[HK]龙源电力(00916):海外监管公告 - 《关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复报告》

　　原标题:龙源电力:海外监管公告 - 《关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复报告》

　　香交易及結算所有限公司及香聯合交易所有限公司對本公告之內容概不負責，對其準確性或完整性亦不發表任何聲明，並明確表示，概不就因本公告全部或任何部分內容而產生或因倚賴該等內容而引致之任何損失承擔任何責任。

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　　根据贵所于 2026年 1月 22日出具的《关于龙源电力集团股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函》（审核函〔2026〕120005号）（以下简称“审核问询函”）的要求，龙源电力集团股份有限公司（以下简称“龙源电力”、“发行人”或“公司”）已会同中信证券股份有限公司（以下简称 “保荐人”）、北京市嘉源律师事务所（以下简称“发行人律师”、“申报律师”或“嘉源”）、中审众环会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“申报会计师”或“中审众环”）等有关中介机构，本着勤勉尽责、诚实守信的原则，对审核问询函所列的问题进行了逐项核查和落实，现回复如下，请予审核。

　　如无特别说明，本审核问询函回复报告中的简称或名词的释义与《龙源电力集团股份有限公司 2025年度向特定对象发行 A股股票募集说明书》中的简称和释义一致。本审核问询函回复报告中所列数据可能因四舍五入原因而与所列示的相关单项数据直接计算得出的结果略有不同。

　　1、申报材料显示，本次向特定对象发行A股股票的募集资金总额不超过人民币50.00亿元（含本数），分别将投入海南东方CZ8场址50万千瓦海上风电项目（以下简称项目一）和“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头100万千瓦风电项目（以下简称项目二）。

　　项目一位于海南省东方市西部海域，项目装机容量为50万千瓦，拟安装22台单机容量10MW和20台单机容量14MW的海上风电机组，配套建设海上升压站、集电海缆及送出工程等设施，并通过海底电缆接入海南电网，项目工程总投资额51.67亿元。

　　项目二位于宁夏回族自治区中卫市沙坡头区，是“宁湘直流”配套新能源基地的重要组成部分。项目装机规模 100万千瓦，拟安装 140台单机容量为7.15MW的风电机组，并配套建设集电线路、升压站及接入系统等工程设施，项目工程总投资额预计为42.72亿元。

　　请发行人：（1）结合已建、在建和拟建电站情况，说明与募投项目在装机容量、电力市场化改革政策安排、主要服务的省份区域的历史用电量及发电量供求结构、发电消纳政策等方面的区别和联系，公司对新增电力的产能分配规划，是否存在电力消纳、产能过剩风险。（2）说明截至目前是否已取得本次募投项目开工所需的所有审批文件，是否附条件或在有效期内，项目实施是否存在重大不确定性或对本次发行构成实质性障碍。（3）说明本次募投项目的销售模式，上网电价确认依据，是否存在调整风险及影响；上网电量、年等效利用小时数等主要参数选取依据，是否考虑弃风弃光限电风险，结合可比项目效益测算情况说明效益预测的谨慎性、合理性。（4）说明募投项目各项投资支出的具体构成、测算过程及测算依据；结合募投项目的投资进度、折旧摊销政策等，量化分析募投项目折旧或摊销对公司未来经营业绩的影响。（5）说明募投项目剩余资金缺口的资金来源及落实进展情况，是否存在重大不确定性。

　　一、结合已建、在建和拟建电站情况，说明与募投项目在装机容量、电力市场化改革政策安排、主要服务的省份区域的历史用电量及发电量供求结构、发电消纳政策等方面的区别和联系，公司对新增电力的产能分配规划，是否存在电力消纳、产能过剩风险

　　龙源电力是一家以开发运营新能源为主的大型综合性发电集团，拥有风电、光伏等新能源发电项目，业务分布于国内 32个省区市以及加拿大、南非、乌克兰等国家。截至 2025年 9月 30日，公司已建、在建及拟建风电项目装机容量情况如下：

　　电力市场化改革政策安排方面，根据海南省发改委出具的《关于海上风电项目场址认定的函》，本项目属于海南省竞争性配置海风项目。根据《海南省发展和改革委员会关于印发

　　的通知》（琼发改价格〔2025〕969号），已开展竞争性配置但未于 2025年 6月 1日前投产的海上风电项目，2026年底前投产项目机制电价参照竞争性配置方案规定执行，即以当地燃煤上网标杆电价为基准价，机制电量规模为上网电量的80%、机制执行期限为 20年。后续年份投产项目机制电价、机制电量规模及执行期限以上一年竞价通知规定为准，原则上不高于上一年执行水平。

　　区域电力供求结构方面，海南省电力供需基本实现自我平衡。2024年度，海南省全社会用电量 519亿千瓦时，同比增长 7.4%；全社会最大用电负荷 850万千瓦，同比增长 8.3%，全省年度发电量为 514.6亿千瓦时，通过西电东送外购电量 2.93亿千瓦时，整体实现电力供需平衡。

　　消纳政策方面，2025年度海南省新能源消纳率达到 96.4%，随着海南自贸港封关运作的深入推进，用电需求将保持快速增长，到“十五五”末期，海南全社会用电量预计达 880亿千瓦时，年均增长 10.3%；全社会最高负荷预计达 1,550万千瓦，年均增长 12.6%。在此背景下，随着用电需求的持续扩张与电网调节能力的同步提升，海南省电网的消纳潜力将进一步释放，为本次募投项目的消纳提供坚实基础与可靠保障。

　　装机容量方面，截至 2025年 9月 30日，发行人在宁夏、湖南的控股已建风电装机容量为 97.47万千瓦、30.84万千瓦，本次募投项目装机容量 100万千瓦，投产后将成为发行人在该地区的主力电源。

　　区域电力供求结构及消纳方面，本次募投项目是“宁湘直流”工程的重点配套电源，项目建成后所发电量将主要通过高压直流工程外送至湖南消纳。湖南省电力供需持续偏紧，能源对外依存度较高。2024年度，湖南省全社会用电量 2,374亿千瓦时，其中外购电量 539亿千瓦时，占全社会用电量的 22.7%，“宁电入湘”工程投产后，每年可从宁夏向湖南输送电量超 360亿千瓦时，为湖南省增加约六分之一的电力供应，将有效缓解湖南省电力供需矛盾，增强电力保供能力。本次募投项目的上网电价将遵循宁夏、湖南、国家电网三方协议约定，原则上可再生能源电量占比不低于 50%。在当前送端煤电基准价的基础上，增加共享储能服务相关费用，送端、受端电价机制应保持相对稳定，原则上每三年进行协商调整，因此本次募投项目受电力市场化改革政策影响相对有限。

　　本项目的建设符合海南省海上风电发展规划和产业政策。国家能源局综合司已于 2022年 1月 26日复函支持海南省在做好与国家《“十四五”可再生能源发展规划》衔接的基础上，按照规划科学组织海上风电开发建设。因此，本项目建成后对推动海南省实现“碳达峰、碳中和”“加快规划建设新型能源体系”目标，加快建设海南清洁能源岛，加大海南省电力供应等方面具有十分重要的作用。

　　海南省持续扩张的用电需求为新增电力消纳提供明确的市场空间。随着海南自贸港封关运作的深入推进，用电需求将保持快速增长，到“十五五”末期，海南全社会用电量预计达 880亿千瓦时，年均增长 10.3%。在此背景下，随着用电需求的持续扩张与电网调节能力的同步提升，海南省电网的消纳潜力将进一步释放。

　　本项目的建设符合国家对“沙戈荒”风光基地和“宁湘直流”工程的发展规划。2022年 2月 26日，国家发改委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》的通知，要求到 2030年，规划建设“沙戈荒”风光基地总装机约 4.55亿千瓦。2023年 5月，“宁湘直流”工程获国家发展改革委核准，该项工程是被纳入国家“十四五”能源发展规划、电力发展规划的跨省跨区输电通道重大工程，是建设宁夏新型电力系统的重要举措，保障电力安全，提升荒漠土地的利用率，消纳“沙戈荒”基地充沛的风资源等方面具有十分重要的作用。

　　本项目作为“宁湘直流”工程的重点配套电源，其电力输送与消纳路径具有明确保障。项目建成后所发电量将主要通过高压直流工程外送至湖南消纳。湖南省电力供需持续偏紧，能源对外依存度较高，2024年度外购电量已占全社会用电量的 22.7%，“宁电入湘”工程投产后，每年可输送电量超 360亿千瓦时，将显著缓解湖南省电力供需矛盾。

　　1、本项目已取得海南省发展和改革委员会出具的《海南省发展和改革委员会关于海南东方 CZ8场址 50万千瓦海上风电项目核准的批复》（琼发改能源函〔2022〕879号）、《海南省发展和改革委员会关于同意延长海南东方 CZ8场址50万千瓦海上风电项目核准文件有效期的批复》（琼发改能源函〔2024〕996号）。

　　3、本项目已取得海南省东方市自然资源和规划局颁发的《中华人民共和国不动产权证书》（琼（2023）东方市不动产权第 0001386号）、《中华人民共和国不动产权证书》（琼（2023）东方市不动产权第 0003962号）。

　　4、本项目已取得海南省东方市行政审批服务局颁发的《中华人民共和国建设工程规划许可证》（建字第 号），以及中华人民共和国海南海事局颁发的《中华人民共和国水上水下作业和活动许可证》（琼海事准字（2025）第 0005号、琼海事准字（2025）第 0033号、琼海事准字（2025）第 0037号、第 0047号）。根据海南省东方市营商环境建设局出具的《关于海南东方 CZ8场址 50万千瓦海上风力项目的情况说明》，本项目无需办理建筑工程施工许可证。

　　1、本项目已取得宁夏回族自治区发展和改革委员会出具的《自治区发展改革委关于“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100万千瓦风电项目核准的批复》（宁发改能源（发展）审发〔2024〕178号）。

　　4、根据《中卫市第一批建设工程规划许可证豁免清单（试行）》，本项目属于单独选址类项目，无需办理工程规划审批手续；根据中卫市人民政府办公室《关于印发中卫市优化营商环境行动方案的通知》，本项目无需办理建设用地规划许可证；根据中卫市住房和城乡建设局确认，本项目不涉及该局办理建筑工程施工许可证。

　　三、说明本次募投项目的销售模式，上网电价确认依据，是否存在调整风险及影响；上网电量、年等效利用小时数等主要参数选取依据，是否考虑弃风弃光限电风险，结合可比项目效益测算情况说明效益预测的谨慎性、合理性 （一）海南东方CZ8场址50万千瓦海上风电项目

　　根据海南省发改委出具的《关于海上风电项目场址认定的函》，本项目属于海南省竞争性配置海风项目。根据《海南省发展和改革委员会关于印发

　　的通知》（琼发改价格〔2025〕969号），已开展竞争性配置但未于 2025年 6月 1日前投产的海上风电项目，2026年底前投产项目机制电价参照竞争性配置方案规定执行，即以当地燃煤上网标杆电价为基准价，机制电量规模为上网电量的 80%、机制执行期限为 20年。后续年份投产项目机制电价、机制电量规模及执行期限以上一年竞价通知规定为准，原则上不高于上一年执行水平。

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　　根据可研报告，海南东方 CZ8场址 50万千瓦海上风电项目运行期按 25年计算，经计算，不考虑限电时，风电场年上网电量为 154,859万 kWh，年等效利用小时数为 3,097小时。效益测算时假设项目限电比例为 15%，年上网电量为131,530万 kWh，年等效满负荷小时数为 2,633小时。

　　根据《海南省发展和改革委员会关于开展海南省 2025—2026年度增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》（琼发改价格〔2025〕1157号），海上风电项目计算申报电量所使用的年度发电利用小时规定为 3,000小时。本项险，具备合理性。

　　注 2：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部 海关总署 税务总局 2025年第 10号）有关规定，自 2025年 11月 1日起至 2027年 12月 31日，对纳税人销售自产的利用海上风力生产的电力产品，实行增值税即征即退 50%的政策，海南东方 CZ8场址 50万千瓦海上风电项目的效益测算已考虑上述增值税政策调整影响。

　　本次募投与上述可比项目均为平价海上风电项目，效益测算所使用的上网电价基本接近所在区域燃煤基准价；本次募投项目资本金财务内部收益率为 8.01%，与同行业可比项目收益率水平较为接近，效益测算谨慎，具备合理性。

　　本项目作为“宁湘直流”配套电源，投产后所发电力将主要通过宁夏至湖南±800千伏特高压直流工程外送至湖南消纳。根据宁夏、湖南、国家电网三方协议，在当前送端煤电基准价 0.2595元/千瓦时的基础上，增加 0.017元/千瓦时费用用于购买配套新能源10%容量、两小时的共享储能服务，送端、受端电价机制应保持相对稳定，原则上每三年进行协商调整。基于上述协议，根据可研报告，本项目效益测算所使用的上网电价为 0.2665元/千瓦时（含增值税），即宁夏燃煤标杆上网电价，增加共享储能服务费核减辅助服务费后上网电价。

　　“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100万千瓦风电项目经营期按 20年计算，效益测算时假设限电比例按 10%考虑，平均年上网发电量 203,181万 kWh，年利用小时数 2,030小时。

　　根据《自治区发展改革委关于 2025-2026年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（宁发改价格（管理）〔2025〕679号），宁夏自治区集中式风电项目计算申报电量所使用的年度发电利用小时规定为 1,856小时；根据《湖南省发展和改革委员会关于 2025年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（湘发改价调〔2025〕711号）考，湖南省集中式风电项目计算申报电量所使用的年度发电利用小时规定为 2,158小时。因此，作为“宁湘直流”配套外送项目，本项目效益测算所使用的年等效利用小时数介于宁夏自治区与湖南省的规定小时数之间，测算时已考虑弃风限电风险，具备合理性。

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　　注 2：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部 海关总署 税务总局 2025年第 10号）有关规定，自 2025年 11月 1日起至 2027年 12月 31日，对纳税人销售自产的利用海上风力生产的电力产品，实行增值税即征即退 50%的政策，“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100万千瓦风电项目的效益测算已考虑上述增值税政策调整影响。

　　本次募投与上述可比项目均为平价陆上风电项目，效益测算所使用的上网电价基本接近所在区域燃煤基准价；本次募投项目资本金财务内部收益率为 6.23%，与同行业可比项目收益率水平较为接近，效益测算谨慎，具备合理性。

　　发电场设备中，10MW风力发电机组设备按 3,707元/kW（到场价，含塔筒，含机组配套变、机组配套升压设备监控系统、税、专用工具、风机控制系统和风机技术咨询服务费等费用）计算，为 3,707.00万元/台；14MW风力发电机组设备按 3,450元/kW（到场价，含塔筒，含机组配套变、机组配套升压设备监控系统、税、专用工具、风机控制系统和风机技术咨询服务费等费用）计算，为 4,830.00万元/台。10MW风力发电机组海上运输、安装（含塔筒）按 350.00万元/台计列；14MW风力发电机组海上运输、安装（含塔筒）按 500.00万元/台计列。

　　海上升压变电站设备中，主变压器 SZ-270000/230270MVA设备费按 1,620.00万元/台计算，全封闭组合电器（GIS）252kV3150A50kA（2组线路变压器组）设备费按 770.00万元计算，其他设备价参考近期同类设备的招标合同价确定。

　　其他工程中包括环境保护工程、水土保持工程、劳动安全与工业卫生工程、安全监测工程。其中环境保护工程、水土保持工程根据各专项设计报告所计算的投资分析计列；劳动安全与工业卫生工程、安全监测工程参考同类项目估列。

　　①项目建设用海（地）费：本工程海域使用金按 12,185万元估列，海域使用补偿费按 4,000.00万元估列。陆上计量站永久用地按 50.00万元/亩计算；临时用地按 1.50万元/亩计算。

　　③项目建设管理费：工程建设管理费、工程建设监理费、项目咨询服务费、项目技术经济评审费、工程质量检查检测费、工程定额标准编制管理费、项目验收费及工程保险费，按建筑安装工程费乘费率计算；专项专题报告编制费按固定价格估列。

　　④生产准备费：生产人员培训及提前进厂费按建筑安装工程费的 0.11%计算，生产管理用工器具及家具购置费按建筑安装工程费、设备费之和的 0.09%计算，⑤科研勘察设计费：科研试验费按建筑安装工程费的 0.50%计算，勘察设计费按 12,000.00万元计列。

　　1）国家能源局发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T 31011-2019）。

　　2）国家能源局发布的《陆上风电场工程概算定额》（NB/T 31010-2019）。

　　③项目建设管理费：工程建设管理费、工程建设监理费、项目基本咨询服务费、项目技术经济评审费、工程质量检查检测费、工程定额标准编制管理费、项目验收费及工程保险费，按建筑安装工程费乘费率计算；专题报告编制费，按固定价格估列。

　　④生产准备费：生产人员培训及提前进厂费按建筑安装工程费的 0.315%计算，生产管理用工器具及生产家具购置费按设备费的 0.639%计算，备品备件购置费按除风机设备购置费以外的设备购置费的 0.30%计算。

　　截至本次发行董事会审议日（2025年 10月 29日），海南东方 CZ8场址 50万千瓦海上风电项目已投入金额为 17.92亿元，占总投资金额的比例为 34.68%；“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100万千瓦风电项目尚未投入资金。