出，则预测期前期每年折旧增加约4,073.51万，造成利润减少约4,073.51万，相应的所得税支出也会减少，但现金流反而增加；预测后期折旧提足后，造成利润增加，所得税增加，现金流减少。由于前期的现金流折现较大，经测算，本次中闽能源评估值将提高约2,600余万元。
9.申请材料显示，中闽能源应收账款中有3,796.26万元为账龄为3-4年的可再生能源补贴款，上述款项未计提坏账准备。请你公司结合上述款项产生原因、同行业可比公司会计政策等补充披露可再生能源补贴款未计提坏账准备的合理性。请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于中闽能源应收账款中账龄为3-4年的可再生能源补贴款的说明
（1）上述款项产生的原因
中闽能源电力产品价格由燃煤机组脱硫标杆电价和国家可再生能源电价附加两部分组成。其中：燃煤机组脱硫标杆电价由国家电网公司直接同中闽能源公司进行结算；国家可再生能源电价附加由国家主管部委审核电量后，将资金拨给国家电网公司，最后由国家电网公司各地公司统一拨付给各风电公司。
截至2014年7月31日，中闽能源应收账款中账龄为3-4年的可再生能源补贴款3,796.26万元，系2011年5月-12月应收国家可再生能源电价附加。据了解，2012年初开始，国家可再生能源电价附加审核主体由国家能源局变更为财政部，包括节能风电（601016.SH）、福能股份（600483.SH）等在内的国内A股和H股上市风电企业该段时间的国家可再生能源电价附加亦未及时收到。
（2）同行业可比公司会计政策
根据查阅到的公开资料，包括节能风电（601016.SH）、福能股份（600483.SH）、华能新能源（0958.HK）、中国再生能源投资（0987.HK）等在内的国内A股和H股上市风电企业对应收账款均未计提坏账准备，具体情况如下：
根据节能风电（601016.SH）公开披露的招股说明书内容显示，该公司对应收电网公司款项不计提坏账准备。
根据福能股份（600483.SH）公开披露的2011年至2013年8月审计报告内容显示，该公司对应收国家清洁能源补贴不计提坏账准备。
根据华能新能源（0958.HK）公开披露的2013年年报的内容显示，该公司应收账款余额292,215.4万元，计提坏账准备1,406.30万元，界定为坏账的应收账款是核证减排量应收款，对应收当地电网公司售电款未计提减值准备。
根据中国再生能源投资（0987.HK）公开披露的2013年年报的内容显示，该公司应收账款余额6596.7万元，未计提坏账准备。
根据大唐新能源（1798.HK）公开披露的2013年年报的内容显示，该公司应收账款计提坏账准备4890万元，界定为坏账的应收账款为核证减排量应收款，其他的应收账款不计提坏账准备。
综上所述，由于风电公司的应收账款对象均为电网公司、政府部门，信用情况良好，虽然应收账款周转较慢，但不可收回的风险较小，故各公司均未对此类应收款项计提坏账准备。
中闽能源已于2015年2月17日收到国网福建省电力有限公司上述可再生能源补贴款3,796.26万元。
二、独立财务顾问及会计师意见
经核查，独立财务顾问和立信会计师认为，中闽能源应收账款中3,796.26万元、账龄为3-4年的可再生能源补贴款是由于政府职能交接的特殊情况造成，坏账损失风险极小；同行业可比公司有类似的会计政策；中闽能源已于2015年2月17日收到上述应收款项，未计提坏账损失具备合理性。
上述独立财务顾问及会计师意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见9”和《立信会计师事务所（特殊普通合伙）关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见9”。
三、《重组报告书》补充披露情况
在重组报告书“第十三章 财务会计信息”之“二、拟置入资产财务会计信息”之“（四）主要会计政策和会计估计”之“6、应收款项坏账准备”补充披露如下：
……
（3）关于中闽能源应收账款中账龄为3-4年的可再生能源补贴款的说明
①上述款项产生的原因
中闽能源电力产品价格由燃煤机组脱硫标杆电价和国家可再生能源电价附加两部分组成。其中：燃煤机组脱硫标杆电价由国家电网公司直接同中闽能源公司进行结算；国家可再生能源电价附加由国家主管部委审核电量后，将资金拨给国家电网公司，最后由国家电网公司各地公司统一拨付给各风电公司。
截至2014年7月31日，中闽能源应收账款中账龄为3-4年的可再生能源补贴款3,796.26万元，系2011年5月-12月应收国家可再生能源电价附加。据了解，2012年初开始，国家可再生能源电价附加审核主体由国家能源局变更为财政部，包括节能风电（601016.SH）、福能股份（600483.SH）等在内的国内A股和H股上市风电企业该段时间的国家可再生能源电价附加亦未及时收到。
②同行业可比公司会计政策
根据查阅到的公开资料，包括节能风电（601016.SH）、福能股份（600483.SH）、华能新能源（0958.HK）、中国再生能源投资（0987.HK）等在内的国内A股和H股上市风电企业对应收账款均未计提坏账准备，具体情况如下：
根据节能风电（601016.SH）公开披露的招股说明书内容显示，该公司对应收电网公司款项不计提坏账准备。
根据福能股份（600483.SH）公开披露的2011年至2013年8月审计报告内容显示，该公司对应收国家清洁能源补贴不计提坏账准备。
根据华能新能源（0958.HK）公开披露的2013年年报的内容显示，该公司应收账款余额292,215.4万元，计提坏账准备1,406.30万元，界定为坏账的应收账款是核证减排量应收款，对应收当地电网公司售电款未计提减值准备。
根据中国再生能源投资（0987.HK）公开披露的2013年年报的内容显示，该公司应收账款余额6596.7万元，未计提坏账准备。
根据大唐新能源（1798.HK）公开披露的2013年年报的内容显示，该公司应收账款计提坏账准备4890万元，界定为坏账的应收账款为核证减排量应收款，其他的应收账款不计提坏账准备。
综上所述，由于风电公司的应收账款对象均为电网公司、政府部门，信用情况良好，虽然应收账款周转较慢，但不可收回的风险较小，故各公司均未对此类应收款项计提坏账准备。
中闽能源已于2015年2月17日收到国网福建省电力有限公司上述可再生能源补贴款3,796.26万元。
10.申请材料显示，中闽能源报告期净利率逐年下滑，2014年6月将所持有的霞浦风电60%股权转让给福建省国有资产管理有限公司。请你公司：1）补充披露扣除霞浦风电60%股权后中闽能源报告期盈利相关指标，包括但不限于营业收入、营业成本、净利润、毛利率、净利率等。2）结合同行业可比公司报告期净利率变动情况、中闽能源自身发展情况,补充披露中闽能源报告期净利率逐年下滑的原因。请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于扣除霞浦风电60%股权后中闽能源报告期盈利相关指标的说明
扣除霞浦风电60%股权后，中闽能源报告期盈利相关指标的情况见下表:
■
二、关于中闽能源报告期净利率逐年下滑原因的说明
（1）风资源周期性对中闽能源净利率的影响
风电企业通过风力发电机利用自然的风资源进行发电，风资源情况直接影响企业发电量，继而影响企业收入；而风电场项目前期投资较大，但建成后无需采购原材料、日常运营成本也相对较小，其营业成本主要系固定资产的折旧费用，因此风电场风资源状况对风电企业盈利能力的影响较为明显。
风资源存在较为明显年际周期性，同一地区不同年份有小风年和盛风年之分，风况存在较大差异。福建省三个沿海气象站观测到的近20年风速情况如下图所示：
纵轴单位：m/s
■
资料来源：以上数据为历年平均风速（10m高度），数据均由当地气象部门提供。
从上图可见，2011年系福建省沿海地区风况较好的年份，较2009年、2010年有一定上升，而之后的2012年、2013年、2014年风况逐步进入小风年期。该等风资源的周期性变化造成了报告期内净利率的下滑。此外，2014年夏季福建省台风数量和影响时间均较历史同期水平骤减，也一定程度上对中闽能源2014年发电量及净利率造成了负面影响。
（2）风资源的季节性及风电场投产时点对中闽能源净利率的影响
风资源具有显著的季节性，同一地区、同一年份的不同季节，风资源情况也会有显著差异。一般而言，福建省每年1到3月和10到12月为盛风期，4到9月份为弱风期，因此在每月固定成本相对稳定的情况下，10到12月有项目投产的年份，盈利指标会显著提升。
2011年福建省沿海地区风资源状况较好，中闽能源下属风电场中，风资源较好的福清嘉儒风电场一期在2011年全年正常运行，同时另一风资源较好的泽岐风电场又在当年盛风期来临的10月正式投产，使得当年中闽能源整体净利率水平显著高于其他年份。
（3）所得税优惠期间对中闽能源净利率的影响
风电企业享受企业所得税“三免三减半”优惠政策。项目投产前三年适用享受所得税免税政策，随着项目投产时间增加，各项目分别逐步进入企业所得税减半征收期，导致当期企业所得税费用增加，净利率相应下降。
2011年中闽能源所属风电场均处于企业所得税免税期；2012年、2013年仅嘉儒一期进入企业所得税减半征收期，其他风电场处于企业所得税免税期；2014年嘉儒一期、嘉儒二期、泽岐风电场均进入企业所得税减半征收期，其他风电场处于企业所得税免税期。
三、比较报告期同行业净利率情况
（1）报告期同行业净利率情况
1、福能股份（600483.SH）下属专营风力发电业务的全资子公司福建省福能新能源有限责任公司（以下简称“福能新能源”）2011年至2013年净利率变动情况如下表所示：
■
资料来源：福建南纺（600483.SH）发行股份购买资产暨关联交易报告书（2014年7月）
从福能新能源近三年的净利率变动情况表来看，其2011年的净利率最高，之后两年相比也出现下降，2013年净利率略高于2012年。公开资料显示，福能新能源公司在风资源状况较好区域的龙海隆教风电场（4.8万千瓦）和龙海黄坑风电场（4.0万千瓦），分别在年度盛风期来临时的2013年9月和10月正式投产。
2、节能风电（601016.SH）2011年至2013年净利率变动情况表：
■
资料来源：节能风电（601016.SH）首次公开发行股票招股说明书（2014年8月）
从节能风电2011年-2014年的净利率变动情况来看，其2011年的净利率最高，之后两年也出现下降，2013年净利率略高于2012年。公开资料显示，节能风电的风电场主要位于西北、东北、华北地区，上述地区存在的“弃风限电”现象在2013年得到较大改善。国家能源局《2013年风电产业监测情况》显示，2013年全国平均弃风率11%，同比下降6个百分点。风电平均利用小时数2074小时，同比提高184小时。
（2）与同行业净利率比较分析
中闽能源与同处福建省内从事风电业务的福能新能源公司比较，在相对接近的自然条件下，在报告期内净利率较低的主要原因系中闽能源对风机机组、输变电设备、配电设备的折旧年限为15年，而福能新能源公司相应的设备折旧年限为20年。如果中闽能源上述设备也采用20年的折旧年限，则2011年—2014年将分别增加净利润790.59万元、2,188.83万元、2,948.50万元、3,200.47万元（均已扣除霞浦风电的相关数据），则中闽能源的净利率情况如下表所示：
■
由上表可见，中闽能源历年的净利率水平均高于节能风电；2011年和2012年的净利率亦高于福能新能源。
三、独立财务顾问及律师意见
经核查，独立财务顾问及立信认为，结合部分同行业可比公司的公开信息和中闽能源自身发展的实际情况，中闽能源报告期净利率逐年下滑的主要是受风资源周期性、季节性及风电场投产时点、企业所得税优惠期间等因素的综合影响所致。
上述独立财务顾问及会计师意见发表于《独立财务顾问报告》“第十章 独立财务顾问意见”之“四、本次交易对上市公司的盈利能力和财务状况的影响、本次交易是否有利于上市公司的持续发展、是否存在损害股东合法权益的问题”和《立信会计师事务所（特殊普通合伙）关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见10”。
四、《重组报告书》补充披露情况
在重组报告书“第十二章 董事会讨论与分析”之“四、拟置入资产财务状况、盈利能力分析”之“（五）中闽能源盈利能力分析”补充披露如下：
4、关于扣除霞浦风电60%股权后中闽能源报告期盈利相关指标的说明
扣除霞浦风电60%股权后，中闽能源报告期盈利相关指标的情况见下表：
■
5、关于中闽能源报告期净利率逐年下滑原因的说明
（1）风资源周期性对中闽能源净利率的影响
风电企业通过风力发电机利用自然的风资源进行发电，风资源情况直接影响企业发电量，继而影响企业收入；而风电场项目前期投资较大，但建成后无需采购原材料、日常运营成本也相对较小，其营业成本主要系固定资产的折旧费用，因此风电场风资源状况对风电企业盈利能力的影响较为明显。
风资源存在较为明显年际周期性，同一地区不同年份有小风年和盛风年之分，风况存在较大差异。福建省三个沿海气象站观测到的近20年风速情况如下图所示：
纵轴单位：m/s
■
资料来源：以上数据为历年平均风速（10m高度），数据均由当地气象部门提供。
从上图可见，2011年系福建省沿海地区风况较好的年份，较2009年、2010年有一定上升，而之后的2012年、2013年、2014年风况逐步进入小风年期。该等风资源的周期性变化造成了报告期内净利率的下滑。此外，2014年夏季福建省台风数量和影响时间均较历史同期水平骤减，也一定程度上对中闽能源2014年发电量及净利率造成了负面影响。
（2）风资源的季节性及风电场投产时点对中闽能源净利率的影响
风资源具有显著的季节性，同一地区、同一年份的不同季节，风资源情况也会有显著差异。一般而言，福建省每年1到3月和10到12月为盛风期，4到9月份为弱风期，因此在每月固定成本相对稳定的情况下，10到12月有项目投产的年份，盈利指标会显著提升。
2011年福建省沿海地区风资源状况较好，中闽能源下属风电场中，风资源较好的福清嘉儒风电场一期在2011年全年正常运行，同时另一风资源较好的泽岐风电场又在当年盛风期来临的10月正式投产，使得当年中闽能源整体净利率水平显著高于其他年份。
（3）所得税优惠期间对中闽能源净利率的影响
风电企业享受企业所得税“三免三减半”优惠政策。项目投产前三年适用享受所得税免税政策，随着项目投产时间增加，各项目分别逐步进入企业所得税减半征收期，导致当期企业所得税费用增加，净利率相应下降。
2011年中闽能源所属风电场均处于企业所得税免税期；2012年、2013年仅嘉儒一期进入企业所得税减半征收期，其他风电场处于企业所得税免税期；2014年嘉儒一期、嘉儒二期、泽岐风电场均进入企业所得税减半征收期，其他风电场处于企业所得税免税期。
6、比较报告期同行业净利率情况
（1）报告期同行业净利率情况
福能股份（600483.SH）下属专营风力发电业务的全资子公司福建省福能新能源有限责任公司（以下简称“福能新能源”）2011年至2013年净利率变动情况如下表所示：
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资料来源：福建南纺（600483.SH）发行股份购买资产暨关联交易报告书（2014年7月）
从福能新能源近三年的净利率变动情况表来看，其2011年的净利率最高，之后两年相比也出现下降，2013年净利率略高于2012年。公开资料显示，福能新能源公司在风资源状况较好区域的龙海隆教风电场（4.8万千瓦）和龙海黄坑风电场（4.0万千瓦），分别在年度盛风期来临时的2013年9月和10月正式投产。
节能风电（601016.SH）2011年至2013年净利率变动情况表：
■
资料来源：节能风电（601016.SH）首次公开发行股票招股说明书（2014年8月）
从节能风电2011年-2014年的净利率变动情况来看，其2011年的净利率最高，之后两年也出现下降，2013年净利率略高于2012年。公开资料显示，节能风电的风电场主要位于西北、东北、华北地区，上述地区存在的“弃风限电”现象在2013年得到较大改善。国家能源局《2013年风电产业监测情况》显示，2013年全国平均弃风率11%，同比下降6个百分点。风电平均利用小时数2074小时，同比提高184小时。
（2）与同行业净利率比较分析
中闽能源与同处福建省内从事风电业务的福能新能源公司比较，在相对接近的自然条件下，在报告期内净利率较低的主要原因系中闽能源对风机机组、输变电设备、配电设备的折旧年限为15年，而福能新能源公司相应的设备折旧年限为20年。如果中闽能源上述设备也采用20年的折旧年限，则2011年—2014年将分别增加净利润790.59万元、2,188.83万元、2,948.50万元、3,200.47万元（均已扣除霞浦风电的相关数据），则中闽能源的净利率情况如下表所示：
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由上表可见，中闽能源历年的净利率水平均高于节能风电；2011年和2012年的净利率亦高于福能新能源。
11.请你公司补充披露中闽能源2014年预测营业收入和净利润的实现情况。请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于中闽能源2014年预测营业收入和净利润的实现情况的说明
中闽能源2014年预测营业收入为36,356.77万元，预测净利润为4,769.88万元。根据立信出具的信会师报字[2015]第120308号审计报告，中闽能源2014年实际营业收入为36,577.74万元，净利润为5,456.55万元，与预测情况相比，营业收入和净利润分别超额完成220.97万元和686.67万元，超额完成率分别为0.61%和14.4%。
二、独立财务顾问及会计师意见
经核查，独立财务顾问及立信会计师认为，中闽能源已实现2014年预测营业收入和净利润。
上述独立财务顾问及会计师意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见11”和《立信会计师事务所（特殊普通合伙）关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见11”
三、《重组报告书》补充披露情况
在重组报告书“第十三章 财务会计信息”之“四、拟置入资产盈利预测”补充披露如下：
（三）关于中闽能源2014年预测营业收入和净利润的实现情况的说明
中闽能源2014年预测营业收入为36,356.77万元，预测净利润为4,769.88万元。根据立信出具的信会师报字[2015]第120308号审计报告，中闽能源2014年实际营业收入为36,577.74万元，净利润为5,456.55万元，与预测情况相比，营业收入和净利润分别超额完成220.97万元和686.67万元，超额完成率分别为0.61%和14.4%。
12.请你公司补充披露中闽能源已投产的风电场与电力公司签订的并网调度协议及购售电合同主要内容，包括但不限于期限、报告期上网电量、上网电量超额的处理措施等。请独立财务顾问和律师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于中闽能源已投产的风电场与电力公司签订的并网调度协议及购售电合同主要内容的说明
截至本回复出具日，中闽能源已经投产的风电场包括福清嘉儒风电场、福清嘉儒风电场二期、福清钟厝风电场、福清泽岐风电场、连江北茭风电场及平潭青峰风电场。中闽能源就上述风电场与福建省电力有限公司签订的并网调度协议及购售电合同的主要内容如下：
（一）并网调度协议
中闽能源下属风电场建成投产以后，由经营该风电场的下属子公司（即福清风电、连江风电、平潭风电）就该风电场的并网调度事宜与福建省电力有限公司、福建省电力有限公司福州电业局签订并网调度协议，协议主要内容如下：
1、并网条件：
（1）各风电场的各项设备、装置符合国家标准、电力行业标准、电网运营准则、符合调度规程中的各项要求，按有资质机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运营方式已经明确；具备并入电网运行条件并接受调度机构统一调度的安排。
（2）购电合同已经签订、生效。
（3）电厂电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）、购电合同及供用电合同的约定进行配置，并通过测试和验收。
2、调度运行：
（1）电厂必须迅速准确地执行调度机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或拖延执行。
（2）在紧急事故情况下，调度机构有权临时将电厂解列，一旦事故处理完毕，将恢复电厂并网运行。
（3）在特定情况下，电厂应根据调度机构的指令来控制其输出的有功功率，甚至采取停机措施。
（4）在并网、风速增长以及正常停机的过程中（不包括风速降低的原因），嘉儒一期、二期风电场的电厂10分钟功率最大变化量不得超过32MW，1分钟功率变化不得超过9.6MW；青峰风电场、泽岐风电场、钟厝风电场的电厂10分钟功率最大变化量不得超过16MW，1分钟功率变化不得超过4.8MW；北茭风电场的电厂10分钟功率最大变化量不得超过14MW，1分钟功率变化不得超过4.2MW。
（1）电厂需按照电厂机组运行的频率范围运行。
3、发电管理：
（1）电厂应向调度机构报送次日规定时间的输出功率预报值及风力、风向、空气密度等气象测试数据。
（2）凡事故停机或紧急降低处理，电厂应尽快将停机或降低的容量通知调度机构，如不能及时恢复应尽快补办申请，但不解除或减轻有关计划停运小时、非计划停运小时及计划、非计划降低出力小时的统计考核。
（3）如果出现下列情形，风电场承担违约责任：由于机组故障等原因非计划降低出力运行，按每发生一次扣减实际上网发电量P=机组降低出力运行小时数×降低出力数×0.4。
4、协议期限：
（1）嘉儒风电场一期
自2009年7月1日至2012年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期延长3年，即至2015年12月31日。
（2）嘉儒风电场二期
自2010年12月15日至2015年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
（3）泽岐风电场、钟厝风电场
自2013年7月20日至2016年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
（4）北茭风电场
自2011年12月20日至2015年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
（5）青峰风电场
自2012年11月20日至2016年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
截至本回复出具之日，中闽能源下属各风电场的并网调度协议均在有效期内。
（二）购售电合同的内容
中闽能源下属风电场建成投产以后，由经营该风电场的下属子公司（即福清风电、连江风电、平潭风电）作为售电方，就该风电场的售电事宜与购电方福建省电力有限公司签订购售电合同，合同主要内容如下：
1、购电方在保证电网安全稳定运行的条件下，全额收购售电方的上网电量。
2、上网电价：按国家有权价格主管部门批准的上网电价执行，超过福建省燃煤机组脱硫标杆电价部分由国家可再生能源电价附加支付。电量计算：
（1）嘉儒风电场：
上网电量=121×12A÷（12A+12B）关口记录的电厂送电网电量；
用网电量=121×12A÷（12A+12B）关口记录的电网送电厂电量
（2）嘉儒风电场二期：
上网电量=12B×121÷（12A+12B）关口送电网电量；
上网电量=12B×121÷（12A+12B）关口送风电场电量
（3）福清泽岐风电场：
上网电量=电厂总上网电量×14A/(14A+14B)记录的电厂送电网电量；
用网电量计算按售电方与当地供电企业关于供用电的有关约定执行
（4）福清钟厝风电场
上网电量=电厂总上网电量*14B/(14A+14B)记录的电厂送电网电量；
用网电量计算按售电方与当地供电企业关于供用电的有关约定执行。
（5）连江北茭风电场：
上网电量=1113刀闸关口记录的电厂送电网电量；
用网电量计算按售电方与当地供电企业签订的供用电合同有关约定执行
（6）平潭青峰风电场：
风电场上网电量=1611关口记录的电厂送电网电量×（1-0.16%）；
用网电量计算按售电方与当地供电企业关于供用电的有关约定执行
3、上网电费：
上网电费=上网电量×对应的上网电价
4、协议有效期
（1）嘉儒风电场：自2014年7月14日至2017年12月31日，在协议有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
（2）嘉儒风电场二期：自2011年1月1日起至2014年12月31日。在合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商；若合同期限届满后双方仍未进行续签商谈且任何一方均未以书面方式对合同提出异议（重签要求），则合同有效期自动延续三年。根据中闽能源出具的确认，嘉儒风电场二期购售电合同期限届满后，双方均未对合同提出异议（重签要求），原购售电合同自动延续三年。
（3）福清泽岐风电场、福清钟厝风电场：自2013年7月29日至2016年12月31日。在本合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
（4）连江北茭风电场：自2014年7月14日起至2017年12月31日。在本合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
（5）平潭青峰风电场：自2013年2月18日起至2015年12月31日。在本合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
根据以上并网调度协议及购售电合同内容，中闽能源下属各风电场根据并网调度协议并入福建省电力有限公司、福建省电力有限公司福州电业局电网运行、接受调度机构统一调度的安排，福建省电力有限公司在保证电网安全稳定运行的条件下，全额收购风电场的上网电量。因此，购售电合同未明确合同期限内风电场的上网电量，同时全额收购上网电量的相关约定保障了风电场的上网电量不会超出福建省电力有限公司的购电量，以上协议及合同亦未就上网电量超额的处理措施做出约定。
二、关于中闽能源已投产风电场报告期的发电量与上网电量的说明
根据重组报告书（申报稿）“第六章 拟置入资产业务与技术”之“二 拟置入资产主营业务的具体情况”之“（三）主要产品产销情况”披露的中闽能源及下属所有风电场报告期生产数据可知，中闽能源报告期内已投产风电场的发电量与上网电量差异极小，差异量均为风电场自身用电和电厂到电网公司关口表的线路损耗。中闽能源风电场所在的福建区域电网公司全额接收风力发电场所发的电力，不存在弃风限电的情况，中闽能源也不会面临上网电量超额的情况。
三、独立财务顾问及律师意见
经核查，独立财务顾问及律师认为，根据购售电合同，中闽能源下属各风电场所发电量由福建省电力有限公司全额收购，购售电合同中没有对上网电量超额的处理措施做出约定。中闽能源下属所有风电场投产以来，所发电量均全额上网，未出现上网电量超额的情形，购售电合同未对上网电量超额的处理措施做出约定，中闽能源与福建省电力有限公司签订的并网调度协议及购售电合同的主要内容合法、合规。
以上独立财务顾问及律师意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见12”和《北京市竞天公诚律师事务所关于福建省南纸股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易的补充法律意见书（二）》之“反馈意见12”.
四、《重组报告书》补充披露情况
在《重组报告书》“第六章 拟置入资产业务与技术”之“二 拟置入资产主营业务的具体情况”补充披露如下：
（十一）中闽能源已投产的风电场与电力公司签订的并网调度协议及购售电合同主要内容
1、关于中闽能源已投产的风电场与电力公司签订的并网调度协议及购售电合同主要内容的说明
截至本报告书出具日，中闽能源已经投产的风电场包括福清嘉儒风电场、福清嘉儒风电场二期、福清钟厝风电场、福清泽岐风电场、连江北茭风电场及平潭青峰风电场。中闽能源就上述风电场与福建省电力有限公司签订的并网调度协议及购售电合同的主要内容如下：
（一）并网调度协议
中闽能源下属风电场建成投产以后，由经营该风电场的下属子公司（即福清风电、连江风电、平潭风电）就该风电场的并网调度事宜与福建省电力有限公司、福建省电力有限公司福州电业局签订并网调度协议，协议主要内容如下：
1、并网条件：
（1）各风电场的各项设备、装置符合国家标准、电力行业标准、电网运营准则、符合调度规程中的各项要求，按有资质机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运营方式已经明确；具备并入电网运行条件并接受调度机构统一调度的安排。
（2）购电合同已经签订、生效。
（3）电厂电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）、购电合同及供用电合同的约定进行配置，并通过测试和验收。
2、调度运行：
（1）电厂必须迅速准确地执行调度机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或拖延执行。
（2）在紧急事故情况下，调度机构有权临时将电厂解列，一旦事故处理完毕，将恢复电厂并网运行。
（3）在特定情况下，电厂应根据调度机构的指令来控制其输出的有功功率，甚至采取停机措施。
（4）在并网、风速增长以及正常停机的过程中（不包括风速降低的原因），嘉儒一期、二期风电场的电厂10分钟功率最大变化量不得超过32MW，1分钟功率变化不得超过9.6MW；青峰风电场、泽岐风电场、钟厝风电场的电厂10分钟功率最大变化量不得超过16MW，1分钟功率变化不得超过4.8MW；北茭风电场的电厂10分钟功率最大变化量不得超过14MW，1分钟功率变化不得超过4.2MW。
（5）电厂需按照电厂机组运行的频率范围运行。
3、发电管理：
（1）电厂应向调度机构报送次日规定时间的输出功率预报值及风力、风向、空气密度等气象测试数据。
（2）凡事故停机或紧急降低处理，电厂应尽快将停机或降低的容量通知调度机构，如不能及时恢复应尽快补办申请，但不解除或减轻有关计划停运小时、非计划停运小时及计划、非计划降低出力小时的统计考核。
（3）如果出现下列情形，风电场承担违约责任：由于机组故障等原因非计划降低出力运行，按每发生一次扣减实际上网发电量P=机组降低出力运行小时数×降低出力数×0.4。
4、协议期限：
（1）嘉儒风电场一期
自2009年7月1日至2012年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期延长3年，即至2015年12月31日。
（2）嘉儒风电场二期
自2010年12月15日至2015年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
（3）泽岐风电场、钟厝风电场
自2013年7月20日至2016年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
（4）北茭风电场
自2011年12月20日至2015年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
（5）青峰风电场
自2012年11月20日至2016年12月31日，若双方均认为无需再商谈修订，有效期自动延长20年。
截至本报告书出具之日，中闽能源下属各风电场的并网调度协议均在有效期内。
（二）购售电合同的内容
中闽能源下属风电场建成投产以后，由经营该风电场的下属子公司（即福清风电、连江风电、平潭风电）作为售电方，就该风电场的售电事宜与购电方福建省电力有限公司签订购售电合同，合同主要内容如下：
1、购电方在保证电网安全稳定运行的条件下，全额收购售电方的上网电量。
2、上网电价：按国家有权价格主管部门批准的上网电价执行，超过福建省燃煤机组脱硫标杆电价部分由国家可再生能源电价附加支付。电量计算：
（1）嘉儒风电场：
上网电量=121×12A÷（12A+12B）关口记录的电厂送电网电量；
用网电量=121×12A÷（12A+12B）关口记录的电网送电厂电量
（2）嘉儒风电场二期：
上网电量=12B×121÷（12A+12B）关口送电网电量；
上网电量=12B×121÷（12A+12B）关口送风电场电量
（3）福清泽岐风电场：
上网电量=电厂总上网电量×14A/(14A+14B)记录的电厂送电网电量；
用网电量计算按售电方与当地供电企业关于供用电的有关约定执行
（4）福清钟厝风电场
上网电量=电厂总上网电量*14B/(14A+14B)记录的电厂送电网电量；
用网电量计算按售电方与当地供电企业关于供用电的有关约定执行。
（5）连江北茭风电场：
上网电量=1113刀闸关口记录的电厂送电网电量；
用网电量计算按售电方与当地供电企业签订的供用电合同有关约定执行
（6）平潭青峰风电场：
风电场上网电量=1611关口记录的电厂送电网电量×（1-0.16%）；
用网电量计算按售电方与当地供电企业关于供用电的有关约定执行
3、上网电费：
上网电费=上网电量×对应的上网电价
4、协议有效期
（1）嘉儒风电场：自2014年7月14日至2017年12月31日，在协议有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
（2）嘉儒风电场二期：自2011年1月1日起至2014年12月31日。在合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商；若合同期限届满后双方仍未进行续签商谈且任何一方均未以书面方式对合同提出异议（重签要求），则合同有效期自动延续三年。根据中闽能源出具的确认，嘉儒风电场二期购售电合同期限届满后，双方均未对合同提出异议（重签要求），原购售电合同自动延续三年。
（3）福清泽岐风电场、福清钟厝风电场：自2013年7月29日至2016年12月31日。在本合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
（4）连江北茭风电场：自2014年7月14日起至2017年12月31日。在本合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
（5）平潭青峰风电场：自2013年2月18日起至2015年12月31日。在本合同有效期期满前三个月，双方应就续签合同的有关事宜进行协商，签订新的购售电合同或有效期延期协议。
根据以上并网调度协议及购售电合同内容，中闽能源下属各风电场根据并网调度协议并入福建省电力有限公司、福建省电力有限公司福州电业局电网运行、接受调度机构统一调度的安排，福建省电力有限公司在保证电网安全稳定运行的条件下，全额收购风电场的上网电量。因此，购售电合同未明确合同期限内风电场的上网电量，同时全额收购上网电量的相关约定保障了风电场的上网电量不会超出福建省电力有限公司的购电量，以上协议及合同亦未就上网电量超额的处理措施做出约定。
2、关于中闽能源已投产风电场报告期的发电量与上网电量的说明
根据本报告书“第六章 拟置入资产业务与技术”之“二 拟置入资产主营业务的具体情况”之“（三）主要产品产销情况”披露的中闽能源及下属所有风电场报告期生产数据可知，中闽能源报告期内已投产风电场的发电量与上网电量差异极小，差异量均为风电场自身用电和电厂到电网公司关口表的线路损耗。中闽能源风电场所在的福建区域电网公司全额接收风力发电场所发的电力，不存在弃风限电的情况，中闽能源也不会面临上网电量超额的情况。
13.申请材料显示，中闽能源预测期上网电量为可行性研究报告中预测上网电量。请你公司结合国家产业政策、福建风电行业发展及竞争情况、中闽能源与电力公司签订的并网调度协议及购售电合同主要内容等方面，补充披露中闽能源上网电量预测的合理性。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于中闽能源上网电量预测的合理性
（1）国家产业政策
可再生能源发电全额保障性收购制度保障了风力发电企业的电力销售。
根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定：“电网企业应当与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可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。”可再生能源发电全额保障性收购制度有力地保证了风力发电企业所生产的产品——电力能够及时上网，全额销售，减少了风电企业的销售成本，降低其销售风险。
（2）福建风电行业发展及竞争情况
福建省风电行业广阔的发展空间为中闽能源发电量全额上网提供了有力保障。在福建省电力需求稳步增长，电力行业保障能力显著增强的背景下，福建省风电行业呈现积极发展态势。根据国家能源局数据，截至2014年12月31日，福建省电力装机容量较2013年底新增310万千瓦，达到4449万千瓦，其中水电装机容量1288.5万千瓦、火电装机容量2666.3万千瓦、风电装机容量159.35万千瓦、核电装机容量326.7万千瓦，水电、火电、风电分别同比增加0.25、0.33、9.03个百分点，风电行业新增建设突出。2014年福建省全社会累计用电1855.78亿千瓦时，同比增长9.1%，用电需求稳步攀升，能源结构不断优化，可再生能源快速发展，已成为福建省电力行业的主要发展方向。2014年以来，福建省风电行业在国家政策和资源优势的双重推动下，持续加速发展。根据国家能源局的《2014年风电产业监测情况》，2014年，全国来风情况普遍偏小，全国陆地70米高度年平均风速约为5.5米/秒，比往年偏小8-12%。受此影响，2014年全国风电平均利用小时数1893小时，同比下降181小时，最高的地区是云南2511小时，最低的地区是西藏1333小时，而福建省为2478小时，风能资源优势显著。根据福建省“十二五”能源发展专项规划，福建省将继续推进陆上风电的规模化开发和管理，“十二五”投产陆上风电130万千瓦，至2015年全省陆上风电装机200万千瓦。
截至2014年底，福建省风电装机容量占电力总装机容量的比重只有3.58%，根据《福建省“十二五”能源发展专项规划》，至2015年福建省陆上风电装机达到200万千瓦以上，占福建省电力总装机容量的比例将提高到 4.81%，总体而言未来市场空间较大。
（3）中闽能源已投产风电场并网调度协议及购售电合同
根据中闽能源已投产风电场并网调度协议及购售电合同内容，中闽能源下属各风电场根据并网调度协议并入福建电网运行、接受调度机构统一调度的安排，福建省电力有限公司在保证电网安全稳定运行的条件下，全额收购风电场的上网电量。因此，中闽能源下属风电场能够全额销售其发电量，不存在销售风险。
（4）中闽能源上网电量预测的合理性
① 可行性研究报告预测上网电量的合理性
中闽能源上网电量根据可行性研究报告确定的上网电量进行预测，可行性研究报告是根据多年的历史资料，充分考虑风力周期变动，谨慎得出的平均上网电量，其本身已充分考虑强弱风期并剔除了风能资源异常波动的影响，具有可靠性，因此采用可研报告的数据预测中闽能源的上网电量具备合理性。
除风况特殊的2014年外，中闽能源已投产风电场投产以来的实际总上网电量均超过可行性研究报告中的预测数。
由于当年的暖冬气候加之闰年因素，且2014年是近十年来台风数量及影响天数最少的一年，全福建省乃至全国的风况均比历史同期较差。根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，2014年，全国来风情况普遍偏小，全国陆地70米高度年平均风速约为5.5米/秒，比往年偏小8-12%。受此影响，2014年全国风电平均利用小时数1893小时，同比下降181小时。考虑到2014年是小风年的特殊情况，中闽能源2014年8-12月的上网电量预测数按2014年1-10月的实际上网电量情况，并根据历史上网电量的分布情况谨慎预测得出。中闽能源2014年的全年实际上网电量大于预测上网电量。
② 中闽能源预测发电量全额上网的合理性
中闽能源现有下属风电场所在的福清、连江两个县市和平潭自贸区等地，是福建沿海经济最发达和风力资源较好的地区，风力资源丰富。一方面，福建当地经济发达，对电力需求很大，相关风电场距离用电客户较近；另一方面，不同于北方地区冬季供热机组比重大、面临调峰压力的情况，福建省冬季无供热机组，风电并网不受调峰影响，可保障发电量全额上网。因此，福建省风电企业不存在北方风电企业面临的弃风限电现象。
根据国家能源局2014年风电产业监测情况，南方地区弃风率为零，其中福建年利用小时数2478小时，位列全国第二，具体情况如下表所示：
■
（容量单位：万千瓦；电量单位：亿千瓦时）
因此，福建地区风力资源丰富、无弃风限电的情况为中闽能源全额销售其所发电量提供了有效保证。
综上，中闽能源的上网电量预测参考可行性研究报告中的上网电量具备合理性。
二、独立财务顾问及评估师意见
经核查，独立财务顾问及评估师认为，首先，结合国家政策对风电行业的鼓励支持、福建省风电行业迅速发展及可再生能源全额收购保障性制度的背景，中闽能源所处风电行业发展前景广阔，其所发电量可向电力公司全额销售；其次，可行性研究报告是根据多年的历史资料充分考虑风力周期变动下得出的平均的上网电量，其本身已充分考虑强弱风期的波动影响，因此采用可研报告的上网电量预测中闽能源的上网电量具备合理性。
以上独立财务顾问及评估师意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见13”和《福建中兴资产评估房地产土地估价有限责任公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见13”。
三、《重组报告书》补充披露情况
在《重组报告书》“第九章 董事会对本次交易定价的依据及公允性分析”之“ 四、拟置入资产定价的公允性分析”补充披露如下：
（二）关于中闽能源上网电量预测的合理性分析
中闽能源预测期上网电量为可行性研究报告中预测上网电量，具备合理性，具体情况如下：
1、国家产业政策
可再生能源发电全额保障性收购制度保障了风力发电企业的电力销售。
根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定：“电网企业应当与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可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。”可再生能源发电全额保障性收购制度有力地保证了风力发电企业所生产的产品——电力能够及时上网，全额销售，减少了风电企业的销售成本，降低其销售风险。
2、福建风电行业发展及竞争情况
福建省风电行业广阔的发展空间为中闽能源发电量全额上网提供了有力保障。在福建省电力需求稳步增长，电力行业保障能力显著增强的背景下，福建省风电行业呈现积极发展态势。根据国家能源局数据，截至2014年12月31日，福建省电力装机容量较2013年底新增310万千瓦，达到4449万千瓦，其中水电装机容量1288.5万千瓦、火电装机容量2666.3万千瓦、风电装机容量159.35万千瓦、核电装机容量326.7万千瓦，水电、火电、风电分别同比增加0.25、0.33、9.03个百分点，风电行业新增建设突出。2014年福建省全社会累计用电1855.78亿千瓦时，同比增长9.1%，用电需求稳步攀升，能源结构不断优化，可再生能源快速发展，已成为福建省电力行业的主要发展方向。2014年以来，福建省风电行业在国家政策和资源优势的双重推动下，持续加速发展。根据国家能源局的《2014年风电产业监测情况》，2014年，全国来风情况普遍偏小，全国陆地70米高度年平均风速约为5.5米/秒，比往年偏小8-12%。受此影响，2014年全国风电平均利用小时数1893小时，同比下降181小时，最高的地区是云南2511小时，最低的地区是西藏1333小时，而福建省为2478小时，风能资源优势显著。根据福建省“十二五”能源发展专项规划，福建省将继续推进陆上风电的规模化开发和管理，“十二五”投产陆上风电130万千瓦，至2015年全省陆上风电装机200万千瓦。
截至2014年底，福建省风电装机容量占电力总装机容量的比重只有3.58%，根据《福建省“十二五”能源发展专项规划》，至2015年福建省陆上风电装机达到200万千瓦以上，占福建省电力总装机容量的比例将提高到 4.81%，总体而言未来市场空间较大。
3、中闽能源已投产风电场并网调度协议及购售电合同
根据中闽能源已投产风电场并网调度协议及购售电合同内容，中闽能源下属各风电场根据并网调度协议并入福建电网运行、接受调度机构统一调度的安排，福建省电力有限公司在保证电网安全稳定运行的条件下，全额收购风电场的上网电量。因此，中闽能源下属风电场能够全额销售其发电量，不存在销售风险。
4、中闽能源上网电量预测的合理性
（1）可行性研究报告预测上网电量的合理性
中闽能源上网电量根据可行性研究报告确定的上网电量进行预测，可行性研究报告是根据多年的历史资料，充分考虑风力周期变动，谨慎得出的平均上网电量，其本身已充分考虑强弱风期并剔除了风能资源异常波动的影响，具有可靠性，因此采用可研报告的数据预测中闽能源的上网电量具备合理性。
除风况特殊的2014年外，中闽能源已投产风电场投产以来的实际总上网电量均超过可行性研究报告中的预测数。
由于当年的暖冬气候加之闰年因素，且2014年是近十年来台风数量及影响天数最少的一年，全福建省乃至全国的风况均比历史同期较差。根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，2014年，全国来风情况普遍偏小，全国陆地70米高度年平均风速约为5.5米/秒，比往年偏小8-12%。受此影响，2014年全国风电平均利用小时数1893小时，同比下降181小时。考虑到2014年是小风年的特殊情况，中闽能源2014年8-12月的上网电量预测数按2014年1-10月的实际上网电量情况，并根据历史上网电量的分布情况谨慎预测得出。中闽能源2014年的全年实际上网电量大于预测上网电量。
（2）中闽能源预测发电量全额上网的合理性
中闽能源现有下属风电场所在的福清、连江两个县市和平潭自贸区等地，是福建沿海经济最发达和风力资源较好的地区，风力资源丰富。一方面，福建当地经济发达，对电力需求很大，相关风电场距离用电客户较近；另一方面，不同于北方地区冬季供热机组比重大、面临调峰压力的情况，福建省冬季无供热机组，风电并网不受调峰影响，可保障发电量全额上网。因此，福建省风电企业不存在北方风电企业面临的弃风限电现象。
根据国家能源局2014年风电产业监测情况，南方地区弃风率为零，其中福建年利用小时数2478小时，位列全国第二，具体情况如下表所示：
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（容量单位：万千瓦；电量单位：亿千瓦时）
因此，福建地区风力资源丰富、无弃风限电的情况为中闽能源全额销售其所发电量提供了有效保证。
综上，中闽能源的上网电量预测参考可行性研究报告中的上网电量具备合理性。
14.请你公司补充披露中闽能源折现率取值的合理性，并就折现率变动对本次交易评估值的影响进行敏感性分析。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于中闽能源折现率取值的合理性的说明
折现率是企业各类收益索偿权持有人要求报酬率的加权平均数，即加权平均资本成本。折现率主要受无风险报酬率、企业风险系数、市场风险溢价、企业特定风险调整系数、资本结构等因素共同影响。折现率是未来风险的体现，风险越大，折现率越高。即企业未来的经营风险与财务风险越大，投资者的要求报酬率就会越高，折现率也越高。相同行业其经营风险较接近，折现率较接近，不同行业经营风险差异较大，其折现率差异也较大。本质上讲行业风险是影响折现率的重要因素。
1、电力行业，特别是风电行业，其未来风险相对其他发电行业等较小。收入方面，由于风电是国家鼓励的清洁能源，电价为国家定价，基本不存在市场竞争的风险；成本方面，风电成本较低且较为固定，主要为折旧、修理费、人力成本等，成本基本上不受外界市场影响，因此市场风险较小；公司现场下属风电场已正常运行5年多，对风力发电的生产经营管理水平较高，经营风险也较小。
2、中闽能源现有下属风电场所在的福清、连江两个县市和平潭自贸区等地，是福建沿海经济最发达和风力资源较好的地区，风力资源丰富。一方面，福建当地经济发达，对电力需求很大，相关风电场距离用电客户较近；另一方面，不同于北方地区冬季供热机组比重大、面临调峰压力的情况，福建省冬季无供热机组，风电并网不受调峰影响，可保障发电量全额上网。因此，福建省风电企业不存在北方风电企业面临的弃风限电现象。
考虑上述情况并经测算，本次收益法评估时加权平均资本成本折现率取9.05%。此外，福能股份（600483.SH，即原福建南纺）重组时，相关风电资产亦处福建沿海经济较发达和风力资源良好的地区，各项基本情况与中闽能源较为接近，其风电资产加权平均资本成本即折现率取8.9%，与本次收益法评估时取值接近。
综上，本次评估的折现率选取具有合理性。
二、关于折现率变动对本次交易评估值影响的敏感性分析
折现率是收益法评估的重要影响因素，其变动对评估值会产生一定影响，本次交易中评估值对折现率变动的敏感性分析如下：
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三、独立财务顾问及评估师意见
经核查，独立财务顾问及评估师认为，首先，在风电电价国家定价机制的市场竞争风险较低、风力发电变动成本较低、可再生能源发电全额收购制度等多种因素的影响下，中闽能源所在的风力发电行业风险相对其他发电行业较小；其次，对比中闽能源同行业同地区可比上市公司福能股份（600483.SH）在注入风电资产时的折现率取值8.9%，中闽能源本次估值中的折现率9.05%相较也处于合理水平。综上分析，本次重组中中闽能源折现率取值具有合理性。
以上独立财务顾问及评估师意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见14”和《福建中兴资产评估房地产土地估价有限责任公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见14”。
四、《重组报告书》补充披露情况
在《重组报告书》“第九章 董事会对本次交易定价的依据及公允性分析”之“ 四、拟置入资产定价的公允性分析”补充披露如下：
（三）中闽能源折现率取值的合理性
1、关于中闽能源折现率取值的合理性的说明
折现率是企业各类收益索偿权持有人要求报酬率的加权平均数，即加权平均资本成本。折现率主要受无风险报酬率、企业风险系数、市场风险溢价、企业特定风险调整系数、资本结构等因素共同影响。折现率是未来风险的体现，风险越大，折现率越高。即企业未来的经营风险与财务风险越大，投资者的要求报酬率就会越高，折现率也越高。相同行业其经营风险较接近，折现率较接近，不同行业经营风险差异较大，其折现率差异也较大。本质上讲行业风险是影响折现率的重要因素。
①电力行业，特别是风电行业，其未来风险相对其他发电行业等较小。收入方面，由于风电是国家鼓励的清洁能源，电价为国家定价，基本不存在市场竞争的风险；成本方面，风电成本较低且较为固定，主要为折旧、修理费、人力成本等，成本基本上不受外界市场影响，因此市场风险较小；公司现场下属风电场已正常运行5年多，对风力发电的生产经营管理水平较高，经营风险也较小。
②中闽能源现有下属风电场所在的福清、连江两个县市和平潭自贸区等地，是福建沿海经济最发达和风力资源较好的地区，风力资源丰富。一方面，福建当地经济发达，对电力需求很大，相关风电场距离用电客户较近；另一方面，不同于北方地区冬季供热机组比重大、面临调峰压力的情况，福建省冬季无供热机组，风电并网不受调峰影响，可保障发电量全额上网。因此，福建省风电企业不存在北方风电企业面临的弃风限电现象。
考虑上述情况并经测算，本次收益法评估时加权平均资本成本折现率取9.05%。此外，福能股份（600483.SH，即原福建南纺）重组时，相关风电资产亦处福建沿海经济较发达和风力资源良好的地区，各项基本情况与中闽能源较为接近，其风电资产加权平均资本成本即折现率取8.9%，与本次收益法评估时取值接近。
综上，本次评估的折现率选取具有合理性。
2、关于折现率变动对本次交易评估值影响的敏感性分析
折现率是收益法评估的重要影响因素，其变动对评估值会产生一定影响，本次交易中评估值对折现率变动的敏感性分析如下：
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15.申请材料显示，收益法评估中，假设钟厝风电场有2台2.5MW发电机组2015年开始投入使用,嘉儒二期30#风机2015年可以重新正常发电。请你公司补充披露上述机组目前状况，是否与假设存在差异。若存在，请补充披露对中闽能源评估值的影响。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于钟厝风电场2台2.5MW发电机组和嘉儒二期30#风机机组目前状况及与假设是否存在差异的说明
钟厝风电场2台2.5MW发电机组和嘉儒二期30#风机机组2015年开始已经全部投入使用，目前运营状况良好，与假设不存在差异。
二、独立财务顾问及评估师意见
通过对钟厝风电场、嘉儒二期风电场进行走访，并审阅相关生产数据、电网抄表记录，独立财务顾问及评估师确认了钟厝风电场2台2.5MW发电机组和嘉儒二期30#风机机组2015年已经全部投入使用。
经核查，独立财务顾问及评估师认为，钟厝风电场2台2.5MW发电机组和嘉儒二期30#风机机组2015年已经全部投入使用，与假设不存在差异。
以上独立财务顾问及评估师核查意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见15”和《福建中兴资产评估房地产土地估价有限责任公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见15”。
三、《重组报告书》补充披露情况
在《重组报告书》“第九章 董事会对本次交易定价的依据及公允性分析”之“ 四、拟置入资产定价的公允性分析”补充披露如下：
（四）关于钟厝风电场2台2.5MW发电机组和嘉儒二期30#风机机组目前状况及与假设是否存在差异的说明
收益法评估中，假设钟厝风电场有2台2.5MW发电机组2015年开始投入使用,嘉儒二期30#风机2015年可以重新正常发电。上述发电机组2015年开始已经全部投入使用，目前运营状况良好，与假设不存在差异。
16.申请材料显示，本次交易业绩补偿义务人投资集团（持有中闽能源68.59%股份）补偿方式为先以本次重组取得股份进行补偿，股份不足的可选择1）以其持有的上市公司存量股或二级市场购股的方式提供股份补偿，或2）以现金进行补偿。请你公司补充披露上述安排是否符合相关规定。请独立财务顾问和律师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于上述安排是否符合相关规定的说明
关于业绩补偿的主要相关规定如下：
（1）根据《重组办法》第三十五条之规定，“采取收益现值法、假设开发法等基于未来收益预期的方法对拟购买资产进行评估或者估值并作为定价参考依据的，上市公司应当在重大资产重组实施完毕后3 年内的年度报告中单独披露相关资产的实际盈利数与利润预测数的差异情况，并由会计师事务所对此出具专项审核意见；交易对方应当与上市公司就相关资产实际盈利数不足利润预测数的情况签订明确可行的补偿协议。”
（2）根据中国证监会于2012年12月4日公布的“关于业绩承诺及披露问题的回复”，重组中出现资产评估机构采取收益现值法、假设开发法等基于未来收益预期的估值方法对拟购买资产进行评估并作为定价参考依据情形的，交易对方应当与上市公司就相关资产实际盈利数不足利润预测数的情况签订明确可行的补偿协议。
（3）根据中国证监会于2010年9月15日公布的“关于并购重组审核关注二——盈利能力与预测”，中国证监会关注：补偿措施是否合理可行：是否已根据《上市公司重大资产重组管理办法》的要求签订了切实可行的补偿协议，补偿方式是否符合要求（现金补偿方式或股份补偿方式）；股份补偿协议是否包含了资产减值测试的相关内容，包括减值测试的具体方式是否可行，以及补偿金额计算是否准确等。
根据福建南纸与投资集团于2014年11月28日签署的《补偿协议》，在业绩补偿期限内，投资集团每年应补偿金额=（截至当期期末累积承诺净利润－截至当期期末累积实际净利润）×置入资产交易价格÷承诺年度内各年的承诺净利润总和—已补偿金额。
由于投资集团仅持有中闽能源68.59%的股权，且其中部分用于资产置换，其因本次重大资产重组所得股份存在不能完全满足业绩补偿要求的可能性。为保障上市公司和投资者利益，《补偿协议》进一步约定，投资集团首先以通过本次重大资产重组获得的上市公司股份进行补偿；如投资集团以通过本次重大资产重组获得股份的数量不足，投资集团可以选择以其持有的上市公司存量股或二级市场购股的方式提供股份补偿，或以现金进行补偿。《补偿协议》的相关约定充分考虑了上市公司及投资者的利益，结合本次交易的具体情况制订了合理的补偿安排，符合中国证监会关于重大资产重组利润补偿的相关规定。
二、关于本次交易利润补偿方案调整的说明
虽然公司原《补偿协议》的相关约定符合中国证监会关于重大资产重组利润补偿的相关规定，但考虑到上市公司股价与置入资产业绩表现的相关性，股份补偿方式可更为有效地保障上市公司利益，经投资集团与上市公司协商，双方决定取消现金补偿方式。
鉴于以上考虑，福建南纸于2015年3月13日召开的第六届董事会第七次临时会议审议通过了《关于调整公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易方案的议案》，根据公司2014年第三次临时股东大会的授权，决定调整本次重大资产重组的盈利预测补偿方式，对于本次交易完成当年及其后两个会计年度内置入资产的实际净利润数低于预测净利润的差额部分，投资集团首先以通过本次重大资产置换及发行股份购买资产获得的上市公司股份进行补偿，如投资集团通过本次重大资产重组获得股份的数量不足，投资集团可选择以其持有的上市公司存量股或二级市场购股的方式提供股份补偿。
三、独立财务顾问及律师意见
经核查，独立财务顾问和律师认为，《补偿协议》及其补充协议的相关约定充分考虑了上市公司及投资者的利益，结合本次交易的具体情况制订了合理的补偿安排，符合中国证监会关于重大资产重组利润补偿的相关规定。
鉴于利润补偿方式的调整不会对原交易方案中的重大资产置换、发行股份购买资产交易的部分构成任何影响，不影响交易标的资产及业务的完整性，也不会对交易完成后公司的生产经营产生实质性影响，本次交易业绩补偿安排的调整不构成对原交易方案的重大调整。
上述独立财务顾问及律师意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见16”和《北京市竞天公诚律师事务所关于福建省南纸股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易的补充法律意见书（二）》之“反馈意见16”。
四、《重组报告书》补充披露情况
在重组报告书“第十章 本次交易主要合同”之“四、《补偿协议》补充协议主要内容”之“（八）关于《补偿协议》调整的说明”补充披露如下：
（八）关于《补偿协议》调整的说明
1、关于《补偿协议》安排是否符合相关规定的说明
关于业绩补偿的主要相关规定如下：
（1）根据《重组办法》第三十五条之规定，“采取收益现值法、假设开发法等基于未来收益预期的方法对拟购买资产进行评估或者估值并作为定价参考依据的，上市公司应当在重大资产重组实施完毕后3 年内的年度报告中单独披露相关资产的实际盈利数与利润预测数的差异情况，并由会计师事务所对此出具专项审核意见；交易对方应当与上市公司就相关资产实际盈利数不足利润预测数的情况签订明确可行的补偿协议。”
（2）根据中国证监会于2012年12月4日公布的“关于业绩承诺及披露问题的回复”，重组中出现资产评估机构采取收益现值法、假设开发法等基于未来收益预期的估值方法对拟购买资产进行评估并作为定价参考依据情形的，交易对方应当与上市公司就相关资产实际盈利数不足利润预测数的情况签订明确可行的补偿协议。
（3）根据中国证监会于2010年9月15日公布的“关于并购重组审核关注二——盈利能力与预测”，中国证监会关注：补偿措施是否合理可行：是否已根据《上市公司重大资产重组管理办法》的要求签订了切实可行的补偿协议，补偿方式是否符合要求（现金补偿方式或股份补偿方式）；股份补偿协议是否包含了资产减值测试的相关内容，包括减值测试的具体方式是否可行，以及补偿金额计算是否准确等。
根据福建南纸与投资集团于2014年11月28日签署的《补偿协议》，在业绩补偿期限内，投资集团每年应补偿金额=（截至当期期末累积承诺净利润－截至当期期末累积实际净利润）×置入资产交易价格÷承诺年度内各年的承诺净利润总和—已补偿金额。
由于投资集团仅持有中闽能源68.59%的股权，且其中部分用于资产置换，其因本次重大资产重组所得股份存在不能完全满足业绩补偿要求的可能性。为保障上市公司和投资者利益，《补偿协议》进一步约定，投资集团首先以通过本次重大资产重组获得的上市公司股份进行补偿；如投资集团以通过本次重大资产重组获得股份的数量不足，投资集团可以选择以其持有的上市公司存量股或二级市场购股的方式提供股份补偿，或以现金进行补偿。《补偿协议》的相关约定充分考虑了上市公司及投资者的利益，结合本次交易的具体情况制订了合理的补偿安排，符合中国证监会关于重大资产重组利润补偿的相关规定。
2、关于本次交易利润补偿方案调整的说明
虽然公司原《补偿协议》的相关约定符合中国证监会关于重大资产重组利润补偿的相关规定，但考虑到上市公司股价与置入资产业绩表现的相关性，股份补偿方式可更为有效地保障上市公司利益，经投资集团与上市公司协商，双方决定取消现金补偿方式。
鉴于以上考虑，福建南纸于2015年3月13日召开的第六届董事会第七次临时会议审议通过了《关于调整公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易方案的议案》，根据公司2014年第三次临时股东大会的授权，决定调整本次重大资产重组的盈利预测补偿方式，对于本次交易完成当年及其后两个会计年度内置入资产的实际净利润数低于预测净利润的差额部分，投资集团首先以通过本次重大资产置换及发行股份购买资产获得的上市公司股份进行补偿，如投资集团通过本次重大资产重组获得股份的数量不足，投资集团可选择以其持有的上市公司存量股或二级市场购股的方式提供股份补偿。
17.请你公司补充披露中闽能源收益法评估净利润、盈利预测报告净利润与承诺净利润是否存在差异。若存在，补充披露原因及合理性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于中闽能源收益法评估净利润、盈利预测报告净利润与承诺净利润的说明
根据中兴评估闽中兴评字（2014）第7009号评估报告预测的中闽能源本部及各子公司合并盈利预测数，2014年、2015年、2016年和2017年归属于母公司所有者的净利润预测数分别为4,673.69万元、8,988.80万元、9,403.81万元和9,135.70万元。
根据立信出具的信会师报字[2014]第114463号专项审核报告，中闽能源2014年和2015年归属于母公司所有者的净利润预测数分别为4,673.69万元和8,988.80万元。
以上预测数均为不包含非经常性损益后的归属于母公司所有者的净利润。
根据《补偿协议》，本次交易利润补偿期限为本次交易完成当年及其后两个会计年度，如果本次交易于2015年度内实施完成，则投资集团承诺中闽能源2015年度、2016年度、2017年度实现的经具有证券业务资格的会计师事务所审计的净利润（扣除非经常性损益后的归属于母公司所有者的净利润）分别不低于8,988.80万元、9,403.81万元、9,135.70万元，如果实际实现的扣除非经常性损益后的净利润低于上述承诺的净利润，则投资集团将按照与本公司签署的《补偿协议》及其补充协议的规定进行补偿。
综上，中闽能源收益法评估净利润、盈利预测报告净利润与承诺净利润均不存在差异。
二、独立财务顾问、会计师及评估师意见
根据中兴评估闽中兴评字（2014）第7009号评估报告，2014年、2015年、2016年和2017年中闽能源归属于母公司所有者的净利润预测数分别为4,673.69万元、8,988.80万元、9,403.81万元和9,135.70万元；根据立信出具的信会师报字[2014]第114463号专项审核报告，中闽能源2014年和2015年归属于母公司所有者的净利润预测数分别为4,673.69万元和8,988.80万元；根据投资集团与上市公司签订的《补偿协议》的相关约定，投资集团承诺中闽能源2015年度、2016年度、2017年度实现的经具有证券业务资格的会计师事务所审计的净利润（扣除非经常性损益后的归属于母公司所有者的净利润）分别不低于8,988.80万元、9,403.81万元、9,135.70万元。
经核查，独立财务顾问、立信会计师及评估师认为，中闽能源收益法评估净利润、盈利预测报告净利润与承诺净利润之间不存在差异。
以上独立财务顾问、立信会计师及评估师核查意见发表于《国泰君安证券股份有限公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见17”、《立信会计师事务所（特殊普通合伙）关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见17”和《福建中兴资产评估房地产土地估价有限责任公司关于<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>（141904号）之回复》之“反馈意见17”。
三、《重组报告书》补充披露情况
在《重组报告书》“第九章 董事会对本次交易定价的依据及公允性分析”之“ 四、拟置入资产定价的公允性分析”补充披露如下：
（五）关于中闽能源收益法评估净利润、盈利预测报告净利润与承诺净利润的说明
根据中兴评估闽中兴评字（2014）第7009号评估报告预测的中闽能源本部及各子公司合并盈利预测数，2014年、2015年、2016年和2017年归属于母公司所有者的净利润预测数分别为4,673.69万元、8,988.80万元、9,403.81万元和9,135.70万元。
根据立信出具的信会师报字[2014]第114463号专项审核报告，中闽能源2014年和2015年归属于母公司所有者的净利润预测数分别为4,673.69万元和8,988.80万元。
以上预测数均为不包含非经常性损益后的归属于母公司所有者的净利润。
根据《补偿协议》，本次交易利润补偿期限为本次交易完成当年及其后两个会计年度，如果本次交易于2015年度内实施完成，则投资集团承诺中闽能源2015年度、2016年度、2017年度实现的经具有证券业务资格的会计师事务所审计的净利润（扣除非经常性损益后的归属于母公司所有者的净利润）分别不低于8,988.80万元、9,403.81万元、9,135.70万元，如果实际实现的扣除非经常性损益后的净利润低于上述承诺的净利润，则投资集团将按照与本公司签署的《补偿协议》及其补充协议的规定进行补偿。
综上，中闽能源收益法评估净利润、盈利预测报告净利润与承诺净利润均不存在差异。
18.请你公司根据《上市公司监管指引第4号——上市公司实际控制人、股东、关联方、收购人以及上市公司承诺及履行》要求，完善上市公司控股股东关于解决同业竞争等问题的承诺。请独立财务顾问和律师核查并发表明确意见。
回复：
一、关于上市公司控股股东关于解决同业竞争等问题的承诺的说明
（1）上市公司控股股东关于解决同业竞争等问题的承诺
根据《上市公司监管指引第4号——上市公司实际控制人、股东、关联方、收购人以及上市公司承诺及履行》，“上市公司实际控制人、股东、关联方、收购人以及上市公司（以下简称承诺相关方）在首次公开发行股票、再融资、股改、并购重组以及公司治理专项活动等过程中作出的解决同业竞争、资产注入、股权激励、解决产权瑕疵等各项承诺事项，必须有明确的履约时限，不得使用‘尽快’、‘时机成熟时’等模糊性词语，承诺履行涉及行业政策限制的，应当在政策允许的基础上明确履约时限。
上市公司应对承诺事项的具体内容、履约方式及时间、履约能力分析、履约风险及对策、不能履约时的制约措施等方面进行充分的信息披露。”
根据以上要求，福建南纸控股股东投资集团已出具承诺函，具体内容见重组报告书（申报稿）“重大事项提示”之“六、本次重组相关方所作出的重要承诺”之“（一）投资集团承诺”之“2、关于避免同业竞争的承诺”。
2015年3月13日，投资集团就解决同业竞争问题作出了进一步承诺，承诺内容如下：
“就前次《关于避免同业竞争承诺函》第二项中的启动中闽海电、中闽太阳能的具体注入程序的前提条件之一“稳定投产”，本公司进一步确认并承诺该等前提条件的具体内涵如下：
“稳定投产”，系指中闽海电、中闽太阳能所有发电机组或发电工程试运行期满后，确定发电机组或发电工程的技术指标符合产品技术文件规定，并签署相关验收证书。风电机组和光伏发电工程相关规范中对试运行的要求分别如下：
（1）《风力发电机组验收规范》（GB/T20319-2006）中规定：风力发电机组在无任何会影响长期安全运行的缺陷的条件下，实现稳定、连续运行250小时，单台机组可利用率不低于97%。
（2）《光伏发电工程验收规范》（GBT 50796-2012）中规定：光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达60kW·h/m2的时间。
| 项目 | 2014.年度 | 2014年1-7月 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 营业收入(万元） | 34,962.70 | 18,655.30 | 33,725.81 | 21,672.79 | 10,391.83 |
| 营业成本(万元） | 17,267.24 | 9,630.40 | 14,830.88 | 8,684.01 | 3,882.76 |
| 净利润(万元） | 6,321.88 | 2,566.65 | 7,331.49 | 6,724.57 | 3,885.68 |
| 销售毛利率（%） | 50.61 | 48.38 | 56.03 | 59.93 | 62.64 |
| 销售净利率（%） | 18.08 | 13.76 | 21.74 | 31.03 | 37.39 |
| 项目 | 2013 年度 | 2012 年度 | 2011 年度 |
| 营业收入（万元） | 45,427.45 | 34,748.27 | 23,817.55 |
| 营业成本（万元） | 14,414.68 | 10,682.17 | 7,392.74 |
| 净利润（万元） | 16,325.85 | 11,494.21 | 9,228.88 |
| 销售毛利率（%） | 68.27 | 69.26 | 68.96 |
| 销售净利率（%） | 35.94 | 33.08 | 38.75 |
| 项目 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 营业收入(万元） | 108,298.80 | 100,750.04 | 92,259.19 |
| 营业成本(万元） | 49,066.81 | 45,880.59 | 40,180.04 |
| 净利润(万元） | 28,017.39 | 22,245.94 | 26,087.71 |
| 销售毛利率（%） | 54.69 | 54.46 | 56.45 |
| 销售净利率（%） | 25.87 | 22.08 | 28.28 |
| 项目 | 2014年度 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 营业收入(万元） | 34,962.70 | 33,725.81 | 21,672.79 | 10,391.83 |
| 营业成本(万元） | 13,828.77 | 11,804.82 | 6,819.72 | 3,092.17 |
| 净利润(万元） | 9,522.35 | 10,279.99 | 8,511.30 | 4,676.27 |
| 销售毛利率（%） | 60.45% | 65.00% | 68.53% | 70.24% |
| 销售净利率（%） | 27.24% | 30.48% | 39.27% | 45.00% |
| 项目 | 2014.年度 | 2014年1-7月份 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 营业收入(万元） | 34,962.70 | 18,655.30 | 33,725.81 | 21,672.79 | 10,391.83 |
| 营业成本(万元） | 17,267.24 | 9,630.40 | 14,830.88 | 8,684.01 | 3,882.76 |
| 净利润(万元） | 6,321.88 | 2,566.65 | 7,331.49 | 6,724.57 | 3,885.68 |
| 销售毛利率（%） | 50.61 | 48.38 | 56.03 | 59.93 | 62.64 |
| 销售净利率（%） | 18.08 | 13.76 | 21.74 | 31.03 | 37.39 |
| 项目 | 2013 年度 | 2012 年度 | 2011 年度 |
| 营业收入(万元） | 45,427.45 | 34,748.27 | 23,817.55 |
| 营业成本(万元） | 14,414.68 | 10,682.17 | 7,392.74 |
| 净利润(万元） | 16,325.85 | 11,494.21 | 9,228.88 |
| 销售毛利率（%） | 68.27 | 69.26 | 68.96 |
| 销售净利率（%） | 35.94 | 33.08 | 38.75 |
| 项目 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 营业收入(万元） | 108,298.80 | 100,750.04 | 92,259.19 |
| 营业成本(万元） | 49,066.81 | 45,880.59 | 40,180.04 |
| 净利润(万元） | 28,017.39 | 22,245.94 | 26,087.71 |
| 销售毛利率（%） | 54.69 | 54.46 | 56.45 |
| 销售净利率（%） | 25.87 | 22.08 | 28.28 |
| 项目 | 2014年度 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 营业收入(万元） | 34,962.70 | 33,725.81 | 21,672.79 | 10,391.83 |
| 营业成本(万元） | 13,828.77 | 11,804.82 | 6,819.72 | 3,092.17 |
| 净利润(万元） | 9,522.35 | 10,279.99 | 8,511.30 | 4,676.27 |
| 销售毛利率（%） | 60.45% | 65.00% | 68.53% | 70.24% |
| 销售净利率（%） | 27.24% | 30.48% | 39.27% | 45.00% |
| 省(区、市） | 累计并网容量 | 累计上网电量 | 弃风率 | 年利用小时数 |
| 合计 | 9637.09 | 1533.86 | 8% | 1893 |
| 北京 | 15 | 2.55 | 0% | 1929 |
| 天津 | 28.55 | 5.53 | 1% | 2250 |
| 河北 | 913.06 | 149.28 | 12% | 1896 |
| 山西 | 455.15 | 73.62 | 0% | 1853 |
| 山东 | 622.42 | 98.21 | 1% | 1782 |
| 内蒙古 | 2018.52 | 360.75 | 9% | 2002 |
| 辽宁 | 608.39 | 100.18 | 6% | 1734 |
| 吉林 | 407.98 | 56.76 | 15% | 1501 |
| 黑龙江 | 453.7 | 69.92 | 12% | 1753 |
| 上海 | 36.53 | 7.07 | 0% | 2082 |
| 江苏 | 302.26 | 54.61 | 0% | 2064 |
| 浙江 | 72.99 | 11.39 | 0% | 2202 |
| 安徽 | 82.28 | 12.63 | 0% | 1665 |
| 福建 | 159.35 | 37.53 | 0% | 2478 |
| 江西 | 36.75 | 5.55 | 0% | 1873 |
| 河南 | 43.83 | 6.76 | 0% | 2056 |
| 湖北 | 76.69 | 12.61 | 0% | 2032 |
| 湖南 | 69.88 | 7.57 | 0% | 1717 |
| 重庆 | 9.8 | 1.72 | 0% | 1880 |
| 四川 | 28.8 | 3.53 | 0% | 2433 |
| 陕西 | 130.3 | 21.14 | 2% | 1961 |
| 甘肃 | 1007.56 | 112 | 11% | 1596 |
| 青海 | 31.85 | 4.29 | 0% | 1723 |
| 宁夏 | 417.81 | 68.27 | 0% | 1973 |
| 新疆 | 803.93 | 132.25 | 15% | 2094 |
| 西藏 | 0.75 | 0.09 | 0% | 1333 |
| 广东 | 204.74 | 30.83 | 0% | 1615 |
| 广西 | 12.45 | 2.2 | 0% | 1819 |
| 海南 | 30.87 | 4.85 | 0% | 1645 |
| 贵州 | 232.6 | 18.06 | 0% | 1575 |
| 云南 | 322.3 | 62.11 | 4% | 2511 |
| 省(区、市） | 累计并网容量 | 累计上网电量 | 弃风率 | 年利用小时数 |
| 合计 | 9637.09 | 1533.86 | 8% | 1893 |
| 北京 | 15 | 2.55 | 0% | 1929 |
| 天津 | 28.55 | 5.53 | 1% | 2250 |
| 河北 | 913.06 | 149.28 | 12% | 1896 |
| 山西 | 455.15 | 73.62 | 0% | 1853 |
| 山东 | 622.42 | 98.21 | 1% | 1782 |
| 内蒙古 | 2018.52 | 360.75 | 9% | 2002 |
| 辽宁 | 608.39 | 100.18 | 6% | 1734 |
| 吉林 | 407.98 | 56.76 | 15% | 1501 |
| 黑龙江 | 453.7 | 69.92 | 12% | 1753 |
| 上海 | 36.53 | 7.07 | 0% | 2082 |
| 江苏 | 302.26 | 54.61 | 0% | 2064 |
| 浙江 | 72.99 | 11.39 | 0% | 2202 |
| 安徽 | 82.28 | 12.63 | 0% | 1665 |
| 福建 | 159.35 | 37.53 | 0% | 2478 |
| 江西 | 36.75 | 5.55 | 0% | 1873 |
| 河南 | 43.83 | 6.76 | 0% | 2056 |
| 湖北 | 76.69 | 12.61 | 0% | 2032 |
| 湖南 | 69.88 | 7.57 | 0% | 1717 |
| 重庆 | 9.8 | 1.72 | 0% | 1880 |
| 四川 | 28.8 | 3.53 | 0% | 2433 |
| 陕西 | 130.3 | 21.14 | 2% | 1961 |
| 甘肃 | 1007.56 | 112 | 11% | 1596 |
| 青海 | 31.85 | 4.29 | 0% | 1723 |
| 宁夏 | 417.81 | 68.27 | 0% | 1973 |
| 新疆 | 803.93 | 132.25 | 15% | 2094 |
| 西藏 | 0.75 | 0.09 | 0% | 1333 |
| 广东 | 204.74 | 30.83 | 0% | 1615 |
| 广西 | 12.45 | 2.2 | 0% | 1819 |
| 海南 | 30.87 | 4.85 | 0% | 1645 |
| 贵州 | 232.6 | 18.06 | 0% | 1575 |
| 云南 | 322.3 | 62.11 | 4% | 2511 |
| 省(区、市） | 1% | 2% | 3% | 4% | 5% |
| 对应折现率 | 9.14% | 9.23% | 9.32% | 9.41% | 9.50% |
| 变动后评估值（万元） | 116,309.18 | 115,117.02 | 113,935.60 | 112,764.81 | 111,604.52 |
| 评估值变动率 | -1.02% | -2.04% | -3.04% | -4.04% | -5.03% |
折现率变动
百分比 | 6% | 7% | 8% | 9% | 10% |
| 对应折现率 | 9.59% | 9.68% | 9.77% | 9.86% | 9.96% |
| 变动后评估值（万元） | 110,454.64 | 109,315.00 | 108,185.55 | 107,066.11 | 105,956.63 |
| 评估值变动率 | -6.01% | -6.98% | -7.94% | -8.89% | -9.83% |
折现率变动
百分比 | -5% | -4% | -3% | -2% | -1% |
| 对应折现率 | 8.60% | 8.69% | 8.78% | 8.87% | 8.96% |
| 变动后评估值（万元） | 123,694.93 | 122,435.62 | 121,187.83 | 119,951.41 | 118,726.27 |
| 评估值变动率 | 5.26% | 4.19% | 3.13% | 2.08% | 1.03% |
折现率变动
百分比 | -10% | -9% | -8% | -7% | -6% |
| 对应折现率 | 8.15% | 8.24% | 8.33% | 8.42% | 8.51% |
| 变动后评估值（万元） | 130,168.87 | 128,849.96 | 127,543.27 | 126,248.61 | 124,965.87 |
| 评估值变动率 | 10.77% | 9.65% | 8.54% | 7.43% | 6.34% |
折现率变动
百分比 | 1% | 2% | 3% | 4% | 5% |
| 对应折现率 | 9.14% | 9.23% | 9.32% | 9.41% | 9.50% |
| 变动后评估值（万元） | 116,309.18 | 115,117.02 | 113,935.60 | 112,764.81 | 111,604.52 |
| 评估值变动率 | -1.02% | -2.04% | -3.04% | -4.04% | -5.03% |
折现率变动
百分比 | 6% | 7% | 8% | 9% | 10% |
| 对应折现率 | 9.59% | 9.68% | 9.77% | 9.86% | 9.96% |
| 变动后评估值（万元） | 110,454.64 | 109,315.00 | 108,185.55 | 107,066.11 | 105,956.63 |
| 评估值变动率 | -6.01% | -6.98% | -7.94% | -8.89% | -9.83% |
折现率变动
百分比 | -5% | -4% | -3% | -2% | -1% |
| 对应折现率 | 8.60% | 8.69% | 8.78% | 8.87% | 8.96% |
| 变动后评估值（万元） | 123,694.93 | 122,435.62 | 121,187.83 | 119,951.41 | 118,726.27 |
| 评估值变动率 | 5.26% | 4.19% | 3.13% | 2.08% | 1.03% |
折现率变动
百分比 | -10% | -9% | -8% | -7% | -6% |
| 对应折现率 | 8.15% | 8.24% | 8.33% | 8.42% | 8.51% |
| 变动后评估值（万元） | 130,168.87 | 128,849.96 | 127,543.27 | 126,248.61 | 124,965.87 |
| 评估值变动率 | 10.77% | 9.65% | 8.54% | 7.43% | 6.34% |
（下转B029版）
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