中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）关于新疆立新能源股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复

中兴华会计师事务所(特殊普通合伙)

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中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）关于

新疆立新能源股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复

深圳证券交易所：

贵所于2025年5月16日出具的《关于新疆立新能源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〔2025〕120018号）（以下简称：“《问询函》”）已收悉，新疆立新能源股份有限公司（以下简称：“立新能源”、“公司”或“发行人”）与中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）对《问询函》相关问题逐项进行了落实，现对《问询函》回复如下（如无特别说明，财务会计信息分别引自发行人2022年度、2023年度和2024年度经审计的财务报告以及2025年1-6月未经审计或审阅的财务报告。其中：2022年度、2023年度、2024年度财务报表已经中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）审计，并分别出具了中兴华审字（2025）第010132号、中兴华审字（2025）第010133号和中兴华审字（2025）第011382号标准无保留意见审计报告。发行人2025年1-6月财务报告未经审计或审阅）：

问题二发行人主营业务收入主要来源于风力发电和光伏发电。最近三年，发行人营业收入分别为88,178.49万元、98,976.86万元及97,067.85万元，其中风力发电、光伏发电收入合计占比均超过99%，其中风力发电和光伏发电电价补贴合计占比分别为58.42%、52.81%和51.57%。发行人在运营项目中可享有发电补贴项目共计15个，其中已纳入补贴目录的发电项目共计8个，其中4个项目已被纳入国家电网公布的第一批合规项目清单（另有1个尚未纳入补贴目录但已通过补贴核查的项目，合计5个项目已纳入第一批合规清单），其余10个项目尚未被纳入第一批合规项目清单。报告期内，公司对有补贴需求的15个电站项目确认了电价补贴收入。最近三年，发行人应收账款期末余额分别为182,713.87万元、227,086.73万元及272,386.54万元，应收账款余额占当期营业收入的比例分别为207.21%、

229.43%及280.61%，主要为应收可再生能源补贴款。

根据申报材料，2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自2021年8月1日起执行，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再进行补贴。新疆发改委于2022年4月7日印发《关于印发<完善我区新能源价格机制的方案>的通知》，明确将2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价0.262元/千瓦时，高于新疆现行脱硫燃煤标杆电价0.25元/千瓦时。若新建项目疆内实际交易电价低于市场均价，则按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持，价差部分由大工业用电顺价均摊。自2023年1月6日第一批可再生能源发电补贴合规项目清单公布，至今已超过2年尚未有后续批次清单公布。自2023年起，可再生能源发展基金对尚未纳入补贴清单或通过合规自查的新能源发电项目暂停补贴电费的发放。

请发行人补充说明：（1）未纳入第一批合规项目清单所涉及项目的具体情况，对照自查通知要求，说明相关项目申报审核进展情况，是否存在项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金等方面的问题，并结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，判断发行人相关项目是否存在纳入合规项目清单的实质

性障碍。（2）已纳入补贴清单的项目是否存在被核减补贴、移出补贴清单的风险，是否会对发行人财务状况产生较大影响，是否影响本次发行。（3）列示报告期已并网各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价、各电站项目的销售模式、上网电价定价依据等，说明报告期已并网各项目在保障性收购和市场化等不同交易模式下适用的补贴政策和标准以及收入确认情况。（4）将尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入的依据是否充分，是否符合会计准则规定，与同行业处理是否存在差异；如是，说明未纳入补贴目录、合规清单项目在报告期内确认的补贴收入金额及占比。（5）结合补贴收入的结算周期、已确认补贴收入及实际取得补贴金额，说明报告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加，是否与同行业公司变动一致，补贴款回收是否存在较大风险，是否已存在明显的减值迹象，相关坏账计提是否充分。（6）2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更3年以上账龄坏账率统一为45%，低于原政策（50%-100%），说明会计估计变更的原因及合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分，并测算按照原计提政策计提应收账款坏账准备2024年利润情况。

请会计师核查并发表明确意见。

一、公司回复：

（一）未纳入第一批合规项目清单所涉及项目的具体情况，对照自查通知要求，说明相关项目申报审核进展情况，是否存在项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金等方面的问题，并结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，判断发行人相关项目是否存在纳入合规项目清单的实质性障碍截至2025年6月30日，发行人已投运风力、光伏可再生能源发电项目合计24项，其中15项在可再生能源发电行业发展期间，根据彼时可再生能源发电补贴有关政策，可享有发电补贴。在15项可享有发电补贴项目中，发行人尚未纳入“补贴目录”或“补贴清单”（以下统称“国补目录”）的发电项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的发电项目合计10项。经发行人自查，发行人尚未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，未来纳入“合规清单”不存在实质性障碍。具体分析如下：

1、发行人已投运24项发电项目可享有发电补贴的具体情况，以及尚未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴政策及依据

发行人自2013年成立后，持续围绕主营业务开展风光发电项目的建设运营。发行人于2013年在新疆兵团七师、新疆昌吉州阜康市，投建并网奎屯金太阳一期30MW光电项目、新疆新能源（集团）新风昌吉阜康20MW光电项目，两项合计50MW光伏发电项目。2015年，公司在哈密地区投建并网哈密三塘湖第三风电场A区、哈密烟墩第七风电场A区两项合计400MW风电项目，以及在乌鲁木齐托里投建并网99MW风电项目，截至2015年末，公司装机规模为549MW。2016年，公司在哈密十三师红星二场、哈密东南部山口两处区域投建并网2项合计100MW光伏发电项目，在新疆昌吉州吉木萨尔县投建并网20MW光伏项目，累计装机规模达到669MW。2020年，公司在新疆昌吉州吉木萨尔县投建并网三项合计300MW光伏发电项目，以及在新疆兵团七师建设60MW光电项目；2021年，公司在新疆哈密投建并网伊吾淖毛湖49.5MW、伊吾白石湖15MW两项合计64.5MW风电项目，在新疆昌吉州奇台县投建并网8MW风电项目。至此，公司累计建设15项风光电项目合计装机规模达到1,101.5MW，均为可申请纳入“国补目录”并享有发电补贴的非平价可再生能源发电项目。

由上表可见，发行人风电项目1-6项以及光伏发电项目1-9项，合计15项在投建期间，根据国家对可再生能源发电项目的补贴政策，可依法享有发电补贴。其中，风电项目第4-6项、光伏项目6-9项合计7项，尚未纳入“国补目录”；

风电项目第1-4项、第6项，以及光伏项目第2项、第6-9项，合计10项在2022年国家主管部门组织的合规自查过程中，尚未纳入“合规清单”。2022年，发行人在哈密、昌吉州吉木萨尔县投建并网新风恒远49.5MW风电项目，吉木萨尔三期100MW光电项目；2023年，公司在新疆若羌县建设50MW风电项目、在乌鲁木齐达坂城建设金润绿原49.5MW风电项目，在新疆兵团九师建设36MW（一期）光电项目，在昌吉州吉木萨尔建设两项合计153.5MW光电项目；2024-2025年6月，公司在兵团九师续建34MW（二期）光电项目、在昌吉州木垒县新建并网500MW风电项目、在乌鲁木齐新建达坂城500MW风电项目。除享有补贴项目外，发行人于2022年之后投建并网的风电、光伏发电合计9个项目，根据《关于完善风电上网电价政策的通知》、《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》等相关政策，为平价上网项目，即不再享有国家发电补贴，其发电上网模式及定价政策依据新疆发改委《完善我区新能源价格机制的方案》等政策执行。

截至2025年6月30日，公司在新疆各地风光发电项目装机规模按区域分类情况如下：

经统计，发行人15项非平价项目中，纳入“国补目录”与“合规清单”的汇总情况如下：

在2022年《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》（以下简称“《补贴合规自查通知》”）发布以前，发行人上表所列1、2项已纳入“国补目录”的8个项目均可持续收到发电补贴款项，《补贴合规自查通知》及第一批“合规清单”发布后，仅第1项4个项目在2023-2025年6月期间仍继续收到发电补贴款项，第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目因新疆生产建设兵团发展和改革委员会（以下简称：兵团发改委）、新疆生产建设兵团财政局（以下简称：兵团财政局）于2022年7月9日发布的《关于公布可再生能源发电项目补贴清单的通知》，该项目已通过兵团发改委、兵团财政局实质审核，但尚未纳入“国补目录”公布，兵团电网对该项目根据兵团财政预算情况发放发电补贴。

除上述项目外，其余10个项目未收到补贴款项，包括前期已纳入“国补目

录”并在历年已收到电价补贴的项目，亦未再持续收到补贴款项。截至目前，国家电网和南方电网仅于2023年1月6日发布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》（2022年10月公示，以下简称“合规清单”），全国范围内纳入第一批“合规清单”的可再生能源发电项目共计7,335个，后续未再发布新的“合规清单”，但国家电网“补贴清单”仍在2023-2025年6月期间持续审核发布。目前，发行人未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，将一直无法取得补贴收入回款。随着电力销售持续开展，将导致公司应收账款金额持续增加，并对公司经营活动现金流产生影响。各项目需在后期同时具备完成“国补目录”审核通过并纳入“合规清单”后，方可获得补贴收入。经发行人对上述11个项目的合规性自查，预计未来纳入“国补目录”、“合规清单”不存在风险，后期可持续按照项目建设时期的补贴政策获得发电补贴。

2022年平价上网政策实行后，发行人上表所列3、4项合计7个尚未纳入“国补目录”的项目，目前进度仍处于审核状态。国家可再生能源信息管理中心对纳入补贴清单的审核流程具有明确规定，具体审核流程为项目初审—省级主管部门确认—项目复核—补贴清单公示和公布。截至目前，该7个项目中2020年末并网投运的第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目、立新能源吉木萨尔100MW光伏发电项目、立新能源吉木萨尔二期100MW光伏发电项目、新疆新能源吉木萨尔100MW光伏发电项目在申报系统中显示已处于国家可再生能源信息管理中心“项目复核”阶段；2021年底并网的伊吾淖毛湖49.5MW风电项目、伊吾白石湖15MW分散式风电项目、小红山8MW分散式风电项目尚处于“电网初审”阶段。该等项目自并网至今，因未纳入“国补目录”，按照发电补贴政策规则，并未收到发电补贴收入。其中，兵团电网依据兵团发改委、兵团财政局于2022年7月9日发布了<关于公布可再生能源发电项目补贴清单的通知>，认为该项目已通过主管部门实质审核，故对该项目根据兵团财政预算情况发放部分发电补贴。

2022年，国家电网未发布新批次“补贴清单”，2023-2024年期间，国家电网分别发布九批、十二批“补贴清单”，分别纳入“国补目录”项目481个、668个。截至2025年6月30日已发布六批“补贴清单”，共计143个项目纳入“国

补目录”，2025年7月，国网发布2025年第7批补贴清单，新增11个项目纳入“国补目录”。经检索，同行业公司早期建设并已纳入“合规清单”的项目，在2023年-2024年期间又持续通过“国补目录”审核公告的部分案例情况如下：

综上，虽然第一批“合规清单”在公布后，尚未发布后续“合规清单”审核情况，但主管部门对于“国补目录”的审核工作仍在进行，每年仍有发电项目在持续通过审核。发行人7项未纳入“国补目录”的项目，其中2020年末并网投运的4项合计360MW光伏项目，目前处于“项目复核”阶段；2021年末并网投运的3项合计72.5MW风电项目，目前处于“电网初审”阶段。

2、对照自查通知要求，说明相关项目申报审核进展情况，是否存在项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金等方面的问题分析

（1）“合规清单”关于补贴自查事项、要求及进展

2022年3月，国家发改委办公厅、财政部办公厅、国家能源局综合司联合印发《补贴合规自查通知》,决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，本次自查及核查范围为截至2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，旨在从项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护等方面进一步摸清可再生能源发电补贴底数。

根据国务院有关工作部署，上述主管部门自2022年3月起通过组建国家核查工作组和省级核查工作组的形式，对享受可再生能源发电补贴政策的风电、集中式光伏发电和生物质发电项目在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查核查工作。2023年1月6日，国家电网和南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，本次公布第一批合规项目共计7,335个。

截至目前，可再生能源补贴核查工作尚处于进行过程中，后续批次合规项目清单公布安排尚不明确。

①《补贴合规自查通知》

2022年3月，根据国家发改委、财政部、国家能源局联合下发的《补贴合规自查通知》，是本次合规自查出台的首项指导意见，其明确发电企业要从以下六方面内容开展自查：

A.项目合规性。项目是否纳入计划、规模或者规划等管理文件相应的名单或清单，以及项目是否依法依规核准（备案）等。

B.项目规模。项目并网容量是否大于核准容量或年度建设规模；项目分批并网时间和对应容量以及全部容量并网时间与实际是否一致。在补贴退坡关键时间节点，是否存在少量机组并网代替全部机组并网投产的情况等。

C.项目电量。项目补贴电量、补贴年限是否超过政策要求；项目实际年利用小时数与所在区域同类同期项目相比是否存在异常偏高情况等。

D.项目电价。项目实际执行的上网电价，是否超过国家政策明确的上网电价（指导价），或是招投标或竞价确定的标杆上网电价。是否在项目补贴退坡关键时间节点之后投产，却享受退坡之前的补贴强度等。

E.项目补贴资金。项目实获补贴资金是否超过应获得的补贴资金；项目完成绿色电力交易证书交易的电量是否扣减国家补贴。

F.项目环境保护。（生物质发电，发行人不适用此项核查）

发行人于2022年4月完成了相关补贴自查资料的上报。2023年1月6日，国家电网和南方电网公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单，公司有10项未列入第一批“合规清单”。

②《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》

2022年10月，在《补贴合规自查通知》文件的基础上，主管部门进一步下发了《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》，补充说明自查事项如下：

A.对于已履行核准（备案）变更程序分批次并网的项目，按每批次全容量并

网的实际时间分别确定上网电价，且分批次变更程序的时间不得晚于项目全容量并网的时间。B.对于各省组织开展的竞争性配置光伏项目，a.如在竞争性配置政策中有具体并网时间要求和对应电价确定要求的，按要求执行；b.如无具体并网时间要求，或者有并网时间要求但未明确逾期并网电价如何调整的，上网电价执行项目竞争性配置确定的价格与项目全容量并网时对应的电价政策明确的价格中较低者。C.关于纳入补贴项目容量的认定风电项目：纳入补贴范围的“项目容量”以核准时确定的容量为准，受风机选型因素影响，允许核准文件明确的项目规模与各省（区、市）年度开发建设方案或实施方案明确的项目规模存在一定偏差，偏差不超过单台额定功率最小机组的容量。项目实际并网容量小于核准容量的，纳入补贴的项目容量以实际并网容量为准；项目实际并网容量超过核准容量的部分，需按此比例核减补贴资金。光伏项目：纳入补贴范围的“项目容量”按照纳入国家补贴范围的规模、备案容量和实际并网容量三者最小值确定，实际并网容量超过纳入国家补贴范围规模与备案容量中较低者的部分，需按比例核减补贴资金。其中，实际并网容量不得高于备案容量的3%。根据《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》（2020年）内容：

a.企业承诺。可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，同时提交相关核验资料。承诺内容包括：项目全容量并网发电时间，办理电力业务许可证时是否完成全容量并网，办理并网调度协议时是否完成全容量并网等。b.认定办法。(a)可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间相一致的，项目按此时间列入补贴清单，享受对应的电价政策。(b)可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致但不影响电价政策的，按照企业承

诺的全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策。(c)可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致且影响电价政策的，按照三个并网时间中的最后时点确认全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策。(d)项目对认定的全容量并网时间若有不同意见，可申请复核，并提交以下材料：（1）国家认可机构出具的质量监督报告；（2）总承包合同、所有发电设备的采购合同、所有发电设备采购合同的付款银行流水记录；（3）购售电合同及全容量并网后逐月销售电量、售电收入银行流水记录；（4）其他可证明项目承诺全容量并网时间的材料。

（2）未纳入“合规清单”项目合规性核查情况

根据《补贴合规自查通知》要求的第一项“项目合规性”内容：“项目是否纳入计划、规模或者规划等管理文件相应的名单或清单，以及项目是否依法依规核准（备案）等”。发行人自查了公司未纳入“合规清单”补贴项目是否纳入计划、规模或者规划等管理文件相应的名单或清单，以及项目是否依法依规核准（备案）等内容，自查情况如下：

经自查，公司10项可享有补贴但尚未纳入“合规清单”的项目，均已依法依规取得发改委审批、核准或备案文件。项目均具有配套年度建设规模文件，其中，1、2、7项目是依据国家能源局直接发布建设规模文件，其余项目则是依据由新疆发改委发布建设规模文件，且4、5、8、9、10项目仍在新疆发改委规模文件的基础上，可进一步查阅到国家能源局所出具的相应项目建设规模指导性文件。

第3项虽未查到国家能源局规模建设文件，但据新疆发改委建设规模批复文件表述：新疆发改委对于该项目已上报国家能源局同意并受托负责审批，国家能源局表示积极支持乌鲁木齐首批风电供暖试点工程建设。

第6项阜康20MW光伏项目因建设于2013年，时逢我国可再生能源发电项目起步之初，配套法规及政策性文件并不完善，故未查询到相应国家年度建设规模文件，但根据《可再生能源发电有关管理规定》，该项目建设的报批手续符合法律规定。此外，公司已通过“合规清单”审查的吉木萨尔一期20MW光伏项目（2014年并网），建设规模也仅取得新疆发改委出具的规模文件，而未查询到国家年度建设规模文件。

此外，《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》进一步对《补贴合规自查通知》中的规模指标明确如下：“对《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能新发能[2017]31号）有关内容说明如下：1、2019、2020年各省级区域新增需国家补贴的风电项目建设规模受本省级区域2020年规划并网目标约束；2、文件中“对应纳入年度规模管理的发电项目，各省（区、市）能源主管部门必须严格按当年下达的年度新增建设规模组织建设”，适用对象为实施年度规模管理的光伏项目，即31号文件附件2各省份2017-2020年度光伏电站新增建设规模为约束性指标。”据此，对于年度规模建设的要求主要是针对“十三五”规划所要求，对于2017年以前建设的可

再生能源发电项目并不适用“国家年度建设规模”的指标要求。综上核查，发行人认为公司各补贴项目在合规性、规模指标自查方面不存在违法违规问题。

（3）未纳入“合规清单”项目规模核查情况

《补贴合规自查通知》对项目规模核查要求：项目并网容量是否大于核准容量或年度建设规模；项目分批并网时间和对应容量以及全部容量并网时间与实际是否一致。在补贴退坡关键时间节点，是否存在少量机组并网代替全部机组并网投产的情况等。发行人就公司未纳入“合规清单”项目，比对自查相关要求文件，按各项目分别列示电力业务许可证记载的并网时间、并网调度协议的并网时间，承诺书承诺全容量并网时间等要素，就“项目规模”进行核查并分析如下：

注：1、根据《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知（国能发资质〔2020〕22号）》，“（一）继续实施电力业务许可豁免政策”：“不纳入电力业务许可范围：1.经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式发电项目”。

2、根据国家能源局《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》（国能发资质规﹝2023﹞67号），在现有许可豁免政策基础上，将分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证。

就公司上述项目情况，《补贴合规自查通知》对项目规模核查主要关注项目并网容量是否大于核准容量或年度建设规模；在补贴退坡关键时间节点，是否存在少量机组并网代替全部机组并网投产的情况等。《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》是对超规模装机补贴收入调整、全容量并网条件进行认定。

经核查，上述项目中1、2、3、4、5、6、8、9、10均存在实际装机规模超过核准规模的情况，但未违反《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》所规定的风机不超过单机最小装机规模、光伏超装比例不超过3%的重要条款。根据《补贴合规自查通知》及其有关政策解释通知，项目实际并网容量超过核准容量的部分，会导致补贴项目按超装比例核减补贴资金。

经核查，上述未纳入“合规清单”项目的企业承诺并网时间、《电力业务许可证》记载并网时间以及并网调度批复时间基本一致，并网调度时间通常会早于实际并网时间，根据《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》，公司上述可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、并网调度协议明确的并网时间存在不一致情形，但三项均在同一年度时间内，即不影响年度电价补贴政策，发电项目仍可列入补贴清单，享受对应的电价政策。

（4）未纳入“合规清单”项目并网时间的核查

结合本次补贴自查要求，发行人还复核并查阅了各项目竣工验收报告、竣工决算报告、所属公司建设及并网年度审计报告、并网当年及下一年度结算单、项目建设期间采购合同及付款情况等，进一步核查公司未纳入“合规清单”项目的合法合规性。

综上，发行人通过收集其他相关资料进一步对公司未纳入“合规清单”项目全容量并网情况进行交叉对比。通过各项目投运首月由电网企业或电力交易中心出具的《电量电费结算单》或《交易结算单》（以下简称：《电力结算单》）及次年《电力结算单》确认并网时期电力销售情况，并收集投运年度及次年发电设备利用小时数，除受风光资源变动及其他客观因素影响外，均不存在设备利用率大幅的差异。公司上述项目全容量并网不存在以少数机组并网替代全容量并网的情形。

由上表统计可见，上述10项未纳入“合规清单”的项目，《竣工验收报告》中关于并网的时间均与《电力业务许可证》记载的时间一致或处于同一月度；各项目适用补贴政策的截止时间，5项风电项目所适用的补贴政策均为截至并网年度12月31日，项目《电力业务许可证》记载的实际并网时间则主要集中于政策年度12月；5项光伏项目中除阜康新风20MW光伏项目外，其余4项与风电项目情况一致，补贴政策适用时间均为截至2020年12月31日，而胡杨河锦华、吉木萨尔合计360MW项目各文件记载的并网时间均为2020年12月；阜康新风20MW光伏项目并网时间为2013年12月，光伏补贴首次退坡政策《国家发改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）系明确截至2016年6月30日开始退坡。

综上所述，上述项目均不存在全容量实际并网时间晚于适用政策截止时间。

（5）关于《补贴合规自查通知》其他四项事项的核查情况

①项目电量

经发行人自查，根据《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建[2020]426号）内容，发行人未纳入第一批“合规清单”的10个项目，补贴电量均处于全生命周期合理利用小时数范围内，项目建设及补贴年限均介于4-11年范围内，亦未超过政策关于20年补贴年限的要求。该等项目并网投运以来，各项目持续发电期间的实际年利用小时数受年度资源变化略有波动，但各年度期间并不存在较大差异，亦不存在上网电量异常偏高的情况。

②项目电价

发行人核查了上述各项目所适用的建设年度补贴政策、与电网公司签订的《购售电协议》、电网企业出具的月度《电力结算单》以及获取了上述项目历年补贴回款凭证。上述各项目实际执行的上网电价均未超过国家在历年补贴退坡期间，政策明确的上网电价（指导价），涉及招投标或竞价确定的标杆上网电价亦未超过相关规定，各项目补贴政策请参见本问题回复“（一）”之“1、发行人已投运24项发电项目可享有发电补贴的具体情况，以及尚未纳入‘国补目录’或‘合规清单’项目补贴政策及依据”。

此外，发行人按照《补贴合规自查通知》及其他补充通知等文件要求，自查了《电力业务许可证》、调度文件、《竣工验收报告》、企业承诺等资料，论证

了上述各项目实际全容量并网时间，各项目均是在并网当年享有当年度政策所对应的补贴政策，不存在补贴退坡期间跨年度投产，却享受退坡之前的补贴指导价的情况。

③项目补贴资金

经发行人核查，公司10项未纳入第一批“合规清单”的项目仅3项风电项目：哈密国投新风三塘湖第三风电场A区200MW风电项目、哈密新风能源烟墩第七风电场A区200MW风电项目、乌鲁木齐托里新风99MW风电项目，以及2项光伏项目：新疆新能源（集团）新风昌吉阜康20MW光伏发电项目、第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目，在本次合规自查前纳入“国补目录”且在历史经营期间收到补贴资金款项，但截至目前实收补贴资金金额远低于应获得的补贴资金，未收到的补贴资金公司计入“应收账款”中，该等项目在全生命周期利用小时数的范围内，均不存在超额获取补贴的情形。经发行人自查，阜康新风20MW光伏发电项目在2017年国家推行绿电交易后，参与一笔绿电交易，并申办绿证一份，对应电量1,000千瓦时，本项目对应补贴资金为0.75元/千瓦时，按照绿电政策，该笔绿电交易原则上不该再享有补贴收入，但因绿电交易政策出台初期，公司仅为试行新政策而参与一笔交易，故未及时向电网公司进行申报，并在后续补贴下发时，领取了该笔补贴750元，在本次自查期间公司发现该问题，并已积极配合退补，而阜康新风也主要是因该问题未纳入第一批“合规清单”，整改完成后，预计阜康新风20MW光伏项目通过合规审查不存在其他障碍。除此之外，公司不存在其他绿电交易违规享受补贴的情形。

④项目环境保护

本项适用于生物质发电项目，发行人不适用此项目核查事项。

综上所述，针对《补贴合规自查通知》其余四项“项目电量”、“项目电价”、“项目补贴资金”、“项目环境保护”四项内容的核查，公司未纳入第一批“补贴清单”的10个项目均不存在重大违规情形。

3、结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，判断发行人相

关项目是否存在纳入合规项目清单的实质性障碍经公开信息查询，目前同行业公司中的太极实业、江南化工，均因在内蒙古地区建设的可再生能源发电项目因未被纳入地方年度建设规模等“项目合规性”问题，明确被移出“国补清单”；天富能源因光伏项目装机规模超过核准规模3%，违反了《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》中关于纳入补贴项目容量的认定情况，被地方发改委通知取消补贴资金。该等项目对于前期已领取发电补贴需全额退回，未收回补贴则做信用减值损失计提处理。具体情况如下：

单位：亿元

除上述已明确被取消补贴资格的项目外，发行人还通过公开信息查询到同行业公司对于虽未移出“国补目录”，但因自查存在问题基于谨慎性原则采取会计处理的情况如下：

单位：亿元

注：本反馈意见回复发行人选取同行业可比公司为三峡能源、嘉泽新能、中闽能源、江苏新能、节能风电、太阳能。本题回复因同行业可比公司所披露的相关情况有限，故上表中除太阳能、嘉泽新能外，发行人进一步查阅了同行业其他公司不被纳入“合规清单”的情形或涉及补贴收入会计处理的信息，并在上表中进行补充对比列示。

由上表统计可见，同行业公司被取消补贴资格，或暂时未被纳入“合规清单”但自查存在问题的项目，主要涉及以下三种情况：

①根据《补贴合规自查通知》第一项“项目合规性”，《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》“五、关于风电项目核准规模是否超

出规划规模的认定”，2019-2020年风电项目、2017-2020年光伏项目建设规模受本省级规划并网目标约束，该政策的依据为《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能新发能[2017]31号）。以上案例存在项目建设未被纳入国家年度建设规模指标中，故导致部分项目存在建设核准（备案）文件失效的情形。对于该类情形，项目公司需全额退还已领取补贴，且不再享受未来售电补贴。

②根据《补贴合规自查通知》第二项“项目规模”，《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》“三、关于纳入补贴项目容量的认定”，上述案例部分项目存在装机规模超过核准规模的情形。对于该情形，政策要求项目公司需对实际并网容量超过核准容量的部分，按比例核减补贴资金，但仍可继续享有未来售电补贴。

③根据《补贴合规自查通知》第二项“项目规模”，《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》“一、关于部分特殊光伏发电项目上网电价的确定”，对于已核准（备案）的分批次并网项目，按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价，且分批次变更程序的时间不得晚于项目全容量并网时间。对于该类情形，项目公司需按实际情况，按实际并网批次和规模，调整对应期间的补贴电价，对于已收取的补贴进行退补，但仍可继续享有未来售电补贴。

综上所述，经发行人自查及查阅公开信息，公司未纳入“合规清单”的10个可再生能源发电项目在合规性、项目规模、项目电量、项目电价、项目补贴等情况均不存在重大违法违规问题，不涉及上述同行业可比公司被移出“国补目录”相同或相似的情况，未来不存在被移出“国补目录”的风险。发行人部分项目建设因风机选型、光伏组件逆变器型号原因，存在实际装机规模超出备案容量的情况，但并不违反《补贴合规自查通知》政策解释之相关规定，不存在被移出补贴清单的风险，具体参见下述“（二）已纳入补贴清单的项目是否存在被核减补贴、移出补贴清单的风险”之回复分析。据此，发行人相关项目未来纳入“合规清单”不存在实质性障碍。

已纳入补贴清单的项目是否存在被核减补贴、移出补贴清单的风险，是否（二）会对发行人财务状况产生较大影响，是否影响本次发行根据《补贴合规自查通知》以及《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》相关政策要求，公司可享有补贴项目且尚未纳入“合规清单”的部分项目因风机选型、光伏组件逆变器型号原因，存在实际装机规模超出备案容量的情况，该情形不违反政策解释关于项目超装合理性的相关规定。如果未来超装规模被认定需核减补贴，预计影响金额为1,701.56万元，占报告期内合计营业收入比重为0.51%，但不存在移出“国补目录”或无法被纳入“合规清单”的风险，不会对发行人财务状况产生较大影响，亦不会影响本次发行。具体分析如下：

单位：万元

发行人对于超出规模的发电项目自并网之日起至2024年末已确认补贴收入按照装机规模超装情况，经上述模拟测算可能会影响应收账款扣减或要求退补的累计合计金额约为1,701.56万元，占报告期内合计营业收入比重为0.51%。根据《补贴合规自查通知》、《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》有关规定，公司风电项目属于受风机选型因素影响，偏差不超过单台额定功率最小机组的容量；光伏项目实际并网容量不得高于备案容量的3%。据此，发行人超装规模均符合自查规定，未来被要求核减或退补的情况还需视有关部门进一步出具相关文件后才能确定。对发行人持续经营及持续盈利情况不会产生重大不利影响。

列示报告期已并网各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价、（三）各电站项目的销售模式、上网电价定价依据等，说明报告期已并网各项目在保障性收购和市场化等不同交易模式下适用的补贴政策和标准以及收入确认情况

1、列示报告期各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价情况报告期内，公司截至2025年6月30日已并网各项目的发电量（上网电量）、补贴收入及销售单价情况如下：

单位：元/千瓦时、万千瓦时、万元

注1：上网电量、标杆电费收入统计来源于《电力结算单》，即为各发电项目各期实际确认的电力销售收入，包含了保障性收购、市场化交易的基础电价收入以及考核收入及其他费用扣减等。其中：均价=电费收入/上网电量，为各项目各期综合均价。补贴收入=上网电量*电价补贴/1.13。

由上表统计可见，可享有补贴收入的发电项目，无论是否参与市场化交易，补贴均价均不会受到影响，与政策定价中批复的补贴电价相一致；而基础电价即标杆电价部分，由于该部分电价系参与市场化交易竞价，导致参与市场化交易项目在报告期内的基础电价部分会发生一定波动。对于七师五五工业园奎屯金太阳一期30MW光伏发电项目、第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目等未参与市场化交易项目，则其基础电价、补贴电价均不会发生变化。发行人于2022年后投运的哈密新风恒远十三间房风电场一期49.5MW项目等平价无补贴项目，主要以市场化交易的方式进行电力销售，故基础电费均价均存在一定波动，但不再涉及补贴收入。

2、列示各电站项目的销售模式、上网电价定价依据

报告期内，发行人已投运项目的销售模式、上网电价定价依据情况如下：

在本次反馈意见回复期间，新疆发改委于2025年6月24日发布了《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》（新发改能价〔2025〕350号），明确自2025年11月1日起对新疆新能源发电项目区分存量补贴项目、存量平价项目、增量项目，并根据项目类型，就上网电量及上网电价统一按照该方案所制定的政策执行如下：

相比新疆地区现行新能源发电项目的消纳及定价政策，本方案的发布，进一步明确了存量补贴项目、存量平价项目以及未来新建增量项目，在未来较长时期内，将统一以固定的年度上网电量规模比例和上网电价，作为机制电量、机制电价参与交易，其中，增量项目的机制电价还需通过市场化竞价的方式确定，各年度会存在一定波动。该等机制电量视同于新疆发改委各年度发布的优先收购电量，但按此方案，对于各类型新能源发电项目的优先购电量将长期执行固定的规模比例。

除机制电量以外的上网电量，仍将通过市场化交易的方式进行售电，与现行市场化交易模式并无差异。本方案的实施，对于享有补贴项目的电价补贴并不会产生影响。

3、说明报告期已并网各项目在保障性收购和市场化等不同交易模式下适用的补贴政策和标准以及收入确认情况

发行人已投运并可享有补贴的15项可再生能源发电项目中，仅2项接入兵团电网企业的七师五五工业园奎屯金太阳一期30MW光伏发电项目和第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目未参与市场化交易，其余13个项目已全部参与市场化交易。

发行人的电力销售模式是基于行业特性，无论是否参与市场化交易，所运营场站均接入电网企业所建设的输电线路，并在各场站形成发电后，将电力产品通过电网线路实现上网并直接销售给国家电网、兵团电网等客户。其中，如本题回复“2、列示各电站项目的销售模式、上网电价定价依据”之列示，发电项目的上网电价定价依据、适用的补贴政策和标准，均是根据发电场站在历年建设期间所适用的可再生能源发电主管部门包括国家能源局、国家发改委等部门下发的定价政策，并在建设期间确认定价政策和补贴政策后持续执行。对于享有补贴的发电项目，其电价均是由基础电价（标杆电价）、电价补贴两部分组成。

随着我国电力交易改革不断推进，发行人各场站的电力销售自2016年起，陆续由全额保障性收购的模式转变为保障性收购和市场化交易相结合的模式。根据相关政策，在保障性收购的模式下即对于保障性收购电量部分（包括本地消纳优先收购小时、疆电外送的优先收购计划），各场站的上网电价仍是按照项目建设初期所批复电价或地方发改委政策指导电价执行，即保障性收购上网电价=基础电价+电价补贴；而参与市场化交易的电量部分，则由发电企业通过电力交易中心，对标杆电价实行竞价报价的方式参与市场化报价，但补贴电价并不受影响，即市场化交易上网电价=基础电价（竞价确定）+补贴电价。

综上所述，发行人该等项目收入确认政策均是依据《企业会计准则一收入准则》（财会【2017】22号），发行人可享有发电补贴的项目，无论是否参与市场化交易，均不会对电价补贴的单价及收入产生影响。发行人对于发电收入的确认来源于两部分，一是根据电网企业或电力交易中心按月向发行人出具的电力销售《电力结算单》所列示信息，确认当期各项目上网电量以及基础电价部分（含保障性收购标杆电价及市场化交易电价）所形成的当期售电收入；二是根据《电力结算单》所确认的上网电量，以及项目电站所适用的发电补贴政策单价（仅适用享有补贴政策的发电项目），二者乘积计算得出当期发电补贴款金额，并确认

为当期收入。

平价上网项目仅依据《电力结算单》确认基础电价发电收入，无需进行补贴收入的计算和确认。

将尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入的依据是否充分，（四）是否符合会计准则规定，与同行业处理是否存在差异；如是，说明未纳入补贴目录、合规清单项目在报告期内确认的补贴收入金额及占比

1、说明对尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入的依据是否充分，是否符合会计准则规定，与同行业处理是否存在差异截至目前，发行人合计已投运风力、光伏可再生能源发电项目24项，其中15项在可再生能源发电行业发展期间，根据彼时可再生能源发电补贴有关政策，可享有发电补贴。其中，发行人尚未纳入“国补目录”的可再生能源发电项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的可再生能源发电项目合计10项。经核查，未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，确认电价补贴收入依据充分，符合会计准则规定，与同行业处理不存在差异。具体分析如下。

（1）发行人可享有补贴项目，以及尚未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴政策及依据

由上表可见，发行人全部15项可享有补贴项目，以及其中尚未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，在项目建设及并网时期，均按照彼时发电补贴政策可享有发电补贴。根据财政部2012年12月发布的《可再生能源电价附加有关会计处理规定》（财会[2012]24号），可再生能源发电企业销售可再生能源电量时，按实际收到或应收的金额，借记“银行存款”、“应收账款”等科目，按实现的电价收入，贷记“主营业务收入”科目，按专用发票上注明的增值税额，贷记“应交税费--应交增值税（销项税额）”科目。

根据财政部、国家发改委、国家能源局2020年9月发布的《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=（可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/（1+适用增值税率）。

经对照分析，发行人尚未纳入“国补目录”的7个项目均符合《财政部办公厅关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕70号）等相关法律法规要求的申请国家补贴清单所需条件，不存在纳入“国补目录”的实质障碍。

对于尚未纳入“合规清单”的10个项目，根据国家发改委、财政部、国家能源局联合下发的《补贴合规自查通知》，发行人对照《补贴合规自查通知》要求的项目合规性、项目规模、项目电量、项目电价、项目补贴资金及项目环境保护等六个方面进行自查，相关项目均不存在纳入“合规清单”实质性障碍。综上，发行人对尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入的依据充分。

（2）发行人对尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入符合会计准则规定，与同行业处理不存在差异

①报告期内新能源补贴收入确认情况

发行人新能源电费收入主要由经发改委审核批准的非补贴电费和新能源补

贴电费构成，其中新能源上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地电网负担；高出部分，由可再生能源发展基金承担，发行人在发电上网并经各电网公司确认时，确认上述非补贴电费与新能源补贴。发行人已纳入补贴清单的项目、尚未纳入补贴清单但符合纳入条件的项目、尚未纳入“合规清单”但符合纳入条件的项目的补贴收入确认条件、依据及时点情况如下：

②发行人未纳入“国补目录”或“合规清单”项目确认电价补贴政策符合会计准则规定

根据《企业会计准则一收入准则》（财会【2017】22号），公司与客户之间的销售商品合同通常仅包含销售电力的履约义务。在发行人所生产电力供应至各风/光电场所在地电网公司时，客户已取得相关商品或服务的控制权，公司已取得商品的现时收款权利、商品所有权上的主要风险和报酬已转移、商品的法定所有权已转移、商品实物资产已转移、客户接受该商品。上网电价包括了标杆电价和可再生能源补贴电价，在购售电合同与补贴政策文件中分别约定具体的金额。同时根据补贴政策规定，取得国家可再生能源电价附加补助资金的，按应补助金额确认收入。

发行人将未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴款项在电量上网时即确认收入符合会计准则规定，具体情况如下：

目前，发行人对于未被纳入“国补目录”或“合规清单”项目，均不存在纳入“国补目录”或“合规清单”实质性障碍，故发行人对于未被纳入“国补目录”或“合规清单”项目的会计处理与已纳入“国补目录”及“合规清单”项目的会计处理方法一致。均是在当月发电并取得电网企业提供结算单后，以结算电量作为上网电量基数，根据电站所适用的电价补贴政策，计算出当月上网电量补贴款，

并确认为当期收入。可享有补贴项目中，对于未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，公司对补贴收入计入应收款项，但可再生能源基金的补贴预算及电网企业会暂停支付该项目补贴收入，只有在该等项目纳入“国补目录”及“合规清单”后，可再生能源基金才会根据补贴规则，不定期向电网企业进行拨付，电网企业在收到补贴款项后，再向发电企业进行转付。其中，胡杨河锦华60MW光伏发电项目，虽尚未纳入“国补目录”及“合规清单”，但因其属于兵团电网竞价项目，兵团电网依据兵团发改委、兵团财政局于2022年7月9日发布的《关于公布可再生能源发电项目补贴清单的通知》，认为该项目已通过主管部门实质审核，虽尚未纳入正式公布的“国补目录”，但仍对于其认为符合补贴条件的项目也按其财政预算先行支付部分补贴电费。综上，发行人未纳入“国补目录”或“合规清单”项目的新能源补贴款项均符合确认收入的条件，相关收入的确认政策符合会计准则规定。

③同行业未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目对于补贴所采取的会计政策情况

根据公开资料，经营风力发电、光伏发电业务上市公司中，对于未纳入国家可再生能源补贴清单的新能源发电项目，相关上市公司对照《财政部办公厅关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕70号）等相关法律法规要求的申请国家补贴清单所需条件，认为符合纳入补贴清单条件的项目均在并网发电上网时确认电价补贴收入。根据国家发改委、财政部、国家能源局联合下发的《补贴合规自查通知》，相关上市公司对照《补贴合规自查通知》要求的项目合规性、项目规模、项目电量、项目电价、项目补贴资金及项目环境保护等六个方面进行自查，对于纳入“合规清单”不存在实质性障碍的项目，均继续按照原定补贴电价及销售电量确认补贴收入，具体情况如下：

A.同行业可比公司的选取范围及依据

同行业可比公司的选取范围：根据中国上市公司协会发布的《中国上市公司协会上市公司行业统计分类指引》（2023年），A股上市公司中所属行业为电

力、热力生产和供应业（D44）的94家上市公司；同行业可比公司的选取依据为：主营业务为陆上风电或集中式光伏发电的投资运营，营业收入中风力发电、光伏发电业务收入占比不低于50%，分风力发电业务及光伏发电业务类型披露毛利率且其他可比数据容易获取。

发行人选取的可比公司具体情况如下：

同行业可比公司关于新能源发电补贴收入的确认政策

如上表所示，同行业可比公司中存在将未纳入“国补目录”或“合规清单”及同时未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目在项目并网时即确认补贴收入的情形，具体分析如下：

a.三峡能源

根据三峡能源《首次公开发行股票招股说明书》（2021年5月），截至2021年5月7日，三峡能源有40个发电项目未纳入“国补目录”，该批项目自发电投产之日起享受补贴电价，确认补贴电价收入。针对彼时尚未纳入“国补目录”

的40个项目，经查询国网新能源云平台上公布的补贴清单（国补目录）及第一批“合规清单”，截至本回复报告出具日，仍有16个项目已纳入“国补目录”，未纳入“合规清单”；2个项目已纳入“合规清单”，但未纳入“国补目录”；13个项目同时未纳入“国补目录”及“合规清单”。

b.节能风电根据节能风电《关于<请做好中节能风力发电股份有限公司配股发审委会议准备工作的函>之回复报告》（2022年7月）,截至2022年7月7日，节能风电尚有18个风力发电项目未纳入“国补目录”，均从并网发电时即确认补贴收入。针对彼时尚未纳入“国补目录”的18个项目，经查询国网新能源云平台上公布的补贴清单（国补目录）及第一批“合规清单”，截至本回复报告出具日，仍有2个项目已纳入“合规清单”，但未纳入“国补目录”；12个项目同时未纳入“国补目录”及“合规清单”。c.中闽能源根据中闽能源《关于上海证券交易所对公司2023年年度报告的信息披露监管工作函的回复公告》（2024年6月），截至2024年6月8日，中闽能源尚有1个风电项目尚未纳入“国补目录”，均自并网之日确认补贴收入。

d.太阳能根据太阳能《关于中节能太阳能股份有限公司申请向不特定对象发行可转换公司债券的审核问询函的回复（修订稿）》（2023年11月），截至2023年11月28日，太阳能尚有4个光伏项目未进入“国补目录”，太阳能认为该4个项目未来纳入“国补目录”不存在重大不确定性风险，继续按照电力供应至各子公司所在地的电网公司时确认补贴收入。

针对彼时尚未纳入“国补目录”的4个风电项目，经查询国网新能源云平台上公布的补贴清单（国补目录）及第一批“合规清单”，截至本回复报告出具日，仍有4个光伏项目同时未纳入“国补目录”及“合规清单”。

根据太阳能《向不特定对象发行可转换公司债券并在主板上市募集说明书》（2025年3月），截至2024年12月，太阳能已纳入国补目录但尚未纳入第一

批合规清单共46个项目，太阳能仅在募集说明书测算假设发生补贴退回情况对2024年度财务数据的影响，未对已确认的补贴收入进行调整。经自查认为不存在纳入补贴合规项目清单实质障碍的，继续按照原定补贴电价及销售电量确认营业收入。

e.嘉泽新能根据《向特定对象发行股票之募集说明书（修订稿）》（2025年6月），截至2025年6月3日，嘉泽新能尚有4个风电项目同时未纳入“国补目录”，其中3个项目尚未纳入“合规清单”，均从并网发电时即确认补贴收入。

f.江苏新能江苏新能未单独披露未纳入“国补目录”及“合规清单”的情况，根据其2024年度报告披露的发电业务收入确认原则，根据经电力公司确认的月度实际上网电量按合同上网电价（含国家电价补贴）确认电费收入。

同行业可比公司对于可享有补贴的风力发电、光伏发电项目发电补贴收入的总体确认政策均是在电力传输至电网时确认。报告期内，同行业可比公司未披露过收入确认相关会计政策变更，收入确认政策整体保持稳定。对于可享有补贴但未纳入“国补目录”或“合规清单”或同时未纳入“国补目录”、“合规清单”的发电项目，同行业可比上市公司均于电力供应至电厂所在地的电网公司时以上网电价确认电费收入，即同时确认基础电费收入与补贴电费收入。发行人的收入确认政策与同行业可比公司相比具有一致性，相关会计处理不存在差异。

综上，发行人相关收入确认政策符合会计准则的规定，与同行业可比上市公司的处理不存在差异。

2、未纳入补贴目录、合规清单项目在报告期内确认的补贴收入金额及占比

报告期内，发行人未纳入补贴清单“国补目录”或第一批“合规清单”项目均不存在纳入“国补目录”或“合规清单”的实质性障碍，相关项目补贴电费收入确认政策与同行业可比公司不存在差异。发行人未纳入补贴清单“国补目录”或第一批“合规清单”项目在报告期内确认的补贴收入金额分别为38,565.74万元、37,991.28万元、36,578.37万元及15,764.23万元，占当期营业收入的比例

分别为43.74%、38.38%、37.68%及31.77%，具体情况如下：

单位：万元

结合补贴收入的结算周期、已确认补贴收入及实际取得补贴金额，说明报（五）告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加，是否与同行业公司变动一致，补贴款回收是否存在较大风险，是否已存在明显的减值迹象，相关坏账计提是否充分

1、补贴收入的结算周期、已确认补贴收入及实际取得补贴金额

（1）补贴收入的结算周期

补贴电价部分产生的电费收入由财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，按照以收定支的原则按年将补助资金拨付到国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司和各省级财政部门，由电网公司转付给公司。因此，补贴电费具体发放周期由国家财政部拨付时间决定，无规定具体时间，无明确约定的信用期。近年来，立新能源补贴电费平均发放周期逐渐变长，主要系未纳入“国补目录”的补贴项目暂不发放补贴资金，2022年10月开始已纳入“国补目录”但未纳入“合规清单”的补贴项目暂停补贴资金的发放。2022年、2023年、2024年及2025年1-6月，发行人应收补贴款周转天数分别为1,205天、1,409天、1,797天及2,352.25天，回款周期逐期变长。其中，已纳入“国补目录”及“合规清单”的项目应收补贴款周转天数分别为1,234天、908天、1,023天及1,251.40天，回款周期保持相对稳定。报告期各期，发行人应收补贴款回款情况具体如下表：

单位：万元，天

注：1、2022年及2024年应收补贴款周转天数=365/（当期确认的补贴收入/（期末应收补贴款余额+期初应收补贴款余额）/2）；2、2025年1-6月应收补贴款周转天数=365/（当期确认的补贴收入/（期末应收补贴款余额+期初应收补贴款余额）/2）/2；3、报告期内未纳入国补目录项目收回的补贴资金系并入新疆生产建设兵团第七师电网项目。

2022年、2023年及2024年，立新能源应收账款周转天数与同行业可比公司对比情况如下表：

单位：万元

注：1、应收补贴款周转天数=365/（当期确认的补贴收入/（期末应收补贴款余额+期初应收补贴款余额）/2）；

2、同行业可比公司尚未披露2025年半年度报告。

2022年至2024年，立新能源同行业可比公司均未披露新能源发电补贴收入金额，无法计算同行业可比公司应收补贴款的周转天数，故此处将立新能源应收账款周转天数与同行业可比公司进行对比。报告期内，受补贴款回款因素影响，立新能源应收账款周转天数与同行业可比上市公司变动趋势一致，均持续增加。立新能源应收账款周转天数高于同行业可比公司平均水平，主要系公司成立于2013年，成立时间较晚，发电项目平均并网时间相较同行业可比公司较晚，发电项目纳入“国补目录”时间较晚，使得累积确认的应收补贴款余额增幅较大。同时未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算，2022年末、2023年末及2024年末，立新能源未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目产生应收补贴款余额分别为144,317.65万元、187,247.79万元、228,581.34万元，占各期应收账款余额的比例分别为78.99%、82.46%及83.92%，占比较高。

报告期各期末，立新能源应收账款期末余额分别为182,713.87万元、227,086.73万元、272,386.54万元及302,893.40万元，主要系应收补贴款。报告期各期末，立新能源应收可再生能源补贴金额分别为178,778.43万元、222,794.21万元、267,734.99万元及291,520.22万元，占应收账款的比例分别为97.85%、

98.11%、98.29%及96.25%。报告期各期末，立新能源应收补贴款的账龄情况如下表：

单位：万元、%

（2）已确认补贴收入及实际取得补贴金额

截至2025年6月末，立新能源享受新能源发电补贴的项目共有15个，其中8个项目已纳入“国补目录”，7个项目正在审核中。截至2025年6月末，立新能源累计已确认含税补贴收入484,315.13万元，已收回含税补贴金额为192,794.91万元。其中，已纳入“国补目录”的8个新能源发电项目累计已确认含税补贴收入金额为446,063.31万元，累计已取得补贴资金为191,931.16万元。未纳入“国补目录”的7个项目的累计已确认含税补贴收入为38,251.83万元，累计已取得补贴资金为863.75万元，系接入兵团电网的第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目。未纳入“合规清单”的10个项目累计已确认含税补贴收入为339,374.09万元，累计已取得补贴资金为94,904.11万元，具体情况如下表：

单位：万元（含税）

2、报告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加，是否与同行业公司变动一致，补贴款回收是否存在较大风险

（1）报告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加的原因

立新能源目前应收账款账龄较长的原因主要系公司发电项目纳入补贴目录时间较晚，公司发电项目平均并网时间相较同行业可比公司较晚，发电项目纳入

补贴目录时间主要集中于可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）（2018年6月）。第七批纳入可再生能源电价附加资金补助目录的发电项目的审核时间较长。未纳入补贴目录或补贴清单的项目，暂时不能获得新能源补贴电费的结算。并且近年来，国内可再生能源发电项目发展迅速，目前国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后，新投产的新能源发电项目从投产至实际取得补贴间隔时间较长，因此相关发电项目的应收补贴款自并网发电时滚动累计影响应收账款期末余额。同时截至报告期末，立新能源尚有7个符合享有新能源发电补贴条件的项目，尚未纳入补贴清单。

另一方面，2022年9月，国家发改委、国家能源局、财政部联合发布《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》，就补贴核查中存在诸多疑义的相关内容进行了说明，包括部分特殊光伏项目上网电价的确定、纳入补贴项目容量的认定、项目备案容量的认定标准等。2022年10月，国家电网和南方电网发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》。2023年1月，国家电网和南方电网公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》。

针对上述公告中，发行人在运营项目中可享有发电补贴项目共计15个，其中已纳入“国补目录”的发电项目共计8个，其中4个项目已被纳入国家电网公布的第一批合规项目清单（另有1个尚未纳入“国补目录”但已通过补贴核查的项目，合计5个项目已纳入第一批“合规清单”），其余10个项目尚未被纳入第一批合规项目清单。2023年开始，除胡杨河锦华60MW光伏发电项目，虽尚未纳入“国补目录”及“合规清单”，但因其属于兵团电网竞价项目，兵团电网兵团电网依据兵团发改委、兵团财政局于2022年7月9日发布了《关于公布可再生能源发电项目补贴清单的通知》，认为该项目已通过主管部门实质审核，故对于其认为符合补贴条件的项目也按其财政预算先行支付部分补贴电费。对于其他尚未纳入补贴清单或通过合规审查项目，暂停发放可再生能源补贴款，导致累计的应收补贴款项增加。

由于新能源补贴电费是根据电网公司收到财政补助资金后转付，因此根据行业惯例，双方未明确约定应收补贴电费的信用期，并且发电业务持续进行，2022

年之前，财政部在向电网企业拨付补贴电费时，未明确对应的补贴收入确认期间。电网企业向发电企业支付发电补贴款总体按照“先进先出”的方式，按照电力业务结算单记载的上网电量逐月对账支付，立新能源在收到补贴款时按收入确认时间先后陆续冲减应收账款。2023年以来，除接入兵团电网企业的胡杨河锦华60MW光伏发电项目外，财政部在向国家电网有限公司拨付发电补贴时，注明了补贴电费年度并在新能源云网站公示，2023年立新能源收到国网新疆转付的补贴款主要系2022年度及以后发电产生，故立新能源在收到相应补贴款时，冲减2022年度及以后确认的应收款项。上述原因共同使得立新能源应收补贴款金额逐年增大，平均账龄逐渐变长，存在合理性。

（2）是否与同行业公司变动一致

新能源发电行业上市公司应收账款余额主要系应收补贴款，应收账款余额规模跟装机规模存在一定线性关系，一般装机规模越大，营业收入及应收账款余额也就越大。2022年末、2023年末及2024年末，同行业可比上市公司应收账款余额总体均持续上升。立新能源、同行业可比上市公司应收账款余额变动趋势与同行业可比公司一致。

①应收账款余额与期末装机规模的比例变动情况与同行业可比公司对比

报告期各期末，立新能源应收账款余额、装机规模及相关比例具体情况如下表：

单位：MW、万元

注：同行业可比公司尚未披露2025年半年度报告。

2022年末、2023年末及2024年末，同行业可比公司普遍存在应收账款金额持续增长的情形，2023年末、2024年末，发行人应收账款余额分别同比增加24.29%及19.95%，同行业可比公司应收账款余额平均增长率分别为25.72%、18.32%。

报告期内，发行人应收账款余额变动情况与同行业可比公司保持一致。此外，公司应收账款余额与期末装机规模的比例保持在140万元/MW左右，位于同行业中间水平。2022年末、2023年末及2024年末，立新能源应收账款与期末装机规模的比例低于同行业可比公司的平均值，主要原因系报告期内立新能源装机规模增长较快，且期末装机规模系时点数，在并网当期一般处于设备调试阶段，未形成规模营业收入所致。2024年末，立新能源应收账款/期末装机规模的比例由147.46万元/MW下降至131.33万元/MW，同行业可比公司指标平均值由175.83万元/MW上升至187.83万元/MW，变动趋势不一致的原因，主要是立新能源2024年新并网装机规模提升比例较高。

②应收账款余额与营业收入的比例变动情况与同行业可比公司对比2022年至2024年，立新能源与同行业可比公司应收账款余额及占营业收入比例的情况如下：

单位：万元

注：同行业可比公司尚未披露2025年半年度报告。

2022年至2024年，立新能源应收账款余额与营业收入的比例分别为207.21%、

229.43%及280.61%，高于同行业水平，原因主要系公司成立于2013年，成立时间较晚，发电项目平均并网时间相较同行业可比公司较晚，发电项目纳入“国补目录”时间较晚，发电项目纳入“国补目录”时间主要集中于可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）（2018年6月）。第七批纳入可再生能源电价附加资金补助目录的发电项目的审核时间较长，使得累积确认的应收补贴款余额增幅较大。同时未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算，2022年末、2023年末及2024年末，立新能源未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目产生应收补贴款余额分别为144,317.65万元、187,247.79万元、228,581.34万元，占各期应收账款余额的比例分别为78.99%、82.46%及

83.92%，占比较高。

同行业可比公司应收账款余额与营业收入的比例平均值分别为115.59%、

136.75%及170.24%，立新能源应收账款余额与营业收入的比例的变动趋势与同行业可比公司具有一致性。

③立新能源应收账款余额与期末装机规模、营业收入的比例变动情况与同行业可比公司差异分析

一方面，2022年至2024年，立新能源应收账款余额与期末装机规模的比例低于同行业可比公司平均水平，应收账款余额与营业收入的比例高于同行业可比公司平均水平，两种比例与同行业可比公司的对比情况存在差异，主要原因系：

A.2022年至2024年立新能源装机规模增长较快，且期末装机规模系时点数，在并网当期一般处于设备调试阶段，未形成规模营业收入所致。B.公司成立于2013年，成立时间较晚，发电项目平均并网时间相较同行业可比公司较晚，发电项目纳入“国补目录”时间较晚，使得累积确认的应收补贴款余额增幅较大。同时未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算，立新能源未纳入“国补目录”及“合规清单”的项目产生应收补贴款余额占各期应收账款余额的比例较高。另一方面，2022年至2024年，立新能源应收账款余额与营业收入的比例的变动趋势与同行业可比公司平均水平具有一致性，但应收账款余额与期末装机规模的的比例呈现先增后降的状态，与同行业可比公司平均水平的持续增长存在差异，主要原因系报告期内立新能源装机规模增长较快，其中2023年末装机规模同比增长23.10%、低于应收账款余额的同比增长率24.29%，2024年末装机规模同比增长34.68%、高于应收账款余额的同比增长率19.95%，且期末装机规模系时点数，在并网当期一般处于设备调试阶段，未形成规模营业收入所致。

2022年至2024年，同行业可比公司中太阳能及三峡能源装机规模增长均较快，该两家公司应收账款余额与期末装机规模比例均呈现总体下降状态，均与应收账款余额占营业收入的比例持续增长的状态存在差异，与发行人一致，具体分析如下：

太阳能2024年末装机规模较2022年末增长39.77%，高于应收账款余额2024年末较2022年末的增长率25.72%，使得其应收账款余额与期末装机规模的比例分别为240.70万元/MW、252.81万元/MW及216.51万元/MW，整体呈现先下降的状态，而应收账款余额与营业收入的比例分别为113.28%、123.86%及217.83%，呈上升状态。三峡能源2024年末装机规模较2022年末增长80.84%，高于应收账款余额2024年末较2022年末的增长率70.33%，使得其应收账款余额与期末装机规模的比例分别为104.12万元/MW、95.33万元/MW及98.07万元/MW，总体呈下降的状态，而应收账款余额与营业收入的比例分别为115.97%、144.13%及158.28%，呈上升状态。

综上所述，立新能源与同行业可比公司应收账款余额均较大且持续增加，主要系行业内补贴电费回款周期普遍较长所致，符合行业特点，具有合理性。

3、补贴款回收是否存在较大风险，是否已存在明显的减值迹象，相关坏账计提是否充分

（1）补贴款回收是否存在较大风险，是否已存在明显的减值迹象

从应收账款的结构来看，公司所属新能源发电行业内的上市公司应收账款的结构均由标杆电费和补贴电费组成，其中标杆电费由电网公司承担，补贴电费最终由财政部承担。发行人及同行业可比公司的应收账款债务人主要为电网公司。

补贴电费的资金来源主要为财政专项资金以及中央国库，系国家信用，不能收回的可能性极小；电网公司的信用评级较高，具备较强的还本付息能力。公司的应收账款主要以补贴电费和标杆电费为主，客户违约风险较小，应收账款难以回收的风险较小。根据发行人以前年度确认的应收补贴款历史回款情况，未发生过实际损失，补贴款回收不存在较大风险，不存在明显的减值迹象。

（2）相关坏账计提是否充分。

报告期各期末，公司的坏账准备计提情况如下：

单位：万元、%

为了能够公允反映公司预期信用损失，公司对应收账款使用风险参数模型来计算预期信用损失。公司根据历史数据计算公司历史实际坏账率，并考虑了当前及未来经济状况的预测，如国家GDP增速、基建投资总额、国家货币政策等前瞻性信息进行调整得出预期损失率，具备客观性和谨慎性。

当在单项工具层面无法以合理成本评估预期信用损失的充分证据时，公司参考历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的判断，依据信用风险特征将应收账款划分为若干组合，在组合基础上计算预期信用损失。确定组合的依据如下：

报告期内，通过将发行人公司与同行业可比公司应收账款坏账计提政策及计提比例进行对比，发行人应收账款坏账准备计提政策较同行业可比公司更为谨慎，应收账款坏账准备计提比例高于同行业平均水平，详细分析参见本回复“问题二”之“（六）2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更3年以上账龄坏账率统一为45%，低于原政策（50%-100%），说明会计估计变更的原因及合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司

是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分，并测算按照原计提政策计提应收账款坏账准备2024年利润情况。”综上所述，公司应收补贴款坏账政策设置是客观的、谨慎的，报告期各期末，公司应收补贴款坏账计提比例均高于同行业可比公司平均水平，发行人应收补贴款坏账准备计提具备充分性。

2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更3（六）年以上账龄坏账率统一为45%，低于原政策（50%-100%），说明会计估计变更的原因及合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分，并测算按照原计提政策计提应收账款坏账准备2024年利润情况

1、说明会计估计变更的原因及合理性

（1）会计估计变更的审议程序

2024年8月26日，公司召开第二届董事会第四次会议和第二届监事会第四次会议，审议通过了公司《关于会计估计变更的议案》，本次会计估计变更自2024年4月1日起执行。针对本次会计估计变更，中兴华会计师事务所出具了《关于新疆立新能源股份有限公司会计估计变更事项专项说明的审核报告-中兴华核字（2024）第011328号》。

（2）会计估计变更内容

①变更日期

本次会计估计变更自2024年4月1日起执行。

②变更前会计估计

对由收入准则规范的交易形成的应收账款，公司运用简化计量方法，按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量损失准备。

账龄组合的账龄与预期信用损失率对照表如下：

③变更后会计估计

公司对账龄组合的预期信用损失率进行了重新核定。会计估计变更后，账龄组合的账龄与预期信用损失率对照表如下：

（3）会计估计变更的原因及合理性

公司的主营业务为风力发电、光伏发电项目的投资、开发、建设和运营。公司的主要产品是电力，客户主要为电网公司，发电收入包括基础电费收入和补贴电费收入（即可再生能源补贴），应收账款主要为应收补贴电费及应收电网公司结算电费，信用等级高。

发电收入中，基础电费收入按月结算，可再生能源补贴根据中央财政资金拨付情况确定。近年来，随着国家可再生能源补贴政策的变化，可再生能源补贴回

款周期有所延长。公司原“按账龄组合”计提预期信用损失的应收账款（简称“账龄组合”）采用的计提坏账准备的比例已不能客观准确地反映公司的应收账款风险特征。同时，公司计提比例明显高于同行业可比上市公司的综合计提比例。为了保证向投资者提供更可靠、更准确的会计信息，公司结合最新行业政策、当前状况及公司历史信用损失经验，并参照同行业公司的坏账准备计提方法，预计未来面临的预期信用尚未发生实质性变化，基于谨慎性原则对应收账款坏账准备综合计提比例作出调整，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果，不存在调节利润的情况。公司2024年对应收账款坏账计提比例的调整主要系对账龄组合中3年以上账龄的预期信用损失率调整至45%。报告期各期，公司应收账款余额中99%以上系电网公司客户。应收电网公司客户款项中，应收补贴电费的余额占比超过97%，其余为应收标杆电费。标杆电费的账龄一般在1年以内，本次会计估计变更对应收电网公司标杆电费坏账计提金额未产生影响。对于应收补贴款，根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称可再生能源发展专项资金）和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等；可再生能源发展专项资金由中央财政从年度公共预算中予以安排（不含国务院投资主管部门安排的中央预算内基本建设专项资金）。从资金来源分析，应收补贴款的资金来源主要为国家财政安排和向电力用户征收，国家财政资金为国家信用。向电力用户征收的资金已经包含在向用户收取的电费中，由电网企业代征后上缴中央国库，拨付时直接从中央国库支出。综合判断，新能源补贴款的资金来源主要为财政专项资金以及中央国库，全部为国家信用，到期不能收回的可能性极小。

公司以前年度确认的应收补贴款历史上未发生过实际损失，对于已经纳入“国补目录”及“合规清单”的发电项目，均正按照可再生能源基金的拨付进度正常陆续回收。对于已经纳入“国补目录”但未纳入“合规清单”的项目在2022年补贴合规自查前，亦按照可再生能源基金的拨付进度正常陆续回收。胡杨河锦华60MW光伏发电项目，虽尚未纳入“国补目录”及“合规清单”，但因其属

于兵团电网竞价项目，兵团电网依据兵团发改委、兵团财政局于2022年7月9日发布的《关于公布可再生能源发电项目补贴清单的通知》，认为该项目已通过主管部门实质审核，故对于其认为符合补贴条件的项目也按其财政预算发放了部分补贴电费。对于其他未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，不存在纳入“国补目录”或“合规清单”的实质性障碍。鉴于补贴款最终资金源于财政资金，属于国家信用，公司应收补贴款的可收回性并不会因收款时间的延后而降低，其损失主要系按照新金融工具准则综合考虑收款的金额和时间分布造成的损失。本次会计估计变更前应收账款账龄组合3-4年、4-5年及5年以上账龄的的预期信用损失率分别为50%、80%及100%，已不能合理反应应收补贴款的信用特征。故公司针对补贴电费的坏账准备计提考虑资金占用的机会成本和账龄及公司历史实际坏账率情况等因素，并考虑了当前及未来经济状况的预测，如国家GDP增速、基建投资总额、国家货币政策等前瞻性信息进行调整得出预期损失率。

同行业可比公司在对应收补贴款坏账计提方面，亦是主要考虑到补贴资金最终来源于国家财政资金，属于国家信用，收回风险极低。在确定应收补贴款预期信用损失率时，主要考虑资金占用成本或参考融资成本，对应收补贴款预期信用损失率定为一个较低的比例，或者参考账龄按照融资利率对应收补贴款进行折现的方式确定其账面价值。公司变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司不存在显著差异，变更后的应收账款坏账计提比例高于同行业水平，具体参见本回复“问题二、一、（六）、2、变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分”。综上，公司2024年应收账款坏账计提会计估计变更具有合理性。

2、变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分

报告期内，公司根据销售政策、客户结构、信用状况等，按照预期信用损失率制订了坏账准备计提政策，公司主要客户为国网新疆下属供电公司以及兵团电网下属的电网公司（七师为新疆锦龙电力集团有限公司，九师为新疆生产建设兵团第九师热电有限公司），客户整体质量较高。

（1）坏账准备计提政策与同行业可比公司比较

报告期各期末，公司新能源发电业务应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司对比如下：

由上表可以看出，针对应收电网公司款项，立新能源与同行业可比公司均按照预期信用损失率计提了坏账准备，立新能源坏账准备计提政策与同行业可比公司不存在重大差异。

（2）应收账款账龄分布与同行业可比公司比较

2022年末、2023年末及2024年末，立新能源与同行业可比公司应收账款账龄情况如下表：

通过同行业可比公司2022年末、2023年末及2024年末应收账款账龄分布情况进行分析，受新能源补贴发放速度有所放缓，同行业可比公司应收账款整体账龄均有所增长，账龄在3年以上的应收账款占比均持续提升。报告期各期末，

立新能源账龄在3年以上的应收账款占比分别为15.24%、27.89%及40.64%，与太阳能较为接近，变动趋势与同行业可比公司一致。

（3）坏账准备计提比例与同行业可比公司比较

2022年末、2023年末及2024年末，公司应收账款坏账计提比例与同行业可比公司对比如下：

注：本表中应收账款坏账计提比例为当期期末坏账准备计提金额/应收账款余额。应收账款总体坏账比例来看，公司的应收账款坏账准备计提比例高于同行业可比公司水平。报告期各期，公司应收账款余额中99%以上系电网公司客户。应收电网公司客户款项中，补贴电费的余额占比超过97%，且存在较长的账龄，而标杆电费的余额主要为1年以内。同行业可比公司中，节能风电、太阳能、中闽能源及嘉泽新能均将应收电网企业的标杆电费及补贴电费划分为一个组合计提坏账，节能风电、太阳能将应收电费组合坏账计提比例均为固定值1%。根据中闽能源2024年6月披露的关于上海证券交易所对公司2023年年度报告的信息披露监管工作函的回复公告，主要参考公司借款利率水平确定应收补贴电费的预期损失率。中闽能源未披露应收电费组合账龄，报告期各期末，中闽能源对该组合综合坏账计提比例分别为3.97%、

2.42%及2.43%。报告期内，嘉泽新能应收各地国网公司款项坏账计提比例在1.6%左右，账龄在3年以上的坏账计提比例不超过2.22%。

2022年至2024年，江苏新能及三峡能源将应收补贴电费单独划分为一个组合计提坏账准备。2022年、2023年及2024年，江苏新能未按账龄披露应收补贴电费，应收补贴电费组合综合坏账计提比例分别为3.95%、5.61%及6.63%。根据三峡能源2021年披露的首次公开发行股票招股说明书，其针对应收补贴电费的坏账准备计提考虑资金占用的机会成本和账龄等因素，对该组合账面余额按照

报告期上年末一年期LPR下浮10%进行折现，按照账面价值与折现后金额的差额计提坏账准备。

发行人3年以上账龄的应收账款均系应收补贴款，报告期各期末，发行人3年以上账龄的应收补贴款坏账计提比例与同行业可比公司对比如下表：

同行业可比公司中，中闽能源、江苏新能未按照账龄披露应收账款计提比例，2022年末、2023年末及2024年末，中闽能源应收电费组合（含应收补贴款）的综合计提比例分别为3.97%、2.42%及2.42%；江苏新能应收补贴款的综合计提比例分别为3.95%、5.61%及6.63%。嘉泽新能未按账龄披露2022年末应收各地国网公司款项（含应收补贴款）坏账计提比例，2023年末及2024年末，嘉泽新能源3年以上账龄的应收各地国网公司款项坏账计提比例分别为2.22%及2.09%。2022年末、2023年末及2024年末，节能风电及太阳能3年以上账龄的电力销售应收账款组合（含应收补贴款）坏账计提比例均为1%。2024年末，三峡能源3年以上账龄的应收补贴款坏账计提比例为：3至4年为8.78%，4至5年为11.53%，5年以上为15.32%。经比较，发行人3年以上账龄的应收账款的坏账计提比例高于同行业可比公司计提比例。

2022年末、2023年末及2024年末，公司应收账款坏账计提比例分别为

18.76%、24.40%及26.49%，高于同行业可比上市公司坏账平均计提比例2.97%、

3.06%及4.26%，发行人应收账款坏账准备计提政策较同行业可比公司更为谨慎。

综上，立新能源变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司不存在显著差异，立新能源变更后的应收账款坏账计提比例高于同行业水平，应收账款坏账计提谨慎、充分。

3、测算按照原计提政策计提应收账款坏账准备2024年利润情况

按照原应收账款坏账计提比例测算，2024年末，公司应收账款坏账准备合计金额为91,039.18万元，比按照现有坏账计提比例计提的坏账准备金额多18,895.09万元。

单位：万元

2024年，公司应收账款坏账准备计提比例变更对2024年报表项目的影响如下：

单位：万元

注：影响金额=会计估计变更后金额-会计估计变更前金额

按照原应收账款坏账计提比例测算，发行人2024年信用减值损失为-35,725.76万元，净利润-11,154.44万元，归母净利润为-11,067.40万元，具体情况如下表：

单位：万元

二、会计师回复：

核查程序

（一）

1、查询并收集整理公司可享有补贴项目历史建设期间与可再生能源发电补贴有关的政策，查阅《补贴合规自查通知》相关要求及补充通知，并收集发行人可享有补贴项目历史建设期间获取的批复、并网资料、试运行资料、并网初期上网电量资料等，分析相关政策内容、关键变化情况及对发行人的影响；

2、审阅复核发行人可再生能源发电项目信息，包括项目名称、装机容量、并网时间、是否纳入“国补目录”、电价批复文件以及是否纳入第一批“合规清单”等信息；查询、核对“国补目录”公示文件，并对发行人已纳入“国补目录”的项目进行统计复核，并在相关管理平台进行查询和确认；收集并审阅发行人已纳入“国补目录”项目领取补贴资金的情况，以及确认发电补贴收入的情况；

3、查询、核对第一批“合规清单”，并对发行人已纳入的项目数量进行复核；收集并核查发行人已纳入第一批“合规清单”的项目领取发电补贴资金的情况；

4、对未纳入第一批“合规清单”的项目，对照自查通知的要求，查询、核查其核准备案文件、纳入规模情况，项目发电量情况、领取补贴资金的情况，以及确认国补收入的情况；

5、查询同行业可比公司对补贴核查相关情况的披露，收集并整理其补贴核查过程中涉及到的项目问题及相关的会计处理；审阅发行人未纳入第一批“合规清单”项目是否存在相同或类似问题，是否涉及到相同或类似的会计处理，评估相关会计处理对发行人业绩的影响及本次发行的影响；查询同行业可比公司对未纳入“国补目录”及第一批“合规清单”项目的收入确认政策；查询2023-2025年6月“补贴清单”下发批次及纳入项目情况，查阅同行业近两年新纳入“国补目录”项目情况；

6、收集、复核发行人报告期内已并网各项目电力结算单；

7、核查发行人报告期内补贴收入确认情况以及补贴款回款情况，分析报告期内发行人补贴回款周期变动情况及原因，查询同行业可比公司报告期各期末应收账款账龄分布及余额变动情况，对比分析同行业可比公司应收账款余额与营业收入、期末装机容量的比例关系；

8、了解发行人目前的信用政策以及应收账款信用风险特征组合分类的依据及合理性，评价坏账计提相关政策是否符合企业会计准则的规定；查阅同行业可比公司招股说明书或年度报告，了解同行业可比公司信用风险特征组合分类情况及应收标杆电费及补贴电费相关组合的坏账准备计提比例，分析发行人与同行业可比公司在信用政策、坏账计提政策等方面是否存在重大差异；获取应收账款账龄及减值情况、期后回款数据等资料，结合发行人行业特点及不同业务类型面临的未来信用风险特征，查阅应收账款坏账计提会计估计变更的董事会、监事会决议文件及审计机构出具的会计估计变更事项专项说明的审核报告，评价应收账款坏账准备计提的会计估计变更的合理性。模拟测算2024年按照原应收账款坏账计提比例计提信用减值损失对发行人2024年经营业绩的影响。

核查结论 （二）

1、发行人未纳入第一批合规项目清单所涉及项目，经对照《补贴合规自查

通知》要求，相关项目申报审核目前仍在进行中，发行人未纳入“合规清单”的项目在项目合规性、项目规模和并网时间，以及项目电量、项目电价、项目补贴资金、项目环境保护等的方面内容经核查均符合《补贴合规自查通知》要求，未来通过合规自查并纳入“合规清单”不存在障碍，部分项目虽因设备选型等因素存在超装情形，但并未违反《补贴合规自查通知》相关规定。截至目前，国家电网和南方电网只发布了第一批“合规清单”，结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，发行人相关项目不存在纳入合规项目清单的实质性障碍。发行人7项未纳入“国补目录”的项目，其中2020年末并网投运的4项合计360MW光伏项目，现处于可再生能源信息管理中心“项目复核”阶段；2021年末并网投运的3项合计72.5MW风电项目，现处于“电网初审”阶段。自《补贴合规自查通知》发布以来，国家电网和可再生能源信息管理中心对于“国补目录”的审核除2022年未下发新批次“国补清单”外，自2023年-2025年6月期间仍在持续发布新纳入“国补目录”的项目清单，但相比2021年及以前，新纳入“国补目录”的项目数量及批次时间明显减少、放缓。其中，近两年新纳入“国补目录”的项目主要是已纳入“合规清单”的项目，发行人也存在已纳入“合规清单”的伊吾白石湖15MW风电项目未进“国补目录”的情形。

2、发行人已纳入“国补目录”的项目不存在被移出的风险。对于尚未纳入“合规清单”的10个项目，如果对于其中规模超装项目认定为超装情形，按照《补贴合规自查通知》可能会要求发行人对于超装规模部分按照核定规模的比例，退还相应已发补贴款，预计涉及金额约1,701.56万元，对发行人财务状况影响较小，不会影响本次发行。

3、发行人已在本反馈意见回复中列示报告期已并网各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价、各电站项目的销售模式、上网电价定价依据等。报告期内，发行人已并网各项目，无论是否参与市场化交易，均不会对电价补贴（如涉及享有）的单价及收入产生影响。发行人对于发电收入的确认来源于两部分，一是根据电网企业或电力交易中心按月向发行人出具的《电力结算单》所列示信息，确认当期各项目上网电量以及基础电价部分（含保障性收购标杆电价及市场化交易电价）所形成的当期售电收入；二是根据《电力结算单》所确认的上

网电量，以及项目电站所适用的发电补贴政策单价（仅适用享有补贴政策的发电项目），二者乘积计算得出当期发电补贴款金额，并确认为当期收入。平价上网项目仅依据《电力结算单》确认基础电价发电收入，无需进行补贴收入的计算和确认，发行人的收入确认准确、合理。

4、截至2025年6月末，发行人合计已投运风力、光伏可再生能源发电项目24项，其中15项在可再生能源发电行业发展期间，根据彼时可再生能源发电补贴有关政策，可享有发电补贴。其中，发行人尚未纳入“国补目录”的可再生能源发电项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的可再生能源发电项目合计10项。经核查，未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，确认电价补贴收入依据充分，符合会计准则规定，与同行业处理不存在差异。

5、补贴电价部分产生的电费收入由财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，按照以收定支的原则按年将补助资金拨付到国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司和各省级财政部门，由电网公司转付给公司。因此，补贴电费具体发放周期由国家财政部拨付时间决定，无规定具体时间，无明确约定的信用期。报告期内，发行补贴收入的结算周期受部分可享受新能源发电补贴的项目尚未纳入“国补目录”或“合规清单”，暂时不能取得补贴资金，使得应收补贴账龄逐步变长、余额不断增大。截至2025年6月末，发行人累计确认含税补贴收入484,315.13万元，已收回含税补贴资金192,794.91万元。2022年末、2023年末及2024年末，发行人应收补贴款余额较大且持续增加，与同行业公司变动一致，补贴款回收不存在较大风险，不存在明显的减值迹象，相关坏账计提充分。

6、2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更3年以上账龄坏账率统一为45%，低于原政策（50%-100%），发行人会计估计变更的原因存在合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司相比较为谨慎。发行人应收账款坏账计提谨慎、充分。按照原有应收账款坏账计提政策测算，发行人2024年净利润为-11,154.44万元，归母净利润为-11,067.40万元。

问题三报告期内，发行人的电力销售主要是将电力产品直接销售给国家电网、地方电网等客户。销售模式分为保障性收购和参与市场化交易两种模式。保障性收购以月为结算期，实现日清月结，年终清算。电价由经政府价格主管部门批准或确认的当地脱硫燃煤机组标杆电价和可再生能源补贴组成。在市场化交易模式下，公司通过电力交易中心申报电量及电价，采取集中竞价（撮合）交易、挂牌交易、省间双挂双摘交易等多种方式确定最终成交电量及电价，经相关方确认后形成交易结果。报告期内，发行人参与市场化交易占上网电量比重分别为22.27%、30.98%、

25.49%，市场化交易收入占主营业务收入比重分别为21.63%、26.85%、12.17%，市场化交易上网均价分别为0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时，即市场化交易电量比重较高，但相应上网均价逐年降低。

报告期各期，发行人营业收入分别为88,178.49万元、98,976.86万元及97,067.85万元，归属于母公司股东的净利润分别为19,600.72万元、13,521.63万元及5,018.21万元；2025年第一季度，发行人归属于母公司股东的净利润仅为-936.41万元，同比下降166.51%。主营业务综合毛利率分别为59.45%、58.04%和48.93%，净利润及综合毛利率持续下滑。截至2024年12月31日，公司长期股权投资账面价值为79,681.81万元，公司其他应收款账面价值为3,057.45万元。

请发行人补充说明：（1）发行人保障性收购和市场化交易模式下上网电量及结算价格的确定方式和依据，收入构成及确认政策。（2）发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电量，以及占各年度各项目上网电量比重，2024年风力发电市场化交易电量大幅下滑、同时光伏发电市场化交易电量大幅增加的原因。（3）报告期内市场化交易上网均价持续下滑的原因，与同行业可比公司变动趋势是否一致。（4）结合报告期内上网电价（分标杆电价及补贴电价）的确定及调整依据，发行人上网电价的变化情况，主营业务成本构成及变动情况，说明发行人主营业务毛利率逐年下降的主要原因及合理性，与同行业公司比较是否存在重大差异。（5）结合上述因素说明发行人净利润逐

年下降的主要原因，特别是2025年一季度亏损的主要因素，前述不利因素是否仍持续，是否影响发行人持续经营能力。（6）结合相关财务报表科目的具体情况，说明发行人最近一期末是否持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务），自本次发行董事会决议日前六个月至今，发行人新投入或拟投入的财务性投资及类金融业务的具体情况，是否已从本次募集资金总额中扣除，是否符合《证券期货法律适用意见第18号》《监管规则适用指引—发行类第7号》的相关要求。

请会计师核查并发表明确意见。

一、公司回复：

发行人保障性收购和市场化交易模式下上网电量及结算价格的确定方式和（一）依据，收入构成及确认政策

发行人的电力销售模式具有行业特性，无论是否参与市场化交易，所运营的发电场站均是接入电网企业所建设的输电线路，并在各场站生产电力后，将电力产品通过电网线路实现上网并直接销售给国家电网、兵团电网等客户。上网电量方面，发电项目各场站的上网电量，是由国家电网在汇集站等并网接入点，通过其安装的电力计量装置，按月统计各场站的当月上网电量，既包含了保障性收购电量，也包含了市场化交易电量（如有），二者的分类及统计，是依据发行人在电力交易中心对各项目的交易申报以及实际上网电量所确定，并在电网企业或电力交易中心出具的月度《电力结算单》确认。结算电价方面，发行人各项目上网电价定价依据、适用的补贴政策和标准，均是根据各发电场站在历年建设期间所适用的可再生能源发电主管部门包括国家能源局、国家发改委等下发的定价政策，并在建设期间确认定价政策和补贴政策后持续执行。对于享有补贴的发电项目，其电价是由基础电价（标杆电价）、电价补贴两部分组成；对于平价无补贴项目，其电价仅为基础电价。在保障性收购的模式下，即对于保障性收购电量部分（包括本地消纳优先收购小时、疆电外送的优先收购计划），各场站的上网电价仍是按照项目建设初期所批复电价或地方发改委政策指导电价执行，即保障性收购上网电价=基础电价（脱硫燃煤标杆电价）+电价补贴；而参与市场化交易的电量部分，则由发电企

业通过电力交易中心，对基础电价实行竞价报价的方式参与市场化报价，但补贴电价并不受影响，即市场化交易上网电价=基础电价（竞价确定）+补贴电价。公司收入确认政策是依据《企业会计准则—收入准则》（财会【2017】22号）相关内容制定。发行人对于发电收入的确认来源于两部分，一是根据电网企业或电力交易中心按月向发行人出具的电力销售《电力结算单》所列示信息，确认当期各项目上网电量以及基础电价部分（含保障性收购标杆电价及市场化交易电价）所形成的当期售电收入；二是根据《电力结算单》所确认的上网电量，以及各项目电站所适用的发电补贴政策单价（仅适用享有补贴政策的发电项目），二者乘积计算得出当期发电补贴款金额，并确认为当期收入。2022年及以后并网投运的平价上网项目仅依据《电力结算单》确认基础电价发电收入，无需进行补贴收入的计算和确认。

1、上网电量及电价确定总体原则

发行人各发电项目的上网电量依据：无论2022年以前建设含补贴的各发电项目是否陆续参与市场化交易，或是由电网企业实施全额保障性收购项目，亦或是2022年之后新并网且主要参与市场化交易的项目，所有接入国网新疆、兵团电网的各发电项目（除2024年服务新疆油田公司吉庆作业区3.5MW分布式光伏项目外），当月所生产的电量均是由电网公司在汇集站通过计量装置统计上网电量，并由电网企业在次月与发行人各项目公司进行确认，最终出具《电力结算单》。发行人投运的可再生能源发电项目，并非能够全额利用资源量发电上网，实际生产过程中还需结合电网企业的电网安全负荷、调峰调度、供需关系等因素，例如当电网线路负荷能力不足或下游消纳需求降低，就会形成弃风弃光限电，电网公司综合以上因素形成调度指令，发电企业根据电网公司的动态调度指令，实时调整发电设备对风光资源的接收利用率，发出的电量全额上网。而未利用的风光资源量则成为弃电量。实际生产中，发电场站通常会设定一台发电机组不受限电约束而全功率运行，以此监测各场站总资源量并计算出全功率理论发电量，其余设备则根据电网指令动态调整，最终依据实际发电量与理论发电量之间的差额，确认资源弃电量。

从上网电量销售模式来看，新疆的可再生能源（风电、光伏）发电企业参与

电力交易需遵循国家及自治区相关政策，主要涉及优先发电、市场化交易、跨省区外送等多种模式。发行人在新疆地区的发电项目还需依据新疆发改委发布的《新疆维吾尔自治区2024年电力中长期交易实施方案》、《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》等现行配套政策执行，各发电项目需按政策要求参与年度计划发电量申报，包括保障性收购（优先发电）和市场化交易电量申报（接入兵团电网的发电项目不参与年度申报及市场化交易申报）。

一般情况下，发电项目在申报年度交易电量时，系依据各年度发布的优先购电计划，对于本地消纳项目的保障性优先购电量按照政策确定的指标

进行申报，其余疆电外送优先发电量、市场化交易电量并无明确政策指标，系由发电企业依据交易规则并根据历史发电情况预测后进行申报。发行人各类型发电项目参与年度上网电量的申报规则如下：

《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》：2025年度，本地消纳的风电项目（含平价项目，国家试验、示范风电等项目除外）保量保价优先发电利用小时数895小时；本地消纳的光伏项目（含平价项目，扶贫光伏、国家示范光热等项目除外）优先小时数500小时。

而在实际生产中，因风光资源量间歇波动性、电网负荷能力、消纳需求等影响，导致实际上网电量并无法与年度申报计划完全一致，对于存在差异的少发电量或超发电量，还需由电网企业统筹调整或发电企业通过电网交易平台的月度双边交易进行申报调节，但这并不影响电网企业对上网电量的最终确认。

总体而言，各发电项目所生产的电力无论是保障性收购、或市场化交易，均由电网企业全额收购，并作为最终客户向发行人各项目公司进行上网电量的结算，以及基础电费（保障性收购电量×脱硫燃煤标杆电价+市场化交易电量×标杆电价竞价）部分的支付；对于可享有补贴的项目，补贴收入=（保障性收购电量+市场化交易电量）×补贴电价，需在通过财政补贴预算以及国家能源局审核通过后，由可再生能源基金向电网企业拨付，再由电网企业向发电项目公司进行转付。

发电项目当月上网电量在《电力结算单》上全部体现，并会根据保障性收购、市场化交易的情况列示分类明细，包括各时间段的上网电量、电量所对应的交易类型、上网电价、考核费用以及合计金额等要素，但接入国网新疆的项目结算单

不会体现补贴金额及收入。接入兵团电网的奎屯金太阳30MW光伏项目、胡杨河立新60MW光伏项目，则在兵团电网企业出具的《电力结算单》会列示当期上网电量所对应的补贴金额。根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》以及《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的相关规定，电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量。发电企业与所属电网公司签订《购售电合同》，根据合同将下辖风电、光伏发电项目所生产电力并入指定的并网点，实现电力交割与销售。电量计量由电网公司指定的计量装置以月为结算期，实现日清月结，年终清算。

2、保障性收购上网电量及结算价格的确定方式和依据

发行人已投运的发电项目，保障性收购上网电量及结算价格情况，主要分为以下四种情况，其中（1）（兵团九师70MW光伏项目除外）（2）（3）种情况，均是2022年以前投建的含补贴项目，（4）为2022年以后建成的平价本地消纳项目：

（1）全额保障性收购项目（3项）

接入兵团电网的奎屯金太阳30MW光伏项目、胡杨河立新60MW光伏项目、兵团九师166团70MW光伏项目为本地消纳项目，均未参与市场化交易，所生产电量由兵团下属电网企业全额进行保障性收购，其中，前两项享有补贴项目根据彼时国家能源局、国家发改委的定价政策，保障性收购的标杆基础电价部分按照0.25元/千瓦时执行，但奎屯金太阳30MW项目根据地方发改委定价调整，对于上网电量进行分类、分段收费：900万千瓦时按0.25元/千瓦时结算，电采暖按1,200万千瓦时计算，电价执行0.04元/千瓦时，其余电量全部按0.18元/千瓦时结算。补贴电价则是按项目并网时期的政策执行。

此外，兵团九师70MW光伏项目，兵团电网则是根据自治区发改委发布的《完善我区新能源价格机制的方案》（新发改能价[2022]185号），按照0.262元/千瓦时价格与项目公司进行结算。

（2）疆电外送项目（8项）

①“哈郑直流”哈密地区449.5MW风电项目、100MW光伏项目合计5项“哈郑直流”疆电外送5项合计549.5MW项目，2020年以前不参与市场化交易，为国网新疆全额保障性收购，定价政策以项目建设时的补贴政策确定补贴价格，保障性收购原则上执行0.25元/千瓦时，后因“西电东送”政策支持，“哈郑直流”给予河南地区电价优惠，经新疆发改委政策调整，依据《关于做好哈郑直流配套电源电费结算的通知》现执行保障性收购部分电价：2021年7月1日起，“哈郑直流”配套新能源上网电价按0.2176元/千瓦时执行，年落地电量100亿千瓦时以上部分的上网电价按0.229元/千瓦时执行。

该等项目参与市场化交易情况：2020年起，电网企业为解决弃风弃光问题，发布了《天中直流配套新能源发电企业与新疆区域燃煤自备电厂调峰替代交易实施细则（试行）》（新监能市场[2019]168号），指出：天中直流配套新能源陆续投运，发电能力提升，在送出能力受限情况下，为减少天中直流配套新能源弃电量，报请国家能源局批复同意后，可通过参与不同消纳方向和路径的市场化交易模式，提升配套新能源消纳空间。坚持最大限度保障外送小时数原则，在输电受限时，按照天中直流上一年外送平均小时数为基准，基准以外的电量确定为配套新能源发电企业外送受限电量参与调峰替代交易规模（即市场化交易）。至此，该等项目企业可依据发电计划情况，开始自主申报参与市场化交易，但仍需优先保障疆电外送保障性消纳部分电量。

②“吉泉直流”吉木萨尔300MW光伏项目合计3项

公司于2020年12月起投运的新疆立新能源吉木萨尔100MW光伏发电项目、新疆立新能源吉木萨尔一、二期光伏发电项目等3项合计300MW光伏发电项目，均是按照彼时可再生能源发电定价政策确定基础电价（脱硫燃煤标杆电价）0.25元/千瓦时，以及补贴电价0.15元/千瓦时，至今未做调整。并网初期，电网企业对该等项目上网电量全额实施保障性收购，自2023年起，该等项目在国网统筹调度下，参考前述“哈郑直流”项目政策，开始计划性参与市场化交易，但参与量不多，主要还是以确保疆电外送为原则，由电网企业以保障性收购为主。

（3）本地消纳含补贴项目（5项）

除上述项目外，公司2022年以前投运的乌鲁木齐托里新风一、二期合计99MW风电项目，昌吉阜康20MW光伏发电项目、昌吉州吉木萨尔20MW光伏发电项目、伊吾白石湖15MW分散式风力发电项目、小红山8MW分散式风电项目5项可享有补贴项目，均为本地消纳项目。该等项目在并网当年，依据各时点补贴政策确认补贴电价，并依据彼时定价政策，确定保障性收购电价为0.25元/千瓦时。上网电量方面，随着全国市场化交易进程的推进，该等项目已全部参与市场化交易，形成了保障性收购、市场化交易相结合模式。其中，保障性收购的电量确定系依据每年新疆发改委会发布优先发电计划，确定当年对该等项目的保障性收购电量指标，以2023-2025年优先收购计划为例：

《关于2023年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》：2023年度，非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数1,600小时，计划电量171.78亿千瓦时；非平价光伏项目优先小时数1,220小时，计划电量103.23亿千瓦时。

《关于2024年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，2024年度，非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数1,330小时，计划电量142.40亿千瓦时；非平价光伏项目优先小时数800小时，计划电量67.33亿千瓦时。

《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，2025年度，风电项目（含平价项目）保量保价优先发电利用小时数895小时，计划电量241.56亿千瓦时；其他光伏项目（含平价项目）优先小时数500小时，计划电量176.01亿千瓦时。

在此政策下，该等项目每年的保障性收购电量则是依据优先小时数×装机规模所确定，而保障性收购电价系按照0.25元/千瓦时执行。

（4）2022年后并网投运且无补贴平价上网项目（7项）

公司自2022年至2025年3月期间，合计投运哈密新风恒远十三间房风电场一期49.5MW等7项风光发电项目（未含兵团九师70MW光伏项目、吉庆油田

3.5MW项目），合计装机规模为1,399MW。根据2022年4月7日新疆发改委发布的《自治区发展改革委关于印发<完善我区新能源价格机制的方案>的通知》

（新发改能价[2022]185号），明确指出将自治区2021年起批复及投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，即以市场化交易方式参与售电交易，同时确定目标上网电价为0.262元/千瓦时，对于新建项目疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价），按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持。市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再予以电价支持。2021年以前年度建成的项目上网电价政策保持不变。

据此，该等项目在2024年9月以前均以市场化交易方式参与售电，不涉及保障性收购。

2024年9月3日，新疆发改委发布《关于调整2024年新疆电网优先购电优先发电计划的通知》，在2024年10-12月期间，对于2021年以后新投产的平价风电项目，保障优先收购小时数116小时；2021年以后新投产的平价光伏项目，保障优先收购小时数71小时。本次安排优先发电计划的平价风电、光伏项目结算价格按照《完善我区新能源价格机制的方案》中确定的目标电价执行。据此，该等平价项目亦调整为相应电量由电网企业按保障性方式进行收购，收购电价为

0.262元/千瓦时，结算保障性收购电量计算方式与前述（3）本地消纳项目情况一致，即保障性收购电量=优先小时数×装机规模。

2025年起，根据新疆发改委《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，该等项目也将部分电量纳入保障性收购范围，其中，风电项目保量保价优先发电利用小时数895小时，光伏项目优先小时数500小时。

据此，自2025年起，无论是2022年以前建成享有补贴项目，亦或是2022年以后投运平价项目，对于上述（3）（4）情形的本地消纳项目，将均按照风电895小时、光伏500小时所对应的发电量，享有电网企业保障性收购。

（5）2025年11月起，上述存量补贴项目、存量平价项目将按照《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》（新发改能价〔2025〕350号）机制电量、机制电价的规则执行。

新疆发改委于2025年6月24日发布了《自治区贯彻落实深化新能源上网电

价市场化改革实施方案（试行）》，明确自2025年11月1日起：①新能源发电项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目报量报价参与交易；②新能源参与电力市场交易后，区分存量补贴项目、存量平价项目和增量项目，分别确定年度机制电量规模、机制电价水平和执行期限；③机制电量和电价方面，对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：补贴项目机制电量为上网电量规模比例30%；平价项目机制电量规模为上网电量规模比例50%。机制电价水平为补贴项目0.25元/千瓦时、平价项目0.262元/千瓦时。对2025年6月1日及以后投产的新能源增量项目：机制电量规模原则上参照存量平价项目机制电量规模比例（50%）以及增量项目上网电量确定。机制电价通过分类竞价形成，竞价区间暂定0.15元/千瓦时—0.262元/千瓦时。④市场化交易电量方面，上述新能源发电项目机制电量以外的电量，仍将通过市场化交易的方式组织售电。⑤增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。

2025年11月1日起，发行人接入电网企业各项目的上网电量及上网电价统一按照该方案所制定的政策执行如下：

3、市场化交易上网电量及结算价格的确定方式和依据

发行人各项目除前述保障性收购以外的上网电量，均需通过电力交易中心参与市场化交易申报的方式组织售电。

目前，公司参与市场化交易的发电项目，主要是通过新疆电力交易中心和北

京电力交易中心开展市场化交易业务。其中，新疆电力交易中心应用于疆内市场化交易，北京电力交易中心应用于省间市场化交易。报告期内，电力市场化交易主要分为三种模式：双边交易、竞价交易和挂牌交易，其中，双边交易和竞价交易主要是在新疆电力交易中心平台进行申报交易；挂牌交易主要是在北京交易中心进行申报。无论哪种交易模式，发行人参与市场化交易的售电客户均为国网新疆电力有限公司。市场化交易是由电网公司组织发电企业在每年末统一申报下一年度参与市场化交易电量及电价情况。各项目按月发电期间，发电企业根据实际发电量情况（少发或超发）再通过月度双边交易方式进行申报调整。

（1）双边交易

双边交易是由发电企业与用电户或代理购售电公司达成的双边定向交易。发电企业会在线下寻找购售电公司（代理购电）建立合作关系，达成合作意向后，双方确认下一年度的合同电量及平段电价，峰、尖峰、谷、深谷时段电价则按照当年新疆发改委的定价指导政策，在平段电价的基础上分别上下浮动一定比例。双方达成约定后，购售电公司在交易平台上按照事先约定好的电量电价进行申报，发电企业进行核对确认。申报信息只有发电企业和购售电公司双方可见，除此之外，双方不会签订书面协议。

①售电公司的选择

新疆电力交易中心平台会公示符合资格的购售电公司名单，平台上所有的购售电公司均会经过新疆电力交易中心的资质审核，发行人则是根据历年合作情况优先选择熟悉的购售电公司开展双边交易合作。公司可以通过新疆电力交易平台选择在电力交易中心平台备案的购售电公司，购售电公司也可通过平台寻找具有合作意向的发电企业，双方在线下进行沟通及合作意向确认。

②交易程序

A.由双边交易的对方即购售电公司，先行在电力交易平台上就双方达成的购售电需求量、时间段、价格等内容进行申报；

B.发电企业在收到申报指令后，在平台操作进行“确认”，据此双方达成购售电合作的约定：

C.根据电力交易中心每月出具结算单，对双边交易电量和电价进行确认结算，无论发电企业供电量是否达到合同约定，或购电方是否按照合同电量完全使用（或是否完成全额代理销售），电网企业均按照电力交易平台所申报的电量和电价分别向双方进行结算。在双边交易模式下，发行人一般只对接购售电公司，不对接终端用电户。最终无论发行人是否按合同电量全额供电或交易对方购售电公司是否按合同电量全额收购使用，双方均是与电网公司独立结算电费，最终交易电量与合同电量的差异不影响电网企业与发行人之间的结算。

（2）竞价交易

由供电方即发电企业在交易平台上申报拟参与集中竞价的供电量及电价，电力交易中心平台供电量按照电价从低到高排序；交易对手方系电网公司，电网公司参与市场化交易是扮演代理购电的角色，替下游用电的工商业用户进行购电，其形式与双边交易的代理购售电公司相同，发电企业亦无法得知终端用户信息。但二者存在本质区别，一是定价机制不同，双边交易系由双方确认各时段交易电量和交易价格进行申报确认，电网公司代理购电则是通过竞价的方式确认成交价格；二是双边交易双方可约定并确认合同电量，竞价交易则是通过竞价、电量供应和需求情况撮合成交，合同电量以集合竞价的方式确认。此外，电网公司进行代理购电，仅在售电时赚取一定的输配电费，输配电费的标准由国家统一制定，不影响发行人与电网之间的成交价格。

具体撮合成交定价依据是以发电企业和电网公司申报的供电量达到需求量时，该供电量对应的价格则为成交价，价格低于成交价的部分全部按成交价达成交易，价格高于成交价的部分则未成交。在成交之前，供电方无法得知电网公司作为购电方的需求量以及最终的成交价。

（3）挂牌交易

挂牌交易通常是省间交易，按照交易规则，参与省间交易项目需在北京电力交易平台进行申报。购电方将各时段需求电量及对应电价通过北京电力交易平台

发布，发电企业根据电价及自身发电成本等因素决定是否摘牌，若要摘牌，则在交易平台上申报摘牌量，经双方确认后在交易平台上形成交易结果。由于挂牌交易电量和电价确定，但发电企业的参与申报总量通常会超出需求量，对此，由电力交易中心以及电网公司根据实际供电情况进行输配电调节，最终实际成交电量按比例分配至各参与申报的发电企业。

（4）偏差电量的结算（属于月度双边交易模式，应对每月风光资源量的不确定性，用于上网电量波动的灵活调节）根据《新疆电力市场结算方案（修订稿）》第二十四条：“（一）发电企业的偏差电量分为超发电量和少发电量，超发电量获得售电费用，少发电量支付购电费用。发电企业的上调电量按照各时段月度集中竞价交易最低成交价结算，下调电量按照各时段月度集中竞价交易最高成交价结算。当月集中竞价交易某时段未成交时，采用最近一个月集中竞价交易该时段价格作为结算依据。各时段月度集中竞价交易最高、最低价为该时段内各小时成交价中的最高和最低价”。

月度实际发电时，发电企业可能会因自身原因存在少发或超发电量的情况，以少发电量为例，对于发电企业因自然资源不达预期而无法提供年度申报的合同供电量的情况下，发电企业可通过月度交易、日现货交易等方式购买部分电量或由电网企业通过电量偏差调节等方式来满足合同电量要求，《电力结算单》体现为市场化交易负电量，电网公司与供电方结算电费时，会相应地扣除该等负电量所对应的电费。其中，较为常见的为少发电量购入能量块交易，在电力交易平台上会以月度双边交易的方式公布各个时段需求方和供给方挂出的电量和电价，一般都是供需双方价格最高的前五名。在某个时段，价格合适的情况下，购售电方即可申报成交。

总体而言，对于常规市场化交易，发电企业均会根据新疆电力交易中心的通知，在上年末或当年初对本年度的售电计划在电力交易平台上进行申报。发电项目如涉及非平价优先项目的，发电企业会依据各年度优先保障小时数政策剔除所对应保障性收购电量，再对其余预期上网电量申报参与市场化交易（即双边交易、竞价交易和挂牌交易）。电力交易中心对每个月按小时分为24个交易时段，全年对应288个交易时段。发电企业和购电方根据约定制定一个计划发电量曲线，

将参与市场化交易的合同电量和电价精确分配到每月的每个时段。在申报前，发电企业根据自身发电能力预测出下一年度的功率曲线，制定计划发电量。发电企业根据计划发电量扣除优先保障小时数对应的电量后，再扣除年度交易电量，如在年度申报预算或实际发电期间还存有电力余量，则再参加月度交易及日现货交易。

在执行过程中，发电企业的上网电量全部与电网公司进行结算。对应有合同量的部分，电网公司与发电企业根据合同约定的电价电量进行全部结算，发电企业若出现超发或者少发的情形，电网公司则在初步结算电费的基础上增加或扣减电费。若超发或少发电量在合同约定电量的20%之内（剔除双边交易、竞价交易、挂牌交易、月度能量块调节交易等），则超发或少发电量对应的电价为当月该省全部上网电价的平均价；若超发电量大于合同约定电量的20%，则超发或少发电量对应的电价为当月该地区全部上网电价平均价的80%或120%。

据此，发电企业无论在年度申报市场化交易、月度双边交易调节时，均需尽可能接近合同电量，对于确实存在合同电量以外的超发、少发电量的情形，则由电网公司依据上网电量偏差调节，或发电企业参与能量块交易购买部分电量等方式来满足合同电量要求，以此尽量减少其与合同电量的偏差。无论上述市场化交易的何种形式，最终发电项目所对应的当月上网电量、各类型市场化交易电量和均价、电费等明细都会在《电力结算单》中体现。

4、收入构成及确认政策

综上所述，发行人各项目发电收入构成，无论是否参与市场化交易，其上网电价均是由基础电价+补贴电价（平价项目除外）两部分构成。而市场化交易仅对基础电价参与竞价产生波动，补贴电价部分并不因市场化交易而变动。

发行人在收到《电力结算单》后，基础电价部分的售电收入，是根据结算单售电量及所对应的售电价格进行计算得出，并在月度结算单体现基础电费的合计金额；涉及补贴电费的项目，则是由项目公司在取得《电力结算单》后，根据所确认的上网电量，按照项目所对应的补贴电价，计算得出补贴收入。最终由各项目公司按照基础电费、补贴电费（如有）两者合计金额，确认当期售电收入。

发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电（二）量，以及占各年度各项目上网电量比重，2024年风力发电市场化交易电量大幅下滑、同时光伏发电市场化交易电量大幅增加的原因

1、发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电量，以及占各年度各项目上网电量比重报告期内，发行人各并网项目在报告期内的保障性收购和参与市场化交易的电量情况如下：

单位：万千瓦时

2、2024年风力发电市场化交易电量大幅下滑、光伏发电市场化交易电量大幅增加的原因

2024年，公司市场化交易电量为66,131.66万千瓦时，相比2023年72,938.66万千瓦时下降9.34%。其中，风电项目市场化交易电量为23,622.40万千瓦时，相比2023年50,282.53万千瓦时大幅下降；光伏项目市场化交易电量为42,509.26万千瓦时，相比2023年22,656.13万千瓦时大幅增长，具体分析如下：

（1）2024年风电项目市场化交易电量大幅减少原因

公司风电项目2024年市场化交易电量23,622.40万千瓦时，相比2023年50,282.53万千瓦时大幅减少。从装机规模来看，公司于2023年4月投运若羌米兰50MW风电项目、金润绿原达坂城49.5MW分散式风电项目均是按照新疆发改委《完善我区新能源价格机制的方案》，主要系通过市场化交易进行电力销售，这将会促进公司市场化交易电量的进一步提升；2024年12月，公司新建并网木垒500MW风电项目未来亦会进一步提升公司市场化交易电量，但对2024年度未产生影响。

由本题“1、发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电量，以及占各年度各项目上网电量比重”回复列表统计可见，公司2024年所正常运行的9项风电项目中，乌鲁木齐托里新风99MW风电项目、伊吾白石湖15MW风电项目、小红山8MW风电项目及哈密新风恒远、若羌米兰、金润绿原达坂城等6项本地消纳项目，在2024年市场化交易电量为43,712.93万千瓦时，相比2023年34,851.11万千瓦时增加了8,861.82万千瓦时。

但哈密三塘湖200MW风电项目、哈密新风能源烟墩200MW风电项目和伊吾淖毛湖49.5MW风电项目，在2024年市场化交易电量均为负值，合计-20,090.52万千瓦时，相比2023年15,431.42万千瓦时，合计减少了-35,521.94万千瓦时，这亦是导致公司风电项目市场化交易电量大幅下降的主要原因。该等“哈郑直流”发电项目出现实际上网电量低于申报电量情形，根据《<新疆电力市场结算方案（修订稿）>补充完善条款》相关政策执行：“直流配套电源参与本通道配套外

送电量执行跨区跨省规则，参与省间、省内市场的合同电量按照相应规则执行，产生的波动偏差电量电价按照《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕38号）第105条、第106条执行，具体条款如下：第105条配套电源波动偏差电量，超发电量上网侧电价采用接入省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例N2结算，欠发电量对应送出方电价采用接入省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例N3结算”。

就发电项目实际经营情况而言，其所生产电力全额上网，并不会形成负值，在以往年度，上网电量是由保障性收购电量、市场化交易电量两部分所组成，但随着市场化交易改革及多元化，近年电力交易模式也有所调整。上述三项市场化交易电量在2024年形成负值的“哈郑直流”疆电外送风电项目，主要是按照交易规则在2024年度申报疆电外送电量时高于其2024年实际生产的上网电量，最终由电网企业统一通过负偏差调节的方式为该等项目未实际发到的电量给予补足，而该等电网负偏差调节的电量在冲减各项目正常市场化交易电量后，导致市场化交易电量形成了负值。

“哈郑直流”疆电外送项目，需在电网组织的年度申报工作中，优先申报下一年度省间挂牌交易（新疆—河南）电量计划，并由电网企业给予确认。对于“哈郑直流”项目，省间挂牌交易是河南电网在交易平台发布下一年度的需求电量及对应电价（该电价即为发改委对“哈郑直流”项目的指导定价），发行人在综合考虑次年风资源量、弃电率情况、往年各项目上网电量等相关因素后，对省间交易电量进行摘牌申报，并由电力交易中心最终予以成交确认。在申报过程中，因成交电量、电价均已得到确认，故疆电外送电量视同于保障性收购。该等疆电外送项目涉及其他市场化交易的电量则是在实际发电过程中，如形成个别时段的富裕电量，则通过月度交易的方式进行申报交易。

然而在实际发电过程中，因风光资源量不达预期、电网负荷能力不足或检维修形成弃风弃光等因素影响，导致部分时段的实际上网电量无法达到年度申报确认的上网电量，这就需由电网企业和电力交易中心通过调度及负偏差调节等方式，对发电项目未实现的上网电量进行调整，并纳入市场化交易电量的方式进行弥补；

同理，当实际上网电量超过申报电量时，电网企业则会对其进行超发电量的正偏差调节。

发行人在下表列示了三项“哈郑直流”风电项目在2024年度保障性收购电量申报情况、市场化交易电量情况以及由电网企业对各项目实际上网电量与申报电量的负偏差调节情况。以哈密三塘湖200MW风电项目为例，该项目在2024年申报疆电外送保障性收购电量即电网公司优先做出成交确认结算的上网电量为45,130.15万千瓦时，本项目通过月度交易正常参与市场化交易电量为1,280.61万千瓦时，但当年受风资源情况、电网调度等因素影响，本项目2024年实际上网电量仅为39,814.66万千瓦时。剔除正常参与市场化交易电量外，本项目实际上网电量与申报省间挂牌交易电量存在-6,596.10万千瓦时的差额，该差额则由电网企业及电力交易中心通过负偏差调节的方式进行调整，并在《电力结算单》中体现电量、电价和金额，该等负偏差调整电量计入市场化交易类别，在冲抵其他正常市场化交易电量后，这就造成了市场化交易电量在当年形成了负值。

单位：万千瓦时

综上所述，公司2024年度风电项目的市场化交易电量大幅下降，主要还是受“哈郑直流”三个项目的上网电量申报与实际上网电量发生偏差所导致，但并不会影响电网企业与项目公司按照实际上网电量进行电费结算，《电力结算单》仍是以项目本身的实际上网电量、实际交易收入进行列示，不会对公司的收入确认产生影响。

（2）2024年光伏项目市场化交易电量大幅增长原因

公司光伏项目2024年市场化交易电量42,509.26万千瓦时，相比2023年22,656.13万千瓦时大幅增长。由本题“1、发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电量，以及占各年度各项目上网电量比重”列表回复可见，其中，光伏项目因“新疆立新能源吉木萨尔县30万千瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示范项目”于2023年6月并网后，该项目按照规则主要参与市场化交易，在2024年实现市场化交易售电22,291.94万千瓦时，相比2023年6,800.42万千瓦时增长15,491.52万千瓦时，是导致光伏项目市场化交易电量大幅上涨的主要原因。

其他新疆新能源（集团）新风昌吉阜康20MW光伏并网发电项目等本地消纳光伏项目，其上网电量总体保持稳定，因新疆发改委对光伏优先保障性收购发电小时数政策调整，由2023年优先收购1,220小时调整为2024年800小时，导致该等本地消纳项目参与市场化交易比重整体呈增长趋势。

综上所述，发行人光伏项目市场化交易电量在2024年度大幅提升，主要是受新并网项目参与市场化交易增长以及存量项目受政策影响导致市场化交易提升等因素所致。

报告期内市场化交易上网均价持续下滑的原因，与同行业可比公司变动趋（三）势是否一致

经统计，报告期内，公司各参与市场化交易项目的收入情况及构成如下：

单位：万千瓦时、万元、元/千瓦时

注：公司七师五五工业园奎屯金太阳30MW光伏发电项目、第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目、第九师166团70MW光伏发电项目三项接入兵团电网的本地消纳光伏发电项目未参与市场化交易。

1、说明报告期内市场化交易上网均价持续下滑的原因

由上表统计可见，报告期内，公司市场化交易均价（含补贴）分别为0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.30元/千瓦时，该均价计算包含了补贴影响。根据前述回复，市场化交易仅以基础电价（标杆电价）作为交易竞价参与市场化交易申报，实质并不会对补贴部分产生影响。这由上表统计，亦可看出参与市场化交易含补贴项目的补贴收入均价在报告期内均未发生变化，且与各项目适用的补贴政策相一致。

2022年以后，公司新建并网的哈密新风恒远十三间房风电场一期49.5MW风电项目、新疆立新能源吉木萨尔三期100MW光伏发电项目等平价上网项目均不再享有补贴，该等项目均是按照新疆发改委发布的《完善我区新能源价格机制的方案》（新发改能价[2022]185号），全额参与市场化交易的方式进行电力销售，且目标上网电价0.262元/千瓦时（不含税价格0.2319元/千瓦时），未达到

0.262元/千瓦时，则根据年度市场化交易均价情况，在触发特定条件下，由电网企业给予补助。

总体而言，由于2022年参与市场化交易项目主要为含补贴项目，该等项目补贴金额较高，而市场化交易并不对补贴电价产生影响，从而使当年度市场化交易均价处于0.44元/千瓦时的高位。随着2022年以后平价项目投产并参与市场化交易电量越来越多，且该等项目均价以0.2319元/千瓦时（不含税）为参考目标价，仍大幅低于2022年含补贴项目的市场化交易均价，从而整体拉低了市场化交易整体均价。

综上，市场化交易均价的整体水平持续降低具有合理性。

2、市场化交易均价下滑原因的具体分析

市场化交易电价主要由两部分构成，即基础电价（通过市场化竞价确定）、享受补贴政策的补贴电价（如有）。由上表统计可见，市场化交易并不会对补贴

部分产生影响，仅是对基础电价参与竞价，享有补贴项目在报告期内的补贴均价均未发生变化，且与各项目所适用的补贴政策标准不存在偏离情况。

基础电价部分，该部分电价是以新疆本地脱硫燃煤标杆电价0.25元/千瓦时为基础，或平价项目参考0.262元/千瓦时目标电价为基础，以此标准参与各市场化交易申报中，通常而言市场化交易均价整体会低于以上基础电价或目标电价，但市场化交易受用电时段不同，在单项分时段申报时亦有可能高于脱硫燃煤标杆电价。故其造成电价波动具有合理性。为更有效对比，在本题回复统计表合计中，发行人进一步区分了竞价部分的均价变动情况，虽然报告期内市场化交易均价由0.44元/千瓦时降低至0.30元/千瓦时，但剔除补贴影响后，报告期内基础电价（竞价电价）的交易均价分别为

0.16元/千瓦时、0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.20元/千瓦时，其电价波动符合市场化交易特征。

需说明的是，根据《完善我区新能源价格机制的方案》内容，平价发电项目的目标上网电价0.262元/千瓦时，但新建项目必须满足“①疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价），按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；②疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持”两项条件其中之一后，方可触发电网企业的发电补助。该补助与补贴不同，一是并非由可再生能源发展基金补贴，而是由地方电网企业按照触发条件予以结算的补助费用；二是该政策并非定价补助，即并非以

0.262元/千瓦时的目标价格进行差额补助，而是要综合考虑疆内实际市场化交易电价的整体情况，再给予补助。从条款解释来看，该政策一是为保证发电企业的合理效益，促进企业对可再生能源发电项目的投资意愿；二是为了防止平价项目在市场化交易期间，形成过度无序的恶性竞争。

此外，上表所列示哈密国投新风三塘湖第三风电场A区200MW风电项目等三项“哈郑直流”风电项目市场化交易电量以及市场化交易收入为负值，主要是因为该等项目通过市场化交易购电的方式弥补申报疆电外送保障性电量不足的

部分，具体分析请参见本题“（二）”之“2、2024年风力发电市场化交易电量大幅下滑、光伏发电市场化交易电量大幅增加的原因”之回复。

综上分析，发行人报告期内市场化交易上网均价0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.30元/千瓦时，整体出现持续下滑主要是因平价项目参与市场化交易均价较低所导致；在剔除补贴影响后，报告期内发行人参与市场化交易的基础电价均价分别为0.16元/千瓦时、0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.20元/千瓦时，仅呈现波动趋势，变动具有合理性。

3、市场化交易上网均价持续下滑与同行业可比公司变动趋势一致

发行人经查阅同行业可比公司公开披露信息显示：

（1）太阳能（000591.SZ）公开披露公告显示，其投建的中节能太阳能吉木萨尔县15万千瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示范项目（与发行人“中节能太阳能、新疆立新能源吉木萨尔县30万千瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示范项目”属同一批复项目）在2024年1-9月参与市场化交易的平均电价为0.19元/千瓦时（不含税）。这与发行人在上表所列光伏项目第9项“新疆立新吉木萨尔县30万千瓦‘光伏+储能’一体化清洁能源示范项目”（发行人与太阳能分别建设150MW）2023-2024年度市场化交易均价0.19元/千瓦时、0.18元/千瓦时不存在较大差异。

太阳能公司公告披露，公司2023、2024年度参与市场化交易的平均电价为

0.2489元/千瓦时、0.2172元/千瓦时（该电价不含补贴，公司参加市场化交易的含补贴电站仍享有补贴，按补贴政策执行），未披露2022年度及以前市场化交易均价。与发行人2023、2024年度市场化交易均价（不含补贴）0.23元/千瓦时、

0.18元/千瓦时的下降趋势一致，但发行人市场化交易均价低于太阳能公司，主要是因二者项目所在地不同的差异所致。

（2）嘉泽新能（601619.SH）公告显示，其2022-2024年度市场化交易售电均价（含补贴）分别为0.50元/千瓦时、0.48元/千瓦时和0.48元/千瓦时，整体呈下降趋势，但相对稳定。主要是因嘉泽新能在2022-2024年度风电装机规模相

对稳定，分别为1,926MW、2,032MW、2,282.12MW，因其公示市场化交易均价含有补贴，故整体市场化交易均价降幅较小。

发行人在2022-2025年6月市场化交易均价（含补贴）分别为0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.30元/千瓦时，系因发行人在2022-2025年3月期间累计新增并网规模1,472.5MW的平价项目主要是参与市场化交易，该等平价项目将直接降低公司市场化交易均价（含补贴）水平。2021年末，公司总装机规模1,101.5MW，其中，仅162MW项目全面参与市场化交易，其余

849.5MW疆电外送项目仅少量参与市场化交易，90MW接入兵团电网项目并不参与市场化交易。由此分析，发行人2022年度市场化交易均价0.44元/千瓦时主要为含补贴项目参与市场化交易的竞价水平，略低于嘉泽新能同期0.50元/千瓦时价格水平，二者在当期具有可比性。发行人至2025年6月市场化交易均价（含补贴）大幅降低至0.30元/千瓦时，主要是因在此期间新建无补贴项目全面参与市场化交易，导致公司市场化交易均价的综合水平出现大幅下降。

除上述信息外，其他同行业可比上市公司并未在年度报告等公开资料中披露市场化交易均价情况。

结合报告期内上网电价（分标杆电价及补贴电价）的确定及调整依据，发（四）行人上网电价的变化情况，主营业务成本构成及变动情况，说明发行人主营业务毛利率逐年下降的主要原因及合理性，与同行业公司比较是否存在重大差异

1、主营业务毛利率总体情况

报告期内，公司主营业务毛利率分别为59.42%、58.29%、48.75%及48.14%，逐年下降。发行人主营业务毛利率主要取决于风力发电和光伏发电业务的毛利率变动和产品销售收入结构的变化。报告期内，风力发电和光伏发电业务收入合计占主营业务收入的比例均在95%以上，毛利率贡献率合计亦均保持在95%以上，业务结构相对稳定，具体情况如下表：

单位：%

毛利率贡献率=某类业务收入占比×该类业务毛利率/主营业务毛利率

2、风力发电业务毛利率变动分析

报告期内，公司风力发电毛利率分别为62.51%、59.62%、54.03%及53.38%，风力发电毛利率2023年较上年下降2.89%，2024年较2023年下降5.59%，主要原因系平价发电项目所销售电量占比逐步提升，使得风力发电平均上网电价的下降所致。2025年1-6月，公司风力发电毛利率与2024年保持相对稳定。

报告期内，公司风力发电平均上网电价、单位成本及毛利率的变化见下表：

单位：MW、万元、元/kWh

注：平均上网电价为不含税价格，平均上网电价=营业收入/上网电量；单位成本=营业成本/上网电量。

（1平均上网电价分析 ）平均上网电价方面，报告期各期，发行人风力发电补贴项目及平价项目平均上网电价情况如下表：

单位：元/千瓦时、%

报告期各期风力发电业务平均上网电价分别为0.436元/千瓦时、0.412元/千瓦时、0.378元/千瓦时及0.340元/千瓦时，持续下降，具体分析如下：

①平价项目上网电量比逐年提升，导致风力发电业务整体平均上网电价逐年下降

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），2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。报告期内，发行人新增并网风力发电项目均为平价项目，不再享受补贴。故2022年末哈密新风恒远十三间房49.5MW风电项目并网发电，2023年新疆立新能源若羌县米兰50MW风电项目、金润绿原达坂城49.5MW分散式风电项目并网发电，2024年末新疆能源立新木垒500MW风电项目并网发电，2025年初立新能源达坂城500MW风电项目并网发电，上述项目均为平价上网项目，不再享受新能源发电补贴。

报告期内，发行人风力发电补贴项目装机容量为571.50MW，保持不变。报

告期各期末，平价项目装机容量分别为49.50MW、149.00MW、649.00MW及1,149.00MW，占风力发电装机容量的比例分别为7.97%、20.68%、53.17%及

66.78%。随着平价项目装机容量占比的提升，报告期内，平价项目上网电量分别为117.91万千瓦时、21,128.05万千瓦时、28,533.93万千瓦时及31,479.93万千瓦时，占风力发电业务上网电量的比例分别为0.10%、15.05%、20.15%及40.71%。报告期各期，平价项目平均电价分别为0.230元/千瓦时、0.188元/千瓦时、0.183元/千瓦时及0.190元/千瓦时，大幅低于补贴项目平均电价，故随着平价项目上网电量比逐年提升，风力发电业务整体平均电价逐年下降。

报告期各期，发行人风力发电补贴项目及平价项目期末装机容量及上网电量情况如下表：

单位：MW、万千瓦时、%

②补贴项目平均电价受市场化交易的影响存在波动

补贴项目平均电价包括补贴电价和标杆电价，标杆电费平均电价受保障性收购及市场化交易上网电量占比、电价影响。报告期内，发行人风力发电补贴项目平均电价分别为0.436元/千瓦时、0.451元/千瓦时、0.428元/千瓦时及0.444元/千瓦时，存在波动，主要系补贴电费平均电价保持稳定，而标杆电费中保障性收购平均上网电价保持相对稳定，标杆电费平均电价因市场化交易电价的波动、各类型项目市场化交易电量占比的变化的影响而存在波动。

A.风力发电补贴项目补贴电费平均上网电价保持稳定

发行人风力发电补贴项目上网电价主要由当地的脱硫燃煤标杆电价和可再生能源补贴电价构成，系国家主管价格部门制定。报告期内，发行人风力发电补贴项目补贴电费的平均上网电价分别为0.254元/千瓦时、0.253元/千瓦时、0.253元/千瓦时及0.255元/千瓦时，保持稳定，存在小微波动，主要系补贴项目适用的补贴电价存在差异，各项目上网电量占补贴项目总体上网电量的占比存在波动，符合补贴电价的定价政策。

B.风力发电补贴项目标杆电费中保障性收购平均上网电价相对稳定

报告期内，发行人风电补贴项目杆电费中保障性收购平均电价分别为0.196元/千瓦时、0.203元/千瓦时、0.205元/千瓦时及0.206元/千瓦时，相对稳定。2022年至2024年平均电价持续小幅提升的原因系报告期内保障性收购电量中本地消纳的补贴项目标杆电费上网电价保持稳定，而保障性收购电量中“哈郑直流”疆电外送补贴项目标杆电费上网电价略微提升所致。2025年1-6月平均电价提升的原因系保障性收购电量中“哈郑直流”疆电外送补贴项目标杆电费上网电价较2024年保持不变，上网电量占比下降所致，具体分析如下：

报告期内，本地消纳的补贴项目标杆电费中保障性收购电量所依据的脱硫燃煤标杆电价为0.221元/千瓦时（不含税），保障性收购电量中本地消纳的补贴项目占比分别为11.01%、21.59%、13.57%及18.73%。

报告期内，“哈郑直流”疆电外送项目保障性收购电量占风电补贴项目保障性收购电量的比例分别为88.99%、78.41%、86.43%及81.27%，占比较高。报告期内，“哈郑直流”疆电外送项目保障性收购平均电价分别为0.193元/千瓦时、

0.198元/千瓦时、0.203元/千瓦时及0.203元/千瓦时，2022年至2024年持续小幅提升，原因系根据新疆发改委2021年8月发布的《关于做好“哈郑直流”配套电源电费结算的通知》，明确自2021年7月1日起，“哈郑直流”配套新能源上网电价按0.193元/千瓦时（不含税）执行，2023年1月1日-2025年12月31日期间，配套新能源年落地电量100亿千瓦时以内部分的上网电价继续按

0.193元/千瓦时（不含税）执行，100亿千瓦时以上部分的上网电价按0.203元/

千瓦时执行。C.风力发电补贴项目标杆电费中市场化交易平均上网电价波动较大报告期各期，发行人风力发电补贴项目标杆电费平均上网电价分别为0.182元/千瓦时、0.198元/千瓦时、0.174元/千瓦时及0.189元/千瓦时，出现一定的波动，主要系“哈郑直流”疆电外送项目参与市场化交易电量占比及市场化交易均价波动较大所致。报告期内，发行人风电补贴项目市场价交易均价分别为0.164元/千瓦时、0.266元/千瓦时、0.228元/千瓦时及0.226元/千瓦时。参与市场化交易电量分别为37,462.28万千瓦时、30,408.58万千瓦时、-3,785.06万千瓦时及11,803.43万千瓦时，占风电补贴项目上网电量的比例分别为30.88%、25.50%、-3.35%及25.74%。

本地消纳的风电补贴项目市场化交易均价分别为0.175元/千瓦时、0.205元/千瓦时、0.211元/千瓦时及0.206元/千瓦时，参与市场化交易电量占风电补贴项目上网电量的比例分别为21.57%、12.56%、14.42%及12.46%，本地消纳风电补贴项目市场化交易电量占比较低，市场化交易电价波动较小；“哈郑直流”疆电外送项目市场价交易均价分别为0.140元/千瓦时、0.324元/千瓦时、0.215元/千瓦时及0.244元/千瓦时，参与市场化交易电量分别为11,291.41万千瓦时、15,431.42万千瓦时、-20,090.52万千瓦时及6,091.60万千瓦时，占风电业务补贴项目上网电量的比例分别为9.31%、12.94%、-17.76%及13.29%，“哈郑直流”疆电外送项目市场价交易均价及市场化交易电量占比波动均较大。

2024年市场化交易电量为负值的原因系“哈郑直流”疆电外送项目哈密三塘湖200MW风电项目、哈密新风能源烟墩200MW风电项目和伊吾淖毛湖

49.5MW风电项目，在2024年市场化交易电量均为负值，合计-20,090.52万千瓦时，相比2023年15,431.42万千瓦时，合计减少了-35,521.94万千瓦时所致。同时2024年“哈郑直流”疆电外送项目市场化交易均价为0.215元/千瓦时，高于保障性收购价格0.20元/千瓦时，即外购电价高于卖出电价，拉低了风电补贴项目总体上网均价。市场化交易为负的具体情况参见本回复问题三之（二）之“2、

2024年风力发电市场化交易电量大幅下滑、光伏发电市场化交易电量大幅增加的原因”相关内容。

③平价项目平均上网电价因参与市场化交易存在波动

报告期内，发行人平价风电项目主要系通过市场化交易的方式进行消纳，市场化交易电量占比分别为100.00%、94.06%、96.05%及84.81%。报告期内，发行人风电业务平价项目平均电价分别为0.230元/千瓦时、0.188元/千瓦时、0.183元/千瓦时及0.190元/千瓦时，2022年并网平价风电项目主要系哈密新风恒远十三间房风电场一期49.5MW项目，2022年该项目处于设备调试阶段，仅于2022年12月产生27.10万元的调试电量电费，不具有代表性。2023年、2024年及2025年1-6月，发行人平价风电项目受市场化交易电价波动影响，呈现波动。

除市场化交易电价一般低于目标电价其存在波动因素对风电业务平均电价产生影响这一主要原因外，发电项目因运行考核及接受调峰辅助服务等费用扣减，增加了风电项目的平均上网电价低于目标电价的幅度。

项目运行考核及接受调峰辅助服务等费用扣减主要包括辅助服务费用、电采暖分摊费用及“两个细则”考核费用，该等费用是依据电网企业或其他主管部门相关政策规则，对于服务发电企业在生产过程中所收取或分摊的相关费用，最终在结算单中冲减当月售电收入。扣减金额受新疆电网整体运行情况、参与电力市场主体的结构情况以及发行人单个发电项目的电站运行及计划执行偏差情况等多种因素影响。

辅助服务费用主要是指为了保障电网安全稳定运行，平衡电力供需，减少弃风弃光，火电、热电等稳定电源利用发电的稳定性参与调峰、调谷及根据电网调度指令，快速启动或停运机组，以应对电力系统突发需求或故障，并按照相关规则收取服务费用。电网企业按发电量比例将服务费用分摊至包括新能源发电企业在内的接受服务的发电企业。

电采暖分摊费用系新疆为支持清洁供暖而设立的电网成本补偿机制。依据《自治区发展改革委关于完善我区电采暖电价政策有关事宜的通知》等政策规定，

电网企业为保障居民用电价格稳定产生的新增损益，按国家规定由工商业用户分摊或分享，资金用途为补贴电网调峰成本、电采暖电价优惠等。根据《新疆电网采暖季电供暖交易差额电费分摊方案》当电采暖实际用电量大于交易成交电量时，按月计算电采暖差额分摊电费，在所有疆内新能源企业（不含特许权、扶贫、光热项目）中通过差额电费方式逐月平均分摊。

“两个细则”即《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，“两个细则”考核费用系在新疆电力市场中，对发电企业进行发电机组运行稳定性、调频调压能力、计划执行偏差等内容进行考核，如涉及相关事项，则会对发电企业在售电结算时予以扣款。综上，报告期内，发行人风电业务平均电价总体呈现下降趋势，2023年平均电价为0.412元/千瓦时，较2022年下降5.48%，主要原因系平价项目上网电量占比由0.10%提升至15.05%，且平价项目平均电价显著低于补贴项目。2024年平均电价为0.378元/千瓦时，较2023年下降8.15%，主要原因系补贴项目平均电价因市场化交易均价下降因素由0.451元/千瓦时下降至0.428元/千瓦时，同时平价项目上网电量占比由15.05%提升至20.15%所致。2025年1-6月平均电价为0.340元/千瓦时，较2024年下降10.00%，主要原因系平价项目上网电量占比由20.15%提升至40.71%所致。（2营业成本构成及单位成本变动分析 ）

报告期内，立新能源风力发电业务营业成本构成如下表：

单位：万元，%

报告期各期，公司风电业务营业成本分别为19,835.12万元、23,345.82万元、24,626.54万元和12,273.38万元。公司风力发电业务营业成本主要包括风机、变电设备、储能设备、房屋建筑物的折旧费用、人工薪酬、安全生产及运行维护费等，其中折旧占主要部分，报告期各期公司风力发电折旧费用占风力发电营业成本的比例分别为79.35%、75.34%、79.26%及79.87%。

报告期内，立新能源风力发电项目装机规模有所增加，其中2022年新增并网装机规模49.50MW，2023年新增并网装机规模99.50MW，2024年新增并网装机规模500MW。2023年上半年，随着新疆立新能源若羌县米兰50MW风电项目、金润绿原达坂城49.5MW分散式风电项目实现并网发电及哈密新风恒远十三间房风电场一期49.5MW项目的转固运行，使得2023年及2024年风力发电营业成本及折旧成本均持续上升，2024年12月末并网的新疆能源立新木垒500MW风电项目及2025年初并网的立新能源达坂城500MW风电项目，截至2025年6月末尚处于设备调试阶段，未达到预定可使用状态，尚未转为固定资产。公司风力发电项目以外部运维为主、自主运维为辅，故安全生产及运营维护费用相较人工成本更高。由于风电设备具有动态性器械结构、复杂的故障模式以及恶劣环境的适应性要求，外部运维商风电项目运维经验、运维效率及运维规模效应等多方面均存在优势。故发行人风电项目主要委托外部运维商进行运维，使得风力发电项目运维人员数量较少，人工成本占比较低。发行人自行进行风电场运维的成本主要涉及人工、设备检验检测费、物料消耗、车辆费以及差旅费、劳保费等人员开展运维工作过程中产生的成本。外部运维商向发行人提供运维服务时收取的费用在安全生产费及运行维护费中核算，使得风力发电项目安全生产及运营维护费用高于人工成本。

报告期各期，立新能源风力发电业务单位成本分别为0.163元/千瓦时、0.166元/千瓦时、0.174元/千瓦时及0.159元/千瓦时，2023年风力发电业务单位成本较2022年增加1.81%，主要系2023年设备平均利用小时数较上年减少73.32小时所致。2024年风力发电业务单位成本较2023年增加5.49%，主要系弃风率有所上升，2024年设备平均利用小时数较上年减少85.99小时，同时2023年并网

发电风电项目在2024年计提折旧成本上升。从而使得2024年发电业务折旧总成本同比上升，进而使得风力发电业务单位成本上升。

3、光伏发电业务毛利率变动分析

报告期内，公司光伏发电业务毛利率分别为54.74%、56.35%、42.03%及

39.97%，2023年光伏发电业务毛利率较上年上升1.61%。2022年毛利率低于2023年的原因主要系本地消纳发电项目的用电区域用电企业大范围减产或停产，电量消纳能力有所下降，使得平均利用小时数下降，带来单位发电成本的上升所致。2023年，随着新并网光伏发电项目造价成本的下降及发电项目设备调试及试运行期间发电资产尚未转固等因素，2023年公司光伏发电业务毛利率较2022有所回升。2024年光伏发电业务毛利率较上年下降14.32%，主要原因系平价光伏发电项目上网电量占比提升以及市场化交易电量价格波动导致平均上网电价同比下降14.91%。同时公司2023年转固的新能源项目，2024年完整年度计提折旧，且部分项目还配套建设了储能项目，相应储能系统彼时采购价格较高，从而使得2024年发电业务折旧总成本同比上升，进而导致2024年光伏发电单位成本同比上升13.00%所致。2025年1-6月毛利率较2024年下降2.06%，主要系受2025年二季度国家电网对“哈郑直流”疆电外送项目送出线路停电检修及主变检修限负荷运行，造成“哈郑直流”配套光伏项目限电率有所增加，以及受转固因素影响光伏发电折旧成本同比略微增加，使得单位成本相对较上年上升3.14%所致。报告期内，公司光伏发电平均上网电价、单位成本及毛利率的变化情况如下：

单位：MW、万元、万千瓦时、元/kWh