江苏林洋能源股份有限公司公开发行可转换公司债券募集说明书摘要

(上接17版)

（1）合资方安徽恒瑞新能源股份有限公司基本情况

安徽恒瑞新能源股份有限公司是国内从事光伏电站EPC总包、光伏产品研发、充电桩研发生产的知名企业，先后获得了“安徽省认定企业技术中心”、2016年度“北极星杯”十大地面电站工程总包奖牌、“光伏EPC五强企业”、 “安徽省新能源协会理事单位”等诸多荣誉。根据安徽恒瑞新能源股份有限公司公开披露信息，该公司致力于成为成为专业的光、储、充产品与电站综合服务商，稳步发展光伏电站 EPC 总包业务，适时启动分布式光伏电站投资运营。截至2016年末，该公司迎驾贡酒项目、长城制冷项目、驿达高速项目、金安区双河农光互补发电项目等光伏发电项目已建成并网发电。根据该公司2016年年报，该公司2016年度共实现销售收入24,262.75万元，实现净利润2,562.82万元。截至2016年12月31日，该公司总资产合计41,650.68万元，其中流动资产20,923.51万元。

公司持股70%的非全资子公司濉溪县永瑞现代农业科技有限公司作为实施主体建设开发的永瑞濉溪县刘桥镇周口村姜洼20MW农光互补分布式光伏发电项目和永瑞濉溪县刘桥镇周口村谷东20MW农光互补项目总投资额合计36,000万元，按照持股比例计算，合资方安徽恒瑞新能源股份有限公司需对濉溪县永瑞现代农业科技有限公司出资10,800万元。安徽恒瑞新能源股份有限公司计划根据前述光伏电站项目建设进度和资金需求，通过自有资金、银行授信贷款、定向增发股票、已建成光伏电站融资租赁等方式获得资金，完成对濉溪县永瑞现代农业科技有限公司出资。

（2）公司与安徽恒瑞新能源股份有限公司合作开发光伏电站的原因

公司本次选择与安徽恒瑞新能源股份有限公司合作开发光伏电站主要基于以下原因：

1）安徽恒瑞新能源股份有限公司是行业知名EPC总包商，是安徽省新能源协会理事单位，在安徽区域经营多年，建立了独特的区域竞争优势，区域市场的占有率较高。公司与其合作，不但可以利用该公司在安徽区域的资源积累，保障项目前期工作的顺利推进和项目后期运维。同时亦可以借助安徽恒瑞新能源股份有限公司在光伏电站总包业务上的经验，降低电站建设成本、提高电站建设速度。

2）公司在安徽的光伏电站项目较多，在本次与安徽恒瑞新能源股份有限公司合资开发电站项目前，双方已就安徽应流、萧县王寨等光伏电站项目建立了总包合作关系，建立了良好的互信基础。双方基于互利共赢的原则就安徽区域光伏电站开发资源共享达成合作意向，本次合作开发光伏电站系上述战略合作的落地。

（3）公司与安徽恒瑞新能源股份有限公司合作开发光伏电站的合理性

光伏电站类项目具有地点分散、项目建设资源竞争激烈等的特点，随着公司光伏业务的逐步扩大，对散布于东部各地区的光伏电站进行高效的管理及对光伏电站项目所在地区资源的后续开发能力成为影响公司未来光伏发电业务持续快速健康发展的重要因素，选择与具有区域资源优势的公司合作，可以加快项目推进速度、降低项目运营的不确定性、加强区域市场的开发力度，具有合理性及必要性。

5、安徽恒瑞新能源股份有限公司未能在规定时间内交纳出资，其存在何种违约责任

公司与安徽恒瑞新能源股份有限公司签署的《关于濉溪县永瑞现代农业科技有限公司之同比例出资协议书》中，关于未按规定时间出资的违约责任约定如下：

“任何一方（“违约方”）不按照本协议第五条规定，按期足额缴纳出资的，除应当向标的公司足额缴纳外，已按期足额缴纳出资的股东（“守约方”）有权要求违约方就守约方已向标的公司缴付的本次新增注册资本出资额，根据违约方逾期出资的天数，并按照中国人民银行同期同档次贷款基准利率的3倍承担违约责任；逾期三十日仍未缴足的，违约方应当按照本次新增注册资本总额的20%向守约方承担违约责任。

任何一方（“违约方”）不按照本协议第五条规定，按期足额缴纳出资的，且逾期三十日仍未缴足的，除本协议第六条约定的违约责任外，已按期足额缴纳出资的股东（“守约方”）还有权要求违约方将其未缴足的新增注册资本所对应的标的公司股权无偿地、且不附加任何条件地转让给守约方，违约方有义务将前述股权转让给守约方。”

根据上述约定，如项目建设过程中安徽恒瑞新能源股份有限公司未能在规定时间内交纳出资，除需要向公司支付相关资金利率、按照本次新增注册资本总额的20%承担违约责任外，如逾期三十日仍未缴足，公司可以通过受让相关股权，增加对项目公司的权益比例，进而通过单方面增资方式保障项目的正常推进。因此，该等违约责任的约定保障了相关募投项目不会因为合作方缴纳出资问题出现进度延迟或无法正常建设的情况。

（二）项目投资概算

根据主管部门核准备案文件，本项目预计装机容量为332.41 MW，项目核准投资总额为260,567.22万元，项目权益投资总额为249,767.22万元，其中拟利用募集资金投入233,000.00万元。项目具体投资构成如下：

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注：公司在永瑞濉溪县刘桥镇周口村姜洼20MW农光互补分布式光伏发电项目和永瑞濉溪县刘桥镇周口村谷东20MW农光互补项目中权益投资占比为70%，在测算投资构成时，上述项目投资构成均按70%测算。

本次募投项目投资概算的编制依据包括《NB/T 32027-2016 光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》、《电力建设工程概算定额》(2013年版)、《电力建设工程预算定额》(2013年版)、《20KV及以下配电网工程建设预算定额》（2009年版）、《电网工程建设预算编制与计算标准》(2013年版)、《光伏电站工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》FD001-2007(2007年版)、《光伏发电工程可行性研究报告编制办法》GD003-2011等设计规范和标准、以及各光伏电站的设计资料及工程量清单，并参考项目所在地的政策及相关文件规定。

本次募投项目投资构成具体包括设备及安装工程、建筑工程、辅助工程及其他投资、项目预备费。具体如下：

1、设备及安装工程

设备及安装工程主要包括发电场设备及安装工程、升压变电站设备及安装工程、通信和控制保护设备及安装工程。发电场设备及安装工程包括光伏阵列、支架、汇流箱、逆变器、升压箱变、电缆及其附件等设备的购置及安装；升压变电站设备及安装工程包括配电装置、站用电系统、消弧线圈、站区照明、电缆等设备的购置及安装；通信和控制保护设备及安装工程包括电站自动化监控系统、继电保护装置、视频监控系统、火灾报警系统、通信系统等所需设备的购置及安装。上述光伏电站建设所需设备的投资金额主要根据市场价格对设备明细进行逐项计算，并根据项目实施地环境情况等因素估算其安装费用，为资本性支出。

2、建筑工程

建筑工程主要包括发电场、升压变电站工程等的建筑工程以及其他通信、控制相关的配套附属工程。发电场设备建筑工程主要包括光伏支架、逆变器、接地工程等基础设施的建设；升压变电站工程主要包括升压站场平、接地工程以及生产建筑工程及其辅助、配套工程等。上述工程的投资金额主要根据工程量、建筑面积和市场价格进行估算，为资本性支出。

3、辅助工程及其他投资

辅助工程主要包括施工电源、施工水源相关的支出；其他费用主要为勘探设计、工程建设管理、工程建设监理等与项目建设直接相关的支出等。辅助工程及其他费用为资本性支出。

4、项目预备费

项目预备费是系在可行性研究报告编制时根据项目初步设计估算的、难以预料的工程和费用支出，根据项目的复杂程度，按照施工辅助工程、设备及安装工程、建筑工程和其他费用总和的1.5%-2%收取，为非资本性支出，未使用募集资金投入。

综上，本次募投项目权益投资总额为249,767.22万元，其中非资本性支出为4,066.50万元，拟使用募集资金投资金额为233,000.00万元，非资本性支出部分全部由公司自行筹集资金解决，募集资金投资计划中不含非资本性支出。

（三）项目建设进度、募集资金预计使用进度

1、项目建设进度

光伏电站建设项目建设周期一般为9个月左右，公司会根据实际需求情况，动态调整项目实施进度。光伏电站建设包括立项阶段、设计阶段、施工阶段以及竣工阶段，具体实施进度安排如下：

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2、募集资金的预计使用进度

根据光伏电站项目建设进度，募集资金预计使用进度安排如下：

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（四）项目技术方案

光伏电站项目光伏并网系统主要由光伏阵列、并网逆变设备、数据采集及监控系统、阵列架体、交、直流电力网络、交流配电柜组成。系统示意图如下：

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本项目下光伏电站系统设计方案要点如下：

1、光伏电站的系统整体设计由光伏发电系统和机电设计两个部分组成，其中光伏发电系统指从太阳电池组件至逆变器之间的所有电气设备，包括太阳电池组件、直流接线箱、直流电缆、直流汇流柜、逆变器等；机电部分指从逆变器交流侧至电站送出部分的所有电气、控制保护、通信及通风等。

2、太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。

3、本项目下光伏电站均采用以计算机监控系统为基础的监控方式。计算机监控系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。中央控制室设置计算机监控系统的值班员控制台。整个光伏电站安装一套综合自动化系统，具有控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统及开关的全功能综合自动化管理，实现光伏电站的遥测、遥信功能及检测管理。

4、本项目下光伏电站均配置一套综合自动化系统，具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统、35KV开关的全功能综合自动化管理，并具有远动功能，根据调度运行的要求实现对光伏电站的监测、控制和调节，并将采集到的各种实时数据和信息。

5、本项目下光伏电站按“无人值班或少人值守”的方式进行。

（五）项目经营模式及盈利模式、产能消化风险及解决措施

本次募投项目中320MW光伏发电项目采取持有运营模式，即公司通过自行建设或委托EPC工程方建成电站后，将持续运营电站，获取稳定的电费收入。

320MW光伏发电项目盈利模式与国内光伏电站运营的盈利模式一致，即利用光伏组件将太阳能转化为电能，直流电汇入逆变器转化为交流电，并经升压站进行升压处理后送至电力系统并网点实现并网。公司根据上网电量与电网公司结算获取发电收入，扣除成本费用和相关税费后实现盈利。光伏电站运营期间收入、成本费用较为稳定，扣除相关税费后可在运营期间实现稳定的收益。具体说明如下：

1、光伏电站项目收入

本次募投项目光伏电站运营期为25年，公司通过自有光伏电站发电并网，向电网公司结算获取电费收入。电费收入主要受上网电量和上网电价的影响。

发电收入=上网电量×上网电价

上网电量的主要影响因素为光伏电站所在地的年均总辐射量、项目装机规模、光电转换效率等，年总辐射量、装机规模、光电转换效率越高，上网电量越高。

国家发改委依据各地太阳能资源条件将全国划分为三类太阳能资源区，分别执行不同的标杆电价。募投项目运营期前20年执行国家发改委制定的光伏电站标杆上网电价，运行期后5年执行当地燃煤机组标杆上网电价。

2、光伏电站项目成本

光伏电站项目的成本费用主要包括折旧费、运维费及其他费用等，其中折旧费是光伏电站运营成本的主要部分。

公司光伏电站项目涉及的税种主要包括企业所得税、增值税等。根据《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》（国税发[2009]80号），对于光伏发电企业，自取得第一笔生产经营收入所属的纳税年度起，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（12.5%），六年后所得税按25%征收，即适用“三免三减半”的企业所得税优惠政策。另外，根据《中华人民共和国增值税暂行条例》及《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》规定，公司光伏电站项目适用17%的增值税税率。

320MW光伏发电项目中除江苏昆瑞新能源有限公司金东纸业（江苏）股份有限公司二期10.024MW分布式光伏发电项目为自发自用、余电上网项目外，其余项目为全额上网项目，项目建成后将接入地方电网，全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。项目选址于山东、安徽、江苏、辽宁等经济总量较高、人口密集的东部地区，电力需求量大，电站所发电量可以实现就地消纳，因弃光限电导致产能消化风险较小。

（六）项目收益回报形式、回款周期和回款风险、公司的保障措施

除江苏昆瑞新能源有限公司金东纸业（江苏）股份有限公司二期10.024MW分布式光伏发电项目外，其余募投项目所发电量均全额上网，全额上网模式下电站全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购。本募投项目标杆上网电价参考政策如下：

根据《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别为0.80元/度、0.88元/度和0.98元/度（含税）。

根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号），2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目、及2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目但于2017年6月30日以前仍未投运的，将执行2017年标杆上网电价。2017年I类、II类和III类资源区的光伏发电标杆上网电价分别调整为0.65元/度、0.75元/度和0.85元/度。

全额上网模式下，销售客户及结算对象均为电网公司，付款方式、付款时间、违约责任等均通过项目公司与电网公司签订的《售电协议》进行约定，全额上网电价由脱硫煤标杆电价及可再生能源补贴部分构成，脱硫煤标杆电价部分由项目公司按月向电网公司结算，可再生能源补贴部分为国家政策规定的鼓励产业发展之补助，在项目纳入可再生能源补贴目录后结算，没有重大回款风险。

公司拟采取以下措施，保障募投项目回款及项目收益：

1、光伏电站类项目选址经过了严格的论证，募投项目所属地区分布于山东、安徽、江苏、辽宁等经济总量较高、人口密集的东部地区，电力需求量大，电站所发电量可以实现就地消纳，弃光限电的风险较小，电站发电收益可以得到保障。

2、对于光伏电站类项目，公司将加快项目前期准备，积极推进项目纳入电站所在地区光伏发电的年度规模管理。对于已纳入年度管理的电站项目，利用自有资金先行投入，确保及时开工，在2017年光伏发电上网标杆电价调整前实现并网发电，保障项目收益按照调整前标杆价格执行。

（七）项目效益预计及合理性

1、公司现有光伏电站所在地区新增光伏电站建设规模指标呈上升趋势，保障了公司拟建设的电站项目顺利并网实现收益

近年来随着国家光伏行业扶植政策逐步加码，我国光伏电站装机规模持续快速上升。2015年3月，国家能源局下发《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》，2015年下达全国新增光伏电站建设规模17.8GW。2016年6月3日，国家能源局下发《国家能源局关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知》，2016年下达全国新增光伏电站建设规模18.1GW。目前，公司现有光伏电站主要集中在内蒙古、安徽、江苏、山东、辽宁等地区。根据国家能源局下发的《2015年光伏发电建设实施方案》、《2016年各省（区、市）普通光伏电站新增建设规模》，该等地区光伏电站2015年、2016年建设规模情况如下：

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2016年12月22日，国家能源局发布《关于调整2016年光伏发电建设规模有关问题的通知》，允许2016年光伏电站建设规模需求的省、区、市可提前使用2017年建设规模。截至目前，山东省、安徽省等部分省区已上报期2016年度追加光伏发电建设规模计划。

由上可以看出，公司现有光伏电站所在内蒙古、安徽、江苏、山东、辽宁等地区近两年光伏电站新增建设规模指标总体呈增加趋势，公司新增光伏电站在建设完成、地方主管供电部门并网验收后，与地方用电单位签署电力销售合同，就地消纳光伏发电产能。本次拟投资建设的光伏电站位于安徽、江苏、山东、辽宁等经济总量较高、人口密集的中、东部地区，新增发电产能不能得到当地有效吸纳的风险较小。

2、现有同类项目的实际效益达到了前次募投项目的预计效益

截至2016年12月31日，公司前两次非公开发行募投已建成并网的光伏电站项目实际效益达到了预计效益。具体情况如下：

单位：万元

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注1：该等项目于2016年11月末建成并网，不测算其截至2016年末的效益实现情况。

3、320MW光伏发电项目效益测算的合理性

（1）320MW光伏发电项目效益测算情况

根据国家发改委于2015年12月发布的《关于完善陆上风电和光伏发电上网标杆电价政策的通知》，2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别为0.80元/度、0.88元/度和0.98元/度（含税）。

公司本次募投项目效益测算结果如下：

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综上，本次募投项目在执行2016年光伏发电标杆上网电价下的内部收益率区间分别为7.42%至10.61%，处于合理范围之内。

（2）320MW光伏发电项目效益测算依据

本次募投项目效益测算按照中国计划出版社《建设项目经济性评价方法与参数》(第三版)为依据，本次募投项目效益测算已遵循行业的内部收益率测算的 方法和标准。

1）发电收入

A.上网电量

光伏电站上网电量的计算需综合考虑电站所在地的总辐射量、组件安装规 模及能量损耗等因素，光伏电站上网电量的计算公式为：

年上网电量=电站装机容量×电站所在地年有效发电小时数X电站的系统效率

光伏组件电转换效率逐年衰减，整个发电系统在光伏电站寿命期内平均有效利用小时数也随之逐年降低，根据工业和信息化部发布的《光伏制造行业规范条件（2015年本）》，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件衰减率25年内不高于20%。

B.上网电价

根据《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格 [2013]1638号）：光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。光伏电站的运营期为25年，因此，本次募投项目运营期前 20年执行国家发改委制定的光伏电站标杆上网电价，运行期后5年执行当地燃煤机组标杆上网电价。

根据《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别为0.80元/度、0.88元/度和0.98元/度（含税）。

2）成本费用

光伏电站项目的成本费用主要包括：折旧费、运维费、其他费用等。

3）企业所得税、增值税、营业税金及附加

A.企业所得税

根据财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税[2008]46号）的相关规定，投资建设光伏发电项目的经营所得，自该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。

B.增值税

依据《中华人民共和国增值税暂行条例》及《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》规定，公司光伏电站项目适用17%的增值税税率。

C.营业税金及附加

销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数。

4）现金流预测

根据上述营业收入、成本、费用等财务数据的测算，计算光伏电站项目存续期内各年度现金流，以此计算各项目内部收益率及投资回收期。

（3）320MW光伏发电项目效益测算具体过程

1）惠民永正40MW油用牡丹光伏电站项目

A.收入测算

本项目系统全寿命运行时间为25年，总上网电量124,081万度。根据《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），本项目运行期（1-20年）电价为0.98元／度（含增值税），运行期（21-25年）当地脱硫煤上网标杆电价为0.3729元／度（含增值税）。

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B.成本费用测算

单位：万元

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C.投资现金流测算

单位：万元

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D.内部收益率测算

内部收益率，是现金流入现值总额与现金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率，根据项目投资现金流情况，项目的内部收益率(所得税后)为9.87%，项目投资回收期为8.59年。

2）其他募投项目效益测算

本次募投项目中其他光伏电站建设项目内部收益率测算与惠民永正40MW油用牡丹光伏电站项目测算方法大体一致，但各项目装机规模不尽相同、地域 存在差异，因此年有效发电小时数、标杆电价及燃煤发电标杆上网电价等有所不同，且项目成本造价不同，导致各项目内部收益率存在一定差异。

七、600MW高效太阳光伏电池及组件项目

（一）项目实施地点、实施主体及履行的审批、核准或备案情况

本项目的实施地点位于江苏省启东市经济开发区华石路，项目利用公司现有厂房及在建厂房，实施主体为公司子公司林洋光伏，项目已获启东市行政审批局“启行审投资备2016353号《启东市投资项目登记备案通知书》”备案。

（二）项目投资概算

本项目拟建设4条N型单晶双面太阳能电池及组件生产线，建成达产后将新增高效N型双面太阳能电池及组件600MW/年。

本项目总投资为67,609.90万元，其中建设投资59,737.00万元，铺底流动资金7,872.90万元，项目建设期为1.5年。项目投资具体情况如下表所示：

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1、设备购置费

该项目需要购置生产设备、测试设备等共计98台/套，专用设备价格根据供应商的报价计算，通用设备价格参照市场公开价格计算，设备价格为采购价格，不包含后期安装调试费用，具体情况请参见“（五）项目技术方案和主要设备选择”。

2、设备安装费

本项目涉及大型设备安装，设备安装费用根据设备总价的一定比例计算。

3、项目预备费

预备费系根据建筑工程、设备购置等费用投入总额，对其市场价格上涨等不确定因素所带来的增加所计提的预备费用。预备费在实际支出时予以资本化，因未来发生时存在不确定性，出于谨慎角度，将预备费列入募投项目投资的非资本性支出。

4、工程建设其他费用

其他费用主要包括联合试运转费用及项目勘探设计、工程建设管理、工程建设监理、工器具及生产家具购置、备品备件购置、水土保持设施补偿等与项目建设直接相关的支出。本项目调试阶段需要大量的原辅材料进行试车运行才能达到合格产品，联合试运转费用按照设备投入3%测算，其他费用投资金额主要根据国家现行取费标准，并结合项目实际情况计取或参考同类工程收费标准确定。

（三）项目中非资本性支出的合理性

本项目非资本性支出包括项目预备费2,811.00万元、铺底流动资金7,872.90万元，合计10,683.90万元，拟使用募集资金投入10,074.00万元。

公司以估算的2017年至2019年主营业务收入以及相关经营性资产和经营性负债占营业收入比重为基础，按照销售百分比法对构成公司日常生产经营所需流动资金的主要经营性资产和主要经营性负债分别进行估算，进而预测公司未来经营对流动资金的需求量。以下2017年至2019年预测数据仅用于本次补充流动资金测算，不构成盈利预测或承诺。

1、测算假设

公司业务所处的行业状况、市场需求、经济环境及其相关重要因素不发生重大变化；公司上游供应商、下游客户市场不发生重大不利变化。

2013年至2015年公司经审计的营业收入增长率分别为4.06%、10.79%和23.49%，年均营业收入增长率为12.49%。假设2016年及未来三年（2017年-2019年）公司营业收入均保持12.49%的增长，同时假设资产负债表各个项目销售百分比保持与2015年相同，以此为基础测算2017年-2019年的营运资金的需求。

2、测算依据的公式

营运资金=经营性流动资产合计-经营性流动负债合计

营运资金需求量=2019年预计营运资金占用额-2016年预计营运资金占用额

销售百分比：

应收账款销售百分比=应收账款余额/销售收入，其他以此类推

3、测算结果

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根据上表测算结果，2016年预计营运资金占用额将为67,073.44万元，至2019年公司预计营运资金占用额将达95,475.59万元，扣减2016年末预计营运资金后，未来三年（2017年-2019年）公司正常业务发展新增营运资金需求量缺口将达28,402.15万元。公司2017年至2019年现有业务正常发展所需的营运资金缺口较大，远高于本次募集资金拟投入的非资本性支出部分。

综上，本次募投项目的投资构成测算依据充分，测算过程及结论合理。公司未来3年存在营运资金缺口，本次利用本次募集资金覆盖600MW高效光伏组件项目部分非资本性支出具有合理性。

（四）项目建设进度、募集资金预计使用进度

1、项目建设进度

600MW高效太阳光伏电池及组件项目建设周期为1.5年，具体实施进度安排如下：

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2、募集资金的预计使用进度

600MW高效太阳光伏电池及组件项目总投资为为67,609.90万元，其中建设投资59,737.00万元，铺底流动资金7,872.90万元，募集资金的预计使用进度安排如下：

单位：万元

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（五）项目技术方案和主要设备选择

1、高效N型双面太阳能电池工艺流程

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2、高效N型双面太阳能组件工艺流程

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3、产品技术水平

目前，公司自主研发了包括无主栅高效双面扩散太阳电池技术、双玻双面切半高效组件技术、无主栅双面高效组件技术等高效N型双面太阳能电池及组件核心工艺技术，该等工艺技术处于行业先进水平。

4、本项目新增加设备列表

本项目拟购置各种主要生产设备98台/套，主要的生产设备清单如下：

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（六）主要原材料和能源的供应情况

本项目的主要原材料为硅片、玻璃、POE膜、TPT膜、铝型材、接线盒等，该等原材料为常规材料，国内市场供应充足。公司与主要原材料供应商建立了长期稳定的合作关系，能够保证本项目的需要。

本项目所需的主要能源为电、水等，项目建设地能够满足所需能源供应。

（七）项目经营模式及盈利模式、产能消化风险及解决措施

本项目经营模式为：公司采取以销定产的经营模式，根据合同情况并综合考虑季节性因素决定原材料采购、生产计划及安全库存量，向上游供应商采购硅片、银浆、正（背）电极网板等相关原材料。生产过程从硅片的开箱检测与装盒开始、在加工车间去除油污及制绒、扩散制作表面PN结然后检测、激光刻蚀隔离周边PN结及抽测效果、二次清洗，然后完成制备表面减反射层、印刷背面电极、背电场、正面电极，然后经过高温烧结制成高效电池，最后经检测车间检测合格后入库。根据市场需求，部分高效电池直接对外销售，另有部分高效电池经过封装流程制成电池组件产品后对外销售。

本项目建成之后，将优先用于公司光伏电站建设，剩余产品对外销售。自用部分产品将通过降低光伏电站建设成本、提高光伏电站盈利能力进而通过光伏电站电费收入实现整体盈利；对外销售产品的收入与成本费用（包括原材料采购成本、人力支出、制造费用、销售费用、管理费用等）之间的差额为公司的盈利来源。

现阶段，我国光伏电池片产能位居世界首位，供应稳定，但较多的产能为中低端产品，在光伏补贴持续下降，行业对光伏电站运营效率要求进一步提升的背景下，符合高效电站运营要求的高效电池产能存在较大缺口。本项目达产后，年生产高效光伏组件600MW，与国家能源局2016年下达的全国新增光伏电站建设规模18,100MW相比，公司产能完全消化对应的市场占有率仅有3.31%。此外，高效太阳光伏电池及组件凭借双面发电的优势，在国外市场发展较为成熟，日本、美国、欧洲和澳洲等国家和地区对高效太阳光伏电池及组件的需求比例却越来越高，其市场空间越来越大，公司将利用现有并不断开拓新的海外营销渠道资源，拓展公司高效太阳光伏电池及组件在该等国家和地区的销售业务。因此高效太阳光伏电池及组件项目产能消化压力较小。

公司采取以下措施降低项目产能消化风险：

1、公司未来将持续投资光伏电站建设项目，本项目部分将用于配套公司光伏电站建设项目，部分产能将得到内部消化；

2、公司深耕光伏行业多年，积累了丰富的行业运作经验，并已建有光伏组件生产线，与行业内主要的电站运营商、EPC建设方均保持了良好的合作关系，可以充分利用现有资源消化本项目产能；

3、公司将加大高效电池组件研发投入，确保高效电池及组件产品在转换效率等技术指标方面保持行业领先水平，提高产品的市场竞争力，保障产能得以充分消化。

（八）项目收益回报形式、回款周期和回款风险、公司的保障措施

高效电池及组件募投项目建成投产后，将为公司电站建设供应稳定、可靠的高效电池组件，降低公司电站项目的建设成本，提高电站项目的收益率，该部分高效电池及组件项目收益将通过电站项目周期内电费收益实现。对外出售的高效电池及组件产品将通过产品的收入与成本费用差额实现收益回报。

高效电池及组件的下游客户主要为各光伏电站开发运营商，由于光伏发电行业系资金密集型行业，具有较高的资金门槛，因此公司高效电池及组件的下游客户一般具有良好的资金实力及信用情况。从公司现有的电池组件业务看，下游客户的回款情况良好，不存在逾期付款的情况，回款风险较小。

针对高效电池及组件项目，公司将延续现有的信用政策，根据客户的信用情况及合作历史给予一定时间的信用账期，并加强对客户应收账款的管理力度，进一步降低回款风险。

（九）项目环境保护

本项目投产后产生的废气、废水、固体废物、噪声等经过有效处理后，不会对环境造成不良影响。具体措施如下：

废气：本项目产生的酸、碱性废气通过生产设备自带的密封管道收集后进入废气洗涤塔及配套的排风机，采用填料塔喷淋的方法净化；本项目产生的有机废气通过活性炭吸附塔吸附方法净化。

废水：本项目产生的普通酸碱废水通过中和法处理后，进入再生水回用装置处理后排入生产水池再利用；本项目产生的含氟酸碱废水通过絮凝和沉淀分离的方法进行处理。

固体废物：本项目采用智能控制，加工精度较高，工业固体废物产生量较少，由原材料供应商回收处理；本项目产生的生活垃圾需向市容环卫部门申请后定期清运。

噪声：本项目采取合理布置噪声源、选择低噪声设备、在建筑采取隔声等措施减少对环境的影响。

（十）项目效益预计及合理性

本项目建设期为1.5年，第二年实现生产负荷30%，第三年实现生产负荷65%，第四年完全达产，在完全达产年度，本项目的经济效益评价指标测算结果如下：

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营业收入根据项目高效太阳光伏电池及组件销售数量和销售价格计算。销售数量根据项目产能测算，项目完全达产后，实现600MW高效太阳光伏组件销量；根据目前国内外市场售价和远期的因素，确定高效太阳光伏组件的销售价格不高于市场平均价格，且每年保持一定比例的下降。

总成本及费用估算遵循国家现行会计准则规定的核算方法，并参照公司目前 业务及行业可比公司情况进行测试，成本费用主要构成项目的测算方法如下:

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八、公司本次募集资金投资项目与现有业务的关系

公司是目前国内具有一定规模的光伏电站开发运营商，截至2017年6月30日，公司建成并网电站规模约1,118MW。本次募投项目中320MW光伏发电项目是公司进一步提升光伏电站权益装机容量的重要举措，募投项目建设光伏电站并网发电后，光伏发电业务占公司业务比重将进一步提升。

高效太阳能电池项目是公司在光伏产业链条的战略延伸，与公司光伏发电业务、光伏组件制造业务相辅相成。项目建成后，将为公司电站建设供应稳定、可靠的高效电池组件，提高公司在光伏发电领域的综合竞争力。

九、募集资金项目对公司的影响分析

（一）对公司经营管理的影响

本次可转换公司债券发行完成后，公司光伏电站权益装机容量将进一步提升，募投项目建设光伏电站并网发电后，光伏发电业务占公司业务比重将进一步提升。高效太阳能电池项目是公司在光伏产业链条的战略延伸，与公司光伏发电业务、光伏组件制造业务相辅相成。项目建成后，将为公司电站建设供应稳定、可靠的高效电池组件，提高在公司新能源业务板块的综合竞争力。

（二）对公司财务状况及盈利能力的影响

本次可转换公司债券发行完成后，公司的总资产规模均将大幅度提升，可转换公司债券发行完成后、转股前，公司需按照预先约定的票面利率对未转股的可转换公司债券支付利息，正常情况下公司对可转换公司债券募集资金运用带来的盈利增长会超过可转换公司债券需支付的债券利息，公司营业收入规模及利润水平将随着募投项目的实施有所增加。由于募集资金投资项目建设周期的存在，短期内募集资金投资项目对公司经营业绩的贡献程度较小，可能导致公司每股收益和净资产收益率在短期内被摊薄。

第六节 备查文件

除本募集说明书披露的资料外，公司将整套发行申请文件及其他相关文件作为备查文件，供投资者查阅。有关备查文件目录如下：

一、发行人最近3年的财务报告及审计报告；

二、保荐机构出具的发行保荐书及发行保荐工作报告；

三、法律意见书及律师工作报告；

四、注册会计师关于前次募集资金使用情况的专项报告；

五、中国证监会核准本次发行的文件；

六、资信评级机构出具的资信评级报告；

七、其他与本次发行有关的重要文件。

自本募集说明书公告之日起，投资者可至发行人、主承销商住所查阅募集说明书全文及备查文件，亦可在中国证监会指定网站（http://www.sse.com.cn）查阅本次发行的《募集说明书》全文及备查文件。