长源电力：关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复(修订稿)(2023年度财务数据更新版)

股票代码：000966股票简称：长源电力

国家能源集团长源电力股份有限公司

关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复

（修订稿）

保荐机构（主承销商）

（北京市朝阳区安立路66号4号楼）

二〇二四年五月

深圳证券交易所：

贵所于2023年8月21日出具的《关于国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发行股票申请文件的审核问询函》（以下简称“审核问询函”）已收悉。国家能源集团长源电力股份有限公司（以下简称“长源电力”、“发行人”、“公司”）与中信建投证券股份有限公司（以下简称“保荐机构”、“保荐人”）、湖北大纲律师事务所（以下简称“发行人律师”、“律师”）、立信会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“申报会计师”、“会计师”）等相关方对审核问询函所列问题进行了逐项核查，现回复如下，请予审核。

本问询函回复中简称与《国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发行股票募集说明书（申报稿）》中简称具有相同含义，其中涉及募集说明书的修改及补充披露部分，已用楷体加粗予以标明。

本问询函回复中若出现合计数值与各分项数值之和尾数不符的情况，均为四舍五入原因造成。

本问询函回复中的字体：

审核问询函所列问题	黑体（加粗）
审核问询函所列问题的回复	宋体
对募集说明书披露内容的引用	宋体
回复中涉及对募集说明书（申报稿）修改、补充的内容	楷体（加粗）

目录

问题1 ...... 3

问题2 ...... 69

问题3 ...... 131

其他问题 ...... 179

问题1

报告期各期，发行人归母净利润分别为100,145.96万元、-2,535.03万元、12,283.25万元和22,149.26万元，综合毛利率分别为13.49%、1.33%、4.84%和

11.67%，其中热力销售毛利率分别为-12.40%、-26.47%、-35.55%和-27.94%，其他业务毛利率分别为78.33%、82.31%、85.33%和50.30%，发行人经营业绩波动较大，且热力销售毛利率持续为负。截至2023年3月末，发行人固定资产及在建工程期末余额合计占资产总额比重为74.77%。报告期各期，公司关联采购占营业成本比例分别为36.99%、54.22%、65.40%、56.60%，占比逐年增加。截至2023年3月31日，公司长期股权投资账面价值为28,286.90万元，为武汉华工创业投资有限责任公司（以下简称华工创投）等公司股权，发行人已认定为财务性投资。截至2023年3月31日，发行人投资性房地产账面价值为10,607.31万元。

请发行人补充说明：（1）结合报告期内原材料价格变动情况、同行业可比公司情况、热力销售的具体内容，说明报告期内发行人经营业绩和毛利率水平持续下滑、热力销售毛利率持续为负的原因及合理性，相关不利因素是否持续及应对措施；（2）结合在建工程项目进展情况，说明在建工程、固定资产减值准备计提充分性，是否存在未及时转固情形；（3）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；（4）结合发行人投资华工创投的时间，说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司实施或拟实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形；（5）其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性；投资性房地产对应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产经营业务，发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质。

请发行人补充披露（1）（2）相关风险。

请保荐人核查并发表明确意见，请会计师核查（1）-（4）并发表明确意见，请发行人律师核查（5）并发表明确意见。回复：

一、结合报告期内原材料价格变动情况、同行业可比公司情况、热力销售的具体内容，说明报告期内发行人经营业绩和毛利率水平持续下滑、热力销售毛利率持续为负的原因及合理性，相关不利因素是否持续及应对措施

（一）影响公司经营业绩的主要因素

公司主要在湖北省内从事电力、热力生产和经营业务。报告期各期，公司营业收入中火力发电及售热业务收入合计占比分别为90.51%、93.74%和89.60%，公司经营业绩波动主要受火电业务波动影响，主要影响因素包括发电设备利用小时数、上网电价、煤炭价格等。

报告期各期，公司营业收入分别为1,216,396.57万元、1,466,191.56万元和1,445,713.34万元。2022年度增长的主要原因包括：1、2021年以来湖北省经济持续恢复、发展，全省社会用电量保持较快增速；2、2022年，湖北区域受来水严重偏枯影响水电发电量有所下滑，火电作为基石电力重要性凸显，设备利用小时数有所提升；3、2021年10月起，燃煤发电市场交易价格允许浮动范围扩大至±20%，在供需关系偏紧的情况下，火电上网电价显著提升。2023年度公司营业收入较上年度有所下滑，主要原因是：1、湖北省全社会用电量增速有所放缓；2、全省水电发电量同比增长7.6%，火电发电量同比下降6.56%，公司火电业务受到一定影响。

报告期各期，煤炭成本对于火电企业的盈利情况影响显著，2022年煤炭价格持续处于高位，但收入端上网电价调增有效缓解了成本端煤炭价格较高的压力，公司经营业绩有所改善；2023年以来，随着煤炭价格逐步回落，公司经营业绩出现明显好转。报告期各期，公司的毛利率分别为1.33%、4.84%和8.65%，归属于母公司股东的净利润分别为-2,526.96万元、12,287.68万元和34,906.20万元；其中火电业务的毛利率分别为-1.31%、6.24%和10.76%，售热业务毛利率分别为-26.47%、-35.55%和-22.00%。

（二）报告期内原材料价格及上网电价变动情况

公司主要业务板块包括火电、水电、风电、光伏发电及售热业务。由于水电、风电、光伏等可再生能源发电过程中的主要成本为资产折旧与摊销、职工薪酬等，报告期内公司生产所需原材料主要为火力发电业务采购发电用煤及少量燃油。报告期各期，公司主要原材料消耗及终端产出情况如下：

项目	单位	2023年	2022年	2021年
入炉标准煤量	吨	9,263,488	9,792,100	9,053,506
其中：发电标准煤量	吨	8,084,483	8,773,197	8,236,185
售热标准煤量	吨	1,179,005	1,018,903	817,322
其中：煤折标准煤量	吨	9,261,377	9,790,766	9,031,988
油折标准煤量	吨	2,111	1,334	21,518
燃料成本	万元	686,443.56	1,065,748.34	873,878.57
其中：火电业务	万元	801,193.84	955,862.80	791,247.78
售热业务	万元	115,174.21	109,885.54	82,630.79
折标准煤单价（不含税）	元/吨	989.23	1,088.38	965.24
其中：火电业务	元/吨	991.03	1,089.53	960.70
售热业务	元/吨	976.88	1,078.47	1,010.99
发电量	亿千瓦时	327.46	329.71	316.86
其中：火电	亿千瓦时	288.34	312.11	292.59
售热业务	（万吉焦）	2,140.72	1,876.99	1,655.85

注：标准煤量指热值为7,000千卡/千克的煤炭。公司下属火电厂使用的原料煤及发电供热效率存在一定差异，导致电热成本分摊后单位成本存在细微差异。

2022年度，随着地区经济恢复增长，公司发电量及售热量保持上升趋势，燃煤消耗量也随之同步增长；受煤炭市场价格波动影响，2022年公司燃料成本平均单价显著增长，2022年较2021年上涨12.76%。2023年度，地区全社会用电量增速有所下滑，2023年度入炉标准煤量较2022年度下降5.40%；同时，煤炭市场价格回落，2023年公司燃料成本平均单价较2022年下降9.11%。

报告期各期，湖北省燃煤发电上网基准价（含税）为0.4161元/千瓦时，公司火电平均上网电价（含税）分别为0.4185元/千瓦时、0.4952元/千瓦时和0.4995元/千瓦时。2022年以来上网电价增加，主要系执行《省发展改革委关于转发（国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知）的通知》（鄂发改价管〔2021〕330号），自2021年10月起，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，价格浮动范围扩大至±20%。由于煤炭价格升高且区域用电需求旺盛，火电成交价格多以

基准价浮动上限成交，从而平均上网电价出现明显增长。综上，报告期内煤炭价格大幅上涨导致公司原材料单位成本上升，燃煤电价政策调整提高了火电上网电价，一定程度平滑了原材料成本上升带来的毛利率下降影响，但整体上看公司2021年和2022年毛利率仍出现了大幅下滑。随着煤炭价格同比回落，2023年度公司毛利率已明显改善，达到8.65%，预计报告期内公司业绩下滑的不利因素影响将显著缓解。

（三）报告期内同行业可比公司经营业绩变动情况

选取行业内10家以火电业务为主的上市公司作为同行业可比公司。报告期各期，公司与同行业可比公司营业收入、归母净利润和毛利率情况如下：

单位：亿元，%

证券简称	营业收入
	2023年度		2022年度		2021年度
	金额	变动比例	金额	变动比例	金额
华能国际	2,543.97	3.11	2,467.25	20.59	2,046.05
大唐发电	1,224.04	4.77	1,168.28	12.97	1,034.12
华电国际	1,171.76	9.45	1,070.59	2.52	1,044.22
浙能电力	959.75	19.68	801.95	12.83	710.73
广州发展	467.55	-2.29	478.50	26.22	379.10
京能电力	328.78	7.85	304.85	37.09	222.37
皖能电力	278.67	14.79	242.76	15.42	210.32
建投能源	189.46	3.50	183.06	21.71	150.41
华银电力	99.39	2.44	97.02	1.03	96.03
赣能股份	70.89	71.11	41.43	53.46	27.00
平均数	-	13.44	-	20.39	-
中位数	-	6.31	-	18.00	-
长源电力	144.57	-1.40	146.62	20.54	121.64
证券简称	归属于母公司股东净利润
	2023年度		2022年度		2021年度
	金额	变动比例	金额	变动比例	金额
华能国际	84.46	214.33	-73.87	28.03	-102.64
大唐发电	13.65	432.82	-4.10	95.57	-92.64
华电国际	45.22	4,430.69	1.00	102.01	-49.65
浙能电力	65.20	456.55	-18.29	-113.10	-8.55
广州发展	16.38	20.98	13.54	568.06	2.03
京能电力	8.78	9.34	8.03	125.82	-31.11
皖能电力	14.30	236.25	4.25	131.80	-13.37
建投能源	1.67	62.15	1.03	104.66	-22.10
华银电力	-1.87	-791.60	0.27	101.19	-22.70
赣能股份	4.90	4,497.92	0.11	104.29	-2.48
平均数	-	204.63	-	75.59	-

中位数	-	214.33	-	104.29	-
长源电力	3.49	184.07	1.23	584.54	-0.25
证券简称	毛利率
	2023年度		2022年度		2021年度
	毛利率	变动	毛利率	变动	毛利率
华能国际	12.12	9.08	3.04	3.37	-0.33
大唐发电	11.75	4.63	7.12	8.04	-0.92
华电国际	6.43	6.00	0.43	6.59	-6.16
浙能电力	9.41	13.36	-3.95	-1.84	-2.11
广州发展	10.78	3.27	7.51	3.39	4.12
京能电力	9.79	0.29	9.50	17.47	-7.97
皖能电力	6.87	5.97	0.90	5.49	-4.59
建投能源	11.80	1.35	10.45	15.24	-4.79
华银电力	4.83	5.15	-0.32	12.01	-12.32
赣能股份	12.30	6.00	6.30	8.44	-2.15
平均数	9.61	5.51	4.10	7.82	-3.72
中位数	10.28	5.61	4.67	7.31	-3.37
长源电力	8.65	3.81	4.84	3.51	1.33

注1：同行业可比公司数据来源为各公司披露的定期报告；注2：营业收入和归母净利润变动比例为同比比例，毛利率变动为较上期变动幅度；注3：毛利率变动幅度=当期毛利率-上期毛利率，下同；注4：归属于母公司股东净利润平均数及中位数剔除变动幅度绝对值超过500%的数值。由上表可知，公司业绩变动情况与以火电业务为主的上市发电企业业绩变动趋势相同，具体来看：

1、2021年经营业绩变动情况

2021年公司营业收入较2020年增加20.75%，归母净利润下降102.53%，毛利率下降12.16%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因系2021年全社会用电量较2020年显著增长，但由于煤炭价格大幅上升，导致毛利率大幅下降，经营业绩普遍由盈转亏。

2、2022年经营业绩变动情况

2022年公司营业收入较2021年增加20.54%，归母净利润增长584.54%，毛利率增长3.51%，变动趋势与同行业可比公司相同。主要变动原因系全社会用电量持续增长，发改委出台政策放宽燃煤电价上网波动幅度，在供需关系较紧的情况下同行业可比公司经营业绩较上年度普遍改善，毛利率也有所回升。

3、2023年度经营业绩变动情况

2023年公司营业收入较2022年下降1.40%，归母净利润增长184.07%，毛

利率增长3.81%。公司与同行业可比公司营业收入变动增减差异较大，主要由于电力企业具有一定区域属性，经营业绩变动与区域用电需求、电力结构等因素关系较为密切。2023年，湖北省全社会用电量累计2,706.43亿千瓦时，同比增长

2.21％，较去年同期增速7.13%有所下滑。2023年，湖北省全省发电量（剔除三峡发电量）2,397.88亿千瓦时，其中，水电514.70亿千瓦时，同比增长17.73%；火电1,488.05亿千瓦时，同比下降6.56%；风电168.78亿千瓦时，同比增长

2.90%；太阳能226.35亿千瓦时，同比增长75.16%。受宏观经济因素及区域电力结构影响，公司营业收入较上年同期小幅下滑。公司归母净利润及毛利率变动趋势与同行业可比公司相同，主要变动原因系煤炭价格同比回落，使得同行业可比公司经营业绩普遍改善。

4、与区域内可比公司对比情况

发电业务与区域经济发展情况密切相关，主要经营湖北区域发电业务的上市公司，除公司外主要还有湖北能源（000883.SZ）。相比于公司，湖北能源拥有水电、火电、风电和光伏等多种类型，根据其公开披露信息，报告期各期其发电相关业务收入构成如下所示：

单位：万元，%

项目	2023年度		2022年度		2021年度
	金额	增速	金额	增速	金额
水电	433,425.02	10.57	391,999.35	-15.76	465,324.16
火电	800,814.75	-3.88	833,163.62	11.47	747,440.42
风电	97,405.33	13.74	85,636.50	-8.13	93,216.01
光伏	137,138.05	22.89	111,596.81	90.43	58,603.43
合计	1,468,783.16	3.26	1,422,396.28	4.24	1,364,584.02

湖北能源收入构成中水电占比较高且受区域降水量影响较大，剔除水电因素影响，2021年、2022年和2023年，湖北能源发电业务收入分别为899,259.86万元、1,030,396.93万元和1,035,358.13万元，2022年和2023年增速分别为

14.58%和0.48%，年均复合增长率7.30%，与公司业务增长趋势基本一致。

报告期内，湖北能源火电业务的毛利率分别为-3.82%、-6.78%和7.55%，变动趋势与公司相同。

（四）影响公司经营业绩的不利因素及应对措施

报告期内，影响公司经营业绩的主要不利因素为煤炭价格大幅上涨，导致公

司火电相关业务毛利率显著下降。2020年1月1日至2024年4月29日，动力煤市场价格走势如下：

注：数据来源Wind。

由上表可知，2020年四季度至2022年末，动力煤市场价格出现快速上涨并持续保持在价格高位；2023年上半年以来，动力煤市场价格逐步回落，目前价格在相对低位震荡。公司建立了有效的成本管控机制，能够相对有效地应对燃料成本上升风险。对比来看，2021年以来公司销售毛利率表现优于可比公司，主要原因系公司长协煤供应商主要为国家能源集团下属煤炭企业，定价规范履约稳定，相比可比公司煤炭保供优势明显。2021年以来，煤炭市场价格大幅上涨并保持在相对高位，市场现货煤价格远高于长协煤价格，公司整体长协煤采购占比较高且性价比优势较大，有助于控制燃料成本。

为进一步提升电煤保供控价能力，公司将在煤炭保供优势的基础上，不断加强对国家能源集团以外电煤长协的履约管理，促进稳定发运、正常兑现，提升整体外部长协兑现率，进一步提升电煤保障能力；同时加强燃料管理与其他业务管理环节的内部协同，根据煤电机组发电供热生产形势，滚动预测电煤需求，合理调控市场现货煤炭采购，持续提升燃料成本控制力。

（五）报告期内热力销售毛利率持续为负的原因及合理性

1、售热业务基本情况

公司售热业务是基于燃煤热电联产机组，在发电过程中利用机组余热同步输出蒸汽，以提高机组综合热效率及利用小时数，从而确保机组整体运行的经济性和环保性。目前，公司所有火电机组均已完成热电联产改造，在售热业务方面，公司主要依托六家火电企业开展售热业务，由于供应距离存在一定限制，为减少热量损失，公司主要为火电厂周边的大、中型企业提供高标准蒸汽，通过热网管道直接输送至客户用于日常生产。在定价方面，公司主要以所在区域经济、市场环境、以及煤炭价格波动为考量，与热力用户进行协商谈判后确定销售价格。

2、开展热力业务的原因及合理性

（1）提高机组热效率的同时，提高公司整体能源使用效率。从热电联产原理上，热电联产利用火电机组余热供热，对外供热前蒸汽可以做功发电，供热时蒸汽不会进入机组的凝汽器，减少了发电汽轮机冷源损失，从而提高机组热效率。因此，热电联产改造是提升火电机组综合效率的重要路径。同时，售热业务能够对机组利用小时数形成一定保障，从整体上提升机组效率，降低机组煤耗。

以2023年度经营情况为例，公司火电上网电量273.11亿千瓦时，供热量2,140.72万吉焦，热电比21.77%。根据行业经验数据，热电比每提高1%，供电煤耗将降低0.5克/千瓦时以上，以此推算2023年公司机组供电煤耗因供热降低10.89克/千瓦时，累计节约标煤约29.73万吨，节约燃料成本约2.94亿元。

（2）主管部门鼓励电力企业进行节能环保改造。《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）提出，统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力。湖北省能源主管部门为促进节能减排，鼓励省内火电企业发展集中供热业务，给予政策扶持，按照供热机组上一年度供热量，进行优先发电计划奖励。2024年初，湖北省能源局下发《湖北省2024年电力供需平衡预测及优先发电优先购电计划方案》，公司下属7家火电单位的供热机组共获得奖励优先发电电量计划近38亿千瓦时。

（3）创造更大社会价值，实现社会效益和环保效益多赢。公司给区域集中提供低能耗且稳定可靠的高品质热源，节约区域总体能源消耗，从而减少城市污染，

凸显区域整体社会及环保效益。

（4）重点售热区域对蒸汽需求日趋旺盛。高标准蒸汽在工业生产中运用广泛，得益于区域经济稳步发展，报告期内公司售热业务收入保持稳步增长。伴随经济社会发展绿色转型，公司将积极打造新供热场景、催生新业态，拉动工商企业和居民消费，售热业务前景广阔。

鉴于此，公司深入践行能源安全新战略，目前所有的火电机组均完成了供热改造，并已全部具备供热能力，且主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，在区域发电、售热等市场竞争中可比优势明显。同时，公司以此为契机，积极布局热能市场，着力开拓、培育热力用户，逐步提高区域内市场份额。随着公司在区域售热业务中的领先优势增强，售热总量提升以及未来议价能力持续提升，售热业务盈利能力将得到有效改善。

3、报告期内热力销售毛利率持续为负的原因

报告期各期，公司售热业务收入、成本及毛利情况如下所示：

单位：万元，%

由上表可知，报告期内，发行人热力销售业务毛利率持续为负，主要原因是：

（1）2021年以来受煤炭价格成本上升因素影响，售热毛利率持续下降；（2）工业蒸汽主要采购方为区域大、中型企业，部分客户自身具备生产工业蒸汽的能力，议价能力较强，公司将成本端压力传导至终端需要一定时间，在燃料成本上升期间售热业务毛利率出现大幅下降；（3）公司根据地方发展规划，提前进行供热调研、布局，铺设供热管道，但受地方企业落户和供热用户开发影响，报告期内部分新建的供热管线供热量暂未达到设计流量，使管道热量损失高于设计值，影响售热成本。

项目	2023年度		2022年度		2021年度
	数值	变动	数值	变动	数值
售热量（万吉焦）	2,140.72	14.05	1,876.99	13.36	1,655.85
营业收入（万元）	128,861.65	24.36	103,619.99	20.17	86,225.57
营业成本（万元）	157,215.27	11.93	140,454.32	28.79	109,053.20
其中：燃料	115,174.21	4.81	109,885.54	32.98	82,630.79
辅材	1,891.72	36.51	1,385.77	23.14	1,125.34
职工薪酬	16,372.06	26.86	12,905.18	15.01	11,220.89
折旧费	12,358.44	30.38	9,478.68	13.57	8,345.99
修理费	3,717.00	9.96	3,380.45	38.31	2,444.17
其他	7,701.85	125.29	3,418.70	4.04	3,286.03
毛利率（%）	-22.00	13.55	-35.55	-9.08	-26.47

2023年，随着煤炭市场价格回落，公司热力销售业务燃料成本已低于热力营业收入，毛利率相对2022年度有所好转。

4、售热业务成本会计核算方法

公司火电机组主要为热电联产机组，电力和热力产品生产同时进行共用系统，无法单独区分成本，成本分摊结转按照热量法分摊，即按照发电、供热实际耗用的标准煤量的比例进行分摊：

发电成本=发电、供热全部成本×（发电用标准煤量/发电、供热用标准煤量之和）

供热成本=发电、供热全部成本-发电成本。

根据公开信息检索，同行业可比公司均未公开披露电热成本分摊的具体方法；经公司生产部门确认，国家能源集团下属火电生产企业均采用上述方法进行电力和热力产品成本核算，是行业中通行的核算方法。热电厂热电分摊的方法主要分为热量法和?值法，主要根据主产品情况选择核算方法：热量法按照生产电、热两种能量的纯数量比例来分配燃煤等耗用量，适用发电占比较高的电力企业；?值法考虑了热能质量，根据输出热量品位，将热量转换为等效电，再和发电量一起分摊输入的燃煤量，适用供热占比较高的电力企业。公司以电力产品为主，售热业务属于热电联产机组的副产品，因此适用热量法核算。

5、与同行业可比公司对比情况

报告期内，公司与同行业可比上市公司售热业务收入、成本及毛利对比情况如下：

单位：万元，%

证券简称	2023年度			2022年度			2021年度
	售热收入	售热成本	毛利率	售热收入	售热成本	毛利率	售热收入	售热成本	毛利率
大唐发电	591,604.70	972,109.00	-64.32	584,550.60	990,637.90	-69.47	521,478.00	920,174.50	-76.46
华电国际	962,387.40	1,140,760.40	-18.53	897,060.90	1,158,338.40	-29.13	746,817.60	986,556.70	-32.1
浙能电力	719,013.40	555,234.28	22.78	772,172.23	598,863.28	22.44	615,228.87	463,302.17	24.69
广州发展	60,829.67	52,657.98	15.52	59,823.04	51,345.44	14.17	48,496.46	46,873.14	3.35
京能电力	240,952.85	370,468.33	-53.75	202,195.79	314,232.34	-55.41	165,879.79	247,220.23	-49.04
建投能源	197,802.19	302,547.15	-52.95	199,991.02	308,704.34	-54.36	171,057.76	260,603.10	-52.35
平均值	-	-	-25.21	-	-	-28.63	-	-	-30.32
中位数	-	-	-35.74	-	-	-41.75	-	-	-40.57
长源电力	128,861.65	157,215.27	-22.00	103,619.99	140,454.32	-35.55	86,225.57	109,053.20	-26.47

注：可比公司中华能国际、皖能电力、华银电力、赣能股份报告期内年度报告中未单独披露

售热业务收入及毛利情况。与可比公司相比，公司售热业务的毛利率水平在相对合理范围内，2021年至2023年售热业务的毛利率与同行业平均水平不存在重大差异，且整体变动趋势与同行业基本一致。

（六）相关不利因素是否持续及应对措施

致使公司售热业务持续亏损的不利影响包括：1、主要客户多为地方支持重点制造业企业，对于原材料成本较为敏感，公司自身议价能力暂时较弱；2、根据《中华人民共和国节约能源法》《国家发改委国家能源局财政部住房城乡建设部环境保护部关于印发<热电联产管理办法>的通知》等法律法规和相关政策文件要求，坚持“以热定电”，建设高效燃煤热电机组，因此公司主营发电业务与售热业务无法切分，从业务持续角度来看，售热业务仍需要持续推进，且短期内无法有效实现盈利。

对此公司主要应对措施如下：

1、持续改造优化供热系统，提高供热效能，降低供热成本；2、积极布局热能市场，着力开拓、培育热力用户，逐步提高区域内市场份额；3、充分发挥公司在区域发电供热市场竞争中可比优势，“以热促电”提高火电设备利用小时和实现电热互促共进；4、在订立《火电企业工业蒸汽供用合同》中，引入“煤热价格联动”机制，降低煤炭价格波动风险。

2023年，公司平均售热价格60.20元/吉焦（不含税），同比上涨4.99元/吉焦，增幅9.04%。长期来看，随着客户对于工业蒸汽需求稳步增长以及煤炭价格的下降，公司售热业务未来有望实现盈利。

综上所述，受用户价格承受能力和煤价波动的影响，公司售热业务持续亏损的局面短期内还难以改变；但长期来看，随着公司在区域售热业务中竞争优势的不断增强，市场份额和议价能力逐步提升，以及煤炭市场价格稳中有降，售热业务仍具备一定增长潜力。此外，由于公司火力发电与售热同步进行，火电业务毛利率为正，将一定程度降低售热业务亏损的不利影响，预计售热业务持续亏损对于公司整体经营业绩影响有限。

二、结合在建工程项目进展情况，说明在建工程、固定资产减值准备计提充

分性，是否存在未及时转固情形

（一）发行人在建工程项目进展情况

截至2023年12月末，发行人在建工程账面价值为227,631.75万元，占非流动资产比例为6.89%。其中，在建工程项目账面价值为227,494.70万元，工程物资账面价值为137.05万元。

截至2023年12月末，发行人账面价值为2,000万元以上的在建工程项目情况如下：

单位：万元

序号	项目名称	2023年12月末 账面价值	建设内容	项目进展情况
1	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期400MW项目	40,697.46	主要为400MW农光互补光伏电站建设，分别为一期随县400MW农光互补光伏发电项目	一期项目于2023年分批转固178MW，剩余部分预计2024年6月底全部转固
2	国能长源汉川四期2×100万千瓦扩建项目	32,455.48	汉川四期2×1000MW超超临界二次再热燃煤发电机组	正在进行厂房、烟囱的施工
3	国能长源湖北随州2×660MW火电项目	30,064.58	2×660MW超超临界燃煤发电机组	#1机组已于2023年7月达到预定可使用状态并转固；#2机组2023年12月达到预定可使用状态并转固，铁路部分预计2024年5月达到预定可使用状态并转固
4	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	28,416.35	屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏电站	截至2023年12月末，该项目已经基本建设完成，在进行最后的项目消缺，全部阵列于2024年1月达到预定可使用状态并转固
5	国能长源湖北松滋抽水蓄能电站项目	17,081.21	松滋4×300MW抽水蓄能电站	项目处于前期阶段
6	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	11,161.06	纪南100MW渔光互补光伏电站	项目已于2023年12月28日首次并网，截至2024年4月底累计并网31个方阵，并网容量77MW。截至2024年4月底光伏场区桩基础累计完成128.65MWp，占比98.36%；支架安装累计完成127.02MWp，占比97.12%；组件安装累计完成126.79MWp，占比96.94%
7	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	8,445.71	潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	项目升压站土建工作已基本完成，剩余零星尾工；升压站主要设备全部安装完成；综合楼正在进行室内装修；正在进行二次设备接线、设备交接试

序号	项目名称	2023年12月末 账面价值	建设内容	项目进展情况
				验。送出线路1#-40#架线已完成。光伏场区桩基础累计完成114.28MWp，占比43.95%；支架安装累计完成21.42MWp，占比25.09%；组件安装累计完成8.56MWp，占比10.34%。2024年3月完成并网前的质量监督检查工作
8	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	8,237.11	盛康50MW光伏场区；110kV变电站、综合楼；110kV外送线路的设计及施工	110KV外送线路已完工并投入运行，110KV盛源变电站、综合楼主体建设已完工，并投入运行；光伏厂区光伏支架已完成46.39%；组件安装已完成40%；集电线路已完成93.2%；已并网6.05MW
9	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	7,955.72	分水4×100MW渔光互补光伏电站	2023年12月完成100MW招采工作，预计2024年12月完成100MW建设，其余项目在2024-2025年完成
10	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	6,931.25	巴东沿渡河100MW农光互补光伏电站	2023年12月首次并网投运，升压站、送出线路建设完成，集电线路和光伏方阵建设中
11	国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀200MW子项目	6,133.06	掇刀子项目200MW农光互补光伏电站	2023年4月#1-#32光伏发电单元、升压站和外送线路的验收并完成第一次预转固；2023年9月#33-#64光伏发电单元的验收并完成第二次预转固，此次验收累计完成验收交流侧并网容量200MW、直流侧并网容量278MWp,剩余20.64MWp尚未建设完成
12	国电长源汉川第一发电有限公司配套煤场封闭EPC工程	4,362.63	对汉川一发一二期配套煤场进行全封闭改造，增设棚内及周边道路、雨	一期配套煤场的封闭改造尚处于项目前期阶段，已完成可研报告、最高限

序号	项目名称	2023年12月末 账面价值	建设内容	项目进展情况
			水系统、消防系统、干雾抑尘系统、智能照明系统、煤场安全监控系统、三维动态煤场测量盘煤系统、斗轮机无人值守及煤场综合数据智能管控系统	价采购、EPC标书审查；二期配套煤场已完成煤棚改造工程及增设相关棚内智能系统等工程，预计2024年5月初步验收并分批次转固
13	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	3,923.60	麻河一二期200MW渔光互补光伏电站，华严二三期200MW渔光互补光伏电站	麻河一二期子项目按进度计划施工，其中100MW装机容量已于9月达到预定可使用状态并转固；麻河二期项目预计2024年12月达到预定可使用状态并转固。华严二、三期项目预计2025年6月达到预定可使用状态并转固
14	国电长源汉川第一发电有限公司#3、4机组灵活性改造	2,541.41	为实现#3、4机组深度调峰至30%负荷目标，同时满足深调工况下供热需求，对#3、4机组进行灵活性改造，进行改造项目有等离子改造；中调门改造；小机汽源恢复性改造；控制与保护逻辑优化等	2023年部分子项目完工分批次转固，截至2023年12月已转固2,207.07万元，后期子项目预计在2024年5月全部转固
15	国能长源汉川发电有限公司-事故储灰库建设	2,238.96	建设一座3万立方米的储灰罐和一座300立方米的散装罐，配套必要的储灰罐进出料设备、排气设备和气化设备。对现有的三期输灰管线进行有限的改造，将静电除尘器的粉煤灰一级输送至储灰罐。散装罐除采用车辆运输系统外运外，增加一套气力输送系统送至三期灰罐进行分选	已完成设备主体工程安装，进灰、出灰调试，正在进行收尾工作。预计于2024年5月完成初步竣工验收后开始转固
16	国能长源汉川发电有限公司智慧检修应用平台和智慧项目建设	2,209.28	本项目建设主要围绕“智能生产、智慧管理”为目标，构建智能智慧的底	部分子项目在2023年完工并分批次转固，截至2023年12月末已转固

序号	项目名称	2023年12月末 账面价值	建设内容	项目进展情况
			层基础设施，其内容包括基于“五检合一”的智慧检修应用平台建设，以及一体化智能安全机房建设、输煤9P、15P皮带机智能巡检、#3机组电除尘器智慧化运行改造、基于5G技术的无人摆渡车应用示范、班组物料智能存取和消防系统智慧平台等七个智慧项目	517.71万元，2024年4月已全部达到预定可使用状态并转固
17	国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭项目	2,107.65	对汉川三期及码头配套煤场进行全封闭改造，增设棚内及周边道路、雨水系统、消防系统、干雾抑尘系统、智能照明系统、煤场安全监控系统、三维动态煤场测量盘煤系统、卸船机工程、斗轮机无人值守及煤场综合数据智能管控系统	部分子项目已完工转固，截至2023年12月末已转固17,126.40万元，预计2024年5月全部达到预定可使用状态并转固
18	其他	12,532.18	-	-
合计		227,494.70	-	-

（二）是否存在未及时转固情形

1、发行人在建工程转为固定资产的标准和时点

在建工程项目按建造该项资产达到预定可使用状态前所发生的全部支出，作为固定资产的入账价值。所建造的在建工程已达到预定可使用状态，但尚未办理竣工决算的，自达到预定可使用状态之日起，根据工程预算、造价或者工程实际成本等，按估计的价值转入固定资产，并按公司固定资产折旧政策计提固定资产的折旧，待办理竣工决算后，再按实际成本调整原来的暂估价值，但不调整原已计提的折旧额。

2、报告期内发行人在建工程转固情况

报告期各期，发行人当期转固金额分别为25,750.96万元、178,455.53万元和1,169,778.95万元。其中，当期转固金额大于1,000万元的主要在建工程项目转固情况如下：

（1）2023年度主要在建工程转固情况

单位：万元

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
国能长源湖北随州2×660MW火电项目	220,853.66	150,508.50	337,692.11	3,605.47	30,064.58
国能长源荆州热电二期扩建项目	46,718.70	147,706.37	190,836.17	3,588.89	-
国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目	53,940.99	94,740.83	148,681.82	-	-
国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀200MW子项目	91,967.34	6,175.65	92,009.94	-	6,133.06
国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期400MW项目	66,911.91	64,702.59	90,871.59	45.45	40,697.46
汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	44,245.79	19,363.21	59,685.40	-	3,923.60
国能长源汉川市华严农场100MW渔光互补光伏发电一期项目	28,173.64	14,331.01	42,198.59	-	306.06
国能长源公安狮子口100MW农光互补光伏发电项目	39,209.11	2,850.85	42,059.96	-	-

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
国能长源安陆赵棚风电场项目	23,427.57	5,199.75	28,627.32	-	-
国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭项目	16,146.45	3,087.61	17,126.40	-	2,107.65
长源荆州热电热网拓展工程	13,222.19	1,601.67	14,823.86	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#3、#4锅炉贫煤改烟煤改造	11,867.65	2,805.40	14,673.04	-	-
国能长源荆门发电有限公司2×640MW机组综合节能改造	2,965.19	5,710.99	8,676.18	-	-
全厂废水综合治理	925.11	5,681.61	6,606.73	-	-
国能长源武汉青山热电有限公司-#13、#14机组节能优化改造	-	6,153.56	6,153.56	-	-
国能长源十堰水电开发有限公司白沙河水电站大坝渗漏治理	2,863.90	1,347.28	4,211.18	-	-
国能长源汉川发电有限公司#5机组热再抽汽供热改造	3,918.63	-	3,918.63	-	-
国能长源汉川发电有限公司-#5锅炉掺烧低灰熔点烟煤燃烧系统改造	-	3,689.27	3,689.27	-	-
鄂坪水电站生态流量(加生态机组4000KW)	637.20	2,198.22	2,835.42	-	-
国能长源荆门发电有限公司烟气脱硝还原剂尿素替代液氨改造	2,506.19	214.49	2,720.67	-	-
国能长源荆门发电有限公司#6、#7机组DCS系统改造	1,937.56	749.42	2,686.98	-	-
国能长源武汉青山热电有限公司岚图光伏项目	1,299.37	947.81	2,247.18	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#3、#4机组灵活性改造	3,902.14	846.33	2,207.07	-	2,541.41
国能长源恩施水电开发有限公司伍家河六级、七级、白泉河等十二座电站综合自动化改造	1,655.31	260.24	1,862.02	-	53.53
国能长源武汉青山热电有限公司-#13炉深度调峰改造	-	1,559.65	1,559.65	-	-
国电恩施公司水电站运行集中监控中心建设	1,505.18	-	1,502.10	3.08	-
国能长源武汉青山热电有限公	752.72	693.19	1,445.91	-	-

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
司-#14炉深度调峰改造
国能长源汉川发电有限公司-全厂人员定位系统建设	1,327.30	-	1,327.30	-	-
国能长源荆门发电有限公司-2×640MW机组灵活性及供热优化改造	3.19	1,170.76	1,173.95	-	-
国能长源汉川发电有限公司-#5锅炉高过入口段受热面管更换	-	1,150.82	1,150.82	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司330MW贫煤锅炉燃烧优化及高温腐蚀结焦防控	1,093.10	0.00	1,093.10	-	-
鄂坪水电站溢洪道水毁修复改造	-	1,093.02	1,093.02	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#4机组DCS系统升级及智能发电平台建设	1,075.86	-	1,075.86	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#3机组DCS系统升级及智能发电平台建设	111.96	937.68	1,049.64	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#1机#2、#3与#3机#3高加更换	146.68	855.77	1,002.45	-	-

国能长源湖北随州2×660MW火电项目属于新建工程类项目，主要为随州公司新建2台660MW超超临界燃煤发电机组，其中#1机组已于2023年7月达到预定可使用状态并转固，#2机组于2023年12月达到预定可使用状态并转固，铁路部分预计2024年5月达到预定可使用状态并转固。

国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀200MW子项目属于新建工程类项目，主要为掇刀200MW农光互补光伏电站建设，截至2023年12月末，已有交流侧200MW装机容量、直流侧278MWp装机容量达到预定可使用状态并转固，剩余20.64MWp尚未建设完成。

国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期项目，主要为400MW农光互补光伏电站建设，于2023年分批转固178MW，剩余预计2024年6月底全部转固。

汉川市新能源百万千瓦基地二期项目属于新建类工程项目，包括4×100MW渔光互补光伏电站，分别为麻河一期、二期和华严二、三期项目，其中麻河一期项目中100MW装机容量于2023年9月达到预定可使用状态并转固；麻河二期项目预计于2024年12月达到预定可使用状态并转固。华严二、三期项目预计于2025年6月达到预定可使用状态并转固。

汉川市新能源百万千瓦基地一期项目属于续建项目，包括华严一期100MW渔光互补光伏电站项目，截至2023年12月项目尚未建设完毕，2024年4月全容量并网，预计2024年5月达到预定可使用状态并转固。

国能长源汉川发电有限公司汉川发电煤场封闭项目属于大型技改类项目，是对汉川三期及码头配套煤场进行的全封闭改造，增设棚内及周边道路、雨水系统、消防系统、干雾抑尘系统、智能照明系统、煤场安全监控系统、三维动态煤场测量盘煤系统、卸船机工程、斗轮机无人值守及煤场综合数据智能管控系统。部分子项目已完工转固，预计2024年5月全部达到预定可使用状态并转固。

国电长源汉川第一发电有限公司#3、4机组灵活性改造属于大型技改类项目，主要为配合汉川公司贫改烟项目，后期子项目预计在2024年5月全部转固。

国能长源恩施水电开发有限公司伍家河六级、七级、白泉河等十二座电站综合自动化改造为技改项目，主要为塘口、云龙河、新峡及白泉河等电站综合自动化系统进行升级改造，其中除龙头沟二级和三级电站的励磁系统、微机保护系统及部分一次设备改造外的其他所有设备改造在2023年12月已完成转固，龙头沟二级和三级电站的励磁系统、微机保护系统及部分一次设备改造预计2024年5月全部达到预定可使用状态并转固。

（2）2022年度主要在建工程转固情况

单位：万元

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
国能长源汉川市南河乡100MW渔光互补光伏发电项目	14,638.78	24,389.41	38,837.85	190.34	-
国能长源石首高陵农光互补	9,785.76	24,817.96	34,603.71	-	-

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
光伏发电项目
国电长源第一发电有限责任公司#1煤场原煤筒仓建设项目	13,467.93	-	13,467.93	-	-
国能长源武汉青山热电有限公司废水综合治理项目	1,624.79	10,939.55	12,564.33	-	-
国能长源武汉青山热电有限公司废水综合治理	9,500.68	-	9,500.68	-	-
国电湖北电力有限公司鄂坪水电厂鄂坪水电站水毁修复改造	2,222.38	5,701.66	7,924.04	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司热网系统三期增容水源改造	6,763.02	-	6,763.02	-	-
国能长源武汉青山热电有限公司岚图光伏项目	106.09	7,907.79	6,714.52	-	1,299.37
国能长源武汉青山热电有限公司#13、#14机组节能优化改造	-	5,876.42	5,876.42	-	-
国能长源荆门发电有限公司2×640MW机组综合节能改造	1,453.31	7,308.67	5,796.79	-	2,965.19
国能长源荆州热电有限公司供热管网扩建工程	4,904.40	13,506.54	5,188.74	-	13,222.19
国能长源荆州热电有限公司#1、#2机组中压供热能力改造	-	2,253.50	2,253.50	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#1、#2机组延寿2021年综合改造项目	1,990.65	80.15	2,070.80	-	-
国能长源荆州热电有限公司烟气脱硝还原剂尿素替代液氨改造	-	1,978.25	1,978.25	-	-
国能长源荆门热电厂5.8MW地面光伏发电项目	-	1,924.61	1,924.61	-	-
国能长源荆门热电厂5.5MW地面光伏发电项目	20.70	1,800.62	1,821.32	-	-
国电长源汉川第一发电有限公司#1、#3机组热再抽汽供热改造	1,732.75	61.60	1,794.35	-	-
国能长源荆州热电有限公司铁路专用线接轨线路改造	-	1,233.25	1,233.25	-	-
国能长源十堰水电开发有限	109.70	920.87	1,030.57	-	-

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
公司大峡水电站生态流量项目（加生态机组1000KW）

国能长源武汉青山热电有限公司岚图光伏项目属于新建工程类项目，为岚图汽车工业园内光伏建设，2022年末已并网投产13.90MW，期末余额为尚未实施完毕的#1、#2箱变部分的光伏车棚、输电线路安装等工程。

国能长源荆门发电有限公司2×640MW机组综合节能改造为技改项目，主要通过对荆门公司#7、#6机组进行技术和设备改造，提高汽轮机效率和变负荷适应性，降低机组能耗。2022年末已完成#7机组升级改造，期末余额为尚未实施完毕的#6机组改造工作。

国能长源荆州热电有限公司供热管网扩建工程属于新建工程类项目，主要为荆州公司热网管线拓展，建设工作分为北线复线、东线复线两个分项实施。北线复线先行建设，2022年已竣工投运；东线复线工程根据荆州公司二期机组建设情况进行实施，截至2023年12月末，已达到预定可使用状态并转固。

（3）2021年度主要在建工程转固情况

单位：万元

项目名称	期初账面余额	本期增加	本期转固	其他减少	期末账面余额
国能长源荆门发电有限公司化学制水系统增容	47.17	4,062.97	4,110.14	-	-
国能长源恩施水电开发有限公司天电渠道渡槽修复工程	-	1,188.20	1,188.20	-	-
国电长源第一发电有限责任公司网控楼室电气系统改造项目	1,080.45	-	1,080.45	-	-
国能长源武汉青山热电有限公司#14炉空预器改造	-	1,007.62	1,007.62	-	-

报告期内，发行人按照会计准则的相关规则，结合在建工程项目进展情况，将符合条件的在建工程项目及时、准确地转入固定资产。

（三）说明在建工程、固定资产减值准备计提充分性

1、在建工程及固定资产减值准备计提会计政策

根据《企业会计准则》规定及发行人会计政策，发行人于资产负债表日对在建工程、固定资产等长期资产进行检查，判断长期资产是否存在减值迹象。发行人主要根据在建工程项目建设计划、未来使用计划，并结合《企业会计准则第8号——资产减值》第五条规定，综合判断长期资产在资产负债表日是否出现减值迹象，具体包括：（1）资产的市价当期大幅下跌，其跌幅明显高于因时间的推移或者正常使用而预计的下跌；（2）企业经营所处的经济、技术或者法律等环境以及资产所处的市场在当期或者将在近期发生重大变化，从而对企业产生不利影响；（3）市场利率或者其他市场投资报酬率在当期已经提高，从而影响企业计算资产预计未来现金流量现值的折现率，导致资产可收回金额大幅度降低；（4）有证据表明资产已经陈旧过时或者其实体已经损坏；（5）资产已经或者将被闲置、终止使用或者计划提前处置；（6）企业内部报告的证据表明资产的经济绩效已经低于或者将低于预期，如资产所创造的净现金流量或者实现的营业利润远远低于预计金额等。

在建工程、固定资产于资产负债表日存在减值迹象的，进行减值测试，估计其可回收金额。减值测试结果表明长期资产的可收回金额低于其账面价值的，按其差额计提减值准备并计入减值损失。可收回金额为资产的公允价值减去处置费用后的净额与资产预计未来现金流量的现值两者之间的较高者。

2、在建工程及固定资产减值准备计提充分性

（1）在建工程减值准备计提充分性

发行人在建工程主要包括火电机组、光伏电站等工程建设项目以及改造类项目。报告期内，发行人根据上述会计政策对在建工程进行减值测试。

对于已停止实施的在建工程项目，发行人已全额计提减值准备。报告期内，发行人计提减值准备的在建工程项目具体情况如下：

单位：万元

项目名称	计提减值准备金额	减值准备计提原因
国能长源武汉青山热电有限公司事故储灰库建设	24.53	因发行人未来规划发生变化，建设条件限制，项目停止实施
国能长源武汉青山热电有限公司烟囱白羽治理	41.98	因消除烟羽现象会增加煤耗，项目经济效益较差，项目停止实施
国能长源湖北新能源有限公司古	48.95	在对谷城茨河风资源进行测风试

项目名称	计提减值准备金额	减值准备计提原因
城茨河风电项目		验后，发现该区域的风资源在目前风电技术水平下开发价值较低，项目停止实施
国能长源湖北新能源有限公司洪湖小港农场光伏项目	162.70	项目规划用地属于洪湖蓄洪区域，暂时未对外放开，防洪评价报告无法获得通过，项目建设前期工作推进受阻，项目停止实施
国能长源湖北新能源有限公司齐星随县沙岗50MWp农光互补光伏电站并购项目	42.88	与合作方湖北省齐星汽车车身股份有限公司的并购合作开发条件未达成一致，已解除《合作框架协议》，项目停止实施
国能长源武汉青山热电有限公司能源保供火电项目	45.28	项目已取消
国能长源汉川发电有限公司孝感路口电厂	617.31	因发行人未来规划发生变化，建设条件限制，项目停止实施
湖北清江上游水电项目	150.40	短期内引进社会资本可能性较小，项目停止实施
生态流量泄放整改	35.85	2020年恩施州编制了生态红线调整方案，并通过属地逐级申报，但一直未获国家环保部及自然资源部审批，项目停止实施
马尾沟六级、龙桥增容初步设计	46.98	项目未通过可行性研究
合计	1,216.86	-

除已计提减值准备的在建工程项目外，发行人其他在建工程项目无明显减值迹象。处于建设期的在建工程项目按计划处于建设过程中，不存在长期停建情形，未发现难以继续实施的重大障碍。处于前期阶段的在建工程项目按计划推进设计、招标等前期工作，未出现无法实施，计划终止等减值迹象情形。

（2）固定资产减值准备计提充分性

发行人固定资产主要包含机器设备、房屋及建筑物等。报告期各期末，发行人固定资产账面价值分别为1,426,174.91万元、1,498,652.06万元、2,515,116.05万元，占资产总额比例分别为61.07%、48.60%、66.89%，是发行人最主要的资产。报告期各期末，发行人固定资产账面价值构成情况如下：

单位：万元，%

项目	2023年12月31日		2022年12月31日		2021年12月31日
	金额	占比	金额	占比	金额	占比

项目	2023年12月31日		2022年12月31日		2021年12月31日
	金额	占比	金额	占比	金额	占比
房屋建筑物	677,221.72	26.93	529,154.95	35.31	517,635.28	36.33
机器设备	1,821,474.56	72.43	959,076.98	64.01	900,147.84	63.17
运输设备	2,030.03	0.08	1,957.60	0.13	1,419.78	0.10
其他设备	14,071.30	0.56	8,205.72	0.55	5,692.17	0.40
合计	2,514,797.61	100.00	1,498,395.25	100.00	1,424,895.07	100.00

注：本表格列示的固定资产不含固定资产清理。报告期内，发行人固定资产减值准备计提情况如下：

单位：万元

项目	2023年12月31日	2022年12月31日	2021年12月31日
固定资产账面原值（A）	4,295,198.51	3,161,768.87	2,989,406.36
折旧（B）	1,759,081.01	1,648,228.63	1,551,995.23
固定资产净值（C=A-B）	2,536,117.50	1,513,540.24	1,437,411.13
当期计提减值准备（D）	9,205.95	4,521.11	231.20
减值准备余额（E）	21,319.89	15,145.00	12,516.06
固定资产账面价值（F=C-E）	2,514,797.61	1,498,395.25	1,424,895.07
计提比例（G=E/C）	0.84%	1.00%	0.87%

报告期内，发行人针对固定资产计提的减值准备主要为发行人下属火电企业改造项目中产生的拆除淘汰设备，已经处于闲置状态，且发行人后续无继续使用安排。发行人根据相关设备可变现净额来合理估计可回收金额，进而相应计提减值准备。

报告期各期末，发行人与同行业可比公司固定资产减值准备计提比例情况如下：

单位：万元，%

证券简称	2023年12月31日
	固定资产净值	减值准备余额	计提比例
华能国际	33,094,524.02	2,307,828.54	6.97
大唐发电	19,403,030.60	84,988.50	0.44
华电国际	13,350,643.40	184,617.90	1.38
浙能电力	4,714,796.91	54,929.87	1.17
广州发展	3,473,340.11	16,612.85	0.48
京能电力	5,303,475.29	62,026.25	1.17
皖能电力	2,494,297.16	14,150.31	0.57

建投能源	2,189,924.55	233.84	0.01
华银电力	1,296,061.45	11,624.37	0.90
赣能股份	797,752.38	-	0.00
平均数	8,611,784.59	273,701.24	1.31
中位数	4,094,068.51	35,771.36	0.73
长源电力	2,536,117.50	21,319.89	0.84
证券简称	2022年12月31日
	固定资产净值	减值准备余额	计提比例
华能国际	31,078,070.69	2,146,908.98	6.91
大唐发电	19,244,975.40	106,320.60	0.55
华电国际	12,751,994.10	177,165.90	1.39
浙能电力	4,212,030.45	6,920.34	0.16
广州发展	2,308,114.25	20,051.41	0.87
京能电力	4,779,349.04	11,003.01	0.23
皖能电力	1,592,750.43	3,318.89	0.21
建投能源	1,822,236.36	556.02	0.03
华银电力	988,680.02	11,624.37	1.18
赣能股份	768,687.15	869.30	0.11
平均数	7,954,688.79	248,473.88	1.16
中位数	3,260,072.35	11,313.69	0.39
长源电力	1,513,540.24	15,145.00	1.00
证券简称	2021年12月31日
	固定资产净值	减值准备余额	计提比例
华能国际	28,578,150.09	1,964,885.88	6.88
大唐发电	18,970,851.70	144,344.70	0.76
华电国际	12,449,220.90	146,636.10	1.18
浙能电力	4,642,679.98	7,834.33	0.17
广州发展	2,023,371.45	2,429.58	0.12
京能电力	4,630,793.05	10,412.81	0.22
皖能电力	1,466,143.79	3,318.89	0.23
建投能源	1,892,954.33	1,500.52	0.08
华银电力	836,436.17	10,321.91	1.23
赣能股份	278,974.88	1,788.16	0.64
平均数	7,576,957.63	229,347.29	1.15
中位数	3,327,082.25	9,078.12	0.43
长源电力	1,437,411.13	12,516.06	0.87

注：本表列示2023年12月31日数据。2021年末、2022年末及2023年末，发行人固定资产减值准备计提比例分别为0.87%、1.00%及0.84%，可比公司固定资产减值准备计提比例平均数分别为

1.15%、1.16%及1.31%。发行人固定资产减值准备计提比例略低于平均值，主要由于华能国际计提比例相对其他可比公司较高，剔除华能国际后，可比公司固定

资产减值准备计提比例平均数分别为0.51%、0.53%及0.68%，与发行人固定资产减值准备计提比例不存在重大差异。

除上述情形外，报告期各期末，发行人主要固定资产房屋及建筑物和机器设备整体运行状况良好，未发生价格大幅度下跌、资产损毁、闲置或终止使用等导致发行人生产连续中断或造成重大损失情形。发行人经营所处的环境在报告期内亦未发生重大变化，其余固定资产状态良好，未出现减值迹象。

三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响

（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性

1、关联采购政策

发行人采购执行统一政策，主要分为燃煤采购与其他物资采购。

发行人火力发电主要原料为燃煤，燃煤采购包括长协煤和市场煤。长协煤即公司按照国家相关政策与煤炭企业签订年度煤炭购销合同购得，市场煤即公司通过国家能源集团的电商平台国能e购公开询价购得。发行人发电供热生产用煤由所属各个火电企业根据本企业燃煤需求计划直接向煤炭生产或销售企业采购。

其他物资采购主要通过控股股东国家能源集团采购平台国能e购进行。国能e购电商交易平台，隶属于国家能源集团，运营主体为关联方国能易购（北京）科技有限公司（原国能（北京）配送中心有限公司，以下简称国能易购）。国能e购是电力产品专属商城，拥有电子超市、电力专区、煤炭专区、询比价等业务板块，是一体化综合性采购交易平台。商城通过同类知名电商的引入，扩大项目单位小额商品采购寻源范围，实现比质比价，自动保存比价结果，实现授权范围内采购的比价，解决工业品采购单一化的问题；大力推行购销式与撮合式并存的采销业务，通过区域长协铺货，并允许生产厂商或品牌顶级代理开设旗舰店，实现了国家能源集团非招标采购业务的全流程闭环管理，有助于实现采购规范化、

集约化、经济性。发行人与国家能源集团下属其他企业向国能e购提交采购需求后由国能e购进行集中采购，国能e购运营主体国能易购（北京）科技有限公司是发行人主要供应商之一。对于无法在国能e购平台上采购的物资及服务，公司根据金额大小选择公开招标采购、竞争性谈判等方式进行采购，该类采购占比较小。

2、与集团财务公司金融服务协议主要内容

（1）服务内容

报告期内，公司与集团财务公司分别于2021年、2022年、2023年签署金融服务协议（以下分别简称2021年协议、2022年协议、2023年协议），2022年协议和2023年协议提升了交易限额，其他无实质变化。协议主要内容为集团财务公司向发行人提供以下金融服务：

1）给予甲方综合授信额度，用于固定资产贷款、项目周转贷款、流动资金贷款、票据承兑及贴现、非融资性保函，甲方及其控股子公司可使用该授信额度。

2）通过资金结算系统为甲方及其成员单位搭建资金结算网络，协助甲方实现对其直属单位的资金管理。

3）办理甲方内部转账结算，提供相应的结算、清算方案设计；

4）协助甲方实现交易款项的收付；

5）办理甲方及国家能源投资集团有限责任公司其他成员单位之间的委托贷款；

6）为甲方办理票据承兑及贴现服务；

7）吸收甲方的存款；

8）对甲方办理财务顾问、信用鉴证及相关的咨询、代理业务；

9）承销或分销甲方的债券；

10）金融咨询服务：根据甲方的需求和实际情况，为甲方提供不同主题的金融信息咨询服务；

11）其他服务：提供其他符合乙方监管机构监管要求的金融服务包括但不限于信用证、网上银行、委托贷款等）；乙方将与甲方共同探讨新的服务产品和新的服务领域，并积极进行金融创新，为甲方提供个性化的优质服务；

12）双方同意，在乙方未来获得相关监管机构批准的前提下，乙方可以向甲方提供外汇存款、贷款、结算及结售汇等相关服务。

（2）交易限额

项目	2023年协议	2022年协议	2021年协议
直接贷款、票据承兑及贴现、非融资性保函合计每日余额	不高于200亿元	不高于100亿元	不高于22亿元
存款每日余额	不高于40亿元	不高于35亿元	不高于20亿元

（3）定价依据

1）发行人在集团财务公司的存款利率原则上不低于国内主要商业银行（指国有四大银行，具体包括：中国工商银行、中国农业银行、中国银行、中国建设银行，下同）向发行人成员单位提供同种类存款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定；

2）集团财务公司对发行人的贷款利率应遵守中国人民银行有关利率管理的规定，原则上不高于国内主要商业银行向发行人成员单位提供同种类贷款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定;

3）除存款和贷款外的其他各项金融服务，其他各项金融服务的收费标准应不高于国内主要商业银行同等业务费用水平。

3、公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性

报告期各期，发行人向关联方采购商品、接受劳务金额分别为679,605.94万元、946,829.43万元、896,050.98万元，占营业总成本比例分别为54.22%、

65.40%、64.56%。

公司除煤炭以外的关联采购主要为集团金融服务、光伏组件采购、工程服务采购等。报告期各期，公司除煤炭以外的关联采购总额分别为38,187.82万元、249,391.78万元、168,657.65万元，采购内容如下：

单位：万元

采购内容	2023年度	2022年度	2021年度
集团金融服务	16,214.85	2,513.20	539.83
光伏组件（含逆变器）	93,151.18	175,857.76	-
工程施工	27,084.38	41,390.05	17,554.22
设备及技术服务	23,243.61	25,411.92	17,279.99
其他	8,963.63	4,218.84	2,813.79
合计	168,657.65	249,391.78	38,187.82

（1）集团金融服务

发行人及下属子公司在集团财务公司的存款利率与国内主要商业银行的存款利率对比如下：

项目	2023年度	2022年度	2021年度
发行人及下属子公司在集团财务公司的存款利率	0.30%-0.40%	0.455%	0.455%
国内主要商业银行的存款利率	0.20%-0.25%	0.25%-0.30%	0.30%

发行人在集团财务公司进行存款管理，在保证资金的安全性、流动性的前提下，既可获得持续、稳定的存款收益，同时可获得集团财务公司比其他商业银行更高效便捷的结算等服务，具有手续便捷、审批流程短等优势，可有效提高资金周转、节约交易成本，具有必要性、商业合理性。发行人在集团财务公司活期存款利率略高于国内主要商业银行，不存在损害中小股东权益的情况，定价具有公允性。

发行人及下属子公司在集团财务公司的贷款利率、国内主要商业银行的贷款利率及LPR对比如下：

项目		2023年度	2022年度	2021年度
1年期以内贷款利率	发行人及下属子公司在集团财务公司的1年期以内贷款利率	2.15%-3.15%	2.65%-3.20%	-
	发行人及下属子公司在商业银行的1年期以内贷款利率	1.80%-3.65%	1.80%-3.60%	1.85%-4.35%
	1年期LPR	3.45%-3.65%	3.65%-3.70%	3.80%-3.85%

项目		2023年度	2022年度	2021年度
1-5年期贷款利率	发行人及下属子公司在集团财务公司的1-5年期贷款利率	2.10%-2.95%	2.65%-3.00%	3.60%
	发行人及下属子公司在商业银行的1-5年期贷款利率	1.65%-2.90%	1.85%-3.90%	2.8%-4.37%
5年期以上贷款利率	发行人及下属子公司在集团财务公司的5年期以上贷款利率	2.50%-2.85%	2.80%-3.50%	3.82%-4.17%
	发行人及下属子公司在商业银行的5年期以上贷款利率	2.20%-3.10%	2.60%-4.90%	3.85%-4.90%
	5年期以上LPR	4.20%-4.30%	4.30%-4.60%	4.65%

注：贷款市场报价利率（LoanPrimeRate，LPR）是由具有代表性的银行，根据其对最优质客户的贷款利率，以公开市场操作利率（主要指中期借贷便利利率）加点形成的方式报价，由中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心计算并公布的基础性的贷款参考利率，各金融机构主要参考LPR进行贷款定价。现行的LPR包括1年期和5年期以上两个品种。

由上表可知，发行人及下属控股子公司在集团财务公司的贷款利率与在其他银行的贷款利率不存在重大差异，贷款利率具有公允性。报告期内，发行人在商业银行贷款与集团财务公司利率的差异主要由贷款期限、担保情况不同导致。

（2）光伏组件采购

发行人报告期内光伏组件主要通过国能e购采购，具体情况如下：

序号	供应商	合同签订时间	采购金额（万元）	采购数量（kWp）	采购单价（元/Wp）	支付条款
1	国能易购（北京）科技有限公司	2022年7月	95,604.22	589,570.97	1.62	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付40%
2	国能易购（北京）科技有限公司	2022年7月	52,012.29	297,879.37	1.75	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付40%
3	国能易购（北京）科技有限公司	2022年7月	74,243.28	418,625.75	1.77	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付40%

序号	供应商	合同签订时间	采购金额（万元）	采购数量（kWp）	采购单价（元/Wp）	支付条款
4	国能易购（北京）科技有限公司	2022年6月	17,365.44	99,966.23	1.74	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付40%
5	国能易购（北京）科技有限公司	2022年4月	37,091.48	213,000.00	1.74	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付30%，到货5个月后或者货物完成投产验收后支付10%
6	国能易购（北京）科技有限公司	2022年1月	4,126.55	24,406.25	1.69	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付30%，到货5个月后或者货物完成投产验收后支付10%
7	国能易购（北京）科技有限公司	2021年11月	1,919.74	11,258.00	1.71	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付30%，到货5个月后或者货物完成投产验收后支付10%
8	国能易购（北京）科技有限公司	2021年11月	16,050.54	91,000.47	1.76	预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付30%，到货5个月后或者货物完成投产验收后支付10%
合计			298,413.54	1,745,707.04	1.71	-

注：上表列示的采购金额为合同金额，合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于1,000万元的合同。

发行人购买的主要为210mm规格组件。根据Wind数据统计，单面单晶PERC组件（210mm）现货平均价2021-2022年区间最低价格为1.77元/Wp，最高价格为2.10元/Wp。发行人此期间内通过集团电商平台集采均价为1.71元/Wp，略低于现货平均价，主要是集团集采规模优势导致，与现货市场价格不存在重大差异，具有公允性。

根据发行人控股股东颁布的《国家能源集团电商采购实施办法》（GJNYZ-2-275）第六条，为充分发挥电商采购的规模优势、效率优势，对电子商城（即国能易购）内上架铺货的商品，原则上各级采购人应实施电商采购。报告期内，发行人按照规定通过国能易购采购组件。大型发电企业为统一管理、节

约成本、提高效率，通常设有集中采购平台，市场案例如下：

序号	公司	公告时间	公告文件	公告内容
1	华电能源	2023-12-29	《关于预计公司2024年度日常关联交易的公告》	公司向华电集团所属企业采购产品或服务，全面实施公司物资集中采购管理，有助于降低公司采购成本，提高公司议价能力，保证物资供应的可靠性。
2	华银电力	2023-12-12	《大唐华银电力股份有限公司2024年日常关联交易的公告》	大唐集团有专业的煤炭及物资采购平台，煤炭采购方面其在跨区域大矿煤供应链、秦皇岛下水煤供应及进口煤供应上有着丰富的操作经验和市场优势；物资采购方面其与供应商关系稳定、集中采购优势强、采购成本低，价格稳定、可靠，在大宗物资集中采购、配送上具有丰富的操作经验和市场优势。通过与大唐集团专业平台进行采购可以确保公司获得可靠及有保证的煤炭、物资和服务等综合产品和服务，降低经营风险和成本，提高工作效率，有利于公司生产经营的正常开展。
3	吉电股份	2023-12-12	《关于公司与实际控制人所属企业发生关联交易的公告》	公司与电能易购公司发生的关联交易主要是采购逆变器、组件、通用工业品、办公物资、阀门等，关联交易额预计21,378.84万元。付款方式为预付款。电能易购公司为中国电能成套设备有限公司全资子公司。公司与电能易购公司同受国家电投控制
4	华能国际	2023-10-11	《华能国际日常关联交易公告》	在提供燃料和运力方面，华能集团及其子公司和联系人的优势在于具有为大量采购煤炭和运力提供较优惠价格的能力，以及煤炭和运力的安全保障供应能力。考虑到华能集团及其子公司和联系人就购买燃料和运力取得优惠价格的能力和安全保障供应能力，以及与本公司及附属公司的密切关系，华能集团及其子公司和联系人应有能力按时及可靠地向本公司及附属公司提供燃料和运力，以降低本公司及附属公司的管理及经营成本。
5	金山股份	2023-07-26	《沈阳金山能源股份有限公司重大资产出售暨关联交易报告书（草案）》	华电环球（北京）贸易发展有限公司主要负责根据中国华电下属子公司煤炭采购需求向国外进口煤炭，然后根据采购的市场价再加上运费、手续费等确定销售价格向中国华电下属子公司销售。海外采购煤炭需要熟悉国际市场，并具有海外谈判、运输等方面的能力和专业人才。华电环球（北京）贸易发展有限公司作为中国华电体系内专业的海外煤炭采购平台，统一进行谈判、采购后再公允地销售给关联方，更有利于实现规模效应、增加谈判力，取得更好的采购订单，符合国家政策、行业特点以及合理商业诉求，具有必要性及合理性，价格具有公允性。

2021年、2022年及2023年，集团下属其他公司通过国能易购采购组件金额分别为9.83亿元、110.94亿元、21.31亿元，发行人通过国能易购采购组件（含逆变器）金额分别为0、17.59亿元、9.32亿元，集团合计采购规模大幅高于发行人采购规模，集采规模优势明显。国能易购通过公开招标确定最终供应商。2021年7月，国能易购作为招标人，就光伏组件采购进行公开招标，最终确定发行人所在区域中标机构为天合光能（688599.SH），天合光能与国能易购签订了采购框架协议,协议有效期至2023年4月。报告期内，发行人通过国能易购采购的光伏组件最终供应商均为天合光能。上表中最后一笔采购合同为2022年7月签订，是因为表中统计范围为金额1,000.00万元以上的采购合同，2022年7月-2023年4月，发行人仍通过国能易购进行组件采购，但单笔金额较小，均未超过1,000.00万元。2023年4月后，因国能易购与天合光能采购框架协议到期，发行人于2023年6月自主公开招标进行组件采购，天合光能中标，公司采购组件572.60MWp，采购金额为7.40亿元。2023年9月，国能易购就光伏组件采购进行年度公开招标，中标厂商为隆基乐叶光伏科技有限公司（隆基绿能全资子公司）、晶科能源股份有限公司、通威太阳能（合肥）有限公司（通威股份全资子公司）、正泰新能科技股份有限公司。自2023年12月起，公司后续采购可重新通过国能易购进行。

根据《公司法》《企业会计准则第36号—关联方披露》《深圳证券交易所股票上市规则》等有关规定，发行人与天合光能、隆基绿能、晶科能源、通威股份、正泰新能不存在关联关系。

发行人采购光伏组件的支付方式通常为预付30%，发货后支付30%，到货验收后支付40%。市场上部分曾披露过结算模式的组件企业结算模式如下：

序号	公司	结算模式
1	天合光能	组件业务，在直销模式下，由于客户采购规模较大且自身资信状况良好，公司对于具有一定合作历史、如约支付货款的客户按照交易金额收取不超过30%比例的预收款
2	TCL中环	光伏组件采用分期收款的方式，预收款比例为总价款10%-30%，产品发货前支付总价款的50%-70%，到货后1-3个月内结清总价款的30%-40%，部分客户存在质保款或质保保函（5%-10%），质保期满后收取

序号	公司	结算模式
3	隆基绿能	国内惯例系按预付、发货、到货验收、最终验收分批支付

由上表可见，组件采购通常按照预付款-发货款-验收款模式结算，发行人向关联方组件采购的结算模式、账期与同行业不存在重大差异，具有公允性。

（3）工程施工服务

发行人报告期内签署的工程施工服务合同大部分通过招标方式采购，具体情况如下：

序号	供应商	供应商获取方式	合同签订时间	合同内容	不含税合同金额（万元）
1	国能智深控制技术有限公司	单一来源采购	2023年3月	汉川发电#5机组DCS系统智能一体化升级改造	1,722.12
2	国能朗新明环保科技有限公司	公开招标	2022年5月	荆州公司全厂废水综合治理改造	6,113.33
3	国能信控互联技术有限公司	公开招标	2022年3月	随州公司智慧管理平台（IMS）建设合同	3,749.84
4	烟台龙源电力技术股份有限公司	公开招标	2022年2月	汉川一发#3、#4机组等离子稳燃系统改造	1,033.12
5	国能龙源环保有限公司	公开招标	2022年3月	荆门公司2×640MW机组液氨改尿素EPC工程改造项目	2,467.65
6	国能朗新明环保科技有限公司	公开招标	2022年1月	随州公司脱硫废水零排放系统	3,556.62
7	国能朗新明环保科技有限公司	公开招标	2022年3月	荆州热电二期2×350MW扩建工程化水系统、全厂废水零排放EPC总承包工程	9,168.91
8	国能龙源电气有限公司	单一来源采购	2022年5月	汉川发电定位系统建设	1,300.88
9	烟台龙源电力技术股份有限公司	公开招标	2021年11月	汉川一发#3、#4锅炉贫煤改烟煤改造EPC	13,787.09
10	北京朗新明环保科技有限公司	公开招标	2020年12月	荆门公司化学制水系统增容改造项目	3,939.19

序号	供应商	供应商获取方式	合同签订时间	合同内容	不含税合同金额（万元）
11	国能智深控制技术有限公司	直接采购	2020年11月	荆门公司#6、#7机组DCS系统改造项目	2,216.81
12	北京朗新明环保科技有限公司	公开招标	2020年6月	汉川一发热网系统三期增容水源改造扩容项目	2,040.96
13	烟台龙源电力技术股份有限公司	公开招标	2020年3月	长源一发#12(1×330MW)机组“烟囱白羽”治理项目	2,024.70
14	国能朗新明环保科技有限公司	公开招标	2023年9月	汉川发电2×1000MW扩建工程水岛EPC	16,420.31
合计					69,541.53

注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于1,000万元的合同。发行人的工程项目主要是机组各系统的升级改造，主要通过公开招标的形式选择供应商，各工程项目的价格、账期等条款通过招标形成，具有公允性。

（4）设备及技术服务采购

报告期内其他金额超过1,000万元的合同主要为设备和技术服务采购合同，通过招标等具有市场性的方式进行采购，并经公司内部严格的审批流程进行审批后确定价格，定价和账期具有公允性，具体情况如下：

序号	供应商	供应商获取方式	合同签订时间	合同内容	不含税合同金额（万元）
设备类采购
1	国能龙源催化剂江苏有限公司	单一来源采购	2022年4月	荆门公司#6、#7机组宽温催化剂	1,157.51
2	国电联合动力技术有限公司	公开招标	2021年9月	乐城山21MW风电场风力发电机组采购合同	4,237.81
3	烟台龙源电力技术股份有限公司	公开招标	2021年3月	随州公司低温省煤器及热媒水暖风器设备采购合同	2,522.12

序号	供应商	供应商获取方式	合同签订时间	合同内容	不含税合同金额（万元）
4	国能信控互联技术有限公司	公开招标	2023年9月	汉川公司2×1000MW扩建工程智慧工地软、硬件采购	1,613.27
技术服务类采购
5	国能智深控制技术有限公司	公开招标	2023年4月	青山公司#13、#14机组DCS系统升级	1,008.85
6	国家能源集团科学技术研究院有限公司武汉分公司	直接采购	2020年3月	荆门公司3年技术监督服务	1,086.79
7	国家能源集团科学技术研究院有限公司武汉分公司	单一来源采购	2023年3月	汉川发电3年技术监督服务	1,412.26
8	国能龙源环保有限公司	公开招标	2023年8月	荆州公司脱硫（除灰、除尘）总包运维服务	16,303.54
合计					29,342.14

注：合同选取标准为报告期内签订的合同金额大于1,000万元的合同。

工程施工服务合同、设备及技术服务类采购合同大部分通过招标方式采购，少部分为单一来源采购，采取单一来源采购主要系市场上供应商唯一、前期采购的延续等特殊原因。

根据公司采购管理办法，单一来源采购主要适用于以下情形：（1）采用不可替代专利、专有技术或其他特殊原因，只能从唯一的供应商处采购的；（2）原采购的后续维修、零配件供应、更换或扩充，必须向原供应商采购的；（3）因必须保证与原采购项目一致性或者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或者服务的；（4）因样件试制、样机试用、小批量质量稳定性验证等需要从新开发供应商采购的，以及因新技术联合开发或承揽类合同约定需要从特定供应商处采购的；（5）因不具备招标条件或招标难以满足需要，对生产运维所需备品备件开展框架协议采购的。

报告期内，发行人采用单一来源采购的且合同金额超过1,000.00万元的工程施工服务、设备及技术服务类采购合同具体情况如下：

序号

供应商

合同签订时间

合同内容

不含税合同金额（万元）

以单一来源采购原因

序号	供应商	合同签订时间	合同内容	不含税合同金额（万元）	以单一来源采购原因
1	国能智深控制技术有限公司	2023年3月	汉川发电#5机组DCS系统智能一体化升级改造	1,722.12	汉川公司系统智能升级改造需与原系统无缝连接，保证数据的一致性等。该系统原采购自国能智深控制技术有限公司。本次采购属于“因必须保证与原采购项目一致性或者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或者服务的”情形
2	国能龙源电气有限公司	2022年5月	汉川发电定位系统建设	1,300.88	国能龙源电气有限公司的“高精度（人、车、物）定位系统”“智慧安全管控系统”“智能巡检系统”产品和服务处于国内领先位置。本次汉川公司采购的人员定位系统与定位设备采用了国能龙源电气有限公司的基于UWB的室内定位方法及系统相关专利技术，属于具备专有技术的高度定制化产品。本次采购属于“采用专有技术或其他特殊原因，只能从唯一的供应商处采购的”情形
3	国能龙源催化剂江苏有限公司	2022年4月	荆门公司#6、7机组宽温催化剂	1,157.51	荆门公司超低排放改造EPC工程经公开招标后确定中标人为国能龙源环保有限公司，国能龙源催化剂江苏有限公司为该公司的全资子公司。催化剂作为该工程项目关键材料，其具体尺寸、具体重量、通流面积、流场分布、理化性能等相关参数将对脱硝系统整体结构的安全性及经济性产生重要影响，从原中标人处购买催化剂有利于确保满足原设计要求、机组运行安全及环保达标排放。本次采购属于“原采购的后续维修、零配件供应、更换或扩充，必须向原供应商采购的”情形

序号	供应商	合同签订时间	合同内容	不含税合同金额（万元）	以单一来源采购原因
4	国家能源集团科学技术研究院有限公司武汉分公司	2023年3月	汉川发电3年技术监督服务	1,412.26	技术监督服务须利用服务商的历史数据及其系统进行跟踪和监督。汉川发电技术监督服务近十年均由国家能源集团科学技术研究院有限公司武汉分公司提供。本次采购属于“因必须保证与原采购项目一致性或者服务配套要求，需要继续从原供应商处采购物资或者服务的”情形

发行人在进行单一来源项目磋商时，一般会根据项目所需人工成本、物料成本等方面的评估结果，在考虑合理利润率的情况下，参照供应商向第三方销售的价格，在与供应商充分协商的基础上确定合理的成交价格。

（二）是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允

发行人与关联方独立开立账户，独立支配资金，公司货币资金与大股东及关联方资金权属明晰，不存在与关联方资金共管、银行账户归集等情形。

发行人与关联方发生的往来款项均系日常经营过程中形成的往来款，具有真实的交易背景和商业实质，属于经营性往来款，不涉及《上市公司监管指引第8号——上市公司资金往来、对外担保的监管要求》第五条规定的资金占用情形。

发行人向集团财务公司借款利率原则上不高于国内主要商业银行向发行人成员单位提供同种类贷款服务所确定的利率并按一般商业条款厘定，具有公允性。具体情况详见本回复问题1之“三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；”之“（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除

采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性”之回复。

（三）本次发行后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响

本次发行后会新增关联交易，不会新增显失公平的关联交易。本次募集资金用于10个光伏发电项目和补充流动资金，会新增光伏组件、设备等采购。国能e购采购平台为国家能源集团下属的集中采购平台，公司除煤炭以外的日常物资、设备采购均通过国能e购采购平台进行，本次募投项目实施后所需光伏组件、设备等物资通过该平台进行采购，会新增与运营主体国能易购的关联交易。公司使用国能e购采购平台进行采购，有助于实现采购规范化、集约化、经济性，对发行人的独立性不存在不利影响。本次募投项目为10个光伏发电项目及补充流动资金项目，预计新增关联交易主要为光伏组件及逆变器采购。发行人拟通过国能易购下属国能e购平台采购光伏组件及相应数量的逆变器，国能易购将通过公开招标方式确定最终供应商。报告期内，发行人通过国能易购采购的光伏组件及逆变器的最终供应商与发行人不存在关联关系，预计本次募投项目新增采购的最终供应商与发行人亦不存在关联关系。发行人本次募投项目10个光伏发电项目中，拟通过国能e购平台采购的组件金额约为512,558万元，采购的逆变器金额约为25,736万元，上述采购预计新增关联交易金额合计538,294万元，具体将以届时采购价格为准。上述采购预计2年内完成，2023年营业总成本为132.07亿元,假设2024-2025年营业总成本与2023年持平。则2024-2025年每年新增关联采购占总成本比例为20.38%。根据国能易购销售政策，国能易购购进货物后加价0.1%对集团下属企业进行销售，上述交易金额本质上为对非关联组件厂商（隆基绿能、晶科能源等）的采购，仅考虑差价部分，则合计新增实质关联交易金额为538.29万元，占发行人年度总成本不足0.1%。国内光伏组件及逆变器市场较为公开、透明，通过国能e购平台采购有助于发挥国家能源集团集采价格优势；国能易购通过公开招标方式确定供应商，报告期内确定的光伏组件供应商为天合光能；发行人通过国能e购平台采购价格略低于现货市场价格，与现货市场不存在重大差异，具有公允性。

报告期内，发行人光伏组件采购均通过国能e购平台进行采购，价格与账期公允，具体情况详见本回复问题1之“三、结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性，是否存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率是否公允，本次发行

后是否会新增显失公平的关联交易，是否会对发行人的独立性造成不利影响；”之“（一）结合关联采购政策、与集团财务公司金融服务协议主要内容，说明公司除采购煤炭以外关联采购价格及账期的公允性”之回复。

四、结合发行人投资华工创投的时间，说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司实施或拟实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形

（一）发行人投资华工创投情况

发行人对华工创投历次投资情况如下：

单位：万元

出资时间	出资金额	计入实收资本		计入资本公积
		认缴金额	实缴金额
2000年8月	1,000.00	1,000.00	1,000.00	-
2007年3月	-	150.00	150.00	-
2007年12月	999.00	666.00	666.00	333.00
2008年7月	230.00	200.00	200.00	30.00
2010年6月	2,006.00	1,180.00	1,180.00	826.00
合计	4,235.00	3,196.00	3,196.00	1,189.00

注：2007年3月为资本公积及未分配利润转增股本，不涉及实际出资。

1、2000年设立

2000年9月，发行人与华中理工大学科技开发总公司、长江证券有限责任公司、武汉钢铁股份有限公司、华工科技产业股份有限公司、武汉华工大学科技园发展有限公司、武汉东湖新技术开发区发展总公司共同出资设立华工创投。华工创投成立时注册资本6,000万元，发行人出资1,000万元，出资比例为16.67%。上述事项经发行人第二届董事会第七次会议审议通过。2000年8月，发行人已全额实缴该出资。

华工创投设立时，股权结构如下：

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
1	华中理工大学科技开发总公司	1,000.00	16.67
2	长江证券有限责任公司	1,000.00	16.67
3	湖北长源电力发展股份有限公司	1,000.00	16.67

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
4	武汉钢铁股份有限公司	1,000.00	16.67
5	华工科技产业股份有限公司	1,000.00	16.67
6	武汉华工大学科技园发展有限公司	500.00	8.33
7	武汉东湖新技术开发区发展总公司	500.00	8.33
合计		6,000.00	100.00

注：湖北长源电力发展股份有限公司为发行人曾用名。

2、2007年资本公积及未分配利润转增股本

2007年3月，华工创投2006年年度股东会审议通过了《关于二〇〇六年度利润分配方案的议案》，同意以资本公积42万元及未分配利润858万元，按各股东持股比例转增股本。本次资本公积及未分配利润转增股本不涉及实际出资。本次资本公积及未分配利润转增股本后，华工创投股权结构如下：

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
1	武汉华中科技大产业集团有限公司	2,300.00	33.33
2	国电长源电力股份有限公司	1,150.00	16.67
3	武汉钢铁股份有限公司	1,150.00	16.67
4	华工科技产业股份有限公司	1,150.00	16.67
5	武汉华工大学科技园发展有限公司	1,150.00	16.67
合计		6,900.00	100.00

注：国电长源电力股份有限公司为发行人曾用名。

3、2007年增资

2007年12月，华工创投2007年第三次临时股东会审议通过了《关于公司增资扩股的议案》，同意公司增资扩股，新增部分全部由老股东认购。发行人本次增资金额为999万元，对应新增注册资本666万元，其余333万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为24.00%。2007年12月，发行人已全额实缴该出资。

本次增资后，华工创投股权结构如下：

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
1	武汉华中科技大产业集团有限公司	2,300.00	30.40
2	国电长源电力股份有限公司	1,816.00	24.00

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
3	武汉钢铁股份有限公司	1,150.00	15.20
4	华工科技产业股份有限公司	1,150.00	15.20
5	武汉华工大学科技园发展有限公司	1,150.00	15.20
合计		7,566.00	100.00

4、2008年增资

2008年7月，华工创投2008年第一次临时股东会审议通过了《关于公司增资扩股的议案》，同意公司增资扩股。本次增资金额合计1,380万元，对应注册资本1,200万元。其中，发行人本次增资金额为230万元，对应新增注册资本200万元，其余30万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为23.00%。2008年7月，发行人已全额实缴该出资。

本次增资后，华工创投股权结构如下：

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
1	武汉华中科技大产业集团有限公司	2,700.00	30.80
2	国电长源电力股份有限公司	2,016.00	23.00
3	武汉钢铁股份有限公司	1,350.00	15.40
4	华工科技产业股份有限公司	1,350.00	15.40
5	武汉华工大学科技园发展有限公司	1,350.00	15.40
合计		8,766.00	100.00

5、2010年增资

2010年6月，华工创投2010年临时股东会审议通过了《股东会变更决议》，同意将公司注册资本由10,280万元增加至11,460万元。本次增资全部由发行人认购。发行人本次增资金额为2,006万元，对应新增注册资本1,180万元，其余826万元计入资本公积，本次增资后发行人出资比例为27.88%。2010年6月，发行人已全额实缴该出资。

本次增资后，华工创投股权结构如下：

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
1	武汉华中科技大产业集团有限公司	3,575.00	31.20
2	华工科技产业股份有限公司	3,339.00	29.14

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
3	国电长源电力股份有限公司	3,196.00	27.88
4	武汉钢铁股份有限公司	1,350.00	11.78
合计		11,460.00	100.00

截至本回复出具日，华工创投股权结构如下：

序号	股东名称	出资金额（万元）	出资比例（%）
1	武汉华中科大资产管理有限公司	4,675.00	34.22
2	华工科技产业股份有限公司	4,439.00	32.50
3	国家能源集团长源电力股份有限公司	3,196.00	23.40
4	武汉钢铁股份有限公司	1,350.00	9.88
合计		13,660.00	100.00

发行人最后一次实缴出资为2010年6月，此后发行人未再对华工创投进行新增投入。截至本回复出具日，发行人对华工创投认缴出资额为3,196.00万元，认缴出资额已全部实缴完毕。发行人不存在拟继续投资华工创投情形。

（二）说明自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司实施或拟实施的财务性投资及类金融业务的具体情况，发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形

1、财务性投资及类金融业务的认定标准

根据中国证监会于2023年2月发布的《证券期货法律适用意见第18号》和《监管规则适用指引——发行类第7号》等相关规定，财务性投资和类金融业务

界定如下：

（1）财务性投资

财务性投资包括但不限于：投资类金融业务；非金融企业投资金融业务（不包括投资前后持股比例未增加的对集团财务公司的投资）；与公司主营业务无关的股权投资；投资产业基金、并购基金；拆借资金；委托贷款；购买收益波动大且风险较高的金融产品等。金额较大是指，公司已持有和拟持有的财务性投资金额超过公司合并报表归属于母公司净资产的百分之三十（不包括对合并报表范围内的类金融业务的投资金额）。

围绕产业链上下游以获取技术、原料或渠道为目的的产业投资，以收购或整合为目的的并购投资，以拓展客户、渠道为目的的委托贷款，如符合公司主营业务及战略发展方向，不界定为财务性投资。

（2）类金融业务

除人民银行、银保监会、证监会批准从事金融业务的持牌机构为金融机构外，其他从事金融活动的机构均为类金融机构。类金融业务包括但不限于：融资租赁、商业保理和小贷业务等。

此外，根据《监管规则适用指引——上市类第1号》，对上市公司募集资金投资产业基金以及其他类似基金或产品的，如同时属于以下情形的，应当认定为财务性投资：（1）上市公司为有限合伙人或其投资身份类似于有限合伙人，不具有该基金（产品）的实际管理权或控制权；（2）上市公司以获取该基金（产品）或其投资项目的投资收益为主要目的。

2、自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司不存在实施或拟实施的财务性投资及类金融业务情形

2023年5月29日，发行人召开第十届董事会第十四会议，审议通过了本次向特定对象发行股票的相关议案。本次董事会前六个月至本回复出具日，发行人不存在已实施或拟实施的财务性投资或类金融业务情形。具体如下：

（1）类金融业务

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施对融资租赁、商业保理和小贷业务等类金融业务进行投资的情形。

（2）非金融企业投资金融业务

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的投资金融业务的情形。

（3）与公司主营业务无关的股权投资

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的与公司主营业务无关的股权投资的情形。

（4）投资产业基金、并购基金

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的投资产业基金、并购基金的情形。

（5）拆借资金

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的拆借资金的情形。

（6）委托贷款

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的委托贷款的情形。

（7）购买收益波动大且风险较高的金融产品

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施的购买收益波动大且风险较高的金融产品的情形。

（8）拟实施的财务性投资

自本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日，公司不存在拟实施的财务性投资及类金融业务。

根据上述财务性投资（包括类金融业务）的认定标准，经核查，本次发行相关董事会决议日（2023年5月29日）前六个月至本回复出具日，发行人不存在实施或拟实施财务性投资及类金融业务的情形。

（三）发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形

截至2023年12月31日，发行人可能涉及财务性投资（包括类金融业务）的相关报表科目情况如下：

单位：万元

序号	科目	截至2023年12月31日账面价值	财务性投资金额
1	货币资金	60,703.66	-
2	预付款项	65,128.86	-

序号	科目	截至2023年12月31日账面价值	财务性投资金额
3	其他应收款	2,574.27	-
4	其他流动资产	52,172.69	-
5	其他权益工具投资	4,685.89	-
6	长期股权投资	31,292.85	14,307.70
7	其他非流动资产	271,521.64	-

1、货币资金

截至2023年12月31日，发行人货币资金余额为60,703.66万元，为60,701.61万元银行存款和2.04万元ETC车辆保证金，不属于财务性投资。

2、预付款项

截至2023年12月31日，发行人预付款项账面价值为65,128.86万元，主要为向原材料、设备供应商预付的采购款，不属于财务性投资。

3、其他应收款

截至2023年12月31日，发行人其他应收款账面价值为2,574.27万元，主要为往来款、保证金、押金、备用金等，属于与公司日常生产经营活动中密切相关的往来款项，不属于财务性投资。

4、其他流动资产

截至2023年12月31日，发行人其他流动资产账面价值为52,172.69万元，主要为待抵扣增值税进项税及预缴企业所得税，不属于财务性投资。

5、其他权益工具投资

截至2023年12月31日，发行人其他权益工具投资账面余额为4,685.89万元，具体构成如下：

单位：万元

被投资公司名称	截至2023年12月31日账面余额
湖北碳排放权交易中心有限公司	3,652.13
湖北电力交易中心有限公司	1,033.76
合计	4,685.89

发行人其他权益工具投资形成的原因及明细如下：

单位：万元

被投资公司名称	投资目的	投资时间	认缴金额	实缴金额	业务协同	未来处置计划	是否属于财务性投资
湖北碳排放权交易中心有限公司	参与碳排放配额交易	2018年3月	3,000.00	3,000.00	产业合作	暂无	否
湖北电力交易中心有限公司	参与湖北省电力交易	2017年10月	909.09	909.09	产业合作	暂无	否

注：湖北电力于2017年10月投资湖北电力交易中心有限公司，2021年4月，发行人向控股股东国家能源集团发行股份购买湖北电力100%股权的重大资产重组工作完成，湖北电力成为发行人子公司，该其他权益工具投资纳入公司合并报表。

湖北碳排放权交易中心有限公司是经国家生态环境主管部门备案、省政府批准设立的全国首批碳排放权交易试点机构，主营业务为湖北试点碳配额市场、国家自愿碳减排交易平台、湖北省绿色金融综合服务平台、全国碳交易能力建设培训中心、武汉碳普惠运营平台等的建设与运营工作。发行人作为电力企业，需参与碳排放配额交易，该投资与发行人主营业务密切相关，不属于财务性投资。湖北电力交易中心有限公司是国家电网公司挂牌成立的第三家股份制电力交易机构，由国网湖北省电力公司与6家发电企业共同出资组建，主营业务为负责湖北电力市场交易平台的建设、运营和管理，组织开展湖北省内电力直接交易、合同转让交易、容量交易等电力交易。发行人作为电力企业，需参与电力交易，该投资与发行人主营业务密切相关，不属于财务性投资。

6、长期股权投资

截至2023年12月31日，发行人长期股权投资账面价值为31,292.85万元，具体如下：

单位：万元

被投资公司名称	截至2023年12月31日账面价值
武汉华工创业投资有限责任公司	14,307.70
国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司	2,493.42
湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司	5,055.89
湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司	4,809.64
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司	3,429.49

被投资公司名称	截至2023年12月31日账面价值
湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司	1,196.71
河南东升煤业有限公司	-
国电武汉燃料有限公司	-

注1：河南东升煤业有限公司为公司联营企业，主要从事煤矿投资、煤炭生产业务，发行人持有其40%的股权。东升煤业所属东升煤矿安全生产条件不完善，安全改造投入较大，生产经济效益差，长期停工停产，符合河南省政府规定的“应予关闭退出”煤矿的有关规定，被河南省列为2017年内拟关闭退出矿井。东升煤业于2019年6月河南省郑州市中级人民法院受理其破产清算一案后进入破产清算程序。2021年7月，发行人收到东升煤业破产管理人转来的破产管辖法院河南省郑州市中级人民法院（2019）豫01破24号之四《民事裁定书》，该裁定书载明法院认可东升煤业管理人编制的《河南东升煤业有限公司破产财产分配方案》，根据破产管理人的请求终结东升煤业的破产程序，但保留管理人处理遗留问题，目前东升煤业破产财产分配工作尚未处理完毕；注2：国电武汉燃料有限公司由于超额亏损，2023年12月末长期股权投资账面价值已经减记至0。

发行人长期股权投资形成的原因及明细如下：

单位：万元

被投资公司名称	投资背景及投资目的	投资时间	认缴金额	实缴金额	业务协同	未来处置计划	是否属于财务性投资
武汉华工创业投资有限责任公司	推动科技成果产业化，获取投资收益	2000年8月	3,196.00	3,196.00	不协同	暂无	是
国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司	加快电源结构调整，实现水火互济，提高湖北区域利润水平	2009年9月	2,303.00	2,303.00	产业投资	暂无	否
湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司	积极并购、开发水电项目，对恩施州农电体制改革资产包打包收购	2013年2月	3,168.00	3,168.00	产业投资	暂无	否
湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司	积极并购、开发水电项目，对恩施州农电体制改革资产包打包收购	2013年4月	1,890.00	1,890.00	产业投资	暂无	否
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司	充分利用消化电厂产生的脱硫石膏和粉煤灰	2009年4月	1,920.00	1,920.00	产业投资	暂无	否
河南东升煤业有限公司	保障燃煤供应	2008年8月	2,000.00	2,000.00	产业投资	正在破产清算	否

被投资公司名称	投资背景及投资目的	投资时间	认缴金额	实缴金额	业务协同	未来处置计划	是否属于财务性投资
国电武汉燃料有限公司	保障燃煤供应	2012年3月	3,287.67	3,287.67	产业投资	暂无	否
湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司	积极并购、开发水电项目，对恩施州农电体制改革资产包打包收购	2014年7月	4,200.00	4,200.00	产业投资	暂无	否

华工创投为创业投资企业，主要从事中早期项目的风险投资，投资领域主要集中在互联网、智能装备、集成电路、节能环保、生物医药等。发行人对其投资属于财务性投资。发行人对华工创投投资的具体情况详见本题回复之“（一）发行人投资华工创投情况”。国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。

湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。

湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。

葛洲坝汉川汉电水泥有限公司主要从事水泥生产经营，火电厂粉煤灰，脱硫石膏销售。粉煤灰、脱硫石膏为公司发电后产生的固体废弃物，葛洲坝汉川汉电水泥有限公司属于公司下游企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。

河南东升煤业有限公司主要从事煤炭生产销售业务，属于发行人上游原材料企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。

国电武汉燃料有限公司主要从事煤炭销售业务，属于发行人上游原材料企业，与发行人经营业务相关，不属于财务性投资。

湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司主要从事水力发电业务，与发行人主营业务相关，不属于财务性投资。

报告期内，发行人与上述长期股权投资企业发生的交易情况如下：

单位：万元

被投资公司名称	交易类型	2023年度	2022年度	2021年度
葛洲坝汉川汉电水泥有限公司	销售粉煤灰	49.72	437.44	522.36
国电武汉燃料有限公司	燃煤调运、接卸服务	1,378.75	1,694.40	1,780.61
河南东升煤业有限公司	采购煤炭	-	-	-

注1：国能大渡河（咸丰）小河水电有限公司、湖北咸丰朝阳寺电业有限责任公司、湖北鹤峰桃花山水电有限责任公司、湖北省巴东县沿渡河电业发展有限公司为水力发电公司；华工创投为创业投资企业，与发行人均不存在交易；注2：河南东升煤业有限公司所属东升煤矿安全生产条件不完善，安全改造投入较大，生产经济效益差，长期停工停产，符合河南省政府规定的“应予关闭退出”煤矿的有关规定，被河南省列为2017年内拟关闭退出矿井。于2019年6月河南省郑州市中级人民法院受理其破产清算一案后进入破产清算程序，因此报告期内与发行人不存在交易。

7、其他非流动资产

截至2023年12月31日，发行人其他非流动资产账面价值为271,521.64万元，主要为预付工程、设备款、待抵扣增值税进项税、预付土地款等，不属于财务性投资。综上，截至2023年12月31日，公司财务性投资的账面价值为14,307.70万元，占归属于母公司股东净资产的比例为1.44%，金额未超过公司合并报表归属于母公司净资产的30%。发行人最近一期末不存在持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）情形。

五、其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性；投资性房地产对应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产经营业务，发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质

（一）其他业务的具体内容，毛利率较高的原因及合理性

1、其他业务收入的具体内容

报告期内，公司其他业务收入、成本及毛利率情况如下所示：

单位：万元

项目

2023年度

2022年度

2021年

	收入	成本	毛利率	收入	成本	毛利率	收入	成本	毛利率
粉煤灰综合利用	13,438.67	1,574.47	88.28	19,656.72	1,272.36	93.53	25,186.63	3,017.59	88.02
固定资产租赁、物业管理	2,801.67	2,032.63	27.45	2,341.09	1,357.41	42.02	2,494.72	1,342.85	46.17
其他	1,716.43	784.51	54.29	2,469.47	958.66	61.18	2,208.73	926.74	58.04
合计	17,956.77	4,391.61	75.54	24,467.28	3,588.42	85.33	29,890.08	5,287.19	82.31

2、毛利率较高的原因及合理性

其他业务收入毛利较高的主要原因是由于粉煤灰综合利用所致。粉煤灰是从煤燃烧后的烟气中收捕下来的细灰，是火电厂排出的主要固体废物，可以作为建筑原材料，公司主要将其销售给水泥加工厂等。由于粉煤灰不属于副产品，其主要成本为粉煤灰系统设备运行的维护费、检修费，粉煤灰固体排放物的运输费、劳务外包费，粉煤灰固体排放物相关资产的折旧费、租赁费等专属成本，未分摊电、热生产成本，毛利相对较高。其他则主要为废旧物资处置收入、培训收入、委托运营收入等，由于业务成本较低，毛利也相对较高。

（二）投资性房地产对应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产经营业务，发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质

1、投资性房地产对应的土地性质及具体情况，是否属于住宅或商业房地产经营业务

发行人及其子公司持有投资性房地产情况如下：

序号	投资性房地产名称	产权人	地址	建筑面积(㎡)	土地性质
1	荆门热电厂附属大楼	国家能源集团长源电力股份有限公司荆门热电厂	荆门市掇刀区白庙路80号	7,348.70	城镇住宅用地
2	国家能源	国能长源武	洪山区徐东大	5,620.36	其他商服用地

	大厦	汉实业有限公司	街63号
3	民族东路7层办公楼	国能长源恩施水电开发有限公司	恩施市小渡船街道办事处民族东路12号1幢101-701号	3,000.80	公共管理与公共服务用地-机关团体用地/办公
4	东湖山庄汉新花苑综合楼	国电长源汉川第一发电有限公司	武昌区东湖路180号	2,655.53	住宅用地

上述第1项房产系1978年在生产厂区配套住宅用地自建，国家能源集团长源电力股份有限公司荆门热电厂主营为火力热电，并未从事房地产开发相关业务，该房产建设初衷为满足主业需求配套建设，后因使用率较低，故将其出租，收取租赁费用，因此作为投资性房地产列报。上述第2项房产系国能长源武汉实业有限公司以出让方式取得商服用地自建而成，2013年整体装修完成后主要用于发行人和关联公司办公使用，其余承租主体系国家能源局华中监管局、华中电力国际经贸有限责任公司，上述主体全部与发行人主营业务相关，收取租赁费用，因此作为投资性房地产列报。上述第3项房产系2012年10月与恩施州人民政府国有资产监督管理委员会签订《湖北省整体产权及控股股权转让产权交易合同》及《湖北省整体产权及控股股权转让产权交易合同之补充协议》，收购恩施州农电体制改革发电资产包（包含此房产）取得。为盘货资产，提高资产使用效率，将其对外出租，因此作为投资性房地产列报。上述第4项房产系国电长源汉川第一发电有限公司吸收合并湖北汉新发电有限公司取得资产，前期为闲置状态，为提高资产使用效率，将其综合楼整体对外出租，因此作为投资性房地产列报。为提高资产使用效率，发行人将上述房产对外出租，具体租赁情况如下：

序号	投资性房地产名称	出租方	承租方	租赁物位置	面积(m2)	租赁期限	租赁物用途	租金
1	荆门热电厂附属大楼	国家能源集团长源电力股份有限公司荆门热电厂	湖北瑞能实业有限责任公司	荆门市掇刀区白庙路80号招待所	7,348.70	2023.1.1 - 2023.12.31注1	住宿业酒店经营	295,420.00元/年
2	国家能源大厦	国能长源武汉实业有限公司	国家能源集团物资有限公司华中采购中心	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第16层整层	1,065.52	2023.2.1 - 2025.12.31	办公	1,320,573.54元/年，每年上涨4%
3			国能保险经纪（北京）有限公司武汉分公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第24层2403、2404、2406、2407、2408、2409号	452.39	2021.11.1 - 2024.12.31	办公	565,505.60元/年，每年上涨4%
4			国家能源集团科学技术研究院有限公司武汉分公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第11层整层	1,075.49	2023.1.1 - 2025.12.31	办公	1,454,105.52元/年，每年上涨4%
5			国电武汉燃料有限公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第23层2301、2302、2304、2305、2306、2307、	759.76	2023.1.1 - 2023.12.31注2	办公	1,027,225.92元/年

序号	投资性房地产名称	出租方	承租方	租赁物位置	面积(m2)	租赁期限	租赁物用途	租金
				2309、2312、2314、2315、2316号
6			湖北龙源新能源有限公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第15层整层和第20层部分办公室	1,373.20	2022.3.5 - 2025.3.4	办公	1,807,845.24元/年，每年上涨4%
7			烟台龙源电力技术股份有限公司武汉分公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第20层2008、2009、2010号	188.86	2022.6.1 - 2024.12.31	办公	143,227.63元/年，每年上涨4%
8			国能信控互联技术有限公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第23层2313号	54.80	2022.6.1 - 2023.12.31注3	办公	83,118.42元/年，每年上涨4%
9			国华（湖北）新能源有限责任公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第10层整层	1,075.49	2023.9.15 - 2026.12.31	办公	1,512,311.04元/年，每年上涨4%

序号	投资性房地产名称	出租方	承租方	租赁物位置	面积(m2)	租赁期限	租赁物用途	租金
10			国家能源局华中监管局	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第20层整层、第21层整层、第22层整层	1,847.32	2023.1.1 - 2023.12.31注4	办公	2,160,000.00元/年
11			华中电力国际经贸有限责任公司	武汉市洪山区徐东大街63号国家能源大厦第12层整层、第13层整层	2,150.98	2021.7.1 - 2024.6.30	办公	2,688,811.04元/年，每年上涨4%
12	民族东路7层办公楼	国能长源恩施水电开发有限公司	陈新贵	恩施市小渡船街道办事处民族东路12号1幢101-701号	3,000.80	2023.9.20 - 2026.9.19	办公	980,000.00元/年
13	东湖山庄汉新花苑综合楼	国电长源汉川第一发电有限公司	国能销售集团有限公司华中分公司	武昌区东湖路180号	2,655.53	2023.1.1 - 2025.12.31	办公	三年租金共计1260万元

注1：原租赁合同到期，目前房屋闲置。注2：原租赁合同到期，已签署房屋租赁合同进行续租。注3：原租赁合同到期，已签署房屋租赁合同进行续租。注4：原租赁合同到期，已签署房屋租赁合同进行续租。

报告期内，发行人的主营业务为电力、热力生产，主营业务收入占营业总收入比重在97%以上，其他业务收入主要系下属子公司粉煤灰综合利用、物业出租以及废旧物资处置、受托运营、业务培训等。发行人及其子公司持有的土地及相关房产主要用于自身办公、生产，不存在自行建设房屋以开展房地产经营业务的情况。报告各期末发行人投资性房地产账面价值分别为11,178.84万元、10,721.62万元及13,427.24万元，占各期末非流动资产的比例为0.62%、0.58%、0.41%及0.39%，主要系下属子公司出租少量闲置办公室、生产配套用房以提高资产利用率所致，该等闲置资产出租的行为不涉及房地产经营业务。

2、发行人及其子公司、参股公司是否持有其他住宅用地、商业用地及商业地产，是否涉及房地产开发、经营、销售等业务，是否具有房地产开发资质

（1）发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地、商业用地及商业地产情况

截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地、商业用地及商业地产情况如下：

序号	所有权人	证书编号	地址或位置	规划用途	建筑面积m2
1	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025200号	青馨居住宅2-1-103	住宅	76.36
2	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025194号	青馨居住宅2-1-203		76.36
3	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025196号	青馨居住宅2-1-303		76.36
4	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025185号	青馨居住宅2-1-403		76.36
5	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025302号	青馨居住宅2-1-503		76.36
6	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025304号	青馨居住宅2-1-603		76.36
7	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025301号	青馨居住宅2-1-703		76.36

序号	所有权人	证书编号	地址或位置	规划用途	建筑面积m2
8	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025300号	青馨居住宅2-1-803		76.36
9	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025303号	青馨居住宅2-1-903		76.36
10	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025252号	青馨居住宅2-1-1003		76.36
11	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025293号	青馨居住宅2-1-1103		76.36
12	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025249号	青馨居住宅2-1-1203		76.36
13	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025193号	青馨居住宅2-1-1303		76.36
14	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025197号	青馨居住宅2-1-1403		76.36
15	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025208号	青馨居住宅2-1-1503		76.36
16	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025199号	青馨居住宅2-1-1603		76.36
17	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025209号	青馨居住宅2-1-1703		76.36
18	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025210号	青馨居住宅2-1-1803		76.36
19	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025184号	青馨居住宅2-1-1903		76.36
20	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025190号	青馨居住宅2-1-2003		76.36
21	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025183号	青馨居住宅2-1-2103		76.36
22	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025188号	青馨居住宅2-1-2203		76.36
23	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025186号	青馨居住宅2-1-2303		76.36

序号	所有权人	证书编号	地址或位置	规划用途	建筑面积m2
24	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025185号	青馨居住宅2-1-2403		76.36
25	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025187号	青馨居住宅2-1-2503		76.36
26	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025191号	青馨居住宅2-1-2603		76.36
27	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025211号	青馨居住宅2-1-2703		76.36
28	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025212号	青馨居住宅2-1-2803		76.36
29	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025289号	青馨居住宅2-1-2903		76.36
30	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025295号	青馨居住宅2-1-3003		76.36
31	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025294号	青馨居住宅2-1-3103		76.36
32	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025284号	青馨居住宅2-1-3203		76.36
33	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025283号	青馨居住宅2-1-3303		76.36
34	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025192号	青馨居住宅2-1-3403		76.36
35	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025250号	青馨居住宅2-1-204		76.36
36	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025251号	青馨居住宅2-1-304		76.36
37	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025296号	青馨居住宅2-1-404		76.36
38	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025201号	青馨居住宅2-1-504		76.36
39	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025258号	青馨居住宅2-1-604		76.36

序号	所有权人	证书编号	地址或位置	规划用途	建筑面积m2
40	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025257号	青馨居住宅2-1-704		76.36
41	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025256号	青馨居住宅2-1-804		76.36
42	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025255号	青馨居住宅2-1-904		76.36
43	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025253号	青馨居住宅2-1-1004		76.36
44	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025287号	青馨居住宅2-1-1104		76.36
45	国能长源武汉青山热电有限公司	鄂(2018)武汉青山不动产权第0025291号	青馨居住宅2-1-1204		76.36
46	国能长源武汉青山热电有限公司	武房权证市字第200103652号	武汉市洪山区徐东路汪家墩	住宅	256.96
47	国能长源武汉青山热电有限公司	武房房自字第06-01780号	苗圃小区	住宅	1,872.44
48	国能长源武汉青山热电有限公司	武房房自字第06-01093号	红钢三街	住宅	1,386.54
49	国电长源汉川第一发电有限公司	鄂(2023)汉川市不动产权第0006553号	一发汉川生活区	住宅用地/其他集体宿舍	40,856.35
50	国电长源汉川第一发电有限公司	鄂（2024）武汉市东湖不动产权第0000096号、鄂（2024）武汉市东湖不动产权第0000098号	东湖山庄汉新花苑公寓楼、别墅楼	住宅	2,872.20

上述房产中,第1-45项房产系国能长源武汉青山热电有限公司原厂区内职工宿舍被拆迁还建取得，现作为公司引进人才公寓使用；第46-48项房产系国能长源武汉青山热电有限公司通过购买取得，用于集体职工居住；第49项房产为发行人生产厂区配套的集体宿舍，用于集体职工居住；第50项房产为国电长源汉川第一发电有限公司吸收合并湖北汉新发电有限公司取得资产，目前为闲置状态。

（2）发行人及其子公司、参股公司不涉及房地产开发、经营、销售等业务，不具有房地产开发资质

根据《中华人民共和国城市房地产管理法》第三十条：“房地产开发企业是

以营利为目的，从事房地产开发和经营的企业”；根据《城市房地产开发经营管理条例》第二条：“房地产开发经营，是指房地产开发企业在城市规划区内国有土地上进行基础设施建设、房屋建设，并转让房地产开发项目或者销售、出租商品房的行为”；根据《房地产开发企业资质管理规定》第三条：“房地产开发企业应当按照本规定申请核定企业资质等级。未取得房地产开发资质等级证书的企业，不得从事房地产开发经营业务。”

发行人2021年2月25日前经营范围包含“房地产项目投资和管理”业务，2021年1月26日、2月23日分别召开了第九届董事会第十五次会议、2021年第二次临时股东大会，审议通过了《关于修订公司章程的议案》，2021年2月25日办理完成经营范围变更登记手续，取得了湖北省市场监督管理局换发的《营业执照》。工商变更完成后，发行人经营范围不再包含“房地产项目投资和管理”业务。

发行人子公司国能长源武汉实业有限公司原经营范围包含“房地产开发”，2021年1月29日办理经营范围变更登记手续，取得了洪山区市场监督管理局换发的《营业执照》，经营范围不再包含“房地产开发”业务。

除上述实体在经营范围变更之前曾涉及房地产开发、经营、销售等业务以外，报告期内发行人其他子公司、参股公司不涉及房地产开发、经营、销售等业务，不具有房地产开发资质。上述实体经营范围变更之后，也不再涉及房地产开发、经营、销售等业务，不再具有房地产开发资质。

2021年4月27日，发行人已就不从事房地产业务相关事宜出具专项承诺如下：“公司及所属的全资、控股子公司后续不会再续期或者重新办理房地产开发资质，现在以及将来均不会开展房地产的开发和销售业务。”该承诺处于正常履行中，不存在违反承诺的情形。

综上，截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司的经营范围均不涉及房地产开发、经营、销售等相关业务类型，未从事房地产开发业务，不具有房地产开发资质。

六、请发行人补充披露（1）（2）相关风险

（一）经营业绩及毛利率变动风险

发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“一、对发行人核心竞争力、经营稳定性及未来发展可能产生重大不利影响的因素”中补充披露以下风险：

“（一）经营业绩及毛利率变动风险

2021年度、2022年度和2023年度，公司毛利率分别为1.33%、4.84%和8.65%，归属于母公司股东的净利润分别为-2,526.96万元、12,287.68万元和34,906.20万元。2021年受煤炭价格大幅上涨影响，导致火电业务及售热业务毛利率大幅下滑，从而使得公司经营业绩出现较大下滑；2022年煤炭价格持续处于高位，但收入端上网电价的增加有效缓解了成本端煤炭价格较高的压力，公司经营业绩有所改善；2023年以来，随着煤炭价格逐步回落，公司经营业绩出现明显好转。但若未来燃煤价格再次出现大幅度上涨情形或因电力需求因素变动导致上网电价出现下滑情形，将对公司经营业绩和毛利率产生不利影响。

2023年度，公司营业收入为1,445,713.34万元，较上年同期下降1.40%，主要原因系公司火电装机占比较大，受湖北省用电需求增速下滑，叠加区域内新能源发电量增加等因素影响，火电发电空间压减，发电量同比小幅下降所致。若未来湖北省用电需求增速持续放缓或用电需求出现下滑，将对公司经营业绩产生不利影响。”

（二）在建工程及固定资产减值风险

发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“一、对发行人核心竞争力、经营稳定性及未来发展可能产生重大不利影响的因素”中补充披露以下风险：

“（四）在建工程及固定资产减值风险

截至2021年末、2022年末和2023年末，公司在建工程账面价值分别为140,060.49万元、760,742.83万元和227,631.75万元，占非流动资产的比例分别为7.22%、28.33%和6.89%。2022年以来，公司持续开展随州2×66万千瓦火电项目、荆州热电厂二期扩建项目以及多个光伏发电项目建设，在建工程账面价值

增长较快。2023年，随着部分在建工程项目逐步转固，公司在建工程账面价值有所下降。若未来市场环境、行业政策等因素发生重大变化，导致公司主要在建工程实施进度不及预期，甚至项目无法继续实施，则公司在建工程可能存在减值风险，从而对公司业绩造成不利影响。截至2021年末、2022年末和2023年末，公司固定资产账面价值分别为1,426,174.91万元、1,498,652.06万元、2,515,116.05万元，占资产总额比例分别为61.07%、48.60%、66.89%，占比较高。公司固定资产主要包括房屋及建筑物和机器设备。公司持续开展火电、光伏等项目建设，随着在建工程项目逐步转固，公司固定资产账面价值将进一步提升。若未来公司生产经营环境、湖北地区用电需求等发生不利变化，可能导致固定资产出现废弃、闲置等情形，存在固定资产计提减值准备的风险，从而对公司业绩造成不利影响。”

七、中介机构核查情况

（一）核查程序

针对问题（1）（2）（3）（4），保荐机构和申报会计师履行了以下核查程序：

1、取得发行人报告期内各业务板块营业收入、营业成本构成明细，分析经营业绩及毛利率波动的主要原因；

2、查阅同行业可比公司定期报告，分析发行人经营业绩变动的合理性；

3、查阅主管部门对售热业务电量奖励相关文件，向生产与燃料管理部、市场运营部相关业务人员了解售热业务开展的具体情况；

4、查阅发行人在建工程和固定资产核算会计政策；

5、查阅发行人在建工程明细表，对报告期内新增在建工程投入进行抽样检查，复核项目的可行性研究报告、工程进度单、验收单、合同以及付款单据等支持性文件，检查发行人在建工程归集的内容、金额、依据及核算的准确性；

6、对发行人相关人员进行访谈，了解发行人在建工程转固时点。结合工程项目资料复核项目施工进展情况、生产运行情况，复核在建工程转固时点是否合理；

7、了解发行人识别在建工程、固定资产减值迹象的标准，对大额在建工程、

固定资产状态进行实地观察并根据发行人经营状况、固定资产运行情况以及在建工程建设进度等复核发行人对固定资产及在建工程识别的减值迹象是否完整恰当；

8、查阅报告期内发行人可比公司固定资产减值准备计提情况；

9、查阅了发行人采购制度，发行人与集团财务公司签订的金融服务协议及存贷款合同，检查发行人与关联方签订的大额交易合同；10、对比发行人在集团财务公司存贷款利率与市场利率、比较发行人光伏组件采购价格与市场价格、比较发行人同行业采购结算模式，分析发行人关联采购定价的公允性；

11、查阅国能易购光伏组件采购公开招标中标结果公告，核查最终供应商与发行人是否存在关联关系；统计募投项目组件、逆变器预计采购金额，计算关联交易预计增加金额；了解工程施工等采购合同中采取单一来源采购方式的具体原因，并分析其合理性；

12、查阅华工创投工商资料及发行人历次投资华工创投的决议文件、拨款单、银行回单及会计凭证；

13、查阅发行人财务报表、定期报告、审计报告及附注以及相关科目明细，逐项核查本次发行相关董事会决议日前六个月起至本回复出具日发行人是否存在财务性投资情况；

14、查阅发行人的董事会、监事会、股东大会相关会议文件及其他公开披露文件，了解本次发行董事会前六个月至今，发行人是否存在实施或拟实施的财务性投资的情形。

针对问题（5），保荐机构和发行人律师履行了以下核查程序：

1、获取发行人其他业务收入及成本明细表，根据业务特点分析毛利率较高的原因；

2、获取发行人投资性房地产不动产权证书、租赁合同、租金收取财务凭证、租金收取银行流水单；

3、查阅《中华人民共和国城市房地产管理法》《城市房地产开发经营管理条

例》《房地产开发企业资质管理规定》等法律、法规对房地产开发、经营、销售的释义；

4、获取发行人募集说明书及所持不动产的权属证书、发行人关于不从事房地产业务相关事宜出具承诺的公告；

5、通过国家企业信用信息网查询发行人及其子公司、参股公司经营范围及变更情况，核查是否包含房地产开发、经营、销售等经营内容或资质。

（二）核查意见

针对问题（1）（2）（3）（4），经核查，保荐机构和申报会计师认为：

1、报告期内，发行人经营业绩和毛利率水平下滑主要原因是受煤炭价格大幅上涨所致，2023年发行人经营业绩及毛利率均有明显改善。

报告期内，发行人售热业务毛利率持续为负，一方面受煤炭价格大幅上升影响，公司毛利率大幅下滑；另一方面为履行社会责任，售热价格难以直接快速传导至终端。

2、报告期内，发行人不存在未及时转固情形，发行人对存在减值迹象的在建工程及固定资产已充分计提减值，固定资产减值准备计提比例与可比公司不存在重大差异；

3、发行人在集团财务公司存贷款利率与市场利率不存在重大差异，光伏组件采购价格与市场价格不存在重大差异，结算模式与同行业相似，发行人关联采购定价及账期具有公允性；国能易购通过公开招标方式确定最终供应商，光伏组件最终供应商与发行人不存在关联关系。发行人不存在与关联方资金共管、资金占用情形，借款利率公允。本次发行后不会新增显失公平的关联交易，不会对发行人的独立性造成不利影响。

4、自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，发行人不存在实施或拟实施的财务性投资及类金融业务情形，发行人最近一期末未持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）。

针对问题（5），经核查，保荐机构和发行人律师认为：

报告期内发行人其他业务主要为粉煤灰综合利用、物业出租以及废旧物资处

置、受托运营、业务培训等，由于业务性质的特殊性，相关成本较低，毛利相对较高具有合理性；发行人投资性房地产主要系下属子公司出租少量闲置办公室、生产配套用房以提高资产利用率所致，该等闲置资产出租的行为不涉及房地产经营业务。截至本回复出具日，发行人及其子公司、参股公司持有其他住宅用地，但经营范围均不涉及房地产开发、经营、销售等相关业务类型，未从事房地产开发业务，不具有房地产开发资质。

问题2本次发行拟募集资金总额不超过300,000万元，扣除发行费用后的募集资金将投向汉川市新能源百万千瓦基地二期项目等十个募投项目和补充流动资金。募投项目中，部分升压站拟使用的土地尚未取得土地使用权证，就未取得土地权证的项目，当地政府部门出具了证明，但各地证明内容存在一定差异；光伏方阵部分拟通过租赁土地实施。多个募投项目在环评有限期内因投资额发生变更再次申请取得环评。发行人主营业务为电力、热力生产，均在湖北省内销售，控股股东国家能源集团下属其他企业在湖北省内存在相同或相似业务，主要为可再生能源电站，申请材料显示发行人与国家能源集团的可再生能源发电业务不存在实质性同业竞争，且保障性消纳部分与市场化交易部分均不存在实质性同业竞争，未来公司将根据政策、市场与公司实际情况，逐步参与可再生能源电力市场化交易。2022年6月8日，公司与大渡河公司、大渡河新能源公司签署《委托经营管理协议》，全面承接4家水电企业和2家水电厂的管理责任。公司与国电电力的同业竞争问题已基本解决。2022年及2023年一季度，发行人可再生能源发电业务毛利率大幅下滑。

请发行人补充说明：（1）本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配；结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施；（2）结合部分募投项目多次办理环评的原因及项目内容变更情况，说明本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发生变更的原因；结合募投项目董事会前投入资金情况，最新建设进展等情况，说明相关建设是否合法合规，是否存在未批先建等违规及被处罚情形；（3）公司认定不存在实质性同业竞争、相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确，结合控股股东控制的其他企业实际经营业务情况、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具体内容、目前进展及托管期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益，

公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由和依据，认定是否准确，本次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争；（4）结合行业发展趋势、优惠补贴措施（如有）、募投项目新增装机容量情况、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险，并结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性；（5）结合本次募投项目的固定资产投资进度、折旧摊销政策等，量化分析本次募投项目新增折旧摊销对发行人未来盈利能力及经营业绩的影响；（6）结合未来三年发行人资金缺口的具体计算过程、日常运营需要、货币资金余额及使用安排、前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况，说明本次补充流动资金的必要性。请发行人补充披露（1）（2）（4）（5）相关风险。请保荐人核查并发表明确意见，请会计师核查（4）（5）并发表明确意见，请发行人律师核查（1）（2）（3）并发表明确意见。

回复：

一、本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配；结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施

（一）本次募投项目涉及的土地使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配

1、永久性用地的合法合规情况，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形

本次募投项目的升压站等永久性设施用地，汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站、国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏

发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目、国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）已经取得不动产权证。其余四个项目升压站用地不动产权手续正在办理，均已取得了当地政府出具的证明。本次募投项目涉及的永久性用地不存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，取得不动产权的办理程序符合《中华人民共和国土地管理法》等相应法律法规的规定。

2、租赁土地的合法合规情况，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形

（1）租赁集体土地的程序履行情况

截至本回复出具日，十个募投项目已就项目经营期光伏方阵用地签订了租赁合同。

根据《中华人民共和国民法典》《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共和国农村土地承包法》等相应法律法规的规定，发行人自村集体或地方政府承租集体土地应履行的程序如下：

村集体出租未发包土地或代为出租村民承包地应当履行的程序包括：1）签订用地协议；2）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，村集体应完成内部民主决策程序；已承包到户土地出租的，村集体受托流转应取得承包人授权；3）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，应经乡（镇）及以上人民政府批准；已承包到户土地出租的，应向发包方备案。

地方政府受集体经济组织或土地承包人委托出租集体土地应当履行的程序包括：1）签订用地协议；2）未承包到户土地受托出租的，政府应取得村集体授权；已承包到户土地出租的，政府受托流转应取得承包人的授权；3）未承包到户土地出租给村集体以外成员的，应经乡（镇）及以上人民政府批准；已承包到户土地出租的，应向发包方备案。

本次十个募投项目均已与村集体或地方政府签署了土地租赁协议或土地流转协议，并根据上述相关法律法规规定履行相应的程序。募投项目土地租赁的基本情况及已履行的程序情况具体如下：

序号	项目名称	租赁合同编号	出租方	租赁地类	是否为已分包土地	已分包土地		未分包土地		如为转租/受托出租是否取得许可
						是否已取得流转委托	是否已在发包方备案	是否取得三分之二以上村民决议	是否取得乡镇及以上政府批准
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	华严农场：HCXNY-FW-2023-006号	湖北省国营华严农场	坑塘水面	否注1	不适用		不适用		不适用
		麻河镇： GDHC-QT-2022-001号	汉川市麻河镇人民政府	坑塘水面	是	是	是注2	不适用	不适用	是
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	分水镇： HCXNY-FW-2023-001号）	汉川市分水镇人民政府	坑塘水面	否	不适用		是	是注3	是
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	尚市镇：CYSX-XNY-2023-005号	随州市随县尚市镇社九村村民委员会、苏家村村民委员会、王家河村村民委员会	园地	否	不适用		是	是注4	不适用
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	钟祥市长寿镇农光互补电站项目土地流转协议	钟祥市长寿镇人民政府	一般耕地	否	不适用		是	是注5	是
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	浩口镇：GNJR-KJFZ-HT-[2023]032号	潜江市浩口镇人民政府	坑塘水面	是	是	是注6	不适用	不适用	是
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光	国能长源谷城新能源有限公司国能长源谷城县冷集镇	谷城县冷集镇人民政府	一般耕地、园地	否	不适用		是	是注7	是

序号	项目名称	租赁合同编号	出租方	租赁地类	是否为已分包土地	已分包土地		未分包土地		如为转租/受托出租是否取得许可
						是否已取得流转委托	是否已在发包方备案	是否取得三分之二以上村民决议	是否取得乡镇及以上政府批准
	互补光伏发电项目	230MW农光互补光伏发电项目土地租赁合同
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	GNJR-KJFZ-HT-[2023]022号	荆州纪南生态文化旅游区纪南镇董场村村民委员会	坑塘水面	是	是	是注8	不适用	不适用	不适用
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	石喊山村： QSRD-QTHT〔2022〕032号 天池村： QSRD-QTHT〔2022〕033号	恩施巴东县沿渡河镇石喊山村、天池村村民委员会	一般耕地	是	是	是注9	不适用	不适用	不适用
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	QJLXNYH-DL-26-〔2023〕2号	荆门市屈家岭管理区罗汉寺办事处	一般耕地	否注10	不适用		不适用		不适用
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	大王庙村： 谷城新能源〔2023〕10号 付湾村： 谷城新能源〔2023〕9号 贾庙村： 谷城新能源〔2023〕7号	襄阳市谷城县盛康镇大王庙村村民委员会、付湾村村民委员会、贾庙村村民委员会、三官庙村村民委员会	一般耕地、园地	是	是	是注11	不适用		不适用

序号	项目名称	租赁合同编号	出租方	租赁地类	是否为已分包土地	已分包土地		未分包土地		如为转租/受托出租是否取得许可
						是否已取得流转委托	是否已在发包方备案	是否取得三分之二以上村民决议	是否取得乡镇及以上政府批准
		三官庙村： 谷城新能源〔2023〕8号

注1：国有农用地，县政府予以同意备案；注2：镇政府为发包方，同时为合同签订主体；注3：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；注4：镇政府作为签订合同的丙方见证确认；注5：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；注6：镇政府为发包方，同时为合同签订主体；注7：镇政府为合同签订主体，同时对租赁土地予以同意确认；注8：镇政府对租赁土地予以同意备案；注9：镇政府对租赁土地予以同意备案；注10：国有农用地，区管委会予以同意备案；注11：镇政府对租赁土地予以同意备案。

（2）租赁农用地的政策规定，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形2017年9月25日，国土资源部、国务院扶贫办、国家能源局联合发布《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8号，以下简称《8号文》），规定了“对深度贫困地区脱贫攻坚中建设的光伏发电项目，以及国家能源局、国务院扶贫办确定下达的全国村级光伏扶贫电站建设规模范围内的光伏发电项目......光伏方阵使用永久基本农田以外的农用地的，在不破坏农业生产条件的前提下，可不改变原用地性质......对于符合本地区光伏复合项目建设要求和认定标准的项目......利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质。”2023年3月20日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司联合发布《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发[2023]12号文，以下简称《12号文》），规定了“本通知自发布之日起施行。施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），

可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积”。根据上述政策的规定，光伏复合项目、扶贫项目可使用永久基本农田以外的农用地铺设光伏方阵，其他光伏项目可使用未利用地铺设光伏方阵。根据已签订的租赁合同，上述租赁土地涉及到地类为一般耕地、坑塘水面或园地，不存在占用基本农田的情形。根据十个募投项目首次取得的《湖北省固定资产投资项目备案证》，建设模式为“与设施农业相结合的光伏电站”“多能互补光伏电站”，属于光伏复合项目且取得备案证的时间在《12号文》施行之前，按照《8号文》及《12号文》的规定可使用永久基本农田以外的农用地铺设光伏方阵。

综上，上述项目租赁农用地的行为符合《8号文》《12号文》的规定，不存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形。

3、募投项目生产经营期限是否与土地租期相匹配

已签订租赁合同的募投项目均为光伏发电项目，其生产经营期均为25年，其租赁合同有关租赁期限的安排如下：

序号	项目名称	租赁合同	租期及续租安排	租期及续租安排是否足以覆盖经营期限
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	华严农场：HCXNY-FW-2023-006号	1.土地租赁期限首期为20年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)； 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权； 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁20年期限，甲、乙双方须通讨签订补充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目25年运营期届满，补充协议的内容应与本合同保持一致。	是
2		麻河镇： GDHC-QT-2022-001号	1.土地租赁期限首期为20年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)； 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权； 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁20年期限，甲、乙双方须通讨签订补充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目25年运营期届满，补充协议的内容应与本合同保持一致。	是
3	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	分水镇： HCXNY-FW-2023-001号）	1.土地租赁期限首期为20年。土地租赁的起租日为甲方提供足量的光伏土地数量，且甲乙双方共同确认的正式开工日(以双方确认书为准)； 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该宗土地享有优先租赁权； 3.因本项目运营周期超出法律规定土地最长租赁20年期限，甲、乙双方须通讨签订补充协议的方式延长土地租赁期限直至乙方项目25年运营期届满，补充协议的内容应与本合同保持一致。	是

序号	项目名称	租赁合同	租期及续租安排	租期及续租安排是否足以覆盖经营期限
4	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	尚市镇：CYSX-XNY-2023-005号	租赁期限自2022年12月01日至2042年11月30日止。合作期限届满后，若项目公司需要继续经营而续租土地的，应通过签订补充协议的方式延长土地租赁期限，补充协议的内容应与本协议内容保持一致。流转期限届满，项目公司顺位、优先享有本项目区域土地租赁权。	是
5	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	钟祥市长寿镇农光互补电站项目土地流转协议	本协议土地流转期限为20年（2022年02月01日至2042年02月01日)。本协议到期后，乙方有权再续租6年。若需续租，则甲乙双方依据国家土地政策重新协商续租有关事宜，同等条件下，乙方优先续租。	是
6	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	浩口镇： GNJR-KJFZ-HT-[2023]032号	1.租赁期限自2023年07月01日至2043年07月01日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。	是

序号	项目名称	租赁合同	租期及续租安排	租期及续租安排是否足以覆盖经营期限
			3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，由双方另行协商。
7	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	国能长源谷城新能源有限公司国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目土地租赁合同	1.租赁期限自2023年06月01日至2043年05月31日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，由双方另行协商。	是
8	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	GNJR-KJFZ-HT-[2023]022号	1.租赁期限自2023年01月01日至2042年12月31日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。	是
9	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	石喊山村： QSRD-QTHT〔2022〕032号	1.租赁期限自2023年6月15日至2043年6月14日。甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如协议及补充协议约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将协议及补充协议约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本协议及补充协议项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。	是
10		天池村： QSRD-QTHT〔2022〕033号	1.租赁期限自2023年6月15日至2043年6月14日。甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如协议及补充协议约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将协议及补充协议约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本协议及补充协议项下的土地至本合同约	是

序号	项目名称	租赁合同	租期及续租安排	租期及续租安排是否足以覆盖经营期限
			定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
11	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	QJLXNYH-DL-26-〔2023〕2号	1.土地租赁期限首期为20年。起租日由双方共同确认的正式开工日起算。 2.《土地租赁合同》期限届满后，乙方对该土地享有优先租赁权。	是
12	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	大王庙村： 谷城新能源〔2023〕10号	1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。	是
13		付湾村： 谷城新能源〔2023〕9号	1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。	是
14		贾庙村： 谷城新能源〔2023〕7号	1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。	是

序号	项目名称	租赁合同	租期及续租安排	租期及续租安排是否足以覆盖经营期限
			3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。
15		三官庙村： 谷城新能源〔2023〕8号	1.租赁期限自2023年03月01日至2043年02月28日，甲方应确保在租赁期限届满后，乙方在同等条件下拥有优先承租权。 2.如本合同约定的租赁期限超出原承包人的剩余承包期期限，甲方应在原承包人的剩余承包期期限届满后，将本合同约定的有关条件列入新一轮土地发包方案，并确保新的承包人仍然向乙方流转本合同项下的土地至本合同约定的租赁期限届满。 3.租赁期限届满，如果乙方要求延长租赁期限，甲方应予同意。	是

综上，根据相关募投项目已签订的租赁合同，其土地租赁期限及续期安排足以覆盖项目运营期，相关募投项目生产经营期限与租期相匹配。

（二）结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施

1、结合尚未取得土地的募投项目的用地落实情况及当地政府出具证明的差异情况，说明取得项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间

截至本回复出具日，尚未取得土地的募投项目均已取得当地政府出具的证明文件。发行人本次募投项目升压站购买土地取得土地的进度情况、预计办理完毕时间及当地政府出具的证明文件情况如下：

序号	项目名称	升压站用地计划	取得土地的进度	预计办理完毕时间	是否存在实质性障碍
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	取得土地使用权	项目公司已取得麻河子项目《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013141号）；华严子项目《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014382号）、《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014383号）	/	已获取《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013141号）、《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014382号）、《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014383号），不存在实质性障碍。
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	取得土地使用权	项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013140号）	/	已获取《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013140号），不存在实质性障碍。
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	取得土地使用权	升压站建设用地预审与选址已办理完成注1	预计2024年7月31日前取得不动产权证书	2023年7月13日，随县自然资源和规划局出具《关于国能长源随县新能源公司用地情况说明》，确认取得项目用地不存在实质性障碍。 2023年11月28日，随县自然资源和规划局出具《建设项目用地预审与选址意见书》；2024年4月29日，湖北省人民政府出具《国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目建设用地批复》，项目用地不存在实质性障碍。
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	取得土地使用权	项目公司已获取《不动产权证书》（鄂（2023）钟祥市不动产权第0003149号）	/	已获取《不动产权证书》（鄂（2023）钟祥市不动产权第0003149号），不存在实质性障碍。
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏	取得土地使用权	升压站建设用地预审与选址已办理完成注2	预计2024年8月31日前取得不动产权证书	2023年6月30日，潜江市自然资源和规划局出具《关于国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目升压站用地的情况说

序号	项目名称	升压站用地计划	取得土地的进度	预计办理完毕时间	是否存在实质性障碍
	发电项目				明》，确认取得项目用地不存在实质性障碍。
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	取得土地使用权	升压站建设用地预审与选址已办理完成注3	预计2024年11月30日前取得不动产权证书	2023年7月5日，襄阳市谷城县自然资源和规划局出具《关于国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目升压站用地的情况说明》，确认取得项目用地不存在实质性障碍。 2023年11月29日，襄阳市谷城县自然资源和规划局出具《国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目用地预审与选址意见书》，项目用地不存在实质性障碍。
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	取得土地使用权	项目公司已取得《不动产权证书》（鄂（2024）荆州市不动产权第0010289号）	/	已获取《不动产权证书》（鄂（2024）荆州市不动产权第0010289号），不存在实质性障碍。
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	取得土地使用权	项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）巴东县不动产权证第0028040号）	/	已获取《不动产权证》（鄂（2023）巴东县不动产权证第0028040号），不存在实质性障碍。
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	取得土地使用权证	项目公司已取得《不动产权证》（鄂（2023）荆门市不动产权证第0014018号）	/	已获取《不动产权证》（鄂（2023）荆门市不动产权证第0014018号），不存在实质性障碍。

序号	项目名称	升压站用地计划	取得土地的进度	预计办理完毕时间	是否存在实质性障碍
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	取得土地使用权证	升压站建设用地预审与选址已办理完成注4	预计2024年7月31日前取得不动产权证书	2023年7月5日，谷城县自然资源和规划局出具《关于国能长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目升压站用地的情况说明》，确认取得项目用地不存在实质性障碍。

注1：建设项目压覆矿产核查政策发生变化，需补充核查，致使项目公司取得不动产权证滞后。现《压覆矿产情况报告》已上报省自然资源厅审批，2024年4月29日，湖北省人民政府出具《省人民政府关于国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目（尚市镇60MW光伏场区）建设用地的批复》，不动产权证正在办理中。注2：潜江浩口项目因申请报送系统更新，当地自然资源和规划局未及时将材料更新入库，致使项目公司取得不动产权证滞后。现相关材料已上报省自然资源厅审批，不动产权证正在办理中。注3：冷集项目取得不动产权证滞后原因主要系湖北省自然资源厅最新土地红线图对土地用途调整，导致冷集项目须更改升压站设计方案，致使项目公司取得不动产权证滞后，目前冷集项目正重新开展升压站征地资料组卷工作，不动产权证正在办理中。注4：盛康项目属于谷城县自然资源和规划局管理辖区，取得不动产权证滞后原因主要系监管部门分工调整，用地指标批复流程权限调整，致使项目公司取得不动产权证滞后。盛康镇项目升压站建设用地已签订了《国有建设用地使用权出让合同》，出让价款已全额缴纳，不动产权证正在办理中。

因项目开发、用地手续办理进展不一致，募投项目所在当地政府开具的合规证明文件表述有所差异，主要体现在项目开发、用地合法合规的相关表述上，但合规证明文件内容均明确项目公司取得用地不存在实质性障碍，在说明内容上不存在实质性差异。综上，本次募投项目的用地取得不存在实质性障碍。

2、若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施

截至本回复出具日，就募投项目租赁用地，公司相关控股子公司均已与相关主体签署了土地租赁协议或土地流转协议。就募投项目的升压站等永久性设施用地，汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站、国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目、国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）已经取得不动产权证；其余四个项目，根据当地政府及自然资源和规划局所出具的说明文件，确认相关用地符合土地利用总体规划、符合国家产业政策、土地政策及城乡规划，相关公司依法履行相关程序并支付相关费用后，其取得募投项目永久性设施用地的国有土地使用权证不存在实质性法律障碍，募投项目用地无法办理完成的风险较低。

即使未来募投项目用地无法按照计划取得，公司将积极与相关主管部门沟通协调附近其他可用地块作为替代措施，以满足募投项目的用地需求，不会对募投项目正常实施产生不利影响。

综上，发行人募投项目相关租赁用地均已签署土地租赁协议或土地流转协议，永久用地已取得不动产权证或有权机关不存在障碍的说明书，项目用地无法落实的风险较低，即使未来上述项目用地无法按照计划取得，相关主管部门及公司亦将沟通协调附近其他可用地块作为替代措施，以满足上述项目的用地需求，不会对上述项目实施产生重大不利影响。

二、结合部分募投项目多次办理环评的原因及项目内容变更情况，说明本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发生变更的原因；结合募投项目董事会前投入资金情况，最新建设进展等情况，说

明相关建设是否合法合规，是否存在未批先建等违规及被处罚情形

（一）本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发生变更的原因

1、项目变更情况及投资额发生变更的原因

本次募投项目中汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站、国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目、国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目、国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）和国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目因投资额变动办理多次环评，主要原因系上述项目编制项目环评报告时，投资额为初步估算投资，后公司投资决策明确投资额后，按实际投资额进行变更。项目开展过程中投资额持续优化完善，项目公司依规办理相应的环评变更手续，该情形下的变更属于行业惯例。此外，国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目和国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）同步办理了建设单位变更，主要原因系发行人在项目实施主体尚未成立前通过已成立主体先行办理项目征地等相关流程，等项目实施主体成立后再行办理建设单位变更相关手续。

发行人本次募投项目变更情况及投资额发生变更的原因具体见下表：

序号	项目名称	多次办理环评的原因	项目内容变更情况	投资额发生变更情况及原因
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	投资额发生变更	投资额从255,466.99万元变更至302,808万元 原因：光伏组件、逆变器等设备涨价，调高了相关费用
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	投资额发生变更	投资额从211,964万元变更至207,090万元 原因：线路投资降低及光伏组件价格下调
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期	/	/	/

序号	项目名称	多次办理环评的原因	项目内容变更情况	投资额发生变更情况及原因
	100MW项目
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	投资额发生变更	投资额从400,000万元变更至333,234万元 原因：线路投资降低及光伏组件价格下调
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	投资额发生变更	投资额由110,000万元调整为102,365万元 原因：减少外送线路投资
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	/	/	/
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	投资额发生变更	投资额从50,000万元变更至51,468万元 原因：光伏组件、逆变器等设备涨价，调高了相关费用
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	1、投资额发生变更；2、建设单位由“国能长源武汉青山热电有限公司变更为“国能长源巴东新能源有限公司”	投资额从50,000万元变更至45,440万元 原因：减少外送线路投资
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	1、投资额发生变更；2、建设单位由“国能长源湖北新能源有限公司变更为“国能长源荆门屈家岭新能源有限公司”	投资额从38,017万元变更至35,017万元 原因：减少外送线路投资
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	随着项目推进，公司按最新投资额申请更新环评	投资额发生变更	投资额从23,000万元变更至25,150万元 原因：增加部分跟踪式支架、接入系统间隔等内容的投资

2、本次募投项目已履行有关部门审批、备案等程序

截至本回复出具日，本次募投项目已履行的备案、环评批复程序如下：

序号	项目名称	立项核准/备案文件	环评批复文件
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2205-420984-04-01-545960）	已取得环评批复：川环函〔2021〕161号、川环函〔2022〕76号、77号、78号

序号	项目名称	立项核准/备案文件	环评批复文件
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2205-420984-04-01-894348）	已取得环评批复：川环函〔2022〕138号
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2303-421321-04-05-286520）	已取得环评批复：随环随建审〔2023〕9号
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2107-420881-89-01-143005）	已取得环评批复：钟环函[2022]52号
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2203-429005-04-05-959676）	已取得环评批复：潜环评审函〔2022〕116号
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2204-420625-04-01-949063）	已取得环评批复：谷环评审〔2023〕12号
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2204-421003-89-05-817438）	已取得环评批复：荆环审文〔2023〕7号
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2205-422823-04-01-547808）	已取得环评批复：巴环审〔2023〕1号
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2112-420851-89-05-303759）	已取得环评批复：屈环文〔2022〕18号
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	已取得《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2201-420625-04-01-984166）	已取得环评批复：谷环评审〔2023〕7号

综上，本次募投项目已履行有关部门审批、备案等程序。

3、本次募投项目相关资质完备

截至本回复出具日，除补充流动资金以外的本次募投项目已按照所处于的建设及运营阶段取得相关资质。

根据《关于贯彻落实“放管服”改革精神、优化电力业务许可管理有关事项的通知》（国能发资质〔2020〕22号），风电、光伏项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证。本次募投项目中，国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）已全容量并网，并取得70MW容量的电力业务许可证；汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目、国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目光伏电站已部分容量并网，并分别取得18.75MW、300MW、25MW、容量的电力业务许

可证，国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目、国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目光伏电站已部分容量并网，正在分别办理60MW、

6.05MW容量的电力业务许可证；其余4个项目暂未并网，将在满足并网及相关法律法规要求后办理电力业务许可证，符合相关法律法规要求。

综上，本次募投项目相关资质完备，不存在未依法依规取得相关生产经营资质的情形。

（二）结合募投项目董事会前投入资金情况，最新建设进展等情况，说明相关建设是否合法合规，是否存在未批先建等违规及被处罚情形

本次募投建设项目截至发行人第十届董事会第十四次会议召开日（2023年5月29日）的已投入资金情况及截至本回复出具日的最新建设进展情况如下：

单位：万元

序号	项目名称	已投入金额（万元）	已投入资金的投向	最新建设进展
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	61,099	土地费用、建筑工程、机电设备及安装工程等	已开工
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	3,960	土地费用、建筑工程等	已开工
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	0	不涉及	已开工
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	121,385	土地费用、建筑工程、机电设备及安装工程等	已开工
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	0	不涉及	已开工
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	0	不涉及	筹建期
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	3,700	机电设备及安装工程等	已开工
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	0	不涉及	已开工
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	11,357	建筑工程、机电设备及安装工程等	已开工
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发	0	不涉及	已开工

序号	项目名称	已投入金额（万元）	已投入资金的投向	最新建设进展
	电项目

根据《中华人民共和国建筑法》《中华人民共和国城乡规划法》等相关法律法规的要求，截至本回复出具日，上述已开工项目已取得建设手续的情况如下：

序号	项目名称	用地批准手续	建设用地规划许可证	建设工程规划许可证	施工许可证
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	自有用地：已取得麻河子项目《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013141号）；华严子项目《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014382号）、《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0014383号） 租赁土地：已签订HCXNY-FW-2023-006号和GDHC-QT-2022-001号土地租赁合同	麻河子项目：地字第420984202300052号 华严子项目：地字第420984202300054号、地字第420984202300053号	麻河子项目：建字第420984202300061号 华严子项目：建字第420984202300062号、建字第420984202300058号	麻河子项目：编号：420984202401240101 华严子项目：编号：420984202401240201
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	自有用地：已取得《不动产权证》（鄂（2023）汉川市不动产权证第0013140号） 租赁土地：已签订HCXNY-FW-2023-001号土地租赁合同	地字第420984202300051号	建字第420984202300063号	编号：420984202402010101
3	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	自有用地：已取得钟自然资规用字第42088120220014号不动产权证书 租赁土地：已签订钟祥市长寿镇农光互补电站项目土地流转协议	钟自然资规地字第42087180230008号	钟自然资规建字第42088120230014号	编号：420881202308020101
4	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	自有用地：已取得《不动产权证》（鄂（2023）巴东县不动产权证第0028040号） 租赁土地：已签订QSRD-QTHT〔2022〕032号和QSRD-QTHT〔2022〕033号土地租赁合同	免于办理注1	建字第﹝2023﹞046号	免于办理注2
5	国能长源荆门屈家	自有用地：已取得鄂（2023）荆门市不动产	屈自然资规地字第	屈自然资规建字第	正在办理中注3

序号	项目名称	用地批准手续	建设用地规划许可证	建设工程规划许可证	施工许可证
	岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	权证第0014018号不动产权证书 租赁土地：已签订QJLXNYH-DL-26-〔2023〕2号土地租赁合同	4208002022008号	420800202307号

注1：2022年5月24日，巴东县自然资源和规划局出具《巴东县自然资源和规划局关于印发<“书证同发”“交地即交证”实施方案>的通知》，指出用地单位在取得《国有建设用地划拨决定书》后，不再核发《建设用地规划许可证》，直接向县不动产登记中心申请办理不动产证书。注2：2024年4月11日，巴东县住房和城乡建设局出具《关于巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目110KV升压站办理工程施工许可证的复函》，确认项目建设内容不属于《建筑法》和《建筑工程施工许可证管理办法》中关于办理建筑施工许可的建筑内容，无需办理建筑工程施工许可手续。注3：国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）在取得升压站土地不动产权证和租赁土地使用权后开始土建施工和光伏板铺设，相关许可的变更手续正在办理中。对此荆门市屈家岭管理区住房和城乡建设局已于2024年3月22日出具《证明》，确认国能长源荆门屈家岭新能源有限公司自成立之日起在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。其他已开工项目建设进展情况如下：

国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目在取得租赁土地权利人的许可后开始铺设光伏板，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此随县住房和城乡建设局已于2024年3月21日出具《证明》，确认国能长源随县新能源有限公司在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。

国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目在取得租赁土地权利人的许可后开始铺设光伏板，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此潜江市住房和城乡建设局已于2024年3月22日出具《证明》，确认国能长源潜江新能源有限公司遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。

国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目在取得租赁土地权利人的许可后开始铺设光伏板，不动产权证已经取得，相关许可手续正在办理中。对此荆州纪南生态文化旅游区住房和建设局已于2024年3月22日出具《证明》，

确认国能长源荆州新能源有限公司在辖区内遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到该局的行政处罚。国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目在取得备案证、环评批复并落实用地指标后开始建设，不动产权证和相关许可手续正在办理中。对此襄阳市谷城县住房和城乡建设局已于2024年3月21日出具《证明》，确认国能长源谷城新能源有限公司遵守有关住房和城乡建设管理的相关法律、行政法规和规范性文件，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，未受到行政处罚。

国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目尚处于工程筹建期，正在进行清淤、场地平整等工程筹建工作，根据《湖北省能源局关于2021年评价新能源项目开发建设有关事项的通知》（鄂能源新能﹝2021﹞44号）“光伏发电项目开工标志为升压站浇灌混凝土或桩基（浮体）施工完成5%以上”，该项目现处于筹建期，其正在依法依规办理开工前所需的各项建设手续，将于办毕所需建设手续后开工。

综上，截至本回复出具日，根据募投项目已经取得的建设手续及相应主管部门证明，本次募投项目的建设符合辖区主管部门的监管规范，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，不存在因未批先建被处罚情形。

三、公司认定不存在实质性同业竞争、相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确，结合控股股东控制的其他企业实际经营业务情况、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具体内容、目前进展及托管期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益，公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由和依据，认定是否准确，本次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争

（一）公司认定不存在实质性同业竞争、相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确

1、公司认定不存在实质性同业竞争的表述是否规范、准确

公司认定风力、光伏等可再生能源发电业务不存在具有重大不利影响的同业竞争，相关表述规范、准确，理由和依据如下：

（1）保障性消纳的可再生能源电力不存在同业竞争

根据《中华人民共和国电力法》，对于保障性消纳的可再生能源电力，电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理；电网运行实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非法干预电网调度。发行人与国家能源集团均不能影响电价定价原则和电网调度。具体分析如下：

①电力价格

在电力生产和销售过程中，独立发电企业的上网电价由以国家发改委为主的价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。在此过程中，上网电价由国家发改委和物价部门核定，任何单位不得超越电价管理权限制定、调整电价，各发电企业不具备调整或影响上网电价的能力。由于电价有独立的形成机制，发电企业和购电企业均无定价权。

②电力调度

在现有电力管理体制下，各区域电网按照该地区下一年度电力需求预测，结合电力资源状况及电网运行特点由各地发改委编制下一年度发电量计划方案。电厂机组利用小时数根据该区域发电量计划、机组类型等因素制定。各发电企业具体上网电量由所在地的电网公司根据年度区域发电计划及机组类型，以及需求预测的情况等统一调度，调度规则公开透明。发电企业每年机组利用小时数由供电电网制定发电量计划调控目标方案，不受其它同一区域内发电企业的影响。各发电企业在生产经营过程中按照与所属电网签订的调度协议与购售电合同的规定，严格执行上网电量调度政策，服从电网公司电力调度安排。发电企业所发电量全部向区域电网企业销售，在电力项目核准时，相应电量消纳已纳入电网企业计划。

因此，对于保障性消纳的可再生能源电力，发行人与国家能源集团湖北区域可再生能源发电业务之间不存在竞争关系。

（2）市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞争

理由和依据详见本回复问题2之“（三）公司认为市场化交易的可再生能源

电力不存在构成重大不利影响的同业竞争的理由和依据，认定是否准确”之回复。

（3）风力、光伏等可再生能源发电业务不构成重大不利影响的同业竞争已有可比案例

①吉电股份（000875.SZ）

吉电股份2023年向特定对象发行股票已经深交所审核通过。根据其2023年7月披露的《吉林电力股份有限公司向特定对象发行A股股票募集说明书（注册稿）》，吉电股份与其控股股东、实际控制人在风电、光伏领域存在业务重合，但不构成同业竞争，相关表述如下：

“…2、发行人风电、光伏发电等可再生能源业务不构成实质性同业竞争《中华人民共和国可再生能源法》第十四条“电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量”。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》）（国家电力监管委员会令第25号）第四条“电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合”。

根据上述规定，风电及光伏发电应全额消纳，即发行人与实际控制人的其他投资主体风力及光伏所发电量可全部上网实现销售，不存在竞争关系。即使在部分地区由于电力需求不足及电网输送能力受限而存在限制发电的现象，光伏与风电按不同类型分别按统一原则由当地电网公司对上网电量比例进行相应调整，并根据公开、公平、公正的原则进行每月公示。因此，发行人与控股股东、实际控制人在风力发电及光伏发电业务领域亦不构成实质性同业竞争。”

②电投能源（002128.SZ）

电投能源2022年申请向特定对象发行股票已成功发行上市。根据其2022年11月披露的《<关于请做好内蒙古电投能源股份有限公司非公开发行股票发审委会议准备工作的函>的回复报告》，电投能源与其控股股东、实际控制人在风电、光伏领域存在业务重合，但不构成实质性同业竞争，相关表述如下：

“申请人与实际控制人国家电投下属部分公司均已从事风力发电和光伏发电

业务，且风力发电和光伏发电根据相关规定全额消纳，不构成实质性同业竞争，具体分析如下：

1、国家政策要求风力及光伏发电量全额消纳

根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，以及国家发改委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源[2016]625号）、《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源[2019]807号）等法律法规规定，风力发电及光伏发电应全额消纳，即申请人与控股股东及实际控制人其他投资主体风力及光伏所发电量可全部上网实现销售，不存在竞争关系。

2、国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，对各省级行政区域设定了可再生能源电力消纳责任权重…3、我国可再生能源电力利用率接近100%…”

2、相关同业竞争问题已基本解决的表述是否规范、准确

公司认定与国电电力在鄂水电业务同业竞争问题已基本解决，相关表述规范、准确，理由和依据如下：

（1）水电均为全额保障性消纳

水电作为可再生的绿色清洁能源，长期受国家政策的重点扶持。根据《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（原电监会令第25号）及《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》（国办发[2007]53号文）、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源[2019]807号）等有关法律法规的规定，水力发电享有优先调度权，即只要水电机组具备发电条件，电网将优先调度水电所发电量上网，且除因不可抗力或有危及电网安全稳定的情形外，电网应努力实现水力发电全额上网。发行人和受托管企业的水电业务均属于国家政策重点扶持的绿色清洁能源，均享受发电量优先调度、全额上网的政策。从实际上看，发行人近年来包括报告期内不存在“弃水”的情况，水电由电网全额消纳。

在现有的电力结构下，湖北省内的水电上网电量远低于湖北省内电力实际总

需求量和实际总发电量，且发行人的水电均在湖北省内消纳，消纳能力充足。2022年湖北省火力、水力、风力及太阳能发电量分别为1,592.46亿千瓦时、1,219.94亿千瓦时、164.03亿千瓦时、129.23亿千瓦时，水电发电量占比39.27%，不存在水电在湖北省内无法消纳的情况。因此，发行人和受托管企业在电力消纳上亦不存在竞争关系。

（2）通过委托管理能够有效避免发行人与关联方经济利益让渡风险根据发行人与托管方签订的托管协议，受托管企业委托发行人全面管理，相关权利包括安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其他与受托管理企业有关的一切事务，发行人可以通过行使相关权利，决定受托经营资产的日常经营管理。国电电力不再实际开展湖北省内水电业务，可以有效防止关联方损害发行人潜在商业利益。

（二）结合控股股东控制的其他企业实际经营业务情况、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具体内容、目前进展及托管期限等，说明已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益

1、控股股东控制的其他企业实际经营业务情况

长源电力主营业务为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。截至2023年12月末，国家能源集团所控制的企业在湖北省内经营情况和资产状况如下：

公司名称

主营业务

经营范围

湖北省内发电业务概况

龙源电力（001289.SZ）

龙源电力（001289.SZ）

风力、光伏发电

许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务；代理记账。（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动，具体经营项目以相关部门批准文件或许可证件为准）一般项目：电气设备修理；技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广；环保咨询服务；风力发电技术服务；太阳能发电技术服务；节能管理服务；储能技术服务；新兴能源技术研发；货物进出口；租赁服务（不含许可类租赁服务）；会议及展览服务；化工产品销售（不含许可类化工产品）；建筑材料销售；非居住房地产租赁；财务咨询；

风电装机9.42万千瓦 光伏装机47.26万千瓦

公司名称

主营业务

经营范围

湖北省内发电业务概况

税务服务；企业管理咨询；企业总部管理；自有资金投资的资产管理服务；电子（气）物理设备及其他电子设备制造。

税务服务；企业管理咨询；企业总部管理；自有资金投资的资产管理服务；电子（气）物理设备及其他电子设备制造。

国电电力（600795.SH）

国电电力（600795.SH）

电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域

电力、热力生产、销售;煤炭销售;电网经营;新能源项目、高新技术、环保产业的开发与应用;信息咨询;电力技术开发咨询、技术服务写字楼及场地出租（以下限分支机构）发、输、变电设备检修、维护;通讯业务;水处理及销售（依法须经批准的项目,经相关部门批准后方可开展经营活动。）

水电装机29.5万千瓦

国家能源集团湖南电力新能源有限公司（以下简称“国能湖南”）

国家能源集团湖南电力新能源有限公司（以下简称“国能湖南”）

电力、热力、燃气及水生产和供应业

新能源项目及相关产业的开发、建设、管理及运营；发电机组成套安装、调试、维修；设备、设施租用；有关技术咨询、培训。（依法须经批准的项目,经相关部门批准后方可开展经营活动）

光伏装机1.5万千瓦

国华能源投资有限公司（以下简称“国华投资”）

国华能源投资有限公司（以下简称“国华投资”）

风电、光伏、氢能、综合智慧能源、产业基金投资、碳资产交易

许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务。（依法须经批准的项目,经相关部门批准后方可开展经营活动,具体经营项目以相关部门批准文件或许可证件为准）一般项目：以自有资金从事投资活动;自有资金投资的资产管理服务;合同能源管理;新兴能源技术研发;技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广;信息咨询服务（不含许可类信息咨询服务）;非居住房地产租赁;物业管理。（除依法须经批准的项目外,凭营业执照依法自主开展经营活动）

光伏装机25.0万千瓦

由上表可知，国家能源集团下属其他企业在湖北区域内无火电业务，风电与光伏业务与发行人不构成重大不利影响的同业竞争，国电电力在湖北区域的水电资产已由发行人托管。

国电电力主要经营电力、热力生产及销售，涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务遍布全国28个省、市、自治区。截至2022年末，国电电力控股总装机容量为9,739.10万千瓦，其中火电控股装机容量7,183.50万千瓦，水电控股装机容量1,495.66万千瓦，风电控股装机容量745.93万千瓦，光伏控股装机容量313.01万千瓦。

国电电力在湖北省的装机经营情况如下：

序号	电源种类	投资主体	装机容量（万千瓦）
1	水电	国能大渡河新能源投资有限公司富水水力发电厂	3.70

序号	电源种类	投资主体	装机容量（万千瓦）
2		国能大渡河陡岭子水电有限公司	7.05
3		国能长源堵河水电有限公司	5.00
4		国能大渡河新能源投资有限公司南河水力发电厂	2.25
5		国能长源老渡口水电有限公司	9.00
6		国能大渡河咸丰小河水电有限公司	2.50

最近一年一期，国电电力在湖北省内主要业务经营数据如下：

主要业务数据	发电量（亿千瓦时）	售电量（亿千瓦时）
2023年	9.16	8.98
2022年	5.46	5.33

2、发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况、托管协议具体内容、目前进展及托管期限

（1）发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产的财务处理情况

受托管企业每年向发行人支付受托管理费用，发行人将收到的管理费计入其他业务收入。

发行人与国能大渡河流域水电开发有限公司、国能大渡河新能源投资有限公司签订《委托管理协议》，委托管理费用自2021年4月起算，每年度管理费55万元（含税）。受托管理主要内容为受托管企业的股东经营管理相关权力，包括：

安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其他与受托管理企业有关的一切事务。

发行人对受托管理的国电电力在鄂水电资产不纳入合并范围。

（2）托管协议具体内容

①协议主体

甲方：国能大渡河流域水电开发有限公司

乙方：国家能源集团长源电力股份有限公司

丙方：国能大渡河新能源投资有限公司

②受委托管理的企业

本协议约定受委托管理的企业包括：国能大渡河老渡口水电有限公司、国能大渡河陡岭子水电有限公司、国能大渡河堵河水电有限公司、国能大渡河新能源投资有限公司富水水力发电厂、国能大渡河新能源投资有限公司南河水力发电厂、国能大渡河(咸丰)小河水电有限公司。

③委托管理模式

丙方将其在受托管理企业的股东经营管理相关权力委托给乙方负责。丙方仍享有和履行其他股东的权利义务，按照产权关系实现受托管理企业汇总、合并财务报表；仅不参与受托管理企业的日常管理工作。

乙方在受托管理期间，根据集团公司相关管理规定和本协议约定内容对受托管理企业实施全面系统的管理。受托管理企业的年度生产经营计划和财务预算等指标，由集团公司直接下达给乙方。全部业绩考核指标纳入集团公司对乙方的考核指标。

④受委托管理的内容

本协议约定的受委托管理的主要内容为丙方的股东经营管理相关权力，包括：安全环保、生产经营、计划、财务、人力资源、企业经营环境等管理以及其他与受托管理企业有关的一切事务。

⑤委托管理的费用和支付方式

经各方协商一致，由丙方所属6家受托管理企业自协议生效之日起3个月内，向乙方指定账户支付年度委托管理费，含税金额为55万元/年。

（3）托管目前进展及托管期限

受托管企业原由湖北电力托管，2021年发行人向控股股东国家能源集团发行股份购买湖北电力100%股权的重大资产重组工作完成后，湖北电力成为公司全资子公司，对前述受托管企业的托管权利和义务继续由湖北电力承担。2022年6月，发行人与托管方签署托管协议，全面承接管理责任。

根据托管协议，若协议各方未对协议提出异议，则协议长期有效。

3、已存在的同业竞争是否构成重大不利影响，如是，是否已制定解决方案并明确未来整合时间安排，是否损害上市公司利益

（1）水电业务的同业竞争不构成重大不利影响

发行人已托管国电电力在湖北区域的水电资产，相关同业竞争问题已基本解决。受托管资产主要财务指标及占发行人指标占比情况如下：

单位：万元

项目	营业总收入	归母净利润	总资产	净资产
2023年度/2023年12月31日
受托管资产	28,111.85	7,449.42	104,307.61	67,189.99
发行人	1,445,713.34	34,906.20	3,760,183.04	1,029,406.03
占比	1.94%	21.34%	2.77%	6.53%
2022年度/2022年12月31日
受托管资产	17,034.40	-54.13	109,132.20	62,414.89
发行人	1,466,191.56	12,287.68	3,083,418.78	985,306.91
占比	1.16%	-0.44%	3.54%	6.33%

2022-2023年，受托管资产的营业收入、归母净利润、总资产、净资产等指标占发行人相应指标占比较小，未达到30%。

（2）相关水电业务经营波动性较大

水电受气候影响较大，供电存在较大的波动性，相应水电资产的经营业绩波动较大。2022年湖北水力明显偏枯，导致受托管资产2022年亏损，2023年来水较丰，盈利改善。

（三）公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在实质性同业竞争的理由和依据，认定是否准确

公司认为市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞争，理由和依据如下：

1、可再生能源发电全额保障性收购制度继续适用，可再生能源发电优先消纳

《中华人民共和国可再生能源法》第十四条“电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发

电项目的上网电量”。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力监管委员会令第25号）第四条“电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合”。根据上述规定，风电及光伏发电应全额消纳。电力市场化交易改革的目的在于引入市场机制对售电价格进行科学干预，各地电力市场化实施方案中均落实了可再生能源发电优先消纳的要求，可再生能源发电全额保障性收购制度仍将继续适用。基于可再生能源发电的优先消纳制度，未来市场化交易成为电力行业的普遍趋势和电力现货市场常态化运作后，可再生能源发电的价格可能受到一定影响，但其所发电量仍将被优先收购。

2、中长期交易以火电为主，风光发电企业短期内不参与中长期交易电力市场化交易主要包括中长期交易和现货交易。湖北省电力市场化交易以中长期交易为主，电力现货交易市场起步较晚，2022年底进行了电力现货市场首次试结算。电力中长期交易以火电为主，风电、光伏等新能源占比较低，2020-2023年湖北省电力中长期交易各类型发电量及占比情况如下：

单位：亿千瓦时

项目	2023年度		2022年度		2021年度
	电量	占比	电量	占比	电量	占比
火电	956.55	83.67%	941.27	73.59%	889.57	92.5%
风力、光伏发电量①	1.45	0.13%	20.48	1.60%	11.24	1.17%
其他	185.28	16.21%	317.38	24.81%	60.9	6.33%
合计	1143.28	100.00%	1,279.13	100.00%	961.71	100%
湖北省风光发电总量②	395.13	-	293.26	-	217.47	-
参与市场化交易的风光发电量占湖北省风光发电量比例③=①/②	0.37%	-	6.98%	-	5.18%	-

注：2021年其他为水电交易，2022、2023年其他为水电及代理购电交易等。由上表可见，2021-2023年湖北省风光等可再生能源电力占市场化交易电量比重较低，占湖北省新能源发电总量也较低，2021-2023年均低于10%，可再生

能源发电大部分仍由电网企业保障性收购。报告期内发行人所发电量未参与新能源发电市场化交易。湖北省发改委每年发布电力中长期交易实施方案，根据市场情况对新能源发电企业参与中长期交易进行调整。2020年，实施方案中交易主体不包含风电、光伏企业。2021年实施方案中，纳入统调风电、光伏企业作为市场主体参与电力市场化交易。2022年风电、光伏企业仍可参与，但可参与交易量为企业设计上网电量的20%。2023年实施方案中，可参与中长期交易的市场主体已排除风电、光伏企业，即2023年湖北省内风电、光伏企业所发电量均不能参与中长期交易。湖北省作为用电需求大省，新能源发电参与市场化交易价格较基准价有所上浮，为保障电力供应的平稳有序，抑制电价波动对经济社会稳定运行的负面影响，新能源发电仍将以保障性消纳为主，短期内不参与中长期交易，不存在实质性同业竞争。

3、现货交易中新能源发电企业是市场价格的接受者

现货交易是形成市场化电力、电量平衡机制的重要补充。根据湖北省能源局2023年8月发布的《省能源局关于开展电力现货市场长周期结算试运行的通知》（以下简称“通知”），接入110千伏及以上公用电网的新能源场站（风电场、光伏电站，不包括扶贫项目）属于现货市场交易的主体。通知中关于新能源场站参与现货市场交易的要点如下：

（1）新能源场站“报量报价”参与市场；

（2）根据市场出清数学模型计算出发电出力曲线、分时节点电价等。市场出清数学模型综合考虑了系统消纳能力、申报价格排序、安全约束经济调度、机组运行特性等因素，以全网发电成本最低为优化目标进行集中优化计算；

（3）新能源场站上网电量按三部分电量定价，其中保障性收购电量按政府批复的上网电价定价；竞价中标电量与保障性收购电量的正偏差电量按分时节点电价（模型计算价格）定价；竞价未中标但仍被系统消纳电量按批复的上网电价或分时节点电价（模型计算价格）的折算价格定价。

根据上述规定，现货市场价格的形成是考虑了电网、机组、安全、报价、综合成本等多种因素的模型计算结果，并非由市场主体直接决定。新能源场站参与

竞价，未中标但仍被系统消纳的电量按照批复上网电价或分时节点电价乘以一个小于1的折价系数定价（目前为0.5），因此为避免损失，新能源场站通常会选择报低价确保中标，然后以批复上网电价或分时节点电价（模型计算价格）结算。

因此，现货市场交易中，市场价格的形成是综合各种市场与非市场因素的模型计算价格，新能源企业是市场价格的接受者，同业企业之间不存在构成重大不利影响的同业竞争。

4、国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，市场潜力广阔

从国家政策方向层面，2020年9月，在第七十五届联合国大会期间，国家主席习近平提出“力争2030年前二氧化碳排放达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和的目标”。2020年12月，国家主席习近平再次重申碳达峰、碳中和“3060目标”，并提出具体的数量目标。

2022年，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改办能源〔2022〕680号），对各省级行政区域设定了2022年可再生能源电力消纳责任权重（使用可再生能源电力的最低占比）及2023年消纳责任权重预期目标。2022年湖北省可再生能源电力消纳的最低责任权重为37.5%（较2021年提升0.5%），2023年预期目标为38.6%。

国家政策促进可再生能源电力的稳步发展，市场潜力广阔，为风电、光伏发电的充分消纳提供长远坚实的基础。

5、湖北省可再生能源电力利用率接近100%

湖北省是用电需求大省，2023年全省社会用电量2,706.40亿千瓦时，累计发电量3,195.79亿千瓦时，其中三峡电厂发电量802.71亿千瓦时。由于三峡电站作为“西电东送”的重要工程之一，其发电量主要送往湖北以外区域，湖北省内电力供需格局偏紧，用电需求旺盛。根据全国新能源消纳监测预警中心统计，2021-2022年湖北省风电与光伏利用率均为100%，2023年分别为99.0%、98.3%。

6、结论

综合前述，市场化交易后新能源发电全额消纳制度仍将适用；未来短期内风电、光伏企业不能参与中长期交易，现货交易市场中是市场价格的接受者；国家

层面碳达峰、碳中和的政策要求为新能源发电充分消纳提供了坚实基础；湖北省经济持续发展保障了省内新能源发电的消纳；市场上存在类似案例认为市场化交易的可再生能源发电不构成实质性同业竞争。因此，发行人认为市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞争的理由和依据充分，认定准确。

（四）本次募投项目实施后是否会新增重大不利影响的同业竞争本次发行完成后，国家能源集团仍为公司控股股东，国务院国资委仍为公司实际控制人，公司在与控股股东、实际控制人及其关联方之间的业务关系、管理关系、关联交易和同业竞争等方面不会发生重大变化。本次募集资金用于10个光伏发电项目和补充流动资金项目，募集资金投资项目均围绕发行人主营业务，是发行人现有光伏发电业务的拓展。本次募投项目实施后发行人不会新增业务类型，不会新增对发行人构成重大不利影响的同业竞争。

四、结合行业发展趋势、优惠补贴措施（如有）、募投项目新增装机容量情况、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险，并结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性

（一）结合行业发展趋势、募投项目新增装机容量情况、相关政策文件、优惠补贴措施（如有）、合同协议明细内容、气候变化情况等，说明募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险

1、光伏行业发展趋势与募投项目新增装机容量情况

湖北省新能源电力发展前景广阔，根据《湖北省能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间湖北省将大力发展非化石能源，新增光伏发电、风电装机1,500万千瓦、500万千瓦，2025年光伏、风电总装机达到3,200万千瓦，年发电量400亿千瓦时。截至2023年12月31日，发行人光伏可控装机容量131.36万千瓦（含未全容量投产的项目装机容量），本次募投项目拟新增新能源发电装机235

万千瓦。近年来，发行人紧跟湖北省能源发展“十四五”规划的要求，依靠多元化电力结构的优势积极开发新能源项目，优化公司装机结构，持续巩固公司在湖

北省发电业务领域的领先地位。同时从下游需求来看，湖北省2023年GDP增长率6.0%，位列全国第七，但在能源方面化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的省份，根据湖北省发改委发布的数据，2023年湖北省全社会用电量累计2,706.43亿千瓦时，而剔除三峡水电站（按照国家统分统配安排，三峡水电站绝大部分发电量外送至其他省份）发电量后全省发电量仅2,397.88亿千瓦时，在经济快速发展的背景下能源需求缺口不断增大，大力发展新能源是必然趋势，因而发行人的新增新能源装机不存在消纳困难。

综上，本次募投项目新增光伏装机符合行业发展趋势，系响应相关主管部门制定的发展规划，处于规划范围之内，具备合理性。

2、相关政策文件、优惠补贴措施、合同协议明细内容、气候变化情况

根据《中华人民共和国可再生能源法》第十四条规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，以及国家发改委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号）、《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）等法律法规规定，光伏发电应全额消纳。

优惠补贴措施方面，根据国税发〔2009〕80号《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》，本次募投项目拟建设的光伏电站项目属于《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的国家重点扶持的公共基础设施项目，享受企业所得税“三免三减半”政策，即：项目的投资经营的所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。项目运营初期的所得税的减免进一步的提高了项目的盈利能力。本次募投项目中新能源项目均为平价项目，不涉及电价补贴。

合同协议方面，发行人及实施主体已与本次募投项目所在当地政府签订合作协议，当地政府已明确支持本次募投项目在当地的开发、建设与消纳工作，具体内容如下：

签订日期	协议甲方	协议乙方	主要内容
2022年7	汉川市人民	长源电力	甲、乙双方按照“加强合作、互相支持、共同发展、

签订日期	协议甲方	协议乙方	主要内容
月	政府		互利共赢”的合作原则，建立长效合作机制，开发投资建设国能长源汉川四期扩建（2×1000MW）工程及新能源光伏项目，开展全方位、宽领域多层次的战略合作，全面深化合作关系，助力汉川市经济社会发展，实现互惠互利与共同发展。
2022年3月	随县人民政府	长源电力	甲方协助乙方完成项目申报所需政府出具的支持性文件，并组织项目申报；甲方成立服务项目建设工作专班，对该项目实行“一站式”服务，维护开发建设秩序，协调落实项目建设条件，推动出台土地、税收和金融等支持政策，减轻项目开发建设不合理负担，为乙方的投资经营活动创造良好的营商环境。甲方积极协助乙方办理规划审批和有关建设手续，保证本项目的建设用地列入规划，并给予预留保护。
2021年7月	荆门市发展和改革委员会	长源电力	甲方授权乙方在“十四五”期间基地项目的开发权；荆门市全域境内未开发新能源资源的60%由乙方开发建设；甲方成立工作专班，负责协调配合开展项目推进期间各个阶段的具体工作。
2021年7月	潜江市人民政府	长源电力	双方共同探讨、合作开发已投运燃煤机组的综合利用，共同争取各级政策支持，研究合作铁路、港口、物流资源的高效运用。潜江市政府集中、集约资源，支持开发风电、光伏等新能源项目；支持产业园、建构筑物群等分布式电源项目的投资开发，充分发挥规模效益，实现光伏发电、节能减排、美化屋面的有机融合，打造绿色新形象。
2022年7月	巴东县人民政府	长源电力	甲方支持乙方在巴东全域范围开发尚未有合作意向的风电及其他光伏发电项目，为深化能源领域合作奠定基础；甲方积极协助乙方与巴东县内重点企业成为电力直接交易的密切合作伙伴；乙方及下属企业加强与巴东县内企业合作，发挥自身优势，参与能源领域基础设施的投资建设，助力县域经济高质量发展。
2022年3月	荆门市屈家岭管理区管委会	湖北新能源	甲方同意乙方对项目区域内光伏资源进行总体规划、分期开发，协助乙方开展办理项目申报各类手续；甲方负责配合乙方将施工、生活电力、道路、给水等需求设施，接入本项目指定范围；甲方负责乙方项目涉及房屋、苗木、耕地、坟地等补偿协调工作，负责施工阶段场地外围环境的治理维护工作；甲方根据省、市、区相关规定，全力支持乙方项目建设和产业发展。

由此可见，湖北省地方人民政府对于新能源发电项目的建设需求依然强劲，未来发展前景广阔。气候变化方面，与本次募投项目相关的主要为光照气候条件。根据湖北省气象局每月发布的气候影响评价数据，湖北省2020年至2023年全省平均累计日照时数分别为1,645.7小时、1,545.4小时、1,794.9小时和1,682.0小时。综合来看，湖北省光照气候条件较为平稳，整体波动性不高。

综上，本次募投项目的新增产能在政策层面具备消纳机制和盈利机制的保障，享有一定的优惠补贴措施，且根据发行人与地方政府签订的合作协议，近年来的气候变化情况，相应业务领域未来发展不存在重大不确定性。

3、募投项目新增装机容量的消纳措施，是否存在无法盈利的风险

从下游需求来看，湖北省2023年GDP增长率6.0%，位列全国第七，但在能源方面化石能源匮乏，是缺煤、少油、乏气的省份，在经济快速发展的背景下能源需求缺口不断增大，大力发展新能源是必然趋势。同时湖北省整体弃风、弃光情况较少，新能源消纳能力强，根据全国新能源消纳监测预警中心发布的《2023年12月全国新能源并网消纳情况》，湖北省2022年度、2023年度光伏利用率为100%和98.3%，在全国处于前列。根据国家发改委、国家能源局每年发布的可再生能源电力消纳责任权重，湖北省2021年至2023年总量可再生能源消纳责任激励值分别为41.00%、41.30%、38.00%，在全国处于前列，新能源消纳能力强。因此，从下游需求来看，湖北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列。

从消纳及盈利能力来看，发行人新能源发电项目整体消纳条件、盈利能力较好。发行人光伏已建成项目均在2022年以后投产，依托于自身火电项目调峰能力，发行人光伏发电消纳灵活性较好。报告期内发行人共有3个光伏项目实现全容量并网（不含部分投产项目），发行人已建成光伏项目累计实现净利润4,769.19万元，光伏发电业务的平均毛利率为46.58%，盈利能力较好，所发电力不存在消纳困难。

从具体消纳措施来看，报告期内，光伏电力全部通过电网全额保障性收购方式消纳，收购电价为项目的核准电价。未来随着电力市场化交易进一步推行，保障性收购电量占比可能有所下降，发行人一方面已加强开展项目投资建设规划，在前期投资决策阶段严格论证项目消纳能力，另一方面将根据政策要求及市场环境灵活开展电力市场化交易、绿证交易，保障新能源电力的消纳。

综上，从行业格局来看，湖北省新能源发电业务前景广阔，十四五期间发行人新能源业务发展态势处于行业区域领先地位；从下游需求来看，湖北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列；从发行人自身来看，发行人光伏发

电项目依托自身火电项目调峰能力，光伏发电消纳灵活性较高，项目消纳条件及盈利能力较好。因此本次募投项目新增光伏装机规模具备合理性，发电无法消纳或项目无法盈利的风险较小。

（二）结合报告期内近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，说明效益测算的谨慎性、合理性

1、报告期光伏项目业绩实现情况与募投项目效益预测水平对比

本次各光伏募投项目年均等效利用小时数及预测毛利率水平情况如下所示：

序号	项目名称	年均等效峰值利用小时数（h,直流侧）	预测毛利率
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	1,025.13	42.35%
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	1,006.09	41.96%
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	1,087.95	46.80%
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	1,045.11	39.83%
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	1,013.54	43.75%
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	1,044.50	47.02%
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	1,009.50	43.65%
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	961.13	45.69%
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	1,035.61	45.45%
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	1,023.60	43.15%
平均值		1,025.22	43.97%

注：年均等效峰值利用小时数=年均上网电量/装机容量。光伏项目发电过程中，发电机产生的直流电能通过逆变器转化为交流电能后上网，转化过程中能量存在一定损耗，损耗比例体现在逆变器的参数“容配比”（即直流侧容量与交流侧容量的比值）中，因此直流侧容量一般大于交流侧容量。根据《光伏发电系统能效规范（NB/T10394-2020）》，容配比取值范围一般不超过1.8。此处直流侧、交流侧的利用小时数不同系计算时分母分别为直流侧、交流侧装机容量所致，下同。

公司自2021年起加大新能源发电发展力度，已建成项目均在2022年以后投产。报告期内，公司光伏发电业务收入情况如下：

单位：万元

项目	2023年度	2022年度	2021年度	2020年度
光伏发电业务收入	44,631.94	6,786.61	-	-

2022年度及2023年度，发行人光伏发电业务收入分别为6,786.61万元和44,631.94万元。

截至2023年末，公司共有3个光伏项目实现全容量并网（不含部分投产项目），具体情况如下：

序号	项目名称	投产时间	运行时长	上网电量 （万千瓦时)	直流侧容量（万千瓦）	年等效峰值利用小时数 （h,直流侧）	项目毛利率
1	国能长源荆门热电厂地面光伏发电项目	2022年4月	20个月	2,295.02	1.13	1,218.59	47.22%
2	国能长源石首高陵农光互补光伏发电项目	2022年7月	17个月	16,215.14	10.44	1,096.36	47.26%
3	国能长源公安狮子口100MW农光互补光伏发电项目	2023年2月	10个月	11,445.06	13.00	1,056.47	45.47%
平均值			15.7个月	9,985.07	8.19	1,123.81	46.58%

注：由于公司已建光伏项目投产时间较短，上述上网电量为各项目全容量正式并网（不含试运行期间）次月至2023年12月期间的上网电量，年等效峰值利用小时数根据实际运营发电情况年化计算。

对比公司已建成光伏项目实际运行情况，本次募投项目对发电利用小时数预测较为谨慎，募投项目毛利率水平低于已建成光伏项目的水平，体现了效益测算的谨慎性、合理性。

2、同行业可比公司光伏项目效益测算情况与募投项目效益测算情况对比

考虑到光伏发电项目经济效益与地区光照资源禀赋、建设成本等密切相关，发行人选取光伏业务与主要经营地同样位于湖北省内的湖北能源（000883.SZ）作为主要可比公司。

根据公开披露信息显示，2021年度、2022年度和2023年度可比公司光伏业务的毛利率分别为52.83%、51.81%和48.49%，与公司已建成光伏项目毛利率水平接近。

可比公司最新公告拟募投项目中光伏项目年均等效利用小时数及预测毛利率水平情况如下：

序号	项目	年均等效峰值利用小时数（h,直流侧）	毛利率
1	湖北能源宜城东湾100MW光伏发电项目	1,091	49.09%
2	汉江能源公司襄州峪山一期100MW农光互补电站项目	1,087	44.88%
3	湖北能源集团监利汪桥100MW光储渔业一体化电站项目	1,074	43.79%

序号	项目	年均等效峰值利用小时数（h,直流侧）	毛利率
4	首义新能源石首市南口镇100MW农光互补发电项目	1,052	51.04%
5	冼马综电浠水县洗马100MW农光互补光伏发电项目	1,093	49.20%
6	高锐达新能源潜江市高石碑镇100MW渔光互补光伏发电项目	1,089	50.71%
平均值		1,081	48.12%

本次各光伏募投项目平均年均等效利用小时数及平均预测毛利率水平分别为1,025.22小时和43.97%。与可比公司相比，公司综合考虑区位资源禀赋等因素，在本次募投项目效益测算中使用的年均等效利用小时数及预测毛利率水平均较为谨慎，且与可比公司不存在较大差异。

综上，本次募投项目中光伏发电项目的预测发电利用小时数、毛利率水平接近同行业可比公司的平均水平及发行人同类业务水平，整体较同行业可比公司的平均水平及发行人同类业务水平略低，体现了效益测算的谨慎性、合理性。其中国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站预测毛利率较低，主要系其作为基地项目，基地范围和使用面积较大，需布置多个升压站和内部连接线路，承担该基地项目后续数期项目的升压站、内部线路以及设备投资成本。同时，根据湖北省能源局要求，因依托的荆门电厂煤电机组新增灵活性调峰容量不足，不足部分需按10%比例配置化学储能，导致相关设备及安装工程、建筑工程费用较高。

五、结合本次募投项目的固定资产投资进度、折旧摊销政策等，量化分析本次募投项目新增折旧摊销对发行人未来盈利能力及经营业绩的影响

根据项目可行性研究报告，本次募投建设项目的折旧摊销相关参数情况如下表所示：

序号	募集资金项目	预计转固时点	折旧 年限	残值率
1	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	T+1	20年	0%
2	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	T+1	20年	0%
3	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	T+1	20年	0%
4	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	T+1	20年	0%
5	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	T+1	20年	0%
6	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	T+1	20年	0%
7	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	T+1	20年	0%
8	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	T+1	20年	0%
9	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	T+1	20年	0%

序号	募集资金项目	预计转固时点	折旧 年限	残值率
10	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	T+1	20年	0%
合计		-	-	-

注：公司对光伏项目的固定资产残值率通常设定为3%，出于效益测算谨慎性考虑，本次募投项目可行性分析时均按照残值率为0%计算。

本次测算以发行人2023年的经营业绩为基准，结合本次募投项目的投资进度、项目收入及业绩预测，本次募投项目折旧及摊销对公司未来经营业绩的影响测算的具体过程如下所示：

单位：万元

项目		2024年度	2025年度	2026年度	2027年度	2028年度	2029年度	2030年度	2031年度	2032年度	2033年度
新增折旧摊销	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85
	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71
	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00
	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	15,065.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00
	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	4,672.98	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37
	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10
	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	2,337.33	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02
	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23
	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	1,601.43	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45
	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97
	新增折旧摊销费合计	57,408.60	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70
募投项目新增营业	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	29,404.75	29,257.72	29,111.44	28,965.88	28,821.05	28,676.94	28,533.56	28,390.89	28,248.94	28,107.69
	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	20,324.60	20,222.99	20,121.76	20,021.29	19,921.02	19,821.51	19,722.38	19,623.82	19,525.64	19,428.04
	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	5,997.00	5,971.00	5,944.00	5,918.00	5,891.00	5,865.00	5,838.00	5,811.00	5,784.00	5,757.00
	国能长源荆门市源网荷储百万	32,436.00	32,274.00	32,112.00	31,952.00	31,792.00	31,633.00	31,475.00	31,318.00	31,161.00	31,005.00

项目		2024年度	2025年度	2026年度	2027年度	2028年度	2029年度	2030年度	2031年度	2032年度	2033年度
收入情况	千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站
	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	10,308.44	10,256.93	10,205.61	10,154.58	10,103.83	10,053.28	10,003.01	9,953.04	9,903.25	9,853.75
	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	12,265.70	12,204.37	12,143.29	12,082.57	12,022.22	11,962.12	11,902.26	11,842.78	11,783.53	11,724.66
	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	5,179.30	5,153.41	5,127.65	5,102.04	5,076.52	5,051.15	5,025.87	5,000.74	4,975.75	4,950.86
	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	4,509.64	4,487.10	4,464.65	4,442.34	4,420.15	4,398.06	4,376.05	4,354.18	4,332.39	4,310.74
	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	3,652.59	3,634.34	3,616.16	3,598.08	3,580.09	3,562.18	3,544.36	3,526.65	3,509.03	3,491.48
	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	2,446.85	2,434.66	2,422.48	2,410.29	2,398.33	2,386.37	2,374.41	2,362.67	2,350.71	2,338.98
	本次募投项目新增营业收入	126,524.87	125,896.52	125,269.04	124,647.07	124,026.21	123,409.61	122,794.90	122,183.77	121,574.24	120,968.20
募投项目新增净利润情况	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	2,306.54	2,764.63	3,223.45	3,026.06	3,344.52	3,747.88	3,558.75	3,870.61	3,809.01	4,078.80
	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	1,383.98	1,709.23	2,034.85	2,067.78	2,373.95	2,434.22	2,332.27	2,569.85	2,517.93	2,765.82
	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	716	813	910	844	929	1,004.00	933	1,006.00	1,017.00	1,072.00
	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	2,401.00	2,110.00	2,635.00	2,549.00	3,010.00	3,443.00	3,348.00	3,745.00	3,675.00	4,056.00
	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	715.88	933.11	1,103.92	1,047.39	1,181.44	1,331.57	1,270.24	1,347.06	1,373.56	1,489.19
	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	1,423.58	1,618.31	1,813.29	1,678.67	1,837.47	2,008.94	1,869.10	1,947.73	1,981.64	2,118.90
	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	346.96	456.06	541.99	515.43	590.83	660.9	631.29	688.3	683.47	748.80
	国能长源巴东县沿渡河镇	375.29	451.36	527.52	525.22	595.91	666.68	677.73	653.04	643.92	701.84

项目		2024年度	2025年度	2026年度	2027年度	2028年度	2029年度	2030年度	2031年度	2032年度	2033年度
	100MW农光互补光伏发电项目
	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	362.47	436.13	493.88	458.98	509.69	554.99	519.3	529.24	552.1	596.06
	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	196.43	238.81	209.13	203.98	238.11	275.38	267.99	298.9	295.35	324.89
	本次募投项目新增净利润	10,228.13	11,530.64	13,493.03	12,916.51	14,610.92	16,127.56	15,407.67	16,655.73	16,548.98	17,952.30
1、对营业收入的影响
现有营业收入（不含募投项目）		1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34
预计营业收入（含募投项目）		1,572,238.21	1,571,609.86	1,570,982.38	1,570,360.41	1,569,739.55	1,569,122.95	1,568,508.24	1,567,897.11	1,567,287.58	1,566,681.54
本次募投项目新增折旧摊销 占整体营业收入比例		3.65%	3.64%	3.64%	3.65%	3.65%	3.65%	3.65%	3.65%	3.65%	3.65%
2、对净利润的影响
现有净利润（不含募投项目）		36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53
预计净利润（含募投项目）		47,127.66	48,430.17	50,392.56	49,816.04	51,510.45	53,027.09	52,307.20	53,555.26	53,448.51	54,851.83
本次募投项目新增折旧摊销 占净利润比例		121.82%	118.20%	113.60%	114.92%	111.14%	107.96%	109.44%	106.89%	107.11%	104.37%

（续）

项目		2034年度	2035年度	2036年度	2037年度	2038年度	2039年度	2040年度	2041年度	2042年度	2043年度
新增折旧摊销	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85	13,391.85
	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71	9,321.71
	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00	2,523.00
	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,989.00	14,914.00
	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,626.37	4,579.75
	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10	5,319.10

项目		2034年度	2035年度	2036年度	2037年度	2038年度	2039年度	2040年度	2041年度	2042年度	2043年度
	项目
	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,314.02	2,290.70
	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23	2,043.23
	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,585.45	1,569.48
	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97	1,132.97
	新增折旧摊销费合计	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,246.70	57,085.79
募投项目新增营业收入情况	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	27,967.15	27,827.32	27,688.18	27,549.74	27,411.99	27,274.93	27,138.56	27,002.86	26,867.85	26,733.51
	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	19,330.82	19,234.18	19,138.10	19,042.41	18,947.10	18,852.37	18,758.20	18,664.42	18,571.02	18,478.20
	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	5,731.00	5,704.00	5,677.00	5,650.00	5,622.00	5,595.00	5,568.00	5,541.00	5,514.00	5,487.00
	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	30,850.00	30,696.00	30,543.00	30,390.00	30,238.00	30,087.00	29,936.00	29,786.00	29,638.00	29,489.00
	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	9,804.44	9,755.42	9,706.68	9,658.14	9,609.79	9,561.73	9,513.95	9,466.37	9,419.07	9,371.96
	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	11,666.03	11,607.64	11,549.63	11,491.85	11,434.45	11,377.29	11,320.38	11,263.83	11,207.41	11,151.48
	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	4,926.11	4,901.50	4,876.99	4,852.58	4,828.30	4,804.18	4,780.15	4,756.26	4,732.46	4,708.82
	国能长源巴东县沿渡河镇	4,289.17	4,267.74	4,246.40	4,225.18	4,204.02	4,183.03	4,162.08	4,141.31	4,120.59	4,099.99

项目		2034年度	2035年度	2036年度	2037年度	2038年度	2039年度	2040年度	2041年度	2042年度	2043年度
	100MW农光互补光伏发电项目
	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	3,474.03	3,456.65	3,439.37	3,422.15	3,405.07	3,388.02	3,371.11	3,354.22	3,337.48	3,320.76
	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	2,327.24	2,315.73	2,304.22	2,292.48	2,280.98	2,269.69	2,258.41	2,247.12	2,235.84	2,224.55
	本次募投项目新增营业收入	120,365.99	119,766.18	119,169.57	118,574.53	117,981.70	117,393.24	116,806.84	116,223.39	115,643.72	115,065.27
募投项目新增净利润情况	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	4,428.58	4,778.87	5,129.68	5,481.00	5,540.24	5,929.27	5,828.85	5,728.92	5,629.49	5,434.41
	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	2,949.98	3,198.58	3,447.60	3,696.91	3,829.79	4,009.38	3,939.68	3,870.26	3,801.12	3,732.40
	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	1,135.00	1,208.00	1,280.00	1,353.00	1,395.00	1,457.00	1,437.00	1,417.00	1,397.00	1,377.00
	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	4,431.00	4,832.00	5,233.00	5,635.00	5,851.00	6,229.00	6,117.00	6,007.00	5,896.00	4,785.00
	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	1,619.29	1,749.60	1,880.12	2,010.79	2,068.05	2,199.07	2,163.71	2,128.48	2,093.47	2,077.76
	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	2,267.54	2,416.37	2,565.46	2,714.74	2,784.92	2,934.65	2,892.52	2,850.66	2,808.90	2,755.14
	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	809.43	874.98	940.60	1,006.29	1,042.84	1,103.78	1,085.99	1,068.30	1,050.69	1,050.67
	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	759.83	817.92	876.07	934.33	965.61	1,024.02	1,008.52	993.14	977.80	962.56
	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	635.18	679.26	723.42	767.62	791.54	830.71	818.18	805.69	793.29	792.90

项目		2034年度	2035年度	2036年度	2037年度	2038年度	2039年度	2040年度	2041年度	2042年度	2043年度
	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	357.12	389.52	421.92	454.16	470.07	502.64	494.28	485.93	477.58	466.52
	本次募投项目新增净利润	19,392.95	20,945.10	22,497.87	24,053.84	24,739.06	26,219.52	25,785.73	25,355.38	24,925.34	23,434.36
1、对营业收入的影响
现有营业收入（不含募投项目）		1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34	1,445,713.34
预计营业收入（含募投项目）		1,566,079.33	1,565,479.52	1,564,882.91	1,564,287.87	1,563,695.04	1,563,106.58	1,562,520.18	1,561,936.73	1,561,357.06	1,560,778.61
本次募投项目新增折旧摊销占整体营业收入比例		3.66%	3.66%	3.66%	3.66%	3.66%	3.66%	3.66%	3.67%	3.67%	3.66%
2、对净利润的影响
现有净利润（不含募投项目）		36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53	36,899.53
预计净利润（含募投项目）		56,292.48	57,844.63	59,397.40	60,953.37	61,638.59	63,119.05	62,685.26	62,254.91	61,824.87	60,333.89
本次募投项目新增折旧摊销占净利润比例		101.70%	98.97%	96.38%	93.92%	92.87%	90.70%	91.32%	91.96%	92.59%	94.62%

注1：本次项目于2023年启动建设，预计2024年投入使用，假设本次募投项目在预计转固时间全部建设完成；注2：假设运营期营业收入及净利润为2023年营业收入和净利润，不考虑公司现有业务的未来收入增长以及净利润增长，且不构成对公司未来业绩、盈利水平的承诺。

募投项目固定资产折旧期内的折旧及摊销对公司未来经营业绩的预计影响比例如下表：

期间	新增折旧摊销占预计营业收入比重	新增折旧摊销占预计净利润比重
2024年度	3.65%	118.20%
2025年度	3.64%	113.60%
2026年度	3.64%	114.92%
2027年度	3.65%	111.14%
2028年度	3.65%	107.96%
2029年度	3.65%	109.44%
2030年度	3.65%	106.89%
2031年度	3.65%	107.11%
2032年度	3.65%	104.37%
2033年度	3.65%	101.70%
2034年度	3.66%	98.97%
2035年度	3.66%	96.38%
2036年度	3.66%	93.92%
2037年度	3.66%	92.87%
2038年度	3.66%	90.70%
2039年度	3.66%	91.32%
2040年度	3.66%	91.96%
2041年度	3.67%	92.59%
2042年度	3.67%	94.62%
2043年度	3.66%	97.85%

本次募投项目实施后，在项目折旧摊销期内，平均每年新增折旧摊销57,246.75万元，平均每年新增营业收入和净利润分别为120,714.24万元和19,141.03万元。以公司2023年度经营业绩情况测算，预计项目折旧摊销期内每年平均折旧摊销额占营业收入和净利润的比重分别为3.65%和102.15%；由于光伏项目主要营业成本为固定资产折旧摊销，新增净利润已考虑了折旧摊销对于经营业绩的影响，折旧摊销额占净利润比例较高并不会影响公司持续经营能力。本次募投项目对公司未来净利润贡献较高，主要原因是公司当前业务以毛利率较低的火电业务为主，光伏项目运营期间毛利率较高，预计将成为公司未来业绩重要的增长点。

近年来我国电力行业弃风弃光现象已有效改善。根据国家能源局的统计，2023年全国风电平均利用率97.3%、光伏发电平均利用率98.0%，弃风弃光率相对较低。本次募投项目在测算时，选取参数较为谨慎，项目预计毛利率低于目前已实际投产的光伏项目，预计本次募投项目新增营业收入及净利润将能够实现。

因此，本次募投项目的实施虽然增加折旧摊销金额，但募投项目预计效益良好，募投项目的实施能有效提升公司盈利水平，不会对公司未来经营业绩产生重大不利影响。

六、结合未来三年发行人资金缺口的具体计算过程、日常运营需要、货币资金余额及使用安排、前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况，说明本次补充流动资金的必要性

（一）前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况

1、前次募集资金金额和资金到账情况

经中国证券监督管理委员会证监许可[2021]868号《关于核准国电长源电力股份有限公司向国家能源投资集团有限责任公司发行股份购买资产并募集配套资金的批复》核准，本公司向二十四名特定对象非公开发行人民币普通股股票（A股）199,667,221股，每股面值1元，每股发行价格为6.01元，募集资金总额120,000.00万元,扣除主承销商发行费用1,132.08万元后的募集资金净额为118,867.92万元。已于2021年12月24日全部到账，且已经中审众环会计师事务所（特殊普通合伙）验证并出具验资报告（报告号：众环验字（2021）0210061号）。

2、前次募集资金中闲置募集资金补充流动资金及进行现金管理等情况

前次募集资金的实际使用情况如下表所示：

单位：万元

序号	承诺投资项目	实际投资项目	募集前承诺投资金额	募集后承诺 投资金额	实际投资金额
1	支付本次交易现金对价	支付本次交易现金对价	91,699.08	91,699.08	91,699.02
2	偿还银行贷款	偿还银行贷款	27,168.84	27,168.84	27,168.84
合计			118,867.92	118,867.92	118,867.86

截至本回复出具日，公司以募集资金人民币91,699.02万元置换已预先投入

募集资金使用项目的自有资金，其余27,168.84万元全部用于偿还银行贷款，前次募集资金全部用于支付前次交易现金对价和偿还银行贷款，不存在使用闲置募集资金用于其他用途的情况。

（二）未来三年发行人资金缺口的具体计算过程、日常运营需要、货币资金余额及使用安排情况

、在手资金情况

截至2023年12月末，发行人在手资金主要为银行存款，金额为60,703.66万元，该部分资金全部为可自由支配资金，具体情况如下：

单位：万元

项目		金额
货币资金	银行存款	5.14
	其他货币资金	2.04
	存放财务公司款项	60,696.48
	合计	60,703.66
交易性金融资产		-
合计		60,703.66
可自由支配资金合计		60,703.66

、资金使用安排

截至2023年12月31日，发行人可自由支配资金为60,703.66万元，主要用于满足安全现金储备、新增营运资金、其他固定资产投资等方面的资金需求，且尚存在较大资金缺口，具体分析如下：

（

）安全现金储备需求

发行人需要持有一定的货币资金用于日常采购、发放工资、缴纳税费等经营活动。为保证公司稳定运营，同行业公司通常预留满足未来

个月经营活动所需现金作为安全现金储备。结合公司生产经营经验、现金收支等情况，以2023年度经营活动现金流出总额1,503,461.68万元为基础测算，每个月发行人安全现金储备需求为125,288.47万元。具体计算过程如下：

单位：万元

项目	金额
2023年度经营活动现金流出金额（A）	1,503,461.68
每月度平均经营活动现金流出金额（B=A/12）	125,288.47
安全现金储备（C=B*1）	125,288.47

同行业公司的可自由支配资金数通常能覆盖未来

个月经营活动所需现金流（即安全现金储备），而发行人目前可自由支配资金数只能覆盖未来0.5个月的经营活动所需现金流，相比同行业公司发行人可自由支配资金数较低，日常经营过程中通过应收电费回收、支出精细化管理等措施保持紧平衡状态。

同行业可自由支配资金情况如下：

单位：万元，月

公司名称	每月度平均经营活动现金流出小计	可自由支配资金数	可自由支配资金覆盖经营活动所需现金流月份数
华能国际	2,003,915.65	1,684,985.76	0.84
大唐发电	986,578.62	901,667.30	0.91
华电国际	1,014,163.88	545,515.70	0.54
浙能电力	794,809.44	1,936,371.50	2.44
广州发展	435,617.72	456,495.99	1.05
京能电力	279,021.78	464,581.68	1.67
皖能电力	245,420.48	199,772.37	0.81
建投能源	169,268.99	155,957.76	0.92
华银电力	82,898.13	73,064.79	0.88
赣能股份	57,780.99	45,076.53	0.78
平均数	606,947.57	646,348.94	1.08
中位数	357,319.75	460,538.84	0.90
发行人	125,288.47	60,703.66	0.48

（

）满足未来三年新增营运资金需求

在其他经营要素不变的情况下，根据发行人最近三年（2021年至2023年）经营情况，结合对未来三年（2024年至2026年）市场情况的预判以及发行人自身的业务规划，采用销售百分比法对发行人未来三年的运营资金缺口情况进行测算，具体情况如下：

2021年至2023年，发行人营业收入的复合增长率为9.02%。基于谨慎性考虑，假设发行人未来三年的复合增长率为8%，即发行人2024年至2026年预测营业收入分别为1,561,370.41万元、1,686,280.04万元和1,821,182.44万元。

同时假设预测期相关财务数据比例与2023年度完全相同，各计算指标情况如下：

项目	基期（2023年度）
	金额（万元）	占营业收入百分比
营业收入	1,445,713.34	100.00%
经营性流动资产合计	340,994.89	23.59%
其中：应收票据	2,509.44	0.17%
应收账款	200,770.16	13.89%
预付账款	65,128.86	4.50%
存货	72,586.43	5.02%
经营性流动负债合计	216,157.60	14.95%
其中：应付账款	209,844.76	14.51%
合同负债	6,312.85	0.44%
流动资金占用额	124,837.29	8.63%

综合考虑以上因素，在其他经营要素不变的情况下，发行人2024年至2026年流动资金占用情况如下所示：

单位：万元

项目	2023年度	2024年度预计	2025年度预计	2026年度预计
营业收入	1,445,713.34	1,561,370.41	1,686,280.04	1,821,182.44
经营性流动资产合计	340,994.89	368,274.48	397,736.44	429,555.36
其中：应收票据	2,509.44	2,710.19	2,927.01	3,161.17
应收账款	200,770.16	216,831.77	234,178.31	252,912.57
预付账款	65,128.86	70,339.17	75,966.31	82,043.61
存货	72,586.43	78,393.35	84,664.82	91,438.00
经营性流动负债合计	216,157.60	233,450.21	252,126.23	272,296.33
其中：应付账款	209,844.76	226,632.34	244,762.92	264,343.96

项目	2023年度	2024年度预计	2025年度预计	2026年度预计
合同负债	6,312.85	6,817.87	7,363.30	7,952.37
流动资金占用额	124,837.29	134,824.27	145,610.21	157,259.03
未来三年新增营运资金合计		32,421.74

注：上述营业收入的假设及测算仅为测算本次向特定对象发行股票募集资金用于补充流动资金的合理性，不代表公司对2024-2026年经营情况及趋势的判断，亦不构成盈利预测。

（

）其他固定资产投资需求

除本次募投项目外，发行人存在其他较多的固定资产投资需求。截至2023年末，其他固定资产合计投资需求为761,985万元，主要情况如下：

单位：万元

序号	项目名称	建设规模 （万千瓦）	总投资 （万元）	剩余投资 （万元）
1	国家能源集团随州2×660MW超超临界燃煤发电项目	132	447,641	31,845
2	国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目	70	224,720	38,245
3	汉川电厂四期2×1000MW超超临界燃煤发电项目	200	734,520	599,829
4	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期400MW项目	40	249,018	67,208
5	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀子项目光伏电站	20	122,407	14,598
6	国能长源汉川市华严农场100MW渔光互补光伏发电一期项目	10	53,740	10,260
合计		472	1,832,046	761,985

根据上述各项资金使用安排所需金额测算，截至2023年12月末，发行人资金缺口为858,991.55万元，具体情况如下：

单位：万元

序号	项目	金额
1	可自由支配资金	60,703.66
2	减：安全现金储备需求	125,288.47
3	减：未来三年新增营运资金需求	32,421.74
4	减：其他固定资产投资需求	761,985.00
5	资金缺口（⑤=①-②-③-④）	-858,991.55

、银行授信情况

截至2023年12月31日发行人合并口径银行授信总额为8,041,100.00万元，已使用授信额度为2,344,344.34万元，尚未使用的授信额度为5,696,755.66万元，具体情况如下：

单位：万元

项目	2023.12.31
	金额	占比
已使用授信额度	2,344,344.34	29.15%
其中:一年内到期票据和短期借款	652,603.10	8.12%
一年内到期的长期借款	115,135.00	1.43%
1-3年内到期的长期借款	531,850.00	6.61%
3年以上到期的长期借款	1,044,756.24	12.99%
尚未使用的授信额度	5,696,755.66	70.85%
已获得的授信总额度	8,041,100.00	100.00%
其中:基建项目授信额度	5,192,500.00	64.57%
流动资金授信额度	2,848,600.00	35.43%

发行人尚未使用的银行授信种类主要分为基建项目授信额度和流动资金授信额度两类。发行人尚未使用的银行授信虽然相对较大，但其中流动资金授信额度占比约35%，期限较短且资金使用用途受到严格限制，无法有效支撑周期性较长的固定资产投资等需求；基建项目授信额度占比约65%，该额度使用受到项目资本金配比的限制，需要发行人自有资本金投入作为支撑。因此上述尚未使用的银行授信资金使用限制较多。

此外，发行人大力发展新能源业务，资本性支出较大，随着发行人新能源业务的快速发展，发行人的负债水平相对较高。2021年末、2022年末和2023年末，发行人资产负债率分别为

59.15%

、68.04%和72.62%，高于同行业可比上市公司平均水平。考虑到发行人所使用的银行授信额度会进一步提升发行人资产负债率，不利于发行人资本结构的长期改善，发行人尚未使用的授信额度中实际可以使用额度受到资产负债率限制，远远不足以支撑发行人持续增加的资金需求。且上述额度使用系授信银行综合考虑发行人资产规模、负债率情况以及流动性水平

等因素确定，若发行人的资产负债结构、流动性水平发生较大变化，存在授信银行降低或暂停发行人授信额度的风险。

综上所述，发行人尚未使用的银行授信在一定程度上能够降低公司流动性风险，但考虑银行授信的使用限制、期限结构、额度风险等因素，无法有效支撑发行人持续增加的资金需求，发行人需要进行外部股权融资以满足经营发展需要。

（三）本次补充流动资金的必要性

报告期各期，发行人实现营业收入分别为1,216,396.57万元、1,466,191.56万元和1,445,713.34万元，经营规模呈扩大趋势。发行人所处电力行业属于资金密集型行业，随着发行人经营规模的持续扩大，发行人对于流动资金的需求量也将不断扩大。截至2023年12月31日，发行人可自由支配资金为60,703.66万元，主要用于满足安全现金储备、新增营运资金、其他固定资产投资等方面的资金需求，根据上述各项资金使用安排所需金额测算，发行人资金缺口为858,991.55万元，资金缺口较大。

目前，发行人合理的债务融资空间受到影响，发行人通过本次股权融资方式补充流动资金，将有效缓解发行人的资金压力，释放融资空间，提升经营效率。本次补充流动资金将有利于优化发行人资本结构，提升发行人的资金实力，为发行人经营与业务发展提供有力的资金支持，为发行人高质量发展奠定良好基础。发行人本次用于补充流动资金的募集资金金额为47,668万元，可填补上述生产经营所需资金缺口，具有必要性。

七、请发行人补充披露（1）（2）（4）（5）相关风险

（一）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中补充披露以下风险：

“（四）募投项目无法消纳或无法盈利的风险

本次募投项目将新增公司在湖北省内的光伏发电项目。湖北地区电力消纳能力较强，但未来随着湖北省可再生能源的不断发展，潜在竞争者的加入可能导致地区电力消纳压力增加。如果未来地区经济发展速度减缓，工业企业用电量及居

民生活用电量下降，局部电力市场可能存在供过于求，电力市场消纳能力下降，可能会对本次募投项目的消纳能力及盈利能力带来不利影响。此外，尽管现阶段发行人主要经营区的电力市场化改革情况对发行人的发电上网尚未产生显著影响，但是仍不能排除未来随着电力体制改革的不断深入，发电上网条件、上网价格、销售情况出现不利变动，从而导致本次募投项目新增的产能无法消纳或无法盈利的风险。”

（二）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中披露以下风险：

“（七）募投项目新增资产折旧摊销的风险

公司募集资金投资项目资金投入规模较大，建成后新增资产规模较大，新增资产折旧摊销占公司未来营业收入及净利润的比重相对较高。本次募投项目实施后，在项目折旧摊销期内，平均每年新增折旧摊销57,246.75万元，平均每年新增营业收入和净利润分别为120,714.24万元和19,141.03万元。以公司2023年1-6月经营业绩情况测算，预计项目折旧摊销期内每年平均折旧摊销额占营业收入和净利润的比重分别为3.80%和57.49%。由于募集资金投资项目的建设及产生效益需要一定周期，若未来市场环境等发生重大不利变化，公司募集资金投资项目无法实现预计效益，则新增资产折旧摊销将对公司未来的经营业绩产生不利影响。”

（三）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中披露以下风险：

“（八）项目实施用地未及时取得的风险

公司募集资金投资项目用地中，光伏方阵部分为租赁用地，公司相关控股子公司均已与相关主体签署了土地租赁协议或土地流转协议。升压站部分为永久性设施用地，募投项目中尚有部分项目未取得土地使用权证。虽然上述未取得土地

使用权证的募集资金投资项目已取得当地政府及自然资源和规划局所出具的说明文件，确认相关用地符合土地利用总体规划、符合国家产业政策、土地政策及城乡规划，预计取得募投项目永久性设施用地的国有土地使用权证不存在实质性法律障碍，但如果公司无法按照预定计划取得上述土地使用权证且无法实施替代方案，则可能对本次募投项目的实施进度产生一定的不利影响。”

（四）发行人已在募集说明书“重大事项提示”之“十二、公司特别提示投资者对下列重大风险予以充分关注”及“第六节与本次发行相关的风险因素”之“三、对本次募投项目的实施过程或实施效果可能产生重大不利影响的因素”中补充披露以下风险：

“（九）募投项目未办理相关建设手续或未取得生产经营资质受到行政处罚的风险

本次募投建设项目已根据《企业投资项目核准和备案管理条例》等相关法律法规取得了核准、备案文件。本次募投建设项目在并网投产后需要进一步取得电力业务许可证等生产经营资质，未开工的项目开工建设前还应取得相关建设手续。若在项目建设过程中公司因管理不到位等原因而未按照相关法规要求开展业务，或相关政策、法律法规要求发生变化，导致公司未及时办理相关建设手续或未取得生产经营资质，则可能会受到相关主管部门行政处罚，严重情况下可能导致公司项目建设开发进度受阻，并对公司日常经营、业绩、声誉等造成不利影响。”

八、中介机构核查情况

（一）核查程序

1、针对问题（1）（2）（3），保荐人和发行人律师执行的核查程序

（1）取得本次募投项目已签订的租赁合同、已取得的集体土地流转手续，并查阅《中华人民共和国民法典》《中华人民共和国土地管理法》《中华人民共和国农村土地承包法》《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》等相应政策法规的规定，核查本次所有募投项目涉及的租赁土地、集体土地的使用是否合法合规，是否存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，相

关募投项目生产经营期限是否与租期相匹配；取得本次募投项目用地涉及的用地预审意见、建设用地批复、不动产权证书、政府出具说明文件等，核查项目用地是否存在实质性障碍，预计取得时间，及若未办理完成是否会对募投项目正常实施产生不利影响及发行人拟采取的有效应对措施；

（2）查阅《企业投资项目核准和备案管理条例》《关于贯彻落实“放管服”改革精神、优化电力业务许可管理有关事项的通知》等相关法律法规，核查本次募投项目是否已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质是否完备，投资额发生变更的原因；取得发行人关于募投项目董事会前投入资金情况、最新建设进展等情况的确认，取得各募投建设项目已取得的建设手续及政府合规证明，核查募投项目建设是否合法合规，是否存在因未批先建被处罚情形；

（3）查阅电力相关法律法规、湖北省电力市场化相关政策文件，核查可再生能源电力全额消纳的法律依据；查询同行业企业关于可再生能源电力业务不构成同业竞争的案例，核查可再生能源电力不构成同业竞争的合理性；查阅发行人与托管方签订的委托管理协议，获取受托管企业在报告期内的经营数据，分析其是否构成重大不利影响。

2、针对问题（4）（5），保荐人和申报会计师执行的核查程序

（1）查阅《湖北省能源发展“十四五”规划》《中华人民共和国可再生能源法》《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》等政策文件，取得发行人与汉川市人民政府签订的《开发协议书》、与随县人民政府签订的《框架协议书》、与荆门市发展和改革委员会签订的《开发协议》、与潜江市人民政府签订的《战略合作协议》、与恩施土家族苗族自治州巴东县人民政府签订的《战略合作框架协议》、与荆门市屈家岭管理区管委会签订的《项目投资协议》，通过公开渠道查询湖北省气候变化数据，梳理光伏行业发展趋势、募投项目新增装机容量情况、相关政策文件、优惠补贴措施等，核查募投项目新增装机容量的消纳措施、是否存在无法盈利的风险；

（2）查阅发行人近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况，分析效益测算是否谨慎、合理；

（3）查阅本次募投项目可行性研究报告及效益测算明细表，分析项目运行期

内折旧摊销情况对发行人未来经营业绩的影响情况。

3、针对问题（6），保荐人执行的核查程序

查阅了发行人近三年及一期的审计报告、财务报表，查阅同行业公司可自由支配资金情况，查阅发行人固定资产投资披露公告，核查发行人已使用和尚未使用的银行授信额度情况，核查发行人前次募集资金使用情况，查阅了《国家能源集团长源电力股份有限公司截至2022年12月31日前次募集资金使用情况专项报告及鉴证报告》（报告号：信会师报字[2023]第ZE10540号）。

（二）核查意见

1、针对问题（1）（2）（3），保荐人和发行人律师的核查意见

（1）本次所有募投项目涉及的永久土地、租赁土地已根据相关法律法规履行程序或取得地方政府的确认说明，不会对募投项目的实施造成重大不利影响，不存在占用基本农田、违规使用农用地等其他不符合国家土地法律法规政策的情形，相关募投项目生产经营期限与租期相匹配；本次募投建设项目涉及的经营期租赁土地已落实，不会对募投项目正常实施产生不利影响；根据本次募投项目用地已取得的用地预审意见、建设用地批复、不动产权证书、政府说明文件等，募投项目自有用地的落实不存在实质性障碍，不会对募投项目实施产生重大不利影响。

（2）本次募投项目公司根据项目实际推进情况合理变更投资额，已履行有关部门审批、备案等程序，相关资质完备，不存在未依法依规取得相关生产经营资质的情形；截至本回复出具日，本次募投项目的建设符合辖区主管部门的监管规范，不存在违反有关住房和城乡建设管理有关的法律、法规的情形，不存在因未批先建被处罚情形。

（3）发行人认定不存在构成重大不利影响的同业竞争、相关同业竞争问题已基本解决的表述规范、准确。发行人已托管国电电力在鄂水电资产，相关同业竞争不构成重大不利影响；市场化交易的可再生能源电力不存在构成重大不利影响的同业竞争，本次募投项目实施后不会新增重大不利影响的同业竞争。

2、针对问题（4）（5），保荐人和申报会计师的核查意见

（1）针对光伏募投项目，从行业格局来看，湖北省新能源发电业务前景广阔，十四五期间发行人新能源发展态势处于行业区域领先地位；从下游需求来看，湖北省新能源发展需求强劲，整体消纳能力位于全国前列；从发行人自身来看，发行人光伏发电项目主要依托自身火电项目调峰能力，光伏发电消纳灵活性较高，项目消纳条件及盈利能力较好。因此本次募投项目新增光伏装机规模具备合理性，发电无法消纳或项目无法盈利的风险较小；从利用小时数、毛利率来看，与报告期内发行人近似建设项目、同类业务业绩实现情况、同行业可比情况相比，本次募投项目的效益测算具备谨慎性、合理性。

（2）发行人本次募投项目的实施会导致其折旧摊销金额增加，但募投项目整体预计效益良好，募投项目的实施能有效提升发行人盈利水平。因此，募投项目新增折旧摊销不会对发行人未来经营业绩造成重大不利影响。

3、针对问题（6），保荐人的核查意见

发行人前次募集资金全部用于支付前次交易现金对价和偿还银行贷款，不存在使用闲置募集资金用于其他用途的情况。截至2023年12月31日，发行人可自由支配资金为60,703.66万元，主要用于满足安全现金储备、新增营运资金、其他固定资产投资等方面的资金需求，根据上述各项资金使用安排所需金额测算，发行人资金缺口为858,991.55万元，资金缺口较大。考虑到发行人债务融资空间相关限制，本次用于补充流动资金的募集资金金额为47,668万元，可填补上述日常生产经营所需资金缺口，具有必要性。

问题3根据国家统计局发布的《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），发行人所处行业为“D44电力、热力生产和供应业”。报告期各期，发行人火电收入占营业收入比例分别为91.85%、90.45%、91.26%和90.65%。

请发行人补充说明：（1）发行人已建、在建及拟建项目是否属于《产业结构调整指导目录（2019年本）》中淘汰类、限制类产业，是否属于落后产能，是否符合国家产业政策；（2）发行人已建、在建及拟建项目是否满足项目所在地能源消费双控要求，是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见；（3）发行人已建、在建及拟建项目是否涉及新建自备燃煤电厂，如是，是否符合《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中“京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂，装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新建/新扩自备电厂项目”的要求；（4）发行人已建、在建及拟建项目是否需履行主管部门审批、核准、备案等程序及履行情况；是否按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环境影响评价批复；（5）发行人已建、在建及拟建项目是否属于大气污染防治重点区域内的耗煤项目，依据《大气污染防治法》第九十条，国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或减量替代，发行人是否已履行相应的煤炭等量或减量替代要求；（6）发行人已建、在建及拟建项目是否位于各地城市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，如是，是否拟在禁燃区内燃用相应类别的高污染燃料；（7）发行人已建、在建及拟建项目是否需取得排污许可证，如是，是否已取得，如未取得，说明目前的办理进度、后续取得是否存在法律障碍，是否违反《排污许可管理条例》第三十三条规定；（8）发行人已建、在建及拟建项目生产的产品是否属于《环保名录》中规定的“双高”产品。如发行人产品属于《环保名录》中“高环境风险”的，还应满足环境风险防范措施要求、应急预案管理制度健全、近一年内未发生重大特大突发环境事件要求；产品属于《环保名录》中“高污染”的，还应满足国家或地主污染物排放标准及已出台的超低排放要求、达到行业清洁生产先进水平、近一年内无因环境违法行为受到重大处罚的要求;（9）发行人已建、在建及拟建

项目及本次募投项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量；募投项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配；（10）发行人最近36个月是否存在受到环保领域行政处罚的情况，是否构成重大违法行为，或是否存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为；（11）募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形。请保荐人及发行人律师核查并发表明确意见。回复：

一、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否属于《产业结构调整指导目录（2019年本）（2021年修订）》中的淘汰类、限制类产业，是否属于落后产能，是否符合国家产业政策

（一）发行人已建、在建及拟建项目是否属于《产业结构调整指导目录（2019年本）（2021年修订）》中的淘汰类、限制类产业

截至本回复出具日，发行人已建、在建及拟建项目详见附件“发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况”。

发行人已建、在建及拟建项目包括水电、火电、新能源发电建设等。根据《产业结构调整指导目录（2019年本）》（2021年修订），其中与发行人主营业务相关的内容如下：

序号	类别	行业	内容
1	鼓励类	二、水利	11、综合利用水利枢纽工程
2		四、电力	1、大中型水利发电及抽水蓄能电站 2、单机60万千瓦及以上超超临界机组电站建设 3、采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30万千瓦及以上超（超）临界热电联产机组 4、缺水地区单机60万千瓦及以上大型空冷机组电站建设 5、燃煤发电机组超低排放技术 6、燃煤耦合生物质发电 7、火力发电机组灵活性改造
3		五、新能源	1、太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造 2、氢能、风电与光伏发电互补系统技术开发与应用 3、太阳能建筑一体化组件设计与制造
4	限制类	三、电力	1、大电网覆盖范围内，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组2、无下泄生态流量的引水式水力发电

序号	类别	行业	内容
5	淘汰类	一、落后生产工艺装备（三）电力	1、不达标的单机容量30万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组

2023年12月27日，国家发改委新公布《产业结构调整指导目录（2024年本）》，其中与发行人主营业务相关的主要修订内容如下：

序号	类别	行业	内容
1	限制类	三、电力	（一）“大电网覆盖范围内，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组”要求提高为“大电网覆盖范围内，设计供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的常规烟煤湿冷发电机组，设计供电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的常规烟煤空冷发电机组（不含燃用无烟煤、褐煤等特殊煤型的机组）”； （二）新增“达不到超低排放要求的煤电机组（采用特殊炉型的机组除外）和燃煤锅炉”。

在《产业结构调整指导目录（2019年本）（2021年修订）》和新修订的《产业结构调整指导目录（2024年本）》中，发行人已建、在建、拟建水电、新能源发电项目属于鼓励类产业，发行人火电项目的具体情况如下：

序号	建设主体	项目名称	是否属于淘汰类、限制类产业
			《产业结构调整指导目录（2019年本）》	《产业结构调整指导目录（2024年本）》
1

汉川一发

汉川一发	汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	否，报告期内汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为296、295、296克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类	是，报告期内汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为296、295、296克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤高于285克标准煤/千瓦时，属于限制类

2		汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目	否，报告期内汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为296、295、297克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类	是，报告期内汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为296、295、297克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤高于285克标准煤/千瓦时，属于限制类
3	汉川公司	湖北国电汉川电厂三期机组扩建工程项目	否，为单机600MW及以上超超临界机组电站建设，属于鼓励类	否，为单机600MW及以上超超临界机组电站建设，属于鼓励类
4		国能长源汉川四期扩建工程项目	否，为单机600MW及以上超超临界机组电站建设，属于鼓励类	否，为单机600MW及以上超超临界机组电站建设，属于鼓励类

5

荆门公司

荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目

否，报告期内荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为284、281、

否，报告期内荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为284、281、280

序号	建设主体	项目名称	是否属于淘汰类、限制类产业
			《产业结构调整指导目录（2019年本）》	《产业结构调整指导目录（2024年本）》

280克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰

类

			280克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类	克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于285克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类
6	长源一发	湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目	是，使用的机组为发电耗煤高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，属于限制类	是，使用的机组为发电耗煤高于285克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，属于限制类
7	青山公司	国电青山热电有限公司“上大压小”一期2×350MW超临界热电联产项目	否，为300MW及以上超（超）临界热电联产机组，属于鼓励类	否，为300MW及以上超（超）临界热电联产机组，属于鼓励类

8	荆州公司	国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	否，国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为279、278、276克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于300克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类	否，国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目发电机组2021年-2023年发电煤耗分别为279、278、276克标准煤/千瓦时。发电机组耗煤不高于285克标准煤/千瓦时，不属于限制类、淘汰类
9		国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目	否，为300MW及以上超（超）临界热电联产机组，属于鼓励类	否，为300MW及以上超（超）临界热电联产机组，属于鼓励类
10	随州公司	国家能源集团随州火电项目	否，为单机600MW及以上超超临界机组电站建设，属于鼓励类	否，为单机600MW及以上超超临界机组电站建设，属于鼓励类

在2021年修订的《产业结构调整指导目录（2019年本）》中，发行人火电项目中，湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目中使用了发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，属于限制类项目。在新修订的《产业结构调整指导目录（2024年本）》中，因限制类湿冷发电火电机组的煤耗标准提高为285克标准煤/千瓦时，发行人火电项目汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目和汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目属于新增限制类项目。限制类主要是工艺技术落后，不符合行业准入条件和有关规定，禁止新建扩建和需要督促改造的生产能力、工艺技术、装备及产品。上述三个限制类火力发电项目分别于1987年和1993年经过国务院批准开工建设，已取得有权政府监管部门的批准或核准，生产经营所必需的资质证照完备，且不属于新建、扩建项目，目前，该类项目正在进行升级改造的前期工作。长源电力及

子公司均未收到能源局淘汰关停、清理整顿、压缩产能的通知。综上所述，发行人汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目、汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目使用的发电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组属于限制类产业，其余项目不属于《产业结构调整指导目录（2024年本）》中的淘汰类、限制类产业。

（二）发行人已建、在建及拟建项目是否属于落后产能

根据国务院《关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》（国发〔2010〕7号）、工业和信息化部《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》（工信部联产业〔2011〕46号）以及工业和信息化部、国家能源局《2015年各地区淘汰落后和过剩产能目标任务完成情况》（工业和信息化部、国家能源局公告2016年第50号）等文件，国家淘汰落后和过剩产能行业包括：炼铁、炼钢、焦炭、铁合金、电石、电解铝、铜冶炼、铅冶炼、水泥（熟料及磨机）、平板玻璃、造纸、制革、印染、铅蓄电池（极板及组装）、电力、煤炭。

根据国家发改委发布的《关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》（发改运行〔2020〕901号），全国产能过剩情况主要集中在钢铁、煤炭和煤电行业。根据《2020年煤电化解过剩产能工作要点》，2020年目标任务为淘汰关停不达标的落后煤电机组，依法依规清理整顿违规建设煤电项目。

发行人煤电业务涉及汉川一发、汉川公司、荆门公司、长源一发、青山公司荆州公司和随州公司，其中汉川公司、随州公司下属已建和在建火电项目均为600MW以上超超临界机组电站，为鼓励类行业。青山公司下属国电青山热电有限公司“上大压小”一期2×350MW超临界热电联产项目和荆州公司下属国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目均为300MW及以上超（超）临界热电联产机组，为鼓励类行业。

根据湖北省能源局《关于2020年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》《关于2022年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》，荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目、汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目、汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目、国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界

燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目均不属于落后产能。

截至本回复出具日，汉川一发、汉川公司、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司和随州公司七家煤电企业均未收到淘汰关停和清理整顿的通知，发行人煤电项目不属于落后产能。除煤电项目以外，发行人水电、新能源发电项目属于鼓励类产业，亦不属于落后产能。

（三）发行人已建、在建及拟建项目是否符合国家产业政策

电力行业为国民经济的支柱行业，近年来，相关主管部门出台了一系列支持性政策，具体情况如下：

文件名称	颁发 单位	颁布 时间	主要内容
《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》	国家发改委	2020年	鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。对集中式光伏发电继续制定指导价。
《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》	国家发改委	2021年	1、2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。3、2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。4、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。
《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》	国家能源局	2021年	落实碳达峰、碳中和目标，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右、风电太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等任务，坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。

文件名称	颁发 单位	颁布 时间	主要内容
《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》	国务院	2021年	推进既有产业园区和产业集群循环化改造，推动公共设施共建共享、能源梯级利用、资源循环利用和污染物集中安全处置等。鼓励建设电、热、冷、气等多种能源协同互济的综合能源项目。提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。促进燃煤清洁高效开发转化利用，继续提升大容量、高参数、低污染煤电机组占煤电装机比例。
《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》	国家发改委	2021年	燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
《全国煤电机组改造升级实施方案》	国家发改委、国家能源局	2021年	各地在推进煤电机组改造升级工作过程中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动。同时，要合理安排机组改造时序，保证本地电力安全可靠供应。
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》	国务院、国家发改委	2021年	加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，到2025年非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。
《2030年前碳达峰行动方案》	国务院	2021年	全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。
《“十四五”现代能源体系规划》	国家发改委、国家能源局	2022年	全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。

文件名称	颁发 单位	颁布 时间	主要内容
《“十四五”可再生能源发展规划》	国家发改委	2022年	“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。
《省能源局关于加快风电、光伏发电项目开发建设有关工作的通知》	湖北省能源局	2022年	新能源发电项目应当依据各地土地利用总体规划和新能源发展政策，科学合理选址，节约集约利用土地，主动避让生态红线、永久基本农田、天然林、水源保护地等，符合土地用途管制、生态环境保护等要求。百万千瓦新能源基地要坚持政府主导、统一规划、集中联片、多能互补的开发原则，发挥规模效益。各市州县发改委（局）要加强与同级自然资源、林业、水利、环保等部门的协调联动，加大新能源发电项目用地保障力度。
《2023年能源工作指导意见》	国家能源局	2023年	开展“十四五”能源规划实施情况中期评估，深入分析主要目标指标发展预期，全面评估重大战略任务、重大改革举措、重大工程项目推进情况，完善规划实施政策措施。以能源重大工程项目为重点，加强能源规划实施监测调度和组织推进，充分发挥能源项目对扩内需、稳投资、促增长、保安全的牵引支撑作用。滚动开展省级能源需求月度、季度预测，预判可能出现的时段性、区域性供应紧张问题，从资源落实、产能建设、基础设施布局等方面提前谋划应对措施。
《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》	自然资源部办公厅、林草局办公室、能源局综合司	2023年	鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地、国家沙化土地封禁保护区（光伏发电项目输出线路允许穿越国家沙化土地封禁保护区）等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。
《省能源局关于2023年新能源开发建设有关事项的通知》	湖北省能源局	2023年	支持煤电与新能源联营，煤电灵活性改造和新建清洁高效煤电按照新增调峰容量认定灵活调节能力，配套其能力2倍的新能源项目。煤电项目在2023年底前主体工程开工的，配套其能力1倍的新能源项目；建成投运后，再配套其能力1倍的新能源项目。灵活调节能力不得重复使用。

文件名称	颁发 单位	颁布 时间	主要内容
《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》	国家发改委、国家能源局	2023年	2023年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，各省（自治区、直辖市）按此进行考核评估；2024年权重为预期性指标，各局综合司省(自治区、直辖市)按此开展项目储备。
《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》	国家发改委、国家能源局	2023年	进一步明确现货市场建设要求，其中针对各地现货市场连续结算试运行时间节点做出了规定。值得关注的是，政策文件中明确了“新能源+储能”将正式进入现货市场，为工商业储能参与电力市场化交易提供了具体指引。
《关于建立煤电容量电价机制的通知》	国家发改委、国家能源局	2023年	煤电容量电价机制的实施实际上是《电力现货市场基本规则（试行）》中市场化容量补偿机制探索的具体成果。这一机制的建立旨在应对煤电行业向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新趋势。
《2024年能源工作指导意见》	国家能源局	2024年	科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。研究光伏电站升级改造和退役有关政策。
《产业结构调整指导目录（2024年本）》	国家发改委	2024年	（一）“大电网覆盖范围内，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组”要求提高为“大电网覆盖范围内，设计供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的常规烟煤湿冷发电机组，设计供电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的常规烟煤空冷发电机组（不含燃用无烟煤、褐煤等特殊煤型的机组）”；（二）新增“达不到超低排放要求的煤电机组（采用特殊炉型的机组除外）和燃煤锅炉”。

由上表可知，发行人的生产经营符合国家产业政策。综上所述，发行人所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主营业务为电力、热力生产和销售，业务板块主要包括火电、水电、新能源发电和售电业务。发行人已建、在建及拟建项目中，汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目、汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大

代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目为限制类产业，于1987年和1993年取得有权政府监管部门的批准或核准，生产经营所必需的资质证照完备，不属于新建、扩建项目，目前，该类项目正在进行升级改造的前期工作。长源电力及子公司均未收到能源局淘汰关停、清理整顿、压缩产能的通知，符合国家产业政策。发行人其他项目均不涉及《产业结构调整指导目录（2024年本）》所规定的限制类及淘汰类产业，亦不涉及电力行业中的落后产能，符合国家产业政策。

二、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否满足项目所在地能源消费双控要求，是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见

（一）发行人已建、在建及拟建项目是否满足项目所在地能源消费双控要求

根据国务院新闻办公室印发的《新时代的中国能源发展》白皮书，能源消费双控是指能源消费总量和强度双控制度，具体而言，按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标，对重点用能单位分解能耗双控目标，开展目标责任评价考核。

发行人主要从事电力、热力生产和销售业务，已建、在建、未来拟建设的项目所需的能源消耗主要为燃煤等，其项目所在地能源消费双控情况如下：

序号	建设主体	项目名称	建设地址	建设状态	是否满足项目所在地能源消费双控要求
1	国电长源汉川第一发电有限公司	汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	湖北省孝感市	已建	根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），汉川一发属于重点用能单位。 根据湖北省发展和改革委员会关于重点用能单位“千家”企业2018年度节能目标完成情况的公告；2019年“百家”“千家”重点用能单位专项监察结果；2020年“百家”“千家”企业专项节能监察结果；2021年煤电行业专项节能监察结果，汉川一发圆满完成“十三五”能耗“双控”考核目标。 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
2		汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目	湖北省孝感市	已建

3

国能长源汉川发电有限公司

汉川电厂三期2×1000MW超超临界燃煤发电项目

湖北省孝感市

已建

根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），汉川公司属于重点用能单位。 根据湖北省发展和改革委员会关于重点用能单位“千家”企业2018年度节能目标完成情况的公告；2019年“百家”“千家”重点用能单位专项监察结果；2020年“百家”“千家”企业专项节能监察结果；2021年

序号	建设主体	项目名称	建设地址	建设状态	是否满足项目所在地能源消费双控要求
					煤电行业专项节能监察结果，汉川公司圆满完成“十三五”能耗“双控”考核目标。 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
4		汉川电厂四期2×1000MW超超临界燃煤发电项目		在建	该项目为在建项目，国能长源汉川四期扩建工程7号机组(1×1000MW)项目已按照规定取得湖北省发改委于2022年10月30日出具的鄂发改审批服务〔2022〕356号《关于国能长源汉川四期扩建工程7号机组(1×1000MW)项目节能审查的意见》。国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×1000MW）项目已按照规定取得湖北省发改委于2023年5月10日出具的鄂发改审批服务〔2023〕101号《关于国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×1000MW）项目节能审查的意见》。 固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意见，满足能源消费双控要求。

5

国能长源荆门发电有限公司

荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目

湖北省荆门市

已建

根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资〔2018〕200号），荆门电厂属于重点用能单位。 根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021年煤电行业专项节能监察结果公示》，荆门电厂能耗“双控”考核目标完成情况为合格。 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。

6	国电长源第一发电有限责任公司	湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目	湖北省武汉市青山区苏家湾	已建	根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），国电长源第一发电有限责任公司属于重点用能单位。 根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021年煤电行业专项节能监察结果公示》，国电长源第一发电有限责任公司能耗“双控”考核目标完成情况为合格。 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
7	国能长源武汉青山热电有限公司	国电青山热电有限公司“上大压小“一期2×350MW超临界热电联产项目	湖北省武汉市青山区苏家湾	已建	根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），国能长源武汉青山热电有限公司属于重点用能单位。 根据湖北省发改委政府信息公开文件《2021年煤电行业专项节能监察结果公示》，国能长源武汉青山热电有限公司能耗“双控”考核目标完成情况为合格。 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。

8

国能长源荆州热电有

国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界

湖北省荆州市

已建

根据湖北省发改委《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》（鄂发改环资[2018]200号），国能长源荆州热电有限公司属于重

序号	建设主体	项目名称	建设地址	建设状态	是否满足项目所在地能源消费双控要求
	限公司	燃煤发电项目			点用能单位。 根据鄂州市发改委《关于重点用能企业“十三五”能耗“双控”目标完成情况的通报》（鄂州发改环资函[2021]23号），荆州公司圆满完成“十三五”能耗“双控”考核目标。 综上，该项目属于重点用能单位，满足项目所在地能源消费双控要求。
9		国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目		已建	该项目为已建项目，于2023年11月建成投产，该项目建成投产时，湖北省2023年度节能审查已结束，截至年底项目未参与当地政府能源消费双控审查。 该项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于2021年2月18日出具的鄂发改审批服务[2021]38号《关于国电长源荆州热电二期扩建项目节能审查意见》。 固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意见，满足能源消费双控要求。

10

国能长源随州发电有限公司

国家能源集团随州2×660MW超超临界燃煤发电项目

湖北省随州市

已建

该项目为已建项目，于2023年12月建成投产，该项目建成投产时，湖北省2023年度节能审查已结束，截至年底项目未参与当地政府能源消费双控审查。 该项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于2020年8月18日出具的《关于国家能源集团长源随州火电项目节能审查的意见》（鄂发改审批服务[2020]137号）。 固定资产投资项目在开展节能审查时，需对项目能源消费、能效水平及节能措施等情况进行审查并形成审查意见，项目已按规定取得主管部门的节能审查意见，满足能源消费双控要求。

发行人已建、在建、拟建涉及用煤的火电项目均满足项目所在地能源消费双控要求。根据湖北省发展和改革委员会文件《关于下达重点用能单位“百千万”行动名单及“双控”目标的通知》，发行人除上述火电项目以外其余已建、在建、拟建项目均不涉及项目所在地能源消费双控要求。

综上，发行人已建、在建、拟建项目均满足项目所在地能源消费双控要求。

（二）发行人已建、在建及拟建项目是否按规定取得固定资产投资项目节能审查意见

根据《国家发展改革委关于印发<不单独进行节能审查的行业目录>的通知》（发改环资规[2017]1975号），不单独进行节能审查的行业目录包括：年综合能源

消费量不满1,000吨标准煤，且年电力消费量不满500万千瓦时的固定资产投资

项目，以及风电站、光伏电站（光热）、生物质能、地热能、核电站、水电站、抽水蓄能电站、电网工程、输油管网、输气管网、水利、铁路（含独立铁路桥梁、隧道）、公路、城市道路、内河航运、信息（通信）网络（不含数据中心）、电子政务、卫星地面系统等行业的固定资产投资项目。依据上述规定，发行人水电、风电及太阳能发电项目均无需取得固定资产投资项目节能审查意见。发行人已建、在建及拟建项目中涉及需取得固定资产投资项目节能审查意见的情况如下：

序号	项目类型	项目名称	建设主体	建设状态	固定资产投资项目节能审查情况
1	火电	汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	国电长源汉川第一发电有限公司	已建	该项目为已建项目，汉川电厂一期项目为1987年经过国务院批准开工建设项目，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
2	火电	汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目		已建	该项目为已建项目，汉川电厂二期项目于1993年经国家计委以计能源〔1993〕629号文批准立项，1997年经国家计委以计建设函〔1997〕140号文核定项目发电工程动态投资总概算为256,054万元，两台机组分别于1996年10月和1998年4月建成投产。早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
3	火电	汉川电厂三期2×1000MW超超临界燃煤发电项目	国能长源汉川发电有限公司	已建	该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关于湖北国电汉川电厂三期扩建工程核准的批复》（发改能源〔2010〕1677号），汉川电厂#5机组于2010年7月30日获得核准批复，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。 汉川电厂#6机组取得国家发展和改革委员会于2013年10月10日出具的发改办环资〔2013〕2472号《关于国电汉川电厂三期扩建工程1台100万千瓦机组项目节能评估报告审查意见》。
4	火电	汉川电厂四期2×1000MW超超临界燃煤发电项目		在建	该项目为在建项目，国能长源汉川四期扩建工程7号机组(1×1000MW)项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于2022年10月30日出具的鄂发改审批服务〔2022〕356号《关于国能长源汉川四期扩建工程7号机组(1×1000MW)项目节能审查的意见》（鄂发改审批服务〔2022〕356号）。国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×

序号	项目类型	项目名称	建设主体	建设状态	固定资产投资项目节能审查情况
					1000MW）项目已按照规定取得湖北省发展和改革委员会于2023年5月10日出具的鄂发改审批服务（2023〕101号《关于国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×1000MW）项目节能审查的意见》。
5	火电	荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目	国能长源荆门发电有限公司	已建	该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关于湖北荆门热电厂三期扩建工程核准的批复》（发改能源[2005]527号），该项目核准时间为2005年，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
6	火电	湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目	国电长源第一发电有限责任	已建	该项目为已建项目，1993年经过国务院批准开工建设，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
7	热电联产	国电青山热电有限公司“上大压小“一期2×350MW超临界热电联产项目	国能长源武汉青山热电有限公司	已建	该项目为已建项目，根据《国家发展和改革委关于湖北青山热电有限公司“上大压小”扩建工程核准的批复》（发改能源〔2009〕2822号），项目核准时间为2009年，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
8	热电联产	国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	国能长源荆州热电有限公司	已建	该项目为已建项目，根据《国家发展改革委关于湖北国电沙市热电厂异地新建工程项目核准的批复》（发改能源〔2007〕2125号），项目核准时间为2007年8月28日，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（自2010年11月1日起施行）和《固定资产投资项目节能审查办法》（自2017年1月1日起施行）的开始实施时间，无需办理建设项目节能评估和审查。
9	热电联产	国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目		已建	该项目为已建项目，湖北省发展和改革委员会于2021年2月18日出具鄂发改审批服务[2021]38号《省发改委关于国电长源荆州热电二期扩建项目节能审查的意见》
10	火电	国家能源集团随州2×660MW超超临界燃煤发电项目	国能长源随州发电有限公司	已建	该项目为已建项目，湖北省发展和改革委员会于2020年8月18日出具鄂发改审批服务[2020]137号《省发改委关于国家能源集团长源随州火电项目节能审查的意见》

综上，除不适用固定资产投资项目节能审查的项目外，发行人已建、在建和

拟建项目已按规定取得固定资产投资项目节能审查意见。

三、发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否涉及新建自备燃煤电厂，如是，是否符合《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中“京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂，装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新（扩）建自备电厂项目”的要求根据国家发改委、国家能源局公布的《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的规定，燃煤自备电厂是我国火电行业的重要组成部分，在为工业企业生产运营提供动力供应、降低企业生产成本的同时，还可兼顾周边企业和居民用电用热需求。自备电厂是企业根据生产用电、用热需要建设的燃煤或利用余热、余压、余气等自主建设的以自发自用为主的发电机组或发电厂，发行人已建、在建及拟建项目均为公用电厂，不涉及新建自备燃煤电厂的情况，不适用《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的相关规定。

四、发行人已建、在建及拟建项目是否需履行主管部门审批、核准、备案等程序及履行情况；是否按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环境影响评价批复

发行人主营业务已建、在建、拟建项目合计76个，各项目审批、核准、备案履行情况，以及环境影响评价批复取得情况详见附件“发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况”。

发行人目前76个已建、在建及拟建项目均已取得立项审批、核准或备案；除根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》和《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》的规定不需要取得环境影响评价批复的项目外，其他项目且均已取得了环境影响评价批复或政府主管部门的说明文件。

综上，发行人已建、在建及拟建项目已根据相关规定及实际项目进度履行了主管部门审批、核准、备案等程序，除根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》和《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》的规定不需要取得环境影响评价批复的项目外，其他项目且均已取得了环境影响评价批复或政府主

管部门的说明文件。

五、发行人已建、在建及拟建项目是否属于大气污染防治重点区域内的耗煤项目，依据《大气污染防治法》第九十条，国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或减量替代，发行人是否已履行相应的煤炭等量或减量替代要求

（一）发行人已建、在建及拟建项目不属于国务院文件列明的大气污染防治重点区域内的耗煤项目

根据《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发[2018]22号），大气污染防治重点区域范围为：京津冀及周边地区，包含北京市，天津市，河北省石家庄、唐山、邯郸、邢台、保定、沧州、廊坊、衡水市以及雄安新区，山西省太原、阳泉、长治、晋城市，山东省济南、淄博、济宁、德州、聊城、滨州、菏泽市，河南省郑州、开封、安阳、鹤壁、新乡、焦作、濮阳市等；长三角地区，包含上海市、江苏省、浙江省、安徽省；汾渭平原，包含山西省晋中、运城、临汾、吕梁市，河南省洛阳、三门峡市，陕西省西安、铜川、宝鸡、咸阳、渭南市以及杨凌示范区等。根据上述规划，发行人发电项目不在上述通知明确的大气污染防治重点区域范围内。

（二）发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内的耗煤项目，发行人已履行相应的煤炭等量或减量替代等要求

根据湖北省环境保护厅发布的《关于部分重点城市执行大气污染物特别排放限值的公告》（2018第2号），规定了执行大气污染物特别排放限制的地区为武汉市、黄石市、襄阳市、宜昌市、荆州市、荆门市、鄂州市城市行政区域。发行人下属长源一发、青山公司、荆州公司、荆门公司的建设地点属于该文件划定的执行地区，荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司《排污许可证》（副本）亦载明属于大气污染排放重点控制区；汉川一发、汉川公司和随州公司所在区域不属于大气污染排放重点控制区。《大气污染防治法》第九十条“国家大气污染防治重点区域内新建、改建、扩建用煤项目的，应当实行煤炭的等量或者减量替代”为2015年修订后新增条款，发行人已建发电项目涉及荆门公司（荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤

发电项目）（2003年）、长源一发（汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目）（1993年）、青山公司（国电青山热电有限公司“上大压小“一期2×350MW超临界热电联产项目）（2009年）、荆州公司（国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目）（2005年）均在上述条款增加前完成建设，因此不涉及煤炭等量或减量替代要求。此外，发行人上述项目在运行生产过程中煤耗标准符合相关政策法规及湖北省环保监管部门对能耗的要求。

除上述在条款增加前完成建设的项目以外，2023年新建成荆州公司国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目属于重点区域内扩建用煤项目，于2020年取得湖北省生态环境厅《省生态环境厅关于国电长源荆州热电二期扩建项目环境影响报告书的批复》（鄂环审〔2020〕280号），载明同意项目建设。该项目废气污染物排放量为：二氧化硫251.77吨/年，氮氧化物706.27吨/年，颗粒物52.95吨/年。按照环境质量“只能变好、不能变坏”的目标，结合《荆州市城市环境空气质量达标规划（2013—2022年)》和《荆州市中心城区热电联产规划（2019―2030）环境影响报告书》有关要求，对项目新增污染物总量指标进行倍量替代，所需的替代量分别为：二氧化硫503.54吨/年，氮氧化物1412.54吨/年，颗粒物105.9吨/年。根据《关于确认国电长源荆州热电二期扩建项目主要污染物总量指标来源的复函》(荆环函[2020]39号)，荆州市生态环境局对国电长源荆州热电有限公司提供的本项目新增污染物所需倍量替代总量指标来源方案进行了确认：发电部分

408.08吨/年和供热部分95.46吨/年二氧化硫、发电部分594.439吨/年和供热部分267.82吨/年氦氧化物以及发电部分85.82吨/年和供热部分20.08吨/年颗粒物均从荆州公司现有一期在运机组环保改造及超低排放改造产生的削减量4,639.313吨/年二氧化硫、862.259吨/年氮氧化物、1,644.68吨/年颗粒物中调剂；其余发电部分550.281吨/年氮氧化物从国电长源荆门发电有限公司6、7号现役机组环保设施升级改造、超低排放改造削减的氮氧化物总量中进行调剂。同时落实热负荷和热网建设，同步替代关停供热范围内的燃煤、燃油小锅炉。本项目建成投产、稳定运行并完成供热管网铺设后将替代区域内小锅炉54台，共计

133.3t/h。同步减排二氧化硫94.1t/a、氮氧化物203.7t/a、烟尘28.3t/a。截至本回复出具日，发行人严格执行煤炭等量及减量替代方案，项目建设以来未因污染物

等量及减量替代问题受到环保主管部门处罚或监管措施。综上，发行人已建、在建、拟建的项目不属于国务院文件列明的大气污染防治重点区域内的耗煤项目。发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内的耗煤项目，其中已建项目因建设完成时间较早，不适用煤炭等量或减量替代要求，荆州二期扩建项目已按照属地环保部门要求实行比煤炭等量/减量替代更严格的煤炭的倍量替代。

六、发行人已建、在建及拟建项目是否位于各地城市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，如是，是否拟在禁燃区内燃用相应类别的高污染燃料根据《高污染燃料目录》，高污染燃料指煤炭及其制品、石油焦、油页岩、原油、重油、渣油、煤焦油、非专用锅炉或未配置高效除尘设施的专用锅炉燃用的生物质成型燃料等。发行人生产经营所耗能源属于《高污染燃料目录》相应类别高污染燃料的主要是煤电企业，其建设地址及其是否位于各地城市人民政府划定的高污染燃料禁燃区内的情况具体如下：

序号	项目类型	项目名称	建设地址	建设地关于高污染燃料禁燃区的规定	是否在高污染燃料禁燃区，如是，属于哪一级管控区	是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
1	火电	汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	湖北省孝感市汉川市新河镇电厂路	根据汉川市人民政府2020年12月11日《关于调整高污染燃料禁燃区的通告》，汉川市的开发区管委会规划区位禁燃区。	是，Ⅰ类	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,025吨/小时，单台出力大于等于20蒸吨/小时。
2		汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目				属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,025吨/小时，单台出力大于等于20蒸吨/小时。
3		湖北国电汉川电厂三期扩建工程项目				属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量2,991吨/小时，单台出力大于等于20蒸吨/小时。
4		国能长源汉川四期扩建工程7号机组（1×1,000MW）项目				属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量2,784吨/小时，单台出力大于等于20蒸吨/小时。
5		国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×1,000MW）项目				属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量2,784吨/小时，单台出力大于等于20蒸吨/小时
6	火电	荆门电厂三期2×600MW超临界燃煤发电项目	湖北省荆门市掇刀区白庙路80号	根据荆门市人民政府2019年12月30日《荆门市人民政府关于进一步加强中心城区高	是；属于特别管控区	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,960吨/小时，单台出力大于等于35蒸吨/小时。

序号	项目类型	项目名称	建设地址	建设地关于高污染燃料禁燃区的规定	是否在高污染燃料禁燃区，如是，属于哪一级管控区	是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
				污染燃料禁燃管控工作的通知》（荆政发[2019]18号），荆门市的掇刀区规划区位禁燃区。
7	火电	湖北省青山热电厂“以大代小”（1×300MW）工程	湖北省武汉市青山区苏家湾	根据武汉市人民政府2017年10月23日《市人民政府关于重新划定高污染燃料禁燃区的通告》（武政规[2017]53号），禁燃区划定范围为：武汉绕城高速公路合围区域。	是；不涉及管控区分级	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,025吨/小时。单台出力大于等于20蒸吨/小时。
8	火电	国电青山热电有限公司“上大压小“一期（2×350MW）热电联产工程	湖北省武汉市青山区苏家湾	根据武汉市人民政府2017年10月23日《市人民政府关于重新划定高污染燃料禁燃区的通告》（武政规[2017]53号），禁燃区划定范围为：武汉绕城高速公路合围区域。	是；不涉及管控区分级	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,125吨/小时。单台出力大于等于20蒸吨/小时。
9	火电	国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	荆州市荆州经济技术开发区18号	根据荆州市人民政府2017年10月19日《荆州市人民政府关于划定高污染燃料禁燃区和秸秆垃圾禁烧区的通告》（荆政规[2017]9号），禁燃区划定范围为：荆州市区行政管辖范围。	是；不涉及管控区分级	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,025吨/小时。单台出力大于等于20蒸吨/小时。

序号	项目类型	项目名称	建设地址	建设地关于高污染燃料禁燃区的规定	是否在高污染燃料禁燃区，如是，属于哪一级管控区	是否属于禁燃区可正常生产的例外情形
10	火电	国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目	荆州市荆州经济技术开发区18号	根据荆州市人民政府2017年10月19日《荆州市人民政府关于划定高污染燃料禁燃区和秸秆垃圾禁烧区的通告》（荆政规[2017]9号），禁燃区划定范围为：荆州市区行政管辖范围。	是；不涉及管控区分级	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,156吨/小时。大于20蒸吨/小时锅炉燃用的煤炭及其制品。
11	火电	国家能源集团随州火电项目 （2×660MW超临界燃煤发电）	湖北省随州市曾都区淅河镇樊家冲村	根据随州市人民政府2023年6月16日《随州市人民政府关于加强高污染燃料禁燃区管理的通告》（征求意见稿），禁燃区划定范围为：曾都区。 截止8月16日仍未发布正式通告。	是；不涉及管控区分级	属于禁燃区可正常生产的例外情形。电站锅炉，蒸发量1,967.8吨/小时。单台出力大于等于20蒸吨/小时。

由上表可知，发行人耗煤项目汉川公司、汉川一发、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司、随州公司的项目建设地虽在相应地市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，但根据各地政府关于高污染燃料的划定标准，发行人上述电站锅炉的单台出力均属于可依法依规建设的情形，可以正常生产。发行人其他项目不涉及燃用高污染燃料。

七、发行人已建、在建及拟建项目是否需取得排污许可证，如是，是否已取得，如未取得，说明目前的办理进度、后续取得是否存在法律障碍，是否违反《排污许可管理条例》第三十三条规定

（一）发行人已建、在建、未来拟建设的项目，是否需取得排污许可证

根据《排污许可管理条例》《固定污染源排污许可分类管理名录》，公司主营业务中仅火力发电、热电联产需要取得排污许可证，目前已建、在建及拟建项目中涉及上述业务的主体均已取得了排污许可证。本次募投项目不属于《固定污染源排污许可分类管理名录》里的业务，不需要取得排污许可证。

发行人取得排污许可证情况如下：

序号	持证主体	许可证编号	排污种类	发证机关	有效期限
1	国能长源汉川发电有限公司	914209846764966404001P	颗粒物、SO2、NOX、COD、氨氮、其他特征污染物（pH值，悬浮物，总磷（以P计），石油类，溶解性总固体，硫化物，氟化物（以F-计），挥发酚）	孝感市生态环境局	自2020年06月14日至2025年06月13日止
2	国电长源汉川第一发电有限公司	91420000707096907B001P	颗粒物、SO2、NOX、COD、氨氮、其他特征污染物（pH值，悬浮物，总磷（以P计），石油类，溶解性总固体，硫化物，氟化物（以F-计），挥发酚）	孝感市生态环境局	自2020年06月29日至2025年06月28日止
3	国能长源荆门发电有限公司	91420800760665777J001P	颗粒物、SO2、NOX、COD、氨氮、其他特征污染物（pH值，悬浮物，总磷（以P计），石油类，溶解性总固体，硫化物，氟化物（以F-计），挥发酚）	荆门市生态环境局	自2023年04月13日至2028年04月12日止
4	国能长源荆州热电有限公司	91421000662253584J001V	颗粒物、SO2、NOX、COD、氨氮、其他特征污染物（pH值，悬浮物，总磷（以P计），石油类，溶解性总固体，硫化物，氟化物（以F-计），挥发酚）	荆州市生态环境局	自2023年05月29日至2028年05月28日止

序号	持证主体	许可证编号	排污种类	发证机关	有效期限
5	国能长源武汉青山热电有限公司	91420000770772103A001P	废气：颗粒物、SO2、NOX、林格曼黑度、非甲烷总烃、汞及其化合物、氯化氢、一氧化碳、二噁英等。 废水：COD、氨氮、悬浮物、石油类、PH值、总汞、总镉、总砷、总铅、总铬等。	武汉市生态环境局	自2022年10月24日至2027年10月23日止
6	国电长源第一发电有限责任公司	91420000177605611M001P	废气：颗粒物、SO2、NOX、林格曼黑度、汞及其化合物、非甲烷总烃。 废水：COD、氨氮、悬浮物、石油类、PH值、总汞、总镉、总砷、总铅、总磷、溶解性总固、氟化物、挥发酚等。	武汉市生态环境局	自2023年02月15日至2028年02月14日止
7	国能长源随州发电有限公司	91421300MA49GRNC88001P	颗粒物、SO2、NOX、COD、氨氮、其他特征污染物（pH值，悬浮物，总磷（以P计），石油类，溶解性总固体，硫化物，氟化物（以F-计），挥发酚）	随州市生态环境局	自2023年05月31日至2028年05月30日止

发行人已建、在建、未来拟建设的项目中，需要办理排污许可证的项目均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证。

（二）发行人已建、在建、未来拟建设的项目，不存在违反《排污许可管理条例》第三十三条规定的情况《排污许可管理条例》第三十三条规定：“违反本条例规定，排污单位有下列行为之一的，由生态环境主管部门责令改正或者限制生产、停产整治，处20万元以上100万元以下的罚款；情节严重的，报经有批准权的人民政府批准，责令停业、关闭：（一）未取得排污许可证排放污染物；（二）排污许可证有效期届满未申请延续或者延续申请未经批准排放污染物；（三）被依法撤销、注销、吊销排污许可证后排放污染物；（四）依法应当重新申请取得排污许可证，未重新申请取得排污许可证排放污染物。”

发行人主营业务已建项目需取得排污许可证的均已根据《排污许可管理条例》的相关规定取得排污许可证，且均处于有效期内，不存在未取得排污许可证或者超越排污许可证范围排放污染物等情况。因此，发行人不存在违反《排污许可管理条例》第三十三条规定的情形。综上，发行人已建、在建、未来拟建项目中，需办理排污许可证的项目均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证，不存在违反《排污许可管理条例》第三十三条规定的情形。

八、发行人已建、在建及拟建项目生产的产品是否属于《环保名录》中规定的“双高”产品。如发行人产品属于《环保名录》中“高环境风险”的，还应满足环境风险防范措施要求、应急预案管理制度健全、近一年内未发生重大特大突发环境事件要求；产品属于《环保名录》中“高污染”的，还应满足国家或地主污染物排放标准及已出台的超低排放要求、达到行业清洁生产先进水平、近一年内无因环境违法行为受到重大处罚的要求

发行人主营业务为电力、热力生产和经营，电力业务包含火力发电、水力发电、新能源发电，所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。经逐条比对《环境保护综合名录（2021年版）》，发行人已建、在建及拟建项目生产的产品不属于《环境保护综合名录（2021年版）》中规定的“高污染、高环境风险”产品。

九、发行人已建、在建、未来拟建设的项目以及本次募投项目涉及环境污染的具体环节，主要污染物名称和排放量；募投项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力是否可以与募投项目实施后所产生的污染相匹配

（一）发行人主营业务已建、在建及拟建项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量

发行人电力业务中水电、风电和光伏发电属清洁能源，火力发电过程中产生的污染物主要是废水、废气和固废等。发行人火电企业涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量情况如下：

1、废气

（1）汉川一发

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为394.76吨，氮氧化物排放量为784.81吨，烟尘排放量为89.25吨。	排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫5,960吨，氮氧化物5,960吨，烟尘894吨。	否
2022			2022年二氧化硫排放量为337.22吨，氮氧化物排放量为979.33吨，烟尘排放量为108.54吨。		否
2021			2021年二氧化硫排放量为350.93吨，氮氧化物排放量为878.36吨，烟尘排放量为80.68吨。		否

（2）汉川公司

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为533.22吨，氮氧化物排放量为812.61吨，烟尘排放量为84.45吨	排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫5,250吨，氮氧化物3,500吨，烟尘1,050吨。	否
2022			2022年二氧化硫排放量为562.77吨，氮氧化物排放量为969.98吨，烟尘排放量为105.49吨。		否
2021			2021年二氧化硫排放量为496.54吨，氮氧化物排放量为970.64吨，烟尘排放量为85.33吨。		否

（3）荆门公司

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为336.41吨，氮氧化物排放量为748.42吨，烟尘排放量为77.47吨	排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫720吨，氮氧化物1,329吨，烟尘265吨。	否
2022			2022年二氧化硫排放量为		否

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
			385.50吨，氮氧化物排放量为892.63吨，烟尘排放量为94.34吨。
2021			2021年二氧化硫排放量为378.16吨，氮氧化物排放量为773.15吨，烟尘排放量为75.98吨。		否

（4）长源一发

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为84.1吨，氮氧化物排放量为144.7吨，烟尘排放量为6.1吨	排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫432.04吨，氮氧化物751.75吨，烟尘160.72吨。	否
2022			2022年二氧化硫排放量为134.98吨，氮氧化物排放量为228.47吨，烟尘排放量为17.31吨。		否
2021			2021年二氧化硫排放量为112.11吨，氮氧化物排放量为186.93吨，烟尘排放量为12.66吨。		否

（5）青山公司

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为333.9吨，氮氧化物排放量为560吨，烟尘排放量为54.6吨	排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫955.84吨，氮氧化物1,663.16吨，烟尘355.58吨。	否
2022			2022年二氧化硫排放量为328.33吨，氮氧化物排放量为564.29吨，烟尘排放量为66.65吨。		否
2021			2021年二氧化硫排放量为		否

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
			316.8吨，氮氧化物排放量为539.78吨，烟尘排放量为61.41吨。

（6）荆州公司

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为94.27吨，氮氧化物排放量为308.47吨，烟尘排放量为48.12吨	2021-2023年排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫876.42吨，氮氧化物1,752.84吨，烟尘350.56吨。 2020年排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫3,352.86吨，氮氧化物1,676.44吨，烟尘502.92吨。	否
2022			2022年二氧化硫排放量为84.23吨，氮氧化物排放量为387.32吨，烟尘排放量为59.43吨。		否
2021			2021年二氧化硫排放量为119.95吨，氮氧化物排放量为438.38吨，烟尘排放量为35.45吨。		否

（7）随州公司

随州公司1号与2号机组在2020年至2022年间尚未正式投产运营，不存在废气排放情况，2023年正式投产运营，废气排放情况如下。

年份	主要污染物名称	涉及环境污染具体环节	排放总量	核定的排放总量	是否超标排放
2023	二氧化硫、氮氧化物、烟尘	燃料燃烧产生	2023年二氧化硫排放量为17吨，氮氧化物排放量为57.96吨，烟尘排放量为2.06吨	排污许可证年许可排放量限值为：二氧化硫955.84吨，氮氧化物1,663.16吨，烟尘355.58吨。	否
2022			-		否
2021			-		否

2、废水

发行人火电企业产生的废水主要是生活污水、含油废水、含煤废水、工业废水等，其废水排放情况及处理措施如下：

（1）汉川一发

公司工业废水、生活污水、油库含油废水经处理站处理后用于工业水池补水；脱硫废水送至汉川公司脱硫废水集中处理；含煤废水经处理后循环利用，用于厂区绿化、输煤栈桥冲洗及煤场喷淋，全厂实现废水零排放。

（2）汉川公司

公司工业废水经处理站处理后，用于全厂脱硫工艺用水及厂区绿化及地面冲洗；生活污水经处理后作为冷却塔补水；脱硫废水经过“预处理软化+膜浓缩减量+MVR蒸发”处理，作为工业冷却水回用；含煤废水经处理后用于输煤栈桥冲洗及煤场喷淋，全厂已实现废水零排放。

（3）荆门公司

荆门公司工业废水经处理站处理后进入复用水池，用于灰场喷淋降尘、建材公司用水及输煤系统冲洗补水；含煤废水处理后循环使用，用于输煤栈桥冲洗；脱硫废水经处理后回用于冲渣系统补水。生活污水经污水处理后通过市政官网进入城市污水厂统一处理，所有废水不直接对外排放。

（4）长源一发

长源一发工业废水经处理站处理后回用于输煤栈桥冲洗和循环水处理系统，脱硫废水处理设施处理后作为捞渣机的补水，生活污水经处理后回用至含煤废水回用水池；含煤废水处理站经过处理后回用于输煤栈桥冲洗，所有废水不直接对外排放。

（5）青山公司

青山公司生产废水经处理站处理后回用于工业水池补水和循排水处理系统，脱硫废水经处理设施处理后作为捞渣机补水，含煤废水经处理设施经过处理后回用至输煤栈桥冲洗，生活污水经污水处理站处理后收集至复用水池，作为脱硫系统工艺水箱补水，所有废水不直接对外排放。

（6）荆州公司

荆州公司生活污水处理后回用于地面冲洗及厂区绿化。工业废水经废水处理站预处理后进入循环水排水处理系统处理，含煤废水经处理回用于煤场冲洗。循

环排水处理系统采用“过滤+超滤+两级反渗透”工艺，经处理的清水进入冷却塔回用。二期脱硫废水采用“低温烟气处理脱硫废水”工艺，蒸发产生的水分回用于脱硫系统，全厂已实现废水零排放。

（7）随州公司

随州公司工业废水、生活污水实行清污分流、分类收集、分类处理，处理后全部回用，不外排。工业废水、含油废水处理后进入复用水池循环使用；脱硫废水采用中和（碱化）、絮凝处理，进一步浓缩、干燥后输送至灰库；生活污水经处理后，用作煤场喷洒、灰库区冲洗用水及绿化用水；含煤废水沉淀过滤处理后的循环使用，全厂在2023年投产后已实现废水零排放。

3、固废

发行人火电企业产生的固废主要是粉煤灰、炉渣、脱硫石膏等，上述副产品均已实现100%综合利用。粉煤灰的运输采用罐车密闭运输。炉渣、脱硫石膏等副产品的装运环节采取覆盖、喷淋等有效抑尘措施。发行人火电企业不存在固废等副产品对外直接排放的情形。

（二）发行人本次募投项目涉及环境污染的具体环节、主要污染物名称及排放量，募投项目所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

发行人本次募集资金全部投向光伏发电项目。各募投项目实施后所产生的污染情况具体如下：

1、汉川市新能源百万千瓦基地二期项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为1.93m3/d，706t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为1,007.9m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	3.89t/a
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	电池板一般不会损坏

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于55dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

根据《汉川市新能源百万千瓦基地二期建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为799万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活污水处理装置（处理能力1m?/h）处理后回用于站区绿化灌溉，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底排入土地，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均可由生产厂家或回收单位进行回收利用；对逆变器等电子设备可按《电子废物污染环境防治管理办法》（环境保护总局令第40号）的规定，交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
噪声	升压站	选用低噪声设备，主变压器器身和油箱增加隔振装置，增加减震垫等，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

2、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为2.052m3/d，748.98t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为19,152m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	4.38t/a
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	电池板一般不会损坏
噪声	升压站	噪声	不高于55dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《汉川市新能源百万千瓦基地三期建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为357万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活污水处理装置（处理能力1m?/h）处理后回用于站区绿化灌溉，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底排入土地，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均可由生产厂家或回收单位进行回收利用；对逆变器等电子设备可按《电子废物污染环境防治管理办法》（环境保护总局令第40号）的规定，交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
噪声	升压站	选用低噪声设备，主变压器器身和油箱增加隔振装置，增加减震垫等，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

3、国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为0.4m3/d，144t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为530.29m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	运行检修定员5人，平均每人每天产生生活垃圾1kg，年产生量为1.8t/a
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	电池板一般不会损坏
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	70-80dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

根据《国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为856.9万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活污水处理装置（处理能力1m?/h）处理后回用于站区绿化灌溉，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底排入土地，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均可由生产厂家或回收单位进行回收利用；对逆变器等电子设备可按《电子废物污染环境防治管理办法》（环境保护总局令第40号）的规定，交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
噪声	光伏阵箱逆变一体机	箱变噪声较小，源强小于45dB（A），且布置于箱体内，对外界的影响很小。	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较短且间断运行，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

4、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为1.44m3/d
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为4,380m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	10kg/d
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	电池板一般不会损坏
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	39dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

根据《国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为30万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活污水处理装置（处理能力1m?/h）处理后回用于站区绿化灌溉，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底排入土地，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均可由生产厂家或回收单位进行回收利用；对逆变器等电子设备可按《电子废物污染环境防治管理办法》（环境保护总局令第40号）的规定，交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
噪声	光伏阵箱逆变一体机	箱变噪声较小，源强小于45dB（A），且布置于箱体内，对外界的影响很小。	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较短且间断运行，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

5、国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	办公生活用水	生活污水	生活污水量为0.43m3/d，156m3/a
	食堂用水	食堂废水	食堂废水量为0.06m3/d，24m3/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为384m?/a
固废	生活垃圾	生活垃圾	生活垃圾产生量约1.10t/a

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
	废光伏组件	I类一般工业固体废物	年产生废光伏组件约15.5t/a

废铅酸蓄电池

	废铅酸蓄电池	危废废物	约10年更换一次
	废变压器油	危废废物	12.5t/a
噪声	光伏发电场35KV箱式变压器	噪声	不高于45dB（A）
	主变运行时产生的噪声	噪声	65dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电建设项目环境影响报告表（生态影响类）》，环保投资估算为276万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	光伏组件清洗废水	光伏组件清洗直接用水清洗，不添加清洗剂，可直接汇入鱼塘，对水产养殖不会产生影响。	是
	生活污水、食堂废水	升压站内设置有隔油池、化粪池及地埋式一体化污水处理设备。食堂废水经隔油池处理后与生活污水一同接入化粪池，经化粪池预处理后进入地埋式一体化污水处理设备处理。	是
固废
	生活垃圾	生活垃圾收集后定期交由环卫部门清运处理。	是
	废光伏组件、污水处理污泥	更换下来的废光伏组件不属于危险废物，收集后交由光伏组件供应商回收。化粪池及地埋式一体化污水处理设备污水处理产生的污泥定期掏用作农肥。	是
	废铅酸蓄电池	更换后直接委托有资质单位处理。	是
	废变压器油	收集后委托有资质单位处理。	是
噪声	箱式变压器	箱变噪声较小，源强小于45dB（A），且布置于箱体内，对外界的影响较小	是
	升压站厂界噪声	升压站运营期间噪声主要来自主变运行	是

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
		时产生的噪声，按主变1m处声压级未65dB（A）进行分析，厂界噪声预测值能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》1类标准的要求。

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

6、国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为2.28m3/d，年产生量为832.2t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为5,600.4m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	生活垃圾产生量约为2.73t/a
	废光伏组件	I类一般工业固体废物	光伏组件年更换量为1%，本项目共有462,300块光伏组件，每块重25.5kg，产生废光伏组件约108.6t/a
	220KV升压变压器及光伏场区的变压器维护及事故状态	废变压器油	日常维护时废油产生量约为2.2t/a
	升压站运行	废旧蓄电池	废旧蓄电池产生量约为1.82t/7a
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	70-80dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

根据《国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补发电建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为503.4万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活污水处理装置（处理能力1m?/h）处理后回用于站区绿化灌溉，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底排入土地，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是
	废光伏组件	交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
	废变压器油	交由具有相应处置资质的单位进行处置。	是
	废旧蓄电池	交由具有相应处置资质的单位进行处置。	是
噪声	光伏阵箱逆变一体机	箱变噪声较小，源强小于45dB（A），且布置于箱体内，对外界的影响很小	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较短且间断运行，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

7、国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	生活污水	生活污水	生活污水量为0.36m3/d，年产生量为131.4t/a
	光伏电板清洗废水	悬浮物	光伏电板清洗废水产生量为632.84m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	生活垃圾产生量为0.75t/a
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	产生量约0.38t/a
	废蓄电池	危险废物	计划10年更换一次，废蓄电池产生量为5.8t/a
	废变压器油	危险废物	废变压器油产生量约为18t/a

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
	废活性炭	危险废物	一体化污水处理设备采用活性炭吸附除臭，废活性炭产生量约为0.1t/a
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	70-80dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电建设项目环境影响报告表（生态影响类）》，环保投资估算为250万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池+化粪池+地埋式一体化生活污水处理装置处理后回用于站内道路洒水及绿化，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底鱼塘，不会对周边水环境造成污染。	是
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾经收集后交由环卫部门处理	是
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均可由生产厂家或回收单位进行回收利用；对逆变器等电子设备可按《电子废物污染环境防治管理办法》（环境保护总局令第40号）的规定，交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
噪声	光伏阵箱逆变一体机	危废舱连锁暂存后交由有资质单位进行处置	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	采用专用收集桶临时贮存于危废舱后交由有资质单位处置。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能

力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

8、国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为0.1m3/d，年产生量为36.5t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为3,096.86m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	年产生量0.3t，统一收集，交由当地环保部门处置。
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	电池板一般不会损坏
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，运行时间较短且间断运行，对厂界外的影响很小。

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

根据《国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电建设项目环境影响报告表》，环保投资估算为315万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经化粪池至一体化污水处理设施处理后回用于站区内绿化浇洒，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	用于种植区浇灌，不外排。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后交当地的环卫部门定期清运。	是
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	报废的光伏组件属于《国家危险废物名录》(2021版)中HW49其他废物中的“HW49其他废物-废电路板（包括废电路	是

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
		板上附带的元器件、芯片、插件、贴脚等）”，废物代码为900-045-49，年报废量按0.01%计算，平均每块重量约为31.6kg，报废的光伏组件产生量为0.583t/a，收集后由生产厂回收，不排放。本项目光伏电站方阵组件由单晶硅材料组成，寿命一般为25年左右，25年后产生废旧太阳能电池板收集后由生产厂回收，不排放。
噪声	光伏阵箱逆变一体机	箱变的噪声较小，不高于45dB(A)，且布置于箱体内，对外界的影响很小。	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，运行时间较短且间断运行，对厂界外的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

9、国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	COD、BOD5、氨氮、悬浮物、动植物油	生活污水量为0.36m3/d，年产生量为131.4t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为420m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	生活垃圾产生量约1.10t/a
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	I类一般工业固体废物	电池板一般不会损坏
	废变压器油、废旧蓄电池	危险废物	废变压器油1.2t/a、废旧蓄电池2.91t/a
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于55dB（A），夜间不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	昼间不高于55dB（A），夜间不高于55dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配

根据《国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）环境影响报告表》，环保投资估算为439万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、化粪池、地埋式一体化生活污水处理装置（处理能力1m?/h）处理后回用于站区绿化灌溉，不外排。	是
	太阳能电池板清洗废水	散排至光伏板底排入土地，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是
	电池板意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等	光伏电站运行期间电池板一般不会损坏，意外损坏时产生的电池板、玻璃、边框及设备支架等属Ⅰ类一般工业固体废物，均可由生产厂家或回收单位进行回收利用；对逆变器等电子设备可按《电子废物污染环境防治管理办法》（环境保护总局令第40号）的规定，交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
	废变压器油、废旧蓄电池	废变压器油、废旧蓄电池暂存于危废暂存间内，定期交由有相应资质单位处置。	是
噪声	光伏阵箱逆变一体机	箱变噪声较小，源强小于45dB（A），且布置于箱体内，对外界的影响很小。	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较短且间断运行，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

10、国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目

（1）涉及污染物的具体环节、主要污染物名称及排放量

主要污染物类别

涉及环境污染具体环节

主要污染物名称

排放量

主要污染物类别	涉及环境污染具体环节	主要污染物名称	排放量
废水	升压站内员工生活污水	生活污水	生活污水量为1.52m3/d，年产生量为554.8t/a
	人工清洗太阳能组件	悬浮物	光伏电板人工清洗废水产生量为1,142.4m?/a
固废	运检人员生活垃圾	生活垃圾	生活垃圾产生量约为1.82t/a
	废光伏组件	I类一般工业固体废物	光伏组件年更换量为1%，本项目共有94,290块光伏组件，每块重25.5kg，产生废光伏组件约22.16t/a
	110KV升压变压器及光伏场区的变压器维护及事故状态	废变压器油	日常维护时废油产生量约为1.2t/a
	升压站运行	废旧蓄电池	废旧蓄电池产生量约为1.82t/a
噪声	光伏阵箱逆变一体机	噪声	不高于45dB（A）
	清洗太阳能板的小型清洗车	噪声	70-80dB（A）

（2）所采取的环保措施及相应的资金来源和金额，主要处理设施及处理能力，是否能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配根据《国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目环境影响报告表》，环保投资估算为249.26万元，资金来源为本次发行的募集资金及自有或自筹资金，主要为水土保持工程建设投资。具体环保处理措施及处理能力如下：

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
废水	运检人员生活污水	光伏电站运行期运检人员产生的生活污水经隔油池、一体化生活污水处理装置处理后排入污水管网。	是
	太阳能电池板清洗废水	清洗废水由太阳能电池板自然洒落，直接用于光伏电场下层空间植被的灌溉，不会对周边水体产生影响。	是
固废	运检人员生活垃圾	运行期运检人员产生的生活垃圾经集中收集后定期清运。	是
	废光伏组件	交由厂家回收处置或交给有相应处置资质的单位进行处置。	是
	废变压器油	交由具有相应处置资质的单位进行处置。	是
	废旧蓄电池	交由具有相应处置资质的单位进行处置。	是

主要污染物类别	主要污染物类型	污染情况、处理措施及处理能力	是否能够与募投项目实施后产生的污染相匹配
噪声	光伏阵箱逆变一体机	箱变噪声较小，源强小于45dB（A），且布置于箱体内，对外界的影响很小。	是
	清洗太阳能板的小型清洗车	清洗车为流动声源，运行于光伏阵列间，噪声在（70~80）dB（A），但运行时间较短且间断运行，对外界的影响很小。	是

综上所述，发行人对本项目拟采取的环保措施得当，主要处理设施及处理能力能够与募投项目实施后所产生的污染相匹配。

十、发行人最近36个月是否存在受到环保领域行政处罚的情况，是否构成重大违法行为，或是否存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为

截至本回复出具日，发行人及其子公司最近36个月内未受到环境保护主管部门行政处罚，不存在导致严重环境污染，严重损害社会公共利益的违法行为。

十一、募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形，请发行人承诺募集资金不会用于高耗能、高排放项目

（一）补充流动资金用于偿还银行贷款的具体情况

本次向特定对象发行股票募集资金中的47,668万元用于补充流动资金，具体将用于偿还以下范围内的银行贷款：

单位：万元

债权人	期限	到期日	余额	借款资金用途
国家能源集团财务有限公司	1年	2024/6/6	100,000.00	补充营运资金
国家能源集团财务有限公司	1年	2024/7/26	19,000.00	补充营运资金
国家能源集团财务有限公司	1年	2024/9/19	30,000.00	补充营运资金

上述银行贷款资金用于公司日常运营。发行人补充流动资金旨在满足业务发展的流动资金需求，优化资本结构，提升资本实力。本次募集资金中用于补充流动资金部分将全部用于偿还银行贷款，不足部分由公司使用自有资金偿还。

（二）募集资金是否存在变相用于高耗能、高排放项目的情形

根据《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》（环环评〔2021〕45号）的规定，“两高”项目暂按煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼、建材等六个行业类别统计，后续对“两高”范围国家如有明确规定的，从其规定。根据《国家发展改革委、工业和信息化部等部门关于发布<高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版））>的通知》（发改产业〔2021〕1609号）的规定，能效标杆水平和基准水平的高耗能行业重点领域包括C25石油、煤炭及其他燃料加工业、C26化学原料和化学制品制造业、C30非金属矿物制品业、C31黑色金属冶炼和压延加工业、C32有色金属冶炼和压延加工业行业中的部分小类行业。根据《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕22号）、《坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》（工信部节〔2018〕136号）等文件的规定，“高排放”行业涉及钢铁、建材、焦化、铸造、有色、电解铝、化工等行业。

发行人所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主营业务为电力、热力生产和销售，业务板块主要包括火电、水电、新能源发电和售热业务，本次募集资金除补充流动资金部分以外全部投向光伏发电项目，不属于上述“高耗能”“高排放”行业，本次募集资金中用于补充流动资金部分将全部用于偿还银行贷款，补充公司营运资金，亦不涉及上述“高耗能”“高排放”行业。

（三）募集资金是否存在变相用于限制类、淘汰类产业的情形

发行人已建、在建及拟建项目包括水电、火电、新能源发电项目等。根据《产业结构调整指导目录（2024年本）》，其中与发行人主营业务相关的限制类、淘汰类产业内容如下：

序号	类别	行业	内容
1	限制类	三、电力	1．大电网覆盖范围内，设计供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的常规烟煤湿冷发电机组，设计供电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的常规烟煤空冷发电机组（不含燃用无烟煤、褐煤等特殊煤型的机组） 2．无下泄生态流量的引水式水力发电 3．达不到超低排放要求的煤电机组（采用特殊炉型的机组除外）和燃煤锅炉
2	淘汰类	一、落后生产工艺装备（三）电力	1．不达标的单机容量30万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组（先立后改，根据发布的年度淘汰计划有序淘汰）

发行人在建及拟建项目均不涉及上述限制类、淘汰类产业。发行人本次募集

资金除补充流动资金部分以外全部投向光伏发电项目，不涉及上述限制类、淘汰类产业，用于补充流动资金部分全部用于偿还银行贷款，补充公司营运资金，亦不涉及上述限制类、淘汰类产业。因此，发行人募集资金不涉及上述限制类、淘汰类产业，亦不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业的情形。

（四）发行人承诺募集资金不会用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项目2023年5月29日，国家能源集团长源电力股份有限公司召开第十届董事会第十四次会议审议通过了向特定对象发行股票的相关议案，明确本次向特定对象发行股票的募集资金用途包括：汉川市新能源百万千瓦基地二期项目、汉川市新能源百万千瓦基地三期项目、国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目、国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站、国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目、国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目、国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目、国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目、国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）、国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目、补充流动资金。发行人承诺：募投项目中“补充流动资金”将全部用于偿还银行贷款，本次募集资金不会直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项目。综上所述，发行人本次发行募集资金不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类行业以及高耗能、高排放项目的情形。

十二、中介机构核查情况

（一）核查程序

针对上述问题，保荐人、发行人律师履行了以下核查程序：

1、查阅了《产业结构调整指导目录（2024年本）》、《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》《关于印发淘汰落后产能工作考核实施方案的通知》《2015年各地区淘汰落后和过剩产能目标任务完成情况》《关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》《2020年煤电化解过剩产能工作要点》等文件的

相关规定；查阅了湖北省能源局《关于2020年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》《关于2022年湖北煤电行业淘汰落后产能情况的公告》；查询了与发行人所属行业密切相关的国家产业政策；

2、查询了《新时代的中国能源发展》、发行人项目所在地能源消费双控的相关政策以及项目符合所在地能源消费双控的相关文件；查询了《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》《固定资产投资项目节能审查办法》《国家发展改革委关于印发<不单独进行节能审查的行业目录>的通知》等文件的相关规定；查阅了发行人项目的《节能评估报告》及主管行政机关出具的《节能审查意见》；

3、查阅了《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的相关规定；

4、取得了发行人已建、在建、拟建项目清单；查阅了《环境影响评价法》《建设项目环境影响评价分类管理名录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建

设项目目录》和项目所在地对环境影响评价实施分级审批的相关规定、项目备案及环评批复等文件；

5、查阅了《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发[2018]22号）和项目所在地的相关规定；取得并查阅了发行人项目实施主体现有的《排污许可证》；

6、查阅了《高污染燃料目录》以及发行人项目所在地关于高污染燃料禁燃区的相关规定；

7、查阅了《排污许可管理条例》《固定污染源排污许可分类管理名录》等文件的相关规定；取得并查阅了发行人项目实施主体现有的《排污许可证》；

8、查阅了《环境保护综合名录（2021年版）》中的“高污染、高环境风险”产品目录；

9、取得并查阅了发行人火电项目的环境影响报告表或烟气排放连续监测系统数据、发行人本次募投项目的环境影响报告表；

10、取得并查阅发行人及其子公司环保主管部门出具的证明；登陆发行人项目所在地生态环境局网站查询发行人报告期内环保合规情况；

11、查阅了《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》（环环评〔2021〕45号）、《国家发展改革委、工业和信息化部等部门关于发布<高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）>的通知》（发改产业〔2021〕1609号）、《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕22号）、《坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》（工信部节〔2018〕136号）、《产业结构调整指导目录（2024年本）》等相关文件的规定；

12、取得并查阅了发行人借款台账，核查补充流动资金拟用于偿还的银行贷款的具体情况。

（二）核查意见

经核查，保荐人、发行人律师认为：

1、除发行人汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目、汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目和湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目所使用的湿冷发电机组为限制类产业外，发行人其他项目不涉及《产业结构调整指导目录（2024年本）》所规定的限制类及淘汰类产业；发行人已建、在建及拟建项目不属于电力行业中的落后产能，符合国家产业政策；

2、除不涉及项目所在地能源消费双控要求的水电、新能源发电项目以外，发行人火电项目满足项目所在地能源消费双控要求；除不适用固定资产投资项目节能审查的项目外，发行人已建、在建和拟建项目已按规定取得固定资产投资项目节能审查意见；

3、发行人已建、在建及拟建项目不存在新建燃煤自备电厂的情况，不适用《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的规定；

4、发行人已建、在建及拟建项目已向投资主管部门履行备案程序，已按照环境影响评价法要求，以及《建设项目环境影响评价分类管理目录》《生态环境部审批环境影响评价文件的建设项目目录》规定，获得相应级别生态环境部门环境影响评价批复或政府部门的说明文件；

5、发行人已建、在建、拟建的项目不属于国务院文件列明的大气污染防治重点区域内的耗煤项目。发行人已建、在建及拟建项目属于湖北省大气污染排放重点控制区内的耗煤项目，其中已建项目因建设完成时间较早，不适用煤炭等量

或减量替代要求，2023年新建成荆州二期扩建项目已按照属地环保部门要求实行比煤炭等量/减量替代更严格的煤炭的倍量替代；

6、发行人耗煤项目汉川公司、汉川一发、荆门公司、长源一发、青山公司、荆州公司、随州公司的项目建设地虽在相应地市人民政府根据《高污染燃料目录》划定的高污染燃料禁燃区内，但属于依法依规批准建设的除外情形，可以正常生产；发行人其他项目不涉及燃用高污染燃料；

7、发行人已建、在建、拟建及本次募投项目中，需办理排污许可证的项目均已按照法律法规的相关规定办理了排污许可证，不存在违反《排污许可管理条例》第三十三条规定的情形；

8、发行人已建、在建及拟建项目生产的产品不属于《环境保护综合名录（2021

年版）》中规定的高污染、高环境风险产品；

9、发行人已建、在建及拟建项目涉及环境污染主要是火电项目，具体环节主要为燃料燃烧过程，主要污染物包括废水、废气和固废；发行人已根据本次募投项目各类污染物排放量合理规划污染物处置方式，相应的资金计划来源于本次募集资金及自有或自筹资金，并且针对本次募投项目污染物排放所采取的环保措施及防治措施充分，主要处理设施及处理能力与本次募投项目实施后所产生的污染相匹配，处理后的污染物可以达到排放标准，符合环境保护法律法规的要求；

10、发行人最近36个月不存在受到环保领域行政处罚的情况，发行人不存在导致严重环境污染或严重损害社会公共利益的违法行为；

11、发行人本次发行募集资金不存在直接、间接或变相用于限制类、淘汰类产业以及高耗能、高排放项目的情形。

其他问题请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对策、发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行梳理排序。同时，请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，也请予以书面说明。回复：

一、请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对策、发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行梳理排序公司已在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则重新撰写了与本次发行及公司自身密切相关的重要风险因素，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行了梳理排序。

二、请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，也请予以书面说明

发行人已关注媒体报道情况，并出具了《国家能源集团长源电力股份有限公司关于向特定对象发行股票的媒体报道之情况说明》。

保荐人已对媒体报道情况进行了核查，并出具了《中信建投证券股份有限公司关于国家能源集团长源电力股份有限公司向特定对象发行股票的媒体报道之核查报告》。

保荐机构总体意见

对本回复材料中的公司回复（包括补充披露和说明的事项），本机构均已进行核查，确认并保证其真实、完整、准确。

（本页无正文，为国家能源集团长源电力股份有限公司《关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复》之签章页）

国家能源集团长源电力股份有限公司

年 月 日

发行人董事长声明本人作为国家能源集团长源电力股份有限公司的董事长，现就本次审核问询函的回复郑重声明如下：

“本人已认真阅读国家能源集团长源电力股份有限公司本次审核问询函的回复的全部内容，确认本次审核问询函的回复不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时性承担相应法律责任。”

发行人董事长签名：
	王冬

国家能源集团长源电力股份有限公司

年 月 日

（本页无正文，为中信建投证券股份有限公司《关于国家能源集团长源电力股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复》之签字盖章页）

保荐代表人签字：
	周百川		冯强

中信建投证券股份有限公司

年 月 日

关于本次问询意见回复报告的声明

本人已认真阅读国家能源集团长源电力股份有限公司本次问询意见回复报告的全部内容，了解报告涉及问题的核查过程、本公司的内核和风险控制流程，确认本公司按照勤勉尽责原则履行核查程序，问询意见回复报告不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时性承担相应法律责任。

法定代表人/董事长签名：
	王常青

中信建投证券股份有限公司

年 月 日

附件：发行人主营业务已建、在建、拟建项目履行主管部门审批、核准、备案手续以及环评批复情况

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
一、火电项目
1	国电长源汉川第一发电有限公司	汉川电厂一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	已建	1987年，项目经国家计委批准建设，批复对象为华中电力局，当时汉川电厂并未成立，因此汉川电厂没有批复文件存档，仅能以湖北省电力局编制的汉川厂史进行佐证注1	湖北省环保局《关于汉川电厂一期工程环保验收和二期工程环评的意见》鄂环管〔1993〕8号注2
2	国电长源汉川第一发电有限公司	汉川电厂二期2×300MW亚临界燃煤发电项目	已建	国家计划委员会《关于湖北汉川电厂二期扩建工程项目建议书的批复》计能源〔1993〕629号	湖北省环境保护局《关于中外合资汉川电厂二期工程补充环境影响报告书的批复》鄂环管〔1993〕94号
3	国能长源汉川发电有限公司	湖北国电汉川电厂三期第一台机组扩建工程项目	已建	《国家发展改革委关于湖北国电汉川电厂三期扩建工程项目核准的批复》发改能源〔2010〕1677号	中华人民共和国环境保护部《关于国电汉川电厂三期工程环境影响报告书的批复》环审〔2009〕260号
4	国能长源汉川发电有限公司	湖北国电汉川电厂三期第二台机组扩建工程项目	已建	《国家发展改革委关于湖北国电汉川三期第2台机组扩建工程项目核准的批复》发改能源〔2014〕1372号	中华人民共和国环境保护部《关于湖北国电汉川三期第2台100万千瓦机组扩建项目环境影响报告书的批复》环审〔2014〕58号
5	国能长源汉川发电有限公司	国能长源汉川四期扩建工程7号机组（1×1000MW）项目	在建	《省发改委关于国能长源汉川四期扩建工程7号机组（1×1000MW）项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2022〕220号	《省生态环境厅关于<国能长源汉川四期扩建工程7号机组（1×1000MW）项目环境影响报告书>的批复》鄂环审〔2023〕32号
6	国能长源汉川发电有限公司	国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×1000MW）项目	在建	《省发改委关于国能长源汉川四期扩建工程8号机组（1×1000MW）项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2022〕454号	《省生态环境厅关于<国能汉川电厂四期扩建8号机组（1×100万千瓦）项目环境影响报告书>的批复》鄂环审〔2023〕31号
7	国能长源荆门发	荆门电厂三期	已建	《国家发展改革委关于湖北荆门电厂三期扩	国家环境保护总局《关于荆门热电

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
	电有限公司	2×600MW超临界燃煤发电项目		建工程核准的批复》发改能源〔2005〕527号	厂三期扩建工程(2X600MW)环境影响报告书重新审核意见的复函》环审〔2003〕200号
8	国能长源武汉青山热电有限公司	国电青山热电有限公司“上大压小“一期2×350MW超临界热电联产项目	已建	《国家发展改革委关于湖北青山热电有限公司“上大压小”扩建工程核准的批复》发改能源〔2009〕2822号	《关子国电青山热电有限公司“上大压小”期(2×300兆瓦级)热电联产工程环境影响报告书的批复》环审〔2009〕87号
9	国电长源第一发电有限责任公司	湖北省青山热电厂“以大代小”1×300MW亚临界燃煤发电项目	已建	国务院经济贸易办公室《关于湖北省青山热电厂技术改造工程项目建议书的批复》国经贸改（1992）262号、《湖北省电力工业局关于青山热电厂以大代小工程开工的批复》鄂电基〔1993〕126号	国家环境保护局《关于青山热电厂改建工程环境影响报告书审批意见的复函》环监〔1993〕064号
10	国能长源荆州热电有限公司	国电长源荆州热电一期2×300MW亚临界燃煤发电项目	已建	《国家发展改革委关于湖北国电沙市热电厂异地新建工程项目核准的批复》发改能源〔2007〕2125号	国家环境保护总局《关于国电沙市热电厂2×300兆瓦热电联产工程环境影响报告书审查意见的复函》环审〔2005〕567号
11	国能长源荆州热电有限公司	国电长源荆州热电二期2×350MW超临界燃煤发电项目	已建	《省发改委关于国电长源荆州热电二期扩建项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2020〕266号	湖北省生态环境厅《省生态环境厅关于国电长源荆州热电二期扩建项目环境影响报告书的批复》鄂环审〔2020〕280号
12	国能长源随州发电有限公司	国家能源集团随州火电项目 （2×660MW超超临界燃煤发电）	已建	《湖北省发改委关于国家能源集团随州火电项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2020〕102号	湖北省环境保护厅《关于华能随州电厂2×660MW新建工程环境影响报告书的批复》（鄂环审〔2015〕190号） 建设单位变更为长源公司：《省生态环境厅关于随州电厂2×600MW新建工程环评批复变更建设单位等有关意见的函》（鄂环函〔2020〕125号）注3

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
二、水电项目
13	国电湖北电力有限公司鄂坪水电厂	1#、2#机组 （2×38MW）	已建	《省计委关于竹溪鄂坪水利水电枢纽可行性研究报告的批复》鄂计基础〔2003〕953号	湖北省环境保护局《关子<湖北省竹溪县鄂坪水利水电枢纽工程环境影响报告书>的批复》鄂环函〔2002〕74号
14		3#机组（38MW）	已建	《省发展改革委关于竹溪县鄂坪水利水电枢纽工程扩机增容项目核准的批复》鄂发改能源〔2005〕356号	湖北省环境保护局《关于<湖北省竹溪县鄂坪水利水电枢纽工程环境影响报告书>的批复》鄂环函〔2002〕74号
15	国能长源十堰水电开发有限公司	白沙河水电站1#、2#机组（2×25MW）	已建	《省发展改革委关于竹溪县白沙河水电站项目核准的通知》鄂发改能源〔2009〕513号	湖北省环境保护局《关于湖北省竹溪县白沙河水电站工程环境影响报告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕450号
16		大峡水电站1#、2#机组 （2×10MW）	已建	《省发展改革委关于竹溪县大峡水电站工程可行性研究报告（代核准）的批复》鄂发改能源〔2004〕931号	湖北省环境保护局《关于湖北省竹溪县大峡水电站工程环境影响报告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕187号
17		红岩二级水电站1#、2#机组 （2×9MW）	已建	《省发展改革委关于竹溪县红岩二级水电站枢纽工程可行性研究报告的批复》鄂发改能源〔2004〕653号	湖北省环境保护局《关于湖北省竹溪县红岩Ⅱ级水电站工程环境影响报告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕189号
18	国能长源恩施水电开发有限公司	龙桥水电站	已建	《省发展改革委关于利川市龙桥水电站项目核准的通知》鄂发改能源〔2005〕740号	湖北省环境保护局《关于湖北省利川市龙桥电站工程环境影响报告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕300号
19		罗坡坝	已建	《省发展改革委关于恩施市罗坡坝水电站项目核准的批复》鄂发改能源〔2005〕335号	湖北省环境保护局《关于湖北省恩施市罗坡坝水电站环境影响报告书审查意见的函》鄂环函〔2005〕69号

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
20		云口水电站	已建	《省发展改革委关于利川市云口水电站项目核准的通知》鄂发改能源〔2007〕188号	恩施州保护局《关于湖北省利川市云口水电站工程（变更）环境影响报告书的批复》恩州环审〔2016〕48号
21		塘口水电站	已建	湖北省发展计划委《关于来凤县塘口水电站扩机增容工程可行性研究报告的批复》鄂计基础〔2001〕1243号	湖北省环境保护厅《关于来凤县塘口水电站扩机增容工程环境影响报告书的批复》鄂环函〔2009〕128号
22		野三河水电站	已建	《省发展改革委关于建始县野三河水电站项目核准的通知》鄂发改能源〔2006〕1139	湖北省环境保护局《关于湖北省建始县野三河电站扩建工程环境影响报告书审查意见的复函》鄂环函〔2006〕396号
23		长顺水电站	已建	湖北省计划委《关于利川市长顺水电站设计任务书的批复》鄂计工字（88）第755号	恩施州环保局《关于对利川长顺电站<环境影响报告>的审查意见》恩州环文[2002]35号
24		龙王塘水电站	已建	恩施州发改委《关于恩施州农电体制改革发电资产包所属电站的合法性等有关问题的说明》注4	恩施州环保局《关于恩施州农电体制改革发电资产包电站所涉及环境保护有关问题的意见》注5
25		高桥水电站	已建
26		雪照河水电站	已建
27		大河片水电站	已建
28		断明峡水电站	已建
29		新峡一级水电站	已建
30		龙头沟三级水电站	已建
31		龙头沟二级水电站	已建
32		白泉河水电站	已建
33		两河溪水电站	已建
34		四十二坝一级水电站	已建
35		四十二坝二级水电站	已建
36		四十二坝三级水电站	已建

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
37		四十二坝四级水电站	已建
38		伍家河七级水电站	已建
39		伍家河六级水电站	已建
40		云龙河水电站	已建
41		马尾沟六级水电站	已建
42		射渡河水电站	已建
43		二龙山水电站	已建
44		小溪河水电站	已建
45		竹园水电站	已建
46		天电	已建
47		车坝一级	已建
48		车坝二级	已建
49		车坝三级	已建
50		马鞍槽	已建
51		排沙沟二级水电站	已建
三、风电项目
52	国能长源湖北新能源有限公司	国电长源广水中华山风电项目	已建	《省发展改革委关于国电广水中华山风电场工程项目核准的通知》鄂发改审批服务〔2012〕586号	随州市环境保护局《关于对湖北广水中华山风电场工程环境影响报告表的审批意见》随环建审〔2012〕139号
53	国能长源湖北新能源有限公司	长源公司广水乐城山风电项目	已建	《省发展改革委关于国电广水乐城山风电场工程项目核准的通知》鄂发改审批〔2013〕1097号	随州市环境保护局《关于对国电湖北电力有限公司广水乐城山风电场项目环境影响报告表的审批意见》随环建审〔2013〕58号
54	国能长源湖北新能源有限公司	长源电力湖北广水吉阳山风电项目	已建	《省发展改革委关于国电广水吉阳山风电场工程项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2016〕489号	《省环保厅关于湖北广水吉阳山风电场工程环境影响报告书的批复》鄂环审〔2016〕268号
55	国能长源湖北新	国电广水中华山风电	已建	《省发展改革委关于国电广水中华山风电场	随州市环境保护局《关于对国电长

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
	能源有限公司	场二期工程项目		二期工程项目核准的批复》鄂发改审批服务〔2017〕401号	源广水风电有限公司湖北广水中华山二期（49.5MW）风电项目环境影响报告表的审批意见》随环建审〔2017〕126号
56	国能长源湖北新能源有限公司	国电广水乐城山风电场二期项目	已建	广水市发展和改革局《关于国电广水乐城山风电场二期项目核准的批复》广发改审批服务〔2020〕649号	随州市生态环境局广水市分局《关于国电广水乐城山风电场二期项目环境影响报告表的审批意见》随环广建审〔2021〕7号
57	国能长源安陆新能源有限公司	国电安陆赵棚风电场项目	已建	安陆市发展和改革局《关于国电安陆赵棚风电场项目核准的批复》安发改审批〔2020〕307号	孝感市生态环境局安陆市分局《国电长源广水风电有限公司安陆赵棚风电场项目环境影响报告表的审批意见》安环建函〔2021〕12号
四、光伏项目
58	国能长源汉川发电有限公司	国能长源汉川市华严农场100MW渔光互补光伏发电一期项目	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2105-420984-04-01-274271）	孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长源汉川市华严农场100MW渔光互补光伏发电一期项目环境影响报告表的批复》川环函[2021]160号
59	国能长源汉川发电有限公司	汉川市新能源百万千瓦基地二期项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2205-420984-04-01-545960）	孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长源汉川市汈汊湖养殖场100MW渔光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》川环函[2021]161号、孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长源汉川市华严农场100MW渔光互补光伏发电三期项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]76号、孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
					源汉川市华严农场100MW渔光互补光伏发电二期项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]77号、孝感市生态环境局汉川市分局《关于国能长源汉川市麻河镇200MW渔光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]78号
60	国能长源汉川发电有限公司	汉川市新能源百万千瓦基地三期项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2205-420984-04-01-894348）	孝感市生态环境局汉川市分局《关于汉川市新能源百万千瓦基地三期项目环境影响报告表的批复》川环函[2022]138号
61	国能长源随县新能源有限公司	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2303-421321-04-05-286520）	随州市生态环境局随县分局《关于对国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地二期100MW项目环境影响报告表的审批意见》随环随建审[2023]9号
62	国能长源随县新能源有限公司	国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期400MW项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2107-421321-04-05-645995）	随州市生态环境局随县分局《关于对国能长源随州市随县百万千瓦新能源多能互补基地一期400MW项目环境影响报告表的审批意见》随环随建审[2022]4号
63	国能长源钟祥新能源有限公司	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2107-420881-89-01-143005）	荆门市生态环境局钟祥分局《关于<国能长源钟祥新能源有限公司国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地钟祥子项目光伏电站环境影响报告表>的批复》钟环函[2022]52号
64	国能长源汉川新能源有限公司	国电汉川市南河乡100MW渔光互补光伏	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2020-420984-44-03-018864）	孝感市生态环境局汉川市分局《关于国电汉川市南河乡100MW渔光

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
		发电项目			互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》川环函〔2020〕142号
65	国能长源潜江新能源有限公司	国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2203-429005-04-05-959676）	《潜江市生态环境局关于国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》潜环评审函[2022]116号
66	国能长源谷城新能源有限公司	国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目	拟建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2204-420625-04-01-949063）	襄阳市生态环境局谷城分局《关于国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》谷环评审[2023]12号
67	国能长源谷城新能源有限公司	国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2201-420625-04-01-984166）	襄阳市生态环境局谷城分局《关于国电长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》谷环评审[2023]7号
68	国能长源巴东新能源有限公司	国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2205-422823-04-01-547808）	恩施州生态环境局巴东县分局《关于国能长源巴东县沿渡河镇100MW农光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》巴环审[2023]1号
69	国能长源荆州新能源有限公司	国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2204-421003-89-05-817438）	荆州市生态环境局《关于国能长源荆州热电有限公司国能长源荆州市纪南镇100MW渔光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》荆环审文[2023]7号
70	国家能源集团长源电力股份有限公司荆门热电厂	国电长源荆门热电厂5.5MW厂区分布式光伏发电项目	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2104-420804-89-01-163173）	《建设项目环境影响登记表》（备案号：202142080400000042，该项目为分布式项目，适用备案登记制度。）
71	国家能源集团长	国电长源荆门热电厂	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备	《建设项目环境影响登记表》（备

序号	运营主体	项目名称	项目类型	项目审批、核准、备案手续	环评批复文件
	源电力股份有限公司荆门热电厂	5.8MW厂区分布式光伏发电项目		案项目代码：2104-420804-89-01-757830）	案号：202142080400000043，该项目为分布式项目，适用备案登记制度。）
72	国能长源荆门新能源有限公司	国能长源荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀子项目光伏电站	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2107-420804-89-01-701217)	荆门市生态环境局掇刀分局《关于国能长源掇刀区麻城镇荆门市源网荷储百万千瓦级新能源基地掇刀200MW子项目光伏电站环境影影响报告表的审批意见》荆环掇审[2021]101号
73	国能长源荆门屈家岭新能源有限公司	国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光互补光伏发电项目（一期）	在建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2112-420851-89-05-303759）	荆门市生态环境局屈家岭分局《关于国能长源荆门屈家岭罗汉寺70MW农光五补光伏发电项目（一期）环境影响报告表的批复》屈环文[2022]18号
74	国能长源石首综合能源有限公司	国家能源集团石首高陵农光互补光伏发电项目	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2102-421081-04-05-685724）	荆州市生态环境局石首市分局《关于国能长源石首综合能源有限公司石首高陵农光互补光伏发电项目环境影响报告表的审查意见》石环审[2021]45号
75	国能长源公安县新能源有限公司	国能长源公安狮子口100MW农光互补光伏发电项目	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2103-421022-04-01-303503）	荆州市生态环境局《关于国家能源集团公安狮子口100MW农光互补光伏发电项目环境影响报告表的批复》荆环审文〔2022〕23号
76	国能长源武汉青山热电有限公司	岚图汽车科技有限公司19.97MW分布式光伏发电项目	已建	《湖北省固定资产投资项目备案证》（登记备案项目代码：2107-420113-04-01-677138）	《建设项目环境影响登记表》（备案号：202142011300000707，该项目为分布式项目，适用备案登记制度。）

注1：序号1汉川电厂一期发电项目，建设于1987年，从湖北省电力局编制的汉川厂史可确认该项目经国家计划委员会批准建设；注2：序号1汉川电厂一期发电项目，建设于1987年，环境影响评价法尚未施行（2003年9月1日起施行），因此无环评批复文件，根据湖北省环保局

《关于汉川电厂一期工程环保验收和二期工程环评的意见》中一期环评验收意见可说明其环境影响评价合格；注3：序号12国家能源集团随州火电项目，原建设单位为中国华能集团有限公司，取得环评批复，后建设单位变更为长源公司，取得环评批复变更意见函；注4：序号24-序号51水电站系2012年从恩施州国资委购得恩施州农电体制改革发电资产，据恩施土家族苗族自治州发展和改革委员会专门出具《关于恩施州农电体制改革发电资产包所属电站的合法性等有关问题的说明》，对已建成投运的电站项目，合法性予以认可；注5：序号24-序号51水电站系2012年从恩施州国资委购得恩施州农电体制改革发电资产，据恩施土家族苗族自治州环境保护局专门出具《关于恩施州农电体制改革发电资产包电站所涉及环境保护有关问题的意见》，对已建成投运的电站项目，予以认可，不需补办建设项目环境影响评价文件。