股票简称：中国能建 股票代码：▇▇▇▇▇▇.▇▇

关于中国能源建设股份有限公司向特定对象发行股票申请文件的审核问询函的回复

保荐人（主承销商）

▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇ ▇ ▇卓越时代广场（二期）北座

上海证券交易所：

中国能源建设股份有限公司（以下简称“发行人”、“公司”或“中国能建”）于 2023 年 6 月 12 日收到上海证券交易所（以下简称“上交所”）出具的《关于中国能源建设股份有限公司向特定对象发行股票申请文件的审核问询函》（上证上审（再融资）〔2023〕402 号），中信证券股份有限公司（以下简称“中信证券”或“保荐人”）作为公司本次向特定对象发行股票的保荐人（主承销商），会同发行人及发行人律师北京市嘉源律师事务所（以下简称“发行人律师”）和申报会计师天健会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“申报会计师”）等相关方，本着勤勉尽责、诚实守信的原则，就《反馈意见》所列示的问题逐项进行了核查、落实和认真讨论，现回复如下，请予审核。

本回复报告中的字体代表以下含义：

本回复报告中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。

如无特别说明，本回复报告中的报告期指 2021 年度、2022 年度及 2023 年

度，报告期各期末指 2021 年末、2022 年末及 2023 年末，简称与《中国能源建设股份有限公司 2023 年度向特定对象发行 A 股股票募集说明书（修订稿）》保持一致。

目录‌

目录 2

1.关于本次募投项目 3

2.关于融资规模与效益测算 16

3.关于同业竞争 62

4.关于应收款项及存货 68

5.关于财务性投资 100

6.关于其他 130

1.关于本次募投项目‌

根据申报材料，1）本次募集资❹总额不超过 150.00 亿元，拟用于中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目、甘肃庆阳“东数西算”源网荷储一体化智慧零碳大数据产业园示范项目、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目、湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目、乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目以及补充流动资❹；2）发行部分募投项目正在办理用地报批手续。

请发行人说明：（1）结合本次募投项目发包主体、经营模式、工程支付约定及是否存在分包转包情况,说明本次募投项目可行性；（2）本次对外承包工程项目是否符合《对外承包工程管理条例》要求，是否按照《对外承包工程项目备案报告管理办法》完成相关审批办理手续，是否完成境外投资所需的相关审批备案手续；（3）发行人本次募投项目用地报批程序进展情况,是否存在障碍；

（4）部分募投项目由控股子公司实施，请说明其他少数股东是否同比例增资或借款，是否存在损害上市公司利益的情形。

请保荐机构及发行人律师核查并发表明确意见。

回复：

一、结合本次募投项目发包主体、经营模式、工程支付约定及是否存在分包转包情况，说明本次募投项目可行性

（一）投资运营类项目

经公司审慎考虑，甘肃庆阳“东数西算”源网荷储一体化智慧零碳大数据产业园示范项目不再作为本次募集资金投资项目，此外中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目、湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目均为投资运营类项目，募投项目实施主体即为发包主体。

上述投资运营类项目的经营模式为：公司通过采购承包单位工程总承包

（EPC）服务的方式投资建成相应工程，在施工建设期按合同约定支付承包方相应工程款项。待项目完工后，项目持续生产运营，公司享有运营期的收入及利润。

工程支付约定方面，上述投资运营类项目均采用固定总价模式与承包方签订了 EPC 总承包项目合同。工程建设期间，承包方进行勘察设计、进场道路施工、施工场地平整、主体建设等施工作业。建设各个阶段结束后，项目公司按节点和工期向承包人按月支付进度款。

在上述投资运营类项目中，募投项目实施主体作为业主方将相关建设工程总包给施工单位，自身不涉及分包、转包的情形。

综上所述，本次募投项目中的投资运营类项目的实施主体即为发包主体，自身不涉及分包转包的情形。该等项目的建设和经营模式成熟稳定，具备可行性。

（二）工程总承包（EPC）类项目

乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目为境外工程总承包类项目。该项目分别位于乌兹布哈拉州东北方向 100 公里处和西北 180 公里处，项目总装机 1GW，工程内容主要包括 158 台 6.5MW 风机、两座 33KV/500KV 升压站以及两条总长约 290.5 公里的 500KV 架空线路。项目合同金额为 9.97 亿美元，施工总工期 30.5个月。

1、发包主体

乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目业主方为 ACWA POWER BASH WIND LLC、ACWA POWER DZHANKELDY WIND LLC。该项目是业主方与乌

兹别克▇▇外投部、能源部议标开发的 IPP 项目。

根据境外律师出具的法律意见，项目业主方 ACWA POWER BASH WIND LLC、ACWA POWER DZHANKELDY WIND LLC 具有必要的法人资格和权限以执行、交付和履行其所签署的项目合同中表示承担的义务。项目业主方 ACWA POWER BASH WIND LLC、ACWA POWER DZHANKELDY WIND LLC 在乌兹

别克▇▇开展项目不存在实质性障碍或法律风险，且其对所签署项目合同文件的执行和交付以及对其义务的履行不会违反乌兹别克▇▇普遍适用的任何已公布的法律、规则或条例的规定。

2、经营模式

乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目由中能建国际建设集团有限公司、中

国能源建设集团浙江火电建设有限公司、中国电力工程顾问集团国际工程有限公司和中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司作为联营体担任工程总承包方进行实施。联营体各方以共同投入、共同经营、共担风险、共享营收、共享利润的方式参与乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目的投标、合同谈判及中标后的项目实施，联营体四方就本项目对业主方承担连带责任。联营体成员根据联营体协议的约定按份额分配和分担联营体内部的各方权利、责任和义务。

本项目为工程总承包项目，通过项目工程款项收入（合同价格）与项目投入成本（工程建设费用等）的差价实现盈利，项目效益单独核算。本项目的投入成本采用“成本加成”方式确定，即在参与投标过程中根据业主需求估算工程项目成本。根据本项目具体情况和综合投标竞争情况设置适当的项目利润目标，从而计算项目投标工程额，中标后签订工程施工合同。

在项目实施过程中，联营体各方充分发挥优势互补共同设立项目目标和项目开展的组织机构，对整个项目进行总体管控，并从项目设计管理、采购管理、施工管理、计划管理、商务合同管理、质量管理、安全管理、财务管理、分包管理和风险管理等方面对项目实施进行阶段管控。此外，发行人在境外有多个正在执行的同类项目，具有丰富的 EPC 及投资项目经验。目前发行人在乌兹别克▇▇拥有多名具备优秀业务才能、管理能力和外语水平的持证项目经理以及报价、采购、施工、吊装等各方面的专业人才，并与多家当地具有良好资质水平和项目经验的专业分包商建立了密切的合作，能够确保项目的顺利执行。

3、工程支付约定及款项收付安排

本项目与业主方签订固定总价的 EPC 合同以确定工程支付约定及款项收付安排，并按照开工、设计、施工准备、施工建设、试运行等阶段设立详细付款计划，并按照相应计划经业主验收后按月回收建设款项，其中乌兹别克境内支付部分按美元计价，以实时汇率以当地币苏姆支付；国内部分直接以美元形式支付，并在竣工验收后结清相关款项。

向分包商支付工程款项时，本项目尽可能的采取“背靠背”付款原则，即在分包合同中设置类似的付款节点，并在付款条件中增加付款需以收到上游的业主付款为前提的规定，从而保障项目的款项和进度管理能力。

4、分包转包情况

在本项目实施方面，联营体各方根据联营体协议分别承担本项目的全场勘查设计、送出线路工程、风场建安、风机采购及风机物流采购等核心工作内容。对于业主方所在地的部分电网设计工作、少量设备采购和临时土建施工工作等非核心工作，由联营体成员分包给具备相应资质的分包单位实施。

本项目主体部分涉及的施工、设计工作均由联营体内部单位实施，相关单位具备施工资质及设计资质，本项目不存在转包情形。

综上所述，乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目的发包主体具有必要的法人资格和权限以执行、交付和履行其所签署的 EPC 合同中表示承担的义务，项目开展不存在实质性障碍和法律风险；本项目经营模式成熟稳定，发行人具有丰富的当地施工经验及人力资源、出色的总体管控与阶段管控能力；本项目主体部分涉及的施工、设计工作均由联营体内部单位实施，部分非核心工作分包给业主方所在地具备相应资质的分包单位实施，不存在转包的情形，项目具备可行性。

二、本次对外承包工程项目是否符合《对外承包工程管理条例》要求，是否按照《对外承包工程项目备案报告管理办法》完成相关审批办理手续，是否完成境外投资所需的相关审批备案手续

（一）本次对外承包工程项目是否符合《对外承包工程管理条例》要求

公司本次募投项目中乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目属于对外承包工程项目，中国能建全资子公司中能建国际建设集团有限公司、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司、中国电力工程顾问集团国际工程有限公司和中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司作为联营体担任工程总承包方实施本项目。本项目符合《对外承包工程管理条例》的有关要求，具体情况如下：

（二）是否按照《对外承包工程项目备案报告管理办法》完成相关审批办理

手续

《对外承包工程项目备案报告管理办法（征求意见稿）》第四条规定：“商务部负责中央企业总部（含整体上市的股份制公司）开展工程项目的备案和监管工作；省级商务主管部门负责本行政区域内地方企业和中央企业所属企业开展工程项目的备案和监管工作”。因此，本次对外承包工程项目需按照《对外承包工程项目备案报告管理办法（征求意见稿）》规定取得商务部备案手续。

2022 年 12 月 14 日，商务部合作司国际合作一处出具《对外承包工程项目备案回执》（编号为 71782022000025）及《对外承包工程项目备案回执》（编号

为 71782022000026），同意对乌兹别克▇▇巴什 500MW 风电项目及乌兹别克▇▇赞克尔迪 500MW 风电项目予以备案。因此，本次对外承包工程项目已按照

《对外承包工程项目备案报告管理办法（征求意见稿）》完成相关备案手续。

（三）是否完成境外投资所需的相关审批备案手续

1、发改部门关于境外承包工程项目的审批手续

《企业境外投资管理办法》（国家发展和改革委员会令第 11 号）第二条规定： “本办法所称的境外投资，系指中华人民共和国境内企业直接或通过其控制的 境外企业，以投入资产、权益或提供融资、担保等方式，获得境外所有权、控 制权、经营管理权及其他相关权益的投资活动”。根据国家发改委办公厅发布 的《境外投资核准备案常见问题解答》（2021 年 7 月）第 33 项，境内企业投标 承包境外工程项目，需出资用于项目材料、人工费等费用的情形下，如果是不 含投资的对外承包工程，前期费用垫资可以通过外汇管理部门经常项下有关途 径出资，无需履行境外投资有关手续。

本项目系联营体在乌兹别克▇▇实施的基础设施承包工程项目，本质上不涉及境内企业直接或间接以投入资产、权益或提供融资、担保等方式获得境外所有权、控制权、经营管理权及其他相关权益的投资活动，无需履行发改部门关于境外投资项目的核准或备案手续。

2、商务部门关于境外承包工程项目的审批手续

《境外投资管理办法》（商务部令 2014 年第 3 号）第二条规定：“本办法所称境外投资，是指在中华人民共和国境内依法设立的企业（以下简称企业）通过新设、并购及其他方式在境外拥有非金融企业或取得既有非金融企业所有权、控制权、经营管理权及其他权益的行为”。

本项目系联营体在乌兹别克▇▇实施的基础设施承包工程项目，本质上不涉及《境外投资管理办法》第二条所规定的境外投资，无需履行商务部门关于境外投资项目的核准或备案手续，仅需按照《对外承包工程项目备案报告管理办法

（征求意见稿）》规定，取得商务部关于对外承包工程项目的备案手续。

3、外汇部门关于境外承包工程项目的审批手续

本项目为不含投资的境外承包工程项目，涉及的外汇流转主要是经常项目项下的收汇和付汇，符合《中华人民共和国外汇管理条例》的相关规定，不涉及

《国家外汇管理局关于进一步推进外汇管理改革完善真实合规性审核的通知》

（汇发[2017]3 号）规定的境内外汇贷款结汇、内保外贷项下资金调回境内使用、通过国际外汇资金境内存款、自由贸易试验区内结汇、货物贸易外汇收支、出 口收入或服务贸易收入留存境外、境内机构利润汇出、本外币全口径境外放款 等事项，由商业银行直接审核办理经常项目项下的收付汇相关业务，不涉及外 汇部门审批。

三、发行人本次募投项目用地报批程序进展情况，是否存在障碍

本次向特定对象发行的募集资金总额（含发行费用）不超过 90.00 亿元（含

90.00 亿元），扣除发行费用后的募集资金净额将用于以下项目：

单位：亿元

注：乌兹别克▇▇巴什和赞克尔迪风电项目合同金额为 9.97 亿美元，按照中国人民银行公

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

上述募投项目中，中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目正在办理用地报批手续，其余投资运营类项目募投项目用地亦均已办理不动产权证书。截至本回复报告出具之日，上述项目的用地报批程序进展情况如下：

（一）中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目

该项目的光热部分厂前区、发电区、进场道路等用地为永久设施用地，采用国有土地出让的方式取得。截至本回复报告出具之日，项目永久设施用地的主要流程及进展如下：

截至本回复报告出具之日，该项目永久设施部分尚未开工建设，项目实施主体中能建哈密公司正在积极推进永久设施用地的相关土地流程，预计不存在项目建设用地无法落实的风险，后续取得该宗土地的权属证书无实质性障碍。

该项目的光伏部分和光热镜场部分使用租赁土地。2024 年 3 月 29 日，中能建投哈密绿色能源有限公司与▇▇坤县自然资源局签署《土地租赁合同》，租赁土地用途为工业用地，租赁面积为 31,954,498 平方米，租赁期限自 2024 年 3 月

29 日至 2034 年 3 月 28 日。

（二）中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目

该项目的光热发电区、升压汇集站、进站道路等用地为永久设施用地，采用国有土地出让的方式取得。截至本回复报告出具之日，项目永久设施用地的主要流程及进展如下：

该项目的光伏场区和光热镜场部分使用租赁土地，2022 年 12 月 1 日，吐鲁

番华新新能源有限责任公司与吐鲁番市鄯善县自然资源局签署《新疆维吾尔自治区 2022 年第二批市场化并网新能源中国能建浙江火电光热+光伏一体化项目国

有土地租赁合同》，租赁土地用途为未利用地，租赁面积为 44,996.55 亩，租赁

期限自 2022 年 12 月 1 日至 2042 年 11 月 30 日。

综上，公司本次募投项目中中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目正在办理永久设施用地的报批手续，该项目用地符合国土空间用途管制要求，后续取得永久设施用地土地的权属证书无实质性障碍。公司本次募投项目中其余投资运营类募投项目用地均已办理不动产权证书。

四、部分募投项目由控股子公司实施，请说明其他少数股东是否同比例增资或借款，是否存在损害上市公司利益的情形

（一）由控股子公司实施的募投项目，其他少数股东是否同比例增资或借

款

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目、乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目的实施主体均为公司全资子公司。湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目由公司控股子公司湖北楚韵储能科技有限责任公司实施。中能建数字科技集团有限公司、国网湖北综合能源服务有限公司分别持有湖北楚韵储能科技有限责任公司 65.00%、35.00%的股权。其中，中能建数字科技集团有限公司系公司下属全资子公司，国网湖北综合能源服务有限公司系国家电网有限公司下属全资子公司。

湖北应城300MW 级压缩空气储能电站示范项目位于湖北省孝感市应城市四里棚办事处下新村、张杨村地段，装机容量 300MW，预计于 2024 年 3 月 31 日

前建成投产。项目总投资 183,722.00 万元，主辅生产工程费用、与厂址有关的单

项工程费用等资本性支出合计 135,528.00 万元，董事会前已投入资本性支出为

19,568.69 万元，剩余待投入资本性支出为 115,959.31 万元，拟使用募集资金

50,000.00 万元全部用于董事会后的资本性支出，未超过扣除董事会前已投入资本性支出后的剩余待投入资本性支出金额。募集资金到位以后，公司拟通过委托贷款形式将募集资金投入湖北楚韵储能科技有限责任公司。对于项目资本金

部分，中能建数字科技集团有限公司、国网湖北综合能源服务有限公司按同比例出资。对于项目贷款部分，国网湖北综合能源服务有限公司因其自身战略和资金情况考虑，不会同比例提供贷款。

（二）募集资金使用方式不存在损害上市公司利益的情形

1、委托贷款安排

截至本回复报告出具之日，公司暂未与湖北楚韵储能科技有限责任公司签署委托贷款协议。同时，公司与湖北楚韵储能科技有限责任公司已就委托贷款的下列相关问题达成一致意见：

借款金额：公司同意按照湖北应城300MW 级压缩空气储能电站示范项目的进展需要，向湖北楚韵储能科技有限责任公司提供不超过 50,000.00 万元的委托借款，借款资金来源为公司本次向特定对象发行的募集资金，具体金额及借款发放的方式由双方签订借款合同约定。公司可根据项目进度的实际情况提前安排支付借款，待募集资金到位后按照相关法规规定的程序予以置换。

借款用途：协议项下的借款仅用于湖北楚韵储能科技有限责任公司实施湖北应城300MW 级压缩空气储能电站示范项目的建设需要，未经公司书面同意，湖北楚韵储能科技有限责任公司不得改变借款用途。

借款利率：借款利率不低于同期银行贷款利率。借款期限：借款期限由双方签订借款合同约定。

还款安排：利息支付及本金还款方式由双方签订借款合同约定。

届时借款期限、利率及还款安排将结合项目实际情况和参考市场利率确定，保证委托贷款主要条款计划合理，利率公允，不存在损害上市公司中小股东利 益的情况。

2、募集资金投入方式及流程完整合规

本次募集资金的投入方式已经公司董事会及股东大会审议通过，履行了必要的决策程序。公司将参考市场利率向湖北楚韵储能科技有限责任公司收取利息，借款利率公允，不会导致湖北楚韵储能科技有限责任公司无偿或以明显偏低的成本占用上市公司资金的情形，不存在利益输送。公司控股股东及公司的

董事、监事、高级管理人员与湖北楚韵储能科技有限责任公司少数股东不存在关联关系和相关利益输送安排。

3、公司对于募集资金管理已进行了妥善安排

为规范募集资金管理，保证募集资金安全，公司将在募集资金到位后开立募集资金专户，并与银行、保荐人签订《募集资金三方监管协议》。湖北楚韵储能科技有限责任公司亦将在借款资金到位时开立募集资金专户，并与公司、开户银行、保荐人签署《募集资金四方监管协议》。公司将监督湖北楚韵储能科技有限责任公司按照《上市公司监管指引第 2 号—上市公司募集资金管理和使用的监管要求（2022 年修订）》《中国能源建设股份有限公司募集资金管理办法》的要求规范使用募集资金。公司将根据相关事项进展情况，严格按照法律法规及时履行信息披露义务。

4、公司能够控制募集资金的使用并取得相关收益

公司已经与湖北楚韵储能科技有限责任公司明确了借款用途，约定的借款利率不低于同期银行贷款利率，不会导致湖北楚韵储能科技有限责任公司无偿或明显偏低成本占用上市公司资金的情形。且未来实际借款时，公司将与湖北楚韵储能科技有限责任公司签订详细的《借款协议》，确保湖北楚韵储能科技有限责任公司严格按照募投项目需要使用募集资金。

公司全资子公司中能建数字科技集团有限公司持有湖北楚韵储能科技有限责任公司 65%股权，为湖北楚韵储能科技有限责任公司的控股股东，公司通过中能建数字科技集团有限公司能够对湖北楚韵储能科技有限责任公司的经营、借款实际用途和还款安排等实施有效控制，湖北楚韵储能科技有限责任公司实施湖北应城300MW 级压缩空气储能电站示范项目所实现的经济效益将根据中能建数字科技集团有限公司所持有股权比例为上市公司股东所享有。

5、募集资金的投入助力公司新能源产业布局，有利于其长远利益

公司通过委托贷款将募集资金投入湖北楚韵储能科技有限责任公司实施湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目，能够扩大公司的经营规模，给公司带来经济效益并进一步丰富其在储能领域的产业优势，同时也可促进地区的经济发展和繁荣，有利于上市公司长远利益。

综上所述，公司通过委托贷款方式向湖北楚韵储能科技有限责任公司提供资金实施湖北应城300MW 级压缩空气储能电站示范项目不存在损害上市公司利益的情形。

五、中介机构核查情况

（一）核查程序

保荐人及发行人律师履行了如下核查程序：

1、查阅了募投项目的可行性分析报告，对发行人管理层和募集资金投资项目负责人进行了沟通问询，了解本次募集资金投资项目的经营模式、工程支付约定、项目回款安排等，查询了募集资金投资项目涉及的工程发包、承包、分包和转包情况及相关业务资质，查阅了发行人与交易对方签署的总包、分包合同及出具的相关承诺函，核查本次募集资金投资项目的实施风险和可行性；

2、查阅了发行人关于本次发行召开的 2023 年第一次临时股东大会、2023年第一次A 股类别股东大会及 2023 年第一次H 股类别股东大会的会议材料及公告文件；查阅了发行人本次发行的募集说明书；查阅了乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目涉及的 EPC 合同、商务部合作司国际合作一处出具《对外承包工程项目备案回执》、项目相关管理制度、为外包人员购买境外人身意外伤害保险的购买凭证、项目实施主体的审计报告；查阅了《对外承包工程管理条例》《对外承包工程项目备案报告管理办法》等有关法律法规中关于外承包工程项目、对外投资项目实施要求及审批备案手续的有关规定；

3、查阅了本次募投项目的建设项目用地预审与选址意见书、供地批复、土地使用权挂牌出让成交确认书、不动产权证书等用地报批程序文件及土地租赁合同；取得了募投项目所在地自然资源局出具的情况说明；取得了发行人关于本次募投项目相关情况的书面说明。

4、查阅了发行人就募集资金投入方式的说明。对发行人管理层和涉及控股子公司实施的募集资金投资项目负责人进行了沟通问询，了解了募投项目与公司发展战略、业务布局的关联性。查阅了募集资金投入安排和管理的相关文件资料，了解发行人及项目公司募集资金投入方式及委托贷款约定。

（二）核查意见

经核查，保荐人及发行人律师认为：

1、本次募投项目中的投资运营类项目的实施主体即为发包主体，实施主体本身不涉及分包和转包情形，该等项目的建设和经营模式成熟稳定，具备可行性。本次募投项目中的海外工程总承包（EPC）类项目（乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目），其发包主体具有必要的法人资格和权限以执行、交付和履行其所签署的项目合同中表示承担的义务，项目开展不存在实质性障碍和法律风险；该项目经营模式成熟稳定，发行人具有丰富的当地施工经验及人力资源、出色的总体管控与阶段管控能力；本项目主体部分涉及的施工、设计工作均由联营体内部单位实施，部分非核心工作分包给业主方所在地具备相应资质的分包单位实施，不存在转包的情形，项目具备可行性。

2、本次对外承包工程项目符合《对外承包工程管理条例》要求，并已按照

《对外承包工程项目备案报告管理办法（征求意见稿）》完成相关备案手续；乌 兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目本质上不涉及企业境外投资，因此无需履行 发改部门和商务部门关于境外投资项目的核准或备案手续，不涉及外汇部门审批。

3、发行人本次募投项目中中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目正在办理永久设施用地的报批手续，该项目用地符合国土空间用途管制要求，后续取得永久设施用地土地的权属证书无实质性障碍，其余投资运营类募投项目用地均已办理不动产权证书。

4、对于本次募投项目中由控股子公司实施的湖北应城 300MW 级压缩空气 储能电站示范项目，其他少数股东不进行同比例增资或借款。发行人拟通过委托 贷款形式将募集资金投入湖北楚韵储能科技有限责任公司，委托贷款安排合理，募集资金投入方式及流程合规，且发行人能有效控制募集资金的使用并取得收益、对募集资金管理进行了妥善安排，符合发行人公司发展需要，不存在损害上市公 司利益的情形。

2.关于融资规模与效益测算‌

根据申报材料，发行人本次向特定对象发行股票拟募集资❹总额不超过 150

亿元（含 150 亿元），扣除发行费用后将用于中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目、甘肃庆阳“东数西算”源网荷储一体化智慧零碳大数据产业园示范项目、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目、湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目、乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目及补充流动资❹。

请发行人说明：（1）本次募投各项目投资❹额的具体构成、测算依据及过程，拟使用募集资❹投入的具体内容，是否为资本性支出；结合本次募投项目发包主体、工程支付约定、款项收付安排、公司财务状况、发放贷款及垫款、盈利能力及现❹流、资❹缺口测算等说明本次募集资❹规模的合理性；（2）募集资❹补充流动资❹的测算依据，结合期末货币资❹的具体使用安排、补充流动资❹的具体用途、营运资❹缺口等分析募集资❹补流的必要性与合理性；结合本次募投项目中非资本性支出的❹额情况，测算本次募集资❹实际补充流动资❹的数额占本次拟募集资❹总额的比例是否超过 30%；（3）各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据，效益测算是否谨慎。

请保荐机构和申报会计师核查并发表明确意见。

回复：

一、本次募投各项目投资金额的具体构成、测算依据及过程，拟使用募集资金投入的具体内容，是否为资本性支出；结合本次募投项目发包主体、工程支付约定、款项收付安排、公司财务状况、发放贷款及垫款、盈利能力及现金流、资金缺口测算等说明本次募集资金规模的合理性

（一）本次募投各项目投资金额的具体构成、测算依据及过程，拟使用募集资金投入的具体内容，是否为资本性支出

中国能源建设股份有限公司本次向特定对象发行的募集资金总额（含发行费用）不超过 90.00 亿元（含 90.00 亿元），扣除发行费用后的募集资金净额将用于以下项目：

单位：亿元

注：乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目合同金额为 9.97 亿美元，按照中国人民银行公

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

1、中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目位于新疆维吾尔自治区哈密市巴里坤哈萨克自治县，总装机容量 1,500MW，其中光伏 1,350MW、储热型光热 150MW，按照“光热+光伏”一体化模式开发建设。本项目由公司全资子公司中能建投哈密绿色能源有限公司实施，预计于 2025 年 12 月 30 日前建成投产。

本项目总投资 808,237.00 万元，其中设备及安装工程、建筑工程、送出线路

等资本性支出合计 712,334.28 万元，非资本性支出 95,902.72 万元。董事会前未

有资本性支出，拟使用募集资金 300,000.00 万元全部用于项目董事会后的设备及安装工程等资本性支出。其投资金额具体构成及拟使用募集资金投入的具体内容如下：

单位：万元

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目的投资构成测算主

要依据包括《太阳能热发电厂可行性研究设计概算编制规定》《火力发电工程建 设预算编制与计算规定（2018 年版）》《电网工程建设预算编制与计算规定（2018 年版）》《电力建设工程概算定额（2018 年版）》《电网工程限额设计控制指标（2021 年水平）》《火电工程限额设计控制指标（2021 年水平）》《光伏发电工程设计概 算编制规定及费用标准》《光伏发电工程概算定额》及其他当地相关政策、文件 规定等，并结合招投标文件、设计图纸、项目公司与总承包方签署的《EPC 合同》等实际情况编制，测算依据和测算过程具有合理性及谨慎性。

2、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目位于新疆维吾尔自治区吐鲁番市鄯善县，规划总装机容量 1GW，包括 900MW 光伏发电项目和 100MW 光热发电储能项目。项目由公司全资子公司吐鲁番华新新能源有限责任公司实施，预计于 2025 年 12 月 31 日前建成投产。

本项目总投资 611,158.28 万元，其中设备及安装工程、建筑工程、汇集站

分摊等资本性支出合计 546,835.80 万元，非资本性支出 64,322.48 万元。董事会

前未有资本性支出，拟使用募集资金 300,000.00 万元全部用于董事会后的设备及安装工程（发电设备及安装工程、升压站变配电设备及安装工程、控制保护设备及安装工程、其他设备及安装工程）、建筑工程（发电场工程、升压变电站工程、房屋建筑工程、交通工程、其他建筑工程）等资本性支出。其投资金额具体构成及拟使用募集资金投入的具体内容如下：

单位：万元

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目的投资构成测算主要依据包括《太阳能热发电厂可行性研究设计概算编制规定》《火力发电工程建设预算编制与计算规定（2018 年版）》《电网工程建设预算编制与计算规定（2018 年版）》《电力建设工程概算定额（2018 年版）》《电网工程限额设计控制指标（2021 年水平）》《火电工程限额设计控制指标（2021 年水平）》《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》《光伏发电工程概算定额》及其他当地相关政策、文件规定等，并结合招投标文件、设计图纸、项目公司与总承包方签署的《EPC 合同》等实际情况编制，测算依据和测算过程具有合理性及谨慎性。

3、湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目

湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目位于湖北省孝感市应城市，装机容量 300MW，由公司控股子公司湖北楚韵储能科技有限责任公司实施，已于 2024 年 4 月 9 日并网发电。

中能建数字科技集团有限公司、国网湖北综合能源服务有限公司分别持有湖北楚韵储能科技有限责任公司 65.00%、35.00%的股权。其中中能建数字科技集团有限公司系公司下属全资子公司，国网湖北综合能源服务有限公司系国家电网有限公司下属全资子公司。该项目具体出资情况详见本回复报告关于问题 1 的回复中“四、部分募投项目由控股子公司实施，请说明其他少数股东是否同比例增资或借款，是否存在损害上市公司利益的情形”的相关内容。

本项目总投资 183,722.00 万元，主辅生产工程费用、与厂址有关的单项工程

费用等资本性支出合计 135,528.00 万元，非资本性支出 48,194.00 万元。董事会

前已投入资本性支出为 19,568.69 万元，剩余待投入资本性支出为 115,959.31 万

元，拟使用募集资金 50,000.00 万元全部用于董事会后的主辅生产工程（储能发电系统、水处理系统、供水系统、电气系统、热工控制系统、附属生产工程）等资本性支出，未超过扣除董事会前已投入资本性支出后的剩余待投入资本性支出金额。其投资金额具体构成及拟使用募集资金投入的具体内容如下：

单位：万元

湖北应城300MW 级压缩空气储能电站示范项目的投资构成测算主要依据包括《火力发电工程建设预算编制与计算规定（2018 年版）》《电力建设工程概算定额（2018 年版）》《火电工程限额设计参考造价指标（2020 年水平）》及其他当地相关政策、文件规定等，并结合招投标文件、设计图纸、项目公司与总承包方签署的《EPC 合同》等实际情况编制，测算依据和测算过程具有合理性及谨慎性。

4、乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目

乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目的业主方为 ACWA POWER BASH WIND LLC、ACWA POWER DZHANKELDY WIND LLC。该项目是业主方与乌

兹别克斯坦外投部、能源部议标开发的 IPP 项目。巴什项目和赞克尔迪风电项目 分别位于乌兹布哈拉州东北方向 100 公里处和西北 180 公里处，项目总装机 1GW，工程内容主要包括 158 台 6.5MW 风机，两座 33KV/500KV 升压站以及两条总长 约 290.5 公里的 500KV 架空线路。本项目由中能建国际建设集团有限公司、中 国能源建设集团浙江火电建设有限公司、中国电力工程顾问集团国际工程有限公 司和中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司作为联营体担任工程总承 包方进行实施。

乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目合同金额为 9.97 亿美元，根据项目

进度安排，项目施工总工期 30.5 个月。项目联营体已与本项目业主方签署《EPC

合同》，项目合同总金额为 9.97 亿美元，拟使用募集资金 250,000.00 万元全部用于董事会后的资本性支出。

公司根据募投项目的合同金额及实施方案对该项目的预计效益进行了测算，具体与经济评价指标相关的依据如下表所示：

乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目的投资构成测算依据和测算过程具有合理性及谨慎性。

（二）本次募集资金规模的合理性

公司本次募集资金投资中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目、湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目、乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目，项目投资总额 227.99 亿元，拟使用募集资金 90.00 亿元。上述项目与公司主业紧密相连，符合公司的业务发展方向和发展战略，符合行业发展趋势和国家产业政策，不涉及产能过剩行业或限制类、淘汰类行业、高耗能、高排放行业，项目主要能源消耗和污染物排放符合国家、行业及协会的相关标准、规定，具有较好的市场前景和盈利能力。

同时，综合考虑公司日常营运需要、公司货币资金余额及使用安排、日常经营积累等情况进行测算，公司依靠自有资金及经营积累较难全部满足公司各类资金需求，存在一定资金缺口。

在公司已经存在资金缺口的前提下，对于本次募投项目公司如全部通过自有资金投入会有一定资金压力。公司目前财务结构较为稳健，已从银行取得授信额度，可以通过银行借款解决部分长短期的资金需求。为了确保公司的财务安全及负债结构的健康，通过股权融资解决部分资金缺口问题亦具有必要性。

公司针对本次募投项目，综合考虑公司目前资金缺口、自有资金投入能力、银行融资渠道通畅程度和公司财务结构稳健性等问题，审慎确定募集资金规模为

90.00 亿元，募集资金规模设置具有合理性。对于剩余资金需求，公司将通过自有资金及银行融资等方式解决。

1、发包主体、工程支付约定、款项收付安排

关于本次募投项目发包主体、工程支付约定、款项收付安排的具体情况，详 见本回复报告关于问题 1 的回复中“一、结合本次募投项目发包主体、经营模式、工程支付约定及是否存在分包转包情况，说明本次募投项目可行性”的相关内容。

2、公司财务状况

截至 2023 年 12 月 31 日，公司财务状况主要指标如下：

单位：万元

2023 年末，公司资产总额为 7,831.56 亿元，其中流动资产总额为 4,260.70亿元，占资产总额比例为 54.40%。从资产构成来看，公司的资产以流动资产为主。

2023 年末，公司货币资金为 772.89 亿元，占流动资产的比例为 18.14%，货币资金主要为银行存款。基于公司的业务特征，往来账款金额较大，因此公司需保有一定规模的货币资金余额以满足日常经营资金收支的需要。

2023 年末，公司的负债总额为 5,949.03 亿元。从负债构成来看，公司的负债结构较为稳定，以流动负债为主。2023 年末，公司资产负债率为 75.96%，与同行业建筑央企平均水平基本持平。

3、发放贷款及垫款

截至 2023 年 12 月 31 日，公司发放贷款及垫款的构成情况如下：

单位：万元

截至 2023 年末，公司发放贷款及垫款的账面价值为 31.91 亿元，占归属于母公司净资产 1,104.65 亿元的比例为 2.89%。

4、盈利能力及现金流

2021 年至 2023 年，公司盈利能力及现金流情况如下：

单位：万元，%

2021 年至 2023 年，公司营业收入、净利润及归属于母公司所有者的净利润均稳步上升，主营业务毛利率维持稳定。公司经营活动产生的现金流量净额持续为正，经营活动现金流充足。

5、资金缺口测算

以最近一年（2023 年 12 月 31 日）经审计的财务数据为基础，测算公司目

前的资金缺口。截至 2023 年 12 月 31 日，公司货币资金余额 7,728,854.10 万元，

公司可支配资金余额为 6,855,764.90 万元。综合考虑公司的日常营运需要、公司

货币资金余额及使用安排等，公司目前的资金缺口为 2,755,528.10 万元，具体测算过程如下：

单位：万元

注：乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目合同金额为 9.97 亿美元，按照中国人民银行公

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

公司可支配资金、预计未来现金流入、资金需求等项目测算过程如下：

（1）可自由支配资金

截至 2023 年末，公司货币资金为 7,728,854.10 万元，其他受限货币资金为

915,252.10 万元，公司交易性金融资产为 42,162.90 万元。综上，公司可自由支

配资金总额为 6,855,764.90 万元。

（2）未来三年预计经营利润积累

公司未来三年自身经营利润积累以归属于母公司股东的净利润为基础进行 计算。公司 2021 年、2022 年及 2023 年经审计后归属于母公司股东的净利润分 别为 650,410.20 万元、782,413.90 万元及 798,611.60 万元，年增长率分别为 39.26%、 20.30%及 2.07%，年均增长率为 20.54%。基于谨慎考虑，假设未来三年归属于 母公司股东的净利润增长率以 2021 年至 2023 年年均增长率为基础，确定为

15.00%，经测算，公司未来三年归属于母公司股东的净利润分别为 918,403.34万元、1,056,163.84 万元及 1,214,588.42 万元，公司未来三年预计自身经营利润积累为 3,189,155.60 万元。该假设仅用于分析募集资金规模的合理性，并不代表

公司对 2024 年至 2026 年及/或以后年度的经营情况及趋势的判断，亦不构成公司盈利预测。

（3）本次募投项目资金需求

本次募投项目所需总投资为 2,279,920.76 万元，详见本回复报告关于问题

2 的回复中“一、本次募投各项目投资金额的具体构成、测算依据及过程，拟使用募集资金投入的具体内容，是否为资本性支出”中关于募投项目投资金额的相关内容。

（4）未来三年新增营运资金需求

经测算，公司 2024 年至 2026 年三年新增流动资金需求总额为 1,837,939.76

万元，具体测算如下：

2021 年至2023 年，公司营业总收入年增长率分别19.41%、13.68%及10.82%，平均增长率为14.63%。假设2024 年至2026 年公司营业总收入增长率为14.00%。即，以 2023 年营业总收入为基础，按照每年 14.00%的增长率预测出 2024 年至

2026 年各年营业收入。该假设仅用于计算公司的流动资金需求，并不代表公司

对 2024 年至 2026 年及/或以后年度的经营情况及趋势的判断，亦不构成公司盈利预测。本次流动资金需求测算主要考虑公司营业总收入变动导致的资金需求变动，不考虑公司于 2024 年至 2026 年资本性开支等投资行为的资金需求。

假设公司经营性流动资产和经营性流动负债与公司的营业总收入呈一定比例，即经营性流动资产销售百分比和经营性流动负债销售百分比保持稳定，且该百分比在 2024 年至 2026 年保持不变。公司采用 2021 年至 2023 年经营性流动资产销售百分比及经营性流动负债销售百分比数据的平均值作为基础，并保持 2024 年至 2026 年占对应营业总收入的比例不变进行测算，过程如下：

单位：万元

注：

1、流动资金占用额=经营性流动资产-经营性流动负债；

2、未来三年新增流动资金缺口=2026E 流动资金占用额-2023 年流动资金占用额。

经测算，公司 2024 年至 2026 年三年新增流动资金需求总额为 1,837,939.76

万元。

（5）未来三年预计现金分红所需资金

公司严格按照《公司章程》等有关规定，结合公司经营情况和投资计划，制定并审议通过了相关股利分配方案。根据公司《2021 年年度权益分派 A 股实施公告》（临 2022-032 号），2021 年公司派发现金红利 93,805.12 万元，占当年归属于母公司股东的净利润比例为 14.42%；根据公司《2022 年年度权益分派 A 股实施公告》（临 2023-035 号），2022 年公司派发现金红利 105,061.73 万元，占当年归属于母公司股东的净利润比例为 13.43%。根据公司利润分配方案，2023 年公司拟派发现金红利 108,397.00 万元（2023 年度利润分配方案需提交公司 2023 年年度股东大会批准后生效），占当年归属于母公司股东的净利润比例为 13.57%； 2021 年至 2023 年，公司派发现金红利占当年归属于母公司股东的净利润平均比

例为 13.81%。假设公司未来 2024 年至 2026 年归属于上市公司股东的净利润年

增长率为 15.00%（详见上文“未来三年预计经营利润积累”），2024 年至 2026

年现金分红比例假设按 2021 年至 2023 年平均水平（即 13.81%）测算，现金分

红总额分别为 126,831.50 万元、145,856.23 万元及 167,734.66 万元，符合《中国能源建设股份有限公司股东回报规划（2023-2025 年）》相关原则。据此测算，公司未来三年现金分红总额为 440,422.39 万元。

（6）最低资金保有量

最低资金保有量系公司为维持日常营运所需要的最低货币资金金额。中国能建作为国内大型建筑类央企，在 90 多个国家和地区设立了 200 多个境外分支机

构，业务遍布世界 140 多个国家和地区，近 3 年年均营业收入额达 3,649 亿元，

总资产规模约 6,588 亿元，公司在日常经营过程中需要保证一定的现金以备各类建设工程款的支出、投资支出以及支付各类费用等。公司管理层结合以往日常现金收支、每年度货币资金余额、同类可比建筑央企、市场同类再融资案例等情况，一般以保留 3 个月月均经营活动现金流出资金作为最低资金保有量以满足公司自身经营需求。具体分析如下：

①公司月均经营活动现金流出分析

根据公司 2021 年至 2023 年财务报表，公司的营业收入、经营活动现金流出具体如下：

单位：万元

2021 年至 2023 年，公司月均经营活动现金流出为 2,747,388.56 万元，按 3个月月均经营活动现金流出资金作为最低资金保有量，则最低资金保有量为 8,242,165.69 万元。

经查阅与公司可比的同类建筑央企，公司月均经营活动现金流出与其相比，总体略低于可比公司平均值（公司近 3 年平均占比为 7.56%，可比公司近 3 年平均为 8.28%），基本在同一水平，不存在重大差异，具体如下：

单位：万元

②年度货币资金余额分析

2021 年至 2023 年，公司近 3 年每年年末的货币资金余额分别为 5,829,909.80

万元、7,311,160.40 万元和 7,728,854.10 万元，平均额度为 6,956,641.43 万元。可

比公司近 3 年平均货币资金绝对额为 14,282,845 万元，符合建筑行业自身的特

点。从与业务规模的占比看，公司近 3 年的货币资金绝对额占营业收入的平均值为 20.19%，与可比公司行业平均 16.79%相比，基本处于同一水平，不存在重大差异，具体情况如下：

单位：万元

③公司货币资金周转率分析

结合公司2021 年至2023 年的付现成本总额及货币资金周转情况对公司的最低资金保有量进行了测算，具体计算如下：

单位：万元

注：

1、期间费用包括管理费用、研发费用、销售费用以及财务费用；

2、非付现成本总额包括当期固定资产折旧、无形资产摊销以及长期待摊费用摊销；

3、存货周转期=360/存货周转率；

4、应收款项周转期=360*（平均应收账款账面余额+平均应收票据账面余额+平均应收款项融资账面余额+平均预付款项账面余额+平均合同资产账面余额）/营业收入；

5、应付款项周转期=360*（平均应付账款账面余额+平均应付票据账面余额+平均合同负债账面余额+平均预收款项账面余额）/营业成本。

根据上表计算， 2021 年至 2023 年，公司最低货币资金保有量分别为

7,126,270.51 万元、8,806,869.97 万及 10,481,738.07 万元，整体与前述以 3 个月

经营活动现金流出资金作为最低资金保有量方法测算所得结果 8,242,165.69 万元

较为接近。在此测算方法下，2022 年公司最低货币资金保有量已达到 8,804,959.52

万元，但基于谨慎性考虑，公司最低资金保有量仍取为 8,242,165.69 万元。

④ 同类项目对于现金最低保有量的测算情况

根据市场公开信息，晶丰明源（688368.SH）、泰瑞机器（603289.SH）、伟时电子（605218.SH）、震有科技（688418.SH）、安泰集团（600408.SH）、星环科技

（688031.SH）、中远海特（600428.SH）、合兴股份（605005.SH）、德业股份

（605117.SH）等上市公司在其近期实施资本运作时亦采用自身三个月经营活动现金流出情况估计最低资金保有量，相关具体情况如下：

综上所述，公司采用保留 3 个月月均经营活动现金流出资金作为最低资金保有量亦符合市场惯例。

由上述可知，2021 年至 2023 年，公司月均经营活动现金流出占比、每年年度持有的货币资金绝对额占比与同行业相比属于同等比例水平，相关的数据也符合建筑行业本身的行业特点，以 3 个月为单位计量的最低资金保有量与按照货币周转率计算得出的金额基本接近，最低资金保有量测算具备合理性和谨慎性。

综上所述，结合现有资金及资金安排情况、相关资金周转、利润留存情况等，公司总体资金缺口约为 2,755,528.10 万元。本次募集资金规模是在现有业务的基础上谨慎考虑和可行性研究后确定的，充分考虑了项目需求等因素，具备合理性。

二、募集资金补充流动资金的测算依据，结合期末货币资金的具体使用安排、补充流动资金的具体用途、营运资金缺口等分析募集资金补流的必要性与合理性；结合本次募投项目中非资本性支出的金额情况，测算本次募集资金实际补充流动资金的数额占本次拟募集资金总额的比例是否超过 30%

经公司审慎考虑，甘肃庆阳“东数西算”源网荷储一体化智慧零碳大数据产业园示范项目及补充流动资金项目不再作为本次募集资金投资项目，甘肃庆阳“东数西算”源网荷储一体化智慧零碳大数据产业园示范项目改为使用公司自有资金投资，相应募集资金 150,000.00 万元予以调减，同时，补流项目对应

募集资金 435,060.60 万元亦同步予以调减。

三、各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据，效益测算是否谨慎

本次向特定对象发行中，各募投项目的收入、利润等效益测算均基于以下假设条件：1）国家现行法律、法规无重大变化，行业的政策及监管法规无重大变化；2）募投项目主要经营所在地及业务涉及地区的社会、经济环境无重大变化； 3）行业未来形势及市场情况无重大变化；4）人力成本价格不存在重大变化；5）行业涉及的税收政策将无重大变化；6）募投项目未来能够按预期及时竣工交付； 7）募投项目销售量即按照建设量测算；8）无其他不可抗力及不可预见因素造成的重大不利影响。

（一）中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目

1、测算基础及方法

测算主要采用的计算参数如下：

（1）营业收入

项目收入根据电价和上网电量（上网电量×不含税上网电价）计算，项目上网电价参照新疆能源不含税上网电价文件 0.23185 元/KWh 计取。

（2）成本费用

发电成本费用包括经营成本、其他费用和财务费用，其中经营成本包括修理费、折旧费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房公积金、材料费及其他、项目运维费和租地成本等。折旧费按电站的固定资产价值乘以综合折旧率计取。残值率取 5%，折旧年限取 20 年。项目运维采用外委模式，项目运维费按照行业平均水平 1,650.00 万元/年计算。工资及福利费计算时，项目定员机组按风光（热）

储一体化考虑 120 人，人均年工资 12.5 万元，职工的福利费、劳保统筹和住房公积金占工资的 60%。保险费为固定资产保险和其它保险，材料费及其他费用中，光热材料费为 5 元/MWh；光伏工程材料费为 8 元/KW，光热工程其他费用 20

元/KW，光伏工程其他费用 10 元/KW。经营成本中考虑长租地成本，租地价格

为 400 元/亩/年。其他费用主要包括保险费和土地使用税等，保险费按固定资产价值的 0.05%计取，土地使用税为 0.96 元/m²/ 年计取。财务费用主要是利息支出，为固定资产和流动资金在生产期应从成本中支付的借款利息，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。

（3）税金

电力工程交纳的税金包括增值税、销售税金附加、所得税。其中增值税税率为 13%。同时，根据《财政部国家税务总局关于全国实施增值税转型改革若干问

题的通知》（财税[2008]170 号），2009 年 1 月 1 日起，我国推行增值税转型改革，购进设备所含的增值税在售电环节可以进行抵扣。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础计征，按规定分别取 5%和 3%。地方教育附加根据财综[2010]98 号文件征取 2%。

根据《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》以及《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》的规定，太阳能电厂可享受“三免三减半”政策，以及自 2021 年 1 月 1 日至 2030 年 12 月 31 日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按 15%的税率征收企业所得税，之后按 25%的税率征收。

根据《中华人民共和国增值税暂行条例（2008）》规定，企业采购固定资产

（除建筑物、构筑物和消费用品外），均可以享受抵扣增值税的政策，总投资中的设备、材料的采购的进项税额，可以用以后年度的应缴增值税额抵扣。

（4）发电利润总额

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

（5）其他参数

本项目根据新疆地区近年来限电情况设定项目运营期限电率为 3%。此外，本项目为平价项目，无电价补贴。

2、测算过程

（1）收入测算

本项目计算期 28 年，其中建设期为 2.5 年，营业收入预测期为 25.5 年。本项目的营业收入来自于建成后的售电收入。预计未来运营期上网总电量 73,051,774.00MWh ， 售电价格为不含税 0.23185 元/KWh ， 售电收入总额

1,693,767.00 万元，运营期年均收入 65,144.88 万元。运营期内各年度收入预计如下：

注：

1、上网电量=光伏装机容量×容配比×光伏年利用小时数×弃光率+光热装机容量×光热年利用小时数，并考虑工程安装进度及生命周期、光伏组件衰减率、光热运维情况等进行考虑； 2、售电收入=上网电量×售电价格；

3、售电收入合计与各年度售电收入单独加总存在差异主要系售电收入合计是在各年基础上进行了取整计算所致。

（2）成本测算

本项目各年成本费用包括生产成本和财务费用两大部分。生产成本包含经营

成本和其他费用。经营成本包括水费、材料费、工资及福利费、折旧费、修理费、租地成本和项目运维费等，其他费用包括了保险费和税金等。

本项目预计运营期成本费用总额 1,353,397.78 万元， 运营期年均成本

52,053.76 万元， 主要包括运营期生产成本 1,100,378.03 万元和财务费用

253,019.74 万元。运营期内各年度成本预计如下：

单位：万元

（3）收益测算

本项目收益情况如下表所示：

单位：万元

注：

1、生产成本=经营成本+其他费用；

2、毛利额=售电收入-经营成本；

3、净利润=售电收入-生产成本-财务费用及相关税费（相关税费包括所得税、销售税金附加）。

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目毛利率为 40.31%，该项目系公司在光热、光伏一体化领域首次布局，内部不存在可以直接比较的同类项目。此外，公司在西北区域亦未有已并网投产项目。因此，结合新能源行业相关上市公司近期再融资募投项目的披露情况，根据项目类型等筛选与本项目较为相似的光伏项目，并就毛利率水平进行比较，具体情况如下：

单位：%

公司 2021 年至 2023 年新能源投资运营板块毛利率情况如下：

单位：万元

综上，本项目预计毛利率水平略低于公司其他新能源投资运营项目及同行业可比光伏项目毛利率水平，主要是因为本项目为光伏+光热模式，与其他光伏项目相比，造价成本略高，导致预计毛利率略低，但整体上看不存在实质性差异，

收益测算具备谨慎性。

本项目资本金的投资内部收益率为 7.03%，投资回收期为 16.42 年。整体而言，本项目毛利率等收益水平低于内地光伏发电项目的平均水平，收益测算具备谨慎性。

（二）中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目

1、测算基础及方法

光热部分的主要测算基础为国家能源局 DL/T5595-2021《太阳能热发电厂可行性研究设计概算编制规定》、国家能源局国能发电力〔2019〕81 号文《关于颁布 2018 年版电力建设工程定额和费用计算规定》的通知、电力工程造价与定

额管理总站定额〔2022〕1 号文《关于发布 2018 版电力建设工程概预算定额 2021年度价格水平调整》的通知、《电力建设工程装置性材料综合预算价格（2018年版）》《火电工程限额设计参考造价指标》《火力发电工程建设预算编制与计算规定》（2018 年版）。

光伏部分的主要测算基础为国家能源局发布（2016-06-01）《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》NB/T32027-2016、国家能源局发布（2016-12-01）

《光伏发电工程概算定额》NB/T32035-2016、可再生定额〔2016〕61 号文、可再生定额〔2019〕14 号文、国家计委计投资（1999）1340 号文。

测算主要采用的计算参数如下：

（1）营业收入

项目收入根据电价和上网电量计算（上网电量×不含税上网电价），不含税售电价格为 0.23185 元/KWh。

（2）成本费用

发电成本费用主要包括经营成本、其他费用和财务费用。经营成本主要包括 折旧费、修理费、职工工资及福利费、材料费和其他等。折旧费按照固定资产价 值×综合率计算。职工工资及福利费按照职工人均年工资 12 万元计算，福利费系 数按工资总额的 50%计取。项目整体评价修理费率、材料费等按固定资产原值、发电量、装机量、总投资额等各指标平均后逐年计算得出。其他费用主要是保 险费和税金。财务费用主要是利息支出，为固定资产和流动资金等在运行期应从 成本中支付的借款，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。

（3）税金

本项目应交纳的税金包括销售税金附加和所得税，电价测算中未计入增值税，增值税仅作为计算销售税金附加的基数。其中，增值税在测算中以补贴收入的方式进行核算。项目增值税额抵扣值为 61,503 万元。销售税金附加、所得税按照应纳税额=计税基数（增值税或者应纳税所得额）×适用税率计算。

光伏项目属于《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的项目类型，

企业所得税享受“三免三减半”优惠政策；根据《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》，2030 年以前所得税按税率 15%征收，2030 年以后按税率 25%征收。

（4）发电利润总额

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

2、测算过程

（1）收入测算

本项目计算期 27.5 年，其中建设期为 2.5 年，营业收入预测期为 25 年。本项目的营业收入来自于建成后的售电收入。预计未来运营期上网总电量 53,695GWh，售电价格为不含税 0.23185 元/KWh，售电收入总额 1,244,953.00 万

元，运营期年均收入 47,883.69 万元。运营期内各年度收入预计如下：

注：

1、上网电量=光伏装机容量×容配比×光伏年利用小时数×弃光率+光热装机容量×光热年利用小时数，并考虑工程安装进度及生命周期、光伏组件衰减率、光热运维情况等进行折减； 2、售电收入=上网电量×售电价格；

3、售电收入合计与各年度售电收入单独加总存在差异主要系售电收入合计是在各年基础上进行了取整计算所致。

（2）成本测算

本项目各年成本费用包括生产成本和财务费用两大部分。生产成本包含经营成本和其他费用。经营成本包括水费、材料费、工资及福利费、折旧费、修理费等，其他费用包括了保险费和税金等。

本项目预计运营期成本总额 972,347 万元，运营期年均成本 37,398 万元。运

营成本主要包括运营期生产成本 823,184 万元和财务费用 149,163 万元。运营期内各年度成本预计如下：

单位：万元

（3）收益测算

本项目收益情况如下表所示：

单位：万元

注：

1、生产成本=经营成本+其他费用；

2、毛利额=售电收入-经营成本；

3、净利润=售电收入-生产成本-财务费用及相关税费（相关税费包括所得税、城建税、教育附加税等销售附加税）。

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目毛利率 43.32%，该项目系公司在光热、光伏一体化领域首次布局，不存在可以直接比较的同类项目。此外，公司在西北区域亦未有已并网投产项目。因此，结合新能源行业相关上市公司近期再融资募投项目的披露情况，根据项目类型等筛选与本项目较为相似的光伏项目，并就毛利率水平进行比较，具体情况如下：

单位：%

公司 2021 年至 2023 年新能源投资运营板块毛利率情况如下：

单位：万元

综上，本项目预计毛利率水平略低于公司其他新能源投资运营项目及同行业可比光伏项目毛利率水平，主要是因为本项目为光伏+光热模式，与其他光伏项目相比，造价成本略高，导致预计毛利率略低，但整体上看不存在实质性差异。

本项目资本金的投资内部收益率为 7.00%，投资回收期为 16.93 年。整体而言，本项目毛利率等收益水平略低内地光伏发电项目的平均水平，收益测算具备谨慎性。

（三）湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目

1、测算基础及方法

测算主要采用的计算参数如下：

目前，我国还未针对压缩空气储能电站制定专门的补贴政策。由于压缩空气储能电站与抽水蓄能储能电站均为典型的长时储能电站，在提供储能及调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的内容和价值上具有相当的近似性。因此，当前压缩空气储能电站类项目各投资主体主要参考《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号）中对抽水蓄能项目制定的两部制电价相关政策。该两部制电价政策要求一方面通过电量电价回收发电的运行成本（即充电电量电费成本与放电电量电费收入相一致，不产生电量电费利润），另一方面以项目资本金内部收益率为基础计算容量电价，通过容量

电价实现投资回报。

根据国家发改委《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。根据该办法，年净现金流由不含税年现金流入与不含税年现金流出之差计算。其中，年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。由此，可根据“不含税容量电价=年平均收入÷覆盖电站机组容量，含税容量电价=不含税容量电价

×（1+增值税率）”核算容量电价。根据该办法要求，经营期内资本金内部收益率按 6.50%核定。

（1）营业收入

本项目收入包括电量电费收入和容量电费收入。其中，电量电费收入根据放电电价和上网电量计算（电量电费收入=上网电量×放电电价），放电电价参照湖北省煤电上网标杆电价，上网电量=装机容量×发电年利用小时。电量电费收入与充电电费支出相等，不产生电量电费利润。容量电费收入根据装机容量和容量电价计算（容量电费收入=装机容量×容量电价）。现阶段湖北地区抽水蓄能电站的容量电价普遍在 600-800 元/KW 年。本项目参照平均容量电价区间，以项目资本金内部收益率 6.5%反算容量电价，取值 752 元/KW 年（含税）。

（2）成本费用

发电成本费用包括充电费、折旧费、运维费、工资及福利费、保险费、材料费、利息支出和其他费用等。其中，充电费按照充电电量×充电电价计算，充电电价按湖北省煤电上网标杆电价×系统效率计算。折旧费按照规定的折旧分类标准进行分类测算。工资及福利费按照项目定员 50 人计算，人工成本取 16 万元/年。利息支出按照固定资产和流动资金等在运行期应从成本中支付的借款利息计算，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。

（3）税金

根据国家税收政策，电力项目交纳的税金包括增值税、营业税金附加和所得

税。其中，增值税根据《中华人民共和国增值税暂行条例》和《中华人民共和国 增值税暂行条例实施细则》对购进固定资产部分的进项税额允许从销项税额中抵 扣。营业税金附加包括城市维护建设税和教育费附加（含国家和地方教育费附加），以增值税税额为基础计征，税率均为 5%。所得税按应纳税所得额×所得税税率 计算，所得税税率按 25%计取。

（4）发电利润总额

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

2、测算过程

（1）收入测算

本项目计算期 27 年，其中建设期为 2 年，营业收入预测期为 25 年。本项目的营业收入来自于建成后的容量电费收入。预计未来运营期装机容量 300MW，容量电价 665.56 元/KW 年（不含税），容量电费收入总额为 499,179 万元（不含

税），运营期年均容量电费收入 19,967 万元（不含税）。运营期内各年度收入预计如下：

注：

1、容量电费收入=装机容量×容量电价；

2、各年度售电收入与容量电价*装机容量存在差异，主要是数据取整所致。

（2）成本测算

本项目预计运营期成本总额 364,872 万元，运营期年均成本 14,594.88 万元。

运营成本主要包括运营期生产成本 300,129 万元和财务费用 63,742 万元。生产成本包括经营成本和其他费用，其中，经营成本主要包括水费、材料费、工资及福利费、折旧费、修理费和摊销费等，其他费用包含保险费和税金等。运营期内各年度成本预计如下：

单位：万元

（3）收益测算

本项目收益情况如下表所示：

单位：万元

注：

1、生产成本=经营成本+其他费用；

2、毛利额=容量电费收入-经营成本；

3、净利润=售电收入-生产成本-财务费用及相关税费（相关税费包括所得税、城建税、教育附加税等销售附加税）。

根据上表售电收入及经营成本情况，该项目毛利率为 44.66%。如前所述，我国目前还未针对压缩空气储能电站制定专门的补贴政策。同时，由于压缩空气储能电站与抽水蓄能储能电站均为典型的长时储能电站，在提供储能及调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的内容和价值上具有相当的近似性。因此，当前压缩空气储能电站类项目各投资主体主要参考《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号）中对抽水蓄能项目制定的两部制电价相关政策。该两部制电价政策要求一方面通过电量电价回收发电的运行成本（即充电电量电费成本与放电电量电费收入相一致，不产生电量电费利润），另一方面以项目资本金内部收益率为基础计算容量电价，通过容量电价实现投资回报。根据国家发改委《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。根据该办法，经营期内资本金内部收益率按 6.50%核定。

据此，本项目基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率 6.50%对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。由此测算，本项目的投资财务内部收益率为 6.50%，投资回收期为 13.29 年。根据公开披露信息，中国电建云阳建全抽水蓄能电站项目的资本金财务内部收益率亦为 6.50%，与本项目一致。本项目毛利率等收益水平遵循行业政策、符合压缩空气储能电站类项目的通行收益测算方式，收益测算具备合理性和谨慎性。

（四）乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目

公司根据募投项目的合同金额及项目实施方案，对本项目的预计效益进行了测算，具体测算的过程如下表所示：

单位：美元