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大信会计师事务所（特殊普通合伙）《关于甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份购买
资产并募集配套资金申请的审核问询函回复》
之专项核查意见
大信备字[2024]第9-00022号
深圳证券交易所：
贵所《关于甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份购买资产并募集配套资金申请的审核问询函》（审核函〔2024〕130007号）已收悉。作为甘肃电投能源发展股份有限公司(以下简称“上市公司”或“公司”)的审计机构，大信会计师事务所（特殊普通合伙）(以下简称“我们”)对审核问询函提及的有关财务事项进行了审慎核查，现将核查情况予以说明。
（除特别说明外，本回复说明所示金额均为人民币，若出现总数与各分项数值之和尾数不符的情况，为四舍五入原因造成。）
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目 录
问题二 ...... 3
问题三 ...... 31
问题四 ...... 59
问题五 ...... 83
问题六 ...... 109
问题七 ...... 123
问题八 ...... 136
问题十二 ...... 142
问题二申请文件显示：（1）截至报告期末，常乐公司一期4×1,000 MW调峰火电项目有4台机组（1至4号机组），已全部建成投产发电，二期2×1,000 MW扩建项目有2台机组（5、6号机组）处于建设过程中，预计2025年下半年投产；
（3）常乐公司一期为甘肃河西走廊清洁能源基地±800 kV特高压祁韶直流输电工程（以下简称祁韶直流）的配套调峰火电项目，对千万千瓦级风电及光电外送具有调峰和补偿作用；（4）2022年度和2023年度，常乐公司一期的发电利用小时数分别为5,759.80小时、6,237.07小时，高于全国的4,379小时、4,466小时，申报文件中认定其发电利用小时能够得到保障；（5）常乐公司的上网电量按照国家有权部门下达的当年跨省跨区优先消纳发电规模计划确定，少量供应甘肃省及周边省份电力，采取双边协商的方式销售；（6）常乐公司一期绝大部分所产电力通过国家电网送至湖南省，少量电力供应甘肃省及周边省份；报告期各期，送其他地区电量占上网电量比例分别为0.86%、6.60%和6.18%，来自于国网甘肃省电力公司的收入比例分别为15.83%、11.68%和0%；（7）收益法评估中基于《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》，根据年度送湖南完成率、拓展其他省间电量等因素，按照5,000小时预测1-4号机组未来的发电利用小时；（8）评估中考虑到2025年湖南火电扩建、2026年宁电入湘工程的投产，预计湖南市场竞争加剧，影响后续综合电价；（9）常乐公司二期2×1,000MW扩建项目（5、6号机组）定位为甘肃省内调峰电源，为甘肃省内公网火电机组，满足甘肃省电力负荷增长需求，收益法评估中预测2027及以后年度5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时。请上市公司补充披露：（1）详细披露标的资产的经营模式及发电量的确定过程，包括但不限于1至4号机组向湖南送电的模式、国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、北京交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电和月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果等；（2）基于前述内容，结合标的资产送其他地区电量的结算模式补充披露报告期内标的资产来自国网
甘肃省电力公司收入的比例同送电量是否匹配；（3）结合祁韶直流的输送容量、甘肃河西走廊清洁能源基地对装机量及发电量的规划、祁韶工程对清洁能源和配套调峰火电项目是否存在相关规划、是否存在清洁能源优先上网等类似安排、对常乐公司一期的送湖南电量是否存在兜底安排、相关协议约定电量和期限、送其他地区电量的确定过程、湖南省用电需求、湖南省内发电装机规划、宁电入湘工程的装机量与预计输送电量等补充披露报告期内标的资产一期发电利用小时数高于全国水平的原因，预计1-4号机组未来的发电利用小时为5,000的具体过程和依据，认定常乐公司一期作为配套项目发电利用小时能够得到保障的具体依据，常乐公司一期现有发电利用小时水平是否可持续，是否存在因电力供应增加、新能源占比提高、新能源优先上网、有关部门调整配套项目送电比例等原因导致常乐公司发电利用小时数下降的风险；（4）结合甘肃省用电需求、甘肃省内装机及发电规划、新能源规划发电量及上网比例、新能源优先上网安排、现有发电装机量、省内电力市场现货交易情况、可比公司发电机组的发电利用小时数等补充披露预测2027及以后年度5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时的具体过程和依据；（5）基于前述内容，补充披露标的资产是否存在因电力供应增加、新能源发电量占比提升等因素导致发电利用小时数下降的风险，标的资产发电利用小时水平是否可持续，标的资产持续经营能力是否存在不确定性，本次交易是否有利于上市公司增强持续经营能力，是否符合《重组办法》第十一条和第四十三条的规定。请独立财务顾问和会计师、评估师核查并发表明确意见。回复：
一、详细披露标的资产的经营模式及发电量的确定过程，包括但不限于1至4号机组向湖南送电的模式、国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、北京交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电和月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果等
（一）常乐公司1至4号机组向湖南送电的模式、国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电和月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况
1、常乐公司1至4号机组向湖南送电的模式
标的公司4×1,000MW发电机组为依据《国家能源局关于甘肃酒泉至湖南特
高压直流输电工程配套火电项目建设规划有关事项的复函》等相关政府批复确定的、甘肃河西走廊清洁能源基地±800kV特高压祁韶直流输电工程的配套调峰火电项目。绝大部分所产电力通过国家电网优先送至湖南省，富裕电力供应甘肃省及周边省份。截至2023年末，全国已投入运营20条特高压直流输电工程，常乐公司作为祁韶±800千伏特高压直流输电工程的配套调峰电源，在行业内具有稀缺性。
标的公司调峰火电项目符合《“十四五”现代能源体系规划》等相关政策，受到国家政策的大力支持。风电、光伏发电具备间歇性、不稳定性的特征，随着风电、光伏装机容量持续提升，新能源发电的出力不稳定性导致电力系统发电功率与负荷需求功率不平衡问题越发显著，需要借助火电进行调峰保障电网安全稳定运行。2022年1月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，提出加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。在能源转型背景下，调峰火电项目可以为新能源发电项目提供良好的调峰和补偿作用，受到国家政策的大力支持。
湖南省政府、甘肃省政府以及国家电网等相关方已签署协议确保标的公司长期稳定优先向湖南送电。根据《甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司关于甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》及其补充协议，常乐公司1至4号机组作为甘肃至湖南±800千伏特高压祁韶直流输电工程配套调峰火电项目，由国家电力调度控制中心直接调度，纳入湖南电力电量平衡，利用效率不低于湖南省同类型发电机组平均利用小时；优先安排配套电
源送电，配套火电与配套新能源打捆外送，2024年开始每年输送电量340亿千瓦时以上（常乐电厂200亿千瓦时），上述协议有效期至2039年12月。标的公司向湖南送电主要采用中长期交易方式，且优先级较高。根据《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订稿）》，电力中长期交易按市场运营时序可以分为年度交易、月度交易和月内交易，其中，年度交易指执行时间为自次年起多年、次年全部月份、次年部分月份的交易，年度交易在年度市场开展，每年开展一次；月度交易指执行时间为次月全部或部分自然日的交易，月度交易在月度市场开展，每月开展一次；月内交易于每月月度市场闭市后开展，开展执行时间为次月月内剩余自然日的交易。常乐公司向湖南送电以年度交易为主，以月度交易、月内交易为补充。同时根据《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订稿）》，交易优先级共分为六级，配套火电外送优先级仅次于祁韶直流中配套的清洁能源（风电500万千瓦、光电150万千瓦），交易优先级高于网上汇集等非配套电源。综上，常乐公司1至4号机组作为国家能源局批复的祁韶直流输电工程配套调峰火电项目，通过±800kV特高压祁韶直流输电工程，与甘肃河西走廊清洁能源基地的新能源电力打捆送至湖南，2024年开始常乐公司年输送火电200亿千瓦时。湖南省政府、甘肃省政府以及国家电网等相关方通过签署长期协议（上述协议自2019年12月起算，有效期20年）的方式明确上述送电模式。
2、国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电的确定过程
（1）国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、年度计划送电的确定过程
常乐公司1至4号机组为甘肃至湖南±800千伏特高压祁韶直流输电工程配套调峰火电项目，根据《甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司关于甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》及其补充协议的约定优先安排配套电源送电、配套火电与配套新能源打捆外送。常乐公司每年第三季度向国家电网有限公司相关部门上报次年优先发电量，国家能源局根据
各有关发电企业上报的优先发电量下达年度优先发电规模计划，国网湖南省电力有限公司、常乐公司根据下达的年度优先发电规模计划在北京电力交易中心交易平台进行交易申报，每年12月初北京电力交易中心发布年度交易预成交结果并提交国家电力调度控制中心安全校核，国家电力调度控制中心安全校核通过后北京电力交易中心发布年度交易成交结果及分月发电计划。根据前述年度分月发电计划、电厂完成发电量的进度、电厂设备状况及电网近期负荷情况，国家电力调度控制中心在每月月底前将下一月度发电计划通知常乐公司，根据前述月度发电计划、电网实际情况和电厂提供的数据，国家电力调度控制中心编制次日日发电调度计划曲线并下达给常乐公司，常乐公司根据下达的日发电调度计划曲线和调度指令安排生产运行。
（2）送湖南电的年度签约情况
根据《甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司关于甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》并经双方约定，2022年常乐公司向湖南送电量为96亿千瓦时；根据常乐公司与国网湖南省电力有限公司签订的《2023年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》，其中约定2023年标的公司送湖南电量力争达到120亿千瓦时、2024-2028年标的公司送湖南每年交易电量不少于200亿千瓦时。同时，常乐公司与国家电网有限公司签订《电能交易购售输电合同》对交易进行具体约定。2022年度常乐公司送湖南签约电量96亿千瓦时，年度送湖南实际完成90.86亿千瓦时，年度中长协完成比例是94.65%，2022年月度补充送湖南17.70亿千瓦时。2023年度常乐公司送湖南签约电量95.12亿千瓦时，年度实际完成89.51亿千瓦时，年度中长协完成比例是94.10%；2023年月度补充送湖南交易电量
21.44亿千瓦时。2024年1-3月常乐公司年度送湖南交易电量50.71亿千瓦时，2024年1-3月月度补充送湖南0.37亿千瓦时。
3、月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况
年度交易之外，根据常乐公司富余发电计划以及电力市场实际供需状况，通过北京电力交易平台以月度交易或月内交易等形式进行补充。常乐公司每月上旬末通过“点对网”方式优先与湖南省电力交易中心沟通所在地是否存在电力缺口，在满足湖南用电需求前提下如有富余电量再与甘肃省电力交易中心、青海省电力交易中心等沟通所在地是否存在电力缺口，若有电力缺口则在北京电力交易平台补充月度增量交易，成交后由北京电力交易平台发布成交结果并执行。
（二）北京交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果
报告期内，常乐公司通过北京电力交易中心交易平台、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果具体如下：
单位：万千瓦时、万元
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 | |||
| 结算电量 | 结算电费 | 结算电量 | 结算电费 | 结算电量 | 结算电费 | |
| 北京电力交易中心结算 | 551,030.42 | 171,266.78 | 1,194,775.20 | 381,884.48 | 908,628.40 | 304,177.89 |
| 甘肃电力交易中心结算 | - | - | 155,716.02 | 50,522.99 | 186,449.21 | 57,271.35 |
| 合计 | 551,030.42 | 171,266.78 | 1,350,491.22 | 432,407.47 | 1,095,077.61 | 361,449.24 |
二、基于前述内容，结合标的资产送其他地区电量的结算模式补充披露报告期内标的资产来自国网甘肃省电力公司收入的比例同送电量是否匹配
报告期内，标的公司送湖南及送其他地区上网电量结算情况如下：
单位：万千瓦时
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 送湖南 | 510,805.22 | 1,109,464.68 | 1,085,662.71 |
| 其中：年度计划（北京电力交易中心出具结算单） | 507,064.49 | 895,072.88 | 908,628.40 |
| 月度增量（北京电力交易中心出具结算单） | 3,740.73 | 72,879.60 | - |
| 月度增量（甘肃电力交易中心出具结算单） | - | 141,512.20 | 177,034.31 |
| 送其他 | 40,225.20 | 241,026.54 | 9,414.90 |
| 其中：送其他（北京电力交易中心出具结算单） | 40,225.20 | 226,822.72 | - |
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 送其他（甘肃电力交易中心出具结算单） | - | 14,203.82 | 9,414.90 |
| 合计 | 551,030.42 | 1,350,491.22 | 1,095,077.61 |
报告期内，送其他地区电量分别为9,414.90万千瓦时、241,026.54万千瓦时、40,225.20万千瓦时。其中，国网甘肃省电力公司有关的电量情况为：2022年度，送其他地区电量及送湖南月度增量电量由甘肃电力交易中心出具结算单、国网甘肃省电力公司支付电费；2023年度，部分送湖南月度增量、送其他电量由甘肃电力交易中心出具结算单、国网甘肃省电力公司支付电费；2023年11月开始，送湖南及送其他地区电量均由北京电力交易中心出具结算单、国家电网有限公司支付电费，不再由甘肃电力交易中心参与出具结算单或国网甘肃省电力公司支付电费。结算以及支付主体有所变化，主要是根据国网及电力交易中心的要求调整。
报告期内，由甘肃电力交易中心出具结算单的上网电量对应由国网甘肃省电力公司支付电费，具体情况如下：
单位：万千瓦时、万元
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 | |||
| 营业收入 | 上网电量 | 营业收入 | 上网电量 | 营业收入 | 上网电量 | |
| 国网甘肃省电力公司 | - | - | 50,522.99 | 155,716.02 | 57,271.35 | 186,449.21 |
由上表可见，2022年度、2023年度国网甘肃省电力公司对应的电量及收入同比有所下降，标的资产来自国网甘肃省电力公司收入的比例分别为15.84%、
11.68%，对应电量的比例分别为17.03%、11.53%，标的资产来自国网甘肃省电力公司收入的比例同送电量相匹配。
三、结合祁韶直流的输送容量、甘肃河西走廊清洁能源基地对装机量及发电量的规划、祁韶工程对清洁能源和配套调峰火电项目是否存在相关规划、是否存在清洁能源优先上网等类似安排、对常乐公司一期的送湖南电量是否存在兜底安排、相关协议约定电量和期限、送其他地区电量的确定过程、湖南省用电需求、湖南省内发电装机规划、宁电入湘工程的装机量与预计输送电量等补充披露报告期内标的资产一期发电利用小时数高于全国水平的原因，预计1-4号
机组未来的发电利用小时为5,000的具体过程和依据，认定常乐公司一期作为配套项目发电利用小时能够得到保障的具体依据，常乐公司一期现有发电利用小时水平是否可持续，是否存在因电力供应增加、新能源占比提高、新能源优先上网、有关部门调整配套项目送电比例等原因导致常乐公司发电利用小时数下降的风险
（一）祁韶直流的输送容量、甘肃河西走廊清洁能源基地对装机量及发电量的规划、祁韶工程对清洁能源和配套调峰火电项目是否存在相关规划、是否存在清洁能源优先上网等类似安排、对常乐公司一期的送湖南电量是否存在兜底安排、相关协议约定电量和期限
1、祁韶直流输送容量甘肃河西走廊清洁能源基地对装机量及发电量的规划、祁韶工程对清洁能源和配套调峰火电项目是否存在相关规划
2014年-2016年，国家发改委、国家能源局等陆续下发关于建设祁韶直流的相关文件内容如下：
| 时间 | 发文单位 | 文件名称 | 文号 | 相关内容 |
| 2014年4月 | 国家能源局 | 关于做好甘肃河西走廊清洁能源基地建设有关要求的通知 | 国能新能〔2014〕171号 | 酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程输送容量为800万千瓦。电源项目构成按火电600万千瓦（其中，新建400万千瓦、网上汇集200万千瓦 ）、风电700万千瓦、光伏发电280万千瓦初步安排，年输送可再生能源电量占比达到40%以上。 |
| 2015年5月 | 国家发改委 | 关于酒泉~湖南800千伏特高压直流输电工程项目核准的批复 | 发改能源〔2015〕1089号 | 同意建设甘肃酒泉~湖南湘潭±800千伏特高压直流输电工程。新建酒泉换流站至湘潭换流站1回+800千伏直流线路长度2,383公里。工程静态投资255.8亿元，动态投资261.86亿元。 |
| 2015年6月 | 国家能源局 | 关于甘肃省河西走廊清洁能源基地建设方案有关事项复函 | 国能新能〔2015〕224号 | 对甘肃省国家发改委报送的《关于申请批准酒泉至湖南+800千伏特高压直流输电工程外送风电光电项目建设方案的请示》（甘发改能源〔2014〕1387号）作出复函，同意新建风电项目500万千瓦主要布局在瓜州县（320万千瓦）、肃北县（100万千瓦）和玉门市（80万千瓦），新建光伏发电项目150万千瓦主要分布在敦煌市（65万千瓦）、肃州区（40万千瓦）、金塔县（30万千瓦）和嘉峪关市（15万千瓦）。 |
| 2016年4月 | 国家能源局 | 关于甘肃酒泉至湖南特高压直流输电工程配套火电项目建设规划有关事项的复函 | 国能电力〔2016〕127号 | 为科学推进甘肃河西走廊清洁能源基地建设,促进西部地区经济发展,增强湖南省电力供应能力，按照国能新能〔2014〕171号相关要求，同意酒泉至湖南特高压直流输电工程安排配套调峰火电规划建设规模400万千瓦。积极支持甘肃因地制宜规划建设风电和光伏发电。考虑能源结构调整的需求,充分发挥火电调峰能力，与风电、光伏发电一起外送。 |
作为国家“西电东送”战略重点电网工程，酒泉至湖南±800千伏特高压直
流输电工程（祁韶直流）于2015年开工建设，输电线路全长2,383千米，从甘肃省酒泉出发，途经陕西、重庆、湖北等省市，最终进入湖南，于2017年建成投产。
由上述相关文件可知，2015年提出的“甘肃省河西走廊清洁能源基地”，是与祁韶直流相匹配的清洁能源基地，该基地建设方案包括新建风电500万千瓦，新建光伏发电150万千瓦。
2021年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》“专栏6”提出，建设九大清洁能源基地，其中包括位于甘肃省的“河西走廊清洁能源基地”（电源类型包括太阳能发电、陆上风电和火电）。
2021年以来，国家相关部门陆续提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地，并提出重点在河西地区新增布局若干个百万千瓦级的新能源基地，相关文件内容如下：
| 时间 | 发文单位 | 文件名称 | 文号 | 相关内容 |
| 2021年10月 | 国家发改委、 国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、农业农村部、中国气象局、国家林业和草原局 | 关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知 | 发改能源〔2021〕1445号 | 1、加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地，以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标，统筹优化风电光伏布局和支撑调节电源，在内蒙古、青海、甘肃等西部北部沙漠、戈壁、荒漠地区，加快建设一批生态友好、经济优越、体现国家战略和国家意志的大型风电光伏基地项目。 2、专栏2提出建设“‘十四五’重大陆上新能源基地”，其中包括“河西走廊新能源基地”，要求依托甘肃省内新能源消纳能力和酒泉-湖南特高压直流输电能力提升，有序推进酒泉风电基地二期后续风电项目建设，重点在河西地区新增布局若干个百万千瓦级的新能源基地。 |
| 2022年1月 | 国家发改委、国家能源局 | 关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》的通知 | 发改基础〔2022〕195号 | 1、系统调节能力、输电能力与大型风电光伏基地开发规模相适应，基地、煤电调节能力配置、外送通道起点应一体化布置于合理半径范围内，合理安排建设时序和工期，确保基地、煤电调节能力、外送通道“三位一体”，同步建成投产。加快项目前期工作，加强土地、资金、科技等要素支撑，成熟一批、开工一批。 2、充分发挥煤电的基础保障和系统调节作用将必要的煤电作为大型风电光伏基地规划的有机组成部分。优先推动规划内煤电原址或就近改扩建，积极有序开展存量煤电灵活性改造，提高外送通道清洁能源电量比重。 3、腾格里沙漠基地规划布局及建设任务：到2030年，腾格里沙漠基地规划建设新能源7700万千瓦配套扩建煤电1400万千瓦、灵活性改造煤电532万千瓦、建设新型储能，新建若干跨省跨区特高压输变电线路支撑电力外送。“十四五”时期，规划建设新能源4500万千瓦。包括建设外送新能源 |
| 时间 | 发文单位 | 文件名称 | 文号 | 相关内容 |
| 3300万千瓦，配套扩建煤电1000万千瓦、灵活性改造煤电332万千瓦，新建自基地分别至中东部地区输电通道3条；建设自用新能源1200万千瓦，灵活性改造煤电200万千瓦，配套建设省内通道。“十五五”时期，规划建设新能源3200万千瓦。包括建设外送新能源2400万千瓦，配套扩建煤电400万千瓦，新建基地外送通道；建设自用新能源800万千瓦，配套建设省内通道。 4、巴丹吉林沙漠基地规划布局及建设任务：到2030年，巴丹吉林沙漠基地规划建设新能源6600万千瓦，配套扩建煤电600万千瓦、灵活性改造煤电400万千瓦、建设新型储能，新建若干跨省跨区特高压输变电线路支撑电力外送。“十四五”时期，规划建设新能源2300万千瓦，包括建设外送新能源1100万千瓦，配套扩建煤电400万千瓦，新建自基地至中东部地区输电通道1条；建设自用新能源1200万千瓦，灵活性改造煤电200万千瓦，配套建设省内通道。“十五五”时期，规划建设新能源4300万千瓦，包括建设外送新能源1500万千瓦，配套扩建煤电200万千瓦、抽水蓄能120万千瓦，新建基地外送通道；建设自用新能源2800万千瓦，灵活性改造煤电200万千瓦，配套建设省内通道。 |
2021年以来国家发改委、国家能源局先后印发了三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目，支持甘肃省开发建设新能源规模达2,710万千瓦，并在基地规划布局方案中支持涉及甘肃的巴丹吉林、腾格里等沙漠地区规划新建一批千万千瓦级新能源基地，后续将继续积极支持甘肃大型风光基地的开发建设工作。根据国家发改委、国家能源局下发的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》（发改基础〔2022〕195号），位于甘肃省的“十四五”时期基地项目建设清单如下：
| 沙漠基地 | 项目名称 | 配套电源方案（万千瓦） | 消纳市场 | 输电通道 | ||
| 新能源 | 支撑电源 | |||||
| 煤电扩建 | 煤电改造 | |||||
| 腾格里 | 腾格里沙漠基地河西新能源项目 | 1,100 | 400 | —— | 中东部 | 新建河西至浙江外送通道 |
| 腾格里沙漠基地河西新能源项目 | 600 | —— | 200 | 本地 | 新建省内通道 | |
| 巴丹吉林 | 酒泉西部新能源项目 | 1,100 | 400 | —— | 中东部 | 新建酒泉至中东部外送通道 |
| 河西嘉酒新能源项目 | 600 | —— | 200 | 本地 | 新建省内通道 | |
从上述相关文件可知，2015年提出的“甘肃河西走廊清洁能源基地”，是与祁韶直流相匹配的建设基地。而十四五期间提出建设的九大清洁能源基地之一位于甘肃省的“河西走廊清洁能源基地”，是国家新的战略部署。同时，《以沙漠、
戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》（发改基础〔2022〕195号）要求：“基地、煤电调节能力配置、外送通道起点应一体化布置于合理半径范围内”，故基地项目、煤电配套、外送通道具有一体化的特征。而十四五期间建设的“河西走廊清洁能源基地”，从位于甘肃省的项目情况来看，均有明确的消纳市场和输电通道，与祁韶直流不存在直接的竞争关系。
2、祁韶直流是否存在清洁能源优先上网等类似安排分析
根据甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司于2019年签订的《甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》（以下简称《长期协议》），祁韶直流配套新能源项目，安排优先发电，优先在湖南消纳。根据甘肃省发改委、湖南省发改委、国网甘肃省电力公司、国网湖南省电力有限公司于2023年签订的《长期协议》补充协议，双方共同完善祁韶直流送电组织策略，优先安排配套电源送电，配套火电与配套新能源打捆外送，配套新能源外送由配套火电负责调峰。根据2024年6月发布的《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕38号），按交易周期，交易优先顺序依次为年度（含多年）交易、月度（含多月）交易、月内交易。在同一交易周期下，不同类型交易优先级共分为六级，由高至低如下：
| 优先级 | 交易类型 |
| 第一 | 售方为输电通道配套清洁能源及以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地（简称“大型风光基地”），送电方向为国家明确的消纳省份，其中以绿电交易方式开展的优先。 |
| 第二 | 售方为输电通道配套火电，送电方向为国家明确的消纳省份，交易规模不超过优先发电计划电量。 |
| 第三 | 售方非输电通道配套电源、大型风光基地，送电方向与优先发电计划一致，交易规模不超过优先发电计划电量，其中以绿电交易方式开展的优先。 |
| 第四 | 以绿电交易方式开展，售方非输电通道配套新能源、大型风光基地，非优先发电计划，或交易规模超出优先发电计划的电量。在送电方向上，送受端均为直流落点省份或国家明确外送、消纳省份，优先于送受端一侧为直流落点省份或国家明确外送、消纳省份，优先于其他方向交易。 |
| 第五 | 售方为输电通道配套火电，送电方向为国家明确的消纳省份，交易规模超出优先发电计划的电量。 |
| 第六 | 以下交易视为优先级相同。其中，在送电方向上，送受端均为直流落点省份或国家明确外送、消纳省份，优先于送受端一侧为直流落点省份或国家明确外送、消纳省份，优先于其他方向交易。 （1）以非绿电交易方式开展，售方非输电通道配套电源、大型风光基地，非优先发电计划，或交易规模超出优先发电计划的电量； （2）输电通道配套电源经其他路径向国家明确的消纳省份送电； （3）输电通道配套电源向非国家明确的消纳省份送电； （4）其他交易。 |
因此，祁韶直流配套新能源项目中的清洁能源优先上网，常乐公司一期1-4号机组（400万千瓦）作为祁韶直流配套调峰火电项目，交易优先级仅次于祁韶直流中配套的清洁能源（风电500万千瓦、光电150万千瓦），高于其他网上汇集等非配套电源交易优先级。
3、对常乐公司一期的送湖南电量是否存在兜底安排、相关协议约定电量和期限情况
常乐公司一期1-4号机组售电相关主要协议如下：
| 序号 | 协议名称 | 签订主体 | 签订年份 | 关于电量约定的主要内容 |
| 1 | 《甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》（简称《长期协议》） | 甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司 | 2019年（有效期20年） | 1、祁韶直流输电容量为800万千瓦，采用风光火打捆方式送电，根据国家能源局批复，电源项目构成为火电600万千瓦（其中，新建400万千瓦，网上汇集200万千瓦）、风电700万千瓦（其中新建500万千瓦，网上汇集200万千瓦）、光伏发电280万千瓦（其中，新建150万千瓦，网上汇集130万千瓦）。 2、祁韶直流600万千瓦火电，利用效率不低于湖南省同类型发电机组平均利用小时数，优先在湖南消纳；其中，新建的400万千瓦配套调峰火电，由国家电力调度控制中心直接调度，纳入湖南电力电量平衡。 3、国家电网有限公司承诺：按照协议签订内容，做好祁韶直流送电计划安排，将甘肃送湖南年度送电计划上报国家发展和改革委员会，促请足额纳入国家优先计划。 4、甘肃省人民政府承诺：按照协议约定电量要求，组织省内发电企业送电湖南，保障祁韶直流甘肃送湖南电量。 5、湖南省人民政府承诺：统筹省内供需安排，按照协议约定电量要求，保障祁韶直流甘肃送湖南电量的消纳工作。在优先满足湖南用电需求的前提下，支持祁韶直流电量在华中等区域更大范围内消纳。 |
| 2 | 《甘肃酒泉至湖南湘潭祁韶特高压直流送受电补充协议》 | 甘肃省发改委、湖南省发改委、国网甘肃省电力公司、国网湖南省电力有限公司 | 2023年（有效期与《长期协议》一致） | 1、双方共同完善祁韶直流送电组织策略，优先安排配套电源送电，配套火电与配套新能源打捆外送，配套新能源外送由配套火电负责调峰。其次安排除配套电源之外的存量电送湖南，存量电外送由甘肃省内电源负责调峰。甘肃省内富余电量优先满足湖南购电需求，湖南市场化外购电优先从甘肃购买。 2、年度送电规模。2024年开始，每年输送电量340亿千瓦时以上。其中：根据常乐电厂调峰能力与配套新能源波动特性，确定配套电源送电量及送电曲线，每年配套电源输送310亿千瓦时以上（常乐电厂200亿千瓦时）。 后期随着直流输送能力提升至800万千瓦，年输送电量规模逐步达到360亿千瓦时以上。 |
| 3 | 《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》 | 国网湖南省电力有限公司、甘肃电投常乐发电有限责任公司 | 2024年 （有效期为自合同签订之日起至2028年12月31日） | 送湖南每年交易电量不少于200亿千瓦时。 |
根据上述协议及相关补充协议约定：自2024年开始，常乐公司需要向湖南送电200亿千瓦时以上，结合常乐公司一期1-4号机组的装机容量及协议规定的最低送电量测算，常乐公司一期1-4号机组的上网电量达200亿千瓦时，年上网小时数达5,000小时。本次评估从相关协议约定的条款，并根据年度送湖南完成率、拓展送其他地区电量等综合分析，参考历史期预测厂用及线损率水平为
4.75%，从而计算2024年及以后1-4号机组年上网电量为190.50亿千瓦时、年发电利用小时为5,000小时，预测上网电量和发电利用小时具有谨慎性、合理性。
我国的能源分布不平衡，电力需求集中于东南部地区，而发电能力集中于西北部地区。随着我国长期稳定的经济增长对电力的需求持续增加，“西电东送”战略将长期存在。通过“西电东送”战略工程，可以有效缓解东部地区的电力紧张状况，同时促进西部地区的经济发展。祁韶直流作为国家“西电东送”战略重点电网工程，对实施西电东送战略具有重要的现实意义；根据国家发改委、国家能源局相关文件，常乐公司一期1-4号机组作为祁韶直流配套火电、优先在湖南消纳等优势预计长期存在，本次评估在协议期满后仍然按照5,000小时考虑具有合理性。
根据《长期协议》及相关协议，至2039年，常乐公司一期的送湖南电量200亿千瓦时存在协议兜底安排。根据国家发改委、国家能源局相关文件，常乐公司一期1-4号机组作为祁韶直流配套火电、优先在湖南消纳等优势预计在相关协议期满后仍长期存在。
（二）常乐公司一期送其他地区电量的确定过程
常乐公司一期1-4号机送其他地区电量的确定过程详见本回复“问题二”之“一、详细披露标的资产的经营模式及发电量的确定过程，包括但不限于1至4号机组向湖南送电的模式、国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、北京交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电和月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果等” 之“（一）常乐公司1至4号机组向湖南送电的模式、国家
电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电和月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况”。
常乐公司2023年送其他地区电量占比较高的主要原因为3-4号机组2023年11-12月份投入使用，当时暂未纳入送湖南计划内，但11月中旬是市场缺电高峰，送甘肃及青海电量较高。2024年及以后年度1-4号机组全部纳入送湖南计划内，因此本次评估考虑常乐公司一期（1-4号机组）优先保障湖南的电力需求，预测送其他地区电量占比与以前相比将有所降低，预计送其他地区电量为5亿千瓦时，占全部售电比率为2.62%左右。
（三）湖南省用电需求及湖南省内发电装机规划
1、湖南省用电需求分析
2014年至2023年湖南省全社会用电量如下表所示：
单位：亿千瓦时、千瓦时
| 项目 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年 | 2020年 | 2021年 | 2022年 | 2023年 |
| 全社会用电量 | 1,430.88 | 1,447.63 | 1,495.65 | 1,581.51 | 1,745.24 | 1,864.00 | 1,929.00 | 2,155.00 | 2,236.00 | 2,277.00 |
| 年增长率 | 0.55% | 1.17% | 3.32% | 5.74% | 10.35% | 6.80% | 3.49% | 11.72% | 3.76% | 1.83% |
| 复合增长率 | 5.30% | |||||||||
| 人均用电量 | 2,164.39 | 2,188.41 | 2,257.58 | 2,384.31 | 2,630.35 | 2,807.23 | 2,902.93 | 3,254.30 | 3,385.83 | 3,466.81 |
| 年增长率 | 0.38% | 1.11% | 3.16% | 5.61% | 10.32% | 6.72% | 3.41% | 12.10% | 4.04% | 2.39% |
| 复合增长率 | 5.37% | |||||||||
数据来源：国家统计局，人均用电量=全社会用电量/年末常住人口
湖南省全社会用电量从2014年的1,430.88亿千瓦时，增长至2023年的2,277.00亿千瓦时，复合增长率为5.30%。2023年湖南省人均年用电量为3,466.81千瓦时，远低全国人均年用电量6,539千瓦时。湖南省政府2023年底发布的《湖南省新型电力系统发展规划纲要》提出，到2030年，湖南省全社会用电量达到3,520亿千瓦时，人均用电量达到5,337千瓦时；按此计算，2023年到2030年湖南省全社会用电量的复合增长率为6.42%，人均用电量复合增长率为6.36%。《湖南省新型电力系统发展规划纲要》指出：“从消费侧看，湖南省人均能源消费、
人均用电量远低于全国平均水平，电力消费增长潜力巨大”。
2、湖南省内发电装机规划
湖南省政府2023年底发布的《湖南省新型电力系统发展规划纲要》对湖南面临的挑战分析指出：“我省缺煤无油乏气、整体处于全国能源流向末端和受端的基本省情没有变，仍面临能源资源禀赋不足、时空分布不均等问题。一是能源对外依存度高，长期维持在80%左右，居全国第7，能源安全保障压力长期存在。二是新能源资源禀赋不优、发电效率不高，2022年风电、光伏发电利用小时数排名全国第18、第29。三是我省电力生产和消费呈逆向分布，火电装机占比低于全国平均水平，水电作为主力电源调节性能不足，新能源反调峰特性显著，风电机组冬季结冰退备现象严重，电力供需季节性亏缺和盈余并存。四是全省用电结构不优，负荷尖峰特性突出，最大峰谷差率多年居全国第1，民生保供和系统调节压力大。五是电煤运输成本全国最高，煤电、新能源上网基准电价居全国第2，工商业用电占比低，拉高终端用能成本。”该文件还指出：“到2030年，光伏、风电等清洁能源装机成为发电装机主体，电力系统整体向清洁低碳方向转型，支撑全省碳达峰目标实现……风电、光伏发电装机规模达到4000万千瓦，约为2022年装机规模的2.7倍，电源结构加速清洁化，省内新能源装机占比达到36%……坚持先立后破，火电依然发挥基础保障性电源的重要作用，并逐步向系统调节性电源转型，装机达到4000万千瓦以上……湖南电网由全国电力流向末端逐步转为区域电力交换中心……抽水蓄能规模达到1040万千瓦，新型储能装机达到450万千瓦，与省内新能源装机比例达到1：3，成为全国系统调节能力应用高地。全省电力稳定供应能力达到7500万千瓦，其中跨省跨区输电能力达到3000万千瓦以上。”
长期来看，湖南省能源对外依存度居高不下，能源保障压力长期存在。《湖南省新型电力系统发展规划纲要》指出湖南省“火电装机占比较低，水电基本不具备调节能力，新能源反调峰特性显著难以形成可靠电力支撑”，“负荷尖峰特性突出”。湖南省电力对外依存度较高，预计短期内难以得到明显改善。
（四）宁电入湘工程的装机量与预计输送电量、对常乐电厂一期工程的影
响
宁夏—湖南±800千伏特高压直流输电工程（简称“宁电入湘工程”）于2023年开工，是我国沙漠、戈壁、荒漠地区首条外送特高压直流工程，接入配套的光伏发电900万千瓦、风电400万千瓦以及464万千瓦支撑煤电，工程线路全长1,634公里，途经宁夏、甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南6个省份，工程总投资281亿元。工程建成后，每年可向湖南输送电量超360亿千瓦时，宁电入湘工程预计在2025-2026年投产。2023年湖南省全年发电量1,700亿千瓦时，湖南全社会用电量为2,277亿千瓦时，供需缺口达577亿千瓦时。湖南省政府2023年底发布的《湖南省新型电力系统发展规划纲要》显示，到2025年湖南省全社会用电量到达2,730亿千瓦时，发电机组规划装机规模达8,143万千瓦，与2023年底全省装机规模7,086万千瓦时相比增加了1,057万千瓦。假定2025年湖南省全省装机发电利用小时数与2023年持平，则2025年湖南省全省发电量达1,954亿千瓦时，较2023年增加254亿千瓦时，由此测算，2025年湖南省电力供需缺口达776亿千瓦时。在不考虑湖南省对外输出电力的前提下，2026年宁电入湘工程的全面投产且祁韶直流满负荷运营情况下，预计湖南省2026年的电力仍有缺口。
此外，常乐公司厂址南靠兰新铁路，临近新疆哈密地区，可以利用新疆哈密丰富的煤炭资源，降低煤炭采购成本，较低的煤炭采购成本使得常乐公司一期（1-4号机组）送湖南电价具有显著的竞争优势。
根据《甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》，湖南省需保障祁韶直流甘肃送湖南电量的消纳工作，另外常乐电厂一期（1-4号机组）作为祁韶直流唯一配套电源项目，交易优先级较高，因此从协议保障及交易规则的角度分析宁电入湘工程预计不会对常乐公司一期（1-4号机组）的电力输送产生重大不利影响。
（五）报告期内标的资产一期发电利用小时数高于全国水平的原因
1、全国火电机组发电利用小时情况
2015年-2023年，全国6,000千瓦及以上电厂火电发电设备平均利用小时数
具体如下：
单位：小时
| 年度 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
| 平均利用小时数 | 4,329 | 4,165 | 4,209 | 4,361 | 4,293 | 4,216 | 4,448 | 4,379 | 4,466 |
数据来源：国家能源局由上表统计数据可知，2015年-2023年火电平均利用小时数基本保持稳定，2015年-2023年平均利用小时数在4,300小时左右。2015年-2016年平均利用小时数有所下降，主要是受电力供需形势相对宽松、火电行业在大力实施超低排放和节能改造等影响；2017年-2023年稳中有升，主要是2017年以来风光新能源大量装机投运，新能源不稳定的问题凸显，火电调峰等需求增加，火电供需关系偏紧，火电平均利用小时数稳中有升。
2、2022年-2023年常乐一期发电利用小时数高于全国水平的原因分析常乐公司一期（1-4号机组）2022年-2023年平均发电利用小时与全国火电机组对比如下：
单位：小时
| 项目 | 2022年 | 2023年 | 平均值 |
| 全国火电机组 | 4,379.00 | 4,466.00 | 4,422.50 |
| 常乐公司一期（1-4号机组） | 5,759.80 | 6,237.07 | 5,998.44 |
| 差异 | 1,380.80 | 1,771.07 | 1,571.44 |
| 差异率 | 31.53% | 39.66% | 35.63% |
从上述数据来看，2022年至2023年全国火电机组的平均发电利用小时为4,422.50小时，每年波动较小，而常乐公司一期（1-4号机组）作为祁韶直流配套电源，2022年至2023年发电利用小时逐步提高，较全国火电机组发电利用小时分别高出1,380.80小时、1,771.07小时，原因主要为：1）湖南电力缺口较大，2020年投产的1-2号机组发电小时有祁韶直流的年度计划作为保障基础，且月度增量需求较高造成发电利用小时较高；2）2023年11月份至12月份3-4号机组投入使用，虽当时暂未纳入送湖南计划内，但11月中旬是市场缺电高峰，送甘肃及青海电量较高，导致2023年度送其他地区的发电利用小时较高。
预计未来湖南省电力缺口不会在短期内解决，且考虑常乐公司一期1-4号机组拥有优先交易级的前提下，发电利用小时保障程度较高。本次评估常乐公司一期1-4号机组2024年及以后年度预测的发电利用小时为5,000小时，与2022年-2023年平均发电利用小时5,998.44小时相比下降了998.44小时。从历史发电利用小时来看，本次评估具有谨慎性。
综上，报告期内标的资产一期发电利用小时数高于全国水平的原因主要为2020年投产的1-2号机组发电小时有祁韶直流的年度计划作为保障基础，且月度增量需求较高及2023年度送其他地区的发电利用小时较高。
（六）预计1-4号机组未来的发电利用小时为5,000的具体过程和依据
2021-2023年因祁韶直流利用率逐步提升，同时叠加湖南水电发电量连续三年下降，考虑2024年湖南水电来水正常，较2023年增长较多，祁韶直流通道全年计划已排满等情况，综合考虑2021-2023年一季度送湖南占全年电量比例，按照2024年一季度占全年发电量比例29%测算，预计2024年全年发电量利用小时在5,000小时左右。另外根据常乐公司与国网湖南省电力有限公司签订的《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》约定，本次评估从协议约定的角度，并根据年度送湖南完成率、拓展送其他地区电量等综合分析，参考历史期预测厂用及线损率水平为4.75%，从而计算2024年及以后1-4号机组年上网电量为190.50亿千瓦时、年发电利用小时为5,000小时，预测上网电量和发电利用小时具有谨慎性、合理性，预计1-4号机组未来的发电利用小时为5,000依据充分。
（七）认定常乐公司一期作为配套项目发电利用小时能够得到保障的具体依据，常乐公司一期现有发电利用小时水平是否可持续
1、火电调峰意义重大，与快速增长的新能源电源形成共生互补关系
火电调峰的意义主要在于应对电力系统中的用电负荷不均匀性，以及新能源发电的不稳定性。从当前的技术发展水平来看，新能源发电大规模外送与火电构成共生关系，新能源大规模外送离不开火电的保障。常乐公司一期1-4号机组（400
万千瓦）作为祁韶直流的唯一配套调峰火电项目，与祁韶直流配套新能源打捆外送，形成了共生平衡关系，交易优先级仅次于祁韶直流配套新能源（新建风电500万千瓦、新建光伏发电150万千瓦）。
2、甘肃省政府、湖南省政府以及国家电网等相关方已签署长期协议对发电利用小时数进行约定根据国家能源局2014年4月发布的《国家能源局关于做好甘肃河西走廊清洁能源基地建设有关要求的通知》（国能新能〔2014〕171号）、2016年4月发布的《国家能源局关于甘肃酒泉至湖南特高压直流输电工程配套火电项目建设规划有关事项的复函》（国能电力〔2016〕127号）、甘肃省发改委2017年1月作出《甘肃省发展和改革委员会关于甘肃电投常乐电厂调峰火电项目核准的批复》（甘发改能源〔2016〕718号）、《甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司关于甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》及补充协议，常乐公司1-4号机组（400万千瓦）作为祁韶直流的唯一配套调峰火电项目，由国家电力调度控制中心直接调度，纳入湖南电力电量平衡，优先在湖南消纳，配套火电与配套新能源打捆外送，配套新能源外送由配套火电负责调峰，常乐公司送湖南每年交易电量不少于200亿千瓦时。结合常乐公司一期1-4号机组的装机容量测算，常乐公司一期1-4号机组年上网小时数达5,000小时。
3、湖南省电力供需的缺口需要外部电力供应予以平衡
常乐公司虽地处河西走廊清洁能源基地，但河西走廊清洁能源基地未来装机容量规划不会对常乐公司1-4号机组（400万千瓦）造成重大不利影响。宁电入湘工程预计2025-2026年投产，但从湖南省电力缺口来看，以及常乐公司1-4号机组送湖南电价具有显著优势，宁电入湘工程预计不会对常乐公司一期工程的电力输送产生重大不利影响。长期来看，湖南省能源对外依存度居高不下，能源保障压力长期存在。《湖南省新型电力系统发展规划纲要》指出湖南省“火电装机占比较低，水电基本不具备调节能力，新能源反调峰特性显著难以形成可靠电力支撑”，“负荷尖峰特性突出”。湖南省电力对外依存度较高，预计短期内难以得到明显改善。
因此，常乐公司1-4号机组（400万千瓦）未来按照单机5,000发电利用小时能够得到保障，具有可持续性。
（八）是否存在因电力供应增加、新能源占比提高、新能源优先上网、有关部门调整配套项目送电比例等原因导致常乐公司发电利用小时数下降的风险
虽然常乐公司1-4号机组（400万千瓦）未来按照单机5,000发电利用小时能够得到保障，具有可持续性，但仍存在因电力供应增加、新能源占比提高、新能源优先上网、有关部门调整配套项目送电比例等原因导致常乐公司发电利用小时数下降的风险。
相关风险分析详见本回复“问题二”之“五、基于前述内容，补充披露标的资产是否存在因电力供应增加、新能源发电量占比提升等因素导致发电利用小时数下降的风险，标的资产发电利用小时水平是否可持续，标的资产持续经营能力是否存在不确定性，本次交易是否有利于上市公司增强持续经营能力，是否符合《重组办法》第十一条和第四十三条的规定”。
四、结合甘肃省用电需求、甘肃省内装机及发电规划、新能源规划发电量及上网比例、新能源优先上网安排、现有发电装机量、省内电力市场现货交易情况、可比公司发电机组的发电利用小时数等补充披露预测2027及以后年度5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时的具体过程和依据
（一）甘肃省用电需求、甘肃省内装机及发电规划、现有发电装机量、省内电力市场现货交易情况
2023年，甘肃省各类型电源发电量及装机规模如下：
| 类型 | 发电量（亿千瓦时） | 装机规模（万千瓦） | ||
| 数额 | 占比 | 数额 | 占比 | |
| 风电 | 436.62 | 20.66% | 2,614.10 | 29.16% |
| 光电 | 248.67 | 11.77% | 2,539.78 | 28.33% |
| 水电 | 373.49 | 17.68% | 971.82 | 10.84% |
| 火电 | 1,054.07 | 49.89% | 2,524.62 | 28.17% |
| 合计 | 2,112.86 | 100.00% | 8,963.46 | 100.00% |
注：2023年数据来源于甘肃工信厅披露的《2023年12月全省电力生产运行情况》，2023年末发电装机容量不包括储能。根据甘肃省人民政府办公厅关于印发的《甘肃省“十四五”能源发展规划的通知》，十四五期间，甘肃省内用电需求年均增长4.94%，到2025年达到1,750亿千瓦时。到2025年，电力装机规模达到12,680万千瓦，其中火电装机规模达3,558万千瓦，水电装机规模达1,000万千瓦，风电装机规模达3,853万千瓦，光伏发电装机规模达4,169万千瓦，光热发电装机规模达100万千瓦。2025年电力外送总量达1,010亿千瓦时。预计2025年可再生能源发电量达到全社会用电量的60%左右。
甘肃省2023年用电量、外送电量、发电装机量及2025年规划情况对比如下：
单位：亿千瓦时、万千瓦
| 项目 | 2023年/末 | 2025年/末 | 缺口 | 复合增长率 |
| 全社会用电量 | 1,644.68 | 1,750.00 | 105.32 | 3.15% |
| 外送电量 | 522.23 | 1,010.00 | 487.77 | 39.07% |
| 发电装机容量 | 8,963.46 | 12,680.00 | 3,716.54 | 21.07% |
| 其中：水电 | 971.82 | 1,000.00 | 28.18 | 1.44% |
| 火电 | 2,524.62 | 3,558.00 | 1,033.38 | 18.71% |
| 风电 | 2,614.10 | 3,853.00 | 1,238.90 | 21.41% |
| 光电 | 2,539.78 | 4,269.00 | 1,729.22 | 29.65% |
注：2023年数据来源于甘肃工信厅披露的《2023年12月全省电力生产运行情况》，2023年末发电装机容量不包括储能，2023年末甘肃外送电量数据来源于《2023年甘肃电力市场交易信息报告》。2025年数据来源于《甘肃省“十四五”能源发展规划的通知》，火电含生物质发电。由上表可知，2023年到2025年，甘肃省用电需求仍有约105亿千瓦时的缺口、外送电量仍有487.77万千瓦时的缺口、发电装机容量仍有约3,700万千瓦的缺口，其中，火电装机容量、风光装机容量增长需求仍然较大，风光装机容量的快速增长也离不开火电作为兜底保供和调节。因此，甘肃省内火电装机容量仍存
在较大的需求缺口。
我国正逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。甘肃省已形成以新能源为主导、火电作为兜底保供及省内调节性电源的新型电力市场，火电现货交易量仍然较为活跃。根据甘肃电力交易中心有限公司发布的《2023年甘肃电力市场交易信息报告》，2023年，甘肃省电力市场现货交易中，火电、风电、水电、光电、储能上网电量占比分别为24.91%、55.62%、4.20%、
15.01%、0.26%，火电现货交易量约占25%。
（二）新能源规划发电量及上网比例、新能源优先上网安排
根据甘肃工信厅披露的全省电力生产运行情况，2023年1-12月，全省完成发电量2,112.86亿千瓦时，同比增长7.26%。其中，水电373.49亿千瓦时，同比下降0.30%，占总发电量比重（下同）为17.68%；火电1,054.07亿千瓦时，同比下降1.20%，占49.89%；风电436.62亿千瓦时，同比增长25.42%，占20.66%；光电248.67亿千瓦时，同比增长38.04%，占11.77%。由上述数据可知，2023年，甘肃省新能源（风电、光电）消纳占比为32.43%，可再生能源（风电、光电、水电）消纳占比为50.11%。
“十三五”期间，国家发改委、国家能源局印发了《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》，提出了全国及重点省份新能源利用率目标，其中2020年全国利用率目标为全国平均风电利用率力争达到95%左右、光伏发电利用率高于95%。近年来，新能源发展进一步提速，消纳需求大幅增加。2024年6月，国家能源局下发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，通知提出，科学确定各地新能源利用率目标……部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。由上述政策变化可见，消纳“红线”放宽，新能源利用率已由不低于95%变更为原则上不低于90%。
2024年3月，国家发改委公布了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，对2007年出台的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》进行修订完善，对全额保障性收购范围进行优化，提出全额保障性收购包括保障性收购电
量和市场交易电量。保障性收购电量按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定确定，由电力市场相关成员承担收购义务；而市场交易电量通过市场化方式形成价格，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。2022年1月，《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，到2030年全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易。2023年10月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》中提出，加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。
在未来新能源消纳需求大幅增加的情况下，保障新能源的高质量发展，需要优化完善新能源消纳政策措施，夯实基础、巩固成果、改革创新，以高质量消纳工作促进新能源供给消纳体系建设。消纳“红线”放宽，新能源利用率由不低于95%变更为原则上不低于90%。可再生能源由全额收购优化为包括保障性收购电量和市场交易电量的全额保障性收购。其中，市场交易电量通过市场化方式形成价格，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。
因此，在目前甘肃省新能源利用率已处于较高水平及政策新能源消纳水平放宽、可再生能源提出市场交易电量、新能源2030年全面参与市场交易的情况下，甘肃省目前执行的新能源优先上网政策预计不会对常乐公司5-6号机组产生重大不利影响。
（三）可比公司发电机组的发电利用小时数
电投集团控股的其他3家火电企业甘肃电投金昌发电有限责任公司（以下简称“金昌公司”）、甘肃电投武威热电有限责任公司（以下简称“武威公司”）、甘肃电投张掖发电有限责任公司（以下简称“张掖公司”）2022年、2023年的平均
发电利用小时数如下：
| 公司名称 | 火电机组容量 （万千瓦） | 平均发电利用小时数 | |
| 2022年 | 2023年 | ||
| 金昌公司 | 132.00 | 5,333 | 4,516 |
| 武威公司 | 70.00 | 5,054 | 4,892 |
| 张掖公司 | 65.00 | 4,847 | 4,404 |
| 平均值 | 5,078 | 4,604 | |
根据甘肃省工业和信息化厅信息披露的全省电力生产运行情况，甘肃省火电发电设备2019年-2023年平均发电利用小时数如下：
单位：小时
| 项目 | 2019年 | 2020年 | 2021年 | 2022年 | 2023年 |
| 平均发电利用小时数 | 4,228 | 4,550 | 4,971 | 5,063 | 4,676 |
| 增速 | 1.20% | 7.62% | 9.25% | 1.85% | -7.64% |
| 复合增长率 | 2.55% | ||||
最近5年，甘肃省火电发电设备的平均利用小时数分别为4,228小时、4,550小时、4,971小时、5,063小时、4,676小时，均高于4,000小时，复合增长率为
2.55%。最近两年，电投集团控股的其他3家火电企业金昌公司、武威公司、张掖公司平均利用小时数在4,404小时以上，均超过4,000小时。2019-2023年全国6,000千瓦及以上电厂火电平均利用小时数分别为4,293小时、4,216小时、4,448小时、4,379小时、4,466小时，均超过4,000小时。
（四）预测2027及以后年度5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时的具体过程和依据
火电具有调节性强、可靠性高等优势，是满足经济社会发展用电需求、实现双碳目标的重要支撑电源。根据国家新能源监测预警中心数据，2023年全国弃风率为2.7%，弃光率为2%，三北地区分化严重，甘肃弃风率高达5%。预计十四五期间，甘肃省新增新能源装机约为58,100MW。大规模新能源的接入对系统调峰调频、无功电压控制等带来巨大影响，5-6号机组电厂就近调峰，可减少电网输电通道上的潮流。常乐公司5-6号机组作为采用超超临界发电技术、单机100
万千瓦的先进火电机组，具有火电兜底保供的属性，能够改善能源供应结构，满足甘肃省负荷发展需要，提高电网安全稳定运行水平，提升系统调峰能力，促进新能源消纳，助力河西走廊清洁能源基地建设。定位为甘肃省内调峰电源的5-6号机组为甘肃省内公网火电机组，将参与甘肃省电力中长期市场交易及现货市场交易。目前甘肃省已形成以新能源为主导、火电作为兜底保供及省内调节性电源的新型电力市场，火电现货交易量仍然较为活跃，预计未来甘肃省内火电装机容量仍存在较大的需求缺口。
根据甘肃工信厅披露的火电发电利用小时显示，2021-2023年火电发电利用小时分别为4,971小时、5,063小时及4,676小时，2022年略高于2021年。2024年1-2月甘肃省完成发电量370.13亿千瓦时，同比增长16.18%。在发电量快速增长的条件下，根据《甘肃2024年2月信息披露报告》，2024年1-2月甘肃省内火电发电利用小时数为872小时，同比减少8小时，而全省发电设备平均利用小时数为391小时，同比减少74小时，下降15.91%。从历史发电利用小时趋势来看，2024-2025年火电发电利用小时整体呈下降趋势。根据甘肃省人民政府办公厅关于印发《甘肃省“十四五”能源发展规划的通知》，2025年底火电装机达3,558万千瓦，年增长率达10.03%，2025年底风电装机容量增加2,480万千瓦，年增长率为22.92%，光伏发电容量增加3,203万千瓦，年增长率为33.97%。预计2025年可再生能源发电量达到全社会用电量的60%左右。从另一方面来看，火电机组深度调峰的意义主要在于应对电力系统中的用电负荷不均匀性，以及新能源发电的不稳定性。火电机组深度调峰的目的之一是积极响应国家关于“碳达峰、碳中和”的政策，通过最大限度地消纳新能源（如风电、光伏等）来减少传统火电的发电量，但发展可再生能源也离不开火电作为保底支撑和调节电源，最终实现包括可再生能源发电在内的各类电源与火电平衡、共生。因此未来年度考虑常乐公司5-6号机组属于高参数、节能机组，同时在省内发电成本处于较低水平，参加省内电力市场现货交易时有利于市场开拓和发电量争取，结合未来供需预测，从谨慎的角度分析2027及以后年度5-6号机组发电
利用小时数将保持4,000小时。综上，预测2027及以后年度常乐公司5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时依据充分、具有合理性。
五、基于前述内容，补充披露标的资产是否存在因电力供应增加、新能源发电量占比提升等因素导致发电利用小时数下降的风险，标的资产发电利用小时水平是否可持续，标的资产持续经营能力是否存在不确定性，本次交易是否有利于上市公司增强持续经营能力，是否符合《重组办法》第十一条和第四十三条的规定常乐公司已投产的1-4号机组作为甘肃至湖南±800千伏特高压祁韶直流输电工程配套调峰火电项目，绝大部分所产电力通过国家电网优先送至湖南省；常乐公司在建的5-6号机组作为甘肃省内调峰电源，主要在甘肃省内消纳。标的公司存在因电力供应增加、新能源占比提高、新能源优先上网、有关部门调整配套项目送电比例等原因导致常乐公司发电利用小时数下降的风险。本次评估预测常乐公司1-4号机组发电利用小时数在报告期基础上有所下调，常乐公司5-6号机组发电利用小时数在甘肃省过去5年火电机组平均利用小时数基础上有所下调。基于《甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司关于甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》及补充协议以及湖南省电力对外依存度较高、湖南省电力缺口较大等情况，常乐公司1-4号机组（400万千瓦）未来按照单机5,000发电利用小时能够得到保障，具有可持续性。常乐公司5-6号机组定位为甘肃省内调峰电源，目前甘肃省已形成以新能源为主导、火电作为兜底保供及省内调节性电源的新型电力市场，火电现货交易量仍然较为活跃，预计未来甘肃省内火电装机容量仍存在较大的需求缺口；结合甘肃省过去5年火电机组平均利用小时数4,228小时、4,550小时、4,971小时、5,063小时及4,676小时（复合增长率2.55%）及可比火电机组平均利用小时数均不低于4,000小时的情况，预测常乐公司5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时，具有可持续性。综上，标的资产持续经营能力不存在不确定性，本次交易有利于上市公司增
强持续经营能力，符合《重组办法》第十一条和第四十三条的规定。
六、补充披露情况
上市公司已在《甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》之“第四节 标的公司基本情况”之“七、主营业务发展情况”之“（五）主要业务经营模式”及“第六节 标的资产评估情况”之“三、收益法评估具体情况”之“（七）收益法评估其他说明”和“第八节 本次交易的合规性分析”之“一、本次交易符合《重组管理办法》第十一条的规定”之“（五）本次交易有利于上市公司增强持续经营能力，不存在可能导致上市公司重组后主要资产为现金或者无具体经营业务的情形”处补充披露了相关内容。
七、中介机构核查情况
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、查阅标的公司相关的长期合作协议及其补充协议、年度协议以及《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订稿）》，访谈标的公司销售部门负责人，了解经营模式及发电量的确定过程。
2、查阅标的公司电费结算单，核查北京电力交易中心交易平台、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果以及来自国网甘肃省电力公司收入的比例同送电量是否匹配。
3、查阅了国家发改委、国家能源局下发的关于建设祁韶直流相关文件，查阅了国家及有关部门印发的相关政策性文件，查阅了相关协议、电力交易细则，查阅了国家统计局、WIND等公开数据，查阅了湖南省相关规划文件，查阅了相关官方报道。
4、查阅了甘肃工信厅、甘肃电力交易中心有限公司发布的相关数据，查阅了国家发改委、国家能源局下发的相关政策性文件，查阅了甘肃省相关规划文件。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、常乐公司1至4号机组作为国家能源局批复的祁韶直流输电工程配套调峰火电项目，通过±800kV特高压祁韶直流输电工程，与甘肃河西走廊清洁能源基地的新能源电力打捆送至湖南，2024年开始常乐公司年输送火电200亿千瓦时。湖南省政府、甘肃省政府以及国家电网等相关方通过签署长期协议（上述协议自2019年12月起算，有效期20年）的方式明确上述送电模式，具体以年度交易为主，以月度交易、月内交易为补充。
2、2022年度、2023年度，标的资产来自国网甘肃省电力公司收入的比例分别为15.84%、11.68%，对应结算电量的比例分别为17.03%、11.53%，标的资产来自国网甘肃省电力公司收入的比例同送电量相匹配。
3、报告期内标的资产一期发电利用小时数高于全国水平的原因主要为2020年投产的1-2号机组发电小时有祁韶直流的年度计划作为保障基础，且月度增量需求较高及2023年度拓展送其他地区的发电利用小时较高。本次评估从相关协议约定的条款，并根据年度送湖南完成率、拓展送其他地区电量等综合分析，预测上网电量和发电利用小时具有谨慎性、合理性，预计1-4号机组未来的发电利用小时为5,000依据充分。常乐公司1-4号机组未来按照单机5,000发电利用小时能够得到保障，具有可持续性。
4、预测2027及以后年度常乐公司5-6号机组发电利用小时数将保持4,000小时依据充分、具有合理性。
5、标的资产持续经营能力不存在不确定性，本次交易有利于上市公司增强持续经营能力，符合《重组办法》第十一条和第四十三条的规定。
问题三申请文件显示：（1）报告期各期，标的资产不含税上网电价分别为0.33元/千瓦时、0.32元/千瓦时、0.31元/千瓦时；（2）根据《关于建立煤电容量电价机制的通知》，标的资产将从2024年1月1日起实施容量电价机制，收益法评估中，预计1至4号机组执行湖南容量电价，5、6号机组执行甘肃容量电价，基于不考虑机组非计划停运、环境及天气对机组带负荷能力的影响、单台机组7月和8月将出现至少两次以上偏差考核等，预计全年可获得容量电费14,852万元；（3）报告期内，标的资产1至4号机组部分电力供应至甘肃及周边省份；（4）收益法评估中，根据相关协议和实际结算电价，预计2024年1至4号机组综合含税电价0.35元/千瓦时，基于湖南火电扩建、宁电入湘工程投产等预测2025年和2026综合电价将下滑，预计1至4号机组2025年、2026年综合含税电价分别为0.348元/千瓦时和0.34元/千瓦时；（5）根据数据对比分析，甘肃火电每年1、2月份电价基本与全年结算均价同步，2024年1至2月结算均价同比下降
3.5%，收益法评估中按2024年甘肃省全年结算均价385元/兆瓦时每年保持下降4%速率测算2026年电量电价，按310元/兆瓦时预测2025年电量电价；（6）基于2024年4-12月、2025年、2026年、2027年燃料成本持续上涨对电量电价的预计影响，收益法评估中对于各机组2026年以后年度按照2026年综合电价水平考虑。
请上市公司补充披露：（1）容量电价机制建立后，标的资产电价的确定模式，包括但不限于上网电价的组成情况、容量电价的确定过程、1至4号机组电量电价的形成过程、甘肃省电力市场交易情况、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等；（2）结合1至4号机组向各地区的送电量，不同地区煤电容量电价的差异，补充披露预计1至4号机组执行湖南容量电价的依据与合理性；（3）预计全年可获得容量电费的具体测算过程，并结合历史期各机组的运行情况、是否存在非计划停运、各月份机组的最大带负荷、历史期各机组无法接带申报负荷情况等补充披露对容量电费预测的合理性；（4）基于标的资产相关电价的确定模式，结合国家调度中心相关调度情况、北京交易中心交易结果、相关协议约定情况、是否存在调价机制、实际结算电价同协议约
定是否存在差异、受电省份基准价、上下浮动比例、历史期实际结算电价变动情况、湖南省用电需求、湖南省相关电力发展规划、宁电入湘工程的装机量与预计输送电量等补充披露预计2024年至2026年1至4号机组电量电价的依据与合理性；（5）历史年度甘肃火电1、2月份电价与全年结算均价的实际情况，是否存在差异，如是，披露差异原因及本次评估使用1、2月份结算均价为基础预测后续价格是否准确合理；（6）结合甘肃省历年电价的波动、电力市场交易情况、当地燃煤发电基准价、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等补充披露在2024年1至2月均价下降3.5%的情况下预计每年下降4%的依据及合理性，按310元/兆瓦时预测2025年电量电价的原因及合理性；
（7）结合电量电价的形成机制、市场交易情况、评估中对燃料成本的预测情况、历史期电价和燃料成本的关系等补充披露评估中各机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性；（8）基于前述内容，结合截至回函日实际电价情况补充披露评估中电价相关预测依据是否充分，预测参数是否准确、谨慎，评估结果是否公允，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定。请独立财务顾问和会计师、评估师核查并发表明确意见。回复：
一、容量电价机制建立后，标的资产电价的确定模式，包括但不限于上网电价的组成情况、容量电价的确定过程、1至4号机组电量电价的形成过程、甘肃省电力市场交易情况、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等
（一）容量电价机制建立后，标的资产电价的确定模式，包括但不限于上网电价的组成情况、容量电价的确定过程、1至4号机组电量电价的形成过程
1、上网电价形成“基准价+上下浮动”的市场化价格机制
2020年1月1日起实施的《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658 号）已将燃煤发电
标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按照当地现行燃煤发电标杆上网电价确定。根据国家发改委发布的《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），要求各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。
根据甘肃省发改委发布的《甘肃省发展和改革委员会关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（甘发改价格〔2021〕721号），参与市场交易的发、用电企业，需签订分时段、带量带价中长期交易合同，体现发、用电曲线特性及分时价格差异；各时段交易申报电价的价差比例不得低于现行目录电价的峰、平、谷价差比例，即高峰时段交易申报价格不低于平段申报价格的150%、低谷时段申报价格不高于平段申报价格的50%。参与现货市场的价格不受此浮动比例约束。《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》中明确燃煤发电峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段市场化交易价格在“交易基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围均不超过20%，高耗能企业与燃煤发电企业市场交易价格不受上浮20%限制。电力用户与燃煤发电企业交易时均执行国家明确的燃煤发电价格形成机制。
2、容量电价机制建立后，标的资产形成了容量电价和电量电价“两部制”电价模式
2023年国家发改委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。煤电容量电价有利于稳定煤电企业经营业绩，更好保障电力安全稳定供应和促进绿色低碳转型。2024年国家发改委发布《电力市场运行基
本规则》，以容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制初步形成。容量电价和电量电价“两部制”电价模式自2024年1月起实施。
3、容量电价确定过程
容量电价机制建立后，标的资产电价执行容量电价和电量电价的“两部制”电价政策。容量电价根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）中省级电网煤电容量电价表进行确定，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元，通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2024-2025年湖南、青海容量电价为每年165元/千瓦（含税），甘肃容量电价为每年100元/千瓦（含税）。2026年以后通过煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，具体由国家发改委确定。正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。
4、常乐公司1至4号机组电量电价确定过程
报告期内，常乐公司1至4号机组电量电价按照“基准电价+浮动机制”，参照基准价并结合国网甘肃省电力公司月度代理购电火电价格、国网湖南省电力公司月度代理购电火电价格或湖南省内燃煤火电中长期交易当月合同电量均价等波动情况进行浮动，由常乐公司与国网湖南省电力有限公司通过协议协商确定。报告期内，常乐公司与国网湖南省电力有限公司分别签订《2022年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》《2023年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》对电量电价进行约定，签订《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易
价格协议》对电量电价及容量电价进行约定。
（二）容量电价机制建立后，甘肃省电力市场交易情况
2024年1月，甘肃省发改委、国家能源局甘肃监管办公室发布《关于实施煤电容量电价机制有关事项的通知》（甘发改价格〔2024〕14号），2024年至2025年甘肃省煤电容量电价标准为100元/千瓦·年（含税），2026年以后通过煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，具体由国家发改委确定。2024年容量电价机制建立后，甘肃省电力市场交易情况如下：
单价：亿千瓦时、元/兆瓦时（含税）
| 项目 | 2024年3月 | 2024年2月 | 2024年1月 | |||
| 结算电量 | 结算电价 | 结算电量 | 结算电价 | 结算电量 | 结算电价 | |
| 火力发电 | 71.71 | 363.64 | 80.64 | 400.51 | 93.56 | 373.17 |
2024年1-3月，甘肃省火电结算电价有所波动，但仍高于常乐公司5-6号机组2026年预测综合电价水平354.81元/兆瓦时（含税）。
（三）预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式常乐公司5至6号机组定位为甘肃省内调峰电源，投运后将参与甘肃省电力中长期市场交易及现货市场交易。每年年底根据甘肃电力交易中心公布的发电量计划摘牌，签订合同锁定部分中长期交易电量，中长期电量电价由购售双方按照“基准电价+浮动机制”协商确定，剩余电量参与甘肃省电力现货市场交易，现货交易电量电价按照市场供需情况确定，不受上下浮动幅度限制。
二、结合1至4号机组向各地区的送电量，不同地区煤电容量电价的差异，补充披露预计1至4号机组执行湖南容量电价的依据与合理性
报告期内，常乐公司外送湖南的电量占比分别为99.14%、83.17%和92.70%，外送甘肃的电量占比分别为0.38%、12.99%和0.00%，外送青海的电量占比分别为0.00%、0.74%和7.18%，外送电量主要送往湖南。根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2024年至2025年湖南、青海容量电价为每年165元/千瓦（含税），2024年至2025
年甘肃容量电价为每年100元/千瓦（含税）。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。
根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容；其中，配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。湖南省发改委发布的《关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调〔2023〕878号）明确指出常乐公司1至4号机组执行湖南省容量电价。
常乐公司4×1,000MW火电项目为甘肃河西走廊清洁能源基地±800 kV特高压祁韶直流输电工程配套调峰电源，报告期内主要通过祁韶±800 kV直流外送湖南电网。根据上述政策规定，常乐公司1至4号机组执行湖南容量电价具备合理性。
三、预计全年可获得容量电费的具体测算过程，并结合历史期各机组的运行情况、是否存在非计划停运、各月份机组的最大带负荷、历史期各机组无法接带申报负荷情况等补充披露对容量电费预测的合理性
（一）历史期各机组的运行情况、是否存在非计划停运、各月份机组的最大带负荷、历史期各机组无法接带申报负荷情况
常乐公司1-2号机组分别于2020年9月、11月投产发电，3-4号机组分别于2023年11月、12月投产发电。报告期内，常乐公司1-4号机组历史实际运行情况如下：
1、1-2号机组
单位：万千瓦
| 期间 | 1号机组 | 2号机组 | |||||||
| 运行情况 | 是否存在非计划停运 | 最高负荷 | 无法接带申报负荷情况说明 | 运行情况 | 是否存在非计划停运 | 最高负荷 | 无法接带申报负荷情况说明 | ||
| 2022年 | 1月 | 运行-备用 | 否 | 100.35 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.65 | 按照计划曲线接带 |
| 2月 | 备用-运行 | 否 | 100.36 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 99.08 | 按照计划曲线接带 | |
| 期间 | 1号机组 | 2号机组 | |||||||
| 3月 | 运行 | 否 | 98.42 | 按照计划曲线接带 | 运行-备用-运行-检修 | 否 | 99.11 | 3月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 4月 | 运行-备用 | 否 | 97.52 | 按照计划曲线接带 | 检修 | 否 | 0.00 | 按照计划曲线接带 | |
| 5月 | 备用-运行 | 否 | 97.70 | 按照计划曲线接带 | 检修 | 否 | 0.00 | 按照计划曲线接带 | |
| 6月 | 运行 | 否 | 96.91 | 按照计划曲线接带 | 检修-备用-运行 | 否 | 99.29 | 6月有2天未按照计划曲线接带 | |
| 7月 | 运行 | 否 | 99.91 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 99.35 | 按照计划曲线接带 | |
| 8月 | 运行 | 否 | 100.42 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.29 | 按照计划曲线接带 | |
| 9月 | 运行-检修 | 否 | 99.81 | 按照计划曲线接带 | 运行-检修-运行 | 否 | 99.59 | 9月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 10月 | 检修-运行 | 否 | 100.19 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 101.59 | 10月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 11月 | 运行 | 否 | 100.58 | 11月有4天未按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.38 | 11月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 12月 | 运行 | 否 | 100.90 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.90 | 按照计划曲线接带 | |
| 2023年 | 1月 | 运行 | 否 | 99.30 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 99.46 | 按照计划曲线接带 |
| 2月 | 运行 | 否 | 100.49 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.61 | 按照计划曲线接带 | |
| 3月 | 运行 | 否 | 100.21 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.65 | 按照计划曲线接带 | |
| 4月 | 运行-检修 | 否 | 100.39 | 按照计划曲线接带 | 运行-检修 | 否 | 100.41 | 按照计划曲线接带 | |
| 5月 | 检修 | 否 | 0.00 | 按照计划曲线接带，当月检修 | 检修-备用-运行 | 否 | 100.36 | 按照计划曲线接带 | |
| 6月 | 检修-运行-非停-检修-备用-运行 | 是 | 99.65 | 6月有1天未按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 99.96 | 6月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 7月 | 运行 | 否 | 102.05 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 99.21 | 按照计划曲线接带 | |
| 8月 | 运行 | 否 | 99.29 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 98.86 | 按照计划曲线接带 | |
| 9月 | 运行 | 否 | 99.80 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.41 | 按照计划曲线接带 | |
| 10月 | 运行 | 否 | 99.01 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.33 | 按照计划曲线接带 | |
| 11月 | 运行 | 否 | 100.96 | 按照计划曲线接带 | 运行-非停-运行 | 是 | 100.69 | 11月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 12月 | 运行 | 否 | 102.35 | 按照计划曲线接带 | 运行-非停-运行 | 是 | 102.16 | 12月有1天未按照计划曲线接带 | |
| 2024年 | 1月 | 运行 | 否 | 101.19 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 101.19 | 按照计划曲线接带 |
| 2月 | 运行 | 否 | 101.06 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 101.02 | 按照计划曲线接带 | |
| 3月 | 运行 | 否 | 101.02 | 按照计划曲线接带 | 运行-备用-检修 | 否 | 100.88 | 按照计划曲线接带 | |
由上表可知，2022年，1号机组无非计划停运，在11月有4天无法接带申报负荷；2号机组无非计划停运，在3月、9月、11月各有1天无法接带申报负荷，6月有2天无法接带申报负荷。2023年，1号机组6月有1天存在非计划停运；2号机组在11月、12月各有1天存在非计划停运，在6月有1天无法接带
申报负荷。2024年1-3月，1号机组、2号机组均无非计划停运，均不存在无法接带情况。
2、3-4号机组
单位：万千瓦
| 期间 | 3号机组（2023年11月投产） | 4号机组（2023年12月投产） | |||||||
| 运行情况 | 是否存在非计划停运 | 最高负荷 | 无法接带申报负荷情况说明 | 运行情况 | 是否存在非计划停运 | 最高负荷 | 无法接带申报负荷情况说明 | ||
| 2023年 | 11月 | 运行-检修 | 否 | 101.03 | 按照计划曲线接带 | ||||
| 12月 | 检修-运行 | 否 | 101.80 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 101.19 | 按照计划曲线接带 | |
| 2024年 | 1月 | 运行-非停-检修-备用-运行 | 是 | 100.89 | 1月有1天未按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 102.25 | 按照计划曲线接带 |
| 2月 | 运行 | 否 | 101.96 | 按照计划曲线接带 | 运行-备用-检修-备用-运行 | 否 | 102.15 | 按照计划曲线接带 | |
| 3月 | 运行 | 否 | 99.85 | 按照计划曲线接带 | 运行 | 否 | 100.68 | 按照计划曲线接带 | |
3-4号机组于2023年11月、12月投产发电，由上表可知，2023年投产发电后，3-4号机组均无非计划停运。2024年1-3月，1号机组1月有1天存在非计划停运；2号机组无非计划停运，不存在无法接带情况。
（二）预计全年可获得容量电费的具体测算过程，对容量电费预测的合理性
2024年1月起，开始实施容量电价机制，本次评估根据机组历史期实际运营情况，并结合机组通常最大带负荷能力，谨慎预测全年容量电费。
本次评估预测常乐公司单个机组分月容量电费情况如下：
单位：万元
| 期间 | 4-5月、11-12月 | 1-3月 | 7-8月 | 6月、9-10月份 | 全年合计 |
| 容量电费 | 5,500 | 3,871 | 1,562 | 3,919 | 14,852 |
根据煤电机组最大申报认定及考核实施细则规定的考核认定条款，常乐公司按照每年4-5月、11-12月单机最大申报1,000MW测算，不考虑机组非计划停运因素，可获得容量电费5,500万元；1-3月考虑到机组自身因素，单机均值容量电费3,871万元；6月、9-10月份受环境温度和大风影响，机组最大带负荷能力
950MW测算，可获得容量电费3,919万元；7-8月在环境温度高且大风天气下，机组背压和再热气温高，严重影响机组带负荷能力，预计最大接带负荷875MW，极端情况下800MW，而容量电价系统均为日前10点前申报后一日顶峰能力，若出现气象预测不准，机组无法接带申报负荷现象，出现2次考核不合格将扣除当月容量电费的10%；3次考核不合格将扣除当月容量电费的50%；4次考核不合格将扣除当月容量电费的100%。结合以上情况，预计单台机组7、8月份将出现至少2次及以上偏差考核，当月平均容量均按照568MW测算，预计容量电费1,562万元。单个机组全年可获得容量电费14,852万元，即全年最大容量电费收入的90%。
从1-2号机组2022年-2023年的运行情况来看，非计划停运属于偶发性事件。除有计划的检修停运外，每月最高负荷均与机组的额定功率接近。2024年1-6月，常乐公司1-4号机组已获得容量电费31,937.77万元，占按照机组额定功率计算容量电费的比例为96.78%。本次评估按照装机容量的90%预测容量电费，对比历史期实际运行情况来看，本次评估对容量电费预测具有合理性。
四、基于标的资产相关电价的确定模式，结合国家调度中心相关调度情况、北京交易中心交易结果、相关协议约定情况、是否存在调价机制、实际结算电价同协议约定是否存在差异、受电省份基准价、上下浮动比例、历史期实际结算电价变动情况、湖南省用电需求、湖南省相关电力发展规划、宁电入湘工程的装机量与预计输送电量等补充披露预计2024年至2026年1至4号机组电量电价的依据与合理性
（一）标的资产相关电价的确定模式，结合国家调度中心相关调度情况、北京交易中心交易结果、相关协议约定情况、是否存在调价机制、实际结算电价同协议约定是否存在差异、受电省份基准价、上下浮动比例、历史期实际结算电价变动情况、湖南省用电需求、湖南省相关电力发展规划、宁电入湘工程的装机量与预计输送电量
1、标的资产相关电价的确定模式、国家调度中心相关调度情况、北京交易中心交易结果
标的资产相关电价的确定模式详见本回复“问题三”之“一、容量电价机制建立后，标的资产电价的确定模式，包括但不限于上网电价的组成情况、容量电价的确定过程、1至4号机组电量电价的形成过程、甘肃省电力市场交易情况、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等”。
国家调度中心相关调度情况、北京交易中心交易结果详见本回复“问题二”之“一、详细披露标的资产的经营模式及发电量的确定过程，包括但不限于1至4号机组向湖南送电的模式、国家电力调度中心的调度情况、有权部门下达发电规模计划的具体情况、北京交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果、送湖南电的年度签约情况、年度计划送电和月度补充送电电量的确定过程、其他地区送电量的确定过程、双边协商的具体情况、甘肃电力交易中心交易平台交易的具体情况和交易结果等”。
2、标的资产相关电价的协议约定情况、实际结算电价同协议约定是否存在差异、是否存在调价机制、历史期实际结算电价变动情况、受电省份基准价、上下浮动比例
2022年-2024年，常乐公司与国网湖南省电力有限公司签订的相关协议如下：
| 序号 | 协议名称 | 签订主体 | 签订年份 | 关于电价约定的主要内容 | 实际结算电价同协议约定是否存在差异 |
| 1 | 《2022 年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》 | 国网湖南省电力有限公司、甘肃电投常乐发电有限责任公司 | 2022年 | 1、关于2022年1月份电价。2022年1月份常乐电厂送湖南上网电价执行固定价369.36元/兆瓦时。 2、关于2022年2-12月份电价。 （1）双方协商同意，原则上按“基准电价+浮动电价”方式确定常乐电厂送湖南上网电价。其中，基准电价为祁韶直流长期送受电合作协议约定的285元/兆瓦时;浮动电价=甘肃省电力公司月度代理购电火电价格(平段价格，不含高耗能等其他成份，下同)-307.8元/兆瓦时+11.4元/兆瓦时。若甘肃省电力公司当月未开展代理购火电交易时，按照最近一个月的月度代理购电火电价格计算。 （2）当湖南省电力公司月度代理购电火电价格(平段价格，不含高耗能等其他成份，下同)减去输电费用倒算出的价格与按上述原则计算的常乐电厂当月上网电价的价差<15元/兆瓦时，常乐电厂上网电价=湖南省电力公司月度代理购电火电价格-输电费用-15元/兆瓦时。 （3）当285元/兆瓦时≤甘肃省电力公司月度代理购电火电价格<296.4元/兆瓦时，常乐电厂上网电价保持285元/兆瓦时不变。 （4）当甘肃省电力公司月度代理购电火电价格<285元/兆瓦时，常乐电厂上网电价与甘肃省电力公司月度代理购电火电价格保持一致 | 否 |
| 序号 | 协议名称 | 签订主体 | 签订年份 | 关于电价约定的主要内容 | 实际结算电价同协议约定是否存在差异 |
| 2 | 《2023年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》 | 国网湖南省电力有限公司、甘肃电投常乐发电有限责任公司 | 2023年 | 1.双方协商同意，按照“基准电价+浮动机制”原则确定常乐电厂(含#3机、#4机，下同)送湖南年度交易(交易编号2022-1-11-023)的上网电价，具体计算方法如下:(1)常乐电厂上网电价=国网甘肃省电力公司月度代理购电火电价格(平段价格，不含高耗能等其他成份，下同)，原则上不超过369.36元/兆瓦时。若国网甘肃省电力公司当月未开展代理购火电交易时，按照最近一个月的月度代理购电火电价格计算。 (2)当国网湖南省电力有限公司月度代理购电火电价格(平段价格，不含高耗能等其他成份，下同)减去输电费用倒算出的价格与上一步计算的常乐电厂当月上网电价的价差<15元/兆瓦时，则常乐电厂上网电价=国网湖南省电力有限公司月度代理购电火电价格-输电费用-15元/兆瓦时。 2.2023年月度、月内常乐电厂增送交易价格与年度交易当月上网电价保持一致。 | 否 |
| 3 | 《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》 | 国网湖南省电力有限公司、甘肃电投常乐发电有限责任公司 | 2024年（有效期为自合同签订之日起至2028年12月31日） | 1、2024-2025年容量电价标准为165元/千瓦·年（含税），每月结算容量电价根据年容量电价除以12确定；2026年起容量电价标准按国家有关规定另行确定。 2、双方协商同意，按照“基准电价+浮动机制”原则确定乙方送湖南省电量的上网交易电价，按月计算，具体如下：湖南省内燃煤火电中长期交易当月合同电量均价（以下简称湖南煤电均价）大于等于480元/兆瓦时且小于等于496元/兆瓦时，乙方电量电价为320元/兆瓦时；湖南煤电均价小于480元/兆瓦时，乙方电量电价在320元/兆瓦时的基础上按照湖南煤电均价与480元/兆瓦时之差的320/480往下浮动；湖南煤电均价大于496元/兆瓦时，乙方电量电价在320元/兆瓦时的基础上按照湖南煤电均价与496元/兆瓦时之差的320/496往上浮动；2024年1月乙方电量电价为320元/兆瓦时。 | 否 |
根据相关协议，2022年-2024年，常乐公司1-4号机组送湖南均存在调价机制，具体模式为“基准电价+浮动机制”。不同期间协议约定的基准电价、上下浮动比例略有调整。常乐公司历史期实际结算电价变动主要系按照协议约定调整，实际结算电价同协议约定不存在差异。
3、湖南省用电需求、湖南省相关电力发展规划、宁电入湘工程的装机量与预计输送电量
详见本回复“问题二”之“三（三）湖南省用电需求及湖南省内发电装机规划”和“三（四）宁电入湘工程的装机量与预计输送电量、对常乐电厂一期工程的影响”。
（二）预计2024年至2026年1至4号机组电量电价的依据与合理性
常乐公司1-4号机组主要送往湖南电网，根据《2024-2028年甘肃电投常乐
电厂送电湖南交易价格协议》约定的电价及2024年1-3月实际结算电价，综合考虑容量电价和电量电价情况，本次评估按照0.35元/千瓦时（含税）预测1至4号机组2024年的综合电价。按照2024年综合含税电价0.35元/千瓦时计算2024年4-12月1-4号机组的不含税电量电价为0.2802元/千瓦时。
考虑到2025年湖南火电会有扩建、新建项目陆续投产，火电供给增加，湖南火电装机占比低于全国平均水平的局面预计将得到改善，因此本次评估预测2025年综合电价将有所下滑，按照0.348元/千瓦时（含税）预测1-4号机组2025年的综合电价，不含税电量电价为0.2796元/千瓦时。
宁夏至湖南±800千伏特高压直流工程已于2023年开工建设，预计在2025-2026年投产。2026年宁电入湘工程开始全年投运，运行稳定后每年将可以向湖南输送电量360-400亿千瓦时。考虑到2026年宁电入湘工程的投产，湖南供电市场竞争将加剧，因此本次评估预测2026年综合电价将呈降价趋势，本次评估按照0.34元/千瓦时（含税）预测1-4号机组2026年的综合电价，不含税电量电价为0.2725元/千瓦时。
综上分析，预计2024年至2026年1至4号机组电量电价的依据充分，具有合理性。
五、历史年度甘肃火电1、2月份电价与全年结算均价的实际情况，是否存在差异，如是，披露差异原因及本次评估使用1、2月份结算均价为基础预测后续价格是否准确合理
（一）历史年度甘肃火电1、2月份电价与全年结算均价的实际情况，是否存在差异，如是，披露差异原因
2022年-2023年，甘肃火电1-2月结算均价（含税）与全年结算均价（含税）情况如下：
单位：元/兆瓦时
| 期间 | 1-2月结算均价 | 全年结算均价 | 差异 | 差异率 |
| 2022年 | 406.41 | 405.42 | -0.98 | -0.24% |
| 2023年 | 400.10 | 400.47 | 0.38 | 0.09% |
数据来源：甘肃电力2022-2023年每月月结算总体情况。
由上表可知，甘肃省火电2022年、2023年每年1-2月结算均价与全年结算均价基本一致，差异较小。产生差异的主要原因为年度内电力市场供需关系在各个月份有所差异。
（二）5-6号机组使用1、2月份结算均价为基础预测后续价格是否准确合理的分析
甘肃电力每月结算总体情况统计数据显示，2022-2023年甘肃火电全年结算均价（含税）分别为405.42元/兆瓦时、400.47元/兆瓦时，根据数据对比分析，2022年、2023年每年1-2月结算均价和全年结算均价基本持平，因此本次评估5-6号机组使用1-2月结算均价为基础预测后续价格准确、合理。
六、结合甘肃省历年电价的波动、电力市场交易情况、当地燃煤发电基准价、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等补充披露在2024年1至2月均价下降3.5%的情况下预计每年下降4%的依据及合理性，按310元/兆瓦时预测2025年电量电价的原因及合理性
（一）甘肃省历年电价的波动、电力市场交易情况、当地燃煤发电基准价、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式
1、甘肃省燃煤发电基准价的确定
2020年1月1日起实施的《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658 号）已将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按照当地现行燃煤发电标杆上网电价确定。根据国家发改委发布的《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），要求各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；将燃
煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。
2020年5月，甘肃省发改委、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省市场监督管理局、国家能源局甘肃监管办公室联合印发《甘肃省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》指出将现行燃煤发电标杆上网电价机制调整为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按甘肃省燃煤发电标杆上网电价0.3078元/千瓦时确定。根据甘肃省发改委发布的《甘肃省发展和改革委员会关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（甘发改价格〔2021〕721号），参与市场交易的发、用电企业，需签订分时段、带量带价中长期交易合同，体现发、用电曲线特性及分时价格差异；各时段交易申报电价的价差比例不得低于现行目录电价的峰、平、谷价差比例，即高峰时段交易申报价格不低于平段申报价格的150%、低谷时段申报价格不高于平段申报价格的50%。参与现货市场的价格不受此浮动比例约束。《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》中明确燃煤发电峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段市场化交易价格在“交易基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围均不超过20%，高耗能企业与燃煤发电企业市场交易价格不受上浮20%限制。电力用户与燃煤发电企业交易时均执行国家明确的燃煤发电价格形成机制。
2、2022年至2023年历年按月火电结算价格波动分析
2022年-2023年，甘肃省每月火电结算价格（含税）情况如下：
单位：元/兆瓦时
| 月份 | 2022年 | 2023年 |
| 1月 | 395.78 | 400.53 |
| 2月 | 419.10 | 399.65 |
| 3月 | 417.28 | 404.88 |
| 4月 | 380.46 | 419.18 |
| 月份 | 2022年 | 2023年 |
| 5月 | 402.29 | 423.82 |
| 6月 | 384.82 | 444.66 |
| 7月 | 337.35 | 389.53 |
| 8月 | 498.17 | 379.23 |
| 9月 | 402.31 | 359.14 |
| 10月 | 407.70 | 391.04 |
| 11月 | 397.97 | 407.00 |
| 12月 | 399.24 | 406.50 |
数据来源：甘肃电力2022-2023年每月月结算总体情况。2022年-2023年，甘肃省火电结算价格月波动情况如下图所示：
火电结算价受电力供需形势和燃料价格影响较大，随着煤炭产量增加，2022年下半年煤价逐渐平稳并开始稳步回落，火电结算价格有所稳定；2023年全国煤炭产能继续释放，并恢复澳大利亚进口煤炭，整体煤炭供应宽松，煤价呈下降趋势，火电结算价格整体呈下降趋势。
3、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式
预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式详见本回复“问题三”之“一、容量电价机制建立后，标的资产电价的确定模式，包括但不限于上
网电价的组成情况、容量电价的确定过程、1至4号机组电量电价的形成过程、甘肃省电力市场交易情况、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等”。
（二）2024年1至2月均价下降3.5%的情况下预计每年下降4%的依据及合理性，按310元/兆瓦时预测2025年电量电价的原因及合理性
定位为甘肃省内调峰电源的5-6号机组为甘肃省内公网火电机组，将参与甘肃省电力中长期市场交易及现货市场交易。电力市场中，中长期交易能够规避风险，现货交易能够发现价格。甘肃省现货市场结算采用“双偏差”结算方式，分析2021-2023年各年分月分时电价，2022年日前市场＞2021年日前市场＞2023年日前市场。2022年受供需市场的变化、火电燃煤成本上涨，2022年现货电价高于2021年；2023年供需环境有所缓解，新能源投产增加，现货电价开始下浮；根据2024年1、2月现货数据分析，现货电价预计将进一步下降。因此参考分析的2024年下降的幅度3.5%，2025年谨慎考虑取整按照4%测算电价下降幅度。
根据甘肃电力每月结算总体情况统计并测算，2022-2023年甘肃火电全年结算均价（含税）分别为405.42元/兆瓦时、400.47元/兆瓦时，根据数据对比分析，每年1、2月份电价基本与全年结算均价同步；2024年1-2月含税结算均价385元/兆瓦时（包含容量电费，取整），根据甘肃电力每月结算总体情况统计并测算，按照2024年1-2月结算均价考虑2024年的平均结算电价，2024年预测电价的基础上下降4%预测5-6号机组2025年的含税综合电价为369.60元/兆瓦时（包含容量电费），考虑到5-6号机组在2025年第三季度发电，根据同型号机组同期最高负荷水平按照机组的装机容量计算容量电价是合理的，在扣除2025年相应的容量电价后测算的2025年含税电量电价为310元/兆瓦时。
因此，2024年1至2月均价下降3.5%的情况下预计2024-2026年每年下降4%的依据充分、具有合理性，按310元/兆瓦时预测2025年含税电量电价具有合理性。
七、结合电量电价的形成机制、市场交易情况、评估中对燃料成本的预测情况、历史期电价和燃料成本的关系等补充披露评估中各机组2026年以后年度
电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性
（一）电量电价的形成机制、市场交易情况
详见本回复“问题三”之“一、容量电价机制建立后，标的资产电价的确定模式，包括但不限于上网电价的组成情况、容量电价的确定过程、1至4号机组电量电价的形成过程、甘肃省电力市场交易情况、预计5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式等”。
（二）燃料成本的预测情况、历史期电价和燃料成本的关系
1、历史电价与燃料成本的关系
（1）政策层面
2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），规定：“完善煤、电价格传导机制。引导煤、电价格主要通过中长期交易形成。煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导……煤炭价格超出合理区间时，充分运用《价格法》等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间”。
2023年11月，国家发改委及国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，通知指出：电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况。因此从政策层面分析燃料成本是电量电价定价的重要依据，电量电价将反映燃料成本变化情况。
（2）历史数据走势分析
2016年-2023年火电电价与煤价走势情况如下图所示：
资料来源：WIND由上图可知，历史期火电电价与煤价走势基本一致。
2、燃料成本的预测情况
（1）历史各地区煤炭价格分析
通过WIND系统查询到不同地区的煤炭坑口价格，经统计整理后2016-2024年折合成标煤含税年均价数据如下：
单位：元/吨
| 年份 | 鄂尔多斯：坑口价 | 哈密：坑口价 | 广州港：进口到岸价 | 榆林：坑口价 | 大同：车板价 | 秦皇岛港：交易价 | 曹妃甸港：交易价 |
| 2016年 | 204.73 | 197.00 | 583.71 | 412.93 | 423.00 | 594.19 | 583.64 |
| 2017年 | 342.13 | 266.93 | 774.09 | 644.82 | 615.99 | 776.84 | 747.62 |
| 2018年 | 344.54 | 303.33 | 764.77 | 594.17 | 616.14 | 748.15 | 740.16 |
| 2019年 | 324.94 | 317.92 | 659.75 | 631.65 | 568.73 | 707.03 | 711.02 |
| 2020年 | 348.11 | 356.45 | 556.07 | 553.72 | 551.35 | 699.30 | 692.69 |
| 2021年 | 751.89 | 492.33 | 1,168.78 | 1,095.97 | 1,107.58 | 934.79 | 863.17 |
| 2022年 | 758.72 | 589.76 | 1,569.79 | 1,440.48 | 1,307.87 | 996.41 | 937.30 |
| 2023年 | 707.83 | 498.63 | 1,143.13 | 1,163.12 | 1,075.69 | 957.26 | 920.48 |
| 2024年1-3月 | 691.44 | 443.33 | 1,124.96 | 1,075.45 | 975.95 | 933.46 | 919.07 |
从上表可以看出哈密动力煤的坑口价格最低，同比年份价格波动最小，新疆煤的煤炭埋藏浅、厚度大、煤层多、地质构造简单，开采深度300m以内的浅层煤炭资源量高达2,500亿吨，开采成本较低，导致坑口价低。另外，出疆铁路运输以兰新线为主，南北分别有库格线以及临哈线。因此离新疆近，新疆煤可以用低成本优势弥补运费，在价格上甚至还能处于优势。但是随着运距增加，疆煤的低成本优势将逐渐缩小甚至消失。距经济发达地区的运距较远，运费较高造成动力煤价格竞争力较弱。
（2）新疆煤炭历史价格分析
常乐公司燃煤主要采购自新疆哈密，新疆哈密煤炭历史价格如下图所示：
单位：元/吨（含税）
上表中数据为新疆哈密2014年2月至2024年4月之间123个月的月均价格走势，数据来源：WIND对于煤矿煤炭出矿价变化情况，新疆煤炭市场与国内煤炭市场价格变化趋势基本一致，从长期来看，煤价总体呈现震荡上涨趋势。
近年来，煤价主要波动为2021年10月份煤价上涨。2022年逐渐平稳并开始回落，2023年煤价整体呈下降趋势。进入2023年以来，煤炭市场整体供应相对宽松，煤炭价格呈震荡下行走势。煤炭企业扎实推进煤炭增产保供工作，煤炭产能继续释放，煤炭产量同比较快增长，煤炭进口大幅增长，煤炭供应比较充足，市场供需形势持续改善，煤炭市场价格弱势下行。2023年下半年，国内动力煤供大于需的基本面未有改变，我国经济面对煤炭需求仍有支撑但有所减弱，不过在迎峰度夏期间，煤炭有季节性需求释放，煤价小幅修复性回弹是正常，但用电需求在迎峰度夏结束后回落，动力煤重回供需偏宽格局，预计煤价运行区间保持整体下行。煤炭回归到从前的季节性波动行情市场，不暴涨暴跌为主要表现，核心是保持能源产业链的稳定性，为后端产业提供保障。新疆煤出疆分为火车运输及汽车运输，火车运费为国铁货运收费，费用近几年无变化，汽车运费按照夏季、冬季火电厂用煤需求同步波动，全年平均运费近几年基本一致。常乐公司地处于酒泉市瓜州县柳沟工业园区，距离新疆哈密市400公里，火车专用线接引至柳沟车站，地理位置处于出疆第一站，运输方便，
新疆煤炭价格较内地市场价格低，且常乐公司同比河西地区其他火电厂距离新疆更近，运费较低，整体出矿价一致的情况下，一票到厂的原煤价格较低，燃料成本上更具优势。
主要燃煤供应商2022年至2024年3月价格走势如下：
单位：元/吨
| 煤种 | 2022年 | 2023年 | 2023年较2022年降低 | 2024年1-3月 | 2024年1-3月较2023年降低 |
| 潞安 | 679.00 | 623.50 | 55.50 | 539.92 | 83.58 |
| 石头梅 | 588.25 | 524.50 | 63.75 | 485.92 | 38.58 |
| 广汇 | 517.00 | 480.33 | 36.67 | 484.66 | -4.33 |
| 红沙泉 | 510.95 | 480.64 | 30.31 | 433.05 | 47.59 |
| 黑眼泉 | 506.90 | 463.00 | 43.90 | - | - |
| 将二矿 | 526.79 | 437.79 | 89.00 | 363.51 | 74.28 |
| 天宝 | 185.50 | 212.42 | -26.92 | 193.57 | 18.85 |
（3）预测期煤炭价格分析
根据WIND数据，2022年-2024年6月，环渤海动力煤（Q5500K）煤价走势情况如下图所示：
本次评估预测常乐公司2024年-2027年标煤不含税采购单价如下：
单位：元/吨
| 项目 | 2024年 | 2025年 | 2026年 | 2027年 |
| 标煤不含税单价 | 549.52 | 549.02 | 569.00 | 574.00 |
本次评估预测常乐公司2024年燃料成本（标准煤）保持在549元/吨左右，主要分析如下：2021年10月份以来电力供应紧张且进口煤受限，整体电煤市场紧张，导致2021年煤价在冬季需求量大时，煤价大涨。随着煤炭产量增加，2022年下半年煤价逐渐平稳并开始稳步回落；2023年全国煤炭产能继续释放，并恢复澳大利亚进口煤炭，整体煤炭供应宽松，煤价呈下降趋势。2024年煤炭产能基本维持，进口煤预计有所增加，市场供应将呈现宽松状态，煤炭价格整体趋势与2023年相近，但价格较2023年仍有降低。2025年在整体煤价稳中偏强运行的情况下预计常乐公司煤炭采购价格稳定，与2024年基本持平。
2026年随着常乐2×1,000MW扩建机组及张掖电厂2×1,000MW扩建机组全面投产，用煤量增加，且机组调试期对优质煤源的需求较高，5-6号机组的入炉煤价高于1-4号机组的平均入炉煤价。同时从2026年开始，随着河西新能源大基地会有火电机组陆续建成投产，河西地区用煤量将增加，且宁夏及新疆地区也有火电机组陆续建成投产，宁夏地区煤源主要为内蒙地区和新疆地区煤炭。2026年在河西区域、宁夏区域及新疆本地煤炭需求量大幅增加的情况下，新疆煤炭供应量也将明显增大，预计煤炭价格将偏强运行，因此本次评估预计2026-2027年常乐公司采购的煤炭价格呈波动上涨趋势。
2027年煤炭市场达到平衡后常乐公司采购的煤炭价格将保持稳定，主要分析如下：2024年4月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》，提出到2027年，初步建立煤炭产能储备制度，有序核准建设一批产能储备煤矿项目，形成一定规模的可调度产能储备；到2030年形成3亿吨/年左右的可调度产能储备。产能储备煤矿的设计产能包含常规产能和储备产能两部分，其中储备产能是用于调峰的产能，应急状态下按国家统一调度与常规产能同步释放，实现煤矿“向上弹性生产”。在煤炭供需情况急剧变化的情况下，储备产能可以快速释放，有效提升煤炭应急保障能力，发挥煤炭资源的兜底保障
作用。同时，产能储备煤矿要严格履行煤炭保供稳价责任，按照有关要求签订电煤中长期合同，有助于保障煤电发挥支撑调节作用。另一方面，新疆煤炭资源丰富，预测储量达2.19万亿吨，占全国预测总量的40%，2023年原煤产量4.57亿吨，增长10.7%，新增煤炭产能6,257万吨。常乐公司临近的新疆哈密不仅是疆煤外运的重要通道城市，且哈密市本身煤炭资源储量大、品种多、易开采，预测资源量5,708亿吨，有利于常乐公司稳定煤炭采购价格。本次评估预计随着煤炭产能储备制度的实施，常乐公司区位优势的发挥，在2027年煤炭市场达到平衡后常乐公司采购的煤炭价格将保持稳定。
（三）评估中各机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性
1、1-4号机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性
根据《湖南省新型电力系统发展规划纲要》，湖南省为全国能源保供重点区域，电力保供长期存在较大压力。从消费侧看，湖南省人均能源消费、人均用电量远低于全国平均水平，电力消费增长潜力巨大。从供给侧看，湖南省火电占比低且老旧机组占比高，水电基本不具备调节能力，新能源难以形成可靠电力支撑，入湘直流配套电源建设滞后，外电顶峰能力不足。湖南电煤运输成本全国最高，从长期来看，湖南省能源对外依存度居高不下。此外，《湖南省发展和改革委员会关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调〔2023〕878号）提出：“为引导我省煤电电量中长期交易电价合理反映燃料成本变化，建立煤电电量中长期交易市场参考价发布制度”，随着我国电力市场化建设进程不断推进，燃料价格长期持续上涨会增加电力生产的成本，从而导致电价的上升。因此本次评估在预计2024年4-12月、2025年、2026年、2027年燃料成本总体持续上涨的前提下，燃料价格将对电量电价产生有利影响。谨慎分析本次评估对于1-4号机组2026年以后年度按照2026年综合电价水平考虑。
2、5-6号机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性
定位为甘肃省内调峰电源的5-6号机组为甘肃省内公网火电机组，将参与甘肃省电力中长期市场交易及现货市场交易。电力市场中，中长期交易能够规避风险，现货交易能够发现价格。甘肃省现货市场结算采用“双偏差”结算方式，分析2021-2023年各年分月分时电价，2022年日前市场＞2021年日前市场＞2023年日前市场。2022年受供需市场的变化、火电燃煤成本上涨，2022年现货电价高于2021年；2023年供需环境有所缓解，新能源投产增加，现货电价开始下浮；根据2024年1、2月现货数据分析，现货电价预计将进一步下降。
根据甘肃电力每月结算总体情况统计并测算，2021-2023年甘肃火电全年结算均价（含税）分别为308元/兆瓦时、405元/兆瓦时、400元/兆瓦时，根据数据对比分析，每年1、2月份电价基本与全年结算均价同步；2024年1-2月含税结算均价385元/兆瓦时（包含容量电费，取整），同比下降3.5%（取整），预计2024年甘肃省电价将出现下降。因5-6号机组2025年属于设备调试期，所以2025年不计算容量电价，本次评估按照310元/兆瓦时预测2025年含税电量电价。按照2025年含税电量电价310元/兆瓦时计算2025年5-6号机组的不含税电量电价为274.33元/兆瓦时。按照2024年甘肃省全年含税结算均价385元/兆瓦时每年保持下降4%速率测算，预计到2026年市场竞争充分后，全国统一电力市场体系初步建成，电量电价将趋于稳定，以容量电价反映固定成本，以电力辅助服务提供合理收益，含税电价将保持354.81元/兆瓦时左右，因此本次评估按354.81元/兆瓦时预测5-6号机组2026年含税综合电价，不含税的电量电价为279.47元/兆瓦时。
电量电价的形成受到多种因素的影响，其中主要受供需关系及燃料价格的影响较大。随着国家建立全国电力统一大市场的提速，大范围的电力资源优化配置将进一步完善，让电力现货发现价格，中长期交易规避风险的作用愈发凸显。《湖南省发展和改革委员会关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调〔2023〕878号）提出：“为引导我省煤电电量中长期交易电价合理反映燃料成本变化，建立煤电电量中长期交易市场参考价发布制度”，从长期来看，随着我国电力市场化建设进程不断推进，燃料价格长期持续上涨会增加电力生产的成本，从而导致电价的上升，因此本次评估在预计2024年4-12月、2025年、
2026年、2027年燃料成本总体持续上涨的前提下，燃料价格将对电量电价产生有利支撑。谨慎分析本次评估对5-6号机组2026年以后年度按照2026年综合电价水平考虑。
综上，评估中各机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据充分，具有合理性。
八、基于前述内容，结合截至回函日实际电价情况补充披露评估中电价相关预测依据是否充分，预测参数是否准确、谨慎，评估结果是否公允，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定
（一）截至回函日实际电价情况
常乐公司1-4号机组2024年1-6月含税平均综合电价情况如下：
| 项目 | 2024年1-6月合计 |
| 结算电量（兆瓦时） | 8,418,551.13 |
| 结算电费（万元） | 303,318.73 |
| 含税平均综合电价（元/兆瓦时） | 360.30 |
注：以上数据未经审计。
本次评估预测常乐公司2024年含税综合电价为349.56元/兆瓦时（其中送湖南含税综合电价为350.00元/兆瓦时），常乐公司2024年1-6月实际含税平均综合电价为360.30元/兆瓦时。本次评估预测常乐公司2024年含税综合电价低于2024年上半年实际含税平均综合电价，本次评估具有谨慎性。
（二）评估中电价相关预测依据是否充分，预测参数是否准确、谨慎，评估结果是否公允，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定
国网湖南省电力有限公司与常乐公司签订的《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》显示，按照“基准电价+浮动机制”原则确定乙方（常乐公司）送湖南省电量的上网交易电价，按月计算，具体如下：1、湖南省内燃煤火电中长期交易当月合同电量均价（以下简称湖南煤电均价）大于等于480元/兆瓦时且小于等于496元/兆瓦时，乙方（常乐公司）电量电价为320元/兆瓦
时；2、湖南煤电均价小于480元/兆瓦时，乙方（常乐公司）电量电价在320元/兆瓦时的基础上按照湖南煤电均价与480元/兆瓦时之差的320/480往下浮动；3、湖南煤电均价大于496元/兆瓦时，乙方（常乐公司）电量电价在320元/兆瓦时的基础上按照湖南煤电均价与496元/兆瓦时之差的320/496往上浮动；4、2024年1月乙方（常乐公司）电量电价为320元/兆瓦时。
2024年1-6月份湖南省内燃煤火电中长期交易当月合同电量均价均在480元/兆瓦时与496元/兆瓦时之间，因此2024年1-6月份每月的电量电价均为320元/兆瓦时。本次评估常乐公司一期1-4号机组2024年预测的送湖南电量电价为
317.98元/兆瓦时，略低于2024年1-6月实际按月结算的电量电价。从2024年1-6月份实际电价情况分析，本次评估预测的电量电价是合理谨慎的。
综上，本次评估中电价相关预测依据充分，预测参数准确、谨慎，评估结果公允，本次交易符合《重组办法》第十一条规定。
九、补充披露情况
上市公司已在《甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》之“第四节 标的公司基本情况”之“七、主营业务发展情况”之“（五）主要业务经营模式”与“第六节 标的资产评估情况”之“三、收益法评估具体情况”之“（七）收益法评估其他说明”处补充披露了相关内容。
十、中介机构核查情况
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、查阅《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《湖南省发展和改革委员会关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调[2023]878号）等相关政策文件以及标的公司与国网湖南省电力有限公司签署的年度价格协议，访谈标的公司销售部门负责人，核查标的公司电量电价与容量电价的确定机制；查阅甘肃电力市场结算总体情况，核查容量电价机
制建立后甘肃省电力市场交易情况；访谈标的公司销售部门负责人，核查标的公司5至6号机组参与市场交易确定电量电价的具体模式。
2、了解常乐公司1至4号机组向各地区送电量情况，查阅《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《湖南省发展和改革委员会关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调[2023]878号）等相关政策文件，核查常乐公司1至4号机组执行湖南容量电价的依据与合理性。
3、查阅了常乐公司历史期各机组的运行情况，了解历史期月平均最高负荷情况，分析容量电费测算的合理性。
4、查阅了常乐公司1-4号机组送湖南的历史期结算单、相关协议。
5、查阅了甘肃电力2022年-2023年每月结算总体情况，分析1-2月结算电价与全年结算电价的差异。
6、查阅了甘肃省发改委等部门印发的相关政策，查阅了甘肃电力2022年-2023年每月结算总体情况，分析了甘肃火电结算价格波动情况。
7、查阅了容量电价相关政策文件，查阅了WIND披露的相关煤价、电价数据。
8、查阅了常乐公司2024年1-6月结算单，分析评估关于电价预测的合理性。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、容量电价机制建立后，标的资产电价执行容量电价和电量电价的“两部制”电价政策。容量电价根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）中省级电网煤电容量电价表进行确定，常乐公司1至4号机组电量电价按照“基准电价+浮动机制”由常乐公司与国网湖南省电力有限公司通过协议协商确定；常乐公司5至6号机组定位为甘肃省内调峰电源，投运后将参与甘肃省电力中长期市场交易及现货市场交易，中长期电量电价由购售双方按照“基准电价+浮动机制”协商确定，剩余电量参
与甘肃省现货交易，现货交易电量电价按照市场供需情况确定。
2、常乐公司4×1,000MW火电项目为甘肃河西走廊清洁能源基地±800kV特高压祁韶直流输电工程配套调峰电源，报告期内主要通过祁韶±800kV直流外送湖南电网。根据《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《湖南省发展和改革委员会关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调[2023]878号）等相关政策规定，常乐公司1至4号机组执行湖南容量电价具备合理性。
3、本次评估按照装机容量的90%预测容量电费，对比历史期实际运行情况来看，本次评估预测的容量电费是谨慎合理的。
4、预计2024年至2026年1至4号机组电量电价的依据充分，具有合理性。
5、本次评估5-6号机组使用1、2月份结算均价为基础预测后续价格准确、合理。
6、2024年1至2月均价下降3.5%的情况下预计2024-2026年每年下降4%的依据充分、具有合理性，按310元/兆瓦时预测2025年含税电量电价具有合理性。
7、评估中各机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据充分，具有合理性。
8、本次评估中电价相关预测依据充分，预测参数准确、谨慎，评估结果公允，本次交易符合《重组办法》第十一条规定。
问题四申请文件显示：（1）本次交易对常乐公司100%股权分别采用收益法和资产基础法进行评估，最终选用收益法评估结果作为本次评估结论。截至评估基准日，常乐公司100%股权收益法评估值为115.57亿元，增值率159.74%；（2）在确定标的资产无财务杠杆βU时，选取3家可比上市公司的均值作为本次评估参数，在交易定价公允性分析、毛利率对比分析、期间费用分析时，将标的资产数据分别同24、28、28家可比上市公司对比；（3）评估中，将企业特定风险调整系数确定为3%；（4）燃煤为标的资产采购的主要原材料，标的资产根据年度发电计划编制燃煤采购计划，与供应商签订电煤年度采购合同，锁定供货量，当市场行情发生重大变化时，协商调整价格并签订补充协议；（5）标的资产主要向哈密地区采购燃煤，报告期内标的资产煤炭平均采购单价为374.24元/吨、
367.16元/吨、360.12元/吨，评估中预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨，2025年煤炭采购价格稳定，2026至2027年称波动上涨趋势；（6）评估中预测结合厂用及线损电率情况，预计标的资产2024-2029年综合供电煤耗小于300克/千瓦时；（7）评估中根据企业历史数据对水资源费、材料费进行预测；（8）评估中预计2026年开始产生的多余灰渣将不在灰场中进行填埋，需要另外支付处理费；（9）评估中根据历史年度、企业规划未来的平均工资水平，对未来年度职工薪酬进行预测；（10）报告期各期，标的资产的毛利率分别为24.86%、30.51%、
36.52%，预测期内，标的资产的预计毛利率分别为24.78%、26.17%、22.78%和21.84%。请上市公司补充披露：（1）企业特定风险调整系数的具体预测过程，相关参数选取的依据与合理性，同类似交易是否存在差异；（2）结合报告期内标的资产燃料成本、煤炭采购单价、哈密煤炭坑口价的波动情况，同供应商协商调整价格的具体情况，燃煤现货及期货市场价格等补充披露预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨的依据与合理性，2025-2027年燃料成本的具体预测价格、依据及合理性；（3）结合各机组不同运营阶段历史煤耗波动情况补充披露对各机组煤耗预测的合理性与准确性；（4）对水资源费、材料费的预测情况，并结合历史数据、历史年度单耗情况、机组在不同运营阶段对水资源及材料单耗的
影响等补充披露预测的合理性与准确性；（5）对未来年度职工薪酬预测的具体情况，并结合标的资产现有人员情况、未来人员规划、机组投产运营情况、当地工资增幅等补充披露对职工薪酬预测是否准确、合理。
请上市公司补充说明：（1）选取3家公司确定无财务杠杆βU的具体依据、标准和方法，是否客观、全面、公正；（2）预计2026年开始产生的多余灰渣不在灰场中填埋的原因，及预测固废处理费的具体情况，并说明预测的准确性与合理性；（3）预测期毛利率较报告期存在差异的具体原因及合理性；（4）结合截至回函日标的资产的经营业绩、同收益法评估预测是否存在差异补充说明评估相关预测依据是否充分，预测参数是否准确、谨慎，评估结果是否公允，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定。请独立财务顾问和会计师、评估师核查并发表明确意见。回复：
一、上市公司补充披露
（一）企业特定风险调整系数的具体预测过程，相关参数选取的依据与合理性，同类似交易是否存在差异
1、企业特定风险调整系数的具体预测过程，相关参数选取的依据与合理性
本次评估参考《资产评估专家指引第12号——收益法评估企业价值中折现率的测算》及《监管规则适用指引——评估类第1号》相关要求测算企业特定风险调整系数。特定风险报酬率表示被评估企业自身特定因素导致的非系统性风险的报酬率，本次评估在对企业的规模、对终端客户依赖及所处经营阶段因素进行综合分析的基础上，根据经验判断确定。具体分析过程如下：
（1）企业规模因素分析
本次选取的可比上市公司分别为宝新能源（000690.SZ）、赣能股份（000899.SZ）及内蒙华电（600863.SH），2023年可比上市公司与被评估单位的总资产规模及总收入规模数据如下：
单位：亿元
| 项目 | 2023年末总资产 | 2023年总收入 | |
| 可比上市公司 | 宝新能源 | 208.07 | 102.75 |
| 赣能股份 | 136.49 | 70.89 | |
| 内蒙华电 | 394.79 | 225.25 | |
| 平均 | 246.45 | 132.96 | |
| 标的公司 | 常乐公司 | 132.89 | 43.27 |
从上述企业总资产规模及总收入规模数据来看，最近一个会计年度常乐电厂的总资产规模及总收入规模均要小于可比上市的平均总资产规模及总收入规模，因此标的公司在企业规模因素上的风险要高于可比上市公司。因此评估人员认为有必要做适当的规模报酬调整。根据比较和判断结果，评估人员认为追加1%的规模因素风险报酬率是合理的。
（2）对终端客户依赖因素分析
标的公司1-4号机组为祁韶直流配套火电机组，终端消费市场主要在湖南，因此对湖南终端消费市场的依赖度较高。评估人员认为有必要做适当的终端客户依赖因素报酬调整。根据比较和判断结果，评估人员认为追加1%的终端客户依赖因素风险报酬率是合理的。
（3）所处经营阶段因素分析
截至评估基准日，标的公司的二期工程5-6号机组（200万千瓦）仍处于建设期，该项目占常乐公司全部装机规模的33%，占比较高，项目建设时间长，预计在2025年下半年才能建成投产。因此标的公司在所处经营阶段因素上的风险要高于可比上市公司，评估人员认为有必要做适当的所处经营阶段因素报酬调整。根据比较和判断结果，评估人员认为追加1%的所处经营阶段因素风险报酬率是合理的。
2、同类似交易是否存在差异
经查询2017年以来完成的上市公司发行股份购买火电（煤电）资产最终采用收益法评估的可比交易案例，可比交易案例企业特定风险调整系数对比情况如
下：
| 上市公司 | 火电标的 | 评估基准日 | 预测装机容量 | 企业特定风险 |
| 上海电力（600021.SH） | 滨海火电 | 2016/08/31 | 2×1,000MW | 1.00% |
| 京能电力（600578.SH） | 赤峰能源 | 2015/12/31 | 300MW | 4.00% |
| 上都发电 | 2015/12/31 | 4×600MW | 5.00% | |
| 上都第二发电 | 2015/12/31 | 2×660MW | 5.00% | |
| 平均值 | 3.75% | |||
| 常乐公司 | 2024/03/31 | 6×1,000MW | 3.00% | |
根据上表数据，可比交易案例企业特定风险系数在1.00%和5.00%之间，算术平均值为3.75%。标的公司企业特定风险系数为3.00%，略低于可比交易案例平均值，主要系标的公司预测装机容量高于可比交易案例。标的公司企业特定风险系数处于可比交易案例范围之内，与可比交易案例相比，不存在重大差异。
因此，企业特定风险调整系数相关参数选取的依据充分、具有合理性，同类似交易不存在重大差异。
（二）结合报告期内标的资产燃料成本、煤炭采购单价、哈密煤炭坑口价的波动情况，同供应商协商调整价格的具体情况，燃煤现货及期货市场价格等补充披露预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨的依据与合理性，2025-2027年燃料成本的具体预测价格、依据及合理性
1、报告期内标的资产燃料成本、煤炭采购单价、哈密煤炭坑口价的波动情况，
详见本回复“问题三”之“七、结合电量电价的形成机制、市场交易情况、评估中对燃料成本的预测情况、历史期电价和燃料成本的关系等补充披露评估中各机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性”。
2、同供应商协商调整价格的具体情况，燃煤现货及期货市场价格
报告期各期，常乐公司前五大供应商协商调整价格情况如下：
| 序号 | 供应商名称 | 采购金额（万元） | 占比 | 协商调整价格模式 |
| 2024年1-3月 | ||||
| 1 | 新疆哈密三塘湖能源开发建设有限责任公司 | 18,623.24 | 21.73% | 年度协议约定参考价。根据市场变化双方月度议价，定价如有变更以双方签订的补充协议为准 |
| 新疆能源（集团）哈密煤炭运销有限公司 | 13,617.56 | 15.89% | ||
| 小计 | 32,240.80 | 37.61% | ||
| 2 | 潞安新疆煤化工（集团）有限公司 | 8,861.95 | 10.34% | 年度协议约定价格，如遇国家铁路运费或煤炭价格调整以双方签订补充协议为准 |
| 3 | 窑街煤电集团有限公司 | 5,128.86 | 5.98% | 年度协议约定价格。如因国家政策调控要求或市场发生重大变化时，买卖双方可按照政策要求及市场实际，协商调整合同价格，以书面形式确认 |
| 窑街煤电集团酒泉天宝煤业有限公司 | 1,770.14 | 2.07% | ||
| 小计 | 6,898.99 | 8.05% | ||
| 4 | 新疆天池能源销售有限公司 | 6,255.93 | 7.30% | 年度协议约定价格。如因国家政策调控要求或市场发生重大变化时，买卖双方可按照政策要求及市场实际，协商调整合同价格，以书面形式确认 |
| 5 | 巴里坤鑫晟源煤炭商贸有限责任公司 | 5,481.92 | 6.40% | 按月签订协议并约定价格 |
| 合计 | 59,739.59 | 69.69% | —— | |
| 2023年度 | ||||
| 1 | 新疆哈密三塘湖能源开发建设有限责任公司 | 65,976.20 | 25.81% | 年度协议约定价格。如因国家政策调控要求或市场发生重大变化时，买卖双方可按照政策要求及市场实际，协商调整合同价格，以书面形式确认 |
| 2 | 瓜州广汇能源经销有限公司 | 46,242.55 | 18.09% | 年度协议约定合同价。如因国家政策调控要求或市场发生重大变化时,买卖双方可按照政策要求及市场实际，协商调整合同价格，以书面形式确认 |
| 3 | 潞安新疆煤化工（集团）有限公司 | 27,656.17 | 10.82% | 年度协议约定严格按照地方人民政府和有关部门明确的价格合理区间，经买卖双方友好协商按月确定价格。如因国家政策调控要求时，买卖双方可按照政策要求调整合同价格，以书面形式确认 |
| 4 | 窑街煤电集团酒泉天宝煤业有限公司 | 25,680.81 | 10.04% | 年度协议约定价格。如因国家政策调控要求或市场发生重大变化时，买卖双方可按照政策要求及市场实际，协商调整合同价格，以书面形式确认 |
| 5 | 甘肃省陇能煤炭物流有限公司 | 23,123.88 | 9.04% | 年度协议约定价格。如因国家政策调控要求或市场发生重大变化时，买卖双方可按照政策要求及市场实际，协商调整合同价格，以书面形式确认 |
| 合计 | 188,679.62 | 73.80% | —— | |
| 2022年度 | ||||
| 1 | 瓜州广汇能源经销有限公司 | 98,281.68 | 45.64% | 年度协议约定双方根据市场行情确定价格，另行签订煤炭购销新合同 |
| 2 | 天津利诚供应链管理有限公司 | 19,713.80 | 9.16% | 年度协议约定双方根据市场行情确定价格，另行签订煤炭购销新合同 |
| 3 | 窑街煤电集团酒泉天宝煤业有限公司 | 19,126.01 | 8.88% | 年度协议约定根据煤炭市场行情，双方协商确定供需价格 |
| 4 | 潞安新疆煤化工（集团）有限公司 | 16,938.61 | 7.87% | 年度协议约定价格。如遇国家铁路运费或煤炭价格调整以双方签订补充协议为准 |
| 5 | 新疆国合能源有限责任公司 | 12,508.12 | 5.81% | 年度协议约定双方根据市场行情确定价格，另行签订煤炭购销新合同 |
| 合计 | 166,568.21 | 77.36% | —— | |
注：巴里坤鑫晟源煤炭商贸有限责任公司与标的公司2023年年底建立合作，尚未签订
年度采购合同。
常乐公司主要从事火力发电业务，采购的主要原材料为燃煤。其根据年度发电计划编制燃煤采购计划，与供应商主要通过签订电煤年度采购合同，锁定供货量，当市场行情发生重大变化时，协商调整价格并签订补充协议。因此，常乐公司采购煤炭价格根据市场行情按需签订。报告期内，常乐公司不存在通过期货市场采购燃煤的情况。
3、预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨的依据与合理性，2025-2027年燃料成本的具体预测价格、依据及合理性
预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨及2025-2027年燃料成本的具体预测价格、依据详及合理性见本回复“问题三”之“七、结合电量电价的形成机制、市场交易情况、评估中对燃料成本的预测情况、历史期电价和燃料成本的关系等补充披露评估中各机组2026年以后年度电价按照2026年综合电价水平预测的依据与合理性”之“（二）燃料成本的预测情况、历史期电价和燃料成本的关系”之“2、燃料成本的预测情况”。
根据上述分析，预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨、2025-2027年燃料成本的具体预测价格依据充分、具有合理性。
（三）结合各机组不同运营阶段历史煤耗波动情况补充披露对各机组煤耗预测的合理性与准确性
1、各机组不同运营阶段历史煤耗波动情况
2022年、2023年、2024年1-3月，常乐公司各机组发电煤耗情况如下：
单位：克/千瓦时
| 期间 | 1号机组 | 2号机组 | 3号机组 | 4号机组 |
| 2022年 | 287.11 | 286.28 | - | - |
| 2023年 | 284.83 | 285.66 | 305.02 | 299.89 |
| 2024年1-3月 | 278.85 | 277.80 | 281.22 | 283.48 |
常乐公司1-2号机组于2020年下半年投产，经过1年多的运行调整试验及
机组消缺，2022年及以后1-2号机组发电煤耗较为稳定。2023年考虑3-4号机组是投产后的首个运行年份，机组性能在磨合期，通过真空泵冷却水源改造、凝结水泵变频深度节能等措施有效降低了发电煤耗。
2、对各机组煤耗预测的合理性与准确性
（1）1-4号机组
2021年是1-2号机组投运后的首年，经过1年多的运行调整试验及机组消缺，2022年1-2号机组发电煤耗同比下降较大。2023年1-4号机组发电煤耗289.96克/千瓦时包含了3-4号机组首次并网后调试用煤折算的煤耗，机组经营期的煤耗是286.29克/千瓦时，2023年通过真空泵冷却水源改造、凝结水泵变频深度节能优化以及其他生产厂用电运行调整措施、技术改造、逻辑优化等使发电煤耗降低。2024年1-3月份1-4号机组处于能源保供期间，负荷率相比全年水平处于高位，且冬季环境温度低，机组背压较夏季高温控制较好，辅机运行工况较夏季好，机组煤耗低，为280.22克/千瓦时。预计2024年4-10月份机组检修、启停影响、以及随着环境温度升高，间冷系统背压高，发电煤耗环比将升高。考虑3-4号机组是投产后的首个运行年份，机组性能在磨合期，预测1-4号机组2024年全年发电煤耗约285.70克/千瓦时。2025年下降至285.50克/千瓦时，2026年下降至
285.30克/千瓦时并在以后年度保持稳定。
根据负荷率预计2025年-2029年1-4号机组发电煤耗逐年小幅下降，结合《全国煤电机组改造升级实施方案》文件，到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下的要求，结合常乐公司厂用及线损电率情况，因此预计常乐公司2024-2029年综合供电煤耗小于300克/千瓦时。
（2）5-6号机组
5-6号机组2025年机组调试，发电煤耗预测为315克/千瓦时，主要考虑了机组调试用煤，调试期试验多，负荷不均衡，煤耗较高。2026-2027年参照1-4号机组历史发电煤耗及检修优化计划、节能诊断优化等，特别是3-4号机组在吸收了以往调试经验的基础上在运行次年煤耗下降较快，综合分析发电煤耗预测为
285.50克/千瓦时，2028年以后随着机组的优化，发电煤耗进一步下降为285.30克/千瓦时并在以后年度保持稳定。
根据负荷率预计2025年-2029年5-6号机组发电煤耗逐年小幅下降，结合《全国煤电机组改造升级实施方案》文件，到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下的要求，结合常乐公司厂用及线损电率情况，因此预计常乐公司2026-2029年综合供电煤耗小于300克/千瓦时。
综上，根据标的公司各机组不同运营阶段历史煤耗波动情况，对各机组煤耗预测具有合理性、准确性。
（四）对水资源费、材料费的预测情况，并结合历史数据、历史年度单耗情况、机组在不同运营阶段对水资源及材料单耗的影响等补充披露预测的合理性与准确性
1、历史数据、历史年度单耗情况、机组在不同运营阶段对水资源单耗的影响，对水资源费的预测情况、预测合理性与准确性
（1）历史期生产水耗及综合水耗情况
标的公司的水资源消耗主要分为在电力生产过程中的生产消耗及其他消耗，生产过程消耗主要用于冷却、蒸汽发生、除尘、脱硫等环节。其他消耗主要源于厂内生活区消耗、机组调试消耗、绿化用水消耗等。
2022年、2023年、2024年1-3月，1-4号机组生产的水消耗量、发电量、单耗情况如下：
发电量：万千瓦时、水消耗量：吨、生产单耗：吨/万千瓦时
| 项目 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-3月 | |
| 1号机组 | 发电量 | 610,740.01 | 635,335.63 | 169,110.07 |
| 生产单耗 | 1.49 | 1.18 | 0.99 | |
| 水消耗量 | 910,346.10 | 752,854.21 | 167,676.18 | |
| 2号机组 | 发电量 | 541,220.92 | 617,192.15 | 142,754.00 |
| 生产单耗 | 1.35 | 1.47 | 0.91 | |
| 水消耗量 | 728,417.95 | 908,492.79 | 130,145.29 | |
| 项目 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-3月 | |
| 3号机组 | 发电量 | - | 45,182.27 | 127,089.60 |
| 生产单耗 | - | 2.05 | 1.52 | |
| 水消耗量 | - | 92,797.49 | 193,689.22 | |
| 4号机组 | 发电量 | - | 34,558.31 | 138,555.80 |
| 生产单耗 | - | 1.70 | 1.39 | |
| 水消耗量 | - | 58,782.95 | 193,059.94 | |
| 1-2号机组生产单耗平均值 | 1.42 | 1.33 | 0.95 | |
| 3-4号机组生产单耗平均值 | - | 1.90 | 1.46 | |
2022年、2023年、2024年1-3月，随着采取回收管理、节水工艺改造等措施大幅提高用水资源使用效率，使得1-2号机组的生产综合水耗从2022年的1.42吨/万千瓦时持续下降至2024年1-3月的0.95吨/万千瓦时，节水措施效果明显，截至评估基准日1-2号机组的生产综合水耗已达到合理水平。3-4号机组2023年为机组投运首年水资源生产单耗较高，通过节水措施生产综合水耗从2023年的
1.90吨/万千瓦时持续下降至2024年1-3月的1.46吨/万千瓦时，随着节水措施的持续实施预计未来生产综合水耗将进一步下降，生产综合水耗能够和1-2号机组水平保持一致。
除了发电机组生产用水外，厂内生活区用水、机组调试用水、绿化用水及公共部分用水也是水资源消耗的重要构成。2022年、2023年、2024年1-3月，1-4号机组及厂内生活区、机组调试、绿化用水按照生产电量计算水耗量、发电量单耗情况如下：
发电量：万千瓦时、水消耗量：吨、生产单耗：吨/万千瓦时
| 年份 | 发电量 | 1-4号机组生产 | 生活、绿化、调试 及公共部分 | 整个厂区 | |||
| 单耗 | 水消耗量 | 单耗 | 水消耗量 | 单耗 | 水消耗量 | ||
| 2022年 | 1,151,960.94 | 1.42 | 1,638,764.04 | 0.61 | 697,794.96 | 2.03 | 2,336,559.00 |
| 2023年 | 1,332,268.37 | 1.36 | 1,812,927.44 | 0.91 | 1,211,017.56 | 2.27 | 3,023,945.00 |
| 2024年1-3月 | 577,509.46 | 1.19 | 684,570.62 | 0.16 | 91,732.38 | 1.34 | 776,303.00 |
从上述数据分析，厂内生活区用水、机组调试用水、绿化用水随着员工人数的增加、绿化区域的持续建设，3-4号机组的调试，生活、绿化、调试及公共部
分用水单耗从2022年的0.61吨/万千瓦时持续上涨至2023年的0.91吨/万千瓦时，上涨幅度明显。从标的公司整体来看，随着员工人数的增加、绿化区域的持续建设，导致其他用水综合单耗持续上涨，不仅抵消了生产用水单耗下降带来的影响，还使得厂区用水综合单耗从2022年的2.03吨/万千瓦时持续上涨至2023年的
2.27吨/万千瓦时。
（2）水资源单耗及水资源费预测情况、预测合理性与准确性
预测水资源单耗是按照厂区用水综合单耗来考虑，其中1-4号机组在2024年的生产用水单耗仍有下降空间，但考虑到厂区绿化的建设导致2024年4-12月的用水综合单耗保持在2.30吨/万千瓦时左右，2025年生产用水单耗及绿化水平将达到稳定状态，因此2025年及以后年度的用水综合单耗预计在2.20吨/万千瓦时是合理的。5-6号机组预计在2025年下半年建成投产，在2025年因机组调试用水综合单耗将达到3.0吨/万千瓦时左右，考虑5-6号机组与1-4号机组相比单机组功率相同，生产工艺相似，预测2025年以后用水综合单耗将与1-4号机组保持一致为2.20吨/万千瓦时。
本次盈利预测的水资源单价为1.65元/吨，其中包括基准日执行的1.5元/吨的水费单价及按照《甘肃省取水许可和水资源费征收管理办法》（省政府第110号令）规定的资源费0.15元/吨。
综上，在合理预计水资源单耗及水资源价格的前提下水资源费用预测是合理准确的。
2、历史数据、历史年度单耗情况、机组在不同运营阶段对材料单耗的影响，对材料费的预测情况、预测合理性
（1）历史期材料单耗情况
标的公司的材料费包括机组运行消耗的材料费、设备维护材料费及非生产部门消耗的材料费。设备维护涉及的材料与设备的维护相关且涉及的种类较多，因单个材料用量较少故未单独统计具体材料的单耗，非生产部门消耗的材料费与发电量没有直接关系，因此不涉及单耗分析。机组运行中脱硫使用的石灰石及脱硝
使用的尿素使用量较大且与发电利用小时呈显著相关关系，因此本次评估对石灰石及尿素的单耗情况进行了分析。历史年度石灰石及尿素生产单耗如下表所示：
| 项目 | 2022年 | 2023年 |
| 发电量（万千瓦时） | 1,151,960.94 | 1,332,268.37 |
| 石灰石-使用量（吨） | 152,991.57 | 122,609.03 |
| 石灰石-单耗（克/千瓦时） | 13.28 | 9.20 |
| 尿素-使用量（吨） | 4,257.35 | 4,285.20 |
| 尿素-单耗（克/千瓦时） | 0.37 | 0.32 |
2022年至2023年，用于脱硫的石灰石单耗由13.28克/千瓦时下降至9.20克/千瓦时，主要原因为当年采用的原煤硫含量偏低导致使用的石灰石单耗较低。2022年至2023年，用于脱硝的尿素单耗由0.37克/千瓦时下降至0.32克/千瓦时，主要原因为2023年更换了相关催化剂使得尿素单耗降低。
（2）材料单耗预测及材料费用预测情况、预测合理性与准确性
考虑历史原煤的掺烧经验结合机组的实际情况，本次评估预测综合确定石灰石单耗为11.50克/千瓦时，预测的单耗高于2022年至2023年平均的石灰石单耗水平11.24克/千瓦时是谨慎且合理的。考虑原煤的掺烧经验结合机组催化剂更新情况，本次评估预测综合确定尿素单耗为0.35克/千瓦时，预测的单耗高于2022年至2023年平均的石灰石单耗水平0.34克/千瓦时是谨慎且合理的。
本次盈利预测的石灰石未来材料单价按照基准日的材料市场价格预测为85元/吨，与2023年的实际采购单价83.98元/吨相比略有提升，尿素材料单价按照基准日的材料市场价格预测为2400元/吨，与2023年的实际采购单价2302元/吨相比提升了4.3%。
综上，本次评估对水资源费、材料费的预测具有合理性与准确性。
（五）对未来年度职工薪酬预测的具体情况，并结合标的资产现有人员情况、未来人员规划、机组投产运营情况、当地工资增幅等补充披露对职工薪酬预测是否准确、合理
1、标的资产现有人员情况、未来人员规划、机组投产运营情况、当地工资增幅截至2022年末、2023年末、2024年3月末，标的公司员工数量情况表如下：
| 人员分类 | 2022年末 | 2023年末 | 2024年3月末 |
| 管理人员 | 72 | 79 | 88 |
| 生产人员 | 447 | 543 | 510 |
| 技术人员 | 24 | 34 | 52 |
| 合计 | 543 | 656 | 650 |
由上表可知，2023年末，标的公司各类别人员数量来分析2023年底人员数量与2022年底相比增长了113人，主要为生产人员增加了96人所致，生产人员增加较多的主要原因为3-4号机组2023年建成并投入生产对生产人员需求较大，2024年3月底与2023年底相比减少了6人，总体人员数量基本持平。
标的公司2023年职工平均薪酬为37.08万元，其中平均工资为24.94万元。
甘肃省2018年至2023年城镇单位就业人员平均工资及电力、燃气及水的生产和供应业城镇单位就业人员平均工资水平如下表所示：
单位：万元/年
| 项目 | 2023年 | 2022年 | 2021年 | 2020年 | 2019年 | 2018年 |
| 城镇单位 | 9.91 | 9.09 | 8.45 | 7.97 | 7.36 | 7.07 |
| 电力、燃气及水的生产和供应业 | 11.28 | 10.38 | 9.70 | 9.04 | 8.35 | 7.78 |
数据来源：国家统计局、甘肃省统计局
2023年，甘肃省城镇单位就业人员平均工资为9.91万元，2018年至2023年工资复合增长率为6.99%；2023年甘肃省电力、燃气及水的生产和供应业城镇单位就业人员平均工资为11.28万元，2018年至2023年工资复合增长率为7.71%。
2、对未来年度职工薪酬预测的具体情况，对职工薪酬预测是否准确、合理
本次评估预测2026年职工人数稳定后标的公司薪酬情况如下：
单位：万元
| 项目 | 2026年 | 2027年 | 2028年 | 2029年 | 2030年 | 2031年 | 2032年 |
| 职工人数 | 760 | 760 | 760 | 760 | 760 | 760 | 760 |
| 平均薪酬 | 45.83 | 47.66 | 49.56 | 51.54 | 51.54 | 51.54 | 51.54 |
| 职工薪酬 | 34,832.93 | 36,224.18 | 37,666.97 | 39,174.16 | 39,174.16 | 39,174.16 | 39,174.16 |
截至2024年3月31日，标的公司在册职工人数为650人，随着2025年下半年5-6号机组的建成投产，生产人员将有所增加，本次评估预计至2025年末员工人数将达760人，2026年5-6号机组开始稳定运营，标的公司员工人数将稳定在760人。2024年7月1日，标的公司出台《常乐公司关于组织机构和定员的方案》，根据人员规划方案，常乐公司职工总人数定员标准为730人，包括了5-6号机组投入运营后人员的需求。由此可见，本次评估预测的总员工人数高于近期定员的总员工人数，因此本次评估预测的人员数量较为合理谨慎。本次评估预测至2029年职工平均薪酬为51.54万元，2023年-2029年平均薪酬复合增长率为5.64%。2023年标的公司在册职工的平均工资为24.94万元，远高于同年度甘肃省城镇单位平均工资水平及甘肃省电力、燃气及水的生产和供应业平均工资水平。此外，对比甘肃省城镇单位与电力、燃气及水的生产和供应业2014年至2023年工资水平，工资水平越高，复合增长幅度越低。因此，在标的公司2023年在册职工的平均工资远高于同年度甘肃省城镇单位的前提下，预测未来的工资增长率低于历史社会平均水平是合理的。综上，本次评估对职工薪酬预测准确、合理。
（六）补充披露情况
上市公司已在《甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》之“第六节 标的资产评估情况”之“三、收益法评估具体情况”之“（七）收益法评估其他说明”处补充披露了相关内容。
二、上市公司补充说明
（一）选取3家公司确定无财务杠杆βU的具体依据、标准和方法，是否客
观、全面、公正标的公司主要从事火力发电业务，选取截至2024年3月末申万火力发电行业的A股上市公司28家作为总体样本，并按照如下4项原则筛选：
（1）剔除主业非煤电业务的上市公司；
（2）剔除资产及业务规模差异较大的上市公司；
（3）剔除盈利能力存在显著差异的上市公司；
（4）剔除资本结构存在显著差异的上市公司。
基于上述4项原则，筛选的可比上市公司相关指标情况如下：
单位：亿元
| 序号 | 证券代码 | 证券简称 | 主业情况 | 主业非煤电剔除 | 总资产规模 | 总营业收入规模 | 规模较大剔除 |
| 1 | 000027.SZ | 深圳能源 | 主业为煤电 | 1,534.59 | 405.04 | √ | |
| 2 | 000037.SZ | 深南电A | 第一主业为燃气发电 | √ | 20.49 | 5.90 | |
| 3 | 000531.SZ | 穗恒运A | 主业为煤电 | 197.08 | 48.22 | ||
| 4 | 000539.SZ | 粤电力A | 主业为煤电 | 1,612.07 | 597.08 | √ | |
| 5 | 000543.SZ | 皖能电力 | 主业为煤电 | 605.86 | 278.67 | ||
| 6 | 000600.SZ | 建投能源 | 主业为煤电 | 384.87 | 189.46 | ||
| 7 | 000690.SZ | 宝新能源 | 主业为煤电 | 208.07 | 102.75 | ||
| 8 | 000767.SZ | 晋控电力 | 主业为煤电 | 605.14 | 196.16 | ||
| 9 | 000899.SZ | 赣能股份 | 主业为煤电 | 136.49 | 70.89 | ||
| 10 | 000966.SZ | 长源电力 | 主业为煤电 | 376.02 | 144.57 | ||
| 11 | 001286.SZ | 陕西能源 | 主业为煤电 | 630.40 | 194.53 | √ | |
| 12 | 001896.SZ | 豫能控股 | 主业为煤电 | 316.51 | 119.84 | ||
| 13 | 002608.SZ | 江苏国信 | 主业为煤电 | 888.72 | 345.72 | √ | |
| 14 | 600011.SH | 华能国际 | 主业为煤电 | 5,411.59 | 2,543.97 | √ | |
| 15 | 600021.SH | 上海电力 | 主业为煤电 | 1,685.72 | 424.02 | √ | |
| 16 | 600023.SH | 浙能电力 | 主业为煤电 | 1,472.41 | 959.75 | √ | |
| 17 | 600027.SH | 华电国际 | 主业为煤电 | 2,230.36 | 1,171.76 | √ | |
| 18 | 600098.SH | 广州发展 | 第一主业为能源物流 | √ | 740.14 | 467.97 | √ |
| 19 | 600396.SH | 金山股份 | 主业为煤电 | 138.78 | 62.75 |
| 序号 | 证券代码 | 证券简称 | 主业情况 | 主业非煤电剔除 | 总资产规模 | 总营业收入规模 | 规模较大剔除 |
| 20 | 600509.SH | 天富能源 | 主业为煤电 | 234.86 | 95.08 | ||
| 21 | 600578.SH | 京能电力 | 主业为煤电 | 899.63 | 328.78 | √ | |
| 22 | 600642.SH | 申能股份 | 主业为煤电 | 942.09 | 291.42 | √ | |
| 23 | 600726.SH | 华电能源 | 第一主业为煤炭销售 | √ | 291.14 | 188.44 | |
| 24 | 600744.SH | 华银电力 | 主业为煤电 | 240.60 | 99.39 | ||
| 25 | 600780.SH | 通宝能源 | 第一主业为配电收入 | √ | 101.84 | 108.87 | |
| 26 | 600795.SH | 国电电力 | 主业为煤电 | 4,578.99 | 1,809.99 | √ | |
| 27 | 600863.SH | 内蒙华电 | 主业为煤电 | 394.79 | 225.25 | ||
| 28 | 601991.SH | 大唐发电 | 主业为煤电 | 3,039.99 | 1,224.04 | √ |
（续上表）
| 序号 | 证券代码 | 证券简称 | 营业利润率 | 盈利能力异常剔除 | 基准日资本结构 | 杠杆过高剔除 |
| 1 | 000027.SZ | 深圳能源 | 8.56% | 153.76% | √ | |
| 2 | 000037.SZ | 深南电A | -2.31% | √ | 14.86% | |
| 3 | 000531.SZ | 穗恒运A | 9.21% | 165.54% | √ | |
| 4 | 000539.SZ | 粤电力A | 4.48% | 330.13% | √ | |
| 5 | 000543.SZ | 皖能电力 | 6.79% | 125.73% | √ | |
| 6 | 000600.SZ | 建投能源 | 0.88% | √ | 155.50% | √ |
| 7 | 000690.SZ | 宝新能源 | 10.75% | 71.86% | ||
| 8 | 000767.SZ | 晋控电力 | -2.37% | √ | 433.66% | √ |
| 9 | 000899.SZ | 赣能股份 | 7.25% | 90.25% | ||
| 10 | 000966.SZ | 长源电力 | 3.52% | 173.36% | √ | |
| 11 | 001286.SZ | 陕西能源 | 25.21% | 64.43% | ||
| 12 | 001896.SZ | 豫能控股 | -5.76% | √ | 258.49% | √ |
| 13 | 002608.SZ | 江苏国信 | 10.27% | 101.29% | √ | |
| 14 | 600011.SH | 华能国际 | 5.21% | 163.74% | √ | |
| 15 | 600021.SH | 上海电力 | 10.45% | 195.51% | √ | |
| 16 | 600023.SH | 浙能电力 | 9.69% | 49.86% | ||
| 17 | 600027.SH | 华电国际 | 4.87% | 157.51% | √ | |
| 18 | 600098.SH | 广州发展 | 5.01% | 128.75% | √ | |
| 19 | 600396.SH | 金山股份 | 33.02% | 151.48% | √ | |
| 20 | 600509.SH | 天富能源 | 5.00% | 127.94% | √ |
| 序号 | 证券代码 | 证券简称 | 营业利润率 | 盈利能力异常剔除 | 基准日资本结构 | 杠杆过高剔除 |
| 21 | 600578.SH | 京能电力 | 3.58% | 166.43% | √ | |
| 22 | 600642.SH | 申能股份 | 16.34% | 91.81% | ||
| 23 | 600726.SH | 华电能源 | 10.14% | 67.70% | ||
| 24 | 600744.SH | 华银电力 | -1.52% | √ | 273.54% | √ |
| 25 | 600780.SH | 通宝能源 | 7.78% | 7.23% | ||
| 26 | 600795.SH | 国电电力 | 8.45% | 144.78% | √ | |
| 27 | 600863.SH | 内蒙华电 | 13.39% | 41.45% | ||
| 28 | 601991.SH | 大唐发电 | 4.58% | 313.11% | √ |
注：资本结构按照基准日上市公司股票市值计算。
根据被评估单位的业务特点，评估人员通过筛选后，选取了3家沪深A股可比上市公司的βL值（起始交易日期：2022年3月31日；截止交易日期：2024年3月31日），然后根据可比上市公司的所得税率、资本结构换算成βU值。在计算资本结构时D、E按市场价值确定。将计算出来的βU取平均值0.4547作为被评估单位的βU值，具体数据见下表：
| 股票代码 | 公司简称 | βL值 | βu值 |
| 000690.SZ | 宝新能源 | 0.4823 | 0.3134 |
| 000899.SZ | 赣能股份 | 1.0167 | 0.5754 |
| 600863.SH | 内蒙华电 | 0.6233 | 0.4754 |
| 平均值 | 0.4547 | ||
综上，选取3家公司确定无财务杠杆βU的依据、标准和方法客观、全面、公正。
（二）预计2026年开始产生的多余灰渣不在灰场中填埋的原因，及预测固废处理费的具体情况，并说明预测的准确性与合理性
预测的固废处理费主要是燃料燃烧后灰渣的处置费用，常乐公司在厂区附近为1-4号机组配套了1号灰场及2号灰场，主要用于周转及处理灰渣，如下游水泥工业不能足额消纳灰渣，且灰场扩容也不能消纳新增的灰渣，则会产生灰渣处理费。1号灰场及2号灰场总容量各为190万立方米，历史期的灰渣未委托第三方进行处理，因此没有灰渣处置费用。截至评估基准日，1号灰场已经使用了160
万立方米，2号灰场已经消纳了45万立方米，根据发电利用小时预计的用煤量产生的灰渣并结合周边水泥企业的消化量综合分析，预计标的公司2026年开始产生的多余灰渣将不在灰场中进行处理并需要另外支付处理费。因此本次评估预测期预测的固废处理费是合理的。2026年根据预测的发电利用小时及发电煤耗测算出1-4号机组入炉标煤量为570.60万吨，5-6号机组入炉标煤量为228.40万吨，根据新疆煤炭掺烧甘肃当地煤炭的平均热值计算1-4号机组入炉原煤量为889.58万吨，5-6号机组入炉原煤量为356.08万吨。根据技术指标计算出炉渣合计产出量1-4号机组为160.35万吨，5-6号机组为64.19万吨，全部机组合计产出为224.53万吨，其中常乐公司周边水泥工业能够消耗33.14万吨，剩余191.39万吨需要单独处置，根据公司计划谨慎考虑灰场在2026年容量已达上限，不能容纳新产生的灰渣，需要另行处置。结合当地的灰渣处置费用预计每吨处置费用约为22元，预测2026年标的公司的灰场固废处理费用为4,210万元，符合实际情况，具有准确性。综上，预测固废处理费符合实际情况，具有准确性、合理性。
（三）预测期毛利率较报告期存在差异的具体原因及合理性
1、报告期毛利率分析
报告期各期，标的公司毛利率情况如下：
| 项目 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-3月 |
| 营业收入（万元） | 361,683.09 | 432,718.52 | 171,373.72 |
| 发电利用小时（小时） | 5,759.80 | 6,237.07 | 1,443.77 |
| 不含税综合电价（元/千瓦时） | 0.33 | 0.32 | 0.31 |
| 营业成本（万元） | 271,781.68 | 300,694.31 | 108,782.10 |
| 毛利率 | 24.86% | 30.51% | 36.52% |
| 燃煤成本（万元） | 218,406.99 | 237,744.57 | 87,309.61 |
| 燃煤成本占营业成本比例 | 80.36% | 79.07% | 80.26% |
| 不含税标煤单价（元/吨) | 661.26 | 578.15 | 539.51 |
由上表数据可知，报告期内，标的公司综合电价波动较小。标的公司燃煤成
本是营业成本的重要组成部分，报告期内，标的公司燃煤成本占营业成本的比例分别为80.36%、79.07%及80.26%，占比相对稳定。报告期内，标的公司毛利率变动主要受上网电量（发电利用小时）、燃料价格的变动影响。
报告期内，常乐公司的毛利率分别为24.86%、30.51%和36.52%，主要系上网电量增加和燃料价格下降等导致单位上网电量的成本下降，常乐公司2024年1-3月、2023年度单位上网电量成本分别下降10.29%、11.34%。
2、预测期毛利率分析
（1）标的公司预测的毛利率
预测期内，标的公司主营业务毛利率测算如下：
单位：万元、元/兆瓦时、元/吨
| 项目 | 2024年 | 2025年 | 2026年 | 2027年 | 2028年 | 2029年 | 2030年 | 2031年 | 2032年 |
| 营业收入 | 589,754.14 | 624,140.62 | 810,979.90 | 810,979.90 | 810,979.90 | 810,979.90 | 810,979.90 | 810,979.90 | 810,979.90 |
| 营业成本 | 423,503.77 | 460,806.58 | 626,218.67 | 633,881.38 | 635,685.22 | 637,744.82 | 638,206.97 | 638,206.97 | 638,206.97 |
| 毛利率 | 28.19% | 26.17% | 22.78% | 21.84% | 21.62% | 21.36% | 21.30% | 21.30% | 21.30% |
| 燃煤成本 | 313,998.43 | 340,375.36 | 454,631.00 | 458,626.00 | 458,534.16 | 458,534.16 | 458,534.16 | 458,534.16 | 458,534.16 |
| 燃煤成本占比 | 74.14% | 73.87% | 72.60% | 72.35% | 72.13% | 71.90% | 71.85% | 71.85% | 71.85% |
| 不含税标煤单价 | 549.52 | 549.02 | 569.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 |
根据上表，本次评估预测2024年至2032年的毛利率从28.19%持续下降至稳定预测期的21.30%，主要原因为2024年1-4号机组发电利用小时下降，使得固定成本分摊变大对毛利率产生不利影响，叠加预测电价下降及预测的燃煤价格从2024年至2027年总体持续上涨使得毛利率水平进一步下滑。从报告期的毛利率水平来看，在2023年火电行业整体盈利能力提高的前提下，预测的毛利率下滑是谨慎且合理的。
（2）火电行业毛利率分析
2022年度、2023年度，常乐公司的主营业务毛利率与申万火电行业可比公司类似业务毛利率的比较情况如下：
| 项目 | 2023年度 | 2022年度 |
| 深圳能源-电力 | 11.76% | -6.30% |
| 深南电A-电力 | -1.68% | -19.84% |
| 穗恒运A-电力销售 | 11.45% | -14.30% |
| 粤电力A-燃煤发电 | 12.82% | -6.78% |
| 皖能电力-电力 | 7.69% | 0.53% |
| 建投能源-火力发电 | 17.90% | 17.08% |
| 宝新能源-电力 | 13.33% | 4.67% |
| 晋控电力-火电电力 | 6.72% | 7.32% |
| 赣能股份-火电 | 11.17% | 5.02% |
| 长源电力-电力 | 10.76% | 6.49% |
| 陕西能源-电力 | 34.87% | 29.51% |
| 豫能控股-火力发电及供热 | 2.39% | -14.25% |
| 江苏国信-电力 | 11.00% | -0.64% |
| 华能国际-热力及电力 | 11.06% | 1.22% |
| 浙能电力-电力销售 | 7.41% | -8.34% |
| 华电国际-发电 | 8.70% | 2.32% |
| *ST金山-电力 | 7.25% | -3.16% |
| 天富能源-电力 | 20.57% | 10.77% |
| 京能电力-电力 | 14.79% | 13.82% |
| 申能股份-煤电业务 | 10.68% | 0.04% |
| 华银电力-电力产品 | 4.04% | -3.23% |
| 通宝能源-电力 | 10.10% | 11.96% |
| 国电电力-火力发电产品 | 9.52% | 7.27% |
| 内蒙华电-电力 | 16.34% | 15.37% |
| 大唐发电-电力销售收入 | 14.17% | 8.72% |
| 上海电力-电力 | 21.67% | 20.04% |
| 广州发展-燃煤发电 | 16.54% | 1.83% |
| 华电能源-售电 | 2.39% | -1.91% |
| 平均值 | 12.11% | 9.11% |
| 常乐公司主营业务 | 30.46% | 24.81% |
注：（1）申万火电行业上市公司类似业务毛利率平均值计算剔除了负数的情形，数据来源相关公司年度报告；（2）同行业上市公司未披露 2024年1-3月分产品毛利率数据，故未予对比。报告期内，常乐公司主营业务的毛利率变动整体呈上升趋势，与同行业可比上市公司类似业务毛利率整体变动趋势一致，主营业务毛利率水平与同属于西北地区、具有煤价优势的陕西能源较为接近。常乐公司的主营业务毛利率高于同行业可比上市公司平均水平，主要是以下三点原因：
一是同行业可比上市公司大多运营多个电厂，各地的燃煤成本区位优势存在差异，而常乐公司是单体的电厂，紧邻新疆哈密煤炭产区的区位优势显著。常乐公司位于甘肃省酒泉市瓜州县柳沟工业园区，厂址南靠兰新铁路，距离新疆哈密约400公里，火车专用线接引至柳沟车站，地理位置处于出疆第一站，疆煤具有储量大、埋藏浅、开采条件好的特点，新疆哈密优质、坑口价较低的煤炭资源可以就近运输，运输方便、运距短、运费低，能充分发挥煤炭价格、品质的区位优势。
二是常乐公司1-4号机组是祁韶±800千伏特高压直流输电工程的唯一配套调峰电源，发电利用小时数较高，2022年度、2023年度发电利用小时数分别为5,760小时、6,237小时，显著高于同期全国6,000千瓦及以上电厂火电发电设备4,379小时、4,466小时的利用小时数，较高的发电利用小时摊薄了单位固定成本，提高了单台机组贡献的营业收入。根据中能传媒研究院发布的《我国电力发展与改革报告（2024）》报告，截至2023年末，全国已投入运营20条特高压直流输电工程，常乐公司作为祁韶±800千伏特高压直流输电工程的配套调峰电源，在行业内具有稀缺性。
三是常乐公司全部采用先进的超超临界燃煤发电技术、单台100万千瓦的发电机组，机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低，具有较强规模经济效应，有效降低成本，提高经济效益。
（四）结合截至回函日标的资产的经营业绩、同收益法评估预测是否存在
差异补充说明评估相关预测依据是否充分，预测参数是否准确、谨慎，评估结果是否公允，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定2022年、2023年，常乐公司主营业务收入按季节划分情况如下：
单位：万元
| 项目 | 2023年度 | 2022年度 | ||
| 金额 | 比例 | 金额 | 比例 | |
| 一季度 | 117,207.84 | 27.11% | 99,971.67 | 27.66% |
| 二季度 | 65,865.46 | 15.23% | 48,586.73 | 13.44% |
| 上半年小计 | 183,073.30 | 42.34% | 148,558.40 | 41.10% |
| 三季度 | 96,548.79 | 22.33% | 100,305.85 | 27.75% |
| 四季度 | 152,785.37 | 35.33% | 112,584.99 | 31.15% |
| 下半年小计 | 249,334.16 | 57.66% | 212,890.84 | 58.90% |
| 合计 | 432,407.47 | 100.00% | 361,449.24 | 100.00% |
常乐公司4×1,000MW火电项目为甘肃河西走廊清洁能源基地±800 kV特高压祁韶直流输电工程配套调峰电源，报告期内主要通过祁韶±800 kV直流外送湖南电网。一般来说，由于二季度、三季度湖南省通常处于丰水期，水力发电量增多，对外送电力的需求量相对减少，常乐公司二季度、三季度发电利用小时数及外送湖南电网电量相对其他季度较少，主营业务收入存在一定的季节性特征。由上表可知，2022年、2023年，标的公司主营业务收入均存在一定的季节性特征，二季度、三季度收入占比均较小。
2024年1-6月，标的公司的预测营业收入和实际业绩实现情况如下表：
单位：万元
| 经营指标 | 2024年1-3月实际数据 | 2024年4-12月预测数据 | 2024年全年预测数据 | 2024年1-6月实际数据 | 2024年1-6月实际数据占全年预测数据比例 |
| 营业收入 | 171,373.72 | 418,380.42 | 589,754.14 | 268,826.29 | 45.58% |
| 营业成本 | 108,782.10 | 314,721.67 | 423,503.77 | 181,082.30 | 42.76% |
| 营业利润 | 56,051.06 | 77,984.28 | 134,035.34 | 74,954.18 | 55.92% |
| 利润总额 | 56,035.27 | 77,984.28 | 134,019.55 | 74,990.01 | 55.95% |
| 净利润 | 47,421.53 | 66,297.81 | 113,719.34 | 63,472.49 | 55.82% |
注：2024年1-6月实际数据未经审计。
2024年1-6月，标的公司已实现营业收入占全年预测的45.58%，已实现的营业成本占全年预测的42.76%，已实现净利润占全年预测净利润的55.82%。2024年1-6月已实现营业收入低于全年预测50%，主要系常乐公司二季度发电利用小时数及外送湖南电网电量相对其他季度较少，2024年二季度营业收入较一季度下降与2022年、2023年季节性特征一致，常乐公司2024年上半年营业收入占全年预测数据比例已超过2022年、2023年同期。2024年1-6月已实现营业成本低于全年预测50%主要系2024年上半年煤价下降所致。2024年1-6月，标的公司实现净利润占全年预测净利润的比例已超过50%。截至回函日，标的公司经营业绩良好，与收益法预测情况不存在重大差异。本次评估相关预测依据充分，预测参数准确、谨慎，评估结果公允，本次交易符合《重组办法》第十一条的规定。
三、中介机构核查情况
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、查阅了《资产评估专家指引第12号——收益法评估企业价值中折现率的测算》及《监管规则适用指引——评估类第1号》，查阅了相关可比交易，分析本次评估企业特定风险调整系数的合理性。
2、取得并查阅了2022年、2023年、2024年1-3月标的公司前五大供应商的采购合同，分析标的公司同供应商协商调整价格情况。
3、查阅标的公司各机组不同运营阶段历史煤耗波动情况，分析各机组煤耗预测的合理性与准确性。
4、查阅了标的公司历史期水资源费、材料费情况，分析水资源及材料单耗预测的合理性与准确性。
5、查阅了常乐公司现有人员情况、甘肃省历史期平均工资情况等，分析对职工薪酬预测的准确性、合理性。
6、获取了同行业公司相关数据，分析选取3家公司确定无财务杠杆βU的具体依据、标准和方法是否客观、全面、公正。
7、结合标的公司实际灰渣处置情况，分析固废处理费预测的具体情况。
8、结合同行业上市公司与标的公司报告期内毛利率的差异情况，分析标的公司预测期毛利率较报告期存在差异的具体原因。
9、查阅了标的公司2024年1-6月经营业绩情况，分析同收益法评估预测是否存在差异。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、企业特定风险调整系数相关参数选取的依据充分、具有合理性，同类似交易不存在重大差异。
2、预计标的资产2024年燃料成本为549元/吨、2025-2027年燃料成本的具体预测价格依据充分、具有合理性。
3、根据标的公司各机组不同运营阶段历史煤耗波动情况，对各机组煤耗预测具有合理性、准确性。
4、本次评估对水资源费、材料费的预测具有合理性与准确性。
5、本次评估对职工薪酬预测准确、合理。
6、选取3家公司确定无财务杠杆β
U的依据、标准和方法客观、全面、公正。
7、预测固废处理费符合实际情况，具有准确性、合理性。
8、预测期毛利率较报告期存在差异的主要原因为预测标的公司1-4号机组发电利用小时数下降，使得固定成本分摊变大对毛利率产生不利影响，叠加预测电价下降及预测燃煤价格从2024年至2027年总体持续上涨使得毛利率水平进一步下滑。预测毛利率下滑是谨慎且合理的。
9、2024年1-6月，标的公司实现净利润占全年预测净利润的比例已超过50%。截至回函日，标的公司经营业绩良好，与收益法预测情况不存在重大差异。本次评估相关预测依据充分，预测参数准确、谨慎，评估结果公允，本次交易符合《重组办法》第十一条的规定。
问题五申请文件显示：（1）报告期各期，标的资产因收到的税费返还而产生的经营活动现金流入金额分别为63,521.76万元、10,214.76万元和0元；（2）报告期各期末，标的资产应收账款的余额分别为49,191.96万元、78,123.10万元和78,343.44万元，账龄均在6个月以内，未计提坏账准备；（3）报告期各期末，标的资产其他非流动资产余额分别为20,609.53万元、88,738.20万元和133,975.89万元，均为预付长期资产购置款；（4）标的资产主要向哈密地区采购燃煤。2022年，标的资产第二大供应商为天津利诚供应链管理有限公司（以下简称天津利诚），采购金额19,713.80万元。根据工商信息，天津利诚成立于2021年10月，注册资本为5,000万元，2023年参保人数为2；（5）报告期各期末，标的资产其他应付款金额分别为24,495.17万元、35,171.45万元及35,914.61万元，主要为质保金；（6）根据行业特点，标的资产作为电力产品基层生产企业不单独核算管理费用和销售费用，当期为生产、销售电力产品而发生的各项成本费用，全部计入当期生产成本中的其他费用。请上市公司补充披露：标的资产同天津利诚采购的具体内容、单价和数量，建立合作关系的过程，后续合作情况及采购占比，天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团是否存在关联关系或其他利益关系，标的资产向其采购的原因及商业合理性，采购金额同其规模是否匹配，标的资产向其采购额占天津利诚销售额的比例，标的资产是否为天津利诚主要或唯一客户，采购合同相关条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异，并对照同期采购价、市场价披露采购价格是否公允。请上市公司补充说明：（1）收到税费返还的具体情况，报告期内波动的原因及合理性；（2）标的资产报告期内应收账款持续增长的原因，同业务规模、信用政策是否匹配，并结合客户信用情况、约定账期、客户历史回款情况、应收账款有无逾期、截至回函日的期后回款比例、函证回函情况等补充说明未计提坏账准备的原因及合理性，是否符合行业惯例；（3）报告期各期预付资产购置款的具体情况，包括但不限于交易内容、交易背景、合同金额、预付比例、
结算时间、预付条件是否符合行业惯例、账龄、长期未结算的原因及合理性、预付对象是否为关联方、预付金额同合同金额是否匹配；（4）质保金的具体情况，形成背景、质保金比例、质保期间、预计结算期、交易对方、是否为关联方、质保金相关约定是否符合行业惯例；（5）标的资产其他费用的具体情况，销售及管理相关费用的情况、金额、占比及其合理性，并补充说明相关列表是否准确，是否符合企业会计准则的规定。
请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见，请独立财务顾问、会计师、律师具体说明针对标的资产向天津利诚采购采取的核查工作、获取的核查证据，并就相关采购的真实性、是否具备商业实质发表明确核查意见。
回复：
一、上市公司补充披露
（一）标的资产同天津利诚采购的具体内容、单价和数量，建立合作关系的过程，后续合作情况及采购占比，天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团是否存在关联关系或其他利益关系，标的资产向其采购的原因及商业合理性，采购金额同其规模是否匹配，标的资产向其采购额占天津利诚销售额的比例，标的资产是否为天津利诚主要或唯一客户，采购合同相关条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异，并对照同期采购价、市场价披露采购价格是否公允
1、标的资产同天津利诚采购的具体内容、单价和数量，建立合作关系的过程，后续合作情况及采购占比，天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团是否存在关联关系或其他利益关系，标的资产向其采购的原因及商业合理性
（1）标的资产同天津利诚采购的具体内容、单价和数量
单位：万元、万吨、元/吨
| 项目 | 采购内容 | 具体煤矿 | 不含税单价（元/吨） | 数量（万吨） | 采购金额（万元） | 采购占比 |
| 2024年1-3月 | ||||||
| 项目 | 采购内容 | 具体煤矿 | 不含税单价（元/吨） | 数量（万吨） | 采购金额（万元） | 采购占比 |
| 天津利诚供应链管理有限公司 | - | - | - | - | - | - |
| 巴里坤利诚供应链管理有限公司 | - | - | - | - | - | - |
| 小计 | - | - | - | - | - | - |
| 2023年度 | ||||||
| 天津利诚供应链管理有限公司 | 煤炭 | 白石湖矿 | 487.51 | 22.81 | 11,117.96 | 4.35% |
| 巴里坤利诚供应链管理有限公司 | 煤炭 | 白石湖矿 | 432.38 | 3.67 | 1,586.65 | 0.62% |
| 小计 | 479.87 | 26.48 | 12,704.61 | 4.97% | ||
| 2022年度 | ||||||
| 天津利诚供应链管理有限公司 | 煤炭 | 白石湖矿 | 476.80 | 41.35 | 19,713.80 | 9.16% |
注：巴里坤利诚供应链管理有限公司为天津利诚控股的孙公司，合并披露向其采购额。
（2）标的资产同天津利诚建立合作关系的过程，后续合作情况及采购占比2022年一季度公共卫生事件、供需矛盾突出等原因导致燃煤供应紧张，铁路运输煤炭不能保证标的公司正常生产，并且有关部门存在能源保供要求，标的资产与瓜州广汇能源经销有限公司（以下简称“瓜州广汇”）合作，由其采用汽车运输方式供煤。天津利诚为瓜州广汇的合作单位，承接部分瓜州广汇由白石湖矿至柳沟煤场运输服务，具备较强的汽车运输组织能力。为保障煤炭供应，标的资产与瓜州广汇、天津利诚共同签订《三方协议》，由瓜州广汇委托天津利诚负责部分汽车煤炭供应，标的资产并与天津利诚签订《煤炭采购合同》，由标的资产和天津利诚进行结算。
2023年10月开始，标的资产与天津利诚的煤炭供应合作转由其控股孙公司巴里坤利诚供应链管理有限公司承接。2024年1-3月煤炭产能释放，煤炭供应量充足，瓜州广汇向标的资产利用火车运输煤炭可以满足正常的供应需求，标的资产未与天津利诚及巴里坤利诚供应链管理有限公司发生交易。如果后续煤炭需求量大，火车运输能力不足的情况下，会继续考虑与其合作，预计未来采购占比较小。
（3）天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团是否存在关联关系或其他利益关系，标的资产向其采购的原因及商业合理性天津利诚基本情况：
| 企业名称 | 成立时间 | 注册资本 | 法定代表人 | 主营业务 |
| 天津利诚供应链管理有限公司 | 2021-10-14 | 5,000.00万元 | 赵力娟 | 供应链管理服务、煤炭及制品销售、国内贸易代理等 |
天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团关联关系情况：
| 公司名称 | 股东及其主要人员 | 同标的资产是否存在关联关系或其他利益关系 | 同上市公司是否存在关联关系或其他利益关系 | 同电投集团是否存在关联关系或其他利益关系 |
| 天津利诚供应链管理有限公司 | 赵力娟（持股比例60%）执行董事,经理 | 否 | 否 | 否 |
| 刘虎（持股比例40%） | 否 | 否 | 否 | |
| 岳霞（监事） | 否 | 否 | 否 |
如上所述，天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团不存在关联关系或其他利益关系。
天津利诚直接持有新疆利悦诚新能源有限公司99.86%的股权，新疆利悦诚新能源有限公司直接持有巴里坤利诚供应链管理有限公司100.00%股权。工商显示，上述三家单位参保人数合计为17人。天津利诚的人员主要起资源调度、协调管理的作用，公司运行无需配置较多的人员。虽然天津利诚成立时间较短，但其子公司新疆利悦诚新能源有限公司于2015年成立，长期从事煤炭相关业务，且天津利诚为瓜州广汇的合作单位。标的公司在公共卫生事件、供需矛盾突出导致燃煤供应紧张及保供的情况下向天津利诚采购煤炭具有商业合理性。
2、采购金额同其规模是否匹配，标的资产向其采购额占天津利诚销售额的比例，标的资产是否为天津利诚主要或唯一客户，采购合同相关条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异，并对照同期采购价、市场价披露采购价格
是否公允
（1）采购金额同其规模是否匹配，标的资产向其采购额占天津利诚销售额的比例，标的资产是否为天津利诚主要或唯一客户报告期内，标的资产向天津利诚采购金额同其规模是否匹配，标的资产向其采购额占天津利诚销售额的比例，标的资产是否为天津利诚主要或唯一客户具体如下：
| 供应商名称 | 报告期内 其采购金额 占收入比例 | 采购金额 | 标的公司是否为唯一客户 | ||
| 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 | |||
| 天津利诚供应链管理有限公司 | 10%-15% | - | 12,704.61 | 19,713.80 | 否 |
如上表所述，报告期内，标的公司向天津利诚采购金额占其收入比例为10%-15%左右，与其生产经营规模相匹配，标的公司是天津利诚主要客户之一，但不是唯一客户。
（2）采购合同相关条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异
天津利诚提供白石湖矿煤炭，与瓜州广汇提供同种煤炭，具有可比性，报告期内将天津利诚和瓜州广汇的采购合同（公路运输方式）主要条款进行比较，见下表：
| 合同主要条款 | 天津利诚具体内容 | 其他同类供应商具体内容 |
| 价格 | 一票到厂含税价 | 一票到厂含税价 |
| 品种规格、产地 | 品种规格：沫煤 收到基低位发热量≥4700 _kcal/kg 产地：淖毛湖白石湖煤矿 | 品种规格：沫煤 收到基低位发热量≥4700 _kcal/kg 产地：淖毛湖白石湖煤矿 |
| 交提货方式 | 公路：甲方储煤场交货 | 公路：甲方储煤场交货 |
| 验收标准及方法 | 1、质量验收 1.1以买方到厂化验收到基低位热值为结算依据，如多批次，以月度加权平均热值为结算依据(保留整位数）。干燥基全硫(St, d)以月度加权平均为 | 1、质量验收 1.1以买方到厂化验收到基低位热值为结算依据，如多批次，以月度加权平均热值为结算依据(保留整位数）。干燥基全硫(St, d)以月度加权平均为结算依据 |
| 合同主要条款 | 天津利诚具体内容 | 其他同类供应商具体内容 |
| 结算依据(保留两位小数)。 1.2买方进行到厂验收时，应同时采集备查样品。 1.3如卖方对煤炭质量检验结果有异议，应于买方检验结果出具之日起3个工作日内提出，经双方协商同意后提取备查样品送交至双方认可的独立检验机构进行复检。如复检结果与到厂检验结果的收到基低位煤炭热值偏差小于120kca1/kg，则以到厂检验结果为结算依据，复检费用由卖方支付;如收到基低位煤炭热值偏差大于等于120kca1/kg，则以复检结果为结算依据，复检费用由买方支付。 1.4如卖方在前款约定的期限内未对买方到厂质量检验结果提出异议，则视为认可到厂检验结果并以此作为最终结算依据。 2、数量验收：公路以甲方汽车电子衡过磅数量为结算依据。 | (保留两位小数)。 1.2买方进行到厂验收时，应同时采集备查样品。 1.3如卖方对煤炭质量检验结果有异议，应于买方检验结果出具之日起3个工作日内提出，经双方协商同意后提取备查样品送交至双方认可的独立检验机构进行复检。如复检结果与到厂检验结果的收到基低位煤炭热值偏差小于120kca1/kg，则以到厂检验结果为结算依据，复检费用由卖方支付;如收到基低位煤炭热值偏差大于等于120kca1/kg，则以复检结果为结算依据，复检费用由买方支付。 1.4如卖方在前款约定的期限内未对买方到厂质量检验结果提出异议，则视为认可到厂检验结果并以此作为最终结算依据。 2、数量验收：公路以甲方汽车电子衡过磅数量为结算依据。 | |
| 货款结算及支付 | 1、采用一票结算； 2、当月煤款次月结清； 3、付款方式：银行电汇、银行承兑汇票。 | 1、采用一票结算； 2、当月煤款次月结清； 3、付款方式：银行电汇、银行承兑汇票。 |
上表可见，标的资产同天津利诚与标的资产向其他同类供应商采购的采购合同在价格、品种规格、产地、交提货方式、验收标准及货款结算支付等主要条款不存在差异。
（3）对照同期采购价、市场价披露采购价格是否公允
报告期内，标的资产向天津利诚和瓜州广汇采购的煤炭煤种相同、煤炭热值、水分等规格相近，标的资产同期采购价选取同瓜州广汇的采购价，标的资产同天津利诚煤炭采购价与标的资产同期采购价差异率情况如下：
| 期间 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 1月 | 未交易 | 0.81% | 未交易 |
| 2月 | 未交易 | -2.92% | 未交易 |
| 期间 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 3月 | 未交易 | 1.63% | -1.28% |
| 4月 | - | 0.41% | 2.91% |
| 5月 | - | 未交易 | 0.12% |
| 6月 | - | 未交易 | 0.44% |
| 7月 | - | 未交易 | -1.73% |
| 8月 | - | 未交易 | 2.78% |
| 9月 | - | 未交易 | -0.81% |
| 10月 | - | 1.90% | 0.34% |
| 11月 | - | 1.31% | -1.92% |
| 12月 | - | 0.12% | -0.48% |
注：差异率=（标的资产向天津利诚煤炭采购价-向其他供应商采购价）/向其他供应商采购价，向其他供应商采购价为瓜州广汇的采购价。由上表可知，在煤种相同以及煤炭热值、水分、硫分等规格相近的情况下，标的资产同天津利诚的采购价与向其他供应商的同期采购价的差异率较小，标的资产同天津利诚的煤炭采购价与同期向其他供应商采购价不存在明显差异。经检索，公开市场数据未披露与天津利诚地区相同、热值相近的煤炭价格，选取Wind公布的“哈密：坑口价(含税)：动力煤(A9%,V31%,S0.5%,Q6000)”作为市场价进行对比。报告期内，标的资产向天津利诚的采购价对照市场价的比较情况如下：
单位：元/吨
| 报告期 | 项目 | 金额 | 价格差异 | 价格差异率 |
| 2023年 | 同天津利诚采购单价 | 568.09 | 39.76 | 7.52% |
| 哈密坑口价 | 528.33 | |||
| 2022年 | 同天津利诚采购单价 | 600.86 | 6.13 | 1.03% |
| 哈密坑口价 | 594.72 |
注1：为便于比较，上述天津利诚采购单价为扣除运费后将煤炭热值转换为7000千卡/公斤标准煤后的含税单价，哈密坑口价为Wind公布的“哈密：坑口价(含税)：动力煤(A9%,V31%,S0.5%,Q6000)”转换为7000千卡/公斤标准煤后的价格（选取交易发生月份的坑口煤价计算平均价格）；
注2：价格差异=天津利诚采购单价-哈密坑口价；价格差异率=价格差异/哈密坑口价。
如上表所示，报告期内，标的资产同天津利诚的采购单价与哈密坑口价的差
异率在1.03%至7.52%之间，总体差异较小。综上所述，标的资产同天津利诚的采购价格公允。
二、上市公司补充说明
（一）收到税费返还的具体情况，报告期内波动的原因及合理性报告期内，标的公司收到的税费返还全部为增值税留抵退税款，其与增值税纳税申报表的对比情况如下：
单位：万元
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 申请退税上月末增值税纳税申报表“结转下期可用于扣除的留抵退税额” | 56,705.09 | 10,214.76 | 63,521.76 |
| 收到的税费返还（增值税留抵退税款） | - | 10,214.76 | 63,521.76 |
根据财政部、税务总局《关于进一步加大增值税期末留抵退税政策实施力度的公告》（2022年第14号）的规定：加大“制造业” “科学研究和技术服务业” “电力、热力、燃气及水生产和供应业” “软件和信息技术服务业” “生态保护和环境治理业”和“交通运输、仓储和邮政业”（以下称制造业等行业）增值税期末留抵退税政策力度，将先进制造业按月全额退还增值税增量留抵税额政策范围扩大至符合条件的制造业等行业企业，并一次性退还制造业等行业企业存量留抵税额。
标的公司符合上述公告所列行业要求，自2022年4月纳税申报期起开始向主管税务机关申请退还留抵税额。2022年度退还的增值税留抵退税款为2022年及以前年度的留抵税额，标的公司1-4号机组在2022年之前处于基建高峰期且投入运营时间不长，留抵的增值税款较多，导致2022年收到的税费返还较多。2023年度退还的增值税留抵退税款为当年留抵退税额，故该年收到的税费返还减少。截至2024年3月31日，标的公司尚未向主管税务机关申请退还2024年度留抵退税额，故该期收到的税费返还为零。
根据《企业会计准则第31号-现金流量表》及《财政部会计司发布2022年第二批企业会计准则实施问答》的规定：企业收到或缴回留抵退税款项产生的现金流量，属于经营活动产生的现金流量，应将收到的留抵退税款项有关现金流量
在“收到的税费返还”项目列示，将缴回并继续按规定抵扣进项税额的留抵退税款项有关现金流量在“支付的各项税费”项目列示。
综上，报告期内，标的公司收到的税费返还波动合理。
（二）标的资产报告期内应收账款持续增长的原因，同业务规模、信用政策是否匹配，并结合客户信用情况、约定账期、客户历史回款情况、应收账款有无逾期、截至回函日的期后回款比例、函证回函情况等补充说明未计提坏账准备的原因及合理性，是否符合行业惯例
1、标的资产报告期内应收账款持续增长的原因，同业务规模、信用政策是否匹配
报告期内，标的资产应收账款期末余额分别为49,191.96万元、78,123.10万元、78,343.44万元，持续增长。其与营业收入匹配情况如下：
单位：万元
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 应收账款 | 78,343.44 | 78,123.10 | 49,191.96 |
| 营业收入 | 171,373.72 | 432,718.52 | 361,683.09 |
| 应收账款余额占当期营业收入比例 | 13.28% | 18.05% | 13.60% |
注： 2024年1-3月应收账款余额占当期营业收入比例按盈利预测金额进行年化。
2023年标的资产营业收入较2022年同期增长19.64%，主要原因系2023年标的资产发电利用小时数及上网电量上升所致。标的资产4×1,000MW火电项目为甘肃河西走廊清洁能源基地±800 kV特高压祁韶直流输电工程配套调峰电源，报告期内主要通过祁韶±800 kV直流外送湖南电网。2023年，湖南省全社会用电量增长使得对标的资产外送电量需求增加，且2022年度、2023年度，标的资产发电利用小时数分别为5,760小时、6,237小时，2023年同比增长8.29%；上网电量分别为109.51亿千瓦时、135.05亿千瓦时，2023年同比增长23.32%。标的资产的应收账款一般在次月全部收回，报告期末的应收账款基本为报告期内最末
一月的营业收入，标的资产3-4号机组分别在2023年11、12月投产，标的资产2023年最末一月的营业收入较2022年同期上升，故2023年末的应收账款与2022年末相比增长较大，2024年3月末的应收账款与2023年末相比基本持平。报告期内各期应收账款余额占当期营业收入的比例变动不大，应收账款余额与营业收入匹配。
报告期内，标的资产应收账款主要为国家电网有限公司及其控制的企业的应收电费款，其信用政策未发生变化。国家电网有限公司具体信用政策如下：购电方（国家电网有限公司）在收到正式的交易结算单和正确的电费结算增值税发票原件后，5个工作日将本期售电方（标的资产）结算电费的50%汇入售电方指定的银行账户，在10个工作日内将本期结算的余下电费汇入相关方指定的银行账户。国网甘肃省电力公司具体信用政策如下：购电方（国网甘肃省电力公司）在收到正式的交易结算单和正确的电费结算增值税发票原件后，于次月将本期售电方结算电费汇入售电方（标的资产）指定的账户。
报告期内，标的资产的应收账款信用政策未发生变化，主要客户应收账款余额与信用政策匹配情况如下：
单位：万元
| 截止日 | 客户名称 | 应收账款余额 | 信用期内余额 | 信用期内余额占比（%） | 是否匹配 |
| 2024年3月31日 | 国家电网有限公司 | 78,320.03 | 78,320.03 | 100.00 | 是 |
| 2023年12月31日 | 国家电网有限公司 | 78,123.10 | 78,123.10 | 100.00 | 是 |
| 2022年12月31日 | 国家电网有限公司 | 42,600.26 | 42,600.26 | 100.00 | 是 |
| 国网甘肃省电力公司 | 6,591.70 | 6,591.70 | 100.00 | 是 |
综上，标的资产应收账款增长主要系标的资产发电业务规模扩大及电量需求增加所致，同其业务规模、信用政策相匹配。
2、结合客户信用情况、约定账期、客户历史回款情况、应收账款有无逾期、截至回函日的期后回款比例、函证回函情况等补充说明未计提坏账准备的原因
及合理性，是否符合行业惯例
标的资产主要客户应收账款历史回款情况如下：
单位：万元
| 截止日 | 客户名称 | 应收账款余额 | 回款日期 | 回款金额 | 回款比例 |
| 2024年3月31日 | 国家电网有限公司 | 78,320.03 | 2024年4月 2024年5月 | 78,320.03 | 100.00% |
| 2023年12月31日 | 国家电网有限公司 | 78,123.10 | 2024年1月 | 78,123.10 | 100.00% |
| 2022年12月31日 | 国家电网有限公司 | 42,600.26 | 2023年1月 | 42,600.26 | 100.00% |
| 国网甘肃省电力公司 | 6,591.70 | 2023年2月 | 6,591.70 | 100.00% |
标的资产主要客户2022年末、2023年末应收账款回款比例为100%。2024年3月末应收账款于2024年4月、5月收到回款，回款比例为100.00%，回款滞后于合同约定的信用账期，主要系标的资产与国家电网有限公司于2024年4月正式签订《2024-2028年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》，2024年1-3月标的资产先按合同谈判的暂估价格确认收入。国家电网有限公司于2024年4月的正式电费结算单对暂估电费差异进行了确认，并于2024年5月支付款项。报告期内，标的资产应收账款主要为发电业务应收款项，账期较短，均在6个月以内。报告期各期末，标的资产应收账款函证情况如下：
单位：万元
| 截至日 | 项目 | 金额 | 发函情况 | 回函情况 | 替代测试情况 | |||
| 金额 | 占比 | 金额 | 占比 | 金额 | 占比 | |||
| A | B | C=B/A | D | E=D/B | F | G=F/B | ||
| 2022年12月31日 | 应收账款 | 49,191.96 | 49,191.96 | 100.00% | 49,191.96 | 100.00% | - | - |
| 2023年12月31日 | 应收账款 | 78,123.10 | 78,123.10 | 100.00% | 78,123.10 | 100.00% | - | - |
| 2024年3月31日 | 应收账款 | 78,343.44 | 78,320.03 | 99.970% | 68,103.92 | 86.96% | 10,216.10 | 13.04% |
标的资产2022年末、2023年末应收账款回函比例为100%，2024年3月末回函差异为10,216.10万元，主要系标的资产与国家电网有限公司正式电费与暂估电费时间性差异造成，国家电网有限公司出具的2024年4月份的正式电量结
算单中已确认此部分差异，且2024年5月已收到回款。标的资产应收账款主要为国家电网有限公司及其控制的企业的应收电费款，考虑到国家电网有限公司是关系国家安全和国民经济命脉的特大型国有重点骨干企业，实力雄厚，信用水平高，标的资产对其历史上未出现坏账损失，账龄在6个月以内，该应收账款不存在重大信用风险，根据标的公司会计政策，应收账款预期信用损失率为0%，故标的资产对该应收账款未计提坏账准备。同行业上市公司中，建投能源（000600）、晋控电力（000767）对1年以内的应收账款不计提坏账准备，长源电力（000966）、华电能源（600726）对账龄在六个月（含六个月）以内应收电网公司电费不计提坏账准备，标的资产与同行业上市公司不存在较大差异，标的资产未计提坏账准备具有合理性，符合行业惯例。
（三）报告期各期预付资产购置款的具体情况，包括但不限于交易内容、交易背景、合同金额、预付比例、结算时间、预付条件是否符合行业惯例、账龄、长期未结算的原因及合理性、预付对象是否为关联方、预付金额同合同金额是否匹配
1、报告期各期预付资产购置款的具体情况
报告期各期末，标的资产预付资产购置款余额分别为20,609.53万元、88,738.20万元和133,975.89万元，2023年较2022年增加了68,128.67万元，2024年3月31日较2023年增加了45,237.69万元，主要原因为标的资产的2×1,000MW燃煤机组扩建项目（5-6号机组）于2023年4月开工建设，项目工程静态总投资超过70亿元，预付项目工程及设备供应商款项增加所致。
报告期各期末主要预付长期资产购置款对应的供应商、交易内容、合同金额、预付比例、结算时间、账龄的具体情况如下：
| 序号 | 2024年3月31日 | |||||||||||
| 供应商 | 预付资产购置款余额 | 占预付资产购置款的比例 | 交易内容 | 合同金额（万元） | 预付比例 | 结算时间 | 账龄 | 长期未结算原因 | 预付金额同合同金额是否匹配 | 企业性质 | 是否关联方 | |
| 1 | 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 | 74,588.84 | 55.67% | 2×1,000MW扩建工程 | 401,304.25（注） | 建安、其他费的5%预付款，设备的10%预付款，30%投料款 | 2023年8月按照工程结算进度逐笔按合同约定冲销预付款 | 1年以内 | 合同执行中，未全部到结算点 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 2 | 上海电气电站设备有限公司 | 24,057.60 | 17.96% | 2×1,000MW扩建工程发电机及其附属设备 | 24,692.00 | 10%预付款 20%投料款 | 到货验收合格结算 | 1年以内；1-2年 | 货未到 | 是 | 上海市属国有企业 | 否 |
| 2×1,000MW扩建工程汽轮机及其附属设备 | 55,500.00 | 10%预付款 20%投料款 | 到货验收合格结算 | 1年以内；1-2年 | 货未到 | 是 | 否 | |||||
| 3 | 哈尔滨锅炉厂有限责任公司 | 35,329.44 | 26.37% | 2×1,000MW扩建工程锅炉及其附属设备 | 117,800.00 | 10%预付款 20%投料款 | 到货验收合格结算 | 1年以内；1-2年 | 货未到 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 合计 | 133,975.89 | 100.00% | 599,296.25 | |||||||||
| 序号 | 2023年12月31日 | |||||||||||
| 供应商 | 预付资产购置款余额 | 占预付资产购置款的比例 | 交易内容 | 合同金额（万元） | 预付比例 | 结算时间 | 账龄 | 长期未结算原因 | 预付金额同合同金额是否匹配 | 企业性质 | 是否关联方 | |
| 1 | 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 | 29,340.60 | 33.06% | 2×1,000MW扩建工程 | 401,304.25 （注） | 建安、其他费的5%预付款，设备的10%预付款，30%投料款 | 2023年8月按照工程结算进度逐笔按合同约定冲销预付款 | 1年以内 | 未到结算点 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 2 | 上海电气电站设备有限公司 | 24,057.60 | 27.11% | 2×1,000MW扩建工程发电机及其附属设备 | 24,692.00 | 10%预付款 20%投料款 | 到货验收合格结算 | 1年以内 | 货未到 | 是 | 上海市属国有企业 | 否 |
| 2×1,000MW扩建工程汽轮机及其附属设备 | 55,500.00 | 10%预付款 20%投料款 | 到货验收合格结算 | 1年以内 | 货未到 | 是 | 否 | |||||
| 3 | 哈尔滨锅炉厂有限责任公司 | 35,340.00 | 39.83% | 2×1,000MW扩建工程锅炉及其附属设备 | 117,800.00 | 10%预付款 20%投料款 | 到货验收合格结算 | 1年以内 | 货未到 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 合计 | 88,738.20 | 100.00% | 599,296.25 | |||||||||
注：标的资产分别先与上海电气电站设备有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司签订了主要设备采购合同并预付了款项，后与中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司签订EPC总承包合同，合同内容包括标的资产分别先与上海电气电站设备有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司签订的主要设备合同，合同总价为599,296.25万元，故此处合同金额扣除上述主要设备合同价款。
| 序号 | 2022年12月31日 | |||||||||||
| 供应商 | 预付资产购置款余额 | 占预付资产购置款的比例 | 交易内容 | 合同金额（万元） | 预付比例 | 结算时间 | 账龄 | 长期未结算原因 | 预付金额同合同金额是否匹配 | 企业性质 | 是否关联方 | |
| 1 | 中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司 | 20,586.50 | 99.89% | 3-4号机组工程总承包 | 483,606.78 | 建安、其他费的5%，设备的10% | 2021年5月开始按照工程结算进度逐笔按合同约定冲销 | 1年以内 | 未到结算点 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 2 | 甘肃金轮地方铁路服务有限公司 | 10.00 | 0.05% | 柳敦铁路立交桥常规检测和动静荷载试验配合及监护管理服务 | 10.00 | 100% | 2023年5月 | 1-2年 | 未到结算点 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 3 | 安徽津利能源科技发展有限责任公司 | 13.03 | 0.06% | 3-4号机组工程土建项目第三方检测试验服务 | 130.33 | 10% | 2023年4月 | 1-2年 | 未到结算点 | 是 | 央企子公司 | 否 |
| 合计 | 20,609.53 | 100.00% | 483,747.11 | |||||||||
2、报告期各期主要预付资产购置款的交易背景
（1）中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司
系甘肃电投常乐电厂调峰火电项目3-4号机组（2×1,000MW）工程总承包单位，2021年1月通过招标方式确定，签订3-4号机组EPC合同。
（2）中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司
系常乐电厂2×1,000MW燃煤机组扩建工程总承包单位，2023年3月通过招标方式确定，签订5-6号机组EPC合同。
（3）上海电气电站设备有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司
分别系常乐电厂2×1,000MW燃煤机组扩建工程的汽轮机、发电机和锅炉及其附属设备的供应商，通过招标方式确定，签订设备买卖合同。
3、预付条件符合行业惯例
财政部、建设部2004年印发的《建设工程价款结算暂行办法》第十二条“包工包料工程的预付款按合同约定拨付，原则上预付比例不低于合同金额的10%，不高于合同金额的30%，对重大工程项目，按年度工程计划逐年预付。”《关于印发<标准设备采购招标文件>等五个标准招标文件的通知》（发改法规[2017]1606号）之《中华人民共和国标准设备采购招标文件》规定：“除专用合同条款另有约定外，买方应通过以下方式和比例向卖方支付合同价款：3.2.1 预付款……合同生效后，买方在收到卖方开具的注明应付预付款金额的财务收据正本一份并经审核无误后 28 日内，向卖方支付签约合同价的 10%作为预付款。买方支付预付款后，如卖方未履行合同义务，则买方有权收回预付款；如卖方依约履行了合同义务，则预付款抵作合同价款。” 标的资产与中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、上海电气电站设备有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司签订的合同约定了相关预付款及投料款条款，预付条件符合规定。同行业上市公司中，深圳能源（000027.SZ）、粤电力A（000539.SZ）、赣能股份（000899.SZ）、长源电
力（000966.SZ）、陕西能源（001286.SZ）等公司均在电厂项目建设期间存在预付工程款及设备款，标的公司与同行业上市公司不存在较大差异。综上，标的资产预付资产购置款符合行业惯例。
4、长期未结算的原因及合理性
如上表所述，标的资产主要预付工程款按相关规定及行业惯例预付一定比例的款项，后期按照工程结算进度逐笔按合同约定冲销预付款，预付工程款各期末余额较大主要是报告期内陆续投入项目预付的款项，预付工程款各期末余额系未到合同约定的结算点所致。预付设备款未结算主要因为设备尚未到货所致，报告期内预付长期资产购置款的账龄均在1-2年内，未结算的原因合理。
（四）质保金的具体情况，形成背景、质保金比例、质保期间、预计结算期、交易对方、是否为关联方、质保金相关约定是否符合行业惯例
报告期各期末其他应付款中主要质保金的具体情况，形成背景、质保金比例、质保期间、预计结算期、交易对方、是否为关联方的具体情况如下：
单位：万元
| 序号 | 2024年3月31日 | |||||||
| 交易对方 | 质保金 期末余额 | 占质保金期末 余额的比例 | 形成背景 | 质保金比例 | 质保期间 | 预计结算期 | 是否为关联方 | |
| 1 | 中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司 | 31,509.59 | 89.69% | 常乐公司3-4号机组建设，2021年1月通过招标方式签订EPC合同 | 订货合同的质保金按10.00%，其他质保金为合同（除设备）竣工结算总价的3.00% | 2024/1/1-2024/12/31 | 2024/12/31 | 否 |
| 2 | 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 | 1,676.71 | 4.77% | 常乐公司5-6号机组建设工程，2023年3月通过招标方式签订EPC合同 | 订货合同的质保金按10.00%，其他质保金为合同（除设备）竣工结算总价的3.00% | 2026/1/1-2026/12/31 | 2026/12/31 | 否 |
| 3 | 东方电气集团东方锅炉股份有限公司 | 267.69 | 0.76% | 常乐公司1-2号机组建设高压加热器设备，通过招标确定 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2024/12/31 | 否 |
| 4 | 中核动力设备有限公司 | 209.97 | 0.60% | 常乐公司1-2号机组建设、通过招标确定启动锅炉设备厂家 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2024/6/17已支付 | 否 |
| 5 | 武汉凯迪电力环保有限公司 | 192.86 | 0.55% | 常乐公司1-2号机组脱硫岛EPC总承包合同，通过招标确定 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2024年5月已支付 | 否 |
| 合计 | 33,856.82 | 96.37% | - | - | - | - | - | |
单位：万元
| 序号 | 2023年12月31日 | |||||||
| 交易对方 | 质保金 期末余额 | 占质保金期末 余额的比例 | 形成背景 | 质保金比例 | 质保期间 | 预计结算期 | 是否为关联方 | |
| 1 | 中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司 | 31,175.03 | 91.43% | 常乐公司3-4号机组建设，2021年1月通过招标方式签订EPC合同 | 订货合同的质保金按10.00%，其他质保金为合同(除设备)竣工结算总价的3.00% | 2024/1/1-2024/12/31 | 2024/12/31 | 否 |
| 2 | 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 | 1,013.55 | 2.97% | 常乐公司5-6号机组建设，2023年3月通过招标方式签订EPC合同 | 订货合同的质保金按10.00%，其他质保金为合同(除设备)竣工结算总价的3.00% | 2026/1/1-2026/12/31 | 2026/12/31 | 否 |
| 3 | 东方电气集团东方锅炉股份有限公司 | 267.69 | 0.79% | 常乐公司1-2号机组建设高压加热器设备，通过招标确定 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2024/12/31 | 否 |
| 4 | 中核动力设备有限公司 | 209.97 | 0.62% | 常乐公司1-2号机组建设、通过招标确定启动锅炉设备厂家 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2024/6/17已支付 | 否 |
| 5 | 武汉凯迪电力环保有限公司 | 196.53 | 0.58% | 常乐公司1-2号机组脱硫岛EPC总承包合同，通过招标确定 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2024年5月已支付 | 否 |
| 合计 | 32,862.77 | 96.39% | - | - | - | - | - | |
单位：万元
| 序号 | 2022年12月31日 | |||||||
| 交易对方 | 质保金 期末余额 | 占质保金期末余额的比例 | 形成背景 | 质保金比例 | 质保期间 | 预计结算期 | 是否为关联方 | |
| 1 | 中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司 | 18,557.09 | 76.43% | 常乐公司3-4号机组建设，2021年1月通过招标方式签订EPC合同 | 订货合同的质保金按10.00%，其他质保金为合同(除设备)竣工结算总价的3.00% | 2024/1/1-2024/12/31 | 2024/12/31 | 否 |
| 2 | 华电重工股份有限公司 | 1,481.94 | 6.10% | 常乐公司1-2号机组建设四大管道管材、进口管件，通过招标确定 | 10.00% | 到货后24个月 | 2023/4/27已支付 | 否 |
| 3 | 宝钢工程建设有限公司 | 397.68 | 1.64% | 常乐公司1-2号机组建设条形煤场封闭网架及挡风抑尘墙结构设计、设计、制造安装，通过招标确定 | 10.00% | 到货后12个月 | 2023/4/15已支付 | 否 |
| 4 | 福建龙净环保股份有限公司 | 353.29 | 1.46% | 常乐公司1-2号机组建设烟气余热利用系统设备，通过招标确定 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2023/3/15已支付 | 否 |
| 5 | 杭州汽轮动力集团股份有限公司 | 342.67 | 1.41% | 常乐公司1-2号机组建设给水泵汽轮机设备，通过招标确定 | 10.00% | 卖方提交该套合同设备最终验收证书后12个月 | 2023/4/24已支付 | 否 |
| 合计数 | 21,132.67 | 87.04% | - | - | - | - | - | |
报告期内，标的资产基建工程及设备主要通过招标方式选择供应商，基于行业惯例拟定合同条款，签订采购合同，按照合同节点确认质保金，质保金的支付时间主要取决于项目建设运行情况。同行业上市公司中，国电电力（600795.SH）、国投电力（600886.SH）、华能国际（600011.SH）等上市公司均存在质保金，与同行业上市公司比较，标的资产质保金不存在较大差异，符合行业惯例。
（五）标的资产其他费用的具体情况，销售及管理相关费用的情况、金额、占比及其合理性，并补充说明相关列表是否准确，是否符合企业会计准则的规定
1、标的资产其他费用的具体情况，销售及管理相关费用的情况、金额、占比及其合理性，并补充说明相关列表是否准确报告期内，标的资产其他费用的具体情况如下：
单位：万元
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 安全生产费 | 931.69 | 3,158.46 | 193.58 |
| 外部服务费 | 475.15 | 1,440.80 | 1,406.81 |
| 物业及灰场管理费 | 158.36 | 1,363.20 | 1,303.65 |
| 外购电力费 | 306.78 | 274.83 | 357.41 |
| 水费 | 112.04 | 303.36 | 319.94 |
| 其他 | 325.67 | 951.29 | 787.03 |
| 合计 | 2,309.69 | 7,491.94 | 4,368.42 |
注：上表中其他项目包含：保险费、办公费、运输费、劳动保护费、广告费、中介费、残疾人就业保障金、无形资产摊销、租赁费等。
标的资产根据电力行业特点、遵循电力行业较为普遍的会计处理方式，作为电力产品基层生产企业不单独核算管理费用和销售费用，当期为生产、销售电力产品而发生的各项成本费用，全部计入当期生产成本。其中，管理类资产折旧、销售及管理类员工薪酬等相应计入生产成本中的折旧费、职工薪酬，管理类资产折旧、销售及管理类员工薪酬之外的其他销售及管理类费用全部计入生产成本—其他费用。
报告期内，标的资产销售及管理相关费用的金额、占比情况如下：
单位：万元
| 项 目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 | |||
| 金额 | 占其他费 用的比例 | 金额 | 占其他费 用的比例 | 金额 | 占其他费 用的比例 | |
| 管理相关费用 | 959.18 | 41.53% | 3,755.28 | 50.12% | 3,497.48 | 80.06% |
| 销售相关费用 | - | - | - | - | - | - |
报告期内，标的资产2023年度管理相关费用占其他费用的比例下降较多，主要原因一是管理相关费用金额基本保持稳定，二是2023年度其他费用金额较2022年度升高较多，系标的资产根据财政部、应急部于2022年11月21日印发的《企业安全生产费用提取和使用管理办法》自2022年12月开始按月计提安全生产费，2022年仅计提一个月安全生产费，2022年度其他费用较小。因标的资产安全生产费、外部服务费、物业及灰场管理费、外购电力费、水费等金额较小，合并到“生产成本—其他费用”列示，与同行业上市公司中长源电力（000966.SZ）、大唐发电（601991.SH）等相一致，相关列表准确。
2、是否符合企业会计准则的规定
《企业会计准则第30号——财务报表列报》第九条“性质或功能不同的项目，应当在财务报表中单独列报，但不具有重要性的项目除外。”《企业会计准则第30号——财务报表列报》应用指南规定，“（五）依据重要性原则单独或汇总列报项目，关于项目在财务报表中是单独列报还是汇总列报，应当依据重要性原则来判断。总的原则是，如果某项目单个看不具有重要性，则可将其与其他项目汇总列报；如具有重要性，则应当单独列报。”《企业会计准则附录会计科目和主要账务处理》（财政部财会[2006]18 号）“企业在不违反会计准则中确认、计量和报告规定的前提下，可以根据本单位的实际情况自行增设、分拆、合并会计科目。企业不存在的交易或者事项，可不设置相关会计科目。对于明细科目，企业可以比照本附录中的规定自行设置。”根据《企业会计准则》上述规定，标的资产主营业务为火电能源的开发、建设、经营管理等，产品经过一次生产直接供应至客户，期末无产成品，日常经营活动中标的资产自身发挥的管理职能、销售职
能有限，不涉及研发活动。常乐公司属于火电能源的开发、建设、经营管理的基层生产单位，主要承担生产职能，遵循电力行业较为普遍的会计处理方式，当期为生产、销售电力产品而发生的各项成本费用，全部计入当期生产成本。
根据《甘肃电投能源发展股份有限公司会计核算办法》第四章的规定：“电力生产企业的其他费用（电力产品生产企业不单独核算管理费用和销售费用，当期为生产、销售电力产品而发生的各项成本费用，全部计入当期生产成本中的其他费用）。应根据业务的性质，在业务发生时分别计入不同的科目。”标的资产将来纳入上市公司合并范围，常乐公司将销售及管理类成本计入生产成本核算，该处理方式与上市公司甘肃能源相一致。根据公开披露的信息，《华电国际电力股份有限公司会计核算办法》第十三章、第十节——期间费用“二、期间费用核算的一般规定：（一）发电、供热企业只单独核算财务费用，不单独核算管理费用和销售费用，发电、供热企业管理费用和销售费用在‘生产费用-其他费用’科目核算。”经查询其他电力行业上市公司的并购标的亦采用类似的会计处理方式，具体情况如下：
| 序号 | 标的资产名称 | 所属上市公司并购项目 | 具体情况 |
| 1 | 内蒙古华电蒙东能源有限公司 | 华电国际发行股份及可转换公司债券购买资产 | |
根据《审计报告》（信会师报字[2021]第ZG214216号），2019-2021年1-3月，其销售费用、管理费用及研发费用均为0
| 2 | 天津华电福源热电有限公司 |
根据《审计报告》（信会师报字[2021]第ZG214205号），2019-2021年1-3月，其销售费用、管理费用及研发费用均为0
| 3 | 国电东北新能源发展有限公司 | 龙源电力换股吸收合并平庄能源及重大资产出售及支付现金购买资产 | 根据《审计报告》（天职业字[2021]26637号），2018-2020年度，其销售费用、管理费用及研发费用均为0 |
| 4 | 国电华北内蒙古新能源有限公司 | 根据《审计报告》（天职业字[2021]26167号），2018-2020年度，其销售费用、管理费用均为0 | |
| 5 | 国能定边新能源有限公司 | 根据《审计报告》（天职业字[2021]26206号），2018-2020年度，其销售费用、管理费用及研发费用均为0 | |
| 6 | 国能云南新能源有限公司 | 根据《审计报告》（天职业字[2021]33666号），2018-2020年度，其销售费用、管理费用均为0 |
| 序号 | 标的资产名称 | 所属上市公司并购项目 | 具体情况 |
| 7 | 盐城抱日新能源公司 | 上海电力现金收购盐城抱日新能源公司 100%股权 | 根据《审计报告》（XYZH/2021NJAA30001），2019-2020年度，其销售费用、管理费用及研发费用均为0 |
综上所述，标的资产遵循电力行业较为普遍的会计处理方式，当期为生产、销售电力产品而发生的各项成本费用，全部计入当期生产成本，不单独核算销售费用、管理费用，符合企业会计准则的规定。
三、补充披露情况
上市公司已在《重组报告书》之“第四节 标的公司基本情况”之“七、主营业务发展情况”之“（八）主要原材料和能源采购情况”处补充披露了相关内容。
四、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、访谈常乐公司采购部门相关负责人，了解常乐公司采购模式及向天津利诚采购原因、建立合作关系过程及后续的合作情况；实地访谈供应商瓜州广汇、天津利诚以及通过同花顺、企查查等公开信息查询天津利诚的基本情况，了解常乐公司与天津利诚的合作原因、商业背景、天津利诚与标的资产及上市公司、电投集团的关联关系情况及采购金额占天津利诚的收入比例情况；取得向天津利诚采购的主要合同、结算单、发票、付款凭证等资料，对天津利诚的交易额及往来余额实施函证程序，核查采购的真实性；对比天津利诚采购合同与其他供应商采购合同的主要条款是否存在差异，并与同期其他供应商采购价格、市场价格对比是否公允。
2、查阅留抵退税相关政策，获取标的资产增值税纳税申报表、税务事项通知书、退税银行回单，与收到的税费返还明细核对，核查报告期内收到的税费返
还变动的原因及合理性。
3、核查标的资产应收账款增长的原因，将标的资产应收账款与其业务规模、信用政策情况进行匹配分析；查阅标的资产主要客户业务合同、应收账款账龄情况表、应收账款函证回函及期后回款单据，核查应收账款未计提坏账准备的合理性；查阅同行业上市公司的公开信息，对比分析同行业上市公司的应收账款坏账准备计提情况。
4、获取标的资产预付资产购置款明细，检查相关采购合同，将合同约定的预付条件、预付金额等条款与实际执行情况进行比较，核查未结算是否符合合同约定；查询可比上市公司的财务数据，与标的资产进行对比，确认是否符合行业惯例；通过同花顺、企查查等公开信息查询交易对方基本情况，核查是否与标的资产及关联方存在关联关系。
5、了解常乐公司基建工程及设备采购背景、质保金的形成原因及过程，获取报告期内其他应付款明细、主要采购合同、质保金支付凭证等，核查质保金余额明细表中质保金比例是否符合行业惯例；通过同花顺、企查查等公开信息查询交易对方基本情况，核查是否与标的资产及关联方存在关联关系。
6、获取报告期各期的其他费用明细表，检查其他费用明细核算是否准确、报告期各期核算口径是否一致、了解各类明细费用的具体性质和变动原因，判断报告期内其他费用发生及变动的合理性并确认是否符合会计准则的相关规定,并获取同行业可比公司其他费用的财务数据，与标的资产进行比较，确认是否符合行业惯例。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、天津利诚及其股东、主要人员同标的资产、上市公司、电投集团不存在关联关系或其他利益关系，标的资产向其采购是在2022年燃料供应紧张背景下为保证标的资产正常生产协商达成，同天津利诚的相关采购真实，具备商业实质，具有商业合理性，采购金额同天津利诚规模相匹配，标的资产为天津利诚主要客户，但不是唯一客户，采购合同相关条款同标的资产向其他供应商采购不存在差
异，采购价格公允。
2、标的资产收到的税费返还主要为增值税留抵退税款，自2022年4月纳税申报期起开始向主管税务机关申请退还留抵税额，报告期内波动合理。
3、标的资产应收账款持续增长具有合理性，与公司业务规模、信用政策相匹配；标的资产应收账款客户实力雄厚，应收账款账期较短，历史回款情况良好，应收账款预期信用损失率为0%，标的资产对该应收账款未计提坏账准备，具有合理性；标的资产应收账款坏账准备计提情况与同行业上市公司不存在重大差异，符合行业惯例。
4、标的资产预付资产购置款主要为预付项目工程及设备供应商款项，因项目周期长，尚处于执行过程中，故未结算，账龄合理，预付的对象不是关联方，预付金额与合同金额匹配，预付款项符合行业惯例。
5、标的资产质保金主要系工程项目建设形成，质保金比例、质保期间和预计结算期等质保金相关约定符合行业惯例，交易对方不是关联方。
6、标的资产其他费用核算准确，销售及管理相关费用的占比合理，相关列表准确，符合企业会计准则的规定。
问题六申请文件显示：（1）本次拟募集配套资金不超过19亿元，其中8亿元用于2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目，该项目已于2023年4月开工，预计2025年底建成投产；（2）根据可行性研究报告，项目投资财务内部收益率为7.53%（税后），投资回收期为12.13年（税后）；（3）截至评估报告出具日，电投集团、华润电力投资有限公司（以下简称华润电力）对标的资产的出资尚未完全到位，该部分未到位资本金根据约定是按项目建设进度同步投入，目前尚未到股东实缴出资阶段；（4）根据《公司法》的相关规定并经双方协商，本次交易完成后，电投集团所应承担的出资义务转由上市公司承担，电投集团不再承担标的资产的实缴出资义务；（5）募投项目的投资总额为75.66亿元，截至报告期末在建工程余额为5.65亿元，评估中预计2024年4-12月、2025年度的资本性投入分别为29.48亿元和29.49亿元；（6）收益法评估未考虑募集配套资金对标的资产经营的影响，在计算承诺业绩的实现情况时，扣除上市公司以资本金方式将募集配套资金投入标的资产而节省的相关借款利息。请上市公司补充说明：（1）项目可行性报告的相关预测参数，包括但不限于发电利用小时、电价、煤耗等，并说明同本次收益法评估是否存在差异，如是，具体说明差异原因及合理性，对本次评估值是否存在影响；（2）结合募投项目的建设规划、截至报告期末的投资建设进度，补充说明后续资本性支出的具体投资节奏、资金来源、预计标的资产股东随项目进度投入的具体实缴出资安排及出资期限、相关安排是否符合《公司法》的规定，预计交易完成后上市公司预计出资金额、华润电力是否同时同比例出资、募集配套资金预计的具体投资明细与计划、投资时点、募集资金拟投入募投项目的具体安排，华润电力是否同比例增资，是否符合公司章程的约定，是否存在损害上市公司利益的情形；（3）本次交易评估作价或业绩承诺是否包含募投项目收益，结合募投项目的收益占比、对本次交易作价的影响等，审慎对交易作价中包含募投项目收益安排及相关业绩承诺安排是否有利于保护上市公司及中小股东利益；（4）本次交易作价是否已考虑标的资产认缴未实缴出资情况，交易对手后续实缴出资是否会摊薄上市公司股东权益，是否有利于保护上市公司利益，结合标的资产股东未完成实缴出资的情况及后续出资安排补充说明标的资产权属是否存在瑕疵，
本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定。请独立财务顾问和会计师、评估师、律师核查并发表明确意见。回复：
一、项目可行性报告的相关预测参数，包括但不限于发电利用小时、电价、煤耗等，并说明同本次收益法评估是否存在差异，如是，具体说明差异原因及合理性，对本次评估值是否存在影响5-6号机组项目可行性报告（以下简称“可研报告”）与评估报告发电利用小时、电价、煤耗等主要指标的具体测算数据比较如下：
| 项目 | 报告 | 2026年 | 2027年 | 2028年 | 2029年 | 2030年 | 2031年 | 2032年 | 2033年 |
| 发电利用小时数（小时） | 评估 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 |
| 可研 | 3,500.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | 4,000.00 | |
| 含税综合电价（元/兆瓦时） | 评估 | 354.81 | 354.81 | 354.81 | 354.81 | 354.81 | 354.81 | 354.81 | 354.81 |
| 可研 | 357.00 | 357.00 | 357.00 | 357.00 | 357.00 | 357.00 | 357.00 | 357.00 | |
| 不含税入炉标煤单价（元/吨） | 评估 | 569.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 | 574.00 |
| 可研 | 580.00 | 580.00 | 580.00 | 580.00 | 580.00 | 580.00 | 580.00 | 580.00 | |
| 发电煤耗（克/千瓦时） | 评估 | 285.50 | 285.50 | 285.50 | 285.50 | 285.50 | 285.50 | 285.50 | 285.50 |
| 可研 | 279.72 | 279.72 | 279.72 | 279.72 | 279.72 | 279.72 | 279.72 | 279.72 | |
| 所得税率（%） | 评估 | 15.00 | 15.00 | 15.00 | 15.00 | 15.00 | 25.00 | 25.00 | 25.00 |
| 可研 | 25.00 | 25.00 | 25.00 | 25.00 | 25.00 | 25.00 | 25.00 | 25.00 | |
| 非付现成本-折旧（万元） | 评估 | 28,594.88 | 28,594.88 | 28,594.88 | 28,594.88 | 28,594.88 | 28,594.88 | 28,594.88 | 23,675.90 |
| 可研 | 36,357.86 | 41,551.84 | 41,551.84 | 41,551.84 | 41,551.84 | 41,551.84 | 41,551.84 | 41,551.84 |
可研报告与评估报告差异主要体现在如下几个方面：
（1）发电利用小时数方面，2026年评估报告较可研报告多了500小时，2026年以后评估报告与可研报告数据一致，不存在差异。2026年数据差异的主要原因为可研报告按照项目建设计划预计2026年为调试运营首年，因此不能达到满负荷运行，而评估报告根据标的公司在评估基准日机组建设实际进度结合规划的建设计划，预计在2025年为调试运营首年，因此在2026年可以满负荷运行。二者差异较小对评估影响较小。
（2）综合电价方面，2026年起评估报告采用的综合电价为354.81元/兆瓦时，可研报告采用的综合电价为357.00元/兆瓦时。本次评估采用的综合电价水平低于可研报告采用的综合电价水平，评估报告采用的数据更为谨慎。
（3）入炉标煤单价及发电煤耗方面，评估报告结合了标的公司煤炭采购来源、历史期采购价格情况、煤炭区域市场未来发展状况、国家对煤炭行业的发展政策导向等综合确定，预测的煤价略低于可研报告，但不存在重大差异。5-6号机组与1-4号机组均为1,000MW超超临界燃煤机组，均具有大容量、高参数、高效率的特性，因此，评估报告预计5-6号机组的发电煤耗参考1-4号机组历史期数据，并考虑年发电量的不同，评估报告发电煤耗略高于可研报告，评估更为谨慎。综合考虑煤价及煤耗的差异测试得出，在2027年及以后发电利用小时一致的前提下评估报告预测的年燃料成本总额更高，评估报告预测数据更加谨慎。
（4）所得税率方面，可研报告根据《火力发电工程经济评价导则》等规则按照25%考虑所得税税率，但评估报告根据西部大开发所得税优惠政策及标的公司所得税实际情况，预测标的公司2024年至2030年适用的所得税税率为15%。
（5）折旧方面，评估报告结合现行会计政策预测的固定资产折旧年限主要为20-40年，具体如下：
| 项目 | 项目 | 评估报告预测的折旧年限 |
| 固定资产 | 房屋及建筑物 | 40.00 |
| 构筑物 | 40.00 | |
| 机器设备 | 20.00 | |
| 运输设备 | 8.00 | |
| 电子设备 | 5.00 |
可研报告根据《火力发电工程经济评价导则》等规则预测的固定资产折旧年限为15年，评估采用的折旧年限明显高于可研报告采用的折旧年限。本次评估采用的收益法评估模型为自由现金流折现模型，收益口径为现金流，现金流是在利润的基础上将折旧等非付现成本加回，在收入、付现成本一致的情况下，折旧金额越高，利润总额越低，抵税效应越明显。由此，本次评估预测的折旧年限明显高于可研报告，将导致本次评估预测现金流折现数据会小于可研报告，评估报告处理方式更加保守也更加贴近企业实际情况。
通过对比评估报告与可研报告使用的相关预测参数，评估报告收益法采用的发电利用小时、电价、煤价、煤耗数据与可研报告采用的参数差异较小。评估报告采用的所得税税率更加贴近企业的实际情况，采用的折旧年限更加谨慎。相关差异具有合理性，对本次评估值不存在重大不利影响。
二、结合募投项目的建设规划、截至报告期末的投资建设进度，补充说明后续资本性支出的具体投资节奏、资金来源、预计标的资产股东随项目进度投入的具体实缴出资安排及出资期限、相关安排是否符合《公司法》的规定，预计交易完成后上市公司预计出资金额、华润电力是否同时同比例出资、募集配套资金预计的具体投资明细与计划、投资时点、募集资金拟投入募投项目的具体安排，华润电力是否同比例增资，是否符合公司章程的约定，是否存在损害上市公司利益的情形
（一）募投项目的建设规划
根据可研报告，常乐公司 2×1,000 兆瓦燃煤机组扩建项目的项目建设期为32个月。
具体项目建设规划安排情况如下：
| 时间（月） | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 |
| 可行性研究 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 可行性研究审查 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 初设勘测 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 主机招标 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 初步设计 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 初步设计审查及修编 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 施工图设计 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 施工准备 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 主厂房开工至一号机组投产 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 一号机组投产至二号机组投产 |
可研报告设计项目进度安排中，前1-5个月为项目准备期，主要工作除可研审查外，还包括初设勘测、主机招标、初步设计、施工准备等准备工作。项目建设期为第5至第39个月，其中5-6号机组的建设期均为32个月，6号机组较5号机组晚2个月开工。
本次募投项目已取得所需的审批备案文件，具体情况如下：
| 序号 | 项目 | 批复时间 | 文号 |
| 1 | 项目核准 | 2022年11月 | 甘发改能源〔2022〕577号 |
| 2 | 环评 | 2023年4月 | 甘环审发〔2023〕6号 |
| 3 | 用地 | 2023年4月 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0000483号 |
根据相关审批备案程序，募投项目实际开工时间为2023年4月，预计投产时间为2025年下半年，总建设期约为32个月，与可研报告的项目进度安排基本一致，不存在较大差异。
（二）截至报告期末的投资建设进度
本项目总体投资约756,561.00万元，其中建设总费用（工程动态投资）约751,591.00万元，工程静态投资约714,026.00万元。
截至2024年3月31日，5-6号机组的投资建设进度如下：
单位：万元
| 序号 | 项目 | 标的公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目（5-6号机组） |
①
| ① | 项目总体投资 | 756,561.00 |
②
| ② | 截至2024年3月31日已投入项目资金 | 188,554.15 |
③
| ③ | 截至2024年3月31日投资建设进度 （②/①） | 24.92% |
截至2024年3月31日，5-6号机组已投入项目资金为188,554.15万元，投资建设进度为24.92%。
（三）后续资本性支出的具体投资节奏、资金来源、预计标的资产股东随项目进度投入的具体实缴出资安排及出资期限、相关安排是否符合《公司法》的规定
根据可研报告，募投项目5-6号机组后续资本性支出的具体投资节奏安排如下：
单位：万元
| 项目名称 | 规划投资总额 | 2023年 | 2024年 | 2025年 |
| 逐年投资比例（%） | 100.00 | 25.00 | 37.50 | 37.50 |
| 工程静态投资 | 714,026.00 | 178,506.50 | 267,759.75 | 267,759.75 |
| 其中：资本性支出 | 681,065.00 | 170,266.25 | 255,399.38 | 255,399.38 |
| 价差预备费 | 32,961.00 | 8,240.25 | 12,360.38 | 12,360.38 |
注：工程静态投资=资本性支出+价差预备费
5-6号机组计划于2025年下半年完工投产，2023年、2024年和2025年的投资比例分别为25.00%、37.50%和37.50%。
常乐公司 2×1,000 兆瓦燃煤机组扩建项目的资金来源由项目贷款和自筹资金构成。剩余待投入项目资金来源由募集配套资金、股东投入、公司留存收益和银行贷款构成。
根据标的公司2023年第六次股东会决议，会议同意将标的公司注册资本由268,000.00万元增加至418,000.00万元，新增注册资本150,000.00万元，作为自筹资金（股东投入）以满足常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目投资需要。其中股东方电投集团和华润电力按照原持股比例分别以99,000.00万元和51,000.00万元认缴新增注册资本。双方约定，电投集团及华润电力增资资金可以分期缴纳，但需在5-6号机组建成投产前全部实缴到位。
2024年3月29日，标的公司股东会决议，同意将截止2023年度末可供分配的利润74,800.00万元转增实收资本。截至2024年3月31日，标的公司实收资本为368,000.00万元。
后续认缴未实缴的注册资本金将根据标的公司建设进度情况，在项目投产前由各股东按持股比例逐步实缴到位。相关安排符合《公司法》的规定，具体分析如下：
新《公司法》（自2024年7月1日起实施）第四十七条第一款规定：“有限责任公司的注册资本为在公司登记机关登记的全体股东认缴的出资额。全体股东
认缴的出资额由股东按照公司章程的规定自公司成立之日起五年内缴足。” 《国务院关于实施<中华人民共和国公司法>注册资本登记管理制度的规定》第二条：
“2024年6月30日前登记设立的公司，有限责任公司剩余认缴出资期限自2027年7月1日起超过5年的，应当在2027年6月30日前将其剩余认缴出资期限调整至5年内并记载于公司章程，股东应当在调整后的认缴出资期限内足额缴纳认缴的出资额。”常乐公司5-6号机组将于2025年下半年投产，根据股东会决议，标的公司股东将在5-6号机组建成投产前全部实缴到位，符合新《公司法》相关规定。标的公司的增资履行了必要的决策程序，并经主管登记机关核准，符合《公司法》的相关规定。
（四）预计交易完成后上市公司预计出资金额、华润电力是否同时同比例出资、募集配套资金预计的具体投资明细与计划、投资时点、募集资金拟投入募投项目的具体安排
截至2024年3月31日，标的资产认缴出资为41.80亿元、实缴出资为36.80亿元，未实缴出资金额为5.00亿元。甘肃能源与电投集团在《<发行股份及支付现金购买资产协议>之补充协议》中对未实缴部分的出资义务履行方进行了约定，在本次交易完成后，电投集团所应承担的出资义务转由甘肃能源承担，电投集团不再承担常乐公司的实缴出资义务。因此，交易完成后上市公司按持股比例需实缴出资金额为3.30亿元。
本次募集配套资金总额不超过19.00亿元，拟在扣除中介机构费用及相关交易税费后，用于支付本次交易现金对价、常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目。预计交易完成后上市公司将募集配套资金不超过8.00亿元用于常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目，具体的投资计划和投资时点参见本回复“问题六”之“二、（一）募投项目的建设规划”及“二、（三）后续资本性支出的具体投资节奏、资金来源、预计标的资产股东随项目进度投入的具体实缴出资安排及出资期限、相关安排是否符合《公司法》的规定”。
常乐公司的公司章程第二十条约定：“后续注册资本金根据公司项目建设进度情况，在甘肃电投集团常乐电厂 6×1,000MW 调峰火电项目投产前由各股东按持股比例逐步实缴到位。”因此，后续实缴出资时，华润电力将同时同比例出
资，履行实缴出资义务。
本项目投资总额约756,561.00万元，其中建设总费用（工程动态投资）约751,591.00万元，工程静态投资约714,026.00万元，工程静态投资明细情况如下：
单位：万元
| 序号 | 工程或费用名称 | 建筑工程费 | 设备购置费 | 安装工程费 | 其他费用 | 合计 |
一
| 一 | 主辅生产工程 | 142,987.00 | 328,008.00 | 129,588.00 | - | 600,583.00 |
二
| 二 | 与厂址有关的单项工程 | 34,910.00 | 635.00 | 923.00 | - | 36,468.00 |
三
| 三 | 其他费用 | - | - | - | 44,014.00 | 44,014.00 |
四
| 四 | 基本预备费 | - | - | - | 32,961.00 | 32,961.00 |
| 工程静态投资 | 177,897.00 | 328,643.00 | 130,511.00 | 76,975.00 | 714,026.00 |
本次募投项目中，涉及常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目拟使用募集资金的测算过程如下：
单位：万元
| 序号 | 具体科目 | 常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目 |
①
| ① | 项目总体投资 | 756,561.00 |
②
| ② | 非资本性支出部分 | 75,496.00 |
| 其中：基本预备费 | 32,961.00 | |
| 建设期贷款利息 | 37,565.00 | |
| 铺底流动资金 | 4,970.00 |
③
| ③ | 项目资本性支出（①-②） | 681,065.00 |
④
| ④ | 截至2024年3月31日已投入资本性支出 | 188,554.15 |
⑤
| ⑤ | 待投入资本性支出（③-④） | 492,510.85 |
⑥
| ⑥ | 拟使用募集资金金额 | 80,000.00 |
本次募投项目中，涉及常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目拟使用募集资金测算过程已剔除基本预备费、铺底流动资金等非资本性支出项，且常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目拟使用募集资金80,000.00万元中不含预备费、铺
底流动资金等视同补充流动资金的项目。
（五）华润电力是否同比例增资，是否符合公司章程的约定，是否存在损害上市公司利益的情形
常乐公司的公司章程约定：“公司新增资本时，股东有权优先按照其对公司的实缴出资比例认缴出资”。 因此，若上市公司后续对常乐公司进行增资，华润电力有权同比例增资，符合公司章程的约定，不存在损害上市公司利益的情形。
三、本次交易评估作价或业绩承诺是否包含募投项目收益，结合募投项目的收益占比、对本次交易作价的影响等，审慎对交易作价中包含募投项目收益安排及相关业绩承诺安排是否有利于保护上市公司及中小股东利益
本次募集配套资金拟在扣除中介机构费用及相关交易税费后，用于支付本次交易现金对价及常乐公司2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目（5-6号机组）建设。常乐公司5-6号机组于2023年取得项目批复并于当年开始建设，预计2025年下半年建成投产。截至评估基准日，5-6号机组已投入18.86亿元，因此在评估作价时考虑到5-6号机组已取得项目批复结合工程实施进度情况，预测5-6号机组未来盈利能力并采用收益法评估作价具有合理性。
由于收益法评估按照标的公司整体未来现金流预测，在收益法评估时，基于标的公司自身的经营状况以及未来经营计划，考虑到5-6号机组项目建设的可行性及其对标的公司未来发展的必要性，评估师在收益法预测时考虑了5-6号机组对标的公司未来盈利能力及现金流的影响。但从其资金来源的角度上讲，考虑到本次配套融资尚需获得深交所审核通过以及中国证监会同意注册，本次评估未以配套募集资金成功实施作为假设前提，本次配套募集资金成功与否并不影响标的公司的评估值。本次交易中对标的公司进行收益法评估是在其现有资产、运营方式等基础之上进行的，未考虑募集配套资金对标的公司经营的影响。
根据交易双方签订的《盈利预测补偿协议》，在计算常乐公司实现净利润时，还需扣除常乐公司因使用“甘肃能源以发行股份及支付现金方式购买电投集团所持常乐公司66.00%股权并募集配套资金暨关联交易”项下募集配套资金对常乐公司净利润的影响（如有），即上市公司以补充常乐公司资本金方式用于募投项
目建设而导致常乐公司节省的相关借款利息，借款利率按照募投项目当年度（即《专项审核报告》审核实现净利润数与承诺净利润数差异情况所对应的年度）对外融资的加权平均资金利率计算（以下简称“加权利率”）。募集配套资金对常乐公司各年度净利润影响的金额按如下公式计算：常乐公司以资本金方式实际使用募集配套资金数额×加权利率×（1－常乐公司的所得税税率）×常乐公司以资本金方式实际使用募集配套资金的天数/365（实际使用天数在承诺期内按每年度分别计算）。综上，本次评估未以配套募集资金成功实施作为假设前提，本次配套募集资金成功与否并不影响标的公司的评估值。本次交易中对标的公司进行收益法评估是在其现有资产、运营方式等基础之上进行的，未考虑募集配套资金对标的公司经营的影响，交易对方业绩承诺也将扣除使用募集资金对净利润的影响。因此，本次交易相关业绩承诺等安排不存在损害保护上市公司及中小股东利益情况，有利于保护上市公司及中小股东利益。
四、本次交易作价是否已考虑标的资产认缴未实缴出资情况，交易对手后续实缴出资是否会摊薄上市公司股东权益，是否有利于保护上市公司利益，结合标的资产股东未完成实缴出资的情况及后续出资安排补充说明标的资产权属是否存在瑕疵，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定
（一）本次交易作价是否已考虑标的资产认缴未实缴出资情况
本次交易作价采用收益法评估结果。收益法评估方法下，收益预测是整体资产评估的基础，基于假设常乐公司生产经营业务可以按其现状持续经营下去，即截至评估基准日注册资本未全额实缴的既有现状下的评估结果。收益法评估是基于注册资本未全额实缴的现状，且不考虑未来实缴的情形，评估结果体现了未实缴出资的情况。此外，截至本次交易的评估基准日，常乐公司各股东实缴注册资本占其认缴注册资本的比例一致，不存在因常乐公司的注册资本尚未全部缴纳而影响常乐公司股东权益价值计算基础的情形。因此，本次交易基于现有实收资本且不考虑未来实缴的情况确定评估结果，已考虑标的资产认缴未实缴出资情况。
（二）交易对手后续实缴出资是否会摊薄上市公司股东权益，是否有利于
保护上市公司利益
根据《<发行股份及支付现金购买资产协议>之补充协议》第5.1条约定，本次交易完成后（即股权交割后），电投集团所应承担的出资义务转由上市公司承担，电投集团不再承担常乐公司的实缴出资义务。因此，电投集团后续向常乐公司缴纳出资的义务将在本次交易的股权交割手续完成后转由上市公司承担，电投集团在本次交易期间及交易完成后均不再向常乐公司缴纳出资。本次交易的股权交割手续完成后，上市公司及华润电力将根据常乐公司项目建设的实际需要同比例向常乐公司缴纳剩余出资，双方持有的常乐公司股权对应的净资产将同比例增加，根据《甘肃电投常乐发电有限责任公司章程》约定，股东享有的表决权、分红权等股东权利将根据实缴出资比例保持不变。综上，本次交易不存在交易对手后续实缴出资并摊薄上市公司股东权益的情形，本次交易中关于后续实缴出资的安排有利于保护上市公司利益。
（三）结合标的资产股东未完成实缴出资的情况及后续出资安排补充说明标的资产权属是否存在瑕疵，本次交易是否符合《重组办法》第十一条的规定
截至本回复出具之日，常乐公司各股东认缴出资、实缴出资及持股情况如下：
| 序号 | 股东名称 | 认缴出资 （万元） | 实缴出资 （万元） | 持股比例 | 实缴占认缴 比例 |
| 1 | 电投集团 | 275,880.00 | 242,880.00 | 66.00% | 88.04% |
| 2 | 华润电力 | 142,120.00 | 125,120.00 | 34.00% | 88.04% |
| 合计 | 418,000.00 | 368,000.00 | 100.00% | - | |
2023年12月29日，常乐公司召开股东会，同意增加注册资本150,000.00万元，增资后常乐公司注册资本变更为418,000.00万元，电投集团与华润电力按持股比例分别认缴新增注册资本。会议同时决定，本次增资资金可分期缴纳，需在5-6号机组建成投产前全部实缴到位。根据本次股东会决议，常乐公司相应修改了章程。现行有效的《甘肃电投常乐发电有限责任公司章程》规定，剩余出资将在6×1,000MW调峰项目投产前由各股东按照持股比例实缴到位。目前，常乐公司1-4号机组已投产发电，5-6号机组已开工建设，预计2025年下半年投产发电。因此，常乐公司股东在5-6号机组建成投产前完成实缴符合《甘肃电投常乐
发电有限责任公司章程》及2023年12月常乐公司股东会决议的约定。同时，常乐公司上述增资及出资时间安排符合当时有效的《中华人民共和国公司法（2018修正）》的规定，亦不违反《中华人民共和国公司法（2023修订）》《国务院关于实施＜中华人民共和国公司法＞注册资本登记管理制度的规定》（国务院令第七百八十四号）的规定。
此外，根据《<发行股份及支付现金购买资产协议>之补充协议》第5.1条约定，电投集团应承担的实缴出资义务将在本次交易的股权交割手续完成后转由上市公司承担。该项约定清晰、符合交易惯例，不存在违反公司法等法律、法规的情形，不会导致常乐公司各股东之间以及上市公司与电投集团之间因股权权属产生争议。
截至本回复出具之日，电投集团所持常乐公司的66%股权不存在质押、冻结、查封等权利受限情形，后续交割过户不存在法律障碍。
综上，本次交易的标的资产权属清晰，符合《重组办法》第十一条之规定。
五、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、查阅了标的公司5-6号机组可研报告投资估算与经济效益分析资料，查阅了评估报告、评估说明相关资料，分析可行性报告与评估报告相关预测参数差异原因。
2、查阅了标的公司涉及认缴和实缴出资安排的相关股东会材料、公司章程，查阅了募投项目可研报告、标的公司审计报告。
3、查阅了本次募投项目（5-6号机组）相关批复文件、评估报告及评估说明，查阅了交易双方签订的《盈利预测补偿协议》。
4、查阅天健兴业出具的天兴评报字（2024）第0794号《甘肃电投能源发展股份有限公司拟发行股份及支付现金购买资产涉及的甘肃电投常乐发电有限责任公司股东全部权益价值资产评估报告》《甘肃电投常乐发电有限责任公司章程》、
常乐公司工商档案及相关股东会决议、常乐公司股东实缴出资凭证、《<发行股份及支付现金购买资产协议>之补充协议》等。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、通过对比评估报告与可研报告使用的相关预测参数，评估报告收益法采用的发电利用小时、电价、煤价、煤耗数据与可研报告采用的参数差异较小。评估报告采用的所得税税率更加贴近企业的实际情况，采用的折旧年限更加谨慎。相关差异具有合理性，对本次评估值不存在重大不利影响。
2、标的资产股东随项目进度已完成部分认缴增资额的实际缴纳，后续认缴未实缴的注册资本金将根据标的公司建设进度情况，在项目投产前由各股东按持股比例逐步实缴到位，华润电力将同时同比例出资，履行实缴出资义务，相关安排符合《公司法》的规定；后续如上市公司用募集配套资金对常乐公司进行增资，按公司章程约定华润电力有权同比例增资，不存在损害上市公司利益的情形。
3、本次评估未以配套募集资金成功实施作为假设前提，本次配套募集资金成功与否并不影响标的公司的评估值。本次交易中对标的公司进行收益法评估是在其现有资产、运营方式等基础之上进行的，未考虑募集配套资金对标的公司经营的影响，交易对方业绩承诺也将扣除使用募集资金对净利润的影响。因此，本次交易相关业绩承诺等安排不存在损害保护上市公司及中小股东利益情况，有利于保护上市公司及中小股东利益。
4、本次交易基于现有实收资本且不考虑未来实缴的情况确定评估结果，已考虑标的资产认缴未实缴出资情况；本次交易不存在交易对手后续实缴出资并摊薄上市公司股东权益的情形，本次交易中关于后续实缴出资的安排有利于保护上市公司利益；本次交易的标的资产权属清晰，符合《重组办法》第十一条之规定。
问题七申请文件显示：（1）报告期各期，标的资产关联采购金额分别为5,234.75万元、23,316.03万元和1,109.63万元，主要为向关联方甘肃省陇能煤炭物流有限公司（以下简称陇能煤炭）采购燃煤和代理煤炭采购服务；（2）报告期各期末，标的资产存放电投集团财务公司的存款余额分别为25,466.08万元、24,013.48万元和71,202.34万元，主要系标的资产根据电投集团有关资金管理规定存放于电投集团财务公司。请上市公司补充说明：（1）披露标的资产同陇能煤炭采购煤炭和服务单价和数量，采购相关合同条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异，并对照同期采购价、市场价说明采购价格是否公允；（2）资金存放关联方财务公司的具体情况，包括存款类型、金额、利率，利息收入同存款情况是否匹配、利率是否公允，对资金存放相关的内控制度及执行情况，后续存款安排，交易完成后相关存款安排是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定。
请独立财务顾问和会计师、律师核查并发表明确意见。回复：
一、披露标的资产同陇能煤炭采购煤炭和服务单价和数量，采购相关合同条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异，并对照同期采购价、市场价说明采购价格是否公允
（一）标的资产同陇能煤炭采购煤炭和服务单价和数量，采购相关合同条款同标的资产向其他供应商采购是否存在差异
报告期内，标的资产同陇能煤炭采购煤炭和代理服务的单价、数量情况具体如下：
单位：吨、元/吨
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 | |||
| 数量 | 单价 | 数量 | 单价 | 数量 | 单价 | |
| 煤炭采购 | 26,867.07 | 644.01 | 574,972.35 | 659.33 | 100,233.65 | 745.39 |
| 项目 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 | |||
| 数量 | 单价 | 数量 | 单价 | 数量 | 单价 | |
| 代理采购服务 | - | - | 1,055,674.72 | 1.50 | 2,330,115.18 | 1.50 |
注：为便于比较，上表中煤炭采购的单价为将煤炭热值转换为7000千卡/公斤标准煤后的含税平均单价，代理采购服务的单价为实际结算的含税价。根据常乐公司与陇能煤炭签署的《煤炭购销中长期合同》，陇能煤炭供给常乐公司的燃煤来源主要为新疆昌吉州红沙泉煤矿、新疆哈密石头梅矿和疆纳矿，少量向甘肃酒泉肃北县吐鲁矿等其他煤矿采购。标的公司向陇能煤炭采购煤炭主要参照市场价格确定，并根据双方确认的基低位发热量值进行调整。在常乐公司经营初期，委托陇能煤炭代理煤炭采购服务可以获得稳定的煤炭货源及价格优势。报告期内，常乐公司在提供制式合同的基础上与各燃煤供应商协商签订煤炭采购合同。常乐公司（甲方、买方）与陇能煤炭（乙方、卖方）及其他供应商（乙方、卖方）签署《煤炭采购合同》中的主要条款对比如下：
| 合同主要条款 | 陇能煤炭 | 其他供应商 |
| 价格 | 一票到厂含税价 | 一票到厂含税价 |
| 交提货方式 | 公路：甲方储煤场交货 铁路：柳沟站交货 | 公路：甲方储煤场交货 铁路：柳沟站交货 |
| 验收标准及方法 | 1、质量验收 1.1 以买方到厂化验收到基低位热值为结算依据，如多批次，以月度加权平均热值为结算依据(保留整位数)。干燥基全硫(St,d)以月度加权平均为结算依据(保留两位小数)。 1.2 买方进行到厂验收时，应同时采集备查样品。 1.3如卖方对煤炭质量检验结果有异议，应于买方检验结果出具之日起3个工作日内提出，经双方协商同意后提取备查样品送交至双方认可的独立检验机构进行复检。如复检结果与到厂检验结果的收到基低位煤炭热值偏差小于120千卡/公斤，则以到厂检验结果为结算依据，复检费用由卖方支付;如收到基低位煤炭热值偏差大于等于120千卡/公斤,则以复检结果为结算依据，复检费用由买方支付。 | 1、质量验收 1.1以买方到厂化验收到基低位热值为结算依据，如多批次，以月度加权平均热值为结算依据(保留整位数)。干燥基全硫(St,d)以月度加权平均为结算依据(保留两位小数)。 1.2 买方进行到厂验收时，应同时采集备查样品。 1.3如卖方对煤炭质量检验结果有异议，应于买方检验结果出具之日起3个工作日内提出，经双方协商同意后提取备查样品送交至双方认可的独立检验机构进行复检。如复检结果与到厂检验结果的收到基低位煤炭热值偏差小于120千卡/公斤，则以到厂检验结果为结算依据，复检费用由卖方支付;如收到基低位煤炭热值偏差大于等于120千卡/公斤，则以复检结果为结算依据，复检费用由买方支付。 1.4如卖方在前款约定的期限内未对买方 |
| 合同主要条款 | 陇能煤炭 | 其他供应商 |
| 1.4如卖方在前款约定的期限内未对买方到厂质量检验结果提出异议，则视为认可到厂检验结果并以此作为最终结算依据。 2、数量验收：公路以甲方汽车过磅数量为结算依据，铁路以甲方火车轨道衡过磅数量为结算依据。 | 到厂质量检验结果提出异议，则视为认可到厂检验结果并以此作为最终结算依据。 2、数量验收：公路以甲方汽车过磅数量为准，铁路以甲方火车轨道衡过磅数量为结算依据。 | |
| 货款结算及支付 | 1、采用一票结算； 2、当月煤款次月结清； 3、付款方式：银行电汇。 | 1、采用一票结算； 2、当月煤款次月结清； 3、付款方式：银行电汇等。 |
上表可见，在合同价格、交货方式、验收标准及货款结算支付等主要条款约定方面，常乐公司与关联方陇能煤炭及其他供应商之间不存在重大差异。
（二）对照同期采购价、市场价说明采购价格是否公允
1、煤炭采购价格的公允性
报告期内，标的公司同陇能煤炭采购单价、标的公司同期采购单价对比情况如下表所示：
单位：元/吨
| 报告期 | 项目 | 单价 | 价格差异 | 价格差异率 |
| 2024年1-3月 | 标的公司同陇能煤炭采购单价 | 644.01 | 34.36 | 5.64% |
| 常乐公司同期采购单价 | 609.65 | |||
| 2023年 | 标的公司同陇能煤炭采购单价 | 659.33 | 6.02 | 0.92% |
| 常乐公司同期采购单价 | 653.31 | |||
| 2022年 | 标的公司同陇能煤炭采购单价 | 745.39 | -1.11 | -0.15% |
| 常乐公司同期采购单价 | 746.50 |
注1：为保证采购价格的可比性，上述采购单价为将煤炭热值转换为7000千卡/公斤标准煤后的含税单价；
注2：价格差异=标的公司同陇能煤炭采购单价-常乐公司同期采购单价；价格差异率=价格差异/常乐公司同期采购单价。如上表所示，报告期内，标的公司同陇能煤炭采购单价与常乐公司同期采购单价的差异率在-0.15%至5.64%之间，总体差异较小。主要是2022年、2023年
陇能煤炭高热值、低热值煤种的供应比例与常乐公司同期采购的煤种比例基本一致。2024年1-3月常乐公司向关联方陇能煤炭的采购价格略高于同期采购单价，主要原因系陇能煤炭只供应了高热值煤种，常乐公司同期混合高热值和低热值的煤种进行掺烧。2024年1-3月陇能煤炭供给常乐公司的煤炭主要来源于疆纳矿，系热值在5,000千卡/公斤的高热值煤种。同时，常乐公司掺烧的甘肃酒泉肃北县红沙梁煤矿的低热值煤种，热值为3,000千卡/公斤，与高热值的疆纳矿等新疆煤相比，该煤种单位热值单价更低，且运输距离短导致运费成本更低，整体拉低了同期采购单价。因此，2024年1-3月标的公司同陇能煤炭采购单价略高于同期采购单价。
报告期内，选取WIND公布的“哈密：坑口价(含税)：动力煤(A9%,V31%,S0.5%,Q6000)”作为市场价进行对比。报告期内，常乐公司同陇能煤炭的采购价格对照市场价的情况如下：
单位：元/吨
| 报告期 | 项目 | 金额 | 价格差异 | 价格差异率 |
| 2024年1-3月 | 标的公司同陇能煤炭采购单价 | 495.39 | 52.06 | 11.74% |
| 哈密坑口价 | 443.33 | |||
| 2023年 | 标的公司同陇能煤炭采购单价 | 519.36 | 20.73 | 4.16% |
| 哈密坑口价 | 498.63 | |||
| 2022年 | 标的公司同陇能煤炭采购单价 | 585.53 | -4.23 | -0.72% |
| 哈密坑口价 | 589.76 |
注1：为便于比较，上述标的公司同陇能煤炭采购单价为扣除运费后、将煤炭热值转换为7000千卡/公斤标准煤后的含税单价，哈密坑口价为WIND公布的“哈密：坑口价(含税)：
动力煤(A9%,V31%,S0.5%,Q6000)”转换为7000千卡/公斤标准煤后的全年平均价格；
注2：价格差异=标的公司同陇能煤炭采购单价-哈密坑口价；价格差异率=价格差异/哈密坑口价。如上表所示，报告期内，标的公司同陇能煤炭采购单价与哈密坑口价的差异率在-0.72%至11.74%之间，总体差异较小。2024年1-3月常乐公司同陇能煤炭的采购价格与市场价格相比略高，主要系采购的煤炭品种不同所致。报告期内，常乐公司同陇能煤炭采购单价与市场价趋势一致，关联采购价格具有公允性。
2、代理采购服务价格的公允性
2023年5月之前，常乐公司存在委托陇能煤炭向瓜州广汇能源经销有限公司、潞安新疆煤化工（集团）有限公司进行代理采购服务的情况。2022年、2023年，陇能煤炭向常乐公司提供代理采购服务的金额（不含税）分别为 329.73万元、149.39万元。陇能煤炭向常乐公司提供代理采购服务的定价依据实际发生的成本并经双方协商确定，同陇能煤炭向电投集团下属其他火电子公司收取代理采购服务的定价相一致。同时，经对比公开市场其他类似煤炭代理采购服务的案例，标的公司代理采购服务定价与同行业上市公司较为一致，具体如下：
| 上市公司名称 | 关联交易内容 | 关联交易定价 |
| 桂冠电力（600236.SH） | 煤炭采购服务：以同煤场地交货的煤炭、供应链上通过发煤站等中转站发运的煤炭，由燃料公司采购后，再与电厂签订煤炭销售合同 | 吨煤收取服务费2元 |
| 华银电力（600744.SH） | 华银电力向参股公司攸能公司提供300万吨左右的煤炭调运服务，服务费约750万元 | 吨煤收取服务费2.5元 |
注：数据来源为上市公司年报、年度日常关联交易的公告。
二、资金存放关联方财务公司的具体情况，包括存款类型、金额、利率，利息收入同存款情况是否匹配、利率是否公允，对资金存放相关的内控制度及执行情况，后续存款安排，交易完成后相关存款安排是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定
（一）资金存放关联方财务公司的具体情况，包括存款类型、金额、利率，利息收入同存款情况是否匹配、利率是否公允报告期内，常乐公司在关联方财务公司的存款类型主要为活期存款、一天通知存款、七天通知存款和定期存款，具体如下：
单位：万元
| 项目 | 2024年1-3月/ 2024-03-31 | 2023年度/ 2023-12-31 | 2022年度/ 2022-12-31 |
| 平均存款余额 | 53,199.75 | 42,088.03 | 30,668.14 |
| 利息收入 | 172.21 | 602.39 | 528.68 |
| 平均存款利率 | 1.28% | 1.43% | 1.72% |
注1：平均存款余额以每日财务公司存款余额为基础计算算术平均值；注2：平均利率水平=利息收入/平均存款余额。2024年1-3月平均存款利率已年化处理。
整体而言报告期内平均存款利率有所下降，主要受各期存款结构不同及近年来市场利率下行的趋势影响，利息收入同存款情况相匹配。
根据《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》(甘电财司函发〔2022〕1号)、《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发〔2023〕1号），并经查询商业银行的官方网站披露的人民币存款利率表，常乐公司在财务公司的存款利率与商业银行存款利率、中国人民银行公布的存款基准利率比较如下：
单位：%
| 存款类型 | 存款基准利率 | 甘肃银行存款利率 | 财务公司执行利率 | ||||
| 2022.01.01- 2023.06.15 | 2023.06.16- 2023.08.10 | 2023.08.11- 2024.3.31 | 2022.1.1- 2023.7.13 | 2023.7.14-2024.3.31 | |||
| 活期存款利率 | 0.35 | 0.35 | 0.30 | 0.25 | 0.55 | 0.55 | |
| 定期三个月存款利率 | 1.10 | 1.54 | 1.54 | 1.54 | 1.85 | 1.75 | |
| 存款类型 | 存款基准利率 | 甘肃银行存款利率 | 财务公司执行利率 | ||||
| 2022.01.01- 2023.05.14 | 2023.05.15- 2024.3.31 | 2022.1.1- 2023.5.14 | 2023.5.15-2024.3.31 | ||||
| 通知一天存款利率 | 0.80 | 1.04 | 1.00 | 1.55 | 1.00 | ||
| 通知七天存款利率 | 1.35 | 1.76 | 1.55 | 2.10 | 1.55 | ||
由上表可知，常乐公司在财务公司的存款利率参考中国人民银行公布的人民币存款基准利率确定，与甘肃银行存款利率相比略有上浮，主要原因系财务公司和商业银行的功能定位不同。财务公司以“服务集团，专业诚信，规范运作，稳健经营”为经营宗旨，主要吸收电投集团成员单位的存款、办理贷款、协助电投集团成员单位实现交易款项的收付等，通过财务公司的金融协同支持业务发展，因此上浮一定基点开展存款业务。报告期内，标的公司在财务公司的存款利率根据《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发〔2022〕1号）、《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发〔2023〕1号）确定，存款利率公允。
（二）对资金存放相关的内控制度及执行情况，后续存款安排，交易完成后相关存款安排是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定
1、对资金存放相关的内控制度及执行情况
常乐公司严格按照电投集团制定的资金管理办法，建立关于资金存放、使用、监督等各环节的内控制度，具体包括资金存放的审批和核查机制，确保资金的存放符合规定，及时对异常情况进行处理和纠正。建立资金存放安全的防范机制，包括设立资金保管人、使用密码和授权限制措施等。报告期内，标的公司相关存款安排履行的审批核查程序及相关内控措施符合资金存放等相关内控制度，内部控制有效运行。
本次交易完成后，常乐公司成为上市公司子公司，将严格遵守上市公司的内控制度，具体包括：
（1）就财务公司资金存放管理，上市公司根据《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》（证监发〔2022〕48号）定期出具财务公司的风险持续评估报告，定期审阅财务公司资产负债表、利润表、现金流量表等财务报告，对财务公司的经营资质、内控制度建设、业务和风险状况及经营情况进行定期评估。
（2）为进一步加强上市公司货币资金使用的内部控制和管理，保证资金使用安全，提高资金使用效益，明确职责权限，常乐公司将按甘肃能源制定的《资金管理办法》等制度规定，设立专职人员管理货币资金，严禁未经授权的人员接触与办理货币资金业务，规定经授权的各级人员所能审批的最高资金限额。明确货币资金从支付申请、审批、复核与办理支付等各个环节的权限与责任。用于货币资金收付业务的印章分别由不同的指定人员保管与使用，并对使用情况进行完整且无遗漏地登记。
此外，电投集团为继续保持上市公司独立性，已出具了《关于保持上市公司独立性的承诺函》，本次交易的实施不会对上市公司的独立性构成不利影响。本次交易完成后，上市公司将依法在业务、资产、财务、人员、机构等方面与控股股东电投集团及其关联方继续保持相互独立，保证上市公司不存在资金、资产被其占用的情形。
2、后续存款安排
针对存放在财务公司的款项，常乐公司参照上市公司与财务公司签署的《金融服务协议》的相关要求实施控制，以合规、公允为基础，约定提供金融服务范围、存款限额情况等。截至2024年4月30日，标的公司存放在财务公司的存款金额为50,365.08万元，占标的公司最近一年末经审计资产总额的3.79%，占标的公司最近一年末经审计的货币资金总额的37.06%，符合上市公司与财务公司签订的《金融服务协议》关于交易限额的约定。相关存款利率根据《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发[2022]1号）、《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发[2023]1号）确定，存款利率合理。
本次交易完成后，标的公司将纳入上市公司的财务管理体系，与财务公司发生的存款业务，将统一按照上市公司与财务公司签订的《金融服务协议》的相关约定进行合作。
3、交易完成后相关存款安排是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定
鉴于本次交易完成后，常乐公司成为甘肃能源的控股子公司，将严格遵守上市公司的内控制度，因此对照《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》（证监发〔2022〕48 号）要求，上市公司与财务公司业务往来合规情况如下：
| 通知要求 | 对照情况 |
| 一、上市公司与财务公司发生业务往来，双方应当遵循平等自愿原则，遵守中国银行保险监督管理委员会、中国证券监督管理委员会以及证券交易所的有关规定。 | 根据甘肃能源（甲方）与财务公司（乙方）签署的《金融服务协议》提及“甲方、乙方实际控制人均为甘肃省电力投资集团有限责任公司，根据《深圳证券交易所股票上市规则》(以下简称“《上市规则》”)，甲方是乙方的关联方，甲方与乙方的交易均构成关联交易，须遵守《上市规则》中有关关联交易的规定。甲、乙双方在遵守国家法律、法规和监管制度的条件下，本着平等互利、资源共享、诚实信用、共同发展的原则，经友好协商，达成协议条款如下......” “甲、乙双方同意进行合作,由乙方按照本协议约定为甲方提供相关金融服务，甲、乙双方之间的合作为非独家的合作，甲方有权自主选择其他金融机构提供的金融服务，乙方亦有权自主选择向除甲方以 |
| 通知要求 | 对照情况 |
| 外的对象提供金融服务；甲、乙双方应遵循平等自愿、优势互补、互利互惠、共同发展及共赢的原则进行合作并履行本协议。” | |
| 二、控股股东及实际控制人应当保障其控制的财务公司和上市公司的独立性。财务公司应当加强关联交易管理，不得以任何方式协助成员单位通过关联交易套取资金，不得隐匿违规关联交易或通过关联交易隐匿资金真实去向、从事违法违规活动。上市公司董事应当认真履行勤勉、忠实义务，审慎进行上市公司与财务公司业务往来的有关决策。上市公司高级管理人员应当确保上市公司与财务公司业务往来符合经依法依规审议的关联交易协议，关注财务公司业务和风险状况。 | 1、甘肃能源控股股东电投集团已出具《关于保持上市公司独立性的承诺》，承诺本次交易前，上市公司在业务、资产、机构、人员、财务等方面与本公司及本公司控制的其他企业分开，上市公司的业务、资产、机构、人员、财务独立；本次交易不存在可能导致上市公司在资产、人员、财务、业务和机构等方面丧失独立性的潜在风险；本次交易完成后，本公司将保证上市公司在业务、资产、财务、人员和机构等方面的独立性，不违规利用上市公司及其子公司提供担保，不违规占用上市公司及其子公司的资金，保证上市公司保持健全有效的法人治理结构，保证上市公司的股东大会、董事会、独立董事、监事会、总经理等按照有关法律、行政法规、规范性文件以及上市公司《公司章程》等的相关规定，独立行使职权。 2、财务公司已制定《甘肃电投集团财务有限公司关联交易管理办法》，规范其自身关联交易行为。 3、甘肃能源第八届董事会第十三次会议已审议通过《关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》，明确“财务公司具有《金融许可证》《营业执照》。2023年度风险评估未发现违反《企业集团财务公司管理办法》的情况，各项监管指标符合该办法第三十四条规定。” |
| 三、财务公司与上市公司发生业务往来应当签订金融服务协议，并查阅上市公司公开披露的董事会或者股东大会决议等文件。金融服务协议应规定财务公司向上市公司提供金融服务的具体内容并对外披露，包括但不限于协议期限、交易类型、各类交易预计额度、交易定价、风险评估及控制措施等。财务公司与上市公司发生业务往来应当严格遵循金融服务协议，不得超过金融服务协议中约定的交易预计额度归集资金。 | 1、经上市公司董事会、股东大会审议通过，上市公司分别于2017年、2020年与财务公司签订《金融服务协议》，协议有效期均为3年。2023年，上市公司与财务公司续签《金融服务协议》，已经第八届董事会第五次会议与2022年度股东大会审议通过。 2、2023年3月31日，甘肃能源披露了《关于与关联财务公司续签<金融服务协议>的关联交易公告》，披露事项包括财务公司基本情况、关联交易标的基本情况、交易的定价政策及定价依据、交易协议的主要内容、风险评估及风险防范情况、交易目的和对公司的影响、当年年初至披露日与该关联方发生的各类关联交易的总金额、独立董事事前认可和独立意见等。 |
| 四、上市公司不得违反《上市公司监管指引第 8 号——上市公司资金往来、对外担保的监管要求》第五条第（二） | 根据大信会计师事务所（特殊普通合伙）出具的大信专审字[2023]第9-00039号《甘肃电投能源发展股份有限公司控股股东及其他关联方占用资金情 |
| 通知要求 | 对照情况 |
| 款规定，通过与财务公司签署委托贷款协议的方式，将上市公司资金提供给其控股股东、实际控制人及其他关联方使用。 | 况审核报告》、大信专审字[2024]第 9-00010号 《甘肃电投能源发展股份有限公司控股股东及其他关联方占用资金情况审核报告》，甘肃能源不存在通过与财务公司签署委托贷款协议的方式，将上市公司资金提供给其控股股东、实际控制人及其他关联方使用的情况。 |
| 五、上市公司首次将资金存放于财务公司前，应取得并审阅财务公司最近一个会计年度经审计的年度财务报告以及风险指标等必要信息，出具风险评估报告，经董事会审议通过后对外披露。上市公司与财务公司发生业务往来期间，应每半年取得并审阅财务公司的财务报告以及风险指标等必要信息，出具风险持续评估报告，经董事会审议通过后与半年度报告和年度报告一并对外披露。财务公司应当配合提供相关财务报告以及风险指标等必要信息。 | 1、《关于甘肃电投集团财务有限公司风险评估报告》已经甘肃能源第六届董事会第九次会议审议通过并对外披露；《2022年半年度关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》已经甘肃能源第七届董事会第二十五次会议审议通过并对外披露；《2022年度关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》已经甘肃能源第八届董事会第五次会议审议通过并对外披露；《2023年半年度关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》已经甘肃能源第八届董事会第八次会议审议通过并对外披露；《2023年度关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》已经甘肃能源第八届董事会第十三次会议审议通过并对外披露。 在相关报告编制过程中，甘肃能源查验了财务公司《金融许可证》、《营业执照》等资料，并审阅了财务公司财务报告等相关资料。 |
| 六、上市公司应当制定以保障存放资金安全性为目标的风险处置预案，经董事会审议通过后对外披露。上市公司应当指派专门机构和人员对存放于财务公司的资金风险状况进行动态评估和监督。当出现风险处置预案确定的风险情形，上市公司应当及时予以披露，并按照预案积极采取措施保障上市公司利益。 | 1、2017年、2020年和2023年《关于与甘肃电投集团财务有限公司办理存贷款业务的风险处置预案 》（以下简称“《预案》”）已分别经甘肃能源第六届董事会第九次会议、第七届董事会第四次会议、第八届董事会第五次会议审议通过并对外披露。 2、根据《预案》，“公司成立存贷款风险处置领导小组（以下简称“领导小组”），领导小组作为风险应急处置机构，一旦财务公司发生风险，应立即启动应急预案，并按照规定程序开展工作。”上市公司及时披露相关信息。 因此，甘肃能源已建立专门机构和人员对风险进行动态评估与监测。 |
| 七、财务公司应及时将自身风险状况告知上市公司，配合上市公司积极处置风险，保障上市公司资金安全。当出现以下情形时，上市公司不得继续向财务公司新增存款：1.财务公司同业拆借、票据承兑等集团外（或有）负债类业务因财务公司原因出现逾期超过 5 个工作日的情况；2.财务公司或上市公司的控 | 1、根据《预案》，“一旦财务公司发生风险，应立即启动应急预案，并按照规定程序开展工作。”上市公司及时披露相关信息。 2、根据甘肃能源出具的《关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》，报告期内财务公司未出现相关风险情形。 |
| 通知要求 | 对照情况 |
| 股股东、实际控制人及其他关联方发生重大信用风险事件（包括但不限于公开市场债券逾期超过7个工作日、大额担保代偿等）；3.财务公司按照《企业集团财务公司管理办法》规定的资本充足率、流动性比例等监管指标持续无法满足监管要求，且主要股东无法落实资本补充和风险救助义务；4.风险处置预案规定的其他情形。 | |
| 八、为上市公司提供审计服务的会计师事务所应当每年度提交涉及财务公司关联交易的专项说明，并与年报同步披露。保荐人、独立财务顾问在持续督导期间应当每年度对涉及财务公司的关联交易事项进行专项核查，并与年报同步披露。 | 为上市公司提供审计服务的会计师事务所、上市公司保荐人已依法对财务公司关联交易出具专项说明或专项核查意见。 |
综上，本次交易完成后，标的公司将纳入上市公司的财务管理体系，与财务公司发生的存款业务，将统一按照上市公司与财务公司签订的《金融服务协议》的相关约定进行合作，交易完成后相关存款安排符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》（证监发〔2022〕48号）的规定。
三、补充披露情况
上市公司已在《重组报告书》之“第十一节 同业竞争与关联交易”之“二、关联交易情况”之“（一）报告期内标的公司的关联交易情况”之“2、标的公司的关联交易情况”之“（1）采购商品、接受劳务的关联交易”处补充披露了相关内容。
四、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、获取报告期内常乐公司同陇能煤炭关联交易相关的煤炭采购合同、原始凭证单据，了解相关煤种来源、热值等信息，对采购单价进行分析，并与常乐公司同期采购单价、市场价进行比较，分析关联采购价格的公允性。
2、查阅同行业可比上市公司年度报告、年度日常关联交易的公告等资料，了解同行业可比上市公司煤炭代理采购服务交易内容、定价等数据，并与常乐公司进行对比分析。
3、访谈标的公司采购部门业务人员，了解常乐公司向陇能煤炭关联采购内容和采购背景，了解关联采购定价政策等。
4、查阅财务公司的《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发〔2023〕1号）《甘肃电投集团财务有限公司关联交易管理办法》、常乐公司的《资金管理制度》、上市公司的《资金管理办法》《资金计划实施细则》等内部管理制度等。
5、查阅上市公司控股股东电投集团出具的《关于保持上市公司独立性的承诺》。
6、查阅了上市公司与财务公司签订的《金融服务协议》、财务公司《营业执照》、审计报告等相关文件；获取甘肃银行存款利率等。
7、查阅了上市公司出具的《关于与甘肃电投集团财务有限公司办理存贷款业务的风险处置预案》、报告期内上市公司出具的《关于甘肃电投集团财务有限公司风险持续评估报告》。
8、查阅了上市公司报告期各年度《非经营性资金占用及其他关联资金往来情况的专项报告》等材料，核查控股股东是否存在资金占用情况。
9、查阅上市公司与财务公司业务往来相关的信息披露文件，如股东大会决议公告、董事会决议公告等。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、报告期内，常乐公司同陇能煤炭的采购相关合同条款与其他供应商不存在重大差异。常乐公司同关联方陇能煤炭的采购价格与常乐公司同期采购单价、市场价的差异均较小，产生差异的原因主要系煤炭品种不同、运距不同所致。常乐公司与陇能煤炭的关联采购价格与同期采购价、市场价相比不存在重大差异，
关联采购价格公允。
2、标的公司在财务公司的存款利率根据《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发[2022]1号）、《甘肃电投集团财务有限公司关于公布服务价格的函》（甘电财司函发[2023]1号）确定，利息收入同存款情况相匹配，存款利率公允。常乐公司严格按照电投集团制定的资金管理办法，建立关于资金存放、使用、监督等各环节的内控制度，报告期内，标的公司相关存款安排履行的审批核查程序及相关内控措施符合资金存放等相关内控制度，内部控制有效运行。本次交易完成后，标的公司将纳入上市公司的财务管理体系，与财务公司发生的存款业务，将统一按照上市公司与财务公司签订的《金融服务协议》的相关约定进行合作，交易完成后相关存款安排符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》（证监发〔2022〕48号）的规定。
问题八申请文件显示：（1）报告期末，上市公司总负债104.50亿元，其中短期借款3亿元、长期借款74.53亿元、应付债券10.08亿元；（2）报告期末，标的资产总负债89.06亿元，其中长期借款70.37亿元；（3）收益法评估中预计标的资产2024年4-12月、2025年度的资本性支出分别为29.48亿元和29.49亿元。请上市公司补充说明：结合上市公司及标的资产借款到期时间、资本性支出的预计投资进度、上市公司及标的资产经营活动产生的现金流、融资渠道及银行授信额度等情况，说明本次交易后上市公司偿债计划及资金来源，本次交易是否对上市公司流动性产生不利影响，本次交易是否改善上市公司财务状况，是否符合《重组办法》第四十三条的规定。请独立财务顾问、会计师核查并发表明确意见。回复：
一、本次交易后上市公司偿债计划及资金来源
（一）上市公司及标的资产借款到期时间、资本性支出的预计投资进度上市公司及标的资产借款到期时间、资本性支出计划投资进度、银行授信等情况、上市公司及标的资产未来预测经营活动现金流量净额具体情况如下：
1、上市公司及标的资产借款到期情况
（1）上市公司借款到期情况
单位：万元
| 期限 | 短期借款 | 一年内到期的非流动负债 | 长期借款 | 应付债券 | 合计 |
| 截至2024-3-31余额 | 30,022.46 | 77,241.26 | 745,269.77 | 100,784.79 | 953,318.28 |
| 2024年到期 | 30,022.46 | 75,387.26 | - | - | 105,409.72 |
| 2025年到期 | - | 1,854.00 | 116,697.77 | 50,565.79 | 169,117.56 |
| 2026年到期 | - | - | 110,575.00 | 50,219.00 | 160,794.00 |
| 2027年到期 | - | - | 97,199.00 | - | 97,199.00 |
| 期限 | 短期借款 | 一年内到期的非流动负债 | 长期借款 | 应付债券 | 合计 |
| 2028年到期 | - | - | 86,601.00 | - | 86,601.00 |
| 2029年及以后到期 | - | - | 334,197.00 | - | 334,197.00 |
（2）标的公司借款到期情况
单位：万元
| 期限 | 一年内到期的非流动负债 | 长期借款 | 合计 |
| 截至2024-3-31余额 | 42,229.77 | 703,667.11 | 745,896.88 |
| 2024年到期 | 42,229.77 | - | 42,229.77 |
| 2025年到期 | - | 12,696.11 | 12,696.11 |
| 2026年到期 | - | 46,080.00 | 46,080.00 |
| 2027年到期 | - | 41,079.00 | 41,079.00 |
| 2028年到期 | - | 51,500.00 | 51,500.00 |
| 2029年及以后到期 | - | 552,312.00 | 552,312.00 |
2、上市公司及标的资产资本性支出计划投资进度
上市公司2022年度、2023年度资本性支出分别为236,066.67万元、127,918.21万元。标的公司2022年度、2023年度资本性支出分别为200,290.25万元、276,395.77万元。
上市公司2024年度资本性支出的预计投资为1.87亿元，主要为小型基建、尾工等。上市公司未来重大资本性支出项目：2024年3月18日，上市公司第八届董事会第十二次会议审议通过了《关于与华润电力新能源投资有限公司成立合资公司投资建设腾格里沙漠基地自用600万千瓦新能源项目暨对外投资的议案》，合资公司注册资本为600,000.00万元，上市公司持股51%、华润电力新能源投资有限公司持股49%。根据国家发改委办公厅和国家能源局综合司印发《关于沙漠、戈壁、荒漠地区第三批风电光伏基地批复》（发改办公能源〔2023〕248 号），上市公司已取得武威民勤100万千瓦风电及光伏项目建设指标。上述项目尚处于前期准备阶段，未来资本性支出将根据新能源项目建设需求及财务状况，统筹安排、稳妥推进。
标的公司未来期间资本性支出的预计投资进度如下：
单位：万元
| 类别 | 2024年4-12月 | 2025年度 | 2026年度 | 2027年度 | 2028年度 |
| 标的公司资本性支出 | 294,846.17 | 294,886.17 | 140.00 | 140.00 | 1,510.00 |
| 合计 | 294,846.17 | 294,886.17 | 140.00 | 140.00 | 1,510.00 |
（二）上市公司及标的资产经营活动产生的现金流、融资渠道及银行授信额度等情况
1、上市公司及标的资产经营活动产生的现金流情况
报告期内，上市公司及标的公司经营活动现金流量净额如下：
单位：万元
| 类别 | 2024年1-3月 | 2023年度 | 2022年度 |
| 上市公司 | 26,360.03 | 178,742.59 | 128,661.76 |
| 标的公司 | 41,016.74 | 155,305.82 | 209,268.84 |
| 合计 | 67,376.77 | 334,048.41 | 337,930.60 |
报告期内，上市公司与标的公司经营活动现金流均为净流入，本次交易前，上市公司与标的公司经营状况均良好，利用经营活动现金流量净额偿债能力较强。标的公司未来各期经营活动现金流量净额预测结果如下：
单位：万元
| 项目 | 2024年4-12月 | 2025年 | 2026年 | 2027年 | 2028年 |
| 标的公司经营活动产生的现金流量净额 | 107,759.57 | 187,634.93 | 213,116.94 | 225,707.54 | 222,547.21 |
| 合计 | 107,759.57 | 187,634.93 | 213,116.94 | 225,707.54 | 222,547.21 |
2、上市公司及标的资产银行授信情况
上市公司无不良信用记录，筹资能力较强，与多家银行等金融机构均保持了良好的合作关系。截至2024年3月31日，上市公司获得各大银行等金融机构授信额度为2,011,333.87万元，其中已使用授信额度为1,063,241.25万元，未使用授信额度948,092.62万元，上市公司可使用的银行授信余额充足。
截至2024年3月31日，标的公司总授信额度为3,201,108.00万元，已使用额度774,678.17万元，未使用额度为2,426,429.83万元，标的公司可使用的银行授信余额充足。
（三）本次交易后上市公司偿债计划及资金来源
截至报告期末，上市公司银行借款本息余额为852,533.49万元（其中，短期借款30,022.46万元、一年内到期的非流动负债77,241.26万元、长期借款745,269.77万元）、应付债券100,784.79万元。上市公司借款以长期借款为主，短期偿债压力较小。到期债务所需资金主要通过日常经营活动产生的现金流量净额、银行贷款续贷、滚动发行债券等方式解决。腾格里沙漠基地600万千瓦项目、武威民勤100万千瓦风电及光伏项目符合国家产业规划，根据项目建设进度股东逐步投入资本金，同时匹配金融机构长期限固定资产贷款解决建设资金需求。
截至报告期末，标的公司银行借款本息余额为745,896.88万元（其中，一年内到期的非流动负债42,229.77万元、长期借款703,667.11万元）。标的公司2024年度与2025年度资本性支出较大，主要系2×1,000兆瓦燃煤机组扩建项目的建设，标的公司未使用的银行授信额度2,426,429.83万元（其中固定资产类贷款2,209,662.00万元）足以满足项目建设期资金需求。2025年以后，标的公司预计无重大投资项目支出。标的公司借款以长期借款为主，短期偿债压力较小，可以使用以前年度资金留存与经营活动现金流量净额偿还债务。
综上，本次交易后，上市公司及标的公司偿债安排合理，银行授信额度及经营活动现金流量净额可满足偿还债务需求，不会给上市公司及标的公司带来较大的债务风险。
二、本次交易是否对上市公司流动性产生不利影响，本次交易是否改善上市公司财务状况，是否符合《重组办法》第四十三条的规定
根据大信会计出具的《备考审阅报告》，本次交易对上市公司主要财务指标的影响如下：
单位：万元
| 项目 | 2024年3月31日/2024年1-3月 | 2023年12月31日/2023年度 | ||
| 交易前 | 交易后（备考） | 交易前 | 交易后（备考） | |
| 资产合计 | 2,034,845.89 | 3,370,417.14 | 2,063,578.30 | 3,392,495.81 |
| 负债合计 | 1,044,961.42 | 2,045,576.86 | 1,080,305.90 | 2,131,140.28 |
| 归属于母公司所有者权益合计 | 875,222.45 | 1,058,893.28 | 869,427.98 | 1,016,128.34 |
| 营业收入 | 50,452.56 | 221,826.28 | 264,092.80 | 696,811.32 |
| 归属于母公司所有者的净利润 | 5,150.27 | 36,448.48 | 52,107.29 | 117,190.16 |
| 项目 | 2024年3月31日/2024年1-3月 | 2023年12月31日/2023年度 | ||
| 交易前 | 交易后（备考） | 交易前 | 交易后（备考） | |
| 资产负债率 | 51.35% | 60.69% | 52.35% | 62.82% |
| 基本每股收益（元/股） | 0.0322 | 0.1253 | 0.3256 | 0.4029 |
| 稀释每股收益（元/股） | 0.0322 | 0.1253 | 0.3256 | 0.4029 |
| 全面摊薄净资产收益率 | 0.59% | 3.44% | 5.99% | 11.53% |
注1：基本每股收益=归属于母公司所有者的净利润/本次资产重组完成前后总股本，以上交易完成后分析均未考虑配套融资的影响。注2：全面摊薄净资产收益率=归属于母公司所有者的净利润/期末归属于母公司所有者权益。由上表可知，如果本次交易得以实施，上市公司总资产规模、净资产规模、净利润水平、每股收益及全面摊薄净资产收益率均明显增加，将改善上市公司财务状况及盈利能力。本次交易完成后，上市公司资产负债率虽有所上升，但指标仍低于同行业上市公司2024年3月末均值63.77%，上市公司及标的公司经营活动现金流量净额充足且融资渠道畅通，足以覆盖所需偿还的债务。上市公司发展战略目标是“成为资本市场上具有一定竞争力、能为股东创造更大价值的综合性能源电力上市公司”。本次交易前，上市公司的主营业务为水力发电、风力发电、光伏发电等清洁能源项目的投资、开发、建设和运营管理，主要产品为电力，业绩主要来源于发电收入。上市公司与标的资产均属于电力生产企业，产品最大需求方均为国家电网有限公司，上市公司与标的资产在生产经营管理、销售渠道等方面存在一定的相似性，有利于交易后上市公司对标的资产的整合，并且电投集团现有火力发电类的优质资产注入公司，有利于上市公司依托电投集团的技术、资源及品牌优势，向新能源发电相关的调峰火电业务领域扩展，有效平衡上市公司水电、风电、光伏等清洁能源发电及调峰火电的布局，形成“风光水火”并济的电源结构，实现综合性能源电力上市公司的发展战略，增强上市公司持续经营能力。
综上所述，本次交易后上市公司偿债计划合理，资金来源充足；本次交易不会对上市公司流动性产生重大不利影响，可以改善上市公司财务状况，符合《重组办法》第四十三条的规定。
三、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、查阅上市公司及标的公司借款合同、征信报告等，核实公司还款安排是否合理，是否存在不良信用记录等。
2、查阅上市公司及标的公司对外投资计划及未来资本性支出计划，核实资本性支出计划的具体情况。
3、查阅上市公司及标的公司的银行授信额度，核实尚能从银行获取的借款额度。
4、查阅上市公司备考审阅报告及同行业上市公司资产负债率，核实本次交易后上市公司资产负债率是否处于同行业合理范围内。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
标的公司借款以长期借款为主，短期偿债压力较小。本次交易后上市公司偿债计划合理，资金来源充足。本次交易完成后，上市公司资产负债率虽略有上升，但指标仍低于同行业均值，上市公司总资产规模、净资产规模、净利润水平、每股收益及全面摊薄净资产收益率均明显增加，本次交易不会对上市公司流动性产生重大不利影响，可以改善上市公司财务状况，符合《重组办法》第四十三条的规定。
问题十二申请文件显示：（1）截至报告书签署日，标的资产拥有10宗已办证的国有土地使用权，其中通过划拨取得7宗国有土地使用权；（2）截至报告书披露日，常乐公司拥有的房产均未办理不动产证，建筑面积合计 218,147.61平方米。上述房产为火电机组配套建筑物，其中1-2号机组于2020年9月、11月投产发电，已办理完毕竣工决算手续，正在申请办理房产的权属证书；3-4号机组于2023年11月、12月投产发电，正在办理竣工结算、决算手续，待相关手续完成后申请办理房产权属证书；2023年，3-4号机组由在建工程转入固定资产。请上市公司补充披露：（1）标的资产划拨土地的取得和使用是否符合《土地管理法》等法律法规的规定，本次交易完成后，是否存在划拨土地转为出让地的风险，对标的资产生产经营的影响，以及后续支付相应的土地出让金的承担方；（2）结合标的资产1-4号机组投产发电时间，披露截至回函披露日上述房产办理权属证书的最新进展，是否存在实质性障碍，相关房屋是否存在权属不清晰的情形；（3）3-4号机组在未完成竣工结算、决算的状态下转入固定资产是否符合《企业会计准则》的规定，是否达到预定可使用状态。请独立财务顾问、律师和会计师核查并发表明确意见。回复：
一、标的资产划拨土地的取得和使用是否符合《土地管理法》等法律法规的规定，本次交易完成后，是否存在划拨土地转为出让地的风险，对标的资产生产经营的影响，以及后续支付相应的土地出让金的承担方
（一）标的资产划拨土地的取得和使用是否符合《土地管理法》等法律法规的规定截至2024年6月30日，常乐公司取得的8项划拨地均已办理权属证书，具体情况如下：
| 序号 | 不动产权证号 | 土地用途 | 土地面积（㎡） | 土地坐落 | 取得方式 | 终止日期 | 他项权利 |
| 1 | 甘（2023）瓜州县不动产权第0001429号 | 公共设施用地 | 16,221.00 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 2 | 甘（2023）瓜州县不动产权第0001432号 | 公共设施用地 | 47,064.23 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 序号 | 不动产权证号 | 土地用途 | 土地面积（㎡） | 土地坐落 | 取得方式 | 终止日期 | 他项权利 |
| 3 | 甘（2023）瓜州县不动产权第0001267号 | 公共设施用地 | 31,745.33 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 4 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0001145号 | 公共设施用地 | 36,805.00 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 5 | 甘（2023）瓜州县不动产权第0002211号 | 公共设施用地 | 518,540.75 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 6 | 甘（2023）瓜州县不动产权第0002225号 | 公共设施用地 | 310,050.00 | 瓜州县柳沟物流园常乐公司贮灰场东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 7 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0000806号 | 公共设施用地 | 25,041.73 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
| 8 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0001132号 | 公共设施用地 | 83,545.00 | 瓜州县柳沟物流园东侧 | 划拨 | - | 无 |
注：因办理房屋产权证书需要，2024年6月21日，瓜州县自然资源局注销了原甘（2023）瓜州县不动产权第0001250号不动产权证书，并向常乐公司换发了甘（2024）瓜州县不动产权第0001145号、甘（2024）瓜州县不动产权第0001132号不动产权证书，原证书证载土地面积与换发后的证书证载土地面积之和一致。
常乐公司上述划拨用地土地使用权系经瓜州县人民政府批准后依据瓜州县土地管理部门出具的划拨决定书取得，用于修建发电相关附属设施，土地用途符合《划拨用地目录》，因此，常乐公司划拨用地使用权的取得及使用合法合规。瓜州县自然资源局于2024年4月1日出具的《情况说明》载明：“常乐公司取得、持有上述划拨土地使用权已经履行了所有必要的法律程序，划拨土地均为建设用地，不属于占用农用地的情形，且划拨用地符合《中华人民共和国土地管理法》《划拨用地目录》等划拨用地相关法律、法规的规定，常乐公司无须办理划拨转出让手续，可以且有权合法继续使用该划拨用地。我局已知悉甘肃省电力投资集团有限责任公司拟将常乐公司66.00%股权转让给甘肃电投能源发展股份有限公司的事项，股权转让完成后常乐公司继续使用上述划拨土地无障碍。”
因此，常乐公司划拨土地的取得和使用符合《土地管理法》等法律法规的规定。
（二）本次交易完成后，是否存在划拨土地转为出让地的风险，对标的资产生产经营的影响，以及后续支付相应的土地出让金的承担方
常乐公司拥有的划拨土地用途符合《划拨用地目录》，且瓜州县自然资源局已出具说明，本次交易完成后常乐公司无须办理划拨转出让手续，可以且有权合法继续使用划拨用地。因此，在相关土地管理政策保持稳定的前提下，本次交易完成后不存在划拨土地转为出让土地的风险。
假若未来因土地管理政策发生变化导致常乐公司上述划拨土地须转为出让地，则常乐公司需要支付相应的土地出让金。参考常乐公司2023年以出让方式取得相邻土地使用权的出让金标准，常乐公司现有划拨用地全部转为出让土地所需缴纳的土地出让金约4,500万元，年摊销额占2023年常乐公司净利润的比例为0.09%，划拨地转为出让地不会对常乐公司生产经营产生重大影响。
二、结合标的资产1-4号机组投产发电时间，披露截至回函披露日上述房产办理权属证书的最新进展，是否存在实质性障碍，相关房屋是否存在权属不清晰的情形
常乐公司1-2号机组于2020年9月、11月投产发电，3-4号机组于2023年11月、12月投产发电。截至2024年6月30日，1-2号机组相关房产已取得的不动产权证书，具体情况如下：
| 序号 | 不动产权证号 | 位置 | 面积（㎡） | 证载用途 | 终止日期 | 他项权利 |
| 1 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0001146号 | 瓜州县柳沟物流园东侧常乐公司主厂区院内 | 119,978.70 | 工业 | - | 无 |
| 2 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0001145号 | 瓜州县柳沟物流园东侧常乐公司厂前区院内 | 19,160.61 | 公共设施 | - | 无 |
| 3 | 甘（2024）瓜州县不动产权第0001144号 | 瓜州县柳沟物流园东侧常乐公司翻车机室院内 | 2,479.90 | 工业 | - | 无 |
| 合计 | - | 141,619.21 | - | - | - | |
截至2024年6月30日，常乐公司尚未办理权属证书的房产建筑面积共计76,528.40平方米，均为3-4号机组相关房产。待3-4号机组竣工结算、决算手续完成后常乐公司将申请办理房产权属证书。
关于常乐公司房产建设手续及后续办理权属证书事宜，2024年4月1日，瓜州县住房和城乡建设局出具证明：“常乐公司所建设房产在建设过程中已履行了现阶段应当履行的所有法定程序及手续，符合相关法律法规规定，不属于违章建筑，不存在被拆除风险，未来办理不动产权书不存在障碍”。2024年4月1日，瓜州县自然资源局亦出具说明：“常乐公司的无证房产在建设过程中已履行了现阶段所应当履行的所有法定程序及手续，符合房地产管理的相关规定，不存在被拆除风险，该公司未来办理无证房产的不动产权证书不存在障碍”。
综上，常乐公司拥有的房产权属清晰，1-4号机组剩余未办理权属证书的房产在建设过程中已履行了现阶段应当履行的所有法定程序及手续，未来办理权属证书不存在实质性障碍。
三、3-4号机组在未完成竣工结算、决算的状态下转入固定资产是否符合《企业会计准则》的规定，是否达到预定可使用状态
根据《企业会计准则第 4 号——固定资产》及《<企业会计准则第 4 号——固定资产>应用指南》的相关规定，“自行建造固定资产的成本，由建造该项资产达到预定可使用状态前所发生的必要支出构成；已达到预定可使用状态但尚未办理竣工决算的固定资产，应当按照估计价值确定其成本，并计提折旧。”标的公司固定资产达到预定可使用状态的标准比较：
| 准则规定 | 标的公司政策 |
| 根据《企业会计准则第 17 号—借款费用》及《<企业会计准则第 17 号—借款费用>应用指南》的相关规定，“通常所购建的固定资产达到以下状态时，应当视为所购建的固定资产已经达到预定可使用状态：（一）固定资产的实体建造（包括安装）工作已经全部完成或者实质上已经完成；（二）所购建的固定资产与设计要求或者合同要求相符或者基本相符，即使有极个别与设计或者合同要求不相符的地方，也不影响其正常使用。（三）继续发生在所购建固定资产上的支出金额很少或者几乎不再发生。 所购建的固定资产已达到预定可使用状态时，应当自达到预定可使用状态之日起，将在建工程成本转入固定资产核算。” | 标的公司在建工程达到预定可使用状态时转入固定资产，具体转为固定资产的标准和时点为： （1）新建发电机组项目转固定资产的标准：通过机组满负荷试运行验收、正式进入商业运行，达到预定可使用状态。 （2）发电机组技术改造转固定资产的标准：满足相关技术标准，调试验收合格，达到预定可使用状态。 （3）其他工程转固定资产的标准：达到预定可使用状态。 |
同行业上市公司中在建工程转固定资产的标准与标的公司一致的情况如下：
| 序号 | 公司名称 | 具体情况 |
| 1 | 豫能控股（001896.SZ） | 新建发电机组项目转固定资产的标准：通过机组满负荷试运行验收，达到预定可使用状态。 |
| 序号 | 公司名称 | 具体情况 |
| 2 | 国电电力（600795.SH） | 新建电源项目：通过机组满负荷试运行验收，达到预定可使用状态。 |
| 3 | 陕西能源 （001286.SZ） | 新建发电机组项目转固定资产的标准：通过机组满负荷试运行，经验收合格后确认达到预定可使用状态。 |
| 4 | 华能国际（600011.SH） | 营运中的发电设施结转固定资产的标准为达到设计要求并完成试运行生产。 |
根据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》[DL/T 5437-2022]的规定， 标的公司一期4×1,000MW调峰火电项目3-4号机组分别于2023年11月、2023年12月通过机组满负荷试运行验收，达到预定可使用状态，转入固定资产。
综上，3-4号机组在未完成竣工结算、决算的状态下转入固定资产符合《企业会计准则》的规定，已达到预定可使用状态。
四、补充披露情况
（一）标的资产划拨土地的取得和使用是否符合《土地管理法》等法律法规的规定，本次交易完成后，是否存在划拨土地转为出让地的风险，对标的资产生产经营的影响，以及后续支付相应的土地出让金的承担方
上市公司已在《甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》之“第四节 标的公司基本情况”之“六、主要资产的权属状况、对外担保情况及主要负债、或有负债情况”之“（二）主要无形资产”处补充披露了相关内容。
（二）结合标的资产1-4号机组投产发电时间，披露截至回函披露日上述房产办理权属证书的最新进展，是否存在实质性障碍，相关房屋是否存在权属不清晰的情形
上市公司已在《甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》之“第四节 标的公司基本情况”之“六、主要资产的权属状况、对外担保情况及主要负债、或有负债情况”之“（一）主要固定资产”处补充披露了相关内容。
（三）3-4号机组在未完成竣工结算、决算的状态下转入固定资产是否符合
《企业会计准则》的规定，是否达到预定可使用状态。上市公司已在《甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》之“第九节 管理层讨论与分析”之“五、标的公司的财务状况、盈利能力分析”之“（一）财务状况分析”之“1、资产结构分析”之“（2）非流动资产构成及变动分析”之“1）固定资产”处补充披露了相关内容。
五、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
我们主要执行了如下核查程序：
1、查阅划拨土地权属证书、划拨决定书、《划拨用地目录》、瓜州县自然资源局说明文件、常乐公司历史上签订的土地出让合同、大信会计师事务所（特殊普通合伙）出具的大信审字[2024]第9-00424号《甘肃电投常乐发电有限责任公司审计报告》等。
2、查阅相关房产权属证书、瓜州县住房和城乡建设局证明文件、瓜州县自然资源局说明文件，访谈了常乐公司相关人员。
3、访谈标的公司，了解火电发电厂建设项目试运行、建成投产等具体流程。
4、获取标的公司在建项目结转固定资产、无形资产的确定依据。
5、查阅标的公司在建项目结转固定资产的具体会计政策，分析是否符合会计准则规定，与同行业公司会计政策是否存在重大差异，标的公司该等会计政策是否一贯执行。
（二）核查意见
经核查，我们认为：
1、常乐公司划拨土地的取得和使用符合《土地管理法》等法律法规的规定；在相关土地管理政策保持稳定的前提下，本次交易完成后不存在划拨土地转为出让土地的风险；若未来因土地管理政策发生变化导致常乐公司上述划拨土地须转为出让地，则常乐公司需要支付相应的土地出让金，划拨地转为出让地不会对常
乐公司生产经营产生重大影响。
2、常乐公司拥有的房产权属清晰，1-4号机组剩余未办理权属证书的房产在建设过程中已履行了现阶段应当履行的所有法定程序及手续，未来办理权属证书不存在实质性障碍。
3、3-4号机组在未完成竣工结算、决算的状态下转入固定资产符合《企业会计准则》的规定，已达到预定可使用状态。
（以下无正文）
（本页无正文，为《大信会计师事务所（特殊普通合伙）关于<关于甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份购买资产并募集配套资金申请的审核问询函回复>之专项核查意见》之签字盖章页）
签字注册会计师： ______________（项目合伙人）张有全
签字注册会计师：______________李积庆
大信会计师事务所（特殊普通合伙）
2024年 8月 7日