风力发电新建项目属于公共基础设施企业所得税优惠项目，根据《中华人民共和国企业所得税法》第63号第二十七条第二款国家重点扶持的公共基础设施项目投资经营企业所得税优惠的通知，自该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，六年后所得税按25%征收。被评估单位已向当地税务主管部门申请并获得批准享受三免三减半优惠税率。一期2017年至2019年企业所得税免税期，2020年至2022年减半征收期，2023年及以后年度按25%征收。二期2019年至2021年企业所得税免税期，2022年至2024年减半征收期，2025年及以后年度按25%征收。

　　（6）折现率的确定

　　通过选取对比公司，然后估算对比公司的系统性风险系数 β（Levered Beta ）；并根据对比公司资本结构、对比公司 β 以及被评估单位资本结构估算被评估单位的期望投资回报率，并以此作为折现率。

　　根据上述测算过程，结合非经营性资产负债及负息负债价值，得出收益法下德州润津截至评估基准日2019年2月28日的股东全部权益评估值为104,600万元。

　　2、托克逊收益法评估情况

　　托克逊收益法评估与德州润津较为相似。其中托克逊一期、二期项目2016年已投产运营，收益期为评估基准日至2036年6月；营业收入由基础上网发电收入和外送上网发电收入组成，未来年度发电数据参考历史数据进行预测，电价依据吐鲁番市发展和改革委员会《关于金风科技风城托克逊风电场一期风电上网电价的批复》（吐市发改价管[2016]169号）及《关于金风科技风城托克逊风电场二期风电上网电价的批复》（吐市发改价管[2016]172号）文件确定，外送电价格根据国家电网实际交易价格确定；营业成本包括折旧及摊销、资管服务费、发电权成本等组成；税金及附加的预测主要是按应交增值税计算城建税、教育费附加、地方教育费附加、房产税、土地使用税及印花税，税率按国家税务部门规定的税率执行；所得税方面，托克逊风城公司一期、二期电场2016年并网发电，故托克逊风城公司从2016年至2018年享受所得税减免优惠政策，从2019年至2021年享受所得税优惠政策即所得税税率为7.5%，2022年至预测期末享受15%所得税税率。此外根据企业情况对管理费用、财务费用、资本性支出等进行预测。

　　折现率根据可比上市公司的所得税率、资本结构换算成βu 值，取其平均值作为被评估单位的βu值，并根据无风险收益率、市场风险溢价、企业特定风险调整系数计算后得到被评估企业预测期折现率。最后根据公式：股东全部权益价值=经营性资产价值+非经营性资产价值+溢余资产价值计算得到托克逊公司截至评估基准日2019年2月28日的股东全部权益评估值为15,935.07万元。

　　标的公司收购德州润津、托克逊的交易作价系根据上述评估结论，并经交易双方协商确定。其中，基于标的公司对托克逊所在新疆地区限电情况预计较为谨慎，且考虑到评估基准日后托克逊原股东对托克逊进行增资1.1亿元和托克逊向原股东分红4,400万元，最终协商确定托克逊100%股权交易价格为17,340.00 万元。基于德州润津二期项目塔架技术较为创新，市场上该类型塔架使用率不高，同时二期项目并网时间较晚，机组调试、升压站系统调试以及工程消缺工作尚未完成，标的公司对德州润津二期项目初始运行年度发电状况判断较为谨慎，因此最终协商确定德州润津100%股权交易价格为93,078.00万元。上述交易价格系参考第三方评估机构出具的评估报告，并经交易双方协商确定，德州润津及托克逊公司收益法评估公允，收购交易作价具有公允性。

　　（二）本次重大资产重组对德州润津、托克逊的预估价格区间，与前次股权转让是否存在重大差异、差异产生的原因及合理性

　　评估师根据德州润津、托克逊2019年7月31日未经审计的财务数据，采用资产基础法和收益法对德州润津、托克逊的全部股东权益价值进行了预估。截至本回复出具日，资产基础法评估工作仍在进行中。

　　德州润津前次评估值10.46亿元，本次预估值区间10.5-10.8亿元之间，两次评估值之间无重大差异。托克逊项目采用收益法于2019年7月31日预估值区间为2.6-3亿元，相比2019年2月28日的估值1.59亿元增加了1.01-1.41亿元，主要原因为托克逊在3-7月期间进行了增资和分红，其中原股东增资1.1亿元（计入资本公积）、分红4,400万元，故净资产增加6,600万元；此外根据国家能源局新疆监管办公室“新工信电力（2019）5号”文件，新疆地区风电发电上网基础电量从2018年的1,000小时提升到2019年的1,050小时。由于基础上网电量的含税标杆电价为0.25元/度，高于外送交易电量的电价，因此本次预测收入有所增加，预估值区间有所增加。

　　综上所述，本次重大资产重组对德州润津采用收益法评估的预估价格区间与前次股权转让评估值之间未产生重大差异；托克逊采用收益法评估的预估价格区间与前次股权转让产生差异的原因为两次评估基准日之间托克逊净资产增加以及预期收入增加导致评估值增加，具有合理性。

　　（三）金风科技向国开新能源转让德州润津和托克逊股权，再受让取得国开新能源股权，以及本次津劝业拟向金风科技发行股份购买其持有的国开新能源股权，请说明上述交易是否为一揽子交易，是否存在其他协议约定或利益安排等损害上市公司及中小投资者利益的情形

　　1、上述交易是基于相关方战略发展而作出的独立决策，并非一揽子交易

　　2018年3月，国开新能源2018年第一次董事会审议通过了《关于公司开展风电业务的议案》，确定国开新能源进入风电业务领域。通过对市场上业务机会的多轮比对，在进行了深入尽职调查的基础上，国开新能源最终确定收购金风科技下属公司德州润津和托克逊，并于2019年6月签署了股权交割协议，完成了后续项目交割。

　　2019年8月，金风科技通过受让普罗中欧及红杉投资所持有的标的公司股权成为国开新能源股东，系其基于对国开新能源发展前景和行业地位判断作出投资决定，并与普罗中欧及红杉投资理性协商进行的正常商业行为。

　　上述风电项目收购及国开新能源股权受让（合称“前次交易”）并未以津劝业向金风科技发行股份购买其持有的国开新能源股权作为决策依据。截至本回复出具日，前次交易股权交割均已完成，前次交易的实施也未以津劝业向金风科技发行股份购买其持有的国开新能源股权为前提条件。

　　因此，金风科技向国开新能源转让德州润津和托克逊股权，再受让取得国开新能源股权，以及本次津劝业拟向金风科技发行股份购买其持有的国开新能源股权系基于相关方战略发展而作出的独立决策，并非一揽子交易。

　　2、相关主体已就上述交易不属于一揽子交易出具承诺

　　上述交易相关方津劝业、天津津诚、金风科技及金风投资、国开新能源分别出具了《关于不存在一揽子交易事项的承诺》。

　　津劝业承诺“本公司未就本次交易与金风科技及其子公司金风投资、国开新能源、天津津诚签署任何构成一揽子交易的协议、合同、备忘录及其他具有一揽子交易内容的文件”。

　　天津津诚承诺“本公司作为津劝业和国开新能源的控股股东，未与金风科技及其子公司金风投资、国开新能源、津劝业共同签署任何构成一揽子交易的协议、合同、备忘录及其他具有一揽子交易内容的文件”。

　　金风科技及金风投资承诺“本次津劝业通过发行股份的方式收购国开新能源的100%股权，金风科技及金风投资作为交易对方参与本次交易，与前述金风科技出售资产、金风科技及金风投资购买国开新能源科技有限公司股权的事项不构成一揽子交易。金风科技及金风投资未与国开新能源、津劝业及天津津诚签署任何构成一揽子交易的协议、合同、备忘录及其他具有一揽子交易内容的文件”。

　　国开新能源承诺“本次津劝业通过发行股份的方式收购本公司的全部股权，金风科技及金风投资作为交易对方参与本次交易，与前述本公司购买资产以及金风科技和金风投资购买本公司股权的事项不构成一揽子交易，本公司未与金风科技和金风投资签署任何构成一揽子交易的协议、合同、备忘录及其他具有一揽子交易内容的文件”。

　　综上所述，上述交易是基于相关方战略发展而作出的决策，交易决策独立，不互为条件，不属于一揽子交易，相关主体已就上述交易不属于一揽子交易出具承诺，不存在其他协议约定或利益安排等损害上市公司及中小投资者利益的情形。

　　二、补充披露情况

　　公司已在本次重组预案（修订稿）“第五节置入资产基本情况”之“三、下属企业情况”之“（一）控股子公司”及“第三节交易对方基本情况”之“四、金风科技”之“（三）金风科技与国开新能源有关交易的说明”中就上述内容进行了补充披露。

　　三、中介机构核查意见

　　经核查，独立财务顾问认为：（1）标的公司收购德州润津、托克逊交易作价以独立资产评估机构出具的评估结果为依据，并经交易双方协商确定，具有公允性；（2）本次重大资产重组对德州润津采用收益法评估的预估价格区间与前次评估值不存在重大差异，托克逊采用收益法评估的预估价格区间与前次股权转让产生差异的原因为两次评估基准日之间托克逊净资产增加以及预期收入增加导致评估值增加，具有合理性；（3）金风科技向国开新能源转让德州润津和托克逊股权，再受让取得国开新能源股权，以及本次津劝业拟向金风科技发行股份购买其持有的国开新能源股权，是基于相关方战略发展而作出的决策，交易决策独立，不互为条件，不属于一揽子交易，相关主体已就上述交易不属于一揽子交易出具承诺，不存在其他协议约定或利益安排等损害上市公司及中小投资者利益的情形。

　　问题3.公开信息显示，截至2019年6月30日，上市公司5.14亿元固定资产因借款设定抵押，4,750万元货币资金为贷款保证金，66.3万元长期股权投资因借款设立质押。请公司补充披露：（1）自查上市公司是否存在其他权利受到限制的资产；（2）上述资产存在权利限制是否对资产置换方案的实施产生实质性障碍，以及解除相关资产权利限制的安排，上市公司是否需要承担连带责任。请财务顾问核查并发表意见。

　　一、问题答复

　　（一）上市公司权利受限的资产情况

　　1、置出资产抵押、质押情况

　　截至本回复出具日，上市公司津劝业存在的抵押、质押资产情况如下表所示：

　　■

　　注1：上市公司与天津津诚签署了质押合同（JCZB-20190612），但未就该等股权办理质押登记；

　　注2：上市公司与天津津诚签署了质押合同（JCZB-20190611），但未就该等股权办理质押登记；

　　注3：天津津诚于2019年8月20日向劝华集团提供6,000万元借款，劝华集团将该笔款项通过银行委托贷款借给上市公司。针对该笔委托借款，上市公司与天津津诚签署了《抵押合同》（JC2B-20190822）合同，将位于南开区南开三马路6号的土地使用权及地上建筑物进行抵押，但未就该等抵押办理登记手续。

　　2、截至本回复出具日，公司货币资金被司法冻结的具体情况说明

　　（1）与天津市宜堂熙悦众创空间有限公司委托合同纠纷，司法冻结货币资金37.05万元

　　天津市宜堂熙悦众创空间有限公司（下称“宜堂熙悦公司”）诉公司委托合同纠纷案件于2019年1月14日立案。宜堂熙悦公司于2019年1月17日向天津市和平区人民法院申请财产保全，请求依法冻结公司银行存款37.05万元或查封、扣押等值财产。天津市和平区人民法院于2019年1月18日下达（2019）津0101民初480号民事裁定书，裁定冻结公司银行存款37.05万元或查封、扣押等值财产。

　　（2）与佛山市顺德区胜百利服装有限公司联营合同纠纷，司法冻结货币资金19.52万元

　　佛山市顺德区胜百利服装有限公司（下称“胜百利公司”）诉公司联营合同纠纷案件于2019年7月1日立案。胜百利公司于2019年6月30日向天津市和平区人民法院申请财产保全，请求依法冻结公司名下银行存款19.52万元或查封、冻结等值财产。天津市和平区人民法院于2019年7月15日下达（2019）津0101民初4577号民事裁定书，裁定冻结公司名下银行存款19.52万元或查封、扣押等值财产。后经公司查询，公司四个银行账户被冻结，被冻结账户内金额合计5.82万元。

　　截至2019年9月17日，上市公司已根据裁定将19.52万元支付给原告胜百利公司，目前正在向法院申请办理解除财产冻结的过程中。

　　除上述情况外，上市公司拟置出资产不存在其他抵押、质押、查封、冻结等权利限制情形。

　　（二）上述资产存在权利限制是否对资产置换方案的实施产生实质性障碍，以及解除相关资产权利限制的安排，上市公司是否需要承担连带责任

　　针对上述置出资产存在的抵押、质押情形，上市公司拟于近期启动与债权人的沟通工作，力争取得全部债权人就本次资产置换中涉及的债权债务关系转移的同意函；如出现债务转移未获部分债权人书面同意的情形，上市公司将根据该部分债权人的要求及与之沟通的情况，以自有资金或自筹资金提前清偿相应款项，使得相关资产权利限制情形得以解除，避免影响资产置换方案的实施。针对上述货币资金被司法冻结的情况，考虑到涉及金额较小，如最终依据相关法院做出的生效判决，上市公司需承担涉及上述受限货币资金的支付义务，公司将以自有资金承担。

　　除上述债权外，截至本回复出具日，上市公司不存在为其他第三方提供对外担保的情形，不存在需对外承担连带责任的情形。

　　综上所述，截至本回复出具日，上市公司资产存在的权利限制不会对本次交易构成实质性障碍。

　　二、补充披露情况

　　公司已在本次重组预案（修订稿）“第四节置出资产基本情况”之“三、置出资产权利受限情况”中就上述内容进行了补充披露。

　　三、中介机构核查意见

　　经核查，独立财务顾问认为：除上述债权外，上市公司不存在为其他第三方提供对外担保的情形，不存在需对外承担连带责任的情形。对于银行及关联方债权人，上市公司将力争取得其同意债权债务关系转移的书面说明，未取得其同意的，上市公司已明确将以其自有资金或自筹资金偿还；对于部分货币资金被司法冻结的情况，因整体金额较小，如最终依据相关法院做出的生效判决，上市公司需承担涉及上述受限货币资金的支付义务，公司将以自有资金承担。综上所述，目前上市公司资产存在的权利限制不会对本次交易构成实质性障碍。

　　问题4.预案披露，本次股份发行对象之一杭州长堤未承诺其符合非公开发行对象的条件，与其他发行对象承诺存在不一致。请公司补充披露：（1）上述杭州长堤承诺不一致的原因，是否符合相关规定；（2）以列表形式穿透披露交易对方最终出资人，并说明出资人与其他交易主体的关联关系。请财务顾问发表意见。

　　一、问题答复

　　（一）上述杭州长堤承诺不一致的原因，是否符合相关规定

　　本次股份发行对象之一杭州长堤因对相关承诺事项的理解存在差异，对相关法规的理解不够充分。

　　1、杭州长堤认为本次交易不涉及非公开发行股票事宜，因此未在预案中对“本公司/本单位符合上市公司非公开发行股票发行对象的条件，不存在法律、法规、规章或规范性文件规定的不得作为上市公司非公开发行股票发行对象的情形”进行承诺；

　　2、杭州长堤认为“承诺人承诺如本次交易因涉嫌所提供或者披露的信息存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，被司法机关立案侦查或者被中国证券监督管理委员会立案调查的，在形成调查结论以前，本人不转让在津劝业拥有权益的股份（如有），并于收到立案稽查通知的两个交易日内将暂停转让的书面申请和股票账户提交津劝业董事会，由董事会代本人向证券交易所和登记结算公司申请锁定；如本人未在两个交易日内提交锁定申请的，授权董事会核实后直接向证券交易所和登记结算公司报送本人的身份信息和账户信息并申请锁定；董事会未向证券交易所和登记结算公司报送本人身份信息和账户信息的，授权证券交易所和登记结算公司直接锁定相关股份。如调查结论发现存在违法违规情节，本人承诺锁定股份用于上市公司及投资者赔偿”是重组上市的承诺要求，因此未在预案中进行承诺。

　　基于上述原因，其在预案中所做出的《关于提供材料真实性、准确性和完整性的承诺函》和《关于主体资格及所持股权权属清晰不存在权利瑕疵的承诺函》与其他发行对象存在不一致的情况。后经进一步沟通，杭州长堤已充分、正确地理解相关法规规定，重新出具了《关于提供材料真实性、准确性和完整性的承诺函》和《关于主体资格及所持股权权属清晰不存在权利瑕疵的承诺函》。杭州长堤重新出具的前述承诺与预案中披露的其他交易对方承诺的内容一致，符合法律法规及规范性文件的规定。

　　（二）以列表形式穿透披露交易对方最终出资人，并说明出资人与其他交易主体的关联关系

　　根据《中华人民共和国证券法》、《非上市公众公司监管指引第4号——股东人数超过200人的未上市股份有限公司申请行政许可有关问题的审核指引》（以下简称“《非上市公众公司监管指引第4号》”）等相关规定，经公开信息查询，并根据本次交易的主要交易对方提供的公司章程、合伙协议、出具的书面确认或承诺函，上述交易对方穿透至最终出资的自然人、法人情况如下：

　　1、天津津诚

　　■

　　2、国开金融

　　■

　　3、普罗中欧

　　■

　　注：普罗中欧目前正在办理私募基金备案。

　　4、金风科技

　　金风科技（002202.SZ）为深圳交易所上市公司。

　　5、津诚二号

　　■

　　6、中日节能

　　■

　　7、金风投资

　　■

　　8、杭州长堤

　　■

　　■

　　9、天津天伏

　　■

　　10、天津青岳

　　■

　　注：天津青岳为国开新能源的员工持股平台。

　　11、菁英科创

　　■

　　12、杭州青域

　　■

　　根据《非上市公众公司监管指引第4号》的规定，公司股权结构中存在工会代持、职工持股会代持、委托持股或信托持股等股份代持关系或者存在通过“持股平台”间接持股的安排以致实际股东超过200人的，在依据《非上市公众公司监管指引第4号》申请行政许可时，应当已经将代持股份还原至实际股东、将间接持股转为直接持股，并依法履行了相应的法律程序；以私募股权基金、资产管理计划以及其他金融计划进行持股的，如果该金融计划是依据相关法律法规设立并规范运作，且已经受到证券监督管理机构监管的，可不进行股份还原或转为直接持股。

　　截至本回复出具日，本次交易的交易对方根据上述指引的相关穿透计算规则穿透计算，人数未超过200人，符合《中华人民共和国证券法》、《非上市公众公司监管指引第4号》的相关规定。但从目前到重组报告书（草案）期间，如个别交易对方上层的各层级出资人发生较大变化，则可能存在交易对方根据上述相关规则穿透计算后人数超过200人的风险。

　　交易对方及其出资人与其他交易主体的关联关系如下：

　　1、天津津诚是上市公司控股股东，与津诚二号具有一致行动关系；

　　2、金风科技是金风投资持股100%的股东；

　　3、中日节能与杭州青域具有一致行动关系；

　　4、国开金融是普罗中欧的有限合伙人国开装备的控股股东，是杭州长堤的有限合伙人国创开元股权投资基金（有限合伙）的合伙人。

　　二、补充披露情况

　　公司已在本次重组预案（修订稿）“重大事项提示”之“九、本次交易相关方所作出的重要承诺”及“第三节交易对方基本情况”中就上述内容进行了修订并补充披露。

　　三、中介机构核查意见

　　经核查，独立财务顾问认为：（1）杭州长堤因对相关承诺事项的理解存在差异，因此其所做出的《关于提供材料真实性、准确性和完整性的承诺函》和《关于主体资格及所持以权属清晰不存在权利瑕疵的承诺函》与其他发行对象存在不一致的情况，杭州长堤已重新出具了《关于提供材料真实性、准确性和完整性的承诺函》和《关于主体资格及所持以权属清晰不存在权利瑕疵的承诺函》,重新出具的承诺符合法律法规及规范性文件的规定。（2）本次交易的交易对方穿透至最终出资人的情况如本题所述，交易对方及其出资人与其他交易主体的关联关系如下：1）天津津诚是上市公司控股股东，与津诚二号具有一致行动关系；2）金风科技是金风投资持股100%的股东；3）中日节能与杭州青域具有一致行动关系；4）国开金融是普罗中欧的有限合伙人国开装备的控股股东，是杭州长堤的有限合伙人国创开元股权投资基金（有限合伙）的合伙人。

　　二、标的公司的经营信息

　　问题5.根据国家发改委《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。请公司补充披露：

　　（1）报告期内风电、光伏发电上网标杆电价的变化情况；

　　（2）分析上网电价变化、未来政策变化对标的公司持续盈利能力的影响，以及已采取和拟采取的应对措施。请财务顾问发表意见。

　　一、问题答复

　　（一）报告期内风电、光伏发电上网标杆电价的变化情况

　　1、光伏上网标杆电价变化

　　（1）集中式光伏电站

　　2016年12月26日，国家发改委发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），明确光伏电站I、II、III类资源区标杆上网电价分别下调至0.65、0.75和0.85元/KWh。

　　2017年12月29日，国家发改委下发《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2017〕2196号），将光伏电站I、II、III类资源区标杆上网电价分别下调至0.55、0.65和0.75元/KWh，分布式光伏电价补贴标准下调至0.37元/KWh。

　　2018年5月31日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，决定2018年6月30日以后新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低5分，即I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元。同时下调分布式光伏发电度电补贴标准5分，即下调至0.32元/KWh。

　　随着光伏装机规模的增大造成了补贴缺口的增大，限电的增加，为使行业健康稳定发展，2019年4月28日，国家发改委下发《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格规〔2019〕761号），将纳入国家财政补贴范围的I-III类资源区集中式光伏电站和采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站指导价执行指导价分别确定为每千瓦时0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元。同时要求新增光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴；采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式（即除户用以外的分布式）光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元；能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元；

　　自2017年起，历年电价下调变化如下表所示。

　　全国太阳能发电标杆上网电价变化表

　　单位：元/KWh

　　■

　　（2）分布式光伏电站

　　根据具体补贴方式的不同，分布式光伏电站亦可以分为两种具体类别，即“全额上网”模式和“自发自用，余电上网”模式，具体为：

　　1）“全额上网”模式：

　　与普通地面集中式光伏电站相同，国家补贴根据太阳能资源区的光伏发电标杆上网电价与当地脱硫煤电价确定。

　　2）“自发自用，余电上网”模式：

　　采用“自发自用，余电上网”模式的工商业分布式光伏发电项目实行按照全电量补贴的政策，通过可再生能源发展基金予以支付，由电网公司转付。2013年以来，我国分布式光伏电站项目的国家补贴标准有所下降，具体情况如下：

　　单位：元/KWh（含税）

　　■

　　注：根据国家发展改革委发布的《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规[2017]2196号），分布式光伏扶贫项目的度电补贴标准仍为0.42元/KWh；根据国家发改委、财政部和国家能源局联合发布的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源[2018]823号），“符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5MW及以下）标杆电价保持不变”。

　　2、报告期内风电上网标杆电价的变化情况

　　2015年12月22日，国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号），明确实行陆上风电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。并确定了陆上风电2016年和2018年的标杆电价，具体如下表。

　　全国陆上风力发电上网标杆电价表

　　单位：元/KWh（含税）

　　■

　　注1：2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。

　　注2：2018年前如投资运行成本发生较大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。

　　2016年12月26日，国家发改委发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），再次下调风电发电标杆上网电价。具体如下表：

　　全国陆上风力发电上网标杆电价表

　　单位：元/KWh（含税）

　　■

　　注：2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杆上网电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目但于2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。2018年以前核准但纳入2018年1月1日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行2018年标杆上网电价

　　2019年5月21日，国家发改委下发《国家发展改革委关于完善风电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格规〔2019〕882号），对于陆上风电电价要求主要有两个方面：（1）将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。（2）2019年I～IV类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

　　全国陆上风力发电上网标杆电价表

　　单位：元/KWh（含税）

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　　注：2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　（二）分析上网电价变化、未来政策变化对标的公司持续盈利能力的影响，以及已采取和拟采取的应对措施

　　国家对于风、光发电的上网电价及补贴执行期限均为20年，一旦项目在满足政策要求的条件下并网，即认为取得电价。整个运营期前20年即按照此电价确定，不会因为后续电价变化而变化。因此一旦项目确定上网电价后，后续政策确定的电价变化对项目无影响，已投资并网项目持续盈利不会受到未来政策变化的影响。

　　对于后续开发的项目，虽然标杆电价在逐渐下降，但是光伏风电随着技术发展及成本下降，开发的项目依然具有投资价值，能保证公司持续盈利能力。国内光伏、风电历年的新能源装机占总能源的占比也可看出新能源对于传统能源上的投资优势。

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　　数据来源：《中国电力工业现状与展望（2019）》

　　光伏方面，度电成本的下降的主要因素是电站初始投资建设成本的降低及设备效率的提升。电站建设主要是可分为光伏组件、并网逆变器、支架、配电设备及电缆、电站建设安装等成本，其中光伏组件投资成本占初始投资的50%～60%。近三年光伏电池组件效率的提升、制造工艺的进步以及原材料价格下降等因素保证了光伏系统度电成本的下降。2016年底组件价格多晶3-3.3元/W左右、单晶3-3.5元/W左右；2017年底多晶组件在2.7-2.75元/W，单晶组件在2.7-2.9元/W，同比上年下降0.6元/W左右；2018年底多晶组件在1.7-2元/W，单晶组件在1.8-2.2元/W，同比上年下降0.8元/W左右。

　　风电方面，近几年度电成本的下降主要得益于风电设备技术提升及运营效率提升。从机组来看，一是以大容量、大叶片、高轮毂为核心的大型化趋势；二是适应高海拔、低风速等复杂环境趋势长叶片、高塔筒技术开发应用，显著提升机组单机发电能力；三是风电机组整机设计技术进步，解决适应湍流等复杂自然环境难题；提高风电机组对自然环境的适应能力。从建设来看，风电场建设装备升级与手段的多样化，有效提高开发效率。一是在运输车辆发展较快，有更好的通过性；二是专业的施工队伍更强的转场能力和施工效率不断提高。三是未来具备海上6MW+风机整体施工能力的安装船将占据一定的技术优势。从智能化运维来看，风电场运行维护智能化、智慧化、自动化技术快速发展，能有效提升发电量、实现技术突破、解决重大问题，减低运维成本。由于以上技术进步，使得风电场单位度电成本进一步降低，适用于未来平价上网项目。

　　目前已经在光照资源和风资源优质地区实现了平价上网，随着技术的进一步发展，规模化集约化的用地和建设模式将为行业的健康有序发展提供更加有利的市场化推进方式。同时，绿证、微电网、储能以及其他能源与光伏风电的结合，更能确保项目的收益。

　　对于已建成并取得电价批复的项目，未来上网电价及其他政策变化对公司已建成项目的收入及盈利能力不会产生影响。对于后续的政策及市场的变化，预计主要体现为两个方面，其一是电价将进一步降低至平价，与脱硫燃煤上网电价持平；其二是市场将进一步向具有资金、管理、技术优势的企业倾斜。

　　基于此，标的公司正在从如下几个方面采取积极措施，应对可能产生的影响。

　　1、进一步提高电站建设的技术水平，充分利用科研院所及外部行业资源优势，在技术上保证新建项目的发电量。首先在行业现有设备选型、设备排布、设备间的匹配上开展深入研究，重点实现最适合当地地形及自然资源的项目设备的适配性和设备间的匹配性，实现设备性能的充分发挥，有效提升项目发电量。及时跟进光伏、风电行业的技术进步成果及项目实证情况，对可有效降低度电成本的技术进步及工程建设实践在公司进行及时推广。

　　2、协调全部资源，从采购管理、建设管理、资金支付三个方面对系统建设进行成本控制。采购管理方面，进一步提高计划水平，采用总部集中采购方式，利用采购规模效应，进一步降低设备采购价格，争取优势的付款方式。项目建设方面，从建设单位选择、施工组织设计、施工时间控制、施工过程质量控制等各方面进行优化和协调，有效保证项目工期及工程质量，控制成本的增加。从资金支付方面，争取合理的资金支付进度及支付方式，在不影响工程建设的前提下，控制项目支付进度，减少公司资金成本。

　　3、进一步加强运维技术水平，保证建成项目的运营水平。公司正在构建基于云计算的运维管理中心及区域运维中心，基于大数据分析的资源预测及电站变现，进行智能化的检修运维推荐，区域运维中心可实现有计划的运维活动，可有效保证电站利用率及可利用小时数。

　　4、进一步优化投资区域分配，优先抢占资源优良的区域进行规模化开发，在资源优势区域形成项目开发优势，尽快提升公司资产规模。通过区域化研究分配，能够有效实现人力资源的充分利用的同时也有利于项目的区域规模化发展，对项目开发具有正向反馈的同时也有利于降低运维成本。

　　5、充分利用股东的强大背景、资本运作经验及自身良好信用，与其他政策性银行、主流商业银行、融资租赁机构、产业基金等金融机构建立起良好的合作关系。结合自身资金需求，力争不断优化资本结构，通过发行债券等多样融资措施降低资金成本，提高资金使用效率。

　　二、补充披露情况

　　公司已在本次重组预案（修订稿）“第五节置入资产基本情况”之“四、主营业务发展情况”之“（五）报告期内风电、光伏发电上网标杆电价的变化情况”中就上述内容进行了补充披露。

　　三、中介机构核查意见

　　经核查，独立财务顾问认为：标的公司已投资并网电站的风、光上网电价未来收益已经锁定，后续政策确定的电价变化对项目无影响，已投资项目持续盈利不会受到未来电价政策变化的影响。

　　问题6.预案披露，标的公司的主营业务为光伏电站和风电场的开发、建设及运营，目前已在新疆、山东等地布局风电业务资产。请公司补充披露：（1）按电站类型（光伏/风电）分别披露项目所在地、建成时间、装机容量、并网时间、并网总容量、总发电量、上网电量、项目运营期、动态投资回收期、各项目报告期内销售收入、毛利率、营业利润、经营活动现金流净流量、电价补贴金额；（2）标的公司目前是否已有风电储备项目、是否已有核准风电项目；（3）结合运营区域电力消纳水平及跨区消纳水平，说明公司各项目发电量是否与区域电量消纳能力匹配；（4）各项目平均利用小时数，并结合同行业可比公司数据说明差异的原因及合理性；（5）结合2019年5月21日《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），及报告期内新疆、山东等公司布局区域风电上网电价变化情况，说明标的公司持续盈利能力是否存在不确定性；（6）结合上述情形，说明标的公司的核心竞争力，分析此次重组是否有利于上市公司增强持续经营能力。请财务顾问、会计师发表意见。

　　一、问题答复

　　（一）按电站类型（光伏/风电）分别披露项目所在地、建成时间、装机容量、并网时间、并网总容量、总发电量、上网电量、项目运营期、动态投资回收期、各项目报告期内销售收入、毛利率、营业利润、经营活动现金流净流量、电价补贴金额

　　评估师根据标的公司2019年7月31日未经审计的财务数据，采用资产基础法和收益法对标的公司的股东全部权益价值进行了预估。截至本回复出具日，评估师对标的公司各项目的未来现金流及折现率的测算尚未完成，标的公司各电站项目动态投资回收期将于上述工作完成后在重组报告书（草案）中进行补充披露。

　　截至本回复出具日，国开新能源下属正在运营的光伏及风电项目所在地、建成时间、装机容量、并网时间、并网总容量、总发电量、上网电量、项目运营期、各项目报告期内销售收入、毛利率、营业利润、经营活动现金流净流量、电价补贴金额情况如下：

　　1、项目指标情况

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　　注1：装机容量、并网总容量为截至2019年7月31日数据；

　　注2：上表序号7、17、18、24-27、31-34项目为国开新能源于报告期内收购项目，上述项目报告期内总发电量、上网电量及已收到电价补贴金额为纳入标的公司合并范围以来的数据；

　　注3：上网电量：披露口径为销售电量，包含向电网公司销售的电量和向业主销售的电量。

　　2、项目财务指标

　　报告期内，标的公司光伏/电站项目累计实现的销售收入、营业利润、经营活动现金流量净额及毛利率如下：

　　单位：万元

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　　（二）标的公司目前是否已有风电储备项目、是否已有核准风电项目

　　1、标的公司风电储备项目情况

　　标的公司目前已有风电储备项目如下：

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　　注：上述项目均已签署开发协议。

　　2、标的公司核准风电项目情况

　　截至本回复出具日，标的公司建成项目中已有夏津一期100MW项目、夏津二期100MW项目及托克逊一期49.5MW项目、托克逊二期49.5MW等四个项目取得发改委批文。储备项目中，河北海兴丁北50MW风电项目已取得发改委批文。

　　（三）结合运营区域电力消纳水平及跨区消纳水平，说明公司各项目发电量是否与区域电量消纳能力匹配

　　截至本回复出具日，标的公司下属正在运营的光伏项目主要分布于宁夏、河北、安徽、黑龙江、辽宁、山东、山西、浙江、上海等省市；风电项目位于新疆及山东。

　　1、标的公司光伏发电项目电量消纳情况

　　（1）宁夏地区光伏项目电力消纳水平及匹配情况

　　截至2018年12月31日，宁夏新能源装机容量达到17,730MW，占宁夏电力装机总容量的41.5%。标的公司在宁夏地区共有7个光伏项目，合计装机容量239.125MW，占宁夏新能源总装机容量的1.34%。2018年度标的公司宁夏地区光伏发电项目发电量367,030MWh，占宁夏地区新能源发电量27,425,000MWh的1.33%。因此，从装机量和实际发电量规模来看，标的公司宁夏地区项目发电量对所在地区发电量整体影响较小。

　　近年来，宁夏弃光率有所好转，根据国家能源局-西北能监局官网数据显示，2017年、2018年及2019年1-7月宁夏弃光率分别为6.4%、4.41%及2.72%，呈下降趋势。主要系一方面宁夏自治区政府及电网公司加强外送通道的建设，目前已投入±660千伏银东直流、±800千伏灵绍直流、±800千伏昭沂直流等多条外送通道，电力跨区消纳情况较好；另一方面，宁夏自治区政府为鼓励当地工业企业恢复生产及扩产，提升本地用电需求，根据《宁夏能源发展“十三五”规划》，到2020年将新建一批重点煤化工项目，用电量将达1,200亿KWh。随着弃光率的下降，新能源电力在本地的消纳情况将得到进一步改善。

　　2018年度，标的公司在宁夏地区光伏发电项目平均利用小时数为1,534.89小时，高于宁夏区域光伏1,400小时的平均利用小时数，说明标的公司项目发电量消纳情况好于宁夏区域平均水平。

　　综上所述，宁夏地区近年来弃光率逐渐下降，本地消纳能力及跨区消纳能力逐步提升；同时，标的公司在宁夏地区光伏项目平均利用小时数较高，消纳情况好于当地平均水平，且发电量规模占比较小。标的公司宁夏项目发电量得到充分消纳，与宁夏地区光伏项目电力消纳水平能够匹配。

　　（2）河北地区光伏发电项目电力消纳水平及匹配情况

　　截至2018年12月31日，河北光伏装机容量达到12,340MW，标的公司在河北地区共有9个光伏发电项目，合计装机容量220MW，占河北光伏装机容量的1.78%。因此，从装机规模来看，标的公司河北地区项目发电量对所在地区发电量整体影响较小。

　　2018年度标的公司河北地区光伏项目发电量288,821MWh，平均利用小时数1,345小时，基本接近2018年河北II类地区(承德/张家口/唐山/秦皇岛)实际平均利用小时数1,372小时。考虑到标的公司在河北的9个光伏发电项目有6个在河北南网的保定地区，而保定区域最佳倾角时年利用小时数，要比前述的河北II类地区最佳倾角时年利用小时数低200小时左右，因此实际上标的公司在河北地区的光伏发电项目利用小时数属于较高水平，发电量的消纳情况较好。

　　近年来，河北省各地利用荒山、沙荒地有序开发太阳能光伏发电项目，并建立健全可再生能源消纳保障机制，促进清洁能源可持续发展，取得良好效果。根据《河北省“十三五”能源发展规划》，“十三五”期间，河北大力发展光伏发电，坚持集中式与分布式相结合，推广先进技术装备，创新开发利用模式，提升就地消纳能力，力争到2020年全省光伏发电装机总量达到1500万KW；同时推进输电通道建设，融入国家西电东送、北电南输电力输配大格局，争取蒙西-天津南、锡盟-山东、榆横-潍坊等特高压通道电力在省内更多落地；加快建设张北±500千伏柔性直流示范工程，积极推进张北-北京西特高压通道开工建设，谋划建设内蒙和陕西煤电、金沙江上游水电至冀南电网送电通道，支持省内重点企业参与省外能源基地和输电通道建设，提高清洁能源送出消纳能力。

　　综上所述，标的公司在河北地区光伏项目平均利用小时数处于较高水平，消纳情况较好，且装机量规模占比较小；同时，河北地区光伏电力消纳的政策态势良好，且是工业大省，整体消纳能力较强，光伏装机容量甚至仍具有较大提升空间。因此，标的公司河北项目发电量得到充分消纳，与河北地区光伏项目电力消纳水平能够匹配。

　　（3）山西地区光伏发电项目电力消纳水平及匹配情况

　　截至2018年12月31日，山西省新能源装机容量达到19,186MW，占山西省发电装机总容量的21.91%。标的公司在山西地区共有寿阳2号100MW项目、寿阳4号100MW项目2个集中式光伏项目（合称“寿阳项目”），合计装机容量200MW，占山西新能源总装机容量的1.04%。因此，从装机量和实际发电量规模来看，标的公司山西地区项目发电量对所在地区发电量整体影响较小。

　　目前，标的公司寿阳项目仍处于补充并网容量的建设阶段。根据项目可行性研究报告，完全建成后年均发电可利用小时数为1,416.2小时。山西省能源局“晋能源电力发2019-93号”文件规定，1,300小时以内的新能源发电量可以得到保障性收购，超出1,300小时部分将进行电力市场交易，有力保障了新能源发电量的消纳。从最新数据来看，2019年1-7月寿阳2号100MW项目、寿阳4号100MW项目已累计发电23,761 MWh，利用小时数分别为561.61小时和526.33小时，发电量实现全额消纳。

　　此外，近年来山西不断加强电力外送通道建设，促进新能源消纳，晋电外送规模不断创新高。2018年度外送电量927.1亿KWh，占全省发电量的30%； 2019年1-6月，山西全省外送电量达444亿KWh，同比增长7.8%。截至目前，山西电网拥有1条±800千伏特高压直流送华东通道，1条1,000千伏特高压交流送华中通道，9条500千伏交流送华北通道，承担着向京津冀、华东和华中等区域输送电能的任务。

　　综上所述，标的公司在山西地区光伏项目装机量规模占比较小，且消纳政策支持力度较大；同时，山西省属于电力供应大省，省内电力基础设施建设完善、电网对内对外输送能力较强，整体消纳能力较强。标的公司在山西地区光伏项目的发电量得到充分消纳，与所在地区消纳能力能够匹配。

　　（4）其他地区光伏项目电力消纳水平及匹配情况

　　除上述项目外，标的公司其他光伏项目位于黑龙江、辽宁、安徽、上海、浙江、山东等地。一方面，根据国家能源局公告《2018年度光伏发电市场环境监测评价结果》，黑龙江、辽宁、安徽、浙江等省市评价结果为绿色，表明光伏项目开发市场环境良好；标的公司在辽宁地区为分布式电站，在山东地区为光伏扶贫项目，均不存在限电情况或消纳障碍。另一方面，标的公司黑龙江、辽宁、安徽、浙江、山东、上海等地区的光伏项目装机容量均较小，占当地装机总容量的比重较低，所发电量对全省电力消纳情况影响较小。报告期内，标的公司上述光伏项目所发电量均全额消纳，不存在所发电量无法消纳的情况。综上所述，标的公司在其他地区项目发电量与所在地区消纳能力能够匹配。

　　2、标的公司风电项目电力消纳情况

　　（1）新疆地区风电项目电力消纳水平及匹配情况

　　截至2018年12月31日，新疆新能源装机容量达到27,920MW，占新疆电力装机总容量的33%。标的公司在新疆地区共有托克逊一期49.5MW项目、托克逊二期49.5MW项目2个项目，合计装机容量99MW，占新疆新能源总装机容量的0.35%。因此，从装机量来看，标的公司新疆地区项目发电量对所在地区发电量整体影响很小。

　　2018年，标的公司新疆项目平均利用小时为2,278.83小时，高于新疆区域风电2,024小时的平均利用小时数，说明标的公司项目发电量消纳情况好于新疆区域平均水平。

　　2017年度、2018年度及2019年1-6月，标的公司托克逊项目与新疆弃风率对比情况如下：

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　　注：新疆弃风率数据来源于国家能源局。

　　如上表所示，2017年度、2018年度及2019年1-6月，新疆地区弃风率分别为29.8%、22.95%及17.00%，呈下降趋势。托克逊项目弃风率分别36.56%、20.25%及12.25%，目前已低于所在地区平均弃风率水平，说明标的公司项目发电量消纳情况好于所在地区平均水平。根据新疆维吾尔自治区发展改革委会同自治区工信厅、国家能源局新疆监管办联合起草、印发的《2019年自治区新能源消纳工作方案》，2019年新疆弃风率将控制在20%以内，风电消纳能力较2018年度将进一步提高。

　　此外，目前新疆已投运了昌吉--古泉±1100千伏特高压直流，哈密南--郑州±800千伏特高压直流，按照国家电力“十三五”发展规划新疆后期还将建设投入准东--成都、准东--华东两回±1100千伏特高压直流等输电通道。上述工程的建设对于“疆电外送”将会作出更多的贡献，新能源消纳情况也将持续改善。

　　综上所述，新疆托克逊项目弃风率目前低于地区平均水平、平均利用小时数高于地区平均水平，且装机规模占比很小；未来对外输电设施建设完善后，新疆地区风电消纳能力将进一步提高。标的公司在新疆地区风电项目的发电量得到充分消纳，与所在地区消纳能力能够匹配。

　　（2）山东地区风电项目电力消纳水平及匹配情况

　　截至2018年12月31日，山东新能源装机容量达到25,069MW，占山东电力装机总容量的27.4%。标的公司在山东地区共有夏津一期100MW项目和夏津二期100MW项目2个项目，合计装机容量200MW，占山东新能源总装机容量的0.81%。因此，从装机量来看，标的公司山东地区项目发电量对所在地区发电量整体影响很小。

　　根据山东省发展和改革委员会于2016年12月编制的《山东省能源中长期发展规划》，山东省将大力发展风电、光伏发电、生物质能发电，提高新能源电力供应能力，强化智能电网建设，提高新能源电力消纳能力，到2020年，全省风电装机容量达到1,400万KW；到2030年，装机容量达到2,300万KW。截至2018年末，山东省风电累计并网容量位列全国第五。

　　山东省2016年至2018年的风力发电情况如下：

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　　注：数据来源于国家能源局。

　　由上表可见，山东省2016年至2018年风力发电并网容量、发电量均保持增长态势，其中2016年至2018年累计装机并网容量复合增速达16.87%，发电量复合增速达20.66%。

　　综上所述，山东省内加大新能源装机规模和消纳能力的政策导向明确、支持力度大、趋势明显。标的公司在山东地区风电项目的发电量得到充分消纳，与所在地区消纳能力能够匹配。

　　（四）各项目平均利用小时数，并结合同行业可比公司数据说明差异的原因及合理性

　　1、光伏发电项目情况

　　标的公司光伏项目报告期内平均利用小时数情况如下：

　　单位：小时

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　　注：上表数据为2017年或并网（若并网时间晚于2017年1月1日）以来发电利用小时数（下同）。

　　标的公司同行业可比光伏发电项目发电小时数据如下：

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　　注：以上发电利用小时数之数据均来源于上市公司公告中关于募投项目、拟投资建设项目的相关预测。

　　上表列示的标的公司各区域内光伏项目与同行业同区域可比项目发电小时数无显著差异，光伏项目发电小时数受光照强度、各地区发电政策、组件摆放角度、组件间前后遮挡和左右遮挡、发电组件利用效率等多种因素影响。因此，标的公司光伏项目与同行业已披露的可比光伏项目因所在区域不同、光照强度及发电组件利用效率差异等多种因素影响，发电利用小时数差异具有合