的下降，公司售热业务未来有望实现盈利。
综上所述，受用户价格承受能力和煤价波动的影响，公司售热业务持续亏损的局面短期内还难以改变；但长期来看，随着公司在区域售热业务中竞争优势的不断增强，市场份额和议价能力逐步提升，以及煤炭市场价格稳中有降，售热业务仍具备一定增长潜力。此外，由于公司火力发电与售热同步进行，火电业务毛利率为正，将一定程度降低售热业务亏损的不利影响，预计售热业务持续亏损对于公司整体经营业绩影响有限。
二、结合在建工程项目进展情况，说明在建工程、固定资产减值准备计提充分性，是否存在未及时转固情形
（一）发行人在建工程项目进展情况
截至2023年6月末，发行人在建工程账面价值为972362.07万元，占非流动资产比例为32.24%。其中，在建工程项目账面价值为914466.25万元，工程物资账面价值为57895.82万元。
截至2023年6月末，发行人账面价值为2000万元以上的在建工程项目情况如下：
回复第11页单位：万元
2023年6月末
序号项目名称建设内容项目进展情况账面价值
#1机组已于2023年7月达到预定可使用状态并转固；预计#2机组2023年12月达到预定可使
1 国能长源湖北随州 2×660MW 火电项目 299277.87 2×660MW 超超临界燃煤发电机组
用状态并转固，铁路部分预计2024年5月达到预定可使用状态并转固
#3、#4机组主体建筑安装工程按进度节点施工，
2 国能长源荆州热电二期扩建项目 140555.88 2×350MW 超临界燃煤供热发电机组 机组进入调试准备阶段，预计 2023 年底前达到
预定可使用状态并转固
项目 85MW 装机容量已于 7 月达到预定可使用国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千
3 93932.01 掇刀子项目 200MW 农光互补光伏电站 状态并转固，剩余装机容量预计 2023 年底前达
瓦级新能源基地掇刀 200MW 子项目到预定可使用状态并转固
项目101MW装机容量已于7月达到预定可使用国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基
4 79414.27 钟祥子项目 300MW 农光互补光伏电站 状态并转固，剩余装机容量预计 2023 年底前达
地钟祥子项自到预定可使用状态并转固
国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补 随县百万千瓦基地一期 400MW 农光互补光 项目按进度计划施工，预计 2023 年 11 月达到
579340.44
基地一期 400MW 项目 伏电站 预定可使用状态并转固
麻河一二期子项目按进度计划施工，其中麻河一二期 200MW 渔光互补光伏电站，华 100MW装机容量预计于 9月达到预定可使用状
6汉川市新能源百万千瓦基地二期项目49557.80
严二三期 200MW 渔光互补光伏电站 态并转固；华严二三期子项目现按进度计划施工，预计2024年内达到预定可使用状态并转固国能长源汉川市华严农场 100MW 渔光互补光 项目 94MW 装机容量已于 7 月达到预定可使用
7 37442.28 100MW 渔光互补光伏电站
伏发电一期项目状态并转固，剩余装机容量预计2023年底前达
回复第12页2023年6月末序号项目名称建设内容项目进展情况账面价值到预定可使用状态并转固对汉川公司三期配套煤场和三期配套码头项目已完成三期配套煤场及三期配套码头煤场
煤场进行全封闭改造，从而杜绝煤场运行过国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭封闭煤棚土建、钢结构、配套给排水、消防、
816743.38程中产生的煤尘无组织地排放入大气中和
项目环保施工，预计2023年底前达到预定可使用状下雨天气造成含煤废水对输煤系统本身和态并转固周边环境的污染
建设工作分为北线复线、东线复线两个分项实施。北线复线先行建设，2022年已竣工投运并热网拓展供热管线北线 13.99km、东线
9国能长源荆州热电有限公司供热管网扩建工程13274.43转固；东线复线工程根据荆州公司二期机组建
17.69km
设情况进行实施，尚未完工，预计2023年底前达到预定可使用状态并转固
10 国能长源湖北松滋抽水蓄能电站项目 12668.19 松滋 4×300MW 抽水蓄能电站 项目处于前期阶段
汉川四期 2×1000MW 超超临界二次再热燃 项目设计、监理、主体施工、主机、主要辅机
11国能长源汉川四期扩建工程#7、#8机组项目9924.92
煤发电机组等已招标，计划2023年10月正式开工建设采用先进的通流设计、本体结构优化技术、已完成#7机组升级改造并转固，#6机组处于施国能长源荆门发电有限公司 2×640MW 机组综
128389.87汽封改造，提高汽轮机效率和变负荷适应工阶段，预计2023年11月达到预定可使用状
合节能改造性，降低机组能耗态并转固国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光 升压站、光伏场区正在按计划施工，尚未建成
13 7975.31 屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏电站
伏发电项目（一期）并网
#4锅炉已完成全部改造工作并转固，#3锅炉处国电长源汉川第一发电有限公司汉川#3、#4锅对#3、#4锅炉制粉、燃烧、受热面、吹灰系
145014.02于测试阶段，预计2023年9月达到预定可使用
炉贫煤改烟煤改造统进行改造状态并转固
回复第13页2023年6月末序号项目名称建设内容项目进展情况账面价值
国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏 升压站、光伏场区正在按计划施工，尚未建成
15 4786.27 纪南 100MW 渔光互补光伏电站
发电项目并网
通过对循环水系统、原水预处理系统、渣水已完成生活污水系统、脱硫废水系统改造，其
16国能长源荆州热电有限公司全厂废水综合治理4671.51系统等各系统优化改造，实现全厂废水近零余系统正在按计划施工，预计2023年底前达到
排放预定可使用状态并转固
对#3、#4机组进行灵活性改造，实现深调至国电长源汉川第一发电有限公司#3、#4机组灵30%额定负荷目标，并确保供热满足要求，项目主体施工已完成，正在进行性能测试，预
174196.96
活性改造主要改造内容有：中调门改造、等离子改造、计于2023年9月达到预定可使用状态并转固
小机汽源改造、热工优化改造等内容
国能长源十堰水电开发有限公司白沙河水电站项目已于2023年7月完工，达到预定可使用状
184044.13大坝渗漏治理及防浪墙拆除重建
大坝渗漏治理态并转固
在#5 炉 A、B 侧热再蒸汽管道上抽取部分蒸
国能长源汉川发电有限公司#5机组热再抽汽供尚有部分尾工未完成，预计2023年9月达到预
193918.63汽经减温减压后对外供热，提升公司对外供
热改造定可使用状态并转固
热、保供能力
对#13、#14汽轮机进行汽轮机高、中、低压
国能长源武汉青山热电有限公司#13、#14机组项目主体施工已完成，正在进行性能测试，预
202723.24缸通流改造，改造后机组的热耗率、效率达
节能优化改造计于2023年底前达到预定可使用状态并转固到同类机组的先进水平
国能长源荆门发电有限公司烟气脱硝还原剂尿采用尿素普通水解制氨工艺方案，消除重大主要改造工作已完成，尚有部分尾工未完成，
212713.12
素替代液氨改造安全隐患源，确保电力安全生产预计2023年10月达到预定可使用状态并转固
22其他33901.72--
合计914466.25--
回复第14页（二）是否存在未及时转固情形
1、发行人在建工程转为固定资产的标准和时点
在建工程项目按建造该项资产达到预定可使用状态前所发生的全部支出，作为固定资产的入账价值。所建造的在建工程已达到预定可使用状态，但尚未办理竣工决算的，自达到预定可使用状态之日起，根据工程预算、造价或者工程实际成本等，按估计的价值转入固定资产，并按公司固定资产折旧政策计提固定资产的折旧，待办理竣工决算后，再按实际成本调整原来的暂估价值，但不调整原已计提的折旧额。
2、报告期内发行人在建工程转固情况
报告期各期，发行人当期转固金额分别为50736.13万元、25750.96万元、
178455.53万元和83892.61万元。其中，当期转固金额大于1000万元的主要在
建工程项目转固情况如下：
（1）2023年1-6月主要在建工程转固情况
单位：万元期初账面期末账面项目名称本期增加本期转固其他减少余额余额
国能长源公安狮子口 100MW 农光互
39209.112887.2342096.34--
补光伏发电项目
国能长源安陆赵棚风电场项目23427.575302.8028730.37--
国电长源汉川第一发电有限公司#3、
11867.65106.046959.67-5014.02
#4锅炉贫煤改烟煤改造国能长源武汉青山热电有限公司岚
1299.37961.472260.84--
图光伏项目国能长源恩施水电开发有限公司伍
家河六级、七级、白泉河等十二座电1655.31-1127.76-527.55站综合自动化改造
国电长源汉川第一发电有限公司#3、#4锅炉贫煤改烟煤改造为技改项目，主要实施内容为对汉川一发#3、#4锅炉制粉、燃烧、受热面、吹灰系统进行改造。截至2023年6月末，4号锅炉已完成全部改造工作并转固，3号锅炉处于测试阶段，预计2023年9月达到预定可使用状态并转固。
国能长源恩施水电开发有限公司伍家河六级、七级、白泉河等十二座电站综
合自动化改造为技改项目，主要实施内容为水轮发电机组、直流系统、调速器及励磁系统改造等。截至2023年6月末，伍家河、白泉河等11座电站已完成相关改造工作并转固。新峡电站主机设备需在汛期结束后具备条件时完成转轮的更换，预计完成时间为2023年12月。
回复第15页（2）2022年度主要在建工程转固情况
单位：万元期初账面期末账面项目名称本期增加本期转固其他减少余额余额
国能长源汉川市南河乡 100MW 渔
14638.7824389.4138837.85190.34-
光互补光伏发电项目国能长源石首高陵农光互补光伏发
9785.7624817.9634603.71--
电项目
国电长源第一发电有限责任公司#1
13467.93-13467.93--
煤场原煤筒仓建设项目国能长源武汉青山热电有限公司废
1624.7910939.5512564.33--
水综合治理项目国能长源武汉青山热电有限公司废
9500.68-9500.68--
水综合治理国电湖北电力有限公司鄂坪水电厂
2222.385701.667924.04--
鄂坪水电站水毁修复改造国电长源汉川第一发电有限公司热
6763.02-6763.02--
网系统三期增容水源改造国能长源武汉青山热电有限公司岚
106.097907.796714.52-1299.37
图光伏项目国能长源武汉青山热电有限公司
-5876.425876.42--
#13、#14机组节能优化改造国能长源荆门发电有限公司
1453.317308.675796.79-2965.19
2×640MW 机组综合节能改造
国能长源荆州热电有限公司供热管
4904.4013506.545188.74-13222.19
网扩建工程
国能长源荆州热电有限公司#1、#2
-2253.502253.50--机组中压供热能力改造国电长源汉川第一发电有限公司
#1、#2机组延寿2021年综合改造1990.6580.152070.80--项目国能长源荆州热电有限公司烟气脱
-1978.251978.25--硝还原剂尿素替代液氨改造
国能长源荆门热电厂 5.8MW 地面
-1924.611924.61--光伏发电项目
国能长源荆门热电厂 5.5MW 地面
20.701800.621821.32--
光伏发电项目
国电长源汉川第一发电有限公司1732.7561.601794.35--
回复第16页期初账面期末账面项目名称本期增加本期转固其他减少余额余额
#1、#3机组热再抽汽供热改造国能长源荆州热电有限公司铁路专
-1233.251233.25--用线接轨线路改造国能长源十堰水电开发有限公司大峡水电站生态流量项目（加生态机109.70920.871030.57--组 1000KW）
国能长源武汉青山热电有限公司岚图光伏项目属于新建工程类项目，为岚图汽车工业园内光伏建设， 2022 年末已并网投产 13.90MW，期末余额为尚未实施完毕的#1、#2箱变部分的光伏车棚、输电线路安装等工程。
国能长源荆门发电有限公司 2×640MW 机组综合节能改造为技改项目，主要通过对荆门公司#7、#6机组进行技术和设备改造，提高汽轮机效率和变负荷适应性，降低机组能耗。2022年末已完成#7机组升级改造，截至2023年6月末，#6机组还处于施工阶段，预计2023年11月达到预定可使用状态并转固。
国能长源荆州热电有限公司供热管网扩建工程属于新建工程类项目，主要为荆州公司热网管线拓展，建设工作分为北线复线、东线复线两个分项实施。北线复线先行建设，2022年已竣工投运；东线复线工程根据荆州公司二期机组建设情况进行实施，截至2023年6月末尚未完工，预计2023年底前达到预定可使用状态并转固。
（3）2021年度主要在建工程转固情况
单位：万元期初账面余期末账面余项目名称本期增加本期转固其他减少额额国能长源荆门发电有限公司化
47.174062.974110.14--
学制水系统增容国能长源恩施水电开发有限公
-1188.201188.20--司天电渠道渡槽修复工程国电长源第一发电有限责任公
1080.45-1080.45--
司网控楼室电气系统改造项目国能长源武汉青山热电有限公
-1007.621007.62--
司#14炉空预器改造
（4）2020年度主要在建工程转固情况
单位：万元项目名称期初账面余额本期增加本期转固其他减少期末账面余额
国能长源湖北新能源有限公10526.0227139.5037561.76103.77-
回复第17页项目名称期初账面余额本期增加本期转固其他减少期末账面余额司中华山二期项目国电长源第一发电有限责任
7.552024.702032.24--
公司烟囱白羽项目
报告期内，发行人按照会计准则的相关规则，结合在建工程项目进展情况，将符合条件的在建工程项目及时、准确地转入固定资产。
（三）说明在建工程、固定资产减值准备计提充分性
1、在建工程及固定资产减值准备计提会计政策
根据《企业会计准则》规定及发行人会计政策，发行人于资产负债表日对在建工程、固定资产等长期资产进行检查，判断长期资产是否存在减值迹象。发行人主要根据在建工程项目建设计划、未来使用计划，并结合《企业会计准则第8号——资产减值》第五条规定，综合判断长期资产在资产负债表日是否出现减值迹象，具体包括：（1）资产的市价当期大幅下跌，其跌幅明显高于因时间的推移或者正常使用而预计的下跌；（2）企业经营所处的经济、技术或者法律等环境以
及资产所处的市场在当期或者将在近期发生重大变化，从而对企业产生不利影响；
（3）市场利率或者其他市场投资报酬率在当期已经提高，从而影响企业计算资产
预计未来现金流量现值的折现率，导致资产可收回金额大幅度降低；（4）有证据表明资产已经陈旧过时或者其实体已经损坏；（5）资产已经或者将被闲置、终止
使用或者计划提前处置；（6）企业内部报告的证据表明资产的经济绩效已经低于
或者将低于预期，如资产所创造的净现金流量或者实现的营业利润远远低于预计金额等。
在建工程、固定资产于资产负债表日存在减值迹象的，进行减值测试，估计其可回收金额。减值测试结果表明长期资产的可收回金额低于其账面价值的，按其差额计提减值准备并计入减值损失。可收回金额为资产的公允价值减去处置费用后的净额与资产预计未来现金流量的现值两者之间的较高者。
2、在建工程及固定资产减值准备计提充分性
（1）在建工程减值准备计提充分性
发行人在建工程主要包括火电机组、光伏电站等工程建设项目以及改造类项目。报告期内，发行人根据上述会计政策对在建工程进行减值测试。
对于已停止实施的在建工程项目，发行人已全额计提减值准备。报告期内，发行人计提减值准备的在建工程项目具体情况如下：
单位：万元项目名称计提减值准备金额减值准备计提原因
国能长源武汉青山热电有限公司事故因发行人未来规划发生变化，建设条件
24.53
储灰库建设限制，项目停止实施
回复第18页项目名称计提减值准备金额减值准备计提原因
国能长源武汉青山热电有限公司烟囱因消除烟羽现象会增加煤耗，项目经济
41.98
白羽治理效益较差，项目停止实施在对谷城茨河风资源进行测风试验后，国能长源湖北新能源有限公司古城茨
48.95发现该区域的风资源在目前风电技术水
河风电项目
平下开发价值较低，项目停止实施项目规划用地属于洪湖蓄洪区域，暂时国能长源湖北新能源有限公司洪湖小未对外放开，防洪评价报告无法获得通
162.70
港农场光伏项目过，项目建设前期工作推进受阻，项目停止实施国能长源湖北新能源有限公司齐星随与合作方湖北省齐星汽车车身股份有限
县沙岗 50MWp农光互补光伏电站并购 42.88 公司的并购合作开发条件未达成一致，项目已解除《合作框架协议》，项目停止实施合计321.04-
除已计提减值准备的在建工程项目外，发行人其他在建工程项目无明显减值迹象。处于建设期的在建工程项目按计划处于建设过程中，不存在长期停建情形，未发现难以继续实施的重大障碍。处于前期阶段的在建工程项目按计划推进设计、招标等前期工作，未出现无法实施，计划终止等减值迹象情形。
（2）固定资产减值准备计提充分性
发行人固定资产主要包含机器设备、房屋及建筑物等。报告期各期末，发行人固定资产账面价值分别为1508820.81万元、1426174.91万元、1498652.06
万元、1527518.01万元，占资产总额比例分别为73.17%、61.07%、48.60%、44.61%，是发行人最主要的资产。报告期各期末，发行人固定资产账面价值构成情况如下：
单位：万元，%
2023年6月30日2022年12月31日2021年12月31日2020年12月31日
项目金额占比金额占比金额占比金额占比房屋建筑
520167.2634.06529154.9535.31517635.2836.33534260.9835.41
物
机器设备998296.0165.37959076.9864.01900147.8463.17967536.5464.13
运输设备1867.340.121957.600.131419.780.101277.230.08
其他设备6879.740.458205.720.555692.170.405746.060.38
合计1527210.34100.001498395.25100.001424895.07100.001508820.81100.00
注：本表格列示的固定资产不含固定资产清理。
报告期内，发行人固定资产减值准备计提情况如下：
单位：万元项目2023年6月30日2022年12月31日2021年12月31日2020年12月31日
回复第19页项目2023年6月30日2022年12月31日2021年12月31日2020年12月31日
固定资产账面原值（A） 3246575.16 3161768.87 2989406.36 2997353.54
折旧（B） 1704219.82 1648228.63 1551995.23 1473622.07
固定资产净值（C=A-B） 1542355.34 1513540.24 1437411.13 1523731.47
当期计提减值准备（D） - 4521.11 231.20 2406.95
减值准备余额（E） 15145.00 15145.00 12516.06 14910.66固定资产账面价值
1527210.341498395.251424895.071508820.81
（F=C-E）
计提比例（G=E/C） 0.98% 1.00% 0.87% 0.98%
报告期内，发行人针对固定资产计提的减值准备主要为发行人下属火电企业改造项目中产生的拆除淘汰设备，已经处于闲置状态，且发行人后续无继续使用安排。发行人根据相关设备可变现净额来合理估计可回收金额，进而相应计提减值准备。
除上述情形外，报告期各期末，发行人主要固定资产房屋及建筑物和机器设备整体运行状况良好，未发生价格大幅度下跌、资产损毁、闲置或终止使用等导致发行人生产连续中断或造成重大损失情形。发行人经营所处的环境在报告期内亦未发生重大变化，其余固定资产状态良好，未出现减值迹象。
三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公
司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；
（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性
1、关联采购政策
发行人采购执行统一政策，主要分为燃煤采购与其他物资采购。
发行人火力发电主要原料为燃煤，燃煤采购包括长协煤和市场煤。长协煤即公司按照国家相关政策与煤炭企业签订年度煤炭购销合同购得，市场煤即公司通过国家能源集团的电商平台国能 e 购公开询价购得。发行人发电供热生产用煤由所属各个火电企业根据本企业燃煤需求计划直接向煤炭生产或销售企业采购。
其他物资采购主要通过控股股东国家能源集团采购平台国能 e 购进行。国能e 购电商交易平台，隶属于国家能源集团，运营主体为关联方国能易购（北京）科技有限公司（原国能（北京）配送中心有限公司，以下简称国能易购）。国能e 购是电力产品专属商城，拥有电子超市、电力专区、煤炭专区、询比价等业务板块，是一体化综合性采购交易平台。商城通过同类知名电商的引入，扩大项目单位小额商品采购寻源范围，实现比质比价，自动保存比价结果，实现授权范围
回复第20页内采购的比价，解决工业品采购单一化的问题；大力推行购销式与撮合式并存的
采销业务，通过区域长协铺货，并允许生产厂商或品牌顶级代理开设旗舰店，实现了国家能源集团非招标采购业务的全流程闭环管理，有助于实现采购规范化、集约化、经济性。发行人与国家能源集团下属其他企业向国能 e 购提交采购需求后由国能 e 购进行集中采购，国能 e 购运营主体国能易购（北京）科技有限公司是发行人主要供应商之一。
对于无法在国能 e 购平台上采购的物资及服务，公司根据金额大小选择公开招标采购、竞争性谈判等方式进行采购，该类采购占比较小。
2、与集团财务公司金融服务协议主要内容
（1）服务内容
报告期内，公司与集团财务公司分别于2020年、2021年、2022年签署金融服务协议（以下分别简称2020年协议、2021年协议、2022年协议），2021年协议和2022年协议提升了交易限额，其他无实质变化。
协议主要内容为集团财务公司向发行人提供以下金融服务：
1）给予甲方综合授信额度，用于固定资产贷款、项目周转贷款、流动资金
贷款、票据承兑及贴现、非融资性保函，甲方及其控股子公司可使用该授信额度。
2）通过资金结算系统为甲方及其成员单位搭建资金结算网络，协助甲方实
现对其直属单位的资金管理。
3）办理甲方内部转账结算，提供相应的结算、清算方案设计；
4）协助甲方实现交易款项的收付；
5）办理甲方及国家能源投资集团有限责任公司其他成员单位之间的委托贷款；
6）为甲方办理票据承兑及贴现服务；
7）吸收甲方的存款；
8）对甲方办理财务顾问、信用鉴证及相关的咨询、代理业务；
9）承销或分销甲方的债券；
10）金融咨询服务：根据甲方的需求和实际情况，为甲方提供不同主题的金
融信息咨询服务；
11）其他服务：提供其他符合乙方监管机构监管要求的金融服务包括但不限于信用证、网上银行、委托贷款等）；乙方将与甲方共同探讨新的服务产品和新
的服务领域，并积极进行金融创新，为甲方提供个性化的优质服务；
12）双方同意，在乙方未来获得相关监管机构批准的前提下，乙方可以向甲
方提供外汇存款、贷款、结算及结售汇等相关服务。
（2）交易限额
回复第21页项目2022年协议2021年协议2020年协议
直接贷款、票据承兑及贴现、非不高于100亿元不高于22亿元不高于22亿元融资性保函合计每日余额存款每日余额不高于35亿元不高于20亿元不高于10亿元
（3）定价依据1）发行人在集团财务公司的存款利率原则上不低于国内主要商业银行（指国有四大银行，具体包括：中国工商银行、中国农业银行、中国银行、中国建设银行，下同）向发行人成员单位提供同种类存款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定；
2）集团财务公司对发行人的贷款利率应遵守中国人民银行有关利率管理的规定，原则上不高于国内主要商业银行向发行人成员单位提供同种类贷款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定;
3）除存款和贷款外的其他各项金融服务，其他各项金融服务的收费标准应
不高于国内主要商业银行同等业务费用水平。
3、公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性
公司除煤炭以外的关联采购主要为集团金融服务、光伏组件采购、工程服务采购等。
（1）集团金融服务发行人及下属子公司在集团财务公司的存款利率与国内主要商业银行的存
款利率对比如下：
项目2023年1-6月2022年度2021年度2020年度发行人及下属子公司在集团财务公司的存款
0.35%-0.40%0.455%0.455%0.30%-0.455%
利率
国内主要商业银行的存款利率0.20%-0.25%0.25%-0.30%0.30%0.30%
发行人在集团财务公司进行存款管理，在保证资金的安全性、流动性的前提下，既可获得持续、稳定的存款收益，同时可获得集团财务公司比其他商业银行更高效便捷的结算等服务，具有手续便捷、审批流程短等优势，可有效提高资金周转、节约交易成本，具有必要性、商业合理性。发行人在集团财务公司活期存款利率略高于国内主要商业银行，不存在损害中小股东权益的情况，定价具有公允性。
发行人及下属子公司在集团财务公司的贷款利率、国内主要商业银行的贷款
利率及 LPR 对比如下：
项目2023年1-6月2022年度2021年度2020年度
1年期发行人及下属子公司
2.30%-3.20%2.65%-3.20%-
以内贷在集团财务公司的1
回复第22页项目2023年1-6月2022年度2021年度2020年度款利率年期以内贷款利率发行人及下属子公司
在商业银行的1年期1.80%-3.65%1.80%-3.60%1.85%-4.35%1.85%-4.75%以内贷款利率
1 年期 LPR 3.55%-3.65% 3.65%-3.70% 3.80%-3.85% 3.85%-4.15%
发行人及下属子公司
在集团财务公司的2.45%-3.25%2.65%-3.00%3.60%3.62%-4.75%
1-5年
1-5年期贷款利率
期贷款发行人及下属子公司利率
在商业银行的1-5年1.80%-3.65%1.85%-3.90%2.8%-4.37%2.8%-4.75%期贷款利率发行人及下属子公司
在集团财务公司的52.55%-3.35%2.80%-3.50%3.82%-4.17%-
5年期年期以上贷款利率
以上贷发行人及下属子公司
款利率在商业银行的5年期2.55%-3.65%2.60%-4.90%3.85%-4.90%4.10%-4.90%以上贷款利率
5 年期以上 LPR 4.20%-4.30% 4.30%-4.60% 4.65% 4.65%-4.80%
注：贷款市场报价利率（Loan Prime Rate，LPR）是由具有代表性的银行，根据其对最优质客户的贷款利率，以公开市场操作利率（主要指中期借贷便利利率）加点形成的方式报价，由中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心计算并公布的基础性的贷款参考利率，各金融机构主要参考 LPR 进行贷款定价。现行的 LPR 包括 1 年期和 5 年期以上两个品种。
由上表可知，发行人及下属控股子公司在集团财务公司的贷款利率与在其他银行的贷款利率不存在重大差异，贷款利率具有公允性。报告期内，发行人在商业银行贷款与集团财务公司利率的差异主要由贷款期限、担保情况不同导致。
（2）光伏组件采购
发行人报告期内光伏组件主要通过国能 e 购采购，具体情况如下：
序合同签订采购金额采购数量采购单价供应商支付条款
号时间（万元）（千瓦）（元/瓦）国能易购（北京）科2022年7预付30%，发货后支付30%，
193237.01559570.881.67
技有限公月到货验收后支付40%司国能易购（北京）科2022年7预付30%，发货后支付30%，
252012.29297879.371.75
技有限公月到货验收后支付40%司
回复第23页序合同签订采购金额采购数量采购单价供应商支付条款
号时间（万元）（千瓦）（元/瓦）国能易购（北京）科2022年7预付30%，发货后支付30%，
374243.28418625.751.77
技有限公月到货验收后支付40%司国能易购（北京）科2022年6预付30%，发货后支付30%，
417365.4499966.231.74
技有限公月到货验收后支付40%司
国能易购预付30%，发货后支付30%，（北京）科2022年4到货验收后支付30%，到货5
537091.48213000.001.74
技有限公月个月后或者货物完成投产验收
司后支付10%
国能易购预付30%，发货后支付30%，（北京）科2022年1到货验收后支付30%，到货5
62319.1313750.001.69
技有限公月个月后或者货物完成投产验收
司后支付10%
国能易购预付30%，发货后支付30%，（北京）科2021年到货验收后支付30%，到货5
71919.7411258.001.71
技有限公11月个月后或者货物完成投产验收
司后支付10%
国能易购预付30%，发货后支付30%，（北京）科2021年到货验收后支付30%，到货5
816050.5491000.471.76
技有限公11月个月后或者货物完成投产验收
司后支付10%
合计294238.911705050.691.73-
注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于1000万元的合同。
发行人购买的主要为 210mm规格组件。根据 Wind数据统计，单面单晶 PERC
组件（210mm）现货平均价 2021-2022 年区间最低价格为 1.77 元/瓦，最高价格
为2.10元/瓦。发行人此期间内通过集团电商平台集采均价为1.73元/瓦，略低于现货平均价，主要是集团集采规模优势导致，与现货市场价格不存在重大差异，具有公允性。
发行人采购光伏组件的支付方式通常为预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付40%。市场上部分曾披露过结算模式的组件企业结算模式如下：
序号公司结算模式
1天合组件业务，在直销模式下，由于客户采购规模较大且自身资信状况良好，公司对于具有
回复第24页序号公司结算模式
光能一定合作历史、如约支付货款的客户按照交易金额收取不超过30%比例的预收款
光伏组件采用分期收款的方式，预收款比例为总价款10%-30%，产品发货前支付总价款TCL
2的50%-70%，到货后1-3个月内结清总价款的30%-40%，部分客户存在质保款或质保保
中环
函（5%-10%），质保期满后收取隆基
3国内惯例系按预付、发货、到货验收、最终验收分批支付
绿能
由上表可见，组件采购通常按照预付款-发货款-验收款模式结算，发行人向关联方组件采购的结算模式、账期与同行业不存在重大差异，具有公允性。
（3）工程施工服务
发行人报告期内签署的工程施工服务合同大部分通过招标方式采购，具体情况如下：
供应商获取不含税合同序号供应商合同签订时间合同内容
方式金额（万元）
国能智深控制 单一来源采 汉川发电#5 机组 DCS 系统智
12023年3月1722.12
技术有限公司购能一体化升级改造国能朗新明环荆州公司全厂废水综合治理
2保科技有限公公开招标2022年5月6113.33
改造司国能信控互联随州公司智慧管理平台
3公开招标2022年3月3749.84
技术有限公司 （IMS）建设合同烟台龙源电力
汉川一发#3、#4机组等离子稳
4技术股份有限公开招标2022年2月1033.12
燃系统改造公司
国能龙源环保 荆门公司 2×640MW机组液氨
5公开招标2022年3月2467.65
有限公司 改尿素 EPC 工程改造项目国能朗新明环随州公司脱硫废水零排放系
6保科技有限公公开招标2022年1月3556.62
统司
国能朗新明环 荆州热电二期 2×350MW扩建
7保科技有限公公开招标2022年3月工程化水系统、全厂废水零排9168.91
司 放 EPC 总承包工程国能龙源电气单一来源采
82022年5月汉川发电定位系统建设1300.88
有限公司购烟台龙源电力
汉川一发#3、#4锅炉贫煤改烟
9技术股份有限公开招标2021年11月13787.09
煤改造 EPC公司
回复第25页供应商获取不含税合同序号供应商合同签订时间合同内容
方式金额（万元）北京朗新明环荆门公司化学制水系统增容
10保科技有限公公开招标2020年12月3939.19
改造项目司
国能智深控制 荆门公司#6、#7 机组 DCS 系
11直接采购2020年11月2216.81
技术有限公司统改造项目北京朗新明环汉川一发热网系统三期增容
12保科技有限公公开招标2020年6月2040.96
水源改造扩容项目司烟台龙源电力
长源一发#12(1×330MW)机组
13技术股份有限公开招标2020年3月2024.70
“烟囱白羽”治理项目公司
合计53121.22
注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于1000万元的合同。
发行人的工程项目主要是机组各系统的升级改造，主要通过公开招标的形式选择供应商，各工程项目的价格、账期等条款通过招标形成，具有公允性。
（4）设备及技术服务采购
报告期内其他金额超过1000万元的合同主要为设备和技术服务采购合同，通过招标等具有市场性的方式进行采购，并经公司内部严格的审批流程进行审批后确定价格，定价和账期具有公允性，具体情况如下：
供应商获合同签不含税合同金额序号供应商合同内容
取方式订时间（万元）设备类采购
国能龙源催化剂江单一来源2022年4荆门公司#6、#7机组宽温
11157.51
苏有限公司采购月催化剂
国电联合动力技术 2021 年 9 乐城山 21MW 风电场风力
2公开招标4237.81
有限公司月发电机组采购合同烟台龙源电力技术2021年3随州公司低温省煤器及热
3公开招标2522.12
股份有限公司月媒水暖风器设备采购合同技术服务类采购
国能智深控制技术2023年4青山公司#13、#14机组
4公开招标1008.85
有限公司 月 DCS 系统升级国家能源集团科学
2020年3荆门公司3年技术监督服
5技术研究院有限公直接采购1086.79月务司武汉分公司
6国家能源集团科学单一来源2023年3汉川发电3年技术监督服1412.26
回复第26页供应商获合同签不含税合同金额序号供应商合同内容
取方式订时间（万元）技术研究院有限公采购月务司武汉分公司
合计11425.34
注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于1000万元的合同。
（二）是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允
发行人与关联方独立开立账户，独立支配资金，公司货币资金与大股东及关联方资金权属明晰，不存在与关联方资金共管、银行账户归集等情形。
发行人与关联方发生的往来款项均系日常经营过程中形成的往来款，具有真实的交易背景和商业实质，属于经营性往来款，不涉及《上市公司监管指引第8号——上市公司资金往来、对外担保的监管要求》第五条规定的资金占用情形。
发行人向集团财务公司借款利率原则上不高于国内主要商业银行向发行人
成员单位提供同种类贷款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定，具有公允性。
具体情况详见本回复问题1之“三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；”之“（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性”之回复。
（三）本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响
本次发行后会新增关联交易，不会新增显失公平的关联交易。本次募集资金用于10个光伏发电项目和补充流动资金，会新增光伏组件、设备等采购。国能e购采购平台为国家能源集团下属的集中采购平台，公司除煤炭以外的日常物资、设备采购均通过国能 e 购采购平台进行，本次募投项目实施后所需光伏组件、设备等物资通过该平台进行采购，会新增与运营主体国能易购的关联交易。公司使用国能 e 购采购平台进行采购，有助于实现采购规范化、集约化、经济性，对发行人的独立性不存在不利影响。
报告期内，发行人光伏组件采购均通过国能 e 购平台进行采购，价格与账期公允，具体情况详见本回复问题1之“三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；”之“（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤
回复第27页炭以外关联采购价格及账期的公允性”之回复。
四、结合发行人投资华工创投的时间，说明自本次发行相关董事会决议日
前六个月起至今，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，发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形
（一）发行人投资华工创投情况
发行人对华工创投历次投资情况如下：
单位：万元计入实收资本出资时间出资金额计入资本公积认缴金额实缴金额
2000年8月1000.001000.001000.00-
2007年3月-150.00150.00-
2007年12月999.00666.00666.00333.00
2008年7月230.00200.00200.0030.00
2010年6月2006.001180.001180.00826.00
合计4235.003196.003196.001189.00
注：2007年3月为资本公积及未分配利润转增股本，不涉及实际出资。
1、2000年设立
2000年9月，发行人与华中理工大学科技开发总公司、长江证券有限责任
公司、武汉钢铁股份有限公司、华工科技产业股份有限公司、武汉华工大学科技
园发展有限公司、武汉东湖新技术开发区发展总公司共同出资设立华工创投。华工创投成立时注册资本6000万元，发行人出资1000万元，出资比例为16.67%。
上述事项经发行人第二届董事会第七次会议审议通过。2000年8月，发行人已全额实缴该出资。
华工创投设立时，股权结构如下：
序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
1华中理工大学科技开发总公司1000.0016.67
2长江证券有限责任公司1000.0016.67
3湖北长源电力发展股份有限公司1000.0016.67
4武汉钢铁股份有限公司1000.0016.67
5华工科技产业股份有限公司1000.0016.67
6武汉华工大学科技园发展有限公司500.008.33
7武汉东湖新技术开发区发展总公司500.008.33
合计6000.00100.00
注：湖北长源电力发展股份有限公司为发行人曾用名。
2、2007年资本公积及未分配利润转增股本2007年3月，华工创投2006年年度股东会审议通过了《关于二〇〇六年度
回复第28页利润分配方案的议案》，同意以资本公积42万元及未分配利润858万元，按各股东持股比例转增股本。本次资本公积及未分配利润转增股本不涉及实际出资。
本次资本公积及未分配利润转增股本后，华工创投股权结构如下：
序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
1武汉华中科技大产业集团有限公司2300.0033.33
2国电长源电力股份有限公司1150.0016.67
3武汉钢铁股份有限公司1150.0016.67
4华工科技产业股份有限公司1150.0016.67
5武汉华工大学科技园发展有限公司1150.0016.67
合计6900.00100.00
注：国电长源电力股份有限公司为发行人曾用名。
3、2007年增资2007年12月，华工创投2007年第三次临时股东会审议通过了《关于公司增资扩股的议案》，同意公司增资扩股，新增部分全部由老股东认购。发行人本次增资金额为999万元，对应新增注册资本666万元，其余333万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为24.00%。2007年12月，发行人已全额实缴该出资。
本次增资后，华工创投股权结构如下：
序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
1武汉华中科技大产业集团有限公司2300.0030.40
2国电长源电力股份有限公司1816.0024.00
3武汉钢铁股份有限公司1150.0015.20
4华工科技产业股份有限公司1150.0015.20
5武汉华工大学科技园发展有限公司1150.0015.20
合计7566.00100.00
4、2008年增资2008年7月，华工创投2008年第一次临时股东会审议通过了《关于公司增资扩股的议案》，同意公司增资扩股。本次增资金额合计1380万元，对应注册资本1200万元。其中，发行人本次增资金额为230万元，对应新增注册资本200万元，其余30万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为23.00%。2008年7月，发行人已全额实缴该出资。
本次增资后，华工创投股权结构如下：
序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
1武汉华中科技大产业集团有限公司2700.0030.80
2国电长源电力股份有限公司2016.0023.00
3武汉钢铁股份有限公司1350.0015.40
回复第29页序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
4华工科技产业股份有限公司1350.0015.40
5武汉华工大学科技园发展有限公司1350.0015.40
合计8766.00100.00
5、2010年增资
2010年6月，华工创投2010年临时股东会审议通过了《股东会变更决议》，
同意将公司注册资本由10280万元增加至11460万元。本次增资全部由发行人认购。发行人本次增资金额为2006万元，对应新增注册资本1180万元，其余826万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为27.88%。2010年6月，
发行人已全额实缴该出资。
本次增资后，华工创投股权结构如下：
序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
1武汉华中科技大产业集团有限公司3575.0031.20
2华工科技产业股份有限公司3339.0029.14
3国电长源电力股份有限公司3196.0027.88
4武汉钢铁股份有限公司1350.0011.78
合计11460.00100.00
截至本回复出具日，华工创投股权结构如下：
序号股东名称出资金额（万元）出资比例（%）
1武汉华中科大资产管理有限公司4675.0034.22
2华工科技产业股份有限公司4439.0032.50
3国家能源集团长源电力股份有限公司3196.0023.40
4武汉钢铁股份有限公司1350.009.88
合计13660.00100.00
发行人最后一次实缴出资为2010年6月，此后发行人未再对华工创投进行新增投入。截至本回复出具日，发行人对华工创投认缴出资额为3196.00万元，认缴出资额已全部实缴完毕。发行人不存在拟继续投资华工创投情形。
（二）说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，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，发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形
1、财务性投资及类金融业务的认定标准
根据中国证监会于2023年2月发布的《证券期货法律适用意见第18号》和
《监管规则适用指引——发行类第7号》等相关规定，财务性投资和类金融业务界定如下：
（1）财务性投资财务性投资包括但不限于：投资类金融业务；非金融企业投资金融业务（不
回复第30页包括投资前后持股比例未增加的对集团财务公司的投资）；与公司主营业务无关
的股权投资；投资产业基金、并购基金；拆借资金；委托贷款；购买收益波动大
且风险较高的金融产品等。金额较大是指，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百分之三十（不包括对合并报表范围内的类金融业务的投资金额）。
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。
（2）类金融业务
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。
此外，根据《监管规则适用指引——上市类第1号》，对上市公司募集资金投资产业基金以及其他类似基金或产品的，如同时属于以下情形的，应当认定为财务性投资：（1）上市公司为有限合伙人或其投资身份类似于有限合伙人，不具有该基金（产品）的实际管理权或控制权；（2）上市公司以获取该基金（产品）或其投资项目的投资收益为主要目的。
2、自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司不存在实施或拟实
施的财务性投资及类金融业务情形
2023年5月29日，发行人召开第十届董事会第十四会议，审议通过了本次
向特定对象发行股票的相关议案。本次董事会前六个月至本回复出具日，发行人不存在已实施或拟实施的财务性投资或类金融业务情形。具体如下：
（1）类金融业务
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施对融资租赁、商业保理和小贷业务等类金融业务进行投资的情形。
（2）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本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的投资金融业务的情形。
（3）与公司主营业务无关的股权投资
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的与公司主营业务无关的股权投资的情形。
（4）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本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的投资产业基金、并购基金的情形。
回复第31页（5）拆借资金
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的拆借资金的情形。
（6）委托贷款
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的委托贷款的情形。
（7）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本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的购买收益波动大且风险较高的金融产品的情形。
（8）拟实施的财务性投资
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，公司不存在拟实施的财务性投资及类金融业务。
根据上述财务性投资（包括类金融业务）的认定标准，经核查，本次发行相关董事会决议日（2023年5月29日）前六个月至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施财务性投资及类金融业务的情形。
（三）发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形
截至2023年6月30日，发行人可能涉及财务性投资（包括类金融业务）的相关报表科目情况如下：
单位：万元序号科目截至2023年6月30日账面价值财务性投资金额
1货币资金30678.07-
2预付款项68931.49-
3其他应收款4683.91-
4其他流动资产50699.89-
5其他权益工具投资4566.69-
6长期股权投资29012.9013726.06
7其他非流动资产260929.13-
1、货币资金
截至2023年6月30日，发行人货币资金余额为30678.07万元，为30676.32万元银行存款和 1.74 万元 ETC 车辆保证金，不属于财务性投资。
2、预付款项
截至2023年6月30日，发行人预付款项账面价值为68931.49万元，主要为向原材料、设备供应商预付的采购款，不属于财务性投资。
3、其他应收款
回复第32页截至2023年6月30日，发行人其他应收款账面价值为4683.91万元，主要
为往来款、保证金、押金、备用金等，属于与公司日常生产经营活动中密切相关的往来款项，不属于财务性投资。
4、其他流动资产
截至2023年6月30日，发行人其他流动资产账面价值为50699.89万元，主要为待抵扣增值税进项税及预缴企业所得税，不属于财务性投资。
5、其他权益工具投资
截至2023年6月30日，发行人其他权益工具投资账面余额为4566.69万元，具体构成如下：
单位：万元被投资公司名称截至2023年6月30日账面余额
湖北碳排放权交易中心有限公司3554.71
湖北电力交易中心有限公司1011.98
合计4566.69
发行人其他权益工具投资形成的原因及明细如下：
单位：万元被投资公未来处是否属于财投资目的投资时间认缴金额实缴金额业务协同司名称置计划务性投资湖北碳排参与碳排放权交易
放配额交2018年3月3000.003000.00产业合作暂无否中心有限易公司湖北电力参与湖北
交易中心省电力交2017年10月909.09909.09产业合作暂无否有限公司易
注：湖北电力于2017年10月投资湖北电力交易中心有限公司，2021年4月，发行人向控股股东国家能源集团发行股份购买湖北电力100%股权的重大资产重组工作完成，湖北电力成为发行人子公司，该其他权益工具投资纳入公司合并报表。
湖北碳排放权交易中心有限公司是经国家生态环境主管部门备案、省政府批
准设立的全国首批碳排放权交易试点机构，主营业务为湖北试点碳配额市场、国家自愿碳减排交易平台、湖北省绿色金融综合服务平台、全国碳交易能力建设培
训中心、武汉碳普惠运营平台等的建设与运营工作。发行人作为电力企业，需参与碳排放配额交易，该投资与发行人主营业务密切相关，不属于财务性投资。
湖北电力交易中心有限公司是国家电网公司挂牌成立的第三家股份制电力
交易机构，由国网湖北省电力公司与6家发电企业共同出资组建，主营业务为负责湖北电力市场交易平台的建设、运营和管理，组织开展湖北省内电力直接交易、回复第33页合同转让交易、容量交易等电力交易。发行人作为电力企业，需参与电力交易，该投资与发行人主营业务密切相关，不属于财务性投资。
6、长期股权投资
截至2023年6月30日，发行人长期股权投资账面价值为29012.90万元，具体如下：
单位：万元被投资公司名称截至2023年6月30日账面价值
武汉华工创业投资有限责任公司13726.06
国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司2436.77
湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司5424.85
湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司4464.69
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司2318.80
湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司641.73
河南东升煤业有限公司-
国电武汉燃料有限公司-
注1：河南东升煤业有限公司为公司联营企业，主要从事煤矿投资、煤炭生产业务，发行人持有其40%的股权。东升煤业所属东升煤矿安全生产条件不完善，安全改造投入较大，生产经济效益差，长期停工停产，符合河南省政府规定的“应予关闭退出”煤矿的有关规定，被河南省列为2017年内拟关闭退出矿井。东升煤业于2019年6月河南省郑州市中级人民法院受理其破产清算一案后进入破产清算程序。2021年7月，发行人收到东升煤业破产管理人转来的破产管辖法院河南省郑州市中级人民法院（2019）豫01破24号之四《民事裁定书》，该裁定书载明法院认可东升煤业管理人编制的《河南东升煤业有限公司破产财产分配方案》，根据破产管理人的请求终结东升煤业的破产程序，但保留管理人处理遗留问题，目前东升煤业破产财产分配工作尚未处理完毕；
注2：国电武汉燃料有限公司由于超额亏损，2023年6月末长期股权投资账面价值已经减记至0。
发行人长期股权投资形成的原因及明细如下：
单位：万元是否属于被投资公司投资背景及投业务协未来处投资时间认缴金额实缴金额财务名称资目的同置计划性投资武汉华工创推动科技成果
2000年8
业投资有限产业化，获取3196.003196.00不协同暂无是月责任公司投资收益国能大渡河加快电源结构（咸丰）小河调整，实现水2009年9产业投
2303.002303.00暂无否
水电有限公火互济，提高月资司湖北区域利润
回复第34页是否属于被投资公司投资背景及投业务协未来处投资时间认缴金额实缴金额财务名称资目的同置计划性投资水平
积极并购、开
湖北咸丰朝发水电项目，
2013年2产业投
阳寺电业有对恩施州农电3168.003168.00暂无否月资限责任公司体制改革资产包打包收购
积极并购、开
湖北鹤峰桃发水电项目，
2013年4产业投
花山水电有对恩施州农电1890.001890.00暂无否月资限责任公司体制改革资产包打包收购充分利用消化葛洲坝汉川电厂产生的脱2009年4产业投
汉电水泥有1920.001920.00暂无否硫石膏和粉煤月资限公司灰河南东升煤2008年8产业投正在破
保障燃煤供应2000.002000.00否业有限公司月资产清算国电武汉燃2012年3产业投
保障燃煤供应3287.673287.67暂无否料有限公司月资
积极并购、开湖北省巴东
发水电项目，县沿渡河电2014年7产业投
对恩施州农电4200.004200.00暂无否业发展有限月资体制改革资产公司包打包收购
华工创投为创业投资企业，主要从事中早期项目的风险投资，投资领域主要集中在互联网、智能装备、集成电路、节能环保、生物医药等。发行人对其投资属于财务性投资。发行人对华工创投投资的具体情况详见本题回复之“（一）发行人投资华工创投情况”。
国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。
湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。
回复第35页湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司主要从事水泥生产经营，火电厂粉煤灰，脱硫石膏销售。粉煤灰、脱硫石膏为公司发电后产生的固体废弃物，葛洲坝汉川汉电水泥有限公司属于公司下游企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。
河南东升煤业有限公司主要从事煤炭生产销售业务，属于发行人上游原材料企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。
国电武汉燃料有限公司主要从事煤炭销售业务，属于发行人上游原材料企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。
湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。
7、其他非流动资产
截至2023年6月30日，发行人其他非流动资产账面价值为260929.13万元，主要为预付工程、设备款、待抵扣增值税进项税、预付土地款等，不属于财务性投资。
综上，截至2023年6月30日，公司财务性投资的账面价值为13726.06万元，占归属于母公司股东净资产的比例为1.37%，金额未超过公司合并报表归属于母公司净资产的30%。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（包括类金融业务）情形。
【会计师回复】
（一）会计师实施的核查程序包括但不限于：
1、取得发行人报告期内各业务板块营业收入、营业成本构成明细，分析经
营业绩及毛利率波动的主要原因；
2、查阅同行业可比公司定期报告，分析发行人经营业绩变动的合理性；
3、查阅主管部门对售热业务电量奖励相关文件，向生产与燃料管理部、市
场运营部相关业务人员了解售热业务开展的具体情况；
4、查阅发行人在建工程和固定资产核算会计政策；
5、查阅发行人在建工程明细表，对报告期内新增在建工程投入进行抽样检查，复核项目的可行性研究报告、工程进度单、验收单、合同以及付款单据等支持性文件，检查发行人在建工程归集的内容、金额、依据及核算的准确性；
6、对发行人相关人员进行访谈，了解发行人在建工程转固时点。结合工程
项目资料复核项目施工进展情况、生产运行情况，复核在建工程转固时点是否合理；
回复第36页7、了解发行人识别在建工程、固定资产减值迹象的标准，对大额在建工程、固定资产状态进行实地观察并根据发行人经营状况、固定资产运行情况以及在建工程建设进度等复核发行人对固定资产及在建工程识别的减值迹象是否完整恰当；
8、查阅了发行人采购制度，发行人与集团财务公司签订的金融服务协议及
存贷款合同，检查发行人与关联方签订的大额交易合同；
9、对比发行人在集团财务公司存贷款利率与市场利率、比较发行人光伏组
件采购价格与市场价格、比较发行人同行业采购结算模式，分析发行人关联采购定价的公允性；
10、查阅华工创投工商资料及发行人历次投资华工创投的决议文件、拨款单、银行回单及会计凭证；
11、查阅发行人财务报表、定期报告、审计报告及附注以及相关科目明细，
逐项核查本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日发行人是否存在财务性投资情况；
12、查阅发行人的董事会、监事会、股东大会相关会议文件及其他公开披露文件，了解本次发行董事会前六个月至今，发行人是否存在实施或拟实施的财务性投资的情形。
（二）核查意见经核查，我们认为：
1、报告期内，发行人上述关于经营业绩和毛利率水平下滑主要原因是受煤
炭价格大幅上涨所致，2023年1-6月发行人经营业绩及毛利率均有明显改善；报告期内，发行人售热业务毛利率持续为负，一方面受煤炭价格大幅上升影响，公司毛利率大幅下滑；另一方面为履行社会责任，售热价格难以直接快速传导至终端的说明与我们在核查过程中了解的情况在所有重大方面一致；
2、报告期内，发行人不存在未及时转固情形，发行人对存在减值迹象的在
建工程及固定资产在所有重大方面已充分计提减值；
3、发行人在集团财务公司存贷款利率与市场利率不存在重大差异，光伏组
件采购价格与市场价格不存在重大差异，结算模式与同行业相似，发行人关联采购定价及账期具有公允性；发行人不存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率公允；
4、自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，发行人不存在实施或拟
实施的财务性投资及类金融业务情形，发行人最近一期末未持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）。
回复第37页问题2
本次发行拟募集资金总额不超过300000万元，扣除发行费用后的募集资金将投向汉川市新能源百万千瓦基地二期项目等十个募投项目和补充流动资金。
募投项目中，部分升压站拟使用的土地尚未取得土地使用权证，就未取得土地权证的项目，当地政府部门出具了证明，但各地证明内容存在一定差异；光伏方阵部分拟通过租赁土地实施。多个募投项目在环评有限期内因投资额发生变更再次申请取得环评。发行人主营业务为电力、热力生产，均在湖北省内销售，控股股东国家能源集团下属其他企业在湖北省内存在相同或相似业务，主要为可再生能源电站，申请材料显示发行人与国家能源集团的可再生能源发电业务不存在实质性同业竞争，且保障性消纳部分与市场化交易部分均不存在实质性同业竞争，未来公司将根据政策、市场与公司实际情况，逐步参与可再生能源电力市场化交易。2022年6月8日，公司与大渡河公司、大渡河新能源公司签署《委托经营管理协议》，全面承接4家水电企业和2家水电厂的管理责任。公司与国电电力的同业竞争问题已基本解决。2022年及2023年一季度，发行人可再生能源发电业务毛利率大幅下滑。
请发行人补充说明：（1）本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配；结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施；（2）结合部分募投项目多次办
理环评的原因及项目内容变更情况，说明本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发生变更的原因；结合募投项目董事会前投入资金情况，最新建设进展等情况，说明相关建设是否合法合规，是否存在未批先建等违规及被处罚情形；（3）公司认定不存在实质性同业竞争、
相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确，结合控股股东控制的其他企业实际经营业务情况、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务
处理情况、托管协议具体内容、目前进展及托管期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益，公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由和依据，认定是否准确，本次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争；（4）结合行业发展趋势、优惠补贴措施（如有）、募
投项目新增装机容量情况、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险，并结合报告期内近似
回复第38页建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性；（5）结合本次募投项目的固定资产投资进度、折旧摊销政策等，量化分析本次募投项目新增折旧摊销对发行人未来盈利能力及经营业绩的影响；（6）
结合未来三年发行人资金缺口的具体计算过程、日常运营需要、货币资金余额
及使用安排、前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况，说明本次补充流动资金的必要性。
请发行人补充披露（1）（2）（4）（5）相关风险。
请保荐人核查并发表明确意见，请会计师核查（4）（5）并发表明确意见，请发行人律师核查（1）（2）（3）并发表明确意见。
【发行人回复】
四、结合行业发展趋势、优惠补贴措施（如有）、募投项目新增装机容量情
况、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险，并结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性
（一）结合行业发展趋势、募投项目新增装机容量情况、相关政策文件、优惠补贴措施（如有）、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险
1、光伏行业发展趋势与募投项目新增装机容量情况
湖北省新能源电力发展前景广阔，根据《湖北省能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间湖北省将大力发展非化石能源，新增光伏发电、风电装机1500万千瓦、500万千瓦，2025年光伏、风电总装机达到3200万千瓦，年发电量400亿千瓦时。截至2023年6月30日，发行人光伏可控装机容量91.64万千瓦，本次募投项目拟新增新能源发电装机235万千瓦。近年来，发行人紧跟湖北省能源发展“十四五”规划的要求，依靠多元化电力结构的优势积极开发新能源项目，优化公司装机结构，持续巩固公司在湖北省发电业务领域的领先地位。同时从下游需求来看，湖北省 2022 年度 GDP 增长率 4.3%，位列全国第六，但在能源方面化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的省份，根据湖北省发改委发布的数据，2022年度湖北省全社会用电量累计2647.81亿千瓦时，而剔除三峡水电站（按照国家统分统配安排，三峡水电站绝大部分发电量外送至其他省份）发电量后全省发电量仅2322.90亿千瓦时，在经济快速发展的背景下能源需求缺口不断增大，大力发展新能源是必然趋势，因而发行人的新增新能源装机不存在消纳困难。
综上，本次募投项目新增光伏装机符合行业发展趋势，系响应相关主管部门制定的发展规划，处于规划范围之内，具备合理性。
2、相关政策文件、优惠补贴措施、合同协议明细内容、气候变化情况
回复第39页根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，以及国家发改委《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）、《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）、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）等法律法规规定，光伏发电应全额消纳。
优惠补贴措施方面，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》，本次募投项目拟建设的光伏电站项目属于《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的国家
重点扶持的公共基础设施项目，享受企业所得税“三免三减半”政策，即：项目的投资经营的所得，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
第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。项目运营初期的所得税的减免进一步的提高了项目的盈利能力。本次募投项目中新能源项目均为平价项目，不涉及电价补贴。
合同协议方面，发行人及实施主体已与本次募投项目所在当地政府签订合作协议，当地政府已明确支持本次募投项目在当地的开发、建设与消纳工作，具体内容如下：
签订日期协议甲方协议乙方主要内容甲、乙双方按照“加强合作、互相支持、共同发展、互利共赢”的合作原则，建立长效合作机制，开发投资建设国能长汉川市人民
2022 年 7 月 长源电力 源汉川四期扩建（2×1000MW）工程及新能源光伏项目，开
政府
展全方位、宽领域多层次的战略合作，全面深化合作关系，助力汉川市经济社会发展，实现互惠互利与共同发展。
甲方协助乙方完成项目申报所需政府出具的支持性文件，并组织项目申报；甲方成立服务项目建设工作专班，对该项目实行“一站式”服务，维护开发建设秩序，协调落实项目建随县人民政
2022年3月长源电力设条件，推动出台土地、税收和金融等支持政策，减轻项目
府
开发建设不合理负担，为乙方的投资经营活动创造良好的营商环境。甲方积极协助乙方办理规划审批和有关建设手续，保证本项目的建设用地列入规划，并给予预留保护。
甲方授权乙方在“十四五”期间基地项目的开发权；荆门市荆门市发展
全域境内未开发新能源资源的60%由乙方开发建设；甲方成
2021年7月和改革委员长源电力
立工作专班，负责协调配合开展项目推进期间各个阶段的具会体工作。
潜江市人民双方共同探讨、合作开发已投运燃煤机组的综合利用，共同
2021年7月长源电力
政府争取各级政策支持，研究合作铁路、港口、物流资源的高效
回复第40页签订日期协议甲方协议乙方主要内容运用。潜江市政府集中、集约资源，支持开发风电、光伏等新能源项目；支持产业园、建构筑物群等分布式电源项目的
投资开发，充分发挥规模效益，实现光伏发电、节能减排、美化屋面的有机融合，打造绿色新形象。
甲方支持乙方在巴东全域范围开发尚未有合作意向的风电
及其他光伏发电项目，为深化能源领域合作奠定基础；甲方巴东县人民积极协助乙方与巴东县内重点企业成为电力直接交易的密
2022年7月长源电力
政府切合作伙伴；乙方及下属企业加强与巴东县内企业合作，发挥自身优势，参与能源领域基础设施的投资建设，助力县域经济高质量发展。
甲方同意乙方对项目区域内光伏资源进行总体规划、分期开发，协助乙方开展办理项目申报各类手续；甲方负责配合乙荆门市屈家方将施工、生活电力、道路、给水等需求设施，接入本项目
2022年3月岭管理区管湖北新能源指定范围；甲方负责乙方项目涉及房屋、苗木、耕地、坟地
委会等补偿协调工作，负责施工阶段场地外围环境的治理维护工作；甲方根据省、市、区相关规定，全力支持乙方项目建设和产业发展。
由此可见，湖北省地方人民政府对于新能源发电项目的建设需求依然强劲，未来发展前景广阔。
气候变化方面，与本次募投项目相关的主要为光照气候条件。根据湖北省气象局每月发布的气候影响评价数据，湖北省2020年至2023年上半年全省平均累计日照时数分别为1645.7小时、1545.4小时、1794.9小时和744.7小时。综合来看，湖北省光照气候条件较为平稳，整体波动性不高。
综上，本次募投项目的新增产能在政策层面具备消纳机制和盈利机制的保障，享有一定的优惠补贴措施，且根据发行人与地方政府签订的合作协议，近年来的气候变化情况，相应业务领域未来发展不存在重大不确定性。
3、募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险
从下游需求来看，湖北省 2022 年度 GDP 增长率 4.3%，位列全国第六，但在能源方面化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的省份，在经济快速发展的背景下能源需求缺口不断增大，大力发展新能源是必然趋势。同时湖北省整体弃风、弃光情况较少，新能源消纳能力强，根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年12月全国新能源并网消纳情况》，湖北省2022年度光伏利用率为100%，在全国处于前列。根据国家发改委、国家能源局每年发布的可再生能源电力消纳责任权重，湖北省2020年至2022年总量可再生能源消纳责任权重逐年上升，激励值分别为35.60%、41.00%、41.30%。因此，从下游需求来看，湖北省新能源发展
回复第41页需求强劲，整体消纳能力位于全国前列。
从消纳及盈利能力来看，发行人新能源发电项目整体消纳条件、盈利能力较好。发行人光伏已建成项目均在2022年以后投产，依托于自身火电项目调峰能力，发行人光伏发电消纳灵活性较好，未发生弃光情况。报告期内发行人共有3个光伏项目实现全容量并网（不含部分投产项目），发行人已建成光伏项目累计实现净利润2181.09万元，光伏发电业务的平均毛利率为55.36%，盈利能力较好，所发电力不存在消纳困难。
从具体消纳措施来看，截至2023年6月末，光伏电力全部通过电网全额保障性收购方式消纳，收购电价为项目的核准电价。未来随着电力市场化交易进一步推行，保障性收购电量占比可能有所下降，发行人一方面已加强开展项目投资建设规划，在前期投资决策阶段严格论证项目消纳能力，另一方面将根据政策要求及市场环境灵活开展电力市场化交易、绿证交易，保障新能源电力的消纳。
综上，从行业格局来看，湖北省新能源发电业务前景广阔，十四五期间发行人新能源业务发展态势处于行业区域领先地位；从下游需求来看，湖北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列；从发行人自身来看，发行人光伏发电项目依托自身火电项目调峰能力，光伏发电消纳灵活性较高，项目消纳条件及盈利能力较好。因此本次募投项目新增光伏装机规模具备合理性，发电无法消纳或项目无法盈利的风险较小。
（二）结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性
1、报告期光伏项目业绩实现情况与募投项目效益预测水平对比
本次各光伏募投项目年均等效利用小时数及预测毛利率水平情况如下所示：
年均等效峰值序项目名称利用小时数预测毛利率号（h直流侧）
1汉川市新能源百万千瓦基地二期项目1025.1342.35%
2汉川市新能源百万千瓦基地三期项目1006.0941.96%
国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW
31087.9546.80%
项目国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏
41045.1139.83%
电站
5 国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目 1013.54 43.75%
6 国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目 1044.50 47.02%
7 国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目 1009.50 43.65%
8 国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目 961.13 45.69%9 国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一 1035.61 45.45%
回复第42页年均等效峰值序项目名称利用小时数预测毛利率号（h直流侧）
期）
10 国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目 1023.60 43.15%
平均值1025.2243.97%
注：年均等效峰值利用小时数=年均上网电量/装机容量。光伏项目发电过程中，发电机产生的直流电能通过逆变器转化为交流电能后上网，转化过程中能量存在一定损耗，损耗比例体现在逆变器的参数“容配比”（即直流侧容量与交流侧容量的比值）中，因此直流侧容量一般大于交流侧容量。根据《光伏发电系统能效规范（NB/T10394-2020）》，容配比取值范围一般不超过1.8。此处直流侧、交流侧的利用小时数不同系计算时分母分别为直流侧、交流侧装机容量所致，下同。
公司自2021年起加大新能源发电发展力度，已建成项目均在2022年以后投产。截至2023年6月末，公司共有3个光伏项目实现全容量并网（不含部分投产项目），具体情况如下：
截至上网电量直流侧容年等效峰值利序2023年6项目毛利项目名称投产时间（万量（万千用小时数号月运行时率/KWh) 瓦） （h直流侧）长国能长源荆门热
1电厂地面光伏发2022年4月14个月1623.631.131326.9151.58%
电项目国能长源石首高
2陵农光互补光伏2022年7月11个月10910.9310.441254.7054.50%
发电项目国能长源公安狮
子口 100MW 农
32023年2月4个月5124.5713.001182.9059.99%
光互补光伏发电项目
平均值9.7个月5886.388.191254.8455.36%注1：由于公司已建光伏项目投产时间较短，上述上网电量为各项目全容量正式并网（不含试运行期间）次月至2023年6月期间的上网电量，年等效峰值利用小时数根据实际运营发电情况年化计算。
对比公司已建成光伏项目实际运行情况，本次募投项目对发电利用小时数预测较为谨慎，募投项目毛利率水平低于已建成光伏项目的水平，体现了效益测算的谨慎性、合理性。
2、同行业可比公司光伏项目效益测算情况与募投项目效益测算情况对比
考虑到光伏发电项目经济效益与地区光照资源禀赋、建设成本等密切相关，发行人选取光伏业务与主要经营地同样位于湖北省内的湖北能源（000883.SZ）
回复第43页作为主要可比公司。
根据公开披露信息显示，2020年度、2021年度、2022年度和2023年1-6月可比公司光伏业务的毛利率分别为48.69%、52.83%、51.81%和50.09%，与公司已建成光伏项目毛利率水平接近。
可比公司最新公告拟募投项目中光伏项目年均等效利用小时数及预测毛利
率水平情况如下：
年均等效峰值利用小序号项目毛利率时数（h直流侧）
1 湖北能源宜城东湾 100MW 光伏发电项目 1091 49.09%
2 汉江能源公司襄州峪山一期 100MW 农光互补电站项目 1087 44.88%
3 湖北能源集团监利汪桥 100MW 光储渔业一体化电站项目 1074 43.79%
4 首义新能源石首市南口镇 100MW 农光互补发电项目 1052 51.04%
5 冼马综电浠水县洗马 100MW 农光互补光伏发电项目 1093 49.20%
6 高锐达新能源潜江市高石碑镇 100MW 渔光互补光伏发电项目 1089 50.71%
合计108148.12%本次各光伏募投项目平均年均等效利用小时数及平均预测毛利率水平分别
为1025.22小时和43.97%。与可比公司相比，公司综合考虑区位资源禀赋等因素，在本次募投项目效益测算中使用的年均等效利用小时数及预测毛利率水平均较为谨慎，且与可比公司不存在较大差异。
综上，本次募投项目中光伏发电项目的预测发电利用小时数、毛利率水平接近同行业可比公司的平均水平及发行人同类业务水平，整体较同行业可比公司的平均水平及发行人同类业务水平略低，体现了效益测算的谨慎性、合理性。其中国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站预测毛利率较低，主要系其作为基地项目，基地范围和使用面积较大，需布置多个升压站和内部连接线路，承担该基地项目后续数期项目的升压站、内部线路以及设备投资成本。同时，根据湖北省能源局要求，因依托的荆门电厂煤电机组新增灵活性调峰容量不足，不足部分需按10%比例配置化学储能，导致相关设备及安装工程、建筑工程费用较高。
五、结合本次募投项目的固定资产投资进度、折旧摊销政策等，量化分析本次募投项目新增折旧摊销对发行人未来盈利能力及经营业绩的影响
根据项目可行性研究报告，本次募投建设项目的折旧摊销相关参数情况如下表所示：
单位：万元
回复第44页单位：万元预计转固折旧序号募集资金项目残值率时点年限
1 汉川市新能源百万千瓦基地二期项目 T+1 20 年 0%
2 汉川市新能源百万千瓦基地三期项目 T+1 20 年 0%
3 国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW 项目 T+1 20 年 0%
4 国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站 T+1 20 年 0%
5 国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
6 国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
7 国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
8 国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
9 国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期） T+1 20 年 0%
10 国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
合计---
注：公司对光伏项目的固定资产残值率通常设定为3%，出于效益测算谨慎性考虑，本次募投项目可行性分析时均按照残值率为0%计算。
本次测算以发行人2023年1-6月的经营业绩为基准，假设项目运营期营业收入和净利润均为基准值的2倍。结合本次募投项目的投资进度、项目收入及业绩预测，本次募投项目折旧及摊销对公司未来经营业绩的影响测算的具体过程如下所示：
回复第45页单位：万元项目2024年度2025年度2026年度2027年度2028年度2029年度2030年度2031年度2032年度2033年度汉川市新能源百万千瓦基
13391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.85
地二期项目汉川市新能源百万千瓦基
9321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.71
地三期项目国能长源随州市随县百万
千瓦新能源多能互补基地2523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.00
二期 100MW 项目国能长源荆门市源网荷储
新百万千瓦级新能源基地钟15065.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.00增祥子项目光伏电站
折 国能长源潜江浩口 200MW
4672.984626.374626.374626.374626.374626.374626.374626.374626.374626.37
旧渔光互补光伏发电项目摊国能长源谷城县冷集镇
销 230MW 农光互补光伏发电 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发电 2337.33 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02
项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23
项目
国能长源荆门屈家岭罗汉1601.431585.451585.451585.451585.451585.451585.451585.451585.451585.45
回复第46页项目2024年度2025年度2026年度2027年度2028年度2029年度2030年度2031年度2032年度2033年度
寺 70MW 农光互补光伏发
电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97
项目
新增折旧摊销费合计57408.6057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.70汉川市新能源百万千瓦基
29404.7529257.7229111.4428965.8828821.0528676.9428533.5628390.8928248.9428107.69
地二期项目汉川市新能源百万千瓦基
募20324.6020222.9920121.7620021.2919921.0219821.5119722.3819623.8219525.6419428.04地三期项目投国能长源随州市随县百万项
千瓦新能源多能互补基地5997.005971.005944.005918.005891.005865.005838.005811.005784.005757.00目
二期 100MW 项目新国能长源荆门市源网荷储增
百万千瓦级新能源基地钟32436.0032274.0032112.0031952.0031792.0031633.0031475.0031318.0031161.0031005.00营祥子项目光伏电站业
国能长源潜江浩口 200MW
收10308.4410256.9310205.6110154.5810103.8310053.2810003.019953.049903.259853.75渔光互补光伏发电项目入国能长源谷城县冷集镇情
230MW 农光互补光伏发电 12265.70 12204.37 12143.29 12082.57 12022.22 11962.12 11902.26 11842.78 11783.53 11724.66
况项目国能长源荆州市纪南镇
5179.305153.415127.655102.045076.525051.155025.875000.744975.754950.86
100MW 渔光互补光伏发电
回复第47页项目2024年度2025年度2026年度2027年度2028年度2029年度2030年度2031年度2032年度2033年度项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 4509.64 4487.10 4464.65 4442.34 4420.15 4398.06 4376.05 4354.18 4332.39 4310.74
项目国能长源荆门屈家岭罗汉
寺 70MW 农光互补光伏发 3652.59 3634.34 3616.16 3598.08 3580.09 3562.18 3544.36 3526.65 3509.03 3491.48
电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电 2446.85 2434.66 2422.48 2410.29 2398.33 2386.37 2374.41 2362.67 2350.71 2338.98
项目本次募投项目新增营业收
126524.87125896.52125269.04124647.07124026.21123409.61122794.90122183.77121574.24120968.20
入募汉川市新能源百万千瓦基
2306.542764.633223.453026.063344.523747.883558.753870.613809.014078.80
投地二期项目项汉川市新能源百万千瓦基
1383.981709.232034.852067.782373.952434.222332.272569.852517.932765.82
目地三期项目新国能长源随州市随县百万
增千瓦新能源多能互补基地7168139108449291004.009331006.001017.001072.00
净 二期 100MW 项目利国能长源荆门市源网荷储
润百万千瓦级新能源基地钟2401.002110.002635.002549.003010.003443.003348.003745.003675.004056.00情祥子项目光伏电站
况 国能长源潜江浩口 200MW 715.88 933.11 1103.92 1047.39 1181.44 1331.57 1270.24 1347.06 1373.56 1489.19
回复第48页项目2024年度2025年度2026年度2027年度2028年度2029年度2030年度2031年度2032年度2033年度渔光互补光伏发电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发电 1423.58 1618.31 1813.29 1678.67 1837.47 2008.94 1869.10 1947.73 1981.64 2118.90
项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发电 346.96 456.06 541.99 515.43 590.83 660.9 631.29 688.3 683.47 748.80
项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 375.29 451.36 527.52 525.22 595.91 666.68 677.73 653.04 643.92 701.84
项目国能长源荆门屈家岭罗汉
寺 70MW 农光互补光伏发 362.47 436.13 493.88 458.98 509.69 554.99 519.3 529.24 552.1 596.06
电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电 196.43 238.81 209.13 203.98 238.11 275.38 267.99 298.9 295.35 324.89
项目
本次募投项目新增净利润10228.1311530.6413493.0312916.5114610.9216127.5615407.6716655.7316548.9817952.30
1、对营业收入的影响
现有营业收入（不含募投项目）1384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.34
预计营业收入（含募投项目）1510751.211510122.861509495.381508873.411508252.551507635.951507021.241506410.111505800.581505194.54本次募投项目新增折旧摊销占整
3.80%3.79%3.79%3.79%3.80%3.80%3.80%3.80%3.80%3.80%
体营业收入比例
2、对净利润的影响
回复第49页项目2024年度2025年度2026年度2027年度2028年度2029年度2030年度2031年度2032年度2033年度
现有净利润（不含募投项目）80431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.89
预计净利润（含募投项目）90660.0291962.5393924.9293348.4095042.8196559.4595839.5697087.6296980.8798384.19本次募投项目新增折旧摊销占净
63.32%62.25%60.95%61.33%60.23%59.29%59.73%58.96%59.03%58.19%
利润比例
（续）项目2034年度2035年度2036年度2037年度2038年度2039年度2040年度2041年度2042年度2043年度汉川市新能源百万千瓦基
13391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.85
地二期项目汉川市新能源百万千瓦基
9321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.71
地三期项目国能长源随州市随县百万
千瓦新能源多能互补基地2523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.00新
二期 100MW 项目增国能长源荆门市源网荷储折
百万千瓦级新能源基地钟14989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014914.00旧祥子项目光伏电站摊国能长源潜江浩口销
200MW 渔光互补光伏发 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4579.75
电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10 5319.10
电项目
国能长源荆州市纪南镇2314.022314.022314.022314.022314.022314.022314.022314.022314.022290.70
回复第50页项目2034年度2035年度2036年度2037年度2038年度2039年度2040年度2041年度2042年度2043年度
100MW 渔光互补光伏发
电项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23 2043.23
电项目国能长源荆门屈家岭罗汉
寺 70MW农光互补光伏发 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1569.48
电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97
项目
新增折旧摊销费合计57246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057246.7057085.79募汉川市新能源百万千瓦基
27967.1527827.3227688.1827549.7427411.9927274.9327138.5627002.8626867.8526733.51
投地二期项目项汉川市新能源百万千瓦基
19330.8219234.1819138.1019042.4118947.1018852.3718758.2018664.4218571.0218478.20
目地三期项目新国能长源随州市随县百万
增千瓦新能源多能互补基地5731.005704.005677.005650.005622.005595.005568.005541.005514.005487.00
营 二期 100MW 项目业国能长源荆门市源网荷储
收百万千瓦级新能源基地钟30850.0030696.0030543.0030390.0030238.0030087.0029936.0029786.0029638.0029489.00入祥子项目光伏电站
情国能长源潜江浩口9804.449755.429706.689658.149609.799561.739513.959466.379419.079371.96
回复第51页项目2034年度2035年度2036年度2037年度2038年度2039年度2040年度2041年度2042年度2043年度
况 200MW 渔光互补光伏发电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发 11666.03 11607.64 11549.63 11491.85 11434.45 11377.29 11320.38 11263.83 11207.41 11151.48
电项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发 4926.11 4901.50 4876.99 4852.58 4828.30 4804.18 4780.15 4756.26 4732.46 4708.82
电项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发 4289.17 4267.74 4246.40 4225.18 4204.02 4183.03 4162.08 4141.31 4120.59 4099.99
电项目国能长源荆门屈家岭罗汉
寺 70MW农光互补光伏发 3474.03 3456.65 3439.37 3422.15 3405.07 3388.02 3371.11 3354.22 3337.48 3320.76
电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电 2327.24 2315.73 2304.22 2292.48 2280.98 2269.69 2258.41 2247.12 2235.84 2224.55
项目本次募投项目新增营业收
120365.99119766.18119169.57118574.53117981.70117393.24116806.84116223.39115643.72115065.27
入募汉川市新能源百万千瓦基
4428.584778.875129.685481.005540.245929.275828.855728.925629.495434.41
投地二期项目项汉川市新能源百万千瓦基
2949.983198.583447.603696.913829.794009.383939.683870.263801.123732.40
目地三期项目
回复第52页项目2034年度2035年度2036年度2037年度2038年度2039年度2040年度2041年度2042年度2043年度新国能长源随州市随县百万
增千瓦新能源多能互补基地1135.001208.001280.001353.001395.001457.001437.001417.001397.001377.00
净 二期 100MW 项目利国能长源荆门市源网荷储
润百万千瓦级新能源基地钟4431.004832.005233.005635.005851.006229.006117.006007.005896.004785.00情祥子项目光伏电站况国能长源潜江浩口
200MW 渔光互补光伏发 1619.29 1749.60 1880.12 2010.79 2068.05 2199.07 2163.71 2128.48 2093.47 2077.76
电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发 2267.54 2416.37 2565.46 2714.74 2784.92 2934.65 2892.52 2850.66 2808.90 2755.14
电项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发 809.43 874.98 940.60 1006.29 1042.84 1103.78 1085.99 1068.30 1050.69 1050.67
电项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发 759.83 817.92 876.07 934.33 965.61 1024.02 1008.52 993.14 977.80 962.56
电项目国能长源荆门屈家岭罗汉
寺 70MW农光互补光伏发 635.18 679.26 723.42 767.62 791.54 830.71 818.18 805.69 793.29 792.90
电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
357.12389.52421.92454.16470.07502.64494.28485.93477.58466.52
50MW 农光互补光伏发电
回复第53页项目2034年度2035年度2036年度2037年度2038年度2039年度2040年度2041年度2042年度2043年度项目
本次募投项目新增净利润19392.9520945.1022497.8724053.8424739.0626219.5225785.7325355.3824925.3423434.36
1、对营业收入的影响
现有营业收入（不含募投项目）1384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.341384226.34
预计营业收入（含募投项目）1504592.331503992.521503395.911502800.871502208.041501619.581501033.181500449.731499870.061499291.61本次募投项目新增折旧摊销占
3.80%3.81%3.81%3.81%3.81%3.81%3.81%3.82%3.82%3.81%
整体营业收入比例
2、对净利润的影响
现有净利润（不含募投项目）80431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.8980431.89
预计净利润（含募投项目）99824.84101376.99102929.76104485.73105170.95106651.41106217.62105787.27105357.23103866.25本次募投项目新增折旧摊销占
57.35%56.47%55.62%54.79%54.43%53.68%53.90%54.11%54.34%54.96%
净利润比例
注1：本次项目于2023年启动建设，预计2024年投入使用，假设本次募投项目在预计转固时间全部建设完成；
注2：假设运营期营业收入及净利润为2023年半年度营业收入和净利润的2倍，不考虑公司现有业务的未来收入增长以及净利润增长，且不构成对公司未来业绩、盈利水平的承诺。
回复第54页募投项目固定资产折旧期内的折旧及摊销对公司未来经营业绩的预计影响
比例如下表：
期间新增折旧摊销占预计营业收入比重新增折旧摊销占预计净利润比重
2024年度3.80%63.32%
2025年度3.79%62.25%
2026年度3.79%60.95%
2027年度3.79%61.33%
2028年度3.80%60.23%
2029年度3.80%59.29%
2030年度3.80%59.73%
2031年度3.80%58.96%
2032年度3.80%59.03%
2033年度3.80%58.19%
2034年度3.80%57.35%
2035年度3.81%56.47%
2036年度3.81%55.62%
2037年度3.81%54.79%
2038年度3.81%54.43%
2039年度3.81%53.68%
2040年度3.81%53.90%
2041年度3.82%54.11%
2042年度3.82%54.34%
2043年度3.81%54.96%
本次募投项目实施后，在项目折旧摊销期内，平均每年新增折旧摊销
57246.75万元，平均每年新增营业收入和净利润分别为120714.24万元和
19141.03万元。以公司2023年1-6月经营业绩情况测算，预计项目折旧摊销期
内每年平均折旧摊销额占营业收入和净利润的比重分别为3.80%和57.49%。本次募投项目对公司未来净利润贡献较高，主要原因是公司当前业务以毛利率较低
回复第55页的火电业务为主，光伏项目运营期间毛利率较高，预计将成为公司未来业绩重要的增长点。
近年来我国电力行业弃风弃光现象已有效改善。根据国家能源局的统计，
2022年全国风电平均利用率96.8%、光伏发电平均利用率98.3%，弃风弃光率相对较低。本次募投项目在测算时，选取参数较为谨慎，项目预计毛利率低于目前已实际投产的光伏项目，预计本次募投项目新增营业收入及净利润将能够实现。
因此，本次募投项目的实施虽然增加折旧摊销金额，但募投项目预计效益良好，募投项目的实施能有效提升公司盈利水平，不会对公司未来经营业绩产生重大不利影响。
【会计师回复】
（一）会计师实施的核查程序包括但不限于：
1、查阅《湖北省能源发展“十四五”规划》《中华人民共和国可再生能源法》《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》等政策文件，取得发行人与汉川市人民政府签订的《开发协议书》、与随县人民政府签订的《框架协议书》、与荆门市发展和改革委员会签订的《开发协议》、与潜江市人民政府签订的《战略合作协议》、与恩施土家族苗族自治州巴
东县人民政府签订的《战略合作框架协议》、与荆门市屈家岭管理区管委会签订
的《项目投资协议》，通过公开渠道查询湖北省气候变化数据，梳理光伏行业发展趋势、募投项目新增装机容量情况、相关政策文件、优惠补贴措施等，核查募投项目新增装机容量的消纳措施、是否存在无法盈利的风险；
2、查阅发行人近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，
分析效益测算是否谨慎、合理；
3、查阅本次募投项目可行性研究报告及效益测算明细表，分析项目运行期
内折旧摊销情况对发行人未来经营业绩的影响情况。
（二）核查意见经核查，我们认为：
1、针对发行人本次光伏募投项目，从行业格局来看，湖北省新能源发电业
务前景广阔，十四五期间发行人新能源发展态势处于行业区域领先地位；从下游需求来看，湖北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列；从发行人自身来看，其光伏发电项目主要依托自身火电项目调峰能力，光伏发电消纳灵活性较高，项目消纳条件及盈利能力较好，因此发行人本次募投项目新增光伏装机规模具备合理性，发电无法消纳或项目无法盈利的风险较小；
另外，从利用小时数、毛利率来看，与报告期内发行人近似建设项目、同类
回复第56页业务业绩实现情况、同行业可比情况相比，发行人本次募投项目的效益测算具备
谨慎性、合理性。
2、发行人本次募投项目的实施会导致其折旧摊销金额增加，但募投项目整
体预计效益良好，募投项目的实施能有效提升发行人盈利水平。因此，募投项目新增折旧摊销不会对发行人未来经营业绩造成重大不利影响。
回复第57页