江苏中企华中天资产评估有限公司关于
《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见
通知书》[211317 号]的回复的核查意见
中国证券监督管理委员会：
贵会下发的《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》[211317
号]（以下简称“反馈意见”）已收悉。根据贵会的要求，江苏中企华中天资产评
估有限公司就反馈意见所涉及的评估问题逐条进行了认真分析、核查，请予审核。
如无特别说明，本核查意见中的简称与《江苏省新能源开发股份有限公司发
行股份购买资产暨关联交易报告书（修订稿）》（以下简称“《重组报告书（修订
稿）》”）中简称具有相同含义。
本核查意见中部分合计数与各明细数直接相加之和在尾数上如有差异，这些
差异是由于四舍五入造成的。
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目 录
3、申请文件显示，（1）大唐滨海所处的海上风力发电行业对天气条件存在比较大的
依赖，任何不可预见的天气变化都可能对其电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。实
际运行中会因气候变化发生波动，存在“大小年”情况。（2）大唐滨海 2019 年才开始陆续
并网发电，完整运行时间较短。（3）大唐滨海报告期业绩变化较大，预测期业绩金额较高
且较长时间内始终保持高水平。（4）本次收购标的资产少数股权，未形成控制。（5）标
的资产采用收益法评估作价，评估值 187,500 万元，增值率 42.85%，扣除国信集团 3.4 亿
元突击增资，增值率 117%;本次评估较上次评估（23,684.04 万元）增幅较大，增值率
691.67%。请你公司：（1）结合上述情况，分析论证并补充披露标的资产未来持续盈利稳
定性及本次交易的必要性，是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第一款
第（三）项、第（五）项相关规定，是否有利于保护上市公司和中小股东利益。（2）补充
披露标的资产本次评估作价是否充分考虑上述情形，国信集团应对标的资产业绩波动及业
绩承诺履行采取的保障措施及其有效性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明
确意见。.................................................................................................................................... 4
7、申请文件显示，根据江苏省电力设计院出具的分析报告、对江苏境内 5 个风电项目
历史年度电量的分析以及 2020 年大唐滨海实际等效满负荷小时数，本次评估时未来年度等
效满负荷小时数按 2,900 小时进行测算。请你公司:（1）补充披露上述分析报告的主要测算
依据，5 个风电项目的地理位置、历史年度电量。（2）结合标的公司与上述 5 个风电项目
的地理位置及风能资源差异、2021 年发电量及与预期相符情况，补充披露未来年度等效满
负荷小时数按 2,900 小时进行测算的合理性及生产经营的稳定性。请独立财务顾问和评估师
核查并发表明确意见。 ........................................................................................................... 12
8、申请文件显示，标的资产收益法评估中测算补贴电费收入时，补贴电价、累计等效
满负荷小时数分别选取行业主管部门规定的近海风电项目上网电价、合理利用小时数。请
你公司:（1）以补贴电价、累计等效满负荷小时数为参数，对标的资产收益法评估值进行敏
感性分析。（2）补充披露如标的公司补贴电价、累计等效满负荷小时数后续发生不利变化，
国信集团有无相关补偿安排，如无请说明是否有利于保护上市公司和中小投资者利益。（3）
在“重大风险提示”部分充分披露补贴电价、累计等效满负荷小时数后续不利变化导致的业
绩下滑、评估值下降等风险。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。 ............... 27
9、申请文件显示，（1）报告期末标的公司资产负债率 71.45%，收益法评估中 2028
年以后无财务费用。（2）标的公司共安装 96 台风机，自 2019 年 1 月起分批次并网发电，
截至 2019 年 12 月全部并网发电。根据《电力业务许可证》，风机机组设计寿命为 25 年，
因此本次预测截至 2044 年。（3）标的公司于 2020 年度收到对 2019 年下半年及 2020 年上
半年的运营考核结果，总计调减不含税收入 458.13 万元，冲减 2020 年度营业收入。未来年
度考核电费比例参照 2020 年上半年比例进行测算。（4）资产基础法评估中，标的公司房
屋建筑物类评估净值 141,871.42 万元，增值 1,529.79%;机器设备评估净值 279,989.94 万元，
减值-22.97%，主要原因是 96 台风机机组桩基账面值包含在机器设备中，而评估值包含在
房屋建筑物类中。（5）2018 年 11 月，采用资产基础法、收益法对标的公司进行评估，最
终选用资产基础法评估结果，截至评估基准日 2018 年 9 月 30 日，标的公司 100%股权评估
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值 23,684.04 万元，增值率 28.43%。而本次交易中，截至评估基准日 2020 年 12 月 31 日，
标的公司 100%股权收益法评估值 187,500 万元，增值率 42.85%，资产基础法评估值
177,036.65 万元，增值率 34.87%，最终选用收益法评估结果。请你公司:（1）结合标的资
产收益法评估中预测期内债务偿还及资产负债率变化情况，补充披露确定加权平均资本成
本时是否考虑该因素，如否请披露原因及合规性。（2）结合标的公司 96 台风机的购入时
间、安装时间、并网时间，《电力业务许可证》对于风机机组设计寿命起始时间的选取标
准，补充披露收益法预测期截至 2044 年的合规性。（3）补充披露标的公司核算电费收入
与相关主管部门考核存在差异的原因，是否存在跨期确认收入的情形及相关会计处理的合
规性，未来年度考核电费比例参照 2020 年上半年进行测算的准确性。（4）补充披露标的
公司 96 台风机机组桩基账面值和评估值归于不同类别的原因及合规性。（5）结合标的公
司前期评估的评估目的、与本次交易主要评估参数的差异、最终选用不同评估方法的考虑
等，补充披露本次交易评估值远高于前期的原因及合理性，以及本次交易作价的公允性。
请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。 ................................................................. 31
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3、申请文件显示，（1）大唐滨海所处的海上风力发电行业对天气条件存在比较
大的依赖，任何不可预见的天气变化都可能对其电力生产、收入及经营业绩带
来不利影响。实际运行中会因气候变化发生波动，存在“大小年”情况。（2）
大唐滨海 2019 年才开始陆续并网发电，完整运行时间较短。（3）大唐滨海报告
期业绩变化较大，预测期业绩金额较高且较长时间内始终保持高水平。（4）本
次收购标的资产少数股权，未形成控制。（5）标的资产采用收益法评估作价，
评估值 187,500 万元，增值率 42.85%，扣除国信集团 3.4 亿元突击增资，增值率
117%;本次评估较上次评估（23,684.04 万元）增幅较大，增值率 691.67%。请
你公司：（1）结合上述情况，分析论证并补充披露标的资产未来持续盈利稳定
性及本次交易的必要性，是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一
条第一款第（三）项、第（五）项相关规定，是否有利于保护上市公司和中小
股东利益。（2）补充披露标的资产本次评估作价是否充分考虑上述情形，国信
集团应对标的资产业绩波动及业绩承诺履行采取的保障措施及其有效性。请独
立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、结合上述情况，分析论证并补充披露标的资产未来持续盈利稳定性及
本次交易的必要性，是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第
一款第（三）项、第（五）项相关规定，是否有利于保护上市公司和中小股东
利益
（一）分析论证标的资产未来持续盈利稳定性
1、标的资产本次评估基于测风的相关理论数据，充分考虑了因气候变化发
生波动存在的“大小年”情况，并选取了较为谨慎的数值
（1）本次评估已充分考虑了因气候变化发生波动存在的“大小年”情况
对标的公司采用收益法评估时，根据中国能源建设集团江苏省电力设计院有
限公司出具的分析报告，本次评估时未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进
行测算，考虑了因气候变化发生波动存在的“大小年”情况。
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中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司利用风能资源评估专业软件
（Meteodyn_WT），结合风电场预装轮毂高度（90m）测风塔代表年历时风速、
风向系列资料及安装的风机机型和风机标准空气密度下的功率曲线，计算各风电
机组的理论年发电量。在理论发电量的基础上，考虑风机利用率、气候影响、功
率曲线、风机尾流、风机叶片腐蚀污染、控制和湍流强度、风电场内能量损耗等
因素的影响，对其进行修正，得出风电场年上网电量。
江苏省电力设计院在测算风电场理论年上网电量过程中，对测风数据进行了
测风数据验证，其中在数据订正环节考虑了风力“大小风年”波动情况。
按照规范要求，数据订正是根据风电场附近长期测站的观测数据，将验证后
的风电场测风数据订正为一套反映风电场长期平均水平的代表性数据，即风电场
测风高度上代表年逐小时风速、风向数据。江苏省电力设计院采用测风塔位置
90m 高度 MERRA 数据对实测数据进行代表年订正。
利用数据处理后的完整测风年的测风塔测风数据与 MERRA 同期逐时风速、
风向数据，按照《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》（NB/T
31029-2012 ） 以 及 《 风 电 场 工 程 风 能 资 源 测 量 与 评 估 技 术 规 范 》（ NB/T
31147-2018）的要求进行测风塔与 MERRA 数据分扇区相关分析，相关函数采用
线性方程：y=ax+b，其中：y 为测风塔逐时风速序列，x 为 MERRA 逐时风速序
列。通过对测风塔 90m 高度实测风速数据与 MERRA 对应时段数据的相关分析，
测风塔 90m 高度与 MERRA 数据总体相关系数为 0.98；分扇区相关中，90m 高
度与 MERRA 数据所有风向扇区的相关系数均大于 0.80，主风能 S 扇区相关系
数为 0.98。综上所述，测风塔 90m 高度风速与 MERRA 数据相关性好，可以采
用 MERRA 数据对测风塔数据进行代表年订正。考虑到近年来环境气候变化，以
及沿海地区的发展对海上风资源的影响，选取近 10 年（2010 年 8 月~2020 年 7
月）MERRA 数据作为代表年订正长序列。MERRA 近 10 年平均风速为 7.203m/s，
测风年 2011 年 8 月～2012 年 7 月平均风速为 7.207m/s，二者相差-0.004m/s，基
本相当，即风电场测风塔测风年可认为是平风年，该测风数据能够反映风电场长
期平均水平，因此，不进行代表年数据订正。
此外，江苏省电力设计院在测算等效满负荷小时数时，在年上网电量修正中
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也考虑了气候因素影响修正，气候影响主要考虑灾害气候如台风、盐雾、雷暴对
风机运行的影响。
（2）通过对江苏境内其他风电项目历史电量变化趋势的分析，本次评估年
等效利用小时数的取值相对谨慎
大唐滨海 301.8MW 海上风电场，位于江苏省盐城市废黄河口至扁担港口之
间的近海海域，滨海港港界水域东南侧。我国海上风电发展时间较短，暂时缺少
周边可比海上风电项目准确的长期电量数据，因此，本次评估时，搜集江苏盐城
及周边区域 5 个陆上风电场（可比风场）历史年度的上网电量数据，分析同一个
项目不同年份间上网电量的变化趋势，具体如下：
全部并网后年度上网电量（万千瓦时） 并网后年
全部
项目 平均上网
公司名称 并网 2016 2017 2018 2019 2020
地点 电量（万
时间 年 年 年 年 年 千瓦时）
江苏国信东
南通市 2015
凌风力发电 27,714 25,618 28,746 22,347 21,498 25,185
如东县 年
有限公司
江苏国信黄
盐城市 2015
海风力发电 37,558 36,437 39,817 31,939 30,683 35,287
响水县 年
有限公司
江苏国信临
盐城市 2016
海风力发电 - 35,747 37,126 30,372 29,417 33,166
射阳县 年
有限公司
江苏国信大
盐城市 2016
中风力发电 - 25,425 26,960 22,545 22,956 24,472
大丰市 年
有限公司
江苏国信东
盐城市 2017
台风力发电 - - 22,386 18,978 19,863 20,409
东台市 年
有限公司
通过上表的历年上网电量可以看出，2020 年确属于“小风年”。五个风场近
年平均年上网电量均高于 2020 年上网电量，增幅均值为 10.85%。本次收益法评
估时，2021 年的预测等效满负荷小时数是 2,900 小时，较 2020 年实际等效满负
荷小时 2,868.08 小时的增长率为 1.11%。因此，预测期等效满负荷小时数取 2,900
小时相对谨慎。
综上所述，江苏省电力设计院有限公司测算未来年度等效满负荷小时数时，
风力预测模型考虑了风力波动的影响，对标的公司采用收益法评估时，年度等效
满负荷小时数根据中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司测算的 2,900 小
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时进行测算，因此标的资产本次评估考虑了因气候变化发生波动存在的“大小年”
情况，取值能够反映项目风资源长期平均水平，且相对谨慎。
2、大唐滨海 2019 年开始陆续并网发电，至 2019 年末全部并网，2020 年已
平稳运行完整一年，相关数据具备参考意义
截至 2020 年 12 月 31 日，大唐滨海自 2019 年末全部并网后已运行一个完整
年度，鉴于发电行业的经营模式较为简单，江苏地区无弃风限电的情况，电价也
已有政策明确，只需考虑发电小时数和相应成本即可进行预测。但由于一年的发
电数据具有一定的偶然性，不能代表长期的发电水平，且 2020 年为小风年，故
本次评估采用了江苏电力设计院电力分析报告的数据，未来年度等效满负荷小时
数按 2,900 小时进行测算。
2021 年 1-5 月，大唐滨海实际上网电量为 46,965.46 万千瓦时，折算等效满
负荷小时数为 1,556.18 小时，已实现全年预测小时数的 53.66%。
因此，2020 年完整运行数据具备参考意义，本次评估根据电力设计院分析
报告数据进行预测，相对谨慎，具备合理性。
3、大唐滨海报告期业绩变化较大的原因主要系 2019 年发电机组陆续并网
大唐滨海风电机组并网后，经营状况良好，2019 年和 2020 年营业收入分别
为 11,181.12 万元和 63,607.04 万元，净利润分别为 5,494.15 万元和 30,217.89 万
元，收入均来源于风力发电。2020 年较 2019 年收入及利润均出现了大幅增长，
与 96 台风机分批并网相关。项目于 2019 年 1 月开始机组陆续并网发电，装机容
量存在逐步爬坡的过程，至 2019 年 12 月底实现全部风机机组的并网。
大唐滨海海上风力发电项目装机容量 301.8 兆瓦，共计 96 台风机，于 2019
年度陆续并网发电，具体并网时间如下表所示：
并网日期 累计并网风机台数（台） 累计并网容量（兆瓦）
2019 年 1 月 8 26.4
2019 年 9 月 48 151.2
2019 年 11 月 72 228.0
2019 年 12 月 96 301.8
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2020 年系滨海海上风力发电项目全部并网运营的第一个完整会计年度，因
此，2020 年度收入和利润较 2019 年度有较大提升，具备合理性。未来年度将保
持 96 台发电机组持续并网的稳定运行状态。
4、预测期营业收入较高且较长时间内始终保持较高水平具备合理性
标的公司本次评估时，预测期营业收入=上网电量×不含税上网电价-考核费
用。上网电量按每年 2,900 小时等效满负荷小时数进行测算，已考虑了风力波动
的影响；上网电价根据国家发改委明确的近海风电项目上网电价 0.85 元（含税）
每千瓦时测算，其中标杆电费为 0.391 元（含税）每千瓦时，补贴电费为 0.459
元（含税）每千瓦时；补贴电费测算至累计等效满负荷小时数累计至 52,000 小
时，超过部分不再计算补贴电费收入；考核电费比例参照 2020 年上半年比例进
行测算。
2021 年 1-5 月，大唐滨海实际上网电量为 46,965.46 万千瓦时，折算等效满
负荷小时数为 1,556.18 小时，占 2021 年全年预测等效满负荷小时数的比例为
53.66%。因此，预测期相关参数选取相对谨慎，依照此参数的预测数据具备合理
性。
5、本次评估值与 2018 年评估报告结果差异具备合理性
该问题参见问题 9 之“五、结合标的公司前期评估的评估目的、与本次交易
主要评估参数的差异、最终选用不同评估方法的考虑等，补充披露本次交易评估
值远高于前期的原因及合理性，以及本次交易作价的公允性”的相关回复。
综上所述，本次评估考虑了风力“大小年”的因素，参考 2020 年完整运行
年度的数据谨慎的选取了相关参数，预测数据具备合理性，标的资产未来持续盈
利具有稳定性。本次交易与 2018 年的评估增值率存在差异主要源于评估方法的
不同，具备合理性。
（二）本次交易的必要性
本次交易系解决控股股东承诺未履行的有效措施，可有效避免控股股东与上
市公司的潜在同业竞争；同时，将与上市公司主业相关的优质海上风电资产注入，
能够填补上市公司已投产海上风电业绩空白，有利于后续海上风电资源的获取，
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有利于提升上市公司的资产质量和盈利能力。因此交易具有其必要性。
（三）本次交易是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第
一款第（三）项、第（五）项相关规定，是否有利于保护上市公司和中小股东
利益
《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第一款第（三）项、第（五）
项规定：
“（三）重大资产重组所涉及的资产定价公允，不存在损害上市公司和股东
合法权益的情形；
（五）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；”
根据本题回复之（一），本次交易所涉及的资产评估参数选取谨慎合理，定
价公允，不存在损害上市公司和股东合法权益的情形。
本次交易将盈利能力较强且与公司主业相同的大唐滨海 40%股权注入，有利
于提升上市公司的资产质量和盈利能力，增强持续经营能力。同时标的公司将与
上市公司原有主业形成一定的协同，上市公司将通过本次交易提升海上风电领域
的建设经验、学习成熟的运营管理能力，同时为进一步加强与省内沿海各市县的
合作，储备更多的海上风电资源打下基础。
因此，本次交易定价公允，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，有利于保护上
市公司和中小股东利益。
二、补充披露标的资产本次评估作价是否充分考虑上述情形，国信集团应
对标的资产业绩波动及业绩承诺履行采取的保障措施及其有效性。
（一）标的资产本次评估作价已充分考虑上述情形
根据本题回复之“一、结合上述情况，分析论证并补充披露标的资产未来持
续盈利稳定性及本次交易的必要性，是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》
第十一条第一款第（三）项、第（五）项相关规定，是否有利于保护上市公司和
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中小股东利益”，本次评估作价已考虑了上述因素的影响，具体包括：
1、本次评估考虑了风力的“大小年”的情况，并通过以往风力历史数据谨
慎选取预测数；
2、2020 年完整运行数据具备参考意义，但由于单一年份的数据具有一定偶
然性，本次评估根据电力设计院分析报告数据进行预测，能够反映项目风资源长
期平均水平；
3、2019 年、2020 年业绩波动主要原因是 2019 年 96 台发电机组陆续并网，
直至 2019 年末才全部并网完成，2019 年是产能爬坡的过程，2020 年是产能满产
的状态，因此产生波动，后续产能稳定的情况下波动将收窄。
4、本次评估按照标的公司整体估值乘以相应的收购比例计算标的资产的估
值，考虑了收购少数股权的影响；
5、本次评估与 2018 年的评估值差异主要原因是两次评估基准日净资产账面
值差异和评估方法差异；两次评估的增值率分别为 42.85%和 28.43%，差异原因
主要是评估方法不同，2018 年采用的资产基础法的评估结果，而本次交易选用
了收益法的评估结论，考虑了标的公司在风能捕获能力、风资源利用率上的优势，
以及其较好的盈利能力。
综上所述，本次评估作价已充分考虑了本问题所述的各种情形。
（二）国信集团应对标的资产业绩波动及业绩承诺履行采取的保障措施及
其有效性
国信集团应对标的资产业绩波动及业绩承诺履行采取的保障措施如下：
1、国信集团在进行业绩预测和承诺时已考虑了标的公司业绩波动的因素，
选取了较为谨慎的参数，留足一定的安全垫
以 2021 年 1-5 月的数据为例，截至 2021 年 5 月末，大唐滨海实际上网电量
为 46,965.46 万千瓦时，折算等效满负荷小时数为 1,556.18 小时，占 2021 年全年
预测等效满负荷小时数的比例为 53.66%；2020 年 1-5 月，大唐滨海实际上网电
量为 42,691.94 万千瓦时，折算等效满负荷小时数为 1,414.58 小时。2021 年 1-5
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月上网等效满负荷小时数较 2020 年同期增长比例为 10.01%，而 2021 年全年预
测等效满负荷小时数 2,900 小时较 2020 年实际等效满负荷小时 2,868.08 小时的
增长率仅为 1.11%。由此可见，本次评估预测的数据相对谨慎。
2、督促标的公司确保发电机组稳定运行，保障发电安全
督促标的公司确保发电机组稳定运行，具体措施包括定期进行风电机组整机
结构安全监测、海上升压站输变电设备状态检测、海上风电组网络传输、数字化
风电场海空一体的巡检。标的公司已形成较为自动化及专业化的检修机制，能够
远程检测各风力机组的运行情况，有效保障发电机组的平稳、安全运行。
3、国信集团出具《关于保障业绩补偿义务实现的承诺》保障业绩补偿的有
效履行
国信集团通过本次交易获得的股份，自上市之日起 36 个月内不得转让。同
时，为保证上市公司能够获得切实可行的业绩补偿，国信集团作出如下承诺：“1、
本公司保证于本次交易项下取得的上市公司对价股份优先用于履行业绩补偿承
诺，不通过质押股份等方式逃废补偿义务。
2、未来质押对价股份时，将书面告知质权人根据业绩承诺协议上述股份具
有潜在业绩承诺补偿义务情况，并在质押协议中就相关股份用于支付业绩补偿事
项等与质权人作出明确约定。”
三、中介机构意见
经核查，评估师认为：
1、标的资产未来具备持续稳定的盈利能力，本次交易解决了控股股东承诺
超期未履行的问题，同时注入优质资产，有利于提高上市公司资产质量和盈利能
力，符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第一款第（三）项、第（五）
项相关规定，有利于保护上市公司和中小股东利益。
2、标的资产本次评估作价已充分考虑了风力的“大小年”、单一年份的数
据偶然性、产能爬坡、收购少数股权、与 2018 年的评估值差异等因素。国信集
团应对标的资产业绩波动及业绩承诺履行采取了相应的保障措施，具备有效性。
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7、申请文件显示，根据江苏省电力设计院出具的分析报告、对江苏境内 5 个风
电项目历史年度电量的分析以及 2020 年大唐滨海实际等效满负荷小时数，本次
评估时未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进行测算。请你公司:（1）补充
披露上述分析报告的主要测算依据，5 个风电项目的地理位置、历史年度电量。
（2）结合标的公司与上述 5 个风电项目的地理位置及风能资源差异、2021 年发
电量及与预期相符情况，补充披露未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进行
测算的合理性及生产经营的稳定性。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确
意见。
回复：
一、补充披露上述分析报告的主要测算依据，5 个风电项目的地理位置、历
史年度电量
（一）江苏省电力设计院出具的分析报告的测算依据
中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司利用风能资源评估专业软件
（Meteodyn_WT）对风力情况进行测算，该软件是较为精确的风力资源评估软
件，可结合风电场预装轮毂高度、风向系列资料及安装的风机机型和风机标准空
气密度下的功率曲线，计算各风电机组的理论年发电量。同时，在理论发电量的
基础上充分考虑风机利用率、气候影响、功率曲线、风机尾流、风机叶片腐蚀污
染、控制和湍流强度、风电场内能量损耗等因素的影响，对其进行修正，得出风
电场年上网电量。
1、测风数据
标的公司 300MW 海上风电项目场址范围内设有一座测风塔，坐标为（N34°
14.508'，E120°32.237'），塔高 100m，其中海上平台高 10m，塔体净高 90m。在
测风塔 100m、90m、80m、70m、50m、30m、20m 高度均有两套风速传感器。
同时，在 20m、80m、100m 高度处装有一套风向传感器，在 20m 高度安装一套
气温、气压和湿度传感器。传感器于 2010 年 6 月 13 日 17:00 开始测风，截至 2013
年 11 月已收集到约 42 个月测风数据。
1-5-12
测风塔的测风年为 2011 年 8 月至 2012 年 7 月。其中 90m 高度测风年平均
风速为 7.32m/s，年平均风功率密度为 418.8W/m2；100m 高度测风年平均风速为
7.35m/s，年平均风功率密度为 432.7W/m2；80m 高度测风年平均风速为 7.27m/s，
年平均风功率密度为 404.6W/m2；70m 高度测风年平均风速为 7.02m/s，年平均
风功率密度为 363.9W/m2；50m 高度测风年平均风速为 6.85m/s，年平均风功率
密度为 337.4W/m2；30m 高度测风年平均风速为 6.46m/s，年平均风功率密度为
281.8W/m2 ； 20m 高 度 测 风 年 平 均 风 速 为 6.22m/s ， 年 平 均 风 功 率 密 度 为
248.4W/m2。90m 高度风向参考 100m 高度风向。
测风塔测风年各月平均风速和风功率密度统计表如下：
单位：m/s、W/m2
100m 90m 80m 70m 50m 30m 20m
风功 风功 风功 风功 风功 风功 风功
序号 风 风 风 风 风
风速 率密 风速 率密 率密 率密 率密 率密 率密
速 速 速 速 速
度 度 度 度 度 度 度
1 6.25 296.2 6.28 295.4 6.28 291.5 6.14 276.2 6.08 275.2 5.80 244.0 5.76 226.9
2 7.55 448.7 7.50 434.9 7.49 428.0 7.30 401.7 7.18 388.7 6.77 333.3 6.59 301.4
3 8.13 512.6 8.02 481.9 7.85 448.8 7.57 398.8 7.23 346.5 6.62 269.3 6.22 224.4
4 10.18 949.7 10.00 892.6 9.85 839.2 9.31 700.5 8.70 572.1 7.64 390.6 6.90 295.6
5 6.66 335.9 6.65 320.4 6.57 304.4 6.27 259.4 5.99 219.8 5.46 157.6 5.04 121.1
6 7.65 434.7 7.65 426.7 7.61 420.5 7.30 372.1 7.18 355.7 6.91 314.2 6.66 283.2
7 8.00 493.8 7.94 472.9 7.79 446.1 7.38 375.0 7.11 325.5 6.67 263.2 6.31 228.3
8 6.53 323.5 6.53 313.2 6.50 309.6 6.30 282.3 6.04 257.0 5.83 225.3 5.59 200.0
9 7.45 415.8 7.45 417.1 7.42 402.2 7.28 382.3 7.25 383.8 7.03 345.8 6.93 320.7
10 5.45 181.6 5.48 181.5 5.47 178.0 5.34 168.7 5.35 169.2 5.17 155.1 5.19 147.7
11 7.54 463.9 7.55 459.3 7.51 448.3 7.32 424.9 7.33 425.8 7.04 380.8 6.89 347.7
12 6.91 354.3 6.89 347.4 6.99 356.4 6.85 340.5 6.86 345.0 6.67 315.3 6.60 295.1
平均 7.35 432.7 7.32 418.8 7.27 404.6 7.02 363.9 6.85 337.4 6.46 281.8 6.22 248.4
大唐滨海采用测风年风资源数据计算出的发电量具有长期代表性，具体分析
详见本题回复之“二、结合标的公司与上述 5 个风电项目的地理位置及风能资源
差异、2021 年发电量及与预期相符情况，补充披露未来年度等效满负荷小时数
按 2,900 小时进行测算的合理性及生产经营的稳定性”。
1-5-13
2、安装机型
标的公司海上风电项目现安装 96 台风机，其中 50 台 MySE3.0-135 机型，
轮毂高度 90m；46 台 GW140/3300 机型，轮毂高度 91m，总装机容量 301.8MW。
3、理论年发电量
根据风能资源评估专业软件（Meteodyn_WT），结合风电场预装轮毂高度
（90m）测风塔代表年历时风速、风向系列资料及安装的风机机型和风机标准空
气密度下的功率曲线，可计算出各风电机组的理论年发电量。
根据计算，标的公司风电场 96 台风机在实测空气密度下理论年发电量为
129,246.22 万 kWh，平均单机理论年发电量为 1,346.31 万 kWh。扣除尾流损失
后年发电量为 120,720.00 万 kWh，扣除尾流后平均单台风机年发电量为 1,257.50
万 kWh。风电场单台风机最大尾流损失为 8.6%，最小尾流损失为 1.0%，平均尾
流损失为 6.61%。
风机位置坐标及 Meteodyn_WT 软件计算理论发电量如下表：
风机坐标 扣除尾流影
理论发电量 尾流影响
风机编号 响发电量
x y （万 kWh） （%）
（万 kWh）
1号 40550689.400 3797759.654 1,303.02 1,233.26 5.4
2号 40551282.546 3797336.342 1,303.66 1,225.70 6
3号 40551875.691 3796913.032 1,304.03 1,225.46 6
4号 40552468.836 3796489.720 1,304.54 1,225.05 6.1
5号 40553061.982 3796066.409 1,305.13 1,225.05 6.1
6号 40553655.127 3795643.099 1,307.00 1,226.56 6.2
7号 40554248.272 3795219.787 1,309.71 1,229.47 6.1
8号 40554841.417 3794796.476 1,312.58 1,232.52 6.1
9号 40555434.562 3794373.165 1,314.79 1,235.48 6
10 号 40556027.707 3793949.853 1,316.52 1,238.47 5.9
11 号 40556620.853 3793526.542 1,318.05 1,239.71 5.9
12 号 40557213.997 3793103.232 1,319.83 1,240.72 6
13 号 40557807.144 3792679.920 1,321.85 1,243.24 5.9
14 号 40558400.289 3792256.609 1,324.68 1,246.98 5.9
1-5-14
风机坐标 扣除尾流影
理论发电量 尾流影响
风机编号 响发电量
x y （万 kWh） （%）
（万 kWh）
15 号 40558993.434 3791833.298 1,326.31 1,251.45 5.6
16 号 40559586.579 3791409.986 1,327.53 1,256.29 5.4
17 号 40560179.724 3790986.676 1,328.53 1,267.50 4.6
18 号 40560772.869 3790563.363 1,329.46 1,281.32 3.6
19 号 40561365.467 3790140.444 1,330.38 1,316.71 1
20 号 40549499.786 3797134.378 1,300.73 1,210.62 6.9
21 号 40550161.061 3796662.445 1,301.27 1,194.98 8.2
22 号 40550822.335 3796190.511 1,301.56 1,192.36 8.4
23 号 40551483.611 3795718.577 1,301.93 1,191.74 8.5
24 号 40552144.887 3795246.644 1,302.48 1,192.74 8.4
25 号 40552806.161 3794774.711 1,303.22 1,193.46 8.4
26 号 40553467.436 3794302.777 1,305.84 1,193.77 8.6
27 号 40554128.711 3793830.843 1,309.33 1,196.64 8.6
28 号 40554789.987 3793358.910 1,312.17 1,199.96 8.6
29 号 40555451.262 3792886.976 1,314.13 1,202.21 8.5
30 号 40556112.537 3792415.043 1,315.96 1,203.35 8.6
31 号 40556773.812 3791943.110 1,317.44 1,204.61 8.6
32 号 40557435.088 3791471.177 1,319.66 1,209.39 8.4
33 号 40558096.363 3790999.241 1,322.89 1,220.15 7.8
34 号 40558757.637 3790527.309 1,323.89 1,232.14 6.9
35 号 40559418.912 3790055.374 1,324.67 1,249.53 5.7
36 号 40560080.187 3789583.442 1,325.31 1,287.10 2.9
37 号 40548310.096 3796509.156 1,292.82 1,221.27 5.5
38 号 40548861.973 3796115.298 1,294.94 1,208.26 6.7
39 号 40549413.850 3795721.438 1,298.36 1,207.30 7
40 号 40549965.727 3795327.579 1,298.43 1,205.02 7.2
41 号 40550517.603 3794933.721 1,298.44 1,204.22 7.3
42 号 40551069.479 3794539.861 1,298.46 1,203.55 7.3
43 号 40551621.356 3794146.003 1,298.43 1,203.45 7.3
44 号 40552173.233 3793752.144 1,298.53 1,204.31 7.3
45 号 40552725.109 3793358.286 1,299.61 1,207.39 7.1
1-5-15
风机坐标 扣除尾流影
理论发电量 尾流影响
风机编号 响发电量
x y （万 kWh） （%）
（万 kWh）
46 号 40553276.985 3792964.426 1,302.62 1,208.61 7.2
47 号 40553828.862 3792570.568 1,308.20 1,211.90 7.4
48 号 40554380.739 3792176.709 1,310.14 1,214.59 7.3
49 号 40554932.615 3791782.849 1,311.25 1,216.50 7.2
50 号 40555484.492 3791388.991 1,312.32 1,218.97 7.1
51 号 40556036.369 3790995.132 1,405.68 1,311.20 6.7
52 号 40556588.245 3790601.273 1,407.52 1,317.74 6.4
53 号 40557140.122 3790207.414 1,410.42 1,324.41 6.1
54 号 40557691.998 3789813.556 1,413.63 1,330.78 5.9
55 号 40558243.875 3789419.697 1,415.28 1,337.50 5.5
56 号 40558795.266 3789026.184 1,416.26 1,376.76 2.8
57 号 40545823.865 3794597.835 1,368.08 1,271.79 7
58 号 40546311.762 3794249.636 1,369.68 1,260.98 7.9
59 号 40546799.660 3793901.437 1,371.62 1,260.48 8.1
60 号 40547287.558 3793553.237 1,373.30 1,261.72 8.1
61 号 40547775.456 3793205.038 1,374.90 1,265.51 8
62 号 40548263.355 3792856.839 1,376.14 1,270.37 7.7
63 号 40548751.252 3792508.640 1,378.30 1,280.28 7.1
64 号 40549239.150 3792160.441 1,379.35 1,274.10 7.6
65 号 40549727.048 3791812.243 1,379.35 1,270.99 7.9
66 号 40550214.946 3791464.044 1,379.26 1,269.88 7.9
67 号 40550702.843 3791115.844 1,379.31 1,269.14 8
68 号 40551190.742 3790767.644 1,379.88 1,269.24 8
69 号 40551678.640 3790419.445 1,382.24 1,270.86 8.1
70 号 40552166.537 3790071.246 1,384.55 1,272.51 8.1
71 号 40552654.436 3789723.047 1,386.72 1,275.09 8.1
72 号 40553142.334 3789374.848 1,390.32 1,298.38 6.6
73 号 40554118.130 3788678.450 1,396.23 1,297.13 7.1
74 号 40554606.028 3788330.251 1,399.00 1,304.84 6.7
75 号 40555093.925 3787982.051 1,401.26 1,324.55 5.5
76 号 40555581.910 3787633.792 1,403.38 1,372.36 2.2
1-5-16
风机坐标 扣除尾流影
理论发电量 尾流影响
风机编号 响发电量
x y （万 kWh） （%）
（万 kWh）
77 号 40544768.889 3794036.185 1,361.90 1,296.30 4.8
78 号 40545252.228 3793691.239 1,365.30 1,282.23 6.1
79 号 40545735.567 3793346.292 1,368.16 1,281.13 6.4
80 号 40546218.907 3793001.347 1,369.44 1,279.58 6.6
81 号 40546702.246 3792656.401 1,371.41 1,279.25 6.7
82 号 40547185.586 3792311.456 1,373.25 1,280.28 6.8
83 号 40547668.926 3791966.509 1,374.91 1,282.09 6.8
84 号 40548152.266 3791621.563 1,376.27 1,302.24 5.4
85 号 40549141.461 3790959.247 1,379.35 1,291.61 6.4
86 号 40549602.285 3790586.724 1,379.35 1,287.90 6.6
87 号 40550085.625 3790241.778 1,379.24 1,288.56 6.6
88 号 40550568.964 3789896.833 1,379.31 1,289.23 6.5
89 号 40551052.305 3789551.886 1,380.30 1,291.29 6.4
90 号 40551535.643 3789206.940 1,382.78 1,296.21 6.3
91 号 40552018.983 3788861.993 1,384.41 1,301.22 6
92 号 40552502.323 3788517.048 1,387.09 1,307.70 5.7
93 号 40552985.663 3788172.102 1,390.34 1,309.13 5.8
94 号 40553469.002 3787827.157 1,393.91 1,310.51 6
95 号 40553952.342 3787482.211 1,396.47 1,315.69 5.8
96 号 40554435.908 3787137.103 1,398.79 1,358.24 2.9
合计 - - 129,246.22 120,720.00 -
平均 - - 1,346.31 1,257.50 6.61
注：坐标系为 2000 国家大地坐标系-中央经线 120°
4、年上网电量修正
风电场年上网电量在理论发电量的基础上，考虑风机利用率、气候影响、功
率曲线、风机尾流、风机叶片腐蚀污染、控制和湍流强度、风电场内能量损耗等
因素的影响，对其进行修正，得出风电场年上网电量。
（1）风机利用率
风机利用率主要考虑风机、输电线路、电气设备检修和故障等因素影响风机
1-5-17
可用率情况，一般常规检修与维护安排在小风时段，以提高风机利用率。考虑风
机利用率取 95%。
（2）气候因素影响修正
气候影响主要考虑灾害气候如台风、盐雾、雷暴对风机运行的影响。场址区
可能发生台风等灾害性天气，考虑对风机的影响以及运行维护不可到达，发电量
损失在 5.0%左右。
（3）空气密度修正
风电场 90m 高度空气密度约为 1.221kg/m3。该报告使用 Meteodyn WT 软件
根据实测空气密度计算整个风电场的发电量，所以空气密度折减系数为 0.0%。
（4）风机功率曲线修正
根据厂家静态功率曲线，风机功率曲线保证率取值为 95％。
（5）风机尾流影响修正
根据风机布置情况及采用的风电机组的推力曲线，利用 Meteodyn WT 软件
计算风机间尾流影响，其值为 6.61％。
（6）控制和湍流强度的影响
本风电场 90m 高度湍流强度为 IECC 类，使用 MeteodynWT 软件模拟计算，
所有机位湍流强度均满足 IECC 类要求，考虑控制和湍流强度折减系数取 3.0%
计。
（7）叶片污染影响
本风电场位于中国近海，船只油污可能造成叶片污染，考虑叶片污染折减系
数 1.0%计。
（8）风电场场内能量损耗
本风电场为海上风电场，能量损耗一般包括场内集电线路、海上送出工程海
缆、变压器损耗以及厂用电。风电场场内电能损耗取 4.0%。
（9）故障率
1-5-18
考虑到升压站及海缆故障对发电量的影响，故障率按 3.0%计。
（10）其他因素影响
考虑风电场周围今后会修建其他风电场工程，风电场间会产生尾流的相互影
响，同时考虑测风数据完整性折减、代表年计算误差折减、软件误差折减、海面
粗糙度变化折减等。综合考虑，其他因素影响按 5.5%考虑。
根据以上各项估算，江苏滨海 301.8MW 海上风电项目年发电量的修正系数
为 72.5%（不含尾流影响）。据此估算风电场的年上网电量为 87,522.00 万 kWh，
平均单机年发电量为 911.69 万 kWh，风电场年等效满负荷小时数为 2,900h，容
量系数为 0.331。
风电场每台风机的上网电量如下：
风机坐标 等效满负荷
上网电量
风机编号 小时数 容量系数
x y （万 kWh）
（h）
1号 40550689.400 3797759.654 894.12 2,980 0.340
2号 40551282.546 3797336.342 888.63 2,962 0.338
3号 40551875.691 3796913.032 888.46 2,962 0.338
4号 40552468.836 3796489.720 888.16 2,961 0.338
5号 40553061.982 3796066.409 888.16 2,961 0.338
6号 40553655.127 3795643.099 889.26 2,964 0.338
7号 40554248.272 3795219.787 891.37 2,971 0.339
8号 40554841.417 3794796.476 893.57 2,979 0.340
9号 40555434.562 3794373.165 895.72 2,986 0.341
10 号 40556027.707 3793949.853 897.89 2,993 0.342
11 号 40556620.853 3793526.542 898.79 2,996 0.342
12 号 40557213.997 3793103.232 899.52 2,998 0.342
13 号 40557807.144 3792679.920 901.35 3,004 0.343
14 号 40558400.289 3792256.609 904.06 3,014 0.344
15 号 40558993.434 3791833.298 907.30 3,024 0.345
16 号 40559586.579 3791409.986 910.81 3,036 0.347
17 号 40560179.724 3790986.676 918.94 3,063 0.350
18 号 40560772.869 3790563.363 928.96 3,097 0.353
1-5-19
风机坐标 等效满负荷
上网电量
风机编号 小时数 容量系数
x y （万 kWh）
（h）
19 号 40561365.467 3790140.444 954.62 3,182 0.363
20 号 40549499.786 3797134.378 877.70 2,926 0.334
21 号 40550161.061 3796662.445 866.36 2,888 0.330
22 号 40550822.335 3796190.511 864.46 2,882 0.329
23 号 40551483.611 3795718.577 864.01 2,880 0.329
24 号 40552144.887 3795246.644 864.74 2,882 0.329
25 号 40552806.161 3794774.711 865.26 2,884 0.329
26 号 40553467.436 3794302.777 865.49 2,885 0.329
27 号 40554128.711 3793830.843 867.57 2,892 0.330
28 号 40554789.987 3793358.910 869.97 2,900 0.331
29 号 40555451.262 3792886.976 871.60 2,905 0.332
30 号 40556112.537 3792415.043 872.43 2,908 0.332
31 号 40556773.812 3791943.110 873.34 2,911 0.332
32 号 40557435.088 3791471.177 876.81 2,923 0.334
33 号 40558096.363 3790999.241 884.61 2,949 0.337
34 号 40558757.637 3790527.309 893.30 2,978 0.340
35 号 40559418.912 3790055.374 905.91 3,020 0.345
36 号 40560080.187 3789583.442 933.15 3,110 0.355
37 号 40548310.096 3796509.156 885.42 2,951 0.337
38 号 40548861.973 3796115.298 875.99 2,920 0.333
39 号 40549413.850 3795721.438 875.29 2,918 0.333
40 号 40549965.727 3795327.579 873.64 2,912 0.332
41 号 40550517.603 3794933.721 873.06 2,910 0.332
42 号 40551069.479 3794539.861 872.57 2,909 0.332
43 号 40551621.356 3794146.003 872.50 2,908 0.332
44 号 40552173.233 3793752.144 873.13 2,910 0.332
45 号 40552725.109 3793358.286 875.36 2,918 0.333
46 号 40553276.985 3792964.426 876.24 2,921 0.333
47 号 40553828.862 3792570.568 878.63 2,929 0.334
48 号 40554380.739 3792176.709 880.58 2,935 0.335
49 号 40554932.615 3791782.849 881.96 2,940 0.336
1-5-20
风机坐标 等效满负荷
上网电量
风机编号 小时数 容量系数
x y （万 kWh）
（h）
50 号 40555484.492 3791388.991 883.75 2,946 0.336
51 号 40556036.369 3790995.132 950.62 2,881 0.329
52 号 40556588.245 3790601.273 955.37 2,895 0.330
53 号 40557140.122 3790207.414 960.20 2,910 0.332
54 号 40557691.998 3789813.556 964.81 2,924 0.334
55 号 40558243.875 3789419.697 969.68 2,938 0.335
56 号 40558795.266 3789026.184 998.15 3,025 0.345
57 号 40545823.865 3794597.835 922.05 2,794 0.319
58 号 40546311.762 3794249.636 914.21 2,770 0.316
59 号 40546799.660 3793901.437 913.84 2,769 0.316
60 号 40547287.558 3793553.237 914.75 2,772 0.316
61 号 40547775.456 3793205.038 917.50 2,780 0.317
62 号 40548263.355 3792856.839 921.02 2,791 0.319
63 号 40548751.252 3792508.640 928.20 2,813 0.321
64 号 40549239.150 3792160.441 923.72 2,799 0.320
65 号 40549727.048 3791812.243 921.47 2,792 0.319
66 号 40550214.946 3791464.044 920.66 2,790 0.318
67 号 40550702.843 3791115.844 920.13 2,788 0.318
68 号 40551190.742 3790767.644 920.20 2,788 0.318
69 号 40551678.640 3790419.445 921.37 2,792 0.319
70 号 40552166.537 3790071.246 922.57 2,796 0.319
71 号 40552654.436 3789723.047 924.44 2,801 0.320
72 号 40553142.334 3789374.848 941.33 2,853 0.326
73 号 40554118.130 3788678.450 940.42 2,850 0.325
74 号 40554606.028 3788330.251 946.01 2,867 0.327
75 号 40555093.925 3787982.051 960.30 2,910 0.332
76 号 40555581.910 3787633.792 994.96 3,015 0.344
77 号 40544768.889 3794036.185 939.82 2,848 0.325
78 号 40545252.228 3793691.239 929.62 2,817 0.322
79 号 40545735.567 3793346.292 928.82 2,815 0.321
80 号 40546218.907 3793001.347 927.69 2,811 0.321
1-5-21
风机坐标 等效满负荷
上网电量
风机编号 小时数 容量系数
x y （万 kWh）
（h）
81 号 40546702.246 3792656.401 927.46 2,810 0.321
82 号 40547185.586 3792311.456 928.21 2,813 0.321
83 号 40547668.926 3791966.509 929.52 2,817 0.322
84 号 40548152.266 3791621.563 944.12 2,861 0.327
85 号 40549141.461 3790959.247 936.42 2,838 0.324
86 号 40549602.285 3790586.724 933.73 2,829 0.323
87 号 40550085.625 3790241.778 934.20 2,831 0.323
88 号 40550568.964 3789896.833 934.69 2,832 0.323
89 号 40551052.305 3789551.886 936.18 2,837 0.324
90 号 40551535.643 3789206.940 939.75 2,848 0.325
91 号 40552018.983 3788861.993 943.38 2,859 0.326
92 号 40552502.323 3788517.048 948.08 2,873 0.328
93 号 40552985.663 3788172.102 949.12 2,876 0.328
94 号 40553469.002 3787827.157 950.12 2,879 0.329
95 号 40553952.342 3787482.211 953.87 2,891 0.330
96 号 40554435.908 3787137.103 984.72 2,984 0.341
合计 - - 87,522.00 - -
平均 - - 911.69 2,900 0.331
注：坐标系为 2000 国家大地坐标系-中央经线 120°
（二）本次评估参考的 5 个陆上风电项目的地理位置、历史年度电量
大唐滨海 301.8MW 海上风电场，位于江苏省盐城市废黄河口至扁担港口之
间的近海海域，滨海港港界水域东南侧。因我国海上风电发展时间较短，暂时缺
少周边可比海上风电项目长期电量数据，因此，本次评估时，搜集江苏盐城及周
边区域 5 个陆上风电场历史年度的上网电量数据，用以分析同一个项目不同年份
间上网电量的变化趋势。各项目地理位置、全部并网后历史年度电量具体如下：
全部并网后年度上网电量（万千瓦时） 并网后年
全部
项目 平均上网
公司名称 并网 2016 2017 2018 2019 2020
地点 电量（万
时间 年 年 年 年 年 千瓦时）
江苏国信东 南通市 2015
27,714 25,618 28,746 22,347 21,498 25,185
凌风力发电 如东县 年
1-5-22
有限公司
江苏国信黄
盐城市 2015
海风力发电 37,558 36,437 39,817 31,939 30,683 35,287
响水县 年
有限公司
江苏国信临
盐城市 2016
海风力发电 - 35,747 37,126 30,372 29,417 33,166
射阳县 年
有限公司
江苏国信大
盐城市 2016
中风力发电 - 25,425 26,960 22,545 22,956 24,472
大丰市 年
有限公司
江苏国信东
盐城市 2017
台风力发电 - - 22,386 18,978 19,863 20,409
东台市 年
有限公司
通过比较上述公司历史年度的发电量，2020 年度各风电场的上网电量与并
网后的历史年度平均上网电量相比较小，属于相对小年。
二、结合标的公司与上述 5 个风电项目的地理位置及风能资源差异、2021
年发电量及与预期相符情况，补充披露未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时
进行测算的合理性及生产经营的稳定性
（一）标的公司与上述 5 个风电项目的地理位置及风能资源差异及标的公
司 2021 年发电量与预期相符情况
由于各发电厂风速大小、地理位置以及选用机型的差异，发电量数值存在较
大差异，不能用于直接比较。因此，采用同期趋势进行比较较为合理。江苏盐城
及周边区域 5 个风电场全容量并网以来历史年度的上网电量数据如下：
1-5-23
由图可知，各风电场年上网电量逐年变化趋势基本相同，其中 2018 年的风
速情况较好，2020 年风速状况则处于相对的小年。上述期间内，标的公司风电
项目测风塔位置 90m 高度 MERRA 数据变动情况如下：
通过将标的公司 2015 年至 2020 年风速变动情况与周边区域 5 个陆上风电场
进行对比，标的公司测风塔位置 90m 高度 MERRA 数据年平均风速变化趋势与
周边区域 5 个风电场年上网电量变化趋势基本相符。因此，MERRA 数据具有一
定长期代表性，由 MERRA 数据得出的测风年为平风年的结论具有一定的可靠
性。大唐滨海采用测风年风资源数据计算出的发电量具有长期代表性。
本次收益法评估时，2021 年的预测等效满负荷小时数是 2,900 小时，2020
年实际等效满负荷小时数是 2,868.08 小时，2021 年预测数据较 2020 年实际数据
的增长率为 1.11%。
2021 年 1-5 月，大唐滨海实际上网电量为 46,965.46 万千瓦时，折算等效满
负荷小时数为 1,556.18 小时，占 2021 年全年预测等效满负荷小时数的比例为
53.66%；2020 年 1-5 月，大唐滨海实际上网电量为 42,691.94 万千瓦时，折算等
效满负荷小时数为 1,414.58 小时。2021 年 1-5 月上网等效满负荷小时数较 2020
年同期增长比例为 10.01%。
根据标的公司 2021 年 1-5 月实际发电量与上年同期及本年度全年预测数的
对比，预计标的公司 2021 年发电量与预期不存在重大差异。
1-5-24
（二）未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进行测算的合理性及生产经
营的稳定性
1、未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进行测算的合理性
根据对江苏省电力设计院出具的分析报告等效满负荷小时数预测逻辑的分
析、对大唐滨海项目与江苏境内 5 个风电项目的对比分析、预测电量与 2020 年
及 2021 年 1-5 月实际上网电量的对比分析，未来年度等效满负荷小时数按 2,900
小时进行测算具有合理性。
2、标的公司未来生产经营的稳定性
（1）国家宏观政策支持新能源行业发展，风电产业未来发展向好
我国高度重视生态文明建设，坚持绿色发展，提出二氧化碳排放力争于 2030
年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和的发展目标。大唐滨海主营海上
风力发电，以及新能源项目的开发、建设和运营，属于国家宏观政策大力支持的
新能源行业。《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》提出，加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力
提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，建
设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。未来一段时间，我国海上风
电发展稳中求进，随着海上风电技术的不断进步，可以预见，风电产业未来发展
总体向好，有助于公司生产经营保持稳定。
（2）标的公司背靠大唐集团，生产经营具有较强的优势
标的公司 30 万千瓦海上风电项目是中国大唐集团公司首个自主开发建设的
海上风电，总装机容量 301.8MW，安装 96 台风力发电机组。海上风电在项目建
设前期需对各个环节进行充分的技术论证，投入运营后为减少风电机组停机维修
的成本，需不断进行技术完善。标的公司隶属于大唐新能源，属于中国大唐集团
公司的成员企业。大唐集团是国内最早从事新能源开发的电力企业之一，享有较
好的行业声誉，为标的公司良好的生产经营优势奠定基础。
（3）可再生能源发电全额保障性收购制度保障上网电量
可再生能源发电全额保障性收购制度。《可再生能源法》第十四条规定：“电
1-5-25
网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网
协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可
再生能源发电提供上网服务。”可再生能源发电全额保障性收购制度，有力地保
证了风力发电企业所生产的产品——电力，能够及时根据所在地的政策并网销
售，降低了销售风险。
国家发改委、国家能源局等相关部门印发《关于做好风电、光伏发电全额保
障性收购管理工作的通知》等文件，要求落实可再生能源发电全额保障性收购政
策，优先收购消纳风电、光伏发电等可再生能源所发电量，保障风电、光伏发电
的持续健康发展，进一步保障了标的公司所发电量的销售。
（4）上网电价具有一定的稳定性和可持续性
2014 年和 2016 年，国家发改委分别发布了《关于海上风电上网电价政策的
通知》和《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，均明确近海风电
项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税），国家发改委《关于完善风电上网电价
政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）规定，对 2018 年底前已核准的海上风
电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价。
2013 年 7 月 30 日，江苏省发展和改革委员会出具《省发展改革委关于大唐
国信滨海海上风力发电有限公司江苏滨海 300MW 海上风电项目核准的批复》苏
发改能源发[2013]1158 号），大唐滨海 300MW 风电项目获得核准。2015 年 7 月
2 日，国家能源局出具《关于江苏 4 个海上风电特许权招标项目有关事项的复函》
（国能新能[2015]241 号），同意标的公司的风电项目按常规近海海上风电项目建
设。根据国家发展和改革委员会《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价
格[2014]1216 号），近海风电项目上网电价为 0.85 元/千瓦时。2019 年 12 月，大
唐滨海全部机组完成并网。因此大唐滨海上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税），
其中：燃煤标杆电价为每千瓦时 0.391 元，补贴电价为每千瓦时 0.459 元。
财政部于 2020 年 10 月 21 日发布了《关于<关于促进非水可再生能源发电健
康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号），文件明确了
可再生能源电价附加补助资金（以下简称补贴资金）结算规则：按合理利用小时
数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度。海上风电全生命周期合理利
1-5-26
用小时数为 52,000 小时。对于补贴电费，本次评估测算至累计等效满负荷小时
数累计至 52,000 小时，超过部分不再计算补贴电费收入。
因此，大唐滨海风电项目的上网电价具有一定的稳定性和可持续性。
（5）标的公司的风电项目运营团队具有较强的专业能力
大唐滨海 30 万千瓦海上风电项目是中国大唐集团公司首个自主开发建设的
海上风电，大唐滨海组织了理论知识和实践经验丰富的专业化员工团队，构建了
专业知识过硬、行业经验丰富、开拓能力强、职业素养好、综合素质高，能够防
范经营风险、应对复杂局面的各类人才梯队。凭借优秀、专业、经验丰富同时十
分熟悉当地海域风况的项目团队，标的公司可以有效地控制成本，提高运营效率
和盈利能力。
综合以上分析，标的公司未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进行测算
具有合理性，其生产经营在未来一段时间能够保持稳定。
三、中介机构核查意见
经核查，评估师认为：
1、已补充披露分析报告的主要测算依据、5 个风电项目的地理位置及历史
年度电量。根据标的公司 2021 年 1-5 月实际发电量与上年同期及本年度全年预
测数的对比，预计标的公司 2021 年发电量与预期不存在重大差异。
2、根据对比分析，标的公司未来年度等效满负荷小时数按 2,900 小时进行
测算具有合理性。未来一段时间，随着国家对新能源行业的大力支持以及标的公
司自身的竞争优势，标的公司未来生产经营能够总体保持稳定。
8、申请文件显示，标的资产收益法评估中测算补贴电费收入时，补贴电价、累
计等效满负荷小时数分别选取行业主管部门规定的近海风电项目上网电价、合
理利用小时数。请你公司:（1）以补贴电价、累计等效满负荷小时数为参数，对
标的资产收益法评估值进行敏感性分析。（2）补充披露如标的公司补贴电价、
累计等效满负荷小时数后续发生不利变化，国信集团有无相关补偿安排，如无
请说明是否有利于保护上市公司和中小投资者利益。（3）在“重大风险提示”
1-5-27
部分充分披露补贴电价、累计等效满负荷小时数后续不利变化导致的业绩下滑、
评估值下降等风险。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、以补贴电价、累计等效满负荷小时数为参数，对标的资产收益法评估
值进行敏感性分析
（一）以补贴电价为参数，对标的资产收益法评估值进行敏感性分析
2014 年和 2016 年，国家发改委分别发布了《关于海上风电上网电价政策的
通知》和《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，均明确近海风电
项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税），国家发改委《关于完善风电上网电价
政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）规定，对 2018 年底前已核准的海上风
电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价。
2013 年 7 月 30 日，江苏省发展和改革委员会出具了《省发展改革委关于大
唐国信滨海海上风力发电有限公司江苏滨海 300MW 海上风电项目核准的批复》，
批准了大唐滨海 300MW 风电项目，并且该项目于 2019 年末全部并网发电，因
此大唐滨海上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税），其中：燃煤标杆电价为每千瓦
时 0.391 元，补贴电价为每千瓦时 0.459 元。
补贴电价敏感性分析情况如下：
不含税补贴电价
补贴电价变动 评估价值（万元） 权益价值变动率
（元/兆瓦）
+10% 446.81417 209,700.00 11.84%
+5% 426.504435 198,600.00 5.92%
保持不变 406.1947 187,500.00 0.00%
-5% 385.884965 176,500.00 -5.87%
-10% 365.57523 165,400.00 -11.79%
（二）以累计等效满负荷小时数为参数，对标的资产收益法评估值进行敏
感性分析
2020 年 1 月，财政部、发展改革委、国家能源局印发了《关于促进非水可
再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号，以下简称 4 号文），明
1-5-28
确了可再生能源电价附加补助资金（以下简称补贴资金）结算规则。4 号文明确，
按合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度。
财政部于 2020 年 10 月 21 日发布了《关于<关于促进非水可再生能源发电健
康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号，以下简称 426
号文），将补贴资金有关事项补充进行了补充通知。426 号文明确，海上风电全
生命周期合理利用小时数为 52,000 小时。
累计等效满负荷小时数敏感性分析情况如下：
累计等效满负荷小时 累计等效满负荷小时
评估价值（万元） 权益价值变动率
数变动 数（小时）
+10% 57,200 198,000.00 5.60%
+5% 54,600 192,900.00 2.88%
保持不变 52,000 187,500.00 0.00%
-5% 49,400 181,700.00 -3.09%
-10% 46,800 175,600.00 -6.35%
二、补充披露如标的公司补贴电价、累计等效满负荷小时数后续发生不利
变化，国信集团有无相关补偿安排，如无请说明是否有利于保护上市公司和中
小投资者利益。
2014 年、2016 年和 2019 年，国家发改委分别发布了《关于海上风电上网电
价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号）、《关于调整光伏发电陆上风电标杆上
网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729 号）和《关于完善风电上网电价政策的
通知》（发改价格〔2019〕882 号）。根据前述规定，标的公司上网电价为每千瓦
时 0.85 元（含税），不含税电价为每兆瓦时 752.2124 元，其中：燃煤标杆电价为
每兆瓦时 346.0177 元，补贴电价为每兆瓦时 406.1947 元。同时根据财政部于 2020
年 10 月 21 日发布的《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>
有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号），标的公司海上风电项目全生命周
期合理利用小时数为 52,000 小时。
截至本回复出具之日，上述政策均现行有效。
本次交易双方已签署《盈利补偿协议》、《盈利补偿协议之补充协议》，就业
绩补偿作出约定，业绩承诺期间为 2021 年、2022 年和 2023 年三个完整会计年
1-5-29
度（如本次交易的实施完毕时间延后，则业绩承诺期随之顺延）。
国信集团已出具声明函，声明如在业绩承诺期内，大唐滨海适用的补贴电价、
累计等效满负荷小时数等行业监管政策发生重大变化，导致大唐滨海实现净利润
不及盈利预测数的，或在业绩承诺期届满时达到减值补偿条件的，国信集团将按
照《盈利补偿协议》、《盈利补偿协议之补充协议》的约定进行业绩补偿或减值补
偿。
三、在“重大风险提示”部分充分披露补贴电价、累计等效满负荷小时数
后续不利变化导致的业绩下滑、评估值下降等风险。
上市公司已在重组报告书“重大风险提示”之“二、标的公司的经营风险”
之“（二）政策变动的风险”及“第十二章 风险因素”之“二、标的公司的经营
风险”之“（二）政策变动的风险”中就补贴电价、累计等效满负荷小时数后续
不利变化导致的业绩下滑、评估值下降等风险进行补充披露如下：
“截至本重组报告书签署日，大唐滨海执行的上网电价为每千瓦时 0.85 元
（含税），其中：燃煤标杆电价为每千瓦时 0.391 元，补贴电价为每千瓦时 0.459
元。该风电项目能够享有的可再生能源发电项目中央财政补贴合理利用小时数为
52,000 小时。未来一段时间，如果行业主管部门下调补贴电价金额或者减少海上
风电全生命周期合理利用小时数，将对标的公司的经营状况带来不利影响。”
四、中介机构核查意见
经核查，评估师认为：
若未来一段时间补贴电价及累计等效满负荷小时数发生变动，则标的公司的
经营业绩及估值情况将相应发生变动。国信集团已出具声明函，声明如如在业绩
承诺期内，大唐滨海适用的补贴电价、累计等效满负荷小时数等行业监管政策发
生重大变化，导致大唐滨海实现净利润不及盈利预测数的，或在业绩承诺期届满
时达到减值补偿条件的，国信集团将按照《盈利补偿协议》、《盈利补偿协议之补
充协议》的约定进行业绩补偿或减值补偿，上述措施有利于维护中小股东的利益。
1-5-30
9、申请文件显示，（1）报告期末标的公司资产负债率 71.45%，收益法评估中
2028 年以后无财务费用。（2）标的公司共安装 96 台风机，自 2019 年 1 月起分
批次并网发电，截至 2019 年 12 月全部并网发电。根据《电力业务许可证》，风
机机组设计寿命为 25 年，因此本次预测截至 2044 年。（3）标的公司于 2020 年
度收到对 2019 年下半年及 2020 年上半年的运营考核结果，总计调减不含税收
入 458.13 万元，冲减 2020 年度营业收入。未来年度考核电费比例参照 2020 年
上半年比例进行测算。（4）资产基础法评估中，标的公司房屋建筑物类评估净
值 141,871.42 万元，增值 1,529.79%;机器设备评估净值 279,989.94 万元，减值
-22.97%，主要原因是 96 台风机机组桩基账面值包含在机器设备中，而评估值
包含在房屋建筑物类中。（5）2018 年 11 月，采用资产基础法、收益法对标的公
司进行评估，最终选用资产基础法评估结果，截至评估基准日 2018 年 9 月 30
日，标的公司 100%股权评估值 23,684.04 万元，增值率 28.43%。而本次交易中，
截至评估基准日 2020 年 12 月 31 日，标的公司 100%股权收益法评估值 187,500
万元，增值率 42.85%，资产基础法评估值 177,036.65 万元，增值率 34.87%，最
终选用收益法评估结果。请你公司:（1）结合标的资产收益法评估中预测期内债
务偿还及资产负债率变化情况，补充披露确定加权平均资本成本时是否考虑该
因素，如否请披露原因及合规性。（2）结合标的公司 96 台风机的购入时间、安
装时间、并网时间，《电力业务许可证》对于风机机组设计寿命起始时间的选取
标准，补充披露收益法预测期截至 2044 年的合规性。（3）补充披露标的公司核
算电费收入与相关主管部门考核存在差异的原因，是否存在跨期确认收入的情
形及相关会计处理的合规性，未来年度考核电费比例参照 2020 年上半年进行测
算的准确性。（4）补充披露标的公司 96 台风机机组桩基账面值和评估值归于不
同类别的原因及合规性。（5）结合标的公司前期评估的评估目的、与本次交易
主要评估参数的差异、最终选用不同评估方法的考虑等，补充披露本次交易评
估值远高于前期的原因及合理性，以及本次交易作价的公允性。请独立财务顾
问和评估师核查并发表明确意见。
回复：
1-5-31
一、结合标的资产收益法评估中预测期内债务偿还及资产负债率变化情况，
补充披露确定加权平均资本成本时是否考虑该因素，如否请披露原因及合规性。
（一）关于资本结构选择的准则依据及本次评估资本结构的选择
根据中国资产评估协会发布的《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》（中评协[2020]38 号）第十八条的规定，“被评估企业适
用的资本结构一般可以通过下列几种途径确定：
（一）采用被评估企业评估基准日的真实资本结构，前提是企业发展趋于稳
定；
（二）采用目标资本结构，取值可以参考可比公司或者行业资本结构水平，
并分析企业真实资本结构与目标资本结构的差异及其对债权期望报酬率、股权期
望报酬率的影响，考虑是否需要采取过渡性调整等措施。”
根据中国证监会发布的《监管规则适用指引——评估类第 1 号》，“资产评估
机构执行证券评估业务，在确定资本结构时应当遵循以下要求：
一是如果采用目标资本结构，应当合理分析被评估企业与可比公司在融资能
力、融资成本等方面的差异，并结合被评估企业未来年度的融资情况，确定合理
的资本结构；如果采用真实资本结构，其前提是企业的发展趋于稳定；如果采用
变动资本结构，应当明确选取理由以及不同资本结构的划分标准、时点等；确定
资本结构时，应当考虑与债权期望报酬率的匹配性以及在计算模型中应用的一致
性。”
根据上述准则及监管规则，资本结构的选择有三种方式，主要包括：
1、采用被评估企业评估基准日的真实资本结构；
2、采用变动资本结构；
3、采用目标资本结构。
评估机构结合标的公司实际情况，选择了采用目标资本结构这一方式，具体
分析如下：
首先，根据《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
1-5-32
测算》，采用被评估企业评估基准日的真实资本结构的前提，是企业的发展趋于
稳定，即被评估企业资本结构的变化趋于稳定，而标的公司预期未来年度会逐步
归还借款，资本结构预期发生较大变动，未达到稳定状态，故不适合采用评估基
准日的真实资本结构进行测算。
其次，根据《监管规则适用指引——评估类第 1 号》“如果采用变动资本结
构，应当明确选取理由以及不同资本结构的划分标准、时点等”，标的公司的资
本结构随着借款的偿还会不断发生变化，难以明确划分。同时，在企业自由现金
流折现模型中，资本结构发生变动时，模型中采用的折现率各参数取值也会随之
变化。通常来说，债务资本成本会随着企业的债务金额提高而增大，而股权资本
成本的计算则涉及企业特定风险调整系数的确定，该系数需综合考虑企业规模、
所处经营阶段、管理及运营水平、抗风险能力、融资能力等因素的影响。因此，
在实务操作中，由资本结构变动引起的折现率变化难以直接逐年量化，因此难以
用于本次评估。
因此，本次评估采用《监管规则适用指引——评估类第 1 号》中列明的目标
资本结构这一方式。同时，本次评估选择行业平均资本结构作为目标资本结构，
结合标的公司与可比公司在融资能力、融资成本等方面的差异等方面做出的合理
性分析详见本回复之（二）。
（二）本次评估选择行业平均资本结构作为目标资本结构的合理性
根据中国证监会发布的《监管规则适用指引——评估类第 1 号》，如果采用
目标资本结构，应当合理分析被评估企业与可比公司在融资能力、融资成本等方
面的差异，并结合被评估企业未来年度的融资情况，确定合理的资本结构。
1、标的公司的融资能力较好，融资成本较低
截至评估基准日 2020 年 12 月 31 日，标的公司分别与中国建设银行股份有
限公司滨海支行、招商银行股份有限公司北京分行、中国邮政储蓄银行盐城市分
行签订了借款合同，合同授信总金额为 65 亿元，至基准日提款总额为 21.093 亿
元。具体情况如下：
单位：万元
1-5-33
截至 2020 年
债权人 12 月 31 日本 开始时间 到期时间 授信额度 借款利率
金余额
中国建设银行
基准利率下
股份有限公司 137,000.00 2019 年 9 月 2034 年 9 月 300,000.00
浮 5%
滨海支行
招商银行股份 27,100.00 2020 年 11 月 2035 年 11 月 5 年以上 LPR
有限公司北京 200,000.00 为基准利率，
分行 36,000.00 2020 年 12 月 2035 年 11 月 减 50 个基点
中国邮政储蓄 5,030.00 2020 年 9 月 2034 年 8 月 5 年以上 LPR
银行盐城市分 150,000.00 为基准利率
行 5,800.00 2020 年 11 月 2034 年 8 月 减 0.34%
合计 210,930.00 650,000.00
从上表可知，截至评估基准日，大唐滨海已与 3 家银行签订了借款合同，授
信额度共计 65 亿元，至评估基准日的提款总金额为 21.093 亿元，充分说明大唐
滨海具有较强的融资能力。
同时，根据大唐滨海已签订的借款合同，其借款利率均在基准日 LPR 的基
础上下浮一定比例，说明大唐滨海的融资成本低于市场平均水平，具有较低的融
资成本。
2、标的公司评估基准日的资产负债率与可比公司不存在重大差异
标的公司属于新能源发电行业，通过对同行业的上市公司进行筛选，选取了
4 家风力发电业务收入占主营业务收入比例超过 80%的上市公司作为可比公司，
并分析了标的公司与可比公司的资产负债率的差异，具体如下：
公司名称 2020 年 12 月 31 日
中闽能源(600163.SH) 63.78%
节能风电(601016.SH) 68.07%
嘉泽新能(601619.SH) 70.04%
银星能源(000862.SZ) 69.94%
平均值 67.96%
大唐滨海 71.45%
从资产负债率的角度分析融资能力，风力发电行业普遍资产负债率水平较
高，标的公司与可比公司的资产负债率不存在较大差异，也可说明标的公司具有
较好的融资能力，与可比上市公司不存在显著差异。
1-5-34
综上，标的公司的融资能力与可比上市公司不存在显著差异，且具有较低的
融资成本，因此采用行业平均资本结构可以准确反映标的公司的经营情况及市场
对标的公司的风险判断，故本次评估时以可比上市公司资本结构的平均值作为标
的公司的目标资本结构具有合理性。
（三）以行业平均资本结构作为目标资本结构，与可比案例一致
本次采用企业自由现金流模型进行收益法评估，并且选择行业平均资本结构
作为目标资本结构，与同行业重组案例评估模型选择具有一致性。
公开渠道查询到的风电行业收购相同或类似行业标的案例情况如下：
序号 购买方 交易标的 评估基准日 定价方法 评估模型
中闽能源
1 中闽海电 100%股权 2019/3/31 收益法 企业自由现金流
(600163.SH)
川能动力 四川省能投风电开发
2 2017/3/31 收益法 企业自由现金流
(000155.SZ) 有限公司 55%股权
津劝业 国开新能源科技有限
3 2019/8/31 收益法 企业自由现金流
(600821.SH) 公司 100%股权
（续）
序号 购买方 折现率 资本结构 财务费用 评估机构
福建联合中和资产评估
中闽能源 可比上市公司 预测期还款，
1 WACC 土地房地产估价有限公
(600163.SH) 的资本结构 财务费用变动
司
川能动力 可比上市公司 预测期还款， 北京中企华资产评估有
2 WACC
(000155.SZ) 的资本结构 财务费用变动 限责任公司
津劝业 预测期还款， 中联资产评估集团有限
3 WACC D/E=0
(600821.SH) 财务费用变动 公司
（四）收益法评估中预测期内考虑变动财务费用的原因
本次评估考虑利息的支出，主要系考虑标的公司经营过程中会因支付工程款
而增加借款，也会因为有经营现金流入而归还借款，从而经营过程中每年会有变
动的财务费用，因此考虑利息支出更符合标的公司实际情况，预测的利润也更加
准确。
采用企业现金流模型及行业平均资本结构进行评估时，利息支出的计算对评
估值无直接影响。
企业自由现金流量=净利润+利息支出×（1-T）+折旧与摊销-资本性支出-
1-5-35
营运资金增加额+增值税现金流+期末资产回收额-期末拆除费
=（营业收入-营业成本-税金及附加-管理费用-财务费用+其他收益）×（1-T）
+利息支出×（1-T）+折旧与摊销-资本性支出-营运资金增加额+增值税现金流+
期末资产回收额-期末拆除费
此处的财务费用=利息支出，因此，
企业自由现金流量=（营业收入-营业成本-税金及附加-管理费用+其他收益）
×（1-T）+折旧与摊销-资本性支出-营运资金增加额+增值税现金流+期末资产回
收额-期末拆除费
由此可见，利息支出的计算，对现金流无影响。此外，对于折现率而言，本
次评估时按照行业平均资本结构作为被评估单位的目标资本结构，是否考虑借款
还款，不影响折现率的取值。因此，在企业自由现金流模型及行业平均资本结构
计算折现率的前提下，利息支出的计算，不影响评估值。
（五）本次评估的合规性
综合上述分析，本次评估采用了企业自由现金流折现模型，采用行业平均资
本结构计算加权平均资本成本，且经营期内按照变动的财务费用（利息支出）进
行测算，该评估处理方式符合《监管规则适用指引——评估类第 1 号》《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》等规则要求，能够
体现标的公司的市场价值，且与同行业重组案例一致，具有合规性。
二、结合标的公司 96 台风机的购入时间、安装时间、并网时间，《电力业
务许可证》对于风机机组设计寿命起始时间的选取标准，补充披露收益法预测
期截至 2044 年的合规性。
（一）96 台风机购入时间、安装时间及并网时间
大唐滨海海上风力发电项目总装机容量为 301.8MW，共布置 96 台风电机组。
项目于 2016 年 9 月开工，96 台风电机组于 2018 年 10 月陆续购入并开始风电机
组桩基础施工，于 2018 年 12 月陆续开始塔筒及风机叶片的安装及测试。于 2019
年初开始逐步并网发电，至 2019 年 12 月，全部风电机组完成并网发电。
1-5-36
具体并网时间如下表所示：
并网日期 累计并网风机台数（台） 累计并网容量（兆瓦）
2019 年 1 月 8 26.4
2019 年 9 月 48 151.2
2019 年 11 月 72 228.0
2019 年 12 月 96 301.8
（二）《电力业务许可证》对于风机机组设计寿命起始时间的选取标准
大唐滨海于 2018 年 12 月 20 日取得了由国家能源局江苏监管办公室颁发的
《电力业务许可证》（证书编号为 1041618-00763）。《电力业务许可证》登记的机
组情况如下：
名称：大唐国信滨海海上风力发电有限公司
机组所在电厂 住所：盐城滨海港经济区港城路 1 号滨海港商务中心 310 室
所有人：大唐国信滨海海上风力发电有限公司
#09-#11、#20-#48、 #1-#8、#12-#19、
机组编号 #85-#92 风机
#57-#84、#93-#96 风机 #49-#50、#51-#56 风机
机组类型 风电 风电 风电
机组容量（MW） 26.40 201.60 73.80
机组投产日期 2018 年 12 月 31 日 2019 年 7 月 31 日 2019 年 11 月 30 日
机组设计寿命 25 年 25 年 25 年
机组调度关系 江苏省电力调度中心 江苏省电力调度中心 江苏省电力调度中心
机组所属电力市
华东电力市场 华东电力市场 华东电力市场
场
《电力业务许可证》载明：电力业务许可证期限届满，被许可人仍需经营发
电业务的，应当按照有关规定申请延续。
（三）收益法预测期截至 2044 年的合规性
根据《电力业务许可证》以及大唐滨海分别与明阳智慧能源集团股份公司、
新疆金风科技股份有限公司签订的风电机组采购合同，大唐滨海的核心资产 96
台风电机组的设计寿命为 25 年。
本次采用收益法对大唐滨海股东全部权益价值进行评估时，风电机组按 25
年寿命年限进行测算。
1-5-37
《电力业务许可证》载明的机组投产时间早于风机实际并网实际并网时间，
故本次确定预测期时，基于谨慎性原则，风电机组的启用年限根据《电力业务许
可证》载明的机组投产时间进行测算。机组到期时间分别为 2043 年 12 月 30 日、
2044 年 7 月 30 日、2044 年 11 月 29 日。对 2044 年主营业务收入进行测算时，
对应的发电容量根据 2044 年发电月份数及对应的机组容量进行加权计算，得出
2044 年的加权容量为 185.25MW。
2044 年加权容量具体如下：
机组投产日期 2018 年 12 月 31 日 2019 年 7 月 31 日 2019 年 11 月 30 日
机组容量（MW） 26.40 201.60 73.80
到期日 2043 年 12 月 30 日 2044 年 7 月 30 日 2044 年 11 月 29 日
2044 年发电月份数 0.00 7.00 11.00
加权容量（MW） 0.00 117.60 67.65
2044 年加权容量合计（MW） 185.25
综合上述分析，收益法预测期截至 2044 年具备合规性。
三、补充披露标的公司核算电费收入与相关主管部门考核存在差异的原因，
是否存在跨期确认收入的情形及相关会计处理的合规性，未来年度考核电费比
例参照 2020 年上半年进行测算的准确性。
江苏省发展和改革委员会、国家能源局江苏监管办公室根据《江苏电网统调
发电机组运行考核办法》，每半年对上一半年度统调发电机组运行进行考核，并
印发作为结算依据。该项考核是统调火电企业、核电企业、风力发电企业、光伏
发电企业的考核调整，考核因素涉及发电曲线、调差能力、非停及临检超期、
AGC 性能、一次调频、进相机 AVC、电压合格率等各方面的考核，每次下发的
考核文件列明了每个发电企业的考核金额。根据电网要求，无论考核调增收入或
者调减收入，该考核金额均在下发文件之后与当月的结算电量一起向国网江苏省
电力有限公司开具增值税发票。
根据《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》、《江苏电力辅助服务
（调峰）市场交易规则》及《关于印发江苏电力辅助服务（调峰）市场启停交易
补充规则的通知》，每半年对上一半年度提供辅助服务的统调发电机组进行补偿，
1-5-38
并印发作为结算依据。该项补偿中，部分辅助服务费用纳入省内并网发电厂辅助
服务补偿资金，部分由省内统调发电企业按容量进行分摊。每次下发的补偿文件
列明了每个发电企业的结算金额。根据电网要求，无论补偿调增收入或者调减收
入，该补偿金额均在下发文件之后与当月的结算电量一起向国网江苏省电力有限
公司开具增值税发票。因此，不存在跨期确认收入的问题。
上述考核金额是根据各项目考核期的实际运行情况进行的，不同考核期存在
差异，本次评估时通过计算大唐滨海历史考核结果占考核期收入的比例测算未来
的考核电费比例。大唐滨海于 2020 年度收到对 2019 年下半年及 2020 年上半年
的运营考核结果，总计调减不含税收入-458.13 万元，冲减 2020 年度营业收入。
2019 年下半年及 2020 年上半年考核收入情况如下：
项目 2019 年下半年 2020 年上半年
当期合计收入（元） 112,452,997.69 371,096,044.18
当期考核调整收入（元） -322,890.27 -4,258,416.81
调整比例 -0.29% -1.148%
大唐滨海 96 台风机于 2019 年逐步并网发电，至 2019 年末，全部实现并网。
考虑并网时间因素、并基于谨慎性原则，未来年度考核电费比例参照 2020 年上
半年比例-1.148%进行测算。
综合上述分析，标的公司不存在跨期确认收入的情形，会计处理合规，且未
来年度考核电费比例参照 2020 年上半年进行测算具有合理性。
四、补充披露标的公司 96 台风机机组桩基账面值和评估值归于不同类别的
原因及合规性
大唐滨海风电机组共计 96 台，账面价值均在机器设备中列示。每台风电机
组主要由桩基础、塔筒和风力发电机组组成。根据资产性质，桩基础属于构筑物，
其参数、评估方法不同于设备类资产，且桩基础构造复杂，价值量大，一般由具
有房地产评估经验的评估专业人员进行评估测算；塔筒和风力发电机组属于机器
设备，一般由具有设备评估经验的评估专业人员进行评估测算。
本次对标的资产采用资产基础法评估时，由于 96 台风机机组桩基，构造复
1-5-39
杂，价值量大，评估计价所取参数与风机机组不一致，因此评估机构本着客观、
谨慎、合理的原则，由设备专业人员对风力发电机组、塔筒进行评估，评估值放
在机器设备中；由房地产专业评估人员对机桩基础单独进行评估，评估值放在构
筑物中。
96 台风机桩基础、塔筒和风力发电机组合并评估情况如下：
单位：万元
资产 账面价值 评估价值 增值额 增值率
名称 原值 净值 原值 净值 原值 净值 原值 净值
96 台
340,252.19 322,278.57 381,214.82 363,219.10 40,962.63 40,940.53 12.04% 12.70%
风机
若将上述归于不同类别的资产合并评估，96 台风机账面净值的整体资产基
础法估值增值率为 12.70%，处于合理区间。
综合上述分析，标的公司 96 台风机机组桩基账面值归于机器设备、评估值
归于构筑物具备合规性。
五、结合标的公司前期评估的评估目的、与本次交易主要评估参数的差异、
最终选用不同评估方法的考虑等，补充披露本次交易评估值远高于前期的原因
及合理性，以及本次交易作价的公允性。
（一）前期评估与本次评估概况
前次评估与本次评估概况对比如下表：
项目 2018 年评估报告 本次评估报告
评估机构 北京天健兴业资产评估有限公司 江苏中企华中天资产评估有限公司
评估基准日 2018 年 9 月 30 日 2020 年 12 月 31 日
评估目的 股权转让 发行股份购买资产
评估方法 资产基础法、收益法 资产基础法、收益法
定价方法 资产基础法 收益法
大唐国信滨海公司项目处于建设阶 收益法是在对企业未来收益预测的
段，海上风电项目属于新兴产业，当 基础上计算评估价值的方法，不仅考
时在全国范围内没有可供参考的正 虑了各分项资产是否在企业中得到
选择定价方
在运行的成熟项目，本次评估计算的 合理和充分利用、组合在一起时是否
法的理由
发电量等参数预测主要参照华东勘 发挥了其应有的贡献等因素对企业
测设计研究院有限公司编写的《江苏 股东全部权益价值的影响，也考虑了
滨海 300MW 海上风电场项目可行性 企业所享受的各项优惠政策、行业竞
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项目 2018 年评估报告 本次评估报告
研究修编报告》，因此企业未来盈利 争力、公司的管理水平、人力资源、
能力具有不确定性。 要素协同作用等资产基础法无法考
虑的因素对股东全部权益价值的影
响。在上网电价、运营成本已基本确
定的前提下，收益法评估价值能比较
客观、全面的反映目前企业的股东全
部权益价值。
实收资本（万
18,440.68 95,845.84
元）
净资产（万
18,440.68 131,260.22
元）
股东全部权
益评估值（万 23,684.04 187,500.00
元）
增值率 28.43% 42.85%
（二）资产基础法评估对比
2018 年评估报告（评估基准日为 2018 年 9 月 30 日）和本次报告资产基础
法主要数据如下：
单位：万元
净资产账面 股东全部权
评估基准日 实缴出资 增值额 增值率
值 益评估值
2018/9/30 18,440.68 18,440.68 23,684.04 5,243.36 28.43%
2020/12/31 95,845.84 131,260.22 177,036.65 45,776.43 34.87%
两次差异 77,405.16 112,819.54 153,352.61 40,533.07
如上表数据所示，两次基准日净资产评估值差异 153,352.61 万元，该差异包
括两部分：一是账面值本身差异 112,819.54 万元；二是固定资产、在建工程、无
形资产规模增加以及计提折旧等因素导致的差异 40,533.07 万元。具体说明如下：
（1）两次基准日净资产账面值差异为 112,819.54 万元，差异主要原因：其
中 77,405.16 万元是由于实收资本的增加（国信集团出资 34,338.16 万元，中国大
唐集团新能源股份有限公司出资 43,067.00 万元），35,414.38 万元主要是由于在
两次基准日之前公司实现的利润积累。
（2）两次基准日净资产评估增值额的差异 40,533.07 万元，主要是由于风电
工程评估值较账面价值的增值额不同导致。
1-5-41
单位：万元
项目 账面价值 评估值 增值额 增值率
固定资产 109.70 126.61 16.91 15.41%
在建工程 70,996.52 76,220.80 5,224.28 7.36%
2018 年评
无形资产 20.15 22.32 2.17 10.74%
估报告
开发支出 51.12 51.12 - 0.00%
小计 71,177.48 76,420.84 5,243.36 7.37%
固定资产 372,365.28 422,021.82 49,656.54 13.34%
本次评估 在建工程 7,596.31 3,049.80 -4,546.51 -59.85%
报告 无形资产 314.28 980.68 666.41 212.04%
小计 380,275.88 426,052.31 45,776.43 12.04%
2018 年评估报告，主要是在建工程的增值，增值原因是在建工程评估时考
虑了主要材料的价格变动金额以及合理的资金成本。
本次评估报告，主要是固定资产的增值，增值原因是评估基准日较项目投资
时材料价格、人工成本等上涨，以及固定资产会计折旧年限小于经济寿命年限。
（三）收益法评估对比
2018 年评估报告（评估基准日为 2018 年 9 月 30 日）和本次报告收益法主
要数据如下：
单位：万元
净资产账面 股东全部权
评估基准日 实缴出资 增值额 增值率
值 益评估值
2018/9/30 18,440.68 18,440.68 22,479.80 4,039.12 21.90%
2020/12/31 95,845.84 131,260.22 187,500.00 56,239.78 42.85%
两次差异 77,405.16 112,819.54 165,020.20 52,200.66
两次评估基准日股东全部权益评估值增值额的差异 52,200.66 万元，主要是
利用收益法预测时，包括收入、成本、投资额、折现率等各参数取值存在差异。
本次收益法评估增值额高于上次收益法评估增值额的主要原因是大唐滨海实际
上网电量高于 2018 年预测电量，以及大唐滨海实际的投资额较 2018 年预测投资
额少 45,769.96 万元，具体情况如下：
2018 年 9 月 30 日基准日，大唐滨海风电项目处于工程建设的初期，进行收
1-5-42
益法评估时，预测年度的发电量、投资总额等参数按照项目可研报告提供的数据
进行预测。其中，预测年度发电等效满负荷小时数按 2,810 小时测算，固定资产
投资总额按 447,624.16 万元进行测算。
2020 年 12 月 31 日基准日，大唐滨海风电项目已全部并网运营，固定资产
投资总额为 401,854.20 万元，较 2018 年评估报告的投资总额低 45,769.96 万元。
此外，标的公司风电场 2020 年已完整经营一整年，2020 年实际等效满负荷小时
数为 2,868.08 小时，经中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司根据风电场
实际情况及测风数据，测算的未来年度等效满负荷小时数为 2,900 小时。本次收
益法评估时，预测年度发电等效满负荷小时数按 2,900 小时测算，较 2018 年评
估报告的多 90 小时。
（四）本次交易评估值高于前期的原因、合理性及本次交易作价的公允性
本次评估时，采用收益法评估结果作为最终评估结论，大唐滨海股东全部权
益评估值为 187,500.00 万元。2018 年评估报告采用资产基础法评估结果作为最
终评估结论，大唐滨海股东全部权益评估值为 23,684.04 万元。
本次评估值较上次评估值高 163,815.96 万元，其中因股东增资及公司利润积
累引起的差异为 112,819.54 万元，因评估溢价导致的差异为 50,996.42 万元。本
次收益法评估增值的原因是：与前次评估时点相比，大唐滨海风电项目已全部并
网运营，项目采用了先进的机型，在风能捕获能力、风资源利用率上有较强的竞
争优势，其未来盈利能力较强、发展前景较好。
综合上述分析，在大唐滨海实际投资额较可研节省了 45,769.96 万元且实际
发电量高于可研发电量的情况下，本次评估值高于 2018 年评估报告的评估值具
有合理性，本次交易作价公允。
六、中介机构核查意见
经核查，评估师认为：
1、本次评估采用了企业自由现金流折现模型，采用行业平均资本结构计算
加权平均资本成本，且经营期内按照变动的财务费用（利息支出）进行测算，该
评估处理方式符合该评估处理方式符合《监管规则适用指引——评估类第 1 号》
1-5-43
《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》等规则要
求，能够体现标的公司的市场价值，且与同行业重组案例一致，具有合规性。
2、根据《电力业务许可证》以及大唐滨海与机组供应商签订的采购合同，
大唐滨海的核心资产 96 台风电机组的设计寿命为 25 年，风电机组按 25 年寿命
年限进行测算具有合理性。
3、标的公司不存在跨期确认收入的情形，会计处理合规，且未来年度考核
电费比例参照 2020 年上半年进行测算具有合理性。
4、评估机构本着客观、谨慎、合理的原则，由设备专业人员对风力发电机
组、塔筒进行评估，评估值放在机器设备中；由房地产专业评估人员对机桩基础
单独进行评估，评估值放在构筑物中，上述分类方法具备合规性。
5、大唐滨海在实际投资额较 2018 年预测投资额少 45,769.96 万元的情况下，
实际上网电量高于 2018 年预测电量，其未来盈利能力较强、发展前景较好。标
的公司本次评估增值具有合理性，交易作价公允。
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（本页无正文，为《江苏中企华中天资产评估有限公司关于江苏省新能源开
发股份有限公司<中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书>[211317 号]
反馈意见回复的核查意见》之签章页）
经办资产评估师：
于景刚 尤春艳
法定代表人签名：
谢肖琳
江苏中企华中天资产评估有限公司
年 月 日
1-5-45
