（上接B20版）
评估范围的递延所得税资产是企业按照可抵扣暂时性差异与适用所得税税率计算的结果，确认的递延所得税资产。评估人员就差异产生的原因、形成过程进行调查和了解，核实该差异在确定未来收回资产或清偿负债期间的应纳税所得额时，是否将导致产生可抵扣金额，核实核算的金额是否符合企业会计制度及税法的相关规定。在此基础上按核实后账面价值确定评估值。
I、其他非流动资产的评估：
其他非流动资产系重分类的预付设备款、工程款，本次评估中评估人员以评估基准日立信会计师事务所（特殊普通合伙）的审计报告的审定数为基础，对其账面价值构成进行核实后，以核实后价值确定其评估值。
J、负债的评估：
负债评估值根据评估目的实现后的被评估单位实际需要承担的负债项目及金额确认。对于负债中无需支付项目按零值计算。
（2）收益法
企业价值评估中的收益法，是指将预期收益资本化或者折现，确定评估对象价值的评估方法。收益法常用的具体方法包括股利折现法和现金流量折现法，现金流量折现法又分为企业自由现金流折现模型和股权自由现金流折现模型。经综合分析，本次收益法评估采用企业自由现金流折现模型，是估算企业未来年度的自由现金流量，采用适当折现率折现后加总计算得出企业自由现金流量折现值，然后再加上长期投资价值、溢余资产价值、非经营性资产价值、未列入营运的资产及负债价值，扣减有息债务得出股东全部权益价值。
该模型的计算式如下：
企业整体价值=企业自由现金流量折现值+长期股权投资价值+溢余资产价值+非经营性资产价值+未列入营运的资产及负债价值
股东全部权益价值=企业整体价值-有息负债
企业自由现金流量折现值=预测期内现金流量现值+预测期后现金流量(终值)现值。
计算式如下：
■
式中：Ｐ──企业自由现金流量折现值
t──预测年度
i──折现率
Ｒ──第t年现金流量
n──预测期年限
Ｐn──预测期后现金流量(终值)
r ──终值折现系数
3、评估取价依据
（1）国家有关部门发布的统计资料、技术标准、规范文件等方面的资料。
（2）企业提供的有关资产、财务、经营等方面的资料。
（3）评估人员现场清查、取证、记录等方面的资料。
（4）市场询价资料。
（5）《电力建设工程概算定额第一册建筑工程》。
（6）《电力建设工程工期定额》。
（7）《关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知》（定额〔2011〕39号）、电定总造[2007]12号--“关于公布各地区工资性补贴的通知”。
（8）《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（中电联计经〔2007〕139号）。
（9）《关于调整电力工程建设预算费用项目及计算标准的通知》（电定总造[2009]3号）。
（10）《福建省建筑工程综合单价表》（2005）、《福建省建筑工程消耗量定额》(2005)。
（11）《福建省建筑装饰装修工程综合单价表》（2005）、《福建省建筑装饰装修工程消耗量定额》（2005）及当地2013年8月建设工程主要人工、材料（综合）、机械台班预算价格。
（12）《沿海港口水工建筑工程定额》。
（13）《水利、水电、电力建设项目前期工作工程勘察收费暂行规定》（发改价格[2006]1352号）、国家计委、建设部关于发布计价格[2002]10号文《工程勘察设计收费管理规定》的通知。
（14）国家发展改革委、建设部关于印发发改价格[2007]670号文《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知。
（15）《石狮市2007年度城镇土地级别和基准地价》(狮政〔2008〕15号)。
（16）《石狮市人民政府关于调整统一全市征地补偿标准的通知》（狮政综〔2013〕10号）。
（17）《石狮市2012年度第三十批次城市建设用地项目征地补偿安置方案的公告》。
（18）《电力建设工程概算定额》(2006年版)。
（19）《中华人民共和国车辆购置税暂行条例》（2001年国务院第294号令）。
（20）《机动车强制报废标准规定》（商务部、发改委、公安部、环境保护部令2012年第12号）。
（21）《2013年机电产品报价手册》。
（22）福建省鸿山热电有限责任公司初设收口概算资料。
（23）福建省鸿山热电有限责任公司工程的预决算资料。
4、评估假设
（1）公司所遵循的国家和地方的现行法律、法规、政策和国家对火电行业的宏观调控政策在预测期间未发生重大变化。
（2）公司主要经营所在地、行业形势及业务涉及地区的社会经济环境在预测期间无重大变化。
（3）公司未来仍以现有的经营管理团队，生产经营模式进行。
（4）公司盈利预测期内现行的信贷利率、汇率及市场行情等在预测期间无重大改变。
（5）公司从事行业的特点及产品市场需求状况、价格状况无重大变化和重大影响。
（6）国家税收政策及公司所在地方的税负基准及税率政策无重大改变。
（7）公司不会受到重大或有负债的影响而导致营业成本的增长。
（8）假设公司未来的发电量水平与预期一致。
（9）假设公司2014年1月1日开始电价下调为0.4274元/千瓦时，同时5000大卡的煤炭价格上升为545元/吨，汽价调整为134元/吨，且未来的电价、煤价和汽价保持不变。
（10）假设公司未来的盈利预测期内不发生重大的资产并购事项和重大投资项目。
（11）假设公司各项生产经营运转正常，不出现生产、经营意外情况。
（12）假设未来年度的入炉煤品种、热值不发生大变化。
（13）不发生人力不可抗拒因素及不可预见因素造成的重大不利影响。
评估结论是依据上述评估前提、评估假设，以及本评估报告中确定的原则、依据、条件、方法和程序得出的结果，若上述前提和假设条件发生变化时，本评估报告及评估结论一般会自行失效。
5、收益法评估重要参数取值情况
（1）折现率的确定
本次评估收益额口径为企业自由现金流量，按照收益额与折现率口径一致的原则，折现率选取加权平均资本成本(■)。计算式如下：
■
A、权益资本成本Ke的确定
权益资本成本Ke的计算式如下：
■
（A）无风险报酬率■的确定
经查询Wind资讯，1999-2012年5年期凭证式国债的平均票面利率为4.06%，折为复利为3.75%，则本次评估无风险报酬率取3.75%。
■
■
（C）市场风险溢价MRP的确定
市场风险溢价是对于一个充分风险分散的市场投资组合，投资者所要求的高于无风险利率的回报率，市场风险报酬率是投资者所期望的超过无风险报酬率的部分。本次评估，通过以几何平均值计算的证券市场年平均复利回报率减去长期国债收益率的数值，做为本次评估的市场风险报酬率。
经测算，取市场风险风险溢价MRP为6.28%。
（D）企业特定风险调整系数■的确定
企业特定风险调整系数主要考虑以下因素：
流动性因素
待估公司为非上市企业，股权的流动性较上市公司相比要弱，因此投资者在出售或转让相来说较困难。
经营风险
同上市公司比较，公司在经营管理上还需要进一步的充实和改进；规模上与上市公司还存在一定的差距，抗风险能力也相对较弱，因此，存在一定的风险。
燃煤发电厂受煤价影响较大，同时国家出台相关文件让煤价、电价更紧密联系，由于评估基准日时处于煤价大幅下跌，2014年很可能下调电价的关键时期，电价是否下调及下调幅度将是特别的风险。
综合公司因素分析，确定企业特定风险系数取值3%.
（E）权益资本成本的确定
根据上述确定的参数，权益资本成本计算如下：
■
（2）收入、成本等指标的预测说明
A、主营业务收入的预测
公司的主营业务是热电联产产生的相关收入，包括供电、供汽、灰渣收入等。公司2011年1月投产，2011年发电62.9亿度,供汽136万吨，产生总共23.5亿的收入；2012年发电量达到61.2亿度，供汽329.45万吨，产生共26.87亿收入；2013年1-8月发电41.79亿度，供汽224.92万吨，产生18.2亿收入。
（A）供电收入的分析及预测
供电收入=发电量*（1-综合厂用电率）*上网电价，因此供电收入与发电量、综合厂用电率、上网电价密切相关。
发电量：
发电量是电网调度决定的，每年定一次发电指标，发电指标是根据市场的用电需求量，按福建省各发电企业的发电情况进行调配，公司2011年发电量62.9亿度、2012年发电量61.2亿度、2013年1-8月供电41.79亿度，2013年的发电指标为62.4亿度,基本保持平稳。
2013年上半年, 福建省全社会用电量788.54亿千瓦时，同比增长6.01％，福建省用电最高负荷2605万千瓦，同比增长13.56%。
参照近年福建省用电量增长的实际情况及对各地区增长情况的调查摸底，并了解福建省政府有关经济政策和计划部门的信息。提供数据预计十二五期间电量将增长9.8%左右。
2012年12月28日省经贸委下发文件认定公司两台机组为热电联产机组，根据有关文件及近期与福建省经贸委、中调沟通了解情况分析，今后电厂发电按照结合统调火电厂平均发电情况和“以热定电”原则安排电量，根据预测销售汽量的方案和设备维护时间，结合因供汽量增长影响发电容量等因素进行分析，预测公司发电量如下：
■
厂用电率：
从2011年投产以来，公司厂用电率如下：
■
由上表可见综合厂用电率处于波动状态，综合厂用电中包含发电用电，供热用电和其他的用电，发电用电与发电量直接相关，并随着机组的磨合发电厂用电率将逐渐下降，供热用电量则与供热量相关，2012年由于供热提升较大造成综合厂用电率提高，2013年随着机组投产后的大检修完成，发电机组的运转更加流畅，综合厂用电率下降了。假设未来发电厂用电率、单位供热耗电率保持2013年1-8月的水平不变，其他厂用电量也保持不变，则未来年度的综合厂用电率如下：
■
上网电价预测：
公司的获利能力与电价、煤价直接相关，电价由国家定价，而煤价则由市场定价，2008年来煤价大幅上涨，而电价则一直不变，造成火电公司长期亏损，2011年底电价调增，而2012年下半年开始则是煤价大幅下降，因此2012年、2013年火电公司利润保持较高水平。
目前鸿山热电含脱硫脱硝标杆电价为0.4528元/千瓦时（不含税为0.387元/千瓦时)。根据《国家发改委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》文件精神，预测公司2013年9月25日起，脱硝加0.002元/千瓦时、烟尘加0.002元/千瓦时、补贴可再生能源降0.0144元/千瓦时，调整后执行的电价为0.4424元/千瓦时。
国务院办公厅于2012年底颁布了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，自2013年1月1日起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，并继续实施和不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。
2012年下半年以来煤价持续下跌大部分地区已超过5%，随着煤电联动机制的严格执行，预计电价很可能再下调0.015元/千瓦时，假设2014年公司上网电价在目前标杆电价0.4424元/千瓦时的基础上下调0.015元/千瓦时为0.4274元/千瓦时，并假设未来的上网电价均保持0.4274元/千瓦时不变。
单位：万元
■
（B）供热收入的分析及预测
供热收入=供热量*供热单价，因此，供热量和供热单价决定了供热收入。
供热量预计：
目前公司的供汽管道基本已完成，分为南线、北线，用户有100多家企业。部分企业有对中压蒸汽的需求，公司计划2014年春节后北线中压用户改造完成8台左右定型机，之后进入生产旺季，用户改造意愿不高，因此预计3~6月份中压蒸汽用量约为15吨/小时，上半年约4.3万吨。下半年北线用户会进入全面改造，预计下半年平均用量约在40吨/小时，下半年用汽量约为17.2万吨。因此全年北线用量约为21.5万吨。南线在6月份之后开始改造，下半年平均用汽量约为20吨/小时，全年用量约为8.5万吨。因此中压节汽南北线相加约为30万吨。考虑到中压蒸汽对低压的排挤，加上经济增速，预计全年低压蒸汽约保持340万吨。因此预计2014年全年对外供汽量约370万吨。2015年：中压蒸汽全面投运，设计南北线满负荷小时供汽量约为200吨/小时，考虑生产淡旺季影响，预计全年平均在100吨/小时左右。中压蒸汽全年量约为70万吨。考虑到中压蒸汽对低压的排挤，低压蒸汽略有下降，预计320万吨。因此，2015年全年供汽量约为390万吨。考虑经济增速，预计2016年、2017年、2018年预计全年供汽量分别为400万吨、410万吨和420万吨。
供热单价：
供热即供应蒸汽，蒸汽单价按煤汽联动，由政府根据煤价的高低来确定汽价，以前年度的汽价变动情况如下：
■
由上表可以看出汽价不断下跌，主要是2011年底以来煤价的下跌造成的，基准日后即2013年9月，汽价为126元/吨，折为不含税价为111.50元/吨。该价格在全国范围来看是很低的，未来上调空间较大。2013年10月煤价有所上升，预计2013年9-12月的汽价仍保持126元/吨，折为不含税价为111.50元/吨，未来年度随着预计的煤价的上升，汽价调为134元/吨（折为不含税价为118.58元/吨）并保持不变。
■
（C）其他收入
其他收入主要为出售灰渣等锅炉残余物的收入，公司发电供热燃烧煤炭的同时不断产生灰渣等，产生灰渣的数量与当期燃煤的数量呈一定比例关系，经测算，2013年1-8月灰渣等残余材料的数量占所消耗的煤数量的17%左右，假设未来年度的灰渣数量保持为耗煤量的17%不变。灰渣的价格也保持2013年1-8月的平均单价保持不变，不含税单价为38.13元/吨。
综合所述，预计未来年度的主营业务收入如下：单位：万元
■
B、主营业务成本的预测
主营业务成本主要为直接材料、直接人工、制造费用、辅助材料、外购水电费、劳保费等。
（A）直接材料
直接材料主要为外购的煤和石灰石等，煤主要由渤海湾运来，石灰石则由周边采购，因此，直接材料主要由外购的数量和单价及运费决定。
数量的预测：
分析历史的发电单位标煤耗量、供热单位标煤耗量，预计未来的发电标煤耗量和供热标煤耗量，再根据预计的未来年度的发电量、供热量，确定未来年度的煤需要量。根据生产部门统计的入炉煤耗量指标如下：
■
根据生产部门的指标数据，并按销售及采购部门的相关发电量、供热量、采购煤数量、质量等情况，发电供热单位煤耗如下：
■
从上述数据可以看出发电单位标煤耗量不断下降，主要是由于投产后生产管理各方面的改善，机组运转更加顺畅，同时随着2013年初投产后第一次大修结束发电机组运转更加成熟。供热标煤耗提升主要是由于1-8月周边用汽客户用汽量相对较小，造成能耗较高，9-12月是周边纺织印染客户的生产旺季，用汽量将增长较大，供热标煤耗下降较大，全年平均煤耗也随之下降。
假设未来的发电煤耗在2013年1-8月281.36克/千瓦时基础上略有下降。
■
假设未来的单位供热标煤耗量保持2013年1-8月的水平，为118.61千克/吨。
假设未来年度的入炉煤品种、热值不发生大变化，未来采购的煤发热量均为5000卡。按上述未来年度的发电量、供热量及煤耗水平来预计未来的耗煤数量。
石灰石是用来脱硫环保使用，与耗煤量相关，2013年1-8月标煤耗量为144.27万吨，石灰石的耗量44225.38吨，是标煤耗量的0.3262%，假设未来石灰石耗量与标煤耗量一直保持0.3262%的比例，来预计石灰石消耗数量。
煤价的预计
公司采购的煤主要来自山西、内蒙等地，通过渤海湾海运到厂，煤价按照环渤海动力煤综合平均价格进行结算。
根据煤炭行业的现实情况，煤炭价格大幅上升的可能性不大，随着国内经济开始好转及冬季储煤的到来， 2013年9-12月的煤炭价格略有上升，预计5000卡动力煤平均价格为505元/吨。目前的煤炭价格基本上处于底部，未来年度随着淘汰落后产能、过剩产能，2014年动力煤价格将有一定的回升，预计2014年5000大卡动力煤价格将为545元/吨，并假设未来煤价一直保持不变。
运费的预计
2012年煤平均运费为40.28元/吨，2013年1-8月平均运费为43.22元/吨，运费处于上升趋势，预计2013年9-12月运费为45元/吨，以后年度在此基础上每年上涨3%。
其他费用的预计
其他费用主要是拖轮费用、码头折旧、港务费等，码头折旧根据折旧历史额确定，拖轮费用、港务费等2013年9-12月按2013年1-8月的平均支出进行预支，以后年度在2013年的基础上每年上涨3%进行测算。
（B）直接人工的预计
直接人工为生产人员工资、工资附加等，考虑公司的生产发展、经济效益情况适度增加工资，预计未来年度年增长率为3%。
（C）制造费用
制造费用主要为生产设施的折旧、修理费用、车间管理人员的工资及附加、财产保险费、试验费、保安消防费等。根据历史发生情况，并预计未来年增长率为3%。
（D）辅助材料
辅助材料是生产过程中需使用和消耗的材料，主要包括气体、材料产品、信息化产品等，考虑物价上涨等因素，按未来年度每年递增3%进行预计。
（E）外购水电
公司是发电企业，其用电可以自主供电，主要由于检修等停机的情况下才需要外购电，2013年已停机检修，并外购电力，2013年9-12月一般不会再停机检修了，假设未来年度外购电力与2013年保持一致，年外购电力支出均为96.56万元，假设外购电价的保持不变。
（F）劳动保护费
劳动保护费主要是为生产员工购买的劳保用品，公司2011年刚投产，2011年投入27万元，2012年投入14万元，大量购买了劳保用品，2013年1-8月已大幅下降只有4万元，预计2013年末将更换新工作服，预计2013年9-12月劳动保护费支出为15万元，2014年及以后考虑到新一轮的劳保用品投入，按每年投入20万元进行预计。
综合上述成本预计情况，未来年度的成本如下：
金额单位：人民币万元
■
C、主营业务税金及附加的预测
公司适用的营业务税金及附加包括：城建税7%、教育费附加5%等。
公司属于增值税一般纳税人，增值税率为17%、城建税为应缴增值税额的7%、教育费附加（含地方教育费附加）为应缴增值税额的5%进行缴纳。
D、销售费用
销售费用主要为工资及附加、销售服务费、租赁费、招待费、差旅费等。工资及附加根据鸿山热电的计划，每年增长3%，小车费用随着车辆的老化每年也按10%增长，其他费用根据物价上涨按每年3%增长进行预测。
E、管理费用的预测
管理费用主要为人员工资及折旧、差旅费、业务宣传费、招待费等各项费用支出。评估人员对被评估单位各管理费用项目的构成内容、各项成本费用控制措施等相关情况进行了了解，在此基础上与被评估单位财务部等相关部门就相关因素进行了讨论分析，在此基础上进行管理费用各项目的预测。对于职工工资及附加，根据公司的计划，每年增长3%，折旧根据固定资产的变动情况和折旧年限进行预计，小车费用随着车辆的老化每年也按10%增长，其他费用根据物价上涨按每年3%增长进行预测。
F、财务费用的预测
财务费用主要为借款利息等，根据未来年度的还款计划及利率预计未来的财务费用。
G、所得税费用的预测
企业按照2008年1月1日起实行的《中华人民共和国企业所得税法》和《中华人民共和国企业所得税法实施条例》规定缴纳企业所得税，企业所得税率为25%。按未来年度的利润总额，按25%的所得税率计算所得税。
H、折旧和摊销的预测
此次评估按照基准日的固定资产原值，以及未来的固定资产更新安排和新增固定资产的计划情况，按采用的折旧计提政策对未来的折旧进行预测。
I、资本性支出的预测
公司的资本性支出主要组成：现有资产的正常更新支出。
对于现有资产的正常更新支出，主要是对电子设备、运输工具、其他设备等年限较短的设备进行更新，假设经济使用年限与折旧年限一致，则未来年度更新支出与折旧额基本保持一致。
6、评估结论及评估增值原因分析
（1）两种评估方法评估结果比较分析
中兴评估本着独立、公正、科学、客观的原则，运用资产评估法定的程序和公允的方法，分别采用了收益法和资产基础法（成本法）对福建省鸿山热电有限责任公司的股东全部权益价值进行了评估，其中：
A、收益法评估结果
经采用收益法评估，福建省鸿山热电有限责任公司股东全部权益（净资产）账面值为人民币130,886.84万元，评估值为人民币181,234.69万元，增值50,347.85万元，增值率38.47%。
B、资产基础法评估结论
经采用资产基础法（成本法）评估，福建省鸿山热电有限责任公司股东全部权益（净资产）账面值为人民币1,308,868,430.08元，评估值为人民币1,340,507,992.88元，增值31,639,562.80元，增值率2.42%。资产评估汇总表如下：
单位：人民币万元
■
（2）评估结论的确定
收益法评估后股东全部股权价值为181,234.69万元，资产基础法评估后净资产为134,050.80万元，收益法比资产基础法高47,183.89万元。差异产生原因主要是两种评估方法考虑的角度不同，收益法是从企业的未来获利能力角度考虑的，成本法是从企业现有账面资产的再取得途径考虑的。
考虑到本次评估目的是拟发行股份购买资产，因资产基础法无法体现电源点、热源点及先进技术等无形资产的价值，因此收益法更能体现本次评估的目的。由于①发电企业电价由国家定价，企业未来的收益相对具有稳定性。②热电联产行业属于基础设施行业，各地区根据实际情况制定当地的城市供热规划和热电联产规划，当地政府根据规划划分集中供热区域，确定热源点的供热范围。因此，热电企业都有明确的供热范围，具有区域自然垄断性特点，所在城市或区域内行业竞争度较低，供热收益也较为稳定。③国家明确要煤电联动更紧密，当地政府也规定了煤汽联动政策，并已实施，因此对于企业未来的收益更加趋于稳定。④鸿山热电自投产以来，各项生产经营运作良好，公司两台机组是国内目前单机容量最大、最先进的热电联产机组，资源利用率和综合热效率高，经济技术指标先进。⑤鸿山热电致力于科技创新，在环保设施方面投入资金达6.8亿元，配套建设专用煤码头、高效静电除尘装置、脱硫脱硝装置、全封闭圆型储煤场、210米高的烟囱、废水集中处理等多项环保设施，实现废水零排放，废渣100%综合利用，除尘效率99.8%，脱硫效率97%，是省内第一家拆除脱硫烟气旁路，第一家脱硝效率达80%的电厂，先后获得国家环保部、福建省减排工作联席会议办公室通报表彰，列入福建省循环经济示范企业。公司具有显著的节能、环保、经济和社会效益。
综合以上因素，故在本次评估中，选用收益法评估结果作为本次评估的评估结论是比较稳健的， 即福建省鸿山热电有限责任公司股东全部权益账面值为人民币130,886.84万元，评估值为人民币181,234.69万元，增值50,347.85万元，增值率38.47%。
（三）福能新能源评估情况
根据中兴评估出具的《福建南纺股份有限公司拟发行股份购买资产涉及的福建省能源集团有限责任公司持有的福建省福能新能源有限责任公司股东全部权益价值评估报告》（闽中兴评字（2013）第3020号）,评估基准日为 2013年8月31日。
评估方法：资产基础法和收益法，以收益法作为最终评估结果。
评估对象：福建省福能新能源有限责任公司申报的股东全部权益。
1、评估范围
评估范围为截止2013年8月31日福建省福能新能源有限责任公司申报的经立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计后的资产和负债。
2、评估方法的选用
由于福建省福能新能源有限责任公司具有预期收益能力，收益及风险能够量化，且公司资产的重置成本在市场上较易取得，故此次评估选用资产基础法（成本法）及收益法进行评估而未采用市场法进行评估，综合分析确定评估结论。
（1）收益法
收益法，是从收益的角度出发，将被评估单位作为一个整体，将预期收益折现求得全部股东权益于评估基准日的价值。在具体评估时采用间接法，即先测算出企业整体价值，再扣减带息负债得出股东权益价值。股东全部权益价值＝企业整体价值－付息债务现值
股东全部权益价值计算公式为：
■
■
结合委估公司性质，此次预期收益采用企业自由现金流量进行测算。
（2）资产基础法（成本法）
评估思路：评估人员在对企业各个单项资产和负债进行评估的基础上，分别求出各项资产的评估值并累加求和，再扣减负债，得到股东权益（净资产）评估值。
在评估过程中，评估人员根据各项资产及负债的具体情况，分别采用不同的评估方法，具体如下：
A、货币资金的评估：
货币资金主要是现金和银行存款。
通过盘点现金，核查银行对账单，在核实对账单无误基础上以立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计确认后的账面值为评估值。
B、应收款项（应收账款、预付账款、其他应收款）的评估：
借助于历史资料和评估中调查了解的情况，具体分析了欠款数额、时间和原因、款项回收情况、欠款人资金、信用及以往坏账损失情况后,通过核对明细账户，发询证函或执行替代程序对各项明细予以核实。根据每笔款项可能收回的数额确定评估值。对于各种预付款则根据所能收回的相应货物形成资产或权利的价值确定评估值。
C、存货的评估：
公司存货是指在生产经营过程中持有的在生产或提供劳务过程中将消耗的材料或物资等，主要为原材料。我们根据公司提供的存货清单，核实了有关购置发票和会计凭证，按评估准则的要求现场查看了存货的仓储情况，了解了仓库的保管、内部控制制度，并对存货进行了抽查盘点，盘点结果与账面存货基本相符。
存货评估价值以经核实后的数量并以评估基准日的市场价值进行计算。其中，原材料中，对近期购进、周转较快的、市场价值变化不大的备品备件、材料产品等，以核实后的账面价值确认评估值。
D、其他流动资产的评估：
其他流动资产为预计未来一年内可抵扣的进项税，本次评估中评估人员对其账面价值构成进行核实后，以立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计确认后的账面值为评估值。
E、长期股权投资的评估：
长期股权投资中控股的子公司按母公司的评估基准日进行整体评估，按评估后的净资产乘以母公司的股权比例后的价值作为母公司长期股权投资的评估值。采用的评估方法为收益法和资产基础法。
F、固定资产：
房屋建筑物类和设备类按成本法评估。
G、在建工程：
对在建工程进行现场查看，核对相关合同、预决算资料，在核实无误基础上进行评估确定评估值。
H、无形资产的评估：
土地使用权采用基准地价系数修正法和成本逼近法进行评估；购入的财务软件参考摊余价值确定评估值。
I、其他非流动资产的评估：
其他非流动资产系重分类的预付设备款、征租地款和预计抵扣期超过一年的增值税进项税等，本次评估中评估人员对其账面价值构成进行核实后，以立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计确认后的账面值为评估值。
J、负债的评估：
负债评估值根据评估目的实现后的被评估单位实际需要承担的负债项目及金额确认。对于负债中无需支付项目按零值计算。
3、评估取价依据
（1）国家有关部门发布的统计资料、技术标准、规范文件等方面的资料。
（2）公司提供的有关资产、财务、经营等方面的资料。
（3）评估人员现场清查、取证、记录等方面的资料。
（4）市场询价资料。
（5）《中华人民共和国车辆购置税暂行条例》（2001年国务院第294号令）。
（6）《机动车强制报废标准规定》（商务部、发改委、公安部、环境保护部令2012年第12号）。
（7）《2013年机电产品报价手册》。
（8）《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》。
（9）《福建省建筑工程消耗量定额》(2005)、《福建省建筑工程综合单价表》（2005）、《福建省建筑装饰装修工程综合单价表》（2005）、《福建省建筑装饰装修工程消耗量定额》（2005）与莆田市、漳州市、泉州市2013年8月份建设工程主要人工、材料（综合）、机械台班预算价格。
（10）国家计委、建设部关于发布计价格[2002]10号文《工程勘察设计收费管理规定》。的通知、《风电场工程勘察设计收费标准》。
（11）《莆田市人民政府关于公布莆田市城镇基准地价的批复》(莆政综〔2012〕111号)、龙海市人民政府关于“《龙海市2011年城镇土地基准地价》的通告” 。
（12）莆田市《人民政府关于印发莆田市征地拆迁补偿安置标准的通知》（莆政综〔2013〕10号）、《龙海市人民政府办公室转发市国土资源局关于各乡镇场征地补偿标准意见的通知》（龙政办〔2013〕6号）。
（13）《福建省人民政府关于调整征地补偿标准的通知》（闽政〔2012〕57 号）。
（14）《风电场工程概算定额》(2007年版) 。
（15）福建省福能新能源有限责任公司及其全资子公司工程预决算资料。
（16）本次评估中涉及的国家及地方其他相关法律、法规。
4、评估假设
本评估报告的分析和结论仅在设定的以下假设条件下成立：
（1）评估前提：
本次评估是以公司持续经营为评估假设前提。
（2）基本假设：
A、以委托方及被评估单位提供的全部文件材料真实、有效、准确为假设条件。
B、以国家宏观财政、经济政策和所在地区社会经济环境没有发生重大变化为假设条件。
C、以经营业务及评估所依据的税收政策、法律、法规、信贷利率、汇率变动等不发生足以影响评估结论的重大变化为假设条件。
D、以不发生地震、火灾等其他不可抗力因素为假设条件。
（3）具体假设：
A、除已知悉并披露的事项外,本次评估以不存在其他未被申报的账外资产和负债、抵押或担保事项、重大诉讼或期后事项，且被评估单位对列入评估范围的资产拥有合法权利为假设条件。
B、中兴评估在评估过程中，接受了部分由福建省福能新能源有限责任公司提供的评估师认为是评估过程中不可缺少的资料，这些资料的真实性、正确性及来源合法性由福建省福能新能源有限责任公司负责，评估师均假定这些资料是真实、正确及来源合法，本次评估的结果在一定程度上依赖于这些资料的真实性、正确性及来源合法性。
C、评估报告中的有关收益法预测中的具体假定条件：
（A）公司所遵循的国家和地方的现行法律、法规、政策和国家对风电行业宏观调控政策在预测期间未发生重大变化。
（B） 公司主要经营所在地、行业形势及业务涉及地区的社会经济环境在预测期间无重大变化。
（C） 公司未来经营管理班子尽职，并继续保持现有的经营管理模式。
（D） 公司盈利预测期内现行的信贷利率、汇率及市场行情等在预测期间无重大改变。
（E）评估只基于基准日现有的经营能力。不考虑未来可能由于管理层、经营策略和追加投资等情况导致的经营能力扩大。
（F） 国家税收政策及公司所在地方的税负基准及税率政策无重大改变。
（G） 公司不会受到重大或有负债的影响而导致营业成本的增长。
（H） 假设公司未来的资产管理比率保持基准日的水平。
（I） 本次评估假设委托方及被评估单位提供的基础资料和财务资料真实、准确、完整。
（J）假设公司经营期限为风机使用年限，由于公司各风电场投产时间不同，风机的使用寿命期限也不同，本次评估根据各风电场的发电量和到期时间进行加权平均确定公司平均的经营期限。
（K） 假设公司未来年度的发电机组正常运转，风力等自然状况不发生大的变化，实际上网电量与可研的上网电量一致。
（L） 评估范围仅以委托方及被评估单位提供的评估申报表为准，未考虑委托方及被评估单位提供清单以外可能存在的或有资产及或有负债。
（M） 假设公司预计的最低现金保有量与实际相符。
（N） 不发生人力不可抗拒因素及不可预见因素造成的重大不利影响。
（O） 假设公司所执行的长期购销合同能够长期稳定执行。
评估报告及评估结论是依据上述评估前提、基本假设和具体假设，以及评估报告中确定的原则、依据、条件、方法和程序得出的结果，若上述前提和假设条件发生变化时，本评估报告及评估结论一般会自行失效。
5、收益法评估重要参数取值情况
（1）折现率的确定
本次评估收益额口径为企业自由现金流量，按照收益额与折现率口径一致的原则，折现率选取加权平均资本成本(@)。计算式如下：
■
（A）无风险报酬率■的确定
经查询Wind资讯，评估基准日14年来国债平均票面利率为4.06%，考虑复利因素计算后为3.75%，则本次评估无风险报酬率取3.75%。
■
式中：■──所得税率，取企业执行的所得税率如下表：
■
■──主要结合企业目前实际情况及可比上市公司的资本结构，管理层未来的筹资策略等综合按50%确定；
■
（C）市场风险溢价■的确定
市场风险溢价是对于一个充分风险分散的市场投资组合，投资者所要求的高于无风险利率的回报率，市场风险报酬率是投资者所期望的超过无风险报酬率的部分。本次评估，通过以几何平均值计算的证券市场年平均复利回报率减去长期国债收益率的数值，做为本次评估的市场风险报酬率。
经测算，取市场风险风险溢价MRP为6.28%。
（D） 企业特定风险调整系数■的确定
企业特定风险调整系数主要考虑以下因素：
流动性因素
待估企业为非上市企业，股权的流动性较上市公司相比要弱，因此投资者在出售或转让相来说较困难。
经营风险
同上市公司比较，公司在经营管理上还需要进一步的充实和改进；规模上与上市公司还存在一定的差距，抗风险能力也相对较弱，因此，存在一定的风险。
综合公司因素分析，确定企业特定风险系数取值2.5%。
（E）权益资本成本的确定
根据上述确定的参数，权益资本成本■计算如下：
■
■
如下表：
■
（2）收入、成本等指标的预测说明
A、主营业务收入的预测
主营业务收入为风力发电电费收入，公司本部下属四个风电场，分别是石城一期风电场、石井一期风电场、石井二期风电场和东峤风电场四个风电场。上述四个风电场由于投产时间不同，最迟一个风电场东峤风电场2011年4月才投产，2012年是一个运营的完整年度，2012年上网电量达到43518.87万千瓦时，根据可行性研究报告四家风电场的上网电量如下：
■
上述四家风电场2012年上网电量合计43518.87万千瓦时，高于可行性研究报告6196.67万千瓦时，由于风力属于自然气候，具有一定的变化性，可行性研究报告是分析多年的风量情况进行的测算，因此，基于谨慎性原则考虑，按可行性研究报告的上网电量做为未来年度的上网电量。
对于2013年9-12月的上网电量的预计，截止报告日2013年9、10月上网电量已经确定，且均超过2012年同期的上网电量。
各家电站2012年9-12月上网电量
■
基准日的上网电价为0.61元/千瓦时，扣除增值税后为0.52元/千瓦时，上网电价是由政府定价的。由于风力发电是清洁能源，是国家鼓励的，因此，未来的电价一般不会有变动，假设未来年度的电价与基准日相同，一直保持不变。
根据上述对未来年度的上网电量，电价的预计，未来年度的收入预计如下：
■
B、主营业务成本的预测
主营业务成本主要包括：直接人工、福利费用、电费以及制造费用。
其中直接人工含工资及附加，根据企业制定的工资计划预测，按每年3%的增长幅度预测。工资附加中职工福利费按工资的14%、职工教育经费按工资的1.5%、工会经费按工资的2%、统筹养老保险按工资的15%。电费是外购的下网电量产生的，主要是由于风力资源有季节性，没有风或风力较小不能让风力发电机产生足够的转速时，风力发电机组就无法产生电能供应正常的生产设施用电，因此，需要向电网购电。通过对历史的外购电量分析，来测算未来的外购电费。制造费用主要包括：辅助生产的人员工资及附加、设备折旧、维修费、安全、保险及其他与辅助生产相关的支出。
主营业务成本的未来预测表如下：
金额单位：人民币万元
■
C、主营业务税金及附加的预测
公司适用的营业务税金及附加包括：城建税、教育费附加等。
公司适用的增值税税率为17%、城建税为应缴增值税额的7%、教育费附加（含地方教育费附加）为应缴增值税额的5%。
应交增值税按销项减进项税确定，其中增值税销项税额根据销售收入按17%的增值税税率测算，增值税进项税额根据每年预测的电费、材料费和修理费支出情况按17%的税率进行测算，并结合前期固定资产购建过程中仍有增值税留抵税额，预计未来的主营业务税金及附加。
公司目前执行的是增值税即征即退50%的税收优惠政策，因此的预测中考虑上述留抵税款的因素。
主营业务税金及附加预测表：金额单位：人民币万元
■
D、其他业务利润的预测
公司未来只经营发电售电业务，不经营其他业务。
E、管理费用的预测
（A）以前年度管理费用情况
管理费用指人员工资及折旧、差旅费、业务宣传费、招待费等各项费用支出。
（B） 未来年度管理费用的预测
评估人员对被评估单位各管理费用项目的构成内容、各项成本费用控制措施等相关情况进行了了解，在此基础上与被评估单位财务部等相关部门就相关因素进行了讨论分析，在此基础上进行管理费用各项目的预测。管理费用的预测原则及方法如下：
对于职工工资，根据企业制定的工资计划进行测算。
工资附加费：管理费用中的工资附加费是以职工工资为基数计提并缴纳的各项社会保险、福利等附加费用。对于工资附加费，此次评估根据工资附加费占职工工资的历史平均比率进行预测。
对于折旧和摊销费用，先预测公司预测期以后年度的新增固定资产和无形资产，进而得到预测期期末的固定资产和无形资产原值，将固定资产原值和无形资产按现有的折旧和摊销政策计算可得到预测期各年度的固定资产折旧额和无形资产摊销额。根据被评估单位的会计核算惯例，计提的折旧额分摊计入管理费用和生产成本科目中。
差旅费、业务宣传费、招待费等各项费用根据公司历年情况，分析其形成原因，结合未来年份被评估单位业务发展的趋势来进行测算。对于偶发支出等，未来不进行预测。
管理费用预测表： 金额单位：人民币万元
■
F、财务费用的预测
财务费用主要为借款利息等，根据企业申报数予以确定。
金额单位：人民币万元
■
G、营业外收支的预测
营业外支出净额主要是捐赠、滞纳金等支出。公司以后年度的该项目的发生概率很小，且金额很小，故营业外支出净额预测为零。但是根据《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》（财税[2008]156号），自2008 年7 月1 日之后对进行风力生产的电力实行增值税即征即退50%的政策。公司于2014年开始产生增值税实际应交金额，因此2014年开始也享有增值税即征即退50%的收入。根据营业税金及附加中所预测的应交增值税额按50%计算增值税退税额。预测如下：
单位：人民币万元
■
H、所得税的预测
公司按照2008年1月1日起实行的《中华人民共和国企业所得税法》和《中华人民共和国企业所得税法实施条例》规定缴纳企业所得税。企业所得税从2009年起实行三免三减半的优惠政策，则：未来年度所得税预测如下：
所得税预测表
金额单位：人民币万元
■
I、折旧和摊销的预测
此次评估按照基准日的固定资产原值，以及未来的固定资产更新计划，以及被评估单位采用的折旧计提政策对未来的折旧进行预测。
（A）折旧的预测
区分车辆、设备、房屋等几大类固定资产，分别按照其分类折旧率计算折旧金额。
（B）摊销额的预测
公司账面需进行摊销的项目为土地、软件等，在预测未来无形资产支出的基础上根据公司的会计核算惯例，按直线法进行摊销。
（C）折旧及摊销的分配
根据公司的会计核算惯例，计提的折旧额和摊销额分摊计入制造费用、管理费用等科目中。
折旧摊销预测表：
金额单位：人民币万元
■
J、资本性支出的预测：
公司的资本性支出主要由二部分组成：现有资产的正常更新支出。
对于现有资产的正常更新支出，主要是对电子设备、运输工具、其他设备等年限较短的设备进行更新，假设经济使用年限与折旧年限一致，则未来年度更新支出与折旧额基本保持一致。每年更新支出如下：
单位：人民币万元
■
K、营运资金变动额的预测
结合企业经营情况以及行业的经营特点，分析公司的相关资产周转情况，根据预计的未来生产经营情况，并和企业财务人员现场沟通后，预计未来各年度流动资产、流动负债情况，根据两者的差额确定未来年度的营运资金需要量，从而确定未来年度的营运资金变动额。
（A） 基准日营运资金的确定
公司基准日营运资金根据成本法评估结果计算确定。
基准日营运资金=流动资产(不含溢余货币资金和短期投资)-流动负债(不含带息负债)
对于基准日的资产负债根据审计后的基准日的会计报表进行分析，把与未来预测不相关的资产、负债进行分离，调整出与未来经营相关的资产和负债。并根据上述营运资金计算方法确定基准日货币资金金额。
调整后简单资产负债情况如下表（万元）：
■
（B）未来年度营运资金的预测
在调整后报表的基础上，根据2012年各项资产周转情况的确定2013年及以后的资产负债情况。以后年度需要追加的营运资金=当年度需要的营运资金-上一年度需要的营运资金。
金额单位：人民币万元
■
L、未来企业自由现金流量的预测
根据上述各项预测，未来企业自由现金流量的预测结果如下表：
单位：万元
■
6、评估结论及评估增值原因分析
（1）两种评估方法评估结果比较分析
中兴评估本着独立、公正、科学、客观的原则，运用资产评估法定的程序和公允的方法，分别采用了收益法和资产基础法（成本法）对福建省福能新能源有限责任公司的股东全部权益价值进行了评估，其中：
A、收益法评估结果
经采用收益法评估，福建省福能新能源有限责任公司经审计后的股东全部权益（净资产）账面值为人民币98,955.27万元，评估值为人民币158,270.42万元，增值59,315.15万元，增值率59.94%。
B、资产基础法评估结论
经采用资产基础法（成本法）评估，福建省福能新能源有限责任公司经审计后的股东全部权益（净资产）账面值为人民币989,552,691.67元，评估值为人民币1,285,010,292.20元，增值295,457,600.53元，增值率29.86%。资产评估汇总表如下：
单位：人民币万元
■
（2）评估结论的确定
经收益法评估后股东全部股权价值为158,270.42万元，资产基础法评估后净资产为128,501.03万元，收益法比资产基础法高29,769.39万元。差异产生原因主要是两种评估方法考虑的角度不同，收益法是从企业的未来获利能力角度考虑的，成本法是从企业现有账面资产的再取得途径考虑的。
资产基础法从成本的角度对公司进行估值，其无形资产以及电源点的价值无法得到体现。由于公司位于福建沿海地区，经济发达，电力需求旺盛；其次电价为政府定价，未来的收益相对具有稳定性；同时公司所处地理位置是福建沿海风力资源最好地域，且风电企业具有区域排他性特点，体现了“电源点”价值。故在本次评估中，选用收益法评估结果作为本次评估的评估结论，即福建省福能新能源有限责任公司经审计后的股东全部权益（净资产）账面值为人民币98,955.27万元，评估值为人民币158,270.42万元，增值59,315.15万元，增值率59.94%。
（四）晋江气电评估情况
根据中兴评估出具的《福建南纺股份有限公司拟发行股份购买资产涉及的福建省能源集团有限责任公司持有的福建晋江天然气发电有限公司75%股东权益价值评估报告》（闽中兴评字（2013）第3019号），评估基准日为 2013年8月31日。
评估方法：资产基础法和收益法，以收益法作为最终评估结果。
评估对象：福建晋江天然气发电有限公司75%股东权益。
1、评估范围
评估范围为截止2013年8月31日福建晋江天然气发电有限公司申报的经立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计后的资产和负债。
2、评估方法的选用
由于福建晋江天然气发电有限公司资产的重置成本在市场上较易取得，公司具有预期收益能力，且收益及风险能够量化，故此次评估选用资产基础法（成本法）及收益法进行评估而未采用市场法进行评估，综合分析确定评估结论。
（1）收益法
企业价值评估中的收益法，是指将预期收益资本化或者折现，确定评估对象价值的评估方法。收益法常用的具体方法包括股利折现法和现金流量折现法，经综合分析，本次收益法评估采用现金流量折现法，并采用企业自由现金流折现模型，该模型的计算式如下：
企业整体价值=企业自由现金流量折现值+溢余资产价值+非经营性资产价值+回收的营运资金的价值+长期股权投资价值
股东全部权益价值=企业整体价值-有息负债
企业自由现金流量折现值
企业自由现金流量折现值=预测期内现金流量的折现值+预测期后现金流量(终值)的折现值。计算式如下：
■
（2）资产基础法（成本法）
评估思路：评估人员在对企业各个单项资产和负债进行评估的基础上，分别求出各项资产的评估值并累加求和，再扣减负债，得到净资产评估值。
在评估过程中，评估人员根据各项资产及负债的具体情况，分别采用不同的评估方法，具体如下：
A、货币资金的评估：
货币资金主要是现金和银行存款。
通过盘点现金，核查银行对账单及余额调节表，在核实对账单无误基础上以立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计确认后的账面值为评估值。
B、应收款项（应收账款、预付账款、其他应收款）的评估：
借助于历史资料和评估中调查了解的情况，具体分析了欠款数额、时间和原因、款项回收情况、欠款人资金、信用及以往坏账损失情况后,通过核对明细账户，发询证函或执行替代程序对各项明细予以核实。根据每笔款项可能收回的数额确定评估值。对于各种预付款则根据所能收回的相应货物形成资产或权利的价值确定评估值。
C、存货的评估：
公司存货是指在生产经营过程中持有以备销售，或者仍然处在生产过程，或者在生产或提供劳务过程中将消耗的材料或物资等，主要为原材料和在途物资。我们根据企业提供的存货清单，核实了有关购置发票和会计凭证，按操作规范的要求现场查看了存货的仓储情况，了解了仓库的保管、内部控制制度，并对存货进行了抽查盘点，盘点结果与账面存货基本相符。
存货系原材料和在途物资，主要为备品备件等，周转较快的、市场价值变化不大，经核实后以审计确认的账面价值为评估值。
D、其他流动资产的评估：
其他流动资产为可抵扣所得税，本次评估中评估人员对其账面价值构成进行核实后，以立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计确认后的账面值为评估值。
E、长期股权投资：
长期投资中的子公司按母公司的评估基准日进行整体评估，按评估后的净资产乘以母公司的股权比例后的价值作为母公司长期投资的评估值。
F、固定资产：
企业厂区内建（构）筑物，本次评估采用成本法，企业购置商品住宅（福埔华泰职工宿舍）本次评估采用市场法。设备类按成本法评估。
G、在建工程：
对在建工程进行现场查看，核对相关合同、预决算资料，在核实无误基础上进行评估确定评估值。
H、工程物资：
评估人员对其经核实后以立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计确认后的账面值为评估值。
I、无形资产的评估：
土地使用权采用基准地价系数修正法和成本逼近法进行评估。购入的财务软件参考摊余价值确定评估值。海域使用权评估套用现行海域使用金缴纳标准《海域使用金征收标准》（财综[2007]10号））重新测算。
J、递延所得税资产：
递延所得税资产是企业核算资产或负债、以及未作为资产和负债确认，但按照税法规定可以确定其计税基础的项目，在后续计量过程中因企业会计准则规定，产生的账面价值与其计税基础的可抵扣暂时性差异对企业未来所得税造成的影响。
评估范围的递延所得税资产是企业按照可抵扣暂时性差异与适用所得税税率计算的结果，确认的递延所得税资产。评估人员就差异产生的原因、形成过程进行调查和了解，核实该差异在确定未来收回资产或清偿负债期间的应纳税所得额时，是否将导致产生可抵扣金额，核实核算的金额是否符合企业会计制度及税法的相关规定。在此基础上按核实后账面价值确定评估值。
K、负债的评估：
负债评估值根据评估目的实现后的被评估单位实际需要承担的负债项目及金额确认。对于负债中无需支付项目按零值计算。
3、评估取价依据
（1）《电力建设工程概算定额第一册建筑工程》、《电力建设工程工期定额》、《关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知》（定额〔2011〕39号）、电定总造[2007]12号--“关于公布各地区工资性补贴的通知”。《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（中电联计经〔2007〕139号）。《关于调整电力工程建设预算费用项目及计算标准的通知》（电定总造[2009]3号）。
（2）《福建省建筑工程综合单价表》（2005）、《福建省建筑工程消耗量定额》(2005)、《福建省建筑装饰装修工程综合单价表》（2005）、《福建省建筑装饰装修工程消耗量定额》（2005）及当地2013年8月建设工程主要人工、材料（综合）、机械台班预算价格。
（3）《沿海港口水工建筑工程定额》
（4）《水利、水电、电力建设项目前期工作工程勘察收费暂行规定》（发改价格[2006]1352号）、国家计委、建设部关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知（计价格[2002]10 号文）。
（5）国家发展改革委、建设部关于印发《建设工程监理与相关服务收费管理规定》的通知（发改价格[2007]670号文）。
（6）工程预决算资料。
（7）委托方提供的有关产权资料和其他相关资料。
（8）我司掌握的有关资料及评估人员现场勘察所掌握的情况资料。
4、评估假设
（1）评估前提：本次评估是以企业能够实现下列相关假设条件并持续经营为评估假设前提。
（2）评估假设：
A、公司所遵循的国家和地方的现行法律、法规、政策和国家对风电行业宏观调控政策在预测期间未发生重大变化。
B、公司主要经营所在地、行业形势及业务涉及地区的社会经济环境在预测期间无重大变化。
C、公司未来经营管理班子尽职，并继续保持现有的经营管理模式。
D、公司盈利预测期内现行的信贷利率、汇率及市场行情等在预测期间无重大改变。
E、评估只基于基准日现有的经营能力。不考虑未来可能由于管理层、经营策略和追加投资等情况导致的经营能力扩大。
F、国家税收政策及公司所在地方的税负基准及税率政策无重大改变。
G、公司不会受到重大或有负债的影响而导致营业成本的增长。
H、假设公司未来的资产管理比率保持基准日的水平。
I、本次评估假设委托方及被评估单位提供的基础资料和财务资料真实、准确、完整。
J、假设公司未来的盈利预测期内不发生重大的资产并购事项和重大投资项目。
K、评估范围仅以委托方及被评估单位提供的评估申报表为准，未考虑委托方及被评估单位提供清单以外可能存在的或有资产及或有负债。
L、假设公司预计的最低现金保有量与实际相符。
M、不发生人力不可抗拒因素及不可预见因素造成的重大不利影响。
N、假设公司所执行的长期购销合同能够长期稳定执行。
本评估报告及评估结论是依据上述评估前提、基本假设和具体假设，以及本评估报告中确定的原则、依据、条件、方法和程序得出的结果，若上述前提和假设条件发生变化时，本评估报告及评估结论一般会自行失效。
5、评估重要参数取值情况
（1）折现率的确定
本次评估收益额口径为企业自由现金流量，按照收益额与折现率口径一致的原则，折现率选取加权平均资本成本(■。计算式如下：
■
■
经查询Wind资讯，评估基准日14年来国债平均票面利率为4.06%，考虑复利因素计算后为3.75%，则本次评估无风险报酬率取3.75%。
■
（C）市场风险溢价■的确定
市场风险溢价是对于一个充分风险分散的市场投资组合，投资者所要求的高于无风险利率的回报率，市场风险报酬率是投资者所期望的超过无风险报酬率的部分。本次评估，通过以几何平均值计算的证券市场年平均复利回报率减去长期国债收益率的数值，做为本次评估的市场风险报酬率。经测算，取市场风险溢价■为6.28%。
（D）企业特定风险调整系数■的确定
企业特定风险调整系数主要考虑以下因素：
流动性因素
待估企业为非上市企业，股权的流动性较上市公司相比要弱，因此投资者在出售或转让相来说较困难。
经营风险
同上市公司比较，公司在经营管理上还需要进一步的充实和改进。规模上与上市公司还存在一定的差距，抗风险能力也相对较弱，因此，存在一定的风险。
气价风险
考虑到今年以来印尼方面提高天然气价格的呼声日益高涨，同时中海油方面也未做出明确反对的意思表示，气价上涨可能性不断增加。
综合公司因素分析，确定企业特定风险系数取值4%.
（E）权益资本成本的确定
■
（2）收入、成本等指标的预测说明
A、主营业务收入的预测
根据企业与中海福建天然气有限责任公司签订的长期供气合同，2009年——2012年为合同渐增期，2013年——2016年为稳产期。在渐增期，合同年基础供气量逐年上升，至稳产期达到高点，稳产期结束后从2017年开始年供气量下降但基本保持稳定。因此主营业务收入体现为2017年开始出现一定程度的下降。由于供气合同具有照付不议的性质，为政府定价，售电也是如此。因此气电发电的上网销售将得到更大的保证。企业年上网电量=年发电量×（1-厂用电率），厂用电率取近年的平均值为2.4%。气电的单位电价取不含增值税金额为0.4385元/kwh。
根据企业购气合同及购气预测并考虑福建省每年用电量和福建省内发电装机容量的变化，我们预测企业在预测期内的合理的发电数据如下：
历史年度的主营业务收入具体情况如下：
■
（其中，2012年因设备检修造成设备利用小时数有所下降）
■
2013年9月年至2018年收入预测具体情况见下表：
■
B、主营业务成本的预测
构成企业发电成本的主要为：工资及附加、原材料（天然气）、辅助材料（电、水）、制造费用。工资及附加根据企业工资计划数据进行预测。天然气的预测金额根据发电所需的天然气数量进行预测，其中天然气价格根据目前企业执行的不含增值税价38.52元/吉焦的价格测算。辅助材料与发电量的关系并不直接相关而是保持相对稳定，其预测数量根据近年正常生产的平均水平估算，电费和水费平均单价分别是0.4元和0.8元。辅助材料的预测期单价根据企业目前执行的平均水、电购入价格测算。制造费用主要包含生产性固定资产的折旧、资产的保险费用、安全、运行维护费、建筑修缮等、燃机费用、燃机其他费用、辅机及其他以及其他日常与生产相关的费用支出。
历史年度主营业务成本表
单位：万元
■
主营业务成本预测表
单位：万元
■
预测期内的生产成本如下表：
单位：万元
■
主要原材料天然气的采购情况如下：
■
C、主营业务税金及附加的预测
企业适用的营业务税金及附加包括：城建税、教育费附加等。
增值税率17%、城建税为应缴增值税额的5%、教育费附加（含地方教育费附加）为应缴增值税额的5%。
应交增值税按销项减进项税确定，增值税销项金额=每年售电收入×17%（增值税税率），增值税进项金额考虑每年的购气价格按13%的增值税税率进行测算，安全、运行维护、修缮费根据发生金额的50%按17%增值税税率计算，燃机费用的按17%增值税税率测算，燃机及其他、辅机费用根据金额的50%按6%增值税税率计算。
D、其他业务利润的预测
公司未来不经营其他业务。
E、销售费用的测算
销售费用主要核算销售人员的工资及工资附加以及企业与销售相关的其他支出。
（A）职工工资根据企业职工工资计划进行测算。
（B）工资附加费：管理费用中的工资附加费是以职工工资为基数计提并缴纳的各项社会保险、福利等附加费用。对于工资附加费，此次评估根据工资附加费占职工工资的历史平均比率进行预测。
（C）其他费用根据公司历年情况及未来规划，分析其形成原因，结合未来年份被评估单位业务发展的趋势来进行测算。
预测期内销售费用的测算如下： 单位：万元
■
F、管理费用的预测
（A）以前年度管理费用情况（下转B22版）
| 项目 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
| 供汽量（万吨） | 370 | 390 | 400 | 410 | 420 |
| 发电量（亿千瓦时） | 55 | 56 | 57.5 | 57.5 | 59 |
| 产品名称 | 计量单位 | 2011年 | 2012年 | 2013年1-8月 |
| 发电量 | 万千瓦时 | 628999 | 611922 | 417946.10 |
| 综合厂用电率 | 5.53% | 5.84% | 5.41% |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 综合厂用电率 | 5.46% | 5.54% | 5.58% | 5.57% | 5.60% | 5.60% |
| 产品名称 | 2013年 9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 电力收入 | 73,281.73 | 189,776.41 | 193,152.08 | 198,337.92 | 198,276.75 | 203,462.59 |
| 产品名称 | 计量单位 | 2011年 | 2012年 | 2013年1-8月 |
| 蒸汽单价 | 元/吨 | 166.48 | 157.14 | 137.26 |
| 蒸汽单价（不含税） | 元/吨 | 147.33 | 139.06 | 121.47 |
| 产品名称 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 蒸汽单价 | 126.00 | 134.00 | 134.00 | 134.00 | 134.00 | 134.00 |
| 蒸汽单价 （不含税） | 111.50 | 118.58 | 118.58 | 118.58 | 118.58 | 118.58 |
| 产品名称 | 2013年 9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 上网电量 | 73,281.73 | 189,776.41 | 193,152.08 | 198,337.92 | 198,276.75 | 203,462.59 |
| 汽 | 14,495.58 | 43,876.11 | 46,247.79 | 47,433.63 | 48,619.47 | 49,805.31 |
| 其他 | 637.55 | 1,730.78 | 1,773.48 | 1,818.10 | 1,828.39 | 1,875.29 |
| 小计 | 88,414.86 | 235,383.30 | 241,173.35 | 247,589.65 | 248,724.61 | 255,143.19 |
| 指标 | 单位 | 2012年 | 2013年1-8月 |
| 供热标煤耗 | kg/gj | 36.92 | 37.56 |
| 发电标煤耗 | g/kwh | 277.83 | 264.47 |
| 指标名称 | 计量单位 | 2012年度 | 2013年1-8月 |
| 1.发电量 | 万千瓦时 | 611922 | 417946 |
| 2.供热量 | 万吨 | 328.9719 | 224.917 |
| 3.发电标煤耗 | 克/千瓦时 | 287.19 | 281.36 |
| 4.供热标煤耗 | 千克/吨 | 114.06 | 118.61 |
| 5.耗煤数量 | 万吨 | 299 | 204.03 |
| 其中：发电业务 | 247 | 166.39 | |
| 供热业务 | 53 | 37.65 | |
| 6.耗煤质量 | 大卡 | 4986 | 4950 |
| 其中：发电业务 | 4987 | 4947 | |
| 供热业务 | 4981 | 4960 |
| 年度 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 发电标煤耗 | 281.36 | 281.00 | 280.50 | 280.00 | 280.00 | 280.00 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 直接材料 | 50,322.99 | 146,884.64 | 150,908.13 | 155,115.39 | 156,501.12 | 160,981.30 |
| 直接人工 | 1,004.62 | 3,104.29 | 3,197.43 | 3,293.35 | 3,392.15 | 3,493.91 |
| 制造费用 | 10,908.18 | 28,392.80 | 30,941.15 | 33,900.54 | 33,068.92 | 35,635.39 |
| 辅助材料 | 450.00 | 1,319.59 | 1,359.18 | 1,399.95 | 1,441.95 | 1,485.21 |
| 购水电费 | 418.87 | 1,283.35 | 1,318.26 | 1,335.71 | 1,353.16 | 1,370.62 |
| 劳保费用 | 15.00 | 20.00 | 20.60 | 21.22 | 21.86 | 22.52 |
| 合计 | 63,119.66 | 181,004.67 | 187,744.75 | 195,066.16 | 195,779.16 | 202,988.95 |
| 项 目 | 账面价值 | 评估价值 | 增减值 | 增值率％ | |
| A | B | C=B-A | D=C/A×100% | ||
| 1 | 流动资产 | 179,515.09 | 179,199.78 | -315.31 | -0.18 |
| 2 | 非流动资产 | 387,912.17 | 391,237.44 | 3,325.27 | 0.86 |
| 3 | 其中：可供出售金融资产 | ||||
| 4 | 持有至到期投资 | ||||
| 5 | 长期应收款 | ||||
| 6 | 长期股权投资 | ||||
| 7 | 投资性房地产 | ||||
| 8 | 固定资产 | 380,629.73 | 374,555.85 | -6,073.88 | -1.60 |
| 9 | 在建工程 | 1.90 | 1.90 | ||
| 10 | 工程物资 | ||||
| 11 | 固定资产清理 | ||||
| 12 | 生产性生物资产 | ||||
| 13 | 油气资产 | ||||
| 14 | 无形资产 | 6,920.68 | 16,647.69 | 9,727.01 | 140.55 |
| 15 | 开发支出 | ||||
| 16 | 商誉 | ||||
| 17 | 长期待摊费用 | ||||
| 18 | 递延所得税资产 | 2.70 | -2.70 | -100.00 | |
| 19 | 其他非流动资产 | 357.16 | 32.00 | -325.16 | -91.04 |
| 20 | 资产总计 | 567,427.26 | 570,437.22 | 3,009.96 | 0.53 |
| 21 | 流动负债 | 173,094.34 | 173,094.34 | ||
| 22 | 非流动负债 | 263,446.08 | 263,292.08 | -154.00 | -0.06 |
| 23 | 负债合计 | 436,540.42 | 436,386.42 | -154.00 | -0.04 |
| 24 | 净资产（所有者权益） | 130,886.84 | 134,050.80 | 3,163.96 | 2.42 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 所得税税率 | 12.50% | 12.50% | 25% | 25% | 25% | 25% |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年及以后 |
| Ke=Rf＋βl×MRP＋Rc | 11.11% | 11.11% | 10.90% | 10.90% | 10.90% | 10.90% | 10.90% |
| Rf：无风险回报率 | 3.75% | 3.75% | 3.75% | 3.75% | 3.75% | 3.75% | 3.75% |
| βu | 0.5391 | 0.5391 | 0.5391 | 0.5391 | 0.5391 | 0.5391 | 0.5391 |
| βl | 0.7750 | 0.7750 | 0.7413 | 0.7413 | 0.7413 | 0.7413 | 0.7413 |
| MRP：市场风险超额回报率 | 6.28% | 6.28% | 6.28% | 6.28% | 6.28% | 6.28% | 6.28% |
| Rc：公司特定超额收益率 | 2.50% | 2.50% | 2.50% | 2.50% | 2.50% | 2.50% | 2.50% |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年及以后 |
| WACC | 9.32% | 9.32% | 8.90% | 8.90% | 8.90% | 8.90% | 8.90% |
| 项目 | 上网电量 |
| 石城 | 11,373.00 |
| 石井一期 | 10,473.00 |
| 石井二期 | 3,466.40 |
| 东峤 | 12,009.80 |
| 合计 | 37,322.20 |
| 序号 | 项目 | 2012年9-12月上网电量 | 取整后的上网电量 |
| 1 | 石城 | 5,168.95 | 5,150.00 |
| 2 | 石井一期 | 3,743.43 | 3,700,00 |
| 3 | 石井二期 | 1,636.20 | 1,600.00 |
| 4 | 东峤 | 4,199.58 | 4,150.00 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 装机 | 142MW | 142MW | 142MW | 142MW | 142MW | 142MW | 142MW |
| 供电（万度） | 14,600.00 | 37,321.60 | 37,321.60 | 37,321.60 | 37,321.60 | 37,321.60 | 37,321.60 |
| 单价（元/千瓦） | 0.52 | 0.52 | 0.52 | 0.52 | 0.52 | 0.52 | 0.52 |
| 收入(万元) | 7,611.97 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 |
| 生产成本 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 直接人工 | 320.61 | 677.84 | 690.34 | 711.05 | 732.38 | 754.35 | 754.35 |
| 福利费用 | 37.88 | 80.08 | 81.56 | 84.01 | 86.53 | 89.13 | 89.13 |
| 电费 | 26.50 | 80.00 | 80.00 | 80.00 | 80.00 | 80.00 | 80.00 |
| 制造费用 | 2,663.91 | 7,882.45 | 7,887.02 | 7,891.88 | 7,897.08 | 7,902.63 | 7,902.63 |
| 合计 | 3,048.90 | 8,720.37 | 8,738.92 | 8,766.94 | 8,795.99 | 8,826.11 | 8,826.11 |
| 税 种 | 税率 | 2013年1-8月 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 主营收入 | 7,611.97 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | 19,458.27 | ||
| 销项税 | 17% | 1,294.03 | 3,307.91 | 3,307.91 | 3,307.91 | 3,307.91 | 3,307.91 | 3,307.91 | |
| 进项税 | 2,845.47 | 92.02 | 275.55 | 275.71 | 275.87 | 276.04 | 276.21 | 276.21 | |
| 应交增值税 | 1,388.90 | 3,032.20 | 3,032.04 | 3,031.88 | 3,031.70 | 3,031.70 | |||
| 城建税 | 7% | 97.22 | 212.25 | 212.24 | 212.23 | 212.22 | 212.22 | ||
| 教育费附加 | 5% | 69.45 | 151.61 | 151.60 | 151.59 | 151.59 | 151.59 | ||
| 主营业务税金及附加合计 | - | 166.67 | 363.86 | 363.84 | 363.82 | 363.81 | 363.81 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 管理费用 | 406.18 | 860.89 | 888.73 | 911.83 | 936.31 | 962.26 | 962.26 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 利息支出 | 1,789.12 | 5,002.18 | 4,502.61 | 3,978.10 | 3,428.50 | 3,428.50 | 3,428.50 |
| 利息收入（已抵的续费） | 59.68 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100.00 |
| 其他 | 0.5 | 1.00 | 1.00 | 1.00 | 1.00 | 1.00 | 1.00 |
| 财务费用 | 1,729.94 | 4,903.18 | 4,403.61 | 3,879.10 | 3,329.50 | 3,329.50 | 3,329.50 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 一、营业外收入 | - | 694.45 | 1,516.10 | 1,516.02 | 1,515.94 | 1,515.85 | 1,515.85 |
| 增值税退税 | - | 694.45 | 1,516.10 | 1,516.02 | 1,515.94 | 1,515.85 | 1,515.85 |
| 二、营业外支出 | - | - | - | - | - | - | - |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 利润总额 | 2,426.95 | 5,501.61 | 6,579.25 | 7,052.58 | 7,548.59 | 7,492.44 | 7,492.44 |
| 所得税率 | 12.5% | 12.5% | 25% | 25% | 25% | 25% | 25% |
| 所得税 | 52.01 | 687.70 | 1,644.81 | 1,763.15 | 1,887.15 | 1,873.11 | 1,873.11 |
| 类别 | 2013年9-12月预测折旧额 | 2014年度预测折旧额 | 2015年度预测折旧额 | 2016年度预测折旧额 | 2017年度预测折旧额 | 2018年度预测折旧额 | 2019年-预测期末年每年度预测折旧额 |
| 折旧摊销合计 | 2,134.53 | 6,362.92 | 6,362.92 | 6,362.92 | 6,362.92 | 6,362.92 | 6,362.92 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 资本性支出 | 26.54 | 74.36 | 74.36 | 74.36 | 74.36 | 74.36 | 74.36 |
| 项目 | 金额 |
| 流动资产 | 10,409.82 |
| 其中：货币资金 | 330.14 |
| 非流动资产 | 171,175.91 |
| 总资产 | 181,585.72 |
| 流动负债 | 14,952.35 |
| 其中：带息借款 | 14,553.00 |
| 非流动负债 | 86,948.00 |
| 净资产 | 79,685.37 |
| 项目 | 2013-12-31 | 2014-12-31 | 2015-12-31 | 2016-12-31 | 2017-12-31 | 2018-12-31 |
| 不含货币资金的流动资产 | 15,747.23 | 16,235.01 | 16,235.01 | 16,235.01 | 16,235.01 | 16,235.01 |
| 不含带息债务的流动负债 | 399.35 | 407.17 | 415.22 | 423.51 | 432.05 | 440.85 |
| 营运资金需要量 | 15,347.88 | 15,827.85 | 15,819.79 | 15,811.50 | 15,802.96 | 15,794.16 |
| 营运资金增加额 | 5,667.55 | 479.97 | -8.05 | -8.29 | -8.54 | -8.80 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | 2019年-预测期末年每年度 |
| 净现金流量 | 380.86 | 14,999.41 | 14,608.01 | 14,569.86 | 14,529.92 | 14,488.07 | 14,479.27 |
| 项 目 | 账面价值 | 评估价值 | 增减值 | 增值率％ | |
| A | B | C=B-A | D=C/A×100% | ||
| 1 | 流动资产 | 57,270.68 | 57,270.68 | ||
| 2 | 非流动资产 | 173,891.20 | 203,436.96 | 29,545.76 | 16.99 |
| 3 | 其中：可供出售金融资产 | ||||
| 4 | 持有至到期投资 | ||||
| 5 | 长期应收款 | ||||
| 6 | 长期股权投资 | 61,300.00 | 111,771.21 | 50,471.21 | 82.33 |
| 7 | 投资性房地产 | ||||
| 8 | 固定资产 | 109,018.15 | 87,726.91 | -21,291.24 | -19.53 |
| 9 | 在建工程 | 89.34 | 89.34 | ||
| 10 | 工程物资 | ||||
| 11 | 固定资产清理 | ||||
| 12 | 生产性生物资产 | ||||
| 13 | 油气资产 | ||||
| 14 | 无形资产 | 768.41 | 1,134.20 | 365.79 | 47.60 |
| 15 | 开发支出 | ||||
| 16 | 商誉 | ||||
| 17 | 长期待摊费用 | ||||
| 18 | 递延所得税资产 | ||||
| 19 | 其他非流动资产 | 2,715.30 | 2,715.30 | ||
| 20 | 资产总计 | 231,161.88 | 260,707.64 | 29,545.76 | 12.78 |
| 21 | 流动负债 | 47,618.61 | 47,618.61 | ||
| 22 | 非流动负债 | 84,588.00 | 84,588.00 | ||
| 23 | 负债合计 | 132,206.61 | 132,206.61 | ||
| 24 | 净资产（所有者权益） | 98,955.27 | 128,501.03 | 29,545.76 | 29.86 |
| 项目 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年1-8月 |
| 设备装机容量（万千瓦） | 108.23 | 152.8 | 152.8 | 152.8 |
| 设备利用小时(h) | 3465.63 | 3154.92 | 2795.71 | 2168.11 |
| 项目 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年1-8月 |
| 年上网电量（万千瓦时） | 366,331.83 | 471,483.84 | 417,889.49 | 324,518.66 |
| 售电收入（万元） | 156,180.21 | 207,035.71 | 183,430.15 | 142,509.62 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 设备装机容量(万千瓦) | 152.80 | 152.80 | 152.80 | 152.80 | 152.80 | 152.80 |
| 设备年利用小时数 | 1,232.32 | 3,596.74 | 3,563.47 | 3,543.11 | 3,307.23 | 3,062.42 |
| 年发电量（万千瓦时） | 188,299.20 | 549,581.73 | 544,497.92 | 541,386.94 | 505,345.06 | 467,937.39 |
| 年上网电量（万千瓦时） | 183,780.02 | 536,391.76 | 531,429.97 | 528,393.65 | 493,216.78 | 456,706.89 |
| 售电收入（万元） | 80,580.47 | 235,187.16 | 233,011.60 | 231,680.29 | 216,256.59 | 200,248.41 |
| 项目 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年1-8月 |
| 供电成本 | 132,737.07 | 163,016.75 | 147,015.32 | 114,086.83 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 供电成本 | 68,648.09 | 196,092.11 | 194,541.74 | 193,902.38 | 183,487.13 | 172,648.18 |
| 生产成本 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 人工费： | ||||||
| 工资 | 782.87 | 1,603.93 | 1,652.05 | 1,701.61 | 1,752.66 | 1,805.24 |
| 工资附加 | 149.45 | 323.34 | 333.04 | 343.03 | 353.32 | 363.92 |
| 直接材料： | ||||||
| 气 | 52,479.10 | 153,168.74 | 151,751.88 | 150,884.85 | 140,839.96 | 130,414.42 |
| 辅助材料： | ||||||
| 生产用电费 | 218.00 | 480.00 | 475.00 | 470.00 | 455.00 | 430.00 |
| 生产用水费 | 12.00 | 26.00 | 25.50 | 25.25 | 24.99 | 24.74 |
| 制造费用 | 15,006.67 | 40,490.10 | 40,304.27 | 40,477.65 | 40,061.20 | 39,609.86 |
| 合计 | 68,648.09 | 196,092.11 | 194,541.74 | 193,902.38 | 183,487.13 | 172,648.18 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 气体采购量（吉焦） | 13,625,390.39 | 39,767,908.79 | 39,400,043.28 | 39,174,931.55 | 36,566,929.80 | 33,860,098.51 |
| 气体采购单价 | 38.52 | 38.52 | 38.52 | 38.52 | 38.52 | 38.52 |
| 气体采购金额（万元） | 52,479.10 | 153,168.74 | 151,751.88 | 150,884.85 | 140,839.96 | 130,414.42 |
| 项目 | 2013年9-12月 | 2014年 | 2015年 | 2016年 | 2017年 | 2018年 |
| 销售费用合计 | 161.64 | 274.92 | 277.62 | 285.54 | 293.69 | 302.08 |