股票简称：中国能建 股票代码：601868.SH

股票简称：中国能建 股票代码：000000.XX



关于中国能源建设股份有限公司向特定对象发行股票申请文件的审核问询函的回复


保荐人（主承销商）



xxxxxxxxxxxxx 0 x卓越时代广场（二期）北座

上海证券交易所：


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

本回复报告中的字体代表以下含义：


反馈意见所列问题

黑体（加粗）

对问题的回答

宋体（不加粗）

对募集说明书的补充披露、修改及本回复报告修改

楷体（加粗）

本回复报告中若出现总数与各分项数值之和尾数不符的情况，为四舍五入原因造成。

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

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

目录‌

目录 2

1.关于本次募投项目 3

2.关于融资规模与效益测算 16

3.关于同业竞争 62

4.关于应收款项及存货 68

5.关于财务性投资 100

6.关于其他 130

1.关于本次募投项目‌


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

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

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

请保荐机构及发行人律师核查并发表明确意见。


回复：


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

（一）投资运营类项目


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

上述投资运营类项目的经营模式为：公司通过采购承包单位工程总承包

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

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

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

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

（二）工程总承包（EPC）类项目


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

1、发包主体


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

兹别克xx外投部、能源部议标开发的 IPP 项目。


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

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

2、经营模式


乌兹别克xx巴什和赞克尔迪风电项目由中能建国际建设集团有限公司、中

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

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

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

3、工程支付约定及款项收付安排


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

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

4、分包转包情况


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

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

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

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

（一）本次对外承包工程项目是否符合《对外承包工程管理条例》要求


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

《对外承包工程管理条例》规定

核查情况

第八条：对外承包工程的单位不得以不正当的低价承揽工程项目、串通投标，不得进行商业贿赂。

本项目依据市场价格确定，定价公允，实施主体不存在左列情

况。


第九条：对外承包工程的单位应当与境外工程项目发包人订立书面合同，明确双方的权利和义务，并按照合同约定履行义务。

本项目已与境外工程项目发包人订立书面合同，合同明确了双方的权利和义务。截至本回复报告出具之日，本项目 EPC 合同

各方均正常履约。

《对外承包工程管理条例》规定

核查情况

第十条：对外承包工程的单位应当加强对工程质量和安全生产的管理，建立、健全并严格执行工程质量和安全生产管理的规章制度。

本项目实施主体已建立工程总承包项目管理规定、质量管理规定、安全生产风险管理办法等相

关规章制度。

对外承包工程的单位将工程项目分包的，应当与分包单位订立专门的工程质量和安全生产管理协议，或者在分包合同中约定各自的工程质量和安全生产管理责任，并对分包

单位的工程质量和安全生产工作统一协调、管理。

本项目施工、设计均由联营体内部单位实施，不涉及工程项目分包。

对外承包工程的单位不得将工程项目分包给不具备国家规定的相应资质的单位；工程项目的建筑施工部分不得分包

给未依法取得安全生产许可证的境内建筑施工企业。


不存在该情况。

分包单位不得将工程项目转包或者再分包。对外承包工程的单位应当在分包合同中明确约定分包单位不得将工程项

目转包或者再分包，并负责监督。


不存在该情况。

第十一条：对外承包工程的单位通过中介机构招用外派人员的，应当选择依法取得许可并合法经营的中介机构，不得通过未依法取得许可或者有重大违法行为的中介机构招

用外派人员。

不存在该情况，本项目由实施主体各方派出人员成立的项目部执行项目。

第十二条：对外承包工程的单位应当依法与其招用的外派人员订立劳动合同，按照合同约定向外派人员提供工作条

件和支付报酬，履行用人单位义务。

项目实施主体已与外派人员签署劳动合同，并为其提供工作条

件及劳动报酬。

第十三条：对外承包工程的单位应当有专门的安全管理机构和人员，负责保护外派人员的人身和财产安全，并根据所承包工程项目的具体情况，制定保护外派人员人身和财产安全的方案，落实所需经费。

对外承包工程的单位应当根据工程项目所在国家或者地区的安全状况，有针对性地对外派人员进行安全防范教育和应急知识培训，增强外派人员的安全防范意识和自我保护

能力。

项目部已根据业主要求，成立专门的 HSE 管理部门，负责员工的健康、生产安全以及环境保护。本项目实施主体已落实左侧关于制定外派人员人身和财产保护方案、提供经费、进行针对性培训等要求。

第十四条：对外承包工程的单位应当为外派人员购买境外

人身意外伤害保险。

本项目实施主体已为外派人员

购买境外人身意外伤害保险。

第十五条：对外承包工程的单位应当按照国务院商务主管

部门和国务院财政部门的规定，及时存缴备用金。

本项目实施主体已存缴备用金。


（二）是否按照《对外承包工程项目备案报告管理办法》完成相关审批办理

手续


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

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

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

《对外承包工程项目备案报告管理办法（征求意见稿）》完成相关备案手续。


（三）是否完成境外投资所需的相关审批备案手续


1、发改部门关于境外承包工程项目的审批手续


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

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

2、商务部门关于境外承包工程项目的审批手续


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

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

（征求意见稿）》规定，取得商务部关于对外承包工程项目的备案手续。


3、外汇部门关于境外承包工程项目的审批手续

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

《国家外汇管理局关于进一步推进外汇管理改革完善真实合规性审核的通知》

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

三、发行人本次募投项目用地报批程序进展情况，是否存在障碍


本次向特定对象发行的募集资金总额（含发行费用）不超过 90.00 亿元（含

90.00 亿元），扣除发行费用后的募集资金净额将用于以下项目：

单位：亿元

序号

项目名称

项目投资总额

拟使用募集资金

1

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿

电示范项目

80.82

30.00

2

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热

+光伏一体化项目

61.12

30.00

3

湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项

目

18.37

5.00

4

乌兹别克xx巴什和赞克尔迪风电项目

67.68

25.00

合计

227.99

90.00

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

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

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

（一）中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目


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

序号

流程

已完成/预计完成时间

1

项目用地预审

已完成。2023 年 3 月 22 日，中能建投哈密绿色能源有限

公司（以下简称“中能建哈密公司”）取得了哈密市自然

序号

流程

已完成/预计完成时间



资源局核发的《建设项目用地预审与选址意见书》（用字第 650500202300008 号），经审核，本建设用地符合国土

空间用途管制要求，拟用土地均为国有未利用地


2


取得建设用地批复

已完成。2024 年 5 月 21 日，中能建哈密公司取得了《关于哈密光(热)储多能互补一体化绿电示范项目建设用地的批复》（新自然资用地〔2024〕207 号），同意将xx坤哈萨克自治县国有未利用地 8.2316 公顷转为建设用地，作为哈密光(热)储多能互补一体化绿电示范项目建设

用地，纳入国土空间规划“一张图”实施监督。

3

土地招拍挂挂网公示

预计 2024 年 6 月中旬

4

完成土地招拍挂

预计 2024 年 7 月中旬

5

办理不动产权属证书

预计 2024 年 7 月底


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

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

29 日至 2034 年 3 月 28 日。


（二）中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目


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

序号

流程

已完成/预计完成时间


1


项目用地预审

已完成。2022 年 11 月 18 日，吐鲁番华新新能源有限责任公司（以下简称“华新新能源公司”）取得了吐鲁番市自然资源局核发的《建设项目用地预审与选址意见书》（用字第 650400202200022 号），经审核，本建设用地符合国

土空间用途管制要求，拟用土地均为国有未利用地。

2

土地招拍挂挂网公示

已完成。


3


完成土地招拍挂

已完成。2023 年 5 月 23 日，鄯善县自然资源局向华新新

能源公司出具了项目永久设施用地的《土地使用权挂牌出让成交确认书》。

4

办理不动产权属证书

已取得新（2023）都善县不动产权第 0001640 号、新（2023）

都善县不动产权第 0001641 号《不动产权证书》。

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

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

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

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


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

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

（一）由控股子公司实施的募投项目，其他少数股东是否同比例增资或借

款


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

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

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

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

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

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

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

（二）募集资金使用方式不存在损害上市公司利益的情形


1、委托贷款安排


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

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

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

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

还款安排：利息支付及本金还款方式由双方签订借款合同约定。


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

2、募集资金投入方式及流程完整合规


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

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

3、公司对于募集资金管理已进行了妥善安排


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

4、公司能够控制募集资金的使用并取得相关收益


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

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

5、募集资金的投入助力公司新能源产业布局，有利于其长远利益


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

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

五、中介机构核查情况


（一）核查程序


保荐人及发行人律师履行了如下核查程序：


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

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

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

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

（二）核查意见


经核查，保荐人及发行人律师认为：


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

2、本次对外承包工程项目符合《对外承包工程管理条例》要求，并已按照

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

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

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

2.关于融资规模与效益测算‌


根据申报材料，发行人本次向特定对象发行股票拟募集资❹总额不超过 150

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

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

请保荐机构和申报会计师核查并发表明确意见。


回复：


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

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

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

单位：亿元

序号

项目名称

项目投资总额

拟使用募集资金

1

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿

电示范项目

80.82

30.00

2

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热

+光伏一体化项目

61.12

30.00

3

湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项

目

18.37

5.00

4

乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目

67.68

25.00

合计

227.99

90.00

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

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

1、中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目


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

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

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

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

单位：万元

序号

项目名称

投资金额

董事会前

投入金额

拟使用募集

资金金额

是否资本性支出

1

设备及安装工程

629,793.00

-

300,000.00

是

2

建筑工程

74,554.68

-

-

是

3

基本预备费

21,348.65

-

-

否

4

送出线路

7,986.60

-

-

是

5

建设期利息

22,833.77

-

-

否

6

其他费用

51,720.30

-

-

否

合计

808,237.00

-

300,000.00

-


中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目的投资构成测算主

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

2、中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目


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

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

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

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

单位：万元

序号


项目名称

投资金额

董事会前投入金额

拟使用募集资金金额

是否资本性支出

光伏部分

光热部分

1

设备及安装工程

356,416.93

148,744.91

-

280,000.00

是

2

建筑工程

30,602.82

2,354.00

-

20,000.00

是

3

基本预备费

4,157.24

8,441.00

-

-

否

4

汇集站分摊

8,717.14

-

-

-

是

5

建设期利息

6,322.53

11,055.72

-

-

否

6

其他费用

21,607.99

12,738.00

-

-

否

小计

427,824.65

183,333.63

-

300,000.00


合计

611,158.28

-

300,000.00

-

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

3、湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目


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

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

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

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

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

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

单位：万元

序号

项目名称

投资金额

董事会前

投入金额

拟使用募集

资金金额

是否资本性

支出

1

主辅生产工程

123,690.00

14,033.39

50,000.00

是

2

与厂址有关的单项

11,838.00

5,535.30

-

是

序号

项目名称

投资金额

董事会前

投入金额

拟使用募集

资金金额

是否资本性

支出


工程





3

其他费用

25,834.00

-

-

否

4

基本预备费

8,403.00

-

-

否

5

编制基准价差

6,691.00

-

-

否

6

建设期利息

7,266.00

-

-

否

合计

183,722.00

19,568.69

50,000.00

-


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

4、乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目


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

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

乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目合同金额为 9.97 亿美元，根据项目

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

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

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

项目估算与经济评价指标

测算依据

项目估算与经济评价指标

测算依据

合同金额

取自公司与客户正式签署的项目合同，合同中已明确约

定工程合同价款

项目预计成本

项目总投入金额

工程设计费用

主要包括项目设计费用、勘察费用和数字化交付费用

总承包管理费

主要包括现场管理费等相关费用

建筑工程费

主要包括项目实施过程中所需的工程土建费用

安装费

主要包括项目实施过程中的设备安装费用

设备材料采购费用

主要包括项目设备购置费、维护费用等

其他费用

主要包括里程碑奖励费、变更估计费用及工程建设过程

中其他相关费用、财务费用


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

（二）本次募集资金规模的合理性


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

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

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

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

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

1、发包主体、工程支付约定、款项收付安排


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

2、公司财务状况


截至 2023 年 12 月 31 日，公司财务状况主要指标如下：


单位：万元

项目

2023 年 12 月 31 日

资产总额

78,315,619.30

其中：流动资产

42,606,997.00

其中：货币资金

7,728,854.10

总负债

59,490,331.40

所有者权益

18,825,287.90

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

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

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

3、发放贷款及垫款


截至 2023 年 12 月 31 日，公司发放贷款及垫款的构成情况如下：

单位：万元

项目

2023 年 12 月 31 日

发放贷款及垫款账面余额

326,445.30

项目

2023 年 12 月 31 日

其中：


中国能源建设集团有限公司（本部）

270,171.20

中国能源建设集团资产管理有限公司

32,850.40

中能建宜昌葛洲坝资产管理有限公司

23,423.70

减：预期信用损失准备

7,340.80

发放贷款及垫款账面价值

319,104.50


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

4、盈利能力及现金流


2021 年至 2023 年，公司盈利能力及现金流情况如下：


单位：万元，%

项目

2023 年度

2022 年度

2021 年度

营业收入

40,603,184.80

36,639,581.40

32,231,856.50

净利润

1,125,550.70

1,042,218.40

959,754.40

归母净利润

798,611.60

782,413.90

650,410.20

主营业务毛利率

12.64

12.42

13.16

经营活动产生的现金流量净额

948,603.20

793,676.10

884,417.80

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

5、资金缺口测算


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

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

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

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

单位：万元

项目

计算公式

金额

货币资金

（1）

7,728,854.10

交易性金融资产

（2）

42,162.90

其他受限货币资金

（3）

915,252.10

可支配资金余额

（4）=（1）+（2）-（3）

6,855,764.90

未来三年预计经营利润积累

（5）

3,189,155.60

本次募投项目资金需求*

（6）

2,279,920.76

未来三年新增营运资金需求

（7）

1,837,939.76

未来三年预计现金分红所需资金

（8）

440,422.39

最低资金保有量

（9）

8,242,165.69

资金需求合计

（10）=（6）+（7）+（8）+（9）

12,800,448.60

资金缺口

（11）=（4）+（5）-（10）

-2,755,528.10

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

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

公司可支配资金、预计未来现金流入、资金需求等项目测算过程如下：


（1）可自由支配资金


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

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

配资金总额为 6,855,764.90 万元。


（2）未来三年预计经营利润积累


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

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

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

（3）本次募投项目资金需求


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

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

（4）未来三年新增营运资金需求


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

万元，具体测算如下：


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

2026 年各年营业收入。该假设仅用于计算公司的流动资金需求，并不代表公司

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

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

单位：万元


项目

历史期

预测期

2021 年

2022 年

2023 年

近 3 年占比的平均值

2024E

2025E

2026E

营业收入

32,231,856.50

36,639,581.40

40,603,184.80

100.00%

46,287,630.67

52,767,898.97

60,155,404.82

应收票据

858,257.10

717,521.90

522,904.00

1.97%

911,700.42

1,039,338.48

1,184,845.86

应收账款

5,695,590.60

7,301,059.20

7,821,826.10

18.95%

8,773,273.74

10,001,532.07

11,401,746.56

预付账款

2,846,203.10

3,034,371.10

3,481,854.50

8.56%

3,963,363.35

4,518,234.22

5,150,787.01

存货

5,860,937.80

6,138,116.00

6,795,777.00

17.22%

7,972,801.52

9,088,993.73

10,361,452.86

合同资产

6,495,337.70

8,940,292.60

11,321,618.90

24.15%

11,176,323.31

12,741,008.58

14,524,749.78

应收款项融资

231,544.10

84,950.10

98,014.40

0.40%

183,857.49

209,597.53

238,941.19

经营性流动资产合计

21,987,870.40

26,216,310.90

30,041,994.90

71.25%

32,981,319.83

37,598,704.61

42,862,523.26

应付票据

1,242,208.00

1,494,738.10

1,438,707.70

3.83%

1,770,792.72

2,018,703.70

2,301,322.21

应付账款

12,457,683.40

16,609,507.30

20,332,538.60

44.69%

20,684,179.93

23,579,965.12

26,881,160.23

预收账款

-

2,981.30

2,128.00

0.00%

2,064.09

2,353.06

2,682.49

合同负债

6,125,149.20

6,044,248.40

7,008,906.10

17.59%

8,140,738.74

9,280,442.16

10,579,704.06

经营性流动负债合计

19,825,040.60

24,151,475.10

28,782,280.40

66.10%

30,597,775.47

34,881,464.03

39,764,869.00

流动资金占用额

2,162,829.80

2,064,835.80

1,259,714.50

-

2,383,544.37

2,717,240.58

3,097,654.26

新增流动资金缺口

1,123,829.87

333,696.21

380,413.68

未来三年流动资金缺口合计

1,837,939.76

注：

1、流动资金占用额=经营性流动资产-经营性流动负债；

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

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

万元。


（5）未来三年预计现金分红所需资金


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

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

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

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

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

（6）最低资金保有量


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

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

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

①公司月均经营活动现金流出分析

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

单位：万元

项目

2023 年

2022 年

2021 年

营业收入

40,603,185

36,639,581

32,231,857

经营活动现金流出

35,101,093

33,206,265

30,598,631

月均经营活动现金流出

2,925,091

2,767,189

2,549,886

占比

7.20%

7.55%

7.91%

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

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

单位：万元

可比公司

项目

2023 年

2022 年

2021 年


中国建筑

营业收入

226,552,924

205,505,207

189,133,897

月均经营活动现金流出

19,173,893

17,921,361

16,869,241

占比

8.46%

8.72%

8.92%


中国中铁

营业收入

126,084,108

115,150,111

107,041,745

月均经营活动现金流出

10,385,105

9,959,533

9,694,554

占比

8.24%

8.65%

9.06%


中国铁建

营业收入

113,799,349

109,631,287

102,001,018

月均经营活动现金流出

9,667,538

9,362,266

9,279,726

占比

8.50%

8.54%

9.10%


中国电建

营业收入

60,843,922

57,164,932

44,832,549

月均经营活动现金流出

5,372,290

4,943,832

3,908,037

占比

8.83%

8.65%

8.72%


中国交建

营业收入

75,867,643

72,027,454

68,563,900

月均经营活动现金流出

6,099,949

5,915,662

5,635,077

占比

8.04%

8.21%

8.22%

中国中冶

营业收入

63,387,042

59,266,907

50,057,165

可比公司

项目

2023 年

2022 年

2021 年


月均经营活动现金流出

4,117,763

4,258,021

3,820,170

占比

6.50%

7.18%

7.63%


中国化学

营业收入

17,835,751

15,771,623

13,728,898

月均经营活动现金流出

1,324,965

1,253,573

1,134,106

占比

7.43%

7.95%

8.26%

平均值

8.00%

8.27%

8.56%


②年度货币资金余额分析


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

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

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

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

单位：万元

可比公司

项目

2023 年

2022 年

2021 年


中国建筑

营业收入

226,552,924

205,505,207

189,133,897

货币资金

35,879,090

33,525,410

32,746,054

占比

15.84%

16.31%

17.31%


中国中铁

营业收入

126,084,108

115,150,111

107,041,745

货币资金

23,451,277

23,858,410

17,891,275

占比

18.60%

20.72%

16.71%


中国铁建

营业收入

113,799,349

109,631,287

102,001,018

货币资金

16,695,784

15,842,481

12,682,115

占比

14.67%

14.45%

12.43%


中国电建

营业收入

60,843,922

57,164,932

44,832,549

货币资金

9,749,568

10,095,413

7,007,554

占比

16.02%

17.66%

15.63%


中国交建

营业收入

75,867,643

72,027,454

68,563,900

货币资金

12,093,366

11,281,876

10,457,560

占比

15.94%

15.66%

15.25%

中国中冶

营业收入

63,387,042

59,266,907

50,057,165

可比公司

项目

2023 年

2022 年

2021 年


货币资金

4,444,027

4,548,541

4,182,446

占比

7.01%

7.67%

8.36%


中国化学

营业收入

17,835,751

15,771,623

13,728,898

货币资金

4,863,870

4,209,165

4,434,460

占比

27.27%

26.69%

32.30%

平均值

16.48%

17.02%

16.86%


③公司货币资金周转率分析


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

单位：万元

财务指标

计算公式

2023 年

2022 年

2021 年

最低货币资金保有量

①=②/③

10,481,738.07

8,806,869.97

7,126,270.51

年付现成本总额

②=④+⑤-⑥

38,214,230.20

34,760,454.50

30,339,482.90

营业成本

④

35,472,660.60

32,089,113.10

27,990,997.20

期间费用总额

⑤

3,431,302.90

3,046,660.10

2,687,616.50

非付现成本费用总额

⑥

689,733.30

375,318.70

339,130.80

货币资金周转率（次）

③=360/⑦

3.65

3.95

4.26

现金周转期（天）

⑦=⑧+⑨-⑩

98.74

91.21

84.56

存货周转期（天）

⑧

168.22

153.85

150.00

应收款项周转期（天）

⑨

199.12

184.04

172.91

应付款项周转期（天）

⑩

268.60

246.68

238.35

注：

1、期间费用包括管理费用、研发费用、销售费用以及财务费用；

2、非付现成本总额包括当期固定资产折旧、无形资产摊销以及长期待摊费用摊销；

3、存货周转期=360/存货周转率；

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

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

根据上表计算， 2021 年至 2023 年，公司最低货币资金保有量分别为

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

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

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

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

④ 同类项目对于现金最低保有量的测算情况


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

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

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

序号

公司

项目情况

测算方法


1


晶丰明源

（6883 68.SH）

上市公司拟通过非公开发行股份以及支付现金的方式购买李鹏、钟书鹏、邓廷、张威龙、朱袁正合计 5名自然人及南京道米、南京翰然、南京凌迅、南京六翼、中山点亮、武汉点亮、无锡志芯、达晨创通、财智创赢合计 9 家机构合计持有的凌鸥创芯 95.75%股权。同时，上市公司拟同时向不超过 35 名特定对象发行股份募集配套资金，募集配套资金总额不超过本次交易中晶丰明源以发行股份方式购买资产的交易价格的 100%。募集配套资金用于支付本次交易现金对价、重组相

关支出。


根据公司 2022 年 1-12 月现金流量表财务数据，公司每月平均经营活动现金流支出金额为 11,536.45 万元。为保证公司稳定运营，公司通常预留满足未来 3 个月经营活动所需现金。因此，公司为维持日常经营需要的最低货币资金持有量为 34,609.34 万元。


2


泰瑞机器

（6032 89.SH）


上市公司拟发行可转债拟募集资金总规模不超过人民币 38,000.00 万元（含本数），募集资金拟投资于泰瑞大型一体化智能制造基地项目

（年产 29 台压铸机、5000 台注塑高端装备建设项目）及补充流动资金。

报告期内，公司经营活动现金流出主要系购买商品、接受劳务支付的现金以及支付给职 工以及为职工支付的现金，公司管理层结合经营管理经验、现金收支等情况，一般持有满足 3 个月资金支出的可动用 货币资金作为日常营运资金 储备，来测算最低保留 3 个月经营活动现金流出的资金。经测算最低现金保有量金额为

17,720.10 万元。


3


伟时电子

（6052 18.SH）

上市公司拟发行可转换公司债券募集资金总额不超过人民币 59,000.00 万元（含本数），募集资金拟投资于轻量化车载新型显示组件项目及补充流动资金。

报告期内，公司经营活动现金流出主要系购买商品、接受劳务支付的现金以及支付给职 工以及为职工支付的现金，公司管理层结合经营管理经验、

现金收支等情况，一般持有满

序号

公司

项目情况

测算方法




足 3 个月资金支出的可动用货币资金作为日常营运资金储备测算最低保留三个月经营活动现金流出资金，由此测算出最低现金保有量金额为

人民币 27,909.34 万元。


4


震有科技

（6884 18.SH）


上市公司拟向公司控股股东、实际控制人吴闽华发行股票，募集资金总额不超过 17,530.00 万元（含本数），扣除相关发行费用后将全部用于补充流动资金及偿还贷款。

公司管理层结合经营管理经验、现金收支等情况，测算最低保留 3 个月经营活动现金

流出资金。2020 年度至 2022年度，公司月均经营活动现金流出为 5,218.18 万元，以此确定最低资金保有量为

15,654.55 万元。


5


安泰集团

（6004 08.SH）

上市公司拟向不超过三十五名符合中国证监会规定条件的特定对象发行不超过 302,040,000 股（含本数），募集资金拟投资于山西宏安焦化科技有限公司 150t/h 干熄焦及配套余热综合利用项目及山西安泰集团股份有限公司 30000m³/h 焦炉煤气制

氢项目。

公司管理层结合经营管理经验、现金收支等情况，测算最低保留 3 个月经营活动现金

流量净额。2020 年度至 2022年度，公司月均经营活动现金流量净额为 3,359.88 万元，以此确定最低资金保有量为

10,079.65 万元。


6


星环科技

（6880 31.SH）


上市公司拟向不超过三十五名符合中国证监会规定条件的特定对象发行不超过 24,168,413 股（含本数），募集资金拟投资于数据分析大模型建设项目、智能量化投研一体化平台建设项目、数据要素安全与流通平台建设项目、AI 知识助理建设项目、研发及运营中心建设项目。

2022 年公司经营活动现金流

出合计为 68,626.97 万元，月

均流出为 5,718.91 万元。为保证公司平稳运行，确保在客户未及时回款的情况下公司基本性的现金支出需要，公司通常需要保留未来 3 个月资金支出的可动用资金。人员薪酬是公司最主要的现金支出，随着本次募投项目的实施，公司预计未来三年公司人员数量将从约 1,100 人增长至约

1,500 人，人员增长幅度为

36.36%。结合人员增长幅度带来的最低现金保有量需求，公司最低现金保有量为 23,394

万元。


7

中远海特

（6004

28.SH）

上市公司拟向包括中远海运集团在内的不超过 35 名（含 35 名）特定

投资者发行不超过 643,995,231 股

（含本数），募集资金拟投资于租赁

公司管理层结合经营管理经验、现金收支以及未来三年公司船队规模将大幅扩张等情

况，测算最低保留 3 个月经营

序号

公司

项目情况

测算方法



29 艘多用途纸浆船项目、建造 1 艘

65,000 吨半潜船项目及补充流动资金。

活动现金流出资金。2020 年度至2022 年度,公司月均经营

活动现金流出为 64,722.71 万元，以此确定公司最低资金保

有量为 194,168.14 万元。


8


合兴股份

（6050 05.SH）


上市公司拟发行可转债拟募集资金总规模不超过人民币 61,000.00 万元（含本数），募集资金拟投资于新能源汽车电子零部件生产基地建设项目。

公司管理层结合经营管理经验、现金收支等情况，按照最低保留 3 个月经营活动现金 流出资金来测算最低现金保 有量。2020 年度至 2022 年度，公司月均经营活动现金流出 为 10,543.16 万元，以此确定

最低资金保有量为 31,629.47

万元。


9


德业股份

（6051 17.SH）

上市公司拟向不超过三十五名符合中国证监会规定条件的特定对象发行不超过 7,168.0140 万股（含本 数），募集资金拟投资于年产 25.5GW 组串式、储能式逆变器生产线建设项目、年产 3GW 微型逆变器生产线建设项目、逆变器研发

中心建设项目及补充流动资金。

公司管理层结合经营管理经验、现金收支等情况，测算最低保留 3 个月经营活动现金流出资金。根据公司报告期末前三个月现金流量表财务数据，以此确定最低资金保有量为 86,593.04 万元。


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

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

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

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

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

募集资金 435,060.60 万元亦同步予以调减。


三、各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据，效益测算是否谨慎


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

（一）中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目


1、测算基础及方法


测算主要采用的计算参数如下：


项目

数值

依据及谨慎性和合理性

装机容量

光伏 1,350MW、光热 150MW

计划装机容量


年利用小时数


光伏 1,779 小时，光热 1,376 小时

参考项目当地光资源、电力负荷、

同地区电场当前运行情况等进行综合预测

运营期（投产

后）

25 年

行业平均水平

平均电价

0.23185 元/KWh（不含税）

参照电价文件

折旧年限

20 年，残值率 5%

行业平均水平

运维费

平均 1,650.00 万元/年

行业平均水平

职工人均工资

人均年工资 12.5 万元，职工的福利

参照公司其他新疆项目平均工资

项目

数值

依据及谨慎性和合理性


费、劳保统筹和住房公积金占工资的

60%

水平


其他费用

保险费 345.82 万元/年，土地租赁费

2,034.82 万元/年，土地使用税

3,279.31 万元/年


行业平均水平

长期贷款利率

3.50%

参考公司项目贷款平均利率并结

合项目实际情况确定

贷款偿还年限

15 年

参考公司项目贷款平均期限并结

合项目实际情况确定

所得税

25%

享受“三免三减半”优惠政策

增值税

13%

国家政策


（1）营业收入


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

（2）成本费用


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

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

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

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

（3）税金


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

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

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

根据《中华人民共和国增值税暂行条例（2008）》规定，企业采购固定资产

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

（4）发电利润总额


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

（5）其他参数


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

2、测算过程


（1）收入测算


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

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

年度

上网电量

（KWh）

售电价格

（元/KWh）

售电收入

（万元）

第 1 年

1,517,012,000

0.23185

35,171.92

年度

上网电量

（KWh）

售电价格

（元/KWh）

售电收入

（万元）

第 2 年

3,071,176,000

0.23185

71,205.22

第 3 年

3,057,858,000

0.23185

70,896.44

第 4 年

3,044,600,000

0.23185

70,589.05

第 5 年

3,031,402,000

0.23185

70,283.06

第 6 年

3,018,263,000

0.23185

69,978.43

第 7 年

3,005,184,000

0.23185

69,675.19

第 8 年

2,992,163,000

0.23185

69,373.30

第 9 年

2,979,200,000

0.23185

69,072.75

第 10 年

2,966,296,000

0.23185

68,773.57

第 11 年

2,953,451,000

0.23185

68,475.76

第 12 年

2,940,662,000

0.23185

68,179.25

第 13 年

2,927,932,000

0.23185

67,884.10

第 14 年

2,915,259,000

0.23185

67,590.28

第 15 年

2,902,642,000

0.23185

67,297.75

第 16 年

2,890,083,000

0.23185

67,006.57

第 17 年

2,877,580,000

0.23185

66,716.69

第 18 年

2,865,133,000

0.23185

66,428.11

第 19 年

2,852,743,000

0.23185

66,140.85

第 20 年

2,840,408,000

0.23185

65,854.86

第 21 年

2,828,128,000

0.23185

65,570.15

第 22 年

2,815,904,000

0.23185

65,286.73

第 23 年

2,803,735,000

0.23185

65,004.60

第 24 年

2,791,621,000

0.23185

64,723.73

第 25 年

2,779,561,000

0.23185

64,444.12

第 26 年

1,383,778,000

0.23185

32,082.89

合计

73,051,774,000

-

1,693,767.00

注：

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

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

（2）成本测算


本项目各年成本费用包括生产成本和财务费用两大部分。生产成本包含经营

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

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

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

253,019.74 万元。运营期内各年度成本预计如下：

单位：万元

年度

生产成本

财务费用

合计

第 1 年

19,519.95

11,555.41

31,075.36

第 2 年

50,966.88

23,020.12

73,987.01

第 3 年

50,966.88

22,088.14

73,055.03

第 4 年

50,966.88

21,123.12

72,090.01

第 5 年

51,903.22

20,123.87

72,027.09

第 6 年

51,903.22

19,089.18

70,992.41

第 7 年

52,103.86

18,017.81

70,121.68

第 8 年

52,103.86

16,908.44

69,012.31

第 9 年

52,103.86

15,759.73

67,863.60

第 10 年

52,973.32

14,570.28

67,543.61

第 11 年

52,973.32

13,338.66

66,311.98

第 12 年

49,246.94

12,063.35

61,310.30

第 13 年

49,246.94

10,742.83

59,989.78

第 14 年

49,246.94

9,375.47

58,622.42

第 15 年

49,246.94

7,959.63

57,206.58

第 16 年

50,116.40

6,493.57

56,609.98

第 17 年

50,317.04

4,975.53

55,292.58

第 18 年

50,317.04

3,403.66

53,720.71

第 19 年

50,317.04

1,776.04

52,093.09

第 20 年

50,317.04

90.70

50,407.75

第 21 年

33,890.46

90.70

33,981.17

第 22 年

17,664.51

90.70

17,755.22

第 23 年

17,664.51

90.70

17,755.22

第 24 年

17,664.51

90.70

17,755.22

第 25 年

17,664.51

90.70

17,755.22

第 26 年

8,971.73

90.70

9,062.43

年度

生产成本

财务费用

合计

合计

1,100,378.03

253,019.74

1,353,397.78

（3）收益测算


本项目收益情况如下表所示：



单位：万元


年度

售电收入

生产成本

其中：经营成本

财务费用及相关税费

毛利额

净利润

A

B

C

D

E=A-C

F=A-B-D

第 1 年

35,171.92

19,519.95

19,174.13

11,555.41

15,997.79

4,096.56

第 2 年

71,205.22

50,966.88

47,341.75

23,020.12

23,863.47

-2,781.78

第 3 年

70,896.44

50,966.88

47,341.75

22,088.14

23,554.69

-2,158.58

第 4 年

70,589.05

50,966.88

47,341.75

21,123.12

23,247.30

-1,500.95

第 5 年

70,283.06

51,903.22

48,278.09

20,123.87

22,004.97

-1,744.03

第 6 年

69,978.43

51,903.22

48,278.09

19,089.18

21,700.34

-1,013.97

第 7 年

69,675.19

52,103.86

48,478.73

18,017.81

21,196.46

-446.48

第 8 年

69,373.30

52,103.86

48,478.73

16,908.44

20,894.57

361.00

第 9 年

69,072.75

52,103.86

48,478.73

15,759.73

20,594.02

1,209.16

第 10 年

68,773.57

52,973.32

49,348.19

14,749.43

19,425.38

1,050.82

第 11 年

68,475.76

52,973.32

49,348.19

14,139.11

19,127.57

1,363.33

第 12 年

68,179.25

49,246.94

45,621.81

14,354.89

22,557.44

4,577.42

第 13 年

67,884.10

49,246.94

45,621.81

13,310.24

22,262.29

5,326.92

第 14 年

67,590.28

49,246.94

45,621.81

12,208.40

21,968.47

6,134.94

第 15 年

67,297.75

49,246.94

45,621.81

11,070.53

21,675.94

6,980.28

第 16 年

67,006.57

50,116.40

46,491.27

9,672.11

20,515.30

7,218.06

第 17 年

66,716.69

50,317.04

46,691.91

8,406.77

20,024.78

7,992.88



年度

售电收入

生产成本

其中：经营成本

财务费用及相关税费

毛利额

净利润

A

B

C

D

E=A-C

F=A-B-D

第 18 年

66,428.11

50,317.04

46,691.91

7,152.91

19,736.20

8,958.16

第 19 年

66,140.85

50,317.04

46,691.91

5,857.57

19,448.94

9,966.24

第 20 年

65,854.86

50,317.04

46,691.91

4,519.28

19,162.95

11,018.54

第 21 年

65,570.15

33,890.46

30,265.33

8,551.96

35,304.82

23,127.73

第 22 年

65,286.73

17,664.51

14,039.38

12,533.47

51,247.35

35,088.75

第 23 年

65,004.60

17,664.51

14,039.38

12,460.19

50,965.22

34,879.90

第 24 年

64,723.73

17,664.51

14,039.38

12,387.23

50,684.35

34,671.99

第 25 年

64,444.12

17,664.51

14,039.38

12,314.60

50,404.74

34,465.01

第 26 年

32,082.89

8,971.73

6,986.25

6,119.74

25,096.64

16,991.42

合计

1,693,767.00

1,100,378.03

1,011,043.38

347,494.25

682,723.62

245,894.72

注：

1、生产成本=经营成本+其他费用；

2、毛利额=售电收入-经营成本；

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

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

单位：%

序号

项目

地点

项目类型

毛利率

1

抚州东乡一期 30MW 光伏项目

江西省

光伏


52.14

2

抚州东乡二期 50MW 光伏项目

江西省

光伏

3

卫钢新能源 200MW 光伏项目

宁夏回族

自治区

光伏

43.92

4

青海乌图美仁 70 万千瓦光伏发电项目

青海省

光伏

54.91

5

湖北能源宜城东湾 100MW 光伏发电项目

湖北省

光伏

49.09

6

汉江能源公司襄州峪山一期 100MW 农光互补

电站项目

湖北省

光伏

44.88

7

湖北能源集团监利汪桥 100MW 光储渔业一体

化电站项目

湖北省

光伏

43.79

8

首义新能源石首市南口镇 100MW 农光互补发

电项目

湖北省

光伏

51.04

9

冼马综电浠水县洗马 100MW 农光互补光伏发

电项目

湖北省

光伏

49.20

10

高锐达新能源潜江市高石碑镇 100MW 渔光互

补光伏发电项目

湖北省

光伏

50.71

平均值

/

48.85

本项目

光伏+光热

40.31


公司 2021 年至 2023 年新能源投资运营板块毛利率情况如下：


单位：万元

项目

2021 年

2022 年

2023 年

营业收入

125,244.70

234,109.30

371,803.90

营业成本

54,573.30

122,279.70

195,692.10

毛利额

70,671.40

111,829.60

176,111.80

毛利率

56.43%

47.77%

47.37%

平均值

50.52%

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

收益测算具备谨慎性。


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

（二）中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目


1、测算基础及方法


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

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

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

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

测算主要采用的计算参数如下：


项目

数值

依据及谨慎性和合理性

装机容量

光伏 900MW、光热 100MW

计划装机容量


年利用小时数


光伏 1,732 小时，光热 1,709 小时

参考项目当地光资源、电力负荷、同地区电场当前运行情况等

进行综合预测

运营期（投产后）

25 年

行业平均水平

售电价格（不含税）

0.23185 元/KWh

参照电价文件及相关税率

折旧年限

20 年，残值率 5%

行业平均水平


修理费（占固定资产原值比例）

光伏：第 0-5 年为 0.3%，第 6-15 年为 0.5%，第 16-20 年为 0.8%，第 21-25 年为 1%；光热：聚光集热系

统第 0-5 年为 0.8%，第 6-10 年为

1.1%，第 11-15 年为 1.4%，第 16-20

年为 1.7%，第 21 年-25 年为 2.0%；光热项目除聚光集热系统外其他部


行业平均水平

项目

数值

依据及谨慎性和合理性


分为 1.5%



工资及福利费

项目定员 90 人；人均年工资 12 万元，福利费系数按工资总额的

50%计取

参照公司其他新疆项目平均工资水平

水费

发电年耗水量为 13.7 万吨/年；水价

为 4.0 元/吨

参考项目当地收费标准

材料费

光伏：9.0 元/KW；光热：4.0 元/MWh

行业平均水平

保险费率

0.7‰

行业平均水平

其他费用

光伏：10.0 元/KW；光热：20.0 元

/KW

行业平均水平

长期贷款利率

3.00%

参考公司项目贷款平均利率并

结合项目实际情况确定

贷款偿还年限

18 年

参考公司项目贷款平均期限并

结合项目实际情况确定

所得税

25%

享受“三免三减半”优惠政策


（1）营业收入


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

（2）成本费用


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

（3）税金


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

光伏项目属于《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的项目类型，

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

（4）发电利润总额


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

2、测算过程


（1）收入测算


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

元，运营期年均收入 47,883.69 万元。运营期内各年度收入预计如下：


年度

上网电量（KWh）

售电价格

（元/KWh）

售电收入

（万元）

第 1 年

1,128,000,000

0.23185

26,152.68

第 2 年

2,247,000,000

0.23185

52,096.70

第 3 年

2,238,000,000

0.23185

51,888.03

第 4 年

2,229,000,000

0.23185

51,679.37

第 5 年

2,219,000,000

0.23185

51,447.52

第 6 年

2,210,000,000

0.23185

51,238.85

第 7 年

2,201,000,000

0.23185

51,030.19

第 8 年

2,192,000,000

0.23185

50,821.52

第 9 年

2,183,000,000

0.23185

50,612.86

第 10 年

2,174,000,000

0.23185

50,404.19

第 11 年

2,165,000,000

0.23185

50,195.53

第 12 年

2,156,000,000

0.23185

49,986.86

第 13 年

2,147,000,000

0.23185

49,778.20

第 14 年

2,138,000,000

0.23185

49,569.53

第 15 年

2,129,000,000

0.23185

49,360.87

第 16 年

2,120,000,000

0.23185

49,152.20

年度

上网电量（KWh）

售电价格

（元/KWh）

售电收入

（万元）

第 17 年

2,111,000,000

0.23185

48,943.54

第 18 年

2,103,000,000

0.23185

48,758.06

第 19 年

2,094,000,000

0.23185

48,549.39

第 20 年

2,085,000,000

0.23185

48,340.73

第 21 年

2,077,000,000

0.23185

48,155.25

第 22 年

2,068,000,000

0.23185

47,946.58

第 23 年

2,060,000,000

0.23185

47,761.10

第 24 年

2,051,000,000

0.23185

47,552.44

第 25 年

2,043,000,000

0.23185

47,366.96

第 26 年

1,128,000,000

0.23185

26,152.68

合计

53,696,000,000

-

1,244,953.00

注：

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

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

（2）成本测算


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

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

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

单位：万元

年度

生产成本

财务费用

合计

第 1 年

20,710.00

4,375.00

25,085.00

第 2 年

41,014.00

14,777.00

55,792.00

第 3 年

40,986.00

14,104.00

55,090.00

第 4 年

40,957.00

13,410.00

54,367.00

第 5 年

40,929.00

12,695.00

53,624.00

第 6 年

39,014.00

11,959.00

50,973.00

第 7 年

36,260.00

11,200.00

47,460.00

年度

生产成本

财务费用

合计

第 8 年

36,232.00

10,418.00

46,650.00

第 9 年

36,204.00

9,612.00

45,816.00

第 10 年

36,176.00

8,782.00

44,957.00

第 11 年

36,314.00

7,927.00

44,241.00

第 12 年

36,286.00

7,045.00

43,332.00

第 13 年

36,258.00

6,138.00

42,395.00

第 14 年

36,230.00

5,202.00

41,432.00

第 15 年

36,202.00

4,238.00

40,440.00

第 16 年

37,413.00

3,245.00

40,658.00

第 17 年

37,385.00

2,222.00

39,607.00

第 18 年

37,357.00

1,167.00

38,525.00

第 19 年

37,329.00

81.00

37,410.00

第 20 年

37,302.00

81.00

37,383.00

第 21 年

25,662.00

81.00

25,743.00

第 22 年

13,354.00

81.00

13,435.00

第 23 年

13,344.00

81.00

13,425.00

第 24 年

13,334.00

81.00

13,415.00

第 25 年

13,323.00

81.00

13,404.00

第 26 年

7,609.00

81.00

7,690.00

合计

823,184.00

149,163.00

972,347.00


（3）收益测算


本项目收益情况如下表所示：



单位：万元


年度

售电收入

生产成本

其中：经营成本

财务费用及相关税费

毛利额

净利润

A

B

C

D

E=A-C

F=A-B-D

第 1 年

26,152.68

20,710.00

18,250.83

4,375.00

7,901.85

1,067.68

第 2 年

52,096.70

41,014.00

36,056.86

14,777.00

16,039.84

-3,694.30

第 3 年

51,888.03

40,986.00

36,051.68

14,104.00

15,836.35

-3,201.97

第 4 年

51,679.37

40,957.00

36,046.52

13,410.00

15,632.85

-2,687.63

第 5 年

51,447.52

40,929.00

36,041.40

12,695.00

15,406.12

-2,176.48

第 6 年

51,238.85

39,014.00

34,149.90

11,959.00

17,088.95

265.85

第 7 年

51,030.19

36,260.00

31,419.56

11,200.00

19,610.63

3,570.19

第 8 年

50,821.52

36,232.00

31,414.49

10,418.00

19,407.03

4,171.52

第 9 年

50,612.86

36,204.00

31,409.46

9,876.79

19,203.40

4,532.07

第 10 年

50,404.19

36,176.00

31,404.44

10,142.20

18,999.75

4,085.99

第 11 年

50,195.53

36,314.00

31,566.32

9,679.49

18,629.21

4,202.04

第 12 年

49,986.86

36,286.00

31,561.33

9,156.28

18,425.53

4,544.58

第 13 年

49,778.20

36,258.00

31,556.39

8,429.57

18,221.81

5,090.63

第 14 年

49,569.53

36,230.00

31,551.46

7,680.89

18,018.07

5,658.64

第 15 年

49,360.87

36,202.00

31,546.55

6,911.57

17,814.32

6,247.30

第 16 年

49,152.20

37,413.00

32,780.54

5,802.59

16,371.66

5,936.61

第 17 年

48,943.54

37,385.00

32,775.68

4,989.57

16,167.86

6,568.97



年度

售电收入

生产成本

其中：经营成本

财务费用及相关税费

毛利额

净利润

A

B

C

D

E=A-C

F=A-B-D

第 18 年

48,758.06

37,357.00

32,770.84

4,152.53

15,987.22

7,248.53

第 19 年

48,549.39

37,329.00

32,766.01

3,292.68

15,783.38

7,927.71

第 20 年

48,340.73

37,302.00

32,761.22

3,247.53

15,579.51

7,791.20

第 21 年

48,155.25

25,662.00

21,135.93

6,099.49

27,019.32

16,393.76

第 22 年

47,946.58

13,354.00

8,833.42

9,124.83

39,113.16

25,467.75

第 23 年

47,761.10

13,344.00

8,828.69

9,076.02

38,932.41

25,341.08

第 24 年

47,552.44

13,334.00

8,823.98

9,027.41

38,728.46

25,191.03

第 25 年

47,366.96

13,323.00

8,819.30

8,979.00

38,547.66

25,064.96

第 26 年

26,152.68

7,609.00

5,278.95

4,927.17

20,873.73

13,616.51

合计

1,244,953.00

823,184.00

705,601.69

223,532.61

539,351.31

198,236.39

注：

1、生产成本=经营成本+其他费用；

2、毛利额=售电收入-经营成本；

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

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

单位：%

序号

项目

地点

项目类型

毛利率

1

抚州东乡一期 30MW 光伏项目

江西省

光伏


52.14

2

抚州东乡二期 50MW 光伏项目

江西省

光伏

3

卫钢新能源 200MW 光伏项目

宁夏回族

自治区

光伏

43.92

4

青海乌图美仁 70 万千瓦光伏发电项目

青海省

光伏

54.91

5

湖北能源宜城东湾 100MW 光伏发电项目

湖北省

光伏

49.09

6

汉江能源公司襄州峪山一期 100MW 农光互补

电站项目

湖北省

光伏

44.88

7

湖北能源集团监利汪桥 100MW 光储渔业一体

化电站项目

湖北省

光伏

43.79

8

首义新能源石首市南口镇 100MW 农光互补发

电项目

湖北省

光伏

51.04

9

冼马综电浠水县洗马 100MW 农光互补光伏发

电项目

湖北省

光伏

49.20

10

高锐达新能源潜江市高石碑镇 100MW 渔光互

补光伏发电项目

湖北省

光伏

50.71

平均值

/

48.85

本项目

光伏+光热

43.32


公司 2021 年至 2023 年新能源投资运营板块毛利率情况如下：


单位：万元

项目

2021 年

2022 年

2023 年

营业收入

125,244.70

234,109.30

371,803.90

营业成本

54,573.30

122,279.70

195,692.10

毛利额

70,671.40

111,829.60

176,111.80

毛利率

56.43%

47.77%

47.37%

平均值

50.52%

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

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

（三）湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项目


1、测算基础及方法


测算主要采用的计算参数如下：


项目

数值

依据及谨慎性和合理性

项目经营期

25 年

行业平均水平

年利用小时数

1,660h

参考项目当地光资源、电力负荷、同地区电场当前运

行情况等进行综合预测

系统效率

66.02%

参考装机方案系统效率

装机容量

300MW

计划装机容量

人工成本

800 万元/年

电站定员 50 人×16 万元/人年，参照同地区项目工资

水平

盐穴租用成本

500 万元/年

工程租赁协议价格

折旧

15 年

行业平均水平

残值率

5%

行业平均水平

增值税率

13%

国家政策

所得税率

25%

国家政策

放电电价（含税）

0.4161 元/KWh

湖北省煤电上网标杆电价

充电电价（含税）

0.2747 元/KWh

上网标杆电价×系统效率（0.4161 元/KWh×66.02% ）

容量电价（不含税）

666 元/KW 年

以项目资本金内部收益率 6.5%反算，并对标湖北当地

抽蓄电站容量电价

容量电价（含税）

752 元/KW 年

以项目资本金内部收益率 6.5%反算，并对标湖北当地

抽蓄电站容量电价

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

电价实现投资回报。


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

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

（1）营业收入


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

（2）成本费用


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

（3）税金


根据国家税收政策，电力项目交纳的税金包括增值税、营业税金附加和所得

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

（4）发电利润总额


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

2、测算过程


（1）收入测算


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

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

年度

装机容量（MW）

容量电价

（元/KW 年）

容量电费收入

（万元）

第 1 年

300.00

665.56

19,967.00

第 2 年

300.00

665.56

19,967.00

第 3 年

300.00

665.56

19,967.00

第 4 年

300.00

665.56

19,967.00

第 5 年

300.00

665.56

19,967.00

第 6 年

300.00

665.56

19,967.00

第 7 年

300.00

665.56

19,967.00

第 8 年

300.00

665.56

19,967.00

第 9 年

300.00

665.56

19,967.00

第 10 年

300.00

665.56

19,967.00

第 11 年

300.00

665.56

19,967.00

第 12 年

300.00

665.56

19,967.00

年度

装机容量（MW）

容量电价

（元/KW 年）

容量电费收入

（万元）

第 13 年

300.00

665.56

19,967.00

第 14 年

300.00

665.56

19,967.00

第 15 年

300.00

665.56

19,967.00

第 16 年

300.00

665.56

19,967.00

第 17 年

300.00

665.56

19,967.00

第 18 年

300.00

665.56

19,967.00

第 19 年

300.00

665.56

19,967.00

第 20 年

300.00

665.56

19,967.00

第 21 年

300.00

665.56

19,967.00

第 22 年

300.00

665.56

19,967.00

第 23 年

300.00

665.56

19,967.00

第 24 年

300.00

665.56

19,967.00

第 25 年

300.00

665.56

19,967.00

合计

-

-

499,179.00

注：

1、容量电费收入=装机容量×容量电价；

2、各年度售电收入与容量电价*装机容量存在差异，主要是数据取整所致。

（2）成本测算


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

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

单位：万元

年度

生产成本

财务费用

合计

第 1 年

17,378.00

6,364.00

23,743.00

第 2 年

17,378.00

6,708.00

23,743.00

第 3 年

17,378.00

6,471.00

23,743.00

第 4 年

17,378.00

6,203.00

23,743.00

第 5 年

17,378.00

5,903.00

23,743.00

第 6 年

15,715.00

5,569.00

23,743.00

第 7 年

15,715.00

5,125.00

23,743.00

年度

生产成本

财务费用

合计

第 8 年

15,715.00

4,642.00

23,743.00

第 9 年

15,715.00

4,123.00

23,743.00

第 10 年

15,715.00

3,555.00

23,743.00

第 11 年

15,715.00

2,939.00

23,743.00

第 12 年

15,715.00

2,274.00

23,743.00

第 13 年

15,715.00

1,558.00

23,743.00

第 14 年

15,715.00

787.00

23,743.00

第 15 年

15,715.00

684.00

23,743.00

第 16 年

5,705.00

578.00

23,743.00

第 17 年

5,705.00

142.00

23,743.00

第 18 年

5,705.00

14.00

23,743.00

第 19 年

5,711.00

14.00

23,743.00

第 20 年

5,711.00

14.00

23,743.00

第 21 年

5,711.00

14.00

23,743.00

第 22 年

5,711.00

14.00

23,743.00

第 23 年

5,711.00

14.00

23,743.00

第 24 年

5,711.00

14.00

23,743.00

第 25 年

5,711.00

14.00

23,743.00

合计

301,129.00

63,742.00

364,872.00


（3）收益测算


本项目收益情况如下表所示：



单位：万元


年度

容量电费收入

生产成本

其中：经营成本

财务费用及相关税费

毛利额

净利润

A

B

C

D

E=A-C

F=A-B-D

第 1 年

19,967.00

17,378.00

16,119.19

6,364.00

3,847.81

-3,775.00

第 2 年

19,967.00

17,378.00

16,144.84

6,708.00

3,822.16

-4,119.00

第 3 年

19,967.00

17,378.00

16,171.90

6,471.00

3,795.10

-3,882.00

第 4 年

19,967.00

17,378.00

16,198.96

6,203.00

3,768.04

-3,614.00

第 5 年

19,967.00

17,378.00

16,226.03

5,903.00

3,740.97

-3,314.00

第 6 年

19,967.00

15,715.00

14,590.09

5,569.00

5,376.91

-1,317.00

第 7 年

19,967.00

15,715.00

14,617.15

5,221.78

5,349.85

-969.78

第 8 年

19,967.00

15,715.00

14,644.21

4,948.70

5,322.79

-696.7

第 9 年

19,967.00

15,715.00

14,671.27

4,429.70

5,295.73

-177.7

第 10 年

19,967.00

15,715.00

14,698.33

3,959.55

5,268.67

292.45

第 11 年

19,967.00

15,715.00

14,725.39

3,497.51

5,241.61

754.49

第 12 年

19,967.00

15,715.00

14,752.45

2,998.63

5,214.55

1,253.37

第 13 年

19,967.00

15,715.00

14,779.51

2,461.64

5,187.49

1,790.36

第 14 年

19,967.00

15,715.00

14,806.57

1,883.32

5,160.43

2,368.68

第 15 年

19,967.00

15,715.00

14,833.64

1,806.08

5,133.36

2,445.92

第 16 年

19,967.00

5,705.00

4,823.64

4,229.18

15,143.36

10,032.82

第 17 年

19,967.00

5,705.00

4,823.64

3,902.30

15,143.36

10,359.70



年度

容量电费收入

生产成本

其中：经营成本

财务费用及相关税费

毛利额

净利润

A

B

C

D

E=A-C

F=A-B-D

第 18 年

19,967.00

5,705.00

4,823.64

3,806.07

15,143.36

10,455.93

第 19 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

第 20 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

第 21 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

第 22 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

第 23 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

第 24 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

第 25 年

19,967.00

5,711.00

4,829.64

3,804.34

15,137.36

10,451.66

合计

499,179.00

301,129.00

276,254.93

106,997.84

222,924.07

91,052.16

注：

1、生产成本=经营成本+其他费用；

2、毛利额=容量电费收入-经营成本；

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

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

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

（四）乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目


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

单位：美元

序号

项目名称

金额（美元）

占合同价比例

1

设计勘察费

10,300,000.00

1.03%

2

风机出厂价

352,601,274.00

35.38%

3

物流费用（风机、主变等）

108,245,019.00

10.86%

序号

项目名称

金额（美元）

占合同价比例

4

风场建筑和安装

171,014,851.00

17.16%

5

EPC（升压站+AIS+线路）

127,291,348.00

12.77%

6

鹰眼成本

10,500,000.00

1.05%

7

业主临建

6,831,144.00

0.69%

8

项目部管理费

28,898,854.00

2.90%

9

项目前期技术服务费

9,966,982.00

1.00%

10

保函费用

4,916,723.00

0.49%

11

保险费用

3,531,130.00

0.35%

12

预备费用

71,944,757.00

7.22%

13

风险费用

20,000,000.00

2.00%

14

联营体管理费和利润

70,656,114.00

7.09%

15

合同价

996,698,197.00

100.00%


本项目效益测算的依据如下表所示：


项目估算与经济评价指标

测算依据

合同金额

取自公司与客户正式签署的项目合同，合同中已明确约定工程

合同价款

项目预计成本

项目总投入金额

勘察设计费用

主要包括项目设计费用、勘察费用和数字化交付费用

采购费用

主要包括项目必要的风电风机等设备采购、维护费用等

项目管理费用

主要包括现场管理费等相关费用

施工费用

主要包括项目实施过程中所需的工程土建费用

其他费用

主要包括里程碑奖励费、变更估计费用及工程建设过程中其他

相关费用、财务费用

本项目投资金额系根据工程项目的施工合同或招投标相关文件以及实际项目建设需求进行测算；工程建设相关价格参照相关规范文件要求并参照供应商报价信息、市场价格估算，测算同时综合考虑项目的建设规模、建设方案及实施进度等因素。经测算，乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目预计毛利率约为 7.09%。

发行人可比海外工程总承包类项目情况如下：

序号

项目名称

毛利率

1

墨西哥佩尼亚斯科光伏项目

6.41

2

沙特阿拉伯阿尔舒巴赫光伏电站项目

6.04

3

菲律宾 172MW 光伏项目

7.25

平均

6.57

本项目

7.09


由上，本项目毛利率略高于发行人可比海外工程总承包类项目，主要系上述可比项目均属光伏工程总承包项目，技术难度及施工工艺相对低于风电项目，因此投标时设定毛利率水平相对更低。

此外，2021 年至 2023 年度，公司海外业务毛利率分别为 7.76%、10.37%、 11.66%，平均毛利率为 9.93%。综上，本项目收益水平与公司其他海外工程总承包项目基本接近，且预计毛利率水平略低于公司海外业务平均水平，测算具备合理性和谨慎性。

综上所述，各募投项目收入、利润等效益测算过程及依据充分、准确，效益测算谨慎、合理。

四、中介机构核查情况


（一）核查程序


保荐人及申报会计师履行了如下核查程序：


1、查阅了发行人本次募集资金投资项目的可行性研究报告、向特定对象发行预案、项目成本测算报告、相关决策文件等资料，对相关报告编制人员进行沟通问询，了解本次募集资金投资项目的具体构成、测算依据、测算过程；

2、对发行人募集资金投资项目负责人进行沟通问询，了解本次募集资金投资项目资金使用及建设安排，查阅发行人相关财务数据，核查本次募集资金投资项目在董事会前的支出金额；

3、取得并复核募集资金投资项目效益测算表、成本测算表等，对相关报告编制人员进行沟通问询，了解发行人营运资金缺口、募投项目效益测算的测算依据、测算过程。

（二）核查意见


经核查，保荐人及申报会计师认为：


1、本次募集资金各项目投资金额测算的相关参数和指标设定合理，审定总投资合理性，各项目单位基建造价合理，资金缺口测算谨慎。本次募集资金均投向各项目于公司本次发行董事会召开日之后的资本性支出，各项目募集资金规模安排具有合理性。

2、公司本次募投项目的效益测算充分考虑了当前市场价格情况、未来市场价格趋势及周期性波动情况等，相关参数和指标设定合理，本次募投项目的效益测算具有谨慎性。

3.关于同业竞争‌


根据申报材料，截至本工作报告出具之日，中国能建集团下属的山西电建二公司、北京电建、电规院相关业务与发行人主营业务有部分重合。

请发行人说明：发行人与控股股东、实际控制人及其控制的企业是否存在同业竞争，已存在的同业竞争是否构成重大不利影响；募投项目实施后是否新增同业竞争，新增同业竞争是否构成重大不利影响。

请保荐机构及发行人律师按照《监管规则适用指引——发行类第 6 号》第 1条核查并发表明确意见。

请保荐机构及发行人律师核查并发表明确意见。


回复：


一、发行人与控股股东、实际控制人及其控制的企业是否存在同业竞争，已存在的同业竞争是否构成重大不利影响

公司目前从事的主营业务涵盖传统能源、新能源及综合智慧能源、水利、生态环保、综合交通、市政、房建、房地产（新型城镇化）、建材（水泥、砂石骨料等）、民爆、装备制造等领域，公司具有集规划咨询、评估评审、勘察设计、工程建设及管理、运行维护和投资运营、技术服务、装备制造、建筑材料为一体的完整产业链。公司的控股股东中国能建集团及其控制的其他企业目前没有以任何形式从事或参与对公司主营业务构成或可能构成直接或间接竞争关系的业务和活动。

截至本回复报告出具之日，中国能建集团下属的山西电建二公司、北京电建、电规院由于历史经营等原因，其业务与公司主营业务有部分重合，但与公司之间不存在实质性同业竞争。具体情况如下：

（一）山西电建二公司


截至本回复报告出具之日，中国能建集团持有山西电建二公司 100%股权，山西电建二公司的主要经营范围包括从事电力工程施工建设、房屋建筑的总承包业务等，与中国能建的主营业务存在重合；自 2017 年起山西电建二公司已完全

停止生产经营活动，并于 2019 年 12 月向其属地法院正式递交了依法破产申请，

2023 年 11 月 28 日，朔州市中级人民法院裁定宣告山西电建二公司破产，目前正在办理费用补缴等相关手续。

因此，截至本回复报告出具之日，山西电建二公司与公司之间不存在实质性同业竞争。

（二）北京电建


截至本回复报告出具之日，中国能建集团通过子公司资产管理公司持有北京电建 100%股权；北京电建从事境外电力、房屋建筑、市政公用工程施工的总承包业务，与中国能建的主营业务存在部分重合。

报告期内，北京电建的营业收入及毛利情况如下：

单位：万元，%

项目

2023 年度

2022 年度

2021 年度

营业收入

65,223.27

119,149.50

126,998.20

占公司收入比例

0.16

0.33

0.39

毛利

29,356.89

12,117.54

7,447.52

占公司毛利比例

0.57

0.27

0.18

北京电建的收入或者毛利占公司主营业务收入或者毛利的比例不到 1%，占比极低，公司与北京电建不构成重大不利影响的同业竞争，对公司的经营业绩不构成重大不利影响。

中国能建集团、资产管理公司、北京电建及葛洲坝集团已于 2014 年 12 月

17 日和 2015 年 7 月 15 日分别签署《委托经营管理协议》和《补充协议》，约定

将北京电建委托葛洲坝集团运营管理，委托期限为 5 年；各方后续分别于 2019

年 12 月 13 日、2022 年 1 月及 2023 年 2 月续签了《委托经营管理协议（新）》《委托经营管理协议》及《委托经营管理协议补充协议》。截至本回复报告出具之日，前述委托经营管理协议已完成续签，委托期限延长至 2025 年 12 月 31 日。

中国能建集团、资产管理公司已将北京电建委托中国能建下属企业管理，中国能建通过葛洲坝集团对北京电建的现有业务行使管理职能与资产之实际管理、运营权，因此，北京电建与中国能建之间目前不存在实质性同业竞争。

（三）电规院


电规院主要是在能源电力领域为政府部门、金融机构、能源及电力企业提供产业政策、发展战略、发展规划、新技术研究以及工程项目的评审、咨询和技术服务；而公司则主要从事电力勘测、设计、建设、制造、工业制造、投资及其他相关业务。电规院专注于电力行业的宏观层面规划及研究，而公司主营业务是围绕能源企业具体、特定电力项目的规划、设计及建设。因此，电规院的主营业务方向与公司的主营业务不同，不会与公司主营业务构成竞争。

此外，中国能建集团于 2021 年 3 月 19 日出具《关于避免同业竞争的承诺函》，对避免与公司产生同业竞争作出如下承诺：

“1、本公司下属中国能源建设集团北京电力建设有限公司（以下简称“北京电建”）从事电力、房屋建筑、市政公用工程施工的总承包业务，与中国能建的主营业务存在部分重合，但不存在实质性同业竞争，且本公司已签署《委托经营管理协议》，将北京电建委托葛洲坝集团运营管理；本公司下属中国能源建设集团山西省电力建设二公司（以下简称“山西电建”）原主营业务与中国能建的主营业务存在部分重合，截至本承诺函出具之日山西电建已停止经营，因此与中国能建不存在实质性同业竞争。除上述情形以外，截至承诺函出具之日，本公司及本公司控制的企业（不包括中国能建及其控制的企业，下同）目前没有以任何形式于中国境内和境外从事与中国能建及其控制的企业目前所从事的主营业务构成或可能构成同业竞争的业务或活动。

2、除发生本承诺函中第 4 点所列情形之外，本公司及本公司控制的企业将不在中国境内和境外，单独或与他人，以任何形式（包括但不限于投资、并购、联营、合资、合作、合伙、承包或租赁经营、购买上市公司股票）从事与中国能建及其控制的企业的主营业务构成或可能构成同业竞争的业务或活动。

3、如果本公司或本公司控制的企业发现任何与中国能建及其控制的企业主营业务构成或可能构成直接或间接竞争关系的新业务机会，应在合理可行的范围内立即书面通知中国能建，并尽力促使该业务机会按合理和公平的条款和条件首先提供给中国能建及其控制的企业。

4、如果中国能建及其控制的企业明确放弃上述新业务机会，或未在收到本

公司上述书面通知后的 15 日内书面通知本公司其是否接受上述新业务机会，则本公司或本公司控制的企业可以从事该项新业务。在中国能建及其控制的企业认为该项新业务注入时机已经成熟时，中国能建及其控制的企业有权一次性或分次向本公司或本公司控制的企业收购该项新业务中的任何股权、资产及其他权益，或由中国能建根据国家法律法规许可的方式选择委托经营、租赁或承包经营本公司或本公司控制的企业在该项新业务中的资产或业务。

5、如果本公司或本公司控制的企业拟转让、出售、出租、许可使用或以其他方式转让或允许使用与中国能建及其控制的企业主营业务构成或可能构成直接或间接竞争关系的资产和业务，本公司及本公司控制的企业将向中国能建及其控制的企业提供收购该等资产和业务的优先权。

6、本公司将赔偿中国能建及其控制的企业因本公司或本公司控制的企业违反本承诺函任何条款而遭受/发生的一切实际损失、损害和开支。

7、本承诺函自本次交易获得中国证监会核准之日起至发生以下情形时终止

（以较早为准）：（1）本公司及本公司控制的企业直接或间接持有中国能建股份

（合并计算）之和低于 30%，或根据有关证券交易所的规则或有关法规本公司不再被视为中国能建的控股股东；或（2）中国能建股票终止上市（但中国能建股票因任何原因暂时停止买卖除外）。”

根据公司公开披露的《关于控股股东不竞争承诺限时完成事项延期的公告》，因预计在原避免同业竞争的承诺及补充承诺的期限届满前北京电建仍无法达成向第三方转让、由公司收购、注销等彻底解决业务重合问题的条件，经公司第三届董事会第二十九次会议、2023 年第三次临时股东大会审议通过，公司控股股东中国能建集团将原承诺的完成期限由 2023 年 12 月 31 日延期至 2025 年 12 月

31 日，调整后的承诺内容为：“公司控股股东承诺，在 2025 年 12 月 31 日之前，按照监管部门的要求，在符合届时适用的法律法规及相关监管规则的前提下，本着有利于能建股份发展和维护股东利益的原则，综合运用股权转让、资产重组、业务调整等多种方式，稳妥推进解决北京电建与能建股份的业务重合问题。”

截至本回复报告出具之日，上述有关避免同业竞争的承诺不违反中国法律法规的规定，对中国能建集团具有法律约束力。

综上所述，公司与控股股东中国能建集团及其控制的企业不存在实质性同业竞争，中国能建集团下属的山西电建二公司、北京电建、电规院由于历史经营等原因，其业务与公司主营业务有部分重合，但对公司不构成重大不利影响，符合

《监管规则适用指引——发行类第 6 号》第 1 条的相关规定。


二、募投项目实施后是否新增同业竞争，新增同业竞争是否构成重大不利

影响


公司本次向特定对象发行的募集资金总额（含发行费用）不超过 90.00 亿元

（含 90.00 亿元），扣除发行费用后的募集资金净额将用于以下项目：


单位：亿元

序号

项目名称

项目投资总额

拟使用募集资金

1

中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿

电示范项目

80.82

30.00

2

中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热

+光伏一体化项目

61.12

30.00

3

湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范项

目

18.37

5.00

4

乌兹别克斯坦巴什和赞克尔迪风电项目

67.68

25.00

合计

227.99

90.00

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

布的 2023 年 2 月 10 日人民币兑换美元中间价折算。

本次募投项目均与公司主营业务紧密相连，符合公司的业务发展方向和发展战略，与控股股东中国能建集团及其控制的其他企业的主营业务均不存在相同或相似的情形，本次募投项目实施后，不会新增同业竞争。因此，本次募投项目实施后，不会与控股股东产生新的同业竞争，不构成重大不利影响，符合《监管规则适用指引——发行类第 6 号》第 1 条的相关规定。

三、中介机构核查情况


（一）核查程序


保荐人及发行人律师履行了如下核查程序：


1、查阅发行人报告期内披露的定期报告，了解发行人的业务情况；


2、查询发行人控股股东及其控制的其他企业的经营范围，了解发行人控股股东及其控制的其他企业的实际经营情况；

3、获取北京电建报告期内的营业收入及毛利财务数据；查阅中国能建集团、资产管理公司、北京电建及葛洲坝集团签署的《委托经营管理协议》等协议文件；

4、查阅中国能建集团出具的《关于避免同业竞争的承诺函》《关于避免同业竞争的补充承诺函》及《关于拟延期履行不竞争承诺有关限时完成事项的函》；

5、查阅中国能建延长避免同业竞争承诺函有效期的相关公告；


6、查阅募投项目可行性研究报告，分析核查募投项目的业务范围。


（二）核查结论


经核查，保荐人及发行人律师认为：


1、发行人与控股股东中国能建集团及其控制的企业不存在实质性同业竞争，中国能建集团下属的山西电建二公司、北京电建、电规院由于历史经营等原因，其业务与发行人主营业务有部分重合，但对发行人不构成重大不利影响，符合《监管规则适用指引——发行类第 6 号》第 1 条的相关规定；

2、本次募投项目均与发行人主营业务相关，实施后不会新增同业竞争，对发行人不构成重大不利影响，符合《监管规则适用指引——发行类第 6 号》第 1条的相关规定。

4.关于应收款项及存货‌


根据申报材料，1）报告期各期末，发行人应收账款账面余额分别为 548.37亿元、609.42 亿元和 774.89 亿元，公司按照中央企业、地方政府及其他国有企业、民营企业及其他三个组合分别计提坏账准备；2）各期末，发行人其他应收款分别为 169.22 亿元、183.59 亿元及 249.64 亿元；3）各期末，发行人存货账

面价值分别为 615.29 亿元、586.09 亿元及 613.81 亿元；4）各期末，发行人合

同资产价值分别为 482.38 亿元、649.53 亿元及 894.03 亿元，❹额逐期大幅增长，合同资产均按照低风险组合计提减值；其他非流动资产中合同资产的❹额分别为 113.39 亿元、246.66 亿元、576.06 亿元，逐期大幅增加。

请发行人说明：（1）各期末按照客户类别拆分的应收账款不同账龄的❹额、逾期❹额及占比、期后回款、坏账准备计提情况，公司按照客户类别计提坏账准备的具体比例及合理性，是否符合行业惯例；结合历史坏账情况、可比公司坏账计提情况等，分析公司坏账准备计提是否充分；（2）其他应收款中其他代垫款、拆借资❹的具体情况、❹额大幅提升的原因，是否存在关联方资❹占用；其他应收款坏账准备计提政策、各期末不同账龄的坏账准备计提❹额，结合不同类别账款的回款安排、期后实际回款、可比公司情况等分析坏账准备计提是否充分；（3）各期末开发成本对应的主要项目内容、❹额、库龄、建设期、已收款❹额情况，项目进展、收款情况是否符合项目预期、是否存在长期停工情形；结合存货不同类别的库龄情况、存货周转率、存货期后转销情况及与同行业可比公司的对比，分析存货跌价准备计提是否充分；（4）合同资产❹额、其他非流动资产中合同资产❹额逐期大幅增加的具体原因，与相关业务开展规模及营收情况是否匹配，合同资产按照低风险组合计提减值的具体情况，减值计提是否充分。

请保荐机构和申报会计师核查并发表明确意见。

回复：


一、各期末按照客户类别拆分的应收账款不同账龄的金额、逾期金额及占比、期后回款、坏账准备计提情况，公司按照客户类别计提坏账准备的具体比例及合理性，是否符合行业惯例；结合历史坏账情况、可比公司坏账计提情况等，分析公司坏账准备计提是否充分

（一）按照客户类别拆分的应收账款不同账龄的金额


报告期各期末，公司按照客户类别拆分的不同账龄应收账款余额如下：

单位：万元


项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日

中央企业

地方政府及其他

国有企业

民营企业及其他

中央企业

地方政府及其

他国有企业

民营企业及其他

中央企业

地方政府及其

他国有企业

民营企业及其他

1 年以内

（含 1 年）

2,240,158.05

1,848,493.86

1,991,112.28

1,882,654.20

1,645,313.10

2,348,654.72

1,723,290.10

1,041,769.60

1,623,321.70

1-2 年

（含 2 年）

499,269.13

281,529.30

296,845.17

317,778.50

158,384.70

263,071.10

300,730.50

117,292.70

335,519.50

2-3 年

（含 3 年）

263,018.06

92,150.96

86,253.48

144,956.40

72,390.20

208,075.90

119,554.90

29,082.30

158,006.30

3 年以上

251,664.26

51,019.58

525,123.86

241,318.10

47,292.50

418,977.90

245,221.20

48,818.50

351,603.20

合计

3,254,109.50

2,273,193.70

2,899,334.80

2,586,707.10

1,923,380.50

3,238,779.62

2,388,796.70

1,236,963.10

2,468,450.70

注 1：公司采取预期信用损失法确认应收账款坏账，按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量各细分客户群体应收账款的减值准备，对于中央企业、地方政府及其他国有企业客户分别按照 1%及 3%计量其预期信用损失；对于民营企业及其他客户，以逾期天数与综合考虑担保物或其他信用增级之后的预期信用损失率对照表为基础计算其预期信用损失。

（二）应收账款逾期金额及占比、期后回款情况


报告期各期末，公司应收账款逾期金额及占比、期后回款和信用政策情况如

下：

单位：万元，%

项目

客户类别

2023 年末

2022 年末

2021 年末


逾期应收账款

中央企业

5,478.79

32,642.90

25,551.20

地方政府及其他国有

企业

53,997.19

31,366.00

9,249.30

民营企业及其他

1,081,097.60

932,096.30

924,547.30

合计

1,140,573.58

996,105.20

959,347.70


应收账款期末余额

中央企业

3,254,109.50

2,586,707.10

2,388,796.70

地方政府及其他国有

企业

2,273,193.70

1,923,380.50

1,236,963.10

民营企业及其他

2,899,334.80

3,238,779.62

2,468,450.70

合计

8,426,638.00

7,748,867.22

6,094,210.50


逾期应收账款比例

中央企业

0.17

1.26

1.07

地方政府及其他国有

企业

2.38

1.63

0.75

民营企业及其他

37.29

28.78

37.45

合计

13.54

12.85

15.74


截至 2024 年

3 月 31 日应收账款回款金额

中央企业

368,356.54

1,572,755.75

1,874,114.38

地方政府及其他国有

企业

136,274.73

1,498,680.66

1,093,792.56

民营企业及其他

213,924.51

2,330,544.89

1,857,073.36

合计

718,555.78

5,401,981.30

4,824,980.30


应收账款期后回款比例

中央企业

11.32

60.80

78.45

地方政府及其他国有

企业

5.99

77.92

88.43

民营企业及其他

7.38

71.96

75.23

合计

8.53

69.71

79.17

报告期内，公司应收账款逾期比例分别为 15.74%、12.85%和 13.54%，比例相对较低，且整体呈下降趋势。报告期内，公司中央企业组合及地方政府及其他国有企业组合应收账款逾期比例分别为 1.07%、1.26%、0.17%及 0.75%、1.63%、 2.38%，整体保持较低水平。报告期内，公司民营企业及其他组合应收账款逾期比例为 37.45%、28.78%、37.29%，高于前述两个组合，主要原因为：公司一般

会与客户约定按月、按季度、或按工程进度里程碑进行结算，在业主方、监理单位确认工程结算单据后一定时间内，由业主方根据合同约定在信用期内支付工程进度款；公司一般会根据客户性质、资信水平及过往合作历史合作等因素综合确定信用期。

总体来看，考虑到中央企业、地方政府及其他国有企业信誉较好，历史合作稳定且风险可控，一般给予的信用期通常在 2-3 年，而民营企业等客户由于在信誉、资金实力等各个方面与央国企存在一定差异，为了降低风险，公司给予的信用期会比央国企更短，通常为 0.5-1 年，所以公司以此界定的民营企业等客户应收账款逾期比例会相对较高，具有合理性。同时，报告期内，公司已逐步加强应收账款的催收力度。

公司各个报告期末应收账款余额截至 2024 年 3 月 31 日的回款率分别为 79.17%、69.71%和 8.53%，整体回款情况良好。2023 年 12 月 31 日的应收账款回款比例较低的原因主要是报告截止日距离 2024 年 3 月 31 日时间较短。经查询公开信息，与公司可比的公司中仅中国化学（601117.SH）公开披露了应收账款期后回款情况，其余可比公司均未披露。根据中国化学 2020 年 8 月披露的《关于中国化学工程股份有限公司非公开发行 A 股股票申请文件反馈意见的回复》，中国化学 2017 年-2019 年各年末的应收账款在 2022 年 6 月末时点的回款比例分别为 74.58%、61.72%、32.07%，与公司应收账款期后回款比例并无显著差异。

（三）按照客户类别计提坏账准备具体情况及与同行业比较情况


1、公司按照客户类别组合计提坏账准备的具体情况如下：


单位：万元，%

类别

账面余额

坏账准备

计提比例

2023 年 12 月 31 日

中央企业

3,254,109.50

32,541.10

1.00

地方政府及其他国有企业

2,273,193.70

68,195.80

3.00

民营企业及其他

2,899,334.80

504,075.00

17.39

合计

8,426,638.00

604,811.90

7.18

2022 年 12 月 31 日

中央企业

2,586,707.10

25,867.10

1.00

地方政府及其他国有企业

1,923,380.50

57,701.40

3.00

类别

账面余额

坏账准备

计提比例

民营企业及其他

3,238,779.62

364,239.50

11.25

合计

7,748,867.22

447,808.00

5.78

2021 年 12 月 31 日

中央企业

2,388,796.70

23,888.00

1.00

地方政府及其他国有企业

1,236,963.10

37,108.90

3.00

民营企业及其他

2,468,450.70

337,623.00

13.68

合计

6,094,210.50

398,619.90

6.54


如上表所示，公司各年度同类别的客户坏账计提比例较基本保持稳定。其中，民营企业及其他类别客户应收账款计提比例分别为 13.68%、11.25%和 17.39%，计提比例高于中央企业、地方政府及其他国有企业的主要原因系其信用期较短，通常为 0.5-1 年，导致逾期比例相对较高。民营企业及其他类别客户不同账龄下的逾期金额及坏账计提情况如下：

单位：万元


项目

2023 年末

账面余额 A

预期信用损失

率 B（B=C÷A ）

坏账准备 C

未逾期应收账款①

1,818,237

1.78%

32,365

逾期应收账款②

1,081,098

43.63%

471,710

其中：6 个月以内

176,175

16.79%

29,580

6-18 个月

329,708

28.35%

93,472

18-30 个月

253,533

39.23%

99,461

30-42 个月

103,166

66.36%

68,465

42-54 个月

88,909

78.67%

69,945

54 个月以上

129,607

85.48%

110,788

应收账款合计③（③=①+②）

2,899,335

17.39%

504,075


项目

2022 年末

账面余额 A

预期信用损失

率 B（B=C÷A）

坏账准备 C

未逾期应收账款①

2,306,683

1.50%

34,600

逾期应收账款②

932,096

35.37%

329,639

其中：6 个月以内

171,653

12.50%

21,457

6-18 个月

265,318

18.50%

49,084

18-30 个月

204,411

32.50%

66,434

30-42 个月

116,235

48.50%

56,374

42-54 个月

68,851

75.00%

51,789

54 个月以上

105,628

80.00%

84,503

应收账款合计③（③=①+②）

3,238,779

11.25%

364,240


项目

2021 年末

账面余额 A

预期信用损失

率 B（B=C÷A）

坏账准备 C

未逾期应收账款①

1,543,903

1.49%

23,004

逾期应收账款②

924,547

34.03%

314,619

其中：6 个月以内

150,038

11.45%

17,179

6-18 个月

316,033

17.11%

54,073

18-30 个月

117,515

28.33%

33,292

30-42 个月

168,684

47.48%

80,091

42 - 54 个月

69,438

68.71%

47,711

54 个月以上

102,841

80.00%

82,273

应收账款合计③（③=①+②）

2,468,451

13.68%

337,623


公司民营企业及其他组合应收账款逾期比例为 37.45%、28.78%和 37.29%，公司按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备，报告期内逾期应收账款各账龄段合计预期信用损失率分别为 34.03%、35.37%和 43.63%，未逾期应收账款预期信用损失率分别为 1.49%、1.50%和 1.78%，未逾期应收账款及逾期应收账款综合平均的预期信用损失率分别为 13.68%、11.25%和 17.39%，高于中央企业、地方政府及其他国有企业具有合理性。

2、公司及同行业上市公司坏账计提政策情况如下：


公司名称

应收账款坏账计提政策（摘要）


中国能建

对于应收账款、租赁应收款、长期应收款中的应收 BT/BOT 项目款、应收工程进度款和合同资产，本公司始终按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备。本公司基于历史信用损失经验、使用准备矩阵计算上述金融资产的预期信用损失，相关历史经验根据资产负债表日借款人的特定因素、以及对当前状况和未来经济状况预测的评估进行调整。

公司具体组合为：组合 1 中央企业

组合 2 地方政府及其他国有企业

组合 3 民营企业及其他

公司名称

应收账款坏账计提政策（摘要）


中国建筑

本集团基于单项和组合评估金融工具的预期信用损失。本集团考虑了不同客户的信用风险特征，以账龄为基础评估应收款项及合同资产的预期信用损失。当单项应收账款和合同资产无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，本集团依据信用风险特征将应收账款和合同资产划分为若干组合，在组合基础上计算预期信用损失，确定组合的依据如下：

应收账款组合 1 应收政府部门及中央企业客户

应收账款组合 2 应收海外企业客户

应收账款组合 3 应收其他客户

对于划分为组合的应收账款，本集团参考历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的预测，编制应收账款账龄与整个存续期预期信用损失率对照表，计算预期信用损失。


中国铁建

本集团对由收入准则规范的交易形成的应收款项与合同资产以及租赁应收款按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量损失准备。

（划分了 5 个组合，未披露具体组合名称）


中国中铁

对于因销售商品、提供劳务等日常经营活动形成的应收票据、应收账款、应收款项融资和合同资产，无论是否存在重大融资成分，本集团均按照整个存续期的预期信用损失计量损失准备。

当单项应收票据、应收账款、应收款项融资和合同资产无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，本集团依据信用风险特征将应收票据、应收账款、应收款项融资和合同资产划分为若干组合，在组合基础上计算预期信用损失，确定组合的依据如下：

应收账款组合 1 应收中央企业客户

应收账款组合 2 应收中铁工合并范围内客户

应收账款组合 3 应收地方政府/地方国有企业客户

应收账款组合 4 应收中国国家铁路集团有限公司

应收账款组合 5 应收海外企业客户

应收账款组合 6 应收其他客户

对于划分为组合的应收账款，本集团参考历史信用损失经验，结合当前状况

以及对未来经济状况的预测，编制应收账款账龄与整个存续期预期信用损失率对照表，计算预期信用损失。

中国交建

本集团基于单项和组合评估金融工具的预期信用损失。本集团考虑了不同客

户的信用风险特征，以账龄组合为基础评估应收款项的预期信用损失。


中国电建

本公司基于单项和组合评估金融工具的预期信用损失。本公司考虑了不同客户的信用风险特征， 以账龄组合为基础评估应收款项的预期信用损失。

组合 1 账龄分析法

组合 2 关联方（集团内）


中国化学

当单项应收票据、应收账款、应收款项融资和合同资产无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，本集团依据信用风险特征将应收票据、应收账款、应收款项融资和合同资产划分为若干组合，在组合基础上计算预期信用损失，确定组合的依据如下：

应收账款组合 1 应收中国化学合并范围内客户

应收账款组合 2 应收其他客户


中国中冶

对于其他金融工具，本集团在每个资产负债表日评估相关金融工具的信用风险自初始确认后的变动情况。若该金融工具的信用风险自初始确认后已显著增加，本集团按照相当于该金融工具整个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备；若该金融工具的信用风险自初始确认后并未显著增加，本集团按照相当于该金融工具未来 12 个月内预期信用损失的金额计量其损失准备。信用损失准备的增加或转回金额，作为减值损失或利得计入当期损益。本集

团在前一会计期间已经按照相当于金融工具整个存续期内预期信用损失的金

公司名称

应收账款坏账计提政策（摘要）


额计量了损失准备，但在当期资产负债表日，该金融工具已不再属于自初始确认后信用风险显著增加的情形的，本集团在当期资产负债表日按照相当于未来 12 个月内预期信用损失的金额计量该金融工具的损失准备，由此形成的

损失准备的转回金额作为减值利得计入当期损益。

注：上述数据来源于各同行业可比上市公司公开披露的 2021 年年报、2022 年年报、2023年年报。

如上表所示，同行业上市公司中国交建、中国中冶除单项计提预期信用损失外其余应收账款均按账龄组合计提，中国建筑、中国铁建、中国中铁、中国电建、中国化学除单项计提预期信用损失外其余应收账款均划分不同的组合计提，其中公司组合划分与中国建筑、中国中铁较为可比，均系按照客户性质及特点分类，故公司按照中央企业、地方政府及其他国有企业、民营企业及其他三个组合分别计提坏账准备具有合理性，符合行业惯例。

3、公司与同行业上市公司计提比例对比情况


报告期内，公司与同行业上市公司计提比例情况对比如下：

单位：%

公司名称

2023 年末应收账款

坏账准备率

2022 年末应收账款

坏账准备率

2021 年末应收账款

坏账准备率

中国能建

7.18

5.78

6.54

其他大型建筑类央企

中国建筑

14.95

15.27

15.54

中国中铁

9.07

8.69

7.68

中国铁建

10.38

9.73

7.42

中国电建

8.95

10.44

9.98

中国交建

17.35

17.52

15.07

中国中冶

13.97

15.80

15.15

中国化学

12.08

12.02

13.12

平均值

12.39

12.78

11.99

注：上述数据来源于各同行业可比上市公司公开披露的 2021 年年报、2022 年年报和 2023

年年报。

如上表所示，报告期内，中国能建应收账款坏账准备整体计提比例低于行业可比上市公司，主要原因如下：

（1）公司账龄结构较好，1 年以内应收账款比例高于行业平均水平报告期内，公司 1 年以内应收账款比例同行业对比情况如下：

单位：%

公司名称

2023 年末

2022 年末

2021 年末

中国能建

72.15

75.84

72.01

其他大型建筑央企

中国建筑

66.70

65.98

68.59

中国中铁

72.34

69.55

73.38

中国铁建

66.84

67.97

78.18

中国电建

63.76

66.85

76.22

中国交建

59.45

54.39

63.82

中国中冶

63.30

58.33

63.17

中国化学

61.80

67.26

63.07

平均值

64.88

64.33

69.49

注：上述数据来源于各同行业可比上市公司公开披露的 2021 年年报、2022 年年报和 2023

年年报。

如上表所示，报告期内，中国能建加强信用管理，持续催收，改善账龄结构， 1 年以内应收账款比例整体呈上升趋势，高于同行业平均水平，从而导致其坏账计提比例相对较低。

（2）各央企建筑公司业务范围存在较大差异


各建筑类央企虽同为建筑企业，但其下游客户不同，导致逾期信用损失率存在差异。公司系电力工程承包商，主要客户涵盖国内所有主要的电网营运及发电企业，并与多个外国国家级能源部门、公用事业公司以及海外电力市场的私人投资者建立了良好的业务关系，客户资信状况相对较好，故发生信用损失的风险相对较低。

公司应收账款坏账准备率虽然略低于同行业上市公司，但具备合理性，计提政策谨慎、合理。

（四）历史坏账情况


报告期内，公司历史坏账核销情况如下：

单位：万元，%

项目

2023 年度

2022 年度

2021 年度

应收账款账面余额

8,426,638.00

7,748,867.22

6,094,210.50

坏账损失金额

2,922.30

2,113.20

31,387.10

项目

2023 年度

2022 年度

2021 年度

坏账损失率

0.03

0.03

0.52

如上表所示，公司 2021 年到 2023 年各期实际发生的坏账核销金额分别为

31,387.10 万元、2,113.20 万元和 2,922.30 万元，坏账核销率分别为 0.52%、0.03%和 0.03%，报告期内公司坏账核销率均较低，各期坏账计提比例均高于实际坏账核销率，公司坏账准备计提充分。

综上所述，公司客户质量较高且历史信用状况良好，应收账款账龄结构合理，整体逾期比例逐年下降，期后回款情况良好，历史实际坏账率均低于预期计提比例，公司综合考虑上述情况按预期信用损失法确定应收账款坏账准备谨慎合理、坏账准备计提较为充分。

二、其他应收款中其他代垫款、拆借资金的具体情况、金额大幅提升的原因，是否存在关联方资金占用；其他应收款坏账准备计提政策、各期末不同账龄的坏账准备计提金额，结合不同类别账款的回款安排、期后实际回款、可比公司情况等分析坏账准备计提是否充分

（一）其他应收款中其他代垫款、拆借资金的具体情况、金额大幅提升的原因，是否存在关联方资金占用

1、其他应收款中其他代垫款、拆借资金的金额大幅提升的原因


报告期内，公司其他代垫款、拆借资金情况如下：

单位：万元

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日

其他代垫款

1,161,982.90

1,217,360.30

856,255.90

拆借资金

450,787.50

325,310.90

387,536.80

小计

1,612,770.40

1,542,671.20

1,243,792.70

公司其他代垫款主要为公司开展工程建设业务需要所支付的垫付款项、联合体项目作为牵头方承担的代收代付款项等。2023 年 12 月 31 日，公司其他代垫款同比减少 4.55%,主要原因系 2023 年收回贷款款项；2021 年及 2022 年，公司其他代垫款同比上升 38.63%和 42.17%，主要原因系公司工程建设业务承接规模扩大；2021 年及 2022 年，公司工程建设业务新签合同额同比上升 45.70%和 23.70%，与其他代垫款上升规模相匹配，具备合理性。

公司拆借资金主要为公司向联营、合营房地产项目公司按股比提供股东借款的方式进行合作开发投入，项目后期销售后收回拆借资金及利息，属于行业惯例， 2023 年 12 月 31 日较 2022 年 12 月 31 日增长 38.57%，主要原因系房地产项目公

司承接项目增加及项目投资额增加，导致公司合作开发投入增加；2021 年至 2022

年总体规模较为稳定，变化较小。


2、其他代垫款、拆借资金的具体情况，是否存在关联方资金占用报告期各期末，其他代垫款、拆借资金的具体情况如下：



单位：万元


往来单位


形成原因

2021 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2023 年 12 月 31 日


是否存在关联方资金占用


账面余额

占其他代垫款及拆借资金合计余额

的比例（%）


账面余额

占其他代垫款及拆借资金合计余额

的比例（%）


账面余额

占其他代垫款及拆借资金合计余额

的比例（%）

葛矿利南京房地产开发有限

公司

合作开发投入

108,424

8.72

26,047

1.69

24,352

1.51

否

陕西银河远东电缆有限公司

其他

12,964

1.04

12,965

0.84

11,826

0.73

否

葛洲坝集团（贵阳）综合保税

区投资建设有限公司

代垫项目款

3,366

0.27

3,366

0.22

3,366

0.21

否

广西瑞东投资有限公司

代垫项目款

6,692

0.54

6,692

0.43

6,692

0.41

否

中葛永茂（苏州）房地产开发

有限公司

合作开发投入

47,957

3.86

44,261

2.87

37,053

2.30

否

西安紫弘科技产业发展有限

公司

合作开发投入

32,157

2.59

34,175

2.22

5,825

0.36

否

葛洲坝润明（武汉）房地产开

发有限公司

合作开发投入

10,995

0.88

26,688

1.73

26,541

1.65

否

葛洲坝（烟台）房地产开发有

限公司

合作开发投入

5,176

0.42

7,761

0.50

/

/

否

云南葛洲坝城市运营投资有

限公司

合作开发投入

68,525

5.51

/

/

/

/

否

南沙国际金融岛（广州）有限

公司

代垫项目款

23,444

1.88

/

/

/

/

否

湖南葛宁房地产开发有限公

司

合作开发投入

26,607

2.14

22,407

1.45

22,931

1.42

否

重庆葛洲坝融创金裕置业有

限公司

合作开发投入

24,211

1.95

21,839

1.42

63,270

3.92

否



往来单位


形成原因

2021 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2023 年 12 月 31 日


是否存在关联方资金占用


账面余额

占其他代垫款及拆借资金合计余额

的比例（%）


账面余额

占其他代垫款及拆借资金合计余额

的比例（%）


账面余额

占其他代垫款及拆借资金合计余额

的比例（%）

重庆葛洲坝融创深达置业有

限公司

合作开发投入

18,120

1.46

18,121

1.17

17,974

1.11

否

重庆葛宁房地产开发有限公

司

合作开发投入

17,546

1.41

26,002

1.69

27,401

1.70

否

北京润能置业有限公司

合作开发投入

/

/

50,898

3.30

/

/

否

其他关联方小计

/

747

0.06

159

0.01

320

0.02

否

关联方合计

/

406,931

32.73

301,381

19.54

247,551

15.35

/

如上表所示，报告期内公司存在部分项目余额变动较小的情形，主要原因如

下：


（1）公司对广西瑞东投资有限公司及陕西银河远东电缆有限公司的其他代垫款项

公司对广西瑞东投资有限公司、陕西银河远东电缆有限公司的其他应收款均系公司成立之前因历史原因形成，已足额全部计提减值准备，因此不存在资金占用的情形。

（2）公司对于葛矿利南京房地产开发有限公司、葛洲坝润明（武汉）房地产开发有限公司、重庆葛洲坝融创金裕置业有限公司等房地产开发项目公司的合作开发投入

公司对该等房地产项目的其他应收款系公司按股东方享有的各自股比提供的股东借款，以此等模式进行合作开发投入，项目销售完成后，按照双方约定收回拆借资金及利息，不存在资金占用的情形。

除此之外，公司与关联方之间形成的代垫款项均为日常业务经常所需，不收取利息；因合作开发投入的款项，公司会根据被投资公司股东之间签订的合作开发协议、资金拆借协议等确定是否收取利息。

综上所述，报告期内，公司向关联方提供的代垫款及资金拆借余额及比例均整体呈现下降趋势。2024 年 3 月 28 日，天健会计师事务所（特殊普通合伙）出具了《非经营性资金占用及其他关联资金往来情况的专项审计说明》（天健审

〔2024〕1-132 号），不存在非经营性资金占用的情况。


（二）其他应收款坏账准备计提政策、各期末不同账龄的坏账准备计提金额，结合不同类别账款的回款安排、期后实际回款、可比公司情况等分析坏账准备计提是否充分

1、公司其他应收款的坏账准备计提政策、各期末不同账龄的坏账准备计提

金额


（1）公司其他应收款的坏账准备计提政策


对应其他应收款，公司按照未来 12 个月内预期信用损失的金额和相当于整

个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备；若信用风险自初始确认后未显著增加，处于第一阶段，公司按照未来 12 个月内预期信用损失的金额计量损失准备；若信用风险自初始确认后已显著增加但尚未发生信用减值，处于第二阶段，公司按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量损失准备；金融工具自初始确认后已发生信用减值的，处于第三阶段，公司按照整个存续期的预期信用损失计量损失准备。公司坏账计提组合分为按单项计提坏账准备和按账龄组合计提坏账准备。

（2）采用组合计提坏账准备其他应收款各期末不同账龄的计提情况

单位：万元，%

账龄

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日


1 年以内

坏账准备

10,132.30

10,008.70

23,635.00

组合账面余额

1,252,714.40

1,266,932.50

971,978.90

计提比例

0.81

0.79

2.43


1-2 年

坏账准备

19,147.60

28,918.70

17,509.30

组合账面余额

790,320.40

611,483.60

710,534.50

计提比例

2.42

4.73

2.46


2-3 年

坏账准备

27,573.90

36,967.10

8,516.80

组合账面余额

687,930.50

569,671.30

109,531.90

计提比例

4.01

6.49

7.78


3 年以上

坏账准备

87,055.00

84,848.50

98,889.50

组合账面余额

415,951.40

160,736.50

171,342.40

计提比例

20.93

52.79

57.71


合计

坏账准备

143,908.80

160,743.00

148,550.60

组合账面余额

3,146,916.70

2,608,823.90

1,963,387.70

计提比例

4.57

6.16

7.57

由上表可知，公司按组合计提坏账准备的其他应收款，各期末不同账龄的计提比例基本保持稳定，2022 年度及 2023 年度有所下降主要由于公司信用风险相对较低的押金保证金增加所致。公司 3 年以上其他应收款计提比例显著高于账龄

在 2-3 年的计提比例主要原因为 3 年以上的部分款项账龄已超过 5 年以上的占比

较高，公司对该等预计无法收回的款项全额计提坏账准备，导致 3 年以上坏账计提比例整体较高，具体情况如下：

单位：万元

账龄

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日


3 年以上

坏账准备

87,055

84,849

98,890

组合账面余额

415,951

160,737

171,342

计提比例（%）

20.93

52.79

57.71


其中：

3-5 年

坏账准备

46,608

17,722

8,243

组合账面余额

341,206

81,823

42,250

计提比例（%）

13.66

21.66

19.51

账面余额占 3

年以上款项的比例（%）


82.03


50.90


24.66


其中：5年以上

坏账准备

40,447

67,127

90,647

组合账面余额

74,745

78,914

129,092

计提比例（%）

54.11

85.06

70.22

账面余额占 3

年以上款项的比例（%）


17.97


49.10


75.34

从上表可知，报告期内，账龄在 3 年以上的款项中，超过 5 年账龄以上的占比分别为 75.34%、49.10%和 17.97%，整体占比较高，导致 3 年以上综合坏账计提比例较高，与账龄在 2-3 年的款项计提比例存在差异，具有合理性。

2、公司各期末不同类别账款的回款安排、期后实际回款情况


单位：万元，%

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日


押金保证金

期末账面余额

1,602,004.50

1,046,281.60

650,919.40

期后实际回款

288,841.41

627,512.30

527,236.10

回款比例

18.03

59.98

81.00


回款安排

租赁及设备押金待合同履行完毕后收回款项；

投标、履约及项目开发在保证金根据合同约定，满足收款条件后收回款项。


其他代垫款

期末账面余额

1,161,982.90

1,217,360.30

856,255.90

期后实际回款

73,669.72

556,841.30

568,949.00

回款比例

6.34

45.74

66.45

回款安排

工程建设项目代垫款根据合同约定及施工进度收回款项。


拆借资金

期末账面余额

450,787.50

325,310.90

387,536.80

期后实际回款

46,160.64

225,464.20

368,641.00

回款比例

10.24

69.31

95.12

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日


回款安排

根据项目合作开发协议，在合同约定期限内收回款项。


应收代缴税金

期末账面余额

45,972.20

54,347.40

35,475.10

期后实际回款

9,134.68

33,687.90

26,874.30

回款比例

19.87

61.99

75.76

回款安排

出口退税待完成退税相关手续办理完成后即可回款；

预估进项税，后期收到增值税专用发票后正常抵扣。


其他

期末账面余额

242,860.20

236,070.00

235,061.10

期后实际回款

71,716.62

165,123.20

211,403.70

回款比例

29.53

69.95

89.94


回款安排

员工及项目备用金根据业务需求金收回款项；

三供一业及股权激励款项，根据三供一业清算报告和股权激励解锁情况进行核销


合计

期末账面余额

3,503,607.30

2,879,370.20

2,165,248.30

期后实际回款

489,523.06

1,608,628.90

1,703,104.10

回款比例

13.97

55.87

78.66

注：期后实际回款指各期末截至 2024 年 3 月 31 日的回款金额，期后实际回款金额未经审计。

公司 2021 年至 2023 年各期末其他应收款截至 2024 年 3 月 31 日合计回款金

额分别为 1,703,104.10 万元、1,608,628.90 万元和 489,523.06 万元，期后回款比例分别为 78.66%、55.87%和 13.97%，其中：应收代垫款的回款比例较低，符合工程行业特点，其坏账计提比例分别为：36.68%、29.68%和 21.53%，高于其他款项的坏账计提比例。公司整体回款情况总体较好，坏账准备计提较为充分。

3、公司与可比公司的各期末其他应收款的坏账准备计提情况


单位：万元，%

证券简称

项目

2023 年末

2022 年末

2021 年末


中国能建

坏账准备

436,336.70

396,606.90

335,470.40

期末账面余额

3,503,607.30

2,879,374.00

2,165,248.30

坏账准备率

12.45

13.77

15.49

报告期内坏账准备率平均值

13.90

其他大型建筑央企


中国建筑

坏账准备

940,007.80

815,829.70

709,358.80

期末账面余额

8,595,507.30

8,174,236.40

6,807,528.20

坏账准备率

10.94

9.98

10.42

证券简称

项目

2023 年末

2022 年末

2021 年末


中国铁建

坏账准备

626,970.60

494,138.40

473,308.70

期末账面余额

6,317,232.10

7,099,185.20

6,851,953.30

坏账准备率

9.92

6.96

6.91


中国中铁

坏账准备

1,250,241.10

1,137,457.30

1,051,019.40

期末账面余额

5,081,624.60

4,639,710.60

4,305,952.30

坏账准备率

24.60

24.52

24.41


中国交建

坏账准备

740,629.31

515,867.62

385,886.40

期末账面余额

6,304,674.09

5,006,778.01

5,525,045.40

坏账准备率

11.75

10.30

6.98


中国电建

坏账准备

710,634.43

633,580.30

624,851.50

期末账面余额

3,653,666.22

3,537,582.20

6,925,636.30

坏账准备率

19.45

17.91

9.02


中国化学

坏账准备

79,799.04

55,484.20

50,417.20

期末账面余额

595,939.51

496,157.60

459,857.40

坏账准备率

13.39

11.18

10.96


中国中冶

坏账准备

953,437.90

829,918.40

876,118.80

期末账面余额

4,985,857.40

5,621,685.90

7,594,734.00

坏账准备率

19.12

14.76

11.54

报告期内可比公司坏账准备率平均值

13.57


由上表得知，公司报告期内坏账准备率平均值与可比公司水平基本一致。


综上所述，公司其他应收款整体回款情况良好，报告期内坏账准备率平均值高于可比公司水平，公司其他应收款坏账准备计提充分、合理。

（一）各期末开发成本对应的主要项目内容、金额、库龄、建设期、已收款金额情况，项目进展、收款情况是否符合项目预期、是否存在长期停工情形

1、各期末开发成本对应的主要项目情况


报告期各期末，公司开发成本前五大项目情况如下：

单位：万元，%


项目名称

所在城市

余额


备注

2023/12/31

2022/12/31

2021/12/31


2019NJY-15 地块项目（广州南沙国际金融岛项目）


广州


838,774.47


799,135.50


639,755.40

2023 年末、

2022 年末、

2021 年末前五大

杭政储出[2017]23 号地块住宅项目（设配套公建）

（杭州中国府）


杭州


-


607,281.40


589,290.50

2022 年末、

2021 年末前五大


北京中国府


北京


-


342,584.60


708,379.60

2022 年末、

2021 年末前五大

NO.2016G14 地块项目

（南京中国府）

南京

320.42

340.00

470,807.80

2021 年末前

五大

NO.2019G49 地块项目

（南京鼓悦兰园）

南京

-

39,983.30

365,960.70

2021 年末前

五大

五佰村路东西两侧地块

（N0.2021G70）项目（长江悦府东苑）


南京


327,434.59


357,093.00


329,649.10

2023 年末、

2022 年末前五大

2021NJY-10 地块项目（融

朗园）

广州

143,462.37

131,389.50

108,629.80

2022 年末前

五大

NO.2022G29 地块项目

（南京中宁府）

南京

565,878.82

-

-

2023 年末前

五大

广州广汕二路项目

广州

315,866.74

-

-

2023 年末前

五大

通州区梨园镇东小马土地一级开发项目

FZX-0306-6007、6008 地

块 R2 二类居住用地、 A334 托幼用地国有建设用地项目（北京京玥蘭园）


北京


199,128.54


-


-


2023 年末前五大

小计

/

2,390,865.95

2,277,807.30

3,212,472.90

/

占期末开发成本金额的

比例

/

55.22

54.05

75.26

/

合计

/

4,329,559.10

4,214,062.00

4,268,458.90

/

各期前五大项目分别占各期末开发成本金额比例为 75.26%、54.05%和 55.22%。开发成本中主要集中在北京、广州、杭州、南京等一线或强二线城市，区域位置较好。2022 年度和 2023 年度前五大项目占期末开发成本金额比例较低，主要原因系 2022 年度和 2023 年度新增获取项目较多，2022 年公司新增项目涉及开发成本金额为 117.83 亿元，占开发成本比例为 27.96%，该等项目处于前期开发阶段，主要成本组成为土地成本。2023 年公司新增项目涉及开发成本金额

为 104.25 亿元，占开发成本比例为 24.08%，该等项目处于前期开发阶段，主要成本组成为土地成本。

2、主要项目库龄情况及项目进展情况：


针对房地产开发项目，公司基于该等项目各年度资金投入时间以及结转开发产品时点计算确定项目各期库龄情况；公司建立了完善的内控制度，定期对各房地产开发项目的资金投入情况、资金投入具体时间等情况进行库龄分析、检查，确保项目各期库龄记载完整、准确。

截至报告期末，公司主要项目库龄情况如下：

单位：万元

项目名称

1 年以内

1-2 年

2-3 年

3 年以上

合计

截至 2023 年 12 月末

项目进展情况


2019NJY-15 地块项目

（广州南沙国际金融岛项目）


31,993.34


806,781.13


/


/


838,774.47

本项目共 9 个住宅地块，分 5 期开发，一期为 6#、 8#地块，二期为 5#、7# 及 9#地块，三期为 3#地块，四期为 4#、五期为 2#、10#地块。目前，项目一期、二期已竣备完 工；项目三期正处于打桩阶段、项目四期至五期未

动工

杭政储出[2017]23 号地块住宅项目（设配套公

建）（杭州中国府）


/


/


/


/


/


可售已交付，自持已营业

北京中国府

/

/

/

/

/

收尾阶段，剩余部分精装

NO.2016G14 地块项目

（南京中国府）

/

320.42

/

/

320.42

竣工

NO.2019G49 地块项目

（南京鼓悦兰园）

/

/

/

/

/

竣工

五佰村路东西两侧地块

（N0.2021G70）项目（长江悦府东苑）


69,289.48


/


258,145.11


/


327,434.59


住宅已竣工

2021NJY-10 地块项目

（融朗园）


143,462.37


/


/


/


143,462.37

项目 3 号楼已建至地上 4

层，项目 1 号楼、2 号楼正处于地下施工阶段

NO.2022G29 地块项目

（南京中宁府）

332,758.99

238,411.46

/

/

571,170.46

主体全面封顶、验收完

成，装饰装修完成 10%

广州广汕二路项目

315,866.74

/

/

/

315,866.74

首期地库施工中

通州区梨园镇东小马土地一级开发项目

FZX-0306-6007、6008 地

块 R2 二类居住用地、 A334 托幼用地国有建设用地项目（北京京玥蘭

园）


27,294.62


173,037.91


/


/


200,332.53


精装修施工阶段

合计

920,665.54

1,218,550.92

258,145.11

/

2,397,361.58

/

报告期内，公司开发成本所对应的主要项目进展情况基本符合预期，库龄较短，不存在长期停工和跌价减值的情形。长江悦府东苑项目目前库龄较长，为 2-3 年。

长江悦府项目，开发周期相对较长，项目尚未整体竣备。受市场整体环境影响 2023 年度销售放缓，交付货值 10.90 亿元，毛利率为 24%。目前售价为原售

价 92 折。截止 2024 年 2 月份，依据国家统计局 2024 年 2 月 70 个大中城市新建商品住宅销售价格分类指数，90-144m²南京地区销售价格环比降低 0.8%，同比下降 5.6%，2023 年该项目的销售价格为原价的 92 折，敏感系数为 1.43

（8%-5.6%=1.43%），2024 年前两个月下降 0.8%*1.43*6=6.86%。因此在 92 折的

基础上再降价 6.86%，约为 85 折，在考虑浮动因素，再下降 1%，最终采用 84折进行减值测试。目前该项目公允价值大于账面成本，未发生减值。具体情况如下：（1）2024 年 2 月 70 个大中城市新建商品住宅销售价格分类指数


城市

90-144 m2

环比

同比

1-2 月平均

上月=100

上年同月=100

上年同期=100

南京

99.2

94.4

94.9

注：价格指数的计算方法详见中国统计信息网《住宅销售价格统计调查方案》

（2）销售单价折扣

单位：元/平方米

项目

打折程度

预计住宅单价

预计盈利金额

未打折单价

100%

44,641.25

10,142.49

打 92 折单价

92%

41,069.95

6,571.19

打 84 折单价

84%

37,498.65

2,999.89

打 82 折单价

82%

34,498.76

0.00


3、主要项目收款及预期情况如下：


单位：万元


项目名称

2023 年

12 月 31 日已收款金额情况

2022 年

12 月 31 日已收款金额情况

2021 年

12 月 31 日已收款金额情况

2019NJY-15 地块项目（广州南沙国际金融

岛项目）

113,834.48

117,244.90

268,042.50

杭政储出[2017]23 号地块住宅项目（设配

套公建）（杭州中国府）

3,130.56

118,961.80

306,616.30

北京中国府

71,729.93

61,458.60

92,712.30


项目名称

2023 年

12 月 31 日已收款金额情况

2022 年

12 月 31 日已收款金额情况

2021 年

12 月 31 日已收款金额情况

NO.2016G14 地块项目（南京中国府）

4,696.35

10,501.60

228,513.40

NO.2019G49 地块项目（南京鼓悦兰园）

73,690.98

108,789.00

308,875.80

翠湖科技园 HD00-0303-6022 地块 R2 二类

居住用地项目（北京紫郡蘭园）

28,134.90

48,076.70

62,519.60

五佰村路东西两侧地块（N0.2021G70）项

目（长江悦府东苑）

117,981.25

19,626.70

未预售

2021NJY-10 地块项目（融朗园）

8,232.36

2,851.40

未预售

NO.2022G29 地块项目（南京中宁府）

569,234.23

未预售

未取得项目

通州区梨园镇东小马土地一级开发项目

FZX-0306-6007、6008 地块 R2 二类居住用

地、A334 托幼用地国有建设用地项目（北京京玥蘭园）


86,381.77


未预售


未取得项目


报告期内，公司开发产品所对应的主要项目回款情况基本符合预期；其中，

2022 年回款情况相对 2021 年较少，主要原因为受到房地产市场整体行业低迷的

影响，部分项目楼盘销售低于预期。随着 2022 年年底各项房地产政策出台，2023年公司回款情况大幅提升。2023 年主要项目收入小计 107.70 亿，2022 年度主要项目收入小计 48.75 亿，同比 2022 年度有大幅提升，存货减值风险较小。其中

南京中宁府项目 2023 年度回款 56.92 亿，回款状况良好。


杭州中国府及南京中国府由于存在新房限价的情形导致项目销售价格及回款情况不及预期，已分别于 2022 年度及 2021 年度计提存货减值损失。具体如下

单位：万元

项目名称

项目进展情况

跌价准备金额

跌价准备计提依据

2022 年度

杭政储出[2017]23 号地块住宅项目（设配套公建）

（杭州中国府）

室内精装修已基本完成，初步具备交付条件。


15,470.80

成本与可变现净值孰低

2021 年度

NO.2016G14 地块项目

（南京中国府）

竣工验收

18,483.60

成本与可变现净值

孰低


（二）结合存货不同类别的库龄情况、存货周转率、存货期后转销情况及与同行业可比公司的对比，分析存货跌价准备计提是否充分

1、报告期各期末，存货明细分类的库龄结构如下：


单位：万元

项目

1 年以内

1-2 年

2-3 年

3 年以上

存货余额

跌价准备

存货价值


2023/12/31

在途物资

2,775.70

-

-

-

2,775.70

-

2,775.70

原材料

343,590.22

44,702.19

6,620.08

10,142.57

405,055.06

25,772.30

379,282.76

在产品

159,142.32

13,822.98

1,106.61

4,221.49

178,293.39

14,727.70

163,565.69

开发成本

2,274,231.52

1,612,129.22

179,809.19

263,389.19

4,329,559.12

339.80

4,329,219.32

库存商品

413,467.73

70,836.01

38,085.75

11,283.31

533,672.81

61,422.10

472,250.71

开发产品

1,343,585.19

174.78

44,087.99

36,590.09

1,424,438.04

2,392.50

1,422,045.54

周转材料

23,269.12

1,199.20

287.69

2,592.20

27,348.21

710.90

26,637.31

合计

4,560,061.81

1,742,864.38

269,997.30

328,218.85

6,901,142.33

105,365.30

6,795,777.03


2022/12/31

在途物资

3,118.30

551.70

-

28.90

3,699.00

-

3,699.00

原材料

351,218.70

36,851.60

5,783.20

9,889.20

403,742.70

20,339.20

383,403.50

在产品

152,909.80

4,242.20

1,232.00

3,916.00

162,300.00

12,258.50

150,041.50

开发成本

1,678,995.40

1,122,027.00

723,659.00

689,380.60

4,214,062.00

18,823.70

4,195,238.40

库存商品

536,733.90

60,518.80

31,080.70

12,487.10

640,820.50

21,125.10

619,695.40

开发产品

639,495.60

81,458.30

36,683.60

-

757,637.60

-

757,637.60

周转材料

25,502.30

1,028.50

84.20

2,481.90

29,096.90

696.20

28,400.70

合计

3,387,974.10

1,306,678.20

798,522.80

718,183.70

6,211,358.70

73,242.70

6,138,116.00


项目

1 年以内

1-2 年

2-3 年

3 年以上

存货余额

跌价准备

存货价值


2021/12/31

在途物资

2,553.70

344.50

-

246.00

3,144.10

-

3,144.10

原材料

375,248.40

70,792.80

3,372.00

9,645.60

459,058.80

15,019.70

444,039.10

在产品

153,418.60

9,721.50

268.40

5,795.00

169,203.50

8,676.40

160,527.00

开发成本

1,194,505.30

1,258,648.00

595,351.90

1,219,953.80

4,268,458.90

15,470.80

4,252,988.10

库存商品

510,250.00

83,002.90

788.50

11,664.10

605,705.60

24,802.20

580,903.40

开发产品

212,321.00

174,606.30

-

4,979.10

391,906.40

-

391,906.40

周转材料

23,712.90

1,582.50

1,330.10

1,463.50

28,089.00

659.30

27,429.70

合计

2,472,009.90

1,598,698.50

601,110.80

1,253,746.90

5,925,566.20

64,628.40

5,860,937.80

报告期各期末，公司存货库龄主要以一年以内和 1-2 年为主，该等存货余额分别为 4,070,708.40 万元、4,694,652.30 万元和 6,302,926.19 万元，占存货余额总额的比例分别为 69%、76%和 91%，整体呈上升趋势。报告期内，存货余额中库龄相对较长的主要为开发成本，详见本题“四、公司说明事项”之“（三）期末开发成本对应的主要项目内容、金额、库龄、建设期、已收款金额情况，项目进展、收款情况是否符合项目预期、是否存在长期停工情形”中的相关回复。

2、报告期各期末，公司存货周转率如下：


报告期各期末，公司存货周转率如下：

单位：次/年

项目

2023 年度

2022 年度

2021 年度

存货周转率

5.49

5.35

4.66

注：存货周转率=营业成本/存货平均账面净额

报告期内公司存货周转率分别为 4.66 次/年、5.35 次/年和 5.49 次/年。存货周转率结构良好且趋势向好，存货发生跌价损失的风险较低。

此外，报告期各期末，公司存货周转率及与同行业公司对比如下：

单位：次/年

证券名称

2023 年度

2022 年度

2021 年度

中国能建

5.49

5.35

4.66

其他大型建筑央企

中国建筑

2.61

2.50

2.43

中国铁建

3.36

3.40

3.60

中国中铁

5.31

5.05

4.86

中国交建

7.98

8.41

8.22

中国电建

3.36

6.67

3.88

中国化学

27.61

25.06

26.38

中国中冶

7.15

7.55

7.31

平均数

8.20

8.38

8.10

平均数（修正）

5.28

5.38

5.05

中位数

5.31

6.67

4.86

中位数（修正）

5.31

5.05

4.37

注 1：上述数据来源于各同行业可比上市公司公开披露的 2020 年年报、2021 年年报、2022年年报和 2023 年年报；

注 2：存货周转率=营业成本/存货平均账面净额；

注 3：2022 年度及 2023 年度平均数（修正）及中位数（修正）系剔除中国化学及中国电建

2022 年度数据及 2023 年度数据；2021 年度平均数（修正）及中位数（修正）系剔除中国化

学 2021 年度数据

同行业可比上市公司中，中国化学存货结构中主要系金额相对较小的原材料、库存商品及合同履约成本等，不涉及与房地产相关的开发成本及开发产品，故其 存货跌价准备计提比例不具有可比性。同时，中国电建亦于 2022 年度剥离房地

产资产。剔除中国化学以及中国电建 2022 年度和 2023 年度存货周转率后，中国

能建存货周转率与行业平均水平基本一致。


3、报告期各期末，公司期后转销情况如下：


单位：万元，%

项目

2023 年末

2022 年末

2021 年末

存货余额

6,700,788.50

6,211,358.70

5,925,566.20

期后转销成本

759,987.36

4,468,103.44

5,637,519.71

期后结转率

11.34

71.93

95.14

注：期后转销统计至 2024 年 3 月 31 日

由上表可知，截至 2024 年 3 月 31 日，报告期内各期末存货期后转销率分别为 95.14%、71.93%和 11.34%。公司 2023 年期后结转率较低主要系房地产项目开发周期一般在 2-3 年之间，导致结转减缓；同时，受复杂的外部宏观因素影响，部分产品当期建设进度放缓，导致整体期后结转率较低。

综上，报告期内公司期后转销情况良好，处于正常水平。


4、公司存货跌价准备计提是否充分


（1）公司存货跌价准备计提同行业对比情况


报告期内，同行业公司的存货跌价准备计提比例情况如下表所示：

单位：%

证券名称

2023 年度

2022 年度

2021 年度

中国能建

1.53

1.18

1.09

大型建筑类央企

中国建筑

1.02

0.87

0.58

中国铁建

1.29

0.97

0.67

中国中铁

2.83

3.76

3.52

中国交建

1.09

0.97

0.79

中国电建

0.22

0.27

1.17

中国化学

11.37

10.95

13.61

中国中冶

2.45

1.35

1.75

平均数

2.90

2.73

3.16

平均数（修正）

1.74

1.58

1.41

中位数

1.29

0.97

1.17

中位数（修正）

1.29

0.97

0.98

注 1：上述数据来源于各同行业可比上市公司公开披露的 2021 年年报、2022 年年报和 2023

年年报；

注 2：2022 年度及 2023 年度平均数（修正）及中位数（修正）系剔除中国化学及中国电建

2022 年度数据及 2023 年度数据；2021 年度平均数（修正）及中位数（修正）系剔除中国化

学 2021 年度数据

承前所述，同行业可比上市公司中，中国化学与中国电建存货结构与其他大型建筑央企存在差异。剔除中国化学以及中国电建 2022 年度和 2023 年度存货跌价准备计提比例后，中国能建存货跌价准备计提比例与行业平均水平基本一致。

综上，公司存货周转情况良好，库龄分布及占比情况合理，存货期后转销情 况良好，存货跌价计提比例与存货周转率与同行业公司平均水平相比无重大差异，公司存货跌价准备计提具有充分性。

四、合同资产金额、其他非流动资产中合同资产金额逐期大幅增加的具体原因，与相关业务开展规模及营收情况是否匹配，合同资产按照低风险组合计提减值的具体情况，减值计提是否充分

（一）合同资产金额、其他非流动资产中合同资产变动情况

单位：万元，%

项目

2023 年末

2022 年末

2021 年末

合同资产余额

11,601,549.80

9,197,601.90

6,647,083.20

同比增长率

26.14

38.37

34.27

其他非流动资产中合同

资产金额

7,990,732.00

5,760,562.90

2,466,559.20

同比增长率

38.71

133.55

117.53

公司合同资产主要由已完工未结算项目及工程质保金构成，2023 年末、2022年末及 2021 年末，合同资产金额同比增长 26.14%、38.37%及 34.27%，主要原因系公司业务规模扩大，已完工未结算工程款及项目质保金增加，与公司工程建设业务增速情况基本匹配，具体情况如下：

单位：万元，%

项目

2023 年度/年末

2022 年度/年末

2021 年度/年末

合同资产金额

11,601,549.80

9,197,601.90

6,647,083.20

合同资产同比增长率

26.14

38.37

34.27

工程建设业务营业收入

34,346,403.50

30,205,562.10

26,391,993.20

工程建设营业收入同比增长率

13.71

14.45

24.45

工程建设业务新签合同额

119,821,000.00

99,101,000.00

80,089,000.00

同比增长率

20.91

23.70

45.70

公司其他非流动资产中合同资产金额主要以金融资产模式核算的 PPP 项目款及一年以上应收质量保证金组成，具体如下：

单位：万元

项目

2023 年度/年末

2022 年度/年末

2021 年度/年末

合同资产金额

7,990,732.00

5,760,562.90

2,466,559.20

其中：质量保证金

3,484,268.10

2,473,823.30

1,505,654.70

金融资产模式核算的

PPP 项目款

4,506,463.90

3,286,739.60

960,904.50

依据《企业会计准则解释第 14 号》规定社会资本方根据 PPP 项目合同约定，在项目运营期间，满足有权收取可确定金额的现金（或其他金融资产）条件的，应当在社会资本方拥有收取该对价的权利（该权利仅取决于时间流逝的因素）时确认为应收款项，并按照《企业会计准则第 22 号——金融工具确认和计量》的规定进行会计处理。公司依据企业会计准则规定，将以金融资产模式核算的 PPP项目之应收款项于其他非流动金融资产中列报。截至 2024 年 3 月末，公司共拥有以金融资产模式核算的 PPP 项目 13 个，其中在建项目 10 个。

2023 年末、2022 年末及 2021 年末，合同资产金额同比增长 38.71%、133.55%及 117.53%，2021 年度公司其他非流动资产中合同资产金额大幅提升主要原因系公司根据《企业会计准则解释第 14 号》（财会[2021]1 号）对 2020 年 12 月 31 日

前开始实施且至施行日尚未完成的以及 2021 年 1 月 1 日至前述准则施行日新增的有关 PPP 项目合同由长期应收款科目调整至其他非流动资产中的合同资产科目，调整项目主要包括越东路及南延段（杭甬高速-绍诸高速平水口）智慧快速路工程（杭甬高速至二环南路以北）项目等在建 PPP 项目；2022 年度公司其他非流动资产中合同资产金额大幅提升主要原因系业务规模扩大导致一年以上应收质量保证金增加，且公司所属葛洲坝保定建设开发有限公司等 6 个项目公司以金融资产模式核算的 PPP 项目款本期增加所致。

（二）合同资产按照低风险组合计提减值情况


报告期内，公司合同资产及其他非流动资产中合同资产按照低风险组合计提减值情况如下：

单位：万元，%

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日

项目

2023 年 12 月 31 日

2022 年 12 月 31 日

2021 年 12 月 31 日

合同资产账面余额

19,592,281.80

14,958,164.80

9,113,642.40

合同资产减值准备

378,578.40

310,791.70

189,672.00

合同资产账面价值

19,213,703.40

14,647,373.10

8,923,970.40

减值准备计提比例

1.93

2.08

2.08


对于合同资产，公司始终按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备。公司基于历史信用损失经验、使用准备矩阵计算预期信用损失，相关历史经验根据资产负债表日债务人的特定因素、以及对当前状况和未来经济状况预测的评估进行调整。

（三）同行业上市公司合同资产坏账准备计提情况

单位：%


公司名称

计提比例

2023 年度

2022 年度

2021 年度

中国能建

1.93

2.08

2.08

其他大型建筑央企

中国建筑

2.11

2.06

1.93

中国铁建

2.53

2.69

2.89

中国中铁

1.00

0.95

0.97

中国交建

0.93

0.84

0.91

中国电建

1.19

1.04

0.88

中国化学

0.82

1.16

1.40

中国中冶

4.22

4.19

4.71

平均值

1.83

1.85

1.96

注：上述数据来源于各同行业可比上市公司公开披露的 2021 年年报、2022 年年报和 2023

年年报。

如上表所示，公司报告期各年度合同资产坏账准备计提比例均高于同行业可比上市公司平均值，计提比例符合行业惯例。

综上所述，报告期内，公司合同资产增加情况与公司相关业务开展规模及营收情况相匹配，合同资产减值准备计提较为充分，与同行业公司相比不存在重大差异。

五、中介机构核查情况


（一）核查程序


保荐人及申报会计师履行了如下核查程序：


1、获取应收账款客户类别拆分明细表，检查账龄划分的准确性。结合公司会计政策检查客户类别拆分的合理性和准确性；获取其他应收款中其他代垫款、拆借资金的具体情况明细表，并分析 2021 年度、2022 年度和 2023 年度控股股东及其他关联方资金占用情况的专项说明报告，对截止期末存在的应收代垫款和拆借资金款项进行核实；检查分析其他应收款的账龄，复核其他应收款的坏账准备计提金额；

2、查阅合同中关于信用政策的约定，统计报告期内应收账款逾期金额情况、应收账款及其他应收款期后回款情况；复核以前年度已计提坏账准备的应收账款的后续实际核销情况，评价管理层过往预测的准确性；

3、获取存货明细表、存货跌价计提明细、开发成本明细表、项目进展情况 表、库龄明细表及《中国能源建设股份有限公司关于向特定对象发行 A 股股票 之房地产业务的专项自查报告》，检查存在减值迹象项目的减值测试情况；查阅 了主要开发产品所对应项目的收款情况明细表，了解公司销售情况是否符合预期；了解公司存货备货政策及存货跌价准备计提政策具体情况；

4、查阅公司报告期内合同资产期末余额明细，分析合同资产期末余额增长的合理性；结合公司期末在手订单情况和营业收入情况，分析合同资产变动是否与相关业务开展规模及营收情况相匹配；

5、查阅同行业可比上市公司年度报告，对比分析公司应收账款、其他应收款坏账计提政策及计提比例、存货周转率及存货跌价计提比例、合同资产坏账计提比例等是否符合行业惯例，评价公司坏账计提的合理性和充分性。

（二）核查意见


经核查，保荐人及申报会计师认为：


1、公司按客户类别划分应收账款组合合理准确，符合公司的实际情况和行业惯例；应收账款期后回款情况良好；公司坏账准备计提比例虽低于行业平均水

Document Metadata

Filed: June 12th, 2024