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法律责任。

  中闽能源股份有限公司（以下简称“公司”或“中闽能源”）于近期收到上海证券交易所《关于中闽能源股份有限公司2023年年度报告的信息公开披露监管工作函》（上证公函【2024】0528号）（以下简称“《监管工作函》”），公司对此格外的重视，积极组织相关各方针对《监管工作函》中涉及的问题逐项进行认真核查，现就《监管工作函》提及的问题回复如下：

  年报及相关公告显示，前期公司通过发行股份和可转债收购控制股权的人资产福建中闽海上风电有限公司（以下简称中闽海电），控制股权的人做出三年业绩承诺，将累计实现净利润作为业绩补偿的计算基础。中闽海电主要资产为福建莆田平海湾海上风电场一期50MW项目和二期246MW项目，2021年实现归母净利润37,646万元，业绩承诺完成比例为135.27%；2021、2022年累计实现归母净利润80,691.21万元，业绩承诺完成比例为104.07%；2021-2023年累计实现归母净利润124,407.96万元，业绩承诺完成比例为100.50%，压线完成三年业绩承诺。

  请公司补充披露中闽海电有关情况：（1）一期项目、二期项目2021-2023年的装机容量、发电量、上网电量、上网电价、出售的收益及利用小时数，拆分收入中电价收入、补贴收入的具体金额和占比，以及各年补贴收入的回款情况；（2）近三年收入、成本的具体金额和变动情况，分析每度电发电成本与盈利能力，并与其他海上风电上市公司做对比说明合理性；（3）近三年应收账款的金额及占营业收入的比重、坏账准备计提情况及依据，说明坏账准备计提比例是否充分合理；（4）近三年财务费用、管理费用金额，结合借款等情况说明财务费用的变动是否合理，结合管理人员的配备和具体工作内容说明管理费用率水平是否合理，是否存在母公司或者其他主体为中闽海电提供相关管理协助其完成业绩承诺的情况。请公司年审会计师和保荐机构对上述问题发表核查意见。

  一、中闽海电一期项目、二期项目2021-2023年的装机容量、发电量、上网电量、上网电价、销售收入及利用小时数，拆分收入中电价收入、补贴收入的具体金额和占比，以及各年补贴收入的回款情况。

  2021年、2022年中闽海电补贴回款存在缺口，按国网补贴结算通知，系根据财政部文件要求，优先拨付2022年当年电量对应的补贴，按2022年当年电量对应的补贴缺口等比例拨付，2021年的补贴缺口需待财政部通知及下达资金后结算。中闽海电暂未收到2023年对应补贴的结算通知。

  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》（发改价格〔2016〕2729号），近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元。根据《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价。中闽海电二期项目于2016年5月核准，从2019年起陆续并网投产发电，至2021年12月全容量并网投产，执行核准时的上网电价0.85元/千瓦时。

  中闽海电一期项目已纳入可再生能源发电补贴项目清单。中闽海电二期项目正在办理补贴申报，于2024年2月4日通过国家可再生能源信息管理中心审核并于2024年2月14日完成公示，按审核流程将列入后续批次的补贴项目清单、获得补贴结算。

  二、中闽海电近三年收入、成本的具体金额和变动情况，分析每度电发电成本与盈利能力，并与其他海上风电上市公司作对比说明合理性。

  中闽海电的主营业务成本主要包括折旧费、保险费、职工薪酬等，成本支出相对刚性。2021年至2023年的主营业务成本分别为1.83亿元、2.65亿元和2.66亿元，每度电成本分别为0.2058元/千瓦时、0.2287元/千瓦时和0.2368元/千瓦时。中闽海电2022年主营业务成本及每度电成本较2021年有所增长，主要原因为中闽海电二期项目从2019年起陆续并网投产发电，2021年12月全部并网投产，2019年至2022年2月陆续经试运行达到预定可使用状态转入固定资产核算，2022年折旧费较上年增加6,998.80万元，同时2022年3月运营险投保范围增加，2022年保险费较上年增加1,189.05万元；2023年主营业务成本与2022年基本保持稳定，因2023年平均风速较上年减少约10%，受此影响2023年发电量较上年减少3,770.21万千瓦时，导致2023年每度电成本较2022年略有增长。

  中闽海电的主营业务收入主要为莆田平海湾海上风电场一、二期项目风力发电电费收入，主要取决于并网投产装机容量、风况和风机利用率。中闽海电2022年营业收入大幅增长、毛利率略有下降，主要原因为中闽海电二期项目从2019年起陆续并网投产发电，2021年12月中闽海电二期项目全部并网投产，主营业务成本增长幅度大于主营业务收入增长幅度，导致毛利率略有下降；2023年营业收入和毛利率均略有下降，主要受2023年平均风速较上年减少约10%影响所致。

  福建省三川海上风电有限公司（以下简称“三川风电”）系由福建福能股份有限公司控股，中国长江三峡集团、国家投资集团参股设立的国有企业。三川风电的主要业务范围是从事海上风电项目投资开发、建设和运营，目前正在运营莆田平海湾海上风电场F区（200MW）和莆田石城海上风电场（200MW），两个项目于2021年7月同步竣工投产。

  福建省福能海峡发电有限公司（以下简称“福能海峡”）系由福建福能股份有限公司控股，海峡发电有限责任公司参股设立的国有企业，主要负责开发建设和运营福建省福州市长乐外海海上风电场区B、C 区（800MW）项目，其中长乐外海海上风电场C区项目于2021年10月开始并网发电。

  海峡发电有限责任公司（以下简称“海峡发电”）系由三峡能源控股，福能股份参股的国有企业，主要业务为开发建设运营福建区域海上风电项目，已控股投产运营福清兴化湾一期7.74万千瓦、二期28万千瓦、长乐外海A区30万千瓦和平潭外海11.1万千瓦海上风电项目；负责控股建设漳浦六鳌二期40.2万千瓦和筹建平海湾DE区40万千瓦海上风电项目；参股的联营企业投产运营莆田平海湾F区20万千瓦、莆田石城20万千瓦和长乐外海C区49.6万千瓦海上风电项目等。

  三峡新能源盐城大丰有限公司（以下简称“三峡大丰”）系由三峡能源控股，盐城市国能投资有限公司参股的国有企业。三峡大丰主要负责建设和运营三峡新能源江苏大丰300MW海上风电项目以及三峡新能源江苏大丰H8-2#300MW海三峡大丰近三年财务数据情况如下：

  中节能（阳江）风力发电有限公司（以下简称“中节能阳江”）系节能风电的全资子公司，主要负责建设和运营中节能阳江南鹏岛300MW海上风电项目。

  截至2021年12月31日，中节能阳江南鹏岛海上风电项目运营装机容量为10.45万千瓦，其余19.55万千瓦装机容量于2022年上半年通过并网调试、试运行后，转为固定资产并计入运营装机容量。

  中闽海电系公司全资子公司，负责投资运营福建莆田平海湾海上风电场一期50MW项目和二期246MW项目。

  中闽海电净利率与其他海上风电上市公司2022年平均净利率较2021年均出现不同程度下降，中闽海电2022年净利率较上年减少10.10个百分点，主要原因是二期项目风机自2019年起陆续建成并投产，于2021年12月实现全部并网投产，2022年营业收入较上年增加19,896.42万元，同比增长30.12%，但同期主营业务成本较上年增加8,278.84万元（主要为新增风机折旧费6,998.80万元、运营期保险费1,189.05万元），同比增长45.39%，主营业务成本增长幅度大于主营业务收入增长幅度，导致2022年的净利率较上年降低。

  受2023年风况影响，其他海上风电上市公司2023年平均净利率较2022年均出现不同程度下降，而中闽海电2023年净利率较2022年却出现小幅上升，主要原因一是2023年一、二期项目平均风速较上年减少约10%，但一期项目风机可利用率由73.07%提升至86.42%，二期项目风机可利用率由91.31%提升至96.05%，一定程度上减小了主营业务收入的下降幅度；二是2023年借款本金减少，导致财务费用较上年减少2,606.48万元；三是受补贴回款及预期信用损失率变化等影响，导致信用减值损失较上年减少2,541.08万元。

  从近三年平均净利率来看，中闽海电为51.78%，其他海上风电上市公司平均为52.76%，基本相当。

  综上，中闽海电与其他海上风电上市公司相比，三年平均净利率水平相当，不存在重大差异，具有合理性。

  三、中闽海电近三年应收账款的金额及占据营业收入的比重、坏账准备计提情况及依据，说明坏账准备计提比例是否充分合理。

  2023年坏账准备计提比例下降的主要原因是2023年可再生能源补贴电费应收账款预期信用损失率变化。预期信用损失率变化详见本回复“问题4.一、（一）3、近三年不同组合应收账款对应的坏账准备计提比例情况”。

  中闽海电自2019年1月1日起开始执行新金融工具准则，将应收款项的坏账准备政策由“已发生损失法”改为“预期损失法”，考虑前瞻性信息，以预期信用损失为基础计提坏账准备。根据新金融工具准则的规定，预期信用损失，是指以发生违约的风险为权重的金融工具信用损失的加权平均值。信用损失是指企业按照原实际利率折现的、根据合同应收的所有合同现金流量与预期收取的所有现金流量之间的差额，即全部现金短缺的现值。

  中闽海电对于《企业会计准则第14号——收入》所规定的、不含重大融资成分（包括根据该准则不考虑不超过一年的合同中融资成分的情况）的应收账款，按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备。

  除单项评估信用风险的应收账款外，中闽海电基于客户类别、账龄等作为共同风险特征，将其划分为不同组合，在组合基础上计算预期信用损失，确定组合的依据如下：

  公司预期信用损失率以应收账款的历史违约损失率为基础，并根据前瞻性估计予以调整。应收账款坏账准备=应收账款期末余额×预期信用损失率。

  应收账款电费包含燃煤机组标杆电费和可再生能源补贴电费两部分，中闽海电应收燃煤机组标杆电费客户均为当地国网电力公司，信用良好，历史上未出现过坏账损失；应收可再生能源补贴电费由财政部拨付国网电力公司，还款资金有保障。历史损失率均为0。

  预期信用损失率以应收账款的历史违约损失率为基础，并根据前瞻性估计予以调整。

  标杆电费形成的应收账款一般次月回款，历史无坏账，基于谨慎性，按前瞻性估计损失率0.1%，确定2023年、2022年、2021年预期信用损失率均为0.1%。

  可再生能源补贴电费形成的应收账款回款周期较长，补贴电费根据国家现行政策以及财政部主要付款惯例结算，经批准后由财政部门拨付至地方电网公司，再由地方电网公司根据电量结算情况拨付至发电企业。可再生能源补贴为财政拨款，其信用和支付记录良好，应收账款相关的关键前瞻性因素为借款利率，能够较好反映行业前景及市场指标。由于本公司可再生能源电费补贴历史损失率为零，应收账款回收期一般超过一年，基于谨慎性，主要参考公司借款利率水平确定预期损失率。2023年、2022年、2021年预期信用损失率分别为2.54%、4.26%、4.26%，具体确定依据详见本回复“问题4.一、（一）3、（2）可再生能源补贴电费坏账准备计提比例”。

  如本回复“问题4.一、（二）与同行业比较说明合理性”所述，中闽海电应收账款坏账准备计提比例总体高于同行业可比公司，计提比例充分、合理。

  四、中闽海电近三年财务费用、管理费用金额，结合借款等情况说明财务费用的变动是不是合理，结合管理人员的配备和具体工作内容说明管理费用率水平是不是合理，是不是真的存在母公司或者其他主体为中闽海电提供相关管理协助其完成业绩承诺的情况。

  （一）近三年财务费用金额，结合借款等情况说明财务费用的变动是否合理 1、近三年财务费用金额情况

  （二）近三年管理费用金额，结合管理人员的配备和具体工作内容说明管理费用率水平是否合理

  2021-2023年管理人员人数分别23人、24人、33人，2023年管理人员人数较前两年增长的主要原因是随着莆田平海湾海上风电场三期项目（以下简称三期项目）逐步完工，2023年原工程建设部和生产技术部转入后勤管理部门。

  （三）是否存在母公司或者其他主体为中闽海电提供相关管理协助其完成业绩承诺的情况

  中闽海电根据经营管理需要，设置管理机构和配备管理人员，管理费用率水平与管理人员的配备变动符合实际情况，不存在母公司或者其他主体为中闽海电提供相关管理协助其完成业绩承诺的情况。

  1、中闽海电近三年收入、成本以及每度电发电成本与盈利能力变动情况符合中闽海电实际情况，与其他海上风电上市公司变动趋势相比不存在重大差异，具有合理性。2、中闽海电以预期信用损失为基础计提应收账款坏账准备，应收账款坏账准备计提充分合理。3、中闽海电近三年财务费用呈逐年下降趋势，与中闽海电借款逐年偿还情况相关，财务费用的变动具有合理性。4、中闽海电根据经营管理需要，设置管理机构和配备管理人员，管理费用率水平与管理人员的配备变动符合实际情况，不存在母公司或者其他主体为中闽海电提供相关管理协助其完成业绩承诺的情况。

  1、中闽海电近三年收入、成本以及每度电发电成本与盈利能力具有一定波动，但均具有合理原因，与其他海上风电上市公司可比项目的变动趋势不存在重大差异，具有合理性。2、中闽海电以预期信用损失为基础计提应收账款坏账准备，应收账款坏账准备计提充分合理。3、中闽海电近三年财务费用呈逐年下降趋势，与中闽海电借款逐年偿还情况相关，财务费用的变动具有合理性。4、中闽海电根据经营管理需要，设置管理机构和配备管理人员，近三年管理费用率水提供相关管理协助其完成业绩承诺的情况。

  年报及相关公告显示，2020年7月，公司披露托管暨关联交易公告，中闽海电受托管理控股股东控股子公司福建莆田闽投海上风电有限公司，并相应收取托管费用。2021-2023年，中闽海电因托管确认的收益分别为1243.16万元、2439.67 万元和3663.91万元。

  请公司补充披露：（1）结合 2021-2023 年中闽海电经审计实际发生的管理费用、建设单位管理费及生产成本、分摊协议等，详细披露项目分摊金额的方法和托管费用计算的具体过程，在此基础上说明托管收益的确认金额是否准确；（2）托管收益的确认对实现业绩承诺的影响，是否存在为实现业绩承诺而多计托管收益的情形。请公司年审会计师和保荐人对以上问题发表核查意见。

  一、结合 2021-2023 年中闽海电经审计实际发生的管理费用、建设单位管理费及生产成本、分摊协议等，详细披露项目分摊金额的方法和托管费用计算的具体过程，在此基础上说明托管收益的确认金额是否准确。

  中闽海电系公司全资子公司，负责投资运营福建莆田平海湾海上风电场一期50MW项目和二期246MW项目；福建莆田闽投海上风电有限公司（以下简称闽投海电）系公司控股股东福建省投资开发集团有限责任公司（以下简称投资集团）的控股子公司，负责投资运营福建莆田平海湾海上风电场三期308MW项目。

  1、根据中闽海电与投资集团、闽投海电签订的《福建莆田闽投海上风电有限公司托管协议》及《福建莆田闽投海上风电有限公司托管协议之补充协议》（以下简称《托管协议》）约定，闽投海电委托给中闽海电经营和管理，托管标的的托管期限自本协议生效之日起至投资集团按承诺将托管标的置入中闽能源止。在托管期限内，如托管方不再直接持有托管标的控股权或托管标的不再经营海上风电业务的，则托管期限于托管方不再直接持有托管标的控股权或托管标的不再经营海上风电业务之日提前终止。

  在托管期内，每一会计年度中闽海电经审计实际发生的管理费用、建设单位管理费及生产成本按照以下原则分摊给三期项目，该分摊金额加上所适用增值税税率计算的销项税金额，作为协议项下中闽海电向闽投海电收取的托管费用： （1）管理费用按照三期项目装机容量（308MW）占一期项目、二期项目和三期项目装机总容量（604MW）的比例分摊。

  （2）建设单位管理费在二期项目全部机组投产前，按照三期项目装机容量（308MW）占二期项目和三期项目装机总容量（554MW）的比例分摊，二期项目全部机组投产后至三期项目全部机组投产前，全额由三期项目承担。

  （3）生产成本自三期项目机组投产后开始分摊，每个月生产成本扣除直接归属于一期项目、二期项目的成本和费用（如折旧、保险、燃料及动力等）后按照三期项目已投产装机容量占一期项目、二期项目和三期项目已投产的装机总容量的比例逐月计算分摊金额。

  上述“管理费用”、“建设单位管理费”、“生产成本”，分别指中闽海电账上的会计科目“管理费用”、“在建工程/待摊支出/建设单位管理费”、“生产成本”所核算的所有成本费用。“投产”系指项目发电机组经试运行达到预定可使用状态，移交给生产部门投入生产使用。

  2、根据中闽海电与闽投海电签订的《共用资产费用分摊协议》，按照三期项目的装机容量（308MW）占二期项目和三期项目的合计装机容量（554MW）的比例分摊中闽海电在鸬鹚岛上的房屋及建筑物、机器设备的折旧费用以及海岛使用权、码头海域使用权的摊销费用；按照三期项目的装机容量（308MW）占一期项目、二期项目和三期项目的合计装机容量（604MW）的比例分摊中闽海电在陆上的房屋及建筑物、机器设备等共用资产的折旧费用。

  （二）2021-2023年中闽海电经审计实际发生的管理费用、建设单位管理费及生产成本等，详细披露托管费用计算的具体过程

  2021-2023年中闽海电经审计实际发生的管理费用、建设单位管理费及生产成本扣除直接归属于一期项目、二期项目的成本和费用后的应分配金额，按照托管双方的协议约定比例计算及分摊。

  管理费用系指中闽海电账上的会计科目“管理费用”，主要包括职工薪酬、折旧及摊销、办公及通讯费、物业水电费及警卫消防费等。应分配管理费用为扣除直接归属于中闽海电一期项目、二期项目的费用后的管理费用。

  2022年应分配管理费用金额较2021年增长27.99%，主要因职工薪酬增加109.85万元、物业水电费及警卫消防费增加143.19万元所致。其中，职工薪酬增加的主要原因是管理人员较上年增加1人及二期项目、三期项目全部投产发电后原计入在建工程的8名劳务派遣人员职工薪酬计入管理费用；物业水电费及警卫消防费增加的主要原因是新增市区办公场所食堂，升压站物业服务范围扩大并细化物业服务内容，新增常规绿化维护、水电设施检查、公司车辆调度和会务服务等，物业服务工作量增加，新增6名物业服务人员（包括1名常驻风电场的物业经理）。

  2023年管理费用应分配金额较2022年增加27.14%，主要因职工薪酬增加304.76万元所致。2023年计入生产成本、管理费用、建设管理费中的职工薪酬合计2,967.01万元，较2022年3,034.36万元基本持平，计入管理费用的职工薪酬增加的主要原因是二期项目、三期项目全部投产发电后，原在建设单位管理费职工薪酬列支的工程建设相关人员2023年1-6月职工薪酬计入管理费用职工薪酬所致。

  建设单位管理费系指中闽海电账上的会计科目 “在建工程/待摊支出/建设单位管理费”，主要包括与工程项目相关的职工薪酬、中介咨询及广告宣传费、差旅及车辆使用费等。

  2022年建设单位管理费分摊比例主要受二期项目于2022年2月全部机组投产结转固定资产影响，根据《托管协议》约定，二期项目全部机组投产后至三期项目全部机组投产前，全额由三期项目承担，因此二期项目于2022年2月全部机组投产后，2022年3-12月建设单位管理费全额由闽投海电承担。2023年三期项目已全部投产，未发生建设单位管理费。

  生产成本系指中闽海电账上的会计科目 “生产成本”，主要包括职工薪酬、折旧及摊销、修理费及燃料动力费等。生产成本根据《托管协议》和《共用资产费用分摊协议》进行分摊。2021年、2022年生产成本自三期项目机组投产后开始分摊，每个月生产成本扣除直接归属于一期项目、二期项目的成本和费用后按照三期项目当月已投产装机容量占一期项目、二期项目和三期项目当月已投产的装机总容量的比例逐月计算分摊金额。

  2022年应分配生产成本金额较2021年增长46.34%，主要因职工薪酬加385.83万元、修理费及燃料动力费增加123.22万元所致。其中，职工薪酬增加的主要原因为三期项目完工，运行检修工作量增加，运行检修人员较上年增加5人，同时2022年利润总额较上年有大幅增长，职工薪酬相应调增；修理费及燃料动力费增加的主要原因为同比并网装机容量增加。

  2023年应分配生产成本金额较2022年增加141.11%，主要系根据中闽海电与闽投海电签订的《共用资产费用分摊协议》，三期项目已全部投产，其与二期项目共用的鸬鹚岛海上升压站及附属设施，其与一期项目、二期项目共用的陆上升压站及附属设施已全部建成投用，三期项目应分摊与中闽海电共用的固定资产折旧2237.28万元和共用的无形资产摊销292.84万元，以及2023年职工薪酬较2022年增加305.20万元。2023年计入生产成本、管理费用、建设管理费的职工薪酬合计2,967.01万元，较2022年3,034.36万元基本持平，其中，计入生产成本的职工薪酬增加的主要原因是二期项目、三期项目全部投产发电后，原在建设单位管理费职工薪酬列支的工程建设相关人员自2023年7月起工作职责调整，2023年7-12月职工薪酬计入生产成本职工薪酬所致。

  生产成本逐年增长，主要原因是中闽海电二期项目和闽投海电三期项目系于2019年至2022年间陆续经试运行达到预定可使用状态交付生产，转入固定资产。

  二、托管收益的确认对实现业绩承诺的影响，是否存在为实现业绩承诺而多计托管收益的情形。

  为充分利用中闽海电在海上风电业务领域的经验，并规范投资集团对中闽能源作出的关于避免同业竞争的承诺，投资集团将其控制的子公司闽投海电委托给中闽海电进行经营和管理。根据谁受益谁承担原则，托管收益的确认金额严格按照《福建莆田闽投海上风电有限公司托管协议》及《福建莆田闽投海上风电有限公司托管协议之补充协议》《共用资产费用分摊协议》约定比例根据实际发生金额计算及分摊，托管收益系闽投海电三期项目应承担的成本费用，中闽海电取得的托管收益等于实际发生的托管成本和费用，故据实计算得到托管收益的确认对中闽海电本身实现业绩承诺没有影响，不存在为实现业绩承诺而多计托管收益的情形。

  1、中闽海电托管收益的确认金额严格按照《福建莆田闽投海上风电有限公司托管协议》及《福建莆田闽投海上风电有限公司托管协议之补充协议》《共用资产费用分摊协议》约定比例根据实际发生金额计算及分摊，托管收益的确认金额准确。2、托管收益系闽投海电三期项目应承担的成本费用，中闽海电取得的托管收益等于实际发生的托管成本和费用，故据实计算得到托管收益的确认对中闽海电本身实现业绩承诺没有影响，不存在为实现业绩承诺而多计托管收益的情形。

  1、托管项目的分摊金额的方法和托管费用计算的具体过程严格按照托管双方的协议约定比例根据实际发生金额计算及分摊，托管收益的确认金额准确。2、托管收益系闽投海电三期项目应承担的成本费用，中闽海电取得的托管收益等于实际发生的托管成本和费用，故据实计算得到托管收益的确认对中闽海电本身实现业绩承诺没有影响，不存在为实现业绩承诺而多计托管收益的情形。

  年报显示，公司主要业务为新能源发电项目的投资开发及建设运营，包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块，其中2023年风力发电收入占营业收入比重达95.32%。近三年公司风力发电营业收入分别为14.97亿元、17.35亿元和 16.14亿元，毛利率分别为65.67%、65.05%和 61.89%，逐年下降。

  请公司补充披露：（1）近三年风电业务开展情况，包括风电装机规模、上网电价、发电量和售电量、利用小时、风力资源、资金成本等；（2）在问题（1）基础上，结合风电营业收入、成本构成及变动、项目开展情况等量化分析说明毛利率连续下降的原因及合理性，并与同行业公司做对比说明合理性。

  一、近三年风电业务开展情况，包括风电装机规模、上网电价、发电量和售电量、利用小时、风力资源、资金成本等。

  根据国家新能源电价政策和项目核准文件，公司海上风电上网电价0.85元/千瓦时，陆上风电上网电价0.60元/千瓦时、0.61元/千瓦时（其中燃煤标杆电价0.374元/千瓦时、0.3932元/千瓦时）。2022年发电量和售电量较2021年增长的主要原因一是公司在建项目自2019年起陆续并网投产发电，至2021年12月全部并网投产，2022年并网装机容量同比增加；二是2022年公司风电项目平均风速7.31 m/s，同售电量较2022年减少的主要原因是2023年公司风电项目平均风速6.78m/s，同比下降0.53 m/s，在装机容量不变的情况下，风机利用小时数同比下降，发电量同比下降。资金成本逐年减少的主要原因是随着贷款本金逐年减少，资金成本逐年减少。

  二、在问题（1）基础上，结合风电营业收入、成本构成及变动、项目开展情况等量化分析说明毛利率连续下降的原因及合理性，并与同行业公司作对比说明合理性。

  （一）在问题（1）基础上，结合风电营业收入、成本构成及变动、项目开展情况等量化分析说明毛利率连续下降的原因及合理性

  2022年风力发电毛利率较2021年下降0.62个百分点，根本原因为（1）福清大帽山风电场项目、中闽海电二期项目陆续投产，分别于2021年4月、2022年2月所有风机转入固定资产，2022年折旧同比增加7,331.46万元；（2）因中闽海电二期项目2022年2月后全部转入固定资产，运营险增加1,189.05万元。风电营业收入2022年同比增加15.91%，风电营业成本2022年同比增加17.98%，风电营业成本增幅大于风电营业收入增幅，导致毛利率同比下降。（未完）