长源电力_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的回复（修订稿）

股票代码：000966股票简称：长源电力
国家能源集团长源电力股份有限公司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的回复（修订稿）
保荐机构（主承销商）（北京市朝阳区安立路66号4号楼）
二〇二三年十月深圳证券交易所：
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向特定对象发行股票申请文件的审核问询函》（以下简称“审核问询函”）已收悉。国家能源集团长源电力股份有限公司（以下简称“长源电力”、“发行人”、“公司”）与中信建投证券股份有限公司（以下简称“保荐机构”、“保荐人”）、
湖北大纲律师事务所（以下简称“发行人律师”、“律师”）、立信会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“申报会计师”、“会计师”）等相关方对审核
问询函所列问题进行了逐项核查，现回复如下，请予审核。
本问询函回复中简称与《国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发行股票募集说明书（申报稿）》中简称具有相同含义，其中涉及募集说明书的修改及补充披露部分，已用楷体加粗予以标明。
本问询函回复中若出现合计数值与各分项数值之和尾数不符的情况，均为四舍五入原因造成。
本问询函回复中的字体：
审核问询函所列问题黑体（加粗）审核问询函所列问题的回复宋体对募集说明书披露内容的引用宋体
回复中涉及对募集说明书（申报稿）修改、补充的内容楷体（加粗）
1目录
问题1...................................................3
问题2..................................................60
问题3.................................................117
其他问题................................................163
2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。
3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。
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、4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
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，
5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
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-183.14-127.46--245.80-华银电力）中位数（剔除-117.05-104.29--231.91-华银电力）
6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
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。
74、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，%
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：
8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，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。
9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
10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，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。
114、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，%
2022年度2021年度2020年度
证券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
大唐发电584550.60990637.90-69.47521478.00920174.50-76.46467107.90671795.70-43.82
华电国际897060.901158338.40-29.13746817.60986556.70-32.1665610.80692160.90-3.99
浙能电力772172.23598863.2822.44615228.87463302.1724.69396000.34293583.2525.86
广州发展59823.0451345.4414.1748496.4646873.143.3528335.2724586.6613.23
京能电力202195.79314232.34-55.41165879.79247220.23-49.04147303.61160980.18-9.28
建投能源199991.02308704.34-54.36171057.76260603.10-52.35151205.96167984.17-11.1
平均值---28.63---30.32---4.85
中位数---41.75---40.57---6.64
长源电力103619.99140454.32-35.5586225.57109053.20-26.4758230.9065453.96-12.40
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。
122023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：
13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
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 年 12 月达到预定可使用状态并转固，
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，机组进入调试准备阶段，
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
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
国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千 掇刀子项目 200MW 农光互补光伏电 定可使用状态并转固，剩余装机容量
393932.01
瓦级新能源基地掇刀 200MW 子项目 站 预计 2023 年底前达到预定可使用状态并转固
项目 101MW 装机容量已于 7 月达到
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基 钟祥子项目 300MW 农光互补光伏电 预定可使用状态并转固，剩余装机容
479414.27
地钟祥子项自站量预计2023年底前达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 项目按进度计划施工，预计 2023 年
579340.44
基地一期 400MW 项目 互补光伏电站 11 月达到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 100MW 装机容量预计于 9 月达
麻河一二期 200MW 渔光互补光伏电到预定可使用状态并转固；华严二三
6 汉川市新能源百万千瓦基地二期项目 49557.80 站，华严二三期 200MW 渔光互补光
期子项目现按进度计划施工，预计伏电站
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 渔光互补光伏 项目 94MW装机容量已于 7月达到预
7 37442.28 100MW 渔光互补光伏电站
发电一期项目定可使用状态并转固，剩余装机容量
142023年6月末
序号项目名称建设内容项目进展情况账面价值预计2023年底前达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
套码头煤场进行全封闭改造，从而杜项目已完成三期配套煤场及三期配套国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭绝煤场运行过程中产生的煤尘无组码头煤场封闭煤棚土建、钢结构、配
816743.38
项目织地排放入大气中和下雨天气造成套给排水、消防、环保施工，预计2023含煤废水对输煤系统本身和周边环年底前达到预定可使用状态并转固境的污染
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热网拓展供热管线北线 13.99km、东 年已竣工投运并转固；东线复线工程
9国能长源荆州热电有限公司供热管网扩建工程13274.43
线 17.69km 根据荆州公司二期机组建设情况进行实施，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
项目设计、监理、主体施工、主机、
汉川四期 2×1000MW 超超临界二次
11国能长源汉川四期扩建工程#7、#8机组项目9924.92主要辅机等已招标，计划2023年10
再热燃煤发电机组月正式开工建设
采用先进的通流设计、本体结构优化已完成#7机组升级改造并转固，#6国能长源荆门发电有限公司 2×640MW机组综合
128389.87技术、汽封改造，提高汽轮机效率和机组处于施工阶段，预计2023年11
节能改造
变负荷适应性，降低机组能耗月达到预定可使用状态并转固国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光 屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏 升压站、光伏场区正在按计划施工，
137975.31
伏发电项目（一期）电站尚未建成并网
#4锅炉已完成全部改造工作并转固，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、
145014.02#3锅炉处于测试阶段，预计2023年9
炉贫煤改烟煤改造吹灰系统进行改造月达到预定可使用状态并转固
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，
15 4786.27 纪南 100MW 渔光互补光伏电站
发电项目尚未建成并网
152023年6月末
序号项目名称建设内容项目进展情况账面价值
已完成生活污水系统、脱硫废水系统
通过对循环水系统、原水预处理系改造，其余系统正在按计划施工，预
16国能长源荆州热电有限公司全厂废水综合治理4671.51统、渣水系统等各系统优化改造，实
计2023年底前达到预定可使用状态现全厂废水近零排放并转固
对#3、#4机组进行灵活性改造，实现深调至30%额定负荷目标，并确保供项目主体施工已完成，正在进行性能国电长源汉川第一发电有限公司#3、#4机组灵
174196.96热满足要求，主要改造内容有：中调测试，预计于2023年9月达到预定可
活性改造
门改造、等离子改造、小机汽源改造、使用状态并转固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
184044.13大坝渗漏治理及防浪墙拆除重建
大坝渗漏治理可使用状态并转固
在#5 炉 A、B 侧热再蒸汽管道上抽取
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
193918.63部分蒸汽经减温减压后对外供热，提
热改造月达到预定可使用状态并转固
升公司对外供热、保供能力
对#13、#14汽轮机进行汽轮机高、中、项目主体施工已完成，正在进行性能国能长源武汉青山热电有限公司#13、#14机组
202723.24低压缸通流改造，改造后机组的热耗测试，预计于2023年底前达到预定可
节能优化改造
率、效率达到同类机组的先进水平使用状态并转固
采用尿素普通水解制氨工艺方案，消主要改造工作已完成，尚有部分尾工国能长源荆门发电有限公司烟气脱硝还原剂尿
212713.12除重大安全隐患源，确保电力安全生未完成，预计2023年10月达到预定
素替代液氨改造产可使用状态并转固
22其他33901.72--
合计914466.25--
16（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
39209.112887.2342096.34--
农光互补光伏发电项目
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
11867.65106.046959.67-5014.02
司#3、#4锅炉贫煤改烟煤改造国能长源武汉青山热电有限公
1299.37961.472260.84--
司岚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1655.31-1127.76-527.55等十二座电站综合自动化改造
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
17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。
（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 渔光互补光伏发电项 14638.78 24389.41 38837.85 190.34 -
目国能长源石首高陵农光互补
9785.7624817.9634603.71--
光伏发电项目国电长源第一发电有限责任
公司#1煤场原煤筒仓建设项13467.93-13467.93--目国能长源武汉青山热电有限
1624.7910939.5512564.33--
公司废水综合治理项目国能长源武汉青山热电有限
9500.68-9500.68--
公司废水综合治理国电湖北电力有限公司鄂坪
水电厂鄂坪水电站水毁修复2222.385701.667924.04--改造国电长源汉川第一发电有限
公司热网系统三期增容水源6763.02-6763.02--改造国能长源武汉青山热电有限
106.097907.796714.52-1299.37
公司岚图光伏项目国能长源武汉青山热电有限
公司#13、#14机组节能优化改-5876.425876.42--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
4904.4013506.545188.74-13222.19
供热管网扩建工程国能长源荆州热电有限公司
-2253.502253.50--
#1、#2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1990.6580.152070.80--综合改造项目
国能长源荆州热电有限公司-1978.251978.25--
18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烟气脱硝还原剂尿素替代液氨改造
国能长源荆门热电厂 5.8MW
-1924.611924.61--地面光伏发电项目
国能长源荆门热电厂 5.5MW
20.701800.621821.32--
地面光伏发电项目国电长源汉川第一发电有限
公司#1、#3机组热再抽汽供热1732.7561.601794.35--改造国能长源荆州热电有限公司
-1233.251233.25--铁路专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109.70920.871030.57--目（加生态机组 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荆门发电有限公
47.174062.974110.14--
司化学制水系统增容国能长源恩施水电开发有
-1188.201188.20--限公司天电渠道渡槽修复
19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工程国电长源第一发电有限责
任公司网控楼室电气系统1080.45-1080.45--改造项目国能长源武汉青山热电有
-1007.621007.62--
限公司#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湖北新能源有限
10526.0227139.5037561.76103.77-
公司中华山二期项目国电长源第一发电有限责
7.552024.702032.24--
任公司烟囱白羽项目
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。
20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因发行人未来规划发生变化，建设
24.53
事故储灰库建设条件限制，项目停止实施国能长源武汉青山热电有限公司因消除烟羽现象会增加煤耗，项目
41.98
烟囱白羽治理经济效益较差，项目停止实施在对谷城茨河风资源进行测风试
国能长源湖北新能源有限公司古验后，发现该区域的风资源在目前
48.95
城茨河风电项目风电技术水平下开发价值较低，项目停止实施
项目规划用地属于洪湖蓄洪区域，国能长源湖北新能源有限公司洪暂时未对外放开，防洪评价报告无
162.70
湖小港农场光伏项目法获得通过，项目建设前期工作推进受阻，项目停止实施与合作方湖北省齐星汽车车身股国能长源湖北新能源有限公司齐份有限公司的并购合作开发条件
星随县沙岗 50MWp 农光互补光 42.88未达成一致，已解除《合作框架协伏电站并购项目议》，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。
21（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
房屋建筑物520167.2634.06529154.9535.31517635.2836.33534260.9835.41
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
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。
报告期各期末，发行人与同行业可比公司固定资产减值准备计提比例情况如下：
22单位：万元，%
2023年6月30日2022年12月31日
证券简称固定资产净值减值准备余额计提比例固定资产净值减值准备余额计提比例
华能国际31458091.392135571.846.7931078070.692146908.986.91
大唐发电19047121.40106320.600.5619244975.40106320.600.55
华电国际13134647.90163771.101.2512751994.10177165.901.39
浙能电力4810196.0645952.440.964212030.456920.340.16
广州发展2389265.1922399.410.942308114.2520051.410.87
京能电力4846186.7411003.010.234779349.0411003.010.23
皖能电力2086425.693362.970.161592750.433318.890.21
建投能源1837386.12556.020.031822236.36556.020.03
华银电力1088744.2811624.371.07988680.0211624.371.18
赣能股份773555.67-0.00768687.15869.300.11
平均数8147162.04277840.201.207954688.79248473.881.16
中位数3599730.6322399.410.753260072.3511313.690.39
长源电力1542355.3415145.000.981513540.2415145.001.00
2021年12月31日2020年12月31日
证券简称固定资产净值减值准备余额计提比例固定资产净值减值准备余额计提比例
华能国际28578150.091964885.886.8826382109.292011912.857.63
大唐发电18970851.70144344.700.7618766401.4098326.800.52
华电国际12449220.90146636.101.1815741081.70136758.800.87
浙能电力4642679.987834.330.174826917.6510131.790.21
广州发展2023371.452429.580.121771583.142429.580.14
京能电力4630793.0510412.810.224983401.4136927.120.74
皖能电力1466143.793318.890.231510994.752004.340.13
建投能源1892954.331500.520.081878987.671182.560.06
华银电力836436.1710321.911.231086457.3545868.844.22
赣能股份278974.881788.160.64278991.101183.210.42
平均数7576957.63229347.291.157722692.55234672.591.49
中位数3327082.259078.120.433352952.6623529.460.47
长源电力1437411.1312516.060.871523731.4714910.660.98
2020年末、2021年末、2022年末及2023年6月末，发行人固定资产减值
准备计提比例分别为0.98%、0.87%、1.00%及0.98%，可比公司固定资产减值准备计提比例平均数分别为1.49%、1.15%、1.16%及1.20%。发行人固定资产减值准备计提比例略低于平均值，主要由于华能国际计提比例相对其他可比公司较高，剔除华能国际后，可比公司固定资产减值准备计提比例平均数分别为0.81%、
0.51%、0.53%及0.58%，与发行人固定资产减值准备计提比例不存在重大差异。
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
23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
24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；
2512）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、非融资性保函合不高于100亿元不高于22亿元不高于22亿元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。报告期各期，公司除煤炭以外的关联采购总额分别为49361.77万元、
38187.82万元、249391.78万元、31852.35万元，采购内容如下：
单位：万元
采购内容2023年1-6月2022年度2021年度2020年度
集团金融服务5480.132513.20539.836304.62
光伏组件（含逆变器）943.97175857.76--
工程施工12072.1741390.0517554.2213724.64
设备及技术服务10926.7825411.9217279.9926362.41
其他2429.304218.842813.792970.10
26采购内容2023年1-6月2022年度2021年度2020年度
合计31852.35249391.7838187.8249361.77
（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利0.35%-0.40%0.455%0.455%0.30%-0.455%率国内主要商业银行的存
0.20%-0.25%0.25%-0.30%0.30%0.30%
款利率
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年度发行人及下属子公司在集团财务
2.30%-3.20%2.65%-3.20%-
公司的1年期以
1年期内贷款利率
以内发行人及下属子贷款公司在商业银行
利率1.80%-3.65%1.80%-3.60%1.85%-4.35%1.85%-4.75%的1年期以内贷款利率
1 年期 LPR 3.55%-3.65% 3.65%-3.70% 3.80%-3.85% 3.85%-4.15%
1-5年发行人及下属子
期贷公司在集团财务
2.45%-3.25%2.65%-3.00%3.60%3.62%-4.75%
款利公司的1-5年期贷率款利率
27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商业银行
1.80%-3.65%1.85%-3.90%2.8%-4.37%2.8%-4.75%
的1-5年期贷款利率发行人及下属子公司在集团财务
2.55%-3.35%2.80%-3.50%3.82%-4.17%-
公司的5年期以
5年期上贷款利率
以上发行人及下属子贷款公司在商业银行
利率2.55%-3.65%2.60%-4.90%3.85%-4.90%4.10%-4.90%的5年期以上贷款利率
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：
合同签订采购金额采购数量采购单价序号供应商支付条款时间（万元）（千瓦）（元/瓦）国能易购
2022年7预付30%，发货后支付30%，到
1（北京）科93237.01559570.881.67月货验收后支付40%技有限公司国能易购
2022年7预付30%，发货后支付30%，到
2（北京）科52012.29297879.371.75月货验收后支付40%技有限公司国能易购
2022年7预付30%，发货后支付30%，到
3（北京）科74243.28418625.751.77月货验收后支付40%技有限公司国能易购
2022年6预付30%，发货后支付30%，到
4（北京）科17365.4499966.231.74月货验收后支付40%技有限公司
28合同签订采购金额采购数量采购单价
序号供应商支付条款时间（万元）（千瓦）（元/瓦）
预付30%，发货后支付30%，到国能易购
2022年4货验收后支付30%，到货5个月
5（北京）科37091.48213000.001.74月后或者货物完成投产验收后支付技有限公司
10%
预付30%，发货后支付30%，到国能易购
2022年1货验收后支付30%，到货5个月
6（北京）科2319.1313750.001.69月后或者货物完成投产验收后支付技有限公司
10%
预付30%，发货后支付30%，到国能易购
2021年11货验收后支付30%，到货5个月
7（北京）科1919.7411258.001.71月后或者货物完成投产验收后支付技有限公司
10%
预付30%，发货后支付30%，到国能易购
2021年11货验收后支付30%，到货5个月
8（北京）科16050.5491000.471.76月后或者货物完成投产验收后支付技有限公司
10%
合计294238.911705050.691.73-
注：上表列示的采购金额为合同金额，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/Wp，最高价格
为 2.10 元/Wp。发行人此期间内通过集团电商平台集采均价为 1.73 元/Wp，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。
国能易购通过公开招标确定最终供应商。2021年7月，国能易购作为招标人，就光伏组件采购进行公开招标，最终确定发行人所在区域中标机构为天合
光能（688599.SH），天合光能与国能易购签订了采购框架协议协议有效期至
2023年4月。报告期内，发行人通过国能易购采购的光伏组件最终供应商均为天合光能。
根据《公司法》《企业会计准则第36号—关联方披露》《深圳证券交易所股票上市规则》等有关规定，发行人与天合光能不存在关联关系。
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：
29序号公司结算模式
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，公天合
1司对于具有一定合作历史、如约支付货款的客户按照交易金额收取不超过
光能
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TCL
2支付总价款的50%-70%，到货后1-3个月内结清总价款的30%-40%，部分客
中环
户存在质保款或质保保函（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：
不含税合序供应商获供应商合同签订时间合同内容同金额号取方式（万元）国能智深控
单一来源 汉川发电#5 机组 DCS 系统
1制技术有限2023年3月1722.12
采购智能一体化升级改造公司国能朗新明荆州公司全厂废水综合治
2环保科技有公开招标2022年5月6113.33
理改造限公司国能信控互随州公司智慧管理平台
3联技术有限公开招标2022年3月3749.84（IMS）建设合同公司烟台龙源电
汉川一发#3、#4机组等离子
4力技术股份公开招标2022年2月1033.12
稳燃系统改造有限公司
荆门公司 2×640MW 机组液国能龙源环
5 公开招标 2022 年 3 月 氨改尿素 EPC 工程改造项 2467.65
保有限公司目国能朗新明随州公司脱硫废水零排放
6环保科技有公开招标2022年1月3556.62
系统限公司
国能朗新明 荆州热电二期 2×350MW 扩
7环保科技有公开招标2022年3月建工程化水系统、全厂废水9168.91
限公司 零排放 EPC 总承包工程国能龙源电单一来源
82022年5月汉川发电定位系统建设1300.88
气有限公司采购
30不含税合
序供应商获供应商合同签订时间合同内容同金额号取方式（万元）烟台龙源电
汉川一发#3、#4锅炉贫煤改
9力技术股份公开招标2021年11月13787.09
烟煤改造 EPC有限公司北京朗新明荆门公司化学制水系统增
10环保科技有公开招标2020年12月3939.19
容改造项目限公司国能智深控
荆门公司#6、#7 机组 DCS
11制技术有限直接采购2020年11月2216.81
系统改造项目公司北京朗新明汉川一发热网系统三期增
12环保科技有公开招标2020年6月2040.96
容水源改造扩容项目限公司烟台龙源电
长源一发#12(1×330MW)机
13力技术股份公开招标2020年3月2024.70
组“烟囱白羽”治理项目有限公司
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：
供应商合同签不含税合同金序号供应商获取方合同内容
订时间额（万元）式设备类采购
国能龙源催化剂江单一来2022年荆门公司#6、#7机组
11157.51
苏有限公司源采购4月宽温催化剂
乐城山 21MW 风电场国电联合动力技术公开招2021年
2风力发电机组采购合4237.81
有限公司标9月同随州公司低温省煤器烟台龙源电力技术公开招2021年
3及热媒水暖风器设备2522.12
股份有限公司标3月采购合同技术服务类采购
31供应商
合同签不含税合同金序号供应商获取方合同内容
订时间额（万元）式
国能智深控制技术公开招2023年青山公司#13、#14机
41008.85
有限公司 标 4 月 组 DCS 系统升级国家能源集团科学直接采2020年荆门公司3年技术监
5技术研究院有限公1086.79
购3月督服务司武汉分公司国家能源集团科学单一来2023年汉川发电3年技术监
6技术研究院有限公1412.26
源采购3月督服务司武汉分公司
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。
工程施工服务合同、设备及技术服务类采购合同大部分通过招标方式采购，少部分为单一来源采购，采取单一来源采购主要系市场上供应商唯一、前期采购的延续等特殊原因。
根据公司采购管理办法，单一来源采购主要适用于以下情形：（1）采用不可替代专利、专有技术或其他特殊原因，只能从唯一的供应商处采购的；（2）原采购的后续维修、零配件供应、更换或扩充，必须向原供应商采购的；（3）因必须保证与原采购项目一致性或者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或者服务的；（4）因样件试制、样机试用、小批量质量稳定性验证等需
要从新开发供应商采购的，以及因新技术联合开发或承揽类合同约定需要从特定供应商处采购的；（5）因不具备招标条件或招标难以满足需要，对生产运维所需备品备件开展框架协议采购的。
报告期内，发行人采用单一来源采购的且合同金额超过1000.00万元的工程施工服务、设备及技术服务类采购合同具体情况如下：
不含税合序合同签供应商合同内容同金额以单一来源采购原因号订时间（万元）
32不含税合
序合同签供应商合同内容同金额以单一来源采购原因号订时间（万元）汉川公司系统智能升级改造需
与原系统无缝连接，保证数据汉川发电#5的一致性等。该系统原采购自国能智深控
2023年3 机组 DCS系统 国能智深控制技术有限公司。
1制技术有限1722.12月智能一体化本次采购属于“因必须保证与公司升级改造原采购项目一致性或者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或者服务的”情形国能龙源电气有限公司的“高精度（人、车、物）定位系统”
“智慧安全管控系统”“智能巡检系统”产品和服务处于国内领先位置。本次汉川公司采购的人员定位系统与定位设备采国能龙源电2022年5汉川发电定
21300.88用了国能龙源电气有限公司的
气有限公司月位系统建设
基于 UWB 的室内定位方法及系
统相关专利技术，属于具备专有技术的高度定制化产品。本次采购属于“采用专有技术或其他特殊原因，只能从唯一的供应商处采购的”情形
荆门公司超低排放改造 EPC 工程经公开招标后确定中标人为
国能龙源环保有限公司，国能龙源催化剂江苏有限公司为该公司的全资子公司。催化剂作为该工程项目关键材料，其具体尺寸、具体重量、通流面积、
国能龙源催荆门公司#6、
2022年4流场分布、理化性能等相关参
3化剂江苏有7机组宽温催1157.51月数将对脱硝系统整体结构的安限公司化剂
全性及经济性产生重要影响，从原中标人处购买催化剂有利
于确保满足原设计要求、机组运行安全及环保达标排放。本次采购属于“原采购的后续维修、零配件供应、更换或扩充，必须向原供应商采购的”情形
33不含税合
序合同签供应商合同内容同金额以单一来源采购原因号订时间（万元）技术监督服务须利用服务商的历史数据及其系统进行跟踪和监督。汉川发电技术监督服务国家能源集近十年均由国家能源集团科学团科学技术汉川发电3年
2023年3技术研究院有限公司武汉分公
4研究院有限技术监督服1412.26月司提供。本次采购属于“因必公司武汉分务须保证与原采购项目一致性或公司
者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或者服务的”情形
发行人在进行单一来源项目磋商时，一般会根据项目所需人工成本、物料成本等方面的评估结果，在考虑合理利润率的情况下，参照供应商向第三方销售的价格，在与供应商充分协商的基础上确定合理的成交价格。
（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
34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。
本次募投项目为10个光伏发电项目及补充流动资金项目，预计新增关联交易主要为光伏组件及逆变器采购。发行人拟通过国能易购下属国能 e 购平台采购光伏组件及相应数量的逆变器，国能易购将通过公开招标方式确定最终供应商。报告期内，发行人通过国能易购采购的光伏组件及逆变器的最终供应商与发行人不存在关联关系，预计本次募投项目新增采购的最终供应商与发行人亦不存在关联关系。发行人本次募投项目 10 个光伏发电项目中，拟通过国能 e 购平台采购的组件金额约为512558万元，采购的逆变器金额约为25736万元，上述采购预计新增关联交易金额合计538294万元，具体将以届时采购价格为准。国内光伏组件及逆变器市场较为公开、透明，通过国能 e 购平台采购有助于发挥国家能源集团集采价格优势；国能易购通过公开招标方式确定供应商，报告期内确定的光伏组件供应商为天合光能；发行人通过国能 e 购平台采购价
格略低于现货市场价格，与现货市场不存在重大差异，具有公允性。
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
35（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362007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
37万元，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
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
38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
39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。
（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。
40（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。
413、其他应收款
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：万元是否属于被投资公未来处置投资目的投资时间认缴金额实缴金额业务协同财务性投司名称计划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公司易湖北电力参与湖北
2017年10
交易中心省电力交909.09909.09产业合作暂无否月有限公司易
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
42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、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
43是否属于
被投资公投资背景及投资目未来处置投资时间认缴金额实缴金额业务协同财务性投司名称的计划资武汉华工创业投资推动科技成果产业2000年8
3196.003196.00不协同暂无是
有限责任化，获取投资收益月公司国能大渡加快电源结构调河（咸丰）整，实现水火互济，2009年9
2303.002303.00产业投资暂无否
小河水电提高湖北区域利润月有限公司水平
湖北咸丰积极并购、开发水
朝阳寺电电项目，对恩施州2013年2
3168.003168.00产业投资暂无否
业有限责农电体制改革资产月任公司包打包收购
湖北鹤峰积极并购、开发水
桃花山水电项目，对恩施州2013年4
1890.001890.00产业投资暂无否
电有限责农电体制改革资产月任公司包打包收购葛洲坝汉充分利用消化电厂川汉电水2009年4产生的脱硫石膏和1920.001920.00产业投资暂无否泥有限公月司粉煤灰河南东升
2008年8正在破产
煤业有限保障燃煤供应2000.002000.00产业投资否月清算公司国电武汉
2012年3
燃料有限保障燃煤供应3287.673287.67产业投资暂无否月公司
湖北省巴积极并购、开发水东县沿渡电项目，对恩施州2014年7河电业发4200.004200.00产业投资暂无否农电体制改革资产月展有限公司包打包收购
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
44务相关，不属于财务性投资。
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。
五、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
（一）其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性
1、其他业务收入的具体内容
45报告期内，公司其他业务收入、成本及毛利率情况如下所示：
单位：万元
2023年1-6月2022年度2021年2020年度
项目毛利毛利毛利毛利收入成本收入成本收入成本收入成本率率率率粉煤灰综
6903.86481.6293.0219656.721272.3693.5325186.633017.5988.0218946.922062.3589.12
合利用固定资产
租赁、物业1155.17638.6044.722341.091357.4142.022494.721342.8546.173273.911875.0242.73管理
其他1520.30218.0785.662469.47958.6661.182208.73926.7458.041627.771231.0224.37
合计9579.341338.3086.0324467.283588.4285.3329890.085287.1982.3123848.605168.3978.33
2、毛利率较高的原因及合理性
其他业务收入毛利较高的主要原因是由于粉煤灰综合利用所致。粉煤灰是从煤燃烧后的烟气中收捕下来的细灰，是火电厂排出的主要固体废物，可以作为建筑原材料，公司主要将其销售给水泥加工厂等。由于粉煤灰不属于副产品，其主要成本为粉煤灰系统设备运行的维护费、检修费，粉煤灰固体排放物的运输费、劳务外包费，粉煤灰固体排放物相关资产的折旧费、租赁费等专属成本，未分摊电、热生产成本，毛利相对较高。其他则主要为废旧物资处置收入、培训收入、委托运营收入等，由于业务成本较低，毛利也相对较高。
（二）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
1、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
发行人及其子公司持有投资性房地产情况如下：
投资性房
序号产权人地址建筑面积(㎡)土地性质地产名称荆门热电国家能源集荆门市掇刀区
17348.70城镇住宅用地
厂附属大团长源电力白庙路80号
46楼股份有限公
司荆门热电厂国能长源武国家能源洪山区徐东大
2汉实业有限5620.36其他商服用地
大厦街63号公司恩施市小渡船民族东路国能长源恩公共管理与公共服务街道办事处民
37层办公施水电开发3000.80用地-机关团体用地/
族东路12号1楼有限公司办公
幢101-701号
上述第1项房产系1978年在生产厂区配套住宅用地自建，国家能源集团长
源电力股份有限公司荆门热电厂主营为火力热电，并未从事房地产开发相关业务，该房产建设初衷为满足主业需求配套建设，后因使用率较低，故将其出租，收取租赁费用，因此作为投资性房地产列报。
上述第2项房产系国能长源武汉实业有限公司以出让方式取得商服用地自建而成，2013年整体装修完成后主要用于发行人和关联公司办公使用，其余承租主体系国家能源局华中监管局、华中电力国际经贸有限责任公司，上述主体全部与发行人主营业务相关，收取租赁费用，因此作为投资性房地产列报。
上述第3项房产系2012年10月与恩施州人民政府国有资产监督管理委员会
签订《湖北省整体产权及控股股权转让产权交易合同》及《湖北省整体产权及控股股权转让产权交易合同之补充协议》，收购恩施州农电体制改革发电资产包（包含此房产）取得。为盘货资产，提高资产使用效率，将其对外出租，因此作为投资性房地产列报。
为提高资产使用效率，发行人将上述房产对外出租，具体租赁情况如下：
47投资性房2
序号 出租方 承租方 租赁物位置 面积(m ) 租赁期限 租赁物用途 租金地产名称
荆门热电国家能源集团长湖北瑞能实业有荆门市掇刀区白庙2023.1.1住宿业酒店
1厂附属大源电力股份有限限责任公司路80号招待所7348.70-295420.00元/年
经营
楼公司荆门热电厂2023.12.31国家能源集团物武汉市洪山区徐东
2023.2.1
资有限公司华中大街63号国家能1320573.54元/年，
21065.52-办公
采购中心源大厦第16层整每年上涨4%
2025.12.31
层国能保险经纪武汉市洪山区徐东（北京）有限公大街63号国家能
2021.11.1
司武汉分公司源大厦第24层565505.60元/年，每
3452.39-办公
2403、2404、2406、年上涨4%
2024.12.31
2407、2408、2409
国家能源国能长源武汉实号大厦业有限公司国家能源集团科武汉市洪山区徐东
2023.1.1
学技术研究院有大街63号国家能1454105.52元/年，
41075.49-办公
限公司武汉分公源大厦第11层整每年上涨4%
2025.12.31
司层国电武汉燃料有武汉市洪山区徐东
限公司大街63号国家能2023.1.1
5源大厦第23层759.76-办公1027225.92元/年
2301、2302、2304、2023.12.31
2305、2306、2307、
48投资性房2
序号 出租方 承租方 租赁物位置 面积(m ) 租赁期限 租赁物用途 租金地产名称
2309、2312、2314、
2315、2316号
湖北龙源新能源武汉市洪山区徐东
有限公司大街63号国家能2022.3.5
1807845.24元/年，
6源大厦第15层整1373.20-办公
每年上涨4%
层和第20层部分2025.3.4办公室烟台龙源电力技武汉市洪山区徐东
术股份有限公司大街63号国家能2022.6.1
143227.63元/年，每
7武汉分公司源大厦第20层188.86-办公
年上涨4%
2008、2009、20102024.12.31
号国能信控互联技武汉市洪山区徐东术有限公司大街63号国家能
2022.6.183118.42元/年，每
源大厦第23层
854.80-办公年上涨4%
2313号
2023.12.31国华（虞城）新武汉市洪山区徐东
2022.9.15
能源有限责任公大街63号国家能
91075.49-办公1437806.48元/年
司源大厦第10层整注1
2023.9.14
层
49投资性房2
序号 出租方 承租方 租赁物位置 面积(m ) 租赁期限 租赁物用途 租金地产名称国家能源局华中武汉市洪山区徐东
监管局大街63号国家能2023.1.1
10源大厦第20层整1847.32-办公2160000.00元/年
层、第21层整层、2023.12.31
第22层整层华中电力国际经武汉市洪山区徐东
2021.7.1
贸有限责任公司大街63号国家能2688811.04元/年，
112150.98-办公
源大厦第12层整每年上涨4%
2024.6.30
层、第13层整层
恩施市小渡船街道2023.9.20民族东路7国能长源恩施水
12陈新贵办事处民族东路123000.80-办公980000.00元/年
层办公楼电开发有限公司
号1幢101-701号2026.9.19
注1：原租赁合同到期，正在开展续租事宜。
50报告期内，发行人的主营业务为电力、热力生产，主营业务收入占营业总收
入比重在97%以上，其他业务收入主要系下属子公司粉煤灰综合利用、物业出租以及废旧物资处置、受托运营、业务培训等。发行人及其子公司持有的土地及相关房产主要用于自身办公、生产，不存在自行建设房屋以开展房地产经营业务的情况。
报告各期末发行人投资性房地产账面价值分别为11588.07万元、11178.84
万元、10721.62万元及10493.01万元，占各期末非流动资产的比例为0.62%、
0.58%、0.40%及0.35%，主要系下属子公司出租少量闲置办公室、生产配套用
房以提高资产利用率所致，该等闲置资产出租的行为不涉及房地产经营业务。
2、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
（1）发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地、商业用地及商业地产情况
截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地、商业用地及商业地产情况如下：
序建筑面积所有权人证书编号地址或位置规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
1不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-103
0025200号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
2不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-203
0025194号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
3不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-303
0025196号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
4不动产权第住宅76.36
山热电有限公司2-1-403
0025185号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
5不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-503
0025302号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
6不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-603
0025304号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
7不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-703
0025301号
51序建筑面积
所有权人证书编号地址或位置规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
8不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-803
0025300号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
9不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-903
0025303号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
10不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1003
0025252号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
11不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1103
0025293号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
12不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1203
0025249号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
13不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1303
0025193号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
14不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1403
0025197号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
15不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1503
0025208号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
16不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1603
0025199号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
17不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1703
0025209号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
18不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1803
0025210号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
19不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1903
0025184号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
20不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2003
0025190号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
21不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2103
0025183号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
22不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2203
0025188号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
23不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2303
0025186号
52序建筑面积
所有权人证书编号地址或位置规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
24不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2403
0025185号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
25不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2503
0025187号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
26不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2603
0025191号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
27不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2703
0025211号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
28不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2803
0025212号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
29不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-2903
0025289号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
30不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-3003
0025295号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
31不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-3103
0025294号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
32不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-3203
0025284号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
33不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-3303
0025283号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
34不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-3403
0025192号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
35不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-204
0025250号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
36不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-304
0025251号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
37不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-404
0025296号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
38不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-504
0025201号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
39不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-604
0025258号
53序建筑面积
所有权人证书编号地址或位置规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
40不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-704
0025257号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
41不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-804
0025256号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
42不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-904
0025255号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
43不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1004
0025253号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
44不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1104
0025287号
鄂(2018)武汉青山国能长源武汉青青馨居住宅
45不动产权第76.36
山热电有限公司2-1-1204
0025291号
国能长源武汉青武房权证市字第武汉市洪山区
46住宅256.96
山热电有限公司200103652号徐东路汪家墩国能长源武汉青武房房自字第
47苗圃小区住宅1872.44
山热电有限公司06-01780号国能长源武汉青武房房自字第
48红钢三街住宅1386.54
山热电有限公司06-01093号
鄂(2023)汉川市不
国电长源汉川第一发汉川生活住宅用地/其
49动产权第000655340856.35
一发电有限公司区他集体宿舍号国电长源汉川第暂未完成不动产东湖山庄汉新
50住宅5527.73
一发电有限公司权转移登记手续花苑
上述房产中第1-45项房产系国能长源武汉青山热电有限公司原厂区内职工
宿舍被拆迁还建取得，现作为公司引进人才公寓使用；第46-48项房产系国能长源武汉青山热电有限公司通过购买取得，用于集体职工居住；第49项房产为发行人生产厂区配套的集体宿舍，用于集体职工居住；第50项房产为国电长源汉
川第一发电有限公司吸收合并湖北汉新发电有限公司取得资产，正在办理不动产
权转移登记手续，目前为闲置状态。
（2）发行人及其子公司、参股公司不涉及房地产开发、经营、销售等业务，不具有房地产开发资质根据《中华人民共和国城市房地产管理法》第三十条：“房地产开发企业是以营利为目的，从事房地产开发和经营的企业”；根据《城市房地产开发经营管理条例》第二条：“房地产开发经营，是指房地产开发企业在城市规划区内国有
54土地上进行基础设施建设、房屋建设，并转让房地产开发项目或者销售、出租商品房的行为”；根据《房地产开发企业资质管理规定》第三条：“房地产开发企业应当按照本规定申请核定企业资质等级。未取得房地产开发资质等级证书的企业，不得从事房地产开发经营业务。”发行人2021年2月25日前经营范围包含“房地产项目投资和管理”业务，
2021年1月26日、2月23日分别召开了第九届董事会第十五次会议、2021年
第二次临时股东大会，审议通过了《关于修订公司章程的议案》，2021年2月25日办理完成经营范围变更登记手续，取得了湖北省市场监督管理局换发的《营业执照》。工商变更完成后，发行人经营范围不再包含“房地产项目投资和管理”业务。
发行人子公司国能长源武汉实业有限公司原经营范围包含“房地产开发”，
2021年1月29日办理经营范围变更登记手续，取得了洪山区市场监督管理局换
发的《营业执照》，经营范围不再包含“房地产开发”业务。
除上述实体在经营范围变更之前曾涉及房地产开发、经营、销售等业务以外，报告期内发行人其他子公司、参股公司不涉及房地产开发、经营、销售等业务，不具有房地产开发资质。上述实体经营范围变更之后，也不再涉及房地产开发、经营、销售等业务，不再具有房地产开发资质。
2021年4月27日，发行人已就不从事房地产业务相关事宜出具专项承诺如下：“公司及所属的全资、控股子公司后续不会再续期或者重新办理房地产开发资质，现在以及将来均不会开展房地产的开发和销售业务。”该承诺处于正常履行中，不存在违反承诺的情形。
综上，截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司的经营范围均不涉及房地产开发、经营、销售等相关业务类型，未从事房地产开发业务，不具有房地产开发资质。
六、请发行人补充披露（1）（2）相关风险
（一）经营业绩及毛利率变动风险
发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“一、对
55发行人核心竞争力、经营稳定性及未来发展可能产生重大不利影响的因素”中补
充披露以下风险：
“（一）经营业绩及毛利率变动风险
2020年度、2021年度、2022年度和2023年1-6月，公司毛利率分别为
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。2021年受煤炭价格大幅上涨影响，导致火电业务及售热业务毛利率大幅下滑，从而使得公司经营业绩出现较大下滑；2022年煤炭价格持续处于高位，但收入端上网电价的增加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。但若未来燃煤价格再次出现大幅度上涨情形或因电力需求因素变动导致上网电价出现下滑情形，将对公司经营业绩和毛利率产生不利影响。”
（二）在建工程及固定资产减值风险
发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“一、对发行人核心竞争力、经营稳定性及未来发展可能产生重大不利影响的因素”中补
充披露以下风险：
“（四）在建工程及固定资产减值风险截至2020年末、2021年末、2022年末和2023年6月末，公司在建工程账面价值分别为44613.02万元、140060.49万元、760742.83万元和972362.07万元，占非流动资产的比例分别为2.42%、7.22%、28.33%和32.24%。2022年以来，公司持续开展随州2*66万千瓦火电项目、荆州热电厂二期扩建项目以及多个光伏发电项目建设，在建工程账面价值增长较快。若未来市场环境、行业政策等因素发生重大变化，导致公司主要在建工程实施进度不及预期，甚至项目无法继续实施，则公司在建工程可能存在减值风险，从而对公司业绩造成不利影响。
截至2020年末、2021年末、2022年末和2023年6月末，公司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%，
56占比较高。公司固定资产主要包括房屋及建筑物和机器设备。公司持续开展火电、光伏等项目建设，随着在建工程项目逐步转固，公司固定资产账面价值将进一步提升。若未来公司生产经营环境、湖北地区用电需求等发生不利变化，可能导致固定资产出现废弃、闲置等情形，存在固定资产计提减值准备的风险，从而对公司业绩造成不利影响。”七、中介机构核查情况
（一）核查程序
针对问题（1）（2）（3）（4），保荐机构和申报会计师履行了以下核查程序：
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；
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、查阅报告期内发行人可比公司固定资产减值准备计提情况；
9、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；
5710、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；
11、查阅国能易购光伏组件采购公开招标中标结果公告，核查最终供应商
与发行人是否存在关联关系；统计募投项目组件、逆变器预计采购金额，计算关联交易预计增加金额；了解工程施工等采购合同中采取单一来源采购方式的具体原因，并分析其合理性；
12、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；
13、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；
14、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。
针对问题（5），保荐机构和发行人律师履行了以下核查程序：
1、获取发行人其他业务收入及成本明细表，根据业务特点分析毛利率较高
的原因；
2、获取发行人投资性房地产不动产权证书、租赁合同、租金收取财务凭证、租金收取银行流水单；
3、查阅《中华人民共和国城市房地产管理法》《城市房地产开发经营管理条例》《房地产开发企业资质管理规定》等法律、法规对房地产开发、经营、销售的释义；
4、获取发行人募集说明书及所持不动产的权属证书、发行人关于不从事房
地产业务相关事宜出具承诺的公告；
5、通过国家企业信用信息网查询发行人及其子公司、参股公司经营范围及
变更情况，核查是否包含房地产开发、经营、销售等经营内容或资质。
58（二）核查意见
针对问题（1）（2）（3）（4），经核查，保荐机构和申报会计师认为：
1、报告期内，发行人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。
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
建工程及固定资产已充分计提减值，固定资产减值准备计提比例与可比公司不存在重大差异；
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；国能易购通过公开招标方式确定最终供应商，光伏组件最终供应商与发行人不存在关联关系。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。本次发行后不会新增显失公平的关联交易，不会对发行人的独立性造成不利影响。
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）。
针对问题（5），经核查，保荐机构和发行人律师认为：
报告期内发行人其他业务主要为粉煤灰综合利用、物业出租以及废旧物资处
置、受托运营、业务培训等，由于业务性质的特殊性，相关成本较低，毛利相对较高具有合理性；发行人投资性房地产主要系下属子公司出租少量闲置办公室、
生产配套用房以提高资产利用率所致，该等闲置资产出租的行为不涉及房地产经营业务。截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地，但经营范围均不涉及房地产开发、经营、销售等相关业务类型，未从事房地产开发业务，不具有房地产开发资质。
59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，
60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。
回复：
一、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
（一）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
1、永久性用地的合法合规情况，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
本次募投项目的升压站等永久性设施用地，汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、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电站、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW农光互补光
61伏发电项目、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）
已经取得不动产权证。其余五个项目升压站用地不动产权手续正在办理，均已取得了当地政府出具的证明。本次募投项目涉及的永久性用地不存在占用基本农田、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，取得不动产权的办理程序符合《中华人民共和国土地管理法》等相应法律法规的规定。
2、租赁土地的合法合规情况，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
（1）租赁集体土地的程序履行情况
截至本回复出具日，十个募投项目已就项目经营期光伏方阵用地签订了租赁合同。
根据《中华人民共和国民法典》《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共和国农村土地承包法》等相应法律法规的规定，发行人自村集体或地方政府承租集体土地应履行的程序如下：
村集体出租未发包土地或代为出租村民承包地应当履行的程序包括：1）签订用地协议；2）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，村集体应完成内部民主决策程序；已承包到户土地出租的，村集体受托流转应取得承包人授权；3）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，应经乡（镇）及以上人民政府批准；
已承包到户土地出租的，应向发包方备案。
地方政府受集体经济组织或土地承包人委托出租集体土地应当履行的程序包括：1）签订用地协议；2）未承包到户土地受托出租的，政府应取得村集体授权；已承包到户土地出租的，政府受托流转应取得承包人的授权；3）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，应经乡（镇）及以上人民政府批准；已承包到户土地出租的，应向发包方备案。
本次十个募投项目均已与村集体或地方政府签署了土地租赁协议或土地流转协议，并根据上述相关法律法规规定履行相应的程序。募投项目土地租赁的基本情况及已履行的程序情况具体如下：
62已分包土地未分包土地
是否为如为转
是否是否租/受托序号项目名称租赁合同编号出租方租赁地类已分包是否是否取得取得出租是已取已在三分乡镇土地否取得得流发包之二及以许可转委方备以上上政托案村民府批决议准
华严农场：注湖北省国营华严农场坑塘水面否1不适用不适用不适用
汉川市新能源百万 HCXNY-FW-2023-006 号
千瓦基地二期项目麻河镇：注不适不适汉川市麻河镇人民政府坑塘水面是是是2是
GDHC-QT-2022-001 号 用 用
汉川市新能源百万分水镇：注
2汉川市分水镇人民政府坑塘水面否不适用是是3是千瓦基地三期项目 HCXNY-FW-2023-001 号）国能长源随州市随随州市随县尚市镇社九
县百万千瓦新能源 尚市镇：CYSX-XNY-2023-005 村村民委员会、苏家村村 注
3园地否不适用是是4不适用
多能互补基地二期号民委员会、王家河村村民
100MW 项目 委员会
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级钟祥市长寿镇农光互补电站注
4钟祥市长寿镇人民政府一般耕地否不适用是是5是
新能源基地钟祥子项目土地流转协议项目光伏电站
国能长源潜江浩口浩口镇：
注不适不适
5 200MW 渔光互补光 GNJR-KJFZ-HT-[2023]032 潜江市浩口镇人民政府 坑塘水面 是 是 是 6 是
用用伏发电项目号
国能长源谷城县冷国能长源谷城新能源有限公一般耕地、注
6谷城县冷集镇人民政府否不适用是是7是
集镇 230MW 农光 司国能长源谷城县冷集镇 园地
63已分包土地未分包土地
是否为如为转
是否是否租/受托序号项目名称租赁合同编号出租方租赁地类已分包是否是否取得取得出租是已取已在三分乡镇土地否取得得流发包之二及以许可转委方备以上上政托案村民府批决议准
互补光伏发电项目 230MW 农光互补光伏发电项目土地租赁合同国能长源荆州市纪荆州纪南生态文化旅游
GNJR-KJFZ-HT-[2023]022 注 不 适 不 适
7 南镇 100MW 渔光 区纪南镇董场村村民委 坑塘水面 是 是 是 8 不适用
号用用互补光伏发电项目员会
国能长源巴东县沿石喊山村：
恩施巴东县沿渡河镇石
渡河镇 100MW 农 QSRD-QTHT〔2022〕032 号 注 9 不 适 不 适8 喊山村、天池村村民委员 一般耕地 是 是 是 不适用
光互补光伏发电项天池村：用用会
目 QSRD-QTHT〔2022〕033 号国能长源荆门屈家
岭罗汉寺 70MW 农 QJLXNYH-DL-26-〔2023〕2 荆门市屈家岭管理区罗 注
9一般耕地否10不适用不适用不适用
光互补光伏发电项号汉寺办事处
目（一期）
大王庙村：
襄阳市谷城县盛康镇大
谷城新能源〔2023〕10号
国电长源谷城县盛王庙村村民委员会、付湾
付湾村：一般耕地、注
10 康镇 50MW 农光互 村村民委员会、贾庙村村 是 是 是 11 不适用 不适用
谷城新能源〔2023〕9号园地
补光伏发电项目民委员会、三官庙村村民
贾庙村：
委员会
谷城新能源〔2023〕7号
64已分包土地未分包土地
是否为如为转
是否是否租/受托序号项目名称租赁合同编号出租方租赁地类已分包是否是否取得取得出租是已取已在三分乡镇土地否取得得流发包之二及以许可转委方备以上上政托案村民府批决议准
三官庙村：
谷城新能源〔2023〕8号
注1：国有农用地，县政府予以同意备案；
注2：镇政府为发包方，同时为合同签订主体；
注3：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；
注4：镇政府作为签订合同的丙方见证确认；
注5：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；
注6：镇政府为发包方，同时为合同签订主体；
注7：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；
注8：镇政府对租赁土地予以同意备案；
注9：镇政府对租赁土地予以同意备案；
注10：国有农用地，区管委会予以同意备案；
注11：镇政府对租赁土地予以同意备案。
65（2）租赁农用地的政策规定，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2017年9月25日，国土资源部、国务院扶贫办、国家能源局联合发布《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8号，以下简称《8号文》），规定了“对深度贫困地区脱贫攻坚中建设的光伏发电项目，以及国家能源局、国务院扶贫办确定下达的全国村级光伏扶贫电站建设规模范围内的
光伏发电项目......光伏方阵使用永久基本农田以外的农用地的，在不破坏农业生产条件的前提下，可不改变原用地性质......对于符合本地区光伏复合项目建设要求和认定标准的项目......利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质。”
2023年3月20日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司联合发布《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发[2023]12号文，以下简称《12号文》），规定了“本通知自发布之日起施行。施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积”。
根据上述政策的规定，光伏复合项目、扶贫项目可使用永久基本农田以外的农用地铺设光伏方阵，其他光伏项目可使用未利用地铺设光伏方阵。根据已签订的租赁合同，上述租赁土地涉及到地类为一般耕地、坑塘水面或园地，不存在占用基本农田的情形。根据十个募投项目首次取得的《湖北省固定资产投资项目备案证》，建设模式为“与设施农业相结合的光伏电站”“多能互补光伏电站”，属于光伏复合项目且取得备案证的时间在《12号文》施行之前，按照《8号文》及《12号文》的规定可使用永久基本农田以外的农用地铺设光伏方阵。
综上，上述项目租赁农用地的行为符合《8号文》《12号文》的规定，不存在占用基本农田、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。
3、募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配
已签订租赁合同的募投项目均为光伏发电项目，其生产经营期均为25年，其租赁合同有关租赁期限的安排如下：
66租期及续
租安排是序项目名称租赁合同租期及续租安排否足以覆号盖经营期限
1.土地租赁期限首期为20年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且
甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)；
华严农场：2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权；
1是
HCXNY-FW-2023-006 号 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁 20 年期限，甲、乙双方须通讨签订补充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目25年运营期届满，补充协议的内容应与汉川市新能源百万本合同保持一致。
千瓦基地二期项目1.土地租赁期限首期为20年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)；
麻河镇：2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权；
2是
GDHC-QT-2022-001 号 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁 20 年期限，甲、乙双方须通讨签订补充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目25年运营期届满，补充协议的内容应与本合同保持一致。
1.土地租赁期限首期为20年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且
甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)；
汉川市新能源百万分水镇：2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权；
3是千瓦基地三期项目 HCXNY-FW-2023-001 号） 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁 20 年期限，甲、乙双方须通讨签订补充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目25年运营期届满，补充协议的内容应与本合同保持一致。
67租期及续
租安排是序项目名称租赁合同租期及续租安排否足以覆号盖经营期限
国能长源随州市随租赁期限自2022年12月01日至2042年11月30日止。合作期限届满后，若项目公县百万千瓦新能源尚市镇：司需要继续经营而续租土地的，应通过签订补充协议的方式延长土地租赁期限，补充
4是
多能互补基地二期 CYSX-XNY-2023-005 号 协议的内容应与本协议内容保持一致。流转期限届满，项目公司顺位、优先享有本项
100MW 项目 目区域土地租赁权。
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子本协议土地流转期限为20年（2022年02月01日至2042年02月01日)。本协议到期钟祥市长寿镇农光互补电
5项目光伏电站市源后，乙方有权再续租6年。若需续租，则甲乙双方依据国家土地政策重新协商续租有是
站项目土地流转协议
网荷储百万千瓦级关事宜，同等条件下，乙方优先续租。
新能源基地钟祥子项目光伏电站
1.租赁期限自2023年07月01日至2043年07月01日，甲方应确保在租赁期限届满
国能长源潜江浩口浩口镇：后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
6 200MW 渔光互补 GNJR-KJFZ-HT-[2023]032 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩 是
光伏发电项目号余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
68租期及续
租安排是序项目名称租赁合同租期及续租安排否足以覆号盖经营期限
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，由双方另行协商。
1.租赁期限自2023年06月01日至2043年05月31日，甲方应确保在租赁期限届满
国能长源谷城新能源有限后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
国能长源谷城县冷
公司国能长源谷城县冷集2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
7 集镇 230MW 农光 是
镇 230MW 农光互补光伏发 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新互补光伏发电项目电项目土地租赁合同的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，由双方另行协商。
1.租赁期限自2023年01月01日至2042年12月31日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
国能长源荆州市纪
GNJR-KJFZ-HT-[2023]022 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
8 南镇 100MW 渔光 是
号余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新互补光伏发电项目的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自2023年6月15日至2043年6月14日。甲方应确保在租赁期限届满后，
乙方在同等条件下拥有优先承租权。
石喊山村：2.如协议及补充协议约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承
9 QSRD-QTHT〔2022〕032 包人的剩余承包期期限届满后，将协议及补充协议约定的有关条件列入新一轮土地发 是
国能长源巴东县沿号包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本协议及补充协议项下的土地至本合同约渡河镇 100MW 农 定的租赁期限届满。
光互补光伏发电项3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
目1.租赁期限自2023年6月15日至2043年6月14日。甲方应确保在租赁期限届满后，天池村：乙方在同等条件下拥有优先承租权。
10 QSRD-QTHT〔2022〕033 2.如协议及补充协议约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承 是
号包人的剩余承包期期限届满后，将协议及补充协议约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本协议及补充协议项下的土地至本合同约
69租期及续
租安排是序项目名称租赁合同租期及续租安排否足以覆号盖经营期限定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
国能长源荆门屈家
岭罗汉寺 70MW QJLXNYH-DL-26-〔2023〕 1.土地租赁期限首期为 20 年。起租日由双方共同确认的正式开工日起算。
11是
农光互补光伏发电2号2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该土地享有优先租赁权。
项目（一期）
1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
大王庙村：2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
12是
谷城新能源〔2023〕10号余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满
国电长源谷城县盛后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
康镇 50MW 农光 付湾村： 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
13是
互补光伏发电项目谷城新能源〔2023〕9号余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
贾庙村：
142.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩是
谷城新能源〔2023〕7号
余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
70租期及续
租安排是序项目名称租赁合同租期及续租安排否足以覆号盖经营期限
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
三官庙村：2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
15是
谷城新能源〔2023〕8号余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
71综上，根据相关募投项目已签订的租赁合同，其土地租赁期限及续期安排足
以覆盖项目运营期，相关募投项目生产经营期限与租期相匹配。
（二）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
1、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，预计取得时间截至本回复出具日，尚未取得土地的募投项目均已取得当地政府出具的证明文件。发行人本次募投项目升压站购买土地取得土地的进度情况、预计办理完毕时间及当地政府出具的证明文件情况如下：
72升压站
序项目名称用地计取得土地的进度预计办理完毕时间是否存在实质性障碍号划
项目公司已取得麻河子项目《不动产权证》已获取《不动产权证》（鄂（2023）汉川市
（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013141不动产权证第0013141号）、《不动产权证》汉川市新能源取得土号）；华严子项目《不动产权证》（鄂（2023）（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014382
1百万千瓦基地地使用/汉川市不动产权证第0014382号）、《不动号）、《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不二期项目权产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第动产权证第0014383号），不存在实质性障
0014383号）碍。
汉川市新能源取得土已获取《不动产权证》（鄂（2023）汉川市
项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）
2百万千瓦基地地使用/不动产权证第0013140号），不存在实质性汉川市不动产权证第0013140号）三期项目权障碍。
国能长源随州
2023年7月13日，随县自然资源和规划局
市随县百万千取得土预计2024年3月31日前取得出具《关于国能长源随县新能源公司用地情
3瓦新能源多能地使用升压站建设用地预审与选址正在办理不动产权证书况说明》，确认取得项目用地不存在实质性互补基地二期权障碍。
100MW 项目
国能长源荆门
市源网荷储百取得土已获取《不动产权证书》（鄂（2023）钟祥
项目公司已获取《不动产权证书》（鄂（2023）
4万千瓦级新能地使用/市不动产权第0003149号），不存在实质性钟祥市不动产权第0003149号）源基地钟祥子权障碍。
项目光伏电站
国能长源潜江2023年6月30日，潜江市自然资源和规划取得土浩口 200MW 预计 2023 年 12 月 31 日前取得 局出具《关于国能长源潜江浩口 200MW 渔
5地使用升压站建设用地预审与选址已办理完成
渔光互补光伏不动产权证书光互补光伏发电项目升压站用地的情况说权发电项目明》，确认取得项目用地不存在实质性障碍。
国能长源谷城2023年7月5日，襄阳市谷城县自然资源取得土县冷集镇预计2023年12月31日前取得和规划局出具《关于国能长源谷城县冷集镇
6地使用升压站建设用地预审与选址已办理完成
230MW 农光 不动产权证书 230MW 农光互补光伏发电项目升压站用地
权互补光伏发电的情况说明》，确认取得项目用地不存在实
73升压站
序项目名称用地计取得土地的进度预计办理完毕时间是否存在实质性障碍号划项目质性障碍。
国能长源荆州2023年6月13日，荆州市自然资源和规划市纪南镇取得土局纪南生态文化旅游区分局出具《关于国能预计2023年12月31日前取得
7 100MW 渔光 地使用 升压站建设用地预审与选址已办理完成 长源荆州市纪南镇 100MW渔光互补光伏发
不动产权证书互补光伏发电权电项目升压站用地的情况说明》，确认取得项目项目用地不存在实质性障碍。
国能长源巴东
县沿渡河镇取得土已获取《不动产权证》（鄂（2023）巴东县
项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）
8 100MW 农光 地 使 用 / 不动产权证第 0028040 号），不存在实质性巴东县不动产权证第0028040号）互补光伏发电权障碍。
项目国能长源荆门
屈家岭罗汉寺取得土2已获取《不动产权证》（鄂（2023）荆门
项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）
9 70MW 农光互 地 使 用 / 市不动产权证第 0014018 号），不存在实质荆门市不动产权证第0014018号）补光伏发电项权证性障碍。
目（一期）
国电长源谷城2023年7月5日，谷城县自然资源和规划县 盛 康 镇 取 得 土 局出具《关于国能长源谷城县盛康镇 50MW预计2023年12月31日前取得
10 50MW 农光互 地 使 用 升压站建设用地预审与选址已办理完成 农光互补光伏发电项目升压站用地的情况
不动产权证书补光伏发电项权证说明》，确认取得项目用地不存在实质性障目碍。
74因项目开发、用地手续办理进展不一致，募投项目所在当地政府开具的合规
证明文件表述有所差异，主要体现在项目开发、用地合法合规的相关表述上，但合规证明文件内容均明确项目公司取得用地不存在实质性障碍，在说明内容上不存在实质性差异。综上，本次募投项目的用地取得不存在实质性障碍。
2、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
截至本回复出具日，就募投项目租赁用地，公司相关控股子公司均已与相关主体签署了土地租赁协议或土地流转协议。就募投项目的升压站等永久性设施用地，汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、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电站、国能长源
巴东县沿渡河镇 100MW农光互补光伏发电项目、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）已经取得不动产权证；其余五个项目，根据当地政府及自然资源和规划局所出具的说明文件，确认相关用地符合土地利用总体规划、符合国家产业政策、土地政策及城乡规划，相关公司依法履行相关程序并支付相关费用后，其取得募投项目永久性设施用地的国有土地使用权证不存在实质性法律障碍，募投项目用地无法办理完成的风险较低。
即使未来募投项目用地无法按照计划取得，公司将积极与相关主管部门沟通协调附近其他可用地块作为替代措施，以满足募投项目的用地需求，不会对募投项目正常实施产生不利影响。
综上，发行人募投项目相关租赁用地均已签署土地租赁协议或土地流转协议，永久用地已取得不动产权证或有权机关不存在障碍的说明书，项目用地无法落实的风险较低，即使未来上述项目用地无法按照计划取得，相关主管部门及公司亦将沟通协调附近其他可用地块作为替代措施，以满足上述项目的用地需求，不会对上述项目实施产生重大不利影响。
二、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
75（一）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
1、项目变更情况及投资额发生变更的原因
本次募投项目中汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千
瓦基地三期项目、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
伏电站、国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源荆州市纪
南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目、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）和国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目因投资额变动办理
多次环评，主要原因系上述项目编制项目环评报告时，投资额为初步估算投资，后公司投资决策明确投资额后，按实际投资额进行变更。项目开展过程中投资额持续优化完善，项目公司依规办理相应的环评变更手续，该情形下的变更属于行业惯例。此外，国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目和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）同步办理了建设
单位变更，主要原因系发行人在项目实施主体尚未成立前通过已成立主体先行办理项目征地等相关流程，等项目实施主体成立后再行办理建设单位变更相关手续。
发行人本次募投项目变更情况及投资额发生变更的原因具体见下表：
序多次办理环项目名称项目内容变更情况投资额发生变更情况及原因号评的原因随着项目推
投资额从255466.99万元变更至
汉川市新能源进，公司按
302808万元
1百万千瓦基地最新投资额投资额发生变更
原因：光伏组件、逆变器等设备二期项目申请更新环涨价，调高了相关费用评随着项目推投资额从211964万元变更至
汉川市新能源进，公司按
207090万元
2百万千瓦基地最新投资额投资额发生变更
原因：线路投资降低及光伏组件三期项目申请更新环价格下调评国能长源随州市随县百万千
3瓦新能源多能///
互补基地二期
100MW 项目
4国能长源荆门随着项目推投资额发生变更投资额从400000万元变更至
76序多次办理环
项目名称项目内容变更情况投资额发生变更情况及原因号评的原因
市源网荷储百进，公司按333234万元万千瓦级新能最新投资额原因：线路投资降低及光伏组件源基地钟祥子申请更新环价格下调项目光伏电站评随着项目推国能长源潜江进，公司按投资额由110000万元调整为浩口 200MW渔
5最新投资额投资额发生变更102365万元
光互补光伏发
申请更新环原因：减少外送线路投资电项目评国能长源谷城县冷集镇
6 230MW 农光互 / / /
补光伏发电项目国能长源荆州随着项目推投资额从50000万元变更至
市纪南镇进，公司按
51468万元
7 100MW 渔光互 最新投资额 投资额发生变更
原因：光伏组件、逆变器等设备补光伏发电项申请更新环涨价，调高了相关费用目评
1、投资额发生变更；
国能长源巴东随着项目推
2、建设单位由“国能县沿渡河镇进，公司按投资额从50000万元变更至长源武汉青山热电
8 100MW 农光互 最新投资额 45440 万元有限公司变更为“国补光伏发电项申请更新环原因：减少外送线路投资能长源巴东新能源目评有限公司”
1、投资额发生变更；
国能长源荆门随着项目推
2、建设单位由“国能屈家岭罗汉寺进，公司按投资额从38017万元变更至长源湖北新能源有
9 70MW 农光互 最新投资额 35017 万元限公司变更为“国能补光伏发电项申请更新环原因：减少外送线路投资长源荆门屈家岭新
目（一期）评能源有限公司”国电长源谷城随着项目推投资额从23000万元变更至
县盛康镇进，公司按
25150万元
10 50MW 农光互 最新投资额 投资额发生变更
原因：增加部分跟踪式支架、接补光伏发电项申请更新环入系统间隔等内容的投资目评
2、本次募投项目已履行有关部门审批、备案等程序
截至本回复出具日，本次募投项目已履行的备案、环评批复程序如下：
序
项目名称立项核准/备案文件环评批复文件号
已取得环评批复：川环函已取得《湖北省固定资产投资汉川市新能源百万千瓦〔2021〕161号、川环函1项目备案证》（登记备案项目代基地二期项目〔2022〕76号、77号、78码：2205-420984-04-01-545960）号汉川市新能源百万千瓦已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：川环函基地三期项目项目备案证》（登记备案项目代〔2022〕138号
77序
项目名称立项核准/备案文件环评批复文件号码：2205-420984-04-01-894348）国能长源随州市随县百已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：随环随3万千瓦新能源多能互补项目备案证》（登记备案项目代建审〔2023〕9号基地二期 100MW 项目 码：2303-421321-04-05-286520）国能长源荆门市源网荷已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：钟环函4储百万千瓦级新能源基项目备案证》（登记备案项目代[2022]52号地钟祥子项目光伏电站码：2107-420881-89-01-143005）国能长源潜江浩口已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：潜环评5 200MW 渔光互补光伏 项目备案证》（登记备案项目代审函〔2022〕116号发电项目码：2203-429005-04-05-959676）国能长源谷城县冷集镇已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：谷环评6 230MW 农光互补光伏 项目备案证》（登记备案项目代审〔2023〕12号发电项目码：2204-420625-04-01-949063）国能长源荆州市纪南镇已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：荆环审7 100MW 渔光互补光伏 项目备案证》（登记备案项目代文〔2023〕7号发电项目码：2204-421003-89-05-817438）国能长源巴东县沿渡河已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：巴环审8 镇 100MW 农光互补光 项目备案证》（登记备案项目代〔2023〕1号伏发电项目码：2205-422823-04-01-547808）国能长源荆门屈家岭罗已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：屈环文9 汉寺70MW农光互补光 项目备案证》（登记备案项目代〔2022〕18号
伏发电项目（一期）码：2112-420851-89-05-303759）国电长源谷城县盛康镇已取得《湖北省固定资产投资已取得环评批复：谷环评10 50MW 农光互补光伏发 项目备案证》（登记备案项目代审〔2023〕7号电项目码：2201-420625-04-01-984166）综上，本次募投项目已履行有关部门审批、备案等程序。
3、本次募投项目相关资质完备
截至本回复出具日，除补充流动资金以外的本次募投项目已按照所处于的建设及运营阶段取得相关资质。
根据《关于贯彻落实“放管服”改革精神、优化电力业务许可管理有关事项的通知》（国能发资质〔2020〕22号），风电、光伏项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证。本次募投项目中，汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、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电站已部分容量并网，并分别取得 18.75MW、19.50MW 容量的电力业务许可证；其余 8 个项目暂未并网，将在满足并网及相关法律法规要求后办理电力业务许可证，符合相关法律法规要求。
综上，本次募投项目相关资质完备，不存在未依法依规取得相关生产经营资
78质的情形。
（二）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本次募投建设项目截至发行人第十届董事会第十四次会议召开日（2023年5月29日）的已投入资金情况及截至本回复出具日的最新建设进展情况如下：
单位：万元已投入金额序号项目名称已投入资金的投向最新建设进展（万元）
土地费用、建筑工
1汉川市新能源百万千瓦
61099程、机电设备及安装已开工
基地二期项目工程等
2汉川市新能源百万千瓦土地费用、建筑工程
3960已开工
基地三期项目等国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补0不涉及未开工
基地二期 100MW 项目
国能长源荆门市源网荷土地费用、建筑工
储百万千瓦级新能源基121385程、机电设备及安装已开工地钟祥子项目光伏电站工程等国能长源潜江浩口
200MW 渔光互补光伏发 0 不涉及 筹建期
电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发 0 不涉及 未开工
电项目国能长源荆州市纪南镇
7机电设备及安装工
100MW 渔光互补光伏发 3700 已开工
程等电项目国能长源巴东县沿渡河
8
镇 100MW 农光互补光 0 不涉及 筹建期伏发电项目国能长源荆门屈家岭罗
9建筑工程、机电设备
汉寺 70MW 农光互补光 11357 已开工及安装工程等
伏发电项目（一期）国电长源谷城县盛康镇
10
50MW 农光互补光伏发 0 不涉及 已开工
电项目
根据《中华人民共和国建筑法》《中华人民共和国城乡规划法》等相关法律
法规的要求，截至本回复出具日，上述已开工项目已取得建设手续的情况如下：
序建设用地规建设工程规划项目名称用地批准手续施工许可证号划许可证许可证
国能长源自有用地：已取得钟自钟自然资规钟自然资规建编号：
1
荆门市源然资规用字第地字第字第42088120230
79序建设用地规建设工程规划
项目名称用地批准手续施工许可证号划许可证许可证网荷储百42088120220014号不动420871802304208812023008020101万千瓦级产权证书008号14号
新能源基租赁土地：已签订钟祥地钟祥子市长寿镇农光互补电站项目光伏项目土地流转协议电站
自有用地：已取得鄂国能长源
（2023）荆门市不动产荆门屈家
权证第0014018号不动屈自然资规屈自然资规建岭罗汉寺产权证书地字第字第注
2 70MW 农 正在办理中 1
租赁土地：已签订42080020220420800202307光互补光
QJLXNYH-DL-26- 08 号 号伏发电项
〔2023〕2号土地租赁合
目（一期）同
注 1：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）在取得升压站土地
不动产权证和租赁土地使用权后开始土建施工和光伏板铺设，相关许可的变更手续正在办理中。对此荆门市屈家岭管理区住房和城乡建设局已于2023年8月20日出具《证明》，确认国能长源荆门屈家岭新能源有限公司自成立之日起在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理
的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。
其他已开工项目建设进展情况如下：
汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目
在取得备案证、环评批复并办理不动产权证后开始建设，相关许可手续正在办理中。对此汉川市住房和城乡建设局和湖北汉川经济开发区管理委员会均出具《证明》，确认国能长源汉川发电有限公司在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局/该区的行政处罚。
国能长源荆州市纪南镇 100MW渔光互补光伏发电项目在取得租赁土地权利
人的许可后开始铺设光伏板，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此荆州纪南生态文化旅游区住房和建设局已于2023年8月23日出具《证明》，确认国能长源荆州新能源在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规
和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。
国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目在取得备案证、环评
批复并落实用地指标后开始建设，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此襄阳市谷城县住房和城乡建设局已于2023年8月23日出具《证明》，确认国能
80长源谷城新能源有限公司遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和
规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到行政处罚。
国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目、国能长源潜江浩
口 200MW 渔光互补光伏发电项目尚处于工程筹建期，正在进行清淤、场地平整等工程筹建工作，根据《湖北省能源局关于2021年评价新能源项目开发建设有关事项的通知》（鄂能源新能﹝2021﹞44号）“光伏发电项目开工标志为升压站浇灌混凝土或桩基（浮体）施工完成5%以上”，上述两募投项目现处于筹建期，尚未开工建设，其正在依法依规办理开工前所需的各项建设手续。恩施州巴东县住房和城乡建设局和潜江市住房和城乡建设局已分别出具《合规证明》，确认两个项目公司遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理的有关法律、法规的情形，没有收到相关行政处罚的情形。
针对尚未开工的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、国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目，其正在
依法依规办理开工前所需的各项建设手续，将于办毕所需建设手续后开工。
综上，截至本回复出具日，根据募投项目已经取得的建设手续及相应主管部门证明，本次募投项目的建设符合辖区主管部门的监管规范，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，不存在因未批先建被处罚情形。
三、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
（一）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
811、公司认定不存在实质性同业竞争的表述是否规范、准确
公司认定风力、光伏等可再生能源发电业务不存在实质性同业竞争，相关表述规范、准确，理由和依据如下：
（1）保障性消纳的可再生能源电力不存在同业竞争
根据《中华人民共和国电力法》，对于保障性消纳的可再生能源电力，电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理；电网运行实行统一调度、分级管理。
任何单位和个人不得非法干预电网调度。发行人与国家能源集团均不能影响电价定价原则和电网调度。具体分析如下：
*电力价格
在电力生产和销售过程中，独立发电企业的上网电价由以国家发改委为主的价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。在此过程中，上网电价由国家发改委和物价部门核定，任何单位不得超越电价管理权限制定、调整电价，各发电企业不具备调整或影响上网电价的能力。由于电价有独立的形成机制，发电企业和购电企业均无定价权。
*电力调度
在现有电力管理体制下，各区域电网按照该地区下一年度电力需求预测，结合电力资源状况及电网运行特点由各地发改委编制下一年度发电量计划方案。电厂机组利用小时数根据该区域发电量计划、机组类型等因素制定。各发电企业具体上网电量由所在地的电网公司根据年度区域发电计划及机组类型，以及需求预测的情况等统一调度，调度规则公开透明。发电企业每年机组利用小时数由供电电网制定发电量计划调控目标方案，不受其它同一区域内发电企业的影响。各发电企业在生产经营过程中按照与所属电网签订的调度协议与购售电合同的规定，严格执行上网电量调度政策，服从电网公司电力调度安排。发电企业所发电量全部向区域电网企业销售，在电力项目核准时，相应电量消纳已纳入电网企业计划。
因此，对于保障性消纳的可再生能源电力，发行人与国家能源集团湖北区域可再生能源发电业务之间不存在竞争关系。
（2）市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争
82理由和依据详见本回复问题2之“（三）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”之回复。
（3）风力、光伏等可再生能源发电业务不构成实质性同业竞争已有可比案例
* 吉电股份（000875.SZ）吉电股份2023年向特定对象发行股票已经深交所审核通过。根据其2023年7 月披露的《吉林电力股份有限公司向特定对象发行 A 股股票募集说明书（注册稿）》，吉电股份与其控股股东、实际控制人在风电、光伏领域存在业务重合，但不构成同业竞争，相关表述如下：
“…2、发行人风电、光伏发电等可再生能源业务不构成实质性同业竞争《中华人民共和国可再生能源法》第十四条“电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量”。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》）（国家电力监管委员会令第25号）第四条“电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合”。
根据上述规定，风电及光伏发电应全额消纳，即发行人与实际控制人的其他投资主体风力及光伏所发电量可全部上网实现销售，不存在竞争关系。即使在部分地区由于电力需求不足及电网输送能力受限而存在限制发电的现象，光伏与风电按不同类型分别按统一原则由当地电网公司对上网电量比例进行相应调整，并根据公开、公平、公正的原则进行每月公示。因此，发行人与控股股东、实际控制人在风力发电及光伏发电业务领域亦不构成实质性同业竞争。”* 电投能源（002128.SZ）电投能源2022年申请向特定对象发行股票已成功发行上市。根据其2022年11月披露的《的回复报告》，电投能源与其控股股东、实际控制人在风电、光伏领域存在业务重合，但不构成实质性同业竞争，相关表述如下：
“申请人与实际控制人国家电投下属部分公司均已从事风力发电和光伏发电83业务，且风力发电和光伏发电根据相关规定全额消纳，不构成实质性同业竞争，
具体分析如下：
1、国家政策要求风力及光伏发电量全额消纳根据《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，风力发电及光伏发电应全额消纳，即申请人与控股股东及实际控制人其他投资主体风力及光伏所发电量可全部上网实现销售，不存在竞争关系。
2、国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，对各省级行政区域设定了可再生能源电力消纳责任权重…3、我国可再生能源电力利用率接近100%…”
2、相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确
公司认定与国电电力在鄂水电业务同业竞争问题已基本解决，相关表述规范、准确，理由和依据如下：
（1）水电均为全额保障性消纳水电作为可再生的绿色清洁能源，长期受国家政策的重点扶持。根据《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（原电监会令第25号）及《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》（国办发[2007]53号文）《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）等有关法律法规的规定，水力发电享有优先调度权，即只要水电机组具备发电条件，电网将优先调度水电所发电量上网，且除因不可抗力或有危及电网安全稳定的情形外，电网应努力实现水力发电全额上网。发行人和受托管企业的水电业务均属于国家政策重点扶持的绿色清洁能源，均享受发电量优先调度、全额上网的政策。从实际上看，发行人近年来包括报告期内不存在“弃水”的情况，水电由电网全额消纳。
在现有的电力结构下，湖北省内的水电上网电量远低于湖北省内电力实际总
84需求量和实际总发电量，且发行人的水电均在湖北省内消纳，消纳能力充足。2022年湖北省火力、水力、风力及太阳能发电量分别为1592.46亿千瓦时、1219.94
亿千瓦时、164.03亿千瓦时、129.23亿千瓦时，水电发电量占比39.27%，不存在水电在湖北省内无法消纳的情况。因此，发行人和受托管企业在电力消纳上亦不存在竞争关系。
（2）通过委托管理能够有效避免发行人与关联方经济利益让渡风险
根据发行人与托管方签订的托管协议，受托管企业委托发行人全面管理，相关权利包括安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理
以及其他与受托管理企业有关的一切事务，发行人可以通过行使相关权利，决定受托经营资产的日常经营管理。国电电力不再实际开展湖北省内水电业务，可以有效防止关联方损害发行人潜在商业利益。
（二）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
1、控股股东控制的其他企业实际经营业务情况
长源电力主营业务为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。截至2023年6月末，国家能源集团所控制的企业在湖北省内经营情况和资产状况如下：
公司名称主营业务经营范围湖北省内发电业务概况
许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务；代理记账。（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动，具体经营项目以相关部门批准文件或许可证件为准）一般项目：电气设备修理；技术
服务、技术开发、技术咨询、技术交流、
龙源电力风电装机9.42万千瓦
风力、光伏发电技术转让、技术推广；环保咨询服务；风
（001289.SZ） 光伏装机 41.86 万千瓦力发电技术服务；太阳能发电技术服务；
节能管理服务；储能技术服务；新兴能源技术研发；货物进出口；租赁服务（不含许可类租赁服务）；会议及展览服务；化工
产品销售（不含许可类化工产品）；建筑材料销售；非居住房地产租赁；财务咨询；
85公司名称主营业务经营范围湖北省内发电业务概况
税务服务；企业管理咨询；企业总部管理；
自有资金投资的资产管理服务；电子（气）物理设备及其他电子设备制造。
电力、热力生产、销售;煤炭销售;电网经营;
新能源项目、高新技术、环保产业的开发
电力、热力生产及销
与应用;信息咨询;电力技术开发咨询、技术
国电电力售，产业涉及火电、水服务写字楼及场地出租（以下限分支机构）水电装机29.5万千瓦
（600795.SH） 电、风电、光伏发电及
发、输、变电设备检修、维护;通讯业务;煤炭等领域水处理及销售（依法须经批准的项目经相关部门批准后方可开展经营活动。）新能源项目及相关产业的开发、建设、管国家能源集团湖
理及运营；发电机组成套安装、调试、维
南电力新能源有电力、热力、燃气及水修；设备、设施租用；有关技术咨询、培光伏装机1.5万千瓦限公司（以下简称生产和供应业训。（依法须经批准的项目经相关部门批准“国能湖南”）后方可开展经营活动）
许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务。（依法须经批准的项目经相关部门批准后方可开展经营活动具体经营项目以相关部门批准文件或许可证件为准）一般
项目：以自有资金从事投资活动;自有资金
国华能源投资有风电、光伏、氢能、综
投资的资产管理服务;合同能源管理;新兴限公司（以下简称合智慧能源、产业基金光伏装机25.0万千瓦能源技术研发;技术服务、技术开发、技术“国华投资”）投资、碳资产交易
咨询、技术交流、技术转让、技术推广;信
息咨询服务（不含许可类信息咨询服务）;非居住房地产租赁;物业管理。（除依法须经批准的项目外凭营业执照依法自主开展经营活动）
由上表可知，国家能源集团下属其他企业在湖北区域内无火电业务，风电与光伏业务与发行人不构成实质性同业竞争，国电电力在湖北区域的水电资产已由发行人托管。
国电电力主要经营电力、热力生产及销售，涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务遍布全国28个省、市、自治区。截至2022年末，国电电力控股总装机容量为9739.10万千瓦，其中火电控股装机容量7183.50万千瓦，水电控股装机容量1495.66万千瓦，风电控股装机容量745.93万千瓦，光伏控股装机容量313.01万千瓦。
国电电力在湖北省的装机经营情况如下：
序号电源种类投资主体装机容量（万千瓦）
1水电国能大渡河新能源投资有限公司富水水力发电厂3.70
86序号电源种类投资主体装机容量（万千瓦）
2国能大渡河陡岭子水电有限公司7.05
3国能长源堵河水电有限公司5.00
4国能大渡河新能源投资有限公司南河水力发电厂2.25
5国能长源老渡口水电有限公司9.00
6国能大渡河咸丰小河水电有限公司2.50
最近一年一期，国电电力在湖北省内主要业务经营数据如下：
主要业务数据发电量（亿千瓦时）售电量（亿千瓦时）
2023年1-6月3.633.55
2022年5.465.33
2、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
（1）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
受托管企业每年向发行人支付受托管理费用，发行人将收到的管理费计入其他业务收入。
发行人与国能大渡河流域水电开发有限公司、国能大渡河新能源投资有限公
司签订《委托管理协议》，委托管理费用自2021年4月起算，每年度管理费55万元（含税）。受托管理主要内容为受托管企业的股东经营管理相关权力，包括：
安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其他与受托管理企业有关的一切事务。
发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产不纳入合并范围。
（2）托管协议具体内容
*协议主体
甲方：国能大渡河流域水电开发有限公司
乙方：国家能源集团长源电力股份有限公司
丙方：国能大渡河新能源投资有限公司
*受委托管理的企业
87本协议约定受委托管理的企业包括：国能大渡河老渡口水电有限公司、国能
大渡河陡岭子水电有限公司、国能大渡河堵河水电有限公司、国能大渡河新能源
投资有限公司富水水力发电厂、国能大渡河新能源投资有限公司南河水力发电
厂、国能大渡河(咸丰)小河水电有限公司。
*委托管理模式丙方将其在受托管理企业的股东经营管理相关权力委托给乙方负责。丙方仍享有和履行其他股东的权利义务，按照产权关系实现受托管理企业汇总、合并财务报表；仅不参与受托管理企业的日常管理工作。
乙方在受托管理期间，根据集团公司相关管理规定和本协议约定内容对受托管理企业实施全面系统的管理。受托管理企业的年度生产经营计划和财务预算等指标，由集团公司直接下达给乙方。全部业绩考核指标纳入集团公司对乙方的考核指标。
*受委托管理的内容
本协议约定的受委托管理的主要内容为丙方的股东经营管理相关权力，包括：安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其他与受托管理企业有关的一切事务。
*委托管理的费用和支付方式
经各方协商一致，由丙方所属6家受托管理企业自协议生效之日起3个月内，向乙方指定账户支付年度委托管理费，含税金额为55万元/年。
（3）托管目前进展及托管期限
受托管企业原由湖北电力托管，2021年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后，湖北电力成为公司全资子公司，对前述受托管企业的托管权利和义务继续由湖北电力承担。2022年6月，发行人与托管方签署托管协议，全面承接管理责任。
根据托管协议，若协议各方未对协议提出异议，则协议长期有效。
3、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
88（1）水电业务的同业竞争不构成重大不利影响
发行人已托管国电电力在湖北区域的水电资产，相关同业竞争问题已基本解决。
受托管资产主要财务指标及占发行人指标占比情况如下：
单位：万元项目营业总收入归母净利润总资产净资产
2023年1-6月/2023年6月30日
受托管资产10666.171492.15111271.3061460.32
发行人692113.1738088.293424506.211031668.98
占比1.54%3.92%3.25%5.96%
2022年度/2022年12月31日
受托管资产17034.40-54.13109132.2062414.89
发行人1466191.5612283.253083406.27985294.40
占比1.16%-0.44%3.54%6.33%
最近一年一期，受托管资产的营业收入、归母净利润、总资产、净资产等指标占发行人相应指标均在10%以下，占比较小，未达到30%。
（2）相关水电业务经营波动性较大
水电受气候影响较大，供电存在较大的波动性，相应水电资产的经营业绩波动较大。2022年湖北水力明显偏枯，导致受托管资产2022年亏损，2023年一季度仍未改善，亏损2036.52万元。二季度来水较丰，盈利改善。根据历史情况，三、四季度枯水期居多，盈利水平预计下降。
（三）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，理由和依据如下：
1、可再生能源发电全额保障性收购制度继续适用，可再生能源发电优先消
纳《中华人民共和国可再生能源法》第十四条“电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签
89订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量”。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力监管委员会令第25号）第四条“电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合”。根据上述规定，风电及光伏发电应全额消纳。
电力市场化交易改革的目的在于引入市场机制对售电价格进行科学干预，各地电力市场化实施方案中均落实了可再生能源发电优先消纳的要求，可再生能源发电全额保障性收购制度仍将继续适用。基于可再生能源发电的优先消纳制度，未来市场化交易成为电力行业的普遍趋势和电力现货市场常态化运作后，可再生能源发电的价格可能受到一定影响，但其所发电量仍将被优先收购。
2、中长期交易以火电为主，风光发电企业短期内不参与中长期交易
电力市场化交易主要包括中长期交易和现货交易。湖北省电力市场化交易以中长期交易为主，电力现货交易市场起步较晚，2022年底进行了电力现货市场首次试结算。电力中长期交易以火电为主，风电、光伏等新能源占比较低，
2020-2022年湖北省电力中长期交易各类型发电量及占比情况如下：
单位：亿千瓦时
2022年度2021年度2020年度
项目电量占比电量占比电量占比
火电941.2773.59%889.5792.5%695.4795.61%
风力、光伏发电
20.481.60%11.241.17%--
量*
其他317.3824.81%60.96.33%30.994.39%
合计1279.13100.00%961.71100%726.46100%湖北省风光发
293.26-217.47-146.38-
电总量*参与市场化交易的风光发电
量占湖北省风6.98%-5.18%-0.00%-光发电量比例
*=*/*
注：2020、2021年其他为水电交易，2022年其他为水电及代理购电交易等。
由上表可见，2020-2022年湖北省风光等可再生能源电力占市场化交易电量比重较低，占湖北省新能源发电总量也较低，2020-2022年均低于10%，可再生能源发电大部分仍由电网企业保障性收购。报告期内发行人所发电量未参与新能
90源发电市场化交易。
湖北省发改委每年发布电力中长期交易实施方案，根据市场情况对新能源发电企业参与中长期交易进行调整。2020年，实施方案中交易主体不包含风电、光伏企业。2021年实施方案中，纳入统调风电、光伏企业作为市场主体参与电力市场化交易。2022年风电、光伏企业仍可参与，但可参与交易量为企业设计上网电量的20%。2023年实施方案中，可参与中长期交易的市场主体已排除风电、光伏企业，即2023年湖北省内风电、光伏企业所发电量均不能参与中长期交易。湖北省作为用电需求大省，新能源发电参与市场化交易价格较基准价有所上浮，为保障电力供应的平稳有序，抑制电价波动对经济社会稳定运行的负面影响，新能源发电仍将以保障性消纳为主，短期内不参与中长期交易，不存在实质性同业竞争。
3、现货交易中新能源发电企业是市场价格的接受者
现货交易是形成市场化电力、电量平衡机制的重要补充。根据湖北省能源局
2023年8月发布的《省能源局关于开展电力现货市场长周期结算试运行的通知》（以下简称“通知”），接入110千伏及以上公用电网的新能源场站（风电场、光伏电站，不包括扶贫项目）属于现货市场交易的主体。通知中关于新能源场站参与现货市场交易的要点如下：
（1）新能源场站“报量报价”参与市场；
（2）根据市场出清数学模型计算出发电出力曲线、分时节点电价等。市场出
清数学模型综合考虑了系统消纳能力、申报价格排序、安全约束经济调度、机组
运行特性等因素，以全网发电成本最低为优化目标进行集中优化计算；
（3）新能源场站上网电量按三部分电量定价，其中保障性收购电量按政府批复的上网电价定价；竞价中标电量与保障性收购电量的正偏差电量按分时节点电价（模型计算价格）定价；竞价未中标但仍被系统消纳电量按批复的上网电价或
分时节点电价（模型计算价格）的折算价格定价。
根据上述规定，现货市场价格的形成是考虑了电网、机组、安全、报价、综合成本等多种因素的模型计算结果，并非由市场主体直接决定。新能源场站参与竞价，未中标但仍被系统消纳的电量按照批复上网电价或分时节点电价乘以一个
91小于1的折价系数定价（目前为0.5），因此为避免损失，新能源场站通常会选择
报低价确保中标，然后以批复上网电价或分时节点电价（模型计算价格）结算。
因此，现货市场交易中，市场价格的形成是综合各种市场与非市场因素的模型计算价格，新能源企业是市场价格的接受者，同业企业之间不存在实质性同业竞争。
4、国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，市场潜力广阔
从国家政策方向层面，2020年9月，在第七十五届联合国大会期间，国家主席习近平提出“力争2030年前二氧化碳排放达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和的目标”。2020年12月，国家主席习近平再次重申碳达峰、碳中和“3060目标”，并提出具体的数量目标。
2022年，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改办能源〔2022〕680号），对各省级行政区域设定了2022年可再生能源电力消纳责任权重（使用可再生能源电力的最低占比）及2023年消纳责任权重预期目标。2022年湖北省可再生能源电力消纳的最低责任权重为37.5%（较2021年提升0.5%），2023年预期目标为38.6%。
国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，市场潜力广阔，为风电、光伏发电的充分消纳提供长远坚实的基础。
5、湖北省可再生能源电力利用率为100%
湖北省是用电需求大省，2022年全省社会用电量2647.81亿千瓦时，累计发电量3105.67亿千瓦时，其中三峡电厂发电量782.77亿千瓦时。由于三峡电站作为“西电东送”的重要工程之一，其发电量主要送往湖北以外区域，湖北省内电力供需格局偏紧，用电需求旺盛。根据全国新能源消纳监测预警中心统计，
2020-2022年湖北省风电与光伏利用率均为100%。
6、认定市场化交易的可再生能源电力不构成实质性同业竞争已有可比案例
* 上海电力（600021.SH）上海电力2021年申请向特定对象发行股票已成功发行上市。根据其2021年9 月披露的《上海电力股份有限公司与中信证券股份有限公司关于非公开发行 A
92股股票申请文件反馈意见的回复》，上海电力与其控股股东国家电投集团在可再
生能源电力领域存在业务重合，但不构成实质性同业竞争，具体内容如下：
“…2、市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争2018年至2020年，发行人可再生能源电力参与市场交易的比例较为稳定，且均低于2%。另外，发行人与控股股东及其下属公司在市场化交易的可再生能源电力方面不存在实质性同业竞争，分析如下：
（1）发行人与国家电投集团及下属企业的可再生能源布局重合度较低，存在
较明显市场区隔…
（2）我国可再生能源电力市场需求巨大，利用率接近100%，同业企业不存在实质性竞争…”
* 穗恒运 A（000531.SZ）
穗恒运2023年申请向特定对象发行股票，已于8月2日通过深交所审核。
根据其2023年8月披露的《广州恒运企业集团股份有限公司关于向特定对象发行股票申请文件反馈意见的回复（第二次修订稿）》，穗恒运与关联方穗开电业在光伏发电领域存在业务重合，但不构成同业竞争，具体内容如下：
“根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源[2016]625号），可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购量部分和市场交易电量部分。
其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部
分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
A.保障性收购的电力不存在同业竞争…
B.市场化交易的电力不存在同业竞争
2022年度、2023年1-3月，发行人集中式光伏项目发电参与市场交易的比
例约为26%、48%，而穗开电业的分布式光伏发电项目余量上网部分均由电网公司全额收购，未参与市场化交易，因此，发行人与穗开电业在市场化交易的光伏电力销售方面不存在竞争关系和利益冲突。”
937、结论
综合前述，市场化交易后新能源发电全额消纳制度仍将适用；未来短期内风电、光伏企业不能参与中长期交易，现货交易市场中是市场价格的接受者；国家层面碳达峰、碳中和的政策要求为新能源发电充分消纳提供了坚实基础；湖北省经济持续发展保障了省内新能源发电的消纳；市场上存在类似案例认为市场化交
易的可再生能源发电不构成实质性同业竞争。因此，发行人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充分，认定准确。
（四）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
本次发行完成后，国家能源集团仍为公司控股股东，国务院国资委仍为公司实际控制人，公司在与控股股东、实际控制人及其关联方之间的业务关系、管理关系、关联交易和同业竞争等方面不会发生重大变化。
本次募集资金用于10个光伏发电项目和补充流动资金项目，募集资金投资项目均围绕发行人主营业务，是发行人现有光伏发电业务的拓展。本次募投项目实施后发行人不会新增业务类型，不会新增对发行人构成重大不利影响的同业竞争。
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94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：
95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
2022 年 7 汉川市人民 资建设国能长源汉川四期扩建（2×1000MW）工程及
长源电力
月政府新能源光伏项目，开展全方位、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
2022年3随县人民政秩序，协调落实项目建设条件，推动出台土地、税收
长源电力
月府和金融等支持政策，减轻项目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；
荆门市发展
2021年7荆门市全域境内未开发新能源资源的60%由乙方开
和改革委员长源电力
月发建设；甲方成立工作专班，负责协调配合开展项目会推进期间各个阶段的具体工作。
双方共同探讨、合作开发已投运燃煤机组的综合利用，共同争取各级政策支持，研究合作铁路、港口、物流资源的高效运用。潜江市政府集中、集约资源，
2021年7潜江市人民
长源电力支持开发风电、光伏等新能源项目；支持产业园、建月政府
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
2022年7巴东县人民定基础；甲方积极协助乙方与巴东县内重点企业成为
长源电力月政府电力直接交易的密切合作伙伴；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；甲荆门市屈家方负责配合乙方将施工、生活电力、道路、给水等需
2022年3湖北新能
岭管理区管求设施，接入本项目指定范围；甲方负责乙方项目涉月源
委会及房屋、苗木、耕地、坟地等补偿协调工作，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。
96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
97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：
年均等效峰值序号项目名称利用小时数预测毛利率（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%
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 1087.95 46.80%
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1045.1139.83%
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（一期） 1035.61 45.45%
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。报告期内，公司光伏发电业务收入情况如下：
单位：万元
项目2023年1-6月2022年度2021年度2020年度
光伏发电业务收入13983.456786.61--
2022年度及2023年上半年，发行人光伏发电业务收入分别为6786.61万
元和13983.45万元。
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：
98截至2023直流侧容年等效峰值利
序上网电量项目毛利项目名称投产时间年6月运量（万千用小时数号 （万/KWh) 率行时长 瓦） （h直流侧）国能长源荆门热电厂
12022年4月14个月1623.631.131326.9151.58%
地面光伏发电项目国能长源石首高陵农
22022年7月11个月10910.9310.441254.7054.50%
光互补光伏发电项目国能长源公安狮子口
3 100MW 农光互补光伏 2023 年 2 月 4 个月 5124.57 13.00 1182.90 59.99%
发电项目
平均值9.7个月5886.388.191254.8455.36%注：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）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%
平均值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
99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：
100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
百万千瓦级新能源基地钟15065.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.00祥子项目光伏电站国能长源潜江浩口
200MW 渔光互补光伏发 4672.98 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37 4626.37
新电项目增国能长源谷城县冷集镇折
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
旧电项目摊国能长源荆州市纪南镇销
100MW 渔光互补光伏发 2337.33 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02
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 1601.43 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45
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募汉川市新能源百万千瓦基
29404.7529257.7229111.4428965.8828821.0528676.9428533.5628390.8928248.9428107.69
投地二期项目
项汉川市新能源百万千瓦基20324.6020222.9920121.7620021.2919921.0219821.5119722.3819623.8219525.6419428.04
101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
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5997.005971.005944.005918.005891.005865.005838.005811.005784.005757.00
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32436.0032274.0032112.0031952.0031792.0031633.0031475.0031318.0031161.0031005.00入祥子项目光伏电站情国能长源潜江浩口
况 200MW 渔光互补光伏发 10308.44 10256.93 10205.61 10154.58 10103.83 10053.28 10003.01 9953.04 9903.25 9853.75电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发 12265.70 12204.37 12143.29 12082.57 12022.22 11962.12 11902.26 11842.78 11783.53 11724.66
电项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发 5179.30 5153.41 5127.65 5102.04 5076.52 5051.15 5025.87 5000.74 4975.75 4950.86
电项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发 4509.64 4487.10 4464.65 4442.34 4420.15 4398.06 4376.05 4354.18 4332.39 4310.74
电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
7168139108449291004.009331006.001017.001072.00
增千瓦新能源多能互补基地
102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
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 渔光互补光伏发 715.88 933.11 1103.92 1047.39 1181.44 1331.57 1270.24 1347.06 1373.56 1489.19
电项目国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发 1423.58 1618.31 1813.29 1678.67 1837.47 2008.94 1869.10 1947.73 1981.64 2118.90
电项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发 346.96 456.06 541.99 515.43 590.83 660.9 631.29 688.3 683.47 748.80
电项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发 375.29 451.36 527.52 525.22 595.91 666.68 677.73 653.04 643.92 701.84
电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
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
103（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地
13391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.8513391.85
二期项目汉川市新能源百万千瓦基地
9321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.719321.71
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二期2523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.002523.00
100MW 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14989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014989.0014914.00项目光伏电站
国能长源潜江浩口 200MW
4626.374626.374626.374626.374626.374626.374626.374626.374626.374579.75
新渔光互补光伏发电项目增国能长源谷城县冷集镇
折 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旧项目摊国能长源荆州市纪南镇
销 100MW 渔光互补光伏发电 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2314.02 2290.70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寺
70MW 农光互补光伏发电项 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1585.45 1569.48
目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电项 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97 1132.97
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地
27967.1527827.3227688.1827549.7427411.9927274.9327138.5627002.8626867.8526733.51
投二期项目项汉川市新能源百万千瓦基地
19330.8219234.1819138.1019042.4118947.1018852.3718758.2018664.4218571.0218478.20
目三期项目
104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百万千
增瓦新能源多能互补基地二期5731.005704.005677.005650.005622.005595.005568.005541.005514.005487.00
营 100MW 项目业国能长源荆门市源网荷储百
收万千瓦级新能源基地钟祥子30850.0030696.0030543.0030390.0030238.0030087.0029936.0029786.0029638.0029489.00入项目光伏电站
情 国能长源潜江浩口 200MW
9804.449755.429706.689658.149609.799561.739513.959466.379419.079371.96
况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 11666.03 11607.64 11549.63 11491.85 11434.45 11377.29 11320.38 11263.83 11207.41 11151.48
项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发电 4926.11 4901.50 4876.99 4852.58 4828.30 4804.18 4780.15 4756.26 4732.46 4708.82
项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 4289.17 4267.74 4246.40 4225.18 4204.02 4183.03 4162.08 4141.31 4120.59 4099.99
项目国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项 3474.03 3456.65 3439.37 3422.15 3405.07 3388.02 3371.11 3354.22 3337.48 3320.76
目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电项 2327.24 2315.73 2304.22 2292.48 2280.98 2269.69 2258.41 2247.12 2235.84 2224.55
目
本次募投项目新增营业收入120365.99119766.18119169.57118574.53117981.70117393.24116806.84116223.39115643.72115065.27募汉川市新能源百万千瓦基地
4428.584778.875129.685481.005540.245929.275828.855728.925629.495434.41
投二期项目项汉川市新能源百万千瓦基地
2949.983198.583447.603696.913829.794009.383939.683870.263801.123732.40
目三期项目新国能长源随州市随县百万千
增瓦新能源多能互补基地二期1135.001208.001280.001353.001395.001457.001437.001417.001397.001377.00
净 100MW 项目利国能长源荆门市源网荷储百
4431.004832.005233.005635.005851.006229.006117.006007.005896.004785.00
润万千瓦级新能源基地钟祥子
105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
情项目光伏电站
况 国能长源潜江浩口 200MW
1619.291749.601880.122010.792068.052199.072163.712128.482093.472077.76
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 2267.54 2416.37 2565.46 2714.74 2784.92 2934.65 2892.52 2850.66 2808.90 2755.14
项目国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发电 809.43 874.98 940.60 1006.29 1042.84 1103.78 1085.99 1068.30 1050.69 1050.67
项目国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 759.83 817.92 876.07 934.33 965.61 1024.02 1008.52 993.14 977.80 962.56
项目国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项 635.18 679.26 723.42 767.62 791.54 830.71 818.18 805.69 793.29 792.90
目（一期）国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电项 357.12 389.52 421.92 454.16 470.07 502.64 494.28 485.93 477.58 466.52
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整
3.80%3.81%3.81%3.81%3.81%3.81%3.81%3.82%3.82%3.81%
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净
57.35%56.47%55.62%54.79%54.43%53.68%53.90%54.11%54.34%54.96%
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。
106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，
1072022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。
六、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
（一）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
1、前次募集资金金额和资金到账情况经中国证券监督管理委员会证监许可[2021]868号《关于核准国电长源电力股份有限公司向国家能源投资集团有限责任公司发行股份购买资产并募集配套资金的批复》核准，本公司向二十四名特定对象非公开发行人民币普通股股票（A股）199667221股，每股面值1元，每股发行价格为6.01元，募集资金总额
120000.00万元扣除主承销商发行费用1132.08万元后的募集资金净额为
118867.92万元。已于2021年12月24日全部到账，且已经中审众环会计师事务所（特殊普通合伙）验证并出具验资报告（报告号：众环验字（2021）0210061号）。
2、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
前次募集资金的实际使用情况如下表所示：
单位：万元募集前承诺募集后承诺实际投资序号承诺投资项目实际投资项目投资金额投资金额金额支付本次交易现支付本次交易现金
191699.0891699.0891699.02
金对价对价
2偿还银行贷款偿还银行贷款27168.8427168.8427168.84
合计118867.92118867.92118867.86
截至本回复出具日，公司以募集资金人民币91699.02万元置换已预先投入募集资金使用项目的自有资金，其余27168.84万元全部用于偿还银行贷款，前
108次募集资金全部用于支付前次交易现金对价和偿还银行贷款，不存在使用闲置募
集资金用于其他用途的情况。
（二）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情况
本次向特定对象发行股票募集资金中的47668万元用于补充流动资金，将全部用于偿还银行贷款，以降低公司资产负债率，优化财务结构，降低财务费用，增强公司资金实力，从而满足公司的能源发展战略，进一步加强公司的行业竞争力。
在其他经营要素不变的情况下，根据发行人最近三年（2020年至2022年）经营情况，结合对未来三年（2023年至2025年）市场情况的预判以及公司自身的业务规划，采用销售百分比法对发行人未来三年的运营资金缺口情况进行测算，具体情况如下：
2020年至2022年，公司营业收入的复合增长率为20.64%。基于谨慎性考虑，
假设公司未来三年的复合增长率为15%，即公司2023年至2025年预测营业收入分别为1686120.29万元、1939038.34万元和2229894.09万元。
同时假设预测期相关财务数据比例与2022年度完全相同，各计算指标情况如下：
基期（2022年度）项目金额（万元）占营业收入百分比
营业收入1466191.56100.00%
经营性流动资产合计321407.1221.92%
其中：应收票据21324.701.45%
应收账款195955.1913.36%
预付账款47443.493.24%
存货56683.743.87%
经营性流动负债合计152516.5910.40%
其中：应付账款147863.1310.08%
合同负债4653.460.32%
109基期（2022年度）
项目金额（万元）占营业收入百分比
流动资金占用额168890.5311.52%
综合考虑以上因素，在其他经营要素不变的情况下，公司2023年至2025年流动资金占用情况如下所示：
单位：万元项目2022年度2023年度预计2024年度预计2025年度预计
营业收入1466191.561686120.291939038.342229894.09
经营性流动资产合计321407.12369597.57425037.20488792.78
其中：应收票据21324.7024448.7428116.0632333.46
应收账款195955.19225265.67259055.52297913.85
预付账款47443.4954630.3062824.8472248.57
存货56683.7465252.8675040.7886296.90
经营性流动负债合计152516.59175356.51201659.99231908.99
其中：应付账款147863.13169960.93195455.06224773.32
合同负债4653.465395.586204.927135.66
流动资金占用额168890.53194241.06223377.22256883.80
未来三年新增营运资金合计87993.27
注：上述营业收入的假设及测算仅为测算本次向特定对象发行股票募集资金用于补充流动资
金的合理性，不代表公司对2023-2025年经营情况及趋势的判断，亦不构成盈利预测。
根据以上测算情况，预计发行人未来三年新增营运资金合计约为87993.27万元，截至2023年6月30日，发行人货币资金余额为30678.07万元，拟用于偿还银行贷款、支付日常营运费用及其他重大自筹资金投资项目和电站投资开发业务，发行人未来三年营运资金缺口较大，发行人本次用于补充流动资金的募集资金金额为47668万元，低于发行人流动资金需求。
（三）本次补充流动资金的必要性近年来，发行人大力发展新能源业务，资本性支出较大，随着发行人新能源业务的快速发展，发行人的负债水平相对较高。2020年末、2021年末、2022年末和2023年6月末，发行人资产负债率分别为53.96%、59.15%、68.05%和69.87%，高于同行业可比上市公司平均水平。通过本次发行募集资金部分用于补充流动资
110金，可以有效补充发行人所需营运资金，降低发行人资产负债率，改善发行人资本结构，增强财务稳健性、防范财务风险，提高发行人抗风险能力和持续经营能力，进一步增强发行人回报股东的能力，符合发行人股东利益最大化的目标。
报告期各期，发行人实现营业收入分别为1007349.93万元、1216396.57万元、1466191.56万元和692113.17万元，经营规模快速扩大。发行人所处电力行业属于资金密集型行业，随着发行人经营规模的持续扩大，发行人对于流动资金的需求量也将不断扩大。截至2023年6月30日，发行人货币资金余额为
30678.07万元，拟用于偿还银行贷款、支付日常营运费用及其他重大自筹资金
投资项目和电站投资开发业务。目前，发行人合理的债务融资空间受到影响，发行人通过本次股权融资方式补充流动资金，将有效缓解发行人的资金压力，释放融资空间，提升经营效率。本次向特定对象发行股票募集资金将有利于优化发行人资本结构，提升发行人的资金实力，为发行人经营与业务发展提供有力的资金支持，为发行人高质量发展奠定良好基础。
综上，根据发行人最近三年经营情况，结合对未来三年市场情况的预判以及公司自身的业务规划，采用销售百分比法对发行人未来三年的运营资金缺口情况进行合理测算，发行人未来三年新增营运资金合计约为87993.27万元，截至2023年6月30日，发行人货币资金余额为30678.07万元，未来三年营运资金缺口较大，发行人本次用于补充流动资金的募集资金金额为47668万元，可填补上述日常生产经营所需资金缺口，具有必要性。
七、请发行人补充披露（1）（2）（4）（5）相关风险
（一）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
补充披露以下风险：
“（四）募投项目无法消纳或无法盈利的风险本次募投项目将新增公司在湖北省内的光伏发电项目。湖北地区电力消纳能力较强，但未来随着湖北省可再生能源的不断发展，潜在竞争者的加入可能导致地区电力消纳压力增加。如果未来地区经济发展速度减缓，工业企业用电量及居111民生活用电量下降，局部电力市场可能存在供过于求，电力市场消纳能力下降，
可能会对本次募投项目的消纳能力及盈利能力带来不利影响。
此外，尽管现阶段发行人主要经营区的电力市场化改革情况对发行人的发电上网尚未产生显著影响，但是仍不能排除未来随着电力体制改革的不断深入，发电上网条件、上网价格、销售情况出现不利变动，从而导致本次募投项目新增的产能无法消纳或无法盈利的风险。”
（二）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
披露以下风险：
“（七）募投项目新增资产折旧摊销的风险公司募集资金投资项目资金投入规模较大，建成后新增资产规模较大，新增资产折旧摊销占公司未来营业收入及净利润的比重相对较高。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%。由于募集资金投资项目的建设及产生效益需要一定周期，若未来市场环境等发生重大不利变化，公司募集资金投资项目无法实现预计效益，则新增资产折旧摊销将对公司未来的经营业绩产生不利影响。”
（三）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
披露以下风险：
“（八）项目实施用地未及时取得的风险公司募集资金投资项目用地中，光伏方阵部分为租赁用地，公司相关控股子公司均已与相关主体签署了土地租赁协议或土地流转协议。升压站部分为永久性设施用地，募投项目中尚有部分项目未取得土地使用权证。虽然上述未取得土地
112使用权证的募集资金投资项目已取得当地政府及自然资源和规划局所出具的说明文件，确认相关用地符合土地利用总体规划、符合国家产业政策、土地政策及城乡规划，预计取得募投项目永久性设施用地的国有土地使用权证不存在实质性法律障碍，但如果公司无法按照预定计划取得上述土地使用权证且无法实施替代方案，则可能对本次募投项目的实施进度产生一定的不利影响。”
（四）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
补充披露以下风险：
“（九）募投项目未办理相关建设手续或未取得生产经营资质受到行政处罚的风险
本次募投建设项目已根据《企业投资项目核准和备案管理条例》等相关法律
法规取得了核准、备案文件。
本次募投建设项目在并网投产后需要进一步取得电力业务许可证等生产经营资质，未开工的项目开工建设前还应取得相关建设手续。若在项目建设过程中公司因管理不到位等原因而未按照相关法规要求开展业务，或相关政策、法律法规要求发生变化，导致公司未及时办理相关建设手续或未取得生产经营资质，则可能会受到相关主管部门行政处罚，严重情况下可能导致公司项目建设开发进度受阻，并对公司日常经营、业绩、声誉等造成不利影响。”八、中介机构核查情况
（一）核查程序
1、针对问题（1）（2）（3），保荐人和发行人律师执行的核查程序
（1）取得本次募投项目已签订的租赁合同、已取得的集体土地流转手续，并
查阅《中华人民共和国民法典》《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共和国农村土地承包法》《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》等相应政策法规的规定，核查本次所有募投项目涉及的租赁土地、集体土地的使用是否合法合规，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，相
113关募投项目生产经营期限是否与租期相匹配；取得本次募投项目用地涉及的用地
预审意见、建设用地批复、不动产权证书、政府出具说明文件等，核查项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，及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）查阅《企业投资项目核准和备案管理条例》《关于贯彻落实“放管服”改革精神、优化电力业务许可管理有关事项的通知》等相关法律法规，核查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；取得发行人关于募投项目董事会前投入资金情况、最新建设进展等
情况的确认，取得各募投建设项目已取得的建设手续及政府合规证明，核查募投项目建设是否合法合规，是否存在因未批先建被处罚情形；
（3）查阅电力相关法律法规、湖北省电力市场化相关政策文件，核查可再生能源电力全额消纳的法律依据；查询同行业企业关于可再生能源电力业务不构成
同业竞争的案例，核查可再生能源电力不构成同业竞争的合理性；查阅发行人与托管方签订的委托管理协议，获取受托管企业在报告期内的经营数据，分析其是否构成重大不利影响。
2、针对问题（4）（5），保荐人和申报会计师执行的核查程序
（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
114内折旧摊销情况对发行人未来经营业绩的影响情况。
3、针对问题（6），保荐人执行的核查程序
查阅了发行人近三年及一期的审计报告、财务报表，核查发行人前次募集资金使用情况，查阅了《国家能源集团长源电力股份有限公司截至2022年12月31日前次募集资金使用情况专项报告及鉴证报告》（报告号：信会师报字[2023]第 ZE10540 号）。
（二）核查意见
1、针对问题（1）（2）（3），保荐人和发行人律师的核查意见
（1）本次所有募投项目涉及的永久土地、租赁土地已根据相关法律法规履行
程序或取得地方政府的确认说明，不会对募投项目的实施造成重大不利影响，不存在占用基本农田、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，相关募投项目生产经营期限与租期相匹配；本次募投建设项目涉及的经营期租赁土地已落实，不会对募投项目正常实施产生不利影响；根据本次募投项目用地已取得的用地预审意见、建设用地批复、不动产权证书、政府说明文件等，募投项目自有用地的落实不存在实质性障碍，不会对募投项目实施产生重大不利影响。
（2）本次募投项目公司根据项目实际推进情况合理变更投资额，已履行有关
部门审批、备案等程序，相关资质完备，不存在未依法依规取得相关生产经营资质的情形；截至本回复出具日，本次募投项目的建设符合辖区主管部门的监管规范，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，不存在因未批先建被处罚情形。
（3）发行人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规范、准确。发行人已托管国电电力在鄂水电资产，相关同业竞争不构成重大不利影响；市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争，本次募投项目实施后不会新增重大不利影响的同业竞争。
2、针对问题（4）（5），保荐人和申报会计师的核查意见
（1）针对光伏募投项目，从行业格局来看，湖北省新能源发电业务前景广阔，
115十四五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，发行人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；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、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况相比，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。
3、针对问题（6），保荐人的核查意见
发行人前次募集资金全部用于支付前次交易现金对价和偿还银行贷款，不存在使用闲置募集资金用于其他用途的情况。根据发行人最近三年经营情况，结合对未来三年市场情况的预判以及公司自身的业务规划，采用销售百分比法对发行人未来三年的运营资金缺口情况进行合理测算，发行人未来三年新增营运资金合计约为87993.27万元，营运资金缺口较大。发行人本次用于补充流动资金的募集资金金额为47668万元，可填补上述日常生产经营所需资金缺口，具有必要性。
116问题3
根据国家统计局发布的《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），发行人所处行业为“D44 电力、热力生产和供应业”。报告期各期，发行人火电收入占营业收入比例分别为91.85%、90.45%、91.26%和90.65%。
请发行人补充说明：（1）发行人已建、在建及拟建项目是否属于《产业结构调整指导目录（2019年本）》中淘汰类、限制类产业，是否属于落后产能，是否符合国家产业政策；（2）发行人已建、在建及拟建项目是否满足项目所在地能源
消费双控要求，是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见；（3）发行人已建、在建及拟建项目是否涉及新建自备燃煤电厂，如是，是否符合《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中“京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂，装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新建/新扩自备电厂项目”的要求；（4）发行人已建、在建及拟建项目是否需履行主管部门审批、核准、备案等程序及履行情况；是否
按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环境影响评价批复；（5）发行人已建、在建及拟建项目是否属于大气污染防治
重点区域内的耗煤项目，依据《大气污染防治法》第九十条，国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或减量替代，发行人是否已履行相应的煤炭等量或减量替代要求；（6）发行人已建、在建及拟建
项目是否位于各地城市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，如是，是否拟在禁燃区内燃用相应类别的高污染燃料；（7）发行人已建、在建及拟建项目是否需取得排污许可证，如是，是否已取得，如未取得，说明目前的办理进度、后续取得是否存在法律障碍，是否违反《排污许可管理条例》第三十三条规定；（8）发行人已建、在建及拟建项目生产的产品是否属于《环保名录》中规定的“双高”产品。如发行人产品属于《环保名录》中“高环境风险”的，还应满足环境风险防范措施要求、应急预案管理制度健全、近一年内未发生重大
特大突发环境事件要求；产品属于《环保名录》中“高污染”的，还应满足国家或地主污染物排放标准及已出台的超低排放要求、达到行业清洁生产先进水平、
近一年内无因环境违法行为受到重大处罚的要求;（9）发行人已建、在建及拟建
117项目及本次募投项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量；募投
项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配；（10）发行人最近36个月是否存
在受到环保领域行政处罚的情况，是否构成重大违法行为，或是否存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为；（11）募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形。
请保荐人及发行人律师核查并发表明确意见。
回复：
一、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否属于《产业结构调整指导
目录（2019年本）（2021年修订）》中的淘汰类、限制类产业，是否属于落后产能，是否符合国家产业政策（一）发行人已建、在建及拟建项目是否属于《产业结构调整指导目录（2019年本）（2021年修订）》中的淘汰类、限制类产业截至本回复出具日，发行人已建、在建及拟建项目详见附件“发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况”。
发行人已建、在建及拟建项目包括水电、火电、新能源发电建设等。根据《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订），其中与发行人主营业务相关的内容如下：
序号类别行业内容
1二、水利11、综合利用水利枢纽工程
1、大中型水利发电及抽水蓄能电站
2、单机60万千瓦及以上超超临界机组电站建设
3、采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30万千瓦及
以上超（超）临界热电联产机组
2四、电力
4、缺水地区单机60万千瓦及以上大型空冷机组电站建设
鼓励
5、燃煤发电机组超低排放技术
类
6、燃煤耦合生物质发电
7、火力发电机组灵活性改造
1、太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发
应用、逆变控制系统开发制造
3五、新能源
2、氢能、风电与光伏发电互补系统技术开发与应用
3、太阳能建筑一体化组件设计与制造
1、大电网覆盖范围内，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿
限制
4三、电力冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组
类
2、无下泄生态流量的引水式水力发电
118序号类别行业内容
一、落后生产淘汰1、不达标的单机容量30万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综
5工艺装备类合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组
（三）电力
发行人水电、新能源发电项目属于鼓励类产业，发行人火电项目的具体情况如下：
序号建设主体项目名称是否属于淘汰类、限制类产业否，报告期内汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电机
组2020年-2022年发电煤耗分
汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤
1别为299、296、295克标准煤/
发电项目千瓦时。耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类汉川一发否，报告期内汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电机
组2020年-2022年发电煤耗分
汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤
2别为299、296、295克标准煤/
发电项目千瓦时。发电机组耗煤不高于
300克标准煤/千瓦时，不属于
限制类、淘汰类否，为单机 600MW 及以上超湖北国电汉川电厂三期机组扩建工程
3超临界机组电站建设，属于鼓
项目励类汉川公司否，为单机 600MW 及以上超
4国能长源汉川四期扩建工程项目超临界机组电站建设，属于鼓
励类否，报告期内荆门电厂三期2×600MW 超临界燃煤发电项
目发电机组2020年-2022年发
荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤
5荆门公司电煤耗分别为285、284、281
发电项目
克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类是，使用的机组为发电耗煤高湖北省青山热电厂“以大代小”1×
6长源一发于300克标准煤/千瓦时的湿冷
300MW 亚临界燃煤发电项目
发电机组，属于限制类否，为 300MW 及以上超（超）国电青山热电有限公司“上大压小”
7青山公司临界热电联产机组，属于鼓励
一期2×350MW超临界热电联产项目类否，国电长源荆州热电一期
2×300MW 亚临界燃煤发电项
目发电机组2020年-2022年发
国电长源荆州热电一期2×300MW亚
8电煤耗分别为282、279、278
荆州公司临界燃煤发电项目
克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类
9 国电长源荆州热电二期2×350MW超 否，为 300MW 及以上超（超）
119序号建设主体项目名称是否属于淘汰类、限制类产业
临界燃煤发电项目临界热电联产机组，属于鼓励类否，为单机 600MW 及以上超
10随州公司国家能源集团随州火电项目超临界机组电站建设，属于鼓
励类
发行人火电项目中，湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目中使用了发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，属于限制类项目。限制类主要是工艺技术落后，不符合行业准入条件和有关规定，禁止新建扩建和需要督促改造的生产能力、工艺技术、装备及产品。湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目 1993 年经过国务院批准开工建设，已取得有权政府监管部门的批准或核准，生产经营所必需的资质证照完备，且不属于新建、扩建项目，目前，该项目正在进行升级改造的前期工作。长源电力及子公司均未收到能源局淘汰关停、清理整顿、压缩产能的通知。
综上所述，发行人湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目使用的发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组属于限制类产业，其余项目不属于《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订）中的淘汰类、限制类产业。
（二）发行人已建、在建及拟建项目是否属于落后产能根据国务院《关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发〔2010〕7号）、工业和信息化部《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》（工信部联产业〔2011〕46号）以及工业和信息化部、国家能源局《2015年各地区淘汰落后和过剩产能目标任务完成情况》（工业和信息化部、国家能源局公告2016
年第50号）等文件，国家淘汰落后和过剩产能行业包括：炼铁、炼钢、焦炭、铁合金、电石、电解铝、铜冶炼、铅冶炼、水泥（熟料及磨机）、平板玻璃、造
纸、制革、印染、铅蓄电池（极板及组装）、电力、煤炭。
根据国家发改委发布的《关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》（发改运行〔2020〕901号），全国产能过剩情况主要集中在钢铁、煤炭和煤电行业。根据《2020年煤电化解过剩产能工作要点》，2020年目标任务为淘汰关停不达标的落后煤电机组，依法依规清理整顿违规建设煤电项目。
120发行人煤电业务涉及汉川一发、汉川公司、荆门公司、长源一发、青山公司
荆州公司和随州公司，其中汉川公司、随州公司下属已建和在建火电项目均为
600MW 以上超超临界机组电站，为鼓励类行业。青山公司下属国电青山热电有
限公司“上大压小”一期 2×350MW 超临界热电联产项目和荆州公司下属国电
长源荆州热电二期 2×350MW 超临界燃煤发电项目均为 300MW 及以上超（超）
临界热电联产机组，为鼓励类行业。
根据湖北省能源局《关于2020年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》
《关于 2022 年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》，荆门电厂三期 2×600MW超临界燃煤发电项目、汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目、汉川电厂
二期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目、国电长源荆州热电一期 2×300MW 亚临界
燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目均不属于落后产能。
截至本回复出具日，汉川一发、汉川公司、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司和随州公司七家煤电企业均未收到淘汰关停和清理整顿的通知，发行人煤电项目不属于落后产能。除煤电项目以外，发行人水电、新能源发电项目属于鼓励类产业，亦不属于落后产能。
（三）发行人已建、在建及拟建项目是否符合国家产业政策
电力行业为国民经济的支柱行业，近年来，相关主管部门出台了一系列支持性政策，具体情况如下：
颁发颁布文件名称主要内容单位时间将“采用背压（抽背）型热电联产、热电《产业结构调整指导 冷多联产、300MW 及以上超（超）临界热国家发改委2019年
目录（2019年本）》电联产机组”和“燃煤发电机组超低排放技术”列为鼓励类产业。
《关于2020年光伏鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电上网电价政策有国家发改委2020年产业发展。对集中式光伏发电继续制定指关事项的通知》导价。
1、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电《关于2021年新能项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。
源上网电价政策有关国家发改委2021年
2、2021年新建项目上网电价，按当地燃事项的通知》煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过
参与市场化交易形成上网电价，以更好体
121颁发颁布
文件名称主要内容单位时间
现光伏发电、风电的绿色电力价值。3、2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管
部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。4、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。
落实碳达峰、碳中和目标，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左《关于2021年风电、右、风电太阳能发电总装机容量达到12亿光伏发电开发建设有国家能源局2021年千瓦以上等任务，坚持目标导向，完善发关事项的通知》展机制，释放消纳空间，优化发展环境，发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。
推进既有产业园区和产业集群循环化改造，推动公共设施共建共享、能源梯级利用、资源循环利用和污染物集中安全处置《国务院关于加快建等。鼓励建设电、热、冷、气等多种能源立健全绿色低碳循环协同互济的综合能源项目。提升可再生能国务院2021年发展经济体系的指导源利用比例，大力推动风电、光伏发电发意见》展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。促进燃煤清洁高效开发转化利用，继续提升大容量、高参数、低污染煤电机组占煤电装机比例。
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。现行燃煤发电基准价继《国家发展改革委关续作为新能源发电等价格形成的挂钩基于进一步深化燃煤发准。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由国家发改委2021年电上网电价市场化改现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超革的通知》过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过
20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮
20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
各地在推进煤电机组改造升级工作过程
国家发改中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热《全国煤电机组改造委、国家能2021年改造和灵活性改造制造，实现“三改”联升级实施方案》源局动。同时，要合理安排机组改造时序，保证本地电力安全可靠供应。
《中华人民共和国国加快发展非化石能源，坚持集中式和分布民经济和社会发展第
国务院、国式并举，大力提升风电、光伏发电规模，十四个五年规划和2021年家发改委到2025年非化石能源占能源消费总量比
2035年远景目标纲
重提高到20%左右。
要》
122颁发颁布
文件名称主要内容单位时间
全面推进风电、太阳能发电大规模开发和
高质量发展，坚持集中式与分布式并举，《2030年前碳达峰国务院2021年加快建设风电和光伏发电基地。加快智能行动方案》光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。
全面推进风电和太阳能发电大规模开发和
高质量发展，在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条
国家发改件、符合区域生态环境保护等要求的地区，《“十四五”现代能委、国家能2022年有序推进风电和光伏发电集中式开发，加源体系规划》
源局快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的
大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。
“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，《“十四五”可再生国家发改委2022年风电和太阳能发电量实现翻倍。2030年风能源发展规划》电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。
新能源发电项目应当依据各地土地利用总
体规划和新能源发展政策，科学合理选址，节约集约利用土地，主动避让生态红线、永久基本农田、天然林、水源保护地等，《省能源局关于加快符合土地用途管制、生态环境保护等要求。
风电、光伏发电项目湖北省能源
2022年百万千瓦新能源基地要坚持政府主导、统
开发建设有关工作的局
一规划、集中联片、多能互补的开发原则，通知》发挥规模效益。各市州县发改委（局）要加强与同级自然资源、林业、水利、环保
等部门的协调联动，加大新能源发电项目用地保障力度。
开展“十四五”能源规划实施情况中期评估，深入分析主要目标指标发展预期，全面评估重大战略任务、重大改革举措、重
大工程项目推进情况，完善规划实施政策措施。以能源重大工程项目为重点，加强《2023年能源工作能源规划实施监测调度和组织推进，充分国家能源局2023年指导意见》发挥能源项目对扩内需、稳投资、促增长、保安全的牵引支撑作用。滚动开展省级能源需求月度、季度预测，预判可能出现的时段性、区域性供应紧张问题，从资源落实、产能建设、基础设施布局等方面提前谋划应对措施。
自然资源部鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光《关于支持光伏发电办公厅、林伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓产业发展规范用地管草局办公2023年励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大理有关工作的通知》室、能源局型光伏基地；对于油田、气田以及难以复
综合司垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕
123颁发颁布
文件名称主要内容单位时间地区域规划建设光伏基地。项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护
线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地、国家沙化土地封禁保护区（光伏发电项目输出线路允许穿越国家沙化土地封禁保护区）等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。
支持煤电与新能源联营，煤电灵活性改造和新建清洁高效煤电按照新增调峰容量《省能源局关于认定灵活调节能力，配套其能力2倍的新
2023年新能源开发湖北省能源
2023年能源项目。煤电项目在2023年底前主体
建设有关事项的通局
工程开工的，配套其能力1倍的新能源项知》目；建成投运后，再配套其能力1倍的新能源项目。灵活调节能力不得重复使用。
2023年可再生能源电力消纳责任权重为《关于2023年可再国家发改约束性指标，各省（自治区、直辖市）按生能源电力消纳责任
委、国家能2023年此进行考核评估；2024年权重为预期性权重及有关事项的通
源局指标，各局综合司省(自治区、直辖市)按知》此开展项目储备。
由上表可知，发行人的生产经营符合国家产业政策。
综上所述，发行人所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主营业务为电力、热力生产和销售，业务板块主要包括火电、水电、新能源发电和售电业务。发行人已建、在建及拟建项目中，湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目为限制类产业，于1993年取得有权政府监管部门的批准或核准，生产经营所必需的资质证照完备，不属于新建、扩建项目，目前，该项目正在进行升级改造的前期工作。长源电力及子公司均未收到能源局淘汰关停、清理整顿、压缩产能的通知，符合国家产业政策。发行人其他项目均不涉及《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订）所规定的限制类及淘汰类产业，亦不涉及电力行业中的落后产能，符合国家产业政策。
二、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否满足项目所在地能源消费
双控要求，是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见
（一）发行人已建、在建及拟建项目是否满足项目所在地能源消费双控要求
根据国务院新闻办公室印发的《新时代的中国能源发展》白皮书，能源消费双控是指能源消费总量和强度双控制度，具体而言，按省、自治区、直辖市行政
124区域设定能源消费总量和强度控制目标，对重点用能单位分解能耗双控目标，开
展目标责任评价考核。
发行人主要从事电力、热力生产和销售业务，已建、在建、未来拟建设的项目所需的能源消耗主要为燃煤等，其项目所在地能源消费双控情况如下：
序建设主建设地建设状项目名称是否满足项目所在地能源消费双控要求号体址态根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），汉川一发属于重点用汉川电厂一期2湖北省能单位。
1 国电长 ×300MW 亚临 已建孝感市根据湖北省发展和改革委员会关于重点用能单位“千源汉川界燃煤发电项目家”企业2018年度节能目标完成情况的公告；2019
第一发
年“百家”“千家”重点用能单位专项监察结果；2020电有限
年“百家”“千家”企业专项节能监察结果；2021公司
年煤电行业专项节能监察结果，汉川一发圆满完成汉川电厂二期2
湖北省“十三五”能耗“双控”考核目标。
2 ×300MW 亚临 已建
孝感市综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能界燃煤发电项目源消费双控要求。
根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），汉川公司属于重点用能单位。
汉川电厂三期2根据湖北省发展和改革委员会关于重点用能单位“千×1000MW 超超 家”企业 2018 年度节能目标完成情况的公告；2019
3已建
临界燃煤发电项年“百家”“千家”重点用能单位专项监察结果；2020年“百家”“千家”企业专项节能监察结果；2021年目煤电行业专项节能监察结果，汉川公司圆满完成“十三五”能耗“双控”考核目标。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能国能长源消费双控要求。
湖北省
源汉川该项目为在建项目，国能长源汉川四期扩建工程7号孝感市
发电有 机组(1×1000MW)项目已按照规定取得湖北省发改
限公司委于2022年10月30日出具的鄂发改审批服务〔2022〕356号《关于国能长源汉川四期扩建工程7号机组(1×1000MW)项目节能审查的意见》。国能长源汉川四汉川电厂四期 2 期扩建工程 8 号机组（1×1000MW）项目已按照规定
×1000MW 超超 取得湖北省发改委于 2023 年 5 月 10 日出具的鄂发改
4在建临界燃煤发电项审批服务〔2023〕101号《关于国能长源汉川四期扩建工程 8 号机组（1×1000MW）项目节能审查的意目见》。
固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意见，满足能源消费双控要求。
125序建设主建设地建设状
项目名称是否满足项目所在地能源消费双控要求号体址态根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资〔2018〕国能长200号），荆门电厂属于重点用能单位。
荆门电厂三期2源荆门湖北省根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021年煤电行
5 ×600MW 超临 已建 发电有 荆门市 业专项节能监察结果公示》，荆门电厂能耗“双控”
限公司界燃煤发电项目考核目标完成情况为合格。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资国电长湖北省青山热电[2018]200号），国电长源第一发电有限责任公司属湖北省
源第一于重点用能单位。
厂“以大代小”1武汉市6发电有已建根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021年煤电行青山区限责任 ×300MW 亚临 业专项节能监察结果公示》，国电长源第一发电有限苏家湾
公司界燃煤发电项目责任公司能耗“双控”考核目标完成情况为合格。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资国能长国电青山热电有[2018]200号），国能长源武汉青山热电有限公司属湖北省源武汉限公司“上大压于重点用能单位。武汉市7青山热小“一期2×已建根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021年煤电行青山区电有限 350MW 超临界 业专项节能监察结果公示》，国能长源武汉青山热电苏家湾公司有限公司能耗“双控”考核目标完成情况为合格。
热电联产项目综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），国能长源荆州热电有限公司属于重国电长源荆州热点用能单位。
电一期2×根据鄂州市发改委《关于重点用能企业“十三五”能8 已建 300MW 亚临界 耗“双控”目标完成情况的通报》（鄂州发改环资函燃煤发电项目[2021]23号），荆州公司圆满完成“十三五”能耗“双国能长控”考核目标。
源荆州
湖北省综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能热电有荆州市源消费双控要求。
限公司
该项目为在建项目，已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于2021年2月18日出具的鄂发改审批服务国电长源荆州热[2021]38号《关于国电长源荆州热电二期扩建项目节电二期2×能审查意见》。
9 在建 350MW 超临界 固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源
燃煤发电项目消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意见，满足能源消费双控要求。
国能长该项目为在建项目，已按照规定取得湖北省发展和改国家能源集团随湖北省10源随州在建革委员会于2020年8月18日出具的《关于国家能源发电有 州 2×660MW随州市集团长源随州火电项目节能审查的意见》（鄂发改审
126序建设主建设地建设状
项目名称是否满足项目所在地能源消费双控要求号体址态限公司超超临界燃煤发批服务[2020]137号）。
固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源电项目
消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意见，满足能源消费双控要求。
发行人已建、在建、拟建涉及用煤的火电项目均满足项目所在地能源消费双控要求。根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》，发行人除上述火电项目以外其余已建、在建、拟建项目均不涉及项目所在地能源消费双控要求。
综上，发行人已建、在建、拟建项目均满足项目所在地能源消费双控要求。
（二）发行人已建、在建及拟建项目是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见
根据《国家发展改革委关于印发的通知》（发改环资规[2017]1975号），不单独进行节能审查的行业目录包括：年综合能源消费量不满1000吨标准煤，且年电力消费量不满500万千瓦时的固定资产投资项目，以及风电站、光伏电站（光热）、生物质能、地热能、核电站、水电站、抽水蓄能电站、电网工程、输油管网、输气管网、水利、铁路（含独立铁路桥梁、隧道）、公路、城市道路、内河航运、信息（通信）网络（不含数据中心）、电子
政务、卫星地面系统等行业的固定资产投资项目。
依据上述规定，发行人水电、风电及太阳能发电项目均无需取得固定资产投资项目节能审查意见。发行人已建、在建及拟建项目中涉及需取得固定资产投资项目节能审查意见的情况如下：
序项目建设建设项目名称固定资产投资项目节能审查情况号类型主体状态
该项目为已建项目，汉川电厂一期项目为1987年汉川电厂一期2国电经过国务院批准开工建设项目，早于《固定资产长源投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年
1 火电 ×300MW亚临界 已建汉川11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审燃煤发电项目第一查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实
发电施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
有限该项目为已建项目，汉川电厂二期项目于1993年汉川电厂二期2
2火电公司已建经国家计委以计能源〔1993〕629号文批准立项，
×300MW亚临界 1997 年经国家计委以计建设函〔1997〕140 号文
127序项目建设建设
项目名称固定资产投资项目节能审查情况号类型主体状态燃煤发电项目核定项目发电工程动态投资总概算为256054万元，两台机组分别于1996年10月和1998年4月建成投产。早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关于湖北国电汉川电厂三期扩建工程核准的批复》（发改能源〔2010〕1677号），汉川电厂#5机组于2010年7月30日获得核准批复，早于《固定汉川电厂三期2资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010×1000MW 超超 年 11 月 1 日起施行）和《固定资产投资项目节能
3火电已建临界燃煤发电项审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始
实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
目
国能汉川电厂#6机组取得国家发展和改革委员会于
长源2013年10月10日出具的发改办环资〔2013〕2472号《关于国电汉川电厂三期扩建工程1台100万汉川千瓦机组项目节能评估报告审查意见》。
发电该项目为在建项目，国能长源汉川四期扩建工程7有限 号机组(1×1000MW)项目已按照规定取得湖北省公司发展和改革委员会于2022年10月30日出具的鄂汉川电厂四期2发改审批服务〔2022〕356号《关于国能长源汉川四期扩建工程 7 号机组(1×1000MW)项目节能审
×1000MW 超超
4火电在建查的意见》（鄂发改审批服务〔2022〕356号）。
临界燃煤发电项国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×目 1000MW）项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于2023年5月10日出具的鄂发改审批服务（2023〕101号《关于国能长源汉川四期扩建工程 8 号机组（1×1000MW）项目节能审查的意见》。
该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关国能于湖北荆门热电厂三期扩建工程核准的批复》（发长源改能源[2005]527号），该项目核准时间为2005荆门电厂三期2荆门年，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂
5 火电 ×600MW超临界 已建发电行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固燃煤发电项目定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月有限
1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目
公司节能评估和审查。
国电
该项目为已建项目，1993年经过国务院批准开工湖北省青山热电长源建设，早于《固定资产投资项目节能评估和审查厂“以大代小”1第一暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固
6火电已建×300MW亚临界 发电 定资产投资项目节能审查办法》（自 2017 年 1 月
1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目
燃煤发电项目有限节能评估和审查。
责任该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关热电国电青山热电有国能
7已建于湖北青山热电有限公司“上大压小”扩建工程联产限公司“上大压长源核准的批复》（发改能源〔2009〕2822号），项
128序项目建设建设
项目名称固定资产投资项目节能审查情况号类型主体状态小“一期2×武汉目核准时间为2009年，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1
350MW超临界热 青山日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》
电联产项目热电（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，有限无需办理建设项目节能评估和审查。
公司该项目为已建项目，根据《国家发展改革委关于湖北国电沙市热电厂异地新建工程项目核准的批国电长源荆州热复》（发改能源〔2007〕2125号），项目核准时国能热电电一期2×间为2007年8月28日，早于《固定资产投资项
8长源已建联产 300MW亚临界燃 目节能评估和审查暂行办法》（自 2010 年 11 月 1煤发电项目荆州日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》热电（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
有限
国电长源荆州热该项目为在建项目，湖北省发展和改革委员会于热电电二期×公司22021年2月18日出具鄂发改审批服务[2021]38号
9在建联产 350MW超临界燃 《省发改委关于国电长源荆州热电二期扩建项目煤发电项目节能审查的意见》国能
国家能源集团随长源该项目为已建项目，湖北省发展和改革委员会于州 2×660MW 超 随州 2020 年 8 月 18 日出具鄂发改审批服务[2020]137
10火电在建超临界燃煤发电发电号《省发改委关于国家能源集团长源随州火电项目节能审查的意见》项目有限公司综上，除不适用固定资产投资项目节能审查的项目外，发行人已建、在建和拟建项目已按规定取得固定资产投资项目节能审查意见。
三、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否涉及新建自备燃煤电厂，如是，是否符合《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中“京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂，装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新（扩）建自备电厂项目”的要求根据国家发改委、国家能源局公布的《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的规定，燃煤自备电厂是我国火电行业的重要组成部分，在为工业企业生产运营提供动力供应、降低企业生产成本的同时，还可兼顾周边企业和居民用电用热需求。自备电厂是企业根据生产用电、用热需要建设的燃煤或利用余热、余压、余气等自主建设的以自发自用为主的发电机组或发电厂，发行人已建、在建及拟建项目均为公用电厂，不涉及新建自备燃煤电厂的情况，不适用《关
129于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的相关规定。
四、发行人已建、在建及拟建项目是否需履行主管部门审批、核准、备案等程序及履行情况；是否按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环境影响评价批复
发行人主营业务已建、在建、拟建项目合计76个，各项目审批、核准、备案履行情况，以及环境影响评价批复取得情况详见附件“发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况”。
发行人目前76个已建、在建及拟建项目均已取得立项审批、核准或备案；
除根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》和《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》的规定不需要取得环境影响评价批复的项目外，其他项目且均已取得了环境影响评价批复或政府主管部门的说明文件。
综上，发行人已建、在建及拟建项目已根据相关规定及实际项目进度履行了主管部门审批、核准、备案等程序，除根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》和《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》的规定不需要取得
环境影响评价批复的项目外，其他项目且均已取得了环境影响评价批复或政府主管部门的说明文件。
五、发行人已建、在建及拟建项目是否属于大气污染防治重点区域内的耗煤项目，依据《大气污染防治法》第九十条，国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或减量替代，发行人是否已履行相应的煤炭等量或减量替代要求
（一）发行人已建、在建及拟建项目不属于国务院文件列明的大气污染防治重点区域内的耗煤项目根据《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发[2018]22号），大气污染防治重点区域范围为：京津冀及周边地区，包含北京市，天津市，河北省石家庄、唐山、邯郸、邢台、保定、沧州、廊坊、衡水市以及雄安新区，山西省太原、阳泉、长治、晋城市，山东省济南、淄博、济宁、德州、聊城、滨州、菏泽市，河南省郑州、开封、安阳、鹤壁、新乡、焦作、濮阳市等；长三角
130地区，包含上海市、江苏省、浙江省、安徽省；汾渭平原，包含山西省晋中、运
城、临汾、吕梁市，河南省洛阳、三门峡市，陕西省西安、铜川、宝鸡、咸阳、渭南市以及杨凌示范区等。根据上述规划，发行人发电项目不在上述通知明确的大气污染防治重点区域范围内。
（二）发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内
的耗煤项目，发行人已履行相应的煤炭等量或减量替代等要求根据湖北省环境保护厅发布的《关于部分重点城市执行大气污染物特别排放限值的公告》（2018第2号），规定了执行大气污染物特别排放限制的地区为武汉市、黄石市、襄阳市、宜昌市、荆州市、荆门市、鄂州市城市行政区域。发行人下属长源一发、青山公司、荆州公司、荆门公司的建设地点属于该文件划定的
执行地区，荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司《排污许可证》（副本）亦载明属于大气污染排放重点控制区；汉川一发、汉川公司和随州公司所在区域不属于大气污染排放重点控制区。
《大气污染防治法》第九十条“国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或者减量替代”为2015年修订后新增条款，发行人已建发电项目涉及荆门公司（荆门电厂三期 2×600MW 超临界燃煤发电项目）（2003 年）、长源一发（汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目）（1993 年）、青山公司（国电青山热电有限公司“上大压小“一期 2×350MW超临界热电联产项目）（2009 年）、荆州公司（国电长源荆州热电一期 2×300MW亚临界燃煤发电项目）（2005年）均在上述条款增加前完成建设，因此不涉及煤炭等量或减量替代要求。此外，发行人上述项目在运行生产过程中煤耗标准符合相关政策法规及湖北省环保监管部门对能耗的要求。
发行人在建项目中，荆州公司国电长源荆州热电二期 2×350MW 超临界燃煤发电项目属于重点区域内扩建用煤项目，于2020年取得湖北省生态环境厅《省生态环境厅关于国电长源荆州热电二期扩建项目环境影响报告书的批复》（鄂环审〔2020〕280号），载明同意项目建设。项目建成后新增废气污染物排放量为：
二氧化硫251.77吨/年，氮氧化物706.27吨/年，颗粒物52.95吨/年。按照环境质量“只能变好、不能变坏”的目标，结合《荆州市城市环境空气质量达标规划（2013—2022年)》和《荆州市中心城区热电联产规划（2019―2030）环境影响报告书》
131有关要求，对项目新增污染物总量指标进行倍量替代，所需的替代量分别为：二
氧化硫503.54吨/年，氮氧化物1412.54吨/年，颗粒物105.9吨/年。
根据《关于确认国电长源荆州热电二期扩建项目主要污染物总量指标来源的复函》(荆环函[2020]39号)，荆州市生态环境局对国电长源荆州热电有限公司提供的本项目新增污染物所需倍量替代总量指标来源方案进行了确认：发电部分
408.08吨/年和供热部分95.46吨/年二氧化硫、发电部分594.439吨/年和供热部
分267.82吨/年氦氧化物以及发电部分85.82吨/年和供热部分20.08吨/年颗粒物均从荆州公司现有一期在运机组环保改造及超低排放改造产生的削减量
4639.313吨/年二氧化硫、862.259吨/年氮氧化物、1644.68吨/年颗粒物中调剂；
其余发电部分550.281吨/年氮氧化物从国电长源荆门发电有限公司6、7号现役
机组环保设施升级改造、超低排放改造削减的氮氧化物总量中进行调剂。同时落实热负荷和热网建设，同步替代关停供热范围内的燃煤、燃油小锅炉。本项目建成投产、稳定运行并完成供热管网铺设后将替代区域内小锅炉54台，共计
133.3t/h。同步减排二氧化硫 94.1t/a、氮氧化物 203.7t/a、烟尘 28.3t/a。截至本回
复出具日，发行人严格执行煤炭等量及减量替代方案，项目建设以来未因污染物等量及减量替代问题受到环保主管部门处罚或监管措施。
综上，发行人已建、在建、拟建的项目不属于国务院文件列明的大气污染防治重点区域内的耗煤项目。发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内的耗煤项目，其中已建项目因建设完成时间较早，不适用煤炭等量或减量替代要求，在建荆州二期扩建项目已按照属地环保部门要求实行比煤炭等量/减量替代更严格的煤炭的倍量替代。
六、发行人已建、在建及拟建项目是否位于各地城市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，如是，是否拟在禁燃区内燃用相应类别的高污染燃料
根据《高污染燃料目录》，高污染燃料指煤炭及其制品、石油焦、油页岩、原油、重油、渣油、煤焦油、非专用锅炉或未配置高效除尘设施的专用锅炉燃用
的生物质成型燃料等。发行人生产经营所耗能源属于《高污染燃料目录》相应类别高污染燃料的主要是煤电企业，其建设地址及其是否位于各地城市人民政府划定的高污染燃料禁燃区内的情况具体如下：
132是否在高污染燃料
建设地关于高污染燃料禁燃是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
序号项目类型项目名称建设地址禁燃区，如是，属区的规定于哪一级管控区
汉川电厂一期2×属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
1 300MW 亚临界燃 站锅炉，蒸发量 1025 吨/小时，单台出
煤发电项目力大于等于20蒸吨/小时。
汉川电厂二期2×属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
2 300MW 亚临界燃 站锅炉，蒸发量 1025 吨/小时，单台出
煤发电项目力大于等于20蒸吨/小时。
根据汉川市人民政府年属于禁燃区可正常生产的例外情形。电湖北国电汉川电厂20203湖北省孝感市汉月日《关于调整高污染站锅炉，蒸发量2991吨/小时，单台出三期扩建工程项目川市新河镇电厂1211火电燃料禁燃区的通告》，汉川市是，Ⅰ类力大于等于20蒸吨/小时。路的开发区管委会规划区位禁国能长源汉川四期燃区。属于禁燃区可正常生产的例外情形。电扩建工程7号机组
4站锅炉，蒸发量2784吨/小时，单台出
（1×1000MW）项
力大于等于20蒸吨/小时。
目国能长源汉川四期属于禁燃区可正常生产的例外情形。电扩建工程8号机组
5站锅炉，蒸发量2784吨/小时，单台出
（1×1000MW）项
力大于等于20蒸吨/小时目
荆门电厂三期2×湖北省荆门市掇根据荆门市人民政府2019年属于禁燃区可正常生产的例外情形。电是；属于特别管控6 火电 600MW 超临界燃 刀区白庙路 80 12 月 30 日《荆门市人民政府 站锅炉，蒸发量 1960 吨/小时，单台出区煤发电项目号关于进一步加强中心城区高力大于等于35蒸吨/小时。
133是否在高污染燃料
建设地关于高污染燃料禁燃是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
序号项目类型项目名称建设地址禁燃区，如是，属区的规定于哪一级管控区污染燃料禁燃管控工作的通知》（荆政发[2019]18号），荆门市的掇刀区规划区位禁燃区。
根据武汉市人民政府2017年10月23日《市人民政府关于湖北省青山热电厂属于禁燃区可正常生产的例外情形。电湖北省武汉市青重新划定高污染燃料禁燃区是；不涉及管控区7火电“以大代小”（1×站锅炉，蒸发量1025吨/小时。单台出山区苏家湾的通告》（武政规[2017]53分级
300MW）工程 力大于等于 20 蒸吨/小时。
号），禁燃区划定范围为：武汉绕城高速公路合围区域。
根据武汉市人民政府2017年国电青山热电有限10月23日《市人民政府关于属于禁燃区可正常生产的例外情形。电公司“上大压小“一湖北省武汉市青重新划定高污染燃料禁燃区是；不涉及管控区
8火电站锅炉，蒸发量1125吨/小时。单台出
期（2×350MW）热 山区苏家湾 的通告》（武政规 [2017]53 分级力大于等于20蒸吨/小时。
电联产工程号），禁燃区划定范围为：武汉绕城高速公路合围区域。
根据荆州市人民政府2017年荆州市荆州经济10月19日《荆州市人民政府国电长源荆州热电技术开发区18关于划定高污染燃料禁燃区属于禁燃区可正常生产的例外情形。电是；不涉及管控区
9 火电 一期 2×300MW 亚 号 和秸秆垃圾禁烧区的通告》 站锅炉，蒸发量 1025 吨/小时。单台出分级
临界燃煤发电项目（荆政规[2017]9号），禁燃区力大于等于20蒸吨/小时。
划定范围为：荆州市区行政管辖范围。
134是否在高污染燃料
建设地关于高污染燃料禁燃是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
序号项目类型项目名称建设地址禁燃区，如是，属区的规定于哪一级管控区根据荆州市人民政府2017年10月19日《荆州市人民政府国电长源荆州热电荆州市荆州经济关于划定高污染燃料禁燃区属于禁燃区可正常生产的例外情形。电是；不涉及管控区
10 火电 二期 2×350MW 超 技术开发区 18 和秸秆垃圾禁烧区的通告》 站锅炉，蒸发量 1156 吨/小时。大于 20
分级
临界燃煤发电项目号（荆政规[2017]9号），禁燃区蒸吨/小时锅炉燃用的煤炭及其制品。
划定范围为：荆州市区行政管辖范围。
根据随州市人民政府2023年国家能源集团随州6月16日《随州市人民政府火电项目湖北省随州市曾关于加强高污染燃料禁燃区属于禁燃区可正常生产的例外情形。电是；不涉及管控区
11火电都区淅河镇樊家管理的通告》（征求意见稿），站锅炉，蒸发量1967.8吨/小时。单台
（2×660MW 超临 分级冲村禁燃区划定范围为：曾都区。出力大于等于20蒸吨/小时。
界燃煤发电）截止8月16日仍未发布正式通告。
由上表可知，发行人耗煤项目汉川公司、汉川一发、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司、随州公司的项目建设地虽在相应地市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，但根据各地政府关于高污染燃料的划定标准，发行人上述电站锅炉的单台出力均属于可依法依规建设的情形，可以正常生产。发行人其他项目不涉及燃用高污染燃料。
135七、发行人已建、在建及拟建项目是否需取得排污许可证，如是，是否已取得，如未取得，说明目前的办理进度、后续取得是否存在法律障碍，是否违反《排污许可管理条例》第三十三条规定
（一）发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否需取得排污许可证
根据《排污许可管理条例》《固定污染源排污许可分类管理名录》，公司主营业务中仅火力发电、热电联产需要取得排污许可证，目前已建、在建及拟建项目中涉及上述业务的主体均已取得了排污许可证。本次募投项目不属于《固定污染源排污许可分类管理名录》里的业务，不需要取得排污许可证。
发行人取得排污许可证情况如下：
序持证主体许可证编号排污种类发证机关有效期限号
颗粒物、SO2、NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2020 年国能长源汉 污染物（pH 值，悬浮物， 06 月 14 日孝感市生
1 川发电有限 914209846764966404001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2025 年
态环境局
公司溶解性总固体，硫化物，06月13日氟化物（以 F-计），挥 止发酚）
颗粒物、SO2、NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2020 年国电长源汉 污染物（pH 值，悬浮物， 06 月 29 日孝感市生
2 川第一发电 91420000707096907B001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2025 年
态环境局
有限公司溶解性总固体，硫化物，06月28日氟化物（以 F-计），挥 止发酚）
颗粒物、SO2、NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2023 年国能长源荆 污染物（pH 值，悬浮物， 04 月 13 日荆门市生
3 门发电有限 91420800760665777J001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2028 年
态环境局
公司溶解性总固体，硫化物，04月12日氟化物（以 F-计），挥 止发酚）
颗粒物、SO2、NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2023 年国能长源荆 污染物（pH 值，悬浮物， 05 月 29 日荆州市生
4 州热电有限 91421000662253584J001V 总磷（以 P 计），石油类， 至 2028 年
态环境局
公司溶解性总固体，硫化物，05月28日氟化物（以 F-计），挥 止发酚）
136序
持证主体许可证编号排污种类发证机关有效期限号
废气：颗粒物、SO2、
NOX、林格曼黑度、非
甲烷总烃、汞及其化合自2022年物、氯化氢、一氧化碳、国能长源武10月24日二噁英等。武汉市生
5 汉青山热电 91420000770772103A001P 至 2027 年
废水：COD、氨氮、悬 态环境局有限公司10月23日
浮物、石油类、PH 值、止
总汞、总镉、总砷、总铅、总铬等。
废气：颗粒物、SO2、
NOX、林格曼黑度、汞
及其化合物、非甲烷总自2023年国电长源第烃。02月15日武汉市生
6 一发电有限 91420000177605611M001P 废水：COD、氨氮、悬 至 2028 年
态环境局
责任公司 浮物、石油类、PH 值、 02 月 14 日
总汞、总镉、总砷、总止
铅、总磷、溶解性总固、
氟化物、挥发酚等。
颗粒物、SO2、NOX、
COD、氨氮、其他特征 自 2023 年国能长源随 污染物（pH 值，悬浮物， 05 月 31 日随州市生
7 州发电有限 91421300MA49GRNC88001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2028 年
态环境局
公司溶解性总固体，硫化物，05月30日氟化物（以 F-计），挥 止发酚）
发行人已建、在建、未来拟建设的项目中，需要办理排污许可证的项目均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证。
（二）发行人已建、在建、未来拟建设的项目，不存在违反《排污许可管理条例》第三十三条规定的情况《排污许可管理条例》第三十三条规定：“违反本条例规定，排污单位有下列行为之一的，由生态环境主管部门责令改正或者限制生产、停产整治，处20万元以上100万元以下的罚款；情节严重的，报经有批准权的人民政府批准，责令停业、关闭：（一）未取得排污许可证排放污染物；（二）排污许可证有效期届满
未申请延续或者延续申请未经批准排放污染物；（三）被依法撤销、注销、吊销
排污许可证后排放污染物；（四）依法应当重新申请取得排污许可证，未重新申请取得排污许可证排放污染物。”137发行人主营业务已建项目需取得排污许可证的均已根据《排污许可管理条例》的相关规定取得排污许可证，且均处于有效期内，不存在未取得排污许可证或者超越排污许可证范围排放污染物等情况。因此，发行人不存在违反《排污许可管理条例》第三十三条规定的情形。
综上，发行人已建、在建、未来拟建项目中，需办理排污许可证的项目均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证，不存在违反《排污许可管理条例》
第三十三条规定的情形。
八、发行人已建、在建及拟建项目生产的产品是否属于《环保名录》中规定
的“双高”产品。如发行人产品属于《环保名录》中“高环境风险”的，还应满足环境风险防范措施要求、应急预案管理制度健全、近一年内未发生重大特大突
发环境事件要求；产品属于《环保名录》中“高污染”的，还应满足国家或地主污染物排放标准及已出台的超低排放要求、达到行业清洁生产先进水平、近一年内无因环境违法行为受到重大处罚的要求
发行人主营业务为电力、热力生产和经营，电力业务包含火力发电、水力发电、新能源发电，所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。经逐条比对《环境保护综合名录（2021年版）》，发行人已建、在建及拟建项目生产的产品不属于《环境保护综合名录（2021年版）》中规定的“高污染、高环境风险”产品。
九、发行人已建、在建、未来拟建设的项目以及本次募投项目涉及环境污染
的具体环节，主要污染物名称和排放量；募投项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力是否可以与募投项目实施后所产生的污染相匹配
（一）发行人主营业务已建、在建及拟建项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量
发行人电力业务中水电、风电和光伏发电属清洁能源，火力发电过程中产生的污染物主要是废水、废气和固废等。发行人火电企业涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量情况如下：
1、废气
（1）汉川一发
138主要污涉及环境是否
年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放
2022年二氧化硫排放量为
337.22吨，氮氧化物排放量为
2022否
979.33吨，烟尘排放量为
108.54吨。
二氧化排污许可证年许可排
2021年二氧化硫排放量为
硫、氮放量限值为：二氧化
燃料燃烧350.93吨，氮氧化物排放量为
2021氧化硫5960吨，氮氧化否
产生878.36吨，烟尘排放量为物、烟物5960吨，烟尘894
80.68吨。
尘吨。
2020年二氧化硫排放量为
389.91吨，氮氧化物排放量为
2020否
815.64吨，粉尘排放量为
64.12吨。
（2）汉川公司主要污涉及环境是否年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放
2022年二氧化硫排放量为
562.77吨，氮氧化物排放量为
2022否
969.98吨，烟尘排放量为
105.49吨。
二氧化排污许可证年许可排
2021年二氧化硫排放量为
硫、氮放量限值为：二氧化
燃料燃烧496.54吨，氮氧化物排放量为
2021氧化硫5250吨，氮氧化否
产生970.64吨，烟尘排放量为物、烟物3500吨，烟尘
85.33吨。
尘1050吨。
2020年二氧化硫排放量为
544.15吨，氮氧化物排放量为
2020否
941.23吨，粉尘排放量为
78.67吨。
（3）荆门公司主要污涉及环境是否年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放二氧化2022年二氧化硫排放量为排污许可证年许可排
硫、氮燃料燃烧385.50吨，氮氧化物排放量为放量限值为：二氧化
2022否
氧化产生892.63吨，烟尘排放量为硫720吨，氮氧化物物、烟94.34吨。1329吨，烟尘265
2021尘2021年二氧化硫排放量为吨。否
139主要污涉及环境是否
年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放
378.16吨，氮氧化物排放量为
773.15吨，烟尘排放量为
75.98吨。
2020年二氧化硫排放量为
332.442吨，氮氧化物排放量
2020否
为603.90吨，粉尘排放量为
41.05吨。
（4）长源一发主要污涉及环境是否年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放
2022年二氧化硫排放量为
134.98吨，氮氧化物排放量为
2022否
228.47吨，烟尘排放量为
17.31吨。
二氧化排污许可证年许可排
2021年二氧化硫排放量为
硫、氮放量限值为：二氧化
燃料燃烧112.11吨，氮氧化物排放量为
2021氧化硫432.04吨，氮氧化否
产生186.93吨，烟尘排放量为物、烟物751.75吨，烟尘
12.66吨。
尘160.72吨。
2020年二氧化硫排放量为
81.85吨，氮氧化物排放量为
2020否
143.54吨，粉尘排放量为9.76吨。
（5）青山公司主要污涉及环境是否年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放
2022年二氧化硫排放量为
328.33吨，氮氧化物排放量为
2022否
564.29吨，烟尘排放量为
二氧化排污许可证年许可排
66.65吨。
硫、氮放量限值为：二氧化燃料燃烧2021年二氧化硫排放量为
氧化硫955.84吨，氮氧化产生316.8吨，氮氧化物排放量为
2021物、烟物1663.16吨，烟尘否
539.78吨，烟尘排放量为
尘355.58吨。
61.41吨。
2020年二氧化硫排放量为
2020否
248.47吨，氮氧化物排放量为
140主要污涉及环境是否
年份染物名污染具体排放总量核定的排放总量超标称环节排放
461.01吨，粉尘排放量为
57.90吨。
（6）荆州公司涉及环境是否主要污染年份污染具体排放总量核定的排放总量超标物名称环节排放
2022年二氧化硫排放量2021-2022年排污许
为84.23吨，氮氧化物排可证年许可排放量限
2022否
放量为387.32吨，烟尘值为：二氧化硫排放量为59.43吨。876.42吨，氮氧化物二氧化2021年二氧化硫排放量1752.84吨，烟尘硫、氮氧燃料燃烧为119.95吨，氮氧化物350.56吨。
2021否
化物、烟产生排放量为438.38吨，烟2020年排污许可证尘尘排放量为35.45吨。年许可排放量限值
2020年二氧化硫排放量为：二氧化硫
为91.39吨，氮氧化物排3352.86吨，氮氧化
2020否
放量为406.54吨，粉尘物1676.44吨，烟尘排放量为34.01吨。502.92吨。
（7）随州公司
随州公司1号与2号机组在2020年至2022年间尚未正式投产运营，不存在废气排放情况。
2、废水
发行人火电企业产生的废水主要是生活污水、含油废水、含煤废水、工业废水等，其废水排放情况及处理措施如下：
（1）汉川一发
公司工业废水、生活污水、油库含油废水经处理站处理后用于工业水池补水；
脱硫废水送至汉川公司脱硫废水集中处理；含煤废水经处理后循环利用，用于厂区绿化、输煤栈桥冲洗及煤场喷淋，全厂实现废水零排放。
（2）汉川公司
公司工业废水经处理站处理后，用于全厂脱硫工艺用水及厂区绿化及地面冲
141洗；生活污水经处理后作为冷却塔补水；脱硫废水经过“预处理软化+膜浓缩减量+MVR 蒸发”处理，作为工业冷却水回用；含煤废水经处理后用于输煤栈桥冲洗及煤场喷淋，全厂已实现废水零排放。
（3）荆门公司
荆门公司工业废水经处理站处理后进入复用水池，用于灰场喷淋降尘、建材公司用水及输煤系统冲洗补水；含煤废水处理后循环使用，用于输煤栈桥冲洗；
脱硫废水经处理后回用于冲渣系统补水。生活污水经污水处理后通过市政官网进入城市污水厂统一处理，所有废水不直接对外排放。
（4）长源一发
长源一发工业废水经处理站处理后回用于输煤栈桥冲洗和循环水处理系统，脱硫废水处理设施处理后作为捞渣机的补水，生活污水经处理后回用至含煤废水回用水池；含煤废水处理站经过处理后回用于输煤栈桥冲洗，所有废水不直接对外排放。
（5）青山公司
青山公司生产废水经处理站处理后回用于工业水池补水和循排水处理系统，脱硫废水经处理设施处理后作为捞渣机补水，含煤废水经处理设施经过处理后回用至输煤栈桥冲洗，生活污水经污水处理站处理后收集至复用水池，作为脱硫系统工艺水箱补水，所有废水不直接对外排放。
（6）荆州公司荆州公司生活污水处理后回用于地面冲洗及厂区绿化。工业废水经废水处理站预处理后进入循环水排水处理系统处理，含煤废水经处理回用于煤场冲洗。循环排水处理系统采用“过滤+超滤+两级反渗透”工艺，经处理的清水进入冷却塔回用。二期脱硫废水采用“低温烟气处理脱硫废水”工艺，蒸发产生的水分回用于脱硫系统，全厂已实现废水零排放。
（7）随州公司
随州公司工业废水、生活污水实行清污分流、分类收集、分类处理，处理后全部回用，不外排。工业废水、含油废水处理后进入复用水池循环使用；脱硫废
142水采用中和（碱化）、絮凝处理，调节 pH 后回收复用；生活污水经处理后，用
作煤场喷洒、灰库区冲洗用水及绿化用水；含煤废水沉淀过滤处理后的循环使用，全厂在2023年投产后已实现废水零排放。
3、固废
发行人火电企业产生的固废主要是粉煤灰、炉渣、脱硫石膏等，上述副产品均已实现100%综合利用。粉煤灰的运输采用罐车密闭运输。炉渣、脱硫石膏等副产品的装运环节采取覆盖、喷淋等有效抑尘措施。发行人火电企业不存在固废等副产品对外直接排放的情形。
（二）发行人本次募投项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量，募投项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配发行人本次募集资金全部投向光伏发电项目。各募投项目实施后所产生的污染情况具体如下：
1、汉川市新能源百万千瓦基地二期项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 1.93m3/d，升压站内员工生活污水生活污水
706t/a
废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 1007.9m3/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 3.89t/a
固废 电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等固体废物
噪声 光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 55dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《汉川市新能源百万千瓦基地二期建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为799万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
143是否能够与
主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活运检人员生活污水是
污水处理装置（处理能力 1m3/h）处理后废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水太阳能电池板清洗废水是体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均固废电池板意外损坏时产生可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及是对逆变器等电子设备可按《电子废物污染设备支架等环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
选用低噪声设备，主变压器器身和油箱增噪声升压站加隔振装置，增加减震垫等，对外界的影是响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
2、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 2.052m3/d，升压站内员工生活污水生活污水
748.98t/a
废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 19152m3/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 4.38t/a
固废 电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等固体废物
噪声 升压站 噪声 不高于 55dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
144是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《汉川市新能源百万千瓦基地三期建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为357万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活运检人员生活污水是
污水处理装置（处理能力 1m3/h）处理后废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水太阳能电池板清洗废水是体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均固废电池板意外损坏时产生可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及是对逆变器等电子设备可按《电子废物污染设备支架等环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
选用低噪声设备，主变压器器身和油箱增噪声升压站加隔振装置，增加减震垫等，对外界的影是响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
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
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 0.4m3/d，升压站内员工生活污水生活污水
144t/a
废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 530.29m3/a
145主要污染物主要污染物名
涉及环境污染具体环节排放量类别称
运行检修定员5人，平均每运检人员生活垃圾 生活垃圾 人每天产生生活垃圾 1kg，固废 年产生量为 1.8t/a
电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等固体废物
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《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 建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为856.9万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活运检人员生活污水是
污水处理装置（处理能力 1m3/h）处理后废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水太阳能电池板清洗废水是体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均固废电池板意外损坏时产生可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及是对逆变器等电子设备可按《电子废物污染设备支架等环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且光伏阵箱逆变一体机是
噪声布置于箱体内，对外界的影响很小。
清洗太阳能板的小型清清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，是
146是否能够与
主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配
洗车 噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
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
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
升压站内员工生活污水 生活污水 生活污水量为 1.44m3/d废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 4380m3/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 10kg/d
固废 电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等固体废物
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 39dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为30万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活运检人员生活污水是
污水处理装置（处理能力 1m3/h）处理后废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水太阳能电池板清洗废水是体产生影响。
147是否能够与
主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均固废电池板意外损坏时产生可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及是对逆变器等电子设备可按《电子废物污染设备支架等环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且光伏阵箱逆变一体机是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
5、国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 0.43m3/d，办公生活用水生活污水
156m3/a
食堂废水量为 0.06m3/d，废水食堂用水食堂废水
24m3/a
光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 384m3/a
生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约 1.10t/a
I 类一般工业
废光伏组件 年产生废光伏组件约 15.5t/a固废固体废物废铅酸蓄电池危废废物约10年更换一次
废变压器油 危废废物 12.5t/a
光伏发电场 35KV 箱式变压器 噪声 不高于 45dB（A）噪声
主变运行时产生的噪声 噪声 65dB（A）
148（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电建设项目环境影响报告表（生态影响类）》，环保投资估算为276万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配
光伏组件清洗直接用水清洗，不添加清洗光伏组件清洗废水剂，可直接汇入鱼塘，对水产养殖不会产是生影响。
升压站内设置有隔油池、化粪池及地埋式废水一体化污水处理设备。食堂废水经隔油池生活污水、食堂废水处理后与生活污水一同接入化粪池，经化是粪池预处理后进入地埋式一体化污水处理设备处理。
生活垃圾收集后定期交由环卫部门清运生活垃圾是处理。
更换下来的废光伏组件不属于危险废物，废光伏组件、污水处理污收集后交由光伏组件供应商回收。化粪池固废是泥及地埋式一体化污水处理设备污水处理产生的污泥定期掏用作农肥。
废铅酸蓄电池更换后直接委托有资质单位处理。是废变压器油收集后委托有资质单位处理。是箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且箱式变压器是
布置于箱体内，对外界的影响较小升压站运营期间噪声主要来自主变运行
噪声 时产生的噪声，按主变 1m 处声压级未升压站厂界噪声 65dB（A）进行分析，厂界噪声预测值能 是够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》1类标准的要求。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
6、国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目
149（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 2.28m3/d，年升压站内员工生活污水生活污水
产生量为 832.2t/a废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 5600.4m3/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约为 2.73t/a
光伏组件年更换量为1%，I 类一般工业 本项目共有 462300 块光伏废光伏组件
固体废物 组件，每块重 25.5kg，产生固废 废光伏组件约 108.6t/a
220KV升压变压器及光伏场区的变 日常维护时废油产生量约为
废变压器油
压器维护及事故状态 2.2t/a废旧蓄电池产生量约为升压站运行废旧蓄电池
1.82t/7a
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补发电建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为503.4万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活运检人员生活污水是
污水处理装置（处理能力 1m3/h）处理后废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水太阳能电池板清洗废水是体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
固废交由厂家回收处置或交给有相应处置资废光伏组件是质的单位进行处置。
150是否能够与
主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配废变压器油交由具有相应处置资质的单位进行处置。是废旧蓄电池交由具有相应处置资质的单位进行处置。是箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且光伏阵箱逆变一体机是
布置于箱体内，对外界的影响很小噪声清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
7、国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 0.36m3/d，年生活污水生活污水
产生量为 131.4t/a废水光伏电板清洗废水产生量为光伏电板清洗废水悬浮物
632.84m3/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量为 0.75t/a
电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
产生量约 0.38t/a
玻璃、边框及设备支架等固体废物
计划10年更换一次，废蓄电废蓄电池危险废物
池产生量为 5.8t/a固废废变压器油产生量约为废变压器油危险废物
18t/a
一体化污水处理设备采用活
废活性炭危险废物性炭吸附除臭，废活性炭产生量约为 0.1t/a
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电建设项目环境影响
151报告表（生态影响类）》，环保投资估算为250万元，资金来源为本次发行的募集
资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池+化粪池+地埋式一体化生活运检人员生活污水是污水处理装置处理后回用于站内道路洒废水
水及绿化，不外排。
散排至光伏板底鱼塘，不会对周边水环境太阳能电池板清洗废水是造成污染。
运检人员生活垃圾生活垃圾经收集后交由环卫部门处理是
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均电池板意外损坏时产生固废可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及是对逆变器等电子设备可按《电子废物污染设备支架等环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
危废舱连锁暂存后交由有资质单位进行光伏阵箱逆变一体机是处置噪声清洗太阳能板的小型清采用专用收集桶临时贮存于危废舱后交是洗车由有资质单位处置。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
8、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 0.1m3/d，年产升压站内员工生活污水生活污水
生量为 36.5t/a废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 3096.86m3/a
固废 运检人员生活垃圾 生活垃圾 年产生量 0.3t，统一收集，
152主要污染物主要污染物名
涉及环境污染具体环节排放量类别称交由当地环保部门处置。
电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等固体废物
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
清洗车为流动声源，运行于噪声光伏阵列间，运行时间较短清洗太阳能板的小型清洗车噪声
且间断运行，对厂界外的影响很小。
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为315万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污运检人员生活污水水经化粪池至一体化污水处理设施处理是废水
后回用于站区内绿化浇洒，不外排。
太阳能电池板清洗废水用于种植区浇灌，不外排。是运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后交当地的环卫部门定期清运。
报废的光伏组件属于《国家危险废物名
录》(2021 版)中 HW49 其他废物中的“HW49 其他废物-废电路板（包括废电路板上附带的元器件、芯片、插件、贴脚等）”，废物代码为900-045-49，年报废固废电池板意外损坏时产生
量按0.01%计算，平均每块重量约为的电池板、玻璃、边框及是
31.6kg ， 报 废 的 光 伏 组 件 产 生 量 为
设备支架等
0.583t/a，收集后由生产厂回收，不排放。
本项目光伏电站方阵组件由单晶硅材料组成，寿命一般为25年左右，25年后产生废旧太阳能电池板收集后由生产厂回收，不排放。
噪声 光伏阵箱逆变一体机 箱变的噪声较小，不高于 45dB(A)，且布 是
153是否能够与
主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配
置于箱体内，对外界的影响很小。
清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，清洗太阳能板的小型清
运行时间较短且间断运行，对厂界外的影是洗车响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
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）
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染涉及环境污染具体环节主要污染物名称排放量物类别
COD、BOD5、氨氮、生活污水量为 0.36m3/d，年产升压站内员工生活污水
悬浮物、动植物油 生量为 131.4t/a废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 420m3/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约 1.10t/a
电池板意外损坏时产生的电池 I类一般工业固体废电池板一般不会损坏
固废板、玻璃、边框及设备支架等物
废变压器油 1.2t/a、废旧蓄电
废变压器油、废旧蓄电池危险废物
池 2.91t/a
不高于 55dB（A），夜间不高光伏阵箱逆变一体机噪声
于 45dB（A）噪声
昼间不高于 55dB（A），夜间清洗太阳能板的小型清洗车噪声
不高于 55dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《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）环境影响报告表》，环保投资估算为439万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配
154是否能够与
主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活运检人员生活污水是
污水处理装置（处理能力 1m3/h）处理后废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水太阳能电池板清洗废水是体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均电池板意外损坏时产生可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
固废的电池板、玻璃、边框及是对逆变器等电子设备可按《电子废物污染设备支架等环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
废变压器油、废旧蓄电池暂存于危废暂存
废变压器油、废旧蓄电池是间内，定期交由有相应资质单位处置。
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且光伏阵箱逆变一体机是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
10、国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量主要污染物主要污染物名涉及环境污染具体环节排放量类别称
生活污水量为 1.52m3/d，年升压站内员工生活污水生活污水
产生量为 554.8t/a废水光伏电板人工清洗废水产生人工清洗太阳能组件悬浮物
量为 1142.4m3/a
固废 运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约为 1.82t/a
155主要污染物主要污染物名
涉及环境污染具体环节排放量类别称
光伏组件年更换量为1%，I 类一般工业 本项目共有94290块光伏组废光伏组件
固体废物 件，每块重 25.5kg，产生废光伏组件约 22.16t/a
110KV升压变压器及光伏场区的变 日常维护时废油产生量约为
废变压器油
压器维护及事故状态 1.2t/a废旧蓄电池产生量约为升压站运行废旧蓄电池
1.82t/a
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目环境影响报告表》，环保投资估算为249.26万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与主要污染募投项目实
主要污染物类型污染情况、处理措施及处理能力物类别施后产生的污染相匹配光伏电站运行期运检人员产生的生活污
运检人员生活污水水经隔油池、一体化生活污水处理装置处是理后排入污水管网。
废水
清洗废水由太阳能电池板自然洒落，直接太阳能电池板清洗废水用于光伏电场下层空间植被的灌溉，不会是对周边水体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中运检人员生活垃圾是收集后定期清运。
交由厂家回收处置或交给有相应处置资固废废光伏组件是质的单位进行处置。
废变压器油交由具有相应处置资质的单位进行处置。是废旧蓄电池交由具有相应处置资质的单位进行处置。是箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且光伏阵箱逆变一体机是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
156综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
十、发行人最近36个月是否存在受到环保领域行政处罚的情况，是否构成
重大违法行为，或是否存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为
截至本回复出具日，发行人及其子公司最近36个月内未受到环境保护主管部门行政处罚，不存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为。
十一、募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形，请发行人承
诺募集资金不会用于高耗能、高排放项目
（一）补充流动资金用于偿还银行贷款的具体情况
本次向特定对象发行股票募集资金中的47668万元用于补充流动资金，具体将用于偿还以下范围内的银行贷款：
单位：万元债权人期限到期日余额借款资金用途
国家能源集团财务有限公司1年2024/1/1730000.00补充营运资金
国家能源集团财务有限公司1年2024/4/1930000.00补充营运资金
国家能源集团财务有限公司1年2024/5/8121500.00补充营运资金
国家能源集团财务有限公司1年2024/9/1930000.00补充营运资金上述银行贷款资金用于公司日常运营。发行人补充流动资金旨在满足业务发展的流动资金需求，优化资本结构，提升资本实力。本次募集资金中用于补充流动资金部分将全部用于偿还银行贷款，不足部分由公司使用自有资金偿还。
（二）募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形根据《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》（环环评〔2021〕45号）的规定，“两高”项目暂按煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼、建材等六个行业类别统计，后续对“两高”范围国家如有明确规定的，从其规定。根据《国家发展改革委、工业和信息化部等部门关于发布的通知》（发改产业〔2021〕
1609 号）的规定，能效标杆水平和基准水平的高耗能行业重点领域包括 C25 石
157油、煤炭及其他燃料加工业、C26 化学原料和化学制品制造业、C30 非金属矿物
制品业、C31 黑色金属冶炼和压延加工业、C32 有色金属冶炼和压延加工业行业中的部分小类行业。根据《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕22号）、《坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划（》工信部节〔2018〕
136号）等文件的规定，“高排放”行业涉及钢铁、建材、焦化、铸造、有色、电
解铝、化工等行业。
发行人所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主营业务为电力、热力生产和销售，业务板块主要包括火电、水电、新能源发电和售热业务，本次募集资金除补充流动资金部分以外全部投向光伏发电项目，不属于上述“高耗能”“高排放”行业，本次募集资金中用于补充流动资金部分将全部用于偿还银行贷款，补充公司营运资金，亦不涉及上述“高耗能”“高排放”行业。
（三）募集资金是否存在变相用于限制类、淘汰类产业的情形发行人已建、在建及拟建项目包括水电、火电、新能源发电项目等。根据《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订），其中与发行人主营业务相关的限制类、淘汰类产业内容如下：
序号类别行业内容
1、大电网覆盖范围内，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿
限制
1三、电力冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机
类
组2、无下泄生态流量的引水式水力发电
一、落后生产淘汰1、不达标的单机容量30万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综
2工艺装备类合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组
（三）电力
发行人在建及拟建项目均不涉及上述限制类、淘汰类产业。发行人本次募集资金除补充流动资金部分以外全部投向光伏发电项目，不涉及上述限制类、淘汰类产业，用于补充流动资金部分全部用于偿还银行贷款，补充公司营运资金，亦不涉及上述限制类、淘汰类产业。因此，发行人募集资金不涉及上述限制类、淘汰类产业，亦不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业的情形。
（四）发行人承诺募集资金不会用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项目
2023年5月29日，国家能源集团长源电力股份有限公司召开第十届董事会
第十四次会议审议通过了向特定对象发行股票的相关议案，明确本次向特定对象
158发行股票的募集资金用途包括：汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新
能源百万千瓦基地三期项目、国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地
二期 100MW 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
光伏电站、国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源谷城县
冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目、国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互
补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目、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）、国电长源谷城
县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目、补充流动资金。
发行人承诺：募投项目中“补充流动资金”将全部用于偿还银行贷款，本次募集资金不会直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项目。
综上所述，发行人本次发行募集资金不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项目的情形。
十二、中介机构核查情况
（一）核查程序
针对上述问题，保荐人、发行人律师履行了以下核查程序：
1、查阅了《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订）《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》《2015年各地区淘汰落后和过剩产能目标任务完成情况》《关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》《2020年煤电化解过剩产能工作要点》等文件的相关规定；查阅了湖北省能源局《关于2020年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》《关于2022年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》；查询了与发行人所属行业密切相关的国家产业政策；
2、查询了《新时代的中国能源发展》、发行人项目所在地能源消费双控的相关政策以及项目符合所在地能源消费双控的相关文件；查询了《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》《固定资产投资项目节能审查办法》《国家发展改革委关于印发的通知》等文件的相关规定；查阅
了发行人项目的《节能评估报告》及主管行政机关出具的《节能审查意见》；
1593、查阅了《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的相关规定；
4、取得了发行人已建、在建、拟建项目清单；查阅了《环境影响评价法》
《建设项目环境影响评价分类管理名录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》和项目所在地对环境影响评价实施分级审批的相关规定、项目备案及环评批复等文件；
5、查阅了《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发[2018]22号）和项目所在地的相关规定；取得并查阅了发行人项目实施主体现有
的《排污许可证》；
6、查阅了《高污染燃料目录》以及发行人项目所在地关于高污染燃料禁燃
区的相关规定；
7、查阅了《排污许可管理条例》《固定污染源排污许可分类管理名录》等文
件的相关规定；取得并查阅了发行人项目实施主体现有的《排污许可证》；
8、查阅了《环境保护综合名录（2021年版）》中的“高污染、高环境风险”
产品目录；
9、取得并查阅了发行人火电项目的环境影响报告表或烟气排放连续监测系
统数据、发行人本次募投项目的环境影响报告表；
10、取得并查阅发行人及其子公司环保主管部门出具的证明；登陆发行人项
目所在地生态环境局网站查询发行人报告期内环保合规情况；
11、查阅了《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》（环环评〔2021〕45号）《国家发展改革委、工业和信息化部等部门关于发布的通知》（发改产业〔2021〕1609号）《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕22号）《坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》（工信部节〔2018〕136号）《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订）等相关文件的规定；
12、取得并查阅了发行人借款台账，核查补充流动资金拟用于偿还的银行贷
160款的具体情况。
（二）核查意见经核查，保荐人、发行人律师认为：
1、除发行人湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目所使用的湿冷发电机组为限制类产业外，发行人其他项目不涉及《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订）所规定的限制类及淘汰类产业；发行
人已建、在建及拟建项目不属于电力行业中的落后产能，符合国家产业政策；
2、除不涉及项目所在地能源消费双控要求的水电、新能源发电项目以外，
发行人火电项目满足项目所在地能源消费双控要求；除不适用固定资产投资项目
节能审查的项目外，发行人已建、在建和拟建项目已按规定取得固定资产投资项目节能审查意见；
3、发行人已建、在建及拟建项目不存在新建燃煤自备电厂的情况，不适用
《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的规定；
4、发行人已建、在建及拟建项目已向投资主管部门履行备案程序，已按照
环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环境影响评价批复或政府部门的说明文件；
5、发行人已建、在建、拟建的项目不属于国务院文件列明的大气污染防治
重点区域内的耗煤项目。发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内的耗煤项目，其中已建项目因建设完成时间较早，不适用煤炭等量或减量替代要求，在建荆州二期扩建项目已按照属地环保部门要求实行比煤炭等量/减量替代更严格的煤炭的倍量替代；
6、发行人耗煤项目汉川公司、汉川一发、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司、随州公司的项目建设地虽在相应地市人民政府根据《高污染燃料目录》
划定的高污染燃料禁燃区内，但属于依法依规批准建设的除外情形，可以正常生产；发行人其他项目不涉及燃用高污染燃料；
7、发行人已建、在建、拟建及本次募投项目中，需办理排污许可证的项目均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证，不存在违反《排污许可管理条
161例》第三十三条规定的情形；
8、发行人已建、在建及拟建项目生产的产品不属于《环境保护综合名录（2021年版）》中规定的高污染、高环境风险产品；
9、发行人已建、在建及拟建项目涉及环境污染主要是火电项目，具体环节
主要为燃料燃烧过程，主要污染物包括废水、废气和固废；发行人已根据本次募投项目各类污染物排放量合理规划污染物处置方式，相应的资金计划来源于本次募集资金及自有或自筹资金，并且针对本次募投项目污染物排放所采取的环保措施及防治措施充分，主要处理设施及处理能力与本次募投项目实施后所产生的污染相匹配，处理后的污染物可以达到排放标准，符合环境保护法律法规的要求；
10、发行人最近36个月不存在受到环保领域行政处罚的情况，发行人不存
在导致严重环境污染或严重损害社会公共利益的违法行为；
11、发行人本次发行募集资金不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类
产业以及高耗能、高排放项目的情形。
162其他问题
请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对策、发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行梳理排序。
同时，请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，也请予以书面说明。
回复：
一、请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对策、发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行梳理排序
公司已在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则重新撰写了与本次发行及公司自身密切相关的重要风险因素，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行了梳理排序。
二、请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒
体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，也请予以书面说明发行人已关注媒体报道情况，并出具了《国家能源集团长源电力股份有限公司关于向特定对象发行股票的媒体报道之情况说明》。
保荐人已对媒体报道情况进行了核查，并出具了《中信建投证券股份有限公司关于国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发行股票的媒体报道之核查报告》。
163保荐机构总体意见
对本回复材料中的公司回复（包括补充披露和说明的事项），本机构均已进行核查，确认并保证其真实、完整、准确。
164（本页无正文，为国家能源集团长源电力股份有限公司《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的回复》之签章
页）国家能源集团长源电力股份有限公司年月日
165发行人董事长声明
本人作为国家能源集团长源电力股份有限公司的董事长，现就本次审核问询函的回复郑重声明如下：
“本人已认真阅读国家能源集团长源电力股份有限公司本次审核问询函的回复的全部内容，确认本次审核问询函的回复不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时性承担相应法律责任。”发行人董事长签名：
王冬国家能源集团长源电力股份有限公司年月日166（本页无正文，为中信建投证券股份有限公司《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的回复》之签字盖章页）
保荐代表人签字：
周百川冯强中信建投证券股份有限公司年月日
167关于本次问询意见回复报告的声明
本人已认真阅读国家能源集团长源电力股份有限公司本次问询意见回复报
告的全部内容，了解报告涉及问题的核查过程、本公司的内核和风险控制流程，确认本公司按照勤勉尽责原则履行核查程序，问询意见回复报告不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时性承担相应法律责任。
法定代表人/董事长签名：
王常青中信建投证券股份有限公司年月日
168附件：发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况
序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件
一、火电项目
1987年，项目经国家计委批准建设，批复对象汉川电厂一期湖北省环保局《关于汉川电厂一期国电长源汉川第为华中电力局，当时汉川电厂并未成立，因此
1 2×300MW 亚临界燃煤 已建 工程环保验收和二期工程环评的
一发电有限公司汉川电厂没有批复文件存档，仅能以湖北省电注发电项目注1意见》鄂环管〔1993〕8号
2
力局编制的汉川厂史进行佐证湖北省环境保护局《关于中外合资汉川电厂二期国家计划委员会《关于湖北汉川电厂二期扩建国电长源汉川第汉川电厂二期工程补充环境影响
2 2×300MW 亚临界燃煤 已建 工程项目建议书的批复》计能源〔1993〕629一发电有限公司报告书的批复》鄂环管〔1993〕94发电项目号号中华人民共和国环境保护部《关于湖北国电汉川电厂三《国家发展改革委关于湖北国电汉川电厂三国能长源汉川发国电汉川电厂三期工程环境影响
3期第一台机组扩建工已建期扩建工程项目核准的批复》发改能源〔2010〕电有限公司报告书的批复》环审〔2009〕260程项目1677号号中华人民共和国环境保护部《关于湖北国电汉川电厂三《国家发展改革委关于湖北国电汉川三期第2国能长源汉川发湖北国电汉川三期第2台100万千
4期第二台机组扩建工已建台机组扩建工程项目核准的批复》发改能源
电有限公司瓦机组扩建项目环境影响报告书
程项目〔2014〕1372号的批复》环审〔2014〕58号《省生态环境厅关于的批复》鄂环审〔2023〕32号《省生态环境厅关于的批复》
（1×1000MW）项目 改审批服务〔2022〕454 号
鄂环审〔2023〕31号7国能长源荆门发荆门电厂三期已建《国家发展改革委关于湖北荆门电厂三期扩国家环境保护总局《关于荆门热电
169序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件电有限公司 2×600MW 超临界燃煤 建工程核准的批复》发改能源〔2005〕527 号 厂三期扩建工程(2X600MW)环境发电项目影响报告书重新审核意见的复函》
环审〔2003〕200号国电青山热电有限公《关子国电青山热电有限公司“上《国家发展改革委关于湖北青山热电有限公国能长源武汉青司“上大压小“一期大压小”期(2×300兆瓦级)热电联
8已建司“上大压小”扩建工程核准的批复》发改能源山热电有限公司 2×350MW 超临界热电 产工程环境影响报告书的批复》环
〔2009〕2822号
联产项目审〔2009〕87号国务院经济贸易办公室《关于湖北省青山热电湖北省青山热电厂“以厂技术改造工程项目建议书的批复》国经贸改国家环境保护局《关于青山热电厂国电长源第一发9 大代小”1×300MW 亚 已建 （1992）262 号、《湖北省电力工业局关于青山 改建工程环境影响报告书审批意电有限责任公司临界燃煤发电项目热电厂以大代小工程开工的批复》鄂电基见的复函》环监〔1993〕064号
〔1993〕126号国家环境保护总局《关于国电沙市国电长源荆州热电一《国家发展改革委关于湖北国电沙市热电厂国能长源荆州热热电厂2×300兆瓦热电联产工程
10 期 2×300MW 亚临界燃 已建 异地新建工程项目核准的批复》发改能源电有限公司环境影响报告书审查意见的复函》
煤发电项目〔2007〕2125号
环审〔2005〕567号湖北省生态环境厅《省生态环境厅国电长源荆州热电二《省发改委关于国电长源荆州热电二期扩建国能长源荆州热关于国电长源荆州热电二期扩建
11 期 2×350MW 超临界燃 在建 项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2020〕266电有限公司项目环境影响报告书的批复》鄂环煤发电项目号
审〔2020〕280号湖北省环境保护厅《关于华能随州电厂 2×660MW 新建工程环境影响报告书的批复》（鄂环审〔2015〕国家能源集团随州火《湖北省发改委关于国家能源集团随州火电190号）国能长源随州发电项目12在建项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2020〕102建设单位变更为长源公司：《省生电有限公司 （2×660MW 超超临界号 态环境厅关于随州电厂 2×600MW燃煤发电）新建工程环评批复变更建设单位等有关意见的函》（鄂环函〔2020〕注
125号）3
170序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件
二、水电项目湖北省环境保护局《关子的批复》鄂环函国电湖北电力有
〔2002〕74号限公司鄂坪水电湖北省环境保护局《关于的批复》鄂环函
〔2005〕356号
〔2002〕74号湖北省环境保护局《关于湖北省竹白沙河水电站1#、2#《省发展改革委关于竹溪县白沙河水电站项溪县白沙河水电站工程环境影响
15已建
机组（2×25MW） 目核准的通知》鄂发改能源〔2009〕513 号 报告书审查意见的函》鄂环函
〔2005〕450号湖北省环境保护局《关于湖北省竹《省发展改革委关于竹溪县大峡水电站工程国能长源十堰水大峡水电站1#、2#机组溪县大峡水电站工程环境影响报
16已建可行性研究报告（代核准）的批复》鄂发改能电开发有限公司 （2×10MW） 告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕
源〔2004〕931号
187号湖北省环境保护局《关于湖北省竹红岩二级水电站1#、2#《省发展改革委关于竹溪县红岩二级水电站溪县红岩Ⅱ级水电站工程环境影响
17机组已建枢纽工程可行性研究报告的批复》鄂发改能源报告书审查意见的函》鄂环函
（2×9MW） 〔2004〕653 号
〔2005〕189号湖北省环境保护局《关于湖北省利《省发展改革委关于利川市龙桥水电站项目川市龙桥电站工程环境影响报告
18龙桥水电站已建核准的通知》鄂发改能源〔2005〕740号书审查意见的函》鄂环函〔2005〕国能长源恩施水
300号
电开发有限公司湖北省环境保护局《关于湖北省恩《省发展改革委关于恩施市罗坡坝水电站项施市罗坡坝水电站环境影响报告
19罗坡坝已建目核准的批复》鄂发改能源〔2005〕335号书审查意见的函》鄂环函〔2005〕
69号
171序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件恩施州保护局《关于湖北省利川市《省发展改革委关于利川市云口水电站项目云口水电站工程（变更）环境影响
20云口水电站已建核准的通知》鄂发改能源〔2007〕188号报告书的批复》恩州环审〔2016〕
48号湖北省环境保护厅《关于来凤县塘湖北省发展计划委《关于来凤县塘口水电站扩口水电站扩机增容工程环境影响
21塘口水电站已建机增容工程可行性研究报告的批复》鄂计基础报告书的批复》鄂环函〔2009〕128
〔2001〕1243号号湖北省环境保护局《关于湖北省建《省发展改革委关于建始县野三河水电站项始县野三河电站扩建工程环境影
22野三河水电站已建目核准的通知》鄂发改能源〔2006〕1139响报告书审查意见的复函》鄂环函
〔2006〕396号恩施州环保局《关于对利川长顺电湖北省计划委《关于利川市长顺水电站设计任
23长顺水电站已建站的审查意见》恩务书的批复》鄂计工字（88）第755号
州环文[2002]35号
24龙王塘水电站已建
25高桥水电站已建
26雪照河水电站已建
27大河片水电站已建
28断明峡水电站已建29新峡一级水电站已建恩施州发改委《关于恩施州农电体制改革发电恩施州环保局《关于恩施州农电体
30龙头沟三级水电站已建资产包所属电站的合法性等有关问题的说明》制改革发电资产包电站所涉及环
注注
31龙头沟二级水电站已建4境保护有关问题的意见》5
32白泉河水电站已建
33两河溪水电站已建
34四十二坝一级水电站已建
35四十二坝二级水电站已建
36四十二坝三级水电站已建
172序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件
37四十二坝四级水电站已建
38伍家河七级水电站已建
39伍家河六级水电站已建
40云龙河水电站已建
41马尾沟六级水电站已建
42射渡河水电站已建
43二龙山水电站已建
44小溪河水电站已建
45竹园水电站已建
46天电已建
47车坝一级已建
48车坝二级已建
49车坝三级已建
50马鞍槽已建
51排沙沟二级水电站已建
三、风电项目随州市环境保护局《关于对湖北广《省发展改革委关于国电广水中华山风电场国能长源湖北新国电长源广水中华山水中华山风电场工程环境影响报
52已建工程项目核准的通知》鄂发改审批服务〔2012〕能源有限公司风电项目告表的审批意见》随环建审〔2012〕
586号
139号随州市环境保护局《关于对国电湖《省发展改革委关于国电广水乐城山风电场国能长源湖北新长源公司广水乐城山北电力有限公司广水乐城山风电
53已建工程项目核准的通知》鄂发改审批〔2013〕1097
能源有限公司风电项目场项目环境影响报告表的审批意号见》随环建审〔2013〕58号《省发展改革委关于国电广水吉阳山风电场《省环保厅关于湖北广水吉阳山国能长源湖北新长源电力湖北广水吉
54已建工程项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2016〕风电场工程环境影响报告书的批
能源有限公司阳山风电项目
489号复》鄂环审〔2016〕268号55国能长源湖北新国电广水中华山风电已建《省发展改革委关于国电广水中华山风电场随州市环境保护局《关于对国电长
173序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件能源有限公司场二期工程项目二期工程项目核准的批复》鄂发改审批服务源广水风电有限公司湖北广水中
〔2017〕401 号 华山二期（49.5MW）风电项目环境影响报告表的审批意见》随环建
审〔2017〕126号随州市生态环境局广水市分局《关广水市发展和改革局《关于国电广水乐城山风国能长源湖北新国电广水乐城山风电于国电广水乐城山风电场二期项
56已建电场二期项目核准的批复》广发改审批服务能源有限公司场二期项目目环境影响报告表的审批意见》随
〔2020〕649号
环广建审〔2021〕7号孝感市生态环境局安陆市分局《国安陆市发展和改革局《关于国电安陆赵棚风电电长源广水风电有限公司安陆赵国能长源安陆新国电安陆赵棚风电场
57已建场项目核准的批复》安发改审批〔2020〕307棚风电场项目环境影响报告表的
能源有限公司项目号审批意见》安环建函〔2021〕12号
四、光伏项目孝感市生态环境局汉川市分局《关国能长源汉川市华严于国能长源汉川市华严农场国能长源汉川发《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
58 农场 100MW 渔光互补 已建 100MW 渔光互补光伏发电一期项电有限公司案项目代码：2105-420984-04-01-274271）光伏发电一期项目目环境影响报告表的批复》川环函
[2021]160号孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长源汉川市汈汊湖养殖场
100MW 渔光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》川环函国能长源汉川发汉川市新能源百万千《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备[2021]161号、孝感市生态环境局
59在建电有限公司瓦基地二期项目案项目代码：2205-420984-04-01-545960）汉川市分局《关于国能长源汉川市华严农场 100MW 渔光互补光伏发电三期项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]76号、孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长
174序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件
源汉川市华严农场 100MW 渔光互补光伏发电二期项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]77号、孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长源汉川市麻河镇 200MW渔光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]78号孝感市生态环境局汉川市分局《关国能长源汉川发汉川市新能源百万千《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备于汉川市新能源百万千瓦基地三
60在建电有限公司瓦基地三期项目案项目代码：2205-420984-04-01-894348）期项目环境影响报告表的批复》川
环函[2022]138号随州市生态环境局随县分局《关于国能长源随州市随县对国能长源随州市随县百万千瓦国能长源随县新百万千瓦新能源多能《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
61 拟建 新能源多能互补基地二期 100MW能源有限公司 互补基地二期 100MW 案项目代码：2303-421321-04-05-286520）项目环境影响报告表的审批意见》项目
随环随建审[2023]9号随州市生态环境局随县分局《关于国能长源随州市随县对国能长源随州市随县百万千瓦国能长源随县新百万千瓦新能源多能《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
62 在建 新能源多能互补基地一期 400MW能源有限公司 互补基地一期 400MW 案项目代码：2107-421321-04-05-645995）项目环境影响报告表的审批意见》项目
随环随建审[2022]4号荆门市生态环境局钟祥分局《关于国能长源荆门市源网的批复》钟环
函[2022]52号国能长源汉川新国电汉川市南河乡《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备孝感市生态环境局汉川市分局《关
64已建能源有限公司 100MW 渔光互补光伏 案项目代码：2020-420984-44-03-018864） 于国电汉川市南河乡 100MW 渔光
175序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件
发电项目互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》川环函〔2020〕142号《潜江市生态环境局关于国能长国能长源潜江浩口国能长源潜江新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏
65 200MW 渔光互补光伏 在建能源有限公司案项目代码：2203-429005-04-05-959676）发电项目环境影响报告表的批复》发电项目
潜环评审函[2022]116号襄阳市生态环境局谷城分局《关于国能长源谷城县冷集国能长源谷城新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 国能长源谷城县冷集镇 230MW 农
66 镇 230MW 农光互补光 拟建能源有限公司案项目代码：2204-420625-04-01-949063）光互补光伏发电项目环境影响报伏发电项目告表的批复》谷环评审[2023]12号襄阳市生态环境局谷城分局《关于国电长源谷城县盛康国能长源谷城新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 国电长源谷城县盛康镇 50MW 农
67 镇 50MW 农光互补光 在建能源有限公司案项目代码：2201-420625-04-01-984166）光互补光伏发电项目环境影响报伏发电项目告表的批复》谷环评审[2023]7号恩施州生态环境局巴东县分局《关国能长源巴东县沿渡于国能长源巴东县沿渡河镇国能长源巴东新《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
68 河镇 100MW 农光互补 在建 100MW 农光互补光伏发电项目环能源有限公司案项目代码：2205-422823-04-01-547808）光伏发电项目境影响报告表的批复》巴环审
[2023]1号荆州市生态环境局《关于国能长源国能长源荆州市纪南荆州热电有限公司国能长源荆州国能长源荆州新《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
69 镇 100MW 渔光互补光 在建 市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发能源有限公司案项目代码：2204-421003-89-05-817438）伏发电项目电项目环境影响报告表的批复》荆
环审文[2023]7号《建设项目环境影响登记表》（备国家能源集团长国电长源荆门热电厂《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案号：202142080400000042，该项
70 源电力股份有限 5.5MW 厂区分布式光 已建案项目代码：2104-420804-89-01-163173）目为分布式项目，适用备案登记制公司荆门热电厂伏发电项目度。）71国家能源集团长国电长源荆门热电厂已建《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备《建设项目环境影响登记表》（备
176序号运营主体项目名称项目类型项目审批、核准、备案手续环评批复文件源电力股份有限 5.8MW 厂区分布式光 案项目代码：2104-420804-89-01-757830） 案号：202142080400000043，该项
公司荆门热电厂伏发电项目目为分布式项目，适用备案登记制度。）荆门市生态环境局掇刀分局《关于国能长源荆门市源网国能长源掇刀区麻城镇荆门市源国能长源荆门新荷储百万千瓦级新能《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备网荷储百万千瓦级新能源基地掇
72在建
能源有限公司 源基地掇刀子项目光 案项目代码：2107-420804-89-01-701217) 刀 200MW 子项目光伏电站环境影伏电站影响报告表的审批意见》荆环掇审
[2021]101号荆门市生态环境局屈家岭分局《关国能长源荆门屈家岭国能长源荆门屈于国能长源荆门屈家岭罗汉寺罗汉寺 70MW 农光互 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备73 家岭新能源有限 在建 70MW 农光五补光伏发电项目（一补光伏发电项目（一案项目代码：2112-420851-89-05-303759）公司期）环境影响报告表的批复》屈环
期）
文[2022]18号荆州市生态环境局石首市分局《关国家能源集团石首高《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备于国能长源石首综合能源有限公国能长源石首综
74陵农光互补光伏发电在建案项目代码：2102-421081-04-05-685724）司石首高陵农光互补光伏发电项
合能源有限公司项目目环境影响报告表的审查意见》石
环审[2021]45号荆州市生态环境局《关于国家能源国能长源公安狮子口国能长源公安县 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 集团公安狮子口 100MW 农光互补
75 100MW 农光互补光伏 已建新能源有限公司案项目代码：2103-421022-04-01-303503）光伏发电项目环境影响报告表的发电项目批复》荆环审文〔2022〕23号《建设项目环境影响登记表》（备岚图汽车科技有限公国能长源武汉青《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案号：202142011300000707，该项
76 司 19.97MW 分布式光 已建山热电有限公司案项目代码：2107-420113-04-01-677138）目为分布式项目，适用备案登记制伏发电项目度。）注1：序号1汉川电厂一期发电项目，建设于1987年，从湖北省电力局编制的汉川厂史可确认该项目经国家计划委员会批准建设；
注2：序号1汉川电厂一期发电项目，建设于1987年，环境影响评价法尚未施行（2003年9月1日起施行），因此无环评批复文件，根据湖北省环保局
177《关于汉川电厂一期工程环保验收和二期工程环评的意见》中一期环评验收意见可说明其环境影响评价合格；
注3：序号12国家能源集团随州火电项目，原建设单位为中国华能集团有限公司，取得环评批复，后建设单位变更为长源公司，取得环评批复变更意见函；
注4：序号24-序号51水电站系2012年从恩施州国资委购得恩施州农电体制改革发电资产，据恩施土家族苗族自治州发展和改革委员会专门出具《关于恩施州农电体制改革发电资产包所属电站的合法性等有关问题的说明》，对已建成投运的电站项目，合法性予以认可；
注5：序号24-序号51水电站系2012年从恩施州国资委购得恩施州农电体制改革发电资产，据恩施土家族苗族自治州环境保护局专门出具《关于恩施州农电体制改革发电资产包电站所涉及环境保护有关问题的意见》，对已建成投运的电站项目，予以认可，不需补办建设项目环境影响评价文件。
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