目 录
一、审核报告………………………………………………………………第 1 页
二、备考盈利预测表………………………………………………………第 2 页
三、备考盈利预测说明………………………………………………第 3—32 页
审 核 报 告
天健审〔2013〕174 号
浙江浙能电力股份有限公司全体股东：
我们审核了后附的浙江浙能电力股份有限公司（以下简称浙能电力公司）管
理层编制的 2013 年度备考盈利预测表及其说明(以下简称盈利预测)。我们的审
核依据是《中国注册会计师其他鉴证业务准则第 3111 号——预测性财务信息的
审核》。浙能电力公司管理层对该盈利预测及其所依据的各项假设负责。这些假
设已在盈利预测说明中披露。
根据我们对支持这些假设的证据的审核，我们没有注意到任何事项使我们认
为这些假设没有为盈利预测提供合理基础。而且，我们认为，该盈利预测是在这
些假设的基础上恰当编制的，并按照企业会计准则的规定进行了列报。
由于预期事项通常并非如预期那样发生，并且变动可能重大，实际结果可能
与盈利预测信息存在差异。
本报告仅供浙能电力公司申请以首次公开发行股票吸收合并浙江东南发电
股份有限公司时使用，不得用于其他任何目的。我们同意本报告作为浙能电力公
司申请的必备文件，随同其他文件一起报送。
天健会计师事务所（特殊普通合伙） 中国注册会计师：
中国杭州 中国注册会计师：
中国注册会计师：
二〇一三年四月八日
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备 考 盈 利 预 测 表
2013年度
编制单位：浙江浙能电力股份有限公司 单位：人民币万元
注释
项 目 2012年度已审实际数 2013年度预测数
号
一、营业总收入 4,706,120.75 4,847,045.47
其中：营业收入 1 4,706,120.75 4,847,045.47
利息收入
已赚保费
手续费及佣金收入
二、营业总成本 4,374,439.38 4,442,450.64
其中：营业成本 1 3,997,242.28 4,050,696.33
利息支出
手续费及佣金支出
退保金
赔付支出净额
提取保险合同准备金净额
保单红利支出
分保费用
营业税金及附加 2 29,668.08 35,403.93
销售费用
管理费用 3 137,190.01 151,536.82
财务费用 4 182,729.17 204,813.56
资产减值损失 5 27,609.84
加：公允价值变动收益（损失以“-”号填列）
投资收益（损失以“-”号填列） 6 209,580.48 224,464.42
其中：对联营企业和合营企业的投资收益 7 186,989.94 201,697.42
汇兑收益（损失以“-”号填列）
三、营业利润（亏损以“-”号填列） 541,261.85 629,059.25
加：营业外收入 7 38,693.06 4,565.37
减：营业外支出 8 18,639.02 4,926.20
其中：非流动资产处置损失 8 12,261.26
四、利润总额（亏损总额以“-”号填列） 561,315.89 628,698.42
减：所得税费用 9 98,901.57 113,215.59
五、净利润（净亏损以“-”号填列） 462,414.32 515,482.83
归属于母公司所有者的净利润 397,740.24 445,956.00
少数股东损益 64,674.08 69,526.83
六、其他综合收益 10 37,385.37
七、综合收益总额 499,799.69 515,482.83
归属于母公司所有者的综合收益总额 435,125.61 445,956.00
归属于少数股东的综合收益总额 64,674.08 69,526.83
法定代表人： 会计机构负责人：
主管会计工作的负责人：
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浙江浙能电力股份有限公司
备考盈利预测说明
2013 年度
金额单位：人民币万元
重要提示：浙江浙能电力股份有限公司（以下简称公司或本公司）2013 年度备考盈利
预测表是管理层在最佳估计假设的基础上编制的，遵循了谨慎性原则，但盈利预测所依据
的各种假设具有不确定性，投资者进行投资决策时应谨慎使用。
一、盈利预测编制基础
(一) 重大资产重组交易背景
公司主要从事火力发电业务，整合了浙江省能源集团有限公司(以下简称能源集团)下属
燃煤发电、天然气发电、核电等电力主业资产。
控股子公司浙江东南发电股份有限公司(以下简称东南发电)为 B 股上市公司，公司持有
其 39.80%的股权。
为充分利用资本市场推进公司发展，进一步提升公司知名度、拓展融资渠道；解决东南
发电 B 股市场交易不活跃、缺乏融资功能，避免同业竞争，减少关联交易；同时也让广大投
资者分享公司的经营成果，公司拟公开发行股票吸收合并东南发电。
(二) 交易对方基本情况
东南发电系经浙江省人民政府证券委员会浙证委〔1997〕49 号《关于同意设立浙江东
南发电股份有限公司的批复》和中国证券监督管理委员会国际业务部〔1997〕4 号《关于对
浙江东南发电股份有限公司(筹)先行设立公司后立即增资发行新股的复函》批准，由浙江省
电力公司、浙江省电力开发公司 (现更名为浙江浙能电力股份有限公司)、浙江八达股份有
限公司、浙江省电力物资供应公司和浙江电力房地产开发有限责任公司（现更名为浙江浙电
置业有限公司）发起设立的股份有限公司，于 1997 年 5 月 15 日在浙江省工商行政管理局登
记注册，取得注册号为 14294345 号的《企业法人营业执照》，现有注册资本人民币 201,000
万元，股份总数 201,000 万股（每股面值 1 元），其中已流通股份：B 股 69,000 万股。东南
发电股票于 1997 年 9 月 23 日在上海证券交易所挂牌交易。
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2000 年 5 月 23 日，经国家对外贸易经济合作部〔2000〕外经贸资二函字第 373 号文批
复同意，东南发电转为外商投资股份有限公司，于 2001 年 4 月 18 日办妥工商变更登记手续，
取得企股浙总字第 002189 号《企业法人营业执照》。
根据国家发展计划委员会《国家计委关于国家电力公司发电资产重组划分方案的批复》
(计基础〔2002〕2704 号文)，浙江省电力公司所持有的公司 51,403.68 万股国有法人股股
权以行政划拨方式无偿划转给中国华能集团公司，并于 2005 年 2 月 7 日获国务院国有资产
监督管理委员会国资产权〔2005〕161 号文批复同意，于 2006 年 6 月 21 日获商务部商资批
〔2006〕1361 号文批复同意。东南发电于 2007 年 12 月 14 日办妥工商变更登记手续，并取
得变更后注册号为 330000400000852 的《企业法人营业执照》。
东南发电属电力行业。经营范围：电力的投资、开发与经营。
(三) 重大资产重组方案
根据公司一届十四次董事会和东南发电六届十一次董事会分别审议通过的《浙江浙能电
力股份有限公司换股吸收合并浙江东南发电股份有限公司预案》和双方签署的《浙江浙能电
力股份有限公司与浙江东南发电股份有限公司换股吸收合并协议》，公司将申请公开发行 A
股，全部用于吸收合并东南发电。
本次换股吸收合并前，公司合计持有东南发电 39.80%的股份，为东南发电的控股股东。
本公司的控股股东能源集团通过其下属子公司香港兴源投资有限公司持有东南发电 0.18%
的股份。公司向东南发电除本公司外的所有股东发行 A 股用以交换该等股东持有的东南发电
股份，以实现换股吸收合并东南发电。在本次换股吸收合并获得本公司股东大会、东南发电
股东大会和有关部门批准或核准后，换股实施时除公司外的所有股东持有的东南发电股份将
按照换股比例强制转换为本公司发行的 A 股股份。公司持有的东南发电股份不参与本次换
股，也不行使现金选择权，并将于本次吸收合并后予以注销。本次吸收合并完成以后，东南
发电将被注销法人资格。
东南发电换股价格为 0.779 美元/股，系以东南发电六届十一次董事会决议公告前二十
个交易日的均价 0.552 美元/股为基准，充分考虑东南发电二级市场交易情况、中小股东利
益等因素，在前二十个交易日的均价基础上溢价 41.12%。按照东南发电 B 股停牌前一日，
即 2012 年 11 月 20 日中国人民银行公布的人民币对美元汇率中间价 6.2926，折合人民币 4.90
元/股。
同时提供现金选择权，由能源集团和中国国际金融有限公司担任现金选择权提供方，目
标股东可以就其所持有的东南发电股票按照 0.580 美元/股的价格全部或部分申报行使现金
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选择权。未行使及未全部行使现金选择权的东南发电股东（本公司除外）在本次换股吸收合
并方案实施日将所持东南发电股份转换为公司为本次换股吸收合并所发行的 A 股。
若东南发电在本次吸收合并完成前发生派息、送股、资本公积转增股本等除权除息事项，
则换股价格和现金选择权价格将做相应调整。在其他情况下，不再进行调整。
根据公司 2013 年 4 月 8 日第一届董事会第十六次会议审议通过的《关于公司换股吸收
合并浙江东南发电股份有限公司方案（补充）的议案》和双方签署的《浙江浙能电力股份有
限公司与浙江东南发电股份有限公司换股吸收合并协议之补充协议》，公司本次发行的 A 股
股票发行价格为 5.53 元/股。
截至本报告批准报出日，本次换股吸收合并尚未经双方股东大会表决通过，也尚未获得
国有资产监督管理部门、中国证券监督管理委员会、商务部的批准或核准。
(四) 重大资产重组交易完成前后主营业务未发生变化。
(五) 本公司在经天健会计师事务所(特殊普通合伙)审计的 2012 年度备考财务报表的
基础上，以本公司对预测期间经营环境及经营计划等的最佳估计假设为前提，编制了本公司
2013 年度备考盈利预测表。
本公司编制该备考盈利预测表所采用的会计政策和会计估计符合《企业会计准则》的规
定，与公司实际采用的会计政策和会计估计一致。
公司编制本备考盈利预测表时，视同吸收合并后的架构在 2012-2013 年度一直存在。
二、盈利预测假设
(一) 国家及地方现行的法律法规、监管、财政、经济状况或国家宏观调控政策无重大
变化；
(二) 国家现行的利率、汇率及通货膨胀水平等无重大变化；
(三) 对公司生产经营有影响的法律法规、行业规定和行业质量标准等无重大变化；
(四) 本公司组织结构、股权结构及治理结构无重大变化；
(五) 本公司经营所遵循的税收政策和有关税收优惠政策无重大变化；
(六) 本公司制定的各项经营计划、资金计划及投资计划等能够顺利执行；
(七) 本公司经营所需的能源和主要原材料供应及价格不会发生重大波动；
(八) 本公司经营活动、预计产品结构及产品市场需求状况、价格在正常范围内变动；
(九) 无其他人力不可抗拒及不可预见因素对本公司造成的重大不利影响；
(十) 其他具体假设详见本盈利预测说明之盈利预测表项目说明所述。
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三、盈利预测编制说明
(一) 公司基本情况
本公司前身为浙江省电力开发公司（以下简称电开公司），系经浙江省人民政府同意，
由浙江省计划经济委员会批准设立，于 1985 年 6 月 23 日杭州市工商行政管理局登记注册，
取得注册号为杭工商工字 011434 的《营业执照》，注册资本 7,780.90 万元。经浙江省人民
政府《关于组建浙江省能源集团有限公司的通知》(浙政发〔2001〕6 号)批复同意，以电开
公司和浙江省煤炭集团公司截至 2000 年 12 月 31 日经审计的净资产作为出资设立浙江省能
源集团有限公司(以下简称能源集团)，电开公司成为能源集团的全资子公司。经历次增资，
电开公司注册资本变更为 330,000 万元，于 2005 年 11 月 17 日在浙江省工商行政管理局办
妥工商变更登记，取得注册号为 3300001002378 的《企业法人营业执照》。
根据浙江省人民政府国有资产监督管理委员会《关于浙江省电力开发公司改制总体方案
的批复》(浙国资企改〔2009〕19 号)和《关于浙江省电力开发公司改制实施方案的批复》（浙
国资企改〔2009〕20 号），同意电开公司以 2008 年 12 月 31 日为基准日整体改制为由能源
集团投资的一人有限责任公司。电开公司于 2009 年 12 月 31 日在浙江省工商行政管理局办
妥工商变更登记，取得注册号为 330000000045902 的《企业法人营业执照》，注册资本 330,000
万元，公司更名为浙江省电力开发有限公司（以下简称电开有限公司）。
根据浙江省人民政府国有资产监督管理委员会《关于同意浙江省电力开发有限公司部分
国有股权无偿划转的批复》(浙国资产权〔2011〕32 号)，能源集团将其持有的电开有限公
司 5%国有股权，以 2011 年 1 月 1 日为基准日，无偿划转给浙江兴源投资有限公司。电开有
限公司于 2011 年 6 月 24 日办妥相关工商变更登记，并取得变更后的《企业法人营业执照》，
注册号同前。
根据浙江省人民政府国有资产监督管理委员会《关于浙江省电力开发有限公司整体变更
设立为浙江浙能电力股份有限公司的批复》（浙国资企改〔2011〕27 号），同意电开有限
公司以 2011 年 6 月 30 日为基准日整体变更为股份有限公司，注册资本 770,000 万元，股份
总数 770,000 万股（每股面值 1 元），此次变更业经天健会计师事务所有限公司审验，并由
其出具《验资报告》（天健验〔2011〕406 号)，于 2011 年 10 月 31 日在浙江省工商行政管
理局登记注册，并取得变更后的《企业法人营业执照》，注册号同前。
根据公司 2012 年第五次临时股东大会决议和修改后的章程规定，并经浙江省人民政府
国有资产监督管理委员会《关于浙江浙能电力股份有限公司引进战略投资者及增资扩股事项
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的批复》（浙国资产权〔2012〕49 号）同意，公司申请增加注册资本 33,334 万元。此次增
资业经天健会计师事务所（特殊普通合伙）审验，并由其出具《验资报告》（天健验〔2012〕
398 号)，于 2012 年 12 月 31 日公司在浙江省工商行政管理局办妥变更登记，并取得变更后
的《企业法人营业执照》，注册号同前。公司现注册资本 803,334 万元，股份总数 803,334
万股（每股面值 1 元）。
本公司经营范围：电力开发，经营管理，电力及节能技术的研发、技术咨询、节能产品
销售，电力工程、电力环保工程的建设和监理，电力设备检修。实业投资，资产管理。(上
述经营范围不含国家法律法规规定禁止、限制和许可经营的项目)
(二) 公司采用的主要会计政策、会计估计
1. 财务报表的编制基础
本公司财务报表以持续经营为编制基础。
2. 遵循企业会计准则的声明
本财务报表符合企业会计准则的要求，真实、完整地反映了公司的财务状况、经营成果
和现金流量等有关信息。
3. 会计期间
会计年度自公历 1 月 1 日起至 12 月 31 日止。
4. 记账本位币
采用人民币为记账本位币。
5. 同一控制下和非同一控制下企业合并的会计处理方法
(1) 同一控制下企业合并的会计处理方法
公司在企业合并中取得的资产和负债，按照合并日在被合并方的账面价值计量。公司取
得的净资产账面价值与支付的合并对价账面价值（或发行股份面值总额）的差额，调整资本
公积；资本公积不足冲减的，调整留存收益。
(2) 非同一控制下企业合并的会计处理方法
公司在购买日对合并成本大于合并中取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的差
额，确认为商誉；如果合并成本小于合并中取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额，首
先对取得的被购买方各项可辨认资产、负债及或有负债的公允价值以及合并成本的计量进行
复核，经复核后合并成本仍小于合并中取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的，其差
额计入当期损益。
6. 合并财务报表的编制方法
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母公司将其控制的所有子公司纳入合并财务报表的合并范围。合并财务报表以母公司及
其子公司的财务报表为基础，根据其他有关资料，按照权益法调整对子公司的长期股权投资
后，由母公司按照《企业会计准则第 33 号——合并财务报表》编制。
7. 现金及现金等价物的确定标准
列示于现金流量表中的现金是指库存现金以及可以随时用于支付的存款。现金等价物是
指企业持有的期限短、流动性强、易于转换为已知金额现金、价值变动风险很小的投资。
8. 外币业务
外币交易在初始确认时，采用交易发生日的即期汇率折算为人民币金额。资产负债表日，
外币货币性项目采用资产负债表日即期汇率折算，因汇率不同而产生的汇兑差额，除与购建
符合资本化条件资产有关的外币专门借款本金及利息的汇兑差额外，计入当期损益；以历史
成本计量的外币非货币性项目仍采用交易发生日的即期汇率折算，不改变其人民币金额；以
公允价值计量的外币非货币性项目，采用公允价值确定日的即期汇率折算，差额计入当期损
益或资本公积。
9. 金融工具
(1) 金融资产和金融负债的分类
金融资产在初始确认时划分为以下四类：以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融
资产（包括交易性金融资产和指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产）、
持有至到期投资、贷款和应收款项、可供出售金融资产。
金融负债在初始确认时划分为以下两类：以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融
负债（包括交易性金融负债和指定为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债）、
其他金融负债。
(2) 金融资产和金融负债的确认依据、计量方法和终止确认条件
公司成为金融工具合同的一方时，确认一项金融资产或金融负债。初始确认金融资产或
金融负债时，按照公允价值计量；对于以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产和
金融负债，相关交易费用直接计入当期损益；对于其他类别的金融资产或金融负债，相关交
易费用计入初始确认金额。
公司按照公允价值对金融资产进行后续计量，且不扣除将来处置该金融资产时可能发生
的交易费用，但下列情况除外：1) 持有至到期投资以及贷款和应收款项采用实际利率法，
按摊余成本计量；2) 在活跃市场中没有报价且其公允价值不能可靠计量的权益工具投资，
以及与该权益工具挂钩并须通过交付该权益工具结算的衍生金融资产，按照成本计量。
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公司采用实际利率法，按摊余成本对金融负债进行后续计量，但下列情况除外：1) 以
公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债，按照公允价值计量，且不扣除将来结清金
融负债时可能发生的交易费用；2) 与在活跃市场中没有报价、公允价值不能可靠计量的权
益工具挂钩并须通过交付该权益工具结算的衍生金融负债，按照成本计量；3) 不属于指定
为以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融负债的财务担保合同，或没有指定为以公允
价值计量且其变动计入当期损益并将以低于市场利率贷款的贷款承诺，在初始确认后按照下
列两项金额之中的较高者进行后续计量：① 按照《企业会计准则第 13 号——或有事项》确
定的金额；② 初始确认金额扣除按照《企业会计准则第 14 号——收入》的原则确定的累积
摊销额后的余额。
金融资产或金融负债公允价值变动形成的利得或损失，除与套期保值有关外，按照如下
方法处理：1) 以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产或金融负债公允价值变动
形成的利得或损失，计入公允价值变动损益；在资产持有期间所取得的利息或现金股利，确
认为投资收益；处置时，将实际收到的金额与初始入账金额之间的差额确认为投资收益，同
时调整公允价值变动损益。2) 可供出售金融资产的公允价值变动计入资本公积；持有期间
按实际利率法计算的利息，计入投资收益；可供出售权益工具投资的现金股利，于被投资单
位宣告发放股利时计入投资收益；处置时，将实际收到的金额与账面价值扣除原直接计入资
本公积的公允价值变动累计额之后的差额确认为投资收益。
当收取某项金融资产现金流量的合同权利已终止或该金融资产所有权上几乎所有的风
险和报酬已转移时，终止确认该金融资产；当金融负债的现时义务全部或部分解除时，相应
终止确认该金融负债或其一部分。
(3) 金融资产转移的确认依据和计量方法
公司已将金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬转移给了转入方的，终止确认该金融
资产；保留了金融资产所有权上几乎所有的风险和报酬的，继续确认所转移的金融资产，并
将收到的对价确认为一项金融负债。公司既没有转移也没有保留金融资产所有权上几乎所有
的风险和报酬的，分别下列情况处理：1) 放弃了对该金融资产控制的，终止确认该金融资
产；2) 未放弃对该金融资产控制的，按照继续涉入所转移金融资产的程度确认有关金融资
产，并相应确认有关负债。
金融资产整体转移满足终止确认条件的，将下列两项金额的差额计入当期损益：1) 所
转移金融资产的账面价值；2) 因转移而收到的对价，与原直接计入所有者权益的公允价值
变动累计额之和。金融资产部分转移满足终止确认条件的，将所转移金融资产整体的账面价
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值，在终止确认部分和未终止确认部分之间，按照各自的相对公允价值进行分摊，并将下列
两项金额的差额计入当期损益：1) 终止确认部分的账面价值；2) 终止确认部分的对价，与
原直接计入所有者权益的公允价值变动累计额中对应终止确认部分的金额之和。
(4) 主要金融资产和金融负债的公允价值确定方法
存在活跃市场的金融资产或金融负债，以活跃市场的报价确定其公允价值；不存在活跃
市场的金融资产或金融负债，采用估值技术（包括参考熟悉情况并自愿交易的各方最近进行
的市场交易中使用的价格、参照实质上相同的其他金融工具的当前公允价值、现金流量折现
法和期权定价模型等）确定其公允价值；初始取得或源生的金融资产或承担的金融负债，以
市场交易价格作为确定其公允价值的基础。
(5) 金融资产的减值测试和减值准备计提方法
资产负债表日对以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产以外的金融资产的
账面价值进行检查，如有客观证据表明该金融资产发生减值的，计提减值准备。
对单项金额重大的金融资产单独进行减值测试；对单项金额不重大的金融资产，可以单
独进行减值测试，或包括在具有类似信用风险特征的金融资产组合中进行减值测试；单独测
试未发生减值的金融资产（包括单项金额重大和不重大的金融资产），包括在具有类似信用
风险特征的金融资产组合中再进行减值测试。
按摊余成本计量的金融资产，期末有客观证据表明其发生了减值的，根据其账面价值与
预计未来现金流量现值之间的差额确认减值损失。在活跃市场中没有报价且其公允价值不能
可靠计量的权益工具投资，或与该权益工具挂钩并须通过交付该权益工具结算的衍生金融资
产发生减值时，将该权益工具投资或衍生金融资产的账面价值，与按照类似金融资产当时市
场收益率对未来现金流量折现确定的现值之间的差额，确认为减值损失。可供出售金融资产
的公允价值发生较大幅度下降，或在综合考虑各种相关因素后，预期这种下降趋势属于非暂
时性的，确认其减值损失，并将原直接计入所有者权益的公允价值累计损失一并转出计入减
值损失。
10. 应收款项
(1) 单项金额重大并单项计提坏账准备的应收款项
单项金额重大的判断依据或金额 金额 1 亿元以上（含）且占应收款项账面余额 5%以上的
标准 款项为标准。
单项金额重大并单项计提坏账准 单独进行减值测试，根据其未来现金流量现值低于其账
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备的计提方法 面价值的差额计提坏账准备。
(2) 按组合计提坏账准备的应收款项
1) 确定组合的依据及坏账准备的计提方法
确定组合的依据
账龄分析法组合 相同账龄的应收款项具有类似信用风险特征
按组合计提坏账准备的计提方法
账龄分析法组合 账龄分析法
2) 账龄分析法
账 龄 应收账款计提比例(%) 其他应收款计提比例(%)
1 年以内（含 1 年，以下同） 0.5 0.5
1-2 年 20 20
2-3 年 50 50
3 年以上 80 80
(3) 单项金额虽不重大但单项计提坏账准备的应收款项
单项计提坏账准备的理由 应收款项的未来现金流量现值与以账龄为信用风险特
征的应收款项组合的未来现金流量现值存在显著差异
单独进行减值测试，根据其未来现金流量现值低于其账
坏账准备的计提方法
面价值的差额计提坏账准备
对应收票据、预付款项、应收利息、长期应收款等其他应收款项，根据其未来现金流量
现值低于其账面价值的差额计提坏账准备。
11. 存货
(1) 存货的分类
存货包括在日常活动中持有以备出售的产成品或商品、处在生产过程中的在产品、在生
产过程或提供劳务过程中耗用的材料和物料等。
(2) 发出存货的计价方法
发出存货采用月末一次加权平均法。
(3) 存货可变现净值的确定依据及存货跌价准备的计提方法
资产负债表日，存货采用成本与可变现净值孰低计量，按照单个存货成本高于可变现净
值的差额计提存货跌价准备。直接用于出售的存货，在正常生产经营过程中以该存货的估计
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售价减去估计的销售费用和相关税费后的金额确定其可变现净值；需要经过加工的存货，在
正常生产经营过程中以所生产的产成品的估计售价减去至完工时估计将要发生的成本、估计
的销售费用和相关税费后的金额确定其可变现净值；资产负债表日，同一项存货中一部分有
合同价格约定、其他部分不存在合同价格的，分别确定其可变现净值，并与其对应的成本进
行比较，分别确定存货跌价准备的计提或转回的金额。
(4) 存货的盘存制度
存货的盘存制度为永续盘存制。
(5) 低值易耗品和包装物的摊销方法
1) 低值易耗品
按照一次转销法进行摊销。
2) 包装物
按照一次转销法进行摊销。
12. 长期股权投资
(1) 投资成本的确定
1) 同一控制下的企业合并形成的，合并方以支付现金、转让非现金资产、承担债务或
发行权益性证券作为合并对价的，在合并日按照取得被合并方所有者权益账面价值的份额作
为其初始投资成本。长期股权投资初始投资成本与支付的合并对价的账面价值或发行股份的
面值总额之间的差额调整资本公积；资本公积不足冲减的，调整留存收益。
2) 非同一控制下的企业合并形成的，在购买日按照支付的合并对价的公允价值作为其
初始投资成本。
3) 除企业合并形成以外的：以支付现金取得的，按照实际支付的购买价款作为其初始
投资成本；以发行权益性证券取得的，按照发行权益性证券的公允价值作为其初始投资成本；
投资者投入的，按照投资合同或协议约定的价值作为其初始投资成本（合同或协议约定价值
不公允的除外）。
(2) 后续计量及损益确认方法
对被投资单位能够实施控制的长期股权投资采用成本法核算，在编制合并财务报表时按
照权益法进行调整；对不具有共同控制或重大影响，并且在活跃市场中没有报价、公允价值
不能可靠计量的长期股权投资，采用成本法核算；对具有共同控制或重大影响的长期股权投
资，采用权益法核算。
(3) 确定对被投资单位具有共同控制、重大影响的依据
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按照合同约定，与被投资单位相关的重要财务和经营决策需要分享控制权的投资方一致
同意的，认定为共同控制；对被投资单位的财务和经营政策有参与决策的权力，但并不能够
控制或者与其他方一起共同控制这些政策的制定的，认定为重大影响。
(4) 减值测试方法及减值准备计提方法
对子公司、联营企业及合营企业的投资，在资产负债表日有客观证据表明其发生减值的，
按照账面价值高于可收回金额的差额计提相应的减值准备；对被投资单位不具有共同控制或
重大影响、在活跃市场中没有报价、公允价值不能可靠计量的长期股权投资，按照《企业会
计准则第 22 号——金融工具确认和计量》的规定计提相应的减值准备。
13. 投资性房地产
(1) 投资性房地产包括已出租的土地使用权、持有并准备增值后转让的土地使用权和已
出租的建筑物。
(2) 投资性房地产按照成本进行初始计量，采用成本模式进行后续计量，并采用与固定
资产和无形资产相同的方法计提折旧或进行摊销。资产负债表日，有迹象表明投资性房地产
发生减值的，按照账面价值高于可收回金额的差额计提相应的减值准备。
14. 固定资产
(1) 固定资产确认条件、计价和折旧方法
固定资产是指为生产商品、提供劳务、出租或经营管理而持有的，使用年限超过一个会
计年度的有形资产。
固定资产以取得时的实际成本入账，并从其达到预定可使用状态的次月起采用年限平均
法计提折旧。
(2) 各类固定资产的折旧方法
项 目 折旧年限(年) 残值率(%) 年折旧率(%)
房屋及建筑物 20-35 0或3 5.00-2.77
通用设备 4-5 0或3 25.00-19.40
专用设备 4-18 0或3 25.00-5.39
运输工具 6 0 16.67
其他设备 4-9 0 25.00-11.11
(3) 固定资产的减值测试方法、减值准备计提方法
资产负债表日，有迹象表明固定资产发生减值的，按照账面价值高于可收回金额的差额
计提相应的减值准备。
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15. 在建工程
(1) 在建工程同时满足经济利益很可能流入、成本能够可靠计量则予以确认。在建工程
按建造该项资产达到预定可使用状态前所发生的实际成本计量。
(2) 在建工程达到预定可使用状态时，按工程实际成本转入固定资产。已达到预定可使
用状态但尚未办理竣工决算的，先按估计价值转入固定资产，待办理竣工决算后再按实际成
本调整原暂估价值，但不再调整原已计提的折旧。
(3) 资产负债表日，有迹象表明在建工程发生减值的，按照账面价值高于可收回金额的
差额计提相应的减值准备。
16. 借款费用
(1) 借款费用资本化的确认原则
公司发生的借款费用，可直接归属于符合资本化条件的资产的购建或者生产的，予以资
本化，计入相关资产成本；其他借款费用，在发生时确认为费用，计入当期损益。
(2) 借款费用资本化期间
1) 当借款费用同时满足下列条件时，开始资本化：① 资产支出已经发生；② 借款费
用已经发生；③ 为使资产达到预定可使用或可销售状态所必要的购建或者生产活动已经开
始。
2) 若符合资本化条件的资产在购建或者生产过程中发生非正常中断，并且中断时间连
续超过 3 个月，暂停借款费用的资本化；中断期间发生的借款费用确认为当期费用，直至资
产的购建或者生产活动重新开始。
3) 当所购建或者生产符合资本化条件的资产达到预定可使用或可销售状态时，借款费
用停止资本化。
(3) 借款费用资本化金额
为购建或者生产符合资本化条件的资产而借入专门借款的，以专门借款当期实际发生的
利息费用（包括按照实际利率法确定的折价或溢价的摊销），减去将尚未动用的借款资金存
入银行取得的利息收入或进行暂时性投资取得的投资收益后的金额，确定应予资本化的利息
金额；为购建或者生产符合资本化条件的资产占用了一般借款的，根据累计资产支出超过专
门借款的资产支出加权平均数乘以占用一般借款的资本化率，计算确定一般借款应予资本化
的利息金额。
17. 无形资产
(1) 无形资产包括土地使用权、专利权及非专利技术等，按成本进行初始计量。
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(2) 使用寿命有限的无形资产，在使用寿命内按照与该项无形资产有关的经济利益的预
期实现方式系统合理地摊销，无法可靠确定预期实现方式的，采用直线法摊销。具体年限如
下：
项 目 摊销年限(年)
土地使用权 根据土地使用权证规定年限
围堤使用权 22
进场道路使用权 10-20
铁路专用线使用权 10
车库使用权 10-22
光纤使用权 5
软件 5
使用寿命不确定的无形资产不摊销，公司在每个会计期间均对该无形资产的使用寿命进
行复核。
(3) 使用寿命确定的无形资产，在资产负债表日有迹象表明发生减值的，按照账面价值
高于可收回金额的差额计提相应的减值准备；使用寿命不确定的无形资产和尚未达到可使用
状态的无形资产，无论是否存在减值迹象，每年均进行减值测试。
(4) 内部研究开发项目研究阶段的支出，于发生时计入当期损益。内部研究开发项目开
发阶段的支出，同时满足下列条件的，确认为无形资产：1) 完成该无形资产以使其能够使
用或出售在技术上具有可行性；2) 具有完成该无形资产并使用或出售的意图；3) 无形资产
产生经济利益的方式，包括能够证明运用该无形资产生产的产品存在市场或无形资产自身存
在市场，无形资产将在内部使用的，能证明其有用性；4) 有足够的技术、财务资源和其他
资源支持，以完成该无形资产的开发，并有能力使用或出售该无形资产；5) 归属于该无形
资产开发阶段的支出能够可靠地计量。
18. 长期待摊费用
长期待摊费用按实际发生额入账，在受益期或规定的期限内分期平均摊销。如果长期待
摊的费用项目不能使以后会计期间受益则将尚未摊销的该项目的摊余价值全部转入当期损
益。
19. 预计负债
(1) 因对外提供担保、诉讼事项、产品质量保证、亏损合同等或有事项形成的义务成为
公司承担的现时义务，履行该义务很可能导致经济利益流出公司，且该义务的金额能够可靠
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的计量时，公司将该项义务确认为预计负债。
(2) 公司按照履行相关现时义务所需支出的最佳估计数对预计负债进行初始计量，并在
资产负债表日对预计负债的账面价值进行复核。
20. 收入
(1) 销售商品
销售商品收入在同时满足下列条件时予以确认：1) 将商品所有权上的主要风险和报酬
转移给购货方；2) 公司不再保留通常与所有权相联系的继续管理权，也不再对已售出的商
品实施有效控制；3) 收入的金额能够可靠地计量；4) 相关的经济利益很可能流入；5) 相
关的已发生或将发生的成本能够可靠地计量。
(2) 提供劳务
提供劳务交易的结果在资产负债表日能够可靠估计的（同时满足收入的金额能够可靠地
计量、相关经济利益很可能流入、交易的完工进度能够可靠地确定、交易中已发生和将发生
的成本能够可靠地计量），采用完工百分比法确认提供劳务的收入，并按已经发生的成本占
估计总成本的比例确定提供劳务交易的完工进度。提供劳务交易的结果在资产负债表日不能
够可靠估计的，若已经发生的劳务成本预计能够得到补偿，按已经发生的劳务成本金额确认
提供劳务收入，并按相同金额结转劳务成本；若已经发生的劳务成本预计不能够得到补偿，
将已经发生的劳务成本计入当期损益，不确认劳务收入。
(3) 让渡资产使用权
让渡资产使用权在同时满足相关的经济利益很可能流入、收入金额能够可靠计量时，确
认让渡资产使用权的收入。利息收入按照他人使用本公司货币资金的时间和实际利率计算确
定；使用费收入按有关合同或协议约定的收费时间和方法计算确定。
(4) 建造合同
1) 建造合同的结果在资产负债表日能够可靠估计的，根据完工百分比法确认合同收入
和合同费用。建造合同的结果在资产负债表日不能够可靠估计的，若合同成本能够收回的，
合同收入根据能够收回的实际合同成本予以确认，合同成本在其发生的当期确认为合同费
用；若合同成本不可能收回的，在发生时立即确认为合同费用，不确认合同收入。
2) 固定造价合同同时满足下列条件表明其结果能够可靠估计：合同总收入能够可靠计
量、与合同相关的经济利益很可能流入、实际发生的合同成本能够清楚地区分和可靠地计量、
合同完工进度和为完成合同尚需发生的成本能够可靠地计量。成本加成合同同时满足下列条
件表明其结果能够可靠估计：与合同相关的经济利益很可能流入、实际发生的合同成本能够
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清楚地区分和可靠地计量。
3) 确定合同完工进度的方法为累计实际发生的合同成本占合同预计总成本的比例或已
经完成的合同工作量占合同预计总工作量的比例。
4) 资产负债表日，合同预计总成本超过合同总收入的，将预计损失确认为当期费用。
执行中的建造合同，按其差额计提存货跌价准备；待执行的亏损合同，按其差额确认预计负
债。
(5) 收入确认时点
1) 公司收到经客户确认的每月电量电费月度结算单时确认电力销售收入。
2) 公司收到经客户确认的当月蒸汽销售结算单时确认蒸汽销售收入。
3) 公司发货至客户后，收到中介机构出具合格检验报告时确认煤炭销售收入。
21. 政府补助
(1) 政府补助包括与资产相关的政府补助和与收益相关的政府补助。
(2) 政府补助为货币性资产的，按照收到或应收的金额计量；政府补助为非货币性资产
的，按照公允价值计量，公允价值不能可靠取得的，按照名义金额计量。
(3) 与资产相关的政府补助，确认为递延收益，在相关资产使用寿命内平均分配，计入
当期损益。与收益相关的政府补助，用于补偿以后期间的相关费用或损失的，确认为递延收
益，在确认相关费用的期间，计入当期损益；用于补偿已发生的相关费用或损失的，直接计
入当期损益。
22. 递延所得税资产、递延所得税负债
(1) 根据资产、负债的账面价值与其计税基础之间的差额（未作为资产和负债确认的项
目按照税法规定可以确定其计税基础的，该计税基础与其账面数之间的差额），按照预期收
回该资产或清偿该负债期间的适用税率计算确认递延所得税资产或递延所得税负债。
(2) 确认递延所得税资产以很可能取得用来抵扣可抵扣暂时性差异的应纳税所得额为
限。资产负债表日，有确凿证据表明未来期间很可能获得足够的应纳税所得额用来抵扣可抵
扣暂时性差异的，确认以前会计期间未确认的递延所得税资产。
(3) 资产负债表日，对递延所得税资产的账面价值进行复核，如果未来期间很可能无法
获得足够的应纳税所得额用以抵扣递延所得税资产的利益，则减记递延所得税资产的账面价
值。在很可能获得足够的应纳税所得额时，转回减记的金额。
(4) 公司当期所得税和递延所得税作为所得税费用或收益计入当期损益，但不包括下列
情况产生的所得税：1) 企业合并；2) 直接在所有者权益中确认的交易或者事项。
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(5) 企业对与子公司、联营企业及合营企业投资相关的应纳税暂时性差异，应当确认相
应的递延所得税负债。但是，同时满足下列条件的除外：1) 投资企业能够控制暂时性差异
转回的时间；2) 该暂时性差异在可预见的未来很可能不会转回。
23. 经营租赁
公司为承租人时，在租赁期内各个期间按照直线法将租金计入相关资产成本或确认为当
期损益，发生的初始直接费用，直接计入当期损益。或有租金在实际发生时计入当期损益。
公司为出租人时，在租赁期内各个期间按照直线法将租金确认为当期损益，发生的初始
直接费用，除金额较大的予以资本化并分期计入损益外，均直接计入当期损益。或有租金在
实际发生时计入当期损益。
(三) 税项
税 种 计 税 依 据 税 率
增值税 销售货物或提供应税劳务 17%、13%
营业税 应纳税营业额 5%、3%
从价计征的，按房产原值一次减除
房产税 30%后余值的 1.2%计缴；从租计征的， 1.2%、12%
按租金收入的 12%计缴
城市维护建设税 应缴流转税税额 7%、5%
教育费附加 应缴流转税税额 3%
地方教育附加 应缴流转税税额 2%
企业所得税 应纳税所得额 25%
(四) 盈利预测范围
1. 纳入合并范围的子公司
(1) 明细情况
子公司 业务 注册资本 持股比 表决权 经营
注册地
全称 性质 (万元) 例(%) 比例(%) 范围
浙江浙能北仑发电
火力发电 浙江杭州 230,000.00 51.00 51.00 电力电量的生产、销售等
有限公司
浙江浙能长兴发电 电力电量的生产和上网销
火力发电 浙江湖州 109,600.00 95.00 95.00
有限公司 售等
浙江浙能嘉华发电
火力发电 浙江杭州 342,219.00 77.00 77.00 电力电量生产和销售等
有限公司
浙江浙能嘉兴发电
火力发电 浙江杭州 84,370.00 70.00 70.00 火力发电；设备检修等
有限公司
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浙江浙能金华燃机 电厂的建设、运行维护、电
火力发电 浙江金华 26,920.00 76.00 76.00
发电有限责任公司 力生产、销售
浙江浙能温州发电 生产和销售电力电量及相
火力发电 浙江温州 59,700.00 66.98 66.98
有限公司 关派生的副业
浙江浙能镇海发电 电力电量的生产销售及相
火力发电 浙江杭州 21,000.00 51.00 51.00
有限责任公司 关的派生副业
电力和热力项目的开发建
宁波市镇海热力有
热力供应 浙江宁波 6,000.00 45.90 90.00 设，电力和热力生产派生产
限责任公司
品的销售
浙江浙能镇海联合
天然气发电 浙江宁波 USD4,720.00 45.00 45.00 电量加工与销售
发电有限公司
浙江浙能镇海天然
电力电量生产和销售、电力
气发电有限责任公 天然气发电 浙江宁波 53,250.00 51.00 51.00
项目的开发建设等
司
平湖市滨海热力有 供应热力、热力设备的安装
热力供应 浙江平湖 6,000.00 63.00 90.00
限公司 和维护
舟山富兴燃料有限 煤炭配煤加工，电力燃料的
煤炭经营 浙江舟山 1,000.00 100.00 100.00
公司 技术开发、技术服务
浙江兰能热力有限 热能供应；热能设备的销
热力供应 浙江兰溪 3,300.00 87.30 90.00
公司 售、安装和维护
东电新疆阿克苏能
电力相关投资 新疆阿克苏 10,000.00 100.00 100.00 电力投资、生产等
源开发有限公司
浙江浙能绍兴滨海 供热；机电管道及水电设备
热力供应 浙江绍兴 6,000.00 88.00 88.00
热力有限公司 维修
电力和热力项目的开发建
浙江浙能镇海燃气 设及派生产品的销售；供热
天然气发电 浙江宁波 95,000.00 60.00 60.00
热电有限责任公司 设备的维修及相关产品的
批发、零售
浙江浙能核能发展 核能技术开发、技术服务，
核能开发 浙江杭州 5,000.00 100.00 100.00
有限公司 投资管理
浙江浙能常山天然 天然气发电；上述经营项目
天然气发电 浙江常山 10,000.00 100.00 100.00
气发电有限公司 的筹建
浙江浙能长兴天然 电力工程项目建设，热力供
天然气发电 浙江湖州 15,000.00 100.00 100.00
气热电有限公司 应服务
浙江浙能台州第二
火力发电 浙江台州 20,000.00 94.00 94.00 电力项目的开发建设
发电有限责任公司
浙江浙能乐清发电 火力发电及副产品的综合
火力发电 浙江温州 190,000.00 51.00 51.00
有限责任公司 利用
浙江浙能兰溪发电 生产电力电量并上网销售
火力发电 浙江兰溪 164,550.00 97.00 97.00
有限责任公司 及其他相关派生产业
浙江浙能运输贸易 服务、铁路自备货车的运输
运输行业 浙江杭州 15,000.00 87.25 90.00
有限公司 管理
浙江浙能绍兴滨海 火力发电、供热；灰、渣利
火力发电 浙江绍兴 54,000.00 88.00 88.00
热电有限责任公司 废综合利用
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煤炭批发、电力燃料的技术
浙江浙能富兴燃料
贸易行业 浙江宁波 40,000.00 100.00 100.00 开发、技术服务、自营或代
有限公司
理货物和技术的进出口
煤炭批发经营；矿石等散货
浙江浙能中煤舟山
港口经营 浙江舟山 151,400.00 56.00 56.00 的中转、装卸、储存、配制
煤电有限责任公司
及与
浙江浙能钱清发电 火力发电电力相关项目的
火力发电 浙江绍兴 21,048.80 65.54 65.54
有限责任公司 开发等
台州市海天电力工 电力设备、机电设备安装、
电力检修 浙江台州 2,500.00 100.00 100.00
程有限公司 检修、运行维护等
台州市联源热力有 蒸汽供热、电力设备、化工
热力供应 浙江台州 4,000.00 95.00 95.00
限公司 设备批发、零售等
浙江华隆电力工程 电力设施承装、电力工程咨
电力检修 浙江杭州 600.00 100.00 100.00
有限公司 询及技术服务等
浙江长兴东南热力 供热服务；热电项目投资开
热力供应 浙江长兴 3,100.00 80.75 85.00
有限责任公司 发等
宁波发电工程有限 电力设备及辅助设备安装、
电力检修 浙江宁波 3,000.00 51.00 100.00
公司 检修、试验等
浙江嘉源电力工程 电力工程及电力设备的安
电力检修 浙江平湖 1,000.00 70.00 100.00
有限公司 装、维修和调试
乐清市嘉隆发电有
蒸汽发电 浙江温州 200.00 66.98 100.00 蒸汽发电
限公司
乐清市瓯越电力工
电力检修 浙江温州 500.00 66.98 100.00 发电设备检修和运维等
程检修有限公司
(2) 其他说明
1) 母公司对子公司的持股比例与其在子公司表决权比例不一致的原因说明
① 子公司浙江浙能镇海发电有限责任公司（以下简称镇海发电）持有宁波市镇海热力
有限责任公司 90%的股权，公司持有镇海发电 51%的股权，故公司持有宁波市镇海热力有限
责任公司 45.90%的股权和 90%的表决权。
② 子公司浙江浙能嘉兴发电有限公司（以下简称嘉兴发电）持有平湖市滨海热力有限
公司 90%的股权，公司持有嘉兴发电 70%的股权，故公司持有平湖市滨海热力有限公司 63%
的股权和 90%的表决权。
③ 子公司浙江浙能兰溪发电有限责任公司（以下简称兰溪发电）持有浙江兰能热力有
限公司 90%的股权，公司持有兰溪发电 97%的股权，故公司持有浙江兰能热力有限公司 87.30%
的股权和 90%的表决权。
④ 子公司兰溪发电持有浙江浙能运输贸易有限公司 50%的股权，子公司浙江浙能长兴
发电有限公司(以下简称长兴发电)持有其 25%的股权，子公司浙江浙能富兴燃料有限公司
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（以下简称浙能富兴）持有其 15%的股权，公司持有兰溪发电 97%的股权，持有长兴发电 95%
的股权，持有浙能富兴 100%的股权，故合计持有浙江浙能运输贸易有限公司 87.25%的股权
和 90%的表决权。
⑤ 长兴发电持有浙江长兴东南热力有限责任公司 85%的股权，公司持有长兴发电 95%
的股权，故公司持有浙江长兴东南热力有限责任公司 80.75%的股权和 85%的表决权。
⑥ 子公司镇海发电持有宁波发电工程有限公司 100%的股权，公司持有镇海发电 51%的
股权，故公司持有宁波发电工程有限公司 51%的股权和 100%的表决权。
⑦ 子公司嘉兴发电持有浙江嘉源电力工程有限公司 100%的股权，公司持有嘉兴发电
70%的股权，故公司持有浙江嘉源电力工程有限公司 70%的股权和 100%的表决权。
⑧ 子公司浙江浙能温州发电有限公司（以下简称温州发电）持有乐清市嘉隆发电有限
公司 100%的股权，公司持有温州发电 66.98%的股权，故公司持有乐清市嘉隆发电有限公司
66.98%的股权和 100%的表决权。
⑨ 子公司温州发电持有乐清市瓯越电力工程检修有限公司 100%的股权，公司持有温州
发电 66.98%的股权，故公司持有乐清市瓯越电力工程检修有限公司 66.98%的股权和 100%的
表决权。
2) 母公司拥有其半数或半数以下表决权的子公司，纳入合并盈利预测表范围的原因
本公司拥有浙江浙能镇海联合发电有限公司 45%的股权，该公司半数以上的董事及关键
管理人员由本公司委派，有权决定该公司的财务和经营政策，故将其纳入合并财务报表范围。
3) 母公司拥有半数以上表决权但未能对其形成控制的，未形成控制的原因说明
本公司、长兴发电、浙江浙能北仑发电有限公司、温州发电及浙江浙能乐清发电有限责
任公司分别拥有安徽兴皖矿业有限公司 15%、15%、20%、20%及 20%的股权，其中子公司江浙
能北仑发电有限公司、温州发电及浙江浙能乐清发电有限责任公司将其合并持有的该公司共
计 60%股权在 2011 年 12 月 31 日前委托关联方浙江兴源投资有限公司管理，2012 年 1 月 1
日起委托浙江天虹物资贸易有限公司管理，公司未能对安徽兴皖矿业有限公司形成实质性控
制，故未将其纳入合并财务报表范围。
(五) 盈利预测表项目说明
1. 营业收入/营业成本
(1) 明细情况
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项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
主营业务收入 4,176,997.82 4,247,816.69
其他业务收入 529,122.93 599,228.78
营业收入 4,706,120.75 4,847,045.47
主营业务成本 3,488,323.03 3,469,126.94
其他业务成本 508,919.25 581,569.39
营业成本 3,997,242.28 4,050,696.33
(2) 主营业务收入/主营业务成本
1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
主营业务收入
电力销售 4,119,422.77 4,192,335.19
蒸汽销售 57,575.05 55,481.50
主营业务成本
电力销售 3,447,464.57 3,428,521.59
蒸汽销售 40,858.46 40,605.35
2) 主营业务收入
① 电力销售
Ⅰ 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
上网电量(万千瓦时) 9,491,104 9,461,729
其中：燃煤机组 8,985,974 8,927,795
电价(万元/万千瓦时) 0.434 0.443
售电收入 4,119,422.77 4,192,335.19
Ⅱ 电价
根据浙价资〔2011〕383 号文，浙江省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时提高 0.025
元/千瓦时(含税)。电价水平高于统调燃煤机组标杆上网电价水平的燃煤电厂，上网电价同
步调整；电价水平低于统调燃煤机组标杆上网电价水平的燃煤电厂，上网电价适当多提。调
整后，省电网统一调度范围内安装脱硫设施的新投产燃煤机组标杆上网电价为 0.482 元/千
瓦时(含税)，未安装脱硫设施的机组，扣减上网电价 0.015 元/千瓦时(含税)。
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根据浙价资〔2012〕242 号文，燃煤发电企业当月脱硝设施投运率 80%及以上，当月实
际脱硝效率达到设计脱硝效率的 80%及以上的，脱硝电价标准为 0.008 元/千瓦时(含税)；
当月实际脱硝效率达到设计脱硝效率的 60%-80%,脱硝电价标准为 0.006 元/千瓦时(含税)。
根据浙价资〔2010〕210 号文，自 2010 年度 7 月 15 日起，浙江省统调燃气电厂临时上
网电价提高到 0.744 元/千瓦时(含税)。综合分析天然气市场供需情况和调控政策的走向，
西气提价可能性较大，公司预测上网电价将适当上调以部分弥补天然气发电企业的损失，确
定 2013 年度的上网电价为 0.7385 元(不含税)。
公司在 2012-2013 年基本完成燃煤机组脱硝改造，自脱硝设施投运并达到规定效率当月
起享受 0.006-0.008 元/千瓦时的脱硝电价；另外随着天然气价格的即将上调，天然气发电
上网电价预计随之上调，且上网电量预计上升。故公司预测，2013 年平均上网电价将上升
0.009 元/千瓦时。
Ⅲ 电量
根据浙经信电力〔2012〕722 号文，钱清发电一台 13.5 万千瓦时燃煤机组将于 2013 年
9 月前关停。除此之外，2013 年燃煤机组容量将不发生重大变化，公司预测发电利用小时略
有下降；燃气机组容量将增加，其中金华燃机 19.9 万千瓦油改气机组将于 2013 年 6 月投产，
镇海联合油改气机组两台合计容量 34.4 万千瓦时已经分别于 2012 年 4 月、5 月投产，因此
燃气机组上网电量将有所增加。
② 蒸汽销售
由于建设中的蒸汽管线将不会在 2013 年投入商业运营，公司测算现有管线覆盖区域的
需求情况，预计蒸汽收入同比略有下降。
3) 主营业务成本
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
燃料费 2,703,523.30 2,645,852.53
折旧摊销 418,051.44 433,196.14
人工成本 138,548.97 140,603.45
修理费 123,755.13 136,831.80
其他 104,444.19 112,643.02
合 计 3,488,323.03 3,469,126.94
① 燃料费
Ⅰ 燃料价格
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在综合考虑当前原煤和其他能源的市场供需情况、历史价格波动以及未来价格走势的基
础上，公司预计 2013 年度燃煤机组综合标煤单价为 840 元/吨(不含税)。
根据浙价电〔2010〕20 号文，自 2010 年 7 月 15 日起，向天然气发电企业销售天然气
的门站价格由 2.08 元/立方米(含税)调整为 2.41 元/立方米(含税)；根据浙江省物价局
〔2011〕1 号会议纪要，对 2011 年度超计划供应的气价由原销售价格 2.41 元/立方米(含税)
下调至 2.20 元/立方米(含税)，2012 年回归到 2.41 元/立方米(含税)。全国天然气价格改
革过渡方案已经提交有关部门，将改变现行的由政府部门根据生产与供应成本再加合理利润
确定成本的加成定价方式，改为按商品的市场价值为基础确定上游供货价格，将整体抬高天
然气供应的价格。综合分析能源市场局势和天然气涨价预期，预计燃气采购成本将上涨至
3.11 元/立方米(含税)。
Ⅱ 燃料单耗
公司持续推进精细化作业，不断挖掘节能潜力，预计 2013 年标准煤耗为 315.10 克/千
瓦时，与 2012 年基本持平。
受气源供应不稳定、管道损耗等因素影响，公司预计 2013 年度燃气机组供电气耗在
0.205—0.245 方/千瓦时之间。
② 折旧摊销
公司根据预计的资本性支出及各类固定资产的账面原值、预计净残值率和预计使用年限
计算测算确定 2013 年度折旧摊销成本。
③ 人工成本
公司根据历史数据，结合预计的物价水平、人员的增减变动以及动态考核等因素测算确
定 2013 年度人工成本。
④ 修理费
公司以历史情况为依据，结合日常修理维护、大修理费用、外委修理费测算确定 2013
年度的修理费。
⑤ 其他
其他主要包括水电支出、排污费、脱硫用石灰石、脱硝成本、委托运行费、技术监督服
务费、保险费、替代发电指标转让费等。公司将继续加大环保投入，2013 年度其他费用预
计较上期有所上升。
(3) 其他业务收入/其他业务成本
1) 明细情况
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项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
其他业务收入
燃料销售 498,261.21 553,729.90
其他 30,861.72 45,498.88
其他业务成本
燃料销售 492,333.51 548,664.65
其他 16,585.74 32,904.74
2) 燃料销售
公司积极开展燃料销售业务，根据业务的拓展情况和燃料的市场行情，预测 2013 年度
的燃料销售。
2. 营业税金及附加
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
营业税 3,359.00 1,750.70
城市维护建设税 14,894.78 19,097.71
教育费附加 7,026.42 8,733.31
地方教育附加 4,375.82 5,822.21
其他 12.06
合 计 29,668.08 35,403.93
(2) 其他说明
公司根据 2013 年度的预测应税收入及相应税率预测确定营业税金及附加。营业税 2013
年度预测数较 2012 年度减少系 2012 年度出售股票缴纳营业税 441.48 万元以及部分子公司
2013 年开始全面实行营改增政策所致，2013 年度公司预计将不出售股票。
3. 管理费用
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
职工薪酬及社会保险费 67,268.42 72,564.57
各项税费 13,836.60 16,605.98
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办公费 6,936.17 7,241.82
运输费 5,229.39 5,428.15
外部劳务费 6,394.76 6,158.19
差旅费 5,410.23 5,181.18
劳动保护费 3,586.86 4,741.03
长期资产折旧及摊销 2,086.86 2,732.96
业务招待费 4,921.78 4,916.70
会议费 3,245.25 3,864.05
租赁费 2,406.29 2,418.96
咨询费 2,287.31 3,379.10
物业管理费 2,200.04 2,609.33
其他 11,380.05 13,694.80
合 计 137,190.01 151,536.82
(2) 其他说明
公司根据历年实际发生水平及预测期间变动的趋势，并假定公司现行的费用支出预算控
制制度得到有效执行等因素预测 2013 年度管理费用。职工薪酬及社会保险费用主要根据历
史数据、预计的物价水平及人员变动预测得出。
4. 财务费用
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
利息收入 -7,837.62 -4,002.87
利息支出 194,315.91 208,388.92
汇兑损益 -3,980.03 45.00
手续费 230.91 382.51
合 计 182,729.17 204,813.56
(2) 其他说明
利息收入主要根据闲散资金、预计的存款利率预测，利息支出主要根据预计的借款规模、
还款计划及预计的贷款利率预测。汇兑损益 2013 年预测数较 2012 年度增加，主要系 2012
年度日元贬值相应日元借款形成的汇兑收益金额较大，汇率变动具有不确定性，公司预测
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2013 年度形成汇兑收益的可能性较小。
5. 资产减值损失
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
坏账损失 57.98
存货跌价损失 1,230.04
固定资产减值损失 26,321.82
合 计 27,609.84
(2) 其他说明
2012 年度发生的资产减值损失主要系子公司浙江浙能钱清发电有限责任公司机组关停
计提固定资产减值准备所致，预测期内没有其他机组的关停计划，公司预测 2013 年度不会
发生重大的资产减值损失。
6. 投资收益
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
成本法核算的长期股权投资收益 4,490.00 11,717.00
权益法核算的长期股权投资收益 186,989.94 201,697.42
处置长期股权投资产生的投资收益 3.17
可供出售金融资产持有期间取得的
9,804.00 11,050.00
投资收益
处置可供出售金融资产产生的投资
8,679.63
收益
委托贷款投资收益 94.18
其他 -480.44
合 计 209,580.48 224,464.42
(2) 成本法核算的长期股权投资收益
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
秦山第三核电有限责任公司 4,490.00 10,717.00
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浙江省能源集团财务有限责
1,000.00
任公司
合 计 4,490.00 11,717.00
公司根据 2012 年度实现的可供分配利润情况和往年的分红率预测。
(3) 权益法核算的长期股权投资收益
被投资单位 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
浙江国华浙能发电有限公司 65,541.30 66,915.60
核电秦山联营有限责任公司 39,666.69 42,807.00
国电浙江北仑第三发电有限
31,978.00 32,876.40
公司
浙江大唐乌沙山发电有限责
16,232.05 23,362.50
任公司
国电浙江北仑第一发电有限
14,410.49 13,619.25
责任公司
浙江温州特鲁莱发电有限责
6,233.42 6,654.60
任公司
杭州华电半山发电有限公司 5,133.73 1,620.00
淮浙煤电有限责任公司 11,250.00
其他单位 7,794.26 2,592.07
合 计 186,989.94 201,697.42
根据权益法核算被投资单位的生产经营和预算情况，结合燃煤价格走势，预测权益法核
算的投资收益情况。根据公司与能源集团签订的《关于淮浙煤电有限责任公司国有股权转让
协议》，公司以评估价 1,254,488,513.16 元受让能源集团持有的淮浙煤电有限责任公司 50%
股权，公司已于 2012 年 12 月 27 日全额支付股权转让款，2012 年 12 月 31 日该公司已办妥
工商变更手续，故 2012 年度无对该公司权益法核算的长期股权投资收益。
(4) 其他说明
公司 2013 年度无处置可供出售金融资产计划，所持有的可供出售金融资产均系银行股，
根据 2012 年度盈利情况和历史的分红率情况，预测 2013 年度将收到的股利。
7. 营业外收入
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
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非流动资产处置利得合计 15,332.04
其中：固定资产处置利得 14,574.43
无形资产处置利得 757.61
合并利得 69.65
政府补助 21,835.04 4,565.37
港务建设费返还 1,063.37
其他 392.96
合 计 38,693.06 4,565.37
(2) 其他说明
政府补助包括与资产相关的政府补助和与收益相关的政府补助，公司根据已收到的补助
金额和形成资产的折旧年限预测 2013 年度与资产相关的政府补助；2012 年固定资产处置利
得主要系公司 2012 年取得子公司浙江东南发电股份有限公司台州发电厂 1-6#机组 6,862 万
元和温州发电一期机组资产处置利得 6,399 万元所致，公司预测 2013 年度不会发生重大的
处置利得；与收益相关的政府补助和其他营业外收入具有偶然性，未予预测。
8. 营业外支出
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际 2013 年度预测数
非流动资产处置损失合计 12,261.26
其中：固定资产处置损失 12,261.26
对外捐赠 162.23
罚款支出 14.70
水利建设专项资金 4,220.10 4,926.20
离退休费用 1,638.98
其他 341.75
合 计 18,639.02 4,926.20
(2) 其他说明
公司根据 2013 年度应税收入和税率预测确定当年度的水利建设专项资金；其余营业外
支出具有偶然性，未予预测。
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9. 所得税费用
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际数 2013 年度预测数
按税法及相关规定计算
96,610.07 113,120.49
的当期所得税
递延所得税调整 2,291.50 95.10
合 计 98,901.57 113,215.59
(2) 其他说明
公司根据 2013 年度利润总额考虑纳税调整因素后按 25%的税率预测确定当期所得税费
用，同时考虑递延所得税资产的确认和转回情况预测确认递延所得税费用。
10. 其他综合收益
(1) 明细情况
项 目 2012 年度已审实际 2013 年度预测数
可供出售金融资产产生的利得（损失）金额 57,341.38
减：可供出售金融资产产生的所得税影响 14,335.34
前期计入其他综合收益当期转入损益的净额 -6,520.65
小 计 36,485.39
按照权益法核算的在被投资单位其他综合收益中
899.98
所享有的份额
小 计 899.98
合 计 37,385.37
(2) 其他说明
2012 年度其他综合收益主要系可供出售金融资产公允价值变动形成，由于股票价格具
有不确定性，未予预测。
四、影响盈利预测结果实现的主要问题及准备采取的措施
(一) 主要问题
本公司所作盈利预测已综合考虑各方面因素，并遵循了谨慎性原则。但是由于盈利预测
所依据的各种假设具有不确定性，本公司提醒投资者进行投资决策时不应过于依赖该项资
料，并注意如下主要问题：
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1. 经济周期波动的风险
电力企业的盈利能力与经济周期紧密相关。如果公司下属电厂所在供电区域的经济出现
增长放慢或衰退，则当地的电力需求可能出现增长放慢或减少，对公司的盈利能力将产生不
利影响。此外，由于电力项目的投资回报周期较长，可能会跨越完整的经济周期，经济周期
内电力需求的波动将给公司未来的盈利带来不确定性。
2. 电价波动风险
电力产品的销售价格由政府相关部门制定，公司没有自主定价权。国家于2008年7月1
日、8月20日、2009年11月20日和2011年4月10日四次上调电价；2011年11月30日，浙江省物
价局根据《国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知》（发改价格﹝2011﹞2622号）精
神，下发了《浙江省物价局关于调整省电网统调电厂上网电价等有关事项的通知》（浙价资
﹝2011﹞383号），将统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时提高2.5分钱，电价调整自2011
年12月1日起执行。燃料价格上涨而电价和热价没有及时相应调整，可能会出现电价、热价
与生产成本倒挂的情况，对公司经营产生不利影响。
2002年2月，国务院发布《电力体制改革方案》，确定了“厂网分开，竞价上网”的改
革方向。2003年7月，国务院批准了《电价改革方案》，进一步明确上网电价改革的方向是
全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。2005年3月，国家发展与改革委员会印发《上
网电价管理暂行办法》，指出发电企业的上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿
命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则确定。目前，竞价上网的
实施方案、新的电价机制全面实行时间尚未出台，公司未来的电价水平和电量销售存在不确
定性。若竞价上网全面实施，在全国电力供需基本平衡或供大于求的情况下，发电企业间可
能就电价展开竞争，有可能影响公司的盈利能力。
3. 燃煤、天然气价格波动风险
公司控股的发电厂主要系燃煤和燃气发电，燃煤、燃气成本占营业成本比重较大，煤炭
和天然气价格的上涨、煤炭供应质量下降、缺乏充足稳定的天然气供应，将对本公司经营产
生不利影响。若未来煤炭和天然气价格持续走高，将给公司带来持续的成本压力，对公司的
盈利水平产生较大的不利影响。
4. 发电设备利用小时数波动的风险
发电设备平均利用小时数主要取决于全社会用电量和全国电力装机容量的增长情况。在
全国电力装机容量的增速过快时，会在一定程度上增加电力行业的竞争程度，影响电力行业
的发电设备平均利用小时数。
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5. 利率波动的风险
电力行业投资金额较大、周期较大，对资金需求较大。利率水平出现波动后，对盈利能
力和偿债能力的影响较大。
(二) 拟采取的措施
针对上述问题，本公司拟相应采取如下措施予以应对：
1. 继续加大节能技术改造，提升设备运营水平，保障机组平稳运行，确保安全生产。
2. 进一步优化产能结构，积极开拓清洁能源新领域，实施“走出去”战略，努力发展
浙江省外电源项目，降低区域经济下滑风险。
3. 进一步加强燃料采购，充分发挥集约化、规模化采购优势，加强煤炭市场和库存分
析，制订科学合理的采购策略，有效降低煤炭采购成本。进一步加强燃料精细化管理，深化
配煤掺烧工作，提高燃料利用率，降低煤耗，提高内部挖潜的经济效益。
4. 积极寻求煤气一体化项目合作，降低原料对外采购依赖度，加大优质煤炭资源获取
力度，推进煤电一体化。
5. 加强全面预算管理，有效控制各项成本费用，进一步拓展融资渠道，巩固并提升资
金集约化管理，提高资金使用效率。
浙江浙能电力股份有限公司
二〇一三年四月八日
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