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10、常州鼎晖新能源有限公司

常州鼎晖新能源有限公司（以下简称“鼎晖公司”）成立于2013年9月9日，注册资本为51,000万元人民币，经营范围为光伏发电技术及设备、IT及互联网技术的研发；光伏发电项目技术咨询服务；太阳能电站设计、安装及运营管理；光伏电池，组件及相关设备的国内采购、批发、佣金代理（拍卖除外）及进出口业务（不涉及国营贸易管理商品，涉及配额、许可证管理商品的，按国家有关规定办理申请）。

截至2016年末，鼎晖公司本部总资产166,456.66万元，总负债121,076.80万元，净资产45,379.86万元；2016年度实现营业收入15,026.28万元，净利润18,911.57万元。

截至2017年6月末，鼎晖公司本部总资产183,349.83万元，总负债138,090.59万元，净资产45,259.25万元；2017年1-6月实现营业收入0.00万元，净利润-120.61万元。

11、中利腾晖共和光伏发电有限公司

中利腾晖共和光伏发电有限公司（以下简称“共和光伏公司”）成立于2012年9月12日，其注册资本为20,000万元人民币，经营范围为光伏发电技术及设备、互联网络技术的研发；光伏发电项目技术咨询服务；太阳能电站设计、安装及运营管理；光伏电池、组件及相关设备的国内采购、批发、佣金代理（拍卖除外）及进出口业务（不涉及国营贸易管理商品，涉及配额、许可证管理商品的，按国家有关规定办理申请）。

截至2016年末，共和光伏本部总资产57,716.54万元，总负债35,490.74万元，净资产22,225.80万元；2016年度实现营业收入2,768.41万元，净利润606.30万元。

截至2017年6月末，共和光伏本部总资产57,651.22万元，总负债35,044.96万元，净资产22,606.26万元；2017年1-6月实现营业收入1,301.29万元，净利润366.58万元。

12、中利腾晖（嘉峪关）光伏发电有限公司

中利腾晖（嘉峪关）光伏发电有限公司（以下简称“嘉峪关公司”）成立于2012年5月16日，注册资本27,178.56万元人民币，经营范围为光伏电站投资、建设、运营、维护及管理服务；光伏发电技术及设备的研发；光伏发电项目技术咨询；光伏发电设备的制造、批发零售；五金交电、机电产品的批发零售。

截至2016年末，嘉峪关公司本部总资产114,830.79万元，总负债99,470.29万元，净资产15,360.49万元；2016年度实现营业收入6,438.68万元，净利润-3,795.73万元。

截至2017年6月末，嘉峪关公司本部总资产102,318.23万元，总负债89,555.28万元，净资产12,762.95万元；2017年1-6月实现营业收入1,510.22万元，净利润-2,539.73万元。

13、大同联合光伏新能源有限公司

大同联合光伏新能源有限公司（以下简称“大同公司”）成立于2015年8月7日，注册资本20,000万元人民币，经营范围为光伏电站项目开发、建设、经营、维护及管理服务；光伏发电技术及设备研发；光伏发电项目技术咨询；光伏新能源项目的生产和经营；光伏发电设备制造、销售；五金交电、机电产品销售。

截至2016年末，大同公司本部总资产156,906.87万元，总负债132,714.26万元，净资产24,192.61万元；2016年度实现营业收入5,986.84万元，净利润4,196.20万元。

截至2017年6月末，大同公司本部总资产174,215.52万元，总负债146,242.92万元，净资产27,972.60万元；2017年1-6月实现营业收入7,187.46万元，净利润3,731.03万元。

14、唐山招新太阳能发电有限公司

唐山招新太阳能发电有限公司（以下简称“唐山招新”）成立于2015年6月29日，注册资本为3,900万元，经营范围为太阳能光伏电站项目的开发、建设和运营；光伏发电技术咨询服务；光伏发电设备销售。

截至2016年末，唐山招新本部总资产12,566.26万元，总负债11,569.09万元，净资产997.17万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润-2.58万元。

截至2017年6月末，唐山招新本部总资产19,303.72万元，总负债15,299.94万元，净资产4,003.78万元；2017年1-6月实现营业收入848.04万元，净利润106.61万元。

15、招新诺能（常州）新能源有限公司

招新诺能（常州）新能源有限公司（以下简称“招新诺能”）成立于2016年11月3日，注册资本为5000万元，经营范围包括光伏电站项目开发、投资、建设、运营、维护及管理服务；光伏发电技术及设备、太阳能新能源技术及设备的研发、采购；光伏发电项目技术咨询服务；新能源项目及设备的中介服务；光伏发电设备的制造、销售；五金工具、交通器材、机电产品的销售（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。

截至2016年末，招新诺能本部总资产0.82万元，总负债-0.0043万元，净资产0.83万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润-0.17万元。

截至2017年6月末，招新诺能本部总资产17,850.90万元，总负债13,954.90万元，净资产3,896.00万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润-3.83万元。

16、宁波保税区招联绿邦新能源有限公司

宁波保税区招联绿邦新能源有限公司（以下简称“宁波绿邦”）成立于2016年3月22日，注册资本为1,000万元，经营范围包括太阳能电站设计、安装及运营管理；太阳能发电、太阳能技术及产品研发、技术成果转让、推广、咨询、服务；节能、环保技术的研发及技术维护；新能源项目技术咨询服务；新能源设备及产品的批发及佣金代理。

截至2016年末，宁波绿邦本部总资产6.06万元，总负债-0.17万元，净资产6.23万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润-2.77万元。

截至2017年6月末，宁波绿邦本部总资产1,594.36万元，总负债1,097.10万元，净资产497.26万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润0.03万元。

17、吐鲁番禾粟农业科技有限公司

吐鲁番禾粟农业科技有限公司（以下简称“吐鲁番科技”）成立于2016年10月8日，注册资本为10,000万元，经营范围包括水果种植、加工、销售；农业生产资料的批发、零售；农业技术开发、推广；农业观光旅游；园林设计、施工；农业生产项目投资、开发、管理、建设、改造；新能源技术咨询、服务；光伏电站开发、建设、运营；专业设备采购、销售。

截至2016年末，吐鲁番科技本部总资产104.99万元，总负债-46.01万元，净资产151.00万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润0万元。

截至2017年6月末，吐鲁番科技本部总资产164.64万元，总负债13.64万元，净资产151.00万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润0万元。

18、大同熊猫光伏发电有限公司

大同熊猫光伏发电有限公司（以下简称“大同熊猫”）成立于2016年11月1日，注册资本为20,000万元，经营范围包括光伏电站相关建设服务；电力业务；新能源技术开发及推广；信息咨询；销售光伏产品及配件、五金工具、交通器材、机电产品。

截至2016年末，大同熊猫本部总资产1,097.83万元，总负债-56.59万元，净资产1,154.42万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润-0.58万元。

截至2017年6月末，大同熊猫本部总资产32,157.41万元，总负债20,200.51万元，净资产11,956.90万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润-7.53万元。

19、安徽招联清洁能源有限公司

安徽招联清洁能源有限公司（以下简称“安徽招联”）成立于2016年12月1日，注册资本为20,000万元，经营范围包括光伏电站项目开发、建设、运营、维护及管理服务，光伏发电技术及设备、新能源技术及设备的研发，光伏发电项目技术升级改造；咨询服务，光伏发电设备的制造、销售，五金工具、交通器材、机电产品的销售。

截至2016年末，安徽招联本部总资产25.60万元，总负债1.69万元，净资产23.91万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润-1.09万元。

截至2017年6月末，安徽招联本部总资产80,355.94万元，总负债60,357.84万元，净资产19,998.10万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润-0.81万元。

20、石拐丝绸之路光伏发电有限公司

石拐丝绸之路光伏发电有限公司（以下简称“石拐丝绸”）成立于2016年3月3日，注册资本为20,000万元，经营范围包括光伏电站项目开发、投资、建设、运营、维护及管理服务；光伏发电技术及设备、太阳能新能源技术及设备的研发、采购；光伏发电项目技术咨询服务；光伏发电设备的制造、销售；五金工具、交通器材、机电产品的批发。

截至2016年末，石拐丝绸本部总资产316.89万元，总负债-13.11万元，净资产330.00万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润0万元。

截至2017年6月末，石拐丝绸本部总资产21,270.61万元，总负债19,985.61万元，净资产1,285.00万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润0万元。

21、昆明邦业新能源发电有限公司

昆明邦业新能源发电有限公司（以下简称“昆明邦业”）成立于2016年3月31日，注册资本为100万元，经营范围包括电力工程的设计、施工及技术咨询；商业运营管理；太阳能技术及产品、节能技术、环保技术、新能源技术的研究、开发、技术咨询、技术转让及技术服务；太阳能设备及配件、太阳能组件、光伏设备的销售；货物及技术进出口业务。

截至2016年末，昆明邦业本部总资产10.77万元，总负债-0.22万元，净资产11.00万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润0万元。

截至2017年6月末，昆明邦业本部总资产370.49万元，总负债274.55万元，净资产95.94万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润-0.06万元。

22、合肥邦业新能源发电有限公司

合肥邦业新能源发电有限公司（以下简称“合肥邦业”）成立于2016年4月18日，注册资本为100万元，经营范围包括太阳能电站设计、安装及运营管理；太阳能技术产品的研发、技术成果转让及推广；节能、环保技术的研发、技术维护；太阳能设备及配件、光伏电池、组件及相关设备、新能源设备的销售；新能源项目技术咨询服务；自营和代理各类商品和技术的进出口业务。

截至2016年末，合肥邦业本部总资产5.83万元，总负债-0.17万元，净资产6.00万元；2016年度实现营业收入0万元，净利润0万元。

截至2017年6月末，合肥邦业本部总资产5.81万元，总负债-0.17万元，净资产5.98万元；2017年1-6月实现营业收入0万元，净利润-0.02万元。截至本募集说明书摘要签署日，发行人子公司范围真实、准确、完整，子公司均依法设立并有效存续，发行人取得了必要的权属证明，不存在重大权属纠纷。

截至本募集说明书摘要签署日，发行人子公司范围真实、准确、完整，子公司均依法设立并有效存续，发行人取得了必要的权属证明，不存在重大权属纠纷。

截至本募集说明书摘要签署日，除表4-3所示股权质押情况以外，不存在其他发行人或其控股子公司持有的股权受限的情形：

表4-3 发行人股权被质押的子公司情况

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注：中利腾晖共和光伏发电有限公司的股权质押金额为8,600万元，质押占比43%系根据质押金额除以注册资本计算得到。

（二）合营及联营公司

截至2017年6月末，发行人持有的合营及联营公司情况如下：

丰县晖泽光伏能源有限公司（以下简称“丰县晖泽”）成立于2011年5月13日，注册资本为45,000万元人民币，经营范围为光伏电站建设、运营、维护及管理服务；光伏发电技术及设备的研发；光伏发电项目技术咨询；光伏发电设备的制造、销售。发行人、联合光伏（深圳）及华北高速公路股份有限公司（以下简称“华北高速”）分别持有丰县晖泽44.44%、5.56%和50.00%的股权。

国电科左后旗光伏发电有限公司（以下简称“科左后旗”）成立于2013年8月19日，注册资本为37,767.88万元人民币，经营范围为光伏发电，技术服务和信息咨询。该电站由发行人及华北高速共同建设，发行人及华北高速分别持有科左后旗1.98%和98.02%股权。

五、发行人董事、监事及高级管理人员情况

（一）董事、监事、高级管理人员基本情况

公司的董事、监事、高级管理人员的任职符合《公司法》、《中外合资经营企业法》及《公司章程》的规定。截至本募集说明书摘要签署日，公司董事、监事、高级管理人员基本情况如下表所示：

表4-4发行人董事、监事及高级管理人员情况

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（二）董事、监事、高级管理人员从业简历

1、董事会成员

王卫东，1966年12月出生，国际商务师职称，现任公司董事长。2001年毕业于澳大利亚莫克多大学工商管理专业，历任中国粮油进出口河南分公司业务员，澳大利亚承业公司副经理，中国粮油食品进出口总公司部门副经理，香港希丰达企业有限公司董事副总经理。

杨军，1979年1月出生，现任公司副董事长。2003年毕业于四川大学民商法专业，曾任职中国燃气控股有限公司、香港中华煤气控股有限公司、中国基础能源控股有限公司等多家香港上市公司法务部门。

张艳平，1967年10月出生，现任公司董事。1989年毕业于杭州商学院会计学专业，历任中国对外贸易开发（集团）有限公司财务科长，深圳盐田港混凝土有限公司财务总监，森科五金（深圳）有限公司财务总监。

2、监事

董诗意，1990年9月出生，现任公司监事。2012年毕业于中南财经政法大学，历任联合光伏（深圳）项目助理。

3、高级管理人员

李宏，1973年3月出生，现任公司总经理兼财务总监。2002年毕业于澳大利亚梅铎大学工商管理专业，历任国务院侨务办公室财务处科员，香港中旅（集团）有限公司集团财务部主任、业务经理，唐山银丰钢铁公司副总经理，唐山国丰钢铁公司国丰分公司副总经理，唐山国丰钢铁有限公司财务部副部长，北京港中旅维景国际大酒店财务总监、党支部书记，北京旅行家杂志社副总编辑、社长。

（三）董事、监事、高级管理人员的兼职情况

1、在下属子公司任职情况

表4-5 发行人董事、监事及高级管理人员在下属子公司兼职情况

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2、在股东单位任职情况

表4-6 发行人董事、监事及高级管理人员在股东单位兼职情况

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3、在其他关联单位任职情况

表4-7 发行人董事、监事及高级管理人员在其他关联单位兼职情况

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（四）董事、监事、高级管理人员持有本公司股权及债券情况

截至2017年6月末，公司董事、监事、高级管理人员持有本公司股权及债券情况如下：

表4-8 发行人董事、监事及高级管理人员持有本公司股权及债券情况

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（五）董事、监事、高级管理人员是否有违法违规行为

截至募集说明书摘要签署日，公司董事、监事、高级管理人员不存在违法违规的情形。

六、发行人治理结构及运作情况

（一）发行人组织结构

截至本募集说明书摘要签署日，发行人组织结构如下图所示：

图4-2 发行人组织结构示意图

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公司内设6个机构，即投资发展部、安全生产部、融资财务部、审计稽核部、人力行政部和运营管理部，主要职责为：

1、 投资发展部：参与潜在光伏发电投资标的的筛选，组织子公司项目开发人员整理调查报告呈项目并购委员会审批及决策；与子公司项目开发人员共同参与自建电站的整体建设方案、施工技术方案及实施技术类服务业务；为公司承揽的检测业务提供技术支持。协调项目开发人员进行自建电站的工程管理、工程项目进度、质量及成本进行控制、消除缺陷等工程建设相关环节；对子公司提出的材料、设备的采购预算及需求提出建议并审批。

2、 安全生产部：协助投资发展部对拟自建项目的工程建设进行安全生产跟进；协调子公司负责电站的日常的安全管理，包括日常检查、维修、信息采集等工作；负责各子公司光伏电站设备管理的指导、监督、检查、考核；严格把控电站建设和运维过程，对发现的安全问题及时安排各子公司整改。

3、 融资财务部：结合公司发展战略、制定筹融资规划；参与公司资本类融资活动，为公司快速发展获取资本支持；为公司投资并购业务设计融资方案并落实，提供公司业务开展的资金保障；为公司资产交易活动提供专业财务支持。建立和完善公司财务制度、进行财务筹划、对公司经营活动进行账务处理，并出具财务报表和财务分析报告、进行税务筹划并处理涉税事宜、制定和管理公司财务预算。管理公司银行账户和收付款业务。

4、 审计稽核部：负责拟定公司审计工作计划，完成公司下达的审计工作项目；负责拟制公司内部审计制度、办法、规程和标准，运用审计手段保证公司各部门、各子公司规范运作；负责对公司及子公司的财务收支、年度报表等进行审计，监督、检查内部控制制度的执行情况。

5、 人力行政部：确定各部门岗位设置及人员编制以及薪酬体系建设；负责招聘、考勤、社保等日常人力工作；负责各部门及员工绩效考核管理工作；为公司提供综合事务管理的支持；安排公司日常活动、组织公司公关活动；文书档案、会议组织、印章等管理。

6、 运营管理部：安排各子公司对自有或受托管理电站的工程进行维修；负责对各子公司进行信息化运营管理。

（二）发行人法人治理结构情况

发行人根据《中华人民共和国公司法》、《关于外商投资举办投资性公司的规定》、《中外合资企业法》等法律法规及有关规章及《公司章程》的要求，规范运作，建立了较完善的法人治理结构。

1、董事会

董事会是公司的最高权力机构，决定公司的一切重大事宜。董事会由3名董事组成，其中联合光伏（深圳）委派1名；New Light Technology Limited委派2名。董事任期三年，经委派方委派可以连任。董事会设董事长1人，董事长由New Light Technology Limited委派，董事会设副董事长一人，由联合光伏（深圳）委派，合营双方在委派和更换董事人选时，须书面通知董事会。

董事会对出资人负责，行使下列职权：

（1）制定和修改组织机构表和人事计划；

（2）任免总经理、副总经理和其他等高级管理人员，并决定他们的权利、义务和薪酬；

（3）制定企业的经营方针、发展规划、生产经营方案和筹建（基建）实施计划，审批总经理或管理部门提出的重要报告；

（4）修订企业章程；

（5）审查经营状况，批准年度财务预算和决算（包括资产负债表和损益计算书等）；

（6）决定公司借款、发行债券、对外提供担保；

（7）决定企业发展基金、储备基金、职工奖励及福利基金的提留方案；

（8）决定年度利润分配方案和亏损弥补办法；

（9）通过企业的劳动合同及各项重要规章制度；

（10）决定企业合并、分立、注册资本增减、股权转让、延期、中止和解散；

（11）负责企业中止或期满的清算工作；

（12）其它应由董事会决定的重大事宜。

2、监事

公司不设监事会。设1名监事，由联合光伏（深圳）委派。董事及高级管理人员不得兼任监事。监事主要行使下列职权：

（1）检查公司财务；

（2）对董事和高级管理人员执行公司职务的行为进行监督，对违反法律、行政法规、《公司章程》或者董事会决议的董事、高级管理人员提出罢免建议；

（3）当董事、高级管理人员的行为损害公司的利益时，要求公司、高级管理人员予以纠正；

（4）提议召开临时董事会议，列席董事会并提出议案、质询和建议；

（5）对违反《公司法》规定的董事、高级管理人员提起诉讼；

（6）对公司经营情况进行调查。

3、管理部门

公司设立经营管理部门，具体机构设置由董事会议决定。设总经理一名，由董事会聘请。设财务总监一名，由董事会聘请。总经理对董事会负责，组织实施董事会的各项决定，负责组织公司的生产经营管理工作。总经理任期为3年，经董事会聘请，可以连任。

七、发行人主营业务概况

（一）发行人主营业务现状

发行人致力于光伏绿色新能源项目的投资、建设与经营，以市场为基础，以资本为依托，以技术为先导，以管理为核心，通过光伏电站收购，并辅以自建方式实现装机规模的快速增长。公司主要从事光伏发电业务、太阳能电池组件及光伏咨询、运维服务业务，光伏发电是利润的最主要来源。

表4-9 发行人2014年-2016年度及2017年1-6月主营业务收入构成情况

单位：人民币万元、%

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表4-10 发行人2014年-2016年度及2017年1-6月主营业务成本构成情况

单位：人民币万元、%

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表4-11 发行人2014年-2016年度及2017年1-6月主营业务毛利润构成情况

单位：人民币万元、%

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表4-12 发行人2014年-2016年度及2017年1-6月主营业务毛利率

单位：%

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最近三年及一期，发行人主营业务收入分别为37,723.93万元、87,008.57万元、131,616.09万元和68,459.52万元，总体呈上升趋势，其中光伏发电业务的占比分别为100.00%、67.75%、57.14%和65.84%。发行人主营业务收入增长的主要原因是光伏发电业务以及太阳能电池组件业务收入的增加。光伏发电业务收入增加主要是由于发行人近三年光伏发电装机容量迅速增加产生相应的收入。太阳能电池组件业务收入主要产生于控制拟收购电站质量标准的需要，对拟并购电站进行太阳能电池组件销售。

最近三年及一期，发行人主营业务成本分别为17,053.00万元、52,423.75万元、80,803.76万元和40,859.24万元，总体呈上升趋势，其中光伏发电业务的占比分别为100.00%、47.11%、36.37%和43.01%。发行人主营业务成本主要来源于光伏发电业务及太阳能电池组件业务。其中，光伏发电的成本主要由固定资产的折旧费与运维费构成，太阳能电池组件业务的成本主要是太阳能电池组件的采购成本，与发行人主营业务收入增加相匹配。

最近三年及一期，发行人综合毛利率分别为54.80%、39.75%、38.61%和40.32%，其中光伏发电业务的毛利率分别为54.80%、58.11%、60.93%和61.01%。2015年度，受到太阳能电池组件业务的影响，综合毛利率有所降低。发行人本身并不生产太阳能电池组件，出于提前锁定优质项目的考虑，发行人采取委托代理购买模式从供应商处采购组件并销售给EPC方，待项目建设完毕后移交发行人持有，并非发行人的主要盈利来源。

1、光伏发电业务

光伏发电业务是发行人的核心业务板块，目前已投运的发电资产绝大多数为地面式光伏发电电站，分布区域主要集中于甘肃、青海、新疆、内蒙古、湖北和山西等地。发行人主要通过收购，并辅以自建方式实现装机规模的快速增长。收购标的标准为“三个标准”：已经并网发电项目，电站年内含报酬率不低于9%，且由出让方提供电量保证。截至2017年6月末，公司可控装机容量为960MW。

（1）业务模式

1）业务流程

图4-3 发行人光伏电站收购流程示意图

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A．电站立项备案

发行人以质量和效益最大化为原则，统筹调配资源，加强储备项目全方位沟通与管理，发行人构建了包括自建、收购方式在内的完善的电站立项备案决策管理机制，通过流程化操作，强化精细化管理，确保所收购电站各项指标符合“三个标准”。

立项备案决策管理机制分为立项审核阶段及项目备案阶段。

a）立项阶段

立项阶段主要由投资发展部经办。投资发展部组织子公司项目人员组建项目开发团队，项目开发人员选定拟投资项目并收集相关资料，填写电站前期信息评估表，项目开发团队负责人确认土地和电网接入系统信息，并编制开发项目立项报告，提交投资发展部，投资发展部牵头公司职能部门，对项目开发团队所提交的材料进行会审。会审后，项目若有重大风险，将反馈信息给项目开发团队，建议终止；若有修改意见，将反馈修改意见给项目开发团队。会审通过后，立项报告将提请项目并购委员会进行审核。若项目并购委员会认为还需要补充修改完善，则反馈信息给投资发展部，由其沟通项目开发团队完善；若项目并购委员会认为项目存在重大风险，则反馈信息给项目开发团队终止该项目。项目并购委员会批准该项目，则该项目通过立项。

b）备案阶段

项目并购委员会立项审批后，进入备案阶段。

项目开发人员委托第三方外部单位进行可行性报告和接入系统可行性报告的编写工作并提交投资发展部审核，待可研报告通过后，提交项目并购委员会审核并进一步补充修改完善。若通过项目并购委员会审批，该项目通过。否则，项目终止。如为拟自建公司或从EPC方收购公司，由项目开发团队负责人牵头注册公司，并进行备案相关工作。项目开发人员协调办理项目公司名称预核准，牵头签订委托开发协议，项目公司名称预核准及拟签署的委托开发协议文件等须经法务审核。后续由项目开发人员跟进相应证件的办理，如有需要，转交安全生产部跟进工程建设事宜。

B．项目建设及交接

对于已达到发行人要求的“三个标准”的已并网电站项目，发行人通过签订收购合同直接收购。对于预收购的项目，发行人会与出让方签订预收购协议，约定当目标项目满足既定要求时完成所约定收购事项。对于拟自建项目，发行人则会将拟建项目通过招标形式出让给EPC方完成。

对于部分预收购项目及拟建项目，发行人会通过向出让方或EPC方销售光伏组件来提前介入项目，保障项目质量。发行人所销售组件均来自供应商，发行人会与供应商针对具体项目需求，签订符合相关标准的组件采购协议及技术协议，明确组件采购流程的同时，对组件及其功能、结构、材料等方面技术提出要求。详细情况请参见本节“七、发行人主营业务概况”之“（一）发行人主营业务现状”之“2、太阳能电池组件业务”部分有关内容。

C．运营维护及技术支持

a）运营维护

为确保电站运营安全，提高电站运营效率，遏制安全事故发生，保护作业人员人生安全，发行人制定了包括安全标志管理、电站设备管理以及巡回检查管理在内的电站运营体系。

安全标志管理：发行人依据国家标准《电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》等文件制定了光伏电站安全标志管理办法，安全标志由安全色、几何图形和图形、符号构成，具体分为禁止标志、警告标志、指令标志、提示标志和其它标志五大类型，对每种类型的安全标志作出了详细说明。

电站设备管理：规定子公司总经理为区域公司设备管理的第一责任人，领导区域公司设备管理工作；安全生产部为各区域公司设备管理的组织、管理、实施部门，负责所属光伏电站设备管理的指导、监督、检查、考核；光伏电站站长负责本光伏电站设备管理、考核工作。

巡回检查管理：明确规定运行人员设备巡回检查时间、频次与项目等，并应根据现场情况制定、标示设备巡视路线，在各重点设备最佳巡视处建立显著的重点巡视标记，巡视人员必须沿设备巡视路线进行并在该标记处停留观察，设备巡回检查工作由运营管理部进行检查考核。

b）技术支持

招商新能源与华为共同开发的“全球光伏电站智能营维云中心（以下简称“营维云中心”）”已投入使用，可供发行人使用。发行人借助互联网手段达到全球电站智能化监控、运营、管理的目的。营维云中心采用云技术，大数据和4G无线网络技术，保证系统的开放性、海量数据的接入、存储和高速运算，数据分析及处理。该技术实施了电站设备层、电站管理层与营维云中心的无线高速数据通讯，并通过移动终端实现移动智能运维。该技术为发行人的运营管理提供技术支撑。

营维云中心以地区区域划片，通过集中建立一个区域性维护操作队伍提高人员利用率，降低人员投资。电站现场区域无需光纤和通讯电缆，通过4G无线网络将5公里内的逆变器、箱变、汇流箱等设备通讯连接起来。现场通过无线网络，将手持终端和营维系统联动，营维系统将故障告警生成工作票派发到移动终端上，电站现场的运维团队能够及时接受工单，处理缺陷；对于现场的疑难故障，营维云中心专家通过移动终端与各子公司运维人员进行实时沟通，帮助现场人员分析故障原因，指导故障处理。

2）预收购先决条件

针对预收购项目，发行人会对目标项目建设手续情况及标的公司资产、负债、重大合同、诉讼等事项进行初步及全面尽职调查，确认无误后签订预收购协议，按协议价格进行转让。相关股权收购需满足主体资格、工程质量、收益保证等方面的先决条件。

A、主体资格

a）标的公司为依法设立并有效存续的公司，具有正常合法经营所需的全部有效的政府批文、证件和相关许可，且注册资本均已缴足；

b）标的公司包括股权质押在内的第三方担保措施（如有）已经解除；

c）标的公司是目标项目前期筹建、投资、建设和运营的唯一法律实体，目标项目所形成资产的所有权和一切权益归属于标的公司所有；

d）目标项目已取得：有关备案及当年度建设指标及（或）补贴指标文件；获得接入系统批复；合法合规且满足项目建设及运营需要的用地手续及权属文件；

e）目标项目全部建成并网投产；

f）目标项目已满足金融机构提供融资的条件。

B、工程质量

a）标的公司EPC承包人对目标项目的设计、设备、工程建设、安装、调试、运行及工程质量进行品质保证并获发行人书面确认，目标项目EPC总包合同须经发行人书面确认或者签署包含发行人书面认可的EPC补充协议；

b）标的公司EPC承包人及（或）出让方以发行人认可的方式对目标项目系统发电效率及上网结算电量进行担保并签妥《上网结算电量担保协议》；

c）目标项目主要设备采购、电站设计方案及相关合同的签署应获得发行人书面认可；

d）项目所需逆变器及集控智能系统需采用发行人规定产品，有关设备供应商应满足发行人供应商白名单要求。

C、收益保证

标的公司及目标项目具体收购价格在考虑当地的光照可利用小时数、项目土地成本及税费、上网电价、限电率、运维费用等数据的基础上，以发行人划定的电站内含报酬率为前提。具体收购价格以经双方另行确认的项目收购财务模型为准。上述收购价格的测算前提为：目标项目在约定时点前实现满负荷并网发电，并获得有关部门批复的的上网结算电价。

（2）已并网电站

截至2017年6月末，公司投资的共计18座并网电站中，纳入合并范围的电站共16座，主要集中在青海、新疆及内蒙古，其中青海合计4座，新疆合计3座，内蒙古合计3座，其他地区6座。公司可控装机容量为960MW，权益装机容量为975.03MW。大同新能源和大同熊猫整体电站项目为发行人自建电站，其余均为发行人收购电站。

表4-13 截至2017年6月末发行人投资的并网电站情况

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注：1、权益装机容量为发行人对控股及参股电站的持股比例乘以并网装机容量；

2、截至本募集说明书摘要签署日，河北唐山20MW中17.29MW已获得电价批复并网，余下2.71MW尚未并网。

（3）电站运营情况

表4-14 发行人电站运营情况统计

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注：1、因并购电站的时点不同，发电机组利用小时数是根据持有电站时间对电站装机量加权计算所得；

2、上网电量包含并购基准日和实际并购日间的电量；

3、度电成本主要包括电站折旧费用及运维费用，其中电站折旧费用按25年寿命采用直线法计提。

发行人自2013年开始持有并运营光伏电站。2014年以来，随着光伏电站收购的加速，发行人的发电规模也得到了巨大提升，最近三年及一期，发行人分别实现总上网电量5.10亿千瓦时、8.20亿千瓦时、9.15亿千瓦时和5.60亿千瓦时，光伏发电业务成为发行人盈利的主要来源。

发行人已并网发电的光伏电站主要分布在青海、内蒙古及新疆地区。截至2017年6月末，青海地区实现累计上网电量9.97亿千瓦时，内蒙古地区实现累计上网电量8.29亿千瓦时，新疆地区实现累计上网电量2.24亿千瓦时。

表4-15 近三年一期发行人上网电量明细表

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注：1、含税上网电价根据地方发改委有关电价批复文件确定，时效通常为20年。

2、内蒙古科左中旗60MW、内蒙古商都县生态牧业二期50MW、内蒙古察右前旗二期30MW这三座电站于2015年10月后开始持有，于2016年1月出让，持有期间被计入可供出售金融资产，未进入发行人并表电站范围。

3、新疆吐鲁番一期20MW和新疆吐鲁番二期20MW自2017年2月起不再纳入发行人合并范围。

4、发行人于2017年8月8日收购神池县艾科光电有限责任公司和山西艾特科创风电有限责任公司的22%股权，于8月30日收购贵港市绿色方舟新能源有限公司的100%股权。由于尚未在报告期内，以上公司旗下电站产生的发电量尚未统计入表5-15。

5、截至2017年3月末，发行人持有西藏中自新能源技术有限公司50%股权。发行人于2017年5月4日与北京中腾物联科技发展有限公司签订协议，作价10,803.29万元收购西藏中自新能源技术有限公司剩余50%股权。截至本募集说明书摘要签署日，发行人增持西藏中自新能源技术有限公司股权至100%，为发行人全资子公司，旗下宁夏中自200MW电站持股比例上升至100%。

我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则相反。近年来，西部部分地区电力需求不足、电力市场狭小，新能源消纳困难，加之开发布局不合理、配套电网建设不同步、跨区外送电力通道堵塞等不利因素弃光问题较为严重。截至2017年6月末，发行人位于新疆及甘肃地区的电站存在“弃光”现象。经发行人统计，2016年弃光率为7.23%，2017年1-6月弃光率为0.51%。

表4-16 报告期内发行人弃光率统计

单位：万千瓦时，%

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表4-17 2016年以来发行人弃光率统计

单位：万千瓦时，%

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注：1、弃光率出现负数是由于当期当地用电需求增加，发行人出现超额发电的情况。

最近三年及一期，发行人平均弃光率分别为20.84%、5.12%、7.23%及0.51%，呈逐年下降的趋势。2016年1-3月、2016年1-6月和2016年1-9月，弃光率分别为18.18%、6.84%和3.88%，2016年以来弃光率逐渐下降。

从现有电站分布来看，最近三年及一期，发行人出现“弃光”现象的光伏电站装机总量占发行人总装机容量分别为69.77%、25.29%、27.40%和16.67%，占比逐年下降，其主要为发行人自2015年开始不断优化项目布局，将项目开发重点逐步转向电网接入条件好、无限电或弱限电的第二类、第三类资源区所致。发行人收购的湖北随州100MW项目，位于第三类资源区，发行人自建的山西大同100MW项目，位于第二类资源区。弃光问题对发行人上网电量的影响不断弱化。近两年来，除新疆、甘肃地区外，发行人其他地区电站均为“满发”或者“超发”。“满发”即是指电站发电量刚好达到计划产能，“超发”即是指电站发电量超出计划产能。因发行人上述的电站的布局优化，“满发”或者“超发”的电站装机容量占比逐年提升，所以整体弃光率不断下降。

发行人新疆、甘肃地区弃光率较高，针对该现象，发行人存在以下应对措施：

1、发行人子公司中利腾晖（嘉峪关）光伏发电有限公司已与中国铝业股份有限公司兰州分公司签订《新能源替代发电交易合同》，约定中国铝业股份有限公司兰州分公司让渡其拥有的自备电厂部分发电权，经甘肃电网调度指挥，由嘉峪关100MW电站替代其进行发电，从而改善电力运行、促进清洁能源持续健康发展。该协议的签订有助于减少发行人的弃光现象，进一步提升发电状况。

2、开拓大客户直供电业务：大客户直供电是在新疆和甘肃地区积极开展的光伏电力消纳措施，是指在国家允许开展自主售电的区域，发行人依托招商局集团及关联企业在各地的用电需求企业，开展的自主售电业务。该区域电站的电能产出直接输送到用电需求端，解决了电力消纳的问题。

3、积极申请自备电厂替换：自备电厂替换是由新疆地区政府组织，目前正在积极探索的一种解决新能源电量消纳的业务模式。新疆地区有一批高耗能企业曾因享受地方政策优惠，自建自备电厂，向该企业直接供电。目前新疆地区政府规定自备电厂的供电必须配给一定比例的新能源电厂，具体配给方案由政府撮合，新能源电厂和自备电厂公开申报、自主交易。该方案目前解决了新疆地区60%以上的新能源电力消纳。发行人正在积极申请自备电厂替换业务。

另外，国家目前正大力发展特高压输电线路，2018年，新疆地区将有一至两条经兰州输网中部地区的高压输电线路建成，对当地的输出线路拥挤情况产生较大的改善。

（4）光伏发电销售情况

发行人光伏发电的主要销售对象为光伏电站所处地区的电力公司。近三年一期，发行人客户主要为国网青海省电力公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、国网湖北省电力公司、国网甘肃省电力公司、国网新疆电力哈密供电公司和国网新疆电力吐鲁番供电公司，主要集中在一类资源区。

2014年度，发行人前三大客户占销售额的比例为100%。2015-2016年及2017年1-6月，发行人前五大客户占总销售额的比例分别为95.42%、89.37%和88.47%，客户集中度较高，具体明细如下：

表4-18 2017年1-6月光伏发电业务前五大客户明细

单位：人民币万元

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表4-19 2016年光伏发电业务前五大客户明细

单位：人民币万元

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表4-20 2015年光伏发电业务前五大客户明细

单位：人民币万元

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表4-21 2014年光伏发电业务客户明细

单位：人民币万元

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2、太阳能电池组件业务

（1）板块描述

发行人电站规模的扩张以并购为主。为了提前锁定优质项目，并保障项目建设质量及收购的顺利进行，2015年以来，发行人对部分拟并购的在建电站项目以及自建项目所需光伏组件进行代理采购。发行人实行以销定购的模式，根据接单情况向上游供应商下达订单，未有商品备货。组件贸易业务为委托代理购买模式，经营模式简单，整体获利空间有限。光伏组件业务贸易主要依据所签订协议进行，组件采购端分为采购协议和技术协议，组件销售端则为销售协议。

光伏采购作为光伏组件周转的核心，发行人构建了从采购计划申请、采购方式、供应商选择到采购合同签订的光伏组件采购管理办法，加强和规范采购工作管理，提高采购工作效率和质量，降低采购成本，保障光伏组件采购质量。光伏组件采购管理办法规定采购项目均须纳入计划管理，通过招标方式进行采购；应选择具有品质优良、交期准确、价格合理、服务优良等条件的供应商；合同中涉及到验收标准的，由采购需求子公司提供。

（2）有关协议主要条款

A．采购及销售协议主要条款概述

合同标的：约定收购产品品名、型号、规格、容量、价格等具体指标，约定采购总金额；

付款方式：采用现金或非现金形式支付，并开具相关发票；

包装运输：按照出厂标准包装方式进行包装，并运送至指定地点交付给指定验货人；

交付验收：指定地点交付验收，如出现数量短缺或包装破损，通知卖方进行补货或者免费更换；

保修维修：约定产品保修期（一般为自组件投运验收合格之日起10年），同时提供售后维修服务。

B．技术协议主要条款概述

供货范围：组件供应商应提供太阳电池组件和包括组件安装、调试必备的专用工具在内的必要的附件；

材料及制造工艺：用于制造单晶硅太阳电池组件的所有材料应根据使用条件考虑强度、刚度、弹性变形、耐用性和其他化学、物理性能，选用最适用的、新的、优质的、无损伤和无缺陷材料；

材料验收：组件供应商按规定对单晶硅太阳电池组件在工厂进行试验；并在安装现场进行组件的数量、规格和尺寸进行检查和验收；

现场服务：组件供应商派遣有能力有经验的技术人员到现场进行安装，并参加设备开箱和交接验收；

故障的调查及处理：质保期内，如果发现组件在运行中发生任何故障，组件供应商应到现场进行调查研究，找出故障原因。

（3）主要采购及销售情况

发行人光伏组件业务供应商及客户集中度较高。2015-2016年及2017年1-6月，光伏组件业务供应商家数分别为4家、2家和2家，下游客户分别为3家、2家和2家，具体采购及销售明细如下：

表4-22 2017年1-6月发行人太阳能电池组件供应商及采购金额

单位：人民币万元

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表4-23 2017年1-6月发行人太阳能电池组件客户及销售金额

单位：人民币万元

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表4-24 2016年度发行人太阳能电池组件供应商及采购金额

单位：人民币万元

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表4-25 2016年度发行人太阳能电池组件客户及销售金额

单位：人民币万元

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表4-26 2015年度发行人太阳能电池组件供应商及采购金额

单位：人民币万元

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表4-27 2015年度发行人太阳能电池组件客户及销售金额

单位：人民币万元

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3、光伏咨询、运维服务业务

自2015年以来，发行人提供光伏咨询、运维服务业务。作为专注于光伏电站持有运营的投资主体，发行人光伏电站业务规模较大，在该领域具有丰富的专业知识及经验，可为电站建设项目方提供关于光伏电站建设及运营方面的技术咨询服务，收费依据市场定价。发行人光伏咨询、运维服务业务的客户集中度较高，具体明细如下：

表4-28 2017年1-6月发行人光伏咨询、运维服务收入明细

单位：人民币万元

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表4-29 2016年度发行人光伏咨询、运维服务收入明细

单位：人民币万元

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表4-30 2015年度发行人光伏咨询、运维服务收入明细

单位：人民币万元

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（二）发行人主要盈利模式

发行人主要业务利润来源以光伏发电为主，通过在国内太阳能资源丰富的地区收购光伏发电站，利用光伏发电系统产生电能，再输入电网，从各地电网公司获取收入。

光伏发电收入分为脱硫发电收入和国家补贴两个部分。脱硫发电收入为电站所在地脱硫燃煤组标杆电价，乘以电站累计发电量计算；国家补贴则按相关规定，由国家可再生能源附加支付，发行人的电站一旦纳入补贴名录后，电网公司会从电站发电之日起开始对电站的补贴进行分批发放，

1、光伏发电价格形成

2011年国家发改委下发《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，对光伏发电上网电价进行了规定：2011年7月1日以前核准扶持、2011年12月31日建成投产的光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元；2011年7月1日及往后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍履行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省上网电价均按每千瓦时1元履行。

2013年国家发改委下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》对光伏发电上网电价和电价附加补助进行了规定：根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.90元、0.95元、1.00元的电价标准。对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元。

2015年12月22日国家发改委出台了《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号），对光伏发电上网电价进行了规定。规定中指出第一类资源区的光伏电站标杆上网电价为0.80元/千瓦时（含税），第二类资源区的光伏电站标杆上网电价为0.88元/千瓦时（含税）和第三类资源区的光伏电站标杆上网电价为0.98元/千瓦时（含税），较之前光伏电站标杆上网电价分别下降了0.10元/千瓦时，0.07元/千瓦时和0.02元/千瓦时。发改价格[2015]3044号文进一步明确上述电价调整适用范围：第一，2016年1月1日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目，执行2016年光伏发电上网标杆电价；2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日以前仍未全部投运的，执行2016年上网标杆电价；第二，西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定。

2016年12月26日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，将根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价。其中，第一类资源区的光伏电站标杆上网电价降至0.65元/千瓦时（含税），第二类资源区的光伏电站标杆上网电价降至0.75元/千瓦时（含税），第三类资源区的光伏电站标杆上网电价降至0.85元/千瓦时（含税），较之前光伏电站标杆上网电价分别下降了0.15元/千瓦时，0.13元/千瓦时和0.13元/千瓦时。2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目，执行2017年光伏发电标杆上网电价。2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目，但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2017年标杆上网电价。西藏自治区光伏电站标杆电价为1.05元/千瓦时。光伏发电标杆上网电价暂定每年调整一次。

表4-31 全国光伏发电标杆上网电价表

单位：元/千瓦时

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注：1、2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目，执行2017年光伏发电标杆上网电价。2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目，但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2017年标杆上网电价。2、西藏光伏电站标杆电价另行制定

2、光伏发电收入的确认

光伏电力收入确认需要满足以下条件：光伏电站按合同约定发电，并将电力通过并网逆变器变压并网，每月在合同约定的时点经电网公司抄表，发行人以抄表电量确认电力收入。

3、光伏发电补贴

财政部、国家发改委、国家能源局于2012年3月14日发布的《关于印发〈可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法〉的通知》第十三条“省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费”的规定，为发电企业获得国家补贴提供了政策依据。发行人的电站一旦纳入补贴名录后，电网公司会从电站发电之日起开始对电站的补贴进行分批结算，之后每月发放补贴。截至2017年6月末，公司有1个100MW规模的电站项目已经进入第五批补助目录，已正常收到补贴款项；10个项目共计450MW的电站已经进入第六批补助目录，补贴款项分地区按批次逐步发放，部分地区已正常收取补贴款项；余下项目待纳入国家第七批补助目录。截至2017年6月末，发行人未经审计的应收未收补贴为132,044.73万元，具体明细如下：

表4-32 发行人光伏发电应收补贴明细

单位：人民币万元

■

因国家补贴组织申报时间不固定，申报并纳入补助目录后将之前拖欠的补贴分批发放，之后按月发放。2015年2月之前并网，未申报过的电站均可申报第六批补助目录，相关批复时间约3个月，第六批补助目录已于2016年9月23日公示，发行人10个项目共计450MW的电站已经进入第六批补助目录，补贴款项分地区按批次逐步发放，部分地区已收取补贴款项。具体收取补贴情况如下：

表4-33 发行人光伏发电应收国家补贴明细

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光伏发电项目被纳入补助目录后，即可根据当地电网公司结算单，分批结算发电补贴，具体发放时间视财政部补贴资金到位时间及电量核算进度而定。每月依据收到补贴款对应的银行回单入账。根据《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，国家补贴的标杆电价一经确认，20年不变，国家补贴为确定的标杆电价与当地脱硫电价之差额，脱硫电价在报告期内未发生变化，因此报告期内补贴标准未发生变化。

发行人旗下电站所在区域实行省级补贴的为随州100MW和唐山20MW，所属项目公司分别为湖北晶泰光伏电力有限公司和唐山太阳能发电有限公司。湖北随州100MW于2015年5月并网发电，并于2016年9月纳入第六批国补名录。根据湖北省能源局《关于公布新能源电价补贴项目目录(第一批)的通知》（鄂能源新能〔2015〕74号），该项目被纳入湖北省第一批省补目录（原公司名称为“湖北晶星科技股份有限公司”）。根据湖北省物价局《关于对新能源发电项目实行电价补贴有关问题的通知》（鄂价环资〔2015〕90号），光伏电站项目每千瓦时补贴0.1元，补贴时间暂定5年，5年后视情况再行确定补贴政策。截至2017年6月末，该项目已收取由国家电网湖北省电力公司发放的省级补贴864.36万元，后续补贴将陆续分月发放。报告期内省补标准未发生变动。

唐山20MW项目于2016年12月并网发电，待纳入第七批国补名录。根据河北省物价局《关于中电投涞源祁家裕（二期10 兆瓦）等光伏项目上网电价的批复》（冀价管〔2017〕80 号），省电网公司将按燃煤机组标杆电价加0.10 元省内补贴对该项目全部电量进行结算，并随燃煤机组标杆上网电价的调整相应调整，省内补贴自并网发电之日起执行三年。截至2017年6月末，唐山公司已收到国家电网冀北电力有限公司结算的之前月份省补共计108.26万元，后续补贴将陆续分月发放。报告期内省补标准未发生变动。具体省级补贴发放情况如下：

表4-34 发行人光伏发电应收省级补贴明细

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最近三年及一期，发行人分别取得光伏电价补贴款8,126.47万元、5,096.19万元、45,889.00万元和20,787.35 万元。发行人各地区应收电价补贴款及实收电价补贴款如下所示：

表4-35 最近三年及一期发行人各地区应收及累计实收电价补贴款明细表

单位：人民币万元

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注：

1. 上述应收电站补贴款包括实收电价补贴款及应收未收电价补贴款。

2. 因吐鲁番中利腾晖光伏发电有限公司于2017年2月转出，不再纳入发行人合并范围，上表新疆地区2017年累计实收补贴款中吐鲁番电站只统计到2017年1月，应收补贴款自2017年2月起不再计算。

2015-2016年度及2017年1-6月，发行人电价补贴款占主营业务收入的比例分别为49.95%、41.50%及49.19%。发行人各年度电价补贴款收入确认金额及在营业收入中占比情况如下所示：

表4-36 各年度电价补贴款收入确认金额及在营业收入中占比情况

单位：人民币万元、%

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截至2017年6月末，发行人已收到纳入第五批、第六批国补名录的电站补贴分别为19,972.99万元和56,926.02万元，剩余资金正在分批结算。截至2017年6月末，发行人已收、未收纳入第五批、第六批的电站补贴金额情况如下所示：

表4-37 截至2017年6月末，发行人已收、未收纳入第五批、第六批的电站补贴金额

单位：人民币万元

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之前年度的补贴不及时到位主要是由于国家的补贴名录编制工作的周期造成的。由于电网公司需先根据发电企业提供的电网结算单开具补贴电费发票，统计结算金额，再根据补贴金额上报国家可再生能源基金进行资金划拨，故之前年度的补贴资金到位需要一定时间。发行人依据以往纳入国补名录的电站的补贴发放经验判断，预计2017年底之前，2016年及之前年度的补贴会陆续到位。发行人旗下电站嘉峪关100MW于2014年9月纳入了第五批国补名录，截至2014年8月末，嘉峪关100MW应收国补金额为6,796.24万元，其中，2013年度应收国家补贴1,725.02万元，2014年1-8月应收国家补贴为5,071.22万元。嘉峪关100MW于2014年9月纳入第五批国补名录后，2014年11月收到合计国家补贴6,172.00万元，剩余之前年度国家补贴于2015年5月收到，前后历时9个月。自2014年12月起，嘉峪关100MW能够收到纳入国补名录以后每个月的国家补贴。截至2017年6月末，发行人控股电站除了托克托40MW、大同100MW、唐山20MW、宁夏200MW、大同熊猫50MW以外其余电站于2016年9月纳入第六批国补名录，根据第五批纳入国补名录的电站收取补贴经验，发行人预计在2017年9月前能够全部收到第六批国补名录之前年度的补贴金额。待应收电价补贴款到账后，发行人应收账款将有所减少，经营活动现金流流入有所提高，为发行人日常经营和业务发展提供有力的资金支持，大幅提高发行人的盈利能力及偿债能力。

国家发改委发布了《上网电价调整通知》，将根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价。其中，第一类资源区的光伏电站标杆上网电价降至0.65元/千瓦时（含税），第二类资源区的光伏电站标杆上网电价降至0.75元/千瓦时（含税），第三类资源区的光伏电站标杆上网电价降至0.85元/千瓦时（含税），较之前光伏电站标杆上网电价分别下降了0.15元/千瓦时，0.13元/千瓦时和0.13元/千瓦时。2017年1月1日以后纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目，执行2017年光伏发电标杆上网电价。2017年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目，但于2017年6月30日以前仍未投运的，执行2017年标杆上网电价。西藏自治区光伏电站标杆电价为1.05元/千瓦时。光伏发电标杆上网电价暂定每年调整一次。

表4-38 《上网电价调整通知》前后全国标杆上网电价

单位：元/千瓦时

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近年来，国家发改委历次对可再生能源电价进行调整。电价调整是针对新建项目，对发行人的存量电站电价不构成影响。国家发改委于2016年12月26日发布的《调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》高于征求意见稿中价格。长期来看，光伏标杆上网电价补贴下调是实现平价上网的必然途径，从国家发改委此次意见中光伏上网电价降幅收窄中可以看出，国家支持光伏行业发展的态度没有改变。截至2017年6月末，发行人现有控股的16座电站、参股的2座电站均已投入运营，根据2013年8月26日出台的《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》：光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。加之发行人的控股电站，除托克托40MW、大同100MW、唐山20MW、宁夏200MW、大同熊猫50MW以外，已全部纳入第五批、第六批国补名录。补贴的持续性和稳定性得到一定程度的保障。发行人列入第五批国补名录的电站处于正常发放。截至2017年6月末，发行人已收到于2016年9月纳入第六批国补名录的电站补贴合计56,926.02万元，剩余资金正在分批结算，预计2017年底之前，纳入第六批国补名录的电站于2016年及之前年度的补贴会陆续到位。未来新建电站会根据并网时间参照国家发改委调整的可再生能源电价。但如果未来国家支持光伏行业的相关政策弱化，光伏发电的收入将可能减少，进而可能会对净利润产生不利影响。

光伏电站总成本主要由地面光伏电站初始投资成本构成，土地费用等费用支出及运行维护成本占比较小。光伏电站初始投资成本包括光伏组件、并网逆变器、配电设备及电缆、电站建设安装等成本，其中光伏组件投资成本占初始投资的50%-60%。因此，光伏组件价格下降有效降低光伏电站总成本。“十二五”期间，由于光伏发电装机快速增加产生的规模化效应和光伏发电产业链的逐渐完善，光伏组件成本不断下降。截至2017年3月末，单晶硅组件平均出厂价格2.95元/瓦，较2011年9月末8.70元/瓦的价格下降了66.09%；多晶硅平均出厂价格2.76元/瓦，较2011年9月末8.13元/瓦的价格下降了66.05%。未来，随着光伏组件成本的不断下降，发行人拟收购电站的投资成本亦会不断下降。同时，电站内含报酬率不低于9%的收购标准之一也保障了发行人在光伏发电业务方面的盈利水平。

随着光伏组件成本的下降，发行人拟收购电站的投资成本也会进一步下降，加之内含报酬率不低于9%的收购电站标准，不会对发行人拟收购电站的盈利及本次债券的偿债产生较大不利的影响。但从长远来看，光伏补贴的逐步下降，将进一步促进光伏行业提高发电效率，降低发电成本，优质光伏电站资源的竞争可能进一步加剧，可能对发行人的未来的经营产生一定影响。

（三）发行人主要结算模式

1、电费结算

上网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算，以计量点计费电能表月末倒数第二天北京时间0:00时抄见电量为依据。正常情况下，以主表计量的电量数据作为结算依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障之时代替主表。各家电厂经过与电力公司核对，根据确认的《电量结算单》开具增值税发票，并在每月中旬送达电力公司，电力公司据此支付电厂电费。

2、组件采购及销售结算

光伏组件销售主要是为了提前锁定优质项目，保障项目建设质量，并不是发行人的主要利润来源。结算一般采取现金结算，依据签订的采购或销售合同的金额进行对价支付，结算周期一般不会超过6个月。

3、咨询、运维服务业务费用结算

发行人为电站建设项目方提供光伏电站并购的技术指导，咨询、运维服务业务时间一般不会超过12个月，结算一般采用现金结算，依据签订的咨询、运维服务合同的金额进行对价支付。

（四）发行人相关业务许可证

截至2017年6月末，发行人已获得的相关业务许可证具体内容如下表所示。

表4-39 发行人所获业务许可证明细

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八、发行人所在行业状况、发行人地位及竞争优势

（一）行业状况概述

1、电力行业概况

电力是国民经济的支柱产业，近几年随着我国经济的发展，电力需求保持增长。2014年，全社会用电量55,233亿千瓦时，同比增长3.8%。分产业看，第一产业用电量994亿千瓦时，同比下降0.2%；第二产业用电量40,650亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量6,660亿千瓦时，同比增长6.4%；城乡居民生活用电量6,928亿千瓦时，同比增长2.2%。2014年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为4,286小时，同比减少235小时。2015年，全社会用电量55,500亿千瓦时，同比增长0.5%。分产业看，第一产业用电量1,020亿千瓦时，同比增长2.5%；第二产业用电量40,046亿千瓦时，同比下降1.4%；第三产业用电量7,158亿千瓦时，同比增长7.5%；城乡居民生活用电量7,276亿千瓦时，同比增长5.0%。2015年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3,969小时，同比减少349小时。2016年，全社会用电量59,198亿千瓦时，同比增长5.0%。分产业看，第一产业用电量1,075亿千瓦时，同比增长5.3%；第二产业用电量42,108亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量7,961亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量8,054亿千瓦时，同比增长10.8%。2016年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3,785小时，同比减少203小时。2017年1-3月，全国全社会用电量为14,461亿千瓦时，同比上升6.9%。分产业看，第一产业用电量203亿千瓦时，同比增长10.1%；第二产业用电量9,998亿千瓦时，增长7.6%；第三产业用电量2,092亿千瓦时，增长7.8%；城乡居民生活用电量2,168亿千瓦时，增长2.8%。

我国发电机组利用小时数的周期性变化与宏观经济及电源投资建设的周期性变化密不可分。2014年，全国600MW及以上电厂发电设备平均利用小时数4,286小时，同比降低235小时。其中，水电设备平均利用小时3,653小时，同比增加293小时；火电设备平均利用小时4,706小时，同比降低314小时；核电7,489小时，同比降低385小时；风电1,905小时，同比降低120小时。2015年，全国600MW及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3,969小时，同比减少349小时。其中，水电设备平均利用小时为3,621小时，同比减少48小时；火电设备平均利用小时为4,329小时，同比减少410小时。2016年，全国600MW及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3,785小时，同比减少203小时。其中，水电设备平均利用小时为3,621小时，同比增加31小时；火电设备平均利用小时为4,165小时，同比减少199小时。2017年1-3月，全国发电设备累计平均利用小时为888小时，同比增加2小时。其中，水电设备平均利用小时为623小时，同比降低68小时；火电设备平均利用小时为1037小时，同比增加31小时。

在电源结构方面，以煤炭为主的能源结构决定了燃煤发电机组在我国电源结构中的主导地位，从2001年至今火电机组装机容量占电力装机总容量的占比一直保持约70%，仍居主导位置。

2、光伏行业概况

（1）发展光伏清洁能源的意义

太阳能是一种洁净可再生的一次能源。太阳能光伏发电是一种不消耗矿物质能源、不污染环境，建设周期短、建设规模灵活，具有良好的社会效益和经济效益的新能源项目。

我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75%，已成为我国大气污染的主要来源，大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。因此，大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。

根据《中国应对气候变化国家方案》和《可再生能源中长期发展规划》，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到2020年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的占比提高到15%。同时，我国政府已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，制定了减排目标，到2020年，单位GDP二氧化碳排放量较2005年降低40%-45%。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。

（2）我国太阳能资源及分布特点

随着传统化石能源资源的枯竭以及人类环保意识的提高，开发利用可再生能源、发展低碳经济已成为当今世界主题。太阳能具有“取之不尽、用之不竭”的资源属性，它是最具发展潜力的清洁能源和可再生能源。初步估计，全球太阳能潜在资源储量达到120,000TW，实际可利用资源高达600TW，将在未来能源结构中占据十分重要的地位。

我国幅员辽阔，气候多样，属于世界上太阳能资源丰富的国家之一，太阳能理论总储量为147×108GWh/年。但受地形、气候等因素的影响，太阳能资源分布并不平均。如青藏高原地区，平均海拔高度在4,000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长，太阳能资源非常丰富。而在纬度相似的四川盆地，由于雨雾天气较多，太阳能资源较为贫乏。

从全国范围看，我国太阳能资源分布带有鲜明的地域特点。太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°至25°一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心。西部地区的太阳年辐射总量高于东部地区。由于南方多数地区云雾雨多，除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部，太阳能随着纬度的增加而增长。

根据QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》，按照平面辐射总量的不同，将我国划分为四个区域：

表4-40 太阳能资源四大区域分类标准

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一类区域为我国太阳能资源最丰富的地区，年太阳辐射总量在6,300MJ/m2以上，相当于日辐射量4.8kWh/ m2。这些地区包括西藏、青海大部，新疆南缘，内蒙古、甘肃的西部。尤其以西藏最为丰富，日辐射量高达6.4kWh/ m2，居世界第二位，仅次于撒哈拉沙漠。

二类区域为我国太阳能资源很丰富的地区，年太阳辐射总量在5,040-6,300MJ/m2之间，相当于日辐射量3.8-4.8kWh/m2。这些地区包括新疆大部、内蒙古东部、华北北部、黄土高原、青海和甘肃东部、四川西部至横断山区以及海南岛的西部。

三类区域为我国太阳能资源丰富的地区，年太阳辐射总量在3,780-5,040MJ/ m2之间，相当于日辐射量2.9-3.8kWh/ m2，主要包括东北地区、华北南部、东南丘陵区和广东、广西、台湾等南方地区。

四类区域为我国太阳能资源一般地区，年太阳辐射总量在3,780MJ/ m2以下，相当于日辐射量不足2.9kWh/m2，主要集中在重庆、贵州和四川盆地一带。

从全国来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，全国大部分地区年太阳辐射总量高于5,000MJ/m2，日照小时数大于2,000小时，具有利用太阳能的良好条件。我国太阳能资源分布见下图。

图4-4 我国太阳能资源分布图

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（3）光伏发电市场发展概况

从利用方式看，太阳能利用主要包括热、电两种，太阳能发电分为光热发电和光伏发电，其中光伏发电是目前太阳能发电的主要方式。

光伏发电是利用半导体界面的光伏特效应将光能直接转变为电能的一种技术。太阳能光伏发电的最基本元件太阳能电池主要分为两大类：晶体硅电池和薄膜电池，目前晶体硅电池占据80%左右的市场份额，为市场主流产品。在晶体硅电池中，多晶硅和单晶硅电池的占比大概为3:1，同时多晶硅又是拉制单晶硅的主要原材料，因此可以说多晶硅是制造晶体硅电池的主要原材料。目前，多晶硅光伏产业链主要包括多晶硅、硅锭（硅棒）、硅片、电池、组件、应用系统等几个环节。

2012年以前，全球太阳能光伏市场保持了较快的增长速度，全球新增光伏装机容量从2007年的2.52GW增长至2012年29.87GW。2013年，中国、美国、日本等市场大幅增长带动全球光伏新增装机规模增长至37.00GW。从新增装机的区域来看，受欧盟多个国家支持力度的大幅削减和退出影响，2013年欧盟光伏新增装机10.3GW，同比下降42%，占当年全球新增装机容量的占比下降至28%。但中国（新增装机容量排名第一）和日本（新增装机容量排名第二）光伏装机分别新增11.3GW和6.9GW，引领亚太地区占比大幅提高到57%，美国（新增装机容量排名第三）2013年新增光伏装机达到了4.8GW。2014年全球新增光伏装机容量40GW，同比增长8%。其中中国、日本和美国三个国家在光伏政策的扶持下，新增装机容量出现较大幅度的增长。2014年中国新增光伏装机容量10.60GW，约占全球新增装机的四分之一，位于全球首位。日本和美国分别以9.50GW和6.40GW居于二、三名。欧洲市场略有下降，2014年新增光伏装机容量为9.20GW。2015年，全球光伏行业显著回暖，根据GTM及Solarzoom数据统计，全年新增光伏装机容量大幅升至59.00GW；其中中国市场表现抢眼，贡献全球相当部分的新装机容量增长，中国地区新增光伏装机容量15.13GW，居全球首位。同时，美国市场亦维持增长态势，全年新增装机容量增至7.29GW。但日本市场因光伏并网补贴金额下降，新增装机容量降至7.86GW。中国、日本及美国仍为全球前三大光伏市场。根据美国清洁能源咨询公司Mercom Capital发布的预测，2016年全球新增太阳能装机容量将达到66.7GW，中国、美国、日本和印度将是今年新增太阳能装机容量贡献最大的四个国家，其中，中国、日本及美国将占到全球光伏装机总量的近65%，中国新增太阳能装机容量将从2015年的15.13GW增至18.5GW。

2014年以来，新增光伏装机容量的增长以及有效产能的减少使得光伏组件过剩局面得以缓解，光伏组件产品价格出现企稳。从组件环节来看，根据WIND数据库公布的多晶硅组件（250W）国内主流厂商平均出厂价，多晶硅组件价格由2014年初的4.37元/瓦上涨至2014年1季度末的4.75元/瓦，之后多晶硅组件价格持续下降，2014年末，多晶硅组件价格为3.91元/瓦，2015年末多晶硅组件价格维持在3.80元/瓦。2016年以来，多晶硅组件价格稳中有降，呈现下行趋势，2016年3月末的多晶硅组件价格为3.75元/瓦，9月末多晶硅组件价格下降至2.76元/瓦。随后开始略有回升，2016年末多晶硅组件价格为2.93元/瓦。2017年以来，多晶硅组件价格维持稳定下降趋势，到2017年3月末，多晶硅组件价格降至2.76元/瓦。较为单晶硅组件价格走势同多晶硅较为类似，但因单晶组件瓦数更高，因此单晶硅组件价格高于多晶硅组件。

（4）光伏行业政策

随着常规能源的有限性以及环境问题的日益突出，以环保和可再生为特质的新能源越来越得到世界各国的重视。太阳能发电作为一种新兴的可再生能源，其利用潜力巨大。自2012年“十二五”规划发布以来，国家出台了多重旨在促进光伏行业发展的支持政策，努力解决光伏行业面临的补贴短位、弃光弃电及土地这三大问题，使得光伏行业质量齐升。

2012年7月7日，国家能源局关于印发《太阳能发电发展“十二五”规划》，设定了太阳能发电发展的总目标是通过市场竞争机制和规模化发展促进成本持续降低，提高经济性上的竞争力，尽早实现太阳能发电“平价上网”，提出到2015年底，太阳能发电装机容量达到20GW以上，年发电量达到250 亿千瓦时，重点在中东部地区建设与建筑结合的分布式光伏发电系统，建成分布式光伏发电总装机容量10GW。

2013年7月，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，指出为规范和促进光伏产业健康发展，提出的完善支持政策意见包括：大力支持用户侧光伏应用、完善电价和补贴政策、改进补贴资金管理、加大财税政策支持力度、完善金融支持政策和完善土地支持政策和建设管理。

2015年12月15日，国家能源局向各省发改委、能源局等有关部门下发的《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》中提到“到2020年底，太阳能发电装机容量达到1.6亿千瓦，年发电量达到1,700亿千瓦时：年度总投资额约20,000,000万元。其中，光伏发电总装机容量达到1.5亿千瓦，分布式光伏发电规模显著扩大，形成西北部大型集中式电站和中东部分布式光伏发电系统并举的发展格局。太阳能热发电总装机容量达到1,000万千瓦。太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米,年度总投资额约10,000,000万元。”。

2016年3月24日国家能源局发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，旨在通过切实可行的制度安排，彻底解决现实中阻碍我国可再生能源产业健康发展的瓶颈问题弃风弃光问题，明确提出了电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

2016年5月31日，发改委及国家能源局联合发布的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》，则进一步核定并公布了弃风、弃光地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数以及相关结算和监管要求。要求在核定保障性收购电量时，按8%的内部收益率倒推，从而确保在弃光弃电现象严重的区域也能基本保证光伏发电项目的合理收益。同时，对各方权责和具体实施要求进行了明确，具有很强的可操作性。要求地方政府有关部门，在制定发电计划和电量交易方案时，要充分预留风电和光伏发电保障性电量空间，不允许在月度保障性收购电量未完成的情况下结算市场交易部分电量，已经制定的市场交易机制需明确并落实月度保障性电量的收购要求。

表4-41 国家陆续出台的光伏支持政策

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资料来源：国务院、国家能源局、国家发改委

（二）发行人行业地位及竞争优势

1、发行人的行业地位

发行人作为特大型央企招商局集团旗下新能源平台招商新能源的核心子公司，熊猫绿能集团主要的境内投资载体，是国内少数专注于光伏电站收购、持有及运营的投资主体。截至2017年6月末，发行人已并网地面式电站总装机容量960MW，发行人实际控制及参股电站的装机容量占熊猫绿能集团总装机容量为65.57%。目前已建立了成熟的风控及运营管理体系，基于“电站并网、9%投资回报及发电量保证”三大标准，筛选市场上符合三大标准的光伏电站并长期持有，并通过终端优势拉动包括原材料供应商、设备制造商、系统集成商、电力运营商、信息服务商等在内的全产业链的迅速发展。

2、竞争优势

（1）来自实际控制人的支持

发行人作为特大型央企招商局集团旗下新能源平台招商新能源的核心子公司，招商新能源与招商局体系内兄弟公司进行资源共享、协同共赢，发行人成为项目收购及项目储备协同合作直接受益方：在已完成项目方面，2013年徐州23.8MW农业大棚光伏并网项目及2014年内蒙古科左后旗60MW光伏电站的收购，由招商新能源与华北高速牵头完成，项目实际落地于发行人；在储备项目方面，招商新能源与招商局物流有限公司等多家兄弟公司签署独家开发协议，利用分布全国的近百万平米仓库群，开发、建设、运营屋顶太阳能电站项目；招商新能源与漳州招商局经济开发区及招商局工业集团孖洲岛修造船基地共同开发、投资、运营分布式能源示范项目。

（2）资源整合领跑者

2015年8月4日，发行人获得山西大同100MW项目的独家开发及经营权。该项目位于大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地，是中国实施光伏“领跑者”计划的第一个示范项目，建成后有效推动中国光伏行业的良性竞争及发展。该项目标志大同市由传统产业向新兴产业、黑色能源向绿色能源、高碳经济向低碳经济转型升级迈出了新步伐。为确保中标企业具备行业领跑者的实力，国家能源局对基地内项目的主要技术指针、建设规范、运维管理及信息监测等提出了严苛的要求。山西省能源主管部门通过竞争性比选机制选择技术能力和投资经营实力强的开发投资企业，投资企业再通过市场机制选择达到“领跑者”先进技术指针的产品。发行人中标该项目，跻身光伏“领跑者”行列，不仅是对发行人优秀的投资能力、执行能力、管理能力及运维能力的肯定，也是对发行人作为行业“资源整合者”地位的认可。

（3）丰富的储备项目

发行人针对光伏应用系统行业收益稳定的特点，凭借自身优秀的投研能力，充分挖掘光伏发电市场上的潜在优质电站标的，储备项目丰富。截至2017年6月末，发行人拥有拟收购及拟自建储备项目共计8个，合计装机容量达317.88MW，占发行人目前可控装机总量的33.11%，囊括了传统光伏发电项目、农光互补项目以及“领跑者”项目，项目覆盖湖北、安徽及新疆等地区。发行人储备项目总量大、种类全、地域分布均衡，在保持发行人装机总量快速增加的同时，有效推动了发行人光伏电站运营形式的多样化发展。

（4）高效的管理运营能力

电站收购方面，发行人构建了完善的光伏电站项目并购流程，设定了收购电站的三项刚性指标：已并网具备发电能力、项目出售方对发电项目提供发电量担保以及目标收益率，保证了所收购的光伏电站质量。电站运营方面，发行人制定了一系列电站运维管理制度，有效保障了电站运维、操作、安全、检修等工作有章可循，规范了运维员工行为。全球光伏电站智能营维云系统的投入使用，帮助发行人在生产、人员、资产和信息等方面对旗下电站进行集中管理，提高了电站的管理和运维效率，提升了总发电量，降低了管理和运维成本。

（5）“引进来”战略直接受益者

发行人间接控股股东熊猫绿能集团一直在致力于光伏发电全球化布局，实施国际领先光伏企业“引进来”战略。熊猫绿能集团于2016年9月1日与联合国开发计划署签署谅解备忘录，引入国际领先企业，建造熊猫太阳能发电站，进一步推广清洁能源及可持续发展概念，同时启动“熊猫电站推动可持续发展青年参与与创新”计划，以“熊猫电站”为载体，携手推动可持续发展理念在全球青少年群体中的普及，进而使得青少年成为未来绿色能源的推动者。熊猫电站布局全球，未来将会联合更多力量共同推动绿色能源在全球的运动和发展。发行人作为熊猫绿能集团重要的境内投资载体，是熊猫绿能集团“引进来”战略的直接受益者，与国际领先光伏企业合作，树立新的光伏合作标杆，代表着发行人逐步由“技术领跑”向“模式领跑”的转变。

（三）发行人未来三年战略规划

为扎实推进创新战略，争取实现更好更快发展，努力打造成为行业标杆企业，发行人制定了2016-2018年第一个三年规划，统筹规划未来三年的发展蓝图。

为达成第一个三年规划，发行人从投资发展、管理运营、品牌打造和风险控制等方面进行了战略规划，以积极稳健的策略，分步骤有计划地执行各阶段目标，力争将发行人打造成为中国能源转型的国家名片，成为世界一流的清洁能源运营商。

1、未来投资发展规划

至规划期末，即2018年，发行人电站累计总装机容量将在2017年960MW的基础上增至1,500MW（1.5GW），增量为540MW，增幅超过50%。

2、管理运营战略规划

发行人将利用优势和机会，规避劣势和威胁，识别出公司增长和营运管理分别所需要的核心竞争力，制定相应的提升策略。在增长能力方面，重点提升并购、开发和融资竞争力；在运营能力方面，重点提升项目管理、电站运维和风险管理竞争力。

增长能力方面，发行人将进一步加强与各级发改委、能源局、金融机构、大型国企、行业企业之间的紧密合作，掌控更多优质资源优势，提升并购竞争力。积极推动国家级新能源示范基地建设，增强行业规模和示范效应，提升开发竞争力。进一步发挥融资优势，争取获得股东支持，更好地利用熊猫绿能集团这一平台的融资资源。推进开展“互联网+”创新性融资，降低融资成本，优化融资结构，扩大资金来源，提升融资竞争力。

营运管理能力方面，从设计、合同、进度、质量、费用、沟通等多角度出发，建立包括风险形势评估、风险识别、风险分析与评价在内的风险管理标准，基于事前控制、事中控制以及事后控制三个层面提高电站运维竞争力，建立运营管理的一般及特殊标准，针对性解决运维问题，争取占领行业高地。

3、品牌战略规划

配合三年规划的实施，建立起一套有效的联合光伏（常州）品牌建设工作机制，大力实施品牌战略，继续推进品牌建设，将公司打造成为“中国能源转型的国家名片”。以品牌建设和创新驱动为抓手，着力营造有利于跨界创新和品牌创建的市场环境和社会环境。利用4G级智能软、硬件等技术，将云计算、大数据、互联网引入到终端电站管理，走上技术发展、创新发展与品牌发展相统一的发展道路。建设绿色能源互联网，使绿色清洁能源真正走进千家万户。

此外，根据国家“十三五”规划，到2020年，我国光伏发电规模达到1.5亿千瓦。作为清洁能源发电企业，发行人将继续发挥国家光伏领跑者的带头作用，抓住国家能源转型的契机，扩大光伏绿色生态圈，联合和整合更多优势资源参与到低碳环保、应对气候变化的实际行动中来。

（下转31版）