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另根据国家发改委［发改气候（２００９）５２６号］文件，同意吉林里程协合向国际能源系统（荷兰）公司转让该项目产生的温室气体减排量，转让总量不超过４４万吨ＣＯ２当量，每吨ＣＯ２当量转让价格不低于１２．５欧元。目前吉林里程协合的“清洁发展机制项目”即ＣＤＭ项目已经获得ＥＢ注册。根据原先的《京都协议》所约定的减排第一承诺期为２００８－２０１２年，由于本次的哥本哈根会议没有达成相关协议，所以本次对ＣＤＭ的收入预测到２０１２年为止，２０１２年以后由于目前没有相关的政策支持故不作考虑，具体预测过程如下：

经了解咨询，目前吉林里程协合项目位于吉林白城地区，根据当地电网的减排系数为１兆瓦时折合１．０２８吨ＣＯ２，按基准日欧元兑人民币汇率１：９．１９７９计算，每吨ＣＯ２当量转让价格不低于１２．５欧元计算，折合０．１１８２元／ｋｗｈ，根据２０１０－２０１２年的电量预测数，未来３年ＣＤＭ的收入为（其中２０１０年按８个自然月计算）：

项目＼年份	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
净利润	２，０４５．００	２，４９６．５９	２，４９４．２２	１，４３９．２６	１，２３１．４５
加：税后利息支出	９５３．７８	１，１１２．７４	１，１１２．７４	１，１１２．７４	９５３．７８
加：折旧与摊销	１，６４９．３３	２，１９９．１０	２，１９９．１０	２，１９９．１０	２，１９９．１０
减：更新资本性支出	１，２５２．７１	１，６７０．２９	１，６７０．２９	１，６７０．２９	１，６７０．２９
减：营运资本增加
自由现金流量	３，３９５．３９	４，１３８．１４	４，１３５．７８	３，０８０．８２	２，７１４．０４

则未来营业收入的合计预测情况如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年
计算电量（ｋｗｈ）	６，８４９．８６	１０，２７４．７９	１０，２７４．７９
ＣＤＭ收入（万元）	８０９．６５	１，２１４．４８	１，２１４．４８

（２）主营业务成本的预测

Ａ．历史经营成本分析

吉林里程协合的历史经营期内的成本财务数据统计情况如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
电量营业收入	４，０１７．７１	５，３５６．９４	５，３５６．９４	５，３５６．９４	５，３５６．９４
ＣＤＭ收入	８０９．６５	１，２１４．４８	１，２１４．４８	－	－
合计	４，８２７．３６	６，５７１．４２	６，５７１．４２	５，３５６．９４	５，３５６．９４

根据吉林里程协合的历史成本情况统计分析，成本主要由四大部分组成，即固定资产折旧、修理费、委托运行费和其他费用如水电费用等。

Ｂ．主营业务成本的预测

根据吉林里程协合的主营业务成本的构成情况，按上述四部分分别预计如下：

ａ．固定资产折旧

根据吉林里程协合现有固定资产构成规模，按会计折旧年限计算，其中机器设备按２０年折旧，房屋建（构）筑物按２５年计算折旧，则年折旧额计算情况如下：

单位：人民币万元

项目	２００８年	２００９年	２０１０年１－３月
固定资产折旧	３４３．１４	１，０６９．３７	５４１．９７
修理费	０．３４	６．３３	－
委托运行费	１００．００	３３５．７３	１０７．７８
其他费用（水电费等）	１７．１４	３０．７１	１４．９９
主营业务成本合计	４６０．６２	１，４４２．１４	６６４．７４

ｂ．修理费

根据历史情况看，该部分费用发生情况很小，２０１０年起没有发生，考虑到吉林里程协合与北京世纪聚合风电技术有限公司签定的运营委托管理合同约定，平时的设备检修等都由其负责，故今后也不会发生大额的修理成本，关于固定资产的更新维护支出将在资本性支出中考虑，故本处的修理费不作预测。

ｃ．委托运行费

根据吉林里程协合与北京世纪聚合风电技术有限公司于２００８年９月５日签定的运营委托管理合同，公司将风电场的运行管理、维护、设备检修等全部委托与北京世纪聚合风电技术有限公司，委托运行费的计算口径为：第１－２年以实际上网电量为基准按０．０４５元／ｋｗｈ计算，第３－６年以实际上网电量为基准按０．０５元／ｋｗｈ计算，第７－１０年以实际上网电量为基准按０．０５５元／ｋｗｈ计算，委托年限为１０年。根据上述运行费的委托价格和未来上网电量的预计情况，未来年限内的委托运行费情况预计如下：

生产设备（成本）	金额	生产建筑物（成本）	金额
固定资产原值	４０，４６８．４５	固定资产原值	５，５０５．１６
净残值率	５％	净残值率	５％
折旧年限	２０	折旧年限	２０
年折旧率	０．０４７５	年折旧率	０．０４７５
月折旧额	１６０．１９	月折旧额	２１．７９
年折旧额	１，９２２．２５	年折旧额	２６１．５０
折旧合计（月）	１８１．９８
折旧合计（年）	２，１８３．７５

ｄ．其他费用

其他费用主要是电场的水电费用等，根据历史发生情况看，２００９年平均每月发生额为２．５６万元，２０１０年１－３月平均每月为５万元，按２０１０年的月平均发生数计算，未来年平均发生额约为５９．９８万元。

根据上述的成本分析，未来的主营业务成本预计情况如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
上网电量（万千瓦时）	７，７０６．０９	１０，２７４．７９	１０，２７４．７９	１０，２７４．７９	１０，２７４．７９
委托运行费单价（元／ＫＷ．Ｈ）	０．０５	０．０５	０．０５	０．０５５	０．０５５
委托运行费（万元）	３８５．３０	５１３．７４	５１３．７４	５６５．１１	５６５．１１

（３）主营业务税金及附加的预测

吉林里程协合为中外合资企业，根据现行相关的税收政策，吉林里程协合无须承担相关营业税金及附加，对ＣＤＭ的收入按现行相关税收政策也不征收流转税，故预测为零。

（４）期间费用的预测

Ａ．管理费用的预测

吉林里程协合的前几年的管理费用发生情况如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
固定资产折旧	１，６３７．８１	２，１８３．７５	２，１８３．７５	２，１８３．７５	２，１８３．７５
修理费
委托运行费	３８５．３０	５１３．７４	５１３．７４	５６５．１１	５６５．１１
其他费用	４４．９８	５９．９８	５９．９８	５９．９８	５９．９８
合计	２，０６８．１０	２，７５７．４６	２，７５７．４６	２，８０８．８４	２，８０８．８４

从总体上看，管理费用的发生呈现下降趋势，主要是吉林里程协合从建设期－运营初期－运营期，吉林里程协合的日常管理也逐渐成熟，故相对来说非正常费用的发生情况和概率逐渐减少。

ａ．折旧

根据吉林里程协合目前的办公类设备配置情况，办公类设备的折旧计算情况如下：

项目	２００８年	２００９年	２０１０年１－３月
折旧	２５．９１	４２．０２	１１．２６
日常办公费用	５１．７１	１２８．８１	１．９０
外部劳务费（工资）	５１．０９	５５．９６	１２．６５
合计	１２８．７０	２２６．７９	２５．８１

ｂ．日常办公费用

从历史发生情况看，日常办公费用的发生额下降比较快，主要吉林里程协合逐渐步入管理、运营的成熟期，管理费用会有所下降。经与吉林里程协合管理层相关人员沟通，预计未来的年发生额在３０万元左右，考虑到未来物价成本上升因素，未来年递增率按３％考虑。

ｃ．劳务成本（人工成本）

经与吉林里程协合管理层人员沟通，按公司现有管理人员９名计算，年人均工资福利水平为４－５万元左右。本次预测时，未来年人均工资成本按４万元／人每年计算，同时考虑年递增率为５％。

ｄ．ＣＤＭ相关费用成本的测算

经了解，ＣＤＭ在实际的运行过程中，吉林里程协合需要承担三项费用：

ＥＢ管理费：是提交联合国以美元计价的费用，采用累进制收取，减排量在１．５万吨以下的按０．１ＵＳＤ／ＣＯ２吨；在１．５万吨以上部分按０．２ＵＳＤ／ＣＯ２吨计算。

ＣＤＭ手续费：联合国按收入总额的２％收取手续费。

财政部ＣＤＭ基金：根据中国清洁发展机制项目运行管理办法规定，按转让总额的２％收取。

根据上述费用标准，未来相关ＣＤＭ的费用成本计算如下：

单位：人民币万元

２００７年	热电	能源	电力	合计
电力	１５４，０６８，５０４．２４	１３７，８３４，１２０．５２	２４８，１２１，９７０．０８	５４０，０２４，５９４．８４
热力	３５，３７７，９２１．９５	２４，０９７，８７２．２４	９８１，０６０．４８	６０，４５６，８５４．６７
合计	１８９，４４６，４２６．１９	１６１，９３１，９９２．７６	２４９，１０３，０３０．５６	６００，４８１，４４９．５１
２００８年	热电	能源	电力	合计
电力	１７２，９１９，７７０．９３	１５０，５３３，６５６．２２	２１６，９４７，３１４．０１	５４０，４００，７４１．１６
热力	２２，７４７，６６１．５０	１４，１７４，５０２．８０	１，２２８，８３３．５０	３８，１５０，９９７．８０
合计	１９５，６６７，４３２．４３	１６４，７０８，１５９．０２	２１８，１７６，１４７．５１	５７８，５５１，７３８．９６
２００９年	热电	能源	电力	合计
电力	１２３，９８５，６２２．２１	１２３，９８７，９９２．３０	２５３，４００，３６９．２４	５０１，３７３，９８３．７５
热力	２３，８５７，０４４．２９	２３，７６６，０１８．７３	３３，１０７，８３５．３４	８０，７３０，８９８．３６
合计	１４７，８４２，６６６．５０	１４７，７５４，０１１．０３	２８６，５０８，２０４．５８	５８２，１０４，８８２．１１

则未来管理费用的预测情况如下：

单位：人民币万元

办公设备（车辆）	金额	办公设备（电子）	金额
固定资产原值	６４．４４	固定资产原值	１６．３８
净残值率	５％	净残值率	５％
折旧年限	５	折旧年限	５
年折旧率	１９％	年折旧率	１９％
月折旧额	１．０２	月折旧额	０．２６
年折旧额	１２．２４	年折旧额	３．１１
折旧合计（月）	１．２８
折旧合计（年）	１５．３６

Ｂ．财务费用的预测

财务费用一般包括付息借款的利息支出、手续费支出以及存款利息收入，本次财务费用的将只考虑借款利息支出，其他财务费用收支由于金额不大故不再考虑。

根据基准日的吉林里程协合的付息借款的结构，假设吉林里程协合今后将保持该借款规模，则未来的年财务费用预计情况如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年
交易电量（万千瓦时）	６，８４９．８６	１０，２７４．７９	１０，２７４．７９
折合ＣＯ２（万吨）	７０，４１６．５６	１０５，６２４．８３	１０５，６２４．８３
ＥＢ管理费（美元）	１２，５８３．３１	２１，１２４．９７	２１，１２４．９７
ＥＢ管理费折合人民币（万元）	８．５９	１４．４２	１４．４２
ＣＤＭ收入	８０９．６５	１，２１４．４８	１，２１４．４８
ＣＤＭ手续费	１６．１９	２４．２９	２４．２９
ＣＤＭ基金	１６．１９	２４．２９	２４．２９
ＣＤＭ费用合计	４０．９８	６３．００	６３．００

（５）净利润的预测

Ａ．营业外收入、支出的预测

营业外收入、支出属公司非经常性收益、支出项目，从历史发生情况看，基本无营业外收支情况发生。

根据［财税（２００８）１５６号］《财政部国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》规定，利用风力生产电力在实现销售时实行增值税即征即退５０％的优惠政策。吉林里程协合享有在未来经营期内的增值税减半征收的优惠政策，按现行一般实际操作来看是先征即退的方式。

根据以后年度的营业收入预测情况以及对应的应交增值税计算情况，该部分应交增值税部分的５０％退税部分预测情况如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
折旧	１１．５２	１５．３６	１５．３６	１５．３６	１５．３６
日常办公费用	２２．５０	３０．００	３０．９０	３１．８３	３２．７８
外部劳务费（工资）	２７．００	３６．００	３７．８０	３９．６９	４１．６７
ＣＤＭ费用	４０．９８	６３．００	６３．００
合计	１０１．９９	１４４．３６	１４７．０６	８６．８７	８９．８１

Ｂ．所得税的预测

根据［财税（２００８）４６号］《财政部国家税务总局关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》，国家重点扶持的公共基础设施建设项目自取得第一笔经营收入之日起“三免三减半”，故２００８－２０１０年度的所得税率为０，２０１１－２０１３年度的所得税率为１２．５％，２０１４年起的所得税率为２５％。

综上分析、预测，吉林里程协合未来五年的净利润预测结果如下：

单位：人民币万元

会计科目	借款银行	借款本金	年利率％	月利息	年利息
长期借款	中国农业银行股份有限公司镇赉县支行	２２，０００．００	５．３５％	９８．０１	１，１７６．１２
短期借款	中电投财务公司	２，０００．００	４．７８％	７．９７	９５．５８
	合计	２４，０００．００		１０５．９８	１，２７１．７０

（６）自由现金流量的测算

本次评估，使用自由现金流量作为评估对象的未来收益口径，其基本定义为：

自由现金流量＝净利润＋税后付息债务利息＋折旧与摊销－资本性支出－营运资金增加额

根据上述定义，自由现金流量未来的预测过程如下：

Ａ．税后付息债务利息

根据前述的付息债务利息的计算结果，以及吉林里程协合适用所得税率，扣税后付息债务利息的计算结果如下：

单位：人民币万元

项目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
应交增值税	６８３．０１	９１０．６８	９１０．６８	９１０．６８	９１０．６８
增值税额返还５０％	３４１．５１	４５５．３４	４５５．３４	４５５．３４	４５５．３４

Ｂ．折旧与摊销的测算

根据前述预测过程中各项成本、费用中的折旧与摊销的预测数，汇总情况如下：

单位：人民币万元

科目	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
主营业务收入	４，８２７．３６	６，５７１．４２	６，５７１．４２	５，３５６．９４	５，３５６．９４
减：主营业务成本	２，０６８．１０	２，７５７．４６	２，７５７．４６	２，８０８．８４	２，８０８．８４
营业税金及附加
管理费用	１０１．９９	１４４．３６	１４７．０６	８６．８７	８９．８１
财务费用	９５３．７８	１，２７１．７０	１，２７１．７０	１，２７１．７０	１，２７１．７０
营业外收入	３４１．５１	４５５．３４	４５５．３４	４５５．３４	４５５．３４
利润总额	２，０４５．００	２，８５３．２４	２，８５０．５４	１，６４４．８７	１，６４１．９３
减：所得税费用	－	３５６．６６	３５６．３２	２０５．６１	４１０．４８
净利润	２，０４５．００	２，４９６．５９	２，４９４．２２	１，４３９．２６	１，２３１．４５

Ｃ．资本性支出

由于本次未来收益预测年限是机组未来折旧年限１９年，为了维持吉林里程协合的持续经营能力，需要进行固定资产及其他长期资产的持续投入、更新以维持吉林里程协合的生产经营需要，这种更新投入在这里就定义为更新资本性支出，由于吉林里程协合目前厂区新建不久，相对维护性更新支出较小，但是随着时间的推移，未来需要的更新支出将会逐年增大，由于本次预测未来收益期限是按无限期假设考虑的，所以本次的资本性支出采用如下思路测算：即本次成本法测算过程中的重置价为基础，按未来适用的经济年限等额计算值为年度的资本性支出，具体计算结果如下：

单位：人民币万元

年份	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
付息债务利息	９５３．７８	１，２７１．７０	１，２７１．７０	１，２７１．７０	１，２７１．７０
适用所得税率		１２．５０％	１２．５０％	１２．５０％	２５％
税后付息债务利息	９５３．７８	１，１１２．７４	１，１１２．７４	１，１１２．７４	９５３．７８

Ｄ．营运资本追加额的测算

营运资金追加额系指企业在不改变当前主营业务条件下，为保持企业持续经营能力所需的新增营运资金，如正常经营所需保持的现金、产品存货购置、代客户垫付购货款（应收账款）等所需的基本资金以及应付的款项等。营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，获取他人的商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金、存货等；同时，在经济活动中，提供商业信用，相应可以减少现金的即时支付。因此估算营运资金的增加原则上是考虑正常经营所需的应收款项、存货和应付款项等，非经营性的流动资产则不包括在内。本报告所定义的营运资金增加额为：

营运资金增加额＝当期营运资金－上期营运资金，其中营运资金＝应收款项＋存货－应付款项。

本说明考虑到公司今后的运营模式是：发电－上网－电费结算－收款，从该运营模式看实际上是无须垫付过多的款项－营运资金，而且在预测期内的发电量和营业收入保持相对稳定，所以不需要增加营运资本，故未来预测中营运资本追加额预测为零。

通过上述测算，未来五年自由现金流量预测结果如下：

单位：人民币万元

项目＼年份	２０１０年４－１２月	２０１１年	２０１２年	２０１３年	２０１４年
营业成本	１，６３７．８１	２，１８３．７５	２，１８３．７５	２，１８３．７５	２，１８３．７５
管理费用	１１．５２	１５．３６	１５．３６	１５．３６	１５．３６
折旧与摊销合计	１，６４９．３３	２，１９９．１０	２，１９９．１０	２，１９９．１０	２，１９９．１０

注：评估师在计算自由现金流时考虑的更新资本性支出是按照火电行业的特点进行预计的。根据由于风电行业设备大修及更新机率较低，设备服役期内几乎不需要大的维修和更新；并且根据公司与北京世纪聚合风电技术有限公司签定的运营委托管理合同，公司将风电场的运行管理、维护、设备检修等全部委托与北京世纪聚合风电技术有限公司，更新的资本性支出已经包含在内。所以本次计算过程中，评估师考虑的更新资本性支出我们视同偿还了项目前期贷款。

（７）本方案中所涉及的２０１６年度以后（包括２０１６年）数据暂采用２０１５年度预测数据确定。

（８）具体计算结果见下表：

单位：人民币万元

项目	车辆	电子设备	生产设备	建筑物
重置价	５９．０２	１３．１８	３８，７５８．０２	５，６４１．３４
适用年限	１５．００	５．００	２５．００	５０．００
月资本支出额	０．３３	０．２２	１２９．２４	９．４１
年资本支出额	３．９３	２．６４	１，５５０．８３	１１２．８９
月资本支出额合计	１３９．１９
年资本支出额合计	１，６７０．２９

３．吉长电力项目计算过程说明

（１）主营业务收入的分析预测：

吉长电力公司２００７、２００８、２００９年的主营业务收入的增长率为１．７３％、１３．０５％。

根据该公司提供的情况，吉长热电公司与吉长电力公司、吉长能源公司一起生产经营，对外共同结算电热收入，之后按各自发电情况结算其收入。这三家公司各年总收入情况为：

２００７年吉林吉长电力有限公司等七家公司收入情况为：

Ａ、电力产品：①售电量有所增长：累计结算电量１２２６０８万千瓦时，基本电量８６９３４万千瓦时，联动电量１７８０８万千瓦时，调差电量１３３万千瓦时，其他电量１７７３３万千瓦时。基本结算电量比上年同期增加４８１３万千瓦时，非基本电量比上年同期增加２１７４万千瓦时。结算电量结构中基本电量（结算价格比同期高）和非基本电量的增加使售电收入实现增长。②电力产品收入为５４００２．４５万元，比上年同期增加了４６６４．４５万元，同比增加９％。占电热业务收入９０％。其中：基本电量收入４５２９２．９１万元，比上年同期增加了３５４５．９１万元，同比增加８％，占电力产品收入８４％。非基本电量收入８７０９．５４万元，比上年同期增加了１１１８．５４万元，同比增加１５％，占电力产品收入１６％。③结算电价有所提高：ａ基本电价：该年度基本结算电价是０．６０４６元／千瓦时，２００６年１－６月基本结算电价为０．５８５３元／千瓦时，该年７月起基本电价为０．６０４６元／千瓦时，２８８２７万千瓦时电量执行脱硫电价，在基本电价基础上加０．０１５元／千瓦时。ｂ联动电价：该年度联动电价执行价格为０．２９０３元／千瓦时和０．２７５元／千瓦时，２００６年联动电价１－６月为０．２６３元／千瓦时，７月起联动电价调整为０．２８２３元／千瓦时。

结算电价的提高及售电量的增长使售电收入实现增长。

Ｂ、热力产品收入为６０４５．６９万元，比上年同期增加了９７６．６９万元，同比增加１９％。占电热业务收入１０％。售热量比上年同期增加５０．７６万吉焦，售热价格与上年同期基本持平。

２００８年吉林吉长电力有限公司等七家公司收入情况为：

Ａ、电力产品：①基本电量减少：２００８年总结算电量为１２１５３５万千瓦时，比上年同期减少１０７３万千瓦时。其中结算基本电量８５４４９万千瓦时，上年同期为８６９３４万千瓦时，同比减少１４８５万千瓦时；非基本电量结算３６０８６万千瓦时，比去年同期增加４１２万千瓦时，同比增加１％。②电力产品收入为５４０４０．０５万元，比上年同期增加３７．６０万元。占电热业务收入８８％。其中：基本电量收入４５２３８．８２万元，占电力产品收入８４％。２００８年８月２０日以前基本结算电价（含税）为０．６０４６元／千瓦时和０．６０９３元／千瓦时，其后基本结算电价是０．６２４３元／千瓦时，非基本电量收入８８０１．２３万元，比上年同期增加了９１．６９万元，同比增加１％，占电力产品收入１７％。

Ｂ、热力产品收入为７３４０．１５万元，比上年同期增加了１２９４．４６万元，同比增加２１％。占电热业务收入１２％。

２００９年吉林吉长电力有限公司等三家公司收入情况为：

Ａ、电力产品：①售电量减少：累计结算电量１０３８３１万千瓦时，比上年同期减少１７７０４万千瓦时，同比下降１５％，其中基本电量８３０１５万千瓦时，基本结算电量比上年同期减少２４３４万千瓦时，同比下降３％；非基本电量２０８６６万千瓦时，比上年同期减少１５２２０万千瓦时。②电力产品收入为５０１３７．３９万元，比上年同期减少了３９０２．６６万元，同比降低７％。占电热业务收入８６％。其中：基本电量收入４４８１８．４５万元，比上年同期减少了４２０．３７万元，同比降低７％，占电力产品收入８９％。非基本电量收入５３１８．９４万元，比上年同期减少了３４８２．２９万元，同比降低３９．５６％。③结算电价：ａ基本电价：该年度基本结算电价（含税）是０．６２４３元／千瓦时。

Ｂ、热力产品收入为８０７３．０７万元，比上年同期增加了７３２．９２万元，同比增加１０％。占电热业务收入１４％。

经上述分析，三年全部企业的收入情况为见下表

单位：元

项目	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１２．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
一、主营业务收入	２５，８７１	２４，９７１	２４，９７１	２２，８９０
减：主营业务成本	２０，９５６	２０，９７６	２０，９７６	１９，９１４
主营业务税金及附加
二、主营业务利润	４，９１５	３，９９５	３，９９５	２，９７６
加：其它业务利润
减：营业费用
管理费用	７７６	７４９	７４９	６８７
财务费用	－１７	－１７	－１７	－１７
三、营业利润	４，１５６	３，２６３	３，２６３	２，３０６
加：投资收益
补贴收入
营业外收入	２００	２００	２００	２００
减：营业外支出	３５	３５	３５	３５
四、利润总额	４，３２１	３，４２８	３，４２８	２，４７１
减：所得税	９５１	８２３	８５７	６１８
五、净利润	３，３７１	２，６０５	２，５７１	１，８５３
六、折旧与摊销	５６３３	５６３３	５６３３	５６３３
七、投资基本回报	４０９５	４０９５	４０９５	４０９５
八、有息债务净增加	０	０	０	０
九、追加营运资本	０	０	０	０
十、资本性支出	１０００	１０００	１０００	１０００
十一、中方股权净现金流量	３，９０９	３，１４３	３，１０９	２，３９１

２００７年电热总收入为６００４８．１４万元，２００８年电热总收入为６１３８０．２０万元，同比增长２．２１％，２００９年电热总收入为５８２１０．４６万元，同比减少５．１７％，三年平均为５９８７９．６０万元，平均下降１．４８％。２００７年电力产品总收入为５４００２．４５万元，同比增加９％；２００８年电力产品收入为５４０４０．０５万元，同比增长０．０６％；２００９年电力产品收入为５０１３７．３９万元，同比降低７％，三年平均为５２，７２６．６３万元，收入呈下降趋势。

吉长电力公司２００７、２００８、２００９年的主营业务收入分别为２４９１０．３０万元、２５３４２．６９万元、２８６５０．８２万元，增长率分别为１．７３％、１３．０５％。其电热总收入分别占同年全部企业的电热收入的４１．４８％、４１．２８％、４９．２１％。

根据该热电工程的设计，全部企业的年最大发电能力为１２００００ｋＷｈ，２００７年、２００８年发电量已超出设计发电能力，根据国家文件，１、２号发电机组发电电价（含税）为０．６２４３元／千瓦时，３号机组发电电价（含税）为０．６２６３元／千瓦时，１、２号发电机组发电量总和与３号机组发电能力基本相同，二者不含税均价０．５３４４元／千瓦时，因此其最大产值（不含税）为６４１２８万元。鉴于最近三年的发电的收入情况，国家逐渐淘汰小发电机组的政策，东北电网以及吉林省电网之中的企业的竞争情况以及大火力发电机组的投资建设与技术水平的提高，燃煤成本的增加，预测其发电收入在以后的年度中将逐渐减少。通过对火力发电利用小时下降的趋势分析以及考虑该公司近年的发电的收入的下降态势，预测２０１０年在２００９年下降比例的基础上适当增加下降幅度，预测２０１０年４月至２０１１年４月下降幅度为１０％，２０１１年４月至２０１２年４月下降幅度为４％，维持在最低保有发电量４５０００千瓦时左右的水平上，则２０１０年４月至２０１１年４月发电收入为４５１２０万元，２０１１年４月至２０１２年４月为４３３２０万元，２０１２年４月及以后各年维持２０１１年４月至２０１２年４月的收入水平。

根据吉长电力公司最近三年的发电的收入对全部发电收入的平均贡献比例以及考虑该公司经营的发电机组的发电能力，以５０％的比例计算出吉长电力公司２０１０年４月至２０１９年２月的发电收入见下表：

单位：万元

年度	里程协和现金流量
２０１０年	４，３６８．４２
２０１１年	４，１３８．１４
２０１２年	４，１３５．７８
２０１３年	３，０８０．８２
２０１４年	２，７１４．０４
２０１５年	２，７１４．０４
２０１６年	２，７１４．０４
２０１７年	２，７１４．０４
２０１８年	２，７１４．０４
２０１９年	２，７１４．０４
２０２０年	２，７１４．０４
２０２１年	２，７１４．０４
２０２２年	２，７１４．０４
２０２３年	２，７１４．０４
２０２４年	２，７１４．０４
２０２５年	２，７１４．０４
２０２６年	２，７１４．０４
２０２７年	２，７１４．０４
２０２８年	２，７１４．０４
合计	５６，４３３．７６
自由现金流量现值（取８％折现率）	３０，２１５．１２
权益比例	５１％
５１％权益比例现值	１５，４０９．７１
投资金额	（９，５００．２８）
拟收购股权净现值	５，９０９．４３
拟收购股权内部报酬率	１７．０８％
拟收购股权获利指数	１．６２

随着城市的经济发展和人口的增加，供热需求也将不断增加。２００７年热力产品收入占电热业务收入１０％，２００８年热力产品收入占电热业务收入１２％，２００９年热力产品收入占电热业务收入１４％，每年增加２％。根据该公司提供的资料，三台锅炉投产至今全厂供热以居民用采暖供热为主，０７年供热量２８９．６０万吉焦；０８年供热量３２６．９４万吉焦；０９年供热量３３５．１０万吉焦。由于该供热量基本上达到最大供热能力，则预测吉长电力公司热力产品收入以２００９年热力产品收入为基数并保持不变。根据２００９年三家公司对热力产品收入的贡献比例来测算其热力产品收入，吉长热电、吉长能源、吉长电力三家公司的比例分别为３０％、３０％和４０％，按此水平测算。

根据上述预测，则计算出吉长电力公司２０１０年４月至２０１９年２月电热总收入见下表：

单位：万元

２００７年	热电	能源	电力	合计
电力	１５４，０６８，５０４．２４	１３７，８３４，１２０．５２	２４８，１２１，９７０．０８	５４０，０２４，５９４．８４
热力	３５，３７７，９２１．９５	２４，０９７，８７２．２４	９８１，０６０．４８	６０，４５６，８５４．６７
合计	１８９，４４６，４２６．１９	１６１，９３１，９９２．７６	２４９，１０３，０３０．５６	６００，４８１，４４９．５１
２００８年	热电	能源	电力	合计
电力	１７２，９１９，７７０．９３	１５０，５３３，６５６．２２	２１６，９４７，３１４．０１	５４０，４００，７４１．１６
热力	２２，７４７，６６１．５０	１４，１７４，５０２．８０	１，２２８，８３３．５０	３８，１５０，９９７．８０
合计	１９５，６６７，４３２．４３	１６４，７０８，１５９．０２	２１８，１７６，１４７．５１	５７８，５５１，７３８．９６
２００９年	热电	能源	电力	合计
电力	１２３，９８５，６２２．２１	１２３，９８７，９９２．３０	２５３，４００，３６９．２４	５０１，３７３，９８３．７５
热力	２３，８５７，０４４．２９	２３，７６６，０１８．７３	３３，１０７，８３５．３４	８０，７３０，８９８．３６
合计	１４７，８４２，６６６．５０	１４７，７５４，０１１．０３	２８６，５０８，２０４．５８	５８２，１０４，８８２．１１

（２）主营业务成本分析预测：

根据上述资料计算出吉长电力公司２００７年、２００８年、２００９年的销售成本率分别为６７．９８％，７９．３５％和７８．５０％，考虑燃煤成本和人工成本的增加，在２００９年销售成本率基础上适当增加，即２０１０年４月至２０１１年４月、２０１１年４月至２０１２年４月按８１％、８４％，２０１２年４月及以后各年按８７％来预测。根据预测出的收入数据，计算出吉长电力公司２０１０年４月至２０１９年２月电热成本见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
全部企业电力产品收入	４５１２０	４３３２０	３９７１０
电力公司贡献比例	０．５	０．５	０．５
电力公司电力收入	２２５６０	２１６６０	１９８５５

（３）主营业务税金及附加：

该公司为中外合作企业，不缴纳城建税与教育费附加。

（４）管理费用预测：

根据上述资料计算出吉长热电公司２００７年、２００８年、２００９年的销售管理费用率分别为２．１１％，２．０９％和０．９１％。由于企业已经营多年，生产能力已达或接近生产规模，管理费用已基本稳定，且经合并后管理费用有所减少，考虑热力产品经营范围业务的扩展以及人工成本的增加，在２００９年销售管理费用率基础上适当增加，参考其他公司正常的管理费用率，一般在３％－５％，按４％来预测各年的管理费用，以后各年保持该比例水平。根据预测出的收入数据，计算出吉长电力公司２０１０年４月至２０１９年２月电热管理费用见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
电力公司电力产品收入	２２５６０	２１６６０	１９８５５
电力公司热力收入	３３１１	３３１１	３０３５
电力公司电热总收入	２５８７１	２４９７１	２２８９０

（５）财务费用预测：

该公司无对外有息借款，无借款利息费用发生，每年仅有存款利息收入，评估时根据企业生产经营的情况，考虑吉长热电公司近年的财务费用的数额、企业收入的逐年减少，企业的存款也在减少，评估时按０９年发生数额测算利息收入，即１７万元。

（６）营业外收支预测：

营业外收入主要为其他临时热费收入，且近三年均有发生，按近二年平均数加以考虑，即预测营业外收入每年按２００万元预测，营业外支出用于支付副食品价调基金等，按最近二年发生的数据预测，即按每年３５万元预测。

（７）企业所得税预测：

该公司为外资企业，依据国务院《关于实施企业所得税过渡优惠政策的通知》（国发［２００７］３９号）文件，自２００８年１月１日起，原享受低税率优惠政策的企业，在新税法施行后５年内逐步过渡到法定税率。其中：享受企业所得税１５％税率的企业，２００８年按１８％税率执行，２００９年按２０％税率执行，２０１０年按２２％税率执行，２０１１年按２４％税率执行，２０１２年按２５％税率执行；原执行２４％税率的企业，２００８年起按２５％税率执行。故本公司２０１０年度、２０１１年度、２０１２年度的适用税率分别为：２２％、２４％、２５％。

综合上述预测，预测结果见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
电力公司电热总收入	２５８７１	２４９７１	２２８９０
销售成本所占比例	０．８１	０．８４	０．８７
销售成本	２０９５６	２０９７６	１９９１４

本次评估采用的收益类型为企业股权资本（净资产）所产生的股权现金流，股权现金流等于企业的税后净利润加上折旧及摊销等非现金支出以及有息债务的净增加之后，再减去营运资本的追加投入和资本性支出后的余额。

根据该公司提供的２００９年审计报告，该公司每年计提的固定资产折旧数额为５，５３０万元，无形资产（土地）摊销１０３万元，故折旧与摊销总和为５，６３３万元。

根据吉林省能源交通总公司、长平热电投资有限公司和吉林电力股份有限公司于２００８年１０月１６日签订的《吉林吉长电力有限公司合作经营合同书》，外方即长平热电投资有限公司每年从其投资额的１５％获得投资基本回报；根据中准会计师事务所有限公司于２００９年１２月８日出具的中准验字（２００９）２０４４号验资报告，长平热电投资有限公司投资额为３１０５０万元港币，按１５％计算其投资基本回报为４，６５７．５万元港币，按评估基准日港币与人民币汇率为１港元对人民币０．８７９２２元，则长平热电投资有限公司每年的投资基本回报换算为人民币为４，０９５万元。

该公司无有息债务，现有的货币资金可满足现有经营业务的需要，未来的经营又无需追加投入营运资本；该公司每年对设备都进行大修理，支出费用计入成本，保障日常生产经营的需要，又经与该公司领导管理层询查，该公司每年都进行技改投资，追加资本性支出。该公司无溢余及闲置、非经营性资产。该公司２００７年－２００９年大修理和技改投资见下表：

单位：万元

项目	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１２．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
一、主营业务收入	１３，６６６	１３，２１６	１３，２１６	１２１１５
减：主营业务成本	９，９７６	１０，１７６	１０，１７６	９，８１３
主营业务税金及附加
二、主营业务利润	３，６９０	３，０４０	３，０４０	２，３０２
加：其它业务利润
减：营业费用
管理费用	６８３	６６１	６６１	６０６
财务费用	－９０	－９０	－９０	－９０
三、营业利润	３，０９７	２，４６９	２，４６９	１，６９６
加：投资收益
补贴收入
营业外收入
减：营业外支出	２０	２０	２０	２０
四、利润总额	３，０７７	２，４４９	２，４４９	１，６７６
减：所得税	６７７	５８８	６１２	４１９
五、净利润	２，４００	１，８６１	１，８３７	１，２５７

根据该公司有关技改计划，该公司每年需投资１０００万元左右来进行技改，因此评估时将该技改支出作为追加资本性支出，并在该公司列示。

（８）该公司中方的股权（能交总３５．１％、吉电股份１９．９％）净现金流量计算见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
电力公司电热总收入	２５８７１	２４９７１	２２８９０
管理费用所占比例	０．０３	０．０３	０．０３
管理费用	７７６	７４９	６８７

４．吉长热电项目计算过程说明

（１）主营业务收入的分析预测：

吉长热电公司２００７、２００８、２００９年的主营业务收入的增长率为３．２８％、－２４．４４％。

根据该公司提供的情况，吉长热电公司与吉长电力公司、吉长能源公司一起生产经营，对外共同结算电热收入，之后按各自发电情况结算其收入。这三家公司各年总收入情况为：

２００７年吉林吉长热电有限公司等七家公司收入情况为：

Ａ、电力产品：①售电量有所增长：累计结算电量１２２６０８万千瓦时，基本电量８６９３４万千瓦时，联动电量１７８０８万千瓦时，调差电量１３３万千瓦时，其他电量１７７３３万千瓦时。基本结算电量比上年同期增加４８１３万千瓦时，非基本电量比上年同期增加２１７４万千瓦时。结算电量结构中基本电量（结算价格比同期高）和非基本电量的增加使售电收入实现增长。②电力产品收入为５４００２．４５万元，比上年同期增加了４６６４．４５万元，同比增加９％。占电热业务收入９０％。其中：基本电量收入４５２９２．９１万元，比上年同期增加了３５４５．９１万元，同比增加８％，占电力产品收入８４％。非基本电量收入８７０９．５４万元，比上年同期增加了１１１８．５４万元，同比增加１５％，占电力产品收入１６％。③结算电价有所提高：ａ基本电价：该年度基本结算电价是０．６０４６元／千瓦时，２００６年１－６月基本结算电价为０．５８５３元／千瓦时，该年７月起基本电价为０．６０４６元／千瓦时，２８８２７万千瓦时电量执行脱硫电价，在基本电价基础上加０．０１５元／千瓦时。ｂ联动电价：该年度联动电价执行价格为０．２９０３元／千瓦时和０．２７５元／千瓦时，２００６年联动电价１－６月为０．２６３元／千瓦时，７月起联动电价调整为０．２８２３元／千瓦时。

结算电价的提高及售电量的增长使售电收入实现增长。

Ｂ、热力产品收入为６０４５．６９万元，比上年同期增加了９７６．６９万元，同比增加１９％。占电热业务收入１０％。售热量比上年同期增加５０．７６万吉焦，售热价格与上年同期基本持平。

２００８年吉林吉长热电有限公司等七家公司收入情况为：

Ａ、电力产品：①基本电量减少：２００８年总结算电量为１２１５３５万千瓦时，比上年同期减少１０７３万千瓦时。其中结算基本电量８５４４９万千瓦时，上年同期为８６９３４万千瓦时，同比减少１４８５万千瓦时；非基本电量结算３６０８６万千瓦时，比去年同期增加４１２万千瓦时，同比增加１％。②电力产品收入为５４０４０．０５万元，比上年同期增加３７．６０万元。占电热业务收入８８％。其中：基本电量收入４５２３８．８２万元，占电力产品收入８４％。２００８年８月２０日以前基本结算电价（含税）为０．６０４６元／千瓦时和０．６０９３元／千瓦时，其后基本结算电价是０．６２４３元／千瓦时，非基本电量收入８８０１．２３万元，比上年同期增加了９１．６９万元，同比增加１％，占电力产品收入１７％。

Ｂ、热力产品收入为７３４０．１５万元，比上年同期增加了１２９４．４６万元，同比增加２１％。占电热业务收入１２％。

２００９年吉林吉长热电有限公司等三家公司收入情况为：

Ａ、电力产品：①售电量减少：累计结算电量１０３８３１万千瓦时，比上年同期减少１７７０４万千瓦时，同比下降１５％，其中基本电量８３０１５万千瓦时，基本结算电量比上年同期减少２４３４万千瓦时，同比下降３％；非基本电量２０８６６万千瓦时，比上年同期减少１５２２０万千瓦时。②电力产品收入为５０１３７．３９万元，比上年同期减少了３９０２．６６万元，同比降低７％。占电热业务收入８６％。其中：基本电量收入４４８１８．４５万元，比上年同期减少了４２０．３７万元，同比降低７％，占电力产品收入８９％。非基本电量收入５３１８．９４万元，比上年同期减少了３４８２．２９万元，同比降低３９．５６％。③结算电价：ａ基本电价：该年度基本结算电价（含税）是０．６２４３元／千瓦时。

Ｂ、热力产品收入为８０７３．０７万元，比上年同期增加了７３２．９２万元，同比增加１０％。占电热业务收入１４％。

经上述分析，三年全部企业的收入情况为见下表：

单位：元

项目	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１２．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
一、主营业务收入	２５，８７１	２４，９７１	２４，９７１	２２，８９０
减：主营业务成本	２０，９５６	２０，９７６	２０，９７６	１９，９１４
主营业务税金及附加
二、主营业务利润	４，９１５	３，９９５	３，９９５	２，９７６
加：其它业务利润
减：营业费用
管理费用	７７６	７４９	７４９	６８７
财务费用	－１７	－１７	－１７	－１７
三、营业利润	４，１５６	３，２６３	３，２６３	２，３０６
加：投资收益
补贴收入
营业外收入	２００	２００	２００	２００
减：营业外支出	３５	３５	３５	３５
四、利润总额	４，３２１	３，４２８	３，４２８	２，４７１
减：所得税	９５１	８２３	８５７	６１８
五、净利润	３，３７１	２，６０５	２，５７１	１，８５３

２００７年电热总收入为６００４８．１４万元，２００８年电热总收入为６１３８０．２０万元，同比增长２．２１％，２００９年电热总收入为５８２１０．４６万元，同比减少５．１７％，三年平均为５９８７９．６０万元，平均下降１．４８％。２００７年电力产品总收入为５４００２．４５万元，同比增加９％；２００８年电力产品收入为５４０４０．０５万元，同比增长０．０６％；２００９年电力产品收入为５０１３７．３９万元，同比降低７％，三年平均为５２，７２６．６３万元，收入呈下降趋势。

吉长热电公司２００７、２００８、２００９年的主营业务收入分别为１８９４４．６４万元、１９５６６．７４万元、１４７８４．２７万元，增长率分别为３．２８％、－２４．４４％。其电热总收入分别占同年全部企业的电热收入的３１．５４％、３１．８７％、２５．３９％。

根据该热电工程的设计，全部企业的年最大发电能力为１２００００ｋＷｈ，２００７年、２００８年发电量已超出设计发电能力，根据国家文件，１、２号发电机组发电电价（含税）为０．６２４３元／千瓦时，３号机组发电电价（含税）为０．６２６３元／千瓦时，１、２号发电机组发电量总和与３号机组发电能力基本相同，二者不含税均价０．５３４４元／千瓦时，因此其最大产值（不含税）为６４１２８万元。鉴于最近三年的发电的收入情况，国家逐渐淘汰小发电机组的政策，东北电网以及吉林省电网之中的企业的竞争情况以及大火力发电机组的投资建设与技术水平的提高，燃煤成本的增加，预测其发电收入在以后的年度中将逐渐减少。通过对火力发电利用小时下降的趋势分析以及考虑该公司近年的发电的收入的下降态势，预测２０１０年在２００９年下降比例的基础上适当增加下降幅度，预测２０１０年４月至２０１１年４月下降幅度为１０％，２０１１年４月至２０１２年４月下降幅度为４％，维持在最低保有发电量４５０００千瓦时左右的水平上，则２０１０年４月至２０１１年４月发电收入为４５１２０万元，２０１１年４月至２０１２年４月为４３３２０万元，２０１２年４月及以后各年维持２０１１年４月至２０１２年４月的收入水平。

根据吉长热电公司最近三年的发电的收入对全部发电收入的平均贡献比例以及考虑该公司经营的发电机组的发电能力，以２５％的比例计算出吉长热电公司２０１０年４月至２０１９年２月的发电收入见下表：

单位：万元

项目	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１２．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
一、主营业务收入	１３，６６６	１３，２１６	１３，２１６	１２，１１５
减：主营业务成本	９，９７６	１０，１７６	１０，１７６	９，８１３
主营业务税金及附加
二、主营业务利润	３，６９０	３，０４０	３，０４０	２，３０２
加：其它业务利润
减：营业费用
管理费用	６８３	６６１	６６１	６０６
财务费用	－９０	－９０	－９０	－９０
三、营业利润	３，０９７	２，４６９	２，４６９	１，６９６
加：投资收益
补贴收入
营业外收入
减：营业外支出	２０	２０	２０	２０
四、利润总额	３，０７７	２，４４９	２，４４９	１，６７６
减：所得税	６７７	５８８	６１２	４１９
五、净利润	２，４００	１，８６１	１，８３７	１，２５７
六、折旧与摊销	２０４２	２０４２	２０４２	２０４２
七、投资基本回报	２７３０	２７３０	２７３０	２７３０
八、有息债务净增加	０	０	０	０
九、追加营运资本	０	０	０	０
十、资本性支出
十一、中方股权净现金流量	１，７１２	１，１７３	１，１４９	５６９

随着城市的经济发展和人口的增加，供热需求也将不断增加。２００７年热力产品收入占电热业务收入１０％，２００８年热力产品收入占电热业务收入１２％，２００９年热力产品收入占电热业务收入１４％，每年增加２％。根据该公司提供的资料，三台锅炉投产至今全厂供热以居民用采暖供热为主，０７年供热量２８９．６０万吉焦；０８年供热量３２６．９４万吉焦；０９年供热量３３５．１０万吉焦。由于该供热量基本上达到最大供热能力，则预测吉长电力公司热力产品收入以２００９年热力产品收入为基数并保持不变。根据２００９年三家公司对热力产品收入的贡献比例来测算其热力产品收入，吉长热电、吉长能源、吉长电力三家公司的比例分别为３０％、３０％和４０％，按此水平测算。

根据上述预测，则计算出吉长热电公司２０１０年４月至２０１９年２月电热总收入见下表：

单位：万元

大修理费	０７	０８	０９
热电	２８６．５１	３３８．７６
能源	２５７．８８	２９０．１１	３．４１
电力	４２６．５６	５１９．５２	１０１２．４５
技改投资	０７	０８	０９
热电			１８２．３３
能源			３１６５．１９
电力	１０１６．３８	１０７０．０１	６６０．２６

（２）主营业务成本分析预测：

根据上述资料计算出吉长热电公司２００７年、２００８年、２００９年的销售成本率分别为６３．６２％，６６．０６％和６９．０５％，平均每年增加３％，考虑燃煤成本和人工成本的增加，在２００９年销售成本率基础上增加４％，即２０１０年４月－２０１１年４月、２０１１年４月－２０１２年４月按７３％、７７％，２０１２年４月及以后各年按８１％来预测。根据预测出的收入数据，计算出吉长热电公司２０１０年４月至２０１９年２月电热成本见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
全部企业电力产品收入	４５１２０	４３３２０	３９７１０
热电公司贡献比例	０．２５	０．２５	０．２５
热电公司电力收入	１１２８０	１０８３０	９９２８

（３）主营业务税金及附加：

该公司为中外合作企业，不缴纳城建税与教育费附加。

（４）管理费用预测：

根据上述资料计算出吉长热电公司２００７年、２００８年、２００９年的销售管理费用率分别为１．７３％，１．５７％和４．５８％，由于企业已经营多年，生产能力已达或接近生产规模，管理费用已基本稳定，参考其他公司正常的管理费用率，一般在３％－５％，按５％来预测各年的管理费用。根据预测出的收入数据，计算出吉长热电公司２０１０年４月至２０１９年２月电热管理费用见下表：

单位：万元

项目	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１２．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
一、主营业务收入	１３，６５７	１３，２０７	１３，２０７	１２３０５
减：主营业务成本	９，９７０	１０，１６９	１０，１６９	９，９６７
主营业务税金及附加
二、主营业务利润	３，６８７	３，０３８	３，０３８	２，３３８
加：其它业务利润
减：营业费用
管理费用	５４６	５２８	５２８	４９２．１８
财务费用
三、营业利润	３，１４１	２，５０９	２，５０９	１，８４６
加：投资收益
补贴收入
营业外收入
减：营业外支出	１７	１７	１７	１７
四、利润总额	３，１２４	２，４９２	２，４９２	１，８２９
减：所得税	６８７	５９８	６２３	４５７
五、净利润	２，４３７	１，８９４	１，８６９	１，３７２

（５）财务费用预测：

该公司无对外有息借款，无借款利息费用发生，每年仅有存款利息收入，评估时根据企业生产经营的情况，考虑吉长热电公司近年的财务费用的数额、企业收入的逐年减少，企业的存款也在减少，评估时按每年９０万元计算利息收入。

（６）营业外收支预测：

由于营业外收入是不确定的，所以评估时我们不再考虑。营业外支出用于支付副食品价调基金等，按最近二年发生的数据预测，即按每年２０万元预测。

（７）企业所得税预测：

该公司为外资企业，依据国务院《关于实施企业所得税过渡优惠政策的通知》（国发［２００７］３９号）文件，自２００８年１月１日起，原享受低税率优惠政策的企业，在新税法施行后５年内逐步过渡到法定税率。其中：享受企业所得税１５％税率的企业，２００８年按１８％税率执行，２００９年按２０％税率执行，２０１０年按２２％税率执行，２０１１年按２４％税率执行，２０１２年按２５％税率执行；原执行２４％税率的企业，２００８年起按２５％税率执行。故本公司２０１０年度、２０１１年度、２０１２年度的适用税率分别为：２２％、２４％、２５％。

综合上述预测，预测结果见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
热电公司电力产品收入	１１２８０	１０８３０	９９２７．５
热电公司热力收入	２３８６	２３８６	２１８７
热电公司电热总收入	１３６６６	１３２１６	１２１１４．５

本次评估采用的收益类型为企业股权资本（净资产）所产生的股权现金流，股权现金流等于企业的税后净利润加上折旧及摊销等非现金支出以及有息债务的净增加之后，再减去投资基本回报、营运资本的追加投入、资本性支出后的余额。

根据该公司提供的２００９年审计报告，该公司每年计提的固定资产折旧数额为２０１１万元，无形资产（土地）摊销３万元，长期待摊费用摊销２８万元，故折旧与摊销总和为２０４２万元。

根据吉林省能源交通总公司、长平热电投资有限公司和吉林电力股份有限公司于２００８年１０月１６日签订的《吉林吉长热电有限公司合作经营合同书》，外方即长平热电投资有限公司每年从其投资额的１５％获得投资基本回报；根据中准会计师事务所有限公司于２００９年１２月８日出具的中准验字（２００９）２０４４号验资报告，长平热电投资有限公司投资额为２０７００万元港币，按１５％计算其投资基本回报为３１０５万元港币，按评估基准日港币与人民币汇率为１港元对人民币０．８７９２２元，则长平热电投资有限公司每年的投资基本回报换算为人民币为２７３０万元。

该公司无有息债务，现有的货币资金可满足现有经营业务的需要，未来的经营又无需追加投入营运资本；该公司每年对设备都进行大修理，支出费用计入成本，保障日常生产经营的需要，又经与该公司领导管理层询查，该公司每年都进行技改投资，追加资本性支出。这部分技改投资已在吉长电力公司中反映，此处不再考虑。该公司无溢余及闲置、非经营性资产。

（８）该公司中方的股权（能交总３５．１％、吉电股份１９．９％）净现金流量计算见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
热电公司电热总收入	１３６６６	１３２１６	１２１１４．５
销售成本所占比例	０．７３	０．７７	０．８１
销售成本	９９７６	１０１７６	９８１３

５．吉长能源项目计算过程说明

（１）主营业务收入的分析预测：

吉长能源公司２００７、２００８、２００９年的主营业务收入的增长率为１．７１％、－１０．３％。

根据该公司提供的情况，吉长能源公司与吉长电力公司、吉长热电公司一起生产经营，对外共同结算电热收入，之后按各自发电情况结算其收入。这三家公司各年收入情况为：

２００７年吉林吉长能源有限公司等七家公司收入情况为：

Ａ电力产品：①售电量有所增长：累计结算电量１２２６０８万千瓦时，基本电量８６９３４万千瓦时，联动电量１７８０８万千瓦时，调差电量１３３万千瓦时，其他电量１７７３３万千瓦时。基本结算电量比上年同期增加４８１３万千瓦时，非基本电量比上年同期增加２１７４万千瓦时。结算电量结构中基本电量（结算价格比同期高）和非基本电量的增加使售电收入实现增长。②电力产品收入为５４００２．４５万元，比上年同期增加了４６６４．４５万元，同比增加９％。占电热业务收入９０％。其中：基本电量收入４５２９２．９１万元，比上年同期增加了３５４５．９１万元，同比增加８％，占电力产品收入８４％。非基本电量收入８７０９．５４万元，比上年同期增加了１１１８．５４万元，同比增加１５％，占电力产品收入１６％。③结算电价有所提高：ａ基本电价：该年度基本结算电价是０．６０４６元／千瓦时，２００６年１－６月基本结算电价为０．５８５３元／千瓦时，该年７月起基本电价为０．６０４６元／千瓦时，２８８２７万千瓦时电量执行脱硫电价，在基本电价基础上加０．０１５元／千瓦时。ｂ联动电价：该年度联动电价执行价格为０．２９０３元／千瓦时和０．２７５元／千瓦时，２００６年联动电价１－６月为０．２６３元／千瓦时，７月起联动电价调整为０．２８２３元／千瓦时。

结算电价的提高及售电量的增长使售电收入实现增长。

Ｂ热力产品收入为６０４５．６９万元，比上年同期增加了９７６．６９万元，同比增加１９％。占电热业务收入１０％。售热量比上年同期增加５０．７６万吉焦，售热价格与上年同期基本持平。

２００８年吉林吉长能源有限公司等七家公司收入情况为：

Ａ电力产品：①基本电量减少：２００８年总结算电量为１２１５３５万千瓦时，比上年同期减少１０７３万千瓦时。其中结算基本电量８５４４９万千瓦时，上年同期为８６９３４万千瓦时，同比减少１４８５万千瓦时；非基本电量结算３６０８６万千瓦时，比去年同期增加４１２万千瓦时，同比增加１％。②电力产品收入为５４０４０．０５万元，比上年同期增加３７．６０万元。占电热业务收入８８％。其中：基本电量收入４５２３８．８２万元占电力产品收入８４％。２００８年８月２０日以前基本结算电价（含税）为０．６０４６元／千瓦时和０．６０９３元／千瓦时，其后基本结算电价是０．６２４３元／千瓦时，非基本电量收入８８０１．２３万元，比上年同期增加了９１．６９万元，同比增加１％，占电力产品收入１７％。

Ｂ热力产品收入为７３４０．１５万元，比上年同期增加了１２９４．４６万元，同比增加２１％。占电热业务收入１２％。

２００９年吉林吉长能源有限公司等三家公司收入情况为：

Ａ电力产品：①售电量减少：累计结算电量１０３８３１万千瓦时，比上年同期减少１７７０４万千瓦时，同比下降１５％，其中基本电量８３０１５万千瓦时，基本结算电量比上年同期减少２４３４万千瓦时，同比下降３％；非基本电量２０８６６万千瓦时，比上年同期减少１５２２０万千瓦时。②电力产品收入为５０１３７．３９万元，比上年同期减少了３９０２．６６万元，同比降低７％。占电热业务收入８６％。其中：基本电量收入４４８１８．４５万元，比上年同期减少了４２０．３７万元，同比降低７％，占电力产品收入８９％。非基本电量收入５３１８．９４万元，比上年同期减少了３４８２．２９万元。③结算电价：ａ基本电价：该年度基本结算电价（含税）是０．６２４３元／千瓦时。

Ｂ热力产品收入为８０７３．０７万元，比上年同期增加了７３２．９２万元，同比增加１０％。占电热业务收入１４％。

经上述分析，三年全部企业的收入情况为见下表：

单位：元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
热电公司电热总收入	１３６６６	１３２１６	１２１１５
管理费用所占比例	０．０５	０．０５	０．０５
管理费用	６８３	６６１	６０６

２００７年电热总收入为６００４８．１４万元，２００８年电热总收入为６１３８０．２０万元，同比增长２．２１％，２００９年电热总收入为５８２１０．４６万元，同比减少５．１７％，三年平均为５９８７９．６０万元，平均下降１．４８％。２００７年电力产品总收入为５４００２．４５万元，同比增加９％；２００８年电力产品收入为５４０４０．０５万元，同比增长０．０６％；２００９年电力产品收入为５０１３７．３９万元，同比降低７％，三年平均为５２，７２６．６３万元，收入呈下降趋势。

吉长能源公司２００７、２００８、２００９年的主营业务收入分别为１６１９３．２０万元、１６４７０．８２万元、１４７７５．４０万元，增长率分别为１．７１％、－１０．３０％。其电热总收入分别占同年全部企业的电热收入的２６．９６％、２６．８３％、２５．３８％。

根据该热电工程的设计，全部企业的年最大发电能力为１２００００ｋＷｈ，２００７年、２００８年发电量已超出设计发电能力，根据国家文件，１、２号发电机组发电电价（含税）为０．６２４３元／千瓦时，３号机组发电电价（含税）为０．６２６３元／千瓦时，１、２号发电机组发电量总和与３号机组发电能力基本相同，二者不含税均价０．５３４４元／千瓦时，因此其最大产值（不含税）为６４１２８万元。鉴于最近三年的发电的收入情况，国家逐渐淘汰小发电机组的政策，东北电网以及吉林省电网之中的企业的竞争情况以及大火力发电机组的投资建设与技术水平的提高，燃煤成本的增加，预测其发电收入在以后的年度中将逐渐减少。通过对火力发电利用小时下降的趋势分析以及考虑该公司近年的发电的收入的下降态势，预测２０１０年在２００９年下降比例的基础上适当增加下降幅度，预测２０１０年４月至２０１１年４月下降幅度为１０％，２０１１年４月至２０１２年４月下降幅度为４％，维持在最低保有发电量４５０００千瓦时左右的水平上，则２０１０年４月至２０１１年４月发电收入为４５１２０万元，２０１１年４月至２０１２年４月为４３３２０万元，２０１２年４月及以后各年维持２０１１年４月至２０１２年４月的收入水平。

根据吉长能源公司最近三年的发电的收入对全部发电收入的平均贡献比例以及考虑该公司经营的发电机组的发电能力，以２５％的比例计算出吉长能源公司２０１０年４月至２０１９年２月的发电收入见下表：

单位：万元

项目	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１２．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
一、主营业务收入	１３，６５７	１３，２０７	１３，２０７	１２３０５
减：主营业务成本	９，９７０	１０，１６９	１０，１６９	９，９６７
主营业务税金及附加
二、主营业务利润	３，６８７	３，０３８	３，０３８	２，３３８
加：其它业务利润
减：营业费用
管理费用	５４６	５２８	５２８	４９２．１８
财务费用
三、营业利润	３，１４１	２，５０９	２，５０９	１，８４６
加：投资收益
补贴收入
营业外收入
减：营业外支出	１７	１７	１７	１７
四、利润总额	３，１２４	２，４９２	２，４９２	１，８２９
减：所得税	６８７	５９８	６２３	４５７
五、净利润	２，４３７	１，８９４	１，８６９	１，３７２
六、折旧与摊销	２，０８３	２，０８３	２，０８３	２，０８３
七、投资基本回报	２，７３０	２，７３０	２，７３０	２，７３０
八、有息债务净增加	０	０	０	０
九、追加营运资本	０	０	０	０
十、资本性支出
十一、中方股权净现金流量	１，７９０	１，２４７	１，２２２	７２５

随着城市的经济发展和人口的增加，供热需求也将不断增加。２００７年热力产品收入占电热业务收入１０％，２００８年热力产品收入占电热业务收入１２％，２００９年热力产品收入占电热业务收入１４％，每年增加２％。根据该公司提供的资料，三台锅炉投产至今全厂供热以居民用采暖供热为主，０７年供热量２８９．６０万吉焦；０８年供热量３２６．９４万吉焦；０９年供热量３３５．１０万吉焦。由于该供热量基本上达到最大供热能力，则预测吉长电力公司热力产品收入以２００９年热力产品收入为基数并保持不变。根据２００９年三家公司对热力产品收入的贡献比例来测算其热力产品收入，吉长热电、吉长能源、吉长电力三家公司的比例分别为３０％、３０％和４０％，按此水平测算。

根据上述预测，则计算出吉长能源公司２０１０年４月至２０１９年２月电热总收入见下表：

单位：万元

２００７年	热电	能源	电力	合计
电力	１５４，０６８，５０４．２４	１３７，８３４，１２０．５２	２４８，１２１，９７０．０８	５４０，０２４，５９４．８４
热力	３５，３７７，９２１．９５	２４，０９７，８７２．２４	９８１，０６０．４８	６０，４５６，８５４．６７
合计	１８９，４４６，４２６．１９	１６１，９３１，９９２．７６	２４９，１０３，０３０．５６	６００，４８１，４４９．５１
２００８年	热电	能源	电力	合计
电力	１７２，９１９，７７０．９３	１５０，５３３，６５６．２２	２１６，９４７，３１４．０１	５４０，４００，７４１．１６
热力	２２，７４７，６６１．５０	１４，１７４，５０２．８０	１，２２８，８３３．５０	３８，１５０，９９７．８０
合计	１９５，６６７，４３２．４３	１６４，７０８，１５９．０２	２１８，１７６，１４７．５１	５７８，５５１，７３８．９６
２００９年	热电	能源	电力	合计
电力	１２３，９８５，６２２．２１	１２３，９８７，９９２．３０	２５３，４００，３６９．２４	５０１，３７３，９８３．７５
热力	２３，８５７，０４４．２９	２３，７６６，０１８．７３	３３，１０７，８３５．３４	８０，７３０，８９８．３６
合计	１４７，８４２，６６６．５０	１４７，７５４，０１１．０３	２８６，５０８，２０４．５８	５８２，１０４，８８２．１１

（２）主营业务成本分析预测：

根据上述资料计算出吉长能源公司２００７年、２００８年、２００９年的销售成本率分别为７０．０３％，７０．７９％和６９．６３％，平均为７０．１５％，考虑燃煤成本和人工成本的增加，在２００９年销售成本率基础上适当增加，即２０１０年４月－２０１１年４月、２０１１年４月－２０１２年４月按７３％、７７％，２０１２年４月及以后各年按８１％来预测。根据预测出的收入数据，计算出吉长能源公司２０１０年４月至２０１９年２月电热成本见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
全部企业电力产品收入	４５１２０	４３３２０	３９７１０
能源公司贡献比例	０．２５	０．２５	０．２５
能源公司电力收入	１１２８０	１０８３０	９９２８

（３）主营业务税金及附加：

该公司为中外合作企业，不缴纳城建税与教育费附加。

（４）管理费用预测：

根据上述资料计算出吉长能源公司２００７年、２００８年、２００９年的销售管理费用率分别为１．４０％，１．４６％和１．３４％，由于企业已经营多年，生产能力已达或接近生产规模，管理费用已基本稳定，参考行业其他公司正常的管理费用率，一般在３％－５％，按４％来预测各年的管理费用。根据预测出的收入数据，计算出吉长电力公司２０１０年４月至２０１９年２月电热管理费用见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１８．４	２０１８．４－２０１９．２
能源公司电力产品收入	１１２８０	１０８３０	９９２７．５
能源公司热力收入	２３７７	２３７７	２３７７
能源公司电热总收入	１３６５７	１３２０７	１２３０４．５

（５）财务费用预测：

该公司无对外有息借款，无借款利息费用发生，每年仅有存款利息收入，评估时根据企业生产经营的情况，考虑吉长热电公司近年的财务费用的数额、企业收入的逐年减少，企业的存款也在减少，且其利息收入较少评估时不测算利息收入。

（６）营业外收支预测：

营业外支出用于支付副食品价调基金等，按最近二年发生的数据预测，即按每年１７万元预测。

（７）企业所得税预测：

该公司为外资企业，依据国务院《关于实施企业所得税过渡优惠政策的通知》（国发［２００７］３９号）文件，自２００８年１月１日起，原享受低税率优惠政策的企业，在新税法施行后５年内逐步过渡到法定税率。其中：享受企业所得税１５％税率的企业，２００８年按１８％税率执行，２００９年按２０％税率执行，２０１０年按２２％税率执行，２０１１年按２４％税率执行，２０１２年按２５％税率执行；原执行２４％税率的企业，２００８年起按２５％税率执行。故本公司２０１０年度、２０１１年度、２０１２年度的适用税率分别为：２２％、２４％、２５％。

综合上述预测，预测结果见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
能源公司电热总收入	１３６５７	１３２０７	１２３０４．５
销售成本所占比例	０．７３	０．７７	０．８１
销售成本	９９７０	１０１６９	９９６７

本次评估采用的收益类型为企业股权资本（净资产）所产生的股权现金流，股权现金流等于企业的税后净利润加上折旧及摊销等非现金支出以及有息债务的净增加之后，再减去营运资本的追加投入和资本性支出后的余额。

根据该公司提供的２００９年审计报告，该公司每年计提的固定资产折旧数额为２０８３万元，无摊销，故折旧与摊销总和为２０８３万元。

根据吉林省能源交通总公司、长平热电投资有限公司和吉林电力股份有限公司于２００８年１０月１６日签订的《吉林吉长能源有限公司合作经营合同书》，外方即长平热电投资有限公司每年从其投资额的１５％获得投资基本回报；根据中准会计师事务所有限公司于２００９年１２月８日出具的中准验字（２００９）２０４４号验资报告，长平热电投资有限公司投资额为２０７００万元港币，按１５％计算其投资基本回报为３１０５万元港币，按评估基准日港币与人民币汇率为１港元对人民币０．８７９２２元，则长平热电投资有限公司每年的投资基本回报换算为人民币为２７３０万元。

该公司无有息债务，现有的货币资金可满足现有经营业务的需要，未来的经营又无需追加投入营运资本；该公司每年对设备都进行大修理，支出费用计入成本，保障日常生产经营的需要，又经与该公司领导管理层询查，该公司每年都进行技改投资，追加资本性支出。这部分技改投资已在吉长电力公司中反映，此处不再考虑。该公司无溢余及闲置、非经营性资产。

该公司中方的股权净现金流量计算见下表：

单位：万元

项目﹨年份	２０１０．４－２０１１．４	２０１１．４－２０１２．４	２０１８．４－２０１９．２
能源公司电热总收入	１３６５７	１３２０７	１２３０５
管理费用所占比例	０．０４	０．０４	０．０４
管理费用	５４６	５２８	４９２

６．四平合营项目指标计算

由于历史原因，吉林吉长能源与吉长热电公司、吉长电力公司共同经营四平热电项目，共同构成一个完整的发电供热主体，固定资产项目难以准确划分，因此只能将三家公司固定资产的变现值放在吉长电力公司之中，其他两家公司不再分摊，所以本说明采用了三家公司合计数据进行相关指标计算。

具体计算结果见下表：

单位：人民币万元

年度	四平项目现金流量
２０１０年	７，４１１．００
２０１１年	５，５６３．００
２０１２年	５，４８０．００
２０１３年	５，４８０．００
２０１４年	５，４８０．００
２０１５年	５，４８０．００
２０１６年	５，４８０．００
２０１７年	５，４８０．００
２０１８年	５４，８２０．００
２０１９年
２０２０年
２０２１年
２０２２年
２０２３年
２０２４年
２０２５年
２０２６年
２０２７年
２０２８年
合计	１００，６７４．００
自由现金流量现值（取８％折现率）	６０，７７１．４０
权益比例	６３．８２％
３５．１％权益比例现值	３８，７８３．２０
投资金额	（３２，５７４．００）
拟收购股权净现值	６，２０９．２０
拟收购股权内部报酬率	１１．１４％
拟收购股权获利指数	１．１９

＊２０１８年现金流量较２０１７年增加４９，３４０万元，主要是根据评估报告，合营期结束四平合营项目预计资产变现值为５０，１３０万元所致。其中土地使用权价值２．２亿元。虽然合营公司２０１９年３月合营期结束，但土地使用证到期日为２０４８年，评估师评估后的土地使用权价格为２．２亿元。

６３．８２％计算：＝３５．１％／（１－４５％）＝６３．８２％

三、结论

结论：两风电公司项目５１％股权净现值合计１１，５１８．４４万元，四平合营公司项目３５．１％股权合计净现值６，２０９．２０万元，两风电公司项目５１％股权净现值比四平合营公司项目３５．１％股权净现值高５，３０９．２４万元；两风电公司项目内部报酬率１７．０９％，四平合营公司项目内部报酬率１１．１４％，两风电公司项目内部收益率高于四平合营公司项目５．９５％；两风电公司项目获利指数为１．６３，四平合营公司项目获利指数为１．１９，两风电公司项目获利指数高于四平合营项目获利指数０．４４，两个方案均具投资价值，但两风电公司项目更具投资价值，三项指标远远高于四平合营项目，足以覆盖原承诺盈利能力和收益水平。