（上接B47版）
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风电场经营的第一步是进行项目开发的前期工作，陆上风电项目前期工作主要有：风电场选址、风能资源测量及评估，委托咨询单位编制预可研及预可研评审、项目评估及决策、特许权框架协议授予及签署、核准所需相关支持性文件的获取、委托咨询单位编制可研及可研审查、将相关支持性文件报发改委核准，具体包括：
风电场宏观选址。风电场宏观选址委托有经验的咨询单位进行，主要考虑选址年平均风速大、风能质量好、风向基本稳定、风速变化小、风垂直切变小、湍流强度小、交通方便，靠电网近，对环境影响最小、地质条件满足施工的地区。
风能资源测量及评估。委托专业安装公司安装测风塔，安装地点应选址该风电场有代表性的地方，数量一般不少于1座，若条件许可，对于地形相对复杂的地区应增加至1～3座，测风仪一般安装在10m、30m、50m、70m、80m的高度进行测风，现场测风应连续进行，并获得至少一个完整年的测风数据，数据完整率不低于95%。在进行风能资源评估时选用年平均风速、风功率密度，主要风向分布、年风能利用时间作为主要考虑的指标和因素。
委托咨询单位编制预可研及预可研审查。测风数据收集齐全后可委托咨询单位编制预可研，预可研主要包括：①投资项目的必要性和依据；②拟建项目任务和规模；③拟建项目场址选择；④资源评估；⑤工程地质；⑥初步工程方案；⑦环境影响预评价；⑧投资估算和资金筹措设想；⑨结论及建议。预可研编制完成后，由省发改委组织专家对预可研进行评审，形成书面评审意见，咨询单位根据评审意见进行修改。
公司内部项目评估及决策。在完成预可研编制和审查后，将项目预可研报告、预可研专家审查意见等材料上报公司内部进行风险评价和投资决策，并形成书面决策意见。
特许权开发协议授予及签署。预可研报告编制并修订完成后，由投资商把预可研上报发改委，待发改委授予风电项目特许权框架协议。待框架协议授予并取得地方政府支持后，投资商与地方政府共同组织现场勘查，收集相关资料，与发改委及地方政府三方共同签订风电项目特许权框架协议，主要包括风电开发区域、近期开发容量、远期规划、年度投资计划、工程进展的时间要求等。
向省发改委申请将项目列入国家能源局核准计划。待项目获得国家能源局批准，列入核准计划后即可启动项目核准各项工作。
项目核准所需相关支持性文件的获取。项目核准前需要取得的主要相关支持性文件包括：国家能源局关于印发核准计划的通知、建设项目选址意见书、建设项目用地预审意见书、项目环境影响报告表的批复、项目水土保持方案的批复；接入电网意见的复函、项目安全预评价报告及银行贷款承诺书等。项目核准前所需的相关的支持性文件收集齐全后，交咨询单位编入可研，作为可研的附件。
委托咨询单位编制可研及可研审查。可研是在预可研的基础上进行细化，主要包括：确定项目任务和规模，论证项目开发的必要性及可行性；对风电场风能资源进行评估，查明风电场场址工程地质条件，提出工程地质评价和结论；选择风电机组型式，提出优化布置方案，计算上网电量。提出技术可行、经济合理的风电场升压站主接线，风电机组变压器系统，集电线路方案，确定工程总体布置，确定工程占地范围及建设征地主要指标，选定对外交通运输方案，主体工程施工方案，拟定风电场定员编制，提出工程管理方案，进行环境保护和水土保持设计，进行劳动安全和职业卫生升级，进行节能方案分析；编制工程投资估算，项目财务评价和社会效果评价。最后由公司组织专家及政府相关部门对可研报告进行审查，并出具审查意见。
委托咨询单位编制项目开发申请报告，将项目开发申请报告连同之前取得的相关支持性文件及可研报告上报省发改委申请项目核准。项目获得省发改委核准后即可办理开工所需各项手续。
（2）工程建设流程
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风电场经营的第二步是进行工程建设，风电项目工程建设流程有：项目公司成立、勘测设计招标及合同签订、接入系统设计委托及报告编制评审、监理招标及合同签订、风力发电机组招标及合同签订，塔架招标及合同签订、微观选址及风电场施工设计、施工设计评审及设计方案确定、土地征用、升压站设备招标、施工招标及合同签订，工程组织实施与管理、监督检查、签订并网调度协议及购售电合同、并网安全性评价、风机调试试运行。
项目公司成立。项目公司通常设总经理1名、副总经理1名，下设工程部、综合管理部，财务部、生产准备部（发电后改为生产部）。每一项目公司通常负责一个县域内的风电项目；如果县域内已经有项目公司，则该县域新投资的风电项目一般由其负责经营，不成立新的项目公司。
勘测设计招标及合同签订。委托有资质的招标代理机构负责勘查设计招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标设计的单位，与中标单位签订合同。
接入系统设计委托及报告编制评审。委托设计单位根据可研编制接入系统的实施方案并形成报告，报省电力公司组织专家进行接入系统评审并形成评审意见．咨询单位根据评审意见完善接入系统设计。
监理招标及合同签订。委托有资质的招标单位负责监理招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标监理单位，与中标单位签订合同。
风力发电机组招标及合同签订。由设计单位编制风机招标技术规范书，委托有资质的招标单位负责风力发电机组招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标单位，与中标单位签订合同。
塔架招标及合同签订。由设计单位编制塔筒招标技术规范书委托有资质的招标单位负责塔架招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标单位，与中标单位签订合同。
微观选址。投资商组织设计单位和风机设备厂家共同进行微观选址，微观选址是在宏观选址中选定的小区域中综合考虑各方因素并结合地形地质布置风力发电机组，使整个风电场具有较好的经济效益。
土地征用。由县国土资源局申请土地指标，调整规划由县国土资源局逐级报至省国土资源厅，由省国土资源厅批至县国土资源局，由县国土资源局以出让方式办理土地证。
升压站设备招标。由设计单位编制设备招标技术规范书，委托有资质的招标单位负责升压站设备招标，并根据评标委员会的推荐意见确定中标单位，与各中标单位签订合同。
风电场升压站施工图设计。风机设备、升压站设备招标完成后，投资商协调备设备厂家提供资料给设计单位，由设计单位根据厂家资料、接入系统评审意见、初步设计评审意见、可研报告，开展风电场升压站施工图设计工作。
施工招标。委托有资质的招标代理机构负责施工招标，标段通常划分为风电场标段和升压站标段，投标人资质要求电力工程施工总承包一级及以上或同等级资质，工程报价方式为工程量清单报价。各单位投标后投资商根据评标委员会的推荐意见确定中标单位，并与中标单位签订合同。
工程组织实施及管理。工程部负责工程的组织实施与管理，管理采用“小业主、大监理”的模式。工程部重点负责计划制定落实和外部协调，由监理按照“四控、两管、一协调”来管理现场。
质量监督检查。由省电力质检中心站负责对项目进行监督检查，风电项目监督检查通常分三次，分别为升压站带电前监督检查、风机基础施工完成后监督检查、风机整套试运前监督检查。
签订并网调度协议及购售电合同。投资商准备好各种资料后与省电力公司签订并网调度协议，与省电力公司电力交易中心签订购售电合同。
并网安全性评价。委托咨询单位组织专家对风电场进行并网前的安全性评价，评价标准采用各电网公司下发的并网安全性评价表。
风机调试运行。投资商协调风机生产厂家派调试人员，施工单位配合、运行人员配合共同进行风机的调试运行工作。
（3）项目运营管理流程
风电场经营的第三步是项目运营管理。风电场项目的运营管理由运行维护部门负责，所需人员由人力资源部负责招聘，主要工作包括人员配置、岗位培训、管理制度建立、设备技术档案交接、正式运营。
人员配置。每个风电场一般配置15名生产人员，其中场长1人、运行人员6人、维护人员8人，分两班运行。
岗位培训。风电场的生产人员必须经过安全教育、岗位技术培训、风电的专业基础知识培训，取得相关合格证后方可上岗工作。特种作业人员，必须经过国家规定的专业培训、持证上岗。培训内容主要包括：调度规程、运行规程、安全规程。电气设备、工具使用及注意事项，安全工具使用等。
管理制度建立。风电场的生产人员在升压站开始设备安装前进入风电场开始提前介入，在设备安装过程中全程跟踪，熟悉设备情况，由生产部组织生产人员编制安全生产规章制度。
技术资料档案交接和归档。在工程完工后，由工程部组织将工程中的技术资料档案与生产人员进行交接和归档。技术资料主要包括：厂家设备资料、竣工图纸及变更文件、监理资料、施工单位质量资料。
正式运营。在工程投入试运行后，生产人员即接管设备并上报安全报表、生产报表、运行记录、检修记录、设备台帐、设备缺陷记录表等表格。在设备运行过程中，严格执行电力工作安全制度。
2、采购模式
中闽能源生产原材料为风能，无需采购；在生产设备的采购上，对于大型主要设备、建筑安装采取公开招标方式采购，对于金额较低的或产品来源单一的设备采取邀请招标、竞争性谈判或询价方式采购。
3、生产模式
中闽能源生产是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。
4、销售模式
中闽能源的销售模式是通过与电网公司签订售电合同，将电力产品全部及时销售给电网公司。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设过程中，公司与当地电网公司签署购售电协议，将风电场所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。其中电量计量由电网公司指定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价。中闽能源的电力销售对象为国网福建省电力有限公司。
5、会计政策
中闽能源的主要产品为所发电力，确认电力业务收入的会计政策如下：
（1）收入确认原则和计量方法
① 销售商品收入确认和计量的总体原则
公司已将商品所有权上的主要风险和报酬转移给购买方；公司既没有保留与所有权相联系的继续管理权，也没有对已售出的商品实施有效控制；收入的金额能够可靠地计量；相关的经济利益很可能流入企业；相关的已发生或将发生的成本能够可靠地计量时，确认商品销售收入实现。
②销售商品收入确认的确认标准及收入确认时间的具体判断标准
中闽能源下属子公司与所在地电网公司（福建省电力有限公司）签署《购售电合同》，包括特许经营权项目与电网公司所签署购售电合同。一般主要条款包括：购电人购买售电人所拥有风电机组的电能；风电机组的商业运行期上网电量；按政府价格主管部门批准的上网电价执行；电能计量，包括上网电量计量点及主副电能表确定；上网电量以月为结算期，通常以计量点计费电能表每月最后一个自然日北京时间24：00 抄表电量为依据；上网电费计算公式为：上网电费=当月上网电量*对应的上网电价。
根据以上购售电合同及相关特许权协议的约定，中闽能源控股子公司在购售电业务中的实质性义务为向各地电网公司供应上网电力。上网电力供应完成后，双方执行的抄表、核对、结算单填制、发票开具等其他事项仅为程序性工作。在电力供应至各电厂所在地电力公司时，中闽能源同时满足以下条件：a.电力供应已经完成；b.由于电力的生产、供应及使用具有“即时性”的特点，中闽能源在电力供应完成后，即不再保留与所供应商品（电力）的控制权和管理权；c.供电量在电力供应完成后即可通过读表获得，并得到购电方的确认；同时，供电价格已在购售电合同中明确约定。因此，中闽能源可以可靠地计算计量相关收入的金额；d.购电方为各地电力公司，其资信能力及根据协议付款的历史记录良好。中闽能源可以合理确信相关经济利益可以流入企业；e.中闽能源与电力供应相关的成本（主要包括折旧、人工、运营维护等）能够可靠地计量。
鉴于以上条件的满足，中闽能源于电力供应至各电厂所在地的省电网公司时确认其电力销售收入，符合《企业会计准则》的相关要求。
（2）会计政策与同行业之间的差异
中闽能源收入确认与计量的会计政策与同行业之间不存在差异。
（三）主要产品产销情况
1、项目投产情况
截至2014年7月31日，中闽能源运营、在建以及筹建的主要风电场项目情 况如下表：
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注：1、筹建项目指已经获准开展前期工作，正在履行正式审批与核准程序，待地方政府签署协议、省级发改委核准后开工建设的风电场项目；2、截至2014年7月31日，钟厝风电场项目7台风机已投产，尚余6台风机在建。
截至2014年7月31日，中闽能源通过下属子公司拥有5个全资运营的风电场项目和1个控股运营的风电场项目，所有风电场生产数据如下：
（1）嘉儒风电场一期
该项目为中闽能源全资运营风电场，位于福建省福清市三山镇，场地开阔，较为平坦，地处欧亚大陆东南边缘，面临太平洋，是典型的亚热带季风气候；年平均风速较大，年际变化小，风向相对稳定，属风能资源丰富区。该项目设计总装机容量48MW，共安装24台单机容量2MW（湘电XE72-2000直驱型）风力发电机组，与福清嘉儒风电场二期共用一座110kV升压站。
该项目于2008年5月6日获得福建省发改委核准，2009年9月全部机组并网发电。目前嘉儒风电场一期项目执行的上网电价（含税）为 0.61 元/kWh。嘉儒风电场一期项目的运营统计数据如下表所示：
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（2）嘉儒风电场二期
该项目为中闽能源全资运营风电场，位于福建省福清市三山镇，场地开阔，较为平坦，场址位于欧亚大陆东南边缘，面临太平洋，是典型的亚热带季风气候；年平均风速较大，年际变化小，风向相对稳定，属风能资源丰富区。项目主体工程设计总装机容量48兆瓦，共安装24台单机容量2 兆瓦（湘电XE72-2000直驱型）风力发电机组，与福清嘉儒风电场一期、5兆瓦风机样机共用一座110kV升压站。
该项目于2010年4月13日获得福建省发改委核准，2011年1月首台风机试运行投产， 2012年6月全部机组并网发电。目前嘉儒风电场二期项目执行的上网电价（含税）为 0.61 元/kWh。嘉儒风电场二期项目的运营统计数据如下表所示：
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此外，为配合湘电风能有限公司（以下简称“湘电”）对其研发的5MW风机样机进行实验，福清风电与湘电签署《中闽能源-湘电风能5MW风机样机合作协议》，湘电作为项目责任主体提供风机，福清风电租赁该样机，并依托嘉儒风电场二期开展实验工作。前述实验事宜，已经福建省发展和改革委员会复函同意。5MW风机样机2012年5月试运行投产，其2012年5-12月、2013年、2014年1-7月上网电量分别为527.11万千瓦时、1,238.63万千瓦时、723.88万千瓦时，平均利用小时分别为1,116、2,549、1,510小时。
（3）泽岐风电场
该项目为中闽能源全资运营风电场，位于福建省福清市三山镇西南海边的泽岐盐场，场址位于兴化湾东北部，属欧亚大陆东南边缘，面临太平洋，是典型的亚热带季风气候；年平均风速较大，年际变化小，风向相对稳定，属风能资源丰富区。设计总装机容量48兆瓦，共安装24台单机容量2兆瓦（湘电XE82-2000直驱型）风力发电机组，与福清钟厝风电场共用一座110kV升压站。
该项目于2009年10月30日获得福建省发改委核准，2011年3月首台风机试运行投产，2011年8月全部机组并网发电。目前泽岐风电场项目执行的上网电价（含税）为 0.61 元/kWh。泽岐风电场项目的运营统计数据如下表所示；
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（4）钟厝风电场
该项目为中闽能源全资运营的风电场，场址位于福清泽岐风电场工程的东面，紧靠已建成的泽岐风电场工程。场址界于福清市三山镇、高山镇和沙埔镇三镇的结合部，西南紧临泽岐盐场，东南与沙埔镇相邻，东与高山镇为邻，地属亚热带海洋性气候，风况总体上是冬季以东北风为主，夏季台风影响较大。该项目设计总装机容量32兆瓦，共安装12台2.5兆瓦（德国恩德NORDEX机型）和1台2 兆瓦（湘电XE82-2000直驱型）风力发电机组，与福清泽岐风电场共用一座110kV升压站。
该项目于2011年12月31日获得福建省发改委核准，于2013年6月8日变更部分核准事项（主要为项目建设规模由2.88万千瓦变更为3.2万千瓦），2013年9月首台风机试运行投产；截至2014年7月31日，已实现7台风机并网发电，尚余6台机组处于在建中。
目前钟厝风电场项目执行的上网电价（含税）为 0.61 元/kWh。钟厝风电场项目的运营统计数据如下表所示：
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（5）北茭风电场
该项目为中闽能源全资运营风电场，位于连江县苔菉镇与黄岐镇之间结合部的砂帽顶山、笔架山（上塘山）、虎东镜山和牛山的山地上，地处福建沿海的黄岐半岛，气候受台湾海峡两侧山脉的影响和季风环流的制约，同时受海洋的调节，具有典型的中亚热带海洋性季风气候，风电场风力资源较丰富；项目设计总装机容量48 兆瓦，共安装24台单机容量2 兆瓦（湘电XE82-2000直驱型）风力发电机组，建有一座110kV升压站。
该项目于2010年12月30日获得福建省发改委核准，2012年2月首台风机试运行投产，2012年5月全部机组并网发电。目前北茭风电场项目执行的上网电价（含税）为 0.61 元/kWh。北茭风电场项目的运营统计数据如下表所示：
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（6）青峰风电场
该项目为中闽能源合资运营风电场，位于平潭县北部白青乡附近，场址大多为林地，缓坡，常年海风较大，是平潭县风资源较好的地方。该区域属于风能资源丰富区。场址位于欧亚大陆东南边缘，地处南亚热带北界，属于南亚热带海洋性季风气候，夏长冬短，风能资源丰富，年有效利用小时高，主风向稳定，具有良好开发利用价值。该项目设计总装机容量48兆瓦，中闽能源的权益装机容量为24.48兆瓦，安装24台单机容量为2兆瓦（维斯塔斯V80-2.0兆瓦）的风电机组，建有1座110kV升压站。
该项目于2010年12月31日获得福建省发改委核准，2013年2月首台风机试运行投产，2013年4月全部机组并网发电。目前青峰风电场项目执行的上网电价（含税）为 0.61 元/kWh。青峰风电场项目的运营统计数据如下表所示：
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2、产能产量情况
中闽能源最近三年一期的主要生产经营指标如下：
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注：装机容量、电量均未按对子公司的持股权比例折算，下同
2014年中闽能源出售霞浦风电全部股权（具体情况参见“第五章 拟置入资产基本情况/十三、中闽能源其他情况的说明/（四）中闽能源及其子公司最近十二个月内所进行的重大资产收购出售”），不包含霞浦风电相关产能产量的中闽能源最近三年一期的主要生产经营指标如下：
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3、销售收入情况
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注：以上均为包含霞浦风电的收入数据
4、执行电价情况
根据中闽能源各风电场上网电价的批复文件，各风电场执行全国风电行业区域标杆上网电价，福建省风电含税上网电价为 0.61 元/千瓦时；各风电场批复文件如下：
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5、产品的主要原材料、能源及供应情况
中闽能源生产电力主要依靠风能，无需一次性能源供应。
6、CDM项目情况
（1）CDM申请
CDM的核心是工业化国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家合作，在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目，项目所产生的温室气体减排量用于工业化国家履行《京都议定书》的承诺。由于风电项目属于清洁能源，项目所产生的温室气体减排量可卖给工业化国家产生经济效益。
CDM的申请过程依次为以下环节：CDM项目识别和寻找国外合作伙伴，项目设计文件PDD开发，碳减排量交易商务谈判，向国家CDM审核理事会申请行政许可，国家组织专家评审和CDM审核理事会审批，国际报批[包括合格性审定、新方法学审批、登记注册（DOE和EB介入）]，项目实施和监测，减排量核证（DOE介入），减排量登记和过户转让（EB介入），收益提成（EB介入）。
（2）CDM经营情况
中闽能源一直积极致力于清洁能源发展建设，在建设风电项目的同时，就开始开发CDM项目，公司现有已开发注册CDM项目6个。详见下表：
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由于公司在联合国注册CDM项目后，国际碳市场受国际气候谈判受阻的影响，CDM价格持续走低，现维持在0.1欧元每单位的低位，低于获得CDM收入需要付出的成本，因此公司目前已注册CDM项目暂时停止执行，至今没有CDM收入。未来，公司将继续致力于清洁能源的开发建设，积极投入到节能减排事业，除已开发成CDM项目外，公司将积极探索国内碳交易市场，开发国内的CCER项目，公司现已与国内相关机构探寻合作开发CCER项目。
（四）税收优惠
按照《中华人民共和国企业所得税法》、《中华人民共和国企业所得税法实施条例》及国税发[2009]80 号《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》，企业于2008 年1月1日后批准的从事规定的国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营的所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税；同时，在《关于部分资源综合利用及其他产品增值税政策问题的通知》（财税[2001]198号）、《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）等相关文件支持下，风电企业享受增值税即征即退50%的优惠政策。
根据所得税法的相关规定，中闽能源所属风电场享受自开始发电起，三免三减半的所得税优惠政策。福清风电的嘉儒一期风电场自2009年起开始计算免税年度，嘉儒二期和泽歧风电场自2011年起开始计算免税年度，连江风电的北茭风电场自2012年起开始计算免税年度，平潭风电青峰风电场和福清风电钟厝风电场2013年起开始计算免税年度，具体如下表：
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（五）安全生产及环保治理
1、安全生产及环保治理制度
公司设立健康安全环保部门（HSE部），编制2人，负责公司生产运营的健康、安全、环保管理。公司在生产过程中遵守国家有关安全生产的法律、法规、部门规章和行业标准，严格执行《电力安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分、电力线路部分）、《电业安全工作规程》（第1部分：热力和机械）以及《风力发电场安全规程》、《风力发电场运行规程》和《风力发电场检修规程》。
截至目前，公司制定并认真执行《电力生产安全工作规定》、《工程建设安全管理工作规定》、《消防安全管理办法》、《反违章管理办法》等14项安全管理规章制度。为加强公司内部健康安全环保信息交流和共享，规范HSE信息报送，及时掌握各风电公司的安全生产情况，公司下发了《关于规范HSE信息报送的通知》。为做好突发事件的应急准备和应急响应，公司编制执行《突发事件综合应急预案》、《防台防汛应急预案》、《火灾事故应急预案》和《交通事故应急预案》等四个预案。
为规范中闽能源及其下属子公司的环保工作，中闽能源及其子公司均根据国家《环境保护法》、《大气污染防治法》（修订）、《水污染防治法》等法律法规制定了《环境保护管理制度》，分别适用于中闽能源、各子公司及承包商。《环境保护管理制度》分别对总经理、副总经理、发电部、工程部、综合部在环境保护工作中的职责进行了划分，并确定公司环境保护管理主要任务是：宣传和执行环境保护法律法规及有关规定，充分、合理地利用各种资源、能源，控制和消除污染，促进中闽能源生产发展，创造良好的工作生活环境，使中闽能源的经济活动能尽量减少对周围生态环境的污染。公司坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，追求“零事故、零伤害、零污染”的HSE目标，扎实开展电力安全生产标准化达标创建、HSE体系建设和隐患排查治理，以防范人身事故和电力设备损坏事故为重点，严格HSE规章制度落实，强化电力安全监管，公司系统未发生较大及以上的人身和设备事故；中闽能源及其下属子公司自公司成立以来未发生重大生产安全事故，未因违反有关安全生产、管理方面的法律法规而受到处罚，相关主管部门出具了无重大违法违规证明。具体情况如下：
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中闽能源最近三年安全生产费用投入情况如下：
单位：万元
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中闽能源及其下属子公司自设立以来，严格按照《环保管理制度》进行生产，并按照环保管理程序实施管理。各项目在开发过程中注重环境保护工作，严格执行环保“三同时”制度，严格按照项目环评批复要求，切实贯彻落实各项污染治理措施，特别是尽量避免项目施工和运行对周边居民的影响，努力将项目建设对周边环境的影响降到最小，并在项目完工后委托相关有资质的单位编制竣工项目环保验收报告。中闽能源及其下属子公司自公司成立以来，不存在因违反环境保护方面的法律、法规和其他规范性文件而被环保主管部门予以行政处罚的情形，亦未发生环境污染事故，相关主管部门出具了无重大违法违规证明。具体情况如下：
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中闽能源最近三年的环保污染治理费用投入情况如下：
单位：万元
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注：中闽能源的环保费用主要是风电场周围植树等水土保持的费用，在项目投产以后进行资本化，2011年所有相关费用已全部资本化。
（六）质量控制情况
中闽能源电力生产经营的性质决定了公司所属各单位地理位置相对分散的特点。因此，公司在股东会和董事会的领导下采取了职能部门归口管理业务的内部管理机构设置模式。集中与分散相结合的组织结构模式不仅保证了公司各职能部门的统一管理，而且保证了公司所属各单位的自主生产经营，适合公司经营管理的业务需要。公司总经理根据公司电力生产特点、发展战略、经营环境、管理模式等因素，拟订公司内部管理机构的设置方案，提请公司董事会进行审议，审议通过后执行。
中闽能源还建立了全面的风险管理机制。战略层面上，根据公司组织构架和经营管理的需要，公司成立风险控制委员会、安全生产委员会。风险控制委员会是公司风险管理最高机构，负责风险管理工作。管理层面上，公司经营班子负责公司风险管理工作。公司总办会通过每月的经济活动分析会、不定期的专题会议等形式，评估、审查公司风险状况。中闽能源内部控制评价工作参照《企业内部控制基本规范》、《企业内部控制配套指引》及《企业内部控制评价指引》的要求。在评价过程中，综合运用个别访谈、问卷调查、专题讨论、穿行测试、抽样检查、实地查验和比较分析等适当方法，充分收集公司内部控制设计和运行的有效证据，如实填写评价工作底稿，分析、识别内部控制缺陷，并形成评价结论。
中闽能源及其子公司均严格遵守国家及地方有关电力、电网调度方面法律、法规、规章及规范性文件的规定，主要执行的质量控制标准有：《风电场接入电力系统技术规定》、《风力发电场安全规程》、《电力安全工作规程》、《福建省电力设备交接和预防性试验规程》、《福建省电力系统调度规程》、能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》等电力行业相关标准、规定。
各子公司主要的技术规定有：《技术监督工作管理规定》、《现场设备操作规程》、《升压站运行规程》、《风力发电机组维护规程》、《相关设备检修规程》、《发电设备可靠性管理工作规范》、《生产管理制度》及相关安全管理规章制度等等。
中闽能源及其子公司自设立以来未发生质量纠纷情况。
（七）取得相应许可或者相关主管部门批复的情况
1、福清风电
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福清风电嘉儒一期、泽岐风电场、嘉儒二期工程已经完成环保验收并进行并网发电。截至本报告书摘要签署日，钟厝风电场工程已经取得了立项批复和环评批复，由于尚余4台机组处于在建中，尚未进行整体竣工验收和环保验收。
2、平潭风电
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平潭风电青峰风电场目前尚未完成整体竣工验收，暂不满足发电类电力业务许可条件，环境保护行政主管部门已批准其试生产并通过了整套启动验收，在此基础上，国家能源局福建监管办出具了同意平潭风电1#~24#机组临时运营的意见，平潭风电可据此申请办理转商运手续，临时运营有效期为三年。
3、连江风电
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连江风电北茭风电场工程已经完成环保验收并进行并网发电；黄岐风电场工程已于2014年9月取得立项批复，计划于近期进行开工建设。
（八）技术研发情况
1、技术研发概况
风力发电作为新兴的产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中。 2006年中闽能源开始进行风电场的前期工作，并于2008年开始开发第一个风电场，是福建省内进行风电场开发、商业化运行的先行者。公司一直关注和跟踪风机和运维技术的前沿领域，并进行大胆的实践和创新。公司始终把通过技术创新，提高公司的核心竞争力作为重要的发展战略。
经过多年的研究和实践，公司在风电场的微观选址、风电场建设和运行维护方面积累了丰富的经验。公司联合设计单位、风机厂商和建设单位，探索和应用实用新技术、新方法，提高风电场的建设质量、缩短建设工期、降低工程投资，优化微观选址和风机选型，提高风机发电效率。公司投资建设的福清嘉儒一期项目工程2009年被评为“福建省重点项目优胜奖”和“福州市重点项目优胜奖”，2011年被国家水利部评为“全国生产建设项目水土保持示范工程”；福清泽岐项目工程2011年被评为“福州市重点项目优胜奖”和“福清市重点项目优胜奖”；连江北茭项目工程2012年被评为“福建省重点项目优胜奖”和“福州市重点项目优胜奖”。
公司培养了一支专业的陆上风电场建设和运行维护技术队伍，可以完全独立检修和维护超出质保期的进口和国产风机设备。公司加入了风电行业协会，持续追踪行业前沿技术，跟踪调研国内优秀的风电场等，争取扩大对风资源的使用，提高发电效率。
2、研发费用情况
目前，中闽能源前期项目开发费用计入技术研发费，中闽能源2011年-2013年研发费统计情况见下表。
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3、技术人员情况
中闽能源主要通过采购风力发电设备，经营管理陆上风力发电项目。作为终端运营企业，中闽能源不进行核心技术的研发工作，技术人员主要从事风电场的运作和维护，中闽能源本部及旗下四家子公司均分别配备专业的风力发电技术运维人员。中闽能源建设了全面的人力资源管理计划，在技术人员聘用上，公司主要通过从电力系统招聘熟练技术人员和从高校招聘电力专业毕业生两种渠道；同时，公司建立了系统的技术人员培训机制，公司技术人员除需参加风机设备厂商培训、公司内部定期培训等，还会不定期参加外部培训，例如风能协会技术培训、风电行业技术交流会等。
（九）风能资源的波动对中闽能源生产经营的影响
风力发电的主要生产原料为自然风资源，风资源的波动是其明显的物理特性，自然界中，影响风能的因素较多，具体表现在由于每个风场处于不同的地区、不同的气候环境下，风资源存在较大差异；同时，每一风电场的风能、风速还存在日变化、年变化和年际变化，特别是风的年际变化会造成不同年份风电场发电量变化，然而这种年际变化并非是无限制的，而是有一定的变化范围。根据风能转化理论，风能（发电量）与风速3 次方和空气密度、风轮扫掠面积成正比关系：
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其中：P为风能，p为空气密度，A为风轮扫掠面积，t为风能做功时间，因此风力发电功率在一定风速范围内与风速的三次方成正比，风速在一定程度上决定了发电能力。风速可以作为衡量风资源的主要指标，风速的波动即风资源的波动将使风机发电量产生波动，并直接影响风电场的盈利能力，使之波动。
对风资源稳定性的分析有两种可行的方式。第一是预测式分析。根据气象学理论，风电场处的气候特性与所在地气象站的气候特性具有相似性，因此可以根据气象站数据的年际变动情况，预测风电场风资源在运行期可能的波动。经统计中闽能源所运营的各风电场投产前四十年的气象数据，风资源的波动范围一般不超过±10%，多数在±5%范围内。第二是实际分析。通过统计各风电场测风塔及风机顶部测风仪年平均风速的变化，可以了解风电场风资源实际的变动情况。
1、预测式分析
对风电场风资源波动的预测是基于风电场场址区域附近气象站的年平均风速数据。
中闽能源通过其子公司分别在福清市、连江县、平潭县运营6家风电场，其中嘉儒一期、嘉儒二期、泽岐风电场、钟厝风电场位于福清市三山镇境内，北茭风电场位于连江县苔菉镇与黄岐镇之间，青峰风电场位于平潭县北部白青乡，所有6家风电场皆主要参考平潭东澳海洋站（地处海边的嘉儒风电场、泽岐风电场）、平潭气象站风速数据对风电场所在地风能资源进行分析.这是由于从地理位置上分析，福清气象站靠近内陆；从数据上分析，福清气象站整体多年平均风速较小，其数据准确性容易受到周边建筑物的影响，对于地处海边的嘉儒风电场、泽岐风电场、钟厝风电场无多大参考价值。其次，北茭风电场场址地处福建沿海的罗源湾口；由于罗源湾的影响，罗源气象站的风向、风速与场址有较大差异，不具参考性；另在场址区域附近虽然有北茭气象站，但该气象站属海军部门临时站点，观测年限为1960～1980年，亦不具参考性。
中闽能源风电场风能资源预测主要参考平潭东澳海洋站以及平潭气象站风速数据；东澳海洋站位于北纬25°28￠，东经119°51￠，在平潭澳前镇东澳村附近的1 个的突出山包上，海拔36.1m，风速、风向等资料齐全，比较真实地反映这一带滨海区域风速的长期变化情况，可作为预测位于海边的嘉儒风电场和泽岐风电场的风速的主要参考；平潭气象站位于平潭县城东郊，东经119°47￠，北纬25°31￠，观测场海拔高度为32.5m，平潭气象站为国家基本站，实测项目齐全，资料系列较长，观测、整编规范，资料可靠，其气象要素对于风电场也有比较好的代表性。
平潭东澳海洋站历年平均风速数据（仪高10m）如下（单位：m/s）：
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平潭东澳海洋站历年平均风速年际变化折现图如下：
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东澳海洋站1996-2005年的十年平均风速为8.43m/s，风资源在平均水平附近小幅波动；其中，1997年风速较十年平均风速小 7.47%；1996年风速较十年平均风速大 7.95%。其风速年际变化为-7.47-7.95%，不超过±10%，而且只有 1996年和 1997 年变化幅度超过了±5%，其它年份变化幅度都在±5%以内。
平潭气象站历年平均风速数据（仪高10m）如下（单位：m/s）：
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平潭气象站历年平均风速年际变化折线图如下：
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平潭气象站2004~2013年平均风速为3.81m/s，平潭气象站风速相较平潭海洋站风速较小，主要是由于平潭气象站周边建筑较多，且近年来全球气候变暖，冬半球冷空气活动频数减少，冷空气强度减弱等因素造成的。平潭气象站风资源多年来保持了稳定波动的趋势，其中，2004年风速较2004~2013年十年平均风速小13.4%，2011年风速较十年平均风速大7.61%。其风速年际变化为-13~7.61%，但只有2004年风速较十年平均风速变化幅度超过10%，除 2004年和2011、2013年外，其它年份变化幅度都在±5%以内。
从风能资源季节性变化来看，中闽能源所经营风电场场址所在区域常年有风，10月到翌年2月风速较大，3到9月风速较小，平潭气象站1971～2010年的四十年逐月平均风速、最大风速（仪高10m）如下（m/s）：
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对气象站的年均风速数据的观测可以对风电场场址附近的风能资源进行评估，以上数据显现中闽能源所属风电场的风能资源长期以来呈现稳定波动趋势，年均风速一般在±5%的范围内波动，极少数情况下出现波幅略超过±10%的大/小风年。
2、实际分析
不同的地区、不同的气候环境下，风能存在一定的差异，在同一地区风也存在日变化、月变化和年际变化。根据中闽能源所属风电场场址区域的风况，每年冬季和春季风量较大，相应的发电量水平也较高，呈现较为明显的季节性特征，而从年际变化来看风况则相对变化不大。对风电场风资源波动的实际分析包括年际波动分析和气候因素造成的波动分析。
（1）风资源的年际波动情况
在风电场投产以后，通过对风机顶部测风仪（80m高度）记录的风速数据的观测来分析风电场实际生产阶段的风能资源波动情况，中闽能源所属风电场投产以来的年平均风速数据如下：
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观测实际测风数据可以看出，风电场实际投产以后，年平均风速都在很小范围内波动，风资源较为稳定，2010年-2013年，嘉儒一期的风资源在-4.5-5.9%之间波动，2011-2013年，嘉儒二期的风资源在-5.2-4.2%之间波动，泽岐、北茭风电场2012-2013年风资源没有明显波动。
（2）台风因素对风电业务的影响情况
风力发电行业主要的生产原料为自然风，因此，极端天气情况的出现特别是气象灾害可能对风力发电生产造成影响。由于中闽能源风电场地处东南沿海，其主要气象灾害是台风（热带气旋）。
根据国家气象局统计的近30 年台风统计数据，台风在西北太平洋生成平均每年28.3 个，在我国登陆7 个；其中，平均每年有6 个台风影响平潭、福清区域，但由于以上区域地理位置特殊，所以台风风速大多在25m/s 以下，风速大于25m/s 以上每年平均约20小时。
在风电场项目前期工作可行性研究中，按照风场的大风风切变指数关系和极大风速经验公式，得出在台风影响下的风场通常轮毂高度（55m、65m、70m）的50年一遇最大风速和极大风速在40-70m/s之间波动，所以中闽能源所有风电场项目从抗台风安全等级考虑均选用IEC标准设计中最强的I级风机或加强设计的II级风机。因此，台风灾害来临时，当风速超过25m/s，风力发电机将自动停止运行。由于风机的抗台风安全等级很高，台风灾害一般不会对风机设备造成破坏。中闽能源所属风电场自投产以来，未发生过台风灾害造成的设备损坏或人员伤亡事故。
另一方面，福建省沿海夏季处于弱风期，风电场发电量一般处于全年低位水平，而夏季又恰是台风的频发期，台风的登陆会对风电场发电生产产生积极的影响。根据近10年的气象资料，福建省沿海区域夏季台风平均每年发生5~8次，影响天数平均每年为30~40天。近10年台风情况如下：
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数据来源：国家气象局
受福建沿海特殊地理位置影响，登陆福建沿海的台风风速多在25m/s以下，在属于弱风期的夏季，台风主要是对风电场的经营产生积极的影响，台风登陆或过境时带来的大风对风电场带来了较大的电量增加，发电收入可大幅上升。中闽能源所属风电场受台风影响发电量增发量最大记录为2010年10月“鲇鱼”台风期间，嘉儒风电场一期4.8万千瓦项目连续10天机组处于接近满发状态，累计发电量达945万千瓦时，占该风电场当年总发电量的7.25%。
受2014年台风鲜少的影响，福建省风电发电量较往年有明显下降。据国家气象局1949~2013年全国气象资料统计，8月份平均生成台风6个，最多的年份达8~10个，历史上从未有过8月无台风生成的纪录。2014年8月，没有任何命名台风登陆我国，这也是自1949年以来首次8月份西太平洋无台风的极端情况。
根据福建省电网公布的2014年6-9月份风电发电量情况，2014年6-9月份（台风季节），福建省风电场共完成发电量8.01亿千瓦时，同比下降6.53%；中闽能源所属风电场完成发电量1.53亿千瓦时，同比下降14.52%；由于风电场均选址沿海，中闽能源发电量受影响更大。
（3）2014年小风年对于风电场生产的影响
从气象学的角度看，2014年是小风年。风资源的波动性造成每年的平均风速有所不同，但在一段时期内，远低于多年平均风速的年份就称作小风年，这是一种自然现象。总体上看，中闽能源所属风电场场址区域的年平均风速呈现较为明显的周期性变化，2014年正处在小风年时段。
以下为各个风电场投产以来每年1-10月的平均风速，可以看出2014年是典型的小风年：
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气候因素的异常也是造成2014年中闽能源所属风电场风资源不佳的原因之一， 2014年8月未有任何台风登陆福建，直接造成夏季台风期风能资源不佳，发电量收入相比同期锐减。另外，2014年受到闰九月的影响，冷空气迟迟未有南下，冬春强风期推迟到来，9-10月风速相比同期有所下降，风能资源状况不佳使得发电业务收入相比往年同期有所减少。
风资源的波动情况对风电场的经营有直接影响。通常情况下，平均风速越高，发电量越大，收入越高。受年际波动和气候因素的双重影响，2014年为极端小风年，直接导致风电场发电量处于略低水平，中闽能源2014年的主营业务收入相比同期出现下滑。但风力波动幅度不是无限制的，而是有一定范围，因此未来风电场发电量预计不会持续大幅下降，而将围绕平均水平波动。
（十）设备利用率对生产经营的影响
风电场的主要设备由发电设备、输电设备和变电设备组成。由于变电、输电设施相对已经非常成熟，因此风电场的设备利用率主要是由风机稳定性决定。风机的稳定性由风机可利用率来表示，可利用率=［1－（A-B）/（8760-B）］×100％，其中，8760为全年小时数，A表示故障停机小时数，B表示非投标人责任的停机小时数；停机小时数B包括电网故障（电网参数在技术规范范围之外）、气象条件（包括风况和环境温度）超出技术规范规定的运行范围和不可抗力。中闽能源风电场投产以来的风机可利用率情况如下：
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从上表可以看出，设备运行状态基本平稳，公司年平均可利用率稳定在97.5%以上。2011 年数值偏低，主要原因是新投运项目有较多机组处于磨合期。2012 年可利用率已稳定回升。设备利用率能够直接影响风电场的经营。在同等条件下，风机的可利用率越高，发电量越大，收入越高。中闽能源运营风电场投产以来，设备利用率一直保持在较高水平，未对其盈利情况产生重大影响。同时，中闽能源通过运营维护经验的不断积累和技术的提升，以及与设备制造厂商进行良好的沟通与合作，提高备品备件的采购效率，进一步促进风机设备的生产效率提升，提高设备可利用率。
第七章 发行股份情况
一、发行股份购买资产并募集配套资金具体情况
（一）发行股份购买资产方案
1、发行股份购买资产的股份定价及依据
根据《重组管理办法》第四十五条规定：“上市公司发行股份的价格不得低于市场参考价的90%。市场参考价为本次发行股份购买资产的董事会决议公告日前20个交易日、60个交易日或者120个交易日的公司股票交易均价之一。本次发行股份购买资产的董事会决议应当说明市场参考价的选择依据。”根据相关董事会决议，本次交易选择的市场参考价为本次发行股份购买资产的董事会决议公告日前20个交易日的公司股票交易均价。本次发行股份购买资产的定价基准日为第六届董事会第八次会议决议公告日。
本次交易向交易对方发行股份的价格为3.28元/股，不低于定价基准日前20个交易日公司股票交易的交易均价的90%。其中，交易均价的计算公式为：定价基准日前20个交易日公司股票交易均价＝定价基准日前20个交易日公司股票交易总额/定价基准日前20个交易日公司股票交易总量。若本公司股票在定价基准日至发行日期间发生派发股利、送红股、转增股本、增发新股或配股等除息、除权行为，本次发行价格将作相应调整。最终发行价格尚须经本公司股东大会批准。
2、发行股份的种类、每股面值
本次非公开发行的股票为人民币普通股（A 股），每股面值人民币1.00元。
3、拟发行股份的数量、占发行后总股本的比例
本次置入资产作价117,512.23万元，置出资产作价57,583.38万元。按照发行股份3.28元/股和本次资产置换的作价差额59,928.85万元计算，本次拟向投资集团等7名交易对方发行股份总数为182,709,905股，拟置入的资产折股数不足一股的余额计入福建南纸资本公积。
福建南纸向投资集团发行A股股票数量根据以下方式确定：
发行股份的股数=（中闽能源100%股权的交易价格×投资集团持有中闽能源股权比例—置出资产的交易价格）/本次发行股份的发行价格；
福建南纸向海峡投资、大同创投、复星创富、红桥新能源、铁路投资、华兴创投发行A股股票数量根据以下方式确定：
发行股份的股数=中闽能源100%的股权的交易价格×上述发行对象分别持有的中闽能源的股权比例/本次发行股份的发行价格。
具体各方认购本次发行股份的数量如下：
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福建南纸总股本发行前为721,419,960股，发行后增加为904,129,865股，购买资产发行股份占此次发行后、配套募集资金前的总股本的比例为20.21%。
福建南纸本次向投资集团等7名交易对方非公开发行A股股份最终的发行数量以经中国证监会核准的发行数量为准，交易对方将按照各自持有中闽能源的股份比例确定各自认购的股份数量。
4、限售期安排
根据交易各方签订的《重组协议》和发行股份购买资产的交易对方出具的股份锁定承诺函，本次交易中，发行股份购买资产的交易对方的股份锁定期安排如下：
投资集团以其持有的中闽能源股权认购的福建南纸新发行的股份，自该等股份于证券登记结算公司登记至其名下之日起36个月届满之日和其在《补偿协议》中利润补偿义务履行完毕之日中的较晚日不转让。在限售期限届满后，按中国证监会及上海证券交易所有关规定执行。
投资集团的一致行动人海峡投资、大同创投、铁路投资、华兴创投以其持有的中闽能源股权认购的福建南纸新发行的股份，自该等股份于证券登记结算公司登记至其名下之日起36个月不转让。在限售期限届满后，按中国证监会及上海证券交易所有关规定执行。
投资集团及其一致行动人海峡投资、大同创投、铁路投资、华兴创投承诺，本次交易完成后6 个月内如上市公司股票连续20 个交易日的收盘价低于发行价，或者交易完成后6 个月期末收盘价低于发行价的，其因公司发行股份购买中闽能源股权而持有公司股票的锁定期自动延长6 个月。
复星创富、红桥新能源以其持有的中闽能源股权认购的福建南纸新发行的股份，自该等股份于证券登记结算公司登记至其名下之日起12个月内不转让。在限售期限届满后，按中国证监会及上交所有关规定执行。
本次发行股份购买资产的交易对方承诺，若交易对方所认购股份的锁定期与证券监管机构的最新监管意见不相符，交易对方将根据证券监管机构的监管意见进行相应调整。
（二）募集配套资金方案
1、配套募集资金的金额及占交易总金额的比例
为募集配套资金，上市公司采用锁价发行的方式向投资集团非公开发行股份，募集资金总金额不超过39,170万元，不超过本次交易总额的25%。
2、发行募集配套资金的股份定价及依据
根据《发行管理办法》、《非公开发行股票实施细则》（2011年修订）等有关规定，“上市公司非公开发行股份的发行价格不低于定价基准日前二十个交易日公司股票均价的百分之九十”。
本次交易向交易对方发行股份的价格为3.28元/股，不低于定价基准日前20个交易日公司股票交易的交易均价的90%。其中，交易均价的计算公式为：定价基准日前20个交易日公司股票交易均价＝定价基准日前20个交易日公司股票交易总额/定价基准日前20个交易日公司股票交易总量。
若本公司股票在定价基准日至发行日期间发生派发股利、送红股、转增股本、增发新股或配股等除息、除权行为，本次发行价格将作相应调整。最终发行价格尚须经本公司股东大会批准。
3、发行股份的种类、每股面值
本次非公开发行的股票为人民币普通股（A 股），每股面值人民币1.00元。
4、拟发行股份的数量、占发行后总股本的比例
本次交易拟募集配套资金不超过39,170万元，按照发行价格计算，募集配套资金拟向投资集团定向发行股份不超过119,420,731股；若以发行119,420,731股计算，其数量占本次交易后总股本1,023,550,596股的11.67%。
5、限售期安排
本次配套融资的发行对象投资集团认购为募集配套资金而非公开发行的股份（以下简称“定增股份”），自定增股份发行结束之日起36个月内不得转让，在此之后按中国证监会及上交所的有关规定执行。
投资集团取得的定增股份，因本公司派发股票股息、资本公积转增股本而增持的股份（以下简称“定增交易孳息股份”）与定增股份于同日可进行转让。基于已取得的定增交易孳息股份因本公司派发股票股息、资本公积转增股本而增持的股份亦与定增交易股份于同日可进行转让。
二、本次发行股份配套融资情况说明
（一）配套募集资金的用途
本次配套募集资金的总金额不超过39,170万元，拟用于中闽能源在建的连江黄岐风电场项目的建设和运营资金安排、拟置出资产员工安置费用和本次交易相关中介费用的支付，具体情况如下：
单位：万元
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（二）配套募集资金的必要性
1、投资风电场项目符合保障国家能源安全的战略需求
改革开放后，我国社会经济持续快速发展；与此同时，能源需求也快速增长，能源供需矛盾日益突出。根据2014年6月《BP世界能源统计年鉴》的统计，过去十年中，我国的煤炭生产及各种化石燃料消费增幅居全球第一，年均能源消费增长8.6%。我国已成为处于经济快速增长期国家能源需求增长的标志，总能源需求在2007年超过欧盟，2010年超过美国，2013年超过整个北美。
我国1999年至2012年每年的石油消费增速均为世界最快，2013年石油需求增加38万桶/日，仅低于美国的40万桶/日位居世界第二（2013年全球石油消费增长140万桶/日）。另据2014年2月国务院发展研究中心主任李伟发布《中国未来能源发展战略探析》预计，中国2030年石油进口依存度将达75%。
2013年，我国天然气消费增长10.8%，达到约153亿立方米，居世界首位；而国内天然气产量仅为约99亿立方米，有巨大的供给缺口需要通过增加进口予以解决。我国的能源结构中煤炭的比重达到67%，并从2012年开始成为世界最大的煤炭净进口国。
在这样的背景下，2013年我国的一次能源赤字首次超过美国，能源进口在我国国内生产总值中所占比重是2003年的两倍以上。
能源供需矛盾的日益加剧、能源消费对进口的严重依赖已直接威胁到我国国家能源安全。同时，国际原油价格从2000年以来持续停留在高位、2013年以来进口煤炭运输成本上涨，直接导致我国为进口能源付出了高昂的代价。
因此，增加能源的多元化供应、确保能源安全已成为经济社会发展的重要任务之一，开发利用可再生能源已经成为国家能源发展战略的重要组成部分。《“十二五”规划纲要》提出，坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。
本次风力发电投资项目符合国家大力发展多元、安全的能源产业的战略，项目的实施有利于满足我国能源需求的快速增长，缓解能源供需矛盾日益严重问题，保障国家能源安全。
2、投资风电场项目是国家调整能源结构、实现低碳环保目标的迫切需要
根据2014年6月《BP世界能源统计年鉴》的统计，我国的能源结构中煤炭的比重达到67%；与此同时，我国可再生能源占发电百分比不足4%，远低于欧盟约16%的水平。我国在社会经济快速发展的同时，能源消费结构造成的环境问题，尤其是大气污染状况愈发严重，对人民群众生命健康构成了直接威胁，并对我国境内整个生态系统和气候环境造成了负面影响。
同时，对碳燃料的依赖也使我国成为温室气体排放大国。作为一个负责任的大国，中国于1998年5月29日签署了旨在控制温室气体排放量以抑制全球变暖的《京都议定书》；在近几年的全球气候变化谈判过程中，我国亦受到来自欧美发达国家的巨大压力，需要承担更多的温室气体减排责任的事实已不可回避，对能源结构的调整刻不容缓。
《“十二五”规划纲要》中明确指出，要推进能源多元清洁发展，加强并网配套工程建设，有效发展风电。《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》也提出，加快发展技术成熟、市场竞争力强的核电、风电等新能源，积极推进技术基本成熟、开发潜力大的可再生能源技术的产业化，实施新能源集成利用示范重大工程。到2015年，新能源占能源消费总量的比例提高到4.5%，减少二氧化碳年排放量4亿吨以上。
本次投资风电场项目符合国家发展绿色清洁能源，改善能源消费结构的发展思路，是实现“低碳环保、节能减排”战略目标的迫切需要和重要举措，也将利于我国更好地承担温室气体减排责任、维护良好国际形象。
3、投资风电场项目是利用福建省丰富风能资源的有效途径
福建省地处欧亚大陆的东南边缘，濒临东海和台湾海峡，海岸线总长6128公里，受季风和台湾海峡“狭管效应”的共同影响，福建沿海风能资源十分丰富，可供风力发电的场址较多，发展风电拥有得天独厚的优势。福建省沿海风能潜在技术开发量和面积如下：
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根据福建省“十二五”能源发展专项规划，福建省将继续推进陆上风电的规模化开发和管理，“十二五”投产陆上风电总装机容量130万千瓦，至2015年全省陆上风电装机200万千瓦。福建省风能资源的开发仍具有较大潜力。
本次拟投资的连江黄岐风电场项目位于风能资源较丰富、紧邻东海的福州市连江县黄岐镇，计划装机容量30MW，预计将产生较好的经济效益，已经取得了福建省发展和改革委员会《关于连江黄岐风电场项目核准的复函》（闽发改网能源［2014］177号）。投资该风电场项目是进一步开发和利用福建省丰富的风能资源的有效途径。
4、支付拟置出资产员工安置费用，保障员工合法权益，维护社会稳定
福建南纸前身为南平造纸厂，成立于1958年，多年来为南平市乃至福建省经济民生持续做出积极的贡献，承担了较多社会责任。本次交易中，福建南纸也高度重视拟置出资产涉及的员工安置问题，为确保福建南纸员工的合法权益，就相关事项与员工进行了持续、深入的沟通。按照国家法律法规和政策的相关规定，同时根据与广大职工沟通的情况，福建南纸制定了拟置出资产涉及的人员安置方案，合理、合法地处理了在册员工的安置问题，有效维护了员工权益和社会稳定。
2014年9月19日，上述方案经上市公司职工代表大会审议通过。根据方案，截止方案实施之日未达到法定退休年龄的福建南纸在册员工均可自愿选择与南平南纸签订劳动合同，工资、社保、福利待遇不低于原待遇，原有工龄可连续计算；或协商解除劳动关系，领取经济补偿金并自谋职业。
2014年11月11日，福建南纸员工已就劳动关系处理方式进行了自愿、独立地选择，并填写、提交了相关确认函。根据对员工确认函的统计，福建南纸需要向选择协商解除劳动关系的员工支付总计约7,900万元的经济补偿金。
本次支付拟置出资产员工安置费用，将保障拟置出资产员工合法权益，维护社会稳定。
5、本次募集配套资金有利于提高重组项目的整合绩效
根据中国证监会相关规定及《关于并购重组募集配套资金计算比例、用途等问题与解答》的相关精神，本次募集配套资金拟全部用于中闽能源在建的连江黄岐风电场项目的建设和运营资金安排、拟置出资产员工安置费用和本次交易相关中介费用的支付，符合募集配套资金提高上市公司并购重组的整合绩效的认定标准。
6、本次募集配套资金的数额与上市公司及中闽能源现有生产经营规模、财务状况相匹配
（1）本次募集配套资金的数额与上市公司及中闽能源现有生产经营规模相匹配
本次配套融资的总金额不超过39,170万元，亦不超过本次交易总额的 25%，若以39,170万元计算，其占上市公司2013年末和 2014年7月末经审计的备考合并报表非流动资产的比例分别为18.05%和18.65%。本次募集配套资金的数额与上市公司及中闽能源现有生产经营规模相匹配。
（2）本次募集配套资金的数额与上市公司及中闽能源财务状况相匹配
上市公司最近5年未进行过股权再融资。本次交易完成后，上市公司原有货币资金，将全部置出上市公司，对其未来经营和财务状况没有影响。
截至2014年7月31日，中闽能源经审计的母公司报表中货币资金为9,393.95万元，合并报表中货币资金为13,363.88万元；另有20,900万元结构性存款。2014年8月至2014年10月间，福清风电和连江风电偿还银行贷款共计19,910万元，支付筹建的新疆哈密风电场项目工程保证金2,000万元。此外，哈密能源2014年10月28日设立时注册资本为1000万元，目前实收资本还未到位，根据哈密能源公司章程，中闽能源需于2015年底前逐步完成出资。
连江黄岐风电场项目时间进度要求较为紧迫，故募集资金到位前，中闽能源将根据各项目投资的实际需要，用银行贷款、自有资金先期投入，募集资金到位后将用于置换已投入的自有资金、偿还银行贷款及支付项目剩余款项。因此，中闽能源保留了一部分货币资金用以保证项目进度。
从现金流支出路径看，企业在日常生产经营中需匹配相应规模的现金流，用于购建固定资产等资本性支出、偿还银行借款本息和支付现金股利等。2011年度、2012年度、2013年度和2014年1-7月，中闽能源经营活动产生的现金流量净额与主要现金支出情况如下：
单位：万元
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报告期后福清风电和连江风电偿还的共计19,910万元的银行贷款未统计在内。从上表可以看出，最近三年一期中闽能源经营活动产生的现金流量净额不能完全满足企业资本性支出、偿还债务和支付股利、利润或利息。企业可自由支配现金流不足，财务弹性较小，需要通过外部融资来解决现金缺口。
（三）连江黄岐风电场项目介绍
1、项目基本情况
连江黄岐风电场工程位于福州市连江县黄岐半岛中部的山地之上，地形南北通透，大气环流、台湾海峡的狭管效应等因素及半岛独特的地理环境，决定了这里的风速大，风能资源丰富。根据可研报告的测算，连江黄岐风电场80m高度代表年平均风速为6.33m/s，全年平均风功率密度为300W/m2，全年有效风时为7143h，全年有效风能密度为2590kwh/m2，属风能资源较丰富区域；主导风能方向为NE，风能方向集中、稳定，具有较高的开发利用价值。
截至本报告书摘要签署日，目前项目已完成选址及征地许可、水保批复、环评批复、并网承诺等前期工作，并取得正式核准，具体如下：
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根据可研阶段技术、经济比较，黄岐风电场计划布置12台2.5MW风力发电机组，总装机容量30兆瓦，年发电量67.963GWh，平均年发电利用小时数为2265h，上网电量65.799GWh，等效满负荷小时数2193h，容量系数0.250。
根据福建省电力有限公司《关于连江黄岐风电场接入电网意见的函》，连江黄岐风电场接入系统方案为：连江黄岐风电场以1回110kV出线接至白云岭110kV升压站，利用白云岭风电场至港区变的110kV线路将其送出。
以自有资金投资本项目测算，工程总投资（含流动资金）29,731.95万元：其中风电场设备购置投资19192.54万元，设备安装工程投资1429.96万元，建筑工程投资4795.38万元，其他费用（建设项目用地、建设管理费等）投资4,314.07万元。
项目预计若以项目投资均使用资本金测算，连江黄岐风电场销售收入总额（不含增值税）68,605.81万元，总成本费用40,661.88万元，销售税金附加总额887.84万元，发电利润总额31,495.27万元，经营期平均电价（不含增值税）0.5214元/kWh，含增值税0.61元/kWh，全部投资内部收益率7.21%，总投资收益率（ROI，年平均息税前利润/总投资）5.30%，投资利税率（年平均利税总额/总投资）5.45%，项目资本金净利润率（ROE，年净利润/资本金）4.19%。
2、项目进度规划
2014年9月23日，连江黄岐风电场项目取得福建省发展和改革委员会《关于连江黄岐风电场项目核准的复函》（闽发改网能源[2014]177号）。根据投资计划，连江黄岐风电场预计于2014年年内开工建设，2015年6月30日首台风机并网发电，2015年12月31日全部风机投产发电。
截止2014年9月，连江黄岐风电场项目完成投资486.98万元（含税），占项目计划总投资29851.95万元的1.60%，主要是项目核准发生的专项费用和项目的建设管理费用。
项目具体的投资规划如下：
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项目总投资金额与投入募集资金差额部分由上市公司自筹资金解决。
3、项目发展前景
（1）国家政策对于风电场项目的有力支持
因风电场项目的开发、建设和运营具有显著的经济、社会和环境效益，符合国家的能源和环保战略，现有政策对于风电场项目给予了较大支持，使得项目发展前景具备有力的政策保障。
在电力的销售环节，国家对风力发电项目实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设并依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。连江黄岐风电场项目属于可再生能源发电项目，同时符合国家风力发电项目的开发各项要求，已经取得了项目核准。项目建成后，按照《可再生能源法》规定，其所属电网企业有义务全额收购项目的上网电量，执行电价按照当地发改委批准价格。
（2）项目所在地电网发展前景良好
在电力的输送环节，项目所在地电网发展前景较好。福建省发展和改革委员会于2011年5月编制了《福建省“十二五”能源发展专项规划》，提出“建设海西坚强智能电网”，具体内容包括：
①推进周边联网，增强资源优化配置能力：开工建设与华东联网第二通道，加快推进与南方电网联网前期工作，增强电网在更大区域范围内优化配置资源的能力，提高电网应对极端气候条件下各种自然灾害的能力，保障电网安全稳定运行。新建1000千伏变电站1座，变电容量600万千伏安，新建跨省特高压联网线路360公里。深入开展向金门、马祖等地区供电的研究工作，促进海峡两岸共同繁荣，互惠双赢。
②完善主干结构，提高电网输电能力：构建沿海双廊道，加强内陆输电通道500千伏工程。建设福州北～福州南～莆田～泉州500千伏第二通道，形成宁德核电～福州特～福州西（笠里）～东台～大园～泉州～漳州-后石双回500千伏线路为内通道，以宁德核电～宁德～连江～福州～福清～莆北（圆顶）～莆田～晋北～晋江～厦门东～厦门～海沧～后石双回500千伏线路为外通道的“沿海双廊”结构，两个廊道间的适当位置保留联络线路，提高电网运行安全可靠性。
为满足福建西部地区负荷增长的供电需要，加强宁德～南平，漳州～龙岩500千伏沿海、内陆输电通道，建成宁德～南平第二回路、漳州～漳北～卓然500千伏第二回。
结合大型电源送出，加强地区500千伏供电能力。为配合福州特高压变电站以及宁德核电、福清核电等大型电源投运，配套建设福州特～福州西，宁德核电～福州西，宁德核电～宁德，福清核电～东台，福清核电～莆田北的500千伏输电工程。建设福州西变、福清变、莆田北变、晋北变、厦门东变以及漳州北、漳州南等500千伏变电站工程，提高各地区500千伏电网的供电能力，构筑坚强的受端电网，满足各地区电力负荷发展的需要。
③加强地区受端电网，完善分层分区供电：按照“分区互补、区内多环”的目标要求，构筑供电分区化、电源分层化、结构简洁化、运行灵活化的220千伏地区高压电网。进一步加强和优化各设区市110千伏网架结构，逐步实现以220千伏变电站为枢纽的110千伏坚强电网。
④实施新一轮农村电网改造升级：按照略高于国家标准，实施新一轮农村电网改造升级。缩短供电半径，降低网损，解决农网结构薄弱、供电设施过载等问题，全面提高农网供电质量、可靠性和防御自然灾害能力，供电可靠率达99.75%以上，综合电压合格率98%以上，取消县级供电企业“代管体制”，进一步理顺农村电力管理体制。
⑤提高电网抵御自然灾害能力：新建和改造线路工程尤其是配电线路工程采用防雷、抗风、抗冰、防涝等差异化设计，按照不同地区地理位置、气候特点选择相应的设计标准，提高电网工程抗灾能力水平。
（3）项目享受相关税收优惠
在相关的税费的缴纳环节，国家对风电场项目给予了“三免三减半”的税收优惠，详细情况请参见“第六章 拟置入资产业务与技术/二、拟置入资产主营业务的具体情况/（四）税收优惠”。根据相关政策，连江黄岐风电场自开始发电、取得第一笔营业收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征所得税，第四年至第六年减半征收所得税。
（4）项目所在地区风力资源丰富，预计未来其经济与环境效益俱佳，具备良好运行前景
本次募集资金投资项目具有良好的经济前景。本项目核准总投资为 29731.95万元，经营期风电场含税上网电价为0.61元/kWh，不含税上网电价为0.5214元/kWh。在资本金占总投资100%的情况下，本项目投资内部收益率7.21%。
本次募集资金投资项目具有良好的环境效益。本项目建成后，每年上网电量为65.799 GWh，按火力发电标煤消耗量350 克每千瓦时计算，每年可节约标煤 2.15万吨，每年可减少排放温室气体二氧化碳5.4万吨、减少灰渣0.8万吨、减少排放二氧化硫260吨、氮氧化物160吨，具有十分显著的环境效益。此外，连江黄岐风电场与连江北茭风电场场址接近，未来将共用升压站和运营维护及管理人员，建设和运营成本显著降低，使得项目在节约能耗方面更具优势。
（四）募集配套资金采取锁价方式发行情况
本次募集配套资金拟采取锁价方式发行。
1、选取锁价方式的原因
本次募集配套资金采取锁价方式发行的主要原因是为了募集配套资金股份发行环节的成功率。
连江黄岐风电场项目已于2014年9月23日取得了项目核准，根据项目进度规划，2015年年底该项目将完成全部29,731.95万元的投资，同时全部机组投产发电，投资规划的紧迫使得项目对募集资金的确定性要求较高；同时，为了保障拟置出资产员工的合法权益，维护社会稳定，利用募集配套资金支付员工安置费用也是上市公司的迫切需求。本次募集配套资金拟向上市公司控股股东投资集团采取锁价方式非公开发行股份，发行环节的不确定性较小，与上市公司对于募集配套资金股份发行环节的成功率要求相匹配。
2、锁价发行对象与上市公司、拟置入资产之间的关系
本次募集配套资金锁价发行对象为投资集团，其同时为上市公司和中闽能源的控股股东。
3、上市公司控股股东本次认购募集配套资金是否为巩固控制权
（下转B49版）
| 项目公司 | 运营项目 | 在建项目 | 筹建项目(1) |
| 福清风电 | 嘉儒风电场一期 | 钟厝风电场(2) | 大拇山风电场 |
| 嘉儒风电场二期 | 王母山风电场 | ||
| 泽岐风电场 | 大帽山风电场 | ||
| 马头山风电场 | |||
| 七社风电场 | |||
| 瑟江湾风电场 | |||
| 平潭风电 | 青峰风电场 | ||
| 连江风电 | 北茭风电场 | 黄岐风电场 | |
| 长乐风电 | 棋盘山风电场 | ||
| 南阳风电场 | |||
| 仙湾尾风电场 | |||
| 东塔山风电场 | |||
| 将军埔风电场 |
| 2014年1-7月 | 2013年 | 2012年 | 2011年 | |
| 装机容量（兆瓦） | 48 | 48 | 48 | 48 |
| 总发电量（万千瓦时） | 6,313.02 | 13,028.82 | 14,042.91 | 15,559.53 |
| 上网电量（万千瓦时） | 6,250.44 | 12,912.00 | 14,015.41 | 15,278.25 |
| 平均利用小时数（小时） | 1,315 | 2,714 | 2,926 | 3,242 |
| 2014年1-7月 | 2013年 | 2012年 | 2011年 | |
| 装机容量（兆瓦） | 48 | 48 | 48 | 22.13 |
| 总发电量（万千瓦时） | 6,450.92 | 13,045.44 | 12,614.16 | 3,181.19 |
| 上网电量（万千瓦时） | 6,440.76 | 13,030.72 | 12,580.50 | 2,908.55 |
| 平均利用小时数（小时） | 1,344 | 2,718 | 2,974 | 2,678 |
| 2014年1-7月 | 2013年 | 2012年 | 2011年4月-12月 | |
| 装机容量（兆瓦） | 48 | 48 | 48 | 48 |
| 总发电量（万千瓦时） | 6,958.14 | 13,520.85 | 14,410.62 | 9,101.82 |
| 上网电量（万千瓦时） | 6,893.85 | 13,419.69 | 14,319.82 | 8,674.54 |
| 平均利用小时数（小时） | 1,450 | 2,817 | 3,002 | 2,366 |
| 2014年1-7月 | 2013年8月-12月 | |
| 装机容量（兆瓦） | 17 | 14.5 |
| 总发电量（万千瓦时） | 2,561.86 | 1,162.14 |
| 上网电量（万千瓦时） | 2,539.21 | 1,141.15 |
| 平均利用小时数（小时） | 1,544 | 1,774 |
| 2014年1-7月 | 2013年 | 2012年2-12月 | |
| 装机容量（兆瓦） | 48 | 48 | 48 |
| 总发电量（万千瓦时） | 5,326.47 | 11,227.97 | 8,470.62 |
| 上网电量（万千瓦时） | 5,250.04 | 11,133.61 | 8,395.31 |
| 平均利用小时数（小时） | 1,110 | 2,339 | 2,061 |
| 2014年1-7月 | 2013年2-12月 | |
| 装机容量（兆瓦） | 48 | 48 |
| 总发电量（万千瓦时） | 8,290.49 | 13,596.88 |
| 上网电量（万千瓦时） | 8,197.49 | 13,383.76 |
| 平均利用小时数（小时） | 1,727 | 3,055 |
| 项目(1) | 2014年1-7月 | 2013年 | 2012年 | 2011年 |
| 期末装机容量（万千瓦） | 30.4 | 30.15 | 23.9 | 16.01 |
| 发电量 （万千瓦时） | 39,828.01 | 73,934.77 | 57,412.86 | 34,338.26 |
| 上网电量 （万千瓦时） | 39,416.31 | 73,269.43 | 57,187.60 | 33,171.25 |
| 平均利用小时数 （小时） | 1,312 | 2,643 | 2,642 | 2,812 |
| 项目 | 2014年1-7月 | 2013年 | 2012年 | 2011年 |
| 期末装机容量（万千瓦） | 26.2 | 25.95 | 19.7 | 11.81 |
| 发电量 （万千瓦时） | 36,655.92 | 66,856.78 | 50,083.07 | 27,842.54 |
| 上网电量 （万千瓦时） | 36,295.67 | 66,259.86 | 49,838.15 | 26,861.34 |
| 平均利用小时数 （小时） | 1,401 | 2,814 | 2,868 | 3,207 |
| 项目 | 2014 年1-7月 | 2013 年 | 2012 年 | 2011 年 |
| 主营业务收入（万元） | 20,264.48 | 37,368.10 | 25,457.00 | 11,922.53 |
主要客户 | 国网福建省电力有限公司 | 国网福建省电力有限公司 | 国网福建省电力有限公司 | 国网福建省电力有限公司 |
| 向主要客户售电收入占主营业务收入比例 | 100% | 100% | 100% | 100% |
| 项目 | 文件 | 文号 |
| 嘉儒 一期 | 福建省物价局《关于核定福清嘉儒等五个风力发电项目上网电价的通知》 | 闽价商〔2010〕47号文 |
| 泽岐 风电场 | 福建省物价局《关于嘉儒二期和泽岐风电场的上网电价的批复》 | 闽价商〔2011〕154号文 |
| 嘉儒 二期 | ||
| 钟厝 风电场 | 福建省物价局《关于福清钟厝风电场上网电价的复函》 | 闽价商〔2013〕493号文 |
| 北茭风电场 | 福建省物价局《关于连江北茭风电场上网电价的复函》 | 闽价商〔2012〕220号文 |
| 青峰 风电场 | 福建省物价局《关于平潭青峰风电场上网电价的复函》 | 闽价商〔2013〕164号 |
| 序号 | 已注册CDM项目名称 | 注册时间 | 注册号 | 买家 |
| 1 | 福清嘉儒风电场项目 | 06/10/2010 | 3657 | 英国剑桥投资有限公司 |
| 2 | 福清嘉儒风电场二期工程项目 | 02/05/2012 | 6098 | 益可环境国际有限公司 |
| 3 | 福清泽岐风电场项目 | 15/06/2011 | 4895 | 英国剑桥投资有限公司 |
| 4 | 平潭青峰风电项目 | 27/04/2012 | 6115 | 英国剑桥投资有限公司 |
| 5 | 福建连江北茭风电项目 | 19/07/2012 | 6703 | 英国剑桥投资有限公司 |
| 公司名称 | 风电场名称 | 取得第一笔收入年份 | 历年税收优惠情况 | |||||
| 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | |||
| 福清风电 | 嘉儒一期 | 2009 | 免缴 | 免缴 | 免缴 | 减半 | 减半 | 减半 |
| 嘉儒二期 | 2011 | - | - | 免缴 | 免缴 | 免缴 | 减半 | |
| 泽岐风电场 | 2011 | - | - | 免缴 | 免缴 | 免缴 | 减半 | |
| 钟厝风电场 | 2013 | - | - | - | - | 免缴 | 免缴 | |
| 连江风电 | 北茭风电场 | 2012 | - | - | - | 免缴 | 免缴 | 免缴 |
| 平潭风电 | 青峰风电场 | 2013 | - | - | - | - | 免缴 | 免缴 |
| 序号 | 公司名称 | 主管机关名称 | 证明事项 | 出具证明时间 |
| 1 | 福清风电 | 福清市安全生产监督管理局 | 安全生产 | 2014年9月 |
| 2 | 连江风电 | 连江县安全生产监督管理局 | 安全生产 | 2014年9月 |
| 3 | 平潭风电 | 平潭综合实验区安全生产监督管理局 | 安全生产 | 2014年10月 |
| 费用名称 | 2014年1-7月 | 2013 年 | 2012 年 | 2011 年 |
| 安措及安全性材料 | 38.46 | 81.47 | 53.44 | 5.78 |
| 劳保及职业病防护 | 11.39 | 50.37 | 32.78 | 71.49 |
| 序号 | 公司名称 | 主管机关名称 | 证明事项 | 出具证明时间 |
| 1 | 连江风电 | 连江县环境保护局 | 环境保护 | 2014年9月 |
| 2 | 福清风电 | 福清市环境保护局 | 环境保护 | 2014年9月 |
| 3 | 平潭风电 | 平潭综合实验区环境与国土资源局 | 环境保护 | 2014年10月 |
| 费用名称 | 2014年1-7月 | 2013 年 | 2012 年 | 2011 年 |
| 环保相关费用 | 3.29 | 5.42 | 1 | 0 |
| 项目 | 文件 | 文号/编号/批准日期 | |
| 立项批复 | 嘉儒 一期 | 福建省发展和改革委员会《关于福清嘉儒风电场项目核准的批复》 | 闽发改交能［2008］319号 |
| 泽岐 风电场 | 福建省发展和改革委员会《关于福清泽岐风电场项目核准的批复》 | 闽发改交能［2009］66号 | |
| 嘉儒 二期 | 福建省发展和改革委员会《关于福清嘉儒风电场二期项目核准的批复》 | 闽发改网交能［2010］16号 | |
| 钟厝 风电场 | 福建省发展和改革委员会《关于福清钟厝风电场项目核准的批复》 | 闽发改网能源[2011]125号 | |
| 福建省发展和改革委员会《关于福清钟厝风电场项目核准事项变更的复函》 | 闽发改交能［2013］25号 | ||
| 环评批复 | 嘉儒 一期 | 福州市环保局关于《建设项目环境影响报 告表》的审批意见 | 2008年4月14日 |
| 泽岐 风电场 | 福建省环保厅关于《建设项目环境影响报告表》的审批意见 | 2009年6月16日 | |
| 嘉儒 二期 | 福州市环保局关于变更环境影响报告表的批复 | 2014年6月12日 | |
| 钟厝 风电场 | 福州市环保局关于《建设项目环境影响报告表》的审批意见 | 2013年4月2日 | |
| 环保验收 | 嘉儒 一期 | 福州市环保局关于《建设项目竣工环境保护验收调查表》的审批意见 | 2010年8月27日 |
| 泽岐 风电场 | 福州市环保局关于《建设项目竣工环境保护验收调查表》的审批意见 | 2013年4月12日榕环评验[2013]46号 | |
| 嘉儒 二期 | 福州市环保局关于《建设项目竣工环境保护验收调查表》的审批意见 | 2014年7月15日榕环评验[2014]80号 | |
| 并网发电 | 嘉儒 一期 | 福建省经贸委《关于同意福清嘉儒风电场电量上省电网的批复》 | 闽经贸能源［2008］625号 |
| 泽岐 风电场 | 福建省经贸委《关于同意福清泽岐风电场并入省电网运行的批复》 | 闽经贸能源[2010]354号 | |
| 嘉儒 二期 | 福建省经济贸易委员会关于同意福清嘉儒二期风电场并入省电网运行的批复 | 闽经贸能源[2010]355号文 | |
| 钟厝 风电场 | 福建省经贸委《关于同意福清钟厝风电场并网运行的批复》 | 闽经贸能源〔2013〕548号 | |
| 行业准入 | 嘉儒 一期 | 国家电力监管委员会《电力业务许可证》 | 1041910-01033 |
| 泽岐 风电场 | 《中闽（福清）风电有限公司嘉儒风电场二期、泽岐风电场项目临时运营的意见》 | 闽监能资管临运[2014]44号 | |
| 嘉儒 二期 | |||
| 钟厝风电场 | 《中闽（福清）风电有限公司钟厝风电场项目临时运营的意见》 | 闽监能资管临运[2014]46号 | |
| 项目 | 文件 | 文号/编号/批准日期 | |
| 立项批复 | 青峰 风电场 | 福建省发展和改革委员会《关于平潭青峰风电场项目核准的批复》 | 闽发改网能源[2010]71号 |
| 环评批复 | 青峰 风电场 | 福建省环保厅关于《建设项目环境影响报告表》的审批意见 | 2010年9月29日 |
| 环保验收 | 青峰风电场 | 平潭综合实验区环境与国土资源局关于批复《平潭青峰风电场工程环境影响评价报告表》建设项目竣工环境保护验收的函 | 2014年11月6日岚综实环国土（环）验[2014]8号 |
| 并网发电 | 青峰 风电场 | 福建省经济贸易委员会《关于同意平潭青峰风电场并网运行的批复》 | 闽经贸能源[2012]735号 |
| 行业准入 | 国家能源局福建监管办《中闽（平潭）风电有限公司1#~24#机组临时运营的意见》 | 闽监能资管临运[2014]43号 | |
| 项目 | 文件 | 文号/编号/批准日期 | |
| 立项批复 | 北茭 风电场 | 福建省发展和改革委员会《关于连江北茭风电场项目核准的批复》 | 闽发改网能源［2010］74号 |
| 黄岐 风电场 | 福建省发展和改革委员会《关于连江黄岐风电场项目核准的复函》 | 闽发改网能源［2014］177号 | |
| 环评批复 | 北茭 风电场 | 福建省环保厅关于《建设项目环境影响报告表》的审批意见 | 2010年12月16日 |
| 黄岐风电场 | 连江县环保局关于《建设项目环境影响报告表》的审批意见 | 连环审表[2014]19号 | |
| 环保验收 | 北茭 风电场 | 福州市环保局关于《建设项目竣工环境保护验收调查表》的审批意见 | 2013年2月7日榕环评验[2013]9号 |
| 并网发电 | 北茭 风电场 | 福建省经济贸易委员会关于连江北茭风电场并网运行的批复》 | 闽经贸能源[2011]738号 |
| 行业准入 | 国家电力监管委员会《电力业务许可证》 | 1041914-01280 | |
| 年份 | 2014.01-07 | 2013 | 2012 | 2011 | 合计 |
| 研发费（万元） | 9.97 | 15.13 | 49.73 | 32.45 | 33.33 |
| 收入（万元） | 20032.20 | 37368.10 | 25490.73 | 11922.53 | 94813.55 |
| 研发费用占收入的比例 | 0.050% | 0.040% | 0.020% | 0.027% | 0.035% |
| 年份 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 |
| 海洋站 | 9.1 | 7.8 | 8.4 | 8.6 | 8.6 | 8.1 | 8.3 | 8.5 | 8.3 | 8.6 |
| 年份 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 |
| 气象站 | 3.3 | 4 | 3.9 | 4 | 3.8 | 3.6 | 3.6 | 4.1 | 3.7 | 4.1 |
| 月 份 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
| 平均风速 | 5.4 | 5.3 | 4.7 | 4.3 | 4.1 | 4.7 | 4.8 | 4.3 | 4.8 | 6.1 | 6.2 | 5.7 |
| 最大风速 | 18.0 | 16.0 | 18.0 | 16.0 | 15.3 | 17.7 | 26.5 | 25.0 | 29.0 | 22.5 | 19.0 | 18.0 |
| 平均风速（m/s） | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年 |
| 嘉儒一期 | 7.87 | 8.54 | 8.16 | 7.70 |
| 嘉儒二期 | 8.79 | 8.53 | 8.00 | |
| 泽岐风电场 | 6.85 | 6.53 | 6.45 | |
| 北茭风电场 | 5.76 | 5.73 | ||
| 青峰风电场 | 9.08 |
| 年 份 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| 台风总次数 | 23 | 24 | 25 | 22 | 22 | 14 | 21 | 25 | 31 | 19 |
| 影响福建省次数 | 6 | 5 | 5 | 7 | 6 | 6 | 5 | 4 | 8 | 3 |
| 累计影响福建省天数 | 44 | 33 | 26 | 48 | 29 | 35 | 29 | 28 | 39 | 15 |
| 公司 | 项目 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年 |
| 福清风电 | 嘉儒一期风电场 | 99.21% | 98.24% | 98.30% | 98.14% |
| 嘉儒二期风电场 | 97.52% | 98.68% | 98.64% | ||
| 泽岐风电场 | 98.49% | 99.23% | |||
| 平均 | 99.21% | 97.88% | 98.49% | 98.67% | |
| 连江风电 | 北茭风电场 | 98.83% | 98.6% | ||
| 平潭风电 | 青峰风电场 | 98.91% | |||
| 中闽能源风电平均 | 99.21% | 97.88% | 98.58% | 98.70% | |
| 序号 | 股东名称 | 本次发行的股票数量（股） |
| 1 | 投资集团 | 70,157,087 |
| 2 | 海峡投资 | 25,763,163 |
| 3 | 大同创投 | 25,602,143 |
| 4 | 复星创富 | 16,101,977 |
| 5 | 红桥新能源 | 16,101,977 |
| 6 | 铁路投资 | 16,101,977 |
| 7 | 华兴创投 | 12,881,581 |
| 序号 | 募集配套资金使用项目 | 拟投入募集配套资金金额 |
| 1 | 连江黄岐风电场项目 | 29,312 |
| 2 | 拟置出资产员工安置费用 | 7,900 |
| 3 | 本次交易相关中介费用 | 1,958 |
| 合计 | 39,170 | |
| 要素 | ≥400W/m2 | ≥300W/m2 | ≥250W/m2 | ≥200W/m2 | ||||
| 开发量 （MW） | 开发 面积(km2） | 开发量 （MW） | 开发 面积(km2） | 开发量 （MW） | 开发 面积(km2） | 开发量 （MW） | 开发 面积(km2） | |
| 70m | 6560 | 1825 | 9550 | 2664 | 10910 | 3058 | 13410 | 3780 |
| 项目 | 2014年1-7月 | 2013年度 | 2012年度 | 2011年度 |
| 经营活动产生的现金流量净额 | 24,818.01 | 45,042.49 | 19,000.93 | 17,145.03 |
| 购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金 | 7,500.67 | 34,125.99 | 71,058.65 | 75,221.93 |
| 偿还债务支付的现金 | 8,280.00 | 41,120.00 | 55,440.00 | 73,634.08 |
| 分配股利、利润或偿付利息支付的现金 | 5,973.05 | 11,639.74 | 13,347.99 | 5,960.75 |
| 序号 | 文件名称 | 文件编号 |
| 1 | 福建省发改委关于连江黄岐风电场项目核准的复函 | 闽发改网能源函〔2014〕177号 |
| 2 | 连江县住房和城乡建设局建设项目选址意见书 | 选字第350122201300084号 |
| 3 | 连江黄岐风电场项目特许权框架协议 | |
| 4 | 福州市国土资源局建设项目用地预审意见书 | 榕国土资预〔2014〕0002号 |
| 5 | 福建省林业厅建设项目征占用林地预审意见书 | 闽林地预审〔2014〕73号 |
| 6 | 福州市环保局关于《建设项目环境影响报告表》的审批意见 | 连环审表〔2014〕19号 |
| 7 | 福建省水利厅关于《连江黄岐风电场工程水土保持方案变更报告书》（报批稿）的批复 | 闽水水保〔2014〕22号 |
| 8 | 关于连江黄岐风电场接入电网意见的函 | 闽电函〔2014〕25号 |
| 9 | 连江黄岐风电场工程安全预评价报告及安全条件论证报告备案的函 | 闽安监管四函〔2014〕11号 |
| 截止日期 | 项目进度 | 投资金额 （万元） | 资金用途 | 投资金额 |
| 2014年12月31日 | 完成风电场升压站场地平整、基础施工和风电场道路的开工建设 | 4,500 | 购买风力发电机组设备 | 3,753 |
| 建筑安装工程 | 435 | |||
| 建设管理费 | 312 | |||
| 2015年6月30日 | 升压站建设全部完成，风电场道路建设基本完成，首台风机并网发电 | 21,353 | 购买风力发电机组及其电气设备 | 13,435 |
| 建筑安装工程 | 4,358 | |||
| 建设管理费及其他费用 | 3,560 | |||
| 2015年12月31日 | 项目建设完成，全部风机投产发电 | 29,731.95 | 购买风力发电机组及其电气设备 | 19,193 |
| 建筑安装工程 | 6,225 | |||
| 建设管理费及其他费用 | 4,314.07 |