股票简称：福能股份 股票代码：600483

关于福建福能股份有限公司向不特定对象发行可转换公司债券申请文件的审核问询函的回复

保荐机构（主承销商）

（福州市湖东路268号）二零二四年十二月

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上海证券交易所：

贵所于2024年11月11日出具的《关于福建福能股份有限公司向不特定对象发行可转换公司债券申请文件的审核问询函》（上证上审（再融资）〔2024〕262号）以下简称“审核问询函”）已收悉。福建福能股份有限公司（以下简称“发行人”、“公司”或“福能股份”）会同兴业证券股份有限公司（以下简称“保荐机构”或“兴业证券”）、北京市中伦律师事务所（以下简称“发行人律师”）、致同会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“会计师”或“申报会计师”）对审核问询函所列问题进行了逐项核查，现回复如下，请审核。

如无特殊说明，本审核问询函回复中使用的简称与《福建福能股份有限公司向不特定对象发行可转换公司债券募集说明书》中简称具有相同含义。

本审核问询函回复中的字体代表以下含义：

在本审核问询函问题回复中，若合计数与各分项数值相加之和在尾数上存在差异，均为四舍五入所致。

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目录

目录 ...... 2

问题1 关于本次募投项目 ...... 3

问题2 关于融资规模与效益预测 ...... 25

问题3 关于经营情况 ...... 62

问题4 关于资产 ...... 83

问题5 关于关联交易 ...... 106

问题6 关于财务性投资 ...... 119

问题7 关于其他 ...... 128

保荐机构关于发行人回复的总体意见 ...... 132

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问题1 关于本次募投项目根据申报材料，1）本次拟向不特定对象发行可转换公司债券募集资金总额不超过39亿元，用于“泉惠石化工业区2×660MW超超临界热电联产项目”和“福建省仙游木兰抽水蓄能电站项目”，该两个项目总投资额为153.68亿元；2）“福建省仙游木兰抽水蓄能电站项目”属于水电业务，发行人报告期内水电业务尚未产生收入，也未曾与第三方合作过水力发电项目；该项目仅取得了福建省人民政府的农用地转用批复及临时用地批复，尚未取得项目建设用地权属证书；3）本次募投项目实施主体均为公司控股子公司，少数股东均同比例增资。

请发行人披露：“福建省仙游木兰抽水蓄能电站项目”用地的计划、取得土地的最新具体安排、进度，是否符合土地政策、城市规划，募投项目用地落实的风险；如无法取得募投项目用地拟采取的替代措施以及对募投项目实施的影响等。请发行人说明：（1）本次募投项目的具体建设内容、经营模式，与现有主营业务的区别与联系，发行人是否有投资运营募投项目相关业务的经验，是否涉及新业务、新技术，本次募投项目是否投向主业；结合发行人在人员、技术、设备、经验等方面的储备，说明募投项目实施的可行性，并对上述情况进行风险提示；（2）本次募投项目剩余资金缺口的资金来源、落实进展及是否存在重大不确定性；（3）控股子公司的主营业务、法人治理结构及经营情况，是否为实施本次募投项目而新设的公司，发行人与其他股东合作的原因、合作模式及运行机制，其他股东同比例增资的价格，是否属于关联方。请保荐机构对上述事项核查并发表明确意见，请发行人律师对（3）核查并发表明确意见，并请保荐机构和发行人律师就发行人是否符合《监管规则适用指引——发行类第6号》第4条、第8条的相关规定发表明确意见。回复：

一、发行人披露

发行人已于募集说明书“第七节 本次募集资金运用”之“五、募投项目的用地情况”中补充披露如下：

“1、福建省仙游木兰抽水蓄能电站项目用地情况

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（1）用地计划

本募投项目建设征地影响土地总面积共277.2661公顷，包括永久占地

204.6061公顷，临时用地72.66公顷，其中：永久占用集体土地192.2523公顷、国有土地12.3538公顷；临时使用集体土地72.66公顷。另外，从地类占比情况看，本募投项目建设征地主要地类为林地、耕地和园地，其中林地占比为

87.86%，耕地和园地占比为6.38%，三者合计占比为94.24%。

（2）取得土地的最新具体安排、进度

本募投项目涉及临时用地和农用地转用手续，根据《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共和国土地管理法实施条例》《建设项目用地预审管理办法》《建设用地审查报批管理办法》《福建省临时用地管理办法》等相关规定，其需履行的审批程序及取得土地的最新安排和进度情况如下：

（3）募投项目用地符合土地政策、城市规划

根据莆田市自然资源局出具的《莆田市自然资源局关于福建省仙游木兰抽水蓄能电站建设用地预审意见的函》（莆自然资审〔2023〕1号），其原则性同意本项目用地预审。

根据《福建省人民政府办公厅关于印发福建省“十四五”能源发展专项规

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划的通知》（闽政办〔2022〕30号），本募投项目已列入专项规划，属福建省“十四五”期间重点推进的基础能源提质提效工程之一。

此外，截至本募集说明书出具之日，本募投项目已取得临时用地批复，永久用地也已取得福建省政府农用地转用批复。

因此，募投项目用地符合土地政策和城市规划。

（4）募投项目用地落实风险情况，如无法取得募投项目用地拟采取的替代措施以及对募投项目实施的影响等

截至本募集说明书出具之日，本募投项目已取得临时用地批复，永久用地也已取得福建省政府农用地转用批复，后续以划拨方式取得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，不会对募投项目正常实施产生不利影响。”

二、发行人说明

（一）本次募投项目的具体建设内容、经营模式，与现有主营业务的区别与联系，发行人是否有投资运营募投项目相关业务的经验，是否涉及新业务、新技术，本次募投项目是否投向主业；结合发行人在人员、技术、设备、经验等方面的储备，说明募投项目实施的可行性，并对上述情况进行风险提示；

1、泉惠热电联产项目

（1）具体建设内容

本募投项目拟建设2台660MW超超临界抽凝供热机组，同步建设高效除尘、烟气脱硫、脱硝装置及全厂公用设施等。

（2）经营模式

①采购模式

本募投项目的原材料主要系煤炭，其采购模式与公司在运的福建区域燃煤电厂一致，即根据公司年度煤炭耗用计划，制定年度煤炭订货方案，确定重点煤炭供应商和供应量，并进行采购。

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②生产模式

本募投项目同时生产电力和热力，其生产模式与公司在运的热电联产机组一致，即燃烧煤炭将水加热成蒸汽，利用蒸汽压力推动汽轮机旋转，并进一步带动发电机旋转产生电力；同时，将部分蒸汽导入热力供应系统。

③销售模式

本募投项目的销售模式与公司在运的热电联产机组一致，具体如下：

1）电力产品

募投项目实施主体与国网福建省电力有限公司签署购售电协议，按上网电量和上网电价结算。

2）热力产品

募投项目实施主体与工业蒸汽用户直接签订供热合同，并根据工业蒸汽用户需求通过管道供热，按供热量和供热价格结算。供热价格基于当地政府发布的指导价格与客户协商确定。

（3）与现有主营业务的区别与联系

本募投项目与公司在运的鸿山热电项目、龙安热电项目和晋南热电项目均为热电联产项目，其产品种类、运行原理、经营模式和客户群体等基本一致。此外，本募投项目建成投产后将进一步增加公司热电联产装机规模，巩固公司福建省内供热龙头地位，助力公司高质量发展。

（4）发行人投资运营募投项目相关业务的经验

截至2024年9月30日，公司在运的发电（含热电联产）项目共33个，控股运营总装机规模607.73万千瓦；其中热电联产项目共3个，总装机规模134.11万千瓦，其基本情况如下：

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由上表可见，公司已开发建设了3个热电联产项目，其中鸿山热电项目的装机规模、投资规模、经营模式均与本募投项目接近，公司具备投资运营本募投项目的经验。

（5）是否涉及新业务、新技术，本次募投项目是否投向主业

本募投项目与公司在运的鸿山热电项目、龙安热电项目和晋南热电项目均为热电联产项目，不涉及新业务、新技术。

此外，本募投项目生产、销售电力产品和热力产品，其产品种类、生产原理、经营模式、客户群体等均与公司现有同类业务基本一致，符合投向主业的要求。

（6）本募投项目实施的可行性

①人员、经验储备情况

公司拥有充足的电力专业技术人员队伍及多年电力、热力生产和销售经验，并建立了良好的人员培养体系。目前，公司储备的热电联产业务员工约750余名，其中生产人员约450余名、技术人员约130余名。公司专业人员储备充足，预计可满足本次募集资金投资项目的实施需求。

②技术储备情况

公司在电力和热力等能源领域拥有深厚的技术积累，并具备丰富的热电联产项目建设运营经验。目前在运的热电联产机组均具备良好的技术指标，其中鸿山热电2023年综合供电标煤耗270.17克/千瓦时，低于同类型燃煤火电机组约30克/千瓦时；龙安热电综合供电标煤耗188.13克/千瓦时；晋南热电综合供电标煤耗182.08克/千瓦时；公司热电联产机组供热标煤耗均在110千克/吨左右，均达到经济运行一级评价指标。

本募投项目与公司在运的鸿山热电机组装机规模较为接近，且运行原理一致，公司具备实施该项目的技术储备。

③设备储备

热电联产项目的主要设备包括锅炉、汽轮机和发电机。目前，本募投项目已完成上述三大主机的招标工作并已公示中标结果。

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2、木兰抽蓄项目

（1）具体建设内容

本募投项目拟建设4台单机容量为35万千瓦的可逆式水泵水轮发电机机组，总装机容量140万千瓦。电站工程主要包括上水库、下水库、输水发电系统、开关站和永久道路等。

（2）经营模式

①采购模式

本募投项目利用水力发电，无需采购原材料。

②生产模式

本募投项目系利用上、下水库的消落深度促使水轮机旋转，并进一步带动发电机旋转产生电力。

此外，该电站为调峰电源并主要受国网福建省电力有限公司调度中心调配，即利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，并在电力负荷高峰期再放水发电；本募投项目建成投产后可与其他调峰电源共同承担福建电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

③销售模式

根据国家发改委发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，抽水蓄能电站实施两部制电价，即电量电价和容量电价。其具体内容如下：

1）电量电价

电量电价旨在回收抽水蓄能电站的抽水和发电运行成本。抽水电量由电网企业提供，电价按燃煤发电基准价的75%执行；上网电量按燃煤发电基准价由电网企业收购。抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。

2）容量电价

容量电价旨在回收除抽水、发电运行成本外的其他成本，并获得合理收益。根据国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，容量电价按照“电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定”

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的标准确定。

（3）与现有主营业务的区别与联系

本募投项目系生产、销售电力产品，属于公司现有主营业务；此外，本募投项目与公司在运的火（风）电机组虽均为发电项目，但本募投项目系利用上下水库的消落深度带动水轮机旋转并驱动发电机发电，而公司在运的火（风）电项目系利用汽轮机（风机）的旋转驱动发电机发电，发电原理略有差异。

（4）发行人投资运营募投项目相关业务的经验

公司深耕电力行业多年，具有丰富的电力项目投资、运营经验。截至2024年9月30日，公司在运的发电（含热电联产）项目共33个，控股运营总装机规模607.73万千瓦，其中火电、风电、光伏发电项目的总装机规模分别为422.11万千瓦、180.9万千瓦和4.72万千瓦，公司具备开发、运营多种类电源发电项目的能力。

此外，公司在运的晋江燃气发电项目与本募投项目均为调峰电源，均承担福建电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等作用。因此，公司具备运营本募投项目的经验。

（5）是否涉及新业务、新技术，本次募投项目是否投向主业

①本募投项目不涉及新业务

A.本募投项目不涉及生产新产品，与公司现有业务行业分类一致

报告期内，公司主营业务系电力、热力和产业用纺织品的生产与销售。本募投项目系生产电力产品，系公司主营产品之一，不属于新产品。

此外，根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）；其中，D44包括水力水电，即通过建设水电站、水利枢纽、航电枢纽等工程、将水能转换成电能的生产活动。因此，本募投项目与公司现有业务行业分类一致。

B.本募投项目客户群体与现有业务一致

报告期内，公司电力产品的主要客户之一为国网福建省电力有限公司；木兰抽蓄项目作为调峰电源，主要客户为国网福建省电力有限公司，其客户群体与公

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司现有业务的客户群体一致。

C.本募投项目运营模式与现有业务一致本募投项目的运营模式与公司在运发电项目的运营模式一致，均主要分为项目前期、项目建设、项目运营三个环节。在项目前期阶段，完成信息收集、可研论证、项目核准等项目前期工作；项目通过核准后，进入项目建设阶段，主要包括项目设计、发电设备的招标与采购、建设施工、设备安装等工作；项目建成投产后，进入项目运营阶段，由专业人员负责发电项目的运行、维护和检修，并进行实时监控。

因此，本募投项目不涉及新业务。

②本募投项目的技术成熟，公司相关储备充分，实施不存在重大不确定性抽水蓄能业务系利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电，其本质是利用上、下水库的消落深度促使水轮机旋转，并进一步带动发电机旋转产生电能。抽水蓄能电站已成为当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源。此外，公司已于电力行业深耕多年，具有充足的电力项目建设和运营的人员、经验和技术储备；且本募投项目也已于可行性研究阶段就关键技术问题（包括工程选址、工程规模、工程布置及主要建筑物、机电及金属结构等）与国内多家权威单位进行了共同分析研究，相关专题报告已经相关单位审批，该项目实施不存在重大不确定性。具体分析如下：

A.本募投项目建设符合国家相关产业政策，国家和地方均大力鼓励发展2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，明确加快发展抽水蓄能，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。另外，规划明确指出到2025年，我国抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。此外，2022年，福建省政府办公厅印发《福建省“十四五”能源发展专项

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规划》，规划指出要科学有序发展储能，建成厦门（4×35万千瓦）、永泰（4×30万千瓦）、周宁（4×30万千瓦）等抽水蓄能电站，加快建设云霄（6×30万千瓦）抽水蓄能电站；推进仙游木兰（4×30万千瓦）、永安（4×30万千瓦）、华安（4×35万千瓦）、古田溪一级（2×10万千瓦）共计400万千瓦抽水蓄能电站前期工作开展，力争“十四五”期间全部开工建设，形成布局合理、容量充足、结构优化的调峰电源，满足福建大规模新能源及核电建成投产后电网调峰需求。

B.本募投项目技术成熟，实施不存在技术障碍根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。

此外，根据《抽水蓄能产业发展报告2023年度》显示，截至2023年底，我国抽水蓄能投产总装机容量达5,094万千瓦，居世界首位。部分在运的抽蓄项目情况如下：

C.本募投项目下游市场需求较高，不存在消纳问题

随着福建省经济的快速发展以及用电结构的调整，未来福建电网负荷将迅速增加，峰谷差逐渐增大。根据福建省水利水电勘测设计研究院有限公司和中水东北勘测设计研究有限责任公司预测，到2030年福建电网最大负荷73,500MW，最大峰谷差为25,725MW。通过调峰容量盈亏分析可知，在不增加抽水蓄能电站的情况下，2030年煤电按照经济调峰（调峰幅度45%）考虑缺乏调峰容量10,104MW，系统调峰需求将难以满足，火电机组若进一步压负荷深度调峰对电网安全稳定运行存在很大的隐患。

根据福建电网电源类型及各类电源调峰性能，并考虑电力系统经济性，解决

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福建电网调峰的有效途径是建设抽水蓄能电站。若以建设抽水蓄能电站来解决电网的调峰问题，2030年福建电网需新增抽水蓄能容量6,518MW（煤电经济调峰下）。从电源优化配置分析，2030年福建电网需配置13,400MW抽水蓄能容量才能达到系统电源的合理配置，在已建、在建抽水蓄能项目6,800MW全部建成投产的情况下，2030年福建省仍有6,600MW的抽水蓄能容量空间。

本工程具备日调节性能，装机容量1,400MW，连续满发利用小时数6h，预计可实现全额消纳。

D．发行人为以清洁能源发电和高效节能热电联产为主的电力企业，具有实施本募投项目相关人员、技术、设备、经验等方面的储备

a人员、经验储备

公司拥有充足的电力专业技术人员队伍及多年电力、热力生产和销售经验，并建立了良好的人员培养体系。公司现有电力业务生产技术人员约2,500余名，其中技术人员约700余名，生产人员约1,800余名；木兰抽蓄现有员工56名，其中技术人员37名（含技术骨干16名）。未来，随着木兰抽蓄项目建设推进，公司将通过招聘和内部调配的方式，逐步充实木兰抽蓄人员。

此外，木兰抽蓄现有技术骨干以本科及以上学历为主，拥有水电相关专业背景，熟悉水电业务流程，并具备丰富的抽蓄项目建设或电厂运营经验，能够熟练处理水电建设过程中以及电站运行后出现的各类业务问题。该项目主要的技术骨干情况如下：

另外，木兰抽蓄项目水电业务技术人员配置合理，涵盖了抽水蓄能业务的全

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过程，包括规划建设、技术管理、安全监察、运行维护等。具体人员配置如下：

因此，木兰抽蓄项目人员储备充足。b技术储备目前，我国抽水蓄能电站的建设技术已相当成熟。木兰抽蓄项目在可行性研究阶段，已就关键技术问题与国内多家权威单位进行了共同分析研究，且相关专题报告已经相关单位审批，该项目建设具备可行性。项目技术专题研究情况如下：

可行性研究阶段专项咨询或审查的专题报告汇总

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可行性研究阶段其他技术专题及科学试验汇总

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c设备储备抽水蓄能项目的主要设备系水轮机和发电机。目前，公司已完成上述主要设备的招标工作并已公示中标结果。

（6）结合发行人在人员、技术、设备、经验等方面的储备，说明募投项目实施的可行性详见本问题回复之“（一）2、（5）、②、D. 发行人为以清洁能源发电和高效节能热电联产为主的电力企业，具有实施本募投项目相关人员、技术、设备、经验等方面的储备”。综上，公司具有投资运营募投项目相关业务的经验，本次募投项目不涉及新产品，所涉技术成熟，实施不存在技术障碍，且符合投向主业要求；此外，公司本次募投项目在人员、技术、设备和经验等方面储备充足，募投项目实施具备可行性。

3、关于本次募投项目的风险提示

针对上述情况，公司已于募集说明书“第三节 风险因素”之“三、其他风险”部分补充披露如下：

“（三）募投项目实施的风险

本次募集资金系投资于“泉惠热电联产项目”和“木兰抽蓄项目”。公司虽然在上述项目上有充足的人员、技术、设备和经验储备，但在项目具体实施过程中，仍可能受到市场环境等因素影响。若上述储备不能及时满足项目需求，将对项目的预期收益产生不利影响。”

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（二）本次募投项目剩余资金缺口的资金来源、落实进展及是否存在重大不确定性

1、本次募投项目剩余资金缺口资金来源

本次募投项目总投资额与募集资金差额情况如下：

单位：万元

由上表可见，本次募投项目总投资额与募集资金的差额系114.68亿元；其中，除少数股东需同比例增资的资本金外，其余差额部分将由公司使用自有资金、银行贷款以及自身经营积累等自筹资金投入。

2、缺口资金的落实进展

（1）公司自有资金情况

截至2024年9月30日，公司可自由支配的资金为546,386.24万元，其具体构成如下：

单位：万元

（2）银行授信额度情况

截至2024年9月30日，公司的银行授信总额度为479.68亿元，尚可使用额度为292.32亿元，公司银行授信额度充足。

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（3）公司经营性现金流情况

报告期内，公司经营性现金流情况如下：

单位：万元

由上表可见，报告期内，公司经营性现金净流入金额分别为238,268.64万元、327,715.54万元、462,545.53万元和324,334.49万元，现金流状况良好。综上，公司系国有控股企业，经营状况稳健、现金流良好，且尚可使用的银行授信额度充裕，本次募投项目缺口资金来源不存在重大不确定性。

（三）控股子公司的主营业务、法人治理结构及经营情况，是否为实施本次募投项目而新设的公司，发行人与其他股东合作的原因、合作模式及运行机制，其他股东同比例增资的价格，是否属于关联方。

本次募投项目实施主体分别为控股子公司福建省东桥热电有限责任公司（以下简称“东桥热电”）和福建省木兰抽水蓄能有限公司（以下简称“木兰抽蓄”），均为实施本次募投项目而新设的公司，其主营业务、法人治理结构及经营情况如下：

1、东桥热电

（1）主营业务及经营情况

截至本回复出具之日，本募投项目尚处于建设期。根据募投项目实施主体营业执照，其经营范围如下：

许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务；港口经营（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：热力生产和供应；煤炭及制品销售；海水淡化处理（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）

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（2）法人治理结构

根据东桥热电公司章程，东桥热电设股东会、董事会和监事会，其中股东会由全体股东组成，系公司最高权力机构。东桥热电董事会成员由7人组成。其中非职工董事6人，由股东福建福能股份有限公司推荐3人，中化泉州园区发展有限公司推荐2人，泉州交通发展集团有限责任公司推荐1人，由股东会选举产生；职工董事1人，由股东福建福能股份有限公司在公司职工中推荐人选，并经公司民主程序选举产生。董事会设董事长一人，由股东福建福能股份有限公司推荐的董事人选担任，并经董事会选举产生。

东桥热电监事会成员由3人组成。其中股东中化泉州园区发展有限公司和泉州交通发展集团有限责任公司各自推荐1名，由股东会选举产生，泉州交通发展集团有限责任公司推荐的1名监事作为监事会主席人选，由监事会选举产生；职工监事1名，由股东福建福能股份有限公司在公司职工中推荐人选，并经公司民主程序选举产生。

东桥热电经营管理机构设总经理1人、副总经理5人；其中总经理、2名副总经理由股东福建福能股份有限公司提名推荐的人选担任；2名副总经理由股东中化泉州园区发展有限公司提名推荐的人选担任；1名副总经理由股东泉州交通发展集团有限责任公司提名推荐的人选担任。经营管理机构人员由董事会聘任。

（3）与其他股东合作的原因、合作模式及运行机制

①东桥热电的股东情况

由上表可见，东桥热电的其他股东主要系国务院国资委及地方国资委或地方财政下属国有企业。此外，本募投项目为福建省“十四五”能源规划重点项目，政策性较强，且投资金额较大。

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基于降低建设运营风险和资金压力、优化资产负债结构和财务状况，增强抗风险能力和持续经营能力的考虑，公司选择与上述股东合作，具备商业合理性。

②合作模式、运行机制

公司与上述其他股东通过合资设立有限责任公司的形式实施募投项目。各方股东以各自认缴的出资额为限对项目公司承担责任、分担风险及亏损，并按各自在项目公司的实缴出资比例分享利润。各方股东的主要合作机制情况如下：

（4）其他股东同比例增资的价格，是否属于关联方

项目公司股东后续将根据项目建设和业务发展需要以增资和/或委托贷款的形式注入资金；其中，增资部分少数股东系同比例出资，且增资价格系根据国务院国资委《企业国有资产交易监督管理办法》的相关规定确定，即“增资企业原股东同比例增资的，按照《中华人民共和国公司法》、企业章程履行决策程序后，可以依据评估报告或最近一期审计报告确定企业资本及股权比例”。此外，委托贷款的利率将参照市场化利率确定。

项目公司其他股东非公司关联方。

2、木兰抽蓄

（1）主营业务及经营情况

截至本回复出具之日，本募投项目尚处于建设期。根据募投项目实施主体营业执照，其经营范围如下：

许可项目：水力发电；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

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准文件或许可证件为准）一般项目：技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广；特种作业人员安全技术培训；采购代理服务。（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）

（2）法人治理结构

根据木兰抽蓄公司章程，木兰抽蓄设股东会、董事会和监事会，其中股东会由全体股东组成，系公司最高权力机构。

木兰抽蓄设董事会，成员为7人。其中，福建福能股份有限公司推荐3名董事，福建省水利投资开发集团有限公司推荐1名董事，福建省仙利能源投资有限公司推荐1名董事，莆田市木兰新能源产业发展有限公司推荐1名董事，上述董事经股东会选举产生。职工董事1名，由福建福能股份有限公司在公司职工中推荐人选，并经公司职工大会或职工代表大会等方式民主选举产生。董事会设董事长一人，由福建福能股份有限公司推荐的董事担任，由董事会选举产生。

木兰抽蓄设监事会，成员5人。其中，职工监事2名由福建福能股份有限公司在公司职工中推荐人选，并经职工大会或职工代表大会等方式民主选举产生；非职工监事由其余股东方各推荐1名，由股东会选举产生。监事会设主席1人，由福建省水利投资开发集团有限公司推荐的监事担任，由全体监事过半数选举产生。

木兰抽蓄设经理1名，由股东福建福能股份有限公司提名推荐的人选担任；财务负责人1名，由股东福建福能股份有限公司提名推荐的人选担任。经理和财务负责人由董事会聘任。

（3）与其他股东合作的原因、合作模式及运行机制

①木兰抽蓄的股东情况

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由上表可见，木兰抽蓄的其他股东主要系福建省国资委、地方国资委或地方财政下属国有企业。此外，本募投项目为福建省“十四五”能源规划重点项目，政策性较强，且投资金额较大。基于降低建设运营风险和资金压力、优化资产负债结构和财务状况，增强抗风险能力和持续经营能力的考虑，公司选择与上述股东合作，具备商业合理性。

（2）合作模式、运行机制

公司与上述其他股东通过合资设立有限公司的形式实施募投项目。各方股东以各自认缴的出资额为限对项目公司承担责任、分担风险及亏损，并按各自在项目公司的实缴出资比例分享利润。各方股东的主要合作机制情况如下：

（4）其他股东同比例增资的价格，是否属于关联方

项目公司股东后续将根据项目建设和业务发展需要以增资和/或委托贷款的形式注入资金。

其中，增资部分少数股东系同比例出资，且增资价格将根据国务院国资委《企业国有资产交易监督管理办法》的相关规定确定，即“增资企业原股东同比例增资的，按照《中华人民共和国公司法》、企业章程履行决策程序后，可以依据评估报告或最近一期审计报告确定企业资本及股权比例”。此外，委托贷款的利率将参照市场化利率确定。

项目公司其他股东非公司关联方。

综上，上述控股子公司均是为实施本次募投项目而新设的项目公司；公司与其他股东以合资设立有限（责任）公司的方式进行合作具备合理性；此外，其他股东同比例增资价格系根据国资监管规定确定，委托贷款利率系将参照市场化利

7-1-22

率确定，不存在损害上市公司利益的情形；项目公司其他股东非公司关联方。

三、中介机构核查情况

（一）核查程序

1、查阅发行人本次募投项目的可行性研究报告，并访谈项目公司管理层，了解项目建设的具体内容、经营模式、与现有业务的区别与联系、公司投资运营募投项目相关业务的经验以及人员、技术、设备储备等情况；

2、访谈公司管理层，了解本次募投项目剩余资金缺口的资金来源；查阅公司财务报表以及银行授信明细，了解公司货币资金构成、经营性现金流状况以及银行授信额度等情况；

3、查阅本次募投项目的核准文件以及项目公司的公司章程和营业执照，了解项目公司的股权结构、经营范围以及运行机制等；查询企业信用信息公示系统、天眼查以及官方网站等公开网站，了解项目公司其他股东的基本情况；查阅国资监管的相关规定，沟通了解公司与其他股东合作原因、合作模式以及其他股东同比例增资价格的确定方式。

（二）核查意见

1、经核查，保荐机构认为，

（1）发行人具有投资运营募投项目相关业务的经验，本次募投项目不涉及新业务，相关技术条件成熟，实施不存在重大不确定性，且不涉及新业务并符合投向主业的要求；发行人在人员、技术、设备、经验等方面的储备充足，募投项目实施具备可行性。

（2）本次募投项目剩余资金缺口主要来源于少数股东对资本金的同比例出资以及发行人使用自有资金、银行贷款以及自身经营积累等自筹资金投入；此外，公司货币资金余额较高、经营性现金流状况良好且银行授信额度充裕，缺口资金来源不存在重大不确定性。

（3）本次募投项目实施主体均是为实施本次募投项目而新设的控股子公司；发行人系基于降低建设运营风险以及优化资产负债结构和财务状况等方面的考虑，选择与其他股东以合资设立有限公司的方式进行合作；项目公司设立了股东

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会、董事会和监事会等健全的法人治理结构，并根据公司章程运行；其他股东同比例增资价格将根据国资监管的相关规定确定，委托贷款利率将参照市场化利率确定，不存在损害上市公司利益的情形；其他股东非公司关联方。

2、经核查，律师认为，

控股子公司均是为实施本次募投项目而新设的项目公司；发行人系基于降低建设运营风险以及优化资产负债结构和财务状况等方面的考虑，选择与其他股东以合资设立有限责任公司的方式进行合作；项目公司设立了股东会、董事会和监事会等健全的法人治理结构，并根据其公司章程运行；其他股东同比例增资价格将按照国资监管的相关规定确定，委托贷款利率将参照市场化利率确定，不存在损害上市公司利益的情形；其他股东非公司关联方。

3、保荐机构和发行人律师就发行人是否符合《监管规则适用指引——发行类第6号》第4条、第8条的相关规定发表的明确意见

（1）发行人符合《监管规则适用指引——发行类第6号》第4条的相关规定，具体如下：

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（2）发行人符合《监管规则适用指引——发行类第6号》第8条的相关规定，具体如下：

综上，发行人符合《监管规则适用指引——发行类第6号》第4条、第8条的相关规定。

7-1-25

问题2 关于融资规模与效益预测根据申报材料，公司本次拟募集资金总额不超过390,000.00万元（含本数），用于泉惠石化工业区2×660MW超超临界热电联产项目和福建省仙游木兰抽水蓄能电站项目。

请发行人说明：（1）本次募投项目各项投资构成的明细内容、测算依据和测算过程，募集资金投入的具体情况，募投项目单位工程造价和设备单价与公司现有项目和同行业公司可比项目对比是否存在明显差异，募投项目工程及设备投资金额与项目产值是否匹配；（2）结合公司货币资金余额、日常经营现金流、资产负债率、资金缺口测算等情况，说明本次融资的必要性和募集资金规模的合理性；（3）各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据，效益预测中销量、单价、毛利率、净利率等关键指标的预测依据，与公司现有情况及同行业可比公司的对比情况，效益预测是否审慎、合理。请保荐机构及申报会计师根据《监管规则适用指引—发行类第7号》第5条进行核查并发表明确意见。

回复：

一、发行人说明

（一）本次募投项目各项投资构成的明细内容、测算依据和测算过程，募集资金投入的具体情况，募投项目单位工程造价和设备单价与公司现有项目和同行业公司可比项目对比是否存在明显差异，募投项目工程及设备投资金额与项目产值是否匹配；

1、本次募投项目各项投资构成的明细内容、测算依据和测算过程

（1）泉惠热电联产项目

本项目总投资为698,573.00万元，拟使用募集资金投入250,000.00万元，具体投资明细如下：

单位：万元

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由上表可见，本募投项目投资明细包括建筑工程费、设备购置费、安装工程费、其他费用、基本预备费、建设期利息和铺底流动资金。上述各投资明细测算依据及测算过程如下：

①建筑工程费

测算依据：该类费用定额主要执行国能发电力〔2019〕81号文颁发的《电力建设工程概算定额（2018年版）》。其中，主要材料价格采用2023年12月泉州市惠安县地方建筑材料价格，不足部分参考福建省建设工程造价管理总站发布的《福建工程造价信息》中泉州市2023年12月材料信息价。

测算过程：本募投项目的建筑工程费用测算涉及的明细项目较多，其中单项金额在1,000万以上的明细项目测算过程如下：

7-1-27

注：明细的汇总数与合计数的差异系取整所致。

②设置购置费、安装工程费

测算依据：设备价格主要系参照《火电工程限额设计参考造价指标（2022

7-1-28

年水平）》以及同类工程近期合同价或询价计列。装置性材料综合价格主要依据中电联定额〔2020〕44号文发布《电力建设工程装置性材料综合预算价格（2018年版）》计列。

测算过程：本募投项目的设置购置费、安装工程费测算涉及的明细项目较多，其中单项合计金额在1,000万以上的明细项目测算过程如下：

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注：明细的汇总数与合计数的差异系取整所致。

③其他费用

本募投项目的其他费用包括建设场地征用及清理费、项目建设管理费和项目建设技术服务费等，其测算系执行国能发电力〔2019〕81号文发布的《火电工程建设预算编制与计算规定》（2018年版）。具体测算依据和测算过程如下：

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④建设期利息

本工程（含煤码头工程）项目资本金为动态总投资的30%，其余70%部分按人民币贷款融资考虑。本工程长期贷款年利率为4.2%，短期贷款年利率为

3.45%。本工程计划2024年6月开工，第一台机组工期24个月，第二台机组工期28个月。

⑤铺底流动资金

铺底流动资金，系项目投产初期，为保证项目建成后进行试运转所必需的流动资金，按项目所需全部流动资金的30%计算。根据可研报告，泉惠热电联产项目的流动资金投入情况如下：

单位：万元

由上表可见，泉惠热电联产项目所需全部流动资金系27,631万元，因此，

7-1-32

所需铺底流动资金为8,289万元。

（2）木兰抽蓄项目

项目总投资为838,260.00万元，拟使用募集资金投入140,000.00万元，具体投资明细如下：

单位：万元

由上表可见，本募投项目投资明细包括枢纽工程、建设征地移民安置补偿费用、独立费用、基本预备费、价差预备费、建设期利息和铺底流动资金。上述投资明细的测算依据及测算过程如下：

①枢纽工程

测算依据：人工预算单价、建筑安装工程单价按水电水利规划设计总院可再生定额[2014]54号文颁布的《水电工程设计概算编制规定（2013年版）》、《水电工程费用构成及概（估）算费用标准（2013年版）》执行；主要材料、设备预算价格按市场价格综合分析，并参考类似工程。

测算过程：本募投项目的枢纽工程包括建筑工程、机电设备及安装工程施工辅助工程、环境保护和水土保持专项工程、和金属结构设备安装工程。其概算表如下：

单位：万元

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7-1-34

②建设征地移民安置补偿费用

测算依据：该类费用主要系国家有关法律法规、福建省相关政策以及水电行业规范及标准测算，包括但不限于《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》《关于全面实行征地区片综合地价的通知》《仙游县人民政府关于印发<仙游县征地拆迁补偿安置标准>的通知》和《水电工程建设征地移民安置补偿费用概（估）算编制规范》（NB/T10877-2021）。

测算过程：本募投项目的建设征地移民安置补偿费用包括农村部分补偿费、专业项目处理补偿费、水库库底清理费等。其费用概算如下：

单位：万元

7-1-35

③独立费用

测算依据：独立费用是为进行建安工程施工而发生的不包括在工程直接费和施工管理费范围内的其他工程费用，本募投项目独立费用按“编制规定和标准”的规定进行计算。测算过程：本募投项目的独立费用包括项目建设管理费、生产准备费、科研勘察设计费和其他税费。其费用测算过程如下：

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④基本预备费

枢纽工程及独立费用的基本预备费按5%计算；建设征地和移民安置补偿费用的基本预备费按专项设计投资计列。

⑤价差预备费

按“编制规定和标准”计算，年价格上涨指数为2%。各年的价差预备费以分年度投资（含基本预备费）为计算基础，从编制概算采用的价格水平年的次年开始计算。

⑥建设期利息

建设期利息按照资本金为工程总投资的20%（含流动资金中自筹部分，分年投入），银行贷款80%，建设期利息按2023年6月中国人民银行公布的五年期以上贷款市场报价利率（LPR）4.20%计算。

⑦铺底流动资金

根据国家能源局发布的《抽水蓄能电站经济评价规范》，“3.2.3 流动资金可根据装机容量估算”。木兰抽蓄电站的装机容量为140万千瓦，流动资金系按每千瓦15元估算，总计为2,100万元。

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2、募集资金投入的具体情况

（1）泉惠热电联产项目

截至本次可转债的董事会召开日（2024年8月2日），泉惠热电联产项目已投入55,623.57万元。具体如下：

单位：万元

由上表可见，本次募集资金拟投向建筑工程、设备购置和安装工程等明细项目；上述项目董事会前已投入金额合计156.93万元，董事会后拟投入的金额合计55.26亿元；董事会后拟投入的金额大于本募投项目拟使用募集资金金额25亿元。因此，本募投项目拟使用募集资金投资的明细项目不涉及董事会决议日前已投入的金额。

（2）木兰抽蓄项目

截至本次可转债的董事会召开日（2024年8月2日），木兰抽蓄项目已投入77,256.79万元。具体如下：

单位：万元

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由上表可见，本次募集资金拟投向枢纽工程；该明细项目董事会前已投入金额为4.42亿元，董事会后拟投入的金额为50.20亿元；董事会后拟投入的金额大于本募投项目拟使用募集资金金额14亿元。因此，本募投项目拟使用募集资金投资的明细项目不涉及董事会决议日前已投入的金额。

3、募投项目单位工程造价和设备单价与公司现有项目和同行业公司可比项目对比情况

（1）募投项目单位工程造价与公司现有项目和同行业公司对比情况

①泉惠热电联产项目对比情况

注：公司现有的龙安热电项目和晋南热电项目的装机规模偏小（均不到10万千瓦），与本募投项目不具有可比性，因此未列示进行对比。

由上表可见，本募投项目的单位造价高于公司现有项目（鸿山热电项目），主要系鸿山热电项目为基于2007年物价水平测算投资额的超临界热电联产项目，而本募投项目为设备参数更高、装机容量更大的超超临界热电联产项目，且其投资额系基于2023年的物价水平进行测算。近年来，受环保要求提高、能源政策调整等因素影响，热电联产机组的造价成本呈上升趋势。因此，设备参数的差异以及造价成本的上行导致本募投项目与公司现有项目的单位造价存在较大差异，具备合理性。

7-1-40

此外，本募投项目的单位造价与近年新核准的同行业公司同类型项目的单位造价基本一致，不存在显著差异。本募投项目投资测算谨慎。

②木兰抽蓄项目对比情况

由上表可见，本募投项目单位造价略低于公司现有项目及同行业可比公司项目，主要系项目所处地理位置、建设条件、水况资源等存在差异所致，该差异具备合理性且本募投项目的投资测算谨慎。

（2）募投项目设备单价与公司现有项目和同行业公司对比情况

①泉惠热电联产项目对比情况

本募投项目的主要设备包括锅炉、汽轮机和发电机。其单价与公司现有项目及同行业公司项目对比情况如下：

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由上表可见，本募投项目的主要设备均单价高于公司现有项目，主要系设备参数差异以及近年造价成本的上行所致；此外，本募投项目的锅炉设备的单价处于同行业可比公司项目区间内，而汽轮发电机组（含汽轮机、发电机及附属设备）的单价略高于同行业可比公司项目，主要系采购内容（包括供货范围、设备型号等）存在差异所致。

②木兰抽蓄项目对比情况

本募投项目的主要设备系汽轮机和发电机。其单价与公司现有项目及同行业公司项目对比情况如下：

注：公司现有花山抽蓄项目尚未进行主机招标。

由上表可见，公司本募投项目的主要设备单价与同行业可比公司项目基本一

7-1-42

致，不存在显著差异。

4、募投项目工程及设备投资金额与项目产值匹配情况

（1）泉惠热电联产项目匹配情况

注：1、以项目100%达产后数据进行对比。2、1GWh=1,000,000kwh。3、国能泉州项目系公司参股子公司国能（泉州）热电有限公司的三期2×660MW扩建工程。4、列示工程及设备投资金额以及项目年产值的可比项目较少，导致可比案例较少。

由上表可见，本募投项目的工程及设备投资金额与年产值的比例与同期的国能泉州项目不存在显著差异。

（2）木兰抽蓄项目匹配情况

注：工程及设备投资金额取可研报告中“枢纽工程”金额。此外，同行业公司中披露工程及设备投资金额以及项目年产值的可比项目较少，导致可比案例较少。

由上表可见，本募投项目的工程及设备投资金额与年产值的比例与公司现有项目较为接近，并略高于可比公司项目，主要系项目所在地的水况以及上网电价存在一定差异所致；其中，假设可比公司项目在上网电价采用0.3480元/kwh进行测算的情况下，其工程及设备投资金额与年产值的比例为10.09，与本募投项目不存在显著差异。

因此，本次募投项目工程及设备投资金额与项目产值相匹配。

综上，本次募投项目各项投资的测算依据、测算过程合理；单位工程造价和设备单价与公司现有项目和同行业公司可比项目对比不存在明显差异，募投项目

7-1-43

工程及设备投资金额与项目产值相匹配。

（二）结合公司货币资金余额、日常经营现金流、资产负债率、资金缺口测算等情况，说明本次融资的必要性和募集资金规模的合理性；

1、公司货币资金余额

截至2024年9月30日，公司货币资金余额为519,986.59万元，具体构成如下：

单位：万元

此外，报告期末，除履约保证金279.67万元外，公司不存在抵押、质押或冻结、或存放在境外且资金汇回受到限制的款项。

2、日常经营现金流

报告期内，公司经营性现金流情况如下：

单位：万元

由上表可见，公司经营性现金流情况良好。

3、资产负债率

报告期内，公司资产负债率情况如下：

由上表可见，报告期各期末，公司资产负债率基本稳定在40%-50%左右。

7-1-44

4、资金缺口测算

公司结合期末可自由支配资金、未来期间经营现金流、最低货币资金保有量、未来重大投资支出等，对未来的资金缺口进行了测算。经测算，公司未来期间整体资金缺口约93.12亿元，超过本次募集资金规模（39亿元），本次融资具有必要性，本次融资规模具有合理性。相关测算具体情况如下：

单位：万元

上述总体资金缺口各构成项目的测算过程如下：

（1）可自由支配资金

截至2024年9月30日，公司可自由支配资金金额系货币资金和易变现的各类金融资产金额扣减受限货币资金以及前募尚需支付的保证金后的余额，即522,808.69万元。

（2）未来期间经营性现金流入净额

①未来营业收入测算

公司最近三年的营业收入增长情况如下：

7-1-45

单位：万元

由上表可见，最近3年，公司营业收入增长率分别为27.19%、17.79%和2.63%，平均增长率为15.87%；其中2021年增长率较高主要系政策调整导致子公司晋江气电的替代电量大幅增长以及当期海上风电项目投产所致；2022年增长率较高主要系海上风电发电量大幅增长所致。考虑到未来3年替代电量政策基本稳定，且根据公司拟投资项目的建设进度及投资计划，预计未来三年内公司无大型发电项目完成建设并投产，故假设公司未来三年控股装机规模稳定，营业收入增长率与2023年持平，即均为2.63%，公司未来三年营业收入测算如下：

单位：万元

②未来经营性现金流量净额测算

公司最近三年的经营性现金流量净额情况如下：

单位：万元

假设公司未来三年经营活动现金流量净额占营业收入的比例与过去三年平均值一致，即均为24.66%。公司未来三年经营性现金流量净额测算如下：

单位：万元

7-1-46

注：上述计算差异系尾差所致。

③扣除2024年1-9月经营活动现金流量净额

本次测算系以2024年9月30日为基准，因此未来三年经营活动现金流量净额扣除2024年1-9月的已实现的经营活动现金流量净额324,334.49万元，余额为820,773.77万元。

（3）最低现金保有量需求

为应对客户应收账款，支付供应商货款、员工薪酬、税费等短期付现成本，公司通常需维持一定的现金储备。考虑到公司日常经营活动现金需求量较大、需要偿还的银行借款较多，因此采用月均经营活动现金流出量作为最低现金保有量测算基础较为合理，测算最低现金保有量为282,661.23万元。具体测算过程如下：

单位：万元

注1：月均经营活动现金流出=（经营活动现金流出金额）/12；注2：报告期内的月均经营活动现金流出为月均经营活动现金流出的平均值；

（4）未来期间新增最低现金保有量需求

基于未来公司营业收入基数的提升以及谨慎考虑市场波动、成本上升等因素影响，假设公司未来三年营业收入增长率为2.63%，且未来三年月均经营活动现金流出资金在近三年月均经营活动现金流出资金的基础上按同比例增长，则公司2026年末最低现金保有量为328,417.02万元，扣除截至报告期末最低现金保有量金额282,661.23万元，则公司未来三年新增最低现金保有量金额为45,755.80万元。

（5）未来期间预计现金分红

最近三年，公司以现金方式实施分红的具体情况如下：

7-1-47

单位：万元

2021年至2023年，公司现金分红金额占当年合并报表归属于上市公司股东的净利润的比例的平均值为30.28%，假设未来三年公司的现金分红比例与过去三年平均值一致，公司未来三年预计现金分红所需资金为252,858.43万元。

（6）未来期间偿还有息负债的利息支出

截至2024年9月30日，公司合并报表短期借款金额为101,039.37万元，长期借款金额为（含一年内到期的长期借款）1,602,609.05万元，上述有息负债金额合计为1,703,648.42万元。

公司银行借款的年利率区间约在1.20%-5.00%之间，结合2023年公司利息支出及有息负债规模，谨慎估算未来三年上市公司融资利率约3.00%。基于上述有息债务的规模及利率测算，未来三年公司预计需偿还利息的金额约153,328.36万元。

（7）已核准的投资项目资金需求

按对项目实施主体的持股比例计算，公司已获取核准的投资项目未来三年拟投资计划如下：

7-1-48

由上表可见，公司已核准项目未来三年的拟投资金额合计1,540,184.84万元。综上，本次融资具备必要性，募集资金规模具备合理性。

（三）各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据，效益预测中销量、单价、毛利率、净利率等关键指标的预测依据，与公司现有情况及同行业可比公司的对比情况，效益预测是否审慎、合理。

1、各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据，效益预测中销量、单价、毛利率、净利率等关键指标的预测依据

（1）泉惠热电联产项目

该项目效益测算依据主要包括国家发改委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《火力发电工程经济评价导则》（DL/T5435-2019）、中国电力工程顾问集团公司编制的《火电经济评价软件》以及国家现行的财务、税收制度及相关法规。

①测算基础及方法

测算主要采用的计算参数如下：

7-1-49

1）营业收入营业收入包括供电收入和供热收入。其中，供电收入包括电量电价和容量电价，其中电量电价收入根据上网电价和上网电量计算（电量电价收入=上网电量×上网电价），上网电价参照福建省煤电上网电价定价原则确定，上网电量=装机容量×发电年利用小时-厂用电量。容量电价收入=容量电价×有效容量。供热收入根据热价和年供热量计算（供热收入=热价×年供热量），热价参照当地园区管委会的定价原则确定，年供热量参照本项目热负荷以及当期热需求确定。

2）成本费用生产成本包括发电生产成本和供热生产成本，主要包括燃料费、折旧费、职工工资及福利费、修理费、材料费、保险费及其他费用等。其中，燃料费主要系燃煤费用，本工程2×660MW机组年耗煤量约327.8×10

t（设计煤种），含税到厂煤价为1,045元/t。折旧费按照规定的折旧分类标准进行分类测算。职工薪酬按照项目定员242人，人均年工资25万元，福利系数60%计算。

此外，本项目费用主要系财务费用，其中利息支出按照固定资产和流动资金等在运行期应从成本中支付的借款利息计算，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。

3）税金

项目税金包括增值税、销售税金附加和所得税，其中增值税为价外税。

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增值税及附加税：按销项税减进项税计算，电销项税率为13%，热销项税率9%，燃料进项税率为13%，材料进项税率为13%，脱硫脱硝剂进项税率13%。此外，依据财税[2008]170号文规定计算本工程建设投资的可抵扣固定资产增值税，按设备购置费和安装四大管道装材费估算本工程可抵扣固定资产增值税额。城市维护建设税7%，教育费附加5%，均以增值税为基础征收。所得税：根据自2008年1月1日起施行的《中华人民共和国企业所得税法》，税率为25%。

4）利润总额

利润总额按照营业收入-总成本费用-销售税金附加计算，其中税后利润=利润总额-应缴所得税。税后利润提取10%的法定盈余公积金，剩余部分为可分配利润，再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。

②测算过程

1）收入测算

本项目计算期23年，其中建设期为3年，运营期为20年。本项目的营业收入来自于供电和供热收入。预计未来运营期按测算的年均总收入为373,506.65万元（不含税），其中年供电收入（含发电收入和容量电量收入）为204,211.00万元、年供热收入为169,295.65万元。运营期内各年度收入预计如下：

7-1-51

2）成本费用测算本项目预计运营期成本总额6,188,931.00万元，运营期年均成本309,447万元。运营成本主要包括运营期经营成本5,974,143.00万元和财务费用214,788.00万元。运营成本包括抽水费用、折旧费用、职工薪酬、修理费、保险费、材料费、其他费用。运营期内各年度成本预计如下：

单位：万元

7-1-52

3）收益测算本项目收益情况如下表所示：

单位：万元

7-1-53

由上表可见，本项目经营期内的毛利率为20.03%，净利率为12.76%。此外，本项目的全部投资内部收益率（所得税后）为9.2%，投资回收期为10.38年。本项目毛利率等收益水平系遵循行业政策以及项目实际情况进行测算，具备合理性和谨慎性。

（2）木兰抽蓄项目

该项目效益测算依据主要《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《投资项目可行性研究指南》、《抽水蓄能电站经济评价规范》（NB/T11175-2023）、国家发改委发改价格【2014】1763号文、【2021】633号文及有关法律法规的规定。根据木兰抽水蓄能项目可行性研究报告，募投项目效益测算过程如下所示：

①测算基础及方法

测算主要采用的计算参数如下：

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1）营业收入本募投项目收入包括电量电费收入和容量电费收入。其中，电量电费收入根据上网电价和上网电量计算（电量电费收入=上网电量×上网电价），上网电价参照福建省煤电上网标杆电价，上网电量=装机容量×发电年利用小时×（1-厂用电率）。

容量电费收入根据装机容量和容量电价计算（容量电费收入=装机容量×容量电价）。本项目以项目资本金内部收益率6.5%反算容量电价，取值619.1元/KW年（含税）。

2）生产成本及费用

该项目生产成本为发电成本费用，主要包括抽水费用、折旧费用、职工薪酬、修理费、保险费、材料费、其他费用和财务费用等。其中，抽水费用根据抽水电量和抽水电价计算（抽水费用=抽水电量×抽水电价）。折旧费按照规定的折旧分类标准进行分类测算。职工薪酬按照项目定员100人计算，并参照当地电厂工资水平，职工人均年工资额采用12万元，福利系数采用63%。利息支出按照固定资产和流动资金等在运行期应从成本中支付的借款利息计算，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。

3）税金

项目税金包括增值税、销售税金附加和所得税，其中增值税为价外税。销售税金附加包括城市建设维护税、教育费附加和地方教育费附加，以增值税为基础计征，税率分别采用5%、3%和2%，增值税率为13%、所得税税率为25%，所得税按照“减三免三”的优惠政策。

4）发电利润总额

利润总额按照营业收入-总成本费用-销售税金附加计算，其中税后利润=利润总额-应缴所得税。税后利润提取10%的法定盈余公积金，剩余部分为可分配

7-1-55

利润，再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。

②测算过程

1）收入测算本项目计算期47年，其中建设期为7年，运营期为40年。本项目的营业收入来自于发电销售收入。预计未来运营期按测算的年均总收入为124,443万元（不含税），其中年发电收入为47,741万元、年容量收入为76,703万元。运营期内各年度收入预计如下：

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注：发电收入=发电量×上网电价，容量收入=装机容量×容量电价；计算存在差异主要是数据取整所致。2）成本费用测算本项目预计运营期成本总额3,736,132万元，运营期年均成本93,403.30万元。运营成本主要包括运营期经营成本3,422,293.00万元和财务费用313,839.00万元。运营成本包括抽水费用、折旧费用、职工薪酬、修理费、保险费、材料费、其他费用。运营期内各年度成本预计如下：

单位：万元

7-1-57

7-1-58

3）收益测算本项目收益情况如下表所示：

单位：万元

7-1-59

由上表可见，本项目经营期内的毛利率为31.25%，净利率为18.25%。此外，根据国家发改委《抽水蓄能容量电价核定办法》，本项目容量电价核定办法具体如下：

I.抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。

II.年净现金流=年现金流入－年现金流出。其中，年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。

III.不含税容量电价=年平均收入÷覆盖电站机组容量。

IV.对标行业先进水平确定核价参数标准：电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。

据此，本项目基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率6.50%对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目

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标，核定电站容量电价。由此测算，本项目的资本金内部收益率为6.50%，投资回收期为20.78年。本项目毛利率等收益水平遵循行业政策、符合抽水蓄能电站类项目的通行收益测算方式，收益测算具备合理性和谨慎性。

2、关键指标与公司现有情况及同行业可比公司的对比情况

（1）泉惠热电联产项目对比情况

由上表可见，泉惠热电联产项目的毛利率处于同行业同类业务的毛利率水平区间内。

（2）木兰抽蓄项目对比情况

根据《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）附件《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能项目经营期内资本金内部收益率为6.5%。该内部收益率（6.5%）由国家产业政策确定的，同行业其他上市公司如南网储能、湖北能源等披露的抽水蓄能项目资本金内部收益率同为6.5%。

综上，公司本次募投项目的收益率与同行业同类型项目不存在显著差异。本次效益测算审慎、合理。

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二、中介机构核查情况

保荐机构及申报会计师根据《监管规则适用指引—发行类第7号》第5条履行了如下核查程序，并发表如下意见：

（一）核查程序

1、查阅本次募投项目的可行性研究报告，了解各项投资构成的明细内容、测算依据、测算过程等；

2、获取本次募投项目已投资明细，了解其董事会前已投入情况；

3、查阅公司现有项目以及同行业公司可比项目的相关资料，并对比分析其单位工程造价、设备单价、工程及设备投资金额与项目产值的比例与本次募投项目的差异情况；

4、查阅公司定期报告，了解公司货币资金余额、日常经营现金流以及资产负债结构等情况，并测算资金缺口；

5、查阅同行业公司可比项目的公开资料，了解其毛利率、净利率等关键财务指标的测算依据及过程，并对比分析与本次募投项目的差异情况。

（二）核查意见

经核查，保荐机构及申报会计师认为：

1、本次募投项目各项投资构成的测算合理；单位工程造价和设备单价与公司现有项目和同行业公司可比项目不存在明显差异；募投项目工程及设备投资金额与项目产值相匹配。

2、公司自有资金难以满足本次募投项目的资金需求，通过募集资金实施本次募投项目具备必要性；综合考虑公司现有货币资金使用安排、日常经营现金流、分红及已审议的未来项目投资、资金缺口测算等情况，本次募集资金规模具有合理性。

3、各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据合理；本次募投项目预计毛利率、净利率与发行人及同行业可比公司现有业务不存在重大差异，募投项目预计效益测算谨慎、合理。

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问题3 关于经营情况根据申报材料，1）报告期内发行人营业收入分别为1,215,591.47万元、1,431,787.25万元、1,469,491.88万元和666,488.03万元，净利润分别为165,312.15万元、328,397.14万元、319,696.73万元和144,779.63万元；2）发行人2021年收入季节性分布较为平均，2022-2023年第四季度收入占比较高；3）供电业务不同发电方式毛利率、供热业务毛利率大幅波动，纺织制品业务2022年起毛利率持续为负；4）煤炭采购数量分别为682.51万吨、769.62万吨、841.38万吨和

361.73万吨，天然气采购数量分别为60,269.79万立方米、51,531.48万立方米、74,682.33万立方米和32,018.56万立方米，采购价格波动较大。

请发行人说明：（1）区分主要业务对报告期内营业收入的变动情况进行量价分析，说明报告期内公司营业收入增速放缓的原因，报告期内公司营业收入的季节性分布及业绩变动情况与同行业可比公司是否可比；量化分析报告期内营业收入与净利润波动趋势及幅度不一致的原因，截至目前公司的业绩情况；

（2）量化分析主要业务毛利率大幅波动的原因，纺织制品业务2022年起毛利率持续为负的原因及合理性，同类业务的毛利率及变动情况与同行业可比公司的比较情况；（3）主要原材料的采购数量与对应业务收入和成本的匹配情况，采购价格波动情况是否符合行业趋势。

请保荐机构及申报会计师进行核查并发表明确意见。

回复：

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一、发行人说明

（一）区分主要业务对报告期内营业收入的变动情况进行量价分析，说明报告期内公司营业收入增速放缓的原因，报告期内公司营业收入的季节性分布及业绩变动情况与同行业可比公司是否可比；量化分析报告期内营业收入与净利润波动趋势及幅度不一致的原因，截至目前公司的业绩情况；

1、区分主要业务对报告期内营业收入的变动情况进行量价分析，说明报告期内公司营业收入增速放缓的原因

单位：万元

由上表可见，公司营业收入主要由供电和供热收入构成，各年度占比均在92%以上，因此各年营业收入变动亦主要由供电和供热收入变化造成，2022年收入增长主要是供热与供电收入同时上升所致，2023年供电和供热收入增长放缓，导致公司整体收入增长同步减缓。

2022年公司营业收入增长较高的主要原因是当年燃煤发电价格上涨，以及海上风电项目发电量同比增长，具体分析说明如下：

（1）供电产品收入

公司报告期内供电产品收入按照地区、类型分类情况如下：

单位：万元

7-1-64

由上表可见，报告期内公司供电收入主要由福建省燃煤发电、燃气发电、陆上风电、海上风电和替代电量以及贵州省燃煤发电收入组成，具体量价波动情况分析如下：

单位：万千瓦时、元/千瓦时

注：电价为含税单价

①燃煤发电

公司燃煤发电电量和电价的变动因素分析如下：

7-1-65

单位：万元

在电价方面，报告期内燃煤发电价格主要在2022年出现较大幅度的上涨。价格上涨的主要原因系国家发改委于2021年10月11日发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，自2021年10月15日起，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。煤电价格根据市场参与方的供需情况决定，在用电需求保持较高水平的情况下，煤电价格主要受供给侧发电厂的出价影响。2022年由于煤炭价格上升和电价市场化调整的影响下，导致福建省与贵州省燃煤发电价格分别上浮19.66%与20.51%。2023年煤电价格延续前述政策，变动幅度和对收入影响相对较小。在上网电量方面，报告期内福建省内燃煤发电上网电量波动较小；贵州省燃煤发电上网电量2022年与2023年增长率分别为12.12%与15.52%，主要原因系贵州省当年水电发电量占比有所下降，火电发电量增加。

②燃气发电

公司燃气发电电量和电价的变动因素分析如下：

单位：万元

在电价方面，公司燃气发电价格由福建省发改委统一定价。根据2021年3月26日发布的《福建省发展和改革委员会关于我省燃气电厂有关电价调整的通知》（闽发改商价〔2021〕170号），燃气发电上网电价为0.523元/千瓦时，从2021年1月1日起执行；根据2022年9月9日发布的《福建省发展和改革委员会关于调整燃气电厂上网电价的函》（闽发改运行函〔2022〕334号），燃气发电上网电价为

0.5683元/千瓦时，从2022年1月1日起执行；根据2023年8月23日发布的《福建省发展和改革委员会关于调整燃气电厂上网电价的函》（闽发改价格函〔2023〕

7-1-66

248号），燃气发电上网电价改为0.6262元/千瓦时，自2023年1月1日起执行。因此导致公司燃气发电价格在2022与2023年分别上浮11.76%与7.70%。

在上网电量方面，燃气发电系由政府在年初制定天然气用气总体规划，实际上网电量根据当年区域负荷和调度实际安排。受到上述因素影响，公司燃气发电上网电量2022年与2023年增长率分别为-14.58%与45.46%。

③陆上风电与海上风电

公司陆上风电与海上风电发电电量和电价的变动因素分析如下：

单位：万元

风力发电电价由相关主管部门核准确定，具体为标杆电价和补贴电价的加总，标杆电价即燃煤发电基准价。报告期各期，公司陆上风电与海上风电电价变化较小，对公司收入影响相对较小，主要收入影响因素为风力发电上网电量的变化。公司2021年陆续新增并网海上风力发电装机，因此2022年海上风电上网电量较上一年度增长228.45%。2023年，公司陆上风力发电上网电量受到当年陆上风力资源影响小幅下降。

④替代电量

公司替代电量发电电量和电价的变动因素分析如下：

单位：万元

替代电量业务本质上是发电指标的转让，电力由实际发电方直接并入国家电网，并不经过购电方。报告期内，主要系福建省工信厅和福建省发改委发文详细规定了公司交易的替代电量和交易电价。在电量方面，替代电量年交易额系根据政府安排，报告期内存在一定的波动。在电价方面，2021年及2022年替代电量业务模式为公司按照规定价格核算收入，同时向实际发电方支付电量采购款，因

7-1-67

此公司与国家电网替代电量结算价格为规定电价全额，价格波动较小。2023年开始，替代电量业务模式改为由参与替代电量交易的双方分别向国家电网进行结算，公司转让替代电量指标无需向实际发电方另行采购。因此，2023年以后公司与国家电网的替代电量结算价格由原先的规定电价全额改为电价结算差额，继而导致公司2023年替代电量电价出现大幅下降。

综上，替代电量收入2022年的变动主要受到政府安排的年交易电量下降影响，2023年主要受到结算方式改变导致的电价下降影响。

（2）供热产品收入

由上表可见，2022年公司供热收入上升28,521.68万元，增长16.99%，主要原因系2022年由于燃煤价格持续高位运行，公司供热产品的基准价格进行了同步调整，导致供热单价上涨24.61%。

2、报告期内公司营业收入的季节性分布及业绩变动情况与同行业可比公司是否可比

（1）业绩变动情况

公司与同行业上市公司业绩变动对比情况如下：

单位：万元

7-1-68

由上表可见，同行业可比上市公司2022年与2023年营业收入增长率区间分别为-9.02%~28.13%与-9.28%~8.03%。公司2022年与2023年营业收入增长率分别为17.79%与2.63%，均落在同行业可比上市公司对应营业收入增长率区间内，具有合理性。

（2）季节性分布

公司与同行业上市公司季度收入占比对比情况如下：

由上表可见，报告期内公司在2022年与2023年第四季度收入占比较高，其主要原因如下：

①公司海上风力发电项目2021年陆续新增并网，2022年风力发电收入金额与占比在公司营业收入中显著提升，而福建地区风力资源存在一定季节性，即第四季度风能资源较为丰富，继而导致公司2022与2023年第四季度收入占比上升。

②公司燃气发电需承担调峰任务，根据电网调度要求进行燃气发电，2022与2023年燃气发电集中在第四季度，同时替代发电收入亦集中于第四季度，综合导致2022与2023年下半年收入占比上升。

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③公司燃煤发电项目每年集中在第一季度进行设备检修，受此影响一季度收入占比较低。此外，从同行业可比上市公司来看，发电业务均为各公司收入占比的主要组成部分，但其中又有所差异。吉电股份业务集中在东北区域且光伏产品收入占比较大；湖北能源业务集中在湖北省且水力发电和煤炭贸易业务收入占比较大；申能股份业务集中在华东地区且煤炭销售和油气管输业务收入占比较大；上海电力业务集中在上海和江苏地区且光伏产品收入占比较大，而公司业务集中在福建省且供热业务占比较高。因此，同行业可比上市公司在发电业务类型、业务经营区域以及发电收入占比构成均与公司存在一定的差异，不具有统一的季节性特征。

3、量化分析报告期内营业收入与净利润波动趋势及幅度不一致的原因，截至目前公司的业绩情况

单位：万元

由上表可见，公司营业收入与净利润波动趋势及幅度不一致，主要原因如下：

（1）2022年波动原因分析

2022年度，公司营业收入同比增长216,195.78万元，增长幅度为17.79%，

7-1-70

净利润增长163,084.99万元，增长幅度为98.65%。公司营业收入与净利润波动幅度差异的原因说明如下：

①收入结构变化导致毛利额增长

2022年营业收入增长216,195.78万元，营业成本仅增加105,445.48万元，导致毛利额增长110,750.30万元，主要系2022年海上风电业务毛利率为74.55%，由于2022年公司海上风电发电量同比增加，当年海上风电业务收入上升145,586.88万元，导致毛利额上升约108,535.02万元；由于2022年煤炭价格高位运行和电价市场化调整的影响，2022年度燃煤发电毛利率较2021年上升10.61个百分点，公司当年燃煤发电收入约为506,294.59万元，导致毛利额上升约53,717.86万元。

②投资收益上升

2022年投资收益上升70,239.35万元，主要系由于联营企业海峡发电有限责任公司经营盈利，公司权益法核算的长期股权投资确认的投资收益增加65,900.82万元。

（2）2023年波动原因分析

2023年度营业收入同比增长37,704.63万元，增长幅度为2.63%，净利润变动-8,700.41万元，变动幅度为-2.65%。公司营业收入与净利润波动幅度差异的原因主要系联营企业投资收益变化，参股公司盈利同比下降，导致权益法核算的长期股权投资确认的投资收益同比减少11,528.22万元。

（二）量化分析主要业务毛利率大幅波动的原因，纺织制品业务2022年起毛利率持续为负的原因及合理性，同类业务的毛利率及变动情况与同行业可比公司的比较情况；

1、量化分析主要业务毛利率大幅波动的原因

报告期内，公司各项业务的毛利率及收入占比如下：

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由上表可见，供电及供热两项业务在报告期内的合计收入占比分别为

92.54%、94.58%、93.93%及94.50%，为公司的主要业务，以下进行具体分析：

（1）供电业务

报告期内，公司供电业务按照地区、类型分类的毛利率及收入占比情况如下：

报告期内，公司供电业务的毛利率分别为19.00%、25.80%、25.04%和24.29%，除2021年至2022年期间毛利率变动较明显外，其余期间毛利率波动较为平稳。以下针对2021年至2022年期间毛利率变动情况进行因素分析，具体情况如下：

7-1-72

由上表可见，2022年公司供电业务毛利率较2021年增加6.8个百分点，主要原因包括：

2022年公司海上风电收入占比增加贡献了8.13个百分点。由于海上风电项目毛利率较高，2022年公司因海上风电发电量同比增加使得海上风电收入占比大幅增加11.21个百分点，从而提高了公司整体的毛利率水平；

公司供电业务中占比最高的燃煤发电业务毛利率增加贡献了2.60个百分点。公司燃煤业务在2021年因煤炭价格快速上涨，导致出现负毛利；进入2022年，一方面，得益于国家发改委推行燃煤发电价格市场化改革的推行，福建、贵州地区上网电价随之上调分别上涨19.66%和20.51%。另一方面，公司通过采取与供应商签署保供协议，开发新的煤炭来源等措施，有效抑制了煤炭采购价格的涨幅，最终单位原材料成本分别仅增加9.86%和13.53%，燃煤发电毛利率随之由负转正。

（2）供热业务

报告期内，公司供热业务的毛利率分别为11.17%、19.02%、24.11%和20.62%，整体呈上涨趋势。其中2022年公司供热业务毛利率较2021年增加7.85个百分点，主要是由于地方发改委为应对煤价持续上涨的情况，于2022年上调了区域供热单价，使得公司供热单价的涨幅高于供热成本的涨幅所致。

公司2023年供热业务毛利率相较2022年进一步增加5.09个百分点，主要是由于供热业务的主要原材料煤炭平均采购价格下降15.02%，而供热单价仅下

7-1-73

降5.97%所致。

2、纺织制品业务2022年起毛利率持续为负的原因及合理性报告期内，公司纺织业务收入占营业收入比例分别为5.96%、4.19%、4.79%和4.68%，整体占比较小，相应毛利率分别为2.74%、-4.59%、-2.03%和-3.13%，其主要产品的收入占比及毛利额情况如下：

（续）

公司纺织业务产品主要包括水刺非织造布、机织基布、针织布、针刺非织造布及环保滤材等，其中水刺非织造布及机织基布在报告期内始终呈现负毛利率的状态是导致公司纺织业务自2022年起毛利率持续为负的主要原因。

其中水刺非织造布工艺较为先进，其下游主要为医用、航空、高级服装等较为高端的应用领域。公司产品始终处于负毛利主要是由于：一方面，近年来市场

7-1-74

竞争者不断涌入，导致行业产能激增，产品价格不断下降。另一方面，公司的上游原材料供应商相对较为集中且部分大型供应商，如赛得利集团等，利用原材料价格优势向产业链下游并购扩展，进一步挤占了该产品的市场。机织基布为传统纺织产品，应用领域主要为一般服装，公司产品始终处于负毛利主要是由于该部分的产线投产较早，工艺较难满足目前市场上一些大客户对产品工艺升级的要求，因此产品售价较低。出于维护市场份额及客户资源的考虑，公司仍继续开展相关生产销售活动。

3、同类业务的毛利率及变动情况与同行业可比公司的比较情况

（1）同行业可比上市公司主要业务毛利率情况

报告期内，同行业可比上市公司的主要业务毛利率情况如下：

7-1-75

注：数据取自wind。

（2）公司与同行业可比上市公司相同或相近产品毛利率对比分析报告期内，同行业可比上市公司与公司相近业务毛利率如下：

①燃煤发电毛利率比较

报告期内，公司及可比上市公司的煤电毛利率情况如下：

燃煤发电毛利率主要受各地区上网电价及煤炭采购价格两方面的影响。公司

7-1-76

的煤电毛利率波动趋势与申能股份、湖北能源较为接近，与吉电股份差异较大。吉电股份的毛利率较为稳定，主要是由于吉电股份毗邻产煤大省内蒙古，地理距离较近，在煤炭供应保障方面与内蒙古产煤矿区直接建立了深度紧密的合作关系，从而确保能够在2021年市场煤炭价格快速上涨的情况下，仍能以低于市场价格的水平获得足够的煤炭。

②燃气发电毛利率比较

报告期内，公司及可比上市公司的燃气发电毛利率情况如下：

报告期内公司的燃气发电毛利率受调峰任务及天然气价格的影响，毛利率波动较大。相比之下申能股份燃气发电毛利率较为稳定，主要是由于其自身经营天然气勘探、开采和销售，因此可以在一定程度上避免外购天然气价格波动对毛利率的影响。

③风电业务毛利率比较

报告期内，公司及可比上市公司的风电毛利率情况如下：

注：为便于比较，此处采用公司海上风电业务及陆上风电业务的综合毛利率

从上述对比可以看出，公司的风电毛利率整体高于行业平均水平，主要原因

7-1-77

包括：（1）相比吉林、湖北及上海地区，福建地区的风力资源出众，从沿海至内陆100千米都具有可利用的风能，全年风力发电机组的有效利用率高，从而使得单位固定成本较低；（2）得益于国家鼓励发展海上风电的政策，目前对海上风电上网电价要高于陆上风电，福建地区每兆千瓦时的海上风电上网电价达到800元/兆千万时以上（陆上风电约为500至700元/兆千瓦时），使得毛利率要高于陆上风电。同行业可比上市公司中的吉电股份、湖北能源及申能股份均以陆上风电为主，相比之下，公司的风电业务中海上风电收入占比较高（60%以上）。因此，公司风电业务毛利率高于行业平均水平具有合理性。

4、供热毛利率比较

报告期内，公司及可比上市公司的供热毛利率情况如下：

公司供热毛利率与上海电力较为接近，而与吉电股份差异较大，主要是由于吉电股份除工业供热外，还承担吉林省当地很大一部分的民用供热。对于民用供热主要是履行保障民生的社会任务，因此不以盈利为主要考量，导致其供热业务的毛利率始终为负数。综上，公司与同行业上市公司中相同或相近产品或服务的毛利率存在一定的差异，但均具有合理性。

（三）主要原材料的采购数量与对应业务收入和成本的匹配情况，采购价格波动情况是否符合行业趋势。

1、主要原材料的采购数量与对应业务收入和成本的匹配情况

报告期内，公司的主要采购内容如下：

7-1-78

单位：万元

公司的采购内容主要包括煤炭及天然气，两者占报告期各期采购金额合计比例分别为72.58%、72.65%、80.25%和82.55%。

（1）煤炭采购匹配情况分析

煤炭为燃煤发电及供热业务的主要原材料。报告期内，公司燃煤发电及供热业务的合计主营业务收入、主营业务成本及煤炭采购数量情况如下：

2022年燃煤发电的煤炭单位采购数量对应的主营业务收入增加了10.50%，主要系2022年燃煤发电的平均上网电价及供热价格分别上涨18.92%和24.61%所致。

2023年燃煤发电的煤炭单位采购数量对应的主营业务成本减少了9.53%，主要是由于2023年煤炭平均采购单价较2022年下降15.02%所致。

（2）天然气采购匹配情况分析

天然气为燃气发电的主要原材料。报告期内，公司燃气发电的主营业务收入、

7-1-79

主营业务成本及天然气采购数量情况如下：

2022年燃气发电的天然气单位采购数量对应的主营业务收入增加11.66%，主要是由于上网电价增加11.76%所致；天然气单位采购数量对应的主营业务成本增加了32.19%，主要是由于2022年福建省工业天然气的价格上涨了36.87%所致。

2023年燃气发电的天然气单位采购数量对应的主营业务收入增加8.10%，主要是由于上网电价增加6.78%所致；天然气单位采购数量对应的主营业务成本下降了7.02%，主要是由于2023年燃气发电量较2022年增加了45.46%，产能利用率提高使得单位固定成本下降所致。

2、采购价格波动情况符合行业趋势

（1）煤炭采购价格分析

公司燃煤发电业务仅在福建地区及贵州地区两处开展，由于所采购的煤炭热值参数以及区域市场差异较大，公司在这两个地区的煤炭采购方式及价格也存在差异。报告期内，公司煤炭平均采购价格与市场参考价格对比如下：

单位：元/吨

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注：数据取自wind，以上均为不含税价格；由于2021、2022年度煤炭市场存在价格无序上涨的情形，导致该指数与市场实际煤炭价格存在较大背离，因此不进行引用。公司福建地区地电厂所采购的煤炭主要为内蒙古所产的高热值煤炭（4800-5500 cal/kg），通过集团内关联方（以福能物流为主，其他作为补充）进行采购，最终供应商主要包括国能销售集团有限公司（原神华销售集团有限公司，以下简称“国能集团”）及伊泰能源（上海）有限公司（以下简称“伊泰集团”）等。根据合同，由于这部分煤炭的交货地点主要为秦皇岛港、黄骅港、天津港、京唐港和曹妃甸港等北方港口，因此采购价格可参考反映这类北方港口煤炭价格的环渤海动力煤（Q5500K）价格指数。

2021年度及2022年度，福建地区电厂的煤炭平均采购价格较高，主要是由于自2021年下半年起，在内外因素的作用下，国内煤炭供需关系紧张，使得煤炭市场价格大幅上涨并在后续呈现出高位波动的形势，公司的终端长协煤炭供应商（如国能集团、伊泰集团）供应量不足，为保证电量供应，福能物流等供应商不得不应急加价为公司从其他非长协供应商处购买煤炭。部分同行业公司及煤炭供应企业亦对于这段期间煤炭市场价格的波动行情进行了披露，具体可参见“问题5 关于关联交易”之“……3、关联交易价格的公允性”的回复。福建地区电厂的煤炭采购价格自2023年后基本与环渤海动力煤（Q5500K）价格指数趋于一致，主要是由于：1）2022年下半年，随着能源保供稳价政策持续推行，福能物流等关联方与终端供应商（如国能集团、伊泰集团）等重新签署了煤炭供应长期协议，新协议增加了保供条款并更新了定价方式，公司与福能物流等关联方的协议也据此进行了重签；2）自2023年后，国内煤炭市场供需基本恢复稳定，公司福建地区煤炭采购价格基本上按照长协价格进行结算。

以下为公司与福能物流的采购协议条款修订情况：

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公司贵州地区电厂所采购的煤炭以中、低热值煤炭（3000-4000cal/kg）为主，根据询价、招标等市场化原则直接向当地第三方供应商进行采购。由于煤炭热值水平与价格成正比，贵州地区电厂所采购煤炭的单位热值相较福建地区所采购的煤炭低，故其采购单价也相对较低。

根据2022年5月27日贵州省发展改革委、贵州省能源局联合印发的《关于落实煤炭市场价格形成机制有关事项的通知》（以下简称“通知”），贵州省电煤出矿环节中长期合同交易价格合理区间为每吨350-500元（5000千卡，含税），4,000 cal/kg的电煤现货交易价格的合理上限为504元/吨。报告期内，公司贵州地区电厂煤炭采购均价符合该通知价格要求，不存在重大差异，价格具备公允性。

（2）天然气采购价格分析

公司所采购的天然气主要为天然气电厂生产所用，供气公司为中海福建天然气有限责任公司，价格由省发改委统一定价。报告期内，公司天然气采购单价与发改委指导价格一致，具体情况如下：

单位：元/立方米

二、中介机构核查情况

（一）核查程序

1、查阅了发行人报告期内各期财务报告及审计报告以及相关公开经营信息数据，公开查询电力相关政策、法律及行业规章，并进行分析；

2、查阅了同行业可比上市公司的定期报告并对相关财务指标和变动趋势与发行人进行了对比分析；

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3、访谈了相关部门负责人并结合公开市场信息，分析业绩波动的具体原因；

4、获取发行人主要业务的成本构成数据，结合相应的销售数据，对毛利率波动的合理性进行分析性复核；

5、查询主要采购商品的历史市场价格走势，结合发行人的采购数据进行合理性分析。

（二）核查意见

经核查，保荐机构及申报会计师认为：

1、报告期内发行人营业收入增速放缓主要系由于2022年海上风电全面投产和燃煤发电电价因素导致供电收入上升所致，营业收入与净利润波动趋势及幅度具有合理性；发行人营业收入波动情况与同行业上市公司无显著差异；发行人与同行业各上市公司在发电业务类型、业务经营区域以及发电收入占比构成存在一定的差异，因此不具有统一的季节性特征；发行人截至2024年9月30日的业绩情况已进行了披露。

2、报告期内发行人主要业务毛利率在2021年至2022年期间存在大幅波动，主要系供电、供热业务单价涨幅高于原材料采购单价上涨幅度所致，具有合理性。

纺织制品业务2022年起毛利率持续为负主要系水刺非织造布产品及机织基布产品由于市场原因及产品工艺问题，持续呈现负毛利且其余产品毛利额无法覆盖所致。

根据发行人同类业务与同行业可比公司比较来看，发行人燃煤发电、风电业务毛利率情况及波动趋势与同行业近似。其余主要业务虽与同行业可比公司同类业务存在差异，但主要是由于地理因素或是业务结构所致。

3、整体来看，发行人主要原材料的采购数量与对应业务收入和成本具有匹配性，部分年度匹配程度较低主要是由于上网电价或是采购单价变动幅度较大产生的影响所致。发行人主要采购内容为煤炭及天然气，采购价格波动情况符合行业趋势。

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问题4 关于资产根据申报材料，1）报告期各期末，公司应收账款账面价值分别为300,114.21万元、458,209.78万元、481,353.72万元和555,752.31万元，主要为应收清洁能源补贴款，账龄1年以上占比逐年增长，2023年末无期后回款；2）各期末存货账面价值分别为54,521.17万元、71,321.12万元、68,219.13万元和54,299.41万元，主要由原材料、在产品和库存商品构成，存货周转率整体低于同行业平均水平；3）各期末资产减值损失金额分别为6,211.81万元、9,791.46万元、433.41万元和161.13万元，2021年和2022年的资产减值损失主要是对反向购买形成的商誉计提减值准备所致；4）各期末固定资产账面价值分别为1,838,753.58万元、2,749,401.07万元、2,565,633.39万元和2,516,589.42万元，在建工程账面价值分别为751,276.85万元、35,071.22万元、154,322.12万元和193,969.11万元，减值准备账面余额分别为1,599.68万元、1,599.68万元、8,322.55万元和8,322.55万元。

请发行人说明：（1）公司与客户的结算、信用政策，报告期内主要客户的相关政策是否发生变化；应收清洁能源补贴款对应的客户及业务，账龄延长、期后回款较慢的原因，规模及回款情况是否符合行业惯例；结合账龄、逾期、期后回款、核销、应收账款周转率、同行业可比公司情况等分析坏账准备计提是否充分；（2）结合库龄、订单覆盖率、期后销售情况、存货周转率、原材料或产品价格变动、存货跌价准备计提政策及与同行业可比公司的对比等说明公司存货跌价准备计提是否充分；（3）各期末商誉减值测试的具体过程，相关主体报告期内的主要经营情况，减值准备计提的合理性；（4）不同业务生产线固定资产的具体情况及成新率，与产能的匹配性，折旧政策是否符合行业惯例；在建工程的主要项目的完工进度情况、各期末结转固定资产情况及依据，是否如期开展，减值准备计提是否充分。请保荐机构及申报会计师核查并发表明确意见。回复：

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一、发行人说明

（一）公司与客户的结算、信用政策，报告期内主要客户的相关政策是否发生变化；应收清洁能源补贴款对应的客户及业务，账龄延长、期后回款较慢的原因，规模及回款情况是否符合行业惯例；结合账龄、逾期、期后回款、核销、应收账款周转率、同行业可比公司情况等分析坏账准备计提是否充分；

1、公司与客户的结算、信用政策，报告期内主要客户的相关政策是否发生变化

公司在不同的业务中与客户的结算、信用政策的情况如下：

（1）电力产品

公司电力产品主要客户为国网福建省电力有限公司及其下属供电公司和贵州电网有限责任公司，对于燃煤发电和燃气发电业务，公司按照与电网公司签订的《电网购售电合同》，按月结算电费。对于风力发电和光伏发电业务，按照《电网购售电合同》及《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建[2012]102号）等相关规定，电网公司根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与公司结算标准电费；清洁能源补贴电价为可再生能源发电项目上网电价高于当地标杆上网电价的部分。由于清洁能源补贴系由国家财政部按照相关法律法规向国家电网支付，国家电网再拨付地方电网公司，再由地方电网公司根据电量结算情况拨付至发电企业，因此补贴电费实际承担方为国家财政部，电费补贴的发放周期由国家财政部拨付时间决定，补贴电费实际结算周期较长，根据行业惯例，公司未与客户明确约定应收补贴电费的信用期。

（2）热力产品

公司供热业务的客户主要为泉州石狮、晋江、福鼎工业园区内服装印染、造纸、皮革等用热企业。根据双方签订的合同约定，双方于每月结算日根据结算周期内的供热量与热力产品价格进行结算，根据对应客户的信用情况，要求客户预付货款或给予1个月的信用期。

（3）纺织制品

公司纺织业务的客户主要是位于福建、江浙、安徽等地区的纺织产品下游企

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业。公司与客户签订的产品销售合同，根据不同客户的信用、销售规模等情况，要求客户预付货款或给予客户1-3个月的信用期。报告期内，公司与各业务类型的主要客户结算、信用政策均未发生重大变化。

2、应收清洁能源补贴款对应的客户及业务，账龄延长、期后回款较慢的原因，规模及回款情况是否符合行业惯例公司应收清洁能源补贴款对应的客户分别为国网福建省电力有限公司与云南省保山电力有限公司，对应的业务类型分别为福建省陆上风电、海上风电、光伏发电和云南省光伏发电。应收清洁能源补贴款账龄延长、期后回款较慢、应收规模增长主要系由于该补贴的回款周期受到国家财政部拨付时间影响普遍较长，该情况在同行业中较为普遍，公司选取同行业上市公司中有单独披露应收补贴账款余额的湖北能源与上海电力进行对比，具体情况如下：

单位：万元、%

注：2024年三季报未披露应收账款明细，因此最新一期对比选取2024年半年报披露数据

由上表可见，报告期各期同行业上市公司与公司应收补贴款余额增长趋势大致相同。公司2022年应收补贴款增长率显著高于同行业上市公司，主要系由于公司海上风力发电项目于2021年下半年并网，2022年海上风电售电量较上年同期增长228.45%，风电收入增长较快带来较高的清洁能源补贴结算款项，同时清洁能源补贴回款周期较慢从而导致2022年末应收补贴款余额呈现较大幅度的增长。

综上，公司应收清洁能源补贴款规模及回款情况符合行业惯例。

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3、结合账龄、逾期、期后回款、核销、应收账款周转率、同行业可比公司情况等分析坏账准备计提是否充分

（1）应收账款期后回款与坏账计提政策

截至2024年9月30日，公司应收账款期后回收情况如下：

单位：万元

由上表可见，截至2024年9月30日，公司2023年末应收账款余额整体收回比例为43.05%，比例较低的原因主要系应收清洁能源补贴款回款比例仅为

23.82%，该补贴的回款周期受到国家财政部拨付时间影响普遍较长，该情况在同行业中较为普遍。除此之外，应收其他账款回款比例达到99.49%，回款情况良好。因此，账龄大于1年的应收账款主要系应收清洁能源补贴款，同行业可比上市公司对应收补贴账款坏账计提政策描述如下：

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由上表可见，公司对应收清洁能源补贴款的坏账计提比例处于同行业上市公司合理区间内，坏账准备计提充分。对于其他的应收账款，公司2023年度应收账款账龄坏账计提政策与同行业上市公司的对比情况如下：

注：申能股份与上海电力未披露具体账龄计提比例。

由上表可见，公司应收账款账龄坏账计提政策与同行业上市公司不存在显著差异。

（2）逾期与核销

报告期内，公司对于主要逾期应收账款进行了单项计提，计提比例100%，具体情况如下：

单位：万元

报告期内，公司对预计无法收回的应收账款均已全额计提坏账并仅在2022年度对福建福华皮革有限公司坏账金额进行过一次核销，金额为29.03万元，系由于2022年11月应收账款已超期3年且对方已破产注销无法收回，公司对该笔应收账款在履行相应内部审议程序后进行了核销。

7-1-88

（3）应收账款周转率

报告期内，公司应收账款周转率与同行业可比公司对比情况如下：

注：2024年1-9月已年化。

由上表可见，报告期内公司应收账款周转率与同行业可比公司不存在显著差异。综上，公司报告期内未发生大额应收账款核销，期后应收账款回款情况正常，长账龄款项主要为应收清洁能源补贴，公司坏账计提政策、应收账款周转率与同行业上市公司不存在显著差异。

（二）结合库龄、订单覆盖率、期后销售情况、存货周转率、原材料或产品价格变动、存货跌价准备计提政策及与同行业可比公司的对比等说明公司存货跌价准备计提是否充分；

1、存货构成情况

报告期各期末，公司的存货种类构成情况如下：

单位：万元

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由上表可见，公司存货主要由煤炭、备品备件及辅料、纺织品构成，并以煤炭、备品备件及辅料为主，这两类存货在报告期内的账面价值占比合计分别为

85.96%、87.19%、83.91%和85.20%。

2、存货跌价计提情况

报告期各期末，公司存货跌价计提情况如下：

单位：万元

（续）

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由上表可见，报告期内，公司仅针对原材料和库存商品计提了跌价准备，且主要系针对纺织板块。除2023年末及2024年9月末余额中分别各有8.16万元来自收购东桥热电的存货评估减值外，公司未针对电力板块存货计提跌价准备，主要原因如下：

公司电力板块的存货主要为煤炭、备品备件及辅料；其中，煤炭周转较快，通常在一个月内消耗完毕，账面价值基本与市场价值相近；备品备件及辅料主要为机组通用耗材或零配件，定期检修替换，部分备品备件及辅料在各电厂间可通用，总体呆滞可能性较小。因此，公司未对电力板块的存货计提存货跌价准备具有合理性。

3、公司存货跌价准备计提政策

资产负债表日，存货应当按照成本与可变现净值孰低计量。当其可变现净值低于成本时，计提存货跌价准备。

可变现净值，是指在日常活动中，存货的估计售价减去至完工时估计将要发生的成本、估计的销售费用以及相关税费后的金额。

产成品、库存商品和用于出售的材料等直接用于出售的商品存货，在正常生产经营过程中，以该存货的估计售价减去估计的销售费用和相关税费后的金额，确定其可变现净值；需要经过加工的材料存货，在正常生产经营过程中，以所生产的产成品的估计售价减去至完工时估计将要发生的成本、估计的销售费用和相关税费后的金额，确定其可变现净值；为执行销售合同或者劳务合同而持有的存货，其可变现净值以合同价格为基础计算，若持有存货的数量多于销售合同订购数量的，超出部分的存货的可变现净值以一般销售价格为基础计算。

计提存货跌价准备后，如果以前减记存货价值的影响因素已经消失，导致存货的可变现净值高于其账面价值的，在原已计提的存货跌价准备金额内予以转回，转回的金额计入当期损益。

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4、与同行业可比公司对比的情况

（1）电力板块存货跌价准备计提情况对比

报告期内，公司及同行业可比上市公司的电力板块存货跌价准备计提比例情况如下：

注：数据取自wind；存货跌价计提比例=存货跌价准备余额/存货原值。由于各家披露口径存在差异，上表仅计算存货中原材料（上海电力还包括“燃料”）项目的存货跌价计提比例。

由上表可见，除吉电股份有针对原材料计提存货跌价准备外，其他三家同行业可比上市公司均未计提，公司发电板块的存货跌价计提情况与同行业可比公司相近。

（2）纺织板块存货跌价准备计提情况对比

报告期内，公司纺织板块及同行业可比上市公司的存货跌价计提比例对比情况如下：