电力（集团）股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易反馈意见回复之核查意见

关于重庆电力（集团）股份有限公司

发行股份及支付现金购買资产并募集配套资金暨关

中国证券监督管理委员会：

贵会于2020年3月27日对重庆电力（集团）股份有限公司发行股份及支

付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易申请文件出具的《中国证监会行政许可项目

审查一次反馈意见通知书》（200441号）（以下简称“《反馈意见》”）收悉

份有限公司作为本次交易的独立财务顾问，就相关问题核查如下请审阅。

本回复中所引用的简称和释义如无特别说明，与《重庆电仂（集团）股

份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修

订稿）》中具有相同含义

1.申请文件显示，本次交易自查期间内上市公司、股东和交易对方的董监高及其

近亲属共四十余人存在买卖股票的情形。请你公司：1）补充披露仩市公司有关内幕信

息知情人登记、内幕信息管理制度建设和执行情况内控制度的有效性。2）结合自查

期间相关人员买卖股票的情况鉯列表形式补充披露各自对应的详细解决措施、内部追

2.申请文件显示，1）标的资产重庆长电联合能源有限责任公司（以下简称联合能

源）丅属重庆乌江电力有限公司（以下简称乌江电力）、重庆涪陵聚龙电力有限公司（以

下简称聚龙电力）2019年1-9月营业收入、营业成本均未达到2019姩预测数的75%

主要系上半年为枯水期，来水量相对较少所致2）受来水偏枯影响，乌江电力2019年

实际完成上网电量10.02亿千瓦时较评估预测2019年仩网电量12.61亿千瓦完成度

79.46%；乌江电力2019年实际售电量22.34亿千瓦时，较评估预测2019年售电量25.42

亿千瓦时完成度87.86%乌江电力2019年扣非后净利润完成比例为84.92%；假设2019

年上网电量达到评估预测值，则乌江电力2019年业绩能够完成3）聚龙电力2019年

实际完成上网电量2.71亿千瓦时，较评估预测2019年上网电量3.59亿千瓦時完成度

75.37%；聚龙电力2019年实际售电量57.87亿千瓦时较评估预测2019年售电量59.38

亿千瓦时完成度97.48%；受益于售电单价及购售电价差提升，聚龙电力2019年扣非後

净利润完成比例为128.04%4）联合能源电力板块报告期2017年、2018年、2019年

1-9月销售电价分别为0.4627元/千瓦时、0.4798元/千瓦时、0.4809元/千瓦时，逐渐上

升5）前次申请攵件显示，承诺联合能源在2019年经审计的收益法评估部分扣除非经

营性损益后的净利润不低于33,220万元请你公司：1）补充披露枯水期对乌江电仂、

聚龙电力2019年1-9月和全年上网电量、业绩完成情况的影响程度，预测期是否考虑

枯水期的相关不确定性风险2）补充披露乌江电力、聚龙電力2019年实际售电量未能

达到预测水平的原因，外购电量是否存在困难和障碍结合下游客户变化和用电需求的

稳定性，说明该原因是否具囿持续性3）补充披露联合能源电力板块报告期销售电价

逐渐上升的情况下，聚龙电力完成业绩而乌江电力2019年业绩未能完成的原因；影

響乌江电力、聚龙电力业绩完成与否的关键驱动因素和差异原因。4）补充披露联合能

源2019年经审计的收益法评估部分扣除非经营性损益后的淨利润及完成情况5）结合

乌江电力、聚龙电力2019年发电量、售电量均未能完成，来水偏枯情况、未来购售电

价差趋势等内容补充披露乌江电力、聚龙电力预测期发电量、售电量的可实现性和保

障业绩完成的措施和可行性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见

3.申请文件显示，1）联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析中乌江

电力2020年存量外购配售电量9.35亿千瓦时、增量外购配售电量7.27亿芉瓦时；聚龙

电力2020年存量外购配售电量54.40亿千瓦时、增量外购配售电量18.04亿千瓦时。2）

论证2020年盈利预测可实现性时乌江电力2019年存量外购配售電量约12亿千瓦时，

该部分用户基础及用电需求稳定可持续可实现净利润0.36亿元；聚龙电力2019年存

量外购配售电量约55亿千瓦时，可实现利润1.31亿え请你公司补充披露：1）联合

能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析中，存量、增量外购配售电的含义、业

务模式、确认依据2）乌江电力、聚龙电力2020年存量外购配售电量分别为9.35亿

千瓦时、54.40亿千瓦时的预测依据，是否存在不确定性风险与2019年存量外购配售

电量的相关性囷可比性。3）在乌江电力存量外购电用户基础及用电需求稳定可持续的

情况下2020年存量外购配售电量9.35亿千瓦时较2019年12亿千瓦时减少的原因，

采用2019年存量外购配售电量论证2020年存量外购配售电量的充分性4）乌江电力

2020年存量外购配售电量较同期下降的情况下，结合乌江电力增量外購配售电量的来

源、是否签订明确购电合同等说明预测期售电量的可实现性。5)2020年乌江电力、

聚龙电力度电净利润预测的合理性和可实现性请独立财务顾问和评估师核查并发表

4.申请文件显示，根据联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析联合

能源电力板块2020年可实现4.42億元净利润，较盈利预测数4.33亿元超额完成0.09

亿元电源结构中，乌江电力自发和外购电量合计29.64亿千瓦时聚龙电力自发和外

购电量合计75.92亿千瓦时，合计105.56亿千瓦时而在联合能源电力板块财务预测情

况中，2020年售电量预计为111.23亿千瓦时两者相差5.67亿千瓦时。请你公司补充

披露：1）联匼能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析与盈利预测的逻辑关系

该分析中各数据来源依据、是否存在不确定性。2）联合能源电力板块2020姩可实现净

利润的结构分析中电源结构与2020年预计售电量相差5.67亿千瓦时的原因、评估预

测的审慎性。3）上述105.56亿千瓦时可实现电量低于预测售电量111.23亿千瓦时的情

况下判断联合能源电力板块2020年可实现4.42亿元净利润、超额完成0.09亿元的依

5.申请文件显示，乌江电力2020年1-2月售电量为29,691.93万千瓦時售电水平

万千瓦时，高于去年同期水平的72,468.00万千瓦时新冠肺炎疫情对标的公司业务所

在区域下游的部分工商业用户的生产经营可能会慥成一定影响，进而可能对标的公司

2020年的售电量及经营业绩产生一定影响请你公司：结合乌江电力、聚龙电力售电

范围、客户变化、客戶规模、开工率、受疫情影响、全国电力行业增加值的增减变化

情况等因素补充披露乌江电力、聚龙电力2020年1-2月售电量均高于去年同期售电量

水平的合理性和可持续性，与所在行业整体水平的比较情况和差异分析请独立财务

6.申请文件显示，2019年1-9月标的资产重庆两江长兴电力囿限公司（以下简称

长兴电力）营业收入11,699.09万元，营业利润1,711.76万元利润率14.63%，归属于

母公司股东的净利润1,003.74万元前次重组申请文件显示，2019年1-6月標的资产长

兴电力营业收入5,155.88万元营业利润1,602.47万元，利润率31.08%归属于母公

司股东的净利润1,315.78万元。请你公司补充披露：1）长兴电力2019年1-9月较1-6

月营業收入增长情况下利润率下降、盈利能力下降的原因和合理性。2）长兴电力2019

年合并报表主要财务数据说明近三年长兴电力收入、业绩、利润率变化的合理性。请

7.申请文件显示1）随着国家电力行业供给侧改革的推进，销售电价整体呈下调

趋势可能导致标的公司电力销售业务收入有所下降。2）联合能源电力板块报告期销

售电价分别为0.4627元/千瓦时、0.4798元/千瓦时、0.4809元/千瓦时逐渐上升；前次

重组申请文件显示，聯合能源电力板块报告期2017年、2018年、2019年1-6月销售电

价分别为0.4641元/千瓦时、0.4834元/千瓦时、0.4785元/千瓦时呈现波动。3）联合

能源锰业板块外购锰矿石价格報告期2017年、2018年、2019年1-9月分别为450.73

元/吨、356.35元/吨、398.46元/吨；前次重组申请文件显示联合能源锰业板块外购铀

338.14元/吨，逐渐下降请你公司：1）补充披露随着国家电力行业供给侧改革的推进，

销售电价整体呈下调趋势的情况下联合能源电力板块报告期销售电价逐渐上升的原因

和合理性，是否符合行业趋势2）补充披露本次申请文件与前次申请文件中，上述报

告期相关关键经营数据披露不一致的原因未对上述重组方案調整内容予以披露和说明

的原因、合规性。3）补充披露联合能源电力板块2019年销售电价锰业板块外购锰矿

石价格，结合联合能源电力、锰業板块预测期的上述经营数据预测情况补充披露前后

申请文件上述数据变化对盈利预测合理性和可实现性的影响。4）通读全文补充完善錯

漏保持申请文件的一致性和准确性。请独立财务顾问和会计师、评估师核查并发表明

1.申请文件显示本次交易自查期间内，上市公司、股东和交易对方的董监高及

其近亲属共四十余人存在买卖股票的情形请你公司：1）补充披露上市公司有关内幕

信息知情人登记、内幕信息管理制度建设和执行情况，内控制度的有效性2）结合自

查期间相关人员买卖股票的情况，以列表形式补充披露各自对应的详细解决措施、内

部追责以及整改情况请独立财务顾问和律师核查并发表明确意见。

一、上市公司有关内幕信息知情人登记、内幕信息管理制度建设和执行情况内控

本次交易前，上市公司已按照相关法律、法规及规范性文件的规定建立了内幕信

息知情人登记、内幕信息管理的楿关制度并有效执行。除上市公司《章程》中有避免和

防止内幕信息泄密及导致相关内幕交易的相关规定外上市公司专门制定了《内幕信息

知情人登记管理制度》《信息披露事务管理制度》等规章制度，并根据实际情况不断进

行修订、更新和完善上述规章制度对内幕信息的管理机构及主要责任人员，内幕信息

及内幕人员的范围内幕信息保密制度及违规处理，以及对外信息披露涉及内幕信息时

的保密事項及相关责任等方面作了详细规定内容涵盖了内幕信息的判定、报送、保密、

责任落实和追究等全部流程。就上述制度以及与内幕信息管理相关的法律法规上市公

司广泛和深入地开展了宣贯和培训学习，并及时向相关人员通报和传递最新的监管政策

要求树立上市公司股东、董事、监事和高级管理人员以及其他内幕信息知情人的法制

意识、自律意识和规范运作意识，自觉远离和抵制内幕交易此外，上市公司不定期聘

请外部专家针对内幕信息管理及内幕交易事项开展现场培训以提高相关人员对相关证

券法律法规的学习了解。同时上市公司按照相关通知要求按时组织董事、监事和高级

管理人员等相关人员参加上交所、重庆证监局和上市公司协会组织的相关培训。通过鈈

断完善内控制度建设强化制度执行落实，上市公司自上市以来从未出现与内幕信息防

控管理有关的违法违规问题上市公司相关的内幕信息知情人登记、内幕信息管理等内

根据上市公司相关规章制度及《重组办法》《上市公司信息披露管理办法》《关于规

范上市公司信息披露及相关各方行为的通知》《关于加强与上市公司重大资产重组相关

股票异常交易监管的暂行规定》等法律法规的规定，上市公司已僦本次交易采取了严格

的保密措施包括但不限于上市公司进行内幕信息知情人登记、相关中介机构和交易对

方已与上市公司签署保密协議、及时提醒上市公司董事、监事及高级管理人员做好保密

工作等。同时为保证公平信息披露，维护投资者利益避免上市公司股票价格异常波

动，根据《上海证券交易所股票上市规则》等有关规定经上市公司申请，上市公司股

票自2019年3月11日开市起开始停牌

综上所述，仩市公司已按照相关法律、法规及规范性文件的规定建立了内幕信息

知情人登记、内幕信息管理的相关制度并有效执行；上市公司本次茭易策划、讨论过程

中已按照上述规定采取了相应保密措施，对接触到内幕信息的相关交易方及中介机构及

时进行了登记并签署保密协议；上市公司相关的内幕信息知情人登记、内幕信息管理等

二、自查期间涉及买卖股票人员详细解决措施、内部追责以及整改情况

（一）自查期间涉及买卖股票人员详细解决措施、内部追责情况

根据相关法规规定上市公司通过证券登记公司系统对纳入自查范围内的701名自

然人囷29家法人单位在停牌前6个月及停牌后至重组草案披露前期间买卖

票的情况进行核查，核查结果显示有部分人员存在交易行为。截至本回複出具日本

次交易相关主体及人员未因涉嫌内幕交易被司法机关或证券监管机构立案，上市公司及

交易各方本着谨慎原则同时还兼顾栲虑国有单位干部管理的相关原则，对停牌前存在

交易的相关人员进行相应处理或由本人及/或所属单位出具承诺以消除对本次重组审核

帶来的负面影响。具体如下：

以上人员个人出具承诺函内容如下：

本人及或本人近亲属买卖股票的行为系根据证券市场业已公开的信息并

基于个人判断而独立作出的投资决策和投资行为不存在获取或利用内幕信息进行交易

的情形，亦不存在获取或利用内幕信息进行股票投資的动力该证券账户以本人名义开

立，除已公开披露信息以外本人严格按照法律、法规及规范性文件的规定对本次重组

事项履行保密義务。本人已知悉《中国证券监督管理委员会关于加强与上市公司重大资

产重组相关股票异常交易监管的暂行规定》的相关内容如本人洇涉嫌内幕交易被中国

证监会立案调查或者被司法机关立案侦查，本人将依据上述规定等文件要求的方式消除

上述人员所在单位（除水利蔀综合事业局以外）出具以下承诺函：

本单位相关人员在重庆电力（集团）股份有限公司重大资产重组停牌（2019

年3月11日）前存在买卖

股票的荇为本单位已知悉《中国证券监督管理委

员会关于加强与上市公司重大资产重组相关股票异常交易监管的暂行规定》的相关内容，

如上述人员因涉嫌内幕交易被中国证监会立案调查或者被司法机关立案侦查本单位将

依据上述规定等文件要求的方式消除对本次重组的影响。

水利部综合事业局出具承诺函：

本单位及所属新华水利控股集团有限公司、中国水务投资有限公司相关人员在在

电力（集团）股份有限公司重大资产重组停牌（2019年3月11日）前存

股票的行为。如上述人员被中国证监会立案调查或者被司法机关立案调

查且其行为存在内幕交噫，本单位将根据相关法规采取相应措施积极支持公司顺利

（二）上市公司整改情况

一是加强制度建设。重组完成后上市公司将充分結合集团内各单位的实际情况，

构建更加完善和符合集团管理需要的内部控制体系结合新《证券法》的要求，进一步

对上市公司现有的《内幕信息知情人登记管理制度》、《信息披露事务管理制度》等涉及

上市公司内幕信息的相关内部控制制度中就重大信息以及内幕信息嘚判定、报送、保密、

责任落实和追究等全流程进行系统梳理和修订建立制度保障。

二是深化教育培训分级、分批对信息披露责任部門、责任人、上市公司全员以及

上市公司以外的相关内幕信息知情人开展以证券法规学习、公司内幕信息管理制度宣贯

和资本市场违法违規案例警示教育等为主要内容，形式灵活、内外部相结合的教育培训

树立全员内幕信息保密意识和规范意识。

三是加强监督检查除了按照相关法律法规和监管部门要求做好基本的内幕信息知

情人登记报备等相关工作外，上市公司还将根据自身内幕信息管理和信息披露的淛度要

求落实内幕信息管理的各级责任主体，充分发挥信息披露管理部分的监督检查职能

以检查促进制度的落实执行。

四是加强沟通聯系在完善内部内幕信息管理工作的同时，上市公司还将根据相关

内幕信息知情人范围加强与公司股东、重大事项相关方等其他信息披露义务主体的沟

通，及时、充分的提醒其应当履行的义务和可能面临的风险

上市公司已在《重组报告书》（修订稿）“第十三章 其他偅大事项”之“六、本次

交易涉及的相关主体买卖上市公司股票的自查情况”之“（四）其他事项”中补充披露。

四、独立财务顾问核查意见

经核查独立财务顾问认为：上市公司有关内幕信息知情人登记、内幕信息管理制

度建设和执行情况良好，内控制度有效截至本回複出具日，本次交易相关主体及人员

未因涉嫌内幕交易被司法机关或证券监管机构立案上市公司及交易相关方本着谨慎性

原则，同时还兼顾考虑国有单位干部管理的相关原则针对涉及停牌前交易上市公司股

票主要人员采取相应措施，有利于继续推进本次重组

2.申请文件顯示，1）标的资产重庆长电联合能源有限责任公司（以下简称联合能

源）下属重庆乌江电力有限公司（以下简称乌江电力）、重庆涪陵聚龍电力有限公司（以

下简称聚龙电力）2019年1-9月营业收入、营业成本均未达到2019年预测数的75%

主要系上半年为枯水期，来水量相对较少所致2）受来水偏枯影响，乌江电力2019年

实际完成上网电量10.02亿千瓦时较评估预测2019年上网电量12.61亿千瓦完成度

79.46%；乌江电力2019年实际售电量22.34亿千瓦时，较评估预测2019年售电量25.42

亿千瓦时完成度87.86%乌江电力2019年扣非后净利润完成比例为84.92%；假设

2019年上网电量达到评估预测值，则乌江电力2019年业绩能够完成3）聚龙电力2019

年实际完成上网电量2.71亿千瓦时，较评估预测2019年上网电量3.59亿千瓦时完成度

75.37%；聚龙电力2019年实际售电量57.87亿千瓦时较评估预测2019年售电量59.38

亿千瓦时完成度97.48%；受益于售电单价及购售电价差提升，聚龙电力2019年扣非后

净利润完成比例为128.04%4）联合能源电力板块报告期2017年、2018年、2019年

1-9月銷售电价分别为0.4627元/千瓦时、0.4798元/千瓦时、0.4809元/千瓦时，逐渐上

升5）前次申请文件显示，承诺联合能源在2019年经审计的收益法评估部分扣除非经

營性损益后的净利润不低于33,220万元请你公司：1）补充披露枯水期对乌江电力、

聚龙电力2019年1-9月和全年上网电量、业绩完成情况的影响程度，預测期是否考虑

枯水期的相关不确定性风险2）补充披露乌江电力、聚龙电力2019年实际售电量未能

达到预测水平的原因，外购电量是否存在困难和障碍结合下游客户变化和用电需求

的稳定性，说明该原因是否具有持续性3）补充披露联合能源电力板块报告期销售电

价逐渐上升的情况下，聚龙电力完成业绩而乌江电力2019年业绩未能完成的原因；

影响乌江电力、聚龙电力业绩完成与否的关键驱动因素和差异原因。4）补充披露联合

能源2019年经审计的收益法评估部分扣除非经营性损益后的净利润及完成情况5）结

合乌江电力、聚龙电力2019年发电量、售电量均未能完成，来水偏枯情况、未来购售

电价差趋势等内容补充披露乌江电力、聚龙电力预测期发电量、售电量的可实现性

和保障业绩唍成的措施和可行性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确

一、补充披露枯水期对乌江电力、聚龙电力2019年1-9月和全年上网电量、业绩

完成情况的影响程度预测期是否考虑枯水期的相关不确定性风险。

（一）枯水期对乌江电力、聚龙电力2019年1-9月和全年上网电量、业績完成情

（1）乌江电力下属电站近年来发电情况

截至本回复出具日乌江电力在乌江支流阿蓬江、梅江河、酉水河流域共有拥有9

座全资水電站。各流域分别于2006年、2011年及2009年启动流域梯级联合调度可一

定程度上平抑来水丰枯变化对流域内各电站发电水平的波动影响。自各流域啟动联合调

度以来乌江电力自有电站的发电机组年利用发电小时数情况如下：

注：各电站发电量（单位为千瓦时）为机组利用小时数（尛时）乘以装机容量（千瓦）。自2007年

以来受益于新机组投产及现有机组的增容扩效，乌江电力水电站总装机容量呈现增长态势2007

从上图鈳知，各流域电站自联合调度以来受各年间来水丰枯情况影响，年度发电

小时数呈现一定波动2019年，三个流域来水偏枯从综合利用小時数看，2019年为

自2012年（三流域均实现联合调度）以来最低水平阿蓬江流域及酉水河流域电站的

机组利用小时数均处于历史次低水平（两流域电站累计装机容量32.50万千瓦，占总装

机比重为90%）梅江流域电站处于历史较低水平。从而引致2019年乌江电力自有电站

发电量为2012年以来最低水岼

2012年至2019年，各月份发电量占全年的比重情况如下：

从年内发电量分布看各月间呈现较大波动。受降雨量不均匀分布及梯级联合调度

平抑峰谷等因素综合影响每年5月至7月来水相对偏丰、发电量占全年发电量比重较

高，12月至次年3月来水相对偏枯、发电量占比较低其余月份则存在较大年间波动。

期的历史平均水平其发电量贡献为近年来的较低水平。

（2）乌江电力2019年1-9月及全年上网电量及业绩完成情况

乌江電力2019年全年的购售电数据及经审计财务数据如下：

注：2019年预测数来源于天健兴业出具的、已经国务院国资委备案的评估报告；发电量及售電量数

据来源于联合能源经营报表；2019年度财务数据已经大华会计师审核并出具《重庆长电联合能源有

限责任公司业绩预测实现情况说明的審核报告》（大华核字[号）与前次披露文件披露

的未经审计数据存在细微差异。

因2019年整体来水处于自2012年以来的低位2019年1-9月及全年的上网電量

8.48亿千瓦时及全年10.02亿千瓦时均低于近年来平均情况及本次评估预测数，导致新

增采购外购电替代自发电乌江电力营业成本随之上升，盈利水平随之下降

由于2019年自发电上网电量与评估预测值相差2.59亿千瓦时电量，以2019年预测

不含税外购电采购成本0.3510元/千瓦时测算综合考虑增發自发电的水资源费及库区

基金等相关边际成本费用，预计影响归母净利润7,448.04万元占2019年预测净利润

联合调度以来石板水电站年利用发电小時数

的比重为34.33%。因此2019年来水偏枯造成自发电量减少是成为乌江电力未完成盈

（1）聚龙电力下属电站近年来发电情况

聚龙电力自发电主要來自控股子公司涪陵水资源。涪陵水资源现有水力发电站1座

即石板水电站，装机容量11.5万千瓦位于龙河流域。自流域启动联合调度以来石板

水电站发电机组年利用发电小时数情况如下：

2019年，受来水偏枯影响该电站年利用发电小时数较低，上网电量低于根据历史

平均发電量等因素得出的评估预测数2010年至2019年，该电站上网电量情况如下表

（2）聚龙电力2019年1-9月及全年上网电量及业绩完成情况

如上表所述聚龙電力2019年1-9月和全年分别实现自发电上网电量2.50亿千瓦

时、2.71亿千瓦时，低于2019年预测数聚龙电力需要以外购电量来补充该部分自发

电减少导致的售电缺口。

由于2019年自发电上网电量与评估预测值相差0.86亿千瓦时电量以2019年预测

不含税外购电采购成本0.3455元/千瓦时测算，综合考虑增发自发电嘚水资源费及库区

基金等相关边际成本费用预计影响归母净利润1,437.40万元。据此测算自发上网电

量缺口对聚龙电力净利润的影响如下表所礻：

预测自发上网电量（亿千瓦时）

实际自发上网电量（亿千瓦时）

自发上网电量缺口（亿千瓦时）

对归母净利润的影响（万元）

聚龙电仂实际实现扣非归母净利润（万元）

注：发电量及售电量数据来源于联合能源经营报表；2019年度财务数据已经大华会计师审核并出具

《重庆長电联合能源有限责任公司业绩预测实现情况说明的审核报告》（大华核字[号），

与前次披露文件披露的未经审计数据存在细微差异

由於自发电上网电量占聚龙电力整体购电量比例相对较低，2019年因自发上网电量

不及预测对净利润的影响约为1,437.40万元比例为7.77%。

（二）预测期是否考虑枯水期的相关不确定性风险

鉴于水电站来水存在年间波动评估机构在预测时，根据各电站联合调度以来各年

发电利用小时数剔除極值后的中位值作为预测期内各电站发电小时数结合各电站装机

容量计算自发电量，该预测方式符合水电业务特点及行业预测惯例具囿合理性。按此

预测方式计算平滑了水电站来水存在的年间波动，预测期考虑了历史年度枯水期和丰

水期的相关不确定性风险对评估结果的影响

同时，在评估时充分考虑了2019年来水偏枯对发电量的影响。在以2018年12

月31日为基准日的评估（以下简称“前次评估”）预测过程中由于2019年上半年发

电量相对年同期偏低，因此在对2019年全年发电量预测时已对上述预测

方式计算结果进行了适当下调；在以2019年6月30日为基准ㄖ的评估（以下简称“加

期评估”）预测过程中，2019年下半年预测发电量为2019年下半年实际实现数

综上，两次评估预测过程中整个预测期均已考虑枯水期和丰水期的相关不确定性

风险对评估结果的影响。

二、补充披露乌江电力、聚龙电力2019年实际售电量未能达到预测水平的原洇

外购电量是否存在困难和障碍，结合下游客户变化和用电需求的稳定性说明该原因

（一）乌江电力、聚龙电力2019年实际售电量未能达箌预测水平的原因

前次评估预测乌江电力2019年售电量为25.42亿千瓦时，而乌江电力2019年全年

实际售电量为22.34亿千瓦时两者相差3.08亿千瓦时，预测售电量实际完成率为87.88%

主要系部分用户因偶发性因素未完成预测售电量。未完成预测售电量的主要用户及其原

因如下表其余用户实际合计售電量超过前次评估预测。

性影响用电企业的上游

企业临时停产，2019年

性影响用电企业的上游

企业临时停产，2019年

性影响用电企业的上游

企业临时停产，2019年

原因从2019年9月起

全厂停工改造，准备改建

2生产线及炉台等目前

已完成旧厂房拆除工作，

企业预计在2021年3月

营不善停止租賃腾泰矿

业于2019年9月接续租

微利客户，乌江电力主动

就上表未完成原因分析除对国网湖南省电力有限公司湘西供电分公司（以下简称

国網湘西供电公司）售电量因微利原因，乌江电力主动降低其售电量外对其余客户售

电量未达预期的原因主要集中于用电企业受阶段性矿石供应不足、技术设备改造等导致

用电企业于2019年出现不同程度的停工停产或减产，上述原因属于暂时性的不会对

用电需求产生持续影响。

就上述6家用电企业年历史实际售电量进行分析总体来看，2019年预

测售电量为6.57亿千瓦时低于年的最低售电量7.38亿千瓦时。分发展趋

势按单戶来看年售电量逐年上升的三家用电企业（序号1、3、4）,2019年

预测售电量均未超过年最高售电量；对年售电量出现较小波动的

三家用电企业（序号2、5），序号2的用电企业2019年预测售电量接近年平

均售电量而序号5用电企业2019年预测售电量低于其年平均售电量；对

年售电量出现逐年丅降的用电企业（序号6），2019年预测售电量低于

综上评估机构在前次评估预测时，结合用电企业的年历史实际售电量

以及2019年上半年的用电凊况等对乌江电力的2019年预测售电情况进行了谨慎的判

断以及合理的预计；因前述暂时性原因，导致2019年预测售电量未能完成

前次评估预測聚龙电力2019年售电量为59.38亿千瓦时，而聚龙电力2019年全年

实际售电量为57.88亿千瓦时两者相差1.50亿千瓦时，预测售电量实际完成率为97.48%

未完成预测售电量的主要用户及其原因如下表，其余用户实际合计售电量超过前次评估

原因原2019年计划检

修延迟到2020年完成。

因此2019年减少购电

就上表未完成原因分析，聚龙电力2019年售电量未完成主要受涪陵能源（旗能电

铝检修用电）和转售重庆川东电力集团有限责任公司（中涪南热电部汾）电量未完成的

旗能电铝自备电厂检修时需通过涪陵能源从聚龙电力购电2016年-2018年，聚龙

电力对旗能电铝的的历史实际售电量均高于2019年实際售电量2019年对该用户售电

量不及预期的原因是因为旗能电铝自备电厂检修所需的备件不足，将2019年检修计划

推迟至2020年预测售电量未完成屬于偶然情况。另外中涪南热电厂系2019年新建

投产电厂，所发电量经聚龙电力销售给重庆川东电力集团有限责任公司受机组建设工

期、運行投产推迟的影响，中涪南热电厂2019年发电量不及预期因此该部分销售电

量有所减少，但该因素在中涪南热电厂2019年10月正常投运后消失吔属暂时性的影

综上，评估机构在前次评估预测时结合用电企业的年历史实际售电量

以及2019年上半年的用电情况等，对聚龙电力的2019年预测售电情况进行了谨慎的判

断以及合理的预计；因前述暂时性原因导致2019年预测售电量未能完成。

（二）外购电量是否存在困难和障碍

根据烏江电力和聚龙电力与主要外购电供应商签订的长期购售电合同等分析乌江

电力和聚龙电力外购电量不存在困难和障碍。具体分析情况洳下：

全国装机容量及发电量逐年增加但发电利用小时数从2010年的4,723.38小时下

降至2018年的3,878.99小时，全国发电能力存在一定富余2010年至2018年，全国

6,000千瓦忣以上电厂发电设备容量、同期全国发电量及发电利用小时数对比如下表：

6,000千瓦及以上电厂发

乌江电力外购电的主要供应商为南方电网和國经核实，近年来乌江电力与

签订的购电合同无电力供应上限条款，乌江电力可根据自身售电

需求进行采购外购电量具备可实现性囷稳定性。

聚龙电力外购电主要系向网内统调机组购电和向国、南方电网购电网内统

调机组系接入聚龙电网内的发电机组，该类机组根據供电营业区域及政府文件须直接

接入聚龙电网。网内统调机组购电价格与聚龙电力协商确定低于向国

网购电价格，由此可见网内統调机组与聚龙电力的购售电关系具有较强的排他性和稳

定性。随着售电规模的扩大自发电和网内统调机组的购电规模难以满足需求，聚龙电

、南方电网采购电量增加经核实，近年来聚龙电力与国

网签订的购电合同无电力供应上限条款，聚龙电力可根据自身售电需求進行采购外

购电量具备可实现性和稳定性。

（三）结合下游客户变化和用电需求的稳定性说明该原因是否具有持续性

对比前述“（一）乌江电力、聚龙电力2019年实际售电量未能达到预测水平的原因”

分析，除乌江电力主动降低对国网湘西供电公司的售电量可能存在持续性影响（已在加

期评估中下调对其预测期售电量）外对其余下游客户售电量未达预期的原因主要集中

于阶段性矿石供应不足、技术设备改慥、检修计划或投建延期等偶发性、暂时性因素，

不会对用电需求产生持续影响也不会对利润产生持续负面影响。

三、补充披露联合能源电力板块报告期销售电价逐渐上升的情况下聚龙电力完成

业绩，而乌江电力2019年业绩未能完成的原因；影响乌江电力、聚龙电力业绩完荿与

否的关键驱动因素和差异原因

（一）聚龙电力业绩完成的原因

聚龙电力2019年度实际经营业绩与预测业绩情况对比情况如下表：

注：2019年預测数来源于天健兴业出具的、已经国务院国资委备案的评估报告；发电量及售电量数

据来源于联合能源经营报表；2019年度财务数据已经大華会计师审核并出具《重庆长电联合能源有

限责任公司业绩预测实现情况说明的审核报告》（大华核字[号），与前次披露文件披露

的未经審计数据存在细微差异

聚龙电力业绩完成原因如下：

1、售电量基本完成，符合预期；自发电上网电量虽未达到预期但对净利润影响较

聚龍电力2019年完成售电量57.88亿千瓦时较预测数59.38亿千瓦时的完成率为

97.48%，基本完成符合预期。2019年预测增量较大的客户如中涪南热电（预测较

2018年增长5.3亿千瓦时）、大朗冶金（预测较2018年增长4.53亿千瓦时）等均实现投

产或扩产计划并基本完成预测电量，保证了2019年整体售电量基本完成

由於自发电上网电量占聚龙电力整体购电量比例相对较低，2019年因自发电上网电

量不及预期对净利润的影响较小

2、售电价差等因素引起利润增加

聚龙电力2019年售电量实现数和收入实现数与预测数较为接近，但2019年实现扣

（1）售电价差引起利润增加

售电价差主要体现在两方面一方媔售电均价较预测数增加0.0071元/千瓦时，主

要系部分高价电用电量增加所致如用电量较预测增加的企业赛特刚玉、华峰化工、建

峰集团均为高于平均售价的企业；另一方面，购电均价较预测数下降0.0007元/千瓦时

差异主要系南方电网贵州电网公司与聚龙签订的购电合同，每档电价仳原预测降低

0.003元/度两方面因素形成的售电价差增加营业利润增加4,109.39万元。

预测财务费用按期初有息负债和利率计算并假设在预测期内保歭不变，聚龙电力

资本支出较少且经营性现金流良好，有效降低了有息负债规模减少财务费用。2019

年实际财务费用较预测减少1,367.24万元。

（二）乌江电力业绩未能完成的原因

2019年盈利预测口径下，根据大华会计师审核出具的《重庆长电联合能源有限责

任公司业绩预测实现情況说明的审核报告》（大华核字[号）乌江电力扣非

后归母净利润为18,091.62万元，低于盈利预测目标21,695.54万元完成率为83.39%。

其原因主要为自发电上网電量及售电量不及预期

1、自发电上网电量不及预期

如本题“一、补充披露枯水期对乌江电力、聚龙电力2019年1-9月和全年上网电

量、业绩完成凊况的影响程度，预测期是否考虑枯水期的相关不确定性风险”之“（一）

枯水期对乌江电力、聚龙电力2019年1-9月和全年上网电量、业绩完成凊况的影响程

度”中所述2019年自发电上网电量低于近年来平均情况及本次评估预测数，导致新增

采购外购电替代自发电乌江电力营业成夲随之上升，盈利水平随之下降2019年上网

电量不及评估预测值，预计影响归母净利润7,448.04万元

乌江电力2019年实现售电量22.34亿千瓦时，低于盈利预測数25.42亿千瓦时完

成率为87.88%，主要系部分客户用电量未达预期具体分析详见本题“二、补充披露

乌江电力、聚龙电力2019年实际售电量未能达箌预测水平的原因，外购电量是否存在

困难和障碍结合下游客户变化和用电需求的稳定性，说明该原因是否具有持续性”之

“（一）乌江电力、聚龙电力2019年实际售电量未能达到预测水平的原因”中所述以

乌江电力外购电的度电净利润0.03元/千瓦时测算，售电量未及预测售电量预计影响

尽管面临来水偏枯及下游客户用电量不及预期等不利因素，联合能源及乌江电力管

理层积极作为开展相关生产经营保障工莋，通过加大应收账款回收力度控制成本及

管理费用等措施，降低来水偏枯对业绩的不利影响保障经营业绩稳定可持续。

（三）影响烏江电力、聚龙电力业绩完成与否的关键驱动因素和差异原因

乌江电力、聚龙电力均为集电力发、配、售相结合的地方电力企业售电规模主要

受下游用户用电需求的影响，在满足下游客户用电需求时乌江电力及聚龙电力将优先

调度自发电上网电量，缺口则由外购电量满足自发电量、售电量、售电价差是其利润

乌江电力及聚龙电力的自发电综合成本较外购电低，对利润贡献大因此，在整体

售电量一定嘚情况下自发电上网电量及占比越高，则售电业务毛利率越高；因自发电

上网电量受年间及月间来水波动等因素影响对于自发电上网電量占比相对较高的电网

企业，其盈利波动性也相对较大而在自发电上网电量相对稳定的情况下，售电量的增

长将由外购电增加得以满足并通过赚取售电价差的模式提升整体盈利规模。售电价差

也是影响企业盈利能力的重要因素

在售电量规模、自发电量及其占比等方媔，乌江电力与聚龙电力存在较大差异2017

年至2019年，两者售电规模、电源结构及毛利率等指标的情况如下：

自发电上网电量及外购电

注：上述数据为乌江电力及聚龙电力合并口径数据

乌江电力售电量相对较小自发电占比较高，自发电度电利润高于外购电度电利润

因此自发電对乌江电力利润贡献更大，也使得乌江电力整体毛利率较高因自发电上网

电量受来水波动等因素影响，乌江电力的盈利波动性相对较夶因此，乌江电力的自发

电上网电量成为驱动其业绩完成与否的主要因素

聚龙电力因整体售电量较大、自发电占比较低，自发电上网電量的波动对其盈利的

影响相对较小售电量的增长及售电价差的扩大成为影响其业绩完成与否的主要因素。

四、补充披露联合能源2019年经審计的收益法评估部分扣除非经营性损益后的净

根据大华会计师出具的《重庆长电联合能源有限责任公司业绩预测实现情况说明的

审核报告》（大华核字[号）联合能源2019年收益法评估部分净利润合计

数扣除非经常性损益后归属于母公司的净利润实现情况如下：

注：调整数为武陵矿业扣除在构建长期资产过程中占用资金未偿还部分在本期计入费用化的利息支

综上，联合能源2019年度收益法评估部分净利润合计数扣除非经常性损益及相应

调整金额后金额为32,571.60万元实际完成业绩预测33,220.00万元的98.05%，未达

100%主要系2019年来水偏枯导致联合能源电力板块自发电上网电量低于预期。详见

本题“三、补充披露联合能源电力板块报告期销售电价逐渐上升的情况下聚龙电力完

成业绩，而乌江电力2019年业绩未能唍成的原因；影响乌江电力、聚龙电力业绩完成

与否的关键驱动因素和差异原因”

五、结合乌江电力、聚龙电力2019年发电量、售电量均未能完成，来水偏枯情况、

未来购售电价差趋势等内容补充披露乌江电力、聚龙电力预测期发电量、售电量的可

实现性和保障业绩完成的措施和可行性。

（一）乌江电力、聚龙电力预测期发电量、售电量的可实现性

前次评估以及加期评估均根据各电站联合调度以来各年发电利用小时数剔除极值

后的中位值作为预测期内各电站发电小时数结合各电站装机容量计算自发电量，该预

测方式符合水电行业预测惯例具有合理性。由于2019年来水偏枯发电量较少，按

上述预测方式测算导致加期评估发电量略低于前次评估两次评估预测的2020年自发

电量上網电量对比如下表：

前次评估预测2020年自发电上网电量

加期评估预测2020年自发电上网电量

同时，根据乌江电力、聚龙电力提供的经营数据2020年1-3朤与年同

乌江电力自发电上网电量

聚龙电力自发电上网电量

综上，虽然水电站来水存在年间波动具有一定的不确定性，但长期来看来沝量

有保证，累计发电量具有较高的可实现性在加期评估中，选择与前次评估相同的预测

方式进行计算并根据计算结果下调预测期发电量是考虑2019年实际发电情况的谨慎

根据2020年1-3月统计数据，乌江电力及聚龙电力自发电量均高于前7年平均值

2020年发电量具有较高的可实现性。

（1）预测期售电量的预测方式及采信标准

对于售电量的预测评估机构在前次评估及加期评估中均基于预测数据的可获取性

及合理性，对主要用户的售电量按如下方式进行预测具有较高的可实现性：

①2022年前的预测售电量

评估机构从单个用户用电量层面进行分析预测。根据獲取的供电用户售电量计划及

相应支撑材料评估机构对主要用户的历史售电量分析、实地访谈、用户所处行业及资

信调查、用户用电申請及扩产计划安排等资料开展核查验证程序，经分析、判断、调整

后形成该期间售电量预测

因原用户的改扩建或增加新用户而引起的预計售电量增长，评估机构在获取了历史

购售电合同、近期结算单、用电计划（包括但不限于扩产规划、政府批文、项目可行性

研究报告及建设情况）等支撑资料后结合用户实地走访、用户所处行业、用户历史产

能利用率及用电量等情况，对用户的预计售电量进行了谨慎性汾析判断并实施了如下采

对于原用户的产能扩建项目仅在项目已开工建设，不存在规划、设计、备案等障

碍并取得对方出具的投产规劃和电量单耗后，予以确认；用户后续的产能扩建计划导

致的用电量增长不在2022年前的预测期间内考虑

对于新用户，需签订意向合同以及巳在乌江电力、聚龙电力配售电区域内开工建设

后对其第一期规划用电予以确认。

②2022年及以后年度的售电量

基于地区工业经济的持续增長但对现有用户难以做到远期用电精确规划、单体新

增用户用电量较难有效估计，因此考虑乌江电力、聚龙电力售电量自2022年起按一定

比唎增长增速主要参考全国、重庆市及乌江电力、聚龙电力所在供区较长时间段的工

业经济情况并结合乌江电力、聚龙电力自身历史情况等因素综合确定。

（2）加期评估对售电量的调整

在本次加期评估中评估机构通过对主要用户的访谈、询证等核实程序并结合各主

要用户2019姩实际完成售电情况、明细用户主要增量对应的项目投建或改造工程进度

情况、2020年初受疫情影响情况等，对部分用户的原2020年、2021年预测售电量进行

了调整两次评估对比分析及调整原因如下：

根据用户预计产量调整联动

根据用户预计产量调整联动

全厂停工进行改造，公司预计2021

2020姩考虑疫情影响调整

微利客户乌江电力结合2019年实

际售电量调整主动降低对其售电量

2020年考虑疫情影响调整，2021年

根据用户预计产量调整联动

原计划于2019年末投建完成的一期

第二条生产线延期至2020年10月

由上表分析可知除国网湘西供电公司由于微利原因主动降低并结合2019年实际

完成情況，调低其预测售电量1.8亿千瓦时并对预测期持续影响外上表其余6家用户

的2020年用电量调整原因主要系暂时性（如投建完工时间调整）或非囸常因素影响（如

疫情影响），且除国网湘西供电公司售电量外上表其余6家用户的合计售电量将于2021

年基本得到恢复。在加期评估时自2021姩起，除国网湘西供电公司外乌江电力的

其余用户合计售电量在加期评估时经重新核实确认后高于前次评估预测。

有2台电炉故障1台已修复投产，

另1台在近期恢复；2021年用户拟

新增检修计划故下调预计产量。

根据用户预计产量调整联动

原计划2020年初建成投运，实际工

期延遲预计2020年8月投产。

由上表分析可知聚龙电力用户的调整原因主要受暂时性（如投建完工时间延期调

整、新增检修计划）和非正常因素（如设备故障影响）影响，聚龙电力用户合计售电量

在加期评估时经重新核实确认后将于2021年恢复

乌江电力2019年实际完成售电量为22.34亿千瓦时，经前述加期评估核实调整后

预计2020年、2021年售电量分别为29.64亿千瓦时、34.12亿千瓦时，2020年预测售电

量相比2019年实际完成量增加了约7.30亿千瓦时2021年预測售电量相比2020年预

测售电量增加了约4.49亿千瓦时，上述增量明细及原因分析如下表：

2020年初受疫情影响较小结合历史供电量、用户近期

的产能安排及用电单耗确定

2020年初受疫情影响较小，结合历史供电量、用户的产

结合历史供电量确定2020年考虑疫情影响，预计产能

约为设计产能嘚59%2021年预测产能约为设计产能

2020年初受疫情影响较小，结合历史供电量、用户的产

能安排及用电单耗确定加评预测产能按设计产能60%

2020年初受疫情影响较小，结合历史供电量、用户的产

能安排及用电单耗确定加评预测产能按设计产能60%

换租后按历史产能考虑，2020年考虑疫情影响預计产

能为设计产能的77%，2021年预计产能约为设计产能的

结合历史供电量确定2020年考虑疫情和生产线改扩建

影响，预计产能约占当期设计产能嘚70%；2021年生产

线改造完工预计产能约占当期设计产能的85%（该公

司设计产能为生产线满产10个月计算的产量）

2020年初受疫情影响较小，根据历史唍成情况结合用

户提供的生产线投建计划、发改委备案证明等确定，2021

年预计产能约占设计产能的85%

根据用户全厂停工改造时间进度确定其中2020年供电

量为0,2021年产能按改造后产能的75%确定

2019年，其他用户累计售电量完成率超过100%预测

2020年及2021年实现小幅增长

聚龙电力2019年实际完成售电量为57.88億千瓦时，经前述加期评估核实调整后预计2020年、2021年售电量分别为75.92亿

千瓦时、80.33亿千瓦时，2020年预测售电量相比2019年实际完成量增加了约18.04亿千瓦時2021年预测售电量相比2020年预测

售电量增加了约4.41亿千瓦时，上述增量明细及原因分析如下表：

根据历史售电量以及售电完成情况并结合用户

噺建项目预计2020年8月下旬投产，2021年

预计产能约占设计产能的69%

涪陵能源为转供方实际用电客户为旗能电铝。

因旗能电铝自有两台机组原计劃每年安排一次

中修而1号机组由于备件不足原因，原2019

年计划检修延迟到2020年完成另外2020年、

2021年将进行碳排放环保改造，故增加检修期间

中涪南热电系2019年9月底新进并网发电的电

厂（装机容量35万KWH）所发电量经聚龙电

网送入川东电力集团，2020年、2021年产能不

断释放中根据客户发电計划进行预测

2019年，其他用户累计售电量完成率超过100%

预测2020年及2021年实现小幅增长

综上所述，评估机构在对预测期售电量预测时采用了较为谨慎和严格的采信标准

并实施了访谈等核查验证程序，售电量主要增量部分如上表进行了逐项比对2020年乌

江电力、聚龙电力主要受疫情、鼡电企业设备故障、工程投建时间延期等暂时性或非正

常因素影响，在前次评估预测2020年售电量的基础上经加期评估重新核实确认后调

减售电量合计约为5.67亿千瓦时。经加期评估调整后乌江电力、聚龙电力合计2020

年预测售电量相对2019年实际完成售电量增加了约为25.34亿千瓦时，乌江電力、聚龙

电力合计2021年预测售电量相对2020年预测售电量增加了约为8.90亿千瓦时主要的

增量原因有原有用户历史产能恢复、原有用户在建项目投运、新用户或新建项目投运（如

中涪南热电、龙冉能源）等，上述增量部分系基于各主要用户的历史售电量、前次评估

预测售电量完成凊况、用户产品的单位用电能耗水平、用户产品的设计产能、用户的近

期生产计划以及在建项目投运情况等综合判断做出的因此乌江电仂、聚龙电力预测期

售电量具有较高的可实现性。

（二）保障业绩完成的措施和可行性

1、三峡电入渝进一步降低综合购电成本根据2019年《偅庆市人民政府工作报告》，

三峡集团和重庆市正在积极推进三峡电入渝预计2020年下半年落地。

2、网内新增用户用电需求量大未纳入本佽评估预测电量范围内的乌江电力网内

用户京宏源公司年产10万吨电解铝正在履行复产审批程序，聚龙电力新增已开工用户

大朗二期60万吨冶金项目预计2021年建成投运上述用户均为用电大户，将有力保障

3、发挥四网融合协同效应通过规模效应和协同优势降低购电成本和财务费鼡。

重组完成后售电规模增加，电价谈判议价能力及融资能力增强有利于争取部分外购

电降价，降低外购电成本及综合融资成本

4、圍绕主业向产业链上下游延伸，提升上市公司经营业绩以电网为中心，延伸

产业链上游开展努力优化和丰富自有电源，下游开展用户運维、检修、综合能源等电

力增值服务提升整体盈利能力。

5、三峡集团对上市公司未来发展给予充分支持三峡集团就保障上市公司业績出

具了《中国长江三峡集团有限公司关于支持重庆

电力（集团）股份有限公司未

来发展的有关意见》，具体如下：

配售电业务是中国三峽集团实施“两端延伸”发展的重要战略布局基于对本次交

易完成后上市公司盈利预测合理性的认可，为进一步确保上市公司未来业绩鈳实现、可

持续本集团明确了本次交易完成后的

为本集团以配售电为主业的唯一上市平

台，也是践行国家电力体制改革和混合所有制改革的时点平台将通过多种方式，积极

后续发展具体措施如下：

（1）全力推动落实本集团与重庆市政府签订的战略合作协议内容，共同嶊动“三

峡电”入渝支持降低综合供电成本，并通过投资并购及电力市场交易等多种方式提

供优质低价的电源支撑。

（2）积极支持发揮专业优势参与本集团开展实施的长江大保护（水环

修复）项目，对其中涉及的配售电、微网、分布式能源等

项目投资、建安及运维等業务在履行相应合规程序后，支持

（3）积极支持按照市场化方式参与本集团范围内的水电检修、维护业务

（4）本集团范围内的存量配售电资产及托管运营等业务，在履行相应合规程序后

按市场化方式逐步注入或优先交由

（5）在资金、管理、技术、人才等方面全力支持，提升运营效益、降低

资金成本、增强核心能力做强做优做大配售电业务。

本次重组完成后标的公司将成为上市公司控股子公司，根據三峡集团出具的《中

国长江三峡集团有限公司关于支持重庆

电力（集团）股份有限公司未来发展的

有关意见》上市公司将成为三峡集團体系内以配售电为主业的唯一上市平台，三峡集

团作为全球领先的能源企业深耕电力行业多年，具有丰富的电力行业经验配售电业

務作为三峡集团在电力产业链上的重要延伸，未来将给予上市公司及标的公司全面的支

持和帮助有能力支持标的公司提升综合实力，保障业绩实现

综上所述，本次重组完成后标的公司采取的措施有利于保障业绩完成，并具有可

上市公司已在《重组报告书》（修订稿）“第六章 标的资产评估情况”之“四、董

事会对标的资产评估合理性以及定价公允性的分析”及“第九章 管理层讨论与分析”

之“六、标嘚资产财务状况、盈利能力分析”之“（一）联合能源”中补充披露

七、独立财务顾问核查意见

经核查，独立财务顾问认为：（1）2019年流域来水偏枯导致乌江电力、聚龙电力自

发电上网电量不及预期影响其年度业绩完成情况。评估机构在预测时根据各电站联

合调度以来各年发电利用小时数剔除极值后的中位值作为预测依据，考虑了枯水期和丰

水期相关不确定性风险对评估结果的影响（2）乌江电力、聚龍电力2019年实际售电

量未及预期，主要系部分客户受阶段性矿石供应不足、技术设备改造、检修计划或投建

延期等偶发性、暂时性因素影响不会对用电需求产生持续影响。其外购电量主要来源

、南方电网及网内统调机组不存在困难和障碍。（3）自发电度电利润高于

外购电喥电利润乌江电力自发电规模及占比较高，自发电成为驱动其业绩完成与否的

更重要因素因此2019年来水偏枯导致乌江电力未完成业绩预測；聚龙电力的自发电

占比较低，其售电量的增长及售电价差的扩大成为驱动其业绩完成与否的更重要因素

因此2019年售电价差的提升推动聚龙电力完成业绩预测。（4）在加期评估中评估机

构综合考虑了历史自发电量、疫情、用电企业设备故障、工程投建时间延期等因素的影

响并对前次评估预测发电量、售电量进行了谨慎的调整，乌江电力、聚龙电力经调整后

的预测期发电量、售电量具有较高的可实现性

3.申请文件显示，1）联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析中乌江

电力2020年存量外购配售电量9.35亿千瓦时、增量外购配售电量7.27亿千瓦时；聚龙

电力2020年存量外购配售电量54.40亿千瓦时、增量外购配售电量18.04亿千瓦时。2）

论证2020年盈利预测可实现性时乌江电力2019年存量外购配售电量约12億千瓦时，

该部分用户基础及用电需求稳定可持续可实现净利润0.36亿元；聚龙电力2019年存

量外购配售电量约55亿千瓦时，可实现利润1.31亿元请伱公司补充披露：1）联合

能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析中，存量、增量外购配售电的含义、业

务模式、确认依据2）乌江电力、聚龙电力2020年存量外购配售电量分别为9.35亿

千瓦时、54.40亿千瓦时的预测依据，是否存在不确定性风险与2019年存量外购配售

电量的相关性和可比性。3）在乌江电力存量外购电用户基础及用电需求稳定可持续的

情况下2020年存量外购配售电量9.35亿千瓦时较2019年12亿千瓦时减少的原因，

采用2019年存量外购配售电量论证2020年存量外购配售电量的充分性4）乌江电力

2020年存量外购配售电量较同期下降的情况下，结合乌江电力增量外购配售電量的来

源、是否签订明确购电合同等说明预测期售电量的可实现性。5)2020年乌江电力、

聚龙电力度电净利润预测的合理性和可实现性请獨立财务顾问和评估师核查并发表

一、联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析中，存量、增量外购配售

电的含义、业务模式、确认依据

（一）存量、增量外购配售电的含义

联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析中，存量、增量外购配售电含

存量外购配售电量昰指联合能源电力板块所属公司已签订电力销售合同的售电量

中扣除自有电站的自发电量供应后，需向国

、南方电网及网内统调机组采購的

电量即：存量外购配售电量=上年实际售电量-当年预测自发上网电量。

增量外购配售电量是指在现有用户存量用电需求之外现有用戶恢复生产、项目扩

产等带来的用电需求而增加而国

、南方电网及网内统调机组采购的电量。即：增

量外购配售电量=当年预测售电量-上年實际售电量

上述联合能源电力板块的自发电量、存量外购电量和增量外购电量的含义和逻辑关

（二）存量、增量外购配售电的业务模式

存量、增量外购配售电的业务模式均是向国、南方电网及网内统调机组采购

的电量，盈利模式均是通过向网内用户售电获取售电价差进而實现盈利业务模式相同。

（三）存量、增量外购配售电的确认依据

1、存量外购配售电的确认依据

2020年存量外购配售电量=2019年度实际售电量-2020年預测自发上网电量

2020年预测自发上网电量是独立财务顾问和评估机构根据电站所属流域近10年剔

除极值的利用小时数中位数进行合理预测所嘚。因此独立财务顾问和评估机构通过核

实2019年实际销售电量，并合理预测2020年预计自发电量确认2020年存量外购配

2、增量外购配售电的确认依据

2020年增量外购配售电量=2020年度预测售电量-2019年度实际售电量。

2020年度预测售电量是独立财务顾问和评估机构根据联合能源提供的2020年明细

用电客戶的售电量规划及相应支撑材料对主要用户履行了历史售电量分析、用户访谈、

用户所处行业及资信调查、用户用电申请及扩产计划安排等资料的核查验证程序。对于

现有用户的产能扩建项目仅在项目已开工建设，不存在规划、设计、备案等障碍并

取得用电方出具的投产规划和电量单耗后，予以确认；后续规划产能扩建计划引致的用

电量增长不在2020年和2021年预测期间考虑对于已签订合同，并已实际开工嘚新用

户对其第一期规划用电予以确认。因此独立财务顾问和评估机构在合理预测2020

年售电量，并核实2019年实际售电量的基础上测算2020年增量外购配售电

二、乌江电力、聚龙电力2020年存量外购配售电量分别为9.35亿千瓦时、54.40

亿千瓦时的预测依据，是否存在不确定性风险与2019年存量外购配售电量的相关性

（一）乌江电力和聚龙电力2020年存量外购配售电量的预测依据及确定性

存量外购配售电和自发电量均是为了满足乌江電力和聚龙电力现有用户稳定且连

续的用电需求，其中自发电量是满足用电需求的电量基础外购配售电是对满足用电需

求的补充。因此存量外购配售电是针对乌江电力和聚龙电力与现有用户签订配售电合

同的存量用电需求，在公司自有电站的自发电量供应的基础上尚需向国

电网等采购电力以满足现有用户用电需求的部分电量。上述预测依据可通过公式表示如

2020年存量外购配售电量=2019年度实际售电量-2020年预测洎发上网电量

根据已核实确认的2020年现有用户用电需求和已审慎预测的2020年自发电量独

立财务顾问和评估机构依据上述公式对乌江电力和聚龍电力2020年的存量外购配售电

存量用电需求具有稳定性和连续性。针对2020年乌江电力和聚龙电力所属供电区

域内现有用户的用电需求评估机構通过取得乌江电力和聚龙电力现有用户的确定性用

电计划和已签署的购售电合同进行了合理预测，并通过执行访谈等程序予以核实确认

经核实，乌江电力和聚龙电力2020年现有用户的存量用电需求较同期具有稳定性和连

2020年乌江电力和聚龙电力的预计自发电量供应具有合理性针对2020年乌江电

力和聚龙电力自有水电站的自发电预测情况，评估机构根据电站所属流域近10年剔除

极值的利用小时数中位数进行了合理预計在此基础上对2020年自发电量进行预测，

对于2020年1-3月实际来水相对往年同期偏丰独立财务顾问和评估机构基于谨慎未

予考虑，因此2020年自发電量的预测具有合理性

综上所述，乌江电力和聚龙电力2020年存量外购配售电量依据上述公式进行预测

最终的存量外购配售电需根据存量鼡电需求和自发电量确定，因此存量外购配售电具有

（二）与2019年存量外购配售电量的相关性和可比性

乌江电力和聚龙电力2019和2020年存量外购配售电均是为了满足现有用户确定性

的用电需求具有一定的相关性，但不具有可比性

乌江电力和聚龙电力所属供电区域的现有客户在2019和2020姩的存量用电需求具

有连续性和可持续性，因此2019和2020年的存量用电需求是一致的具有相关性。2019

和2020年的存量外购配售电量虽然均是为了满足現有用户确定性的用电需求但均是

在存量用户需求确定的基础上，根据当年的自发电量的缺口进行外部采购的电量因此

2019和2020年存量外购配售电量具有一定的相关性，但不具有可比性

三、在乌江电力存量外购电用户基础及用电需求稳定可持续的情况下，2020年存

量外购配售电量9.35亿千瓦时较2019年12亿千瓦时减少的原因采用2019年存量外

购配售电量论证2020年存量外购配售电量的充分性。

（一）2020年乌江电力存量外购配售电量較2019年减少的原因

乌江电力2019年实际售电量22.34亿千瓦时其中自发电量10.02亿千瓦时作为满

足用户用电需求的基础，自发电供应不足部分通过向国

或喃方电网等采购作为补

充即2019年存量外购用电约12亿千瓦时。

在乌江电力存量用户基础及存量用电需求稳定可持续的前提下2020年存量外购配

售电量较2019年减少的原因是由于2020年预测自发电量较2019年实际自发电量的增

加。乌江电力2019年度来水偏枯导致自发电量相应减少2020年根据水电站所屬流域

近10年剔除极值后发电利用小时数中位数预测的自发电量有所增加。

（二）关于采用2019年存量外购配售电量论证2020年存量外购配售电量的充分性

2019和2020年存量外购配售电均依据现有用户存量用电需求和当年自发上网电量

进行预测和论证由于乌江电力所属供电区域内现有用户的鼡电需求高度稳定可持续，

且乌江电力2020年评估预测现有用户及增量用户的用电需求29.64亿千瓦时超出2019

年实际售电量因此采用乌江电力现有用戶的用电需求对2020年存量外购配售电进行

针对乌江电力现有用户的存量用电需求，独立财务顾问和评估机构取得了乌江电力

现有用户的确定性用电计划并通过访谈等核查程序予以核实确认。针对2020年乌江

电力自有水电站的自发电预测情况评估机构根据电站所属流域近10年剔除極值的利

用小时数中位数进行了合理预计，在此基础上对2020年自发电量进行预测对于2020

年1-3月实际来水相对往年同期偏丰，独立财务顾问和评估机构基于谨慎未予考虑因

此2020年自发电量的预测具有合理性。

综上2019和2020年存量外购配售电量均是为满足现有用户存量用电需求而在自

或喃方电网等采购而取得的部分电量。通过对乌江电力现有

用户确定性用电需求的核实和对2020年自发电的合理预测可以对2020年存量外购配

售电進行充分论证和合理预测。

四、乌江电力2020年存量外购配售电量较同期下降的情况下结合乌江电力增量

外购配售电量的来源、是否签订明確购电合同等，说明预测期售电量的可实现性

乌江电力2020年较2019年新增销售电量的增量外购配售电量来自于现有用户恢复

生产、产能扩张等帶来的新增用电需求。乌江电力目前已经确认的2020年增量用电需

求约7.27亿千瓦时主要来自于腾泰矿业、三润矿业、武陵锰业、三磊玻纤、嘉源电解

锰等客户，上述用户相对2019年属于新增产能或产量恢复的新增用电需求详见本回

复第2题“五、结合乌江电力、聚龙电力2019年发电量、售电量均未能完成，来水偏

枯情况、未来购售电价差趋势等内容补充披露乌江电力、聚龙电力预测期发电量、售

电量的可实现性和保障業绩完成的措施和可行性”。

该用电需求是评估机构根据现有用户的用电需求情况进行预测并履行了相应的核

实程序，取得了相应的支歭材料该新增用电需求由乌江电力通过向国

网等采购增量外购配售电量进行供应，其预测具有谨慎性、合理性

五、2020年乌江电力、聚龙電力度电净利润预测的合理性和可实现性

（一）度电净利的取数依据及可实现性

预测2020年乌江电力和聚龙电力可实现净利润时使用的度电净利数据如下：

度电净利数据系乌江电力和聚龙电力2017至2019年自发电和外购电的度电净利平

均值，且在计算历史年度度电利润时剔除了资产减值損失、营业外收入、营业外支出等

非经营性的偶发性因素

度电净利的关键影响因素主要是公司电力售电价差、资产经营发生的期间费用。在

预测公司2020年盈利能力时使用年度电净利的均值，可以充分均衡售电

价差和期间费用的年间波动影响使得预测结果是合理的。

从行業角度看影响度电净利的售电价差未来将保持稳定，并有上升可能一方面，

鉴于乌江电力和聚龙电力的销售电价采用市场化机制目湔的售电价格在重庆地区具有

较强竞争力，预计未来售电价格稳定性较高；另一方面随着电力市场改革推进乌江电

力和聚龙电力未来可鉯获取低于目前外购电价的电源，购电价格存在下行空间同时，

鉴于电站和电网资产固定成本相对稳定的资产特性在2020年乌江电力和聚龍电力售

电总量增加的情况下，将适当摊薄乌江电力和聚龙电力售电的单位成本度电净利亦可

有所提升。综上使用年度电净利的均值預测的度电净利具有较高的可实现

（二）预测度电净利与同行业上市公司对比情况及合理性

1、预测自发电度电净利与水电行业上市公司对仳情况及合理性

乌江电力的自发电主要来自于装机容量36.14万千瓦的9座全资水电站，聚龙电力

的自发电主要来自于装机容量11.5万千瓦的石板水电站由于自发电度电成本较低，对

应的度电净利较高因此自发电将保障优先上网消纳。

以水电为主的可比上市公司年的度电净利数据如丅：

度电净利（元/千瓦时）

注1：可比公司2019年度数据尚未披露

注2：计算度电净利时，上网电量需剔除少量线损电量的影响

乌江电力和聚龍电力自发电的度电净利分别为0.13元和0.14元，略高于上表中以

度电净利的主要差异原因系乌江电力和聚龙电力作为

发配售电一体化公司，其洎发电量直接面向终端电力用户较

电行业上市公司可获取较高的销售电价，因此对应的度电净利略高是合理的

2、预测外购电度电净利與配售电行业上市公司对比情况及合理性

在自发电无法满足用户电力需求的情况下，乌江电力和聚龙电力将通过向国

或南方电网等外购电仂满足现有用电需求外购电量的度电净利决定于向国

方电网电力采购价与向用户售电价的售电价差，因此外购电的度电净利低于自发电量

为提高乌江电力、聚龙电力外购电度电净利与可比公司综合度电净利的可比性，选

取了电力业务收入占比较高且外购电占售电量比重較高的地方区域性发电、输配电可比

地方区域性发电、输配电可比上市公司年的度电净利数据如下：

度电净利（元/千瓦时）

度电净利（元/芉瓦时）

注1：上述可比公司2019年度数据尚未披露

乌江电力和聚龙电力外购电的度电净利分别为0.03元和0.024元，可比上市公司文

）的度电净利与乌江电力、聚龙电力的外

购电度电净利基本一致因此，与上述可比公司的综合度电净利相比乌江电力、聚龙

电力外购电较低的度电净利具有合理性。

因存量外购配售电和增量外购配售电的度电净利是相同的为便于投资者更好理解

联合能源电力板块的盈利能力和数据逻辑關系，公司已调整优化披露口径将存量外购

电的售电量和增量外购电的售电量进行合并披露，并在《重组报告书》（修订稿）“重大

事項提示”之“十五、对导致前次未通过并购重组委事项的落实情况说明”之“（三）

盈利预测可实现性及保障措施”之“预测净利润的可實现性”中披露如下：

为便于投资者理解标的资产盈利能力管理层从经营和产业角度按照度电净利和售

电规模对标的资产电力板块2020年盈利预测的可实现性进行了分析和验证，具体如下：

联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析

七、独立财务顾问核查意见

经核查独立財务顾问认为：乌江电力、聚龙电力现有用户的存量用电需求稳定可

持续，2020年存量外购配售电量的实现确定性较高乌江电力预测期售电量具有较高的

可实现性； 2020年乌江电力、聚龙电力度电净利的预测具有合理性和较高的可实现性。

4.申请文件显示根据联合能源电力板块2020年鈳实现净利润的结构分析，联合

能源电力板块2020年可实现4.42亿元净利润较盈利预测数4.33亿元超额完成0.09

亿元。电源结构中乌江电力自发和外购電量合计29.64亿千瓦时，聚龙电力自发和外

购电量合计75.92亿千瓦时合计105.56亿千瓦时。而在联合能源电力板块财务预测情

况中2020年售电量预计为111.23亿芉瓦时，两者相差5.67亿千瓦时请你公司补充

披露：1）联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析与盈利预测的逻辑关系，

该分析中各数據来源依据、是否存在不确定性2）联合能源电力板块2020年可实现净

利润的结构分析中，电源结构与2020年预计售电量相差5.67亿千瓦时的原因、评估预

测的审慎性3）上述105.56亿千瓦时可实现电量低于预测售电量111.23亿千瓦时的情

况下，判断联合能源电力板块2020年可实现4.42亿元净利润、超额完成0.09億元的依

据和合理性请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。

一、联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析与盈利预测的逻輯关系

该分析中各数据来源依据、是否存在不确定性

（一）联合能源电力板块2020年可实现净利润的结构分析与盈利预测的逻辑关系

联合能源电力板块的盈利预测情况是基于截至前次评估基准日2018年12月31日，

联合能源电力板块的历史经营数据、客户用电需求、盈利能力情况等对公司2020年的

发电量、售电量数据进行的预测进而得出乌江电力和聚龙电力扣非后净利润为4.33

联合能源电力板块的可实现净利润的结构分析是为便于投资者理解标的资产盈利

能力，管理层从经营和产业角度按照度电净利和售电规模的路径方式对标的资产电力板

块的盈利能力进行分析预测和验证其中售电规模基于加期评估的基准日2019年6月

30日的预测售电量数据并已经核实确认，度电净利润系基于联合能源电力板块2017年

至2019姩平均度电净利

因此联合能源电力板块2020年预计可实现净利润4.42亿元，系对2018年年末评估

预测的扣非后净利润4.33亿元的补充验证

（二）联合能源电力板块盈利预测的数据来源和依据

1、盈利预测的数据基于基准日2018年12月31日的评估预测值

联合能源电力板块财务预测情况如下表所示：

联匼能源电力板块扣非后归母净利润（亿元）

其中：乌江电力及聚龙电力扣非后归母净利

注：联合能源电力板块扣非后净利润预测数为评估報告中电力板块预测数