中闽能源股份有限公司
证券代码：600163 证券简称：中闽能源 公告编号：2019－036
中闽能源股份有限公司
关于重组相关事项的进展公告
本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。
中闽能源股份有限公司（以下简称“公司”）拟向福建省投资开发集团有限责任公司发行股份和可转换公司债券购买福建中闽海上风电有限公司100%股权并同时募集配套资金（以下简称“本次重组”），本次交易预计构成重大资产重组。
经向上海证券交易所申请，公司股票自2019年3月22日开市起停牌，详见公司2019年3月22日披露的《中闽能源股份有限公司关于筹划发行股份和可转换公司债券购买资产事项的停牌公告》（公告编号：2019－005）。停牌期间，公司按照有关规定，于2019年3月29日披露了《中闽能源股份有限公司重大事项进展暨股票继续停牌公告》（公告编号：2019－007）。
2019年4月4日，公司召开第七届董事会第二十一次临时会议，审议通过了《关于公司发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金方案的议案》等相关议案，具体内容详见公司于2019年4月8日披露的相关公告。
经向上海证券交易所申请，公司于2019年4月8日发布《中闽能源股份有限公司关于披露重组预案暨股票复牌的提示性公告》（公告编号：2019-010），公司股票于2019年4月8日开市起复牌。股票复牌后，公司及本次重组拟收购的交易标的均经营正常，各项业务有序开展。
2019年4月18日，公司收到上海证券交易所下发的《关于对中闽能源股份有限公司重大资产重组预案的问询函》（上证公函【2019】0469号），以下简称“《问询函》”），具体内容详见公司于2019年4月19日披露的《关于收到上海证券交易所问询函的公告》（公告编号：2019-029）。
公司及相关中介机构就《问询函》所列问题进行了逐项落实与回复，并对本次交易相关的信息披露文件进行了修订、补充和完善，具体内容详见公司于2019年5月7日披露的相关公告（公告编号：2019-035）。
截至本公告披露日，公司及有关各方正在有序推进本次发行股份和可转换公司债券购买资产的相关工作。本次重组相关的审计、评估工作尚在进行中，公司将在相关审计、评估工作完成后，再次召开董事会审议本次重组的相关事项。本次重组尚需提交公司股东大会审议，并需获得相关主管部门的批准后方可正式实施。
根据《上市公司重大资产重组管理办法》、《上海证券交易所上市公司筹划重大事项停复牌业务指引》等相关规定，公司将根据本次重组进展情况及时履行信息披露义务，敬请投资者关注相关公告并注意投资风险。
特此公告。
中闽能源股份有限公司董事会
2019年5月7日
证券代码：600163 证券简称：中闽能源 公告编号：2019－035
中闽能源股份有限公司
关于上海证券交易所
《关于对中闽能源股份有限公司
重大资产重组预案的问询函》的
回复公告
本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。
2019年4月4日，中闽能源股份有限公司（以下简称“公司”）召开第七届董事会第二十一次临时会议，审议通过了《关于公司发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金方案的议案》等相关议案，并于2019年4月8日披露了《中闽能源股份有限公司发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金暨关联交易预案》及其摘要等相关公告和文件。
2019年4月18日，公司收到上海证券交易所下发的《关于对中闽能源股份有限公司重大资产重组预案的问询函》（上证公函【2019】0469号）（以下简称“《问询函》”）。根据《问询函》要求，公司及相关中介机构就《问询函》中所列问题进行了逐项分析与核查，并对本次交易相关的信息披露文件进行了修订、补充和完善。
如无特别说明，本回复中的简称均与《中闽能源股份有限公司发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金暨关联交易预案（修订稿）》（以下简称“重组预案”）中相同。
一、关于标的公司经营模式及不确定性风险
问题1：
预案披露，上市公司主营业务为陆上风力发电及光伏发电项目的投资建设、运营及管理。本次交易完成后，上市公司业务范围将增加海上风力发电项目的投资建设、运营及管理。请公司补充披露：（1）海上风力发电与陆上风力发电的具体业务模式，是否存在不同的专业技术、准入许可等要求；（2）公司是否有足够的管理能力与经验经营新增的海上风电业务。请财务顾问发表意见。
回复：
一、相关情况说明
（一）海上风力发电与陆上风力发电的具体业务模式，是否存在不同的专业技术、准入许可等要求
1、主要业务模式
无论海上风力发电还是陆上风力发电，其业务模式均可分为风电场开发建设及风电场运营管理两个阶段，其内容和要求基本相同，具体情况如下：
（1）风电场开发建设阶段
在开发建设阶段，海上风力发电和陆上风力发电项目的业务环节基本相同，均为：项目选址及测风一一项目可研、评估及决策一一项目前期审批一一项目正式核准一一项目开工建设五大环节。所不同的是各阶段的具体要求：
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（2）项目运营管理阶段
在运营管理阶段，海上风力发电和陆上风力发电均通过风机机组将自然风能转化为电能，随后经过升压输送至电网，根据供应电网公司的上网电量和单位上网电价确认收入，扣除生产经营的各项成本费用后获得利润。风电场主要负责的工作包括运营和维护检修两个方面，运营主要包括数据监视、报表统计、倒闸操作、设备巡检、接收并执行调度指令等工作；维护检修包括风机定期维护保养和故障消缺检修。
海上风力发电和陆上风力发电的运营工作基本相同，只是由于海上风电风机安装在近海，风机定期维护和消缺检修均需通过轮船前往。受海况的影响，检修窗口期较短，可达性较差，风机的可利用率易受外部影响并且交通成本较高。
2、专业技术
风电项目运营商对海上风电场和陆上风电场的投资建设、运营及管理过程均为：经过项目评估决策后进行核准申请和投资，对外采购风电机组等大型设备并聘请设计单位、施工单位完成风电场建设，再依靠风电机组将风能转化为电能销售给电网企业以获得收入回报。对于风电运营商本身而言，无论是海上风力发电还是陆上风力发电，运营风电场并不需要对风机等核心设备以及设计施工的技术进行研发，仅需在运行维护方面拥有一定的故障处理和维修保养经验。因此，陆上风力发电和海上风力发电不存在专业技术上的差异。
3、准入许可
海上风电项目与陆上风电项目需取得的主要许可审批如下：
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如上表所示，海上风电项目除需额外取得海洋环评、海洋工程建设项目环保竣工验收、用海审批、海缆方案审批、水上水下活动许可、通航安全检查等用海相关审批外，与陆上风电项目相比不存在其他行业准入或审批事项的差异。
（二）公司是否有足够的管理能力与经验经营新增的海上风电业务
本次公司收购中闽海电100%股权后，中闽海电的业务团队将继续保留并持续运营现有一期项目和二期项目。公司长期从事陆上风电业务，拥有专业化的管理团队，积累了丰富的专业知识，以及项目开发、工程建设和运营管理经验，由于海上风力发电与陆上风力发电的业务模式基本相同，在收购完成后经过适当的整合和学习就能胜任海上风电业务的管理，经营新增的海上风电业务。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第八章 本次交易对上市公司的影响”之“一、本次交易对上市公司主营业务的影响”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，财务顾问认为：
海上风力发电和陆上风力发电业务模式基本相同，均包括项目开发建设与项目运营管理两个方面，所不同的是海上风电风机安装在近海，需要考虑海洋环境对设备和施工的影响。海上风力发电和陆上风力发电均不涉及专业技术的研发，不存在专业技术上的差异。海上风电项目除需额外取得海洋环评、海洋工程建设项目环保竣工验收、用海审批、海缆方案审批、水上水下活动许可、通航安全检查等用海相关审批外，与陆上风电项目相比不存在其他行业准入或审批事项的差异。
本次公司收购中闽海电100%股权后，中闽海电的业务团队将继续保留并持续运营现有一期项目和二期项目。公司长期从事陆上风力业务，具备较强的风电业务管理能力和较为丰富的运营经验，由于海上风力发电与陆上风力发电的业务模式基本相同，在收购完成后经过适当的整合和学习就能胜任海上风电业务的管理，经营新增的海上风电业务。
问题2：
预案披露，标的公司所处区域风力资源丰富，但风况在一年中的不同季节存在显著差异，因此未来风力发电业务存在业绩波动的风险，可能对持续盈利能力产生不利影响。请公司补充披露：（1）标的资产海上风力发电因季节因素等导致的业绩波动的特征；（2）可行性研究报告中对于风力测试及相应业绩波动情况的敏感性分析。请财务顾问发表意见。
回复：
一、相关情况说明
（一）标的公司海上风力发电因季节因素等导致的业绩波动的特征
在价格稳定、其他因素保持不变的情形下，风电场的业绩可用风机的发电量来衡量，发电量越高，业绩越好，反之亦然。一般而言，风电场的发电量与区域内风力大小的正相关程度较高。
标的公司所属海上风电项目所在的莆田平海湾海上风电场的风况在一年中的不同季节存在显著差异，通常冬季和春季风力较大，相应的发电量水平较高，发电量的季节性变化会导致标的公司的风电业务收入随季节变化而产生波动，但对其成本、费用没有直接影响。
（二）可行性研究报告中的风力测试情况
由于二期项目可行性研究报告包含了一期项目可行性研究报告的测风数据，所以仅列示前者的测风数据。根据该可行性研究报告，为了评估风电场风资源，在风电场内设有两座测风塔，其中一座为5270#测风塔，塔高100米，位于风电场B区海域中，自2010年1月开始测风，至二期项目进行可行性研究前，已测得2010年1月20日-2014年4月22日，共计50个月的风况；另一座为1001#测风塔，塔高80米，位于风电场C区鸬鹚岛上，至二期项目进行可行性研究前，已测得2010年5月16日至2014年4月23日，共计46个月的风况。该两座测风塔的风况测试情况如下：
1、风速及风向测试情况
5270#测风塔实测逐月平均风速（单位：m/s）
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1001#测风塔实测逐月平均风速（单位：m/s）
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根据上述测风情况，风电场每年的5月到8月风速较低，风况较差；10月到次年的3月份风速较高，风况较好。从风向来看，全年盛行风向为NNE、NE，占全部风向的60%左右，其次为SSW、SW，约占全部风向的10%以上，风电场区冬季以东北风为主，夏季以西南风为主，风向稳定。
2、风速频率分布情况
根据可行性研究报告，采用5270#（2010.2~2014.1）测风塔80米高度（离海平面约90米）和100米风向、1001#测风塔（2011.1~2013.12）测风塔70米高度（离海平面约90米）与80米风向进行风电场风能资源分析评价。风速频率分布情况如下表：
风电场风速频率分布（5270#）
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风电场风速频率分布（1001#）
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由图表分析，风速在5.0~17.0m/s的频率最高，占全部风速的75%以上。
（三）可行性研究报告中风力与业绩波动情况的敏感性分析
由于可行性研究报告采用的是多年平均风速进行风力资源的评估，已经平衡了不同年份间风力差异对发电量的影响，因此并未就不同年份的平均风速的差异对业绩的影响做敏感性分析，仅就发电量与内部收益率进行敏感性分析。为了更好地理解风力与业绩的敏感性，下面结合风能转化电能公式、标的公司一、二期项目的风机功率曲线图以及一期项目后评价报告与二期项目可行性研究报告中发电量与内部收益率的敏感性分析对风力与业绩波动的关系进行说明。
1、风力与发电量敏感性的分析说明
根据风能转化为电能的公式，P=1/2（ρtsv3）Cp（其中，P为电能，ρ为空气密度（千克/平方米），v为风速（米/ 秒），t为时间（秒），s为风机叶片的扫风截面面积（平方米），Cp为风能转化率），在空气密度、发电时间、风机叶片扫风面积以及风能转化率相同的情况下，理论上风速的立方与风机发电量成正比，风速每提高5%，则发电量提高15.76%，风速每降低5%，则发电量减少14.26%（实际上，由于各种客观情况的影响，具体数值敏感性存在一定偏差）。
但由于风机都设有额定功率，风机发电功率达到设计的额定功率时，风机满负荷发电，单位小时的发电量最高，当风速达到或超过风机的额定功率的需求值时，风速与发电量将呈现阶段性的无相关或负相关性。以中闽海电一、二期项目风机的功率曲线图为例进行说明：
根据一期项目风电机组制造厂商湘电风能有限公司提供的一期项目5MW风电机组的功率曲线图：
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风速在3m/s以下时，风力太小，风机无法发电；当风速在3.0 m/s ~12m/s（不含12m/s）变化时，风机发电功率与风速呈正相关关系；风速在12m/s ~25m/s变化时，风电机组达到额定功率5MW即满负荷发电状态，此时风机叶片通过变桨系统逐步收桨，使得发电功率保持在满负荷发电状态；当风速超过25m/s时，为保证风机的安全会自动切出，即叶片自动收桨到设定位置，风机停止运行。
根据二期项目风电机组制造厂商上海电气风电集团有限公司提供的二期项目6MW的功率曲线图：
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风速在3m/s以下时，风力太小，风机无法发电；风速在3.0 m/s ~15m/s(不含15m/s)变化时，风机发电功率与风速呈正相关关系；风速在15 m/s ~25m/s变化时，风电机组达到额定功率6MW即满负荷发电状态，此时风机叶片通过变桨系统逐步收桨，使得发电功率保持在满负荷发电状态；风速超过25m/s时，风机变桨系统会加大叶片收桨角度，功率开始呈下降趋势，直到超过28m/s后，为保证风机的安全会自动切出，即叶片自动收桨到设定位置，风机停止运行。
2、一期项目后评价报告与二期项目可行性研究报告中上网电量与内部收益率的敏感性分析
一期项目后评价报告中上网电量与内部收益率的敏感性分析为：一期项目全部投资税后内部收益率为12.08%。在总投资额及电价保持不变的情况下，上网电量增长10%，则内部收益率变更为13.39%；上网电量增长5%，则内部收益率变更为12.80%；上网电量减少5%，则内部收益率变更为11.55%；上网电量减少10%，则内部收益率变更为10.89%。
二期项目可行性研究报告上网电量与内部收益率的敏感性分析为：按照可行性研究报告确定的总投资额、上网电量以及电价水平，二期项目全部投资税后内部收益率为14.33%。在总投资额及电价保持不变的情况下，上网电量增长10%，则内部收益率变更为16.01%；上网电量增长5%，则内部收益率变更为15.17%；上网电量减少5%，则内部收益率变更为13.47%；上网电量减少10%，则内部收益率变更为12.59%。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章标的资产基本情况”之“六、主营业务发展情况”之“（六）业绩波动情况”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，财务顾问认为：
在价格稳定、其他因素保持不变的情形下，风电场的业绩可用风机的发电量来衡量，发电量越高，业绩越好，反之亦然。一般而言，发电量与风力大小的正相关程度较高。
标的公司所属海上风电项目所在的莆田平海湾海上风电场的风况在一年中的不同季节存在显著差异，通常冬季和春季风力较大，相应的发电量水平较高，发电量的季节性变化会导致标的公司的风电业务收入随季节变化而产生波动，但对其成本、费用没有直接影响。
风力与发电量敏感性的分析说明，以及一期项目后评价报告与二期项目可行性研究报告中发电量与内部收益率的敏感性分析，已在重组预案中补充披露。
问题3：
预案披露，我国风电、光伏产业主要盈利依靠政策补贴，补贴来源主要是用户支付的每度电费中包含的可再生能源附加费，其收缴结算周期过长，可能直接影响上市公司现金流。请公司补充披露：（1）补贴申请、结算的具体流程及一般的收款周期；（2）补贴的确认政策、确认依据及确认时点，是否符合企业会计准则要求；（3）目前应收补贴款项的账龄结构及收款情况，是否存在部分款项超期未收回或难以收回的情况，是否计提减值；（4）根据国家发改委相关文件，标的公司和上市公司本身均面临风电上网电价下调退坡的风险，请量化分析其对公司及标的未来经营业绩、现金流量可能产生的影响。请财务顾问和会计师发表意见。
回复：
一、相关情况说明
（一）补贴申请、结算的具体流程及一般的收款周期
1、补贴申请、结算的具体流程
可再生能源补贴申请和结算的具体流程如下：
（1）财政部办公厅、国家发展和改革委员会办公厅、国家能源局综合司根据工作安排发出关于组织申报可再生能源电价附加资金补助目录的通知；符合要求的发电企业按属地原则并根据通知的时间、材料要求向当地省级财政、价格、能源主管部门提出补助申请；省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发改委、国家能源局；财政部、国家发改委、国家能源局审核后，发电企业申报的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。
（2）电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目情况，按照国家有关部门的要求定期提出可再生能源电价附加补助资金申请。国家相关部门确定发放补贴的时间范围，财政部将补贴款拨付电网企业。
（3）发电企业按月向当地电网企业报送并核对售电量，按照电网企业通知开具发票，电网企业将收到的电费补贴款偿付给发电企业。
2、一般的收款周期
一般收款周期为1至2年，少量补贴款存在2至3年收回的情况。
（二）补贴的确认政策、确认依据及确认时点，是否符合企业会计准则要求
1、电价补贴收入的确认政策
根据《企业会计准则第16号一一政府补助》的规定：企业从政府取得的经济资源，如果与企业销售商品或提供服务等活动密切相关，且是企业商品或服务的对价或者是对价的组成部分，适用《企业会计准则第14号一一收入》等相关会计准则。
根据《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》等政策，风力发电项目的上网电价实行政府指导价，上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分由可再生能源电价附加补助资金支付，属于补贴电价。因此，风电企业获得的可再生能源补贴收入适用《企业会计准则第14号一一收入》和《可再生能源电价附加有关会计处理规定》的确认政策。
2、电价补贴收入的确认依据
结算数量的依据是实际上网电量，结算单价的依据是与项目当地电网企业签署的购售电合同中约定的、按国家有权价格主管部门批准的上网电价与当地燃煤机组标杆电价的差额。
3、电价补贴收入的确认时点
上市公司和标的公司在电力供应至各电厂所在地的电网公司的时点确认电价补贴收入。
4、电价补贴收入的确认符合企业会计准则要求
对电价补贴收入的具体账务处理，符合《企业会计准则第14号一一收入》的规定：
（1）电力供应已经完成；
（2）由于电力的生产、供应及使用具有“即时性”的特点，上市公司、标的公司在电力供应完成后，即不再保留与所供应商品（电力）的控制权和管理权；
（3）根据上市公司下属项目公司、标的公司与当地电网公司签署的购售电合同、发改委文件等，对风电的上网电价、当地脱硫燃煤机组标杆上网电价、补贴电价和结算电量的计算方法均进行了明确约定，电价补贴的金额能够可靠地计量；
（4）根据《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请电价补贴的项目必须符合以下条件：①属于《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》规定的补助范围；②按照国家有关规定已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认；③符合国家可再生能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复。上市公司和标的公司的已投产项目符合电价补贴条件，补贴部分收入相关的经济利益很可能流入企业；
（5）上市公司、标的公司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；
（6）上市公司、标的公司按实际收到或应收的金额，借记“银行存款”、“应收账款”等科目，按实现的上网电价收入，贷记“主营业务收入”科目，贷记“应交税费一一应交增值税（销项税额）”科目，与《可再生能源电价附加有关会计处理规定》中的规定一致。
综上，上市公司和标的公司补贴收入的确认符合《企业会计准则》相关规定。
（三）目前应收补贴款项的账龄结构及收款情况，是否存在部分款项超期未收回或难以收回的情况，是否计提减值
1、截至2018年12月31日，上市公司和标的公司应收补贴款项的账龄结构如下表所示：
单位：万元
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2、截至2018年12月31日，上市公司下属各风电场已收回2017年之前的全部应收补贴款，2017年部分月份应收补贴款已收回；标的公司截至2017年6月末的应收补贴款项已收回。
3、是否存在部分款项超期未收回或难以收回的情况，是否计提减值
根据行业惯例，上市公司、标的公司与电网企业未明确约定应收可再生能源补贴款的信用期，电网企业收到财政款项后偿付发电企业，因此可再生能源补贴款不存在超期未收回的情况。
可再生能源补贴款由财政部拨付给电网企业，实际收回金额与对应期间的应收补贴金额一致，未出现损失，不存在难以收回的情况。
基于上述情况，截至2018年12月31日，上市公司和标的公司对应收可再生能源补贴款未计提坏账准备。
（四）根据国家发改委相关文件，标的公司和上市公司本身均面临风电上网电价下调退坡的风险，请量化分析其对公司及标的未来经营业绩、现金流量可能产生的影响
1、上网电价下调退坡相关政策分析
近年来，国家发改委多次调整陆上风电标杆上网电价，调整对象均为尚未获得核准或已核准但尚未开工建设的项目。2014年和2016年，国家发改委分别发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》和《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，均明确近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），截至本回复出具日，国家发改委未出台过对近海风电项目上网电价进行调整的政策。
2018年国家能源局出台的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》规定，“从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价”。
因此，在国家发改委和国家能源局现有政策下，上市公司和标的公司已投产或2018年底前已核准在建风电项目的上网电价具有一定的稳定性和可持续性。
2、对上市公司和标的公司的影响
未来，若国家出台相关政策对已投产和已获批风电项目上网电价进行调整，对上市公司、标的公司经营业绩和现金流量可能产生的影响情况如下：
如果出现上网电价下调，主要影响营业收入，对成本、费用没有直接影响。以2018年度经营业绩为基础，并假设：未来上网电量保持2018年度水平不变；成本费用水平保持不变；所得税率25%且不考虑所得税率减免情况；增值税税率13%，且不考虑增值税退税、进销税额变动及留抵；城建税税率7%（中闽能源）和5%（中闽海电）、教育费附加税率3%及地方教育费附加税率2%；当期实现的售电收入均在当期全部实现回款，上网电价下调对上市公司和标的公司经营活动净现金流量的其他影响也均在当期实现。基于上述假设基础，量化分析上网电价下调对上市公司和标的公司经营业绩、经营活动净现金流量的具体影响，测算结果如下：
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二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章标的资产基本情况”之“六、主营业务发展情况”之“（四）可再生能源补贴相关情况”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，会计师认为：
可再生能源补贴申请、结算的具体流程及一般的收款周期已在重组预案中补充披露。上市公司和标的公司补贴的确认政策、确认依据及确认时点，符合企业会计准则要求；目前应收补贴款项的账龄结构及收款情况已在重组预案中补充披露，不存在部分款项超期未收回或难以收回的情况，未计提减值。在国家发改委和国家能源局现有政策下，上市公司和标的公司已投产或2018年底前已核准在建的风电项目的上网电价具有一定的稳定性和可持续性。未来，若国家出台相关政策对已投产和已获批风电项目上网电价进行调整，对上市公司和标的公司经营业绩和经营活动净现金流量可能产生的影响情况，已在重组预案中补充披露。
经核查，财务顾问认为：
可再生能源补贴申请、结算的具体流程及一般的收款周期已在重组预案中补充披露。上市公司和标的公司补贴的确认政策、确认依据及确认时点，符合企业会计准则要求；目前应收补贴款项的账龄结构及收款情况已在重组预案中补充披露，不存在部分款项超期未收回或难以收回的情况，未计提减值。在国家发改委和国家能源局现有政策下，上市公司和标的公司已投产或2018年底前已核准在建的风电项目的上网电价具有一定的稳定性和可持续性。未来，若国家出台相关政策对已投产和已获批风电项目上网电价进行调整，对上市公司和标的公司经营业绩和经营活动净现金流量可能产生的影响情况，已在重组预案中补充披露。
二、关于标的公司项目情况
问题4：
预案披露,本次重组拟先注入标的公司已投产运营的一期项目和投产时间较明确的二期项目，共计海上风电装机容量为29.6 万千瓦。请公司补充披露：（1）一期项目的具体区域、总投资、资本金、银行贷款、建设进度、装机容量、机组数量、以及并网发电、相应政府补贴等情况；（2）二期项目的具体区域、总投资、资本金、银行贷款、建设进度、装机容量、机组数量、预计分批并网发电具体时间进度安排、以及是否存在建设超期或成本超支等情况；（3）将尚未投产运营的二期项目注入上市公司是否有利于提高上市公司质量。请财务顾问发表意见。
回复：
一、相关情况说明
（一）一期项目情况
1、具体区域
项目位于莆田市秀屿区平海湾海域。
2、项目总投资、资本金和银行贷款
项目实际总投资金额85,237.29万元，其中项目资本金17,000万元，贷款68,237.29万元（含财政部清洁能源基金专项贷款）。
3、建设进度、装机容量、机组数量以及并网发电、相应政府补贴等情况
一期项目总装机容量50MW，全部10台5MW的风机已于2016年9月1日实现正式并网发电并开始确认收入。
2016年，中闽海电已针对一期项目与国网福建省电力有限公司签订了《保营风电场购售电合同》，约定依据国家颁布的《可再生能源法》的有关规定，国网福建省电力有限公司在保证电网安全稳定运行的前提下全额收购售电方的上网电量，上网电价按国家有权价格主管部门批准的上网电价执行。根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。2018年6月，一期项目纳入《可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）》，享受可再生能源电价补贴。
（二）二期项目情况
1、具体区域
项目位于莆田市秀屿区平海湾海域。
2、项目总投资、资本金和银行贷款
项目计划总投资金额447,656.00万元，其中项目资本金98,672.00万元已全部到位，应投入贷款348,984.00 万元；截至2019年3月31日，已使用资本金27,592.56万元，银行贷款84,785.90万元，暂未投入的金额335,277.54 万元。
3、建设进度、装机容量、机组数量、预计分批并网发电具体时间进度安排
二期项目总装机容量246MW，拟安装41台6MW的风机，目前仍处于建设期。按照施工计划，基础施工时间为2018年2月-2020年9月，风机吊装时间为2019年3月-2020年12月。预计分批并网发电且通过250小时试运行考核的具体时间进度安排如下：
■
4、不会发生建设超期或成本超支的情况
根据可研报告预计，二期项目整体施工时间为36个月，中闽海电于2016年5月取得项目批文，2018年2月正式开始动工。根据目前建设进度预计，二期项目将于2021年2月1日前实现全部机组并网发电且通过250小时试运行考核，不会发生建设超期的情况。
随着国内风机厂商技术的不断进步和建设施工单位效率的不断提升，海上风电场建设成本呈下降趋势。同时，中闽海电在项目建设过程中厉行节约，在保证项目质量的同时合理节省了部分开支，预计二期项目不会发生成本超支的情况。
（三）将尚未投产运营的二期项目注入上市公司有利于提高上市公司质量
虽然目前二期项目尚未投产运营，但其项目资本金已全部到位、建设进展顺利，预计将于2019年10月至2021年2月期间分批投产并网发电，从而在本次重组完成后即可逐步提升上市公司装机容量和盈利能力。上市公司已聘请具有证券、期货相关业务资格的评估机构对标的资产（含尚未投产的二期项目）进行评估，并参考评估结果与交易对方协商交易对价，从而保护上市公司及全体股东的利益。
作为福建省首个商业化运作的海上风电示范项目，一期项目投产后的运营数据与业绩远好于其可行性研究报告的预测，反映出福建海上风电资源丰富的优势和中闽海电良好的开发运营能力。根据一期项目的历史业绩，可以预计采用更大单机容量的风电机组、总装机容量接近一期项目5倍的二期项目完成投产并网发电后将能够为公司贡献较大的营业收入和利润，进一步提升公司盈利能力。同时，二期项目装机容量246MW，占中闽能源2018年末风电装机容量 416.5 MW的59.06%，注入投产后能够显著增加上市公司的风电项目数量和装机容量，有利于加强上市公司风电业务的市场地位，提高获取风电资源和项目开发权的竞争力。
因此，将尚未投产运营的二期项目注入上市公司有利于提高上市公司质量。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章标的资产基本情况”之“六、主营业务发展情况”之“（一）主要产品及服务”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，财务顾问认为：
一期项目和二期项目的相关情况已在重组预案中补充披露。
将尚未投产运营的二期项目注入上市公司，其项目投产时间可期且定价原则公允，投产后上市公司规模将显著增加，盈利能力增强，市场竞争能力得到进一步提升，有利于提高上市公司质量。
问题5：
预案披露，投资集团拟设立全资项目子公司承接刚核准的三期项目，继续培育至满足注入条件后再与上市公司协商启动注入程序。请公司补充披露：（1）三期项目承接的进展情况；（2）人员、资产、负债等划分安置计划；（3）后续注入上市公司、解决同业竞争的具体计划。请财务顾问发表意见。
回复：
一、相关情况说明
（一）三期项目承接的进展情况
2019年3月31日，投资集团与中闽海电签署了《关于福建中闽海上风电有限公司项目剥离及费用承担相关事宜之协议书》（以下简称《协议书》），协议约定，中闽海电将三期项目整体剥离至投资集团，投资集团同意承接上述项目并设立项目公司作为建设主体；投资集团同意承担截至2019年3月31日三期项目的前期费用金额为9,463,557.89元（不含税），上述费用将在《协议书》生效之日起三十日内由投资集团支付给中闽海电。
2019年4月2日，经福建省莆田市秀屿区工商行政管理局网上核准，拟承接三期项目的公司名称确定为福建莆田闽投海上风电有限公司。截至本回复出具日，投资集团正在办理福建莆田闽投海上风电有限公司的设立登记手续。
投资集团拟设立全资项目子公司承接三期项目尚需取得福建省发改委的同意。截至本回复出具日，投资集团正在推动办理三期项目的建设主体变更手续，在取得福建省发改委的同意之前，公司将不会实施本次交易方案。
（二）人员、资产、负债等划分安置计划
本次交易的标的资产为投资集团持有的中闽海电100%的股权，本次交易将不会导致中闽海电的法人主体地位发生变化，不涉及中闽海电的人员安置问题。本次交易将以保证一期项目、二期项目的稳定运营为原则，确保一期项目、二期项目运营所需人员的劳动关系不变；在满足前述要求的情况下，拟承接三期项目的福建莆田闽投海上风电有限公司将根据经营管理需求招聘相关人员。
根据投资集团与中闽海电签署的《协议书》和付款凭证等资料，截至2019年3月31日三期项目前期核准等准备工作中已发生的费用和支出不含税金额9,463,557.89元，上述支出所形成的在建工程将随着投资集团承担费用的同时转移至三期项目公司。
根据投资集团与中闽海电签署的《协议书》约定，自2019年3月31日起，与三期项目有关，如涉及需变更中闽海电与相关合作单位签署的相关合同的，投资集团承诺将协调相关合作单位与中闽海电以及变更后的项目建设单位（即：福建莆田闽投海上风电有限公司）签署相关合同主体变更协议，即变更相关债权债务合同的主体，同时投资集团承担上述变更所需的相关费用和支出。
（三）后续注入上市公司、解决同业竞争的具体计划
在上市公司2015年实施重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易（以下简称“2015年重大资产重组”）时，投资集团作为上市公司的控股股东，就避免与上市公司之间的同业竞争出具了《关于避免同业竞争承诺函》。根据《关于避免同业竞争承诺函》，投资集团承诺在中闽海电稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在合规性问题并符合上市公司条件后一年内，与上市公司充分协商，启动将相关符合上市条件资产注入上市公司的程序，具体的注入方式包括但不限于接受上市公司支付的现金、认购上市公司非公开发行的股份以及其他法律法规规定的合法方式；根据中国证监会的要求，投资集团就《避免同业竞争承诺函》中的“稳定投产”的含义进行了明确，对于中闽海电而言，“稳定投产”系指中闽海电所有发电机组或发电工程试运行期满后，确定发电机组或发电工程的技术指标符合产品技术文件规定，并签署相关验收证书。
为解决三期项目与上市公司的同业竞争问题，投资集团已经出具承诺如下：
1、本公司在2015年出具的《避免同业竞争承诺函》将持续有效，直至本公司不再是上市公司的控股股东为止。
2、在本公司为上市公司的控股股东期间，本公司将按照《避免同业竞争承诺函》的要求，优先将三期项目注入上市公司，在福建莆田闽投海上风电有限公司稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在合规性问题并符合上市公司条件后一年内，与上市公司充分协商，启动将三期项目注入上市公司的程序。
关于“稳定投产”的具体内涵，系指三期项目所有发电机组或发电工程试运行期满后，确定发电机组或发电工程的技术指标符合产品技术文件规定，并签署相关预验收文件。其中，《风力发电机组验收规范》（GB/T 20319一一2017）对试运行的要求为：单台机组应连续、稳定、无故障运行达240h（根据《风力发电机组验收规范》（GB/T20319-2006，2007年1月1日起实施）的规定，风机试运行合格的最低时限为250小时；根据《风力发电机组验收规范》（GB/T 20319-2017，2018年2月1日起实施）的规定，风机试运行合格的最低时限为240小时。
标的公司二期项目主要合同的签署时间在2018年2月1日之前，因而二期项目风机试运行合格的最低时限按250小时执行；标的公司三期项目主要合同尚未签署，因而《避免同业竞争承诺函》所述“稳定投产”的具体内涵中，风机试运行合格的最低时限按240小时执行。），并且在此期间机组达到额定功率，则视为试运行合格。如果在240h的试运行期内，机组没有达到额定功率，则试运行顺延至达到额定功率；如果顺延120h仍然未达到额定功率，机组运行正常，则视为试运行合格。（如后续关于风力发电机组的验收规范有新的国家标准要求的，则以新的国家标准为准。）。
综上，投资集团已经就三期项目后续注入上市公司、解决与上市公司的同业竞争问题作出了切实可行的计划。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章标的资产基本情况”之“六、主营业务发展情况”之“（一）主要产品及服务”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，财务顾问认为：
三期项目承接的进展情况和人员、资产、负债等划分安置计划已经在重组预案中补充披露。
投资集团已就三期项目后续注入上市公司、解决同业竞争的事项出具承诺函，承诺2015年出具的《避免同业竞争承诺函》将持续有效；优先将三期项目注入上市公司，在福建莆田闽投海上风电有限公司稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在合规性问题并符合上市条件后一年内，与上市公司充分协商，启动将三期项目注入上市公司的程序。投资集团关于三期项目后续注入上市公司、解决同业竞争的承诺明确可行。
问题6：
预案披露，标的公司2018 年度实现营业收入1.46 亿元，同比下滑11.43%，净利润6365.64 万元，同比下滑28.21%。同时，其2018 年末负债总额为25.94 亿元，同比增长124.99%，负债率由期初的72.14%上升至80.68%。请公司补充披露：（1）2018 年度标的公司业绩下滑的具体原因，下滑趋势是否可能持续；（2）标的公司负债规模大幅增加的原因，量化分析未来是否将对上市公司带来较大偿付压力，并进行相应风险提示。请财务顾问和会计师发表意见。
一、相关情况说明
（一）2018 年度标的公司业绩下滑的具体原因，下滑趋势是否可能持续
1、2018 年度标的公司业绩下滑的主要原因
（1）2018年发电量减少，营业收入下降
标的公司的发电量与风力大小的正相关程度较高，而标的公司一期项目风机所测2018年度年平均风速9.24m/s较2017年度年平均风速9.86m/s下降了6.29%，标的公司上网电量同比上年减少约2,624.06万千瓦时，同比下滑11.46%。
（2）薪酬增长和修理费增长导致成本费用增长
2018年标的公司为应对二期项目建设和企业规模增长需求，新增招聘员工、调增薪酬待遇，人工薪酬增长较快；同时，2018年标的公司发生的风机清障费用、平台防腐工程和测风塔检修费用较上年有所增加。
2、标的公司未来业绩存在持续下滑趋势的可能性较小
根据标的公司所属莆田平海湾海上风电场所在海域鸬鹚岛上1001#测风塔不同高度的测风数据，经过数据修正，利用Windographer软件进行测算得出的最近五年100m层平均风速情况如下：
■
标的公司的业绩主要受所属风电场海域风况的影响。标的公司所属莆田平海湾海上风电场最近五年100m层平均风速数据，反映了该区域不同年份间的风况存在小幅度的波动，但不存在持续下降趋势。
基于此，在标的公司所属风电场海域未来的风况不发生较大的变化，风机运行稳定、检修情况正常以及其他成本费用不出现大幅增长的情形下，预计标的公司未来业绩存在持续下滑趋势的可能性较小。
（二）标的公司负债规模大幅增加的原因，量化分析未来是否将对上市公司带来较大偿付压力，并进行相应风险提示
1、标的公司负债规模大幅增加的原因
标的公司2018年末负债规模较2017年末大幅增加主要为建设二期项目所致：
（1）2018年标的公司大规模建设二期项目，按资本金20%，贷款80%的比例进行筹资，2018年末二期项目有息负债本金余额99,729.26万元。
（2）2018年末二期项目采购的风机大量交货，应付设备款增加。
2、量化分析未来是否将对上市公司带来较大偿付压力，并进行相应风险提示
（1）量化分析未来是否将对上市公司带来较大偿付压力
截至2018年12月31日，标的公司二期项目专项借款合同金额合计336,000.00万元，公司按进度提款，借款本金余额99,729.26万元，借款期限主要为15-18年，按合同规定分期还款，未来会给上市公司带来一定的偿付压力，但根据标的公司提供的二期项目可行性研究报告，二期项目投产后产生的经营性现金流能够覆盖分期偿还的银行贷款本息支出。
二期项目可行性研究报告中的财务评价如下：二期项目借款总额预计为35.90亿元；预计发电利润总额超过借款总额；投资回收期（所得税后、不含建设期）为5.7年；投产后第一年资产负债率最高，为71.2%，此后逐年递减，投产后第5年资产负债率可降至50%以下，投产后第15年后长期贷款本息全部还清，资产负债率不到1%。该项目具有较强偿债能力。
截至本回复出具日，本次交易标的资产的审计和评估工作尚未完成，本次交易对上市公司有息债务和偿债能力的影响，将在重组报告书中披露。
（2）补充风险提示
标的公司经营业绩主要受所属风电场海域风况的影响，同时还受风电场运营管理等多方面因素影响。若由于风电场海域风况不佳、风电场运营管理成本增加等因素，标的公司经营业绩出现波动或下滑，二期项目投产后产生的经营性现金流无法覆盖分期偿还的银行贷款本息支出，则会使标的公司产生偿债风险，并给上市公司带来较大的偿付压力。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章标的资产基本情况”之“七、报告期内主要财务数据”；“重大风险提示”和“第九章 风险因素”之“二、标的公司的经营风险”之“（八）债务偿付风险”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，会计师认为：
标的公司2018年主营业务收入、净利润同比上年下滑，主要原因是2018年发电量下降，营业收入下降；同时还受薪酬和修理费增长导致成本费用增加等因素影响。标的公司所属风电场所在区域不同年份间的风况存在小幅度的波动，但不存在持续下降趋势。基于此，在标的公司所属风电场海域未来的风况不发生较大的变化，风机运行稳定、检修情况正常以及其他成本费用不出现大幅增长的情形下，预计标的公司未来业绩存在持续下滑趋势的可能性较小。
标的公司2018年末负债规模较2017年末大幅增加，主要为建设二期项目所致，未来会给上市公司带来一定的偿付压力，但根据可行性研究报告，二期项目投产后产生的经营性现金流能够覆盖分期偿还的银行贷款本息支出。若由于风电场海域风况不佳、风电场运营管理成本增加等因素，标的公司经营业绩出现波动或下滑，二期项目投产后产生的经营性现金流无法覆盖分期偿还的银行贷款本息支出，则会使标的公司产生偿债风险，并给上市公司带来较大的偿付压力。相关风险提示已在重组预案中补充披露。
经核查，财务顾问认为：
标的公司2018年主营业务收入、净利润同比上年下滑，主要原因是2018年发电量下降，营业收入下降；同时还受薪酬和修理费增长导致成本费用增加等因素影响。标的公司所属风电场所在区域不同年份间的风况存在小幅度的波动，但不存在持续下降趋势。基于此，在标的公司所属风电场海域未来的风况不发生较大的变化，风机运行稳定、检修情况正常以及其他成本费用不出现大幅增长的情形下，预计标的公司未来业绩存在持续下滑趋势的可能性较小。
标的公司2018年末负债规模较2017年末大幅增加，主要为建设二期项目所致，未来会给上市公司带来一定的偿付压力，但根据可行性研究报告，二期项目投产后产生的经营性现金流能够覆盖分期偿还的银行贷款本息支出。若由于风电场海域风况不佳、风电场运营管理成本增加等因素，标的公司经营业绩出现波动或下滑，二期项目投产后产生的经营性现金流无法覆盖分期偿还的银行贷款本息支出，则会使标的公司产生偿债风险，并给上市公司带来较大的偿付压力。相关风险提示已在重组预案中补充披露。
问题7：
预案披露，标的公司所属海上风电项目面临自然条件风险，易受台风等恶劣天气威胁。请公司补充披露：（1）过往风况测试结果；（2）截至目前是否存在自然灾害影响标的公司正常运营的情况，若有，说明具体影响程度；（3）相关应对举措或应急预案。请财务顾问发表意见。
回复：
一、相关情况说明
（一）过往风况测试结果
根据标的公司莆田平海湾海上风电场项目的可行性研究报告，标的公司所属海上风电项目所在的莆田平海湾海上风电场位于福建中部沿海地区，进入该区域的热带气旋中有74%经过台湾，因而强度减弱较多，但也有遭遇强台风袭击的可能性。1959-2009年，影响福建省近海的129场热带气旋中，正面登陆（50km内）莆田平海湾海上风电场的热带气旋共29场，其中超强台风1个、强台风2个、台风11个，其余15个为强热带风暴及以下。
风电场风况测试详细情况，请见“问题2”之“一、相关情况说明”之“（二）可行性研究报告中的风力测试情况”。
（二）截至目前是否存在自然灾害影响标的公司正常运营的情况
截至本回复出具日，标的公司不存在自然灾害影响其正常运营的情况。
（三）相关应对举措或应急预案
1、应对举措
为了应对福建区域易发的台风等自然灾害威胁，保证风电场安全稳定运行，标的公司一期项目和二期项目均选择抗台风的海上风电机组，即符合IEC标准的I类风电机组。
风电场运营期间，严格按照技术规范要求，在台风季节来临前完成风机设备的各项维护保养、安全测试以及螺栓力矩检验工作，及时消除设备缺陷，确保风机健康水平和防御台风的能力。
2、应急预案
为规范中闽海电已建、在建或新建风电项目的应急预案管理，确保风电场安全稳定运行、取得良好效益，根据《中华人民共和国突发事件应对法》、《电力监管条例》、《国家突发公共事件总体应急预案》、《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则（GB/T29639-2013）》等法律法规和国家标准的要求，结合标的公司应急管理的实际经验，中闽海电制定了《应急预案管理手册》并于2017年9月1日起开始实施。
该手册针对风电场可能面临的气象灾害（强对流天气（含暴雨、雷电、龙卷风等）、台风、洪水、大雾）、地震灾害、地质灾害（山体崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷）等自然灾害，编制了4个专项应急预案，具体包括：
（1）防台、防汛、防强对流天气灾害应急预案；
（2）防地震灾害应急预案；
（3）防地质灾害应急预案；
（4）防大雾应急预案。
上述应急预案包括应急处置基本原则、事件类型和危害程度分析、事件分级、应急响应机构及职责、预防与预警、信息报告、应急响应、后期处置、应急保障、培训和演练等内容，为应对自然灾害、保证风电场安全稳定运行，建立了完备的应急管理措施体系。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章 标的资产基本情况”之“六、主营业务发展情况”之“（七）自然灾害应对安排”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，财务顾问认为：
标的公司所属海上风电项目所在的莆田平海湾海上风电场位于福建中部沿海地区，进入该区域的热带气旋中有74%经过台湾，因而强度减弱较多，但也有遭遇强台风袭击的可能性。截至本回复出具日，标的公司不存在自然灾害影响其正常运营的情况。标的公司一期项目和二期项目均选择抗台风的海上风电机组，在台风季节来临前完成风机设备的检测保养；制定了《应急预案管理手册》，针对风电场可能面临的自然灾害，编制了4个专项应急预案，为应对自然灾害、保证风电场安全稳定运行，建立了完备的应急管理措施体系。
问题8：
预案披露，弃风、弃光限电风险的存在将可能对公司在相关地区项目的收益产生不利影响。请公司补充披露弃风限电风险对标的公司收益可能产生的具体影响及应对措施。请财务顾问发表意见。
回复：
一、相关情况说明
1、报告期内，弃风限电未对标的公司的收益产生影响
根据国家能源局披露的《2018年风电并网运行情况》、《2017年风电并网运行情况》、《2016年风电并网运行情况》，福建省属于沿海经济发达地区，用电量大，风电消纳情况良好，2016年-2018年不存在弃风现象。标的公司自一期项目并网发电以来未出现弃风限电的情形，弃风限电未对标的公司的收益产生影响。
2、标的公司无需就弃风限电采取应对措施
基于下述原因，预计标的公司所在的福建省区域短期内不会出现弃风限电的现象，标的公司无需采取应对措施。
（1）福建省全社会用电情况增长较快，电力需求情况较好
最近三年，福建区域及全国全社会用电量情况如下：单位：亿千瓦时
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从上表可知，最近三年，福建省全社会用电量逐年增高，且增长率均高于国内平均水平，表明福建省对电力的良好消纳能力。
（2）福建省非水电可再生能源占比低于规划目标，未来风力发电仍有较大的空间
2018 年福建风电、光伏发电量 75.07 亿千瓦时，约占全省总发电量3.05%，远低于国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》（国能新能〔2016〕54号）规定的福建2020年全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重7%指标，未来福建区域的风力发电仍有较大发展空间。
（3）国家及地方已出台明确的政策，要求优先、全额收购风电、光伏发电等可再生能源所发电量
根据国家发改委、国家能源局等相关部门印发的《关于下达2016年全国风电开发建设方案的通知》、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》等文件及中共福建省委、福建省人民政府发布的《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的实施意见》，要求落实可再生能源发电全额保障性收购政策，优先收购消纳风电、光伏发电等可再生能源所发电量，推动清洁低碳能源优先上网。2016-2018年，福建省经济和信息化委员会每年下达的当年全省差别电量发电调控计划的通知中皆明确规定，全额安排可再生能源发电，优先安排水电、核电、资源综合利用机组发电，其中风电、水电发电量全额上网。
综上所述，考虑到福建省经济发达，全社会电力需求增长高于全国平均水平，电力消纳情况较好；福建省非水电可再生能源占比低于国家能源局规划目标，风力发电仍有较大的增长空间；国家政策已就优先全额收购风电、光伏发电等可再生能源所发电量进行了明确的要求等因素，预计福建区域短期内不会出现弃风限电的现象，项目均位于福建省内的标的公司尚无需采取应对措施。
二、补充披露情况
相关内容已在重组预案之“第四章标的资产基本情况”之“六、主营业务发展情况”之“（三）竞争优势”进行了补充披露。
三、中介机构核查意见
经核查，财务顾问认为：
报告期内，弃风限电未对标的公司的收益产生影响。考虑到福建省经济发达，全社会电力需求增长高于全国平均水平，电力消纳情况较好；福建省非水电可再生能源比重低于国家能源局规划目标，风力发电仍有较大的增长空间；国家政策已就优先全额收购风电、光伏发电等可再生能源所发电量进行了明确的要求等因素，预计福建区域短期内不会出现弃风限电的现象，项目均位于福建省内的标的公司尚无需采取应对措施。
(下转135版)
