股票代码：000966 股票简称：长源电力
国家能源集团长源电力股份有限公司
关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请
向特定对象发行股票的审核问询函的回复
（修订稿）
保荐机构（主承销商）
（北京市朝阳区安立路 66 号 4 号楼）
二〇二四年五月
深圳证券交易所：
贵所于 2023 年 8 月 21 日出具的《关于国家能源集团长源电力股份有限公司
向特定对象发行股票申请文件的审核问询函》（以下简称“审核问询函”）已收
悉。国家能源集团长源电力股份有限公司（以下简称“长源电力”、“发行人”、
“公司”）与中信建投证券股份有限公司（以下简称“保荐机构”、“保荐人”）、
湖北大纲律师事务所（以下简称“发行人律师”、“律师”）、立信会计师事务
所（特殊普通合伙）（以下简称“申报会计师”、“会计师”）等相关方对审核
问询函所列问题进行了逐项核查，现回复如下，请予审核。
本问询函回复中简称与《国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发
行股票募集说明书（申报稿）》中简称具有相同含义，其中涉及募集说明书的修
改及补充披露部分，已用楷体加粗予以标明。
本问询函回复中若出现合计数值与各分项数值之和尾数不符的情况，均为四
舍五入原因造成。
本问询函回复中的字体：
审核问询函所列问题 黑体（加粗）
审核问询函所列问题的回复 宋体
对募集说明书披露内容的引用 宋体
回复中涉及对募集说明书（申报稿）修改、补充的内容 楷体（加粗）
1
目录
问题 1............................................................................................................................. 3
问题 2........................................................................................................................... 69
问题 3......................................................................................................................... 131
其他问题 ................................................................................................................... 179
2
问题 1
报告期各期，发行人归母净利润分别为 100,145.96 万元、-2,535.03 万元、
12,283.25 万元和 22,149.26 万元，综合毛利率分别为 13.49%、1.33%、4.84%和
11.67%，其中热力销售毛利率分别为-12.40%、-26.47%、-35.55%和-27.94%，
其他业务毛利率分别为 78.33%、82.31%、85.33%和 50.30%，发行人经营业绩
波动较大，且热力销售毛利率持续为负。截至 2023 年 3 月末，发行人固定资产
及在建工程期末余额合计占资产总额比重为 74.77%。报告期各期，公司关联采
购占营业成本比例分别为 36.99%、54.22%、65.40%、56.60%，占比逐年增加。
截至 2023 年 3 月 31 日，公司长期股权投资账面价值为 28,286.90 万元，为武汉
华工创业投资有限责任公司（以下简称华工创投）等公司股权，发行人已认定为
财务性投资。截至 2023 年 3 月 31 日，发行人投资性房地产账面价值为 10,607.31
万元。
请发行人补充说明：（1）结合报告期内原材料价格变动情况、同行业可比公
司情况、热力销售的具体内容，说明报告期内发行人经营业绩和毛利率水平持续
下滑、热力销售毛利率持续为负的原因及合理性，相关不利因素是否持续及应对
措施；（2）结合在建工程项目进展情况，说明在建工程、固定资产减值准备计提
充分性，是否存在未及时转固情形；（3）结合关联采购政策、与集团财务公司金
融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，
是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是
否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；（4）结
合发行人投资华工创投的时间，说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至
今，公司实施或拟实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，发行人最近一期
末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形；（5）其他业务的具
体内容，毛利率较高的原因及合理性；投资性房地产对应的土地性质及具体情况，
是否属于住宅或商业房地产经营业务，发行人及其子公司、参股公司是否持有其
他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，
是否具有房地产开发资质。
请发行人补充披露（1）（2）相关风险。
3
请保荐人核查并发表明确意见，请会计师核查（1）-（4）并发表明确意见，
请发行人律师核查（5）并发表明确意见。
回复：
一、结合报告期内原材料价格变动情况、同行业可比公司情况、热力销售的
具体内容，说明报告期内发行人经营业绩和毛利率水平持续下滑、热力销售毛利
率持续为负的原因及合理性，相关不利因素是否持续及应对措施
（一）影响公司经营业绩的主要因素
公司主要在湖北省内从事电力、热力生产和经营业务。报告期各期，公司营
业收入中火力发电及售热业务收入合计占比分别为 90.51%、93.74%和 89.60%，
公司经营业绩波动主要受火电业务波动影响，主要影响因素包括发电设备利用小
时数、上网电价、煤炭价格等。
报告期各期，公司营业收入分别为 1,216,396.57 万元、1,466,191.56 万元和
1,445,713.34 万元。2022 年度增长的主要原因包括：1、2021 年以来湖北省经
济持续恢复、发展，全省社会用电量保持较快增速；2、2022 年，湖北区域受来
水严重偏枯影响水电发电量有所下滑，火电作为基石电力重要性凸显，设备利用
小时数有所提升；3、2021 年 10 月起，燃煤发电市场交易价格允许浮动范围扩
大至±20%，在供需关系偏紧的情况下，火电上网电价显著提升。2023 年度公司
营业收入较上年度有所下滑，主要原因是：1、湖北省全社会用电量增速有所放
缓；2、全省水电发电量同比增长 7.6%，火电发电量同比下降 6.56%，公司火电
业务受到一定影响。
报告期各期，煤炭成本对于火电企业的盈利情况影响显著，2022 年煤炭价
格持续处于高位，但收入端上网电价调增有效缓解了成本端煤炭价格较高的压
力，公司经营业绩有所改善；2023 年以来，随着煤炭价格逐步回落，公司经营
业绩出现明显好转。报告期各期，公司的毛利率分别为 1.33%、4.84%和 8.65%，
归属于母公司股东的净利润分别为-2,526.96 万元、12,287.68 万元和 34,906.20
万元；其中火电业务的毛利率分别为-1.31%、6.24%和 10.76%，售热业务毛利率
分别为-26.47%、-35.55%和-22.00%。
（二）报告期内原材料价格及上网电价变动情况
4
公司主要业务板块包括火电、水电、风电、光伏发电及售热业务。由于水电、
风电、光伏等可再生能源发电过程中的主要成本为资产折旧与摊销、职工薪酬等，
报告期内公司生产所需原材料主要为火力发电业务采购发电用煤及少量燃油。
报告期各期，公司主要原材料消耗及终端产出情况如下：
项目 单位 2023 年 2022 年 2021 年
入炉标准煤量 吨 9,263,488 9,792,100 9,053,506
其中：发电标准煤量 吨 8,084,483 8,773,197 8,236,185
售热标准煤量 吨 1,179,005 1,018,903 817,322
其中：煤折标准煤量 吨 9,261,377 9,790,766 9,031,988
油折标准煤量 吨 2,111 1,334 21,518
燃料成本 万元 686,443.56 1,065,748.34 873,878.57
其中：火电业务 万元 801,193.84 955,862.80 791,247.78
售热业务 万元 115,174.21 109,885.54 82,630.79
折标准煤单价（不含税） 元/吨 989.23 1,088.38 965.24
其中：火电业务 元/吨 991.03 1,089.53 960.70
售热业务 元/吨 976.88 1,078.47 1,010.99
发电量 亿千瓦时 327.46 329.71 316.86
其中：火电 亿千瓦时 288.34 312.11 292.59
售热业务 （万吉焦） 2,140.72 1,876.99 1,655.85
注：标准煤量指热值为 7,000 千卡/千克的煤炭。公司下属火电厂使用的原料煤及发电供热效
率存在一定差异，导致电热成本分摊后单位成本存在细微差异。
2022 年度，随着地区经济恢复增长，公司发电量及售热量保持上升趋势，
燃煤消耗量也随之同步增长；受煤炭市场价格波动影响，2022 年公司燃料成本
平均单价显著增长，2022 年较 2021 年上涨 12.76%。2023 年度，地区全社会用
电量增速有所下滑，2023 年度入炉标准煤量较 2022 年度下降 5.40%；同时，煤
炭市场价格回落，2023 年公司燃料成本平均单价较 2022 年下降 9.11%。
报告期各期，湖北省燃煤发电上网基准价（含税）为 0.4161 元/千瓦时，公
司火电平均上网电价（含税）分别为 0.4185 元/千瓦时、0.4952 元/千瓦时和 0.4995
元/千瓦时。2022 年以来上网电价增加，主要系执行《省发展改革委关于转发（国
家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知）的通知》 鄂
发改价管〔2021〕330 号），自 2021 年 10 月起，燃煤发电电量原则上全部进入
电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，价格浮动
范围扩大至±20%。由于煤炭价格升高且区域用电需求旺盛，火电成交价格多以
5
基准价浮动上限成交，从而平均上网电价出现明显增长。
综上，报告期内煤炭价格大幅上涨导致公司原材料单位成本上升，燃煤电价
政策调整提高了火电上网电价，一定程度平滑了原材料成本上升带来的毛利率下
降影响，但整体上看公司 2021 年和 2022 年毛利率仍出现了大幅下滑。随着煤炭
价格同比回落，2023 年度公司毛利率已明显改善，达到 8.65%，预计报告期内公
司业绩下滑的不利因素影响将显著缓解。
（三）报告期内同行业可比公司经营业绩变动情况
选取行业内 10 家以火电业务为主的上市公司作为同行业可比公司。报告期
各期，公司与同行业可比公司营业收入、归母净利润和毛利率情况如下：
单位：亿元，%
营业收入
证券简称 2023 年度 2022 年度 2021 年度
金额 变动比例 金额 变动比例 金额
华能国际 2,543.97 3.11 2,467.25 20.59 2,046.05
大唐发电 1,224.04 4.77 1,168.28 12.97 1,034.12
华电国际 1,171.76 9.45 1,070.59 2.52 1,044.22
浙能电力 959.75 19.68 801.95 12.83 710.73
广州发展 467.55 -2.29 478.50 26.22 379.10
京能电力 328.78 7.85 304.85 37.09 222.37
皖能电力 278.67 14.79 242.76 15.42 210.32
建投能源 189.46 3.50 183.06 21.71 150.41
华银电力 99.39 2.44 97.02 1.03 96.03
赣能股份 70.89 71.11 41.43 53.46 27.00
平均数 - 13.44 - 20.39 -
中位数 - 6.31 - 18.00 -
长源电力 144.57 -1.40 146.62 20.54 121.64
归属于母公司股东净利润
证券简称 2023 年度 2022 年度 2021 年度
金额 变动比例 金额 变动比例 金额
华能国际 84.46 214.33 -73.87 28.03 -102.64
大唐发电 13.65 432.82 -4.10 95.57 -92.64
华电国际 45.22 4,430.69 1.00 102.01 -49.65
浙能电力 65.20 456.55 -18.29 -113.10 -8.55
广州发展 16.38 20.98 13.54 568.06 2.03
京能电力 8.78 9.34 8.03 125.82 -31.11
皖能电力 14.30 236.25 4.25 131.80 -13.37
建投能源 1.67 62.15 1.03 104.66 -22.10
华银电力 -1.87 -791.60 0.27 101.19 -22.70
赣能股份 4.90 4,497.92 0.11 104.29 -2.48
平均数 - 204.63 - 75.59 -
6
中位数 - 214.33 - 104.29 -
长源电力 3.49 184.07 1.23 584.54 -0.25
毛利率
证券简称 2023 年度 2022 年度 2021 年度
毛利率 变动 毛利率 变动 毛利率
华能国际 12.12 9.08 3.04 3.37 -0.33
大唐发电 11.75 4.63 7.12 8.04 -0.92
华电国际 6.43 6.00 0.43 6.59 -6.16
浙能电力 9.41 13.36 -3.95 -1.84 -2.11
广州发展 10.78 3.27 7.51 3.39 4.12
京能电力 9.79 0.29 9.50 17.47 -7.97
皖能电力 6.87 5.97 0.90 5.49 -4.59
建投能源 11.80 1.35 10.45 15.24 -4.79
华银电力 4.83 5.15 -0.32 12.01 -12.32
赣能股份 12.30 6.00 6.30 8.44 -2.15
平均数 9.61 5.51 4.10 7.82 -3.72
中位数 10.28 5.61 4.67 7.31 -3.37
长源电力 8.65 3.81 4.84 3.51 1.33
注 1：同行业可比公司数据来源为各公司披露的定期报告；
注 2：营业收入和归母净利润变动比例为同比比例，毛利率变动为较上期变动幅度；
注 3：毛利率变动幅度=当期毛利率-上期毛利率，下同；
注 4：归属于母公司股东净利润平均数及中位数剔除变动幅度绝对值超过 500%的数值。
由上表可知，公司业绩变动情况与以火电业务为主的上市发电企业业绩变动
趋势相同，具体来看：
1、2021 年经营业绩变动情况
2021 年公司营业收入较 2020 年增加 20.75%，归母净利润下降 102.53%，毛
利率下降 12.16%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因系 2021 年全
社会用电量较 2020 年显著增长，但由于煤炭价格大幅上升，导致毛利率大幅下
降，经营业绩普遍由盈转亏。
2、2022 年经营业绩变动情况
2022 年公司营业收入较 2021 年增加 20.54%，归母净利润增长 584.54%，毛
利率增长 3.51%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因系全社会用电
量持续增长，发改委出台政策放宽燃煤电价上网波动幅度，在供需关系较紧的情
况下同行业可比公司经营业绩较上年度普遍改善，毛利率也有所回升。
3、2023 年度经营业绩变动情况
2023 年公司营业收入较 2022 年下降 1.40%，归母净利润增长 184.07%，毛
7
利率增长 3.81%。公司与同行业可比公司营业收入变动增减差异较大，主要由于
电力企业具有一定区域属性，经营业绩变动与区域用电需求、电力结构等因素关
系较为密切。2023 年，湖北省全社会用电量累计 2,706.43 亿千瓦时，同比增长
2.21％，较去年同期增速 7.13%有所下滑。2023 年，湖北省全省发电量（剔除三
峡发电量）2,397.88 亿千瓦时，其中，水电 514.70 亿千瓦时，同比增长 17.73%；
火电 1,488.05 亿千瓦时，同比下降 6.56%；风电 168.78 亿千瓦时，同比增长
2.90%；太阳能 226.35 亿千瓦时，同比增长 75.16%。受宏观经济因素及区域电
力结构影响，公司营业收入较上年同期小幅下滑。公司归母净利润及毛利率变动
趋势与同行业可比公司相同，主要变动原因系煤炭价格同比回落，使得同行业可
比公司经营业绩普遍改善。
4、与区域内可比公司对比情况
发电业务与区域经济发展情况密切相关，主要经营湖北区域发电业务的上市
公司，除公司外主要还有湖北能源（000883.SZ）。相比于公司，湖北能源拥有
水电、火电、风电和光伏等多种类型，根据其公开披露信息，报告期各期其发电
相关业务收入构成如下所示：
单位：万元，%
2023 年度 2022 年度 2021 年度
项目
金额 增速 金额 增速 金额
水电 433,425.02 10.57 391,999.35 -15.76 465,324.16
火电 800,814.75 -3.88 833,163.62 11.47 747,440.42
风电 97,405.33 13.74 85,636.50 -8.13 93,216.01
光伏 137,138.05 22.89 111,596.81 90.43 58,603.43
合计 1,468,783.16 3.26 1,422,396.28 4.24 1,364,584.02
湖北能源收入构成中水电占比较高且受区域降水量影响较大，剔除水电因素
影响，2021 年、2022 年和 2023 年，湖北能源发电业务收入分别为 899,259.86
万元、1,030,396.93 万元和 1,035,358.13 万元，2022 年和 2023 年增速分别为
14.58%和 0.48%，年均复合增长率 7.30%，与公司业务增长趋势基本一致。
报告期内，湖北能源火电业务的毛利率分别为-3.82%、-6.78%和 7.55%，变
动趋势与公司相同。
（四）影响公司经营业绩的不利因素及应对措施
报告期内，影响公司经营业绩的主要不利因素为煤炭价格大幅上涨，导致公
8
司火电相关业务毛利率显著下降。2020 年 1 月 1 日至 2024 年 4 月 29 日，动力
煤市场价格走势如下：
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
2020-01-01 2021-01-01 2022-01-01 2023-01-01 2024-01-01
动力煤现货(秦皇岛港平仓价，Q5500，山西产)
注：数据来源 Wind。
由上表可知，2020 年四季度至 2022 年末，动力煤市场价格出现快速上涨并
持续保持在价格高位；2023 年上半年以来，动力煤市场价格逐步回落，目前价
格在相对低位震荡。
公司建立了有效的成本管控机制，能够相对有效地应对燃料成本上升风险。
对比来看，2021 年以来公司销售毛利率表现优于可比公司，主要原因系公司长
协煤供应商主要为国家能源集团下属煤炭企业，定价规范履约稳定，相比可比公
司煤炭保供优势明显。2021 年以来，煤炭市场价格大幅上涨并保持在相对高位，
市场现货煤价格远高于长协煤价格，公司整体长协煤采购占比较高且性价比优势
较大，有助于控制燃料成本。
为进一步提升电煤保供控价能力，公司将在煤炭保供优势的基础上，不断加
强对国家能源集团以外电煤长协的履约管理，促进稳定发运、正常兑现，提升整
体外部长协兑现率，进一步提升电煤保障能力；同时加强燃料管理与其他业务管
理环节的内部协同，根据煤电机组发电供热生产形势，滚动预测电煤需求，合理
调控市场现货煤炭采购，持续提升燃料成本控制力。
（五）报告期内热力销售毛利率持续为负的原因及合理性
1、售热业务基本情况
9
公司售热业务是基于燃煤热电联产机组，在发电过程中利用机组余热同步输
出蒸汽，以提高机组综合热效率及利用小时数，从而确保机组整体运行的经济性
和环保性。
目前，公司所有火电机组均已完成热电联产改造，在售热业务方面，公司主
要依托六家火电企业开展售热业务，由于供应距离存在一定限制，为减少热量损
失，公司主要为火电厂周边的大、中型企业提供高标准蒸汽，通过热网管道直接
输送至客户用于日常生产。在定价方面，公司主要以所在区域经济、市场环境、
以及煤炭价格波动为考量，与热力用户进行协商谈判后确定销售价格。
2、开展热力业务的原因及合理性
（1）提高机组热效率的同时，提高公司整体能源使用效率。从热电联产原理
上，热电联产利用火电机组余热供热，对外供热前蒸汽可以做功发电，供热时蒸
汽不会进入机组的凝汽器，减少了发电汽轮机冷源损失，从而提高机组热效率。
因此，热电联产改造是提升火电机组综合效率的重要路径。同时，售热业务能够
对机组利用小时数形成一定保障，从整体上提升机组效率，降低机组煤耗。
以 2023 年度经营情况为例，公司火电上网电量 273.11 亿千瓦时，供热量
2,140.72 万吉焦，热电比 21.77%。根据行业经验数据，热电比每提高 1%，供
电煤耗将降低 0.5 克/千瓦时以上，以此推算 2023 年公司机组供电煤耗因供热降
低 10.89 克/千瓦时，累计节约标煤约 29.73 万吨，节约燃料成本约 2.94 亿元。
（2）主管部门鼓励电力企业进行节能环保改造。《国家发展改革委国家能源
局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519 号）提出，
统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动，进
一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力。湖北省能源主管部门为促进节
能减排，鼓励省内火电企业发展集中供热业务，给予政策扶持，按照供热机组上
一年度供热量，进行优先发电计划奖励。2024 年初，湖北省能源局下发《湖北
省 2024 年电力供需平衡预测及优先发电优先购电计划方案》，公司下属 7 家火电
单位的供热机组共获得奖励优先发电电量计划近 38 亿千瓦时。
（3）创造更大社会价值，实现社会效益和环保效益多赢。公司给区域集中提
供低能耗且稳定可靠的高品质热源，节约区域总体能源消耗，从而减少城市污染，
10
凸显区域整体社会及环保效益。
（4）重点售热区域对蒸汽需求日趋旺盛。高标准蒸汽在工业生产中运用广泛，
得益于区域经济稳步发展，报告期内公司售热业务收入保持稳步增长。伴随经济
社会发展绿色转型，公司将积极打造新供热场景、催生新业态，拉动工商企业和
居民消费，售热业务前景广阔。
鉴于此，公司深入践行能源安全新战略，目前所有的火电机组均完成了供热
改造，并已全部具备供热能力，且主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标
处于区域先进水平，在区域发电、售热等市场竞争中可比优势明显。同时，公司
以此为契机，积极布局热能市场，着力开拓、培育热力用户，逐步提高区域内市
场份额。随着公司在区域售热业务中的领先优势增强，售热总量提升以及未来议
价能力持续提升，售热业务盈利能力将得到有效改善。
3、报告期内热力销售毛利率持续为负的原因
报告期各期，公司售热业务收入、成本及毛利情况如下所示：
单位：万元，%
2023 年度 2022 年度 2021 年度
项目
数值 变动 数值 变动 数值
售热量（万吉焦） 2,140.72 14.05 1,876.99 13.36 1,655.85
营业收入（万元） 128,861.65 24.36 103,619.99 20.17 86,225.57
营业成本（万元） 157,215.27 11.93 140,454.32 28.79 109,053.20
其中：燃料 115,174.21 4.81 109,885.54 32.98 82,630.79
辅材 1,891.72 36.51 1,385.77 23.14 1,125.34
职工薪酬 16,372.06 26.86 12,905.18 15.01 11,220.89
折旧费 12,358.44 30.38 9,478.68 13.57 8,345.99
修理费 3,717.00 9.96 3,380.45 38.31 2,444.17
其他 7,701.85 125.29 3,418.70 4.04 3,286.03
毛利率（%） -22.00 13.55 -35.55 -9.08 -26.47
由上表可知，报告期内，发行人热力销售业务毛利率持续为负，主要原因是：
（1）2021 年以来受煤炭价格成本上升因素影响，售热毛利率持续下降；（2）
工业蒸汽主要采购方为区域大、中型企业，部分客户自身具备生产工业蒸汽的能
力，议价能力较强，公司将成本端压力传导至终端需要一定时间，在燃料成本上
升期间售热业务毛利率出现大幅下降；（3）公司根据地方发展规划，提前进行
供热调研、布局，铺设供热管道，但受地方企业落户和供热用户开发影响，报告
期内部分新建的供热管线供热量暂未达到设计流量，使管道热量损失高于设计
值，影响售热成本。
11
2023 年，随着煤炭市场价格回落，公司热力销售业务燃料成本已低于热力
营业收入，毛利率相对 2022 年度有所好转。
4、售热业务成本会计核算方法
公司火电机组主要为热电联产机组，电力和热力产品生产同时进行共用系
统，无法单独区分成本，成本分摊结转按照热量法分摊，即按照发电、供热实际
耗用的标准煤量的比例进行分摊：
发电成本=发电、供热全部成本×（发电用标准煤量/发电、供热用标准煤量
之和）
供热成本=发电、供热全部成本-发电成本。
根据公开信息检索，同行业可比公司均未公开披露电热成本分摊的具体方
法；经公司生产部门确认，国家能源集团下属火电生产企业均采用上述方法进行
电力和热力产品成本核算，是行业中通行的核算方法。热电厂热电分摊的方法主
要分为热量法和值法，主要根据主产品情况选择核算方法：热量法按照生产电、
热两种能量的纯数量比例来分配燃煤等耗用量，适用发电占比较高的电力企业；
值法考虑了热能质量，根据输出热量品位，将热量转换为等效电，再和发电量
一起分摊输入的燃煤量，适用供热占比较高的电力企业。公司以电力产品为主，
售热业务属于热电联产机组的副产品，因此适用热量法核算。
5、与同行业可比公司对比情况
报告期内，公司与同行业可比上市公司售热业务收入、成本及毛利对比情况
如下：
单位：万元，%
2023 年度 2022 年度 2021 年度
证券简称
售热收入 售热成本 毛利率 售热收入 售热成本 毛利率 售热收入 售热成本 毛利率
大唐发电 591,604.70 972,109.00 -64.32 584,550.60 990,637.90 -69.47 521,478.00 920,174.50 -76.46
华电国际 962,387.40 1,140,760.40 -18.53 897,060.90 1,158,338.40 -29.13 746,817.60 986,556.70 -32.1
浙能电力 719,013.40 555,234.28 22.78 772,172.23 598,863.28 22.44 615,228.87 463,302.17 24.69
广州发展 60,829.67 52,657.98 15.52 59,823.04 51,345.44 14.17 48,496.46 46,873.14 3.35
京能电力 240,952.85 370,468.33 -53.75 202,195.79 314,232.34 -55.41 165,879.79 247,220.23 -49.04
建投能源 197,802.19 302,547.15 -52.95 199,991.02 308,704.34 -54.36 171,057.76 260,603.10 -52.35
平均值 - - -25.21 - - -28.63 - - -30.32
中位数 - - -35.74 - - -41.75 - - -40.57
长源电力 128,861.65 157,215.27 -22.00 103,619.99 140,454.32 -35.55 86,225.57 109,053.20 -26.47
注：可比公司中华能国际、皖能电力、华银电力、赣能股份报告期内年度报告中未单独披露
12
售热业务收入及毛利情况。
与可比公司相比，公司售热业务的毛利率水平在相对合理范围内，2021 年
至 2023 年售热业务的毛利率与同行业平均水平不存在重大差异，且整体变动趋
势与同行业基本一致。
（六）相关不利因素是否持续及应对措施
致使公司售热业务持续亏损的不利影响包括：1、主要客户多为地方支持重
点制造业企业，对于原材料成本较为敏感，公司自身议价能力暂时较弱；2、根
据《中华人民共和国节约能源法》《国家发改委国家能源局财政部住房城乡建设
部环境保护部关于印发<热电联产管理办法>的通知》等法律法规和相关政策文件
要求，坚持“以热定电”，建设高效燃煤热电机组，因此公司主营发电业务与售热
业务无法切分，从业务持续角度来看，售热业务仍需要持续推进，且短期内无法
有效实现盈利。
对此公司主要应对措施如下：
1、持续改造优化供热系统，提高供热效能，降低供热成本；2、积极布局热
能市场，着力开拓、培育热力用户，逐步提高区域内市场份额；3、充分发挥公
司在区域发电供热市场竞争中可比优势，“以热促电”提高火电设备利用小时和
实现电热互促共进；4、在订立《火电企业工业蒸汽供用合同》中，引入“煤热
价格联动”机制，降低煤炭价格波动风险。
2023 年，公司平均售热价格 60.20 元/吉焦（不含税），同比上涨 4.99 元/
吉焦，增幅 9.04%。长期来看，随着客户对于工业蒸汽需求稳步增长以及煤炭价
格的下降，公司售热业务未来有望实现盈利。
综上所述，受用户价格承受能力和煤价波动的影响，公司售热业务持续亏损
的局面短期内还难以改变；但长期来看，随着公司在区域售热业务中竞争优势的
不断增强，市场份额和议价能力逐步提升，以及煤炭市场价格稳中有降，售热业
务仍具备一定增长潜力。此外，由于公司火力发电与售热同步进行，火电业务毛
利率为正，将一定程度降低售热业务亏损的不利影响，预计售热业务持续亏损对
于公司整体经营业绩影响有限。
二、结合在建工程项目进展情况，说明在建工程、固定资产减值准备计提充
13
分性，是否存在未及时转固情形
（一）发行人在建工程项目进展情况
截至 2023 年 12 月末，发行人在建工程账面价值为 227,631.75 万元，占非
流动资产比例为 6.89%。其中，在建工程项目账面价值为 227,494.70 万元，工
程物资账面价值为 137.05 万元。
截至 2023 年 12 月末，发行人账面价值为 2,000 万元以上的在建工程项目情
况如下：
14
单位：万元
2023 年 12 月末
序号 项目名称 建设内容 项目进展情况
账面价值
主要为 400MW 农光互补光伏电站建 一期项目于 2023 年分批转固 178MW，
国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补
1 40,697.46 设，分别为一期随县 400MW 农光互补 剩余部分预计 2024 年 6 月底全部转
基地一期 400MW 项目
光伏发电项目 固
汉川四期 2×1000MW 超超临界二次再
2 国能长源汉川四期 2×100 万千瓦扩建项目 32,455.48 正在进行厂房、烟囱的施工
热燃煤发电机组
#1 机组已于 2023 年 7 月达到预定可
使用状态并转固；#2 机组 2023 年 12
3 国能长源湖北随州 2×660MW 火电项目 30,064.58 2×660MW 超超临界燃煤发电机组 月达到预定可使用状态并转固，铁路
部分预计 2024 年 5 月达到预定可使用
状态并转固
截至 2023 年 12 月末，该项目已经基
国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光 屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏 本建设完成，在进行最后的项目消
4 28,416.35
伏发电项目（一期） 电站 缺，全部阵列于 2024 年 1 月达到预
定可使用状态并转固
5 国能长源湖北松滋抽水蓄能电站项目 17,081.21 松滋 4×300MW 抽水蓄能电站 项目处于前期阶段
项目已于 2023 年 12 月 28 日首次并
网，截至 2024 年 4 月底累计并网 31
个方阵，并网容量 77MW。截至 2024
国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发 年 4 月底光伏场区桩基础累计完成
6 11,161.06 纪南 100MW 渔光互补光伏电站
电项目 128.65MWp，占比 98.36%；支架安装
累计完成 127.02MWp，占比 97.12%；
组件安装累计完成 126.79MWp，占比
96.94%
项目升压站土建工作已基本完成，剩
国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项 潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项 余零星尾工；升压站主要设备全部安
7 8,445.71
目 目 装完成；综合楼正在进行室内装修；
正在进行二次设备接线、设备交接试
15
2023 年 12 月末
序号 项目名称 建设内容 项目进展情况
账面价值
验。送出线路 1#-40#架线已完成。光
伏场区桩基础累计完成 114.28MWp，
占 比 43.95% ； 支 架 安 装 累 计 完 成
21.42MWp，占比 25.09%；组件安装累
计完成 8.56MWp，占比 10.34%。2024
年 3 月完成并网前的质量监督检查工
作
110KV 外送线路已完工并投入运行，
110KV 盛源变电站、综合楼主体建设
盛康 50MW 光伏场区；110kV 变电站、
国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电 已完工，并投入运行；光伏厂区光伏
8 8,237.11 综合楼；110kV 外送线路的设计及施
项目 支架已完成 46.39%；组件安装已完成
工
40%；集电线路已完成 93.2%；已并网
6.05MW
2023 年 12 月完成 100MW 招采工作，
9 汉川市新能源百万千瓦基地三期项目 7,955.72 分水 4×100MW 渔光互补光伏电站 预计 2024 年 12 月完成 100MW 建设，
其余项目在 2024-2025 年完成
2023 年 12 月首次并网投运，升压站、
国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏
10 6,931.25 巴东沿渡河 100MW 农光互补光伏电站 送出线路建设完成，集电线路和光伏
发电项目
方阵建设中
2023 年 4 月#1-#32 光伏发电单元、
升压站和外送线路的验收并完成第
一次预转固；2023 年 9 月#33-#64 光
国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千 掇刀子项目 200MW 农光互补光伏电
11 6,133.06 伏发电单元的验收并完成第二次预
瓦级新能源基地掇刀 200MW 子项目 站
转固，此次验收累计完成验收交流侧
并网容量 200MW、直流侧并网容量
278MWp,剩余 20.64MWp 尚未建设完成
国电长源汉川第一发电有限公司配套煤场封闭 对汉川一发一二期配套煤场进行全 一期配套煤场的封闭改造尚处于项目
12 4,362.63
EPC 工程 封闭改造，增设棚内及周边道路、雨 前期阶段，已完成可研报告、最高限
16
2023 年 12 月末
序号 项目名称 建设内容 项目进展情况
账面价值
水系统、消防系统、干雾抑尘系统、 价采购、EPC 标书审查；二期配套煤
智能照明系统、煤场安全监控系统、 场已完成煤棚改造工程及增设相关棚
三维动态煤场测量盘煤系统、斗轮机 内智能系统等工程，预计 2024 年 5
无人值守及煤场综合数据智能管控 月初步验收并分批次转固
系统
麻河一二期子项目按进度计划施工，
其中 100MW 装机容量已于 9 月达到
麻河一二期 200MW 渔光互补光伏电 预定可使用状态并转固；麻河二期项
13 汉川市新能源百万千瓦基地二期项目 3,923.60 站，华严二三期 200MW 渔光互补光 目预计 2024 年 12 月达到预定可使用
伏电站 状态并转固。华严二、三期项目预计
2025 年 6 月达到预定可使用状态并转
固
为实现#3、4 机组深度调峰至 30%负
荷目标，同时满足深调工况下供热需 2023 年部分子项目完工分批次转固，
国电长源汉川第一发电有限公司#3、4 机组灵活 求，对#3、4 机组进行灵活性改造， 截至 2023 年 12 月已转固 2,207.07
14 2,541.41
性改造 进行改造项目有等离子改造；中调门 万元，后期子项目预计在 2024 年 5
改造；小机汽源恢复性改造；控制与 月全部转固
保护逻辑优化等
建设一座 3 万立方米的储灰罐和一座
300 立方米的散装罐，配套必要的储
灰罐进出料设备、排气设备和气化设 已完成设备主体工程安装，进灰、出
备。对现有的三期输灰管线进行有限 灰调试，正在进行收尾工作。预计于
15 国能长源汉川发电有限公司-事故储灰库建设 2,238.96
的改造，将静电除尘器的粉煤灰一级 2024 年 5 月完成初步竣工验收后开始
输送至储灰罐。散装罐除采用车辆运 转固
输系统外运外，增加一套气力输送系
统送至三期灰罐进行分选
国能长源汉川发电有限公司智慧检修应用平台 本项目建设主要围绕“智能生产、智 部分子项目在 2023 年完工并分批次
16 2,209.28
和智慧项目建设 慧管理”为目标，构建智能智慧的底 转固，截至 2023 年 12 月末已转固
17
2023 年 12 月末
序号 项目名称 建设内容 项目进展情况
账面价值
层基础设施，其内容包括基于“五检 517.71 万元，2024 年 4 月已全部达
合一”的智慧检修应用平台建设，以 到预定可使用状态并转固
及一体化智能安全机房建设、输煤
9P、15P 皮带机智能巡检、#3 机组电
除尘器智慧化运行改造、基于 5G 技
术的无人摆渡车应用示范、班组物料
智能存取和消防系统智慧平台等七
个智慧项目
对汉川三期及码头配套煤场进行全
封闭改造，增设棚内及周边道路、雨
部分子项目已完工转固，截至 2023
水系统、消防系统、干雾抑尘系统、
国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭 年 12 月末已转固 17,126.40 万元，
17 2,107.65 智能照明系统、煤场安全监控系统、
项目 预计 2024 年 5 月全部达到预定可使
三维动态煤场测量盘煤系统、卸船机
用状态并转固
工程、斗轮机无人值守及煤场综合数
据智能管控系统
18 其他 12,532.18 - -
合计 227,494.70 - -
18
（二）是否存在未及时转固情形
1、发行人在建工程转为固定资产的标准和时点
在建工程项目按建造该项资产达到预定可使用状态前所发生的全部支出，作
为固定资产的入账价值。所建造的在建工程已达到预定可使用状态，但尚未办理
竣工决算的，自达到预定可使用状态之日起，根据工程预算、造价或者工程实际
成本等，按估计的价值转入固定资产，并按公司固定资产折旧政策计提固定资产
的折旧，待办理竣工决算后，再按实际成本调整原来的暂估价值，但不调整原已
计提的折旧额。
2、报告期内发行人在建工程转固情况
报告期各期，发行人当期转固金额分别为 25,750.96 万元、178,455.53 万元
和 1,169,778.95 万元。其中，当期转固金额大于 1,000 万元的主要在建工程项
目转固情况如下：
（1）2023 年度主要在建工程转固情况
单位：万元
期初账面余 期末账面余
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
额 额
国能长源湖北随州 2×660MW
220,853.66 150,508.50 337,692.11 3,605.47 30,064.58
火电项目
国能长源荆州热电二期扩建项
46,718.70 147,706.37 190,836.17 3,588.89 -
目
国能长源荆门市源网荷储百万
53,940.99 94,740.83 148,681.82 - -
千瓦级新能源基地钟祥子项目
国能长源掇刀区麻城镇荆门市
源网荷储百万千瓦级新能源基 91,967.34 6,175.65 92,009.94 - 6,133.06
地掇刀 200MW 子项目
国能长源随州市随县百万千
瓦新能源多能互补基地一期 66,911.91 64,702.59 90,871.59 45.45 40,697.46
400MW 项目
汉川市新能源百万千瓦基地二
44,245.79 19,363.21 59,685.40 - 3,923.60
期项目
国能长源汉川市华严农场
100MW 渔光互补光伏发电一 28,173.64 14,331.01 42,198.59 - 306.06
期项目
国能长源公安狮子口 100MW
39,209.11 2,850.85 42,059.96 - -
农光互补光伏发电项目
19
期初账面余 期末账面余
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
额 额
国能长源安陆赵棚风电场项
23,427.57 5,199.75 28,627.32 - -
目
国能长源汉川发电有限公司汉
16,146.45 3,087.61 17,126.40 - 2,107.65
川发电煤场封闭项目
长源荆州热电热网拓展工程 13,222.19 1,601.67 14,823.86 - -
国电长源汉川第一发电有限
公司#3、#4 锅炉贫煤改烟煤 11,867.65 2,805.40 14,673.04 - -
改造
国能长源荆门发电有限公司
2,965.19 5,710.99 8,676.18 - -
2×640MW 机组综合节能改造
全厂废水综合治理 925.11 5,681.61 6,606.73 - -
国能长源武汉青山热电有限公
司-#13、#14 机组节能优化改 - 6,153.56 6,153.56 - -
造
国能长源十堰水电开发有限公
2,863.90 1,347.28 4,211.18 - -
司白沙河水电站大坝渗漏治理
国能长源汉川发电有限公司#5
3,918.63 - 3,918.63 - -
机组热再抽汽供热改造
国能长源汉川发电有限公司
-#5 锅炉掺烧低灰熔点烟煤燃 - 3,689.27 3,689.27 - -
烧系统改造
鄂坪水电站生态流量(加生态
637.20 2,198.22 2,835.42 - -
机组 4000KW)
国能长源荆门发电有限公司烟
气脱硝还原剂尿素替代液氨改 2,506.19 214.49 2,720.67 - -
造
国能长源荆门发电有限公司
1,937.56 749.42 2,686.98 - -
#6、#7 机组 DCS 系统改造
国能长源武汉青山热电有限
1,299.37 947.81 2,247.18 - -
公司岚图光伏项目
国电长源汉川第一发电有限公
3,902.14 846.33 2,207.07 - 2,541.41
司#3、#4 机组灵活性改造
国能长源恩施水电开发有限
公司伍家河六级、七级、白泉
1,655.31 260.24 1,862.02 - 53.53
河等十二座电站综合自动化
改造
国能长源武汉青山热电有限公
- 1,559.65 1,559.65 - -
司-#13 炉深度调峰改造
国电恩施公司水电站运行集中
1,505.18 - 1,502.10 3.08 -
监控中心建设
国能长源武汉青山热电有限公 752.72 693.19 1,445.91 - -
20
期初账面余 期末账面余
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
额 额
司-#14 炉深度调峰改造
国能长源汉川发电有限公司-
1,327.30 - 1,327.30 - -
全厂人员定位系统建设
国能长源荆门发电有限公司-2
×640MW 机组灵活性及供热优 3.19 1,170.76 1,173.95 - -
化改造
国能长源汉川发电有限公司
-#5 锅炉高过入口段受热面管 - 1,150.82 1,150.82 - -
更换
国电长源汉川第一发电有限公
司 330MW 贫煤锅炉燃烧优化 1,093.10 0.00 1,093.10 - -
及高温腐蚀结焦防控
鄂坪水电站溢洪道水毁修复改
- 1,093.02 1,093.02 - -
造
国电长源汉川第一发电有限公
司#4 机组 DCS 系统升级及智能 1,075.86 - 1,075.86 - -
发电平台建设
国电长源汉川第一发电有限公
司#3 机组 DCS 系统升级及智能 111.96 937.68 1,049.64 - -
发电平台建设
国电长源汉川第一发电有限公
司#1 机#2、#3 与#3 机#3 高加 146.68 855.77 1,002.45 - -
更换
国能长源湖北随州 2×660MW 火电项目属于新建工程类项目，主要为随州公
司新建 2 台 660MW 超超临界燃煤发电机组，其中#1 机组已于 2023 年 7 月达到
预定可使用状态并转固，#2 机组于 2023 年 12 月达到预定可使用状态并转固，
铁路部分预计 2024 年 5 月达到预定可使用状态并转固。
国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀 200MW
子项目属于新建工程类项目，主要为掇刀 200MW 农光互补光伏电站建设，截至
2023 年 12 月末，已有交流侧 200MW 装机容量、直流侧 278MWp 装机容量达到预
定可使用状态并转固，剩余 20.64MWp 尚未建设完成。
国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期项目，主要为 400MW
农光互补光伏电站建设，于 2023 年分批转固 178MW，剩余预计 2024 年 6 月底全
部转固。
21
汉川市新能源百万千瓦基地二期项目属于新建类工程项目，包括 4×100MW
渔光互补光伏电站，分别为麻河一期、二期和华严二、三期项目，其中麻河一
期项目中 100MW 装机容量于 2023 年 9 月达到预定可使用状态并转固；麻河二
期项目预计于 2024 年 12 月达到预定可使用状态并转固。华严二、三期项目预
计于 2025 年 6 月达到预定可使用状态并转固。
汉川市新能源百万千瓦基地一期项目属于续建项目，包括华严一期 100MW
渔光互补光伏电站项目，截至 2023 年 12 月项目尚未建设完毕，2024 年 4 月全
容量并网，预计 2024 年 5 月达到预定可使用状态并转固。
国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭项目属于大型技改类项目，
是对汉川三期及码头配套煤场进行的全封闭改造，增设棚内及周边道路、雨水
系统、消防系统、干雾抑尘系统、智能照明系统、煤场安全监控系统、三维动
态煤场测量盘煤系统、卸船机工程、斗轮机无人值守及煤场综合数据智能管控
系统。部分子项目已完工转固，预计 2024 年 5 月全部达到预定可使用状态并转
固。
国电长源汉川第一发电有限公司#3、4 机组灵活性改造属于大型技改类项
目，主要为配合汉川公司贫改烟项目，后期子项目预计在 2024 年 5 月全部转固。
国能长源恩施水电开发有限公司伍家河六级、七级、白泉河等十二座电站综
合自动化改造为技改项目，主要为塘口、云龙河、新峡及白泉河等电站综合自动
化系统进行升级改造，其中除龙头沟二级和三级电站的励磁系统、微机保护系
统及部分一次设备改造外的其他所有设备改造在 2023 年 12 月已完成转固，龙
头沟二级和三级电站的励磁系统、微机保护系统及部分一次设备改造预计 2024
年 5 月全部达到预定可使用状态并转固。
（2）2022 年度主要在建工程转固情况
单位：万元
期初账面 期末账面
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
余额 余额
国能长源汉川市南河乡
100MW 渔光互补光伏发电项 14,638.78 24,389.41 38,837.85 190.34 -
目
国能长源石首高陵农光互补 9,785.76 24,817.96 34,603.71 - -
22
期初账面 期末账面
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
余额 余额
光伏发电项目
国电长源第一发电有限责任
公司#1 煤场原煤筒仓建设项 13,467.93 - 13,467.93 - -
目
国能长源武汉青山热电有限
1,624.79 10,939.55 12,564.33 - -
公司废水综合治理项目
国能长源武汉青山热电有限
9,500.68 - 9,500.68 - -
公司废水综合治理
国电湖北电力有限公司鄂坪
水电厂鄂坪水电站水毁修复 2,222.38 5,701.66 7,924.04 - -
改造
国电长源汉川第一发电有限
公司热网系统三期增容水源 6,763.02 - 6,763.02 - -
改造
国能长源武汉青山热电有限
106.09 7,907.79 6,714.52 - 1,299.37
公司岚图光伏项目
国能长源武汉青山热电有限
公司#13、#14 机组节能优化改 - 5,876.42 5,876.42 - -
造
国能长源荆门发电有限公司
1,453.31 7,308.67 5,796.79 - 2,965.19
2×640MW 机组综合节能改造
国能长源荆州热电有限公司
4,904.40 13,506.54 5,188.74 - 13,222.19
供热管网扩建工程
国能长源荆州热电有限公司
- 2,253.50 2,253.50 - -
#1、#2 机组中压供热能力改造
国电长源汉川第一发电有限
公司#1、#2 机组延寿 2021 年 1,990.65 80.15 2,070.80 - -
综合改造项目
国能长源荆州热电有限公司
烟气脱硝还原剂尿素替代液 - 1,978.25 1,978.25 - -
氨改造
国能长源荆门热电厂 5.8MW
- 1,924.61 1,924.61 - -
地面光伏发电项目
国能长源荆门热电厂 5.5MW
20.70 1,800.62 1,821.32 - -
地面光伏发电项目
国电长源汉川第一发电有限
公司#1、#3 机组热再抽汽供热 1,732.75 61.60 1,794.35 - -
改造
国能长源荆州热电有限公司
- 1,233.25 1,233.25 - -
铁路专用线接轨线路改造
国能长源十堰水电开发有限 109.70 920.87 1,030.57 - -
23
期初账面 期末账面
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
余额 余额
公司大峡水电站生态流量项
目（加生态机组 1000KW）
国能长源武汉青山热电有限公司岚图光伏项目属于新建工程类项目，为岚图
汽车工业园内光伏建设，2022 年末已并网投产 13.90MW，期末余额为尚未实施
完毕的#1、#2 箱变部分的光伏车棚、输电线路安装等工程。
国能长源荆门发电有限公司 2×640MW 机组综合节能改造为技改项目，主要
通过对荆门公司#7、#6 机组进行技术和设备改造，提高汽轮机效率和变负荷适
应性，降低机组能耗。2022 年末已完成#7 机组升级改造，期末余额为尚未实施
完毕的#6 机组改造工作。
国能长源荆州热电有限公司供热管网扩建工程属于新建工程类项目，主要为
荆州公司热网管线拓展，建设工作分为北线复线、东线复线两个分项实施。北线
复线先行建设，2022 年已竣工投运；东线复线工程根据荆州公司二期机组建设
情况进行实施，截至 2023 年 12 月末，已达到预定可使用状态并转固。
（3）2021 年度主要在建工程转固情况
单位：万元
期初账面 期末账面
项目名称 本期增加 本期转固 其他减少
余额 余额
国能长源荆门发电有限公
47.17 4,062.97 4,110.14 - -
司化学制水系统增容
国能长源恩施水电开发有
限公司天电渠道渡槽修复 - 1,188.20 1,188.20 - -
工程
国电长源第一发电有限责
任公司网控楼室电气系统 1,080.45 - 1,080.45 - -
改造项目
国能长源武汉青山热电有
- 1,007.62 1,007.62 - -
限公司#14 炉空预器改造
报告期内，发行人按照会计准则的相关规则，结合在建工程项目进展情况，
将符合条件的在建工程项目及时、准确地转入固定资产。
（三）说明在建工程、固定资产减值准备计提充分性
1、在建工程及固定资产减值准备计提会计政策
24
根据《企业会计准则》规定及发行人会计政策，发行人于资产负债表日对在
建工程、固定资产等长期资产进行检查，判断长期资产是否存在减值迹象。发行
人主要根据在建工程项目建设计划、未来使用计划，并结合《企业会计准则第 8
号——资产减值》第五条规定，综合判断长期资产在资产负债表日是否出现减值
迹象，具体包括：（1）资产的市价当期大幅下跌，其跌幅明显高于因时间的推移
或者正常使用而预计的下跌；（2）企业经营所处的经济、技术或者法律等环境以
及资产所处的市场在当期或者将在近期发生重大变化，从而对企业产生不利影
响；（3）市场利率或者其他市场投资报酬率在当期已经提高，从而影响企业计算
资产预计未来现金流量现值的折现率，导致资产可收回金额大幅度降低；（4）有
证据表明资产已经陈旧过时或者其实体已经损坏；（5）资产已经或者将被闲置、
终止使用或者计划提前处置；（6）企业内部报告的证据表明资产的经济绩效已经
低于或者将低于预期，如资产所创造的净现金流量或者实现的营业利润远远低于
预计金额等。
在建工程、固定资产于资产负债表日存在减值迹象的，进行减值测试，估计
其可回收金额。减值测试结果表明长期资产的可收回金额低于其账面价值的，按
其差额计提减值准备并计入减值损失。可收回金额为资产的公允价值减去处置费
用后的净额与资产预计未来现金流量的现值两者之间的较高者。
2、在建工程及固定资产减值准备计提充分性
（1）在建工程减值准备计提充分性
发行人在建工程主要包括火电机组、光伏电站等工程建设项目以及改造类项
目。报告期内，发行人根据上述会计政策对在建工程进行减值测试。
对于已停止实施的在建工程项目，发行人已全额计提减值准备。报告期内，
发行人计提减值准备的在建工程项目具体情况如下：
单位：万元
项目名称 计提减值准备金额 减值准备计提原因
国能长源武汉青山热电有限公司 因发行人未来规划发生变化，建设
24.53
事故储灰库建设 条件限制，项目停止实施
国能长源武汉青山热电有限公司 因消除烟羽现象会增加煤耗，项目
41.98
烟囱白羽治理 经济效益较差，项目停止实施
国能长源湖北新能源有限公司古 48.95 在对谷城茨河风资源进行测风试
25
项目名称 计提减值准备金额 减值准备计提原因
城茨河风电项目 验后，发现该区域的风资源在目前
风电技术水平下开发价值较低，项
目停止实施
项目规划用地属于洪湖蓄洪区域，
国能长源湖北新能源有限公司洪 暂时未对外放开，防洪评价报告无
162.70
湖小港农场光伏项目 法获得通过，项目建设前期工作推
进受阻，项目停止实施
与合作方湖北省齐星汽车车身股
国能长源湖北新能源有限公司齐
份有限公司的并购合作开发条件
星随县沙岗 50MWp 农光互补光 42.88
未达成一致，已解除《合作框架协
伏电站并购项目
议》，项目停止实施
国能长源武汉青山热电有限公司
45.28 项目已取消
能源保供火电项目
国能长源汉川发电有限公司孝感 因发行人未来规划发生变化，建设
617.31
路口电厂 条件限制，项目停止实施
短期内引进社会资本可能性较小，
湖北清江上游水电项目 150.40
项目停止实施
2020 年恩施州编制了生态红线调
整方案，并通过属地逐级申报，但
生态流量泄放整改 35.85
一直未获国家环保部及自然资源
部审批，项目停止实施
马尾沟六级、龙桥增容初步设计 46.98 项目未通过可行性研究
合计 1,216.86 -
除已计提减值准备的在建工程项目外，发行人其他在建工程项目无明显减值
迹象。处于建设期的在建工程项目按计划处于建设过程中，不存在长期停建情形，
未发现难以继续实施的重大障碍。处于前期阶段的在建工程项目按计划推进设
计、招标等前期工作，未出现无法实施，计划终止等减值迹象情形。
（2）固定资产减值准备计提充分性
发行人固定资产主要包含机器设备、房屋及建筑物等。报告期各期末，发行
人固定资产账面价值分别为 1,426,174.91 万元、1,498,652.06 万元、2,515,116.05
万元，占资产总额比例分别为 61.07%、48.60%、66.89%，是发行人最主要的资
产。报告期各期末，发行人固定资产账面价值构成情况如下：
单位：万元，%
2023年12月31日 2022年12月31日 2021年12月31日
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比
26
2023年12月31日 2022年12月31日 2021年12月31日
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比
房屋建筑物 677,221.72 26.93 529,154.95 35.31 517,635.28 36.33
机器设备 1,821,474.56 72.43 959,076.98 64.01 900,147.84 63.17
运输设备 2,030.03 0.08 1,957.60 0.13 1,419.78 0.10
其他设备 14,071.30 0.56 8,205.72 0.55 5,692.17 0.40
合计 2,514,797.61 100.00 1,498,395.25 100.00 1,424,895.07 100.00
注：本表格列示的固定资产不含固定资产清理。
报告期内，发行人固定资产减值准备计提情况如下：
单位：万元
项目 2023年12月31日 2022年12月31日 2021年12月31日
固定资产账面原值（A） 4,295,198.51 3,161,768.87 2,989,406.36
折旧（B） 1,759,081.01 1,648,228.63 1,551,995.23
固定资产净值（C=A-B） 2,536,117.50 1,513,540.24 1,437,411.13
当期计提减值准备（D） 9,205.95 4,521.11 231.20
减值准备余额（E） 21,319.89 15,145.00 12,516.06
固定资产账面价值
2,514,797.61 1,498,395.25 1,424,895.07
（F=C-E）
计提比例（G=E/C） 0.84% 1.00% 0.87%
报告期内，发行人针对固定资产计提的减值准备主要为发行人下属火电企业
改造项目中产生的拆除淘汰设备，已经处于闲置状态，且发行人后续无继续使用
安排。发行人根据相关设备可变现净额来合理估计可回收金额，进而相应计提减
值准备。
报告期各期末，发行人与同行业可比公司固定资产减值准备计提比例情况如
下：
单位：万元，%
2023 年 12 月 31 日
证券简称
固定资产净值 减值准备余额 计提比例
华能国际 33,094,524.02 2,307,828.54 6.97
大唐发电 19,403,030.60 84,988.50 0.44
华电国际 13,350,643.40 184,617.90 1.38
浙能电力 4,714,796.91 54,929.87 1.17
广州发展 3,473,340.11 16,612.85 0.48
京能电力 5,303,475.29 62,026.25 1.17
皖能电力 2,494,297.16 14,150.31 0.57
27
建投能源 2,189,924.55 233.84 0.01
华银电力 1,296,061.45 11,624.37 0.90
赣能股份 797,752.38 - 0.00
平均数 8,611,784.59 273,701.24 1.31
中位数 4,094,068.51 35,771.36 0.73
长源电力 2,536,117.50 21,319.89 0.84
2022 年 12 月 31 日
证券简称
固定资产净值 减值准备余额 计提比例
华能国际 31,078,070.69 2,146,908.98 6.91
大唐发电 19,244,975.40 106,320.60 0.55
华电国际 12,751,994.10 177,165.90 1.39
浙能电力 4,212,030.45 6,920.34 0.16
广州发展 2,308,114.25 20,051.41 0.87
京能电力 4,779,349.04 11,003.01 0.23
皖能电力 1,592,750.43 3,318.89 0.21
建投能源 1,822,236.36 556.02 0.03
华银电力 988,680.02 11,624.37 1.18
赣能股份 768,687.15 869.30 0.11
平均数 7,954,688.79 248,473.88 1.16
中位数 3,260,072.35 11,313.69 0.39
长源电力 1,513,540.24 15,145.00 1.00
2021 年 12 月 31 日
证券简称
固定资产净值 减值准备余额 计提比例
华能国际 28,578,150.09 1,964,885.88 6.88
大唐发电 18,970,851.70 144,344.70 0.76
华电国际 12,449,220.90 146,636.10 1.18
浙能电力 4,642,679.98 7,834.33 0.17
广州发展 2,023,371.45 2,429.58 0.12
京能电力 4,630,793.05 10,412.81 0.22
皖能电力 1,466,143.79 3,318.89 0.23
建投能源 1,892,954.33 1,500.52 0.08
华银电力 836,436.17 10,321.91 1.23
赣能股份 278,974.88 1,788.16 0.64
平均数 7,576,957.63 229,347.29 1.15
中位数 3,327,082.25 9,078.12 0.43
长源电力 1,437,411.13 12,516.06 0.87
注：本表列示 2023 年 12 月 31 日数据。
2021 年末、2022 年末及 2023 年末，发行人固定资产减值准备计提比例分别
为 0.87%、1.00%及 0.84%，可比公司固定资产减值准备计提比例平均数分别为
1.15%、1.16%及 1.31%。发行人固定资产减值准备计提比例略低于平均值，主要
由于华能国际计提比例相对其他可比公司较高，剔除华能国际后，可比公司固定
28
资产减值准备计提比例平均数分别为 0.51%、0.53%及 0.68%，与发行人固定资
产减值准备计提比例不存在重大差异。
除上述情形外，报告期各期末，发行人主要固定资产房屋及建筑物和机器设
备整体运行状况良好，未发生价格大幅度下跌、资产损毁、闲置或终止使用等导
致发行人生产连续中断或造成重大损失情形。发行人经营所处的环境在报告期内
亦未发生重大变化，其余固定资产状态良好，未出现减值迹象。
三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公
司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、
资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交
易，是否会对发行人的独立性造成不利影响
（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明
公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性
1、关联采购政策
发行人采购执行统一政策，主要分为燃煤采购与其他物资采购。
发行人火力发电主要原料为燃煤，燃煤采购包括长协煤和市场煤。长协煤即
公司按照国家相关政策与煤炭企业签订年度煤炭购销合同购得，市场煤即公司通
过国家能源集团的电商平台国能 e 购公开询价购得。发行人发电供热生产用煤由
所属各个火电企业根据本企业燃煤需求计划直接向煤炭生产或销售企业采购。
其他物资采购主要通过控股股东国家能源集团采购平台国能 e 购进行。国能
e 购电商交易平台，隶属于国家能源集团，运营主体为关联方国能易购（北京）
科技有限公司（原国能（北京）配送中心有限公司，以下简称国能易购）。国能
e 购是电力产品专属商城，拥有电子超市、电力专区、煤炭专区、询比价等业务
板块，是一体化综合性采购交易平台。商城通过同类知名电商的引入，扩大项目
单位小额商品采购寻源范围，实现比质比价，自动保存比价结果，实现授权范围
内采购的比价，解决工业品采购单一化的问题；大力推行购销式与撮合式并存的
采销业务，通过区域长协铺货，并允许生产厂商或品牌顶级代理开设旗舰店，实
现了国家能源集团非招标采购业务的全流程闭环管理，有助于实现采购规范化、
29
集约化、经济性。发行人与国家能源集团下属其他企业向国能 e 购提交采购需求
后由国能 e 购进行集中采购，国能 e 购运营主体国能易购（北京）科技有限公司
是发行人主要供应商之一。
对于无法在国能 e 购平台上采购的物资及服务，公司根据金额大小选择公开
招标采购、竞争性谈判等方式进行采购，该类采购占比较小。
2、与集团财务公司金融服务协议主要内容
（1）服务内容
报告期内，公司与集团财务公司分别于 2021 年、2022 年、2023 年签署金融
服务协议（以下分别简称 2021 年协议、2022 年协议、2023 年协议），2022 年协
议和 2023 年协议提升了交易限额，其他无实质变化。
协议主要内容为集团财务公司向发行人提供以下金融服务：
1）给予甲方综合授信额度，用于固定资产贷款、项目周转贷款、流动资金
贷款、票据承兑及贴现、非融资性保函，甲方及其控股子公司可使用该授信额度。
2）通过资金结算系统为甲方及其成员单位搭建资金结算网络，协助甲方实
现对其直属单位的资金管理。
3）办理甲方内部转账结算，提供相应的结算、清算方案设计；
4）协助甲方实现交易款项的收付；
5）办理甲方及国家能源投资集团有限责任公司其他成员单位之间的委托贷
款；
6）为甲方办理票据承兑及贴现服务；
7）吸收甲方的存款；
8）对甲方办理财务顾问、信用鉴证及相关的咨询、代理业务；
9）承销或分销甲方的债券；
10）金融咨询服务：根据甲方的需求和实际情况，为甲方提供不同主题的金
融信息咨询服务；
30
11）其他服务：提供其他符合乙方监管机构监管要求的金融服务包括但不限
于信用证、网上银行、委托贷款等）；乙方将与甲方共同探讨新的服务产品和新
的服务领域，并积极进行金融创新，为甲方提供个性化的优质服务；
12）双方同意，在乙方未来获得相关监管机构批准的前提下，乙方可以向甲
方提供外汇存款、贷款、结算及结售汇等相关服务。
（2）交易限额
项目 2023 年协议 2022 年协议 2021 年协议
直接贷款、票据承兑及
贴现、非融资性保函合 不高于 200 亿元 不高于 100 亿元 不高于 22 亿元
计每日余额
存款每日余额 不高于 40 亿元 不高于 35 亿元 不高于 20 亿元
（3）定价依据
1）发行人在集团财务公司的存款利率原则上不低于国内主要商业银行（指
国有四大银行，具体包括：中国工商银行、中国农业银行、中国银行、中国建设
银行，下同）向发行人成员单位提供同种类存款服务所确定的利率并按一般商业
条款厘定；
2）集团财务公司对发行人的贷款利率应遵守中国人民银行有关利率管理的
规定，原则上不高于国内主要商业银行向发行人成员单位提供同种类贷款服务所
确定的利率并按一般商业条款厘定;
3）除存款和贷款外的其他各项金融服务，其他各项金融服务的收费标准应
不高于国内主要商业银行同等业务费用水平。
3、公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性
报告期各期，发行人向关联方采购商品、接受劳务金额分别为 679,605.94
万元、946,829.43 万元、896,050.98 万元，占营业总成本比例分别为 54.22%、
65.40%、64.56%。
公司除煤炭以外的关联采购主要为集团金融服务、光伏组件采购、工程服务
采购等。报告期各期，公司除煤炭以外的关联采购总额分别为 38,187.82 万元、
249,391.78 万元、168,657.65 万元，采购内容如下：
31
单位：万元
采购内容 2023 年度 2022 年度 2021 年度
集团金融服务 16,214.85 2,513.20 539.83
光伏组件（含逆变器） 93,151.18 175,857.76 -
工程施工 27,084.38 41,390.05 17,554.22
设备及技术服务 23,243.61 25,411.92 17,279.99
其他 8,963.63 4,218.84 2,813.79
合计 168,657.65 249,391.78 38,187.82
（1）集团金融服务
发行人及下属子公司在集团财务公司的存款利率与国内主要商业银行的存
款利率对比如下：
项目 2023 年度 2022 年度 2021 年度
发行人及下属子公司在集团财
0.30%-0.40% 0.455% 0.455%
务公司的存款利率
国内主要商业银行的存款利率 0.20%-0.25% 0.25%-0.30% 0.30%
发行人在集团财务公司进行存款管理，在保证资金的安全性、流动性的前提
下，既可获得持续、稳定的存款收益，同时可获得集团财务公司比其他商业银行
更高效便捷的结算等服务，具有手续便捷、审批流程短等优势，可有效提高资金
周转、节约交易成本，具有必要性、商业合理性。发行人在集团财务公司活期存
款利率略高于国内主要商业银行，不存在损害中小股东权益的情况，定价具有公
允性。
发行人及下属子公司在集团财务公司的贷款利率、国内主要商业银行的贷款
利率及 LPR 对比如下：
项目 2023 年度 2022 年度 2021 年度
发行人及下属子公司
在集团财务公司的 1 2.15%-3.15% 2.65%-3.20% -
1 年期 年期以内贷款利率
以内
发行人及下属子公司
贷款
在商业银行的 1 年期 1.80%-3.65% 1.80%-3.60% 1.85%-4.35%
利率
以内贷款利率
1 年期 LPR 3.45%-3.65% 3.65%-3.70% 3.80%-3.85%
32
项目 2023 年度 2022 年度 2021 年度
发行人及下属子公司
1-5 年 在集团财务公司的 2.10%-2.95% 2.65%-3.00% 3.60%
期贷 1-5 年期贷款利率
款利 发行人及下属子公司
率 在商业银行的 1-5 年 1.65%-2.90% 1.85%-3.90% 2.8%-4.37%
期贷款利率
发行人及下属子公司
在集团财务公司的 5 2.50%-2.85% 2.80%-3.50% 3.82%-4.17%
5 年期 年期以上贷款利率
以上
发行人及下属子公司
贷款
在商业银行的 5 年期 2.20%-3.10% 2.60%-4.90% 3.85%-4.90%
利率
以上贷款利率
5 年期以上 LPR 4.20%-4.30% 4.30%-4.60% 4.65%
注：贷款市场报价利率（LoanPrimeRate，LPR）是由具有代表性的银行，根据其对最优质
客户的贷款利率，以公开市场操作利率（主要指中期借贷便利利率）加点形成的方式报价，
由中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心计算并公布的基础性的贷款参考利率，各金融
机构主要参考 LPR 进行贷款定价。现行的 LPR 包括 1 年期和 5 年期以上两个品种。
由上表可知，发行人及下属控股子公司在集团财务公司的贷款利率与在其他
银行的贷款利率不存在重大差异，贷款利率具有公允性。报告期内，发行人在商
业银行贷款与集团财务公司利率的差异主要由贷款期限、担保情况不同导致。
（2）光伏组件采购
发行人报告期内光伏组件主要通过国能 e 购采购，具体情况如下：
序 合同签 采购单价
供应商 采购金额（万元） 采购数量（kWp） 支付条款
号 订时间 （元/Wp）
国能易购
预付 30%，发货后支付
（北京）科 2022 年
1 95,604.22 589,570.97 1.62 30%，到货验收后支付
技有限公 7月
40%
司
国能易购
预付 30%，发货后支付
（北京）科 2022 年
2 52,012.29 297,879.37 1.75 30%，到货验收后支付
技有限公 7月
40%
司
国能易购
预付 30%，发货后支付
（北京）科 2022 年
3 74,243.28 418,625.75 1.77 30%，到货验收后支付
技有限公 7月
40%
司
33
序 合同签 采购单价
供应商 采购金额（万元） 采购数量（kWp） 支付条款
号 订时间 （元/Wp）
国能易购
预付 30%，发货后支付
（北京）科 2022 年
4 17,365.44 99,966.23 1.74 30%，到货验收后支付
技有限公 6月
40%
司
预付 30%，发货后支付
国能易购
30%，到货验收后支付
（北京）科 2022 年
5 37,091.48 213,000.00 1.74 30%，到货 5 个月后或者
技有限公 4月
货物完成投产验收后支
司
付 10%
预付 30%，发货后支付
国能易购
30%，到货验收后支付
（北京）科 2022 年
6 4,126.55 24,406.25 1.69 30%，到货 5 个月后或者
技有限公 1月
货物完成投产验收后支
司
付 10%
预付 30%，发货后支付
国能易购
30%，到货验收后支付
（北京）科 2021 年
7 1,919.74 11,258.00 1.71 30%，到货 5 个月后或者
技有限公 11 月
货物完成投产验收后支
司
付 10%
预付 30%，发货后支付
国能易购
30%，到货验收后支付
（北京）科 2021 年
8 16,050.54 91,000.47 1.76 30%，到货 5 个月后或者
技有限公 11 月
货物完成投产验收后支
司
付 10%
合计 298,413.54 1,745,707.04 1.71 -
注：上表列示的采购金额为合同金额，合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于 1,000
万元的合同。
发行人购买的主要为 210mm 规格组件。根据 Wind 数据统计，单面单晶 PERC
组件（210mm）现货平均价 2021-2022 年区间最低价格为 1.77 元/Wp，最高价格
为 2.10 元/Wp。发行人此期间内通过集团电商平台集采均价为 1.71 元/Wp，略低
于现货平均价，主要是集团集采规模优势导致，与现货市场价格不存在重大差异，
具有公允性。
根据发行人控股股东颁布的《国家能源集团电商采购实施办法》
（GJNYZ-2-275）第六条，为充分发挥电商采购的规模优势、效率优势，对电子
商城（即国能易购）内上架铺货的商品，原则上各级采购人应实施电商采购。报
告期内，发行人按照规定通过国能易购采购组件。大型发电企业为统一管理、节
34
约成本、提高效率，通常设有集中采购平台，市场案例如下：
序
公司 公告时间 公告文件 公告内容
号
《关于预计
公司 2024 公司向华电集团所属企业采购产品或服务，全面实
华电
1 2023-12-29 年度日常关 施公司物资集中采购管理，有助于降低公司采购成
能源
联交易的公 本，提高公司议价能力，保证物资供应的可靠性。
告》
大唐集团有专业的煤炭及物资采购平台，煤炭采购
方面其在跨区域大矿煤供应链、秦皇岛下水煤供应
《大唐华银 及进口煤供应上有着丰富的操作经验和市场优势；
电力股份有 物资采购方面其与供应商关系稳定、集中采购优势
华银 限公司 强、采购成本低，价格稳定、可靠，在大宗物资集
2 2023-12-12
电力 2024 年日 中采购、配送上具有丰富的操作经验和市场优势。
常关联交易 通过与大唐集团专业平台进行采购可以确保公司获
的公告》 得可靠及有保证的煤炭、物资和服务等综合产品和
服务，降低经营风险和成本，提高工作效率，有利
于公司生产经营的正常开展。
《关于公司 公司与电能易购公司发生的关联交易主要是采购逆
与实际控制 变器、组件、通用工业品、办公物资、阀门等，关
吉电
3 2023-12-12 人所属企业 联交易额预计 21,378.84 万元。付款方式为预付款。
股份
发生关联交 电能易购公司为中国电能成套设备有限公司全资子
易的公告》 公司。公司与电能易购公司同受国家电投控制
在提供燃料和运力方面，华能集团及其子公司和联
系人的优势在于具有为大量采购煤炭和运力提供较
优惠价格的能力，以及煤炭和运力的安全保障供应
《华能国际 能力。考虑到华能集团及其子公司和联系人就购买
华能
4 2023-10-11 日常关联交 燃料和运力取得优惠价格的能力和安全保障供应能
国际
易公告》 力，以及与本公司及附属公司的密切关系，华能集
团及其子公司和联系人应有能力按时及可靠地向本
公司及附属公司提供燃料和运力，以降低本公司及
附属公司的管理及经营成本。
华电环球（北京）贸易发展有限公司主要负责根据
中国华电下属子公司煤炭采购需求向国外进口煤
炭，然后根据采购的市场价再加上运费、手续费等
《沈阳金山
确定销售价格向中国华电下属子公司销售。海外采
能源股份有
购煤炭需要熟悉国际市场，并具有海外谈判、运输
限公司重大
金山 等方面的能力和专业人才。华电环球（北京）贸易
5 2023-07-26 资产出售暨
股份 发展有限公司作为中国华电体系内专业的海外煤炭
关联交易报
采购平台，统一进行谈判、采购后再公允地销售给
告书（草
关联方，更有利于实现规模效应、增加谈判力，取
案）》
得更好的采购订单，符合国家政策、行业特点以及
合理商业诉求，具有必要性及合理性，价格具有公
允性。
35
2021 年、2022 年及 2023 年，集团下属其他公司通过国能易购采购组件金额
分别为 9.83 亿元、110.94 亿元、21.31 亿元，发行人通过国能易购采购组件（含
逆变器）金额分别为 0、17.59 亿元、9.32 亿元，集团合计采购规模大幅高于发
行人采购规模，集采规模优势明显。
国能易购通过公开招标确定最终供应商。2021 年 7 月，国能易购作为招标
人，就光伏组件采购进行公开招标，最终确定发行人所在区域中标机构为天合光
能（688599.SH），天合光能与国能易购签订了采购框架协议,协议有效期至 2023
年 4 月。报告期内，发行人通过国能易购采购的光伏组件最终供应商均为天合光
能。上表中最后一笔采购合同为 2022 年 7 月签订，是因为表中统计范围为金额
1,000.00 万元以上的采购合同，2022 年 7 月-2023 年 4 月，发行人仍通过国能易
购进行组件采购，但单笔金额较小，均未超过 1,000.00 万元。
2023 年 4 月后，因国能易购与天合光能采购框架协议到期，发行人于 2023
年 6 月自主公开招标进行组件采购，天合光能中标，公司采购组件 572.60MWp，
采购金额为 7.40 亿元。2023 年 9 月，国能易购就光伏组件采购进行年度公开招
标，中标厂商为隆基乐叶光伏科技有限公司（隆基绿能全资子公司）、晶科能源
股份有限公司、通威太阳能（合肥）有限公司（通威股份全资子公司）、正泰新
能科技股份有限公司。自 2023 年 12 月起，公司后续采购可重新通过国能易购进
行。
根据《公司法》《企业会计准则第 36 号—关联方披露》《深圳证券交易所股
票上市规则》等有关规定，发行人与天合光能、隆基绿能、晶科能源、通威股份、
正泰新能不存在关联关系。
发行人采购光伏组件的支付方式通常为预付 30%，发货后支付 30%，到货
验收后支付 40%。市场上部分曾披露过结算模式的组件企业结算模式如下：
序号 公司 结算模式
组件业务，在直销模式下，由于客户采购规模较大且自身资信状况良好，公
天合
1 司对于具有一定合作历史、如约支付货款的客户按照交易金额收取不超过
光能
30%比例的预收款
光伏组件采用分期收款的方式，预收款比例为总价款 10%-30%，产品发货前
TCL
2 支付总价款的 50%-70%，到货后 1-3 个月内结清总价款的 30%-40%，部分客
中环
户存在质保款或质保保函（5%-10%），质保期满后收取
36
序号 公司 结算模式
隆基
3 国内惯例系按预付、发货、到货验收、最终验收分批支付
绿能
由上表可见，组件采购通常按照预付款-发货款-验收款模式结算，发行人向
关联方组件采购的结算模式、账期与同行业不存在重大差异，具有公允性。
（3）工程施工服务
发行人报告期内签署的工程施工服务合同大部分通过招标方式采购，具体情
况如下：
不含税合
序 供应商获
供应商 合同签订时间 合同内容 同金额（万
号 取方式
元）
国能智深控
单一来源 汉川发电#5 机组 DCS 系统
1 制技术有限 2023 年 3 月 1,722.12
采购 智能一体化升级改造
公司
国能朗新明
荆州公司全厂废水综合治
2 环保科技有 公开招标 2022 年 5 月 6,113.33
理改造
限公司
国能信控互
随州公司智慧管理平台
3 联技术有限 公开招标 2022 年 3 月 3,749.84
（IMS）建设合同
公司
烟台龙源电
汉川一发#3、#4 机组等离子
4 力技术股份 公开招标 2022 年 2 月 1,033.12
稳燃系统改造
有限公司
荆门公司 2×640MW 机组液
国能龙源环
5 公开招标 2022 年 3 月 氨改尿素 EPC 工程改造项 2,467.65
保有限公司
目
国能朗新明
随州公司脱硫废水零排放
6 环保科技有 公开招标 2022 年 1 月 3,556.62
系统
限公司
国能朗新明 荆州热电二期 2×350MW 扩
7 环保科技有 公开招标 2022 年 3 月 建工程化水系统、全厂废水 9,168.91
限公司 零排放 EPC 总承包工程
国能龙源电 单一来源
8 2022 年 5 月 汉川发电定位系统建设 1,300.88
气有限公司 采购
烟台龙源电
汉川一发#3、#4 锅炉贫煤改
9 力技术股份 公开招标 2021 年 11 月 13,787.09
烟煤改造 EPC
有限公司
北京朗新明
荆门公司化学制水系统增
10 环保科技有 公开招标 2020 年 12 月 3,939.19
容改造项目
限公司
37
不含税合
序 供应商获
供应商 合同签订时间 合同内容 同金额（万
号 取方式
元）
国能智深控
荆门公司#6、#7 机组 DCS
11 制技术有限 直接采购 2020 年 11 月 2,216.81
系统改造项目
公司
北京朗新明
汉川一发热网系统三期增
12 环保科技有 公开招标 2020 年 6 月 2,040.96
容水源改造扩容项目
限公司
烟台龙源电
长源一发#12(1×330MW)机
13 力技术股份 公开招标 2020 年 3 月 2,024.70
组“烟囱白羽”治理项目
有限公司
国能朗新明
汉川发电 2×1000MW 扩建
14 环保科技有 公开招标 2023 年 9 月 16,420.31
工程水岛 EPC
限公司
合计 69,541.53
注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于 1,000 万元的合同。
发行人的工程项目主要是机组各系统的升级改造，主要通过公开招标的形式
选择供应商，各工程项目的价格、账期等条款通过招标形成，具有公允性。
（4）设备及技术服务采购
报告期内其他金额超过 1,000 万元的合同主要为设备和技术服务采购合同，
通过招标等具有市场性的方式进行采购，并经公司内部严格的审批流程进行审批
后确定价格，定价和账期具有公允性，具体情况如下：
供应
商获 合同签 不含税合同金额
序号 供应商 合同内容
取方 订时间 （万元）
式
设备类采购
单一
国能龙源催化剂江 2022 荆门公司#6、#7 机组
1 来源 1,157.51
苏有限公司 年4月 宽温催化剂
采购
乐城山 21MW 风电场
国电联合动力技术 公开 2021
2 风力发电机组采购合 4,237.81
有限公司 招标 年9月
同
随州公司低温省煤器
烟台龙源电力技术 公开 2021
3 及热媒水暖风器设备 2,522.12
股份有限公司 招标 年3月
采购合同
38
供应
商获 合同签 不含税合同金额
序号 供应商 合同内容
取方 订时间 （万元）
式
汉川公司 2×1000MW
国能信控互联技术 公开 2023
4 扩建工程智慧工地 1,613.27
有限公司 招标 年9月
软、硬件采购
技术服务类采购
国能智深控制技术 公开 2023 青山公司#13、#14 机
5 1,008.85
有限公司 招标 年4月 组 DCS 系统升级
国家能源集团科学
直接 2020 荆门公司 3 年技术监
6 技术研究院有限公 1,086.79
采购 年3月 督服务
司武汉分公司
国家能源集团科学 单一
2023 汉川发电 3 年技术监
7 技术研究院有限公 来源 1,412.26
年3月 督服务
司武汉分公司 采购
国能龙源环保有限 公开 2023 荆州公司脱硫（除灰、
8 16,303.54
公司 招标 年8月 除尘）总包运维服务
合计 29,342.14
注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于 1,000 万元的合同。
工程施工服务合同、设备及技术服务类采购合同大部分通过招标方式采购，
少部分为单一来源采购，采取单一来源采购主要系市场上供应商唯一、前期采购
的延续等特殊原因。
根据公司采购管理办法，单一来源采购主要适用于以下情形：（1）采用不可
替代专利、专有技术或其他特殊原因，只能从唯一的供应商处采购的；（2）原采
购的后续维修、零配件供应、更换或扩充，必须向原供应商采购的；（3）因必须
保证与原采购项目一致性或者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或
者服务的；（4）因样件试制、样机试用、小批量质量稳定性验证等需要从新开发
供应商采购的，以及因新技术联合开发或承揽类合同约定需要从特定供应商处采
购的；（5）因不具备招标条件或招标难以满足需要，对生产运维所需备品备件开
展框架协议采购的。
报告期内，发行人采用单一来源采购的且合同金额超过 1,000.00 万元的工程
施工服务、设备及技术服务类采购合同具体情况如下：
不含税合
序 合同签
供应商 合同内容 同金额 以单一来源采购原因
号 订时间
（万元）
39
不含税合
序 合同签
供应商 合同内容 同金额 以单一来源采购原因
号 订时间
（万元）
汉川公司系统智能升级改造需
与原系统无缝连接，保证数据
汉川发电#5 的一致性等。该系统原采购自
国能智深控
2023 年 3 机组 DCS 系 国能智深控制技术有限公司。
1 制技术有限 1,722.12
月 统智能一体 本次采购属于“因必须保证与
公司
化升级改造 原采购项目一致性或者服务配
套要求，需要继续从原供应商
处采购物资或者服务的”情形
国能龙源电气有限公司的“高
精度（人、车、物）定位系统”
“智慧安全管控系统”“智能巡
检系统”产品和服务处于国内
领先位置。本次汉川公司采购
的人员定位系统与定位设备采
国能龙源电 2022 年 5 汉川发电定
2 1,300.88 用了国能龙源电气有限公司的
气有限公司 月 位系统建设
基于 UWB 的室内定位方法及
系统相关专利技术，属于具备
专有技术的高度定制化产品。
本次采购属于“采用专有技术
或其他特殊原因，只能从唯一
的供应商处采购的”情形
荆门公司超低排放改造 EPC 工
程经公开招标后确定中标人为
国能龙源环保有限公司，国能
龙源催化剂江苏有限公司为该
公司的全资子公司。催化剂作
为该工程项目关键材料，其具
体尺寸、具体重量、通流面积、
国能龙源催 荆门公司#6、
2022 年 4 流场分布、理化性能等相关参
3 化剂江苏有 7 机组宽温催 1,157.51
月 数将对脱硝系统整体结构的安
限公司 化剂
全性及经济性产生重要影响，
从原中标人处购买催化剂有利
于确保满足原设计要求、机组
运行安全及环保达标排放。本
次采购属于“原采购的后续维
修、零配件供应、更换或扩充，
必须向原供应商采购的”情形
40
不含税合
序 合同签
供应商 合同内容 同金额 以单一来源采购原因
号 订时间
（万元）
技术监督服务须利用服务商的
历史数据及其系统进行跟踪和
监督。汉川发电技术监督服务
国家能源集
近十年均由国家能源集团科学
团科学技术 汉川发电 3 年
2023 年 3 技术研究院有限公司武汉分公
4 研究院有限 技术监督服 1,412.26
月 司提供。本次采购属于“因必
公司武汉分 务
须保证与原采购项目一致性或
公司
者服务配套要求，需要继续从
原供应商处采购物资或者服务
的”情形
发行人在进行单一来源项目磋商时，一般会根据项目所需人工成本、物料成
本等方面的评估结果，在考虑合理利润率的情况下，参照供应商向第三方销售的
价格，在与供应商充分协商的基础上确定合理的成交价格。
（二）是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允
发行人与关联方独立开立账户，独立支配资金，公司货币资金与大股东及关
联方资金权属明晰，不存在与关联方资金共管、银行账户归集等情形。
发行人与关联方发生的往来款项均系日常经营过程中形成的往来款，具有真
实的交易背景和商业实质，属于经营性往来款，不涉及《上市公司监管指引第 8
号——上市公司资金往来、对外担保的监管要求》第五条规定的资金占用情形。
发行人向集团财务公司借款利率原则上不高于国内主要商业银行向发行人
成员单位提供同种类贷款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定，具有公允
性。具体情况详见本回复问题 1 之“三、结合关联采购政策、与集团财务公司金
融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，
是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是
否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；”之
“（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除
采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性”之回复。
（三）本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独
立性造成不利影响
41
本次发行后会新增关联交易，不会新增显失公平的关联交易。本次募集资金
用于 10 个光伏发电项目和补充流动资金，会新增光伏组件、设备等采购。国能
e 购采购平台为国家能源集团下属的集中采购平台，公司除煤炭以外的日常物资、
设备采购均通过国能 e 购采购平台进行，本次募投项目实施后所需光伏组件、设
备等物资通过该平台进行采购，会新增与运营主体国能易购的关联交易。公司使
用国能 e 购采购平台进行采购，有助于实现采购规范化、集约化、经济性，对发
行人的独立性不存在不利影响。
本次募投项目为 10 个光伏发电项目及补充流动资金项目，预计新增关联交
易主要为光伏组件及逆变器采购。发行人拟通过国能易购下属国能 e 购平台采购
光伏组件及相应数量的逆变器，国能易购将通过公开招标方式确定最终供应商。
报告期内，发行人通过国能易购采购的光伏组件及逆变器的最终供应商与发行人
不存在关联关系，预计本次募投项目新增采购的最终供应商与发行人亦不存在关
联关系。发行人本次募投项目 10 个光伏发电项目中，拟通过国能 e 购平台采购
的组件金额约为 512,558 万元，采购的逆变器金额约为 25,736 万元，上述采购预
计新增关联交易金额合计 538,294 万元，具体将以届时采购价格为准。上述采购
预计 2 年内完成，2023 年营业总成本为 132.07 亿元,假设 2024-2025 年营业总成
本与 2023 年持平。则 2024-2025 年每年新增关联采购占总成本比例为 20.38%。
根据国能易购销售政策，国能易购购进货物后加价 0.1%对集团下属企业进行销
售，上述交易金额本质上为对非关联组件厂商（隆基绿能、晶科能源等）的采购，
仅考虑差价部分，则合计新增实质关联交易金额为 538.29 万元，占发行人年度
总成本不足 0.1%。
国内光伏组件及逆变器市场较为公开、透明，通过国能 e 购平台采购有助于
发挥国家能源集团集采价格优势；国能易购通过公开招标方式确定供应商，报告
期内确定的光伏组件供应商为天合光能；发行人通过国能 e 购平台采购价格略低
于现货市场价格，与现货市场不存在重大差异，具有公允性。
报告期内，发行人光伏组件采购均通过国能 e 购平台进行采购，价格与账期
公允，具体情况详见本回复问题 1 之“三、结合关联采购政策、与集团财务公司
金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允
性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行
42
后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；”
之“（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公
司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性”之回复。
四、结合发行人投资华工创投的时间，说明自本次发行相关董事会决议日
前六个月起至今，公司实施或拟实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，
发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形
（一）发行人投资华工创投情况
发行人对华工创投历次投资情况如下：
单位：万元
计入实收资本
出资时间 出资金额 计入资本公积
认缴金额 实缴金额
2000 年 8 月 1,000.00 1,000.00 1,000.00 -
2007 年 3 月 - 150.00 150.00 -
2007 年 12 月 999.00 666.00 666.00 333.00
2008 年 7 月 230.00 200.00 200.00 30.00
2010 年 6 月 2,006.00 1,180.00 1,180.00 826.00
合计 4,235.00 3,196.00 3,196.00 1,189.00
注：2007 年 3 月为资本公积及未分配利润转增股本，不涉及实际出资。
1、2000 年设立
2000 年 9 月，发行人与华中理工大学科技开发总公司、长江证券有限责任
公司、武汉钢铁股份有限公司、华工科技产业股份有限公司、武汉华工大学科技
园发展有限公司、武汉东湖新技术开发区发展总公司共同出资设立华工创投。华
工创投成立时注册资本 6,000 万元，发行人出资 1,000 万元，出资比例为 16.67%。
上述事项经发行人第二届董事会第七次会议审议通过。2000 年 8 月，发行人已
全额实缴该出资。
华工创投设立时，股权结构如下：
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
1 华中理工大学科技开发总公司 1,000.00 16.67
2 长江证券有限责任公司 1,000.00 16.67
3 湖北长源电力发展股份有限公司 1,000.00 16.67
43
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
4 武汉钢铁股份有限公司 1,000.00 16.67
5 华工科技产业股份有限公司 1,000.00 16.67
6 武汉华工大学科技园发展有限公司 500.00 8.33
7 武汉东湖新技术开发区发展总公司 500.00 8.33
合计 6,000.00 100.00
注：湖北长源电力发展股份有限公司为发行人曾用名。
2、2007 年资本公积及未分配利润转增股本
2007 年 3 月，华工创投 2006 年年度股东会审议通过了《关于二〇〇六年度
利润分配方案的议案》，同意以资本公积 42 万元及未分配利润 858 万元，按各股
东持股比例转增股本。本次资本公积及未分配利润转增股本不涉及实际出资。
本次资本公积及未分配利润转增股本后，华工创投股权结构如下：
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
1 武汉华中科技大产业集团有限公司 2,300.00 33.33
2 国电长源电力股份有限公司 1,150.00 16.67
3 武汉钢铁股份有限公司 1,150.00 16.67
4 华工科技产业股份有限公司 1,150.00 16.67
5 武汉华工大学科技园发展有限公司 1,150.00 16.67
合计 6,900.00 100.00
注：国电长源电力股份有限公司为发行人曾用名。
3、2007 年增资
2007 年 12 月，华工创投 2007 年第三次临时股东会审议通过了《关于公司
增资扩股的议案》，同意公司增资扩股，新增部分全部由老股东认购。发行人本
次增资金额为 999 万元，对应新增注册资本 666 万元，其余 333 万元计入资本公
积，本次增资后发行人出资比例为 24.00%。2007 年 12 月，发行人已全额实缴该
出资。
本次增资后，华工创投股权结构如下：
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
1 武汉华中科技大产业集团有限公司 2,300.00 30.40
2 国电长源电力股份有限公司 1,816.00 24.00
44
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
3 武汉钢铁股份有限公司 1,150.00 15.20
4 华工科技产业股份有限公司 1,150.00 15.20
5 武汉华工大学科技园发展有限公司 1,150.00 15.20
合计 7,566.00 100.00
4、2008 年增资
2008 年 7 月，华工创投 2008 年第一次临时股东会审议通过了《关于公司增
资扩股的议案》，同意公司增资扩股。本次增资金额合计 1,380 万元，对应注册
资本 1,200 万元。其中，发行人本次增资金额为 230 万元，对应新增注册资本 200
万元，其余 30 万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为 23.00%。2008
年 7 月，发行人已全额实缴该出资。
本次增资后，华工创投股权结构如下：
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
1 武汉华中科技大产业集团有限公司 2,700.00 30.80
2 国电长源电力股份有限公司 2,016.00 23.00
3 武汉钢铁股份有限公司 1,350.00 15.40
4 华工科技产业股份有限公司 1,350.00 15.40
5 武汉华工大学科技园发展有限公司 1,350.00 15.40
合计 8,766.00 100.00
5、2010 年增资
2010 年 6 月，华工创投 2010 年临时股东会审议通过了《股东会变更决议》，
同意将公司注册资本由 10,280 万元增加至 11,460 万元。本次增资全部由发行人
认购。发行人本次增资金额为 2,006 万元，对应新增注册资本 1,180 万元，其余
826 万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为 27.88%。2010 年 6 月，
发行人已全额实缴该出资。
本次增资后，华工创投股权结构如下：
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
1 武汉华中科技大产业集团有限公司 3,575.00 31.20
2 华工科技产业股份有限公司 3,339.00 29.14
45
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
3 国电长源电力股份有限公司 3,196.00 27.88
4 武汉钢铁股份有限公司 1,350.00 11.78
合计 11,460.00 100.00
截至本回复出具日，华工创投股权结构如下：
序号 股东名称 出资金额（万元） 出资比例（%）
1 武汉华中科大资产管理有限公司 4,675.00 34.22
2 华工科技产业股份有限公司 4,439.00 32.50
3 国家能源集团长源电力股份有限公司 3,196.00 23.40
4 武汉钢铁股份有限公司 1,350.00 9.88
合计 13,660.00 100.00
发行人最后一次实缴出资为 2010 年 6 月，此后发行人未再对华工创投进行
新增投入。截至本回复出具日，发行人对华工创投认缴出资额为 3,196.00 万元，
认缴出资额已全部实缴完毕。发行人不存在拟继续投资华工创投情形。
（二）说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司实施或拟
实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，发行人最近一期末是否持有金额
较大的财务性投资（包括类金融业务）情形
1、财务性投资及类金融业务的认定标准
根据中国证监会于 2023 年 2 月发布的《证券期货法律适用意见第 18 号》和
《监管规则适用指引——发行类第 7 号》等相关规定，财务性投资和类金融业务
界定如下：
（1）财务性投资
财务性投资包括但不限于：投资类金融业务；非金融企业投资金融业务（不
包括投资前后持股比例未增加的对集团财务公司的投资）；与公司主营业务无关
的股权投资；投资产业基金、并购基金；拆借资金；委托贷款；购买收益波动大
且风险较高的金融产品等。金额较大是指，公司已持有和拟持有的财务性投资金
额超过公司合并报表归属于母公司净资产的百分之三十（不包括对合并报表范围
内的类金融业务的投资金额）。
46
围绕产业链上下游以获取技术、原料或渠道为目的的产业投资，以收购或整
合为目的的并购投资，以拓展客户、渠道为目的的委托贷款，如符合公司主营业
务及战略发展方向，不界定为财务性投资。
（2）类金融业务
除人民银行、银保监会、证监会批准从事金融业务的持牌机构为金融机构外，
其他从事金融活动的机构均为类金融机构。类金融业务包括但不限于：融资租赁、
商业保理和小贷业务等。
此外，根据《监管规则适用指引——上市类第 1 号》，对上市公司募集资金
投资产业基金以及其他类似基金或产品的，如同时属于以下情形的，应当认定为
财务性投资：（1）上市公司为有限合伙人或其投资身份类似于有限合伙人，不具
有该基金（产品）的实际管理权或控制权；（2）上市公司以获取该基金（产品）
或其投资项目的投资收益为主要目的。
2、自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司不存在实施或拟实
施的财务性投资及类金融业务情形
2023 年 5 月 29 日，发行人召开第十届董事会第十四会议，审议通过了本次
向特定对象发行股票的相关议案。本次董事会前六个月至本回复出具日，发行人
不存在已实施或拟实施的财务性投资或类金融业务情形。具体如下：
（1）类金融业务
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施对融资租赁、商业保理和小贷业务等类金融业务进行投资的情形。
（2）非金融企业投资金融业务
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施的投资金融业务的情形。
（3）与公司主营业务无关的股权投资
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施的与公司主营业务无关的股权投资的情形。
47
（4）投资产业基金、并购基金
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施的投资产业基金、并购基金的情形。
（5）拆借资金
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施的拆借资金的情形。
（6）委托贷款
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施的委托贷款的情形。
（7）购买收益波动大且风险较高的金融产品
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实
施或拟实施的购买收益波动大且风险较高的金融产品的情形。
（8）拟实施的财务性投资
自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，公司不存在拟实
施的财务性投资及类金融业务。
根据上述财务性投资（包括类金融业务）的认定标准，经核查，本次发行相
关董事会决议日（2023 年 5 月 29 日）前六个月至本回复出具日，发行人不存在
实施或拟实施财务性投资及类金融业务的情形。
（三）发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业
务）情形
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人可能涉及财务性投资（包括类金融业务）
的相关报表科目情况如下：
单位：万元
序号 科目 截至 2023 年 12 月 31 日账面价值 财务性投资金额
1 货币资金 60,703.66 -
2 预付款项 65,128.86 -
48
序号 科目 截至 2023 年 12 月 31 日账面价值 财务性投资金额
3 其他应收款 2,574.27 -
4 其他流动资产 52,172.69 -
5 其他权益工具投资 4,685.89 -
6 长期股权投资 31,292.85 14,307.70
7 其他非流动资产 271,521.64 -
1、货币资金
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人货币资金余额为 60,703.66 万元，为
60,701.61 万元银行存款和 2.04 万元 ETC 车辆保证金，不属于财务性投资。
2、预付款项
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人预付款项账面价值为 65,128.86 万元，主
要为向原材料、设备供应商预付的采购款，不属于财务性投资。
3、其他应收款
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人其他应收款账面价值为 2,574.27 万元，主
要为往来款、保证金、押金、备用金等，属于与公司日常生产经营活动中密切相
关的往来款项，不属于财务性投资。
4、其他流动资产
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人其他流动资产账面价值为 52,172.69 万元，
主要为待抵扣增值税进项税及预缴企业所得税，不属于财务性投资。
5、其他权益工具投资
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人其他权益工具投资账面余额为 4,685.89
万元，具体构成如下：
单位：万元
被投资公司名称 截至 2023 年 12 月 31 日账面余额
湖北碳排放权交易中心有限公司 3,652.13
湖北电力交易中心有限公司 1,033.76
合计 4,685.89
发行人其他权益工具投资形成的原因及明细如下：
49
单位：万元
是否属于
被投资公 未来处置
投资目的 投资时间 认缴金额 实缴金额 业务协同 财务性投
司名称 计划
资
湖北碳排 参与碳排
放权交易
放配额交 2018 年 3 月 3,000.00 3,000.00 产业合作 暂无 否
中心有限
公司 易
湖北电力 参与湖北
2017 年 10
交易中心 省电力交 909.09 909.09 产业合作 暂无 否
月
有限公司 易
注：湖北电力于 2017 年 10 月投资湖北电力交易中心有限公司，2021 年 4 月，发行人向控
股股东国家能源集团发行股份购买湖北电力 100%股权的重大资产重组工作完成，湖北电力
成为发行人子公司，该其他权益工具投资纳入公司合并报表。
湖北碳排放权交易中心有限公司是经国家生态环境主管部门备案、省政府批
准设立的全国首批碳排放权交易试点机构，主营业务为湖北试点碳配额市场、国
家自愿碳减排交易平台、湖北省绿色金融综合服务平台、全国碳交易能力建设培
训中心、武汉碳普惠运营平台等的建设与运营工作。发行人作为电力企业，需参
与碳排放配额交易，该投资与发行人主营业务密切相关，不属于财务性投资。
湖北电力交易中心有限公司是国家电网公司挂牌成立的第三家股份制电力
交易机构，由国网湖北省电力公司与 6 家发电企业共同出资组建，主营业务为负
责湖北电力市场交易平台的建设、运营和管理，组织开展湖北省内电力直接交易、
合同转让交易、容量交易等电力交易。发行人作为电力企业，需参与电力交易，
该投资与发行人主营业务密切相关，不属于财务性投资。
6、长期股权投资
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人长期股权投资账面价值为 31,292.85 万元，
具体如下：
单位：万元
被投资公司名称 截至 2023 年 12 月 31 日账面价值
武汉华工创业投资有限责任公司 14,307.70
国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司 2,493.42
湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司 5,055.89
湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司 4,809.64
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司 3,429.49
50
被投资公司名称 截至 2023 年 12 月 31 日账面价值
湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司 1,196.71
河南东升煤业有限公司 -
国电武汉燃料有限公司 -
注 1：河南东升煤业有限公司为公司联营企业，主要从事煤矿投资、煤炭生产业务，发行人
持有其 40%的股权。东升煤业所属东升煤矿安全生产条件不完善，安全改造投入较大，生
产经济效益差，长期停工停产，符合河南省政府规定的“应予关闭退出”煤矿的有关规定，
被河南省列为 2017 年内拟关闭退出矿井。东升煤业于 2019 年 6 月河南省郑州市中级人民法
院受理其破产清算一案后进入破产清算程序。2021 年 7 月，发行人收到东升煤业破产管理
人转来的破产管辖法院河南省郑州市中级人民法院（2019）豫 01 破 24 号之四《民事裁定书》，
该裁定书载明法院认可东升煤业管理人编制的《河南东升煤业有限公司破产财产分配方案》，
根据破产管理人的请求终结东升煤业的破产程序，但保留管理人处理遗留问题，目前东升煤
业破产财产分配工作尚未处理完毕；
注 2：国电武汉燃料有限公司由于超额亏损，2023 年 12 月末长期股权投资账面价值已经减
记至 0。
发行人长期股权投资形成的原因及明细如下：
单位：万元
是否属于
被投资公 投资背景及投资目 未来处置
投资时间 认缴金额 实缴金额 业务协同 财务性投
司名称 的 计划
资
武汉华工
创业投资 推动科技成果产业 2000 年 8
3,196.00 3,196.00 不协同 暂无 是
有限责任 化，获取投资收益 月
公司
国能大渡 加 快 电 源 结 构 调
河（咸丰） 整，实现水火互济， 2009 年 9
2,303.00 2,303.00 产业投资 暂无 否
小河水电 提高湖北区域利润 月
有限公司 水平
湖北咸丰 积极并购、开发水
朝阳寺电 电项目，对恩施州 2013 年 2
3,168.00 3,168.00 产业投资 暂无 否
业有限责 农电体制改革资产 月
任公司 包打包收购
湖北鹤峰 积极并购、开发水
桃花山水 电项目，对恩施州 2013 年 4
1,890.00 1,890.00 产业投资 暂无 否
电有限责 农电体制改革资产 月
任公司 包打包收购
葛洲坝汉 充分利用消化电厂
川汉电水 2009 年 4
产生的脱硫石膏和 1,920.00 1,920.00 产业投资 暂无 否
泥有限公 月
司 粉煤灰
河南东升
2008 年 8 正在破产
煤业有限 保障燃煤供应 2,000.00 2,000.00 产业投资 否
月 清算
公司
51
是否属于
被投资公 投资背景及投资目 未来处置
投资时间 认缴金额 实缴金额 业务协同 财务性投
司名称 的 计划
资
国电武汉
2012 年 3
燃料有限 保障燃煤供应 3,287.67 3,287.67 产业投资 暂无 否
月
公司
湖北省巴 积极并购、开发水
东县沿渡
电项目，对恩施州 2014 年 7
河电业发 4,200.00 4,200.00 产业投资 暂无 否
农电体制改革资产 月
展有限公
司 包打包收购
华工创投为创业投资企业，主要从事中早期项目的风险投资，投资领域主要
集中在互联网、智能装备、集成电路、节能环保、生物医药等。发行人对其投资
属于财务性投资。发行人对华工创投投资的具体情况详见本题回复之“（一）发
行人投资华工创投情况”。
国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司主要从事水力发电业务，与发行人主
营业务相关，不属于财务性投资。
湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业
务相关，不属于财务性投资。
湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业
务相关，不属于财务性投资。
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司主要从事水泥生产经营，火电厂粉煤灰，脱硫
石膏销售。粉煤灰、脱硫石膏为公司发电后产生的固体废弃物，葛洲坝汉川汉电
水泥有限公司属于公司下游企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。
河南东升煤业有限公司主要从事煤炭生产销售业务，属于发行人上游原材料
企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。
国电武汉燃料有限公司主要从事煤炭销售业务，属于发行人上游原材料企
业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。
湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司主要从事水力发电业务，与发行人主
营业务相关，不属于财务性投资。
报告期内，发行人与上述长期股权投资企业发生的交易情况如下：
52
单位：万元
被投资公司名称 交易类型 2023 年度 2022 年度 2021 年度
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司 销售粉煤灰 49.72 437.44 522.36
燃煤调运、接卸
国电武汉燃料有限公司 1,378.75 1,694.40 1,780.61
服务
河南东升煤业有限公司 采购煤炭 - - -
注 1：国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司、湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司、湖北鹤
峰桃花山水电有限责任公司、湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司为水力发电公司；华工
创投为创业投资企业，与发行人均不存在交易；
注 2：河南东升煤业有限公司所属东升煤矿安全生产条件不完善，安全改造投入较大，生产
经济效益差，长期停工停产，符合河南省政府规定的“应予关闭退出”煤矿的有关规定，被河
南省列为 2017 年内拟关闭退出矿井。于 2019 年 6 月河南省郑州市中级人民法院受理其破产
清算一案后进入破产清算程序，因此报告期内与发行人不存在交易。
7、其他非流动资产
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人其他非流动资产账面价值为 271,521.64
万元，主要为预付工程、设备款、待抵扣增值税进项税、预付土地款等，不属于
财务性投资。
综上，截至 2023 年 12 月 31 日，公司财务性投资的账面价值为 14,307.70
万元，占归属于母公司股东净资产的比例为 1.44%，金额未超过公司合并报表归
属于母公司净资产的 30%。发行人最近一期末不存在持有金额较大的财务性投资
（包括类金融业务）情形。
五、其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性；投资性房地产对
应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产经营业务，发行人及其
子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房
地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质
（一）其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性
1、其他业务收入的具体内容
报告期内，公司其他业务收入、成本及毛利率情况如下所示：
单位：万元
项目 2023 年度 2022 年度 2021 年
53
毛利 毛利 毛利
收入 成本 收入 成本 收入 成本
率 率 率
粉煤灰综
13,438.67 1,574.47 88.28 19,656.72 1,272.36 93.53 25,186.63 3,017.59 88.02
合利用
固定资产
租赁、物业 2,801.67 2,032.63 27.45 2,341.09 1,357.41 42.02 2,494.72 1,342.85 46.17
管理
其他 1,716.43 784.51 54.29 2,469.47 958.66 61.18 2,208.73 926.74 58.04
合计 17,956.77 4,391.61 75.54 24,467.28 3,588.42 85.33 29,890.08 5,287.19 82.31
2、毛利率较高的原因及合理性
其他业务收入毛利较高的主要原因是由于粉煤灰综合利用所致。粉煤灰是从
煤燃烧后的烟气中收捕下来的细灰，是火电厂排出的主要固体废物，可以作为建
筑原材料，公司主要将其销售给水泥加工厂等。由于粉煤灰不属于副产品，其主
要成本为粉煤灰系统设备运行的维护费、检修费，粉煤灰固体排放物的运输费、
劳务外包费，粉煤灰固体排放物相关资产的折旧费、租赁费等专属成本，未分摊
电、热生产成本，毛利相对较高。其他则主要为废旧物资处置收入、培训收入、
委托运营收入等，由于业务成本较低，毛利也相对较高。
（二）投资性房地产对应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房
地产经营业务，发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用
地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开
发资质
1、投资性房地产对应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产
经营业务
发行人及其子公司持有投资性房地产情况如下：
投资性房
序号 产权人 地址 建筑面积(㎡) 土地性质
地产名称
国家能源集
荆门热电 团长源电力
荆门市掇刀区
1 厂附属大 股份有限公 7,348.70 城镇住宅用地
白庙路 80 号
楼 司荆门热电
厂
2 国家能源 国能长源武 洪山区徐东大 5,620.36 其他商服用地
54
大厦 汉实业有限 街 63 号
公司
恩施市小渡船
民族东路 国能长源恩 公共管理与公共服务
街道办事处民
3 7 层办公 施水电开发 3,000.80 用 地 - 机 关团 体 用 地 /
族东路 12 号 1
楼 有限公司 办公
幢 101-701 号
东湖山庄 国电长源汉
武昌区东湖路
4 汉新花苑 川第一发电 2,655.53 住宅用地
180 号
综合楼 有限公司
上述第 1 项房产系 1978 年在生产厂区配套住宅用地自建，国家能源集团长
源电力股份有限公司荆门热电厂主营为火力热电，并未从事房地产开发相关业
务，该房产建设初衷为满足主业需求配套建设，后因使用率较低，故将其出租，
收取租赁费用，因此作为投资性房地产列报。
上述第 2 项房产系国能长源武汉实业有限公司以出让方式取得商服用地自
建而成，2013 年整体装修完成后主要用于发行人和关联公司办公使用，其余承
租主体系国家能源局华中监管局、华中电力国际经贸有限责任公司，上述主体全
部与发行人主营业务相关，收取租赁费用，因此作为投资性房地产列报。
上述第 3 项房产系 2012 年 10 月与恩施州人民政府国有资产监督管理委员会
签订《湖北省整体产权及控股股权转让产权交易合同》及《湖北省整体产权及控
股股权转让产权交易合同之补充协议》，收购恩施州农电体制改革发电资产包（包
含此房产）取得。为盘货资产，提高资产使用效率，将其对外出租，因此作为投
资性房地产列报。
上述第 4 项房产系国电长源汉川第一发电有限公司吸收合并湖北汉新发电
有限公司取得资产，前期为闲置状态，为提高资产使用效率，将其综合楼整体对
外出租，因此作为投资性房地产列报。
为提高资产使用效率，发行人将上述房产对外出租，具体租赁情况如下：
55
投资性房
序号 出租方 承租方 租赁物位置 面积(m2) 租赁期限 租赁物用途 租金
地产名称
荆门热电 国家能源集团长 湖北瑞能实业有 荆门市掇刀区白庙 2023.1.1
住宿业酒店
1 厂附属大 源电力股份有限 限责任公司 路 80 号招待所 7,348.70 - 295,420.00 元/年
注1 经营
楼 公司荆门热电厂 2023.12.31
国家能源集团物 武汉市洪山区徐东
2023.2.1
资有限公司华中 大街 63 号国家能 1,320,573.54 元/年，每
2 1,065.52 - 办公
采购中心 源大厦第 16 层整 年上涨 4%
2025.12.31
层
国能保险经纪 武汉市洪山区徐东
（北京）有限公 大街 63 号国家能
2021.11.1
司武汉分公司 源 大 厦 第 24 层 565,505.60 元/年，每年
3 452.39 - 办公
2403、2404、2406、 上涨 4%
2024.12.31
2407、2408、2409
国家能源 国能长源武汉实
号
大厦 业有限公司
国家能源集团科 武汉市洪山区徐东
2023.1.1
学技术研究院有 大街 63 号国家能 1,454,105.52 元/年，每
4 1,075.49 - 办公
限公司武汉分公 源大厦第 11 层整 年上涨 4%
2025.12.31
司 层
国电武汉燃料有 武汉市洪山区徐东
限公司 大街 63 号国家能 2023.1.1
5 源 大 厦 第 23 层 759.76 - 办公 1,027,225.92 元/年
注2
2301、2302、2304、 2023.12.31
2305、2306、2307、
56
投资性房
序号 出租方 承租方 租赁物位置 面积(m2) 租赁期限 租赁物用途 租金
地产名称
2309、2312、2314、
2315、2316 号
湖北龙源新能源 武汉市洪山区徐东
有限公司 大街 63 号国家能 2022.3.5
1,807,845.24 元/年，每
6 源大厦第 15 层整 1,373.20 - 办公
年上涨 4%
层和第 20 层部分 2025.3.4
办公室
烟台龙源电力技 武汉市洪山区徐东
术股份有限公司 大街 63 号国家能 2022.6.1
143,227.63 元/年，每年
7 武汉分公司 源 大 厦 第 20 层 188.86 - 办公
上涨 4%
2008、2009、2010 2024.12.31
号
国能信控互联技 武汉市洪山区徐东
术有限公司 大街 63 号国家能
2022.6.1
源 大 厦 第 23 层 83,118.42 元/年，每年
8 54.80 - 办公
2313 号 注3 上涨 4%
2023.12.31
国华（湖北）新 武汉市洪山区徐东
2023.9.15
能源有限责任公 大街 63 号国家能 1,512,311.04 元/年，
9 1,075.49 - 办公
司 源大厦第 10 层整 每年上涨 4%
2026.12.31
层
57
投资性房
序号 出租方 承租方 租赁物位置 面积(m2) 租赁期限 租赁物用途 租金
地产名称
国家能源局华中 武汉市洪山区徐东
监管局 大街 63 号国家能 2023.1.1
10 源大厦第 20 层整 1,847.32 - 办公 2,160,000.00 元/年
注4
层、第 21 层整层、 2023.12.31
第 22 层整层
华中电力国际经 武汉市洪山区徐东
2021.7.1
贸有限责任公司 大街 63 号国家能 2,688,811.04 元/年，每
11 2,150.98 - 办公
源大厦第 12 层整 年上涨 4%
2024.6.30
层、第 13 层整层
恩施市小渡船街道 2023.9.20
民族东路 7 国能长源恩施水
12 陈新贵 办事处民族东路 12 3,000.80 - 办公 980,000.00 元/年
层办公楼 电开发有限公司
号 1 幢 101-701 号 2026.9.19
东湖山庄 国能销售集团有 武昌区东湖路 180 2023.1.1
国电长源汉川第 三年租金共计 1260 万
13 汉新花苑 限公司华中分公 号 2,655.53 - 办公
一发电有限公司 元
综合楼 司 2025.12.31
注 1：原租赁合同到期，目前房屋闲置。
注 2：原租赁合同到期，已签署房屋租赁合同进行续租。
注 3：原租赁合同到期，已签署房屋租赁合同进行续租。
注 4：原租赁合同到期，已签署房屋租赁合同进行续租。
58
报告期内，发行人的主营业务为电力、热力生产，主营业务收入占营业总收
入比重在 97%以上，其他业务收入主要系下属子公司粉煤灰综合利用、物业出租
以及废旧物资处置、受托运营、业务培训等。发行人及其子公司持有的土地及相
关房产主要用于自身办公、生产，不存在自行建设房屋以开展房地产经营业务的
情况。
报告各期末发行人投资性房地产账面价值分别为 11,178.84 万元、10,721.62
万元及 13,427.24 万元，占各期末非流动资产的比例为 0.62%、0.58%、0.41%
及 0.39%，主要系下属子公司出租少量闲置办公室、生产配套用房以提高资产利
用率所致，该等闲置资产出租的行为不涉及房地产经营业务。
2、发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业
地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质
（1）发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地、商业用地及商业地
产情况
截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地、商业
用地及商业地产情况如下：
序 建筑面积
所有权人 证书编号 地址或位置 规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
1 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-103
0025200号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
2 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-203
0025194号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
3 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-303
0025196号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
4 不 动 产 权 第 住宅 76.36
山热电有限公司 2-1-403
0025185号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
5 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-503
0025302号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
6 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-603
0025304号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
7 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-703
0025301号
59
序 建筑面积
所有权人 证书编号 地址或位置 规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
8 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-803
0025300号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
9 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-903
0025303号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
10 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1003
0025252号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
11 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1103
0025293号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
12 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1203
0025249号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
13 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1303
0025193号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
14 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1403
0025197号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
15 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1503
0025208号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
16 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1603
0025199号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
17 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1703
0025209号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
18 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1803
0025210号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
19 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1903
0025184号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
20 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2003
0025190号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
21 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2103
0025183号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
22 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2203
0025188号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
23 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2303
0025186号
60
序 建筑面积
所有权人 证书编号 地址或位置 规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
24 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2403
0025185号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
25 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2503
0025187号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
26 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2603
0025191号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
27 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2703
0025211号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
28 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2803
0025212号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
29 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-2903
0025289号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
30 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-3003
0025295号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
31 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-3103
0025294号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
32 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-3203
0025284号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
33 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-3303
0025283号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
34 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-3403
0025192号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
35 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-204
0025250号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
36 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-304
0025251号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
37 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-404
0025296号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
38 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-504
0025201号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
39 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-604
0025258号
61
序 建筑面积
所有权人 证书编号 地址或位置 规划用途
号 m2
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
40 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-704
0025257号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
41 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-804
0025256号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
42 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-904
0025255号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
43 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1004
0025253号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
44 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1104
0025287号
鄂(2018)武汉青山
国能长源武汉青 青馨居住宅
45 不 动 产 权 第 76.36
山热电有限公司 2-1-1204
0025291号
国能长源武汉青 武房权证市字第 武汉市洪山区
46 住宅 256.96
山热电有限公司 200103652号 徐东路汪家墩
国能长源武汉青 武房房自字第
47 苗圃小区 住宅 1,872.44
山热电有限公司 06-01780号
国能长源武汉青 武房房自字第
48 红钢三街 住宅 1,386.54
山热电有限公司 06-01093号
鄂(2023)汉川市不
国电长源汉川第 一发汉川生活 住宅用地/其
49 动产权第0006553 40,856.35
一发电有限公司 区 他集体宿舍
号
鄂（2024）武汉市
东湖不动产权第
东湖山庄汉新
国电长源汉川第 0000096 号 、 鄂
50 花苑公寓楼、别 住宅 2,872.20
一发电有限公司 （2024）武汉市东
墅楼
湖不动产权第
0000098 号
上述房产中,第 1-45 项房产系国能长源武汉青山热电有限公司原厂区内职工
宿舍被拆迁还建取得，现作为公司引进人才公寓使用；第 46-48 项房产系国能长
源武汉青山热电有限公司通过购买取得，用于集体职工居住；第 49 项房产为发
行人生产厂区配套的集体宿舍，用于集体职工居住；第 50 项房产为国电长源汉
川第一发电有限公司吸收合并湖北汉新发电有限公司取得资产，目前为闲置状
态。
（2）发行人及其子公司、参股公司不涉及房地产开发、经营、销售等业务，
不具有房地产开发资质
根据《中华人民共和国城市房地产管理法》第三十条：“房地产开发企业是
62
以营利为目的，从事房地产开发和经营的企业”；根据《城市房地产开发经营管
理条例》第二条：“房地产开发经营，是指房地产开发企业在城市规划区内国有
土地上进行基础设施建设、房屋建设，并转让房地产开发项目或者销售、出租商
品房的行为”；根据《房地产开发企业资质管理规定》第三条：“房地产开发企业
应当按照本规定申请核定企业资质等级。未取得房地产开发资质等级证书的企
业，不得从事房地产开发经营业务。”
发行人 2021 年 2 月 25 日前经营范围包含“房地产项目投资和管理”业务，
2021 年 1 月 26 日、2 月 23 日分别召开了第九届董事会第十五次会议、2021 年
第二次临时股东大会，审议通过了《关于修订公司章程的议案》，2021 年 2 月 25
日办理完成经营范围变更登记手续，取得了湖北省市场监督管理局换发的《营业
执照》。工商变更完成后，发行人经营范围不再包含“房地产项目投资和管理”
业务。
发行人子公司国能长源武汉实业有限公司原经营范围包含“房地产开发”，
2021 年 1 月 29 日办理经营范围变更登记手续，取得了洪山区市场监督管理局换
发的《营业执照》，经营范围不再包含“房地产开发”业务。
除上述实体在经营范围变更之前曾涉及房地产开发、经营、销售等业务以外，
报告期内发行人其他子公司、参股公司不涉及房地产开发、经营、销售等业务，
不具有房地产开发资质。上述实体经营范围变更之后，也不再涉及房地产开发、
经营、销售等业务，不再具有房地产开发资质。
2021 年 4 月 27 日，发行人已就不从事房地产业务相关事宜出具专项承诺如
下：“公司及所属的全资、控股子公司后续不会再续期或者重新办理房地产开发
资质，现在以及将来均不会开展房地产的开发和销售业务。”该承诺处于正常履
行中，不存在违反承诺的情形。
综上，截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司的经营范围均不涉
及房地产开发、经营、销售等相关业务类型，未从事房地产开发业务，不具有房
地产开发资质。
六、请发行人补充披露（1）（2）相关风险
（一）经营业绩及毛利率变动风险
63
发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对
下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“一、对
发行人核心竞争力、经营稳定性及未来发展可能产生重大不利影响的因素”中补
充披露以下风险：
“（一）经营业绩及毛利率变动风险
2021 年度、2022 年度和 2023 年度，公司毛利率分别为 1.33%、4.84%和 8.65%，
归属于母公司股东的净利润分别为-2,526.96 万元、12,287.68 万元和 34,906.20
万元。2021 年受煤炭价格大幅上涨影响，导致火电业务及售热业务毛利率大幅
下滑，从而使得公司经营业绩出现较大下滑；2022 年煤炭价格持续处于高位，
但收入端上网电价的增加有效缓解了成本端煤炭价格较高的压力，公司经营业绩
有所改善；2023 年以来，随着煤炭价格逐步回落，公司经营业绩出现明显好转。
但若未来燃煤价格再次出现大幅度上涨情形或因电力需求因素变动导致上网电
价出现下滑情形，将对公司经营业绩和毛利率产生不利影响。
2023 年度，公司营业收入为 1,445,713.34 万元，较上年同期下降 1.40%，
主要原因系公司火电装机占比较大，受湖北省用电需求增速下滑，叠加区域内新
能源发电量增加等因素影响，火电发电空间压减，发电量同比小幅下降所致。若
未来湖北省用电需求增速持续放缓或用电需求出现下滑，将对公司经营业绩产生
不利影响。”
（二）在建工程及固定资产减值风险
发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对
下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“一、对
发行人核心竞争力、经营稳定性及未来发展可能产生重大不利影响的因素”中补
充披露以下风险：
“（四）在建工程及固定资产减值风险
截至 2021 年末、2022 年末和 2023 年末，公司在建工程账面价值分别为
140,060.49 万元、760,742.83 万元和 227,631.75 万元，占非流动资产的比例分别
为 7.22%、28.33%和 6.89%。2022 年以来，公司持续开展随州 2×66 万千瓦火电
项目、荆州热电厂二期扩建项目以及多个光伏发电项目建设，在建工程账面价值
64
增长较快。2023 年，随着部分在建工程项目逐步转固，公司在建工程账面价值
有所下降。若未来市场环境、行业政策等因素发生重大变化，导致公司主要在建
工程实施进度不及预期，甚至项目无法继续实施，则公司在建工程可能存在减值
风险，从而对公司业绩造成不利影响。
截至 2021 年末、2022 年末和 2023 年末，公司固定资产账面价值分别为
1,426,174.91 万元、1,498,652.06 万元、2,515,116.05 万元，占资产总额比例分
别为 61.07%、48.60%、66.89%，占比较高。公司固定资产主要包括房屋及建筑
物和机器设备。公司持续开展火电、光伏等项目建设，随着在建工程项目逐步转
固，公司固定资产账面价值将进一步提升。若未来公司生产经营环境、湖北地区
用电需求等发生不利变化，可能导致固定资产出现废弃、闲置等情形，存在固定
资产计提减值准备的风险，从而对公司业绩造成不利影响。”
七、中介机构核查情况
（一）核查程序
针对问题（1）（2）（3）（4），保荐机构和申报会计师履行了以下核查程序：
1、取得发行人报告期内各业务板块营业收入、营业成本构成明细，分析经
营业绩及毛利率波动的主要原因；
2、查阅同行业可比公司定期报告，分析发行人经营业绩变动的合理性；
3、查阅主管部门对售热业务电量奖励相关文件，向生产与燃料管理部、市
场运营部相关业务人员了解售热业务开展的具体情况；
4、查阅发行人在建工程和固定资产核算会计政策；
5、查阅发行人在建工程明细表，对报告期内新增在建工程投入进行抽样检
查，复核项目的可行性研究报告、工程进度单、验收单、合同以及付款单据等支
持性文件，检查发行人在建工程归集的内容、金额、依据及核算的准确性；
6、对发行人相关人员进行访谈，了解发行人在建工程转固时点。结合工程
项目资料复核项目施工进展情况、生产运行情况，复核在建工程转固时点是否合
理；
7、了解发行人识别在建工程、固定资产减值迹象的标准，对大额在建工程、
65
固定资产状态进行实地观察并根据发行人经营状况、固定资产运行情况以及在建
工程建设进度等复核发行人对固定资产及在建工程识别的减值迹象是否完整恰
当；
8、查阅报告期内发行人可比公司固定资产减值准备计提情况；
9、查阅了发行人采购制度，发行人与集团财务公司签订的金融服务协议及
存贷款合同，检查发行人与关联方签订的大额交易合同；
10、对比发行人在集团财务公司存贷款利率与市场利率、比较发行人光伏组
件采购价格与市场价格、比较发行人同行业采购结算模式，分析发行人关联采购
定价的公允性；
11、查阅国能易购光伏组件采购公开招标中标结果公告，核查最终供应商与
发行人是否存在关联关系；统计募投项目组件、逆变器预计采购金额，计算关联
交易预计增加金额；了解工程施工等采购合同中采取单一来源采购方式的具体原
因，并分析其合理性；
12、查阅华工创投工商资料及发行人历次投资华工创投的决议文件、拨款单、
银行回单及会计凭证；
13、查阅发行人财务报表、定期报告、审计报告及附注以及相关科目明细，
逐项核查本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日发行人是否存
在财务性投资情况；
14、查阅发行人的董事会、监事会、股东大会相关会议文件及其他公开披露
文件，了解本次发行董事会前六个月至今，发行人是否存在实施或拟实施的财务
性投资的情形。
针对问题（5），保荐机构和发行人律师履行了以下核查程序：
1、获取发行人其他业务收入及成本明细表，根据业务特点分析毛利率较高
的原因；
2、获取发行人投资性房地产不动产权证书、租赁合同、租金收取财务凭证、
租金收取银行流水单；
3、查阅《中华人民共和国城市房地产管理法》《城市房地产开发经营管理条
66
例》《房地产开发企业资质管理规定》等法律、法规对房地产开发、经营、销售
的释义；
4、获取发行人募集说明书及所持不动产的权属证书、发行人关于不从事房
地产业务相关事宜出具承诺的公告；
5、通过国家企业信用信息网查询发行人及其子公司、参股公司经营范围及
变更情况，核查是否包含房地产开发、经营、销售等经营内容或资质。
（二）核查意见
针对问题（1）（2）（3）（4），经核查，保荐机构和申报会计师认为：
1、报告期内，发行人经营业绩和毛利率水平下滑主要原因是受煤炭价格大
幅上涨所致，2023 年发行人经营业绩及毛利率均有明显改善。
报告期内，发行人售热业务毛利率持续为负，一方面受煤炭价格大幅上升影
响，公司毛利率大幅下滑；另一方面为履行社会责任，售热价格难以直接快速传
导至终端。
2、报告期内，发行人不存在未及时转固情形，发行人对存在减值迹象的在
建工程及固定资产已充分计提减值，固定资产减值准备计提比例与可比公司不存
在重大差异；
3、发行人在集团财务公司存贷款利率与市场利率不存在重大差异，光伏组
件采购价格与市场价格不存在重大差异，结算模式与同行业相似，发行人关联采
购定价及账期具有公允性；国能易购通过公开招标方式确定最终供应商，光伏组
件最终供应商与发行人不存在关联关系。发行人不存在与关联方资金共管、资金
占用情形，借款利率公允。本次发行后不会新增显失公平的关联交易，不会对发
行人的独立性造成不利影响。
4、自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，发行人不存在实施或拟
实施的财务性投资及类金融业务情形，发行人最近一期末未持有金额较大的财务
性投资（包括类金融业务）。
针对问题（5），经核查，保荐机构和发行人律师认为：
报告期内发行人其他业务主要为粉煤灰综合利用、物业出租以及废旧物资处
67
置、受托运营、业务培训等，由于业务性质的特殊性，相关成本较低，毛利相对
较高具有合理性；发行人投资性房地产主要系下属子公司出租少量闲置办公室、
生产配套用房以提高资产利用率所致，该等闲置资产出租的行为不涉及房地产经
营业务。截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地，
但经营范围均不涉及房地产开发、经营、销售等相关业务类型，未从事房地产开
发业务，不具有房地产开发资质。
68
问题 2
本次发行拟募集资金总额不超过 300,000 万元，扣除发行费用后的募集资金
将投向汉川市新能源百万千瓦基地二期项目等十个募投项目和补充流动资金。募
投项目中，部分升压站拟使用的土地尚未取得土地使用权证，就未取得土地权证
的项目，当地政府部门出具了证明，但各地证明内容存在一定差异；光伏方阵部
分拟通过租赁土地实施。多个募投项目在环评有限期内因投资额发生变更再次申
请取得环评。发行人主营业务为电力、热力生产，均在湖北省内销售，控股股东
国家能源集团下属其他企业在湖北省内存在相同或相似业务，主要为可再生能源
电站，申请材料显示发行人与国家能源集团的可再生能源发电业务不存在实质性
同业竞争，且保障性消纳部分与市场化交易部分均不存在实质性同业竞争，未来
公司将根据政策、市场与公司实际情况，逐步参与可再生能源电力市场化交易。
2022 年 6 月 8 日，公司与大渡河公司、大渡河新能源公司签署《委托经营管理
协议》，全面承接 4 家水电企业和 2 家水电厂的管理责任。公司与国电电力的同
业竞争问题已基本解决。2022 年及 2023 年一季度，发行人可再生能源发电业务
毛利率大幅下滑。
请发行人补充说明：（1）本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否
存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情
形，募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配；结合尚未取得土地的募投项
目的用地落实情况及当地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在
实质性障碍，预计取得时间，若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利
影响及发行人拟采取的有效应对措施；（2）结合部分募投项目多次办理环评的原
因及项目内容变更情况，说明本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程
序，相关资质是否完备，投资额发生变更的原因；结合募投项目董事会前投入资
金情况，最新建设进展等情况，说明相关建设是否合法合规，是否存在未批先建
等违规及被处罚情形；（3）公司认定不存在实质性同业竞争、相关同业竞争问题
已基本解决的表述是否规范、准确，结合控股股东控制的其他企业实际经营业务
情况、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具
体内容、目前进展及托管期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，
如是，是否已制定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益，
69
公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由和依据，认
定是否准确，本次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争；（4）结
合行业发展趋势、优惠补贴措施（如有）、募投项目新增装机容量情况、合同协
议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存
在无法盈利的风险，并结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同
行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性；（5）结合本次募投项目的固定
资产投资进度、折旧摊销政策等，量化分析本次募投项目新增折旧摊销对发行人
未来盈利能力及经营业绩的影响；（6）结合未来三年发行人资金缺口的具体计算
过程、日常运营需要、货币资金余额及使用安排、前次募集资金中闲置募集资金
补充流动资金及进行现金管理等情况，说明本次补充流动资金的必要性。
请发行人补充披露（1）（2）（4）（5）相关风险。
请保荐人核查并发表明确意见，请会计师核查（4）（5）并发表明确意见，
请发行人律师核查（1）（2）（3）并发表明确意见。
回复：
一、本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、
违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，募投项目生产经营
期限是否与土地租期相匹配；结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当
地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得
时间，若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的
有效应对措施
（一）本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、
违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，募投项目生产经营
期限是否与土地租期相匹配
1、永久性用地的合法合规情况，是否存在占用基本农田、违规使用农用地
等其他不符合国家土地法律法规政策的情形
本次募投项目的升压站等永久性设施用地，汉川市新能源百万千瓦基地二期
项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦
级新能源基地钟祥子项目光伏电站、国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏
70
发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目、国能长源
荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期）已经取得不动产权证。
其余四个项目升压站用地不动产权手续正在办理，均已取得了当地政府出具的证
明。本次募投项目涉及的永久性用地不存在占用基本农田、违规使用农用地等其
他不符合国家土地法律法规政策的情形，取得不动产权的办理程序符合《中华人
民共和国土地管理法》等相应法律法规的规定。
2、租赁土地的合法合规情况，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等
其他不符合国家土地法律法规政策的情形
（1）租赁集体土地的程序履行情况
截至本回复出具日，十个募投项目已就项目经营期光伏方阵用地签订了租赁
合同。
根据《中华人民共和国民法典》《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共
和国农村土地承包法》等相应法律法规的规定，发行人自村集体或地方政府承租
集体土地应履行的程序如下：
村集体出租未发包土地或代为出租村民承包地应当履行的程序包括：1）签
订用地协议；2）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，村集体应完成内部
民主决策程序；已承包到户土地出租的，村集体受托流转应取得承包人授权；3）
未承包到户土地出租给村集体以外成员的，应经乡（镇）及以上人民政府批准；
已承包到户土地出租的，应向发包方备案。
地方政府受集体经济组织或土地承包人委托出租集体土地应当履行的程序
包括：1）签订用地协议；2）未承包到户土地受托出租的，政府应取得村集体授
权；已承包到户土地出租的，政府受托流转应取得承包人的授权；3）未承包到
户土地出租给村集体以外成员的，应经乡（镇）及以上人民政府批准；已承包到
户土地出租的，应向发包方备案。
本次十个募投项目均已与村集体或地方政府签署了土地租赁协议或土地流
转协议，并根据上述相关法律法规规定履行相应的程序。募投项目土地租赁的基
本情况及已履行的程序情况具体如下：
71
已分包土地 未分包土地
是否为 如为转
是否 是否 租/受托
序号 项目名称 租赁合同编号 出租方 租赁地类 已分包 是否 是否 取得 取得 出租是
已取 已在 三分 乡镇 否取得
土地
得流 发包 之二 及以 许可
转委 方备 以上 上政
托 案 村民 府批
决议 准
华严农场： 注1
湖北省国营华严农场 坑塘水面 否 不适用 不适用 不适用
汉川市新能源百万 HCXNY-FW-2023-006 号
1
千瓦基地二期项目 麻河镇： 注2 不 适 不适
汉川市麻河镇人民政府 坑塘水面 是 是 是 是
GDHC-QT-2022-001 号 用 用
汉川市新能源百万 分水镇： 注3
2 汉川市分水镇人民政府 坑塘水面 否 不适用 是 是 是
千瓦基地三期项目 HCXNY-FW-2023-001 号）
国能长源随州市随 随州市随县尚市镇社九
县百万千瓦新能源 尚市镇：CYSX-XNY-2023-005 村村民委员会、苏家村村 注4
3 园地 否 不适用 是 是 不适用
多能互补基地二期 号 民委员会、王家河村村民
100MW 项目 委员会
国能长源荆门市源
网荷储百万千瓦级 钟祥市长寿镇农光互补电站 注5
4 钟祥市长寿镇人民政府 一般耕地 否 不适用 是 是 是
新能源基地钟祥子 项目土地流转协议
项目光伏电站
国能长源潜江浩口 浩口镇：
注6 不 适 不适
5 200MW 渔光互补光 GNJR-KJFZ-HT-[2023]032 潜江市浩口镇人民政府 坑塘水面 是 是 是 是
用 用
伏发电项目 号
国能长源谷城县冷 国能长源谷城新能源有限公 一般耕地、 注7
6 谷城县冷集镇人民政府 否 不适用 是 是 是
集镇 230MW 农光 司国能长源谷城县冷集镇 园地
72
已分包土地 未分包土地
是否为 如为转
是否 是否 租/受托
序号 项目名称 租赁合同编号 出租方 租赁地类 已分包 是否 是否 取得 取得 出租是
已取 已在 三分 乡镇 否取得
土地
得流 发包 之二 及以 许可
转委 方备 以上 上政
托 案 村民 府批
决议 准
互补光伏发电项目 230MW 农光互补光伏发电
项目土地租赁合同
国能长源荆州市纪 荆州纪南生态文化旅游
GNJR-KJFZ-HT-[2023]022 注8 不 适 不适
7 南镇 100MW 渔光 区纪南镇董场村村民委 坑塘水面 是 是 是 不适用
号 用 用
互补光伏发电项目 员会
国能长源巴东县沿 石喊山村：
恩施巴东县沿渡河镇石
渡河镇 100MW 农 QSRD-QTHT〔2022〕032 号 注9 不 适 不适
8 喊山村、天池村村民委员 一般耕地 是 是 是 不适用
光互补光伏发电项 天池村： 用 用
会
目 QSRD-QTHT〔2022〕033 号
国能长源荆门屈家
岭罗汉寺 70MW 农 QJLXNYH-DL-26-〔2023〕2 荆门市屈家岭管理区罗 注 10
9 一般耕地 否 不适用 不适用 不适用
光互补光伏发电项 号 汉寺办事处
目（一期）
大王庙村：
襄阳市谷城县盛康镇大
谷城新能源〔2023〕10 号
国电长源谷城县盛 王庙村村民委员会、付湾
付湾村： 一般耕地、 注 11
10 康镇 50MW 农光互 村村民委员会、贾庙村村 是 是 是 不适用 不适用
谷城新能源〔2023〕9 号 园地
补光伏发电项目 民委员会、三官庙村村民
贾庙村：
委员会
谷城新能源〔2023〕7 号
73
已分包土地 未分包土地
是否为 如为转
是否 是否 租/受托
序号 项目名称 租赁合同编号 出租方 租赁地类 已分包 是否 是否 取得 取得 出租是
已取 已在 三分 乡镇 否取得
土地
得流 发包 之二 及以 许可
转委 方备 以上 上政
托 案 村民 府批
决议 准
三官庙村：
谷城新能源〔2023〕8 号
注 1：国有农用地，县政府予以同意备案；
注 2：镇政府为发包方，同时为合同签订主体；
注 3：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；
注 4：镇政府作为签订合同的丙方见证确认；
注 5：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；
注 6：镇政府为发包方，同时为合同签订主体；
注 7：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；
注 8：镇政府对租赁土地予以同意备案；
注 9：镇政府对租赁土地予以同意备案；
注 10：国有农用地，区管委会予以同意备案；
注 11：镇政府对租赁土地予以同意备案。
74
（2）租赁农用地的政策规定，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其
他不符合国家土地法律法规政策的情形
2017 年 9 月 25 日，国土资源部、国务院扶贫办、国家能源局联合发布《关
于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8 号，以下简
称《8 号文》），规定了“对深度贫困地区脱贫攻坚中建设的光伏发电项目，以及
国家能源局、国务院扶贫办确定下达的全国村级光伏扶贫电站建设规模范围内的
光伏发电项目......光伏方阵使用永久基本农田以外的农用地的，在不破坏农业生
产条件的前提下，可不改变原用地性质......对于符合本地区光伏复合项目建设要
求和认定标准的项目......利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质。”
2023 年 3 月 20 日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能
源局综合司联合发布《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通
知》（自然资办发[2023]12 号文，以下简称《12 号文》），规定了“本通知自发布之
日起施行。施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》
（国土资规[2017]8 号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），
可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕
地林地草地面积”。
根据上述政策的规定，光伏复合项目、扶贫项目可使用永久基本农田以外的
农用地铺设光伏方阵，其他光伏项目可使用未利用地铺设光伏方阵。根据已签订
的租赁合同，上述租赁土地涉及到地类为一般耕地、坑塘水面或园地，不存在占
用基本农田的情形。根据十个募投项目首次取得的《湖北省固定资产投资项目备
案证》，建设模式为“与设施农业相结合的光伏电站”“多能互补光伏电站”，属于
光伏复合项目且取得备案证的时间在《12 号文》施行之前，按照《8 号文》及《12
号文》的规定可使用永久基本农田以外的农用地铺设光伏方阵。
综上，上述项目租赁农用地的行为符合《8 号文》《12 号文》的规定，不存
在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形。
3、募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配
已签订租赁合同的募投项目均为光伏发电项目，其生产经营期均为 25 年，
其租赁合同有关租赁期限的安排如下：
75
租期及续
租安排是
序
项目名称 租赁合同 租期及续租安排 否足以覆
号
盖经营期
限
1.土地租赁期限首期为 20 年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且
甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)；
华严农场： 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权；
1 是
HCXNY-FW-2023-006 号 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁 20 年期限，甲、乙双方须通讨签订补
充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目 25 年运营期届满，补充协议的内容应与
汉川市新能源百万 本合同保持一致。
千瓦基地二期项目 1.土地租赁期限首期为 20 年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且
甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)；
麻河镇： 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权；
2 是
GDHC-QT-2022-001 号 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁 20 年期限，甲、乙双方须通讨签订补
充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目 25 年运营期届满，补充协议的内容应与
本合同保持一致。
1.土地租赁期限首期为 20 年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且
甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)；
汉川市新能源百万 分水镇： 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权；
3 是
千瓦基地三期项目 HCXNY-FW-2023-001 号） 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁 20 年期限，甲、乙双方须通讨签订补
充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目 25 年运营期届满，补充协议的内容应与
本合同保持一致。
76
租期及续
租安排是
序
项目名称 租赁合同 租期及续租安排 否足以覆
号
盖经营期
限
国能长源随州市随 租赁期限自 2022 年 12 月 01 日至 2042 年 11 月 30 日止。合作期限届满后，若项目公
县百万千瓦新能源 尚市镇： 司需要继续经营而续租土地的，应通过签订补充协议的方式延长土地租赁期限，补充
4 是
多能互补基地二期 CYSX-XNY-2023-005 号 协议的内容应与本协议内容保持一致。流转期限届满，项目公司顺位、优先享有本项
100MW 项目 目区域土地租赁权。
国能长源荆门市源
网荷储百万千瓦级
新能源基地钟祥子 本协议土地流转期限为 20 年（2022 年 02 月 01 日至 2042 年 02 月 01 日)。本协议到期
钟祥市长寿镇农光互补电
5 项目光伏电站市源 后，乙方有权再续租 6 年。若需续租，则甲乙双方依据国家土地政策重新协商续租有 是
站项目土地流转协议
网荷储百万千瓦级 关事宜，同等条件下，乙方优先续租。
新能源基地钟祥子
项目光伏电站
1.租赁期限自 2023 年 07 月 01 日至 2043 年 07 月 01 日，甲方应确保在租赁期限届满
国能长源潜江浩口 浩口镇： 后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
6 200MW 渔光互补 GNJR-KJFZ-HT-[2023]032 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩 是
光伏发电项目 号 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
77
租期及续
租安排是
序
项目名称 租赁合同 租期及续租安排 否足以覆
号
盖经营期
限
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，由双方另行协商。
1.租赁期限自 2023 年 06 月 01 日至 2043 年 05 月 31 日，甲方应确保在租赁期限届满
国能长源谷城新能源有限 后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
国能长源谷城县冷
公司国能长源谷城县冷集 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
7 集镇 230MW 农光 是
镇 230MW 农光互补光伏发 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
互补光伏发电项目
电项目土地租赁合同 的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，由双方另行协商。
1.租赁期限自 2023 年 01 月 01 日至 2042 年 12 月 31 日，甲方应确保在租赁期限届满
后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
国能长源荆州市纪
GNJR-KJFZ-HT-[2023]022 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
8 南镇 100MW 渔光 是
号 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
互补光伏发电项目
的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自 2023 年 6 月 15 日至 2043 年 6 月 14 日。甲方应确保在租赁期限届满后，
乙方在同等条件下拥有优先承租权。
石喊山村： 2.如协议及补充协议约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承
9 QSRD-QTHT〔2022〕032 包人的剩余承包期期限届满后，将协议及补充协议约定的有关条件列入新一轮土地发 是
国能长源巴东县沿 号 包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本协议及补充协议项下的土地至本合同约
渡河镇 100MW 农 定的租赁期限届满。
光互补光伏发电项 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
目 1.租赁期限自 2023 年 6 月 15 日至 2043 年 6 月 14 日。甲方应确保在租赁期限届满后，
天池村： 乙方在同等条件下拥有优先承租权。
10 QSRD-QTHT〔2022〕033 2.如协议及补充协议约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承 是
号 包人的剩余承包期期限届满后，将协议及补充协议约定的有关条件列入新一轮土地发
包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本协议及补充协议项下的土地至本合同约
78
租期及续
租安排是
序
项目名称 租赁合同 租期及续租安排 否足以覆
号
盖经营期
限
定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
国能长源荆门屈家
岭 罗 汉 寺 70MW QJLXNYH-DL-26-〔2023〕 1.土地租赁期限首期为 20 年。起租日由双方共同确认的正式开工日起算。
11 是
农光互补光伏发电 2号 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该土地享有优先租赁权。
项目（一期）
1.租赁期限自 2023 年 03 月 01 日至 2043 年 02 月 28 日，甲方应确保在租赁期限届满
后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
大王庙村： 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
12 是
谷城新能源〔2023〕10 号 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自 2023 年 03 月 01 日至 2043 年 02 月 28 日，甲方应确保在租赁期限届满
国电长源谷城县盛 后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
康镇 50MW 农光 付湾村： 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
13 是
互补光伏发电项目 谷城新能源〔2023〕9 号 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自 2023 年 03 月 01 日至 2043 年 02 月 28 日，甲方应确保在租赁期限届满
后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
贾庙村：
14 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩 是
谷城新能源〔2023〕7 号
余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
79
租期及续
租安排是
序
项目名称 租赁合同 租期及续租安排 否足以覆
号
盖经营期
限
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
1.租赁期限自 2023 年 03 月 01 日至 2043 年 02 月 28 日，甲方应确保在租赁期限届满
后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。
三官庙村： 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩
15 是
谷城新能源〔2023〕8 号 余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新
的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。
3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
80
综上，根据相关募投项目已签订的租赁合同，其土地租赁期限及续期安排足
以覆盖项目运营期，相关募投项目生产经营期限与租期相匹配。
（二）结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的
差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，若未办理完
成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施
1、结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的差
异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间
截至本回复出具日，尚未取得土地的募投项目均已取得当地政府出具的证明
文件。发行人本次募投项目升压站购买土地取得土地的进度情况、预计办理完毕
时间及当地政府出具的证明文件情况如下：
81
升压站
序
项目名称 用地计 取得土地的进度 预计办理完毕时间 是否存在实质性障碍
号
划
项目公司已取得麻河子项目《不动产权证》 已获取《不动产权证》（鄂（2023）汉川市
（鄂（2023）汉川市不动产权证第 0013141 不动产权证第 0013141 号）、《不动产权证》
汉川市新能源 取得土
号）；华严子项目《不动产权证》（鄂（2023） （鄂（2023）汉川市不动产权证第 0014382
1 百万千瓦基地 地使用 /
汉川市不动产权证第 0014382 号）、 不动产 号）、《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不
二期项目 权
权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第 动产权证第 0014383 号），不存在实质性障
0014383 号） 碍。
汉川市新能源 取得土 已获取《不动产权证》（鄂（2023）汉川市
项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）
2 百万千瓦基地 地使用 / 不动产权证第 0013140 号），不存在实质性
汉川市不动产权证第 0013140 号）
三期项目 权 障碍。
2023 年 7 月 13 日，随县自然资源和规划局
出具《关于国能长源随县新能源公司用地情
况说明》，确认取得项目用地不存在实质性
国能长源随州
障碍。
市随县百万千 取得土
注1 预计 2024 年 7 月 31 日前取得 2023 年 11 月 28 日，随县自然资源和规划
3 瓦新能源多能 地使用 升压站建设用地预审与选址已办理完成
不动产权证书 局出具《建设项目用地预审与选址意见书》；
互补基地二期 权
2024 年 4 月 29 日，湖北省人民政府出具《国
100MW 项目
能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互
补基地二期 100MW 项目建设用地批复》，项
目用地不存在实质性障碍。
国能长源荆门
市源网荷储百 取得土 已获取《不动产权证书》（鄂（2023）钟祥
项目公司已获取《不动产权证书》鄂（2023）
4 万千瓦级新能 地使用 / 市不动产权第 0003149 号），不存在实质性
钟祥市不动产权第 0003149 号）
源基地钟祥子 权 障碍。
项目光伏电站
国能长源潜江 取得土 2023 年 6 月 30 日，潜江市自然资源和规划
注2 预计 2024 年 8 月 31 日前取得
5 浩口 200MW 地使用 升压站建设用地预审与选址已办理完成 局出具《关于国能长源潜江浩口 200MW 渔
不动产权证书
渔光互补光伏 权 光互补光伏发电项目升压站用地的情况说
82
升压站
序
项目名称 用地计 取得土地的进度 预计办理完毕时间 是否存在实质性障碍
号
划
发电项目 明》，确认取得项目用地不存在实质性障碍。
2023 年 7 月 5 日，襄阳市谷城县自然资源
和规划局出具《关于国能长源谷城县冷集镇
国能长源谷城 230MW 农光互补光伏发电项目升压站用地
县冷集镇 取得土 的情况说明》，确认取得项目用地不存在实
注3 预计 2024 年 11 月 30 日前取得
6 230MW 农光 地使用 升压站建设用地预审与选址已办理完成 质性障碍。
不动产权证书
互补光伏发电 权 2023 年 11 月 29 日，襄阳市谷城县自然资
项目 源和规划局出具《国能长源谷城县冷集镇
230MW 农光互补光伏发电项目用地预审与
选址意见书》，项目用地不存在实质性障碍。
国能长源荆州
市纪南镇 取得土 已获取《不动产权证书》（鄂（2024）荆州
项目公司已取得《不动产权证书》（鄂
7 100MW 渔光 地使用 / 市不动产权第 0010289 号），不存在实质性
（2024）荆州市不动产权第 0010289 号）
互补光伏发电 权 障碍。
项目
国能长源巴东
县沿渡河镇 取得土 已获取《不动产权证》（鄂（2023）巴东县
项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）
8 100MW 农 光 地使用 / 不动产权证第 0028040 号），不存在实质性
巴东县不动产权证第 0028040 号）
互补光伏发电 权 障碍。
项目
国能长源荆门
屈家岭罗汉寺 取得土 已获取《不动产权证》（鄂（2023）荆门市
项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）
9 70MW 农光互 地使用 / 不动产权证第 0014018 号），不存在实质性
荆门市不动产权证第 0014018 号）
补光伏发电项 权证 障碍。
目（一期）
83
升压站
序
项目名称 用地计 取得土地的进度 预计办理完毕时间 是否存在实质性障碍
号
划
国电长源谷城 2023 年 7 月 5 日，谷城县自然资源和规划
县 盛 康 镇 取得土 局出具《关于国能长源谷城县盛康镇 50MW
注4 预计 2024 年 7 月 31 日前取得
10 50MW 农光互 地 使 用 升压站建设用地预审与选址已办理完成 农光互补光伏发电项目升压站用地的情况
不动产权证书
补光伏发电项 权证 说明》，确认取得项目用地不存在实质性障
目 碍。
注1：建设项目压覆矿产核查政策发生变化，需补充核查，致使项目公司取得不动产权证滞后。现《压覆矿产情况报告》已上报省自然资源厅审批，2024
年4月29日，湖北省人民政府出具《省人民政府关于国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目（尚市镇60MW光伏场区）建设用地
的批复》，不动产权证正在办理中。
注2：潜江浩口项目因申请报送系统更新，当地自然资源和规划局未及时将材料更新入库，致使项目公司取得不动产权证滞后。现相关材料已上报省自然
资源厅审批，不动产权证正在办理中。
注 3：冷集项目取得不动产权证滞后原因主要系湖北省自然资源厅最新土地红线图对土地用途调整，导致冷集项目须更改升压站设计方案，致使项目公
司取得不动产权证滞后，目前冷集项目正重新开展升压站征地资料组卷工作，不动产权证正在办理中。
注 4：盛康项目属于谷城县自然资源和规划局管理辖区，取得不动产权证滞后原因主要系监管部门分工调整，用地指标批复流程权限调整，致使项目公
司取得不动产权证滞后。盛康镇项目升压站建设用地已签订了《国有建设用地使用权出让合同》，出让价款已全额缴纳，不动产权证正在办理中。
84
因项目开发、用地手续办理进展不一致，募投项目所在当地政府开具的合规
证明文件表述有所差异，主要体现在项目开发、用地合法合规的相关表述上，但
合规证明文件内容均明确项目公司取得用地不存在实质性障碍，在说明内容上不
存在实质性差异。综上，本次募投项目的用地取得不存在实质性障碍。
2、若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取
的有效应对措施
截至本回复出具日，就募投项目租赁用地，公司相关控股子公司均已与相关
主体签署了土地租赁协议或土地流转协议。就募投项目的升压站等永久性设施用
地，汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站、国能长源
荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW
农光互补光伏发电项目、国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电
项目（一期）已经取得不动产权证；其余四个项目，根据当地政府及自然资源和
规划局所出具的说明文件，确认相关用地符合土地利用总体规划、符合国家产业
政策、土地政策及城乡规划，相关公司依法履行相关程序并支付相关费用后，其
取得募投项目永久性设施用地的国有土地使用权证不存在实质性法律障碍，募投
项目用地无法办理完成的风险较低。
即使未来募投项目用地无法按照计划取得，公司将积极与相关主管部门沟通
协调附近其他可用地块作为替代措施，以满足募投项目的用地需求，不会对募投
项目正常实施产生不利影响。
综上，发行人募投项目相关租赁用地均已签署土地租赁协议或土地流转协
议，永久用地已取得不动产权证或有权机关不存在障碍的说明书，项目用地无法
落实的风险较低，即使未来上述项目用地无法按照计划取得，相关主管部门及公
司亦将沟通协调附近其他可用地块作为替代措施，以满足上述项目的用地需求，
不会对上述项目实施产生重大不利影响。
二、结合部分募投项目多次办理环评的原因及项目内容变更情况，说明本次
募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发
生变更的原因；结合募投项目董事会前投入资金情况，最新建设进展等情况，说
85
明相关建设是否合法合规，是否存在未批先建等违规及被处罚情形
（一）本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否
完备，投资额发生变更的原因
1、项目变更情况及投资额发生变更的原因
本次募投项目中汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千
瓦基地三期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光
伏电站、国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源荆州市纪
南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互
补光伏发电项目、国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一
期）和国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目因投资额变动办理
多次环评，主要原因系上述项目编制项目环评报告时，投资额为初步估算投资，
后公司投资决策明确投资额后，按实际投资额进行变更。项目开展过程中投资额
持续优化完善，项目公司依规办理相应的环评变更手续，该情形下的变更属于行
业惯例。此外，国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目和国能
长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期）同步办理了建设
单位变更，主要原因系发行人在项目实施主体尚未成立前通过已成立主体先行办
理项目征地等相关流程，等项目实施主体成立后再行办理建设单位变更相关手
续。
发行人本次募投项目变更情况及投资额发生变更的原因具体见下表：
序 多次办理环
项目名称 项目内容变更情况 投资额发生变更情况及原因
号 评的原因
随着项目推
投资额从 255,466.99 万元变更至
汉川市新能源 进，公司按
302,808 万元
1 百万千瓦基地 最新投资额 投资额发生变更
原因：光伏组件、逆变器等设备
二期项目 申请更新环
涨价，调高了相关费用
评
随着项目推
投资额从 211,964 万元变更至
汉川市新能源 进，公司按
207,090 万元
2 百万千瓦基地 最新投资额 投资额发生变更
原因：线路投资降低及光伏组件
三期项目 申请更新环
价格下调
评
国能长源随州
市随县百万千
3 / / /
瓦新能源多能
互补基地二期
86
序 多次办理环
项目名称 项目内容变更情况 投资额发生变更情况及原因
号 评的原因
100MW 项目
国能长源荆门 随着项目推
投资额从 400,000 万元变更至
市源网荷储百 进，公司按
333,234 万元
4 万千瓦级新能 最新投资额 投资额发生变更
原因：线路投资降低及光伏组件
源基地钟祥子 申请更新环
价格下调
项目光伏电站 评
随着项目推
国能长源潜江
进，公司按 投资额由 110,000 万元调整为
浩口 200MW 渔
5 最新投资额 投资额发生变更 102,365 万元
光互补光伏发
申请更新环 原因：减少外送线路投资
电项目
评
国能长源谷城
县 冷 集 镇
6 230MW 农光互 / / /
补光伏发电项
目
国能长源荆州 随着项目推
投 资 额 从 50,000 万 元 变 更 至
市 纪 南 镇 进，公司按
51,468 万元
7 100MW 渔光互 最新投资额 投资额发生变更
原因：光伏组件、逆变器等设备
补光伏发电项 申请更新环
涨价，调高了相关费用
目 评
1、投资额发生变更；
国能长源巴东 随着项目推
2、建设单位由“国能
县 沿 渡 河 镇 进，公司按 投 资 额 从 50,000 万 元 变 更 至
长源武汉青山热电
8 100MW 农光互 最新投资额 45,440 万元
有限公司变更为“国
补光伏发电项 申请更新环 原因：减少外送线路投资
能长源巴东新能源
目 评
有限公司”
1、投资额发生变更；
国能长源荆门 随着项目推
2、建设单位由“国能
屈家岭罗汉寺 进，公司按 投 资 额 从 38,017 万 元 变 更 至
长源湖北新能源有
9 70MW 农 光 互 最新投资额 35,017 万元
限公司变更为“国能
补光伏发电项 申请更新环 原因：减少外送线路投资
长源荆门屈家岭新
目（一期） 评
能源有限公司”
国电长源谷城 随着项目推
投 资 额 从 23,000 万 元 变 更 至
县 盛 康 镇 进，公司按
25,150 万元
10 50MW 农 光 互 最新投资额 投资额发生变更
原因：增加部分跟踪式支架、接
补光伏发电项 申请更新环
入系统间隔等内容的投资
目 评
2、本次募投项目已履行有关部门审批、备案等程序
截至本回复出具日，本次募投项目已履行的备案、环评批复程序如下：
序
项目名称 立项核准/备案文件 环评批复文件
号
已取得环评批复：川环函
已取得《湖北省固定资产投资项
汉川市新能源百万千瓦 〔2021〕161 号、川环函
1 目备案证》（登记备案项目代码：
基地二期项目 〔2022〕76 号、77 号、78
2205-420984-04-01-545960）
号
87
序
项目名称 立项核准/备案文件 环评批复文件
号
已取得《湖北省固定资产投资项
汉川市新能源百万千瓦 已取得环评批复：川环函
2 目备案证》（登记备案项目代码：
基地三期项目 〔2022〕138 号
2205-420984-04-01-894348）
国能长源随州市随县百 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：随环随
3 万千瓦新能源多能互补 目备案证》（登记备案项目代码：
建审〔2023〕9 号
基地二期 100MW 项目 2303-421321-04-05-286520）
国能长源荆门市源网荷 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：钟环函
4 储百万千瓦级新能源基 目备案证》（登记备案项目代码：
[2022]52 号
地钟祥子项目光伏电站 2107-420881-89-01-143005）
国能长源潜江浩口 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：潜环评
5 200MW 渔光互补光伏 目备案证》（登记备案项目代码：
审函〔2022〕116 号
发电项目 2203-429005-04-05-959676）
国能长源谷城县冷集镇 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：谷环评
6 230MW 农光互补光伏 目备案证》（登记备案项目代码：
审〔2023〕12 号
发电项目 2204-420625-04-01-949063）
国能长源荆州市纪南镇 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：荆环审
7 100MW 渔光互补光伏 目备案证》（登记备案项目代码：
文〔2023〕7 号
发电项目 2204-421003-89-05-817438）
国能长源巴东县沿渡河 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：巴环审
8 镇 100MW 农光互补光 目备案证》（登记备案项目代码：
〔2023〕1 号
伏发电项目 2205-422823-04-01-547808）
国能长源荆门屈家岭罗 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：屈环文
9 汉寺 70MW 农光互补光 目备案证》（登记备案项目代码：
〔2022〕18 号
伏发电项目（一期） 2112-420851-89-05-303759）
国电长源谷城县盛康镇 已取得《湖北省固定资产投资项
已取得环评批复：谷环评
10 50MW 农光互补光伏发 目备案证》（登记备案项目代码：
审〔2023〕7 号
电项目 2201-420625-04-01-984166）
综上，本次募投项目已履行有关部门审批、备案等程序。
3、本次募投项目相关资质完备
截至本回复出具日，除补充流动资金以外的本次募投项目已按照所处于的建
设及运营阶段取得相关资质。
根据《关于贯彻落实“放管服”改革精神、优化电力业务许可管理有关事项的
通知》（国能发资质〔2020〕22 号），风电、光伏项目应当在并网后 6 个月内取
得电力业务许可证。本次募投项目中，国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互
补光伏发电项目（一期）已全容量并网，并取得 70MW 容量的电力业务许可证；
汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能
源基地钟祥子项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目光伏
电站已部分容量并网，并分别取得 18.75MW、300MW、25MW、容量的电力业务许
88
可证，国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目、国电长源谷城县盛
康镇 50MW 农光互补光伏发电项目光伏电站已部分容量并网，正在分别办理 60MW、
6.05MW 容量的电力业务许可证；其余 4 个项目暂未并网，将在满足并网及相关
法律法规要求后办理电力业务许可证，符合相关法律法规要求。
综上，本次募投项目相关资质完备，不存在未依法依规取得相关生产经营资
质的情形。
（二）结合募投项目董事会前投入资金情况，最新建设进展等情况，说明相
关建设是否合法合规，是否存在未批先建等违规及被处罚情形
本次募投建设项目截至发行人第十届董事会第十四次会议召开日（2023 年 5
月 29 日）的已投入资金情况及截至本回复出具日的最新建设进展情况如下：
单位：万元
已投入金额
序号 项目名称 已投入资金的投向 最新建设进展
（万元）
土地费用、建筑工
1 汉川市新能源百万千瓦
61,099 程、机电设备及安装 已开工
基地二期项目
工程等
2 汉川市新能源百万千瓦 土地费用、建筑工程
3,960 已开工
基地三期项目 等
国能长源随州市随县百
3
万千瓦新能源多能互补 0 不涉及 已开工
基地二期 100MW 项目
国能长源荆门市源网荷 土地费用、建筑工
4
储百万千瓦级新能源基 121,385 程、机电设备及安装 已开工
地钟祥子项目光伏电站 工程等
国能长源潜江浩口
5
200MW 渔光互补光伏发 0 不涉及 已开工
电项目
国能长源谷城县冷集镇
6
230MW 农光互补光伏发 0 不涉及 筹建期
电项目
国能长源荆州市纪南镇
7 机电设备及安装工
100MW 渔光互补光伏发 3,700 已开工
程等
电项目
国能长源巴东县沿渡河
8
镇 100MW 农光互补光 0 不涉及 已开工
伏发电项目
国能长源荆门屈家岭罗
9 建筑工程、机电设备
汉寺 70MW 农光互补光 11,357 已开工
及安装工程等
伏发电项目（一期）
10 国电长源谷城县盛康镇
0 不涉及 已开工
50MW 农光互补光伏发
89
已投入金额
序号 项目名称 已投入资金的投向 最新建设进展
（万元）
电项目
根据《中华人民共和国建筑法》《中华人民共和国城乡规划法》等相关法律
法规的要求，截至本回复出具日，上述已开工项目已取得建设手续的情况如下：
序 建设用地规 建设工程规划
项目名称 用地批准手续 施工许可证
号 划许可证 许可证
自有用地：已取得麻河
子项目《不动产权证》
（鄂（2023）汉川市不 麻河子项目： 麻河子项目：
动产权证第 0013141 地字第 建字第 麻河子项目：
号）；华严子项目《不动 42098420230 420984202300 编号：
产权证》（鄂（2023）汉 0052 号 061 号 42098420240
汉川市新 华严子项 华严子项目：
川市不动产权证第 1240101
能源百万
1 0014382 号）、《不动产权 目：地字第 建字第 华严子项目：
千瓦基地
证》（鄂（2023）汉川市 420984202 42098420230 编号：
二期项目
不动产权证第 0014383 300054 号、 0062 号、建字 42098420240
号） 地字第 第 1240201
租赁土地：已签订 42098420230 420984202300
HCXNY-FW-2023-006 号 0053 号 058 号
和 GDHC-QT-2022-001 号
土地租赁合同
自有用地：已取得《不
动产权证》（鄂（2023）
汉川市新
汉川市不动产权证第 地字第 建字第 编号：
能源百万
2 0013140 号） 42098420230 420984202300 42098420240
千瓦基地
租赁土地：已签订 0051 号 063 号 2010101
三期项目
HCXNY-FW-2023-001 号
土地租赁合同
国能长源
自有用地：已取得钟自
荆门市源
然资规用字第
网荷储百 钟自然资规 钟自然资规建
42088120220014 号不动 编号：
万千瓦级 地字第 字第
3 产权证书 42088120230
新能源基 42087180230 420881202300
租赁土地：已签订钟祥 8020101
地钟祥子 008 号 14 号
市长寿镇农光互补电站
项目光伏
项目土地流转协议
电站
自有用地：已取得《不
动产权证》（鄂（2023）
国能长源
巴东县不动产权证第
巴东县沿
0028040 号） 建字第
渡河镇 注1 注2
4 租赁土地：已签订 免于办理 ﹝2023﹞046 免于办理
100MW 农光
QSRD-QTHT〔2022〕032 号
互补光伏
号和 QSRD-QTHT〔2022〕
发电项目
033 号土地租赁合同
国能长源 自有用地：已取得鄂 屈自然资规 屈自然资规建 注3
5 正在办理中
荆门屈家 （2023）荆门市不动产 地字第 字第
90
序 建设用地规 建设工程规划
项目名称 用地批准手续 施工许可证
号 划许可证 许可证
岭罗汉寺 权证第 0014018 号不动 42080020220 420800202307
70MW 农 产权证书 08 号 号
光互补光 租赁土地：已签订
伏发电项 QJLXNYH-DL-26-
目（一期） 〔2023〕2 号土地租赁合
同
注 1：2022 年 5 月 24 日，巴东县自然资源和规划局出具《巴东县自然资源和规划局关于印
发<“书证同发”“交地即交证”实施方案>的通知》，指出用地单位在取得《国有建设用地
划拨决定书》后，不再核发《建设用地规划许可证》，直接向县不动产登记中心申请办理不
动产证书。
注 2：2024 年 4 月 11 日，巴东县住房和城乡建设局出具《关于巴东县沿渡河镇 100MW 农光
互补光伏发电项目 110KV 升压站办理工程施工许可证的复函》，确认项目建设内容不属于《建
筑法》和《建筑工程施工许可证管理办法》中关于办理建筑施工许可的建筑内容，无需办
理建筑工程施工许可手续。
注 3：国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期）在取得升压站土
地不动产权证和租赁土地使用权后开始土建施工和光伏板铺设，相关许可的变更手续正在办
理中。对此荆门市屈家岭管理区住房和城乡建设局已于 2024 年 3 月 22 日出具《证明》，确
认国能长源荆门屈家岭新能源有限公司自成立之日起在辖区内遵守有关住房和城乡建设管
理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、
法规的情形，未受到该局的行政处罚。
其他已开工项目建设进展情况如下：
国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW 项目在取得
租赁土地权利人的许可后开始铺设光伏板，不动产权证和相关许可手续正在办理
中。对此随县住房和城乡建设局已于 2024 年 3 月 21 日出具《证明》，确认国能
长源随县新能源有限公司在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行
政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的
情形，未受到该局的行政处罚。
国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目在取得租赁土地权利人的
许可后开始铺设光伏板，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此潜江市住
房和城乡建设局已于 2024 年 3 月 22 日出具《证明》，确认国能长源潜江新能源
有限公司遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不
存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政
处罚。
国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目在取得租赁土地权利
人的许可后开始铺设光伏板，不动产权证已经取得，相关许可手续正在办理中。
对此荆州纪南生态文化旅游区住房和建设局已于 2024 年 3 月 22 日出具《证明》，
91
确认国能长源荆州新能源有限公司在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相
关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法
律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。
国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目在取得备案证、环评
批复并落实用地指标后开始建设，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此
襄阳市谷城县住房和城乡建设局已于 2024 年 3 月 21 日出具《证明》，确认国能
长源谷城新能源有限公司遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和
规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未
受到行政处罚。
国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目尚处于工程筹建期，
正在进行清淤、场地平整等工程筹建工作，根据《湖北省能源局关于 2021 年评
价新能源项目开发建设有关事项的通知》（鄂能源新能﹝2021﹞44 号）“光伏发
电项目开工标志为升压站浇灌混凝土或桩基（浮体）施工完成 5%以上”，该项目
现处于筹建期，其正在依法依规办理开工前所需的各项建设手续，将于办毕所需
建设手续后开工。
综上，截至本回复出具日，根据募投项目已经取得的建设手续及相应主管部
门证明，本次募投项目的建设符合辖区主管部门的监管规范，不存在违反有关住
房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，不存在因未批先建被处罚情形。
三、公司认定不存在实质性同业竞争、相关同业竞争问题已基本解决的表述
是否规范、准确，结合控股股东控制的其他企业实际经营业务情况、发行人对受
托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具体内容、目前进展
及托管期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制
定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益，公司认为市场化
交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由和依据，认定是否准确，本
次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争
（一）公司认定不存在实质性同业竞争、相关同业竞争问题已基本解决的表
述是否规范、准确
1、公司认定不存在实质性同业竞争的表述是否规范、准确
92
公司认定风力、光伏等可再生能源发电业务不存在具有重大不利影响的同业
竞争，相关表述规范、准确，理由和依据如下：
（1）保障性消纳的可再生能源电力不存在同业竞争
根据《中华人民共和国电力法》，对于保障性消纳的可再生能源电力，电价
实行统一政策，统一定价原则，分级管理；电网运行实行统一调度、分级管理。
任何单位和个人不得非法干预电网调度。发行人与国家能源集团均不能影响电价
定价原则和电网调度。具体分析如下：
①电力价格
在电力生产和销售过程中，独立发电企业的上网电价由以国家发改委为主的
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核定。在此过程中，上网电价由国家发改委和物价部门核定，
任何单位不得超越电价管理权限制定、调整电价，各发电企业不具备调整或影响
上网电价的能力。由于电价有独立的形成机制，发电企业和购电企业均无定价权。
②电力调度
在现有电力管理体制下，各区域电网按照该地区下一年度电力需求预测，结
合电力资源状况及电网运行特点由各地发改委编制下一年度发电量计划方案。电
厂机组利用小时数根据该区域发电量计划、机组类型等因素制定。各发电企业具
体上网电量由所在地的电网公司根据年度区域发电计划及机组类型，以及需求预
测的情况等统一调度，调度规则公开透明。发电企业每年机组利用小时数由供电
电网制定发电量计划调控目标方案，不受其它同一区域内发电企业的影响。各发
电企业在生产经营过程中按照与所属电网签订的调度协议与购售电合同的规定，
严格执行上网电量调度政策，服从电网公司电力调度安排。发电企业所发电量全
部向区域电网企业销售，在电力项目核准时，相应电量消纳已纳入电网企业计划。
因此，对于保障性消纳的可再生能源电力，发行人与国家能源集团湖北区域
可再生能源发电业务之间不存在竞争关系。
（2）市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞争
理由和依据详见本回复问题 2 之“（三）公司认为市场化交易的可再生能源
93
电力不存在构成重大不利影响的同业竞争的理由和依据，认定是否准确”之回复。
（3）风力、光伏等可再生能源发电业务不构成重大不利影响的同业竞争已有
可比案例
①吉电股份（000875.SZ）
吉电股份 2023 年向特定对象发行股票已经深交所审核通过。根据其 2023 年
7 月披露的《吉林电力股份有限公司向特定对象发行 A 股股票募集说明书（注册
稿）》，吉电股份与其控股股东、实际控制人在风电、光伏领域存在业务重合，但
不构成同业竞争，相关表述如下：
“…2、发行人风电、光伏发电等可再生能源业务不构成实质性同业竞争
《中华人民共和国可再生能源法》第十四条“电网企业应当与按照可再生能
源开发利用规划建设，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符合并网技术标准的可再生能源并网发
电项目的上网电量”。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》）（国家电力
监管委员会令第 25 号）第四条“电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能
源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合”。
根据上述规定，风电及光伏发电应全额消纳，即发行人与实际控制人的其他
投资主体风力及光伏所发电量可全部上网实现销售，不存在竞争关系。即使在部
分地区由于电力需求不足及电网输送能力受限而存在限制发电的现象，光伏与风
电按不同类型分别按统一原则由当地电网公司对上网电量比例进行相应调整，并
根据公开、公平、公正的原则进行每月公示。因此，发行人与控股股东、实际控
制人在风力发电及光伏发电业务领域亦不构成实质性同业竞争。”
②电投能源（002128.SZ）
电投能源 2022 年申请向特定对象发行股票已成功发行上市。根据其 2022 年
11 月披露的《<关于请做好内蒙古电投能源股份有限公司非公开发行股票发审委
会议准备工作的函>的回复报告》，电投能源与其控股股东、实际控制人在风电、
光伏领域存在业务重合，但不构成实质性同业竞争，相关表述如下：
“申请人与实际控制人国家电投下属部分公司均已从事风力发电和光伏发电
94
业务，且风力发电和光伏发电根据相关规定全额消纳，不构成实质性同业竞争，
具体分析如下：
1、国家政策要求风力及光伏发电量全额消纳
根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定“国家实行可再生能源
发电全额保障性收购制度”，以及国家发改委《可再生能源发电全额保障性收购
管理办法》（发改能源[2016]625 号）、《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、
光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150 号）、《国家发
展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改
能源[2019]807 号）等法律法规规定，风力发电及光伏发电应全额消纳，即申请
人与控股股东及实际控制人其他投资主体风力及光伏所发电量可全部上网实现
销售，不存在竞争关系。
2、国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，对各省级行政区域设定了可
再生能源电力消纳责任权重…3、我国可再生能源电力利用率接近 100%…”
2、相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确
公司认定与国电电力在鄂水电业务同业竞争问题已基本解决，相关表述规
范、准确，理由和依据如下：
（1）水电均为全额保障性消纳
水电作为可再生的绿色清洁能源，长期受国家政策的重点扶持。根据《电网
企业全额收购可再生能源电量监管办法》（原电监会令第 25 号）及《国务院办公
厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》（国办发
[2007]53 号文）、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳
保障机制的通知》（发改能源[2019]807 号）等有关法律法规的规定，水力发电享
有优先调度权，即只要水电机组具备发电条件，电网将优先调度水电所发电量上
网，且除因不可抗力或有危及电网安全稳定的情形外，电网应努力实现水力发电
全额上网。发行人和受托管企业的水电业务均属于国家政策重点扶持的绿色清洁
能源，均享受发电量优先调度、全额上网的政策。从实际上看，发行人近年来包
括报告期内不存在“弃水”的情况，水电由电网全额消纳。
在现有的电力结构下，湖北省内的水电上网电量远低于湖北省内电力实际总
95
需求量和实际总发电量，且发行人的水电均在湖北省内消纳，消纳能力充足。2022
年湖北省火力、水力、风力及太阳能发电量分别为 1,592.46 亿千瓦时、1,219.94
亿千瓦时、164.03 亿千瓦时、129.23 亿千瓦时，水电发电量占比 39.27%，不存
在水电在湖北省内无法消纳的情况。因此，发行人和受托管企业在电力消纳上亦
不存在竞争关系。
（2）通过委托管理能够有效避免发行人与关联方经济利益让渡风险
根据发行人与托管方签订的托管协议，受托管企业委托发行人全面管理，相
关权利包括安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理
以及其他与受托管理企业有关的一切事务，发行人可以通过行使相关权利，决定
受托经营资产的日常经营管理。国电电力不再实际开展湖北省内水电业务，可以
有效防止关联方损害发行人潜在商业利益。
（二）结合控股股东控制的其他企业实际经营业务情况、发行人对受托管理
的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具体内容、目前进展及托管
期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决
方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益
1、控股股东控制的其他企业实际经营业务情况
长源电力主营业务为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳
和销售。截至 2023 年 12 月末，国家能源集团所控制的企业在湖北省内经营情况
和资产状况如下：
公司名称 主营业务 经营范围 湖北省内发电业务概况
许可项目：发电业务、输电业务、供（配）
电业务；代理记账。（依法须经批准的项目，
经相关部门批准后方可开展经营活动，具
体经营项目以相关部门批准文件或许可证
件为准）一般项目：电气设备修理；技术
服务、技术开发、技术咨询、技术交流、
龙源电力 风电装机 9.42 万千瓦
风力、光伏发电 技术转让、技术推广；环保咨询服务；风
（001289.SZ） 光伏装机 47.26 万千瓦
力发电技术服务；太阳能发电技术服务；
节能管理服务；储能技术服务；新兴能源
技术研发；货物进出口；租赁服务（不含
许可类租赁服务）；会议及展览服务；化工
产品销售（不含许可类化工产品）；建筑材
料销售；非居住房地产租赁；财务咨询；
96
公司名称 主营业务 经营范围 湖北省内发电业务概况
税务服务；企业管理咨询；企业总部管理；
自有资金投资的资产管理服务；电子（气）
物理设备及其他电子设备制造。
电力、热力生产、销售;煤炭销售;电网经营;
新能源项目、高新技术、环保产业的开发
电力、热力生产及销
与应用;信息咨询;电力技术开发咨询、技术
国电电力 售，产业涉及火电、水
服务写字楼及场地出租（以下限分支机构） 水电装机 29.5 万千瓦
（600795.SH） 电、风电、光伏发电及
发、输、变电设备检修、维护;通讯业务;
煤炭等领域
水处理及销售（依法须经批准的项目,经相
关部门批准后方可开展经营活动。）
新能源项目及相关产业的开发、建设、管
国家能源集团湖
理及运营；发电机组成套安装、调试、维
南电力新能源有 电力、热力、燃气及水
修；设备、设施租用；有关技术咨询、培 光伏装机 1.5 万千瓦
限公司（以下简称 生产和供应业
训。（依法须经批准的项目,经相关部门批准
“国能湖南”）
后方可开展经营活动）
许可项目：发电业务、输电业务、供（配）
电业务。（依法须经批准的项目,经相关部门
批准后方可开展经营活动,具体经营项目以
相关部门批准文件或许可证件为准）一般
项目：以自有资金从事投资活动;自有资金
国华能源投资有 风电、光伏、氢能、综
投资的资产管理服务;合同能源管理;新兴
限公司（以下简称 合智慧能源、产业基金 光伏装机 25.0 万千瓦
能源技术研发;技术服务、技术开发、技术
“国华投资”） 投资、碳资产交易
咨询、技术交流、技术转让、技术推广;信
息咨询服务（不含许可类信息咨询服务）;
非居住房地产租赁;物业管理。 除依法须经
批准的项目外,凭营业执照依法自主开展经
营活动）
由上表可知，国家能源集团下属其他企业在湖北区域内无火电业务，风电与
光伏业务与发行人不构成重大不利影响的同业竞争，国电电力在湖北区域的水电
资产已由发行人托管。
国电电力主要经营电力、热力生产及销售，涉及火电、水电、风电、光伏发
电及煤炭等领域，业务遍布全国 28 个省、市、自治区。截至 2022 年末，国电电
力控股总装机容量为 9,739.10 万千瓦，其中火电控股装机容量 7,183.50 万千瓦，
水电控股装机容量 1,495.66 万千瓦，风电控股装机容量 745.93 万千瓦，光伏控
股装机容量 313.01 万千瓦。
国电电力在湖北省的装机经营情况如下：
序号 电源种类 投资主体 装机容量（万千瓦）
1 水电 国能大渡河新能源投资有限公司富水水力发电厂 3.70
97
序号 电源种类 投资主体 装机容量（万千瓦）
2 国能大渡河陡岭子水电有限公司 7.05
3 国能长源堵河水电有限公司 5.00
4 国能大渡河新能源投资有限公司南河水力发电厂 2.25
5 国能长源老渡口水电有限公司 9.00
6 国能大渡河咸丰小河水电有限公司 2.50
最近一年一期，国电电力在湖北省内主要业务经营数据如下：
主要业务数据 发电量（亿千瓦时） 售电量（亿千瓦时）
2023 年 9.16 8.98
2022 年 5.46 5.33
2、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议
具体内容、目前进展及托管期限
（1）发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况
受托管企业每年向发行人支付受托管理费用，发行人将收到的管理费计入其
他业务收入。
发行人与国能大渡河流域水电开发有限公司、国能大渡河新能源投资有限公
司签订《委托管理协议》，委托管理费用自 2021 年 4 月起算，每年度管理费 55
万元（含税）。受托管理主要内容为受托管企业的股东经营管理相关权力，包括：
安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其他与
受托管理企业有关的一切事务。
发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产不纳入合并范围。
（2）托管协议具体内容
①协议主体
甲方：国能大渡河流域水电开发有限公司
乙方：国家能源集团长源电力股份有限公司
丙方：国能大渡河新能源投资有限公司
②受委托管理的企业
98
本协议约定受委托管理的企业包括：国能大渡河老渡口水电有限公司、国能
大渡河陡岭子水电有限公司、国能大渡河堵河水电有限公司、国能大渡河新能源
投资有限公司富水水力发电厂、国能大渡河新能源投资有限公司南河水力发电
厂、国能大渡河(咸丰)小河水电有限公司。
③委托管理模式
丙方将其在受托管理企业的股东经营管理相关权力委托给乙方负责。丙方仍
享有和履行其他股东的权利义务，按照产权关系实现受托管理企业汇总、合并财
务报表；仅不参与受托管理企业的日常管理工作。
乙方在受托管理期间，根据集团公司相关管理规定和本协议约定内容对受托
管理企业实施全面系统的管理。受托管理企业的年度生产经营计划和财务预算等
指标，由集团公司直接下达给乙方。全部业绩考核指标纳入集团公司对乙方的考
核指标。
④受委托管理的内容
本协议约定的受委托管理的主要内容为丙方的股东经营管理相关权力，包
括：安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其
他与受托管理企业有关的一切事务。
⑤委托管理的费用和支付方式
经各方协商一致，由丙方所属 6 家受托管理企业自协议生效之日起 3 个月内，
向乙方指定账户支付年度委托管理费，含税金额为 55 万元/年。
（3）托管目前进展及托管期限
受托管企业原由湖北电力托管，2021 年发行人向控股股东国家能源集团发
行股份购买湖北电力 100%股权的重大资产重组工作完成后，湖北电力成为公司
全资子公司，对前述受托管企业的托管权利和义务继续由湖北电力承担。2022
年 6 月，发行人与托管方签署托管协议，全面承接管理责任。
根据托管协议，若协议各方未对协议提出异议，则协议长期有效。
3、已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决方案
并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益
99
（1）水电业务的同业竞争不构成重大不利影响
发行人已托管国电电力在湖北区域的水电资产，相关同业竞争问题已基本解
决。
受托管资产主要财务指标及占发行人指标占比情况如下：
单位：万元
项目 营业总收入 归母净利润 总资产 净资产
2023 年度/2023 年 12 月 31 日
受托管资产 28,111.85 7,449.42 104,307.61 67,189.99
发行人 1,445,713.34 34,906.20 3,760,183.04 1,029,406.03
占比 1.94% 21.34% 2.77% 6.53%
2022 年度/2022 年 12 月 31 日
受托管资产 17,034.40 -54.13 109,132.20 62,414.89
发行人 1,466,191.56 12,287.68 3,083,418.78 985,306.91
占比 1.16% -0.44% 3.54% 6.33%
2022-2023 年，受托管资产的营业收入、归母净利润、总资产、净资产等指
标占发行人相应指标占比较小，未达到 30%。
（2）相关水电业务经营波动性较大
水电受气候影响较大，供电存在较大的波动性，相应水电资产的经营业绩波
动较大。2022 年湖北水力明显偏枯，导致受托管资产 2022 年亏损，2023 年来水
较丰，盈利改善。
（三）公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由
和依据，认定是否准确
公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞
争，理由和依据如下：
1、可再生能源发电全额保障性收购制度继续适用，可再生能源发电优先消
纳
《中华人民共和国可再生能源法》第十四条“电网企业应当与按照可再生能
源开发利用规划建设，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符合并网技术标准的可再生能源并网发
100
电项目的上网电量”。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力
监管委员会令第 25 号）第四条“电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能
源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合”。根据上述规
定，风电及光伏发电应全额消纳。
电力市场化交易改革的目的在于引入市场机制对售电价格进行科学干预，各
地电力市场化实施方案中均落实了可再生能源发电优先消纳的要求，可再生能源
发电全额保障性收购制度仍将继续适用。基于可再生能源发电的优先消纳制度，
未来市场化交易成为电力行业的普遍趋势和电力现货市场常态化运作后，可再生
能源发电的价格可能受到一定影响，但其所发电量仍将被优先收购。
2、中长期交易以火电为主，风光发电企业短期内不参与中长期交易
电力市场化交易主要包括中长期交易和现货交易。湖北省电力市场化交易以
中长期交易为主，电力现货交易市场起步较晚，2022 年底进行了电力现货市场
首次试结算。电力中长期交易以火电为主，风电、光伏等新能源占比较低，
2020-2023 年湖北省电力中长期交易各类型发电量及占比情况如下：
单位：亿千瓦时
2023 年度 2022 年度 2021 年度
项目
电量 占比 电量 占比 电量 占比
火电 956.55 83.67% 941.27 73.59% 889.57 92.5%
风力、光伏
1.45 0.13% 20.48 1.60% 11.24 1.17%
发电量①
其他 185.28 16.21% 317.38 24.81% 60.9 6.33%
合计 1143.28 100.00% 1,279.13 100.00% 961.71 100%
湖北省风
光发电总 395.13 - 293.26 - 217.47 -
量②
参与市场
化交易的
风光发电
量占湖北 0.37% - 6.98% - 5.18% -
省风光发
电量比例
③=①/②
注：2021 年其他为水电交易，2022、2023 年其他为水电及代理购电交易等。
由上表可见，2021-2023 年湖北省风光等可再生能源电力占市场化交易电量
比重较低，占湖北省新能源发电总量也较低，2021-2023 年均低于 10%，可再生
101
能源发电大部分仍由电网企业保障性收购。报告期内发行人所发电量未参与新能
源发电市场化交易。
湖北省发改委每年发布电力中长期交易实施方案，根据市场情况对新能源发
电企业参与中长期交易进行调整。2020 年，实施方案中交易主体不包含风电、
光伏企业。2021 年实施方案中，纳入统调风电、光伏企业作为市场主体参与电
力市场化交易。2022 年风电、光伏企业仍可参与，但可参与交易量为企业设计
上网电量的 20%。2023 年实施方案中，可参与中长期交易的市场主体已排除风
电、光伏企业，即 2023 年湖北省内风电、光伏企业所发电量均不能参与中长期
交易。湖北省作为用电需求大省，新能源发电参与市场化交易价格较基准价有所
上浮，为保障电力供应的平稳有序，抑制电价波动对经济社会稳定运行的负面影
响，新能源发电仍将以保障性消纳为主，短期内不参与中长期交易，不存在实质
性同业竞争。
3、现货交易中新能源发电企业是市场价格的接受者
现货交易是形成市场化电力、电量平衡机制的重要补充。根据湖北省能源局
2023 年 8 月发布的《省能源局关于开展电力现货市场长周期结算试运行的通知》
（以下简称“通知”），接入 110 千伏及以上公用电网的新能源场站（风电场、光
伏电站，不包括扶贫项目）属于现货市场交易的主体。通知中关于新能源场站参
与现货市场交易的要点如下：
（1）新能源场站“报量报价”参与市场；
（2）根据市场出清数学模型计算出发电出力曲线、分时节点电价等。市场出
清数学模型综合考虑了系统消纳能力、申报价格排序、安全约束经济调度、机组
运行特性等因素，以全网发电成本最低为优化目标进行集中优化计算；
（3）新能源场站上网电量按三部分电量定价，其中保障性收购电量按政府批
复的上网电价定价；竞价中标电量与保障性收购电量的正偏差电量按分时节点电
价（模型计算价格）定价；竞价未中标但仍被系统消纳电量按批复的上网电价或
分时节点电价（模型计算价格）的折算价格定价。
根据上述规定，现货市场价格的形成是考虑了电网、机组、安全、报价、综
合成本等多种因素的模型计算结果，并非由市场主体直接决定。新能源场站参与
102
竞价，未中标但仍被系统消纳的电量按照批复上网电价或分时节点电价乘以一个
小于 1 的折价系数定价（目前为 0.5），因此为避免损失，新能源场站通常会选择
报低价确保中标，然后以批复上网电价或分时节点电价（模型计算价格）结算。
因此，现货市场交易中，市场价格的形成是综合各种市场与非市场因素的模
型计算价格，新能源企业是市场价格的接受者，同业企业之间不存在构成重大不
利影响的同业竞争。
4、国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，市场潜力广阔
从国家政策方向层面，2020 年 9 月，在第七十五届联合国大会期间，国家
主席习近平提出“力争 2030 年前二氧化碳排放达到峰值、努力争取 2060 年前实
现碳中和的目标”。2020 年 12 月，国家主席习近平再次重申碳达峰、碳中和“3060
目标”，并提出具体的数量目标。
2022 年，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全可再生能源
电力消纳保障机制的通知》（发改办能源〔2022〕680 号），对各省级行政区域设
定了 2022 年可再生能源电力消纳责任权重（使用可再生能源电力的最低占比）
及 2023 年消纳责任权重预期目标。2022 年湖北省可再生能源电力消纳的最低责
任权重为 37.5%（较 2021 年提升 0.5%），2023 年预期目标为 38.6%。
国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，市场潜力广阔，为风电、光伏发
电的充分消纳提供长远坚实的基础。
5、湖北省可再生能源电力利用率接近 100%
湖北省是用电需求大省，2023 年全省社会用电量 2,706.40 亿千瓦时，累计
发电量 3,195.79 亿千瓦时，其中三峡电厂发电量 802.71 亿千瓦时。由于三峡
电站作为“西电东送”的重要工程之一，其发电量主要送往湖北以外区域，湖北
省内电力供需格局偏紧，用电需求旺盛。根据全国新能源消纳监测预警中心统计，
2021-2022 年湖北省风电与光伏利用率均为 100%，2023 年分别为 99.0%、98.3%。
6、结论
综合前述，市场化交易后新能源发电全额消纳制度仍将适用；未来短期内风
电、光伏企业不能参与中长期交易，现货交易市场中是市场价格的接受者；国家
103
层面碳达峰、碳中和的政策要求为新能源发电充分消纳提供了坚实基础；湖北省
经济持续发展保障了省内新能源发电的消纳；市场上存在类似案例认为市场化交
易的可再生能源发电不构成实质性同业竞争。因此，发行人认为市场化交易的可
再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞争的理由和依据充分，认定准
确。
（四）本次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争
本次发行完成后，国家能源集团仍为公司控股股东，国务院国资委仍为公司
实际控制人，公司在与控股股东、实际控制人及其关联方之间的业务关系、管理
关系、关联交易和同业竞争等方面不会发生重大变化。
本次募集资金用于 10 个光伏发电项目和补充流动资金项目，募集资金投资
项目均围绕发行人主营业务，是发行人现有光伏发电业务的拓展。本次募投项目
实施后发行人不会新增业务类型，不会新增对发行人构成重大不利影响的同业竞
争。
四、结合行业发展趋势、优惠补贴措施（如有）、募投项目新增装机容量情
况、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措
施，是否存在无法盈利的风险，并结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实
现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性
（一）结合行业发展趋势、募投项目新增装机容量情况、相关政策文件、优
惠补贴措施（如有）、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增
装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险
1、光伏行业发展趋势与募投项目新增装机容量情况
湖北省新能源电力发展前景广阔，根据《湖北省能源发展“十四五”规划》，
“十四五”期间湖北省将大力发展非化石能源，新增光伏发电、风电装机 1,500
万千瓦、500 万千瓦，2025 年光伏、风电总装机达到 3,200 万千瓦，年发电量 400
亿千瓦时。截至 2023 年 12 月 31 日，发行人光伏可控装机容量 131.36 万千瓦
（含未全容量投产的项目装机容量），本次募投项目拟新增新能源发电装机 235
万千瓦。近年来，发行人紧跟湖北省能源发展“十四五”规划的要求，依靠多元
化电力结构的优势积极开发新能源项目，优化公司装机结构，持续巩固公司在湖
104
北省发电业务领域的领先地位。同时从下游需求来看，湖北省 2023 年 GDP 增长
率 6.0%，位列全国第七，但在能源方面化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的
省份，根据湖北省发改委发布的数据，2023 年湖北省全社会用电量累计 2,706.43
亿千瓦时，而剔除三峡水电站（按照国家统分统配安排，三峡水电站绝大部分发
电量外送至其他省份）发电量后全省发电量仅 2,397.88 亿千瓦时，在经济快速
发展的背景下能源需求缺口不断增大，大力发展新能源是必然趋势，因而发行人
的新增新能源装机不存在消纳困难。
综上，本次募投项目新增光伏装机符合行业发展趋势，系响应相关主管部门
制定的发展规划，处于规划范围之内，具备合理性。
2、相关政策文件、优惠补贴措施、合同协议明细内容、气候变化情况
根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定“国家实行可再生能源
发电全额保障性收购制度”，以及国家发改委《可再生能源发电全额保障性收购
管理办法》（发改能源〔2016〕625 号）、《国家发展改革委国家能源局关于做好
风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150 号）、
《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通
知》（发改能源〔2019〕807 号）等法律法规规定，光伏发电应全额消纳。
优惠补贴措施方面，根据国税发〔2009〕80 号《国家税务总局关于实施国
家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》，本次募投项目拟
建设的光伏电站项目属于《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的国家
重点扶持的公共基础设施项目，享受企业所得税“三免三减半”政策，即：项目
的投资经营的所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至
第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。项目运营初期的
所得税的减免进一步的提高了项目的盈利能力。本次募投项目中新能源项目均为
平价项目，不涉及电价补贴。
合同协议方面，发行人及实施主体已与本次募投项目所在当地政府签订合作
协议，当地政府已明确支持本次募投项目在当地的开发、建设与消纳工作，具体
内容如下：
签订日期 协议甲方 协议乙方 主要内容
2022 年 7 汉川市人民 长源电力 甲、乙双方按照“加强合作、互相支持、共同发展、
105
签订日期 协议甲方 协议乙方 主要内容
月 政府 互利共赢”的合作原则，建立长效合作机制，开发投
资建设国能长源汉川四期扩建（2×1000MW）工程及
新能源光伏项目，开展全方位、宽领域多层次的战略
合作，全面深化合作关系，助力汉川市经济社会发展，
实现互惠互利与共同发展。
甲方协助乙方完成项目申报所需政府出具的支持性
文件，并组织项目申报；甲方成立服务项目建设工作
专班，对该项目实行“一站式”服务，维护开发建设
2022 年 3 随县人民政 秩序，协调落实项目建设条件，推动出台土地、税收
长源电力
月 府 和金融等支持政策，减轻项目开发建设不合理负担，
为乙方的投资经营活动创造良好的营商环境。甲方积
极协助乙方办理规划审批和有关建设手续，保证本项
目的建设用地列入规划，并给予预留保护。
甲方授权乙方在“十四五”期间基地项目的开发权；
荆门市发展
2021 年 7 荆门市全域境内未开发新能源资源的 60%由乙方开
和改革委员 长源电力
月 发建设；甲方成立工作专班，负责协调配合开展项目
会
推进期间各个阶段的具体工作。
双方共同探讨、合作开发已投运燃煤机组的综合利
用，共同争取各级政策支持，研究合作铁路、港口、
物流资源的高效运用。潜江市政府集中、集约资源，
2021 年 7 潜江市人民
长源电力 支持开发风电、光伏等新能源项目；支持产业园、建
月 政府
构筑物群等分布式电源项目的投资开发，充分发挥规
模效益，实现光伏发电、节能减排、美化屋面的有机
融合，打造绿色新形象。
甲方支持乙方在巴东全域范围开发尚未有合作意向
的风电及其他光伏发电项目，为深化能源领域合作奠
2022 年 7 巴东县人民 定基础；甲方积极协助乙方与巴东县内重点企业成为
长源电力
月 政府 电力直接交易的密切合作伙伴；乙方及下属企业加强
与巴东县内企业合作，发挥自身优势，参与能源领域
基础设施的投资建设，助力县域经济高质量发展。
甲方同意乙方对项目区域内光伏资源进行总体规划、
分期开发，协助乙方开展办理项目申报各类手续；甲
荆门市屈家 方负责配合乙方将施工、生活电力、道路、给水等需
2022 年 3 湖北新能
岭管理区管 求设施，接入本项目指定范围；甲方负责乙方项目涉
月 源
委会 及房屋、苗木、耕地、坟地等补偿协调工作，负责施
工阶段场地外围环境的治理维护工作；甲方根据省、
市、区相关规定，全力支持乙方项目建设和产业发展。
由此可见，湖北省地方人民政府对于新能源发电项目的建设需求依然强劲，
未来发展前景广阔。
气候变化方面，与本次募投项目相关的主要为光照气候条件。根据湖北省气
象局每月发布的气候影响评价数据，湖北省 2020 年至 2023 年全省平均累计日照
时数分别为 1,645.7 小时、1,545.4 小时、1,794.9 小时和 1,682.0 小时。综合来看，
湖北省光照气候条件较为平稳，整体波动性不高。
106
综上，本次募投项目的新增产能在政策层面具备消纳机制和盈利机制的保
障，享有一定的优惠补贴措施，且根据发行人与地方政府签订的合作协议，近年
来的气候变化情况，相应业务领域未来发展不存在重大不确定性。
3、募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险
从下游需求来看，湖北省 2023 年 GDP 增长率 6.0%，位列全国第七，但在能
源方面化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的省份，在经济快速发展的背景下能
源需求缺口不断增大，大力发展新能源是必然趋势。同时湖北省整体弃风、弃光
情况较少，新能源消纳能力强，根据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2023
年 12 月全国新能源并网消纳情况》，湖北省 2022 年度、2023 年度光伏利用率为
100%和 98.3%，在全国处于前列。根据国家发改委、国家能源局每年发布的可再
生能源电力消纳责任权重，湖北省 2021 年至 2023 年总量可再生能源消纳责任
激励值分别为 41.00%、41.30%、38.00%，在全国处于前列，新能源消纳能力强。
因此，从下游需求来看，湖北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前
列。
从消纳及盈利能力来看，发行人新能源发电项目整体消纳条件、盈利能力较
好。发行人光伏已建成项目均在 2022 年以后投产，依托于自身火电项目调峰能
力，发行人光伏发电消纳灵活性较好。报告期内发行人共有 3 个光伏项目实现全
容量并网 （不含 部 分投产 项 目），发行 人已建成 光伏项目 累计实现 净利润
4,769.19 万元，光伏发电业务的平均毛利率为 46.58%，盈利能力较好，所发电
力不存在消纳困难。
从具体消纳措施来看，报告期内，光伏电力全部通过电网全额保障性收购方
式消纳，收购电价为项目的核准电价。未来随着电力市场化交易进一步推行，保
障性收购电量占比可能有所下降，发行人一方面已加强开展项目投资建设规划，
在前期投资决策阶段严格论证项目消纳能力，另一方面将根据政策要求及市场环
境灵活开展电力市场化交易、绿证交易，保障新能源电力的消纳。
综上，从行业格局来看，湖北省新能源发电业务前景广阔，十四五期间发行
人新能源业务发展态势处于行业区域领先地位；从下游需求来看，湖北省新能源
发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列；从发行人自身来看，发行人光伏发
107
电项目依托自身火电项目调峰能力，光伏发电消纳灵活性较高，项目消纳条件及
盈利能力较好。因此本次募投项目新增光伏装机规模具备合理性，发电无法消纳
或项目无法盈利的风险较小。
（二）结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情
况，说明效益测算的谨慎性、合理性
1、报告期光伏项目业绩实现情况与募投项目效益预测水平对比
本次各光伏募投项目年均等效利用小时数及预测毛利率水平情况如下所示：
年均等效峰值
序号 项目名称 利用小时数 预测毛利率
（h,直流侧）
1 汉川市新能源百万千瓦基地二期项目 1,025.13 42.35%
2 汉川市新能源百万千瓦基地三期项目 1,006.09 41.96%
3 国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW 项目 1,087.95 46.80%
4 国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站 1,045.11 39.83%
5 国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目 1,013.54 43.75%
6 国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目 1,044.50 47.02%
7 国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目 1,009.50 43.65%
8 国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目 961.13 45.69%
9 国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期） 1,035.61 45.45%
10 国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目 1,023.60 43.15%
平均值 1,025.22 43.97%
注：年均等效峰值利用小时数=年均上网电量/装机容量。光伏项目发电过程中，发电机产生
的直流电能通过逆变器转化为交流电能后上网，转化过程中能量存在一定损耗，损耗比例体
现在逆变器的参数“容配比”（即直流侧容量与交流侧容量的比值）中，因此直流侧容量一般
大于交流侧容量。根据《光伏发电系统能效规范（NB/T10394-2020）》，容配比取值范围一
般不超过 1.8。此处直流侧、交流侧的利用小时数不同系计算时分母分别为直流侧、交流侧
装机容量所致，下同。
公司自 2021 年起加大新能源发电发展力度，已建成项目均在 2022 年以后投
产。报告期内，公司光伏发电业务收入情况如下：
单位：万元
项目 2023 年度 2022 年度 2021 年度 2020 年度
光伏发电业务收入 44,631.94 6,786.61 - -
2022 年度及 2023 年度，发行人光伏发电业务收入分别为 6,786.61 万元和
44,631.94 万元。
截至 2023 年末，公司共有 3 个光伏项目实现全容量并网（不含部分投产项
目），具体情况如下：
108
直流侧 年等效峰值
序 投产时 上网电量 项目毛
项目名称 运行时长 容量（万 利用小时数
号 间 （万千瓦时) 利率
千瓦） （h,直流侧）
国能长源荆
门热电厂地 2022
1 20 个月 2,295.02 1.13 1,218.59 47.22%
面光伏发电 年 4 月
项目
国能长源石
首高陵农光 2022
2 17 个月 16,215.14 10.44 1,096.36 47.26%
互补光伏发 年 7 月
电项目
国能长源公
安狮子口
2023
3 100MW 农光 10 个月 11,445.06 13.00 1,056.47 45.47%
年2月
互补光伏发
电项目
平均值 15.7 个月 9,985.07 8.19 1,123.81 46.58%
注：由于公司已建光伏项目投产时间较短，上述上网电量为各项目全容量正式并网（不含试
运行期间）次月至 2023 年 12 月期间的上网电量，年等效峰值利用小时数根据实际运营发电
情况年化计算。
对比公司已建成光伏项目实际运行情况，本次募投项目对发电利用小时数预
测较为谨慎，募投项目毛利率水平低于已建成光伏项目的水平，体现了效益测算
的谨慎性、合理性。
2、同行业可比公司光伏项目效益测算情况与募投项目效益测算情况对比
考虑到光伏发电项目经济效益与地区光照资源禀赋、建设成本等密切相关，
发行人选取光伏业务与主要经营地同样位于湖北省内的湖北能源（000883.SZ）
作为主要可比公司。
根据公开披露信息显示，2021 年度、2022 年度和 2023 年度可比公司光伏业
务的毛利率分别为 52.83%、51.81%和 48.49%，与公司已建成光伏项目毛利率水
平接近。
可比公司最新公告拟募投项目中光伏项目年均等效利用小时数及预测毛利
率水平情况如下：
年均等效峰
序
项目 值利用小时 毛利率
号
数（h,直流侧）
1 湖北能源宜城东湾 100MW 光伏发电项目 1,091 49.09%
2 汉江能源公司襄州峪山一期 100MW 农光互补电站项目 1,087 44.88%
湖北能源集团监利汪桥 100MW 光储渔业一体化电站项
3 1,074 43.79%
目
109
年均等效峰
序
项目 值利用小时 毛利率
号
数（h,直流侧）
4 首义新能源石首市南口镇 100MW 农光互补发电项目 1,052 51.04%
5 冼马综电浠水县洗马 100MW 农光互补光伏发电项目 1,093 49.20%
高锐达新能源潜江市高石碑镇 100MW 渔光互补光伏发
6 1,089 50.71%
电项目
平均值 1,081 48.12%
本次各光伏募投项目平均年均等效利用小时数及平均预测毛利率水平分别
为 1,025.22 小时和 43.97%。与可比公司相比，公司综合考虑区位资源禀赋等因
素，在本次募投项目效益测算中使用的年均等效利用小时数及预测毛利率水平均
较为谨慎，且与可比公司不存在较大差异。
综上，本次募投项目中光伏发电项目的预测发电利用小时数、毛利率水平接
近同行业可比公司的平均水平及发行人同类业务水平，整体较同行业可比公司的
平均水平及发行人同类业务水平略低，体现了效益测算的谨慎性、合理性。其中
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站预测毛利
率较低，主要系其作为基地项目，基地范围和使用面积较大，需布置多个升压站
和内部连接线路，承担该基地项目后续数期项目的升压站、内部线路以及设备投
资成本。同时，根据湖北省能源局要求，因依托的荆门电厂煤电机组新增灵活性
调峰容量不足，不足部分需按 10%比例配置化学储能，导致相关设备及安装工程、
建筑工程费用较高。
五、结合本次募投项目的固定资产投资进度、折旧摊销政策等，量化分析本
次募投项目新增折旧摊销对发行人未来盈利能力及经营业绩的影响
根据项目可行性研究报告，本次募投建设项目的折旧摊销相关参数情况如下
表所示：
预计转固 折旧
序号 募集资金项目 残值率
时点 年限
1 汉川市新能源百万千瓦基地二期项目 T+1 20 年 0%
2 汉川市新能源百万千瓦基地三期项目 T+1 20 年 0%
3 国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW 项目 T+1 20 年 0%
4 国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站 T+1 20 年 0%
5 国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
6 国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
7 国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
8 国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
9 国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期） T+1 20 年 0%
110
预计转固 折旧
序号 募集资金项目 残值率
时点 年限
10 国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目 T+1 20 年 0%
合计 - - -
注：公司对光伏项目的固定资产残值率通常设定为 3%，出于效益测算谨慎性考虑，本次募
投项目可行性分析时均按照残值率为 0%计算。
本次测算以发行人 2023 年的经营业绩为基准，结合本次募投项目的投资进
度、项目收入及业绩预测，本次募投项目折旧及摊销对公司未来经营业绩的影响
测算的具体过程如下所示：
111
单位：万元
项目 2024 年度 2025 年度 2026 年度 2027 年度 2028 年度 2029 年度 2030 年度 2031 年度 2032 年度 2033 年度
汉川市新能源百万千瓦基地二
13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85
期项目
汉川市新能源百万千瓦基地三
9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71
期项目
国能长源随州市随县百万千瓦
新能源多能互补基地二期 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00
100MW 项目
国能长源荆门市源网荷储百万
千瓦级新能源基地钟祥子项目 15,065.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00
新 光伏电站
增 国能长源潜江浩口 200MW 渔光
4,672.98 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37
折 互补光伏发电项目
旧 国能长源谷城县冷集镇 230MW
5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10
摊 农光互补光伏发电项目
销 国能长源荆州市纪南镇 100MW
2,337.33 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02
渔光互补光伏发电项目
国能长源巴东县沿渡河镇
2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23
100MW 农光互补光伏发电项目
国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项目 1,601.43 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45
（一期）
国电长源谷城县盛康镇 50MW
1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97
农光互补光伏发电项目
新增折旧摊销费合计 57,408.60 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70
募 汉川市新能源百万千瓦基地二
29,404.75 29,257.72 29,111.44 28,965.88 28,821.05 28,676.94 28,533.56 28,390.89 28,248.94 28,107.69
投 期项目
项 汉川市新能源百万千瓦基地三
20,324.60 20,222.99 20,121.76 20,021.29 19,921.02 19,821.51 19,722.38 19,623.82 19,525.64 19,428.04
目 期项目
新 国能长源随州市随县百万千瓦
增 新能源多能互补基地二期 5,997.00 5,971.00 5,944.00 5,918.00 5,891.00 5,865.00 5,838.00 5,811.00 5,784.00 5,757.00
营 100MW 项目
业 国能长源荆门市源网荷储百万 32,436.00 32,274.00 32,112.00 31,952.00 31,792.00 31,633.00 31,475.00 31,318.00 31,161.00 31,005.00
112
项目 2024 年度 2025 年度 2026 年度 2027 年度 2028 年度 2029 年度 2030 年度 2031 年度 2032 年度 2033 年度
收 千瓦级新能源基地钟祥子项目
入 光伏电站
情 国能长源潜江浩口 200MW 渔光
10,308.44 10,256.93 10,205.61 10,154.58 10,103.83 10,053.28 10,003.01 9,953.04 9,903.25 9,853.75
况 互补光伏发电项目
国能长源谷城县冷集镇 230MW
12,265.70 12,204.37 12,143.29 12,082.57 12,022.22 11,962.12 11,902.26 11,842.78 11,783.53 11,724.66
农光互补光伏发电项目
国能长源荆州市纪南镇 100MW
5,179.30 5,153.41 5,127.65 5,102.04 5,076.52 5,051.15 5,025.87 5,000.74 4,975.75 4,950.86
渔光互补光伏发电项目
国能长源巴东县沿渡河镇
4,509.64 4,487.10 4,464.65 4,442.34 4,420.15 4,398.06 4,376.05 4,354.18 4,332.39 4,310.74
100MW 农光互补光伏发电项目
国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项目 3,652.59 3,634.34 3,616.16 3,598.08 3,580.09 3,562.18 3,544.36 3,526.65 3,509.03 3,491.48
（一期）
国电长源谷城县盛康镇 50MW
2,446.85 2,434.66 2,422.48 2,410.29 2,398.33 2,386.37 2,374.41 2,362.67 2,350.71 2,338.98
农光互补光伏发电项目
本次募投项目新增营业收入 126,524.87 125,896.52 125,269.04 124,647.07 124,026.21 123,409.61 122,794.90 122,183.77 121,574.24 120,968.20
汉川市新能源百万千瓦基地二
2,306.54 2,764.63 3,223.45 3,026.06 3,344.52 3,747.88 3,558.75 3,870.61 3,809.01 4,078.80
期项目
汉川市新能源百万千瓦基地三
1,383.98 1,709.23 2,034.85 2,067.78 2,373.95 2,434.22 2,332.27 2,569.85 2,517.93 2,765.82
募 期项目
投 国能长源随州市随县百万千瓦
项 新能源多能互补基地二期 716 813 910 844 929 1,004.00 933 1,006.00 1,017.00 1,072.00
目 100MW 项目
新 国能长源荆门市源网荷储百万
增 千瓦级新能源基地钟祥子项目 2,401.00 2,110.00 2,635.00 2,549.00 3,010.00 3,443.00 3,348.00 3,745.00 3,675.00 4,056.00
净 光伏电站
利 国能长源潜江浩口 200MW 渔光
715.88 933.11 1,103.92 1,047.39 1,181.44 1,331.57 1,270.24 1,347.06 1,373.56 1,489.19
润 互补光伏发电项目
情 国能长源谷城县冷集镇 230MW
1,423.58 1,618.31 1,813.29 1,678.67 1,837.47 2,008.94 1,869.10 1,947.73 1,981.64 2,118.90
况 农光互补光伏发电项目
国能长源荆州市纪南镇 100MW
346.96 456.06 541.99 515.43 590.83 660.9 631.29 688.3 683.47 748.80
渔光互补光伏发电项目
国能长源巴东县沿渡河镇 375.29 451.36 527.52 525.22 595.91 666.68 677.73 653.04 643.92 701.84
113
项目 2024 年度 2025 年度 2026 年度 2027 年度 2028 年度 2029 年度 2030 年度 2031 年度 2032 年度 2033 年度
100MW 农光互补光伏发电项目
国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项目 362.47 436.13 493.88 458.98 509.69 554.99 519.3 529.24 552.1 596.06
（一期）
国电长源谷城县盛康镇 50MW
196.43 238.81 209.13 203.98 238.11 275.38 267.99 298.9 295.35 324.89
农光互补光伏发电项目
本次募投项目新增净利润 10,228.13 11,530.64 13,493.03 12,916.51 14,610.92 16,127.56 15,407.67 16,655.73 16,548.98 17,952.30
1、对营业收入的影响
现有营业收入（不含募投项目） 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34
预计营业收入（含募投项目） 1,572,238.21 1,571,609.86 1,570,982.38 1,570,360.41 1,569,739.55 1,569,122.95 1,568,508.24 1,567,897.11 1,567,287.58 1,566,681.54
本次募投项目新增折旧摊销
3.65% 3.64% 3.64% 3.65% 3.65% 3.65% 3.65% 3.65% 3.65% 3.65%
占整体营业收入比例
2、对净利润的影响
现有净利润（不含募投项目） 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53
预计净利润（含募投项目） 47,127.66 48,430.17 50,392.56 49,816.04 51,510.45 53,027.09 52,307.20 53,555.26 53,448.51 54,851.83
本次募投项目新增折旧摊销
121.82% 118.20% 113.60% 114.92% 111.14% 107.96% 109.44% 106.89% 107.11% 104.37%
占净利润比例
（续）
项目 2034 年度 2035 年度 2036 年度 2037 年度 2038 年度 2039 年度 2040 年度 2041 年度 2042 年度 2043 年度
汉川市新能源百万千瓦基地
13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85 13,391.85
二期项目
汉川市新能源百万千瓦基地
9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71 9,321.71
三期项目
新 国能长源随州市随县百万千
增 瓦新能源多能互补基地二期 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00 2,523.00
折 100MW 项目
旧 国能长源荆门市源网荷储百
摊 万千瓦级新能源基地钟祥子 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,989.00 14,914.00
销 项目光伏电站
国能长源潜江浩口 200MW
4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,626.37 4,579.75
渔光互补光伏发电项目
国能长源谷城县冷集镇
5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10 5,319.10
230MW 农光互补光伏发电
114
项目 2034 年度 2035 年度 2036 年度 2037 年度 2038 年度 2039 年度 2040 年度 2041 年度 2042 年度 2043 年度
项目
国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发电 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,314.02 2,290.70
项目
国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23 2,043.23
项目
国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,585.45 1,569.48
目（一期）
国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电项 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97 1,132.97
目
新增折旧摊销费合计 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,246.70 57,085.79
汉川市新能源百万千瓦基地
27,967.15 27,827.32 27,688.18 27,549.74 27,411.99 27,274.93 27,138.56 27,002.86 26,867.85 26,733.51
二期项目
汉川市新能源百万千瓦基地
19,330.82 19,234.18 19,138.10 19,042.41 18,947.10 18,852.37 18,758.20 18,664.42 18,571.02 18,478.20
三期项目
募
国能长源随州市随县百万千
投
瓦新能源多能互补基地二期 5,731.00 5,704.00 5,677.00 5,650.00 5,622.00 5,595.00 5,568.00 5,541.00 5,514.00 5,487.00
项
100MW 项目
目
国能长源荆门市源网荷储百
新
万千瓦级新能源基地钟祥子 30,850.00 30,696.00 30,543.00 30,390.00 30,238.00 30,087.00 29,936.00 29,786.00 29,638.00 29,489.00
增
项目光伏电站
营
国能长源潜江浩口 200MW
业 9,804.44 9,755.42 9,706.68 9,658.14 9,609.79 9,561.73 9,513.95 9,466.37 9,419.07 9,371.96
渔光互补光伏发电项目
收
国能长源谷城县冷集镇
入
230MW 农光互补光伏发电 11,666.03 11,607.64 11,549.63 11,491.85 11,434.45 11,377.29 11,320.38 11,263.83 11,207.41 11,151.48
情
项目
况
国能长源荆州市纪南镇
100MW 渔光互补光伏发电 4,926.11 4,901.50 4,876.99 4,852.58 4,828.30 4,804.18 4,780.15 4,756.26 4,732.46 4,708.82
项目
国能长源巴东县沿渡河镇 4,289.17 4,267.74 4,246.40 4,225.18 4,204.02 4,183.03 4,162.08 4,141.31 4,120.59 4,099.99
115
项目 2034 年度 2035 年度 2036 年度 2037 年度 2038 年度 2039 年度 2040 年度 2041 年度 2042 年度 2043 年度
100MW 农光互补光伏发电
项目
国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项 3,474.03 3,456.65 3,439.37 3,422.15 3,405.07 3,388.02 3,371.11 3,354.22 3,337.48 3,320.76
目（一期）
国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电项 2,327.24 2,315.73 2,304.22 2,292.48 2,280.98 2,269.69 2,258.41 2,247.12 2,235.84 2,224.55
目
本次募投项目新增营业收入 120,365.99 119,766.18 119,169.57 118,574.53 117,981.70 117,393.24 116,806.84 116,223.39 115,643.72 115,065.27
汉川市新能源百万千瓦基地
4,428.58 4,778.87 5,129.68 5,481.00 5,540.24 5,929.27 5,828.85 5,728.92 5,629.49 5,434.41
二期项目
汉川市新能源百万千瓦基地
2,949.98 3,198.58 3,447.60 3,696.91 3,829.79 4,009.38 3,939.68 3,870.26 3,801.12 3,732.40
三期项目
国能长源随州市随县百万千
瓦新能源多能互补基地二期 1,135.00 1,208.00 1,280.00 1,353.00 1,395.00 1,457.00 1,437.00 1,417.00 1,397.00 1,377.00
100MW 项目
募
国能长源荆门市源网荷储百
投
万千瓦级新能源基地钟祥子 4,431.00 4,832.00 5,233.00 5,635.00 5,851.00 6,229.00 6,117.00 6,007.00 5,896.00 4,785.00
项
项目光伏电站
目
国能长源潜江浩口 200MW
新 1,619.29 1,749.60 1,880.12 2,010.79 2,068.05 2,199.07 2,163.71 2,128.48 2,093.47 2,077.76
渔光互补光伏发电项目
增
国能长源谷城县冷集镇
净
230MW 农光互补光伏发电 2,267.54 2,416.37 2,565.46 2,714.74 2,784.92 2,934.65 2,892.52 2,850.66 2,808.90 2,755.14
利
项目
润
国能长源荆州市纪南镇
情
100MW 渔光互补光伏发电 809.43 874.98 940.60 1,006.29 1,042.84 1,103.78 1,085.99 1,068.30 1,050.69 1,050.67
况
项目
国能长源巴东县沿渡河镇
100MW 农光互补光伏发电 759.83 817.92 876.07 934.33 965.61 1,024.02 1,008.52 993.14 977.80 962.56
项目
国能长源荆门屈家岭罗汉寺
70MW 农光互补光伏发电项 635.18 679.26 723.42 767.62 791.54 830.71 818.18 805.69 793.29 792.90
目（一期）
116
项目 2034 年度 2035 年度 2036 年度 2037 年度 2038 年度 2039 年度 2040 年度 2041 年度 2042 年度 2043 年度
国电长源谷城县盛康镇
50MW 农光互补光伏发电项 357.12 389.52 421.92 454.16 470.07 502.64 494.28 485.93 477.58 466.52
目
本次募投项目新增净利润 19,392.95 20,945.10 22,497.87 24,053.84 24,739.06 26,219.52 25,785.73 25,355.38 24,925.34 23,434.36
1、对营业收入的影响
现有营业收入（不含募投项目） 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34 1,445,713.34
预计营业收入（含募投项目） 1,566,079.33 1,565,479.52 1,564,882.91 1,564,287.87 1,563,695.04 1,563,106.58 1,562,520.18 1,561,936.73 1,561,357.06 1,560,778.61
本次募投项目新增折旧摊销占整
3.66% 3.66% 3.66% 3.66% 3.66% 3.66% 3.66% 3.67% 3.67% 3.66%
体营业收入比例
2、对净利润的影响
现有净利润（不含募投项目） 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53 36,899.53
预计净利润（含募投项目） 56,292.48 57,844.63 59,397.40 60,953.37 61,638.59 63,119.05 62,685.26 62,254.91 61,824.87 60,333.89
本次募投项目新增折旧摊销占净
101.70% 98.97% 96.38% 93.92% 92.87% 90.70% 91.32% 91.96% 92.59% 94.62%
利润比例
注 1：本次项目于 2023 年启动建设，预计 2024 年投入使用，假设本次募投项目在预计转固时间全部建设完成；
注 2：假设运营期营业收入及净利润为 2023 年营业收入和净利润，不考虑公司现有业务的未来收入增长以及净利润增长，且不构成对公司未来业绩、
盈利水平的承诺。
117
募投项目固定资产折旧期内的折旧及摊销对公司未来经营业绩的预计影响
比例如下表：
期间 新增折旧摊销占预计营业收入比重 新增折旧摊销占预计净利润比重
2024 年度 3.65% 118.20%
2025 年度 3.64% 113.60%
2026 年度 3.64% 114.92%
2027 年度 3.65% 111.14%
2028 年度 3.65% 107.96%
2029 年度 3.65% 109.44%
2030 年度 3.65% 106.89%
2031 年度 3.65% 107.11%
2032 年度 3.65% 104.37%
2033 年度 3.65% 101.70%
2034 年度 3.66% 98.97%
2035 年度 3.66% 96.38%
2036 年度 3.66% 93.92%
2037 年度 3.66% 92.87%
2038 年度 3.66% 90.70%
2039 年度 3.66% 91.32%
2040 年度 3.66% 91.96%
2041 年度 3.67% 92.59%
2042 年度 3.67% 94.62%
2043 年度 3.66% 97.85%
本次募投项目实施后，在项目折旧摊销期内，平均每年新增折旧摊销
57,246.75 万元，平均每年新增营业收入和净利润分别为 120,714.24 万元和
19,141.03 万元。以公司 2023 年度经营业绩情况测算，预计项目折旧摊销期内每
年平均折旧摊销额占营业收入和净利润的比重分别为 3.65%和 102.15%；由于光
伏项目主要营业成本为固定资产折旧摊销，新增净利润已考虑了折旧摊销对于经
营业绩的影响，折旧摊销额占净利润比例较高并不会影响公司持续经营能力。本
次募投项目对公司未来净利润贡献较高，主要原因是公司当前业务以毛利率较低
的火电业务为主，光伏项目运营期间毛利率较高，预计将成为公司未来业绩重要
的增长点。
118
近年来我国电力行业弃风弃光现象已有效改善。根据国家能源局的统计，
2023 年全国风电平均利用率 97.3%、光伏发电平均利用率 98.0%，弃风弃光率相
对较低。本次募投项目在测算时，选取参数较为谨慎，项目预计毛利率低于目前
已实际投产的光伏项目，预计本次募投项目新增营业收入及净利润将能够实现。
因此，本次募投项目的实施虽然增加折旧摊销金额，但募投项目预计效益良
好，募投项目的实施能有效提升公司盈利水平，不会对公司未来经营业绩产生重
大不利影响。
六、结合未来三年发行人资金缺口的具体计算过程、日常运营需要、货币资
金余额及使用安排、前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理
等情况，说明本次补充流动资金的必要性
（一）前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况
1、前次募集资金金额和资金到账情况
经中国证券监督管理委员会证监许可[2021]868 号《关于核准国电长源电力
股份有限公司向国家能源投资集团有限责任公司发行股份购买资产并募集配套
资金的批复》核准，本公司向二十四名特定对象非公开发行人民币普通股股票（A
股）199,667,221 股，每股面值 1 元，每股发行价格为 6.01 元，募集资金总额
120,000.00 万元,扣除主承销商发行费用 1,132.08 万元后的募集资金净额为
118,867.92 万元。已于 2021 年 12 月 24 日全部到账，且已经中审众环会计师事
务所（特殊普通合伙）验证并出具验资报告（报告号：众环验字（2021）0210061
号）。
2、前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况
前次募集资金的实际使用情况如下表所示：
单位：万元
募集前承诺 募集后承诺 实际投资金
序号 承诺投资项目 实际投资项目
投资金额 投资金额 额
支付本次交易现金 支付本次交易现金
1 91,699.08 91,699.08 91,699.02
对价 对价
2 偿还银行贷款 偿还银行贷款 27,168.84 27,168.84 27,168.84
合计 118,867.92 118,867.92 118,867.86
截至本回复出具日，公司以募集资金人民币 91,699.02 万元置换已预先投入
119
募集资金使用项目的自有资金，其余 27,168.84 万元全部用于偿还银行贷款，前
次募集资金全部用于支付前次交易现金对价和偿还银行贷款，不存在使用闲置募
集资金用于其他用途的情况。
（二）未来三年发行人资金缺口的具体计算过程、日常运营需要、货币资金
余额及使用安排情况
1、在手资金情况
截至 2023 年 12 月末，发行人在手资金主要为银行存款，金额为 60,703.66
万元，该部分资金全部为可自由支配资金，具体情况如下：
单位：万元
项目 金额
银行存款 5.14
其他货币资金 2.04
货币资金
存放财务公司款项 60,696.48
合计 60,703.66
交易性金融资产 -
合计 60,703.66
可自由支配资金合计 60,703.66
2、资金使用安排
截至 2023 年 12 月 31 日，发行人可自由支配资金为 60,703.66 万元，主要
用于满足安全现金储备、新增营运资金、其他固定资产投资等方面的资金需求，
且尚存在较大资金缺口，具体分析如下：
（1）安全现金储备需求
发行人需要持有一定的货币资金用于日常采购、发放工资、缴纳税费等经营
活动。为保证公司稳定运营，同行业公司通常预留满足未来 1 个月经营活动所需
现金作为安全现金储备。结合公司生产经营经验、现金收支等情况，以 2023 年
度经营活动现金流出总额 1,503,461.68 万元为基础测算，每个月发行人安全现
金储备需求为 125,288.47 万元。具体计算过程如下：
单位：万元
120
项目 金额
2023年度经营活动现金流出金额（A） 1,503,461.68
每月度平均经营活动现金流出金额（B=A/12） 125,288.47
安全现金储备（C=B*1） 125,288.47
同行业公司的可自由支配资金数通常能覆盖未来 1 个月经营活动所需现金
流（即安全现金储备），而发行人目前可自由支配资金数只能覆盖未来 0.5 个月
的经营活动所需现金流，相比同行业公司发行人可自由支配资金数较低，日常经
营过程中通过应收电费回收、支出精细化管理等措施保持紧平衡状态。
同行业可自由支配资金情况如下：
单位：万元，月
每月度平均经营活 可自由支配资 可自由支配资金覆盖经营
公司名称
动现金流出小计 金数 活动所需现金流月份数
华能国际 2,003,915.65 1,684,985.76 0.84
大唐发电 986,578.62 901,667.30 0.91
华电国际 1,014,163.88 545,515.70 0.54
浙能电力 794,809.44 1,936,371.50 2.44
广州发展 435,617.72 456,495.99 1.05
京能电力 279,021.78 464,581.68 1.67
皖能电力 245,420.48 199,772.37 0.81
建投能源 169,268.99 155,957.76 0.92
华银电力 82,898.13 73,064.79 0.88
赣能股份 57,780.99 45,076.53 0.78
平均数 606,947.57 646,348.94 1.08
中位数 357,319.75 460,538.84 0.90
发行人 125,288.47 60,703.66 0.48
（2）满足未来三年新增营运资金需求
在其他经营要素不变的情况下，根据发行人最近三年（2021 年至 2023 年）
经营情况，结合对未来三年（2024 年至 2026 年）市场情况的预判以及发行人自
身的业务规划，采用销售百分比法对发行人未来三年的运营资金缺口情况进行测
算，具体情况如下：
121
2021 年至 2023 年，发行人营业收入的复合增长率为 9.02%。基于谨慎性考
虑，假设发行人未来三年的复合增长率为 8%，即发行人 2024 年至 2026 年预测
营业收入分别为 1,561,370.41 万元、1,686,280.04 万元和 1,821,182.44 万元。
同时假设预测期相关财务数据比例与 2023 年度完全相同，各计算指标情况
如下：
基期（2023 年度）
项目
金额（万元） 占营业收入百分比
营业收入 1,445,713.34 100.00%
经营性流动资产合计 340,994.89 23.59%
其中：应收票据 2,509.44 0.17%
应收账款 200,770.16 13.89%
预付账款 65,128.86 4.50%
存货 72,586.43 5.02%
经营性流动负债合计 216,157.60 14.95%
其中：应付账款 209,844.76 14.51%
合同负债 6,312.85 0.44%
流动资金占用额 124,837.29 8.63%
综合考虑以上因素，在其他经营要素不变的情况下，发行人 2024 年至 2026
年流动资金占用情况如下所示：
单位：万元
项目 2023 年度 2024 年度预计 2025 年度预计 2026 年度预计
营业收入 1,445,713.34 1,561,370.41 1,686,280.04 1,821,182.44
经营性流动资产合计 340,994.89 368,274.48 397,736.44 429,555.36
其中：应收票据 2,509.44 2,710.19 2,927.01 3,161.17
应收账款 200,770.16 216,831.77 234,178.31 252,912.57
预付账款 65,128.86 70,339.17 75,966.31 82,043.61
存货 72,586.43 78,393.35 84,664.82 91,438.00
经营性流动负债合计 216,157.60 233,450.21 252,126.23 272,296.33
其中：应付账款 209,844.76 226,632.34 244,762.92 264,343.96
122
项目 2023 年度 2024 年度预计 2025 年度预计 2026 年度预计
合同负债 6,312.85 6,817.87 7,363.30 7,952.37
流动资金占用额 124,837.29 134,824.27 145,610.21 157,259.03
未来三年新增营运资金合计 32,421.74
注：上述营业收入的假设及测算仅为测算本次向特定对象发行股票募集资金用于补充流动
资金的合理性，不代表公司对 2024-2026 年经营情况及趋势的判断，亦不构成盈利预测。
（3）其他固定资产投资需求
除本次募投项目外，发行人存在其他较多的固定资产投资需求。截至 2023
年末，其他固定资产合计投资需求为 761,985 万元，主要情况如下：
单位：万元
序 建设规模 总投资 剩余投资
项目名称
号 （万千瓦） （万元） （万元）
国家能源集团随州 2×660MW 超超
1 132 447,641 31,845
临界燃煤发电项目
国电长源荆州热电二期 2×350MW
2 70 224,720 38,245
超临界燃煤发电项目
汉川电厂四期 2×1000MW 超超临
3 200 734,520 599,829
界燃煤发电项目
国能长源随州市随县百万千瓦新能
4 40 249,018 67,208
源多能互补基地一期 400MW 项目
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦
5 20 122,407 14,598
级新能源基地掇刀子项目光伏电站
国能长源汉川市华严农场 100MW
6 10 53,740 10,260
渔光互补光伏发电一期项目
合计 472 1,832,046 761,985
根据上述各项资金使用安排所需金额测算，截至 2023 年 12 月末，发行人资
金缺口为 858,991.55 万元，具体情况如下：
单位：万元
序号 项目 金额
1 可自由支配资金 60,703.66
2 减：安全现金储备需求 125,288.47
3 减：未来三年新增营运资金需求 32,421.74
4 减：其他固定资产投资需求 761,985.00
5 资金缺口（⑤=①-②-③-④） -858,991.55
123
3、银行授信情况
截至 2023 年 12 月 31 日发行人合并口径银行授信总额为 8,041,100.00 万
元，已使用授信额度为 2,344,344.34 万元，尚未使用的授信额度为 5,696,755.66
万元，具体情况如下：
单位：万元
2023.12.31
项目
金额 占比
已使用授信额度 2,344,344.34 29.15%
其中:一年内到期票据和短期借款 652,603.10 8.12%
一年内到期的长期借款 115,135.00 1.43%
1-3 年内到期的长期借款 531,850.00 6.61%
3 年以上到期的长期借款 1,044,756.24 12.99%
尚未使用的授信额度 5,696,755.66 70.85%
已获得的授信总额度 8,041,100.00 100.00%
其中:基建项目授信额度 5,192,500.00 64.57%
流动资金授信额度 2,848,600.00 35.43%
发行人尚未使用的银行授信种类主要分为基建项目授信额度和流动资金授
信额度两类。发行人尚未使用的银行授信虽然相对较大，但其中流动资金授信额
度占比约 35%，期限较短且资金使用用途受到严格限制，无法有效支撑周期性较
长的固定资产投资等需求；基建项目授信额度占比约 65%，该额度使用受到项目
资本金配比的限制，需要发行人自有资本金投入作为支撑。因此上述尚未使用的
银行授信资金使用限制较多。
此外，发行人大力发展新能源业务，资本性支出较大，随着发行人新能源业
务的快速发展，发行人的负债水平相对较高。2021 年末、2022 年末和 2023 年末，
发行人资产负债率分别为 59.15%、68.04%和 72.62%，高于同行业可比上市公司
平均水平。考虑到发行人所使用的银行授信额度会进一步提升发行人资产负债
率，不利于发行人资本结构的长期改善，发行人尚未使用的授信额度中实际可以
使用额度受到资产负债率限制，远远不足以支撑发行人持续增加的资金需求。且
上述额度使用系授信银行综合考虑发行人资产规模、负债率情况以及流动性水平
124
等因素确定，若发行人的资产负债结构、流动性水平发生较大变化，存在授信银
行降低或暂停发行人授信额度的风险。
综上所述，发行人尚未使用的银行授信在一定程度上能够降低公司流动性风
险，但考虑银行授信的使用限制、期限结构、额度风险等因素，无法有效支撑发
行人持续增加的资金需求，发行人需要进行外部股权融资以满足经营发展需要。
（三）本次补充流动资金的必要性
报告期各期，发行人实现营业收入分别为 1,216,396.57 万元、1,466,191.56
万元和 1,445,713.34 万元，经营规模呈扩大趋势。发行人所处电力行业属于资
金密集型行业，随着发行人经营规模的持续扩大，发行人对于流动资金的需求量
也将不断扩大。截至 2023 年 12 月 31 日，发行人可自由支配资金为 60,703.66
万元，主要用于满足安全现金储备、新增营运资金、其他固定资产投资等方面的
资金需求，根据上述各项资金使用安排所需金额测算，发行人资金缺口为
858,991.55 万元，资金缺口较大。
目前，发行人合理的债务融资空间受到影响，发行人通过本次股权融资方式
补充流动资金，将有效缓解发行人的资金压力，释放融资空间，提升经营效率。
本次补充流动资金将有利于优化发行人资本结构，提升发行人的资金实力，为发
行人经营与业务发展提供有力的资金支持，为发行人高质量发展奠定良好基础。
发行人本次用于补充流动资金的募集资金金额为 47,668 万元，可填补上述生产
经营所需资金缺口，具有必要性。
七、请发行人补充披露（1）（2）（4）（5）相关风险
（一）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投
资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
补充披露以下风险：
“（四）募投项目无法消纳或无法盈利的风险
本次募投项目将新增公司在湖北省内的光伏发电项目。湖北地区电力消纳能
力较强，但未来随着湖北省可再生能源的不断发展，潜在竞争者的加入可能导致
地区电力消纳压力增加。如果未来地区经济发展速度减缓，工业企业用电量及居
125
民生活用电量下降，局部电力市场可能存在供过于求，电力市场消纳能力下降，
可能会对本次募投项目的消纳能力及盈利能力带来不利影响。
此外，尽管现阶段发行人主要经营区的电力市场化改革情况对发行人的发电
上网尚未产生显著影响，但是仍不能排除未来随着电力体制改革的不断深入，发
电上网条件、上网价格、销售情况出现不利变动，从而导致本次募投项目新增的
产能无法消纳或无法盈利的风险。”
（二）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投
资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
披露以下风险：
“（七）募投项目新增资产折旧摊销的风险
公司募集资金投资项目资金投入规模较大，建成后新增资产规模较大，新增
资产折旧摊销占公司未来营业收入及净利润的比重相对较高。本次募投项目实施
后，在项目折旧摊销期内，平均每年新增折旧摊销 57,246.75 万元，平均每年新
增营业收入和净利润分别为 120,714.24 万元和 19,141.03 万元。以公司 2023 年
1-6 月经营业绩情况测算，预计项目折旧摊销期内每年平均折旧摊销额占营业收
入和净利润的比重分别为 3.80%和 57.49%。由于募集资金投资项目的建设及产
生效益需要一定周期，若未来市场环境等发生重大不利变化，公司募集资金投资
项目无法实现预计效益，则新增资产折旧摊销将对公司未来的经营业绩产生不利
影响。”
（三）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投
资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
披露以下风险：
“（八）项目实施用地未及时取得的风险
公司募集资金投资项目用地中，光伏方阵部分为租赁用地，公司相关控股子
公司均已与相关主体签署了土地租赁协议或土地流转协议。升压站部分为永久性
设施用地，募投项目中尚有部分项目未取得土地使用权证。虽然上述未取得土地
126
使用权证的募集资金投资项目已取得当地政府及自然资源和规划局所出具的说
明文件，确认相关用地符合土地利用总体规划、符合国家产业政策、土地政策及
城乡规划，预计取得募投项目永久性设施用地的国有土地使用权证不存在实质性
法律障碍，但如果公司无法按照预定计划取得上述土地使用权证且无法实施替代
方案，则可能对本次募投项目的实施进度产生一定的不利影响。”
（四）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投
资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之
“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中
补充披露以下风险：
“（九）募投项目未办理相关建设手续或未取得生产经营资质受到行政处罚的
风险
本次募投建设项目已根据《企业投资项目核准和备案管理条例》等相关法律
法规取得了核准、备案文件。
本次募投建设项目在并网投产后需要进一步取得电力业务许可证等生产经
营资质，未开工的项目开工建设前还应取得相关建设手续。若在项目建设过程中
公司因管理不到位等原因而未按照相关法规要求开展业务，或相关政策、法律法
规要求发生变化，导致公司未及时办理相关建设手续或未取得生产经营资质，则
可能会受到相关主管部门行政处罚，严重情况下可能导致公司项目建设开发进度
受阻，并对公司日常经营、业绩、声誉等造成不利影响。”
八、中介机构核查情况
（一）核查程序
1、针对问题（1）（2）（3），保荐人和发行人律师执行的核查程序
（1）取得本次募投项目已签订的租赁合同、已取得的集体土地流转手续，并
查阅《中华人民共和国民法典》《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共和国
农村土地承包法》《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》《关于支
持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》等相应政策法规的规定，核
查本次所有募投项目涉及的租赁土地、集体土地的使用是否合法合规，是否存在
占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，相
127
关募投项目生产经营期限是否与租期相匹配；取得本次募投项目用地涉及的用地
预审意见、建设用地批复、不动产权证书、政府出具说明文件等，核查项目用地
是否存在实质性障碍，预计取得时间，及若未办理完成是否会对募投项目正常实
施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施；
（2）查阅《企业投资项目核准和备案管理条例》《关于贯彻落实“放管服”改
革精神、优化电力业务许可管理有关事项的通知》等相关法律法规，核查本次募
投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发生
变更的原因；取得发行人关于募投项目董事会前投入资金情况、最新建设进展等
情况的确认，取得各募投建设项目已取得的建设手续及政府合规证明，核查募投
项目建设是否合法合规，是否存在因未批先建被处罚情形；
（3）查阅电力相关法律法规、湖北省电力市场化相关政策文件，核查可再生
能源电力全额消纳的法律依据；查询同行业企业关于可再生能源电力业务不构成
同业竞争的案例，核查可再生能源电力不构成同业竞争的合理性；查阅发行人与
托管方签订的委托管理协议，获取受托管企业在报告期内的经营数据，分析其是
否构成重大不利影响。
2、针对问题（4）（5），保荐人和申报会计师执行的核查程序
（1）查阅《湖北省能源发展“十四五”规划》《中华人民共和国可再生能源
法》《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠
问题的通知》等政策文件，取得发行人与汉川市人民政府签订的《开发协议书》、
与随县人民政府签订的《框架协议书》、与荆门市发展和改革委员会签订的《开
发协议》、与潜江市人民政府签订的《战略合作协议》、与恩施土家族苗族自治州
巴东县人民政府签订的《战略合作框架协议》、与荆门市屈家岭管理区管委会签
订的《项目投资协议》，通过公开渠道查询湖北省气候变化数据，梳理光伏行业
发展趋势、募投项目新增装机容量情况、相关政策文件、优惠补贴措施等，核查
募投项目新增装机容量的消纳措施、是否存在无法盈利的风险；
（2）查阅发行人近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，
分析效益测算是否谨慎、合理；
（3）查阅本次募投项目可行性研究报告及效益测算明细表，分析项目运行期
128
内折旧摊销情况对发行人未来经营业绩的影响情况。
3、针对问题（6），保荐人执行的核查程序
查阅了发行人近三年及一期的审计报告、财务报表，查阅同行业公司可自由
支配资金情况，查阅发行人固定资产投资披露公告，核查发行人已使用和尚未使
用的银行授信额度情况，核查发行人前次募集资金使用情况，查阅了《国家能源
集团长源电力股份有限公司截至 2022 年 12 月 31 日前次募集资金使用情况专项
报告及鉴证报告》（报告号：信会师报字[2023]第 ZE10540 号）。
（二）核查意见
1、针对问题（1）（2）（3），保荐人和发行人律师的核查意见
（1）本次所有募投项目涉及的永久土地、租赁土地已根据相关法律法规履行
程序或取得地方政府的确认说明，不会对募投项目的实施造成重大不利影响，不
存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情
形，相关募投项目生产经营期限与租期相匹配；本次募投建设项目涉及的经营期
租赁土地已落实，不会对募投项目正常实施产生不利影响；根据本次募投项目用
地已取得的用地预审意见、建设用地批复、不动产权证书、政府说明文件等，募
投项目自有用地的落实不存在实质性障碍，不会对募投项目实施产生重大不利影
响。
（2）本次募投项目公司根据项目实际推进情况合理变更投资额，已履行有关
部门审批、备案等程序，相关资质完备，不存在未依法依规取得相关生产经营资
质的情形；截至本回复出具日，本次募投项目的建设符合辖区主管部门的监管规
范，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，不存在因未
批先建被处罚情形。
（3）发行人认定不存在构成重大不利影响的同业竞争、相关同业竞争问题已
基本解决的表述规范、准确。发行人已托管国电电力在鄂水电资产，相关同业竞
争不构成重大不利影响；市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响
的同业竞争，本次募投项目实施后不会新增重大不利影响的同业竞争。
2、针对问题（4）（5），保荐人和申报会计师的核查意见
129
（1）针对光伏募投项目，从行业格局来看，湖北省新能源发电业务前景广阔，
十四五期间发行人新能源发展态势处于行业区域领先地位；从下游需求来看，湖
北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列；从发行人自身来看，发
行人光伏发电项目主要依托自身火电项目调峰能力，光伏发电消纳灵活性较高，
项目消纳条件及盈利能力较好。因此本次募投项目新增光伏装机规模具备合理
性，发电无法消纳或项目无法盈利的风险较小；从利用小时数、毛利率来看，与
报告期内发行人近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况相比，
本次募投项目的效益测算具备谨慎性、合理性。
（2）发行人本次募投项目的实施会导致其折旧摊销金额增加，但募投项目整
体预计效益良好，募投项目的实施能有效提升发行人盈利水平。因此，募投项目
新增折旧摊销不会对发行人未来经营业绩造成重大不利影响。
3、针对问题（6），保荐人的核查意见
发行人前次募集资金全部用于支付前次交易现金对价和偿还银行贷款，不存
在使用闲置募集资金用于其他用途的情况。截至 2023 年 12 月 31 日，发行人可
自由支配资金为 60,703.66 万元，主要用于满足安全现金储备、新增营运资金、
其他固定资产投资等方面的资金需求，根据上述各项资金使用安排所需金额测
算，发行人资金缺口为 858,991.55 万元，资金缺口较大。考虑到发行人债务融
资空间相关限制，本次用于补充流动资金的募集资金金额为 47,668 万元，可填
补上述日常生产经营所需资金缺口，具有必要性。
130
问题 3
根据国家统计局发布的《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），发行人所
处行业为“D44 电力、热力生产和供应业”。报告期各期，发行人火电收入占营业
收入比例分别为 91.85%、90.45%、91.26%和 90.65%。
请发行人补充说明：（1）发行人已建、在建及拟建项目是否属于《产业结构
调整指导目录（2019 年本）》中淘汰类、限制类产业，是否属于落后产能，是否
符合国家产业政策；（2）发行人已建、在建及拟建项目是否满足项目所在地能源
消费双控要求，是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见；（3）发行人已
建、在建及拟建项目是否涉及新建自备燃煤电厂，如是，是否符合《关于加强和
规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中“京津冀、长三角、珠三角等区域禁
止新建燃煤自备电厂，装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的
热电联产项目外，原则上不再新建/新扩自备电厂项目”的要求；（4）发行人已建、
在建及拟建项目是否需履行主管部门审批、核准、备案等程序及履行情况；是否
按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态
环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部
门环境影响评价批复；（5）发行人已建、在建及拟建项目是否属于大气污染防治
重点区域内的耗煤项目，依据《大气污染防治法》第九十条，国家大气污染防治
重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或减量替代，发
行人是否已履行相应的煤炭等量或减量替代要求；（6）发行人已建、在建及拟建
项目是否位于各地城市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃
区内，如是，是否拟在禁燃区内燃用相应类别的高污染燃料；（7）发行人已建、
在建及拟建项目是否需取得排污许可证，如是，是否已取得，如未取得，说明目
前的办理进度、后续取得是否存在法律障碍，是否违反《排污许可管理条例》第
三十三条规定；（8）发行人已建、在建及拟建项目生产的产品是否属于《环保名
录》中规定的“双高”产品。如发行人产品属于《环保名录》中“高环境风险”的，
还应满足环境风险防范措施要求、应急预案管理制度健全、近一年内未发生重大
特大突发环境事件要求；产品属于《环保名录》中“高污染”的，还应满足国家
或地主污染物排放标准及已出台的超低排放要求、达到行业清洁生产先进水平、
近一年内无因环境违法行为受到重大处罚的要求;（9）发行人已建、在建及拟建
131
项目及本次募投项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量；募投
项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是
否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配；（10）发行人最近 36 个月是否存
在受到环保领域行政处罚的情况，是否构成重大违法行为，或是否存在导致严重
环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为；（11）募集资金是否存在变相用
于高耗能、高排放项目的情形。
请保荐人及发行人律师核查并发表明确意见。
回复：
一、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否属于《产业结构调整指导
目录（2019 年本）（2021 年修订）》中的淘汰类、限制类产业，是否属于落后产
能，是否符合国家产业政策
（一）发行人已建、在建及拟建项目是否属于《产业结构调整指导目录（2019
年本）（2021 年修订）》中的淘汰类、限制类产业
截至本回复出具日，发行人已建、在建及拟建项目详见附件“发行人主营业
务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况”。
发行人已建、在建及拟建项目包括水电、火电、新能源发电建设等。根据《产
业结构调整指导目录（2019 年本）》（2021 年修订），其中与发行人主营业务相关
的内容如下：
序号 类别 行业 内容
1 二、水利11、综合利用水利枢纽工程
1、大中型水利发电及抽水蓄能电站
2、单机 60 万千瓦及以上超超临界机组电站建设
3、采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30 万千瓦及
以上超（超）临界热电联产机组
2 四、电力
4、缺水地区单机 60 万千瓦及以上大型空冷机组电站建设
鼓励
5、燃煤发电机组超低排放技术
类
6、燃煤耦合生物质发电
7、火力发电机组灵活性改造
1、太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发
应用、逆变控制系统开发制造
3 五、新能源
2、氢能、风电与光伏发电互补系统技术开发与应用
3、太阳能建筑一体化组件设计与制造
1、大电网覆盖范围内，发电煤耗高于 300 克标准煤/千瓦时的湿
限制
4 三、电力 冷发电机组，发电煤耗高于 305 克标准煤/千瓦时的空冷发电机组
类
2、无下泄生态流量的引水式水力发电
132
序号 类别 行业 内容
一、落后生产
淘汰 1、不达标的单机容量 30 万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综
5 工艺装备
类 合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组
（三）电力
2023 年 12 月 27 日，国家发改委新公布《产业结构调整指导目录（2024 年
本）》，其中与发行人主营业务相关的主要修订内容如下：
序号 类别 行业 内容
（一）“大电网覆盖范围内，发电煤耗高于 300 克标准煤/千瓦
时的湿冷发电机组，发电煤耗高于 305 克标准煤/千瓦时的空冷
发电机组”要求提高为“大电网覆盖范围内，设计供电煤耗高于
限制 285 克标准煤/千瓦时的常规烟煤湿冷发电机组，设计供电煤耗高
1 三、电力
类 于 300 克标准煤/千瓦时的常规烟煤空冷发电机组（不含燃用无
烟煤、褐煤等特殊煤型的机组）”；
（二）新增“达不到超低排放要求的煤电机组（采用特殊炉型的
机组除外）和燃煤锅炉”。
在《产业结构调整指导目录（2019 年本）（2021 年修订）》和新修订的《产
业结构调整指导目录（2024 年本）》中，发行人已建、在建、拟建水电、新能源
发电项目属于鼓励类产业，发行人火电项目的具体情况如下：
是否属于淘汰类、限制类产业
建设主
序号 项目名称 《产业结构调整指导目录 《产业结构调整指导目录
体
（2019 年本）》 （2024 年本）》
否，报告期内汉川电厂一期2 是，报告期内汉川电厂一期
×300MW亚临界燃煤发电机 2×300MW亚临界燃煤发电机
汉川电厂一期2 组2021年-2023年发电煤耗分 组2021年-2023年发电煤耗分
1 ×300MW亚临 别为296、295、296克标准煤/ 别为296、295、296克标准煤/
界燃煤发电项目 千瓦时。发电机组耗煤不高于 千瓦时。发电机组耗煤高于
300克标准煤/千瓦时，不属于 285克标准煤/千瓦时，属于限
汉川一 限制类、淘汰类 制类
发 否，报告期内汉川电厂二期2 是，报告期内汉川电厂二期
×300MW亚临界燃煤发电机 2×300MW亚临界燃煤发电机
汉川电厂二期2 组2021年-2023年发电煤耗分 组2021年-2023年发电煤耗分
2 ×300MW亚临 别为296、295、297克标准煤/ 别为296、295、297克标准煤/
界燃煤发电项目 千瓦时。发电机组耗煤不高于 千瓦时。发电机组耗煤高于
300克标准煤/千瓦时，不属于 285克标准煤/千瓦时，属于限
限制类、淘汰类 制类
湖北国电汉川电 否，为单机 600MW 及以上超 否，为单机 600MW 及以上超超
3 厂三期机组扩建 超临界机组电站建设，属于鼓 临界机组电站建设，属于鼓励
工程项目 励类 类
汉川公司
否，为单机 600MW 及以上超 否，为单机 600MW 及以上超超
国能长源汉川四
4 超临界机组电站建设，属于鼓 临界机组电站建设，属于鼓励
期扩建工程项目
励类 类
否，报告期内荆门电厂三期 2 否，报告期内荆门电厂三期 2
荆门电厂三期 2
荆门公 ×600MW 超临界燃煤发电项 ×600MW 超临界燃煤发电项目
5 ×600MW 超临
司 目发电机组 2021 年-2023 年 发电机组 2021 年-2023 年发
界燃煤发电项目
发电煤耗分别为 284、281、 电煤耗分别为 284、281、280
133
是否属于淘汰类、限制类产业
建设主
序号 项目名称 《产业结构调整指导目录 《产业结构调整指导目录
体
（2019 年本）》 （2024 年本）》
280 克标准煤/千瓦时。发电机 克标准煤/千瓦时。发电机组
组耗煤不高于 300 克标准煤/ 耗煤不高于 285 克标准煤/千
千瓦时，不属于限制类、淘汰 瓦时，不属于限制类、淘汰类
类
湖北省青山热电
是，使用的机组为发电耗煤高 是，使用的机组为发电耗煤高
长源一 厂“以大代小”1
6 于 300 克标准煤/千瓦时的湿 于 285 克标准煤/千瓦时的湿
发 ×300MW 亚临
冷发电机组，属于限制类 冷发电机组，属于限制类
界燃煤发电项目
国电青山热电有
限公司“上大压 否，为 300MW 及以上超（超）否，为 300MW 及以上超（超）
青山公
7 小”一期 2× 临界热电联产机组，属于鼓励 临界热电联产机组，属于鼓励
司
350MW 超临界 类 类
热电联产项目
否，国电长源荆州热电一期 否，国电长源荆州热电一期
2×300MW 亚临界燃煤发电项 2×300MW 亚临界燃煤发电项
国电长源荆州热 目发电机组 2021 年-2023 年 目发电机组 2021 年-2023 年
电一期 2× 发电煤耗分别为 279、278、 发电煤耗分别为 279、278、
8
300MW 亚临界 276 克标准煤/千瓦时。发电机 276 克标准煤/千瓦时。发电
荆州公 燃煤发电项目 组耗煤不高于 300 克标准煤/ 机组耗煤不高于 285 克标准
司 千瓦时，不属于限制类、淘汰 煤/千瓦时，不属于限制类、
类 淘汰类
国电长源荆州热
否，为 300MW 及以上超（超）否，为 300MW 及以上超（超）
电二期 2×
9 临界热电联产机组，属于鼓励 临界热电联产机组，属于鼓励
350MW 超临界
类 类
燃煤发电项目
否，为单机 600MW 及以上超 否，为单机 600MW 及以上超超
随州公 国家能源集团随
10 超临界机组电站建设，属于鼓 临界机组电站建设，属于鼓励
司 州火电项目
励类 类
在 2021 年修订的《产业结构调整指导目录（2019 年本）》中，发行人火电
项目中，湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目中使用
了发电煤耗高于 300 克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，属于限制类项目。在新
修订的《产业结构调整指导目录（2024 年本）》中，因限制类湿冷发电火电机组
的煤耗标准提高为 285 克标准煤/千瓦时，发行人火电项目汉川电厂一期
2×300MW 亚临界燃煤发电项目和汉川电厂二期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目属
于新增限制类项目。限制类主要是工艺技术落后，不符合行业准入条件和有关规
定，禁止新建扩建和需要督促改造的生产能力、工艺技术、装备及产品。上述三
个限制类火力发电项目分别于 1987 年和 1993 年经过国务院批准开工建设，已
取得有权政府监管部门的批准或核准，生产经营所必需的资质证照完备，且不属
于新建、扩建项目，目前，该类项目正在进行升级改造的前期工作。长源电力及
134
子公司均未收到能源局淘汰关停、清理整顿、压缩产能的通知。
综上所述，发行人汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目、汉川电厂
二期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW
亚临界燃煤发电项目使用的发电煤耗高于 285 克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组
属于限制类产业，其余项目不属于《产业结构调整指导目录（2024 年本）》中的
淘汰类、限制类产业。
（二）发行人已建、在建及拟建项目是否属于落后产能
根据国务院《关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发〔2010〕7
号）、工业和信息化部《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》（工信
部联产业〔2011〕46 号）以及工业和信息化部、国家能源局《2015 年各地区淘
汰落后和过剩产能目标任务完成情况》（工业和信息化部、国家能源局公告 2016
年第 50 号）等文件，国家淘汰落后和过剩产能行业包括：炼铁、炼钢、焦炭、
铁合金、电石、电解铝、铜冶炼、铅冶炼、水泥（熟料及磨机）、平板玻璃、造
纸、制革、印染、铅蓄电池（极板及组装）、电力、煤炭。
根据国家发改委发布的《关于做好 2020 年重点领域化解过剩产能工作的通
知》（发改运行〔2020〕901 号），全国产能过剩情况主要集中在钢铁、煤炭和煤
电行业。根据《2020 年煤电化解过剩产能工作要点》，2020 年目标任务为淘汰关
停不达标的落后煤电机组，依法依规清理整顿违规建设煤电项目。
发行人煤电业务涉及汉川一发、汉川公司、荆门公司、长源一发、青山公司
荆州公司和随州公司，其中汉川公司、随州公司下属已建和在建火电项目均为
600MW 以上超超临界机组电站，为鼓励类行业。青山公司下属国电青山热电有
限公司“上大压小”一期 2×350MW 超临界热电联产项目和荆州公司下属国电
长源荆州热电二期 2×350MW 超临界燃煤发电项目均为 300MW 及以上超（超）
临界热电联产机组，为鼓励类行业。
根据湖北省能源局《关于 2020 年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》
《关于 2022 年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》，荆门电厂三期 2×600MW
超临界燃煤发电项目、汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目、汉川电厂
二期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目、国电长源荆州热电一期 2×300MW 亚临界
135
燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目均
不属于落后产能。
截至本回复出具日，汉川一发、汉川公司、荆门公司、长源一发、青山公司、
荆州公司和随州公司七家煤电企业均未收到淘汰关停和清理整顿的通知，发行人
煤电项目不属于落后产能。除煤电项目以外，发行人水电、新能源发电项目属于
鼓励类产业，亦不属于落后产能。
（三）发行人已建、在建及拟建项目是否符合国家产业政策
电力行业为国民经济的支柱行业，近年来，相关主管部门出台了一系列支持
性政策，具体情况如下：
颁发 颁布
文件名称 主要内容
单位 时间
《关于 2020 年光伏 鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏
发电上网电价政策有 国家发改委 2020 年 产业发展。对集中式光伏发电继续制定指
关事项的通知》 导价。
1、2021 年起，对新备案集中式光伏电站、
工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电
项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。
2、2021 年新建项目上网电价，按当地燃
煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过
参与市场化交易形成上网电价，以更好体
《关于 2021 年新能 现光伏发电、风电的绿色电力价值。3、2021
源上网电价政策有关 国家发改委 2021 年 年起，新核准（备案）海上风电项目、光
事项的通知》 热发电项目上网电价由当地省级价格主管
部门制定，具备条件的可通过竞争性配置
方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基
准价的，基准价以内的部分由电网企业结
算。4、鼓励各地出台针对性扶持政策，支
持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热
发电等新能源产业持续健康发展。
落实碳达峰、碳中和目标，以及 2030 年非
化石能源占一次能源消费比重达到 25%左
《关于 2021 年风电、 右、风电太阳能发电总装机容量达到 12 亿
光伏发电开发建设有 国家能源局 2021 年 千瓦以上等任务，坚持目标导向，完善发
关事项的通知》 展机制，释放消纳空间，优化发展环境，
发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，
推动风电、光伏发电高质量跃升发展。
136
颁发 颁布
文件名称 主要内容
单位 时间
推进既有产业园区和产业集群循环化改
造，推动公共设施共建共享、能源梯级利
用、资源循环利用和污染物集中安全处置
《国务院关于加快建 等。鼓励建设电、热、冷、气等多种能源
立健全绿色低碳循环 协同互济的综合能源项目。提升可再生能
国务院 2021 年
发展经济体系的指导 源利用比例，大力推动风电、光伏发电发
意见》 展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、
氢能、生物质能、光热发电。促进燃煤清
洁高效开发转化利用，继续提升大容量、
高参数、低污染煤电机组占煤电装机比例。
燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，
通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围
内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继
《国家发展改革委关 续作为新能源发电等价格形成的挂钩基
于进一步深化燃煤发 准。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由
国家发改委 2021 年
电上网电价市场化改 现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超
革的通知》 过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过
20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮
20%限制。电力现货价格不受上述幅度限
制。
各地在推进煤电机组改造升级工作过程
国家发改 中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热
《全国煤电机组改造
委、国家能 2021 年 改造和灵活性改造制造，实现“三改”联
升级实施方案》
源局 动。同时，要合理安排机组改造时序，保
证本地电力安全可靠供应。
《中华人民共和国国
加快发展非化石能源，坚持集中式和分布
民经济和社会发展第
国务院、国 式并举，大力提升风电、光伏发电规模，
十四个五年规划和 2021 年
家发改委 到 2025 年非化石能源占能源消费总量比
2035 年远景目标纲
重提高到 20%左右。
要》
全面推进风电、太阳能发电大规模开发和
高质量发展，坚持集中式与分布式并举，
《2030 年前碳达峰
国务院 2021 年 加快建设风电和光伏发电基地。加快智能
行动方案》
光伏产业创新升级和特色应用，创新“光
伏+”模式，推进光伏发电多元布局。
全面推进风电和太阳能发电大规模开发和
高质量发展，在风能和太阳能资源禀赋较
好、建设条件优越、具备持续整装开发条
国家发改 件、符合区域生态环境保护等要求的地区，
《“十四五”现代能
委、国家能 2022 年 有序推进风电和光伏发电集中式开发，加
源体系规划》
源局 快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的
大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄
河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源
基地建设。
137
颁发 颁布
文件名称 主要内容
单位 时间
“十四五”期间，可再生能源发电量增量
在全社会用电量增量中的占比超过 50%，
《“十四五”可再生
国家发改委 2022 年 风电和太阳能发电量实现翻倍。2030 年风
能源发展规划》
电和太阳能发电总装机容量达到 12 亿千
瓦以上。
新能源发电项目应当依据各地土地利用总
体规划和新能源发展政策，科学合理选址，
节约集约利用土地，主动避让生态红线、
永久基本农田、天然林、水源保护地等，
《省能源局关于加快
符合土地用途管制、生态环境保护等要求。
风电、光伏发电项目 湖北省能源
2022 年 百万千瓦新能源基地要坚持政府主导、统
开发建设有关工作的 局
一规划、集中联片、多能互补的开发原则，
通知》
发挥规模效益。各市州县发改委（局）要
加强与同级自然资源、林业、水利、环保
等部门的协调联动，加大新能源发电项目
用地保障力度。
开展“十四五”能源规划实施情况中期评
估，深入分析主要目标指标发展预期，全
面评估重大战略任务、重大改革举措、重
大工程项目推进情况，完善规划实施政策
措施。以能源重大工程项目为重点，加强
《2023 年能源工作 能源规划实施监测调度和组织推进，充分
国家能源局 2023 年
指导意见》 发挥能源项目对扩内需、稳投资、促增长、
保安全的牵引支撑作用。滚动开展省级能
源需求月度、季度预测，预判可能出现的
时段性、区域性供应紧张问题，从资源落
实、产能建设、基础设施布局等方面提前
谋划应对措施。
鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光
伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓
励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大
型光伏基地；对于油田、气田以及难以复
自然资源部 垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕
《关于支持光伏发电 办公厅、林 地区域规划建设光伏基地。项目选址应当
产业发展规范用地管 草局办公 2023 年 避让耕地、生态保护红线、历史文化保护
理有关工作的通知》 室、能源局 线、特殊自然景观价值和文化标识区域、
综合司 天然林地、国家沙化土地封禁保护区（光
伏发电项目输出线路允许穿越国家沙化土
地封禁保护区）等；涉及自然保护地的，
还应当符合自然保护地相关法规和政策要
求。
支持煤电与新能源联营，煤电灵活性改造
和新建清洁高效煤电按照新增调峰容量
《省能源局关于
认定灵活调节能力，配套其能力 2 倍的新
2023 年新能源开发 湖北省能源
2023 年 能源项目。煤电项目在 2023 年底前主体
建设有关事项的通 局
工程开工的，配套其能力 1 倍的新能源项
知》
目；建成投运后，再配套其能力 1 倍的新
能源项目。灵活调节能力不得重复使用。
138
颁发 颁布
文件名称 主要内容
单位 时间
2023 年可再生能源电力消纳责任权重为
《关于 2023 年可再
国家发改 约束性指标，各省（自治区、直辖市）按
生能源电力消纳责任
委、国家能 2023 年 此进行考核评估；2024 年权重为预期性
权重及有关事项的通
源局 指标，各局综合司省(自治区、直辖市)按
知》
此开展项目储备。
进一步明确现货市场建设要求，其中针对
各地现货市场连续结算试运行时间节点
《关于进一步加快电 国家发改
做出了规定。值得关注的是，政策文件中
力现货市场建设工作 委、国家能 2023 年
明确了“新能源+储能”将正式进入现货
的通知》 源局
市场，为工商业储能参与电力市场化交易
提供了具体指引。
煤电容量电价机制的实施实际上是《电力
国家发改 现货市场基本规则（试行）》中市场化容
《关于建立煤电容量
委、国家能 2023 年 量补偿机制探索的具体成果。这一机制的
电价机制的通知》
源局 建立旨在应对煤电行业向基础保障性和
系统调节性电源并重转型的新趋势。
科学优化新能源利用率目标，印发 2024
年可再生能源电力消纳责任权重并落实
到重点行业企业，以消纳责任权重为底
线，以合理利用率为上限，推动风电光伏
高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用
《2024 年能源工作
国家能源局 2024 年 拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国
指导意见》
际认可，进一步提高绿证影响力。修订发
布分布式光伏发电项目管理办法，持续开
展分布式光伏接入电网承载力提升试点
工作。研究光伏电站升级改造和退役有关
政策。
（一）“大电网覆盖范围内，发电煤耗高
于 300 克标准煤/千瓦时的湿冷发电机
组，发电煤耗高于 305 克标准煤/千瓦时
的空冷发电机组”要求提高为“大电网覆
盖范围内，设计供电煤耗高于 285 克标准
《产业结构调整指导 煤/千瓦时的常规烟煤湿冷发电机组，设
国家发改委 2024 年
目录（2024 年本）》 计供电煤耗高于 300 克标准煤/千瓦时的
常规烟煤空冷发电机组（不含燃用无烟
煤、褐煤等特殊煤型的机组）”；（二）
新增“达不到超低排放要求的煤电机组
（采用特殊炉型的机组除外）和燃煤锅
炉”。
由上表可知，发行人的生产经营符合国家产业政策。
综上所述，发行人所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主营业务
为电力、热力生产和销售，业务板块主要包括火电、水电、新能源发电和售电业
务。发行人已建、在建及拟建项目中，汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电
项目、汉川电厂二期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大
139
代小”1×300MW 亚临界燃煤发电项目为限制类产业，于 1987 年和 1993 年取得
有权政府监管部门的批准或核准，生产经营所必需的资质证照完备，不属于新建、
扩建项目，目前，该类项目正在进行升级改造的前期工作。长源电力及子公司均
未收到能源局淘汰关停、清理整顿、压缩产能的通知，符合国家产业政策。发行
人其他项目均不涉及《产业结构调整指导目录（2024 年本）》所规定的限制类及
淘汰类产业，亦不涉及电力行业中的落后产能，符合国家产业政策。
二、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否满足项目所在地能源消费
双控要求，是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见
（一）发行人已建、在建及拟建项目是否满足项目所在地能源消费双控要求
根据国务院新闻办公室印发的《新时代的中国能源发展》白皮书，能源消费
双控是指能源消费总量和强度双控制度，具体而言，按省、自治区、直辖市行政
区域设定能源消费总量和强度控制目标，对重点用能单位分解能耗双控目标，开
展目标责任评价考核。
发行人主要从事电力、热力生产和销售业务，已建、在建、未来拟建设的项
目所需的能源消耗主要为燃煤等，其项目所在地能源消费双控情况如下：
序 建设主 建设地 建设状
项目名称 是否满足项目所在地能源消费双控要求
号 体 址 态
根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用
能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》
（鄂发改环资[2018]200 号），汉川一发属于重点用
汉川电厂一期 2
湖北省 能单位。
1 国电长 ×300MW 亚临 已建 根据湖北省发展和改革委员会关于重点用能单位“千
源汉川 孝感市
界燃煤发电项目 家”企业 2018 年度节能目标完成情况的公告；2019
第一发
年“百家”“千家”重点用能单位专项监察结果；2020
电有限
年“百家”“千家”企业专项节能监察结果；2021
公司
年煤电行业专项节能监察结果，汉川一发圆满完成
汉川电厂二期 2
湖北省 “十三五”能耗“双控”考核目标。
2 ×300MW 亚临 已建 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能
孝感市
界燃煤发电项目 源消费双控要求。
根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用
能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》
国能长 汉川电厂三期 2 （鄂发改环资[2018]200 号），汉川公司属于重点用
湖北省
源汉川 ×1000MW 超超 能单位。
3 发电有 孝感市 已建
临界燃煤发电项 根据湖北省发展和改革委员会关于重点用能单位“千
限公司 家”企业 2018 年度节能目标完成情况的公告；2019
目
年“百家”“千家”重点用能单位专项监察结果；2020
年“百家”“千家”企业专项节能监察结果；2021 年
140
序 建设主 建设地 建设状
项目名称 是否满足项目所在地能源消费双控要求
号 体 址 态
煤电行业专项节能监察结果，汉川公司圆满完成“十
三五”能耗“双控”考核目标。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能
源消费双控要求。
该项目为在建项目，国能长源汉川四期扩建工程 7 号
机组(1×1000MW)项目已按照规定取得湖北省发改
委于 2022 年 10 月 30 日出具的鄂发改审批服务〔2022〕
356 号《关于国能长源汉川四期扩建工程 7 号机组(1
×1000MW)项目节能审查的意见》。国能长源汉川四
汉川电厂四期 2 期扩建工程 8 号机组（1×1000MW）项目已按照规定
×1000MW 超超 取得湖北省发改委于 2023 年 5 月 10 日出具的鄂发改
4 在建
临界燃煤发电项 审批服务〔2023〕101 号《关于国能长源汉川四期扩
建工程 8 号机组（1×1000MW）项目节能审查的意
目
见》。
固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源
消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审
查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意
见，满足能源消费双控要求。
根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”
行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资〔2018〕
国能长 200 号），荆门电厂属于重点用能单位。
荆门电厂三期 2
源荆门 湖北省 根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021 年煤电行
5 发电有 ×600MW 超临 荆门市 已建
业专项节能监察结果公示》，荆门电厂能耗“双控”
限公司 界燃煤发电项目 考核目标完成情况为合格。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能
源消费双控要求。
根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”
行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资
国电长 湖北省青山热电 湖北省 [2018]200 号），国电长源第一发电有限责任公司属
源第一 于重点用能单位。
厂“以大代小”1 武汉市
6 发电有 已建 根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021 年煤电行
限责任 ×300MW 亚临 青山区 业专项节能监察结果公示》，国电长源第一发电有限
苏家湾
公司 界燃煤发电项目 责任公司能耗“双控”考核目标完成情况为合格。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能
源消费双控要求。
根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”
行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资
国能长 国电青山热电有 [2018]200 号），国能长源武汉青山热电有限公司属
湖北省
源武汉 限公司“上大压 于重点用能单位。
武汉市
7 青山热 小“一期 2× 青山区 已建 根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021 年煤电行
电有限 350MW 超临界 业专项节能监察结果公示》，国能长源武汉青山热电
苏家湾
公司 有限公司能耗“双控”考核目标完成情况为合格。
热电联产项目
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能
源消费双控要求。
国能长 国电长源荆州热 根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”
湖北省
8 源荆州 电一期 2× 荆州市
已建 行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资
热电有 300MW 亚临界 [2018]200 号），国能长源荆州热电有限公司属于重
141
序 建设主 建设地 建设状
项目名称 是否满足项目所在地能源消费双控要求
号 体 址 态
限公司 燃煤发电项目 点用能单位。
根据鄂州市发改委《关于重点用能企业“十三五”能
耗“双控”目标完成情况的通报》（鄂州发改环资函
[2021]23 号），荆州公司圆满完成“十三五”能耗“双
控”考核目标。
综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能
源消费双控要求。
该项目为已建项目，于 2023 年 11 月建成投产，该项
目建成投产时，湖北省 2023 年度节能审查已结束，
截至年底项目未参与当地政府能源消费双控审查。
该项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于
国电长源荆州热
2021 年 2 月 18 日出具的鄂发改审批服务[2021]38 号
电二期 2×
9 已建 《关于国电长源荆州热电二期扩建项目节能审查意
350MW 超临界
见》。
燃煤发电项目
固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源
消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审
查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意
见，满足能源消费双控要求。
该项目为已建项目，于 2023 年 12 月建成投产，该项
目建成投产时，湖北省 2023 年度节能审查已结束，
截至年底项目未参与当地政府能源消费双控审查。
该项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于
国能长 国家能源集团随
2020 年 8 月 18 日出具的《关于国家能源集团长源随
源随州 州 2×660MW 湖北省
10 发电有 已建 州火电项目节能审查的意见》（鄂发改审批服务
超超临界燃煤发 随州市 [2020]137 号）。
限公司
电项目 固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源
消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审
查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意
见，满足能源消费双控要求。
发行人已建、在建、拟建涉及用煤的火电项目均满足项目所在地能源消费双
控要求。根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”
行动名单及“双控”目标的通知》，发行人除上述火电项目以外其余已建、在建、
拟建项目均不涉及项目所在地能源消费双控要求。
综上，发行人已建、在建、拟建项目均满足项目所在地能源消费双控要求。
（二）发行人已建、在建及拟建项目是否按规定取得固定资产投资项目节能
审查意见
根据《国家发展改革委关于印发<不单独进行节能审查的行业目录>的通知》
（发改环资规[2017]1975 号），不单独进行节能审查的行业目录包括：年综合能源
消费量不满 1,000 吨标准煤，且年电力消费量不满 500 万千瓦时的固定资产投资
142
项目，以及风电站、光伏电站（光热）、生物质能、地热能、核电站、水电站、
抽水蓄能电站、电网工程、输油管网、输气管网、水利、铁路（含独立铁路桥梁、
隧道）、公路、城市道路、内河航运、信息（通信）网络（不含数据中心）、电子
政务、卫星地面系统等行业的固定资产投资项目。
依据上述规定，发行人水电、风电及太阳能发电项目均无需取得固定资产投
资项目节能审查意见。发行人已建、在建及拟建项目中涉及需取得固定资产投资
项目节能审查意见的情况如下：
序 项目 建设 建设
项目名称 固定资产投资项目节能审查情况
号 类型 主体 状态
该项目为已建项目，汉川电厂一期项目为 1987 年
经过国务院批准开工建设项目，早于《固定资产
汉川电厂一期 2
投资项目节能评估和审查暂行办法》（自 2010 年
1 火电 ×300MW 亚临界 已建
11 月 1 日起施行）和《固定资产投资项目节能审
燃煤发电项目 查办法》（自 2017 年 1 月 1 日起施行）的开始实
国电
施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
长源
该项目为已建项目，汉川电厂二期项目于 1993 年
汉川
经国家计委以计能源〔1993〕629 号文批准立项，
第一
1997 年经国家计委以计建设函〔1997〕140 号文
发电
核定项目发电工程动态投资总概算为 256,054 万
汉川电厂二期 2 有限
元，两台机组分别于 1996 年 10 月和 1998 年 4 月
2 火电 ×300MW 亚临界 公司 已建
建成投产。早于《固定资产投资项目节能评估和
燃煤发电项目 审查暂行办法》（自 2010 年 11 月 1 日起施行）
和《固定资产投资项目节能审查办法》（自 2017
年 1 月 1 日起施行）的开始实施时间，无需办理
建设项目节能评估和审查。
该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关
于湖北国电汉川电厂三期扩建工程核准的批复》
（发改能源〔2010〕1677 号），汉川电厂#5 机组
于 2010 年 7 月 30 日获得核准批复，早于《固定
汉川电厂三期 2 资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自 2010
×1000MW 超超 年 11 月 1 日起施行）和《固定资产投资项目节能
3 火电 已建
临界燃煤发电项 国能 审查办法》（自 2017 年 1 月 1 日起施行）的开始
长源 实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
目
汉川电厂#6 机组取得国家发展和改革委员会于
汉川
2013 年 10 月 10 日出具的发改办环资〔2013〕2472
发电 号《关于国电汉川电厂三期扩建工程 1 台 100 万
有限 千瓦机组项目节能评估报告审查意见》。
公司 该项目为在建项目，国能长源汉川四期扩建工程 7
汉川电厂四期 2 号机组(1×1000MW)项目已按照规定取得湖北省
发展和改革委员会于 2022 年 10 月 30 日出具的鄂
×1000MW 超超
4 火电 在建 发改审批服务〔2022〕356 号《关于国能长源汉川
临界燃煤发电项 四期扩建工程 7 号机组(1×1000MW)项目节能审
目 查的意见》（鄂发改审批服务〔2022〕356 号）。
国能长源汉川四期扩建工程 8 号机组（1×
143
序 项目 建设 建设
项目名称 固定资产投资项目节能审查情况
号 类型 主体 状态
1000MW）项目已按照规定取得湖北省发展和改革
委员会于 2023 年 5 月 10 日出具的鄂发改审批服
务（2023〕101 号《关于国能长源汉川四期扩建工
程 8 号机组（1×1000MW）项目节能审查的意见》。
该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关
国能
于湖北荆门热电厂三期扩建工程核准的批复》（发
长源 改能源[2005]527 号），该项目核准时间为 2005
荆门电厂三期 2
荆门 年，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂
5 火电 ×600MW 超临界 已建
发电 行办法》（自 2010 年 11 月 1 日起施行）和《固
燃煤发电项目 定资产投资项目节能审查办法》（自 2017 年 1 月
有限
1 日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目
公司 节能评估和审查。
国电
该项目为已建项目，1993 年经过国务院批准开工
湖北省青山热电 长源 建设，早于《固定资产投资项目节能评估和审查
厂“以大代小”1 第一 暂行办法》（自 2010 年 11 月 1 日起施行）和《固
6 火电 已建
×300MW 亚临界 发电 定资产投资项目节能审查办法》（自 2017 年 1 月
1 日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目
燃煤发电项目 有限
节能评估和审查。
责任
国能 该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关
国电青山热电有 长源 于湖北青山热电有限公司“上大压小”扩建工程
核准的批复》（发改能源〔2009〕2822 号），项
限公司“上大压 武汉
热电 目核准时间为 2009 年，早于《固定资产投资项目
7 小“一期 2× 青山 已建
联产 节能评估和审查暂行办法》（自 2010 年 11 月 1
350MW 超临界热 热电 日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》
电联产项目 有限 （自 2017 年 1 月 1 日起施行）的开始实施时间，
公司 无需办理建设项目节能评估和审查。
该项目为已建项目，根据《国家发展改革委关于
湖北国电沙市热电厂异地新建工程项目核准的批
国电长源荆州热 复》（发改能源〔2007〕2125 号），项目核准时
国能
热电 电一期 2× 间为 2007 年 8 月 28 日，早于《固定资产投资项
8 长源 已建 目节能评估和审查暂行办法》（自 2010 年 11 月 1
联产 300MW 亚临界燃
煤发电项目 荆州 日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》
热电 （自 2017 年 1 月 1 日起施行）的开始实施时间，
无需办理建设项目节能评估和审查。
有限
国电长源荆州热 该项目为已建项目，湖北省发展和改革委员会于
热电 电二期 2× 公司 2021 年 2 月 18 日出具鄂发改审批服务[2021]38 号
9 已建
联产 350MW 超临界燃 《省发改委关于国电长源荆州热电二期扩建项目
煤发电项目 节能审查的意见》
国能
国家能源集团随 长源 该项目为已建项目，湖北省发展和改革委员会于
州 2×660MW 超 随州 2020 年 8 月 18 日出具鄂发改审批服务[2020]137
10 火电 已建
号《省发改委关于国家能源集团长源随州火电项
超临界燃煤发电 发电
目节能审查的意见》
项目 有限
公司
综上，除不适用固定资产投资项目节能审查的项目外，发行人已建、在建和
144
拟建项目已按规定取得固定资产投资项目节能审查意见。
三、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否涉及新建自备燃煤电厂，
如是，是否符合《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中“京津
冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂，装机明显冗余、火电利用小
时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新（扩）建自备电厂
项目”的要求
根据国家发改委、国家能源局公布的《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管
理的指导意见》的规定，燃煤自备电厂是我国火电行业的重要组成部分，在为工
业企业生产运营提供动力供应、降低企业生产成本的同时，还可兼顾周边企业和
居民用电用热需求。自备电厂是企业根据生产用电、用热需要建设的燃煤或利用
余热、余压、余气等自主建设的以自发自用为主的发电机组或发电厂，发行人已
建、在建及拟建项目均为公用电厂，不涉及新建自备燃煤电厂的情况，不适用《关
于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的相关规定。
四、发行人已建、在建及拟建项目是否需履行主管部门审批、核准、备案等
程序及履行情况；是否按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价
分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获
得相应级别生态环境部门环境影响评价批复
发行人主营业务已建、在建、拟建项目合计 76 个，各项目审批、核准、备
案履行情况，以及环境影响评价批复取得情况详见附件“发行人主营业务已建、
在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况”。
发行人目前 76 个已建、在建及拟建项目均已取得立项审批、核准或备案；
除根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》和《生态环境部审批环境影响评
价文件的建设项目目录》的规定不需要取得环境影响评价批复的项目外，其他项
目且均已取得了环境影响评价批复或政府主管部门的说明文件。
综上，发行人已建、在建及拟建项目已根据相关规定及实际项目进度履行了
主管部门审批、核准、备案等程序，除根据《建设项目环境影响评价分类管理名
录》和《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》的规定不需要取得
环境影响评价批复的项目外，其他项目且均已取得了环境影响评价批复或政府主
145
管部门的说明文件。
五、发行人已建、在建及拟建项目是否属于大气污染防治重点区域内的耗煤
项目，依据《大气污染防治法》第九十条，国家大气污染防治重点区域内新建、
改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或减量替代，发行人是否已履行相
应的煤炭等量或减量替代要求
（一）发行人已建、在建及拟建项目不属于国务院文件列明的大气污染防治
重点区域内的耗煤项目
根据《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发[2018]22
号），大气污染防治重点区域范围为：京津冀及周边地区，包含北京市，天津市，
河北省石家庄、唐山、邯郸、邢台、保定、沧州、廊坊、衡水市以及雄安新区，
山西省太原、阳泉、长治、晋城市，山东省济南、淄博、济宁、德州、聊城、滨
州、菏泽市，河南省郑州、开封、安阳、鹤壁、新乡、焦作、濮阳市等；长三角
地区，包含上海市、江苏省、浙江省、安徽省；汾渭平原，包含山西省晋中、运
城、临汾、吕梁市，河南省洛阳、三门峡市，陕西省西安、铜川、宝鸡、咸阳、
渭南市以及杨凌示范区等。根据上述规划，发行人发电项目不在上述通知明确的
大气污染防治重点区域范围内。
（二）发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内
的耗煤项目，发行人已履行相应的煤炭等量或减量替代等要求
根据湖北省环境保护厅发布的《关于部分重点城市执行大气污染物特别排放
限值的公告》（2018 第 2 号），规定了执行大气污染物特别排放限制的地区为武
汉市、黄石市、襄阳市、宜昌市、荆州市、荆门市、鄂州市城市行政区域。发行
人下属长源一发、青山公司、荆州公司、荆门公司的建设地点属于该文件划定的
执行地区，荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司《排污许可证》（副本）
亦载明属于大气污染排放重点控制区；汉川一发、汉川公司和随州公司所在区域
不属于大气污染排放重点控制区。
《大气污染防治法》第九十条“国家大气污染防治重点区域内新建、改建、
扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或者减量替代”为 2015 年修订后新增条
款，发行人已建发电项目涉及荆门公司（荆门电厂三期 2×600MW 超临界燃煤
146
发电项目）（2003 年）、长源一发（汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电项
目）（1993 年）、青山公司（国电青山热电有限公司“上大压小“一期 2×350MW
超临界热电联产项目）（2009 年）、荆州公司（国电长源荆州热电一期 2×300MW
亚临界燃煤发电项目）（2005 年）均在上述条款增加前完成建设，因此不涉及煤
炭等量或减量替代要求。此外，发行人上述项目在运行生产过程中煤耗标准符合
相关政策法规及湖北省环保监管部门对能耗的要求。
除上述在条款增加前完成建设的项目以外，2023 年新建成荆州公司国电长
源荆州热电二期 2×350MW 超临界燃煤发电项目属于重点区域内扩建用煤项目，
于 2020 年取得湖北省生态环境厅《省生态环境厅关于国电长源荆州热电二期扩
建项目环境影响报告书的批复》（鄂环审〔2020〕280 号），载明同意项目建设。
该项目废气污染物排放量为：二氧化硫 251.77 吨/年，氮氧化物 706.27 吨/年，颗
粒物 52.95 吨/年。按照环境质量“只能变好、不能变坏”的目标，结合《荆州市
城市环境空气质量达标规划（2013—2022 年)》和《荆州市中心城区热电联产规
划（2019―2030）环境影响报告书》有关要求，对项目新增污染物总量指标进行
倍量替代，所需的替代量分别为：二氧化硫 503.54 吨/年，氮氧化物 1412.54 吨/
年，颗粒物 105.9 吨/年。
根据《关于确认国电长源荆州热电二期扩建项目主要污染物总量指标来源的
复函》(荆环函[2020]39 号)，荆州市生态环境局对国电长源荆州热电有限公司提
供的本项目新增污染物所需倍量替代总量指标来源方案进行了确认：发电部分
408.08 吨/年和供热部分 95.46 吨/年二氧化硫、发电部分 594.439 吨/年和供热部
分 267.82 吨/年氦氧化物以及发电部分 85.82 吨/年和供热部分 20.08 吨/年颗粒物
均从荆州公司现有一期在运机组环保改造及超低排放改造产生的削减量
4,639.313 吨/年二氧化硫、862.259 吨/年氮氧化物、1,644.68 吨/年颗粒物中调剂；
其余发电部分 550.281 吨/年氮氧化物从国电长源荆门发电有限公司 6、7 号现役
机组环保设施升级改造、超低排放改造削减的氮氧化物总量中进行调剂。同时落
实热负荷和热网建设，同步替代关停供热范围内的燃煤、燃油小锅炉。本项目建
成投产、稳定运行并完成供热管网铺设后将替代区域内小锅炉 54 台，共计
133.3t/h。同步减排二氧化硫 94.1t/a、氮氧化物 203.7t/a、烟尘 28.3t/a。截至本回
复出具日，发行人严格执行煤炭等量及减量替代方案，项目建设以来未因污染物
147
等量及减量替代问题受到环保主管部门处罚或监管措施。
综上，发行人已建、在建、拟建的项目不属于国务院文件列明的大气污染防
治重点区域内的耗煤项目。发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排
放重点控制区内的耗煤项目，其中已建项目因建设完成时间较早，不适用煤炭等
量或减量替代要求，荆州二期扩建项目已按照属地环保部门要求实行比煤炭等量
/减量替代更严格的煤炭的倍量替代。
六、发行人已建、在建及拟建项目是否位于各地城市人民政府根据《高污染
燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，如是，是否拟在禁燃区内燃用相应类别
的高污染燃料
根据《高污染燃料目录》，高污染燃料指煤炭及其制品、石油焦、油页岩、
原油、重油、渣油、煤焦油、非专用锅炉或未配置高效除尘设施的专用锅炉燃用
的生物质成型燃料等。发行人生产经营所耗能源属于《高污染燃料目录》相应类
别高污染燃料的主要是煤电企业，其建设地址及其是否位于各地城市人民政府划
定的高污染燃料禁燃区内的情况具体如下：
148
是否在高污染燃料
建设地关于高污染燃料禁燃 是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
序号 项目类型 项目名称 建设地址 禁燃区，如是，属
区的规定
于哪一级管控区
汉川电厂一期 2× 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
1 300MW 亚 临 界 燃 站锅炉，蒸发量 1,025 吨/小时，单台出
煤发电项目 力大于等于 20 蒸吨/小时。
汉川电厂二期 2× 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
2 300MW 亚 临 界 燃 站锅炉，蒸发量 1,025 吨/小时，单台出
煤发电项目 力大于等于 20 蒸吨/小时。
根据汉川市人民政府 2020 年 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
湖北国电汉川电厂 湖北省孝感市汉
3 12 月 11 日《关于调整高污染 站锅炉，蒸发量 2,991 吨/小时，单台出
三期扩建工程项目 川市新河镇电厂
火电 燃料禁燃区的通告》，汉川市 是，Ⅰ类 力大于等于 20 蒸吨/小时。
路
的开发区管委会规划区位禁
国能长源汉川四期
燃区。 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
扩建工程 7 号机组
4 站锅炉，蒸发量 2,784 吨/小时，单台出
（1×1,000MW）项
力大于等于 20 蒸吨/小时。
目
国能长源汉川四期
属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
扩建工程 8 号机组
5 站锅炉，蒸发量 2,784 吨/小时，单台出
（1×1,000MW）项
力大于等于 20 蒸吨/小时
目
荆门电厂三期 2× 湖北省荆门市掇 根据荆门市人民政府 2019 年 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
是；属于特别管控
6 火电 600MW 超 临 界 燃 刀 区 白 庙 路 80 12 月 30 日《荆门市人民政府 站锅炉，蒸发量 1,960 吨/小时，单台出
区
煤发电项目 号 关于进一步加强中心城区高 力大于等于 35 蒸吨/小时。
149
是否在高污染燃料
建设地关于高污染燃料禁燃 是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
序号 项目类型 项目名称 建设地址 禁燃区，如是，属
区的规定
于哪一级管控区
污染燃料禁燃管控工作的通
知》（荆政发[2019]18 号），荆
门市的掇刀区规划区位禁燃
区。
根据武汉市人民政府 2017 年
10 月 23 日《市人民政府关于
湖北省青山热电厂 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
湖北省武汉市青 重新划定高污染燃料禁燃区 是；不涉及管控区
7 火电 “以大代小”（1× 站锅炉，蒸发量 1,025 吨/小时。单台出
山区苏家湾 的 通 告 》 （ 武 政 规 [2017]53 分级
300MW）工程 力大于等于 20 蒸吨/小时。
号），禁燃区划定范围为：武
汉绕城高速公路合围区域。
根据武汉市人民政府 2017 年
国电青山热电有限 10 月 23 日《市人民政府关于
属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
公司“上大压小“一 湖北省武汉市青 重新划定高污染燃料禁燃区 是；不涉及管控区
8 火电 站锅炉，蒸发量 1,125 吨/小时。单台出
期（2×350MW）热 山区苏家湾 的 通 告 》 （ 武 政 规 [2017]53 分级
力大于等于 20 蒸吨/小时。
电联产工程 号），禁燃区划定范围为：武
汉绕城高速公路合围区域。
根据荆州市人民政府 2017 年
荆州市荆州经济 10 月 19 日《荆州市人民政府
国电长源荆州热电 技 术 开 发 区 18 关于划定高污染燃料禁燃区 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
是；不涉及管控区
9 火电 一期 2×300MW 亚 号 和秸秆垃圾禁烧区的通告》 站锅炉，蒸发量 1,025 吨/小时。单台出
分级
临界燃煤发电项目 （荆政规[2017]9 号），禁燃区 力大于等于 20 蒸吨/小时。
划定范围为：荆州市区行政管
辖范围。
150
是否在高污染燃料
建设地关于高污染燃料禁燃 是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
序号 项目类型 项目名称 建设地址 禁燃区，如是，属
区的规定
于哪一级管控区
根据荆州市人民政府 2017 年
10 月 19 日《荆州市人民政府
国电长源荆州热电 荆州市荆州经济 关于划定高污染燃料禁燃区 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
是；不涉及管控区
10 火电 二期 2×350MW 超 技 术 开 发 区 18 和秸秆垃圾禁烧区的通告》 站锅炉，蒸发量 1,156 吨/小时。大于 20
分级
临界燃煤发电项目 号 （荆政规[2017]9 号），禁燃区 蒸吨/小时锅炉燃用的煤炭及其制品。
划定范围为：荆州市区行政管
辖范围。
根据随州市人民政府 2023 年
国家能源集团随州 6 月 16 日《随州市人民政府
火电项目 湖北省随州市曾 关于加强高污染燃料禁燃区 属于禁燃区可正常生产的例外情形。电
是；不涉及管控区
11 火电 都区淅河镇樊家 管理的通告》（征求意见稿）， 站锅炉，蒸发量 1,967.8 吨/小时。单台
（2×660MW 超临 分级
冲村 禁燃区划定范围为：曾都区。 出力大于等于 20 蒸吨/小时。
界燃煤发电）
截止 8 月 16 日仍未发布正式
通告。
由上表可知，发行人耗煤项目汉川公司、汉川一发、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司、随州公司的项目建设地虽在相
应地市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，但根据各地政府关于高污染燃料的划定标准，发行人上述电站
锅炉的单台出力均属于可依法依规建设的情形，可以正常生产。发行人其他项目不涉及燃用高污染燃料。
151
七、发行人已建、在建及拟建项目是否需取得排污许可证，如是，是否已取
得，如未取得，说明目前的办理进度、后续取得是否存在法律障碍，是否违反《排
污许可管理条例》第三十三条规定
（一）发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否需取得排污许可证
根据《排污许可管理条例》《固定污染源排污许可分类管理名录》，公司主营
业务中仅火力发电、热电联产需要取得排污许可证，目前已建、在建及拟建项目
中涉及上述业务的主体均已取得了排污许可证。本次募投项目不属于《固定污染
源排污许可分类管理名录》里的业务，不需要取得排污许可证。
发行人取得排污许可证情况如下：
序
持证主体 许可证编号 排污种类 发证机关 有效期限
号
颗 粒 物 、 SO2 、 NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2020 年
国能长源汉 污染物（pH 值，悬浮物， 06 月 14 日
孝感市生
1 川发电有限 914209846764966404001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2025 年
态环境局
公司 溶解性总固体，硫化物， 06 月 13 日
氟化物（以 F-计），挥 止
发酚）
颗 粒 物 、 SO2 、 NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2020 年
国电长源汉 污染物（pH 值，悬浮物， 06 月 29 日
孝感市生
2 川第一发电 91420000707096907B001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2025 年
态环境局
有限公司 溶解性总固体，硫化物， 06 月 28 日
氟化物（以 F-计），挥 止
发酚）
颗 粒 物 、 SO2 、 NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2023 年
国能长源荆 污染物（pH 值，悬浮物， 04 月 13 日
荆门市生
3 门发电有限 91420800760665777J001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2028 年
态环境局
公司 溶解性总固体，硫化物， 04 月 12 日
氟化物（以 F-计），挥 止
发酚）
颗 粒 物 、 SO2 、 NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2023 年
国能长源荆 污染物（pH 值，悬浮物， 05 月 29 日
荆州市生
4 州热电有限 91421000662253584J001V 总磷（以 P 计），石油类， 至 2028 年
态环境局
公司 溶解性总固体，硫化物， 05 月 28 日
氟化物（以 F-计），挥 止
发酚）
152
序
持证主体 许可证编号 排污种类 发证机关 有效期限
号
废气：颗粒物、SO2、
NOX、林格曼黑度、非
甲烷总烃、汞及其化合
自 2022 年
物、氯化氢、一氧化碳、
国能长源武 10 月 24 日
二噁英等。 武汉市生
5 汉青山热电 91420000770772103A001P 至 2027 年
废水：COD、氨氮、悬 态环境局
有限公司 10 月 23 日
浮物、石油类、PH 值、
止
总汞、总镉、总砷、总
铅、总铬等。
废气：颗粒物、SO2 、
NOX、林格曼黑度、汞
及其化合物、非甲烷总 自 2023 年
国电长源第 烃。 02 月 15 日
武汉市生
6 一发电有限 91420000177605611M001P 废水：COD、氨氮、悬 至 2028 年
态环境局
责任公司 浮物、石油类、PH 值、 02 月 14 日
总汞、总镉、总砷、总 止
铅、总磷、溶解性总固、
氟化物、挥发酚等。
颗粒物、SO2 、NOX 、
COD、氨氮、其他特征 自 2023 年
国能长源随 污染物（pH 值，悬浮物， 05 月 31 日
随州市生
7 州发电有限 91421300MA49GRNC88001P 总磷（以 P 计），石油类， 至 2028 年
态环境局
公司 溶解性总固体，硫化物， 05 月 30 日
氟化物（以 F-计），挥 止
发酚）
发行人已建、在建、未来拟建设的项目中，需要办理排污许可证的项目均已
按照法律法规的相关规定办理了排污许可证。
（二）发行人已建、在建、未来拟建设的项目，不存在违反《排污许可管理
条例》第三十三条规定的情况
《排污许可管理条例》第三十三条规定：“违反本条例规定，排污单位有下列
行为之一的，由生态环境主管部门责令改正或者限制生产、停产整治，处 20 万
元以上 100 万元以下的罚款；情节严重的，报经有批准权的人民政府批准，责令
停业、关闭：（一）未取得排污许可证排放污染物；（二）排污许可证有效期届满
未申请延续或者延续申请未经批准排放污染物；（三）被依法撤销、注销、吊销
排污许可证后排放污染物；（四）依法应当重新申请取得排污许可证，未重新申
请取得排污许可证排放污染物。”
153
发行人主营业务已建项目需取得排污许可证的均已根据《排污许可管理条
例》的相关规定取得排污许可证，且均处于有效期内，不存在未取得排污许可证
或者超越排污许可证范围排放污染物等情况。因此，发行人不存在违反《排污许
可管理条例》第三十三条规定的情形。
综上，发行人已建、在建、未来拟建项目中，需办理排污许可证的项目均已
按照法律法规的相关规定办理了排污许可证，不存在违反《排污许可管理条例》
第三十三条规定的情形。
八、发行人已建、在建及拟建项目生产的产品是否属于《环保名录》中规定
的“双高”产品。如发行人产品属于《环保名录》中“高环境风险”的，还应满
足环境风险防范措施要求、应急预案管理制度健全、近一年内未发生重大特大突
发环境事件要求；产品属于《环保名录》中“高污染”的，还应满足国家或地主
污染物排放标准及已出台的超低排放要求、达到行业清洁生产先进水平、近一年
内无因环境违法行为受到重大处罚的要求
发行人主营业务为电力、热力生产和经营，电力业务包含火力发电、水力发
电、新能源发电，所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。经逐条比对《环
境保护综合名录（2021 年版）》，发行人已建、在建及拟建项目生产的产品不属
于《环境保护综合名录（2021 年版）》中规定的“高污染、高环境风险”产品。
九、发行人已建、在建、未来拟建设的项目以及本次募投项目涉及环境污染
的具体环节，主要污染物名称和排放量；募投项目所采取的环保措施及相应的资
金来源和金额，主要处理设施及处理能力是否可以与募投项目实施后所产生的污
染相匹配
（一）发行人主营业务已建、在建及拟建项目涉及环境污染的具体环节、主
要污染物名称及排放量
发行人电力业务中水电、风电和光伏发电属清洁能源，火力发电过程中产生
的污染物主要是废水、废气和固废等。发行人火电企业涉及环境污染的具体环节、
主要污染物名称及排放量情况如下：
1、废气
（1）汉川一发
154
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
2023 年二氧化硫排放量为
394.76 吨，氮氧化物排放量
2023 否
为 784.81 吨，烟尘排放量为
89.25 吨。
二氧化 排污许可证年许可排
2022 年二氧化硫排放量为
硫、氮 放量限值为：二氧化
燃料燃烧 337.22 吨，氮氧化物排放量为
2022 氧化 硫 5,960 吨，氮氧化 否
产生 979.33 吨，烟尘排放量为
物、烟 物 5,960 吨，烟尘 894
108.54 吨。
尘 吨。
2021 年二氧化硫排放量为
350.93 吨，氮氧化物排放量为
2021 否
878.36 吨，烟尘排放量为
80.68 吨。
（2）汉川公司
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
2023 年二氧化硫排放量为
533.22 吨，氮氧化物排放量
2023 否
为 812.61 吨，烟尘排放量为
84.45 吨
二氧化 排污许可证年许可排
2022 年二氧化硫排放量为
硫、氮 放量限值为：二氧化
燃料燃烧 562.77 吨，氮氧化物排放量为
2022 氧化 硫 5,250 吨，氮氧化 否
产生 969.98 吨，烟尘排放量为
物、烟 物 3,500 吨，烟尘
105.49 吨。
尘 1,050 吨。
2021 年二氧化硫排放量为
496.54 吨，氮氧化物排放量为
2021 否
970.64 吨，烟尘排放量为
85.33 吨。
（3）荆门公司
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
二氧化 2023 年二氧化硫排放量为 排污许可证年许可排
硫、氮 燃料燃烧 336.41 吨，氮氧化物排放量 放量限值为：二氧化
2023 否
氧化 产生 为 748.42 吨，烟尘排放量为 硫 720 吨，氮氧化物
物、烟 77.47 吨 1,329 吨，烟尘 265
2022 尘 2022 年二氧化硫排放量为 吨。 否
155
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
385.50 吨，氮氧化物排放量为
892.63 吨，烟尘排放量为
94.34 吨。
2021 年二氧化硫排放量为
378.16 吨，氮氧化物排放量为
2021 否
773.15 吨，烟尘排放量为
75.98 吨。
（4）长源一发
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
2023 年二氧化硫排放量为
84.1 吨，氮氧化物排放量为
2023 否
144.7 吨，烟尘排放量为 6.1
吨
二氧化 排污许可证年许可排
2022 年二氧化硫排放量为
硫、氮 放量限值为：二氧化
燃料燃烧 134.98 吨，氮氧化物排放量为
2022 氧化 硫 432.04 吨，氮氧化 否
产生 228.47 吨，烟尘排放量为
物、烟 物 751.75 吨，烟尘
17.31 吨。
尘 160.72 吨。
2021 年二氧化硫排放量为
112.11 吨，氮氧化物排放量为
2021 否
186.93 吨，烟尘排放量为
12.66 吨。
（5）青山公司
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
2023 年二氧化硫排放量为
333.9 吨，氮氧化物排放量为
2023 否
二氧化 560 吨，烟尘排放量为 54.6 排污许可证年许可排
硫、氮 吨 放量限值为：二氧化
燃料燃烧
氧化 2022 年二氧化硫排放量为 硫 955.84 吨，氮氧化
产生
物、烟 328.33 吨，氮氧化物排放量为 物 1,663.16 吨，烟尘
2022 否
尘 564.29 吨，烟尘排放量为 355.58 吨。
66.65 吨。
2021 2021 年二氧化硫排放量为 否
156
主要污 涉及环境 是否
年份 染物名 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
称 环节 排放
316.8 吨，氮氧化物排放量为
539.78 吨，烟尘排放量为
61.41 吨。
（6）荆州公司
涉及环境 是否
主要污染
年份 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
物名称
环节 排放
2023 年二氧化硫排放量 2021-2023 年排污许
为 94.27 吨，氮氧化物 可证年许可排放量限
2023 否
排放量为 308.47 吨，烟 值为：二氧化硫
尘排放量为 48.12 吨 876.42 吨，氮氧化物
二氧化 2022 年二氧化硫排放量 1,752.84 吨，烟尘
硫、氮氧 燃料燃烧 为 84.23 吨，氮氧化物排 350.56 吨。
2022 否
化物、烟 产生 放量为 387.32 吨，烟尘 2020 年排污许可证
尘 排放量为 59.43 吨。 年许可排放量限值
2021 年二氧化硫排放量 为：二氧化硫
为 119.95 吨，氮氧化物 3,352.86 吨，氮氧化
2021 否
排放量为 438.38 吨，烟 物 1,676.44 吨，烟尘
尘排放量为 35.45 吨。 502.92 吨。
（7）随州公司
随州公司 1 号与 2 号机组在 2020 年至 2022 年间尚未正式投产运营，不存
在废气排放情况，2023 年正式投产运营，废气排放情况如下。
涉及环境 是否
主要污染
年份 污染具体 排放总量 核定的排放总量 超标
物名称
环节 排放
2023 年二氧化硫排放量
排污许可证年许可排
二氧化 为 17 吨，氮氧化物排放
2023 放量限值为：二氧化 否
硫、氮氧 燃料燃烧 量为 57.96 吨，烟尘排
硫 955.84 吨，氮氧化
化物、烟 产生 放量为 2.06 吨
物 1,663.16 吨，烟尘
2022 尘 - 否
355.58 吨。
2021 - 否
2、废水
发行人火电企业产生的废水主要是生活污水、含油废水、含煤废水、工业废
水等，其废水排放情况及处理措施如下：
157
（1）汉川一发
公司工业废水、生活污水、油库含油废水经处理站处理后用于工业水池补水；
脱硫废水送至汉川公司脱硫废水集中处理；含煤废水经处理后循环利用，用于厂
区绿化、输煤栈桥冲洗及煤场喷淋，全厂实现废水零排放。
（2）汉川公司
公司工业废水经处理站处理后，用于全厂脱硫工艺用水及厂区绿化及地面冲
洗；生活污水经处理后作为冷却塔补水；脱硫废水经过“预处理软化+膜浓缩减
量+MVR 蒸发”处理，作为工业冷却水回用；含煤废水经处理后用于输煤栈桥冲
洗及煤场喷淋，全厂已实现废水零排放。
（3）荆门公司
荆门公司工业废水经处理站处理后进入复用水池，用于灰场喷淋降尘、建材
公司用水及输煤系统冲洗补水；含煤废水处理后循环使用，用于输煤栈桥冲洗；
脱硫废水经处理后回用于冲渣系统补水。生活污水经污水处理后通过市政官网进
入城市污水厂统一处理，所有废水不直接对外排放。
（4）长源一发
长源一发工业废水经处理站处理后回用于输煤栈桥冲洗和循环水处理系统，
脱硫废水处理设施处理后作为捞渣机的补水，生活污水经处理后回用至含煤废水
回用水池；含煤废水处理站经过处理后回用于输煤栈桥冲洗，所有废水不直接对
外排放。
（5）青山公司
青山公司生产废水经处理站处理后回用于工业水池补水和循排水处理系统，
脱硫废水经处理设施处理后作为捞渣机补水，含煤废水经处理设施经过处理后回
用至输煤栈桥冲洗，生活污水经污水处理站处理后收集至复用水池，作为脱硫系
统工艺水箱补水，所有废水不直接对外排放。
（6）荆州公司
荆州公司生活污水处理后回用于地面冲洗及厂区绿化。工业废水经废水处理
站预处理后进入循环水排水处理系统处理，含煤废水经处理回用于煤场冲洗。循
158
环排水处理系统采用“过滤+超滤+两级反渗透”工艺，经处理的清水进入冷却塔
回用。二期脱硫废水采用“低温烟气处理脱硫废水”工艺，蒸发产生的水分回用于
脱硫系统，全厂已实现废水零排放。
（7）随州公司
随州公司工业废水、生活污水实行清污分流、分类收集、分类处理，处理后
全部回用，不外排。工业废水、含油废水处理后进入复用水池循环使用；脱硫废
水采用中和（碱化）、絮凝处理，进一步浓缩、干燥后输送至灰库；生活污水经
处理后，用作煤场喷洒、灰库区冲洗用水及绿化用水；含煤废水沉淀过滤处理后
的循环使用，全厂在 2023 年投产后已实现废水零排放。
3、固废
发行人火电企业产生的固废主要是粉煤灰、炉渣、脱硫石膏等，上述副产品
均已实现 100%综合利用。粉煤灰的运输采用罐车密闭运输。炉渣、脱硫石膏等
副产品的装运环节采取覆盖、喷淋等有效抑尘措施。发行人火电企业不存在固废
等副产品对外直接排放的情形。
（二）发行人本次募投项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排
放量，募投项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处
理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
发行人本次募集资金全部投向光伏发电项目。各募投项目实施后所产生的污
染情况具体如下：
1、汉川市新能源百万千瓦基地二期项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 1.93m3/d，
升压站内员工生活污水 生活污水
706t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 1,007.9m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 3.89t/a
固废 电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等 固体废物
159
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
噪声 光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 55dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《汉川市新能源百万千瓦基地二期建设项目环境影响报告表》，环保投
资估算为 799 万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为
水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置（处理能力 1m/h）处理后
废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水
太阳能电池板清洗废水 是
体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，
意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均
固废 电池板意外损坏时产生
可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及 是
对逆变器等电子设备可按《电子废物污染
设备支架等
环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40 号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
选用低噪声设备，主变压器器身和油箱增
噪声 升压站 加隔振装置，增加减震垫等，对外界的影 是
响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
2、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
160
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 2.052m3/d，
升压站内员工生活污水 生活污水
748.98t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 19,152m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 4.38t/a
固废 电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等 固体废物
噪声 升压站 噪声 不高于 55dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《汉川市新能源百万千瓦基地三期建设项目环境影响报告表》，环保投
资估算为 357 万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为
水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置（处理能力 1m/h）处理后
废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水
太阳能电池板清洗废水 是
体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，
意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均
固废 电池板意外损坏时产生
可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及 是
对逆变器等电子设备可按《电子废物污染
设备支架等
环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40 号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
选用低噪声设备，主变压器器身和油箱增
噪声 升压站 加隔振装置，增加减震垫等，对外界的影 是
响很小。
161
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
3、国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW 项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 0.4m3/d，
升压站内员工生活污水 生活污水
144t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 530.29m/a
运行检修定员 5 人，平均每
运检人员生活垃圾 生活垃圾 人每天产生生活垃圾 1kg，
固废 年产生量为 1.8t/a
电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等 固体废物
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期 100MW 建设
项目环境影响报告表》，环保投资估算为 856.9 万元，资金来源为本次发行的募
集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及
处理能力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置（处理能力 1m/h）处理后
废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水
太阳能电池板清洗废水 是
体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
固废 运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
162
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，
意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均
电池板意外损坏时产生
可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及 是
对逆变器等电子设备可按《电子废物污染
设备支架等
环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40 号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且
光伏阵箱逆变一体机 是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声 清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，
清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是
洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
4、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
升压站内员工生活污水 生活污水 生活污水量为 1.44m3/d
废水 光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 4,380m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 10kg/d
固废 电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等 固体废物
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 39dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子建设项目环境
影响报告表》，环保投资估算为 30 万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有
或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
163
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置（处理能力 1m/h）处理后
废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水
太阳能电池板清洗废水 是
体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，
意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均
固废 电池板意外损坏时产生
可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及 是
对逆变器等电子设备可按《电子废物污染
设备支架等
环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40 号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且
光伏阵箱逆变一体机 是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声 清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，
清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是
洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
5、国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 0.43m3/d，
办公生活用水 生活污水
156m3/a
食堂废水量为 0.06m3/d，
废水 食堂用水 食堂废水
24m3/a
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 384m/a
固废 生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约 1.10t/a
164
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
I 类一般工业
废光伏组件 年产生废光伏组件约 15.5t/a
固体废物
废铅酸蓄电池 危废废物 约 10 年更换一次
废变压器油 危废废物 12.5t/a
光伏发电场 35KV 箱式变压器 噪声 不高于 45dB（A）
噪声
主变运行时产生的噪声 噪声 65dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电建设项目环境影响报告
表（生态影响类）》，环保投资估算为 276 万元，资金来源为本次发行的募集资金
及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能
力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏组件清洗直接用水清洗，不添加清洗
光伏组件清洗废水 剂，可直接汇入鱼塘，对水产养殖不会产 是
生影响。
升压站内设置有隔油池、化粪池及地埋式
废水
一体化污水处理设备。食堂废水经隔油池
生活污水、食堂废水 处理后与生活污水一同接入化粪池，经化 是
粪池预处理后进入地埋式一体化污水处
理设备处理。
生活垃圾收集后定期交由环卫部门清运
生活垃圾 是
处理。
更换下来的废光伏组件不属于危险废物，
废光伏组件、污水处理污 收集后交由光伏组件供应商回收。化粪池
固废 是
泥 及地埋式一体化污水处理设备污水处理
产生的污泥定期掏用作农肥。
废铅酸蓄电池 更换后直接委托有资质单位处理。 是
废变压器油 收集后委托有资质单位处理。 是
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且
箱式变压器 是
噪声 布置于箱体内，对外界的影响较小
升压站厂界噪声 升压站运营期间噪声主要来自主变运行 是
165
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
时产生的噪声，按主变 1m 处声压级未
65dB（A）进行分析，厂界噪声预测值能
够满足《工业企业厂界环境噪声排放标
准》1 类标准的要求。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
6、国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 2.28m3/d，年
升压站内员工生活污水 生活污水
产生量为 832.2t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 5,600.4m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约为 2.73t/a
光伏组件年更换量为 1%，
I 类一般工业 本项目共有 462,300 块光伏
废光伏组件
固体废物 组件，每块重 25.5kg，产生
固废 废光伏组件约 108.6t/a
220KV 升压变压器及光伏场区的变 日常维护时废油产生量约为
废变压器油
压器维护及事故状态 2.2t/a
废旧蓄电池产生量约为
升压站运行 废旧蓄电池
1.82t/7a
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国能长源谷城县冷集镇 230MW 农光互补发电建设项目环境影响报告
表》，环保投资估算为 503.4 万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自
筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
166
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置（处理能力 1m/h）处理后
废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水
太阳能电池板清洗废水 是
体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
交由厂家回收处置或交给有相应处置资
固废 废光伏组件 是
质的单位进行处置。
废变压器油 交由具有相应处置资质的单位进行处置。 是
废旧蓄电池 交由具有相应处置资质的单位进行处置。 是
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且
光伏阵箱逆变一体机 是
布置于箱体内，对外界的影响很小
噪声 清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，
清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是
洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
7、国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 0.36m3/d，年
生活污水 生活污水
产生量为 131.4t/a
废水
光伏电板清洗废水产生量为
光伏电板清洗废水 悬浮物
632.84m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量为 0.75t/a
电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
产生量约 0.38t/a
玻璃、边框及设备支架等 固体废物
固废 计划 10 年更换一次，废蓄电
废蓄电池 危险废物
池产生量为 5.8t/a
废变压器油产生量约为
废变压器油 危险废物
18t/a
167
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
一体化污水处理设备采用活
废活性炭 危险废物 性炭吸附除臭，废活性炭产
生量约为 0.1t/a
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发电建设项目环境影响
报告表（生态影响类）》，环保投资估算为 250 万元，资金来源为本次发行的募集
资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处
理能力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池+化粪池+地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置处理后回用于站内道路洒
废水
水及绿化，不外排。
散排至光伏板底鱼塘，不会对周边水环境
太阳能电池板清洗废水 是
造成污染。
运检人员生活垃圾 生活垃圾经收集后交由环卫部门处理 是
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，
意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均
电池板意外损坏时产生
固废 可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
的电池板、玻璃、边框及 是
对逆变器等电子设备可按《电子废物污染
设备支架等
环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40 号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
危废舱连锁暂存后交由有资质单位进行
光伏阵箱逆变一体机 是
处置
噪声
清洗太阳能板的小型清 采用专用收集桶临时贮存于危废舱后交
是
洗车 由有资质单位处置。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
168
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
8、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 0.1m3/d，年产
升压站内员工生活污水 生活污水
生量为 36.5t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 3,096.86m/a
年产生量 0.3t，统一收集，
运检人员生活垃圾 生活垃圾
交由当地环保部门处置。
固废
电池板意外损坏时产生的电池板、 I 类一般工业
电池板一般不会损坏
玻璃、边框及设备支架等 固体废物
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
清洗车为流动声源，运行于
噪声 光伏阵列间，运行时间较短
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声
且间断运行，对厂界外的影
响很小。
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电建设项目环境影
响报告表》，环保投资估算为 315 万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有
或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
运检人员生活污水 水经化粪池至一体化污水处理设施处理 是
废水
后回用于站区内绿化浇洒，不外排。
太阳能电池板清洗废水 用于种植区浇灌，不外排。 是
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后交当地的环卫部门定期清运。
固废 电池板意外损坏时产生 报废的光伏组件属于《国家危险废物名
的电池板、玻璃、边框及 录》(2021 版)中 HW49 其他废物中的 是
设备支架等 “HW49 其他废物-废电路板（包括废电路
169
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
板上附带的元器件、芯片、插件、贴脚
等）”，废物代码为 900-045-49，年报废
量 按 0.01% 计 算 ， 平 均 每 块 重 量 约 为
31.6kg ， 报 废 的 光 伏 组 件 产 生 量 为
0.583t/a，收集后由生产厂回收，不排放。
本项目光伏电站方阵组件由单晶硅材料
组成，寿命一般为 25 年左右，25 年后产
生废旧太阳能电池板收集后由生产厂回
收，不排放。
箱变的噪声较小，不高于 45dB(A)，且布
光伏阵箱逆变一体机 是
置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声 清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，
清洗太阳能板的小型清
运行时间较短且间断运行，对厂界外的影 是
洗车
响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
9、国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期）
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染
涉及环境污染具体环节 主要污染物名称 排放量
物类别
COD、BOD5、氨氮、生活污水量为 0.36m3/d，年产
升压站内员工生活污水
悬浮物、动植物油 生量为 131.4t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 420m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约 1.10t/a
电池板意外损坏时产生的电池 I 类一般工业固体废
电池板一般不会损坏
固废 板、玻璃、边框及设备支架等 物
废变压器油 1.2t/a、废旧蓄电
废变压器油、废旧蓄电池 危险废物
池 2.91t/a
不高于 55dB（A），夜间不高
光伏阵箱逆变一体机 噪声
于 45dB（A）
噪声
昼间不高于 55dB（A），夜间
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声
不高于 55dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
170
根据《国能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期）
环境影响报告表》，环保投资估算为 439 万元，资金来源为本次发行的募集资金
及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能
力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活
运检人员生活污水 是
污水处理装置（处理能力 1m/h）处理后
废水
回用于站区绿化灌溉，不外排。
散排至光伏板底排入土地，不会对周边水
太阳能电池板清洗废水 是
体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，
意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及
设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均
电池板意外损坏时产生
可由生产厂家或回收单位进行回收利用；
固废 的电池板、玻璃、边框及 是
对逆变器等电子设备可按《电子废物污染
设备支架等
环境防治管理办法》（环境保护总局令第
40 号）的规定，交由厂家回收处置或交给
有相应处置资质的单位进行处置。
废变压器油、废旧蓄电池暂存于危废暂存
废变压器油、废旧蓄电池 是
间内，定期交由有相应资质单位处置。
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且
光伏阵箱逆变一体机 是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声 清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，
清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是
洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
10、国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目
（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
171
主要污染物 主要污染物名
涉及环境污染具体环节 排放量
类别 称
生活污水量为 1.52m3/d，年
升压站内员工生活污水 生活污水
产生量为 554.8t/a
废水
光伏电板人工清洗废水产生
人工清洗太阳能组件 悬浮物
量为 1,142.4m/a
运检人员生活垃圾 生活垃圾 生活垃圾产生量约为 1.82t/a
光伏组件年更换量为 1%，
I 类一般工业 本项目共有 94,290 块光伏组
废光伏组件
固体废物 件，每块重 25.5kg，产生废
固废 光伏组件约 22.16t/a
110KV 升压变压器及光伏场区的变 日常维护时废油产生量约为
废变压器油
压器维护及事故状态 1.2t/a
废旧蓄电池产生量约为
升压站运行 废旧蓄电池
1.82t/a
光伏阵箱逆变一体机 噪声 不高于 45dB（A）
噪声
清洗太阳能板的小型清洗车 噪声 70-80dB（A）
（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，
是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配
根据《国电长源谷城县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目环境影响报告
表》，环保投资估算为 249.26 万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自
筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
光伏电站运行期运检人员产生的生活污
运检人员生活污水 水经隔油池、一体化生活污水处理装置处 是
理后排入污水管网。
废水
清洗废水由太阳能电池板自然洒落，直接
太阳能电池板清洗废水 用于光伏电场下层空间植被的灌溉，不会 是
对周边水体产生影响。
运行期运检人员产生的生活垃圾经集中
运检人员生活垃圾 是
收集后定期清运。
交由厂家回收处置或交给有相应处置资
固废 废光伏组件 是
质的单位进行处置。
废变压器油 交由具有相应处置资质的单位进行处置。 是
废旧蓄电池 交由具有相应处置资质的单位进行处置。 是
172
是否能够与
主要污染 募投项目实
主要污染物类型 污染情况、处理措施及处理能力
物类别 施后产生的
污染相匹配
箱变噪声较小，源强小于 45dB（A），且
光伏阵箱逆变一体机 是
布置于箱体内，对外界的影响很小。
噪声 清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，
清洗太阳能板的小型清
噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较 是
洗车
短且间断运行，对外界的影响很小。
综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能
力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。
十、发行人最近 36 个月是否存在受到环保领域行政处罚的情况，是否构成
重大违法行为，或是否存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行
为
截至本回复出具日，发行人及其子公司最近 36 个月内未受到环境保护主管
部门行政处罚，不存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为。
十一、募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形，请发行人承
诺募集资金不会用于高耗能、高排放项目
（一）补充流动资金用于偿还银行贷款的具体情况
本次向特定对象发行股票募集资金中的 47,668 万元用于补充流动资金，具
体将用于偿还以下范围内的银行贷款：
单位：万元
债权人 期限 到期日 余额 借款资金用途
国家能源集团财务有限公司 1年 2024/6/6 100,000.00 补充营运资金
国家能源集团财务有限公司 1年 2024/7/26 19,000.00 补充营运资金
国家能源集团财务有限公司 1年 2024/9/19 30,000.00 补充营运资金
上述银行贷款资金用于公司日常运营。发行人补充流动资金旨在满足业务发
展的流动资金需求，优化资本结构，提升资本实力。本次募集资金中用于补充流
动资金部分将全部用于偿还银行贷款，不足部分由公司使用自有资金偿还。
（二）募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形
173
根据《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》（环
环评〔2021〕45 号）的规定，“两高”项目暂按煤电、石化、化工、钢铁、有色
金属冶炼、建材等六个行业类别统计，后续对“两高”范围国家如有明确规定的，
从其规定。根据《国家发展改革委、工业和信息化部等部门关于发布<高耗能行
业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021 年版））>的通知》（发改产业〔2021〕
1609 号）的规定，能效标杆水平和基准水平的高耗能行业重点领域包括 C25 石
油、煤炭及其他燃料加工业、C26 化学原料和化学制品制造业、C30 非金属矿物
制品业、C31 黑色金属冶炼和压延加工业、C32 有色金属冶炼和压延加工业行业
中的部分小类行业。根据《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕
22 号）、坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》工信部节〔2018〕
136 号）等文件的规定，“高排放”行业涉及钢铁、建材、焦化、铸造、有色、电
解铝、化工等行业。
发行人所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主营业务为电力、热
力生产和销售，业务板块主要包括火电、水电、新能源发电和售热业务，本次募
集资金除补充流动资金部分以外全部投向光伏发电项目，不属于上述“高耗能”
“高排放”行业，本次募集资金中用于补充流动资金部分将全部用于偿还银行贷
款，补充公司营运资金，亦不涉及上述“高耗能”“高排放”行业。
（三）募集资金是否存在变相用于限制类、淘汰类产业的情形
发行人已建、在建及拟建项目包括水电、火电、新能源发电项目等。根据《产
业结构调整指导目录（2024 年本）》，其中与发行人主营业务相关的限制类、淘
汰类产业内容如下：
序号 类别 行业 内容
1．大电网覆盖范围内，设计供电煤耗高于 285 克标准煤/千瓦时
的常规烟煤湿冷发电机组，设计供电煤耗高于 300 克标准煤/千
瓦时的常规烟煤空冷发电机组（不含燃用无烟煤、褐煤等特殊煤
限制
1 三、电力 型的机组）
类
2．无下泄生态流量的引水式水力发电
3．达不到超低排放要求的煤电机组（采用特殊炉型的机组除外）
和燃煤锅炉
一、落后生产 1．不达标的单机容量 30 万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综
淘汰
2 工艺装备 合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组（先立后
类
（三）电力 改，根据发布的年度淘汰计划有序淘汰）
发行人在建及拟建项目均不涉及上述限制类、淘汰类产业。发行人本次募集
174
资金除补充流动资金部分以外全部投向光伏发电项目，不涉及上述限制类、淘汰
类产业，用于补充流动资金部分全部用于偿还银行贷款，补充公司营运资金，亦
不涉及上述限制类、淘汰类产业。因此，发行人募集资金不涉及上述限制类、淘
汰类产业，亦不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业的情形。
（四）发行人承诺募集资金不会用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排
放项目
2023 年 5 月 29 日，国家能源集团长源电力股份有限公司召开第十届董事会
第十四次会议审议通过了向特定对象发行股票的相关议案，明确本次向特定对象
发行股票的募集资金用途包括：汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新
能源百万千瓦基地三期项目、国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地
二期 100MW 项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目
光伏电站、国能长源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏发电项目、国能长源谷城县
冷集镇 230MW 农光互补光伏发电项目、国能长源荆州市纪南镇 100MW 渔光互
补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇 100MW 农光互补光伏发电项目、国
能长源荆门屈家岭罗汉寺 70MW 农光互补光伏发电项目（一期）、国电长源谷城
县盛康镇 50MW 农光互补光伏发电项目、补充流动资金。
发行人承诺：募投项目中“补充流动资金”将全部用于偿还银行贷款，本次
募集资金不会直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项
目。
综上所述，发行人本次发行募集资金不存在直接、间接或变相用于限制类、
淘汰类行业以及高耗能、高排放项目的情形。
十二、中介机构核查情况
（一）核查程序
针对上述问题，保荐人、发行人律师履行了以下核查程序：
1、查阅了《产业结构调整指导目录（2024 年本）》、《国务院关于进一步加
强淘汰落后产能工作的通知》《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》
《2015 年各地区淘汰落后和过剩产能目标任务完成情况》《关于做好 2020 年重点
领域化解过剩产能工作的通知》《2020 年煤电化解过剩产能工作要点》等文件的
175
相关规定；查阅了湖北省能源局《关于 2020 年湖北煤电行业淘汰落后产能情况
的公告》《关于 2022 年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》；查询了与发行
人所属行业密切相关的国家产业政策；
2、查询了《新时代的中国能源发展》、发行人项目所在地能源消费双控的相
关政策以及项目符合所在地能源消费双控的相关文件；查询了《固定资产投资项
目节能评估和审查暂行办法》《固定资产投资项目节能审查办法》《国家发展改革
委关于印发<不单独进行节能审查的行业目录>的通知》等文件的相关规定；查阅
了发行人项目的《节能评估报告》及主管行政机关出具的《节能审查意见》；
3、查阅了《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的相关规
定；
4、取得了发行人已建、在建、拟建项目清单；查阅了《环境影响评价法》
《建设项目环境影响评价分类管理名录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建
设项目目录》和项目所在地对环境影响评价实施分级审批的相关规定、项目备案
及环评批复等文件；
5、查阅了《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发
[2018]22 号）和项目所在地的相关规定；取得并查阅了发行人项目实施主体现有
的《排污许可证》；
6、查阅了《高污染燃料目录》以及发行人项目所在地关于高污染燃料禁燃
区的相关规定；
7、查阅了《排污许可管理条例》《固定污染源排污许可分类管理名录》等文
件的相关规定；取得并查阅了发行人项目实施主体现有的《排污许可证》；
8、查阅了《环境保护综合名录（2021 年版）》中的“高污染、高环境风险”
产品目录；
9、取得并查阅了发行人火电项目的环境影响报告表或烟气排放连续监测系
统数据、发行人本次募投项目的环境影响报告表；
10、取得并查阅发行人及其子公司环保主管部门出具的证明；登陆发行人项
目所在地生态环境局网站查询发行人报告期内环保合规情况；
176
11、查阅了《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意
见》（环环评〔2021〕45 号）、《国家发展改革委、工业和信息化部等部门关于发
布<高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021 年版）>的通知》（发改
产业〔2021〕1609 号）、《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕
22 号）、坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》工信部节〔2018〕
136 号）、《产业结构调整指导目录（2024 年本）》等相关文件的规定；
12、取得并查阅了发行人借款台账，核查补充流动资金拟用于偿还的银行贷
款的具体情况。
（二）核查意见
经核查，保荐人、发行人律师认为：
1、除发行人汉川电厂一期 2×300MW 亚临界燃煤发电项目、汉川电厂二期
2×300MW 亚临界燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW 亚
临界燃煤发电项目所使用的湿冷发电机组为限制类产业外，发行人其他项目不涉
及《产业结构调整指导目录（2024 年本）》所规定的限制类及淘汰类产业；发行
人已建、在建及拟建项目不属于电力行业中的落后产能，符合国家产业政策；
2、除不涉及项目所在地能源消费双控要求的水电、新能源发电项目以外，
发行人火电项目满足项目所在地能源消费双控要求；除不适用固定资产投资项目
节能审查的项目外，发行人已建、在建和拟建项目已按规定取得固定资产投资项
目节能审查意见；
3、发行人已建、在建及拟建项目不存在新建燃煤自备电厂的情况，不适用
《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的规定；
4、发行人已建、在建及拟建项目已向投资主管部门履行备案程序，已按照
环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境
部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环
境影响评价批复或政府部门的说明文件；
5、发行人已建、在建、拟建的项目不属于国务院文件列明的大气污染防治
重点区域内的耗煤项目。发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放
重点控制区内的耗煤项目，其中已建项目因建设完成时间较早，不适用煤炭等量
177
或减量替代要求，2023 年新建成荆州二期扩建项目已按照属地环保部门要求实
行比煤炭等量/减量替代更严格的煤炭的倍量替代；
6、发行人耗煤项目汉川公司、汉川一发、荆门公司、长源一发、青山公司、
荆州公司、随州公司的项目建设地虽在相应地市人民政府根据《高污染燃料目录》
划定的高污染燃料禁燃区内，但属于依法依规批准建设的除外情形，可以正常生
产；发行人其他项目不涉及燃用高污染燃料；
7、发行人已建、在建、拟建及本次募投项目中，需办理排污许可证的项目
均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证，不存在违反《排污许可管理条
例》第三十三条规定的情形；
8、发行人已建、在建及拟建项目生产的产品不属于《环境保护综合名录（2021
年版）》中规定的高污染、高环境风险产品；
9、发行人已建、在建及拟建项目涉及环境污染主要是火电项目，具体环节
主要为燃料燃烧过程，主要污染物包括废水、废气和固废；发行人已根据本次募
投项目各类污染物排放量合理规划污染物处置方式，相应的资金计划来源于本次
募集资金及自有或自筹资金，并且针对本次募投项目污染物排放所采取的环保措
施及防治措施充分，主要处理设施及处理能力与本次募投项目实施后所产生的污
染相匹配，处理后的污染物可以达到排放标准，符合环境保护法律法规的要求；
10、发行人最近 36 个月不存在受到环保领域行政处罚的情况，发行人不存
在导致严重环境污染或严重损害社会公共利益的违法行为；
11、发行人本次发行募集资金不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类
产业以及高耗能、高排放项目的情形。
178
其他问题
请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行人及
本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对策、
发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的
重要程度进行梳理排序。
同时，请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的
媒体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、
完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，
也请予以书面说明。
回复：
一、请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行
人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对
策、发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信
息的重要程度进行梳理排序
公司已在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则重新撰写了与本次
发行及公司自身密切相关的重要风险因素，并按对投资者作出价值判断和投资决
策所需信息的重要程度进行了梳理排序。
二、请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒
体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、
完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，
也请予以书面说明
发行人已关注媒体报道情况，并出具了《国家能源集团长源电力股份有限公
司关于向特定对象发行股票的媒体报道之情况说明》。
保荐人已对媒体报道情况进行了核查，并出具了《中信建投证券股份有限公
司关于国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发行股票的媒体报道之
核查报告》。
179
保荐机构总体意见
对本回复材料中的公司回复（包括补充披露和说明的事项），本机构均已进
行核查，确认并保证其真实、完整、准确。
180
（本页无正文，为国家能源集团长源电力股份有限公司《关于国家能源集团长源
电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复》之签章页）
国家能源集团长源电力股份有限公司
年 月 日
181
发行人董事长声明
本人作为国家能源集团长源电力股份有限公司的董事长，现就本次审核问询
函的回复郑重声明如下：
“本人已认真阅读国家能源集团长源电力股份有限公司本次审核问询函的
回复的全部内容，确认本次审核问询函的回复不存在虚假记载、误导性陈述或者
重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时性承担相应法律责任。”
发行人董事长签名：
王冬
国家能源集团长源电力股份有限公司
年 月 日
182
（本页无正文，为中信建投证券股份有限公司《关于国家能源集团长源电力
股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复》之签字盖章页）
保荐代表人签字：
周百川 冯强
中信建投证券股份有限公司
年 月 日
183
关于本次问询意见回复报告的声明
本人已认真阅读国家能源集团长源电力股份有限公司本次问询意见回复报
告的全部内容，了解报告涉及问题的核查过程、本公司的内核和风险控制流程，
确认本公司按照勤勉尽责原则履行核查程序，问询意见回复报告不存在虚假记
载、误导性陈述或者重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时
性承担相应法律责任。
法定代表人/董事长签名：
王常青
中信建投证券股份有限公司
年 月 日
184
附件：发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
一、火电项目
1987 年，项目经国家计委批准建设，批复对象
汉 川 电 厂 一 期 湖北省环保局《关于汉川电厂一期
国电长源汉川第 为华中电力局，当时汉川电厂并未成立，因此
1 2×300MW 亚临界燃煤 已建 工程环保验收和二期工程环评的
一发电有限公司 汉川电厂没有批复文件存档，仅能以湖北省电 注
发电项目 注 意见》鄂环管〔1993〕8 号 2
力局编制的汉川厂史进行佐证 1
湖北省环境保护局《关于中外合资
汉 川 电 厂 二 期 国家计划委员会《关于湖北汉川电厂二期扩建
国电长源汉川第 汉川电厂二期工程补充环境影响
2 2×300MW 亚临界燃煤 已建 工程项目建议书的批复》计能源〔1993〕629
一发电有限公司 报告书的批复》鄂环管〔1993〕94
发电项目 号
号
中华人民共和国环境保护部《关于
湖北国电汉川电厂三 《国家发展改革委关于湖北国电汉川电厂三
国能长源汉川发 国电汉川电厂三期工程环境影响
3 期第一台机组扩建工 已建 期扩建工程项目核准的批复》发改能源〔2010〕
电有限公司 报告书的批复》环审〔2009〕260
程项目 1677 号
号
中华人民共和国环境保护部《关于
湖北国电汉川电厂三 《国家发展改革委关于湖北国电汉川三期第 2
国能长源汉川发 湖北国电汉川三期第 2 台 100 万千
4 期第二台机组扩建工 已建 台机组扩建工程项目核准的批复》发改能源
电有限公司 瓦机组扩建项目环境影响报告书
程项目 〔2014〕1372 号
的批复》环审〔2014〕58 号
《省生态环境厅关于<国能长源汉
国能长源汉川四期扩 《省发改委关于国能长源汉川四期扩建工程 7
国能长源汉川发 川四期扩建工程 7 号机组
5 建 工 程 7 号 机 组 在建 号机组（1×1000MW）项目核准的批复》鄂发
电有限公司 （1×1000MW）项目环境影响报告
（1×1000MW）项目 改审批服务〔2022〕220 号
书>的批复》鄂环审〔2023〕32 号
《省生态环境厅关于<国能汉川电
国能长源汉川四期扩 《省发改委关于国能长源汉川四期扩建工程 8
国能长源汉川发 厂四期扩建 8 号机组（1×100 万千
6 建 工 程 8 号 机 组 在建 号机组（1×1000MW）项目核准的批复》鄂发
电有限公司 瓦）项目环境影响报告书>的批复》
（1×1000MW）项目 改审批服务〔2022〕454 号
鄂环审〔2023〕31 号
7 国能长源荆门发 荆 门 电 厂 三 期 已建 《国家发展改革委关于湖北荆门电厂三期扩 国家环境保护总局《关于荆门热电
185
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
电有限公司 2×600MW 超临界燃煤 建工程核准的批复》发改能源〔2005〕527 号 厂三期扩建工程(2X600MW)环境
发电项目 影响报告书重新审核意见的复函》
环审〔2003〕200 号
国电青山热电有限公 《关子国电青山热电有限公司“上
《国家发展改革委关于湖北青山热电有限公
国能长源武汉青 司“上大压小“一期 大压小”期(2×300 兆瓦级)热电联
8 已建 司“上大压小”扩建工程核准的批复》发改能源
山热电有限公司 2×350MW 超临界热电 产工程环境影响报告书的批复》环
〔2009〕2822 号
联产项目 审〔2009〕87 号
国务院经济贸易办公室《关于湖北省青山热电
湖北省青山热电厂“以 厂技术改造工程项目建议书的批复》国经贸改 国家环境保护局《关于青山热电厂
国电长源第一发
9 大代小”1×300MW 亚 已建 （1992）262 号、《湖北省电力工业局关于青山 改建工程环境影响报告书审批意
电有限责任公司
临界燃煤发电项目 热电厂以大代小工程开工的批复》鄂电基 见的复函》环监〔1993〕064 号
〔1993〕126 号
国家环境保护总局《关于国电沙市
国电长源荆州热电一 《国家发展改革委关于湖北国电沙市热电厂
国能长源荆州热 热电厂 2×300 兆瓦热电联产工程
10 期 2×300MW 亚临界燃 已建 异地新建工程项目核准的批复》发改能源
电有限公司 环境影响报告书审查意见的复函》
煤发电项目 〔2007〕2125 号
环审〔2005〕567 号
湖北省生态环境厅《省生态环境厅
国电长源荆州热电二 《省发改委关于国电长源荆州热电二期扩建
国能长源荆州热 关于国电长源荆州热电二期扩建
11 期 2×350MW 超临界燃 已建 项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2020〕266
电有限公司 项目环境影响报告书的批复》鄂环
煤发电项目 号
审〔2020〕280 号
湖北省环境保护厅《关于华能随州
电厂 2×660MW 新建工程环境影响
报告书的批复》（鄂环审〔2015〕
国家能源集团随州火
《湖北省发改委关于国家能源集团随州火电 190 号）
国能长源随州发 电项目
12 已建 项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2020〕102 建设单位变更为长源公司：《省生
电有限公司 （2×660MW 超超临界
号 态环境厅关于随州电厂 2×600MW
燃煤发电）
新建工程环评批复变更建设单位
等有关意见的函》（鄂环函〔2020〕
注
125 号） 3
186
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
二、水电项目
湖北省环境保护局《关子<湖北省
1#、2#机组 《省计委关于竹溪鄂坪水利水电枢纽可行性 竹溪县鄂坪水利水电枢纽工程环
13 已建
（2×38MW） 研究报告的批复》鄂计基础〔2003〕953 号 境影响报告书>的批复》鄂环函
国电湖北电力有
〔2002〕74 号
限公司鄂坪水电
湖北省环境保护局《关于<湖北省
厂 《省发展改革委关于竹溪县鄂坪水利水电枢
竹溪县鄂坪水利水电枢纽工程环
14 3#机组（38MW） 已建 纽工程扩机增容项目核准的批复》鄂发改能源
境影响报告书>的批复》鄂环函
〔2005〕356 号
〔2002〕74 号
湖北省环境保护局《关于湖北省竹
白沙河水电站 1#、2# 《省发展改革委关于竹溪县白沙河水电站项 溪县白沙河水电站工程环境影响
15 已建
机组（2×25MW） 目核准的通知》鄂发改能源〔2009〕513 号 报告书审查意见的函》鄂环函
〔2005〕450 号
湖北省环境保护局《关于湖北省竹
《省发展改革委关于竹溪县大峡水电站工程
国能长源十堰水 大峡水电站 1#、2#机组 溪县大峡水电站工程环境影响报
16 已建 可行性研究报告（代核准）的批复》鄂发改能
电开发有限公司 （2×10MW） 告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕
源〔2004〕931 号
187 号
湖北省环境保护局《关于湖北省竹
红岩二级水电站 1#、2# 《省发展改革委关于竹溪县红岩二级水电站
溪县红岩Ⅱ级水电站工程环境影响
17 机组 已建 枢纽工程可行性研究报告的批复》鄂发改能源
报告书审查意见的函》鄂环函
（2×9MW） 〔2004〕653 号
〔2005〕189 号
湖北省环境保护局《关于湖北省利
《省发展改革委关于利川市龙桥水电站项目 川市龙桥电站工程环境影响报告
18 龙桥水电站 已建
核准的通知》鄂发改能源〔2005〕740 号 书审查意见的函》鄂环函〔2005〕
国能长源恩施水
300 号
电开发有限公司
湖北省环境保护局《关于湖北省恩
《省发展改革委关于恩施市罗坡坝水电站项 施市罗坡坝水电站环境影响报告
19 罗坡坝 已建
目核准的批复》鄂发改能源〔2005〕335 号 书审查意见的函》鄂环函〔2005〕
69 号
187
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
恩施州保护局《关于湖北省利川市
《省发展改革委关于利川市云口水电站项目 云口水电站工程（变更）环境影响
20 云口水电站 已建
核准的通知》鄂发改能源〔2007〕188 号 报告书的批复》恩州环审〔2016〕
48 号
湖北省环境保护厅《关于来凤县塘
湖北省发展计划委《关于来凤县塘口水电站扩
口水电站扩机增容工程环境影响
21 塘口水电站 已建 机增容工程可行性研究报告的批复》鄂计基础
报告书的批复》鄂环函〔2009〕128
〔2001〕1243 号
号
湖北省环境保护局《关于湖北省建
《省发展改革委关于建始县野三河水电站项 始县野三河电站扩建工程环境影
22 野三河水电站 已建
目核准的通知》鄂发改能源〔2006〕1139 响报告书审查意见的复函》鄂环函
〔2006〕396 号
恩施州环保局《关于对利川长顺电
湖北省计划委《关于利川市长顺水电站设计任
23 长顺水电站 已建 站<环境影响报告>的审查意见》恩
务书的批复》鄂计工字（88）第 755 号
州环文[2002]35 号
24 龙王塘水电站 已建
25 高桥水电站 已建
26 雪照河水电站 已建
27 大河片水电站 已建
28 断明峡水电站 已建
29 新峡一级水电站 已建 恩施州发改委《关于恩施州农电体制改革发电 恩施州环保局《关于恩施州农电体
30 龙头沟三级水电站 已建 资产包所属电站的合法性等有关问题的说明》 制改革发电资产包电站所涉及环
注4 注
31 龙头沟二级水电站 已建 境保护有关问题的意见》 5
32 白泉河水电站 已建
33 两河溪水电站 已建
34 四十二坝一级水电站 已建
35 四十二坝二级水电站 已建
36 四十二坝三级水电站 已建
188
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
37 四十二坝四级水电站 已建
38 伍家河七级水电站 已建
39 伍家河六级水电站 已建
40 云龙河水电站 已建
41 马尾沟六级水电站 已建
42 射渡河水电站 已建
43 二龙山水电站 已建
44 小溪河水电站 已建
45 竹园水电站 已建
46 天电 已建
47 车坝一级 已建
48 车坝二级 已建
49 车坝三级 已建
50 马鞍槽 已建
51 排沙沟二级水电站 已建
三、风电项目
随州市环境保护局《关于对湖北广
《省发展改革委关于国电广水中华山风电场
国能长源湖北新 国电长源广水中华山 水中华山风电场工程环境影响报
52 已建 工程项目核准的通知》鄂发改审批服务〔2012〕
能源有限公司 风电项目 告表的审批意见》随环建审〔2012〕
586 号
139 号
随州市环境保护局《关于对国电湖
《省发展改革委关于国电广水乐城山风电场
国能长源湖北新 长源公司广水乐城山 北电力有限公司广水乐城山风电
53 已建 工程项目核准的通知》鄂发改审批〔2013〕1097
能源有限公司 风电项目 场项目环境影响报告表的审批意
号
见》随环建审〔2013〕58 号
《省发展改革委关于国电广水吉阳山风电场 《省环保厅关于湖北广水吉阳山
国能长源湖北新 长源电力湖北广水吉
54 已建 工程项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2016〕 风电场工程环境影响报告书的批
能源有限公司 阳山风电项目
489 号 复》鄂环审〔2016〕268 号
55 国能长源湖北新 国电广水中华山风电 已建 《省发展改革委关于国电广水中华山风电场 随州市环境保护局《关于对国电长
189
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
能源有限公司 场二期工程项目 二期工程项目核准的批复》鄂发改审批服务 源广水风电有限公司湖北广水中
〔2017〕401 号 华山二期（49.5MW）风电项目环
境影响报告表的审批意见》随环建
审〔2017〕126 号
随州市生态环境局广水市分局《关
广水市发展和改革局《关于国电广水乐城山风
国能长源湖北新 国电广水乐城山风电 于国电广水乐城山风电场二期项
56 已建 电场二期项目核准的批复》广发改审批服务
能源有限公司 场二期项目 目环境影响报告表的审批意见》随
〔2020〕649 号
环广建审〔2021〕7 号
孝感市生态环境局安陆市分局《国
安陆市发展和改革局《关于国电安陆赵棚风电 电长源广水风电有限公司安陆赵
国能长源安陆新 国电安陆赵棚风电场
57 已建 场项目核准的批复》安发改审批〔2020〕307 棚风电场项目环境影响报告表的
能源有限公司 项目
号 审批意见》安环建函〔2021〕12
号
四、光伏项目
孝感市生态环境局汉川市分局《关
国能长源汉川市华严 于国能长源汉川市华严农场
国能长源汉川发 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
58 农场 100MW 渔光互补 已建 100MW 渔光互补光伏发电一期项
电有限公司 案项目代码：2105-420984-04-01-274271）
光伏发电一期项目 目环境影响报告表的批复》川环函
[2021]160 号
孝感市生态环境局汉川市分局《关
于国能长源汉川市汈汊湖养殖场
100MW 渔光互补光伏发电项目环
境影响报告表的批复》川环函
国能长源汉川发 汉川市新能源百万千 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 [2021]161 号、孝感市生态环境局
59 在建
电有限公司 瓦基地二期项目 案项目代码：2205-420984-04-01-545960） 汉川市分局《关于国能长源汉川市
华严农场 100MW 渔光互补光伏发
电三期项目环境影响报告表的批
复》川环函[2022]76 号、孝感市生
态环境局汉川市分局《关于国能长
190
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
源汉川市华严农场 100MW 渔光互
补光伏发电二期项目环境影响报
告表的批复》川环函[2022]77 号、
孝感市生态环境局汉川市分局《关
于国能长源汉川市麻河镇 200MW
渔光互补光伏发电项目环境影响
报告表的批复》川环函[2022]78 号
孝感市生态环境局汉川市分局《关
国能长源汉川发 汉川市新能源百万千 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 于汉川市新能源百万千瓦基地三
60 在建
电有限公司 瓦基地三期项目 案项目代码：2205-420984-04-01-894348） 期项目环境影响报告表的批复》川
环函[2022]138 号
随州市生态环境局随县分局《关于
国能长源随州市随县
对国能长源随州市随县百万千瓦
国能长源随县新 百万千瓦新能源多能 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
61 在建 新能源多能互补基地二期 100MW
能源有限公司 互补基地二期 100MW 案项目代码：2303-421321-04-05-286520）
项目环境影响报告表的审批意见》
项目
随环随建审[2023]9 号
随州市生态环境局随县分局《关于
国能长源随州市随县
对国能长源随州市随县百万千瓦
国能长源随县新 百万千瓦新能源多能 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
62 在建 新能源多能互补基地一期 400MW
能源有限公司 互补基地一期 400MW 案项目代码：2107-421321-04-05-645995）
项目环境影响报告表的审批意见》
项目
随环随建审[2022]4 号
荆门市生态环境局钟祥分局《关于
国能长源荆门市源网 <国能长源钟祥新能源有限公司国
国能长源钟祥新 荷储百万千瓦级新能 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 能长源荆门市源网荷储百万千瓦
63 在建
能源有限公司 源基地钟祥子项目光 案项目代码：2107-420881-89-01-143005） 级新能源基地钟祥子项目光伏电
伏电站 站环境影响报告表>的批复》钟环
函[2022]52 号
国能长源汉川新 国电汉川市南河乡 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 孝感市生态环境局汉川市分局《关
64 已建
能源有限公司 100MW 渔光互补光伏 案项目代码：2020-420984-44-03-018864） 于国电汉川市南河乡 100MW 渔光
191
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
发电项目 互补光伏发电项目环境影响报告
表的批复》川环函〔2020〕142 号
《潜江市生态环境局关于国能长
国能长源潜江浩口
国能长源潜江新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 源潜江浩口 200MW 渔光互补光伏
65 200MW 渔光互补光伏 在建
能源有限公司 案项目代码：2203-429005-04-05-959676） 发电项目环境影响报告表的批复》
发电项目
潜环评审函[2022]116 号
襄阳市生态环境局谷城分局《关于
国能长源谷城县冷集
国能长源谷城新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 国能长源谷城县冷集镇 230MW 农
66 镇 230MW 农光互补光 拟建
能源有限公司 案项目代码：2204-420625-04-01-949063） 光互补光伏发电项目环境影响报
伏发电项目
告表的批复》谷环评审[2023]12 号
襄阳市生态环境局谷城分局《关于
国电长源谷城县盛康
国能长源谷城新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 国电长源谷城县盛康镇 50MW 农
67 镇 50MW 农光互补光 在建
能源有限公司 案项目代码：2201-420625-04-01-984166） 光互补光伏发电项目环境影响报
伏发电项目
告表的批复》谷环评审[2023]7 号
恩施州生态环境局巴东县分局《关
国能长源巴东县沿渡 于国能长源巴东县沿渡河镇
国能长源巴东新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
68 河镇 100MW 农光互补 在建 100MW 农光互补光伏发电项目环
能源有限公司 案项目代码：2205-422823-04-01-547808）
光伏发电项目 境影响报告表的批复》巴环审
[2023]1 号
荆州市生态环境局《关于国能长源
国能长源荆州市纪南 荆州热电有限公司国能长源荆州
国能长源荆州新 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
69 镇 100MW 渔光互补光 在建 市纪南镇 100MW 渔光互补光伏发
能源有限公司 案项目代码：2204-421003-89-05-817438）
伏发电项目 电项目环境影响报告表的批复》荆
环审文[2023]7 号
《建设项目环境影响登记表》（备
国家能源集团长 国电长源荆门热电厂
《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 案号：202142080400000042，该项
70 源电力股份有限 5.5MW 厂区分布式光 已建
案项目代码：2104-420804-89-01-163173） 目为分布式项目，适用备案登记制
公司荆门热电厂 伏发电项目
度。）
71 国家能源集团长 国电长源荆门热电厂 已建 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 《建设项目环境影响登记表》（备
192
序号 运营主体 项目名称 项目类型 项目审批、核准、备案手续 环评批复文件
源电力股份有限 5.8MW 厂区分布式光 案项目代码：2104-420804-89-01-757830） 案号：202142080400000043，该项
公司荆门热电厂 伏发电项目 目为分布式项目，适用备案登记制
度。）
荆门市生态环境局掇刀分局《关于
国能长源荆门市源网 国能长源掇刀区麻城镇荆门市源
国能长源荆门新 荷储百万千瓦级新能 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 网荷储百万千瓦级新能源基地掇
72 已建
能源有限公司 源基地掇刀子项目光 案项目代码：2107-420804-89-01-701217) 刀 200MW 子项目光伏电站环境影
伏电站 影响报告表的审批意见》荆环掇审
[2021]101 号
荆门市生态环境局屈家岭分局《关
国能长源荆门屈家岭
国能长源荆门屈 于国能长源荆门屈家岭罗汉寺
罗汉寺 70MW 农光互 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备
73 家岭新能源有限 在建 70MW 农光五补光伏发电项目（一
补光伏发电项目（一 案项目代码：2112-420851-89-05-303759）
公司 期）环境影响报告表的批复》屈环
期）
文[2022]18 号
荆州市生态环境局石首市分局《关
国家能源集团石首高 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 于国能长源石首综合能源有限公
国能长源石首综
74 陵农光互补光伏发电 已建 案项目代码：2102-421081-04-05-685724） 司石首高陵农光互补光伏发电项
合能源有限公司
项目 目环境影响报告表的审查意见》石
环审[2021]45 号
荆州市生态环境局《关于国家能源
国能长源公安狮子口
国能长源公安县 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 集团公安狮子口 100MW 农光互补
75 100MW 农光互补光伏 已建
新能源有限公司 案项目代码：2103-421022-04-01-303503） 光伏发电项目环境影响报告表的
发电项目
批复》荆环审文〔2022〕23 号
《建设项目环境影响登记表》（备
岚图汽车科技有限公
国能长源武汉青 《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备 案号：202142011300000707，该项
76 司 19.97MW 分布式光 已建
山热电有限公司 案项目代码：2107-420113-04-01-677138） 目为分布式项目，适用备案登记制
伏发电项目
度。）
注 1：序号 1 汉川电厂一期发电项目，建设于 1987 年，从湖北省电力局编制的汉川厂史可确认该项目经国家计划委员会批准建设；
注 2：序号 1 汉川电厂一期发电项目，建设于 1987 年，环境影响评价法尚未施行（2003 年 9 月 1 日起施行），因此无环评批复文件，根据湖北省环保局
193
《关于汉川电厂一期工程环保验收和二期工程环评的意见》中一期环评验收意见可说明其环境影响评价合格；
注 3：序号 12 国家能源集团随州火电项目，原建设单位为中国华能集团有限公司，取得环评批复，后建设单位变更为长源公司，取得环评批复变更意见
函；
注 4：序号 24-序号 51 水电站系 2012 年从恩施州国资委购得恩施州农电体制改革发电资产，据恩施土家族苗族自治州发展和改革委员会专门出具《关于
恩施州农电体制改革发电资产包所属电站的合法性等有关问题的说明》，对已建成投运的电站项目，合法性予以认可；
注 5：序号 24-序号 51 水电站系 2012 年从恩施州国资委购得恩施州农电体制改革发电资产，据恩施土家族苗族自治州环境保护局专门出具《关于恩施州
农电体制改革发电资产包电站所涉及环境保护有关问题的意见》，对已建成投运的电站项目，予以认可，不需补办建设项目环境影响评价文件。
194