中国大唐集团新能源股份有限公司2016年公开发行绿色公司债券（第二期）募集说明书摘要
(上接49版)
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注1：根据《中外合资经营企业法》规定，该等公司不设股东会，各股东按照章程中约定的在董事会所占席位享有表决权；
注2：发行人通过非全资子公司间接持有上述公司的股权；
注3：发行人拥有该等子公司的表决权比例低于50%，但能对被投资单位形成控制系由于：（1）根据拥有上海东海24%的权益的上海绿色环保能源有限公司出具的确认函，上海绿能同意由发行人在股东会及董事会中决定上海东海的财务和经营决策。上海绿能承诺，其股东代表及委派的董事在上海东海的股东会及董事会上行使表决权时，与发行人的股东代表及委派的董事保持一致。因此，发行人拥有对上海东海的实际控制，将其作为子公司核算；（2）根据拥有吉林风力发电其余的69%权益持有人出具的书面确认函，该等权益持有人以书面确认，同意与吉林发电和发行人一致行动。发行人董事认为在相关期间发行人有权控制吉林风力发电的财务及运营政策。因此，发行人拥有对吉林风力发电的实际控制，将其作为子公司核算。
发行人重要子公司具体信息及财务状况如下：
（1）大唐（赤峰）新能源有限公司
大唐（赤峰）新能源有限公司于2006年4月28日经内蒙古赤峰市工商行政管理局批准注册成立，注册资本13,717.5万美元，投资方为中国大唐集团公司和韩电内蒙国际有限公司，出资比例分别为60%和40%。是赤峰市目前最大的中外合资企业。2009年6月无偿划转至中国大唐集团新能源有限责任公司。2010年7月，由于中国大唐集团新能源有限责任公司进行重组改制，控股股东对应变更为中国大唐集团新能源股份有限公司。
自成立以来，大唐赤峰陆续投资开发了赛罕坝二期、赛罕坝三期及东山一期三个风场、东山二期、玻力克一期、达里四期和达里五期四个风场、玻力克二期、头道沟、一棵松、阿旗道德、查干哈达、巴拉奇如德项目等多个风电项目。此外，大唐赤峰于2007年设立了大唐多伦新能源有限公司（以下简称“多伦子公司”），该多伦子公司为大唐赤峰的全资子公司，负责承建多伦一期风电项目。2008年，大唐赤峰又成立了大唐赤峰新能源有限公司多伦分公司，负责开发多伦二期、多伦三期风电场项目。
截至2015年末，大唐赤峰总资产49.45亿元，总负债25.48亿元，净资产23.97亿元；2015年度实现营业收入5.79亿元，利润总额1.43亿元，净利润1.20亿元。
（2）大唐瓜州新能源有限公司
大唐瓜州新能源有限公司是由中国大唐集团新能源股份有限公司和大唐甘肃发电有限公司为共同开发瓜州北大桥400MW风电项目出资成立的项目公司，注册成立于2011年11月4日，中国大唐集团新能源股份有限公司占51%，大唐甘肃发电有限公司占49%。法定代表人赵永远，注册资本1亿元整。经营范围风力发电等新能源的开发、建设、运营以及（根据CDM框架）出售排放削减信用（凭有效许可证经营）。
2015年5月20日，根据《关于同意新能源公司受让甘肃公司所持大唐瓜州新能源公司49%股权的批复》（大唐集团资【2015】421号）文件精神，大唐甘肃发电有限公司将持有的大唐瓜州49%股权转让给中国大唐集团新能源股份有限公司。截至2015年11月10日，大唐瓜州新能源有限公司已完成工商变更，变更为中国大唐集团新能源股份有限公司的全资子公司，法定代表人曹文娇。
截至2015年末，大唐瓜州总资产28.06亿元，总负债22.60亿元，净资产5.47亿元；2015年度实现营业收入0.80亿元，利润总额0.07亿元，净利润0.07亿元。
（3）大唐向阳风电有限公司
大唐向阳风电有限公司于2009年10月30日经吉林省洮南市工商行政管理局批准注册成立，注册资金5,000万元，投资方为大唐吉林发电有限公司。按照大唐向阳风电有限公司第一次股东会决定，向阳风电于2010年6月10日进行工商登记变更，股东方由大唐吉林发电有限公司变更为中国大唐集团新能源有限责任公司。2010年7月30日，按照大唐集团计[2010]343号文件要求，股东方变更为中国大唐集团新能源股份有限公司。自此，大唐向阳风电有限公司成为中国大唐集团新能源股份有限公司的全资子公司。
截至2015年末，向阳风电资产总额为24.82亿元，负债总额为17.66亿元，净资产7.16亿元。2015年，向阳风电实现营业收入3.08亿元，利润总额0.21亿元、净利润0.17亿元。
（4）大唐（通辽）霍林河新能源有限公司
大唐（通辽）霍林河新能源有限公司是由2008年5月29日由大唐集团100%出资，在内蒙古通辽市注册成立的有限责任公司，2009年6月无偿划转至中国大唐集团新能源有限责任公司。2010年7月，由于中国大唐集团新能源有限责任公司进行重组改制，因此控股股东对应变更为中国大唐集团新能源股份有限公司。大唐通辽经营范围包括：新能源的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力生产、运营、咨询、电力物资、环保等电力相关业务。
截至2015年末，大唐通辽总资产21.02亿元，总负债15.27亿元，净资产5.75亿元。2015年大唐通辽实现营业收入2.60亿元，利润总额0.19亿元，净利润0.16亿元。
（5）大唐吴忠新能源有限公司
大唐吴忠新能源有限公司成立于2010年6月2日，注册资本为1.90亿元，是中国大唐集团新能源股份有限公司的全资子公司。公司经营范围是风力、太阳能发电和资源开发投资；风力、太阳能发电技术咨询、培训、检修与调试等技术服务；风力、太阳能研究、开发及工程配套服务；电力物资产品销售和开发新能源项目。
截至2015年末，大唐吴忠总资产9.05亿元，总负债5.73亿元，净资产3.32亿元。2015年，大唐吴忠实现营业收入1.26亿元，利润总额0.34亿元，净利润0.31亿元。
2、公司的联营、合营企业
截至2016年3月31日，发行人共有4家合营企业以及12家联营企业，发行人合营企业与联营企业具体信息如下：
发行人联营、合营企业情况
单位：元，%
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经发行人确认，大唐融资租赁和广东粤能对发行人属于重大的联营企业，发行人不存在重大合营企业。大唐融资租赁和广东粤能具体信息如下所示：
（1）广东粤能大唐新能源有限公司
广东粤能大唐新能源有限公司成立于2012年4月13日，成立时注册资本1,000万元，2013年7月16日注册资本变更为14,593.89万元，公司经营范围为：能源技术研究、技术开发服务；企业自有资金投资（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）。
截至2015年末，广东粤能公司总资产4.81亿元，总负债3.41亿元，2015年度实现营业收入0.55亿元，净利润0.14亿元。
（2）大唐融资租赁有限公司
大唐融资租赁有限公司成立于2012年11月28日，注册资本20亿元，公司经营范围为：融资租赁业务；租赁业务；向国内外购买租赁财产；租赁财产的残值处理及维修；租赁交易咨询；兼营与主营业务相关的保理业务（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）。
截至2015年末，大唐融资租赁总资产179.32亿元，总负债155.87万元，2015年度实现营业收入8.31亿元，净利润0.32亿元。
三、 发行人控股股东及实际控制人的基本情况
截至2016年3月31日，发行人股权结构如下图：
截至2016年3月31日发行人股权结构
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（一）控股股东
截至2016年3月31日，大唐集团直接或间接持有发行人股份占股份总数的65.61%（注：大唐集团直接持有4,173,255,395股内资股，由于大唐吉林是大唐集团的一家全资子公司，所以大唐集团被视为拥有大唐吉林持有599,374,505股内资股，因此，大唐集团直接或间接持有共4,772,629,900股内资股，占发行人股份总数的65.61%），为发行人控股股东。
中国大唐集团公司是2002年12月29日在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建而成的特大型发电企业集团，是中央直接管理的国有独资公司，是国务院批准的国家授权投资机构和国家控股公司试点机构。主要经营范围为：经营集团公司及有关企业中由国家投资形成并由集团公司拥有的全部国有资产；从事电力能源的开发、投资、建设、经营和管理；组织电力（热力）生产和销售；电力设备制造、设备检修与调试；电力技术开发、咨询；电力工程、电力环保工程承包与咨询；新能源开发；与电力有关的煤炭资源开发生产；自营和代理各类商品及技术的进出口；承包境外工程和境内国际招标工程；上述境外工程所需的设备、材料出口；对外派遣实施上述境外工程所需的劳务人员。
大唐集团基本情况如下：
法人代表：陈进行
公司地址：北京市西城区广宁伯街1号
邮编：100033
注册资本：1,800,931.69万元
根据大唐集团按照中国《企业会计准则》编制的经信永中和会计师事务所审计的2015年财务报告，截至2015年末，大唐集团资产总额为7,295.47亿元，负债总额5,969.89亿元，所有者权益为1,325.58亿元；2015年实现营业总收入为1,661.61亿元，净利润为100.32亿元。2016年3月末，大唐集团资产总额为7,295.47亿元，负债总额5,969.89亿元，所有者权益为1,325.58亿元；2016年1-3月实现营业收入为379.05亿元，净利润为21.08亿元。
截至2016年3月末，大唐集团所持有的公司股票不存在被质押的情况。
（二）实际控制人
国务院国有资产监督管理委员会是发行人的实际控制人。国务院国有资产监督管理委员会的主要职责是根据国务院授权，依照《中华人民共和国公司法》等法律和行政法规履行出资人职责，指导推进国有企业改革和重组；对所监管企业国有资产的保值增值进行监督，加强国有资产的管理工作；推进国有企业的现代企业制度建设，完善公司治理结构；推动国有经济结构和布局的战略性调整。
四、 发行人的董事、监事及高级管理人员的基本情况
发行人根据《中华人民共和国中外合资经营企业法》及公司《章程》，设立了董事、监事和高级管理人员。
（一）董事、监事及高级管理人员基本情况
发行人董事、监事及高级管理人员基本情况
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（二）董事、监事及高级管理人员从业简历
1、非执行董事
王野平先生，生于1956年8月，于2013年8月加入发行人担任董事长。现任中国大唐集团公司副董事长、总经理、党组副书记。王先生曾经担任广东省茂名供电局局长、党委书记，广东省电力工业局副局长、党组成员、党组纪检组组长，广东省电力集团公司总经理、党委副书记，广东省广电集团有限公司董事长、党委书记，中国南方电网有限责任公司董事、总经理、党组成员，国家电力监管委员会副主席、党组成员。王先生获得大学本科学历，现为高级工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
刘光明先生，男，1971年12月出生，研究生学历，中共党员，高级工程师。1993年9月参加工作，历任保定电业局变电工区主任助理、党委办副主任、行政办公室兼党委办公室主任；国家电力公司人事与董事管理部董事监事处职员；中国华电集团公司人力资源部干部管理处副处长、董事监事处处长、干部管理二处处长；中国华电集团资本控股公司总经理助理；中国华电集团财务有限公司总经理助理，副总经理、党组成员；中国大唐集团财务有限公司总经理、党组副书记。2016年3月起担任中国大唐集团公司资本运营产权管理部主任。
梁永磐先生，男，1966年3月出生，研究生学历，中共党员，高级工程师。1988年8月参加工作，历任兰州第二热电厂生产科副科长、副厂长，兰州西固热电有限责任公司总经理、党委委员，大唐甘肃发电有限公司党组成员、副总经理、工会主席，中国大唐集团公司计划与投融资部副主任，大唐甘肃发电有限公司党组书记、总经理，中国大唐集团公司计划营销部主任。2016年3月起担任中国大唐集团公司安全生产部主任。
刘宝君先生，男，1961年4月出生,本科学历，中共党员，高级会计师。1981年9月参加工作，历任白城电业局试验所试验员、财务科会计、长山热电厂财务科会计、计划科科员、财务科副科长、财务处处长、总会计师、大唐吉林发电有限公司财务部主任、副总会计师、大唐黑龙江发电有限公司总会计师、中国大唐集团公司资本运营与产权管理部副主任。2015年1月起担任大唐吉林发电有限公司副总经理、总会计师、党组成员。
2、执行董事
张春雷先生，生于1962年1月，自2015年3月至今任发行人副董事长；自2015年1月至今任发行人总经理及执行董事；自2014年6月至2015年1月担任发行人非执行董事。自2013年7月至2015年1月任中国大唐集团公司安全生产部主任。2008年4月至2013年7月，张先生先后任大唐黑龙江发电有限公司党组副书记、副总经理（主持工作），党组书记、总经理。自2007年6月至2008年4月，任中国大唐集团公司计划与投融资部副主任。2005年6月至2007年6月，先后任天津大唐国际盘山发电有限责任公司总经理、总经理兼党委书记。2004年3月至2005年6月，任张家口发电厂副厂长。1999年1月至2004年3月，任辽宁能港发电有限公司副总经理、总工程师、纪委书记。自1991年10月至1999年1月，张先生先后任辽宁发电厂运行分场值长、运行2分厂副厂长、运行一分厂厂长、生产部主任等职务。张先生毕业于东北电力学院热动专业本科，拥有长江商学院工商管理研究生学历，现为高级工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
胡国栋先生，生于1963年10月，于2004年8月加入发行人，并自2012年12月起担任发行人执行董事。胡先生自2009年11月至今，担任发行人副总经理，自2010年7月至2012年8月，其兼任发行人董事会秘书及联席公司秘书之一。2007年3月至2009年11月，担任大唐锡林郭勒风力发电有限责任公司、大唐莱州风力发电有限责任公司、大唐张北风力发电有限责任公司及大唐巴彦淖尔风力发电有限责任公司总经理。2004年8月至2007年3月，担任发行人副总经理。加入发行人前，胡先生从1982年8月至2003年12月，历任元宝山发电厂发电处值长、运行分厂副厂长、铁路运营公司总经理。胡先生于2005年毕业于大连理工大学，取得工商管理专业硕士学位。彼亦为高级工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
3、独立非执行董事
刘朝安先生，生于1956年3月，于2010年7月加入发行人担任独立非执行董事。现任为北京京能清洁能源电力股份有限公司（股份编号：00579）之独立非执行董事。自2009年12月起，一直担任中国电力工程顾问公司华北电力设计院工程有限公司（“NCPE”，一家主要向中国电力公司提供工程设计、咨询及其他相关服务的公司）董事会主席。2005年12月至2009年12月，任北京国电华北电力工程有限公司（NCPE的附属公司）董事会主席。2000年10月至2005年12月，任华北电力设计院工程有限公司副总经理。2007年1月至2010年7月，任大唐国际发电股份有限公司的独立非执行董事。1980年起，历任北京电力设计院的工程师并提升为华北电力设计院（NCPE的前身）的专业科主管、部门副主管、总经理助理。刘先生于1980年从吉林大学地质学院毕业，主修水文地质，并于2001年从华北电力大学工商管理学院获取工程管理的双学士学位。刘先生持有国家注册咨询工程师、国家注册土木（岩土）工程师、国际项目管理协会高级项目经理（IPMA B级）、英国皇家特许测量师（FRICS），英国皇家特许建造师（FCIOB），现为教授级高级工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
卢敏霖先生，生于1953年9月，于2013年8月加入发行人担任独立非执行董事。卢先生自2002年1月21日起至2014年为南亚投资管理公司之执行董事兼联席管理合伙人，现为上海浦东发展银行之投行SPDB International Holdings Limited之董事，为英国资深特许会计师及加拿大特许会计师，现为国际律师公会会员。卢先生获香港证券及期货事务监察委员会发牌从事第六类受规管活动（就机构融资提供专业意见）负责人员，曾担任跨国金融及国际新兴企业之董事及策略师职务。卢先生为六福集团（国际）有限公司（股票编号：00590）之前主席及独立非执行董事（在2013年8月退任）、亚洲资产（控股）有限公司（股票编号：08025）之前副主席及非执行董事，广深铁路股份有限公司（股票编号：00525）之前独立非执行董事及核数委员会主席（在2014年退任）以及上海证大房地产有限公司（股票编号：00755）之前独立非执行董事（在2015年6月退任）。卢先生毕业于美国威斯康辛大学麦迪逊主校，修读工商管理，获得香港大学法学硕士，并已修毕剑桥大学可持续发展课程之研究生证书及上海证券交易所独立非执行董事资格文凭。
余顺坤先生，生于1963年5月，于2015年3月加入发行人担任独立非执行董事，余顺坤先生毕业于华北电力大学经济与管理学院，管理学博士。自1991年7月至今，任华北电力大学经济与管理学院教授、博士生导师。余先生自1983年9月至1991年7月，任中国传媒大学企业管理系教师。余先生长期负责人力资源管理专业教学管理工作，是“电力部首批跨世纪学术带头人培养对象”、“北京市优秀青年骨干教师”。余先生在专业领域具有较高的学术地位和影响力，担任的主要社会职务有：清华大学、北京大学、浙江大学等院校客座教授，中国人事科学研究院客座研究员。
4、监事
贺华先生，生于1957年5月，自2014年6月起任发行人监事会主席。自2013年12月至今任中国大唐集团公司审计部主任。2012年3月至2013年12月，贺先生任中国大唐集团财务有限公司党组书记、副总经理。自2005年12月至2012年3月，任中国大唐集团财务有限公司党总支书记、副总经理。2004年6月至2005年12月，任华中电网有限公司总会计师。2001年12月至2004年6月，任河南省电力公司总审计师。自1996年11月至2001年12月，先后于国家电力公司审计部挂职锻炼、审计三处处长。自1989年2月至1996年11月，先后任湖南省长沙电业局经济管理部主任、计划财务部主任、总会计师。贺先生毕业于中科院研究生院，为研究生学历，现为高级会计师（为中国会计专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
佟国福先生，生于1968年10月，于2014年10月加入发行人任监事。2015年1月至今任大唐吉林发电有限公司财务管理部主任。2014年1月至2015年1月任大唐吉林发电有限公司财务与产权管理部副主任。自2005年1月至2014年1月，佟先生先后任大唐吉林发电有限公司财务部主管、高级主管，大唐长春第二热电有限责任公司总会计师、大唐长春第3热电厂工程筹建处总会计师、大唐长春第三热电厂总会计师、大唐吉林风力发电股份有限公司副总经理兼财务总监、大唐松原发电项目筹建处副主任。佟先生毕业于长沙水利电力师范学院会计学专业，取得经济学学士学位，现为高级会计师（为中国会计专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
陈伟庆先生，生于1977年1月，自2015年12月至今任发行人职工监事。自2015年10月至今，任发行人党组成员、纪检组长。自2014年10月至2015年10月，陈先生任发行人副总经济师兼大唐新能源山东公司总经理。自2009年3月至2014年10月，先后任大唐山东发电有限公司财务与产权管理部副主任、主任，计划与投融资部主任、副总经济师兼主任。自2008年2月至2009年3月，任山东黄岛电力集团公司副总经理兼党委委员。自1999年8月至2008年2月，历任黄岛发电厂运行车间运转员，黄岛发电厂办公室秘书、副主任、办公室及总值班室副主任、厂办主任、副厂长兼办公室主任，黄岛发电厂副厂长。陈先生毕业于哈尔滨工业大学取得工商管理学士学位，现为工程师。
5、高级管理人员
米克艳女士，生于1966年4月，于2013年12月加入发行人。自2015年12月至今任发行人党组书记、副总经理。自2014年6月至2015年12月任发行人职工监事。自2015年2月至2015年10月，任发行人党组成员、纪检组长。自2013年12月至2015年2月，任发行人党组成员、党组纪检组组长、工会主席。自2005年12月至2013年12月，任大唐环境科技工程有限公司党组成员、纪检组长、工会主席。2005年1月至12月，任大唐环境科技工程有限公司总经理助理。2003年1月至2005年1月，历任中国大唐集团公司监察部监察二处副处长（主持工作）、处长。1996年7月至2003年1月，任华北电力集团公司纪检组（监察处）二室主任。米女士于1988年7月毕业于重庆大学电力系统及其自动化专业，取得工学学士学位，现为高级政工师（为中国政治专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
焦建清先生，生于1963年5月，自2013年2月至今，任发行人党组成员、副总经理。2008年4月至2014年1月，任中国大唐集团公司山西分公司党组成员、副总经理。2005年1月至2008年4月，任中国大唐集团公司安全生产部设备管理处处长。2003年12月至2005年1月，任大唐环境科技工程有限公司副总经理。2003年1月至2003年12月，任中国大唐集团公司安全生产部运行管理处副处长。2001年6月至2003年1月，任北京京丰热电有限责任公司副总经理兼总工程师。1995年7月至2001年6月，历任北京第三热电厂总工程师、副厂长兼总工程师。1993年4月至1995年7月，历任北京石景山发电总厂发电处副处长、副总工程师。焦先生于1983年7月毕业于华中工学院电厂热能动力专业，取得工学学士学位，后取得华北电力大学管理学学士学位，现为高级工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
孟令宾先生，生于1962年4月，于2007年1月加入发行人担任副总经理。自2015年2月至今，任发行人党组成员、副总经理、工会主席。自2007年1月至2015年2月，任发行人党组成员、副总经理。加入发行人前，孟先生从1998年4月至2007年1月，历任赤峰电业局副总工程师兼生产部主任、赤峰电业局副局长、东电茂霖风能发展有限公司副总经理。孟先生于2002年毕业于东北电力大学，攻读电气工程及自动化专业，获得本科学士学位，现为工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
陈崧先生，生于1968年5月，自2013年2月至今，任发行人党组成员、总会计师（财务负责人）。2012年12月至2014年1月，任大唐国际发电股份有限公司财务部主任。2010年5月至2013年12月，任红河发电公司2期工程筹建处主任。2009年11月至2013年12月，任云南大唐国际红河发电有限责任公司总经理。2006年11月至2009年11月，历任大唐国际财务部副经理、副总经理、副主任。2004年12月至2006年11月，历任北京高井热电厂厂长助理、副厂长兼总会计师。2004年5月至2005年1月，任河北华泽水电开发有限公司财务总监。2000年8月至2004年12月，历任北京大唐发电财务部资金处副处长、产权资金处处长、大唐国际财务部产权资金处处长。陈先生于1991年7月毕业于厦门大学会计专业，取得经济学学士学位，现为高级会计师（为中国会计专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
赵宗林先生，生于1965年3月，自2013年12月至今，任发行人总工程师。自2012年2月至2014年1月，任发行人副总工程师兼工程管理部主任。自2007年10月至2013年12月，任发行人工程部主任。自1998年8月至2007年10月，历任元宝山发电厂暖通公司总经理、生产技术部主任、建设处工程部主任、建设处副处长。自1989年7月至1998年8月，历任元宝山发电厂汽机分厂工程师、水工分厂、化学分厂副厂长。赵先生毕业于华北电力大学，研究生学历，现为高级工程师（为中国工程专业行业的专业及技术资格的高级职称）。
陈勇先生，47岁，现任发行人资本运营与产权管理部主任。自2010年7月至今，陈先生先后担任发行人资本运营与产权管理部副主任、主任。自1991年至2010年，陈先生先后在西安光学测量仪器厂、总政天诚集团西安办事处、陕西省证券公司、中国华源集团、上海多纳美企业发展有限公司任职。陈先生于2000年毕业于西北工业大学管理学院，取得企业管理专业硕士学位，现为经济师（为中国经济管理专业行业的专业及技术资格的中级职称），陈先生亦拥有上海证券交易所董事会秘书从业资格。
（三）董事、监事及高级管理人员兼职情况
截至2016年3月31日，公司董事、监事及高级管理人员兼职情况如下：
发行人董事、监事及高级管理人员兼职情况
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（四）董事、监事及高级管理人员持有公司股权及债券情况
截至2016年3月31日，发行人董事、监事及高级管理人员未持有发行人股权及债券。
五、 发行人所处行业状况
根据国民经济行业分类（GB/T4754-2011），发行人所属行业为D电力、热力、燃气及水生产和供应业--4414风力发电。
根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）规划发展部的统计数据，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，2015年全社会用电量同比增长0.5%、增速同比回落3.3个百分点，第二产业用电量同比下降1.4%、40年来首次负增长。固定资产投资特别是房地产投资增速持续放缓，导致黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，两行业用电下降合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是第二产业用电量下降、全社会用电量低速增长的主要原因；两行业带动全社会用电增速放缓的影响明显超过其对经济和工业增加值放缓产生的影响，这是全社会用电增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。四大高耗能行业用电量比重同比降低1.2个百分点，第三产业和城乡居民生活用电比重同比分别提高0.8个和0.6个百分点、分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，反映出国家经济结构调整效果明显，工业转型升级步伐加快，拉动用电增长的主要动力正在从传统高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。全年新增发电装机容量创历史最高水平，年底发电装机达到15.1亿千瓦、供应能力充足，非化石能源发展迅速、年底非化石能源发电装机比重提高到35.0%；火电发电量负增长、利用小时降至4,329小时。全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。
2016年一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高1.0和1.1个百分点；第二产业同比增长0.2%，其中四大高耗能行业用电量同比下降5.8%、比重降低2.7个百分点，合计下拉全社会用电量增速1.8个百分点，仍是第二产业及其工业用电量低速增长的最主要原因，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，拉动用电增长的主要动力从传统高耗能产业向服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。
（一）2015年电力行业整体概况
1、电力消费减速换档、消费结构不断调整、消费增长主要动力转化，电力消费反映经济新常态特征
根据中电联发布的《2016年度全国电力供需形势分析预测报告》，2015年全国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。2015年电力消费增速放缓是经济增速放缓、经济结构优化等必然因素和气温等随机偶然因素共同作用、相互叠加的结果。分析具体原因：一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。市场需求增长乏力，工业增加值和固定资产投资增速放缓，房地产市场低迷，钢铁、建材等部分重化工业行业明显下滑，如粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.3%、3.5%、4.9%和8.6%。二是产业结构调整和工业转型升级影响。国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效，高新技术行业比重上升，高耗能行业比重下降，单位GDP电耗下降、电能利用效率提升。三是气温因素影响。大部分地区冬季偏暖、夏季气温偏低，抑制用电负荷及电量增长。四是电力生产自身耗电减少的影响。全国跨省区输送电量增速大幅回落、线损电量同比下降3.7%，火电发电量负增长导致火电厂厂用电量增速回落。
中电联的分析预测报告显示，电力消费主要特点有：
一是电力消费结构不断调整，四大高耗能行业比重下降。第三产业和城乡居民生活用电量比重分别比上年提高0.8和0.6个百分点，分别比2010年提高2.2和1.0个百分点；第二产业用电量比重分别比上年和2010年降低1.4和2.7个百分点，其中四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重分别降低1.2和2.0个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果显现，且2015年步伐明显加快。
二是第二产业及其工业用电量负增长，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是最主要原因。第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%，其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%，各季度增速依次为-1.3%、-1.7%、-3.6%和-6.6%，四季度降幅明显扩大，直接带动当季全社会用电量负增长；受固定资产投资增速回落特别是房地产市场低迷等因素影响，黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，增速同比分别回落10.9和12.2个百分点，两行业合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是全社会用电增速明显回落（若扣除这两个行业，则全社会用电量增长2.2%）、第二产业及其工业用电负增长的主要原因；可见，高耗能行业快速回落导致全社会用电增速明显放缓，其对电力消费增速放缓产生的影响明显超过其对经济和工业增加值波动的影响，这也是全社会用电量增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。“十二五””时期，建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电年均增速分别比“十一五”回落7.5、10.5和11.5个百分点，回落幅度远大于其他制造业行业，这既是全社会用电增速换挡的最主要原因，也反映出传统工业结构在持续调整。
三是第三产业和城乡居民生活用电增速同比提高，电力消费增长动力正在转换。随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长7.5%和5.0%，增速同比分别提高1.1和2.8个百分点，分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点，“十二五”时期用电年均增速分别高于同期第二产业增速4.8和2.4个百分点，显示出拉动用电增长的主要动力正在从高耗能产业向第三产业和生活用电转换。第三产业中的信息化产业加快发展，带动信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%。
四是东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出,西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高，其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量。西部地区用电回落幅度最大，四个季度用电增速依次为1.9%、3.3%、0.7%和-2.8%，下半年以来增速逐季回落，第四季度出现负增长、且降幅为各地区中最大；在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢、大宗商品市场持续低迷的环境影响下，高耗能行业用电增速回落，是西部地区用电量增速大幅回落的最主要原因，对全国用电增速回落的影响也很大。
2、电力供应能力充足，非化石能源发电快速发展、发电生产结构持续优化，火电设备利用小时创新低
根据中电联发布的《2016年度全国电力供需形势分析预测报告》，2015年全国主要电力企业合计完成投资8694亿元、同比增长11.4%。其中，为贯彻落实《配电网建设改造行动计划（2015～2020年）》等文件要求，提升电网配电能力，电网公司进一步加大电网基础设施投资力度，全年完成电网投资4,603亿元、同比增长11.7%；完成电源投资4,091亿元、同比增长11.0%。全国净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高，其中风电新增投产超预期、达到历史最大规模。2015年底全国全口径发电装机容量15.1亿千瓦、同比增长10.5%。年底全口径发电量5.60万亿千瓦时、同比增长0.6%。全国发电设备利用小时3,969小时、同比降低349小时，已连续三年下降。2015年，非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点，电力供应结构逐年优化。
中电联的分析预测报告显示，电力供应主要特点有：
一是水电投资连续两年下降，水电发电量较快增长，设备利用小时保持较高水平。“十二五”期间水电新开工规模明显萎缩，随着西南大中型水电项目相继投产，年底全国主要发电企业常规水电在建规模仅有3,200万千瓦，全年水电投资同口径同比下降17.0%，已连续两年下降，预计未来几年水电新增规模较小。年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦，发电量1.11万亿千瓦时、同比增长5.1%；设备利用小时3,621小时，为近二十年来的年度第三高水平（2005年、2014年分别为3,664和3,669小时）。
二是并网风电、太阳能装机及发电量快速增长。主要受2016年初风电上网电价调整预期影响，2015年基建新增并网风电装机再创新高，年底全国并网风电装机容量1.3亿千瓦，“十二五”时期风电爆发式增长，累计净增容量近1亿千瓦；全年发电量1,851亿千瓦时、同比增长15.8%，利用小时1,728小时、同比降低172小时。近几年国家密集出台了一系列扶持政策，促进了太阳能发电规模化发展，东部地区分布式光伏在加快增长，西北地区光伏大基地呈规模化增加，这是“十二五”期间新能源建设发展的亮点。受当地市场需求疲软、消纳压力较大等因素影响，西北、东北部分风电和太阳能比重较高省份“弃风”、“弃光”问题比较突出。
三是核电投产规模创年度新高，发电量高速增长。全年净增核电机组600万千瓦，年底核电装机容量2,608万千瓦、同比增长29.9%。“十二五”时期，核电装机容量净增1,526万千瓦、年均增长19.2%。全年核电发电量同比增长27.2%，设备利用小时7,350小时、同比降低437小时。
四是火电装机大规模投产，发电量连续两年负增长，利用小时创新低。全年净增火电装机7202万千瓦（其中煤电5,186万千瓦），为2009年以来年度投产最多的一年，年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦（其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%），同比增长7.8%。全口径发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长。火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4,329小时，同比降低410小时。火电设备利用小时持续下降，主要是电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电利用小时。但是从火电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，火电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。2015年，全国6,000千瓦及以上电厂火电机组供电标准煤耗315克/千瓦时、同比降低4克/千瓦时，显著超额完成国家《节能减排“十二五”规划》确定的2015年325克/千瓦时的规划目标。
五是跨省区送电量增速大幅回落。2015年，全国跨区、跨省送电量同比分别增长2.8%和-1.8%，增速同比分别回落10.3和12.6个百分点，跨区送电量增长主要是前两年投产的特高压直流工程新增送出，如锦苏直流、宾金直流、哈郑直流送电分别增长8.2%、32.7%和92.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长9.8%。三峡电站送出电量同比下降12.0%。
六是电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。国内煤炭市场需求下降，煤炭供应能力充足，电煤消费已经连续两年负增长，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长明显放缓，天然气发电供气总体有保障，气价下调一定程度上缓解了天然气电厂经营压力，但仍有部分气电企业亏损。
3、全国电力供需进一步宽松、部分地区富余
《2016年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，2015年全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北电力供需总体平衡略宽松，华东、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余，省级电网中，山东、江西、河南、安徽个别时段存在错峰，而海南省8月前电力供应则出现偏紧状态。
（二）2016年一季度电力行业整体概况
1、电力消费增速回升，用电形势有所好转
根据中电联发布的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，2016年一季度全国全社会用电量1.35万亿千瓦时、同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、环比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是今年以来经济运行总体平稳，尤其是3月份显现出积极变化，当月用电量增长5.6%，对一季度用电增长的贡献达到60%，高于往年同期平均值20个百分点左右。二是闰年因素（2月份多一天），拉高当季用电增速1.1个百分点。三是气温偏低因素。据气象部门监测，1、2月份全国平均气温分别比上年同期低2.2℃和1.4℃,对居民生活及第三产业用电有明显拉动作用。3月份，全社会用电量同比增长5.6%，比1-2月份回升3.6个百分点。主要原因：一是工业生产以及外贸出口显现出积极变化。二是上年同期基数偏低（上年3月份增速为-2.2%）。三是少数省份高耗能行业用电增速在一季度的月度之间波动较大。
根据中电联发布的预测报告，电力消费主要特点有：
一是第三产业及其各行业用电均实现快速增长。第三产业用电同比增长10.9%，第三产业内各行业用电量均实现较快增长。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.6%，延续近年来的快速增长势头；住宿和餐饮业用电增长8.3%，增速同比提高5.8个百分点，随着消费转向大众消费，用电形势明显好于前两年。
二是城乡居民生活用电量快速增长。城乡居民生活用电同比增长10.8%，为2013年四季度以来的季度最高增速。1、2月份全国大部分地区气温偏低，促进了用电负荷及电量较快增长，其中东、中部地区受气温影响尤为突出。
三是第二产业及其工业用电量增速实现由负转正。第二产业及其工业用电量均同比增长0.2%，其中3月当月第二产业用电量同比增长4.3%，带动当季增速实现由负转正，扭转了上年以来季度增速持续负增长的态势。制造业用电量同比下降1.5%，其中建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电量同比分别下降4.7%、5.7%、14.0%，是导致第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因，若扣除这三个行业，则第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.7%和4.5%。
四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，而第二产业持续低速增长，其中四大高耗能行业用电量继续下降、下拉全社会用电量增速1.8个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。与上年同期相比，第三产业和城乡居民生活用电量比重分别提高1.0和1.1个百分点，而第二产业比重降低2.1个百分点，其中四大高耗能行业比重降低2.7个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果持续显现。
五是各地区用电均实现正增长，西部地区用电增速同比回落。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.1%、4.7%、1.0%和1.5%，增速同比分别提高2.8、5.5、-0.9和3.5个百分点。其中，东部地区拉动全国全社会用电量增长2.0个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量；中部地区在各地区中增速提高幅度最大，除了经济平稳增长外，上年同期基数偏低（上年同期增速为-0.8%）以及高耗能行业用电降幅收窄是主要原因；西部地区是唯一用电增速回落的地区，该地区高耗能产业比重偏大、且高耗能行业用电增速同比回落幅度较大是主要原因，全国用电负增长的5个省份中有4个属于西部地区；东北地区受上年持续负增长导致基数偏低影响，今年以来用电形势总体好于上年，扭转了持续负增长的态势，但增速低于全国平均水平。
2、发电装机快速增长、电力供应能力总体富余，非化石能源发电延续快速增长，火电设备利用小时继续降低
根据中电联发布的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，2016年一季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.2%，其中电源投资同比下降14.9%，电网投资同比增长40.8%。基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦，其中新增非化石能源发电装机1084万千瓦。3月底全国6,000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速,全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右。一季度全国规模以上电厂发电量1.36万亿千瓦时、同比增长1.8%；全国发电设备利用小时886小时、同比降低74小时。
根据中电联的预测报告，电力供应主要特点有：
一是火电新增装机规模创近些年同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。火电投资同比下降19.5%；新增装机1,746万千瓦（其中煤电1363万千瓦），创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国6,000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦（其中煤电8.4亿千瓦），比上年3月底增长9.3%。火电发电量持续负增长，同比下降2.2%；设备利用小时1,006小时（其中煤电1054小时），同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近十年来的同期最低水平。受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。
二是水电发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机159万千瓦。3月底全国6,000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，比上年3月底增长5.0%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.5%，设备利用小时691小时、同比增加82小时，为近十年来同期最高水平。水电装机容量超过500万千瓦的省份中，福建、广西、湖南、贵州和四川水电设备利用小时分别达到1,180、976、933、820和769小时。
三是并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降27.9%，3月底全国并网风电装机1.34亿千瓦，比上年3月底增长33%，其中内蒙古和新疆分别达到2,453和1,691万千瓦；发电量增长21.0%，设备利用小时422小时、同比减少61小时，并网风电装机容量超过500万千瓦的11个省份中有10个省份利用小时同比降低。3月底全国并网太阳能发电装机容量5,000万千瓦左右，其中甘肃、新疆、青海和内蒙古超过500万千瓦。
四是核电装机及发电量高速增长。核电投资同比下降5.7%，已连续4年下降。3月底全国核电装机容量2814万千瓦，比上年3月底增长33.7%。一季度发电量同比增长33.4%，设备利用小时1,646小时、同比增加7小时。
五是跨区、跨省送电增速均同比提高。跨区、跨省送电量分别增长4.8%和3.6%，增速同比分别提高3.5和6.3个百分点。其中，西北受哈（密）郑（州）±800千伏特高压直流工程送出增长47.3%影响，外送电量增长9.8%；华中由于水电送华东增长97.1%，外送电量增长33.1%。南方电网区域西电东送电量同比增长5.5%。
六是电煤供应宽松，发电用天然气供应总体平稳。电煤供需总体宽松，煤炭价格稳中略升。受气温偏低以及上年底气价下调刺激需求等因素影响，全国天然气消费需求回升，绝大部分地区天然气发电供气总体有保障。
3、全国电力供需总体宽松、部分地区过剩
根据中国电力企业联合会提供的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，2016年一季度华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。
（三）发行人所处的风电行业分析
1、风电行业政策导向
由于我国风能资源丰富以及建设运营费用相对低廉，风电被认为是我国最有可能最先实现商业化运营的清洁能源之一，因此从我国近年来的风电产业政策导向来看，一直以鼓励扶持为主，为加快风电行业产业化进程，先后颁布了《促进风电产业发展实施意见》、《节能发电调度办法（试行）》以及《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，加大对电网对风电场发电量的全额收购要求，并对相关入网电价作出调整以保障风电企业正常利润，保障了风电产业的可持续发展。
同时，为促进风电成本的进一步降低，《关于风电建设管理有关要求的通知》中提出了在建风电厂中风电设备国产化必须达到70%以上的要求；而《风电设备产业化专项资金管理暂行办法》以直接现金补贴风电设备企业的激励措施来增强国内风电设备技术。
此外，《可再生能源中长期发展规划》、《可再生能源发展“十一五”规划》、可再生能源“十二五”规划目标继续加大对风电产业发展的支持力度，提升了风电产业发展的战略地位，并未为其制定了一系列的指导方针、产业规划布局和建设重点，针对风电产业长远发展制订了清晰的目标。
2009年7月，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。将对全国风电领域资源的开发和利用发挥重要的引导作用，这或将改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理，有利于引导投资方向，改变过去以“跑马圈地”为主导思维的盲目投资现象，减少投资的不确定性。
2012年4月，为解决风电装机增长过快，局部地区弃风限电日趋严重的问题，国家能源局颁布了《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》，确保风电特许权项目的并网运行和所发电量的全额收购，不得限制特许权项目和国家能源主管部门批复的示范项目的出力。同时，要加强新建风电项目的并网审查工作，不得因新建风电项目限制已建成风电项目的出力。这一在一定程度上保护了已运行风电项目的出力。
2011年10月19日，《中国风电发展路线图2050》出台，从2011年到2050年，风电带来的累计投资将达12万亿，它描绘了未来风电发展三个阶段的战略目标：
第一个阶段，从2011年到2020年，风电发展以陆上风电为主、近海（潮间带）风电示范为辅，每年风电新增装机达到1,500万千瓦，累计装机达到2亿千瓦，风电占电力总装机的10%，风电电量满足5%的电力需求。
第二个阶段，从2021-2030年，在不考虑跨省区输电成本的前提下，风电的成本低于煤电，风电的发展重点是陆海并重，每年新增装机在2,000万千瓦左右，累计装机达到4亿千瓦，在全国发电中的比例达到8.4%，在电源结构中的比例扩大到15%左右。
第三个阶段，从2031年-2050年，实现东中西部路上风电和海上风电的全面发展，每年年新增装机越3,000万千瓦，占全国新增装机的一半左右，风电装机总量达10亿千瓦，在电源结构中占26%，风电成为中国主力电源之一。
2014年年初召开的全国能源工作会议上，国家能源局提出的具体装机目标是：2014年新增风电装机1,800万千瓦，较2013年1,610万千瓦增长11.8%，上半年风电新增投产443万千瓦，全年有较大几率超过既定目标。2014年2月，国家能源局下发第四批风电项目核准计划，计划中项目总装机容量2,760万千瓦。该数据远超市场预期，显示了国家持续大力推动风电产业健康发展的决心。
2014年3月，国家能源局下发《关于做好2014年风电并网消纳工作的通知》，通知要求充分认识风电消纳的重要性，着力保障重点地区的风电消纳，加强风电基地配套送出信道建设，大力推动分散风能资源的开发建设，优化风电并网运行和调度管理，做好风电并网服务。
2014年5月，国家能源局正式下发《关于加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的通知》，批复同意12条电力外送通道开展前期工作，其中已明确提出4交4直合计8条特高压工程建设方案，并且首次明确线路建设时间表计划，2017年年底前全部投产。电网外送通道建设的加快，将大幅缓解我国北方地区限电问题。
2014年6月，国家发展改革委员会下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，规范了海上风电的上网电价，为我国海上风电的发展奠定了基础。
2015年9月，为进一步做好海上风电开发建设工作，加快推动海上风电发展，国家能源局下发《关于海上风电项目进展有关情况的通报》，提出要高度重视海上风电发展工作，建议地方出台配套支持政策，积极协调海洋、海事、环保、军事部门，加快推进配套电网建设进度，落实各项目投资主体责任意识，加强建设信息报送工作。
2015年9月，国家能源局下发《关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》，以提升新能源行业管理水平，建立健全事中事后管理机制，规范可再生能源电价附加补助资金管理。
风电行业政策相关政策具体汇总
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资料来源：根据财政部、国家能源局等相关政府部门网站公开信息整理
2、风电行业运行情况分析
根据国家能源局发布的数据以及大唐风电港股年报等公开资料，2015年全社会用电量5,550太瓦时，同比增长0.5%，增长幅度同比下降3.3个百分点。全国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量32.97吉瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到129吉瓦，占全部发电装机容量的8.6%。2015年，风电发电量186.3太瓦时，占全部发电量的3.3%。全年新增风电核准容量43吉瓦，同比增加7吉瓦；累计核准容量216吉瓦，累计核准在建容量87.07吉瓦。2015年，全国风电平均利用小时数1,728小时，同比下降172小时。风电弃风限电形势加剧，平均限电比同比增加7个百分点。
装机方面，根据中国风能协会统计，2015年风电新增装机容量同比增长31.5%达到30.5GW。2015年底累计装机容量突破145GW，对应按年升幅26.6%。，继续保持快速增长。全年风电新增装机容量3,297万千瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，占全部发电装机容量的8.6%。2015年，风电发电量1,863亿千瓦时，占全部发电量的3.3%。2015年，新增风电核准容量4,300万千瓦，同比增加700万千瓦，累计核准容量2.16亿千瓦，累计核准在建容量8,707万千瓦。2015年，全国风电平均利用小时数1,728小时，同比下降172小时。
2005年-2015年我国历年新增及累计风电装机容量
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数据来源：中国风能协会、《2016中国风电行业市场现状及发展前景分析》
2005年-2015年我国历年新增及累计风电装机容量年增长率
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数据来源：中国风能协会、《2016中国风电行业市场现状及发展前景分析》
根据《中国海上风电电价政策研究》，2015年，中国海上风电新增装机100台，容量达到360.5MW，同比增长58.4%。其中，潮间带装机58台，容量181.5MW，占海上风电新增装机总量的50.35%；其余49.65%为近海项目，装机42台，容量179MW。截至2015年底，中国已建成的海上风电项目装机容量共计1014.60MW。其中，潮间带累计风电装机容量达到611.98MW，占海上装机容量的60.31%，近海风电装机容量402.7MW占39.69%。从我国历年海上风电发展趋势看，我国海上风电产业并未形成平稳的发展态势，虽然2015年新增装机容量创历史新高，但是这与我国确定的到2015年末实现海上风电装机500万千瓦的“十二五”风电发展目标相距甚远。
风电电价方面，我国2006年通过的《可再生能源法》规定，电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。可再生能源电价附加的征收标准最初为0.002元/千瓦时，即每度电征收2厘，2009年11月起调高至0.004元/千瓦时。自2006年以来，国家发改委价格司为了促进风电产业的发展，依据资源开发成本来确定电价的制度，核准了10多个省市、70多个风电项目的上网电价。2009年7月24日，在发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中，首次按照资源区设立风电标杆上网电价，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。2009年8月1日以后，在四类资源区新建的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。四类风能资源区具体情况如下：
四类风能资源区具体情况
单位：元/千瓦时
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数据来源：银行联合信息网
而随着2009年8月份实行分区域标杆上网电价政策，2009年和2011年全国平均上网电价同比小幅提高，改善了项目经营情况。同时，该固定电价政策使风电运营商在发电成本逐渐降低、收入维持稳定情况下，保障了项目盈利空间。2011年11月30日，国家发改委宣布，自12月1日起，上调销售电价和上网电价，其中销售电价全国平均每千瓦时涨3分钱，上网电价对煤电企业上涨每千瓦时2分6，对居民实行阶梯电价制度。同时，本次调整还将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱。2013年9月30日，国家发改委宣布，自9月25日起，在保持销售电价水平不变的情况下适当调整电价水平。本次调整将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱（西藏、新疆除外）。我国风电行业进入了较为成熟的、规模化的发展周期。
为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020）》目标要求，合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，推动各地新能源平衡发展，提高可再生能源电价附加资金补贴效率，依据《可再生能源法》，决定调整新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价政策。经商国家能源局同意，国家发展改革委经商国家能源局同意，于2015年12月22日发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，全国风力发电标杆上网电价表如下所示：
陆上风电标杆上网电价
单位：元/千瓦时
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资料来源：《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》
3、我国风资源的区域分布情况
根据气象局《全国风能资源评估成果（2014）》的评估结果，我国陆地70米高度风功率密度达到150瓦/平方米以上的风能资源技术可开发量为72亿千瓦，达到200瓦/平方米以上的风能资源技术可开发量为50亿千瓦，同时，评估组推算出80米高度风功率密度达到150瓦/平方米以上的风能资源技术可开发量为102亿千瓦，达到200瓦/平方米以上的风能资源技术可开发量为75亿千瓦，我国风能资源具有巨大的发展潜力。我国风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区冬春季节风速高，雨水少；夏季风速小，降雨多，风能和水能具有非常好的季节补偿。另外在中国内陆地区，由于特殊的地理条件，有些地区具有丰富的风能资源，适合发展风电。我国风能资源分布如下图所示：
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资料来源：银行联合信息网
就区域分布来看，我国风能主要分布在以下四个方面：
（1）“三北”（东北、华北、西北）地区风能丰富带
包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏和新疆等省/自治区近200千米宽的地带，风功率密度在200-300瓦/平方米以上，有的可达500瓦/平方米以上，可开发利用的风能储量约2亿千瓦，约占全国可利用储量的79%。
该地区风电场地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，有利于大规模的开发风电场。但是，建设风电场时应注意低温和沙尘暴的影响，有的地方联网条件差，应与电网统筹规划发展。
（2）东南沿海地区风能丰富带
东南沿海受台湾海峡的影响，每当冷空气南下到达海峡时，由于狭管效应使风速增大。冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到沿海及其岛屿，是我国风能最佳丰富区。我国有海岸线约1,800千米，岛屿6,000多个，这是风能大有开发利用前景的地区。
沿海及其岛屿风能丰富带，年有效风功率密度在200瓦/平方米以上，风功率密度线平行于海岸线，沿海岛屿风功率密度在500瓦/平方米以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等，可利用小时数约在7,000-8,000小时。这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆是丘陵连绵，风能丰富地区仅在距海岸50千米之内。
（3）内陆局部风能丰富地区
在两个风能丰富带之外，风功率密度一般在100瓦/平方米以下，可利用小时数3,000小时以下。但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能也较丰富，如鄱阳湖附近较周围地区风能就大，湖南衡山、湖北的九宫山、河南的嵩山、山西的五台山、安徽的黄山、云南太华山等也较平地风能大。
（4）海上风能丰富区
我国海上风能资源丰富，10米高度可利用的风能资源约7亿多千瓦。海上风速高，很少有静风期，可以有效利用风电机组发电容量。海水表面粗糙度低，风速随高度的变化小，可以降低塔架高度。海上风的湍流强度低，没有复杂地形对气流的影响，可减少风电机组的疲劳载荷，延长使用寿命。一般估计海上风速比平原沿岸高20%，发电量增加70%，在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年，且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。
4、风电行业竞争情况
根据中国产业信息网发布的《2015年中国风电行业发展现状及竞争格局分析》，风电行业竞争情况包括：第一个方面，国有企业占比较高，民营企业占比逐渐提升。截至2014年末，全国共有1,300家项目公司参与了风电投资和建设，其中各类企业并网容量占比情况如下：
各类企业并网容量占比情况
单位：万千瓦，%
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资料来源：根据国家可再生能源信息管理中心、水电水利规划设计总院，中国产业信/息网公开资料整理
由上表可见，国电、华能、大唐、华电和中电投五大国有发电集团为代表的国有风力发电企业的累计并网容量占了全网累计并网容量的绝大部分，占据了主力地位，民营风力发电企业虽然目前占比不高，但是处于逐步增长的阶段。
第二个方面，区域市场集中度较高。截至2014年底，全国共有16个省（区）累计并网容量超过百万千瓦，其中内蒙古并网容量2,050万千瓦，居全国之首，甘肃和河北分别以并网1,007万千瓦和899万千瓦位居第二、三位，华北、东北、西北地区风电并网容量累计约占全国风电并网容量的83.6%。全国各省2014年累计风电并网容量前十名情况如下表所示：
全国各省2014年累计风电并网容量前十名情况
单位：万千瓦，%
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数据来源：中国产业信息网
六、发行人业务经营情况
（一）发行人主营业务情况
发行人经营范围为：从事风力发电等新能源的开发、投资、建设与管理；低碳技术的研发、应用与推广；新能源相关设备的研制、销售、检测与维修；电力的生产；境内外电力工程设计、施工安装、检修与维护；新能源设备与技术的进出口业务；对外投资；与新能源相关的咨询服务；房屋出租。（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）
公司业务以风力发电为主，太阳能、生物质、煤层气和合同能源管理等可再生能源业务共同发展，业务主要分布于内蒙古、东北三省、中西部以及东南沿海地区。经过多年的快速发展和科学整合，已成为国内领先的以风电业务为主的可再生能源公司。截至2015年末，公司控股装机容量为7,151兆瓦，同比增长18.44%；全年发电量为107.61亿千瓦时，同比增长4.12%；公司平均上网电价（含税）为人民币0.5935元/千瓦时，较2014年降低0.0025元/千瓦时。最近三年及一期发行人主营业务收入构成情况如下所示：
最近三年及一期发行人主营业务收入构成情况
单位：万元，%
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最近三年及一期，发行人主营业务收入主要是电力销售，占主营业务收入的比重均保持在98%以上，是公司最主要的业务收入来源。根据公司与电网公司签订的购电协议，公司的全部上网电量均以经当地物价局批准的电价销售予电网公司。其他业务收入主要包括合同能源管理服务收入、技术服务及设备维修维护服务收入等。最近三年及一期，发行人主营业务收入分别为541,027.09万元、517,650.60万元、530,704.01万元以及143,527.76万元；主营业务成本分别为265,893.22万元、281,748.69万元、293,959.11万元以及92,328.72万元；主营业务毛利率分别为50.85%、45.57%、44.61%以及35.67%，主营业务毛利率始终保持在35%以上。
（二）发行人电力生产及销售情况
1、机组建设情况
最近三年及一期发行人控股装机容量分别为5,841兆瓦、6,038兆瓦、7,151兆瓦以及7,151兆瓦；权益装机容量分别为4,953兆瓦、5,102兆瓦、6,158兆瓦以及6,158兆瓦；发电量分别为10,878吉瓦时、10,335吉瓦时、10,761吉瓦时以及2,90吉瓦时；上网电量分别为10,549吉瓦时、10,074吉瓦时、10,377吉瓦时以及2,826吉瓦时，机组建设保持了良好的发展势头。公司历年装机容量、发电量、售电量情况如下表所示：
发行人历年装机容量、发电量、售电量情况
单位：兆瓦，吉瓦时
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控股风电装机容量方面，最近三年，公司控股风电装机容量分别为5,719兆瓦、5,916兆瓦以及7,029兆瓦，控股风电装机容量呈现逐年增长趋势；区域分布方面，公司在控股风电装机分布区域的选择上充分考虑了自身业务特点，控股风电装机主要分布在内蒙古、甘肃、山东以及东北三省等区域。公司控股风电装机容量区域分布如下所示：
发行人控股风电装机容量区域分布
单位：兆瓦，%
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注：以上分地区统计口径数据更新频率为半年一次。
2、发行人电力生产及销售业务运营情况
（1）发行人电力生产及销售情况
发行人对风电项目风机、塔筒、电缆等设备备件集中采购均进行国内公开招标，邀请合格企业参加投标。通常以现金、票据、信用证等方式结算。2013年，得益于三北地区限电缓解、风速同比提升等利好因素影响，公司实现累计发电量108.78亿千瓦时，同比增长27.35%。其中，风电发电量107.04亿千瓦时，同比增长26.87%；限电量18.71亿千瓦时，同比减少4.08亿千瓦时；限电比由2012年的21.26%下降至14.88%；风电利用小时达到2,001.52小时，同比升高249.49小时。2014年，受全国平均风速下降的影响，公司2014年全年累计完成发电量103.35亿千瓦时，同比下降4.99%。其中风电发电量同比下降5.51%，累计完成101.14亿千瓦时。2015年，发行人全年累计完成发电量107.61亿千瓦時，同比增长4.12%。其中风电发电量完成105.51亿千瓦時，同比增长4.32%。风电限电比由2014年的12.90%上升到19.73%，全年风电利用小时数1,745小时，比去年降低58小时，同比下降3.22%。
2013年至2015年，发行人风电控股发电总量分别为10,704,265兆瓦时、10,114,490兆瓦时以及10,551,280兆瓦时，2016年1-3月，公司累计完成发电量2,993,243兆瓦时，同比增加8.45%，其中，风电发电量2,942,510兆瓦时，同比增加8.77%；其他可再生能源发电量50,733兆瓦时，同比降低-7.63%。从区域分布来看，主要集中在内蒙，2013-2015年内蒙地区风电控股发电占比保持在45%左右，公司在各地区风电控股发电情况如下所示：
公司在各地区风电控股发电情况
单位：兆瓦时，%
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2013年全年平均利用小时数为2,002小时，同比增长14.24%；2014年全年平均利用小时数为1,803小时，同比降低198小时，降幅9.90%；2015年全年平均利用小时数为1,745小时，同比降低58小时，降幅3.22%。公司各地区所属风电场平均利用小时数如下所示：
发行人各地区所属风电场平均利用小时数
单位：小时
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注：以上分地区统计口径数据更新频率为半年一次。
限电比方面，最近三年，公司限电比分别为14.88%、12.90%、19.73%，2015年限电比较2014年有较大提升。平均上网电价方面，最近三年，公司的平均上网电价（含税）分别为0.5963元/千瓦时、0.5960元/千瓦时、0.5935元/千瓦时。
（2）发行人弃风限电情况
2013年-2015年，发行人弃风限电情况如下表：
单位：兆瓦时，%
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2015年公司限电量约25.93亿千瓦时，同比上升69.35%，限电比19.73%，同比上升52.94%。在全社会发电装机容量总量继续增长的背景下，发行人2015年控股装机容量较之2014年有所增加；从国民经济的整体运行情况来看，最近两年，我国GDP增速呈现出下行的趋势，未来经济增长趋势呈现一定的不确定性；同时在“去产能”、“去库存”等政策的刺激下，全社会用电量增长低迷，导致发行人2015年限电量较2014年有较大增加。
（3）国家政策及发行人应对弃风限电有关措施
2015年3月，国家发改委、能源局联合下发了《关于改善电力运行、调节促进清洁能源多发满发的指导意见》。内容包括:一、统筹年度电力电量平衡，积极促进清洁能源消纳。二、加强日常运行调节，充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间。三、加强电力需求侧管理，通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件。四、加强相互配合和监督管理，确保清洁能源多发满发政策落到实处。该文件在业内被视为第一个促进清洁能源高效利用的配套文件，明确鼓励提高新能源发电的消纳比例，该文件若能得到有力执行,将有效改善公司弃光、弃风问题,对公司的盈利改善将产生积极影响。
2015年4月，国家能源局对外发布《关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知》。内容包括：一、要高度重视风电市场消纳和有效利用工作。二、认真做好风电建设的前期工作。三、统筹做好“三北”地区风电的就地利用和外送基地的规划工作。四、加快中东部和南方地区风电的开发建设。五、积极开拓适应风能资源特点的风电消纳市场。六、加强风电场的建设和运行管理工作。目前，公司所属处于“三北”地区的资产，正在大力推进风电供暖方式，减少限电影响，预计未来将取得良好的收益。
2015年12月28日，国家能源局发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的征求意见稿。主要内容：本办法主要由全额保障性收购机制及保障措施组成。收购机制包括：一、电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。二、可再生能源并网发电项目年发电量分成保障性收购和市场交易电量部分，均享有优先发电权。其中，保障性部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额收购，市场交易部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同。保障措施主要包括：一、国务院能源主管部门会同国务院财政部门确定各省（自治区、直辖市）规划期内可再生能源发电量占全部发电量的比重。省（自治区、直辖市）能源主管部门指导电网企业制定落实比重目标的措施，并在发电计划和调度运行方式中落实。二、严格落实优先发电制度，使保障性收购电量通过充分安排优先发电量计划并严格执行予以保障。发电量计划须预留年内计划投产可再生能源并网发电项目的发电计划空间。该办法强调带有强制力的保障性收购电量，能保障可再生能源发电企业的基本收益，如能得到有效的落实，将大幅减少弃风限电水平，同时也会进一步提高可再生能源开发的积极性。
从近年来项目收益情况来看，南方地区由于电价高且不限电，项目的盈利能力好，公司在“十三五”期间将持续加大区域调整步伐，进一步提高南方不限电地区项目开发进度；另外，东部电站具有一定优势，体现在所在地区能耗相对较高，可实现可再生能源易就近消纳。因此，发行人将根据消纳和电价情况优化资源布局，加快调整区域结构，同时向东部地区发展。相对陆地风电，海上风电电价较为稳定，公司将加大力度推进海上项目开发，努力提升公司整体盈利能力。
3、其他可再生能源业务
公司在重点发展风电业务的同时，坚持多元化战略，重点开发收益高的太阳能、合同能源管理等其他可再生能源业务板块。最近三年及一期，发行人其他可再生能源业务发电量分别为174,135兆瓦时、220,618兆瓦时、209,471兆瓦时以及50,733兆瓦时，发行人最近三年及一期其他可再生能源发电量情况如下所示：
发行人最近三年及一期其他可再生能源发电量情况
单位：兆瓦时、%
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（三）发行人主要盈利模式
公司主要盈利模式为通过全资及控股经营的风电场产生电力并销售给各地方电网公司取得收入；此外，公司努力延伸产业化链条，检修公司取得国家承装、承修及承试三级资质，并通过对外提供劳务创收。
1、风电业务
公司主要在国内风力资源丰富的地区建立风场，利用风力发电机产生电能，再输入电网，从各地电网公司获取收入。
（1）价格形成
对于陆上风电项目的上网电价主要由国家发改委负责确定。自2009年8月1日起，国家发改委将中国划分为四个风资源区，所有同区陆上风电项目采用相同的基准上网电价。具体而言，第一区至第四区的陆上风电项目的基准上网电价（含增值税）分别为人民币0.51元/千瓦时、人民币0.54元/千瓦时、人民币0.58元/千瓦时及人民币0.61元/千瓦时。蕴含高技术可开发量的中国地区（如内蒙古）一般被分类为第一区或第二区，因此，所应用的基准上网电价为人民币0.51元/千瓦时或人民币0.54元/千瓦时。技术可开发量属一般或较低的地区一般被分类为第三区或第四区，而所应用的基准上网电价为人民币0.58元/千瓦时或人民币0.61元/千瓦时。
除了国家发改委设定的基准上网电价外，公司的若干陆上风电项目可享有电价补助，以补偿公司建设将风电项目与地方电网连接的输电线的成本；或地方政府（如山东省）为促进地方风电发展而批准的酌情电价补助。
目前，国内尚无完善的针对海上风电项目发电的定价机制，该等项目的上网电价由国家价格管理部门按每个项目情况厘定。经国家发改委独立批准，公司的试点海上风电场-上海东海大桥海上风电试点项目目前的上网电价为人民币0.9745元/千瓦时（含增值税）。公司另一座海上风电场—江苏滨海海上特许权项目特许权招标价为人民币0.737元/千瓦时（含增值税），该项目含税上网电价经国家发改委批准上调为0.85元/千瓦时，公司目前的海上风电项目定价已全部落实。。
（2）强制购买
由于风电的平均上网电价一般高于传统的煤电，我国政府针对可再生能源监管框架制订了成本分摊的制度，发展可再生能源项目的额外成本在整个电力系统内分摊。根据可再生能源法及近期对该法的修订条款，政府应根据国家目标确定可再生能源发电量占总发电量的比例，并执行要求电网公司优先购买和调度其电网范围之内的可再生能源项目的全部发电量的保证制度。
具体而言，中国电力终端用户的电力购买价格中包含了一项附加费以弥补电网公司支付可再生能源的平均上网电价超出煤电基准购买价的部分以及将可再生能源项目接入电网的成本。可再生能源电价附加由国务院以每千瓦时电力厘定，并由省或跨省电网公司向终端用户收取，并再分配予省电网企业。2011年11月以前，我国可再生能源电价附加征收标准为0.004元/千瓦时，每年征收金额100亿元左右。随着可再生能源发电迅速发展，可再生能源电价附加资金已入不敷出。2011年11月30日，该标准提高至0.008元/千瓦时。2013年9月25日，该标准提高至0.015元/千瓦时。
2、检修、安装业务
公司利用自身优势，努力延伸产业化链条，检修公司取得国家承装、承修及承试三级资质，对外提供电缆租赁、安装、检修服务，获得劳务创收。近年来，公司自主完成50兆瓦风电场及200兆瓦变电站等安装工程，成功涉足建筑安装业领域；同时，公司加强了与沈鼓集团、亚洲新能源公司等企业的合作，成功涉足工业加工领域，增加了新的利润增长点。
（四）发行人科技创新情况
2013年，公司努力依靠科技进步，强化科技创新。报告期内，发行人取得国家实用新型专利32项，作为主编单位承担了1项国家标准、1项行业标准、7项集团公司企业标准的编制工作，并参与了1项国家标准与6项电力行业标准的编制工作。报告期内，发行人风电应用技术取得新进展。复杂地形微观选址软件研发通过测试，精度达到国际先进水平。桨叶修复材料国产化研究、便携式风电机组振动检测仪、风速风向校准仪研制均取得突破性进展。油品检测中心投入使用，提高了检验检测能力，为加强设备全寿命周期管理，开展预知性检修，提供了技术保障。清洁发展机制开发领域不断扩大，完成了国内首个森林管理类林业碳汇项目—“江西省乐安县林业碳汇项目”的开发和注册。与此同时，发行人积极推进国家级科技项目。“国家863计划项目”，以及2兆瓦压缩空气储能示范项目实施方案编制已完成。甘肃矿区1.5兆瓦太阳能光煤互补电站的光场部分，成功完成安装调试工作，为中国大规模发展太阳能与燃煤机组互补电站提供了借鉴。
2014年，公司风机技术研发实力得到提升，针对部分风机开展专项治理工作，风机可利用率稳中有升。公司同时加大对风机提效工作的研究，完成了部分风机控制系统优化，促进发电效率提高。公司新增已授权专利和软件著作权63项，同时公司主编了国内首个能源行业标准《风电机组风轮系统技术监督规程》；另结题参编行业标准5项，新增行业标准7项；国家863项目、全国首个光煤互补示范项目投入运行。公司“标准化良好行为企业”创建工作取得新成果，黑龙江开发公司成为国内风电行业首家4A级“标准化良好行为企业”。
2015年，发行人构建风电上下游产业技术服务体系，风、光资源评估达到国内先进水平。风机提效技术研究取得新进展。在叶片加长、增功組件提效研究成果的基础上，又实现了叶尖小翼及延长翼的技术突破。变浆控制策略优化技术成果通过了风力机械协会评审。自主研发了用于主控系统控制策略优化的通用型风机控制系统。专利开发和技术标准申报工作取得新成果。全年新增专利授权63项，其中发明专利7项，发行人被授予北京市专利试点单位。发行人进一步提高在新能源技术领域的影响力和话语权，以主编单位身份成功申请IEEE国际标准1项、光伏行业标准2项，同时被中国国家标准化管理委员会批复为国际电工委员会太阳能光热电厂技术委员会（IEC/TC117）第一国内技术对口单位，并代表中国参与光热国际标准制定，成为五大发电集团首家国际标准化组织的国内技术对口单位。
（五）安全生产情况
1、安全目标完成情况
截至本募集说明书签署日，公司未发生较大或较大以上安全生产事故，未发生人身伤亡事故、未发生较大及以上火灾事故、未发生电气误操作事故、未发生负主要责任的较大及以上电网事故、未发生有人为责任的较大及以上设备事故、未发生负有主要责任的较大及以上交通事故、未发生风电脱网事故。
2、主要工作及措施
公司始终将安全生产工作放在首要位置，持续规范完善风电场各项管理制度，开展了基层企业管理和技术标准评比达标、重大危险源评估、风险评估等专项工作，安全生产基础进一步务实。
为防止风电脱网事故发生，公司按照《风电场接入电力系统技术规定》，不断进行电网友好型风场建设及改造，提高电网安全稳定运行可靠性。推进赤峰、通辽、兴安盟等风电公司的电网友好型风场建设，与工程部共同促进在建风场电网友好型风场的建设，提高电网安全稳定运行可靠性；结合风电客观实际，有特色的开展各项例行安全大检查工作（如，春季安全大检查，安全月活动及四查一改活动等），确保安全形势总体平稳；按照风电定期工作标准开展例行工作；组织多种形式培训，如技术比武、知识竞赛等不断提升员工业务能力。
制定风电安全设施标准化、风电作业危险点分析及预控措施、风电重大危险源评估及风电企业应急预案等标准，进一步规范安全作业行为，降低作业风险；组织安全生产法律法规培训班，强化安全意识，提升安全管理水平，组织技术比武、知识竞赛，提升员工业务水平。
2014年，公司加快了调度中心建设。风电场实时监测、设备状态和电量分析等8大模块、32个子模块实现上线运行，及时掌控生产指标、设备故障，为计划检修、运维管理打下坚实基础，安全生产管控手段得到优化。
公司牢固树立科学安全发展理念，组织内部专家及精干力量对在役风电场进行严格审查，完善安全生产防护管理体系。针对限电严重区域，研究、利用风电政策，深入优化电量结构，认真调整机组运行方式，实施限电模式下的检修维护和远程监控策略，不断提高风电送出能力，2015年发行人限电比为19.73%，同比增加6.83个百分点。
（六）发行人在建工程情况
发行人的在建工程包括施工前期准备、正在施工中的基本建设工程、技术改造工程等。2013年末、2014年末、2015年末、2016年3月末，发行人在建工程分别为55.77亿元、90.71亿元、87.34亿元和88.44亿元，占资产总额比例分别为10.29%、15.62%、14.87%和15.12%。
截至2016年3月末，发行人在建工程明细如下：
单位：万元
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截至2016年3月末，发行人在建工程中主要项目情况如下：
单位：万元
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注：发行人可能根据实际经营形势及项目建设进度调整预计投资总额。
截至2016年3月末，发行人上述在建工程中主要项目账面余额为62.07亿元，预计投资总额为138.56亿元，其中已投资总额79.44亿元，预计未来投资额合计59.12亿元。
（七）发行人的发展战略
面对机遇与挑战，公司未来将加大结构调整力度、增强后续发展潜力，收缩限电开发区域，积极推进优质风电项目开发，着力加快推进精品风场建设、人才队伍建设和结构调整步伐，全面提升盈利能力、管控能力和可持续发展能力。
2016年，公司将把提升企业盈利能力作为一切工作的中心，围绕这个中心公司将优化调整风场的布局，进行体制机制改革使其更有效率，并加强法律风险的防控体系建设，同时将提升企业的专业化技术水平和人才的综合能力。
一是提高发电能力，调整项目结构，促进效益增长。公司将强化风机的设备治理、提高风机综合效能；科学控制项目的开发节奏，加快涉及电价调整、项目建设条件较好、收益高的风电项目投产；推进中东部与南方不限电地区的优质风电项目开发；做好内蒙古及甘肃地区资源保有工作，打造新能源公司新的利润增长点，积极推进设备供货、现场建设等工作，合理制定并严格落实进度计划，倒逼目标，务期必成。
二是加强体制机制改革，强化管理，提升效益。公司将加强对标管理，建设对标体系，开展市级区域风场的对标；推广标准化管理，加强过程控制；强化调度中心职能，优化检修维护管理模式，降低公司运营维护成本，同时继续完善安全生产管理体系，强化责任落实，夯实安全生产基础，确保安全生产局面稳定。
三是深化资本运营，提升可持续发展能力。公司将积极研究境内外新的融资模式，改善财务结构，提升公司综合财务管控能力，实现降低成本增加效益。同时，公司也将继续做好成本管控，把握当前国家金融和货币政策有利时机，继续调整债务结构，降低财务费用。积极协调催收补贴电费，缩短资金回收周期。稳步推进CCER项目开发，探寻大唐新能源碳资产价值新的增长点。
四是严格按照法律的要求，更加规范经营管理。公司将严格按照上市公司监管和法律、法规要求，规范公司治理，同时将加强法律风险的防控体系建设。
五是提升企业科技创新和专业化技术水平，促进效益提高。公司将加快技术创新，努力推动技术升级，深化风机技术研究，加快技术成果推广与转化，提高风机健康水平，延长风机使用寿命，提升风机发电效率。
六是加快体制机制创新，进一步提高公司盈利能力。公司将密切关注国家电力体制改革的进程，及时跟踪研究政策市场的变化，及时调整公司的管理模式和经营策略，加快体制改革和机制创新的步伐，进一步推动公司盈利能力和装机容量的同步增长。
七是着力优化发展，提升公司发展潜力。加快资源储备和项目核准工作，增强公司发展后劲。重点关注大型风电基地建设，密切关注蒙西、蒙东、甘肃三地的特高压外送通道建设进程，抢占开发先机。紧紧抓住“一带一路”的战略机遇，加强与国内外企业合作，积极合作开展澳大利亚、巴基斯坦等风电项目前期工作，争取在实施国际项目上取得突破。
八是全面加强人才队伍的建设，发挥人才的重要支撑作用。公司将加强企业高管、管理人才、技术人才和技能人才的建设和培养，优化人力资源结构，为优秀人才施展才华搭建舞台。
（八）发行人的竞争优势
作为全国性大型专业发电企业，公司在发展中逐步形成了自身的特色和竞争优势：
1、独特的风电业务，得益于我国政府的政策支持
风电项目建设周期短，一般当年投资当年见效，方便灵活调整发展节奏；同时，风电运行可变成本低，受外部因素影响很小；而且，公司风电项目分散在全国各地，有利于分散局部地区不利因素带来的影响；另外，公司利用清洁能源优势，积极开发CDM项目，增加了经营效益。
随着环境污染风险意识日益提高以及对可持续发展的重视，我国政府已颁布多项法规以保护环境及促进使用风能等可再生能源。其中，为鼓励发展风电，我国政府在《可再生能源法》及相关配套法规中提供多项优惠政策。作为领先的风电公司，公司处于有利地位，能够充分利用这些优惠政策，有关优惠政策包括：
强制性并网及全额收购：电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。
稳定的电价政策：风电项目的上网电价实行政府指导价，须由相关价格主管部门按照有利于促进可再生能源开发利用的原则制定。一般而言，风电上网电价高于同地区火电的上网电价。
成本分摊机制：电网企业可在由省级及国家级电网服务范围内的电力用户支付的销售电价中计入电价附加费，以分摊可再生能源电力纳入电网而产生的费用。因此，风电与火电之间的电价差额，连同可再生能源电力的并网费用，实际上是由电力用户承担。成本分摊机制让电网企业将可再生能源电力收购及并网中的额外费用予以转嫁，以鼓励发展可再生能源。
增值税优惠：根据我国税收相关法律，中国电力企业因销售风电以及太阳能电力而产生的增值税能享受即征即退50%的优惠政策。
风力发电新建项目所得税优惠：根据我国税收法律法规，经批准的风力发电新建项目的投资经营所得，可以申请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。
此外，受益于近年来国民经济的快速增长，我国电力需求逐年攀升。在有利的政策支持以及不断增长的电力消费推动下，我国风电行业近年来发展迅速。作为中国风电行业的领跑者（以累计装机容量计），以行业的快速发展为契机，公司近年来的风电业务迅速发展。
2、加强资源开发力度,资源储备快速增长
公司认为新能源发电行业未来的竞争是资源型竞争,资源的质量和数量直接决定了企业未来的发展潜力，公司一直将积极获取优良资源和加快项目核准作为发展的核心任务。公司围绕内蒙古及东北部集团一直将积极获取优良资源和加快项目核准作为发展的核心任务，同时围绕内蒙古及东北部、中西部和东南沿海三个风电资源开发带，形成了优越的战略布局。
3、动态调整开发布局，确保建设并网同步达标
公司根据中国电网的发展规划，合理调整投产项目布局，加快中西部和东南沿海地区以及其他非限电地区的开发建设。同时，公司通过统筹协调，精心做好微观选址、设备招标、工程策划和施工组织工作，规划的投产项目均按期顺利投产。从四个地区风电控股装机变化率来看，中西部和东南沿海地区的装机增长速度远快于内蒙古和东北地区，公司的装机布局趋于平衡。
4、确立风电项目开发的先行者的优势
近年来，公司开发建设了包括欧洲之外首个海上风电场——上海东大桥海上风电场在内的多个风电项目，为公司进一步大规模开发海上风电积累了丰富的经验，随着公司业务的不断壮大，公司在风电项目开发上的先行者优势将得到进一步确立。
5、推进科技进步和技术创新，引领行业发展
公司积极推进科技进步和技术创新，努力实现科技领先，提高公司的核心竞争力。2010年6月，公司建成了中国第一个电网友好型风电场——总装机容量为249.5兆瓦的东山风电场，实现了风电并网技术领域的新突破，引领了风电行业的新发展。公司所拥有的技术有助于向电网输送可控制及可预测的电量，从而提高风场效益，为大规模开发风场提供了技术支撑，对风电行业可持续发展起到了积极的推动作用。
6、加强生产管理，安全生产保持稳定
公司加大生产经营管理，积极探索风电场安全生产管理模式，形成了较为完整的风电生产管理体系。公司继续保持平稳的安全生产局面，设备可靠性不断提高。同时，公司积极探索大型风电场“无人值班、少人值守”模式，推动风电运行维护综合仿真培训系统的研究开发，检修公司、赤峰公司先后建立了风电仿真培训中心，实现风机和变电站运维仿真教学，风电生产管理的体制和机制进一步完善。
7、加强工程建设管理，风场建设成本进一步下降
一方面，随着国内外风机制造市场不断快速发展，国内风机制造业的不断成熟，风机质量不断提高，同时风机价格呈下降趋势。发行人充分利用自身的规模优势，通过统一招标程序甄选设备供货商，使采购风机设备成本进一步降低。
另一方面，发行人通过加强工程建设管理，严格控制风场建设成本。风场建设成本的降低进一步增强了公司的盈利能力，增加了公司收益。
六、 发行人公司治理情况
（一）发行人的公司治理机制
公司一贯重视公司治理，不断规范和改善公司治理结构，严格按照已制定的《中国大唐集团新能源股份有限公司章程》、《中国大唐集团新能源股份有限公司股东大会议事规则》、《中国大唐集团新能源股份有限公司董事会议事规则》、《中国大唐集团新能源股份有限公司监事会议事规则》等文件规范公司内部管理运作，努力提升公司价值。
1、法人治理结构及相关机构运行情况
(下转51版)
