如两家风电公司三年累计利润预测数减去三年实际盈利数为正值的话，能交总公司应当吉电股份2012年报披露后一个月以内，依据上述计算公式以现金方式向吉电股份支付利润补偿金额。

（2）能交总承诺自优化方案实施的首个交易日起至吉林泰合、里程协合风电盈利预测报告预测期止，不通过证券市场挂牌交易出售现所持有的吉电股份的股份。

上述两项措施为不可撤销的事项。

综上所述，中电投集团和能交总公司提出的优化方案，充分考虑了吉电股份可持续健康发展的需要，充分考虑了吉电股份中小股东的利益，充分考虑了优化方案操作的可行性。优化方案的实施更能够保证吉电股份的盈利能力的提高，股东利益的维护，足以覆盖原承诺带来的收益。

三、独立董事及原股改中介机构意见

（一）独立董事意见

1．优化方案对吉电股份的影响

(1)有利于吉电股份股东利益的增厚

吉林泰合、吉林里程协合是2009年建成投产的新建风力发电项目，装机容量：2×4.95万千瓦，上网电价均为0.61元/千瓦时，两个公司均享受所得税三免三减半、增值税即征即退50%、免交城市维护建设税和教育附加税的优惠政策。中电投集团和能交总公司提出的优化方案较原承诺更加优厚，更能够保证吉电股份的盈利能力得到提高，股东利益得到维护，足以覆盖原承诺带来的收益。

(2)有利于吉电股份产业结构的调整

随着《中华人民共和国可再生能源法》、国务院国发[2007]2号《国务院批转发展改革委、能源办〈关于加快关停小火电机组若干意见的通知〉》的实施，吉电股份必须尽快调整以火力发电为主的产业结构 ，吉林泰合、吉林里程协合两个风电公司的收购， 将加大吉电股份清洁能源的份额，提升公司在吉林区域的核心竞争力。

(3)有利于吉电股份持续经营

风力发电是国家支持鼓励的项目，在目前财政、税收等优惠政策支持下，风电项目的净资产收益率高于火电，且具有持续的盈利能力。吉林泰合、吉林里程协合两个风电公司，地处国家重点发展的“三北地区”七大千万千瓦级风力发电产业带，风电资源优势明显，发展前景可观。两个风电公司的收购，可以为吉电股份提供效益支撑。

2．符合公司股东的根本利益

由于不可控因素的产生，客观上造成能交总履行承诺障碍，中电投集团、能交总从上市公司可持续健康发展，从维护和保障投资者利益角度出发，提出的优化方案，从根本上解决吉电股份在资本市场发展的障碍，维护了公司股东的根本利益。

3．独立董事事前认可意见：上述事项取得了我们的事前认可，同意将《关于公司优化股改部分特别承诺事项暨关联交易方案》提交公司董事会审议。

4．对议案表决程序及公平性发表的意见

本项议案的表决程序合法，符合深圳证券交易所《股票上市规则》和公司《章程》的规定。

本项关联交易遵循了公平、公正、自愿、诚信的原则，交易方式和定价符合市场规则，不存在损害公司其他股东利益及同业竞争的情形。

5．公司已聘请具备证券从业资格的中介机构对拟收购的资产进行了审计、评估、尽职调查等工作，中介机构出具了相关的专项工作报告。其中资产评估报告需获得国务院国资委备案文件。

6．拟收购价格按国务院国资委备案后的资产评估报告计算，拟采取协议转让的交易方式，尚需国务院国资委审批。

7．此事项尚需提交股东大会审议批准。

（二）股改保荐机构—广发证券意见

原股改保荐机构—广发证券对优化股改承诺暨关联交易方案在合规性和方案对上市公司的有利影响等方面发表了明确意见，结论意见：

1．能交总履行股改承诺的态度是积极主动的，由于国家产业政策的变化，且盈利空间已受到煤炭价格上涨的挤压，以及四平合营公司合营合同及章程中存在需要规范之处等事项的影响，导致在现有条件下按原承诺方式注入四平合营公司35.1%股权，已不利于保护广大中小投资者利益。

2．能交总从切实维护广大中小投资者利益，切实解决履行股改承诺的角度出发，经中电投集团同意，拟由吉电股份通过受让吉林泰合风力发电有限公司51%股权和吉林里程协合风力发电有限公司51%股权的方式，置换履行2006年能交总所做的注入吉电股份“四平合营公司35.1%股权”的股改承诺事项。并本着保护中小投资的角度出发，中电投集团同意将吉林泰合、吉林里程协合后续投资建设项目转由吉电股份开发，以优化能交总在未能获得国家有权部门的最终核准文件情况下，无法转由吉电股份开发的吉林桦甸油页岩综合开发项目。以对于上述原承诺事项，不再与兑现股改承诺挂钩。以上调整符合《上市公司股权分置改革管理办法》的有关精神，有利于保护中小投资者的利益。

3．较原股改方案相比，上述优化股改方案更加有利于吉电股份的持续经营和产业结构的调整、有利于吉电股份股东利益的增厚，符合公司股东的根本利益。

4．以上调整方案的实施尚需履行以下特别程序：

（1）根据《公司法》第七十二条和以上两家风电公司章程的有关规定，风电公司的股权向股东以外的主体转让，应当经其他股东过半数同意，且其他股东有优先受让权。中电投集团控股的白音华公司向吉电股份转让上述两项风电公司股权必须取得相关风电公司的唯一其他股东托普威尔再生能源控股有限公司放弃优先受让权的无异议函。

（2）根据《企业国有产权转让管理暂行办法》（国务院国资委、财政部令第3号）有关规定和《关于企业国有产权转让有关事项的通知》（国资发产权[2006]306号）第一条相关内容“在所出资企业内部的资产重组中，拟直接采取协议方式转让国有产权的，转让方和受让方应为所出资企业或其全资、绝对控股企业”。企业向所出资企业或全资、绝对控股企业以外的其他企业转让国有股权应执行进场交易程序。鉴于中电投集团控股的白音华公司向吉电股份协议转让上述两项风电公司股权属于履行股改承诺特别事项，该等协议转让行为需取得国务院国资委的特别批准。

（3）根据《中外合资经营企业法》的有关规定，合资企业吉林泰合风力发电有限公司和吉林里程协合风力发电有限公司的上述股权调整尚需得到国家商务主管部门的批准。

（4）上述两家风电公司后续投资建设项目尚需取得国家有权部门批复后，方可建设运营。

（5）根据相关法律法规以及规范性文件要求，上述调整方案需经吉电股份股东大会审议通过。股东大会表决时，能交总及其关联股东需回避表决。

（三）原股改律师—北京市中咨律师事务所意见

原股改律师事务所—北京市中咨律师事务所对优化股改承诺暨关联交易方案操作相关事宜的合规性进行验证核查并出具法律意见书，结论意见：

“能交总对吉电股份股改原做出的部分特别承诺由于客观原因导致无法履行；能交总所提《优化方案》符合《关于上市公司股权分置改革的指导意见》、《上市公司股权分置改革管理办法》等规范性文件有关精神。与原股改承诺事项相比，上述《优化方案》涉及的优化履行事项更加有利于吉电股份的持续经营、有利于吉电股份股东利益的增厚。本次部分承诺优化履行暨关联交易尚需履行相关批准、披露程序。”

四、交易性质及实施程序

公司优化股改部分特别承诺事项的方案中所涉及的交易方—白音华公司、能交总公司和吉电股份同属中电投集团公司下属企业，存在关联关系，故优化方案的实施构成关联交易.

本方案实施程序应依据《公司法》、《证券法》、《深圳证券交易所股票上市规则》；并参照《关于上市公司股权分置改革的指导意见》、《上市公司股权分置改革管理办法》的相关规定。

五、同业竞争情况

白音华公司持有吉林里程协合、吉林泰合、通辽泰合风力发电有限公司、二连浩特长风协合风能开发有限公司等四家风力发电公司股权，吉林泰合和吉林里程协风电合位于吉林省境内，其他两个风电项目位于蒙东地区。白音华公司与吉电股份同受中电投集团控制，如吉电股份收购吉林泰合51%股权和吉林里程协合51%股权完成后，可避免了与白音华公司在吉林区域内的同业竞争。

如此次交易完成后，将减少与吉电股份的同业竞争问题。

六、交易标的基本情况

（一）吉林泰合风力发电有限公司

公司性质：中外合资

法定代表人：周耀宗

注册资本：1.5亿元人民币

经营范围：开发、建设运营风力发电场；风力发电技术咨询、培训及服务和研究开发、提供工程配套服务。

出资情况：白音华煤电公司出资7,650万元，占51%股份；

托普威尔出资7,350万元，占49%股份。

成立时间：2007年12月13日

股权结构图：

■

风力发电场厂址：位于吉林省白城市镇赉县东部，镇赉县黑鱼泡乡境内。

规划总装机容量：200MW，拟分四期开发。

目前装机规模：49.5MW，33台单机容量为1500kw机组。

一期工程总投资：50,543.86万元。2009年8月14日并网发电。

吉林泰合经审计的相关财务指标： 单位：元

■

（二）吉林里程协合风力发电有限公司

公司性质：中外合资

法定代表人：周耀宗

注册资金：1.5亿元人民币

经营范围：开发、建设、运营风力发电场；风力发电技术咨询、培训及服务和研究开发、提供工程配套服务。

出资情况：白音华煤电公司出资7,650万元，占51%股份，

托普威尔出资7,350万元，占49%股份。

成立时间：2007年7月17日

股权结构图：

■

风力发电场厂址：位于吉林省白城市境内的镇赉县，场址中心距镇赉县城约19km。

规划总装机容量：200MW，拟分四期开发。

目前装机规模：49.5MW，33台单机容量为1500kw机组。

一期工程总投资：50,056.12万元。

2008年7月12日并网发电，2009年4月25日投入商运。

吉林里程协合经审计的相关财务指标：

单位：元

■

七、关联方基本情况介绍

（一）中国电力投资集团公司

中电投集团是在国家电力体制改革过程中，按照《国务院关于组建中国电力投资集团公司有关问题的批复》（国函[2003]17号文），在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，是国务院同意进行授权投资的机构和国家控股公司的试点，为五家大型国有独资发电企业集团之一。中电投集团根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号文）精神于2002年12月29日正式组建，企业法人营业执照确定最初设立日期为2003年3月31日；公司住所：北京市西城区金融大街28号院3号楼；法定代表人：陆启洲；注册资金：120亿元人民币；注册号：1000001003773。

中电投集团是集电源的开发、投资、建设、经营及管理，电能设备的成套、配套、监造、运行、检修、销售，电力及相关技术的科技开发为一体，按照现代企业制度运作，跨地区、跨行业、跨所有制和跨国（地区）经营的特大型电力集团。

中电投集团资产分布在全国28个省、市、自治区及港、澳、缅甸和几内亚等地，拥有上海电力股份有限公司（上海电力）、山西漳泽电力股份有限公司（漳泽电力）、重庆九龙电力股份有限公司（九龙电力）、吉林电力股份有限公司（吉电股份）、内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司（露天煤业）5家A股上市公司；拥有在香港注册的中国电力国际有限公司（中电国际），并通过中电国际拥有在香港上市的中国电力国际发展有限公司（中国电力）；拥有蒙东、青海、宁东、新疆、贵州五大产业集群；拥有承担流域开发的黄河上游水电开发有限责任公司（黄河水电）和五凌电力有限公司（五凌电力）；拥有在电力设备成套服务领域中业绩突出的中国电能成套设备有限公司（电能成套）；拥有大型煤炭企业中电投蒙东能源集团有限责任公司（蒙东能源）；拥有承担西电东送重要任务的中电投贵州金元集团股份有限公司（贵州金元）；拥有24个已建成的1000ＭＷ以上的大型电厂；拥有控股的山东海阳核电项目，等比例控股的辽宁红沿河核电项目一期工程，以及在广西、辽宁、湖南、吉林、重庆等省市进行了核电项目前期工作，参股5个运行核电厂和6个在建核电项目。

截至2009年末，中电投集团共有纳入合并报表的子公司88家。总资产37,634,515.93 万元，净资产5,809,451.62万元。2009年度实现销售收入10,065,761.13万元，净利润223,902.24 万元。

能交总系中电投集团全资子公司，中电投集团是吉电股份的实际控制人。

（二）吉林省能源交通总公司

经济性质：国有企业

住所：长春市工农大路50号

法定代表人：原钢

注册资金：人民币柒亿伍仟万元

经营范围(主营)：开发建设电力、地方煤炭、交通项目；电力、交通建设所需的钢材、水泥、机械设备和发电所需燃料购销；

吉林能交总成立于1988年，前身为吉林省电力投资开发公司，经省政府吉政函[1990]68号文件决定更名为吉林省能源交通总公司。2005年7月18日，中电投与吉林省人民政府国有资产监督管理委员会签署了《关于吉林省能源交通总公司产权转让协议》，至此能交总的出资人由吉林国资委变更为中电投集团。吉林能交总持有吉电股份25.583%的股份，为吉电股份的第一大股东。

截至2009年末，吉林能交总资产总额1,452,947.99万元，净资产284,723.59万元。2009年度实现销售收入298,659.88万元，净利润14,695.52 万元。

（三）内蒙古锡林郭勒白音华煤电有限公司

公司性质：有限责任

公司住所：内蒙古西乌旗巴彦乌拉镇海日罕街

法定代表人：王树东

注册资本：90000万元

股权结构：中国电力投资集团公司75%，中电投蒙东能源集团公司25%

主营业务：铁路、港口、电力、煤炭、物流产业的建设和经营。

白音华煤电公司成立于2003年12月28日。2008年1月中电投集团将其持有的白音华煤电公司75%的股权委托蒙东能源管理。

白音华煤电公司所开发的项目处于蒙东和辽西地区，拥有西部大开发和振兴东北老工业基地的双重区位优势。在建项目有正线331公里的赤峰至大板至白音华铁路、正线282公里的锦州至朝阳至赤峰铁路、年产1500万吨的白音华二号露天矿、库容3785万立方米的高勒罕水库等项目。拟开发建设的项目有：锦州港专业化煤炭码头、铁路沿线物流基地、大板电厂等。

白音华煤电公司坚持以煤炭为基础、电力为核心、铁路和港口为保证，全面实施煤炭运输大通道战略，加快物流产业建设，努力打造以路港运输和物流产业为主导的现代化能源交通企业。

截至2009年末，公司共有子公司13家，分公司5家。总资产138.27亿，净资产42.38亿。2009年度实现销售收入21.21亿，净利润-41.58万元。

白音华公司与吉电股份同受中电投集团控制。

■

八、其他各方基本情况

（一）中国风电集团有限公司

公司住所：香港金鐘夏愨道16號遠東金融中心39樓3901室

法定代表人：刘顺兴

总股本：72.8亿

主要业务：中国风电是一家以风力发电投资、营运、风力发电服务业务为主的集团公司，拥有风力发电技术公司、风力发电工程建设安装公司、专业的风电厂运行及维修维护公司、风机塔筒制造企业和风机齿轮箱部件制造企业，并拥有风电业务的咨询及设计资质、电力工程总承包等专业资质。中国风电是香港证券市场上唯一一家具有纵向集成一体化商业发展模式的风力发电上市公司。

截止2009年12月31日，中国风电总资产35亿港元，净资产32.68亿港元，2009年每股基本盈利为2.66港仙。

（二）托普威尔再生能源控股有限公司

托普威尔再生能源控股有限公司（TopWellHoldingsLTD.）是一家在英属维尔京群岛注册成立之公司。成立日期为2006年1月19日，注册号为1006406，已发行1股面值1美元之普通股。注册地址AkaraBldg.,24DeCastroStreet,WickhamsCay1,RoadTown,Tortola,Britishvirginlsland.现任董事为刘顺兴一人。

股东为中国风电控股有限公司（ChinawindpowerholdingsLTD.）(BVI),最终控制人为中国风电集团有限公司（ChinawindpowergroupLTD.）

在中国大陆境内共投资设立两家公司：吉林里程协合风力发电有限公司与吉林泰合风力发电有限公司，分别占有两家公司49%的股权。

股权结构图：

■

（三）四平合营公司

公司性质：中外合作

法定代表人：白洪春

注册资金：17.21亿

经营范围：火力发电

股权结构：吉林能交总35.1%，吉电股份19.9%，长江基建45%

成立时间：1997年7月17日

股权结构图：

■

1997年，能交总与长江基建下属子公司合作，设立中外合作经营企业建设运营四平热电（一期）七家合作企业，合作经营期限为二十一年零三个月（截止期为2019年3月），其中能交总占55%、长江基建子公司占45%。

2003年能交总将所持四平合营公司19.9%股权转让给了吉电股份，能交总持股35.1%，长江基建持股45%，吉电股份持股19.9%。

2008年12月，经吉林省商务厅吉商审办字[2008]250号文件批复，吉林吉长电力有限公司吸收合并吉林吉长热电燃料有限公司、吉林吉长热电服务有限公司、吉林吉长供热有限公司；经吉林省商务厅吉商审办字[2008]251号文件批复，吉林吉长能源有限公司吸收合并吉林吉长热电除灰有限公司；经吉林省商务厅吉商审办字[2008]252号文件批复，吉林吉长热电有限公司吸收合并吉林吉长热电用水有限公司；2009年11月，四平合营公司“原七家公司”合并为“三家公司”的工商变更手续办理完毕，各股东方持股比例不变。

九、董事会审议表决情况

经公司第五届董事会第二十一次会议审议，该优化方案涉及事项属于关联交易，二名关联董事—原钢先生、程志光先生回避了表决。会议以“7票同意、0票反对、0票弃权”，审议通过了《关于吉林电力股份有限公司优化股改部分特别承诺事项暨关联交易方案的议案》。

十、存在的风险及影响

（一）风险

1．风力发电大范围建设在我国刚刚起步，风力发电对电网的稳定运行影响较大，电网目前的管理和运行模式以适应水、火、核电为主，要适应风力发电的要求尚需一定的时间和过程。

2．存在灾害性天气使机组非正常损毁的风险，风电机组最大能够承受的风力不超过12级，如果遭遇破坏性风，设备有损毁的风险。

（二）影响

风力发电属清洁能源，符合国家节能减排的政策，是国家支持鼓励的项目，在目前财政、税收等优惠政策支持下，风电项目的净资产收益率高于火电，且具有持续的盈利能力。注入公司后不仅可以提供效益支撑，同时可优化公司电源结构，使公司的产业布局更趋合理。随着两个风力发电项目后续开发不断推进，公司清洁能源的比重将大幅提高，可以抵御因煤炭价格上涨带来的经营风险，提升公司在吉林区域的核心竞争力。

十一、备查文件及备查地点

1．吉林电力股份有限公司第五届董事会二十一次会议决议

2．吉林电力股份有限公司第五届监事会十七次会议决议

3．经独立董事签字确认的独立董事意见

4．原股改保荐机构-广发证券股份有限公司出具的《关于吉林省能源交通总公司优化履行吉林电力股份有限公司股权分置改革承诺的专项意见》

5．原股改律师-北京市中咨律师事务所出具的《关于吉林电力股份有限公司股权分置改革部分特别承诺事项优化履行暨关联交易的法律意见书》

6．中瑞岳华会计师事务所对吉林泰合、吉林里程协合风电公司

出具的专项审计报告（中瑞岳华专审字[2010]第0970号和中瑞岳华专审字[2010]第0971号）

7．上海东洲资产评估有限公司对吉林泰合、吉林里程协合风电公司出具的资产评估报告（沪东洲资评报字第DZ100170024号和沪东洲资评报字第DZ100169024号）

8．北京市中咨律师事务所出具的《关于吉电股份收购吉林泰合、吉林里程协合股权的法律意见书》

9．中准会计师事务所出具的吉林泰合、吉林里程协合风电公司的《盈利预测审核报告》（中准审核字[2010]第2044号和中准审核字[2010]第2045号）

上述文件备案地点：吉林电力股份有限公司资本部（吉林省长春市人民大街9699号）

十二、附件

1．上市公司关联交易情况概述表；

2. 关于风电项目与四平合营项目投资决策对比分析的说明。

吉林电力股份有限公司董事会

二○一○年七月八日

附件1：

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附件2：

关于风电项目与四平合营项目投资决策对比分析的说明

一、编制基础

1．本对比说明充分考虑了吉林泰合和吉林里程协合风电与四平合营项目（吉林吉长热电有限公司、吉林吉长能源有限公司、吉林吉长电力有限公司汇总统称）生产经营能力、营销计划及其他有利因素和不利因素；并结合现时情况，根据上述公司对未来年度国内及国际经济环境与行业情况的合理假设,依据上海东洲资产评估有限公司出具的吉林泰合（沪东洲资评报字第DZ100169024号）和吉林里程协合（沪东洲资评报字第DZ100170024号）《资产评估报告》及北京中科华资产评估有限公司出具的吉长电力[中科华评报字（2010）第P071号]、吉长能源[中科华评报字（2010）第P072号]、吉长热电[中科华评报字（2010）第P073号]评估报告中收益现值法所的相关数据，据以编制了本说明。本专项说明编制过程中遵循了我国现行法律、法规和《企业会计准则》等相关法规的规定，采用了企业投资与决策中通用的相关重要指标。

2．本专项说明是根据上述公司的经营计划、费用预算等为编制依据，结合公司在执行和已签约购售电合同及预计很可能签约购售电合同的预计发电、供热业务收入、发电及供热业务毛利情况，并参考同行业其他企业的历史数据作为具体数据来源和基础，在充分考虑公司经营条件、经营环境、设备运行维护情况以及下列各项基本假设的前提下，排除其他非公司可以控制因素（如四平项目因“上大压小”政策提前关停等因素）的影响，本着求实、稳健的原则而编制的。

二、编制说明

（一）本说明中对比指标选取依据

公司投资项目的预期收益，既是决定公司未来发展和持续经营能力的主要因素，又成为判断企业发展前景和发展方向的依据，企业投资应从预期经济效益和投资回报率的角度来进行决策，项目优劣对比分析应主要考虑下列指标：

1．净现值（投资项目投入使用后的现金净流量的净现值）

净现值法：是评价投资方案的一种方法。该方法是利用净现金效益量的总现值与净现金投资量算出净现值，然后根据净现值的大小来评价投资方案。净现值为正值，投资方案是可以接受的；净现值是负值，投资方案就是不可接受的。净现值越大，投资方案越好。净现值法是一种比较科学也比较简便的投资方案评价方法。

公式：净现值=未来报酬总现值-建设投资总额NPV=∑It/（1R）-∑Ot/（1R）

式中：NPV-净现值；It-第t年的现金流入量；Ot-第t年的现金流出量；R-折现率；n-投资项目的寿命周期

R-折现率的确定：

折现是指通过计算，将未来收入的货币量按一定的比例折算成现时货币量的计算过程。折现时采用的比率称之为折现率。

根据需要折现的现金流量收益口径，本次测算，在考虑无风险报酬率、资本市场预期收益率、企业相对于资本市场的风险程度、企业个别风险调整等因素的基础上，确定折现率8%。

2．内部报酬率

内部报酬率就是资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率。

内部报酬率实际上反映了投资项目的真实报酬，项目投资内部报酬率越大，越值得投资。

3．获利指数

计算公式：获利指数（Pl）＝投产后各年净现金流量的现值合计/原始投资的现值合计或：＝1＋净现值率

获利指数必须大于1，项目获利指数越大，应予以优先选择。

（二）项目投资对比数据计算过程说明

1．泰合风电项目计算过程说明

（1）主营业务收入预测

根据泰合风电财务部门所提供的历史经营收入、发电量的情况如下：

■

根据上述的数据统计数据资料分析，历史平均月发电量为856.43万千瓦时，月平均售电量为828万千瓦时，平均单位售电价为0.5084元/kwh。

（2）未来营业收入的预测

由于泰合风电至目前还未有经营完整年度的收益统计数据，而风力发电企业的发电数量受当地的风力大小影响较大，一般在一年当中按月份计算发电量并不是等额的，而是有所波动。所以本次预测主要依据项目的可行性研究报告，根据该可行性研究报告在目前泰合风电所配备的发电机组型号、容量和轮毂高度，以及风电场的主风能方向布置，并结合地形和全场的尾流影响，竟综合测算后年等效满负荷小时数为2056小时。这样按装机容量49.5MW计算，年均发电量为10,177.20万千瓦时。根据2010年1-3月的实际发电量推算为10,840万千瓦时，要超过全年的预计发电量，故2010年4-12月的预测发电量按年等效满负荷小时数为2056小时折算9个自然月计算，为7,632.9万千瓦时计算，以后每年按2010年1-3月的实际发电量加上2010年4-12月的预测发电量合计预测数为10,342万千瓦时预测，未来年均发电量按10,342万千瓦时预测。根据泰合风电提供资料及历史发生情况，风电场年自用电率预计为发电量的3.5%左右，故年实际可供售电量为9,980.03万千瓦时。根据发改委批准的泰合风电上网电价含税价为0.61元/元/kwh，则不含税电价为0.5214元/元/kwh，这样未来几年的发电量以及营业收入的预计情况如下（2010年4-12月按年发电量的等额月份计算）：

■

根据国家发改委[发改气候（2009）910号]文件，同意泰合风电向瑞典碳资产管理有限公司转让该项目产生的温室气体减排量，转让总量不超过43万吨CO2当量，每吨CO2当量转让价格不低于13欧元。目前泰合风电的“清洁发展机制项目”即CDM项目已经获得EB注册。根据原先的《京都协议》所约定的减排第一承诺期为2008-2012年，由于本次的哥本哈根会议没有达成相关协议，所以本次对CDM的收入预测到2012年为止，2012年以后由于目前没有相关的政策支持故不作考虑，具体预测过程如下：

吉林泰合风电位于吉林白城地区，根据当地电网的减排系数为1兆瓦时折合1.028吨CO2，按基准日欧元汇率9.1979计算，每吨CO2当量转让价格不低于13欧元计算，折合0.1229元/KWH，根据2010-2012年的电量预测数，未来3年CDM的收入为（其中2010年按8个自然月计算）：

■

则未来营业收入的合计预测情况如下：

单位：万元

■

（3）主营业务成本的预测

A．历史经营成本分析

泰合风电的历史经营期内的成本财务数据统计情况如下：

单位：万元

■

根据泰合风电的历史成本情况统计分析，成本主要由三大部分组成，即固定资产折旧、委托运行费和其他费用如水电费用等。

B．主营业务成本的预测

根据泰合风电的主营业务成本的构成情况，按上述三部分分别预计如下：

a.固定资产折旧

根据泰合风电现有固定资产构成规模，按会计折旧年限计算，其中机器设备按20年折旧，房屋建（构）筑物按25年计算折旧，则年折旧额计算情况如下：

单位：万元

■

b.委托运行费

根据泰合风电与北京世纪聚合风电技术有限公司于2008年9月5日签定的运营委托管理合同，泰合风电将风电场的运行管理、维护、设备检修等全部委托与北京世纪聚合风电技术有限公司，委托运行费的计算口径为：第1-2年以实际上网电量为基准按0.045元/kwh计算，第3-6年以实际上网电量为基准按0.05元/kwh计算，第7-10年以实际上网电量为基准按0.055元/kwh计算，委托年限为10年。根据上述运行费的委托价格和未来上网电量的预计情况，未来年限内的委托运行费情况预计如下：

■

c.其他费用

其他费用主要是电场的水电费用等，根据历史发生情况看，2009年平均每月发生额为4.38万元，2010年1-3月平均每月为3.32万元，按2010年的月平均发生数计算，未来年平均发生额约为39.87万元。

根据上述的成本分析，未来的主营业务成本预计情况如下：

单位：人民币万元

■

（4）主营业务税金及附加的预测

泰合风电为中外合资企业，根据现行相关的税收政策，泰合风电无须承担相关营业税金及附加，对CDM的收入按现行相关税收政策也不征收流转税，故预测为零。

（5）期间费用的预测

A.管理费用的预测

泰合风电的前几年的管理费用发生情况如下：

单位：人民币万元

■

从总体上看，管理费用的发生呈现下降趋势，主要是泰合风电从建设期-运营初期-运营期，泰合风电的日常管理也逐渐成熟，故相对来说非正常费用的发生情况和概率逐渐减少。

a.折旧

根据泰合风电目前的办公类设备配置情况，办公类设备的折旧计算情况如下：

■

b.长期待摊费用摊销

从目前泰合风电的资产构成情况看，已经没有其他长期资产，故未来长期待摊费用摊销不予预测。

c.日常办公费用

从历史发生情况看，日常办公费用的发生额下降比较快，主要泰合风电逐渐步入管理、运营的成熟期。经与泰合风电管理层相关人员沟通，预计未来的年发生额在10万元左右，考虑到未来物价成本上升因素，未来年递增率按3%考虑。

d.劳务成本（人工成本）

经与泰合风电管理层人员沟通，按泰合风电现有管理人员9名计算，年人均工资福利水平为4-5万元左右。本次预测时，未来年人均工资成本按4万元/人.年计算，同时考虑年递增率为5%。

e.CDM相关费用成本的测算

经了解，CDM在实际的运行过程中，泰合风电需要承担三项费用：

EB管理费：是提交联合国以美元计价的费用，采用累进制收取，减排量在1.5万吨以下的按0.1USD/CO2吨；在1.5万吨以上部分按0.2USD/ CO2吨计算。

CDM手续费：联合国按收入总额的2%收取手续费。

财政部CDM基金：根据中国清洁发展机制项目运行管理办法规定，按转让总额的2%收取。

根据上述费用标准，未来相关CDM的费用成本计算如下：

单位：人民币万元

■

则未来管理费用的预测情况如下：

单位：人民币万元

■

B.财务费用的预测

财务费用一般包括付息借款的利息支出、手续费支出以及存款利息收入，本次财务费用的将只考虑借款利息支出，其他财务费用收支由于金额不大故不再考虑。

根据基准日的泰合风电的付息借款的结构，全部为长期借款，假设公司今后将保持该借款规模，则未来的年财务费用预计情况如下：单位：人民币万元

■

（6）净利润的预测

A．营业外收入、支出的预测

营业外收入、支出属公司非经常性收益、支出项目，从历史发生情况看，基本无营业外收支情况发生。

根据[财税（2008）156号]《财政部国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》规定，利用风力生产电力在实现销售时实行增值税即征即退50%的优惠政策。从目前泰合风电的情况看，泰合风电在享有固定资产增值税抵扣的过程中，还有-3,844.01万元增值税待抵扣，该部分待抵增值税将在以后年度抵扣完毕后，公司才有实际的应交增值税部分的50%退税。

根据以后年度的营业收入预测情况以及对应的应交增值税计算情况，该部分应交增值税部分的50%退税部分预测情况如下：

单位：人民币万元

■

B.所得税的预测

根据[财税（2008）46号]《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》，国家重点扶持的公共基础设施建设项目自取得第一笔经营收入之日起“三免三减半”，故泰合风电执行的所得税率为2009-2011年度的所得税率为0，2012-2014年度的所得税率为12.5%，2015年起的所得税率为25%。

（7）自由现金流量的测算

本说明使用自由现金流量作为未来收益口径，其基本定义为：

自由现金流量=净利润+税后付息债务利息+折旧与摊销－资本性支出-营运资金增加额

根据上述定义，自由现金流量未来的预测过程如下：

A、税后付息债务利息

根据前述的付息债务利息的计算结果，以及泰合风电适用所得税率，扣税后付息债务利息的计算结果如下：

单位：人民币万元

■

B、折旧与摊销的测算

根据前述预测过程中各项成本、费用中的折旧与摊销的预测数，汇总情况如下：

单位：人民币万元

■

C、资本性支出

由于本次未来收益预测年限是机组未来使用年限19年，为了维持泰合风电的持续经营能力，需要进行固定资产及其他长期资产的持续投入、更新以维持泰合风电的生产经营需要，这种更新投入在这里就定义为更新资本性支出，由于泰合风电目前厂区新建不久，相对维护性更新支出较小，但是随着时间的推移，未来需要的更新支出将会逐年增大，由于本次预测未来收益期限是按无限期假设考虑的，所以本次的资本性支出采用如下思路测算：即本次成本法测算过程中的重置价为基础，按未来适用的经济年限等额计算值为年度的资本性支出，具体计算结果如下：

单位：人民币万元

■

D、营运资本追加额的测算

营运资金追加额系指企业在不改变当前主营业务条件下，为保持企业持续经营能力所需的新增营运资金，如正常经营所需保持的现金、产品存货购置、代客户垫付购货款（应收账款）等所需的基本资金以及应付的款项等。营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，获取他人的商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金、存货等；同时，在经济活动中，提供商业信用，相应可以减少现金的即时支付。因此估算营运资金的增加原则上是考虑正常经营所需的应收款项、存货和应付款项等，非经营性的流动资产则不包括在内。本报告所定义的营运资金增加额为：

营运资金增加额=当期营运资金-上期营运资金，其中营运资金=应收款项+存货-应付款项。

本说明考虑到泰合风电今后的运营模式是：发电-上网-电费结算-收款，从该运营模式看实际上是无须垫付过多的款项-营运资金，而且在预测期内的发电量和营业收入保持相对稳定，所以不需要增加营运资本，故未来预测中营运资本追加额预测为零。

通过上述测算，未来五年自由现金流量预测结果如下：

单位：万元

■

注：评估师在计算自由现金流时考虑的更新资本性支出是按照火电行业的特点进行预计的。根据由于风电行业设备大修及更新机率较低，设备服役期内几乎不需要大的维修和更新；并且根据泰合风电与北京世纪聚合风电技术有限公司签定的运营委托管理合同，泰合风电将风电场的运行管理、维护、设备检修等全部委托与北京世纪聚合风电技术有限公司，更新的资本性支出已经包含在内。所以本次计算过程中，评估师考虑的更新资本性支出我们视同偿还了项目前期贷款。

（8）本方案中所涉及的2016年度以后（包括2016年）数据暂采用2015年度预测数据确定。

（9）具体计算结果见下表：单位：人民币万元

■

2．吉林里程协合风电项目计算过程说明

（1）主营业务收入预测

A.历史经营情况分析

根据吉林里程协合财务部门所提供的历史经营收入、发电量的情况如下：

■

根据上述的数据统计数据资料分析，2008年为部分机组开始运行，2009年的4月份全部机组开始正式运行，2009年的历史平均月发电量为529.5万千瓦时，月平均售电量为513.25万千瓦时，平均单位售电价为0.5587元/kwh，2010年的平均发电量为889.33万千瓦时，月平均售电量为853.67万千瓦时，平均单位售电价为0.5214元/kwh。

B．未来营业收入的预测

由于吉林里程协合至目前还未有经营完整年度的收益统计数据，而风力发电企业的发电数量受当地的风力大小影响较大，一般在一年当中按月份计算发电量并不是等额的，而是有所波动。所以本次预测主要依据项目的可行性研究报告，根据该可行性研究报告在目前吉林里程协合所配备的发电机组型号、容量和轮毂高度，以及风电场的主风能方向布置，并结合地形和全场的尾流影响，竟综合测算后年等效满负荷小时数为2151小时。这样按装机容量49.5MW计算，年均发电量为10,647.45万千瓦时，根据2010年1-3月的实际发电量推算为10,672万千瓦时，与全年的预计发电量接近，故未来年均发电量按10,647.45万千瓦时预测。发电厂年自用电率预计为发电量的3.5%左右，故年实际可供售电量为10,274.79万千瓦时。根据国家发改委批准的公司上网电价含税价为0.61元/元/kwh，则不含税电价为0.5214元/元/kwh，这样未来几年的发电量以及发电营业收入的预计情况如下（2010年4-12月按年发电量的等额月份计算）：

■

另根据国家发改委[发改气候（2009）526号]文件，同意吉林里程协合向国际能源系统（荷兰）公司转让该项目产生的温室气体减排量，转让总量不超过44万吨CO2当量，每吨CO2当量转让价格不低于12.5欧元。目前吉林里程协合的“清洁发展机制项目”即CDM项目已经获得EB注册。根据原先的《京都协议》所约定的减排第一承诺期为2008-2012年，由于本次的哥本哈根会议没有达成相关协议，所以本次对CDM的收入预测到2012年为止，2012年以后由于目前没有相关的政策支持故不作考虑，具体预测过程如下：

经了解咨询，目前吉林里程协合项目位于吉林白城地区，根据当地电网的减排系数为1兆瓦时折合1.028吨CO2，按基准日欧元兑人民币汇率1：9.1979计算，每吨CO2当量转让价格不低于12.5欧元计算，折合0.1182元/kwh，根据2010-2012年的电量预测数，未来3年CDM的收入为（其中2010年按8个自然月计算）：

■

则未来营业收入的合计预测情况如下：

单位：人民币万元

■

（2）主营业务成本的预测

A．历史经营成本分析

吉林里程协合的历史经营期内的成本财务数据统计情况如下：

单位：人民币万元

■

根据吉林里程协合的历史成本情况统计分析，成本主要由四大部分组成，即固定资产折旧、修理费、委托运行费和其他费用如水电费用等。

B．主营业务成本的预测

根据吉林里程协合的主营业务成本的构成情况，按上述四部分分别预计如下：

a．固定资产折旧

根据吉林里程协合现有固定资产构成规模，按会计折旧年限计算，其中机器设备按20年折旧，房屋建（构）筑物按25年计算折旧，则年折旧额计算情况如下：

单位：人民币万元

■

b．修理费

根据历史情况看，该部分费用发生情况很小，2010年起没有发生，考虑到吉林里程协合与北京世纪聚合风电技术有限公司签定的运营委托管理合同约定，平时的设备检修等都由其负责，故今后也不会发生大额的修理成本，关于固定资产的更新维护支出将在资本性支出中考虑，故本处的修理费不作预测。

c．委托运行费

根据吉林里程协合与北京世纪聚合风电技术有限公司于2008年9月5日签定的运营委托管理合同，公司将风电场的运行管理、维护、设备检修等全部委托与北京世纪聚合风电技术有限公司，委托运行费的计算口径为：第1-2年以实际上网电量为基准按0.045元/kwh计算，第3-6年以实际上网电量为基准按0.05元/kwh计算，第7-10年以实际上网电量为基准按0.055元/kwh计算，委托年限为10年。根据上述运行费的委托价格和未来上网电量的预计情况，未来年限内的委托运行费情况预计如下：

■

d．其他费用

其他费用主要是电场的水电费用等，根据历史发生情况看，2009年平均每月发生额为2.56万元，2010年1-3月平均每月为5万元，按2010年的月平均发生数计算，未来年平均发生额约为59.98万元。

根据上述的成本分析，未来的主营业务成本预计情况如下：

单位：人民币万元

■

（3）主营业务税金及附加的预测

吉林里程协合为中外合资企业，根据现行相关的税收政策，吉林里程协合无须承担相关营业税金及附加，对CDM的收入按现行相关税收政策也不征收流转税，故预测为零。

（4）期间费用的预测

A．管理费用的预测

吉林里程协合的前几年的管理费用发生情况如下：

单位：人民币万元

■

从总体上看，管理费用的发生呈现下降趋势，主要是吉林里程协合从建设期-运营初期-运营期，吉林里程协合的日常管理也逐渐成熟，故相对来说非正常费用的发生情况和概率逐渐减少。

a．折旧

根据吉林里程协合目前的办公类设备配置情况，办公类设备的折旧计算情况如下：

■

b．日常办公费用

从历史发生情况看，日常办公费用的发生额下降比较快，主要吉林里程协合逐渐步入管理、运营的成熟期，管理费用会有所下降。经与吉林里程协合管理层相关人员沟通，预计未来的年发生额在30万元左右，考虑到未来物价成本上升因素，未来年递增率按3%考虑。

c．劳务成本（人工成本）

经与吉林里程协合管理层人员沟通，按公司现有管理人员9名计算，年人均工资福利水平为4-5万元左右。本次预测时，未来年人均工资成本按4万元/人每年计算，同时考虑年递增率为5%。

d．CDM相关费用成本的测算

经了解，CDM在实际的运行过程中，吉林里程协合需要承担三项费用：

EB管理费：是提交联合国以美元计价的费用，采用累进制收取，减排量在1.5万吨以下的按0.1USD/CO2吨；在1.5万吨以上部分按0.2USD/CO2吨计算。

CDM手续费：联合国按收入总额的2%收取手续费。

财政部CDM基金：根据中国清洁发展机制项目运行管理办法规定，按转让总额的2%收取。

根据上述费用标准，未来相关CDM的费用成本计算如下：

单位：人民币万元

■

则未来管理费用的预测情况如下：

单位：人民币万元

■

B．财务费用的预测

财务费用一般包括付息借款的利息支出、手续费支出以及存款利息收入，本次财务费用的将只考虑借款利息支出，其他财务费用收支由于金额不大故不再考虑。

根据基准日的吉林里程协合的付息借款的结构，假设吉林里程协合今后将保持该借款规模，则未来的年财务费用预计情况如下：

单位：人民币万元

■

（5）净利润的预测

A．营业外收入、支出的预测

营业外收入、支出属公司非经常性收益、支出项目，从历史发生情况看，基本无营业外收支情况发生。

根据[财税（2008）156号]《财政部国家税务总局关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》规定，利用风力生产电力在实现销售时实行增值税即征即退50%的优惠政策。吉林里程协合享有在未来经营期内的增值税减半征收的优惠政策，按现行一般实际操作来看是先征即退的方式。

根据以后年度的营业收入预测情况以及对应的应交增值税计算情况，该部分应交增值税部分的50%退税部分预测情况如下：

单位：人民币万元

■

B．所得税的预测

根据[财税（2008）46号]《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》，国家重点扶持的公共基础设施建设项目自取得第一笔经营收入之日起“三免三减半”，故2008-2010年度的所得税率为0，2011-2013年度的所得税率为12.5%，2014年起的所得税率为25%。

综上分析、预测，吉林里程协合未来五年的净利润预测结果如下：

单位：人民币万元

■

（6）自由现金流量的测算

本次评估，使用自由现金流量作为评估对象的未来收益口径，其基本定义为：

自由现金流量=净利润+税后付息债务利息+折旧与摊销－资本性支出-营运资金增加额

根据上述定义，自由现金流量未来的预测过程如下：

A.税后付息债务利息

根据前述的付息债务利息的计算结果，以及吉林里程协合适用所得税率，扣税后付息债务利息的计算结果如下：

单位：人民币万元

■

B.折旧与摊销的测算

根据前述预测过程中各项成本、费用中的折旧与摊销的预测数，汇总情况如下：

单位：人民币万元

■

C.资本性支出

由于本次未来收益预测年限是机组未来折旧年限19年，为了维持吉林里程协合的持续经营能力，需要进行固定资产及其他长期资产的持续投入、更新以维持吉林里程协合的生产经营需要，这种更新投入在这里就定义为更新资本性支出，由于吉林里程协合目前厂区新建不久，相对维护性更新支出较小，但是随着时间的推移，未来需要的更新支出将会逐年增大，由于本次预测未来收益期限是按无限期假设考虑的，所以本次的资本性支出采用如下思路测算：即本次成本法测算过程中的重置价为基础，按未来适用的经济年限等额计算值为年度的资本性支出，具体计算结果如下：

单位：人民币万元

■

D.营运资本追加额的测算

营运资金追加额系指企业在不改变当前主营业务条件下，为保持企业持续经营能力所需的新增营运资金，如正常经营所需保持的现金、产品存货购置、代客户垫付购货款（应收账款）等所需的基本资金以及应付的款项等。营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，获取他人的商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金、存货等；同时，在经济活动中，提供商业信用，相应可以减少现金的即时支付。因此估算营运资金的增加原则上是考虑正常经营所需的应收款项、存货和应付款项等，非经营性的流动资产则不包括在内。本报告所定义的营运资金增加额为：

营运资金增加额=当期营运资金-上期营运资金，其中营运资金=应收款项+存货-应付款项。

本说明考虑到公司今后的运营模式是：发电-上网-电费结算-收款，从该运营模式看实际上是无须垫付过多的款项-营运资金，而且在预测期内的发电量和营业收入保持相对稳定，所以不需要增加营运资本，故未来预测中营运资本追加额预测为零。

（下转24版）

项 目	2009年4—12月	2010年1—3月
资产总额	474,587,002.28	479,837,084.25
负债总额	319,034,833.38	321,348,613.41
净资产	155,552,168.90	158,488,470.84
营业收入	16,553,418.37	13,656,137.39
营业总成本	8,994,465.38	10,719,603.45
净利润	7,558,952.99	2,936,301.94

项目	2009年1—12月	2010年1—3月
资产总额	489,526,326.03	492,674,518.75
负债总额	324,527,511.32	322,475,441.30
净资产	164,998,814.71	170,199,077.45
营业收入	34,412,706.79	13,352,222.21
营业总成本	19,521,592.11	10,079,029.27
净利润	16,902,899.34	5,200,262.74

企业名称	持股比例（%）	注册资本（万元）	投资额（万元）	业务性质	注册地
吉林里程协合风力发电有限公司	51	15,000	8,108	开发建设运营风力发电场；风力发电技术咨询、培训及服务和研究开发、提供工程配套服务	吉林省白城市镇赉县
吉林泰合风力发电有限公司	51	15,000	7,949	开发建设运营风力发电场；风力发电技术咨询、培训及服务和研究开发、提供工程配套服务	吉林省白城市镇赉县
西乌旗高勒罕水务有限责任公司	90	2,000	4,150	水资源开发、存储、销售	内蒙古西乌旗巴彦乌拉镇
赤峰白音华物流有限公司	100	1,000	1,455	普通货运、仓储、装卸搬运及其他运输服务；金属及金属矿产品、建材、化工产品、五金交电批发、零售	内蒙古赤峰市
内蒙古大板公用动力有限责任公司	100	1,800	1,800	制造业	内蒙古赤峰市大板镇
内蒙古大板化工有限责任公司	100	4,900	4,900	生产、销售煤基甲醇、开发和生产粉煤灰	内蒙古赤峰市大板镇
内蒙古宝泰仑矿业有限公司	80	1,000	121,600	矿产品（不含煤炭）及制品的销售；对采矿业、探矿业的投资	内蒙古西乌珠穆沁旗
锦赤铁路有限责任公司	68	251,500	15,427	铁路运输业	辽宁省锦州市
二连浩特长风协合风能开发有限公司	51	7,600	4,214	开发建设运营风力发电场；风力发电技术咨询、培训及服务和研究开发、提供工程配套服务	内蒙古二连浩特市
蒙东协合新能源有限公司	51	10,000	5,100	电力生产业	辽宁省沈阳市
通辽泰合风力发电有限公司	51	15,000	7,988	风力发电技术咨询、培训、技术服务、风力发电的研究、开发及工程配套服务	内蒙古通辽市扎鲁特旗鲁北镇

上市公司关联交易情况概述表
项目	交易类型	计算指标 分子	金额 （万元）	计算指标 分母	金额 （万元）	占比（%）	是否需 披露	是否需 股东大会审议
收购白音华持有的吉林泰合、吉林里程协合51%股权	与关联法人的关联交易	交易金额	18,253	公司最近一期(2009年度)经审计净资产	248,783	7.33%	需披露	需提交股东大会审议

项目	2009年9-12月	2010年1-3月
发电量(万千瓦时)	3,285.00	2710
发电厂用电量(万千瓦时)	110.00	89
综合厂用电率	3.35%	3.28%
可供(售)电量	3,175.00	2,621.00
平均售电单价(元/KW.H)	0.5214	0.4926
主营业务收入(万元)	1,655.34	1,291.06

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
装机容量(MW)	49.5	49.5	49.5	49.5	49.5	49.5
年等效满负荷小时数	1542	2056	2056	2056	2056	2056
发电量(万千瓦时)	7,632.9	10,342.00	10342.00	10342.00	10342.00	10342.00
发电厂用电量(万千瓦时)	267.15	361.97	361.97	361.97	361.97	361.97
综合厂用电率	3.5%	3.5%	3.5%	3.5%	3.5%	3.5%
可供(售)电量	7,365.75	9,980.03	9,980.03	9,980.03	9,980.03	9,980.03
上网电价(含税)(元/kwh)	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61
上网电价(不含税)(元/kwh)	0.5214	0.5214	0.5214	0.5214	0.5214	0.5214
发电业务收入(万元)	3,840.26	5,203.26	5,203.26	5,203.26	5,203.26	5,203.26

项目	2010年4-12月	2011年	2012年
计算电量（kwh）	6,547.33	9,980.03	9,980.03
CDM收入（万元）	804.67	1,226.55	1,226.55

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
电量营业收入	3,840.26	5,203.26	5,203.26	5,203.26	5,203.26	5,203.26
CDM收入	804.67	1,226.55	1,226.55	-		-
合计	4,644.93	6,429.81	6,429.81	5,203.26	5,203.26	5,203.26

项目	2009年9-12月	2010年1-3月
固定资产折旧	361.37	532.93
委托运行费	120.83	110.88
其他费用(水电费等)	17.52	9.97
主营业务成本合计	499.72	653.78

生产设备(成本)	金额	生产建筑物(成本)	金额
固定资产原值	39,284.12	固定资产原值	6,177.24
净残值率	5%	净残值率	5%
折旧年限	20	折旧年限	25
年折旧率	0.0475	年折旧率	0.038
月折旧额	155.50	月折旧额	19.56
年折旧额	1,866.00	年折旧额	234.74
折旧合计(月)	175.06
折旧合计(年)	2,100.73

项 目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
上网电量(万千瓦时)	7,365.75	9,980.03	9,980.03	9,980.03	9,980.03	9,980.03
委托运行费单价(元/kwh)	0.05	0.05	0.05	0.055	0.055	0.055
委托运行费(万元)	368.29	499.00	499.00	548.90	548.90	548.90

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
固定资产折旧	1,575.55	2,100.73	2,100.73	2,100.73	2,100.73	2,100.73
委托运行费	368.29	499.00	499.00	548.90	548.90	548.90
其他费用	29.90	39.87	39.87	39.87	39.87	39.87
合计	1,973.74	2,639.60	2,639.60	2,689.50	2,689.50	2,689.50

项目	2008年	2009年	2010年1-3月
折旧	1.41	6.21	6.14
长期待摊费用摊销	53.86
日常办公费用	99.14	39.32	8.92
外部劳务费(工资)	11.68	19.73	-
合计	166.08	65.26	15.06

办公设备(车辆)	金额	办公设备(电子)	金额
固定资产原值	111.82	固定资产原值	18.93
净残值率	5%	净残值率	5%
折旧年限	5	折旧年限	5
年折旧率	19%	年折旧率	19%
月折旧额	1.77	月折旧额	0.30
年折旧额	21.25	年折旧额	3.60
折旧合计(月)	2.07
折旧合计(年)	24.84

项目	2010年4-12月	2011年	2012年
交易电量(万千瓦时)	6,547.33	9,980.03	9,980.03
折合CO2 (万吨)	67,306.57	102,594.71	102,594.71
EB管理费(美元)	11,961.31	20,518.94	20,518.94
EB管理费折合人民币(万元)	8.17	14.01	14.01
CDM收入	804.67	1,226.55	1,226.55
CDM手续费	16.09	24.53	24.53
CDM基金	16.09	24.53	24.53
CDM费用合计	40.35	63.07	63.07

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
折旧	18.63	24.84	24.84	24.84	24.84	24.84
长期待摊费用摊销
日常办公费用	7.50	10.00	10.30	10.61	10.93	11.26
外部劳务费(工资)	27.00	36.00	37.80	39.69	41.67	43.76
CDM费用	40.35	63.07	63.07
合计	93.48	133.91	136.01	75.14	77.45	79.86

会计科目	借款银行	借款本金	年利率%	月利息	年利息
长期借款	中国农业银行股份有限公司镇赉县支行	20,000.00	5.346%	89.10	1,069.20
长期借款	中国农业银行股份有限公司镇赉县支行	10,000.00	5.346%	44.55	534.60
长期借款	中国银行股份有限公司长春西安大路支行	1,000.00	5.346%	4.46	53.46
	合计	31,000.00		138.11	1,657.26

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
应交增值税	652.84	884.55	884.55	884.55	884.55	884.55
可抵扣金额	-3,191.17	-2,306.61	-1,422.06	-537.50	347.05
增值税额返还50%					173.53	442.28

年份	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
付息债务利息	1,242.95	1,657.26	1,657.26	1,657.26	1,657.26	1,657.26
适用所得税率			12.50%	12.50%	12.50%	25%
税后付息债务利息	1,242.95	1,657.26	1,450.10	1,450.10	1,450.10	1,242.95

项目\年份	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
营业成本	1,575.55	2,100.73	2,100.73	2,100.73	2,100.73	2,100.73
管理费用	18.63	24.84	24.84	24.84	24.84	24.84
折旧与摊销合计	1,594.18	2,125.57	2,125.57	2,125.57	2,125.57	2,125.57

项目	车辆	电子设备	生产设备	建筑物
重置价	102.97	15.55	38,795.49	6,106.16
适用年限	15.00	5.00	25.00	50.00
月资本支出额	0.57	0.26	129.32	10.18
年资本支出额	6.86	3.11	1,551.82	122.12
月资本支出额合计	140.33
年资本支出额合计	1,683.92

项目 \年份	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年	2015年
净利润	1,334.76	1,999.03	1,747.32	683.69	833.51	914.19
加:税后利息支出	1,242.95	1,657.26	1,450.10	1,450.10	1,450.10	1,242.95
加：折旧与摊销	1,594.18	2,125.57	2,125.57	2,125.57	2,125.57	2,125.57
减：更新资本性支出	1,262.94	1,683.92	1,683.92	1,683.92	1,683.92	1,683.92
减:营运资本增加
自由现金流量	2,908.95	4,097.95	3,639.08	2,575.45	2,725.27	2,598.79

年度	泰合风电现金流量
2010年	3,723.79
2011年	4,097.95
2012年	3,639.08
2013年	2,575.45
2014年	2,725.27
2015年	2,598.79
2016年	2,598.79
2017年	2,598.79
2018年	2,598.79
2019年	2,598.79
2020年	2,598.79
2021年	2,598.79
2022年	2,598.79
2023年	2,598.79
2024年	2,598.79
2025年	2,598.79
2026年	2,598.79
2027年	2,598.79
2028年	2,598.79
合计	53,144.60
自由现金流量现值(取8%折现率)	28,179.06
权益比例	51%
51%权益比例现值	14,371.32
投资金额	(8,762.31)
拟收购股权净现值	5,609.01
拟收购股权内部报酬率	17.11%
拟收购股权获利指数	1.64

项目	2008年	2009年	2010年1-3月
发电量(万千瓦时)	1,237.00	6,354.00	2,668.00
发电厂用电量(万千瓦时)	96.00	195.00	107.00
综合厂用电率	7.76%	3.07%	4.01%
可供(售)电量	1,141.00	6,159.00	2,561.00
平均售电单价(元/kwh)	0.30	0.56	0.52
主营业务收入(万元)	347.18	3,441.27	1,335.22

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
装机容量(MW)	49.5	49.5	49.5	49.5	49.5
年等效满负荷小时数	1,613.25	2,151.00	2,151.00	2,151.00	2,151.00
发电量(万千瓦时)	7,985.59	10,647.45	10,647.45	10,647.45	10,647.45
发电厂用电量(万千瓦时)	279.50	372.66	372.66	372.66	372.66
综合厂用电率	3.50%	3.50%	3.50%	3.50%	3.50%
可供(售)电量	7,706.09	10,274.79	10,274.79	10,274.79	10,274.79
上网电价(含税)(元/kwh)	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61
上网电价(不含税)(元/kwh)	0.5214	0.5214	0.5214	0.5214	0.5214
发电业务收入(万元)	4017.71	5356.94	5356.94	5356.94	5356.94

项目	2010年4-12月	2011年	2012年
计算电量（kwh）	6,849.86	10,274.79	10,274.79
CDM收入（万元）	809.65	1,214.48	1,214.48

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
电量营业收入	4,017.71	5,356.94	5,356.94	5,356.94	5,356.94
CDM收入	809.65	1,214.48	1,214.48	-	-
合计	4,827.36	6,571.42	6,571.42	5,356.94	5,356.94

项目	2008年	2009年	2010年1-3月
固定资产折旧	343.14	1,069.37	541.97
修理费	0.34	6.33	-
委托运行费	100.00	335.73	107.78
其他费用(水电费等)	17.14	30.71	14.99
主营业务成本合计	460.62	1,442.14	664.74

生产设备(成本)	金额	生产建筑物(成本)	金额
固定资产原值	40,468.45	固定资产原值	5,505.16
净残值率	5%	净残值率	5%
折旧年限	20	折旧年限	20
年折旧率	0.0475	年折旧率	0.0475
月折旧额	160.19	月折旧额	21.79
年折旧额	1,922.25	年折旧额	261.50
折旧合计(月)	181.98
折旧合计(年)	2,183.75

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
上网电量(万千瓦时)	7,706.09	10,274.79	10,274.79	10,274.79	10,274.79
委托运行费单价(元/KW.H)	0.05	0.05	0.05	0.055	0.055
委托运行费(万元)	385.30	513.74	513.74	565.11	565.11

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
固定资产折旧	1,637.81	2,183.75	2,183.75	2,183.75	2,183.75
修理费
委托运行费	385.30	513.74	513.74	565.11	565.11
其他费用	44.98	59.98	59.98	59.98	59.98
合计	2,068.10	2,757.46	2,757.46	2,808.84	2,808.84

项目	2008年	2009年	2010年1-3月
折旧	25.91	42.02	11.26
日常办公费用	51.71	128.81	1.90
外部劳务费(工资)	51.09	55.96	12.65
合计	128.70	226.79	25.81

办公设备(车辆)	金额	办公设备(电子)	金额
固定资产原值	64.44	固定资产原值	16.38
净残值率	5%	净残值率	5%
折旧年限	5	折旧年限	5
年折旧率	19%	年折旧率	19%
月折旧额	1.02	月折旧额	0.26
年折旧额	12.24	年折旧额	3.11
折旧合计(月)	1.28
折旧合计(年)	15.36

项目	2010年4-12月	2011年	2012年
交易电量(万千瓦时)	6,849.86	10,274.79	10,274.79
折合CO2(万吨)	70,416.56	105,624.83	105,624.83
EB管理费(美元)	12,583.31	21,124.97	21,124.97
EB管理费折合人民币(万元)	8.59	14.42	14.42
CDM收入	809.65	1,214.48	1,214.48
CDM手续费	16.19	24.29	24.29
CDM基金	16.19	24.29	24.29
CDM费用合计	40.98	63.00	63.00

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
折旧	11.52	15.36	15.36	15.36	15.36
日常办公费用	22.50	30.00	30.90	31.83	32.78
外部劳务费(工资)	27.00	36.00	37.80	39.69	41.67
CDM费用	40.98	63.00	63.00
合计	101.99	144.36	147.06	86.87	89.81

会计科目	借款银行	借款本金	年利率%	月利息	年利息
长期借款	中国农业银行股份有限公司镇赉县支行	22,000.00	5.35%	98.01	1,176.12
短期借款	中电投财务公司	2,000.00	4.78%	7.97	95.58
	合计	24,000.00		105.98	1,271.70

项目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
应交增值税	683.01	910.68	910.68	910.68	910.68
增值税额返还50%	341.51	455.34	455.34	455.34	455.34

科目	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
主营业务收入	4,827.36	6,571.42	6,571.42	5,356.94	5,356.94
减：主营业务成本	2,068.10	2,757.46	2,757.46	2,808.84	2,808.84
营业税金及附加
管理费用	101.99	144.36	147.06	86.87	89.81
财务费用	953.78	1,271.70	1,271.70	1,271.70	1,271.70
营业外收入	341.51	455.34	455.34	455.34	455.34
利润总额	2,045.00	2,853.24	2,850.54	1,644.87	1,641.93
减:所得税费用	-	356.66	356.32	205.61	410.48
净利润	2,045.00	2,496.59	2,494.22	1,439.26	1,231.45

年份	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
付息债务利息	953.78	1,271.70	1,271.70	1,271.70	1,271.70
适用所得税率		12.50%	12.50%	12.50%	25%
税后付息债务利息	953.78	1,112.74	1,112.74	1,112.74	953.78

项目\年份	2010年4-12月	2011年	2012年	2013年	2014年
营业成本	1,637.81	2,183.75	2,183.75	2,183.75	2,183.75
管理费用	11.52	15.36	15.36	15.36	15.36
折旧与摊销合计	1,649.33	2,199.10	2,199.10	2,199.10	2,199.10

项目	车辆	电子设备	生产设备	建筑物
重置价	59.02	13.18	38,758.02	5,641.34
适用年限	15.00	5.00	25.00	50.00
月资本支出额	0.33	0.22	129.24	9.41
年资本支出额	3.93	2.64	1,550.83	112.89
月资本支出额合计	139.19
年资本支出额合计	1,670.29