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

之回复报告

（修订稿）

保荐机构（主承销商）申万宏源证券承销保荐有限责任公司

（新疆乌鲁木齐市高新区（新市区）北京南路358号大成国际大厦20楼2004室）

二零二六年五月深圳证券交易所：

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”）与申万宏源证券承销保荐有限责任公司（以下简称：“保荐机构”）、北京国枫律师事务所（以下简称：“发行人律师”）及中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称：“发行人会计师”）等相关各方对《问询函》相关问题逐项进行了落实，现对《问询函》回复如下，请审核。

说明：

一、如无特别说明，本回复报告中的简称或名词释义与募集说明书中的相同。

二、本回复报告中的字体代表以下含义：

问询函所列问题黑体对问询函所列问题的回复宋体

修改、补充、更新披露内容楷体（加粗）

三、本问询函回复部分表格中单项数据加总数与表格合计数可能存在微小差异，系四舍五入所致。

1目录

问题一...................................................3

问题二..................................................15

问题三.................................................115

问题四.................................................190

其他问题................................................275

2问题一

新疆能源（集团）有限责任公司（以下简称“新疆能源集团”）直接持有公

司44220.15万股，直接持股比例为47.38%，为发行人控股股东。新疆国有资本产业投资基金有限合伙企业（以下简称“新疆国有基金”）为发行人5%以上股东，截至2024年12月31日，直接持股比例为6.01%。新疆国资委通过新疆能源集团和新疆国有基金实际控制公司53.39%的股份，系发行人的实际控制人。

本次发行拟募集资金总额不超过19.80亿元，发行对象为包括新疆能源集团、新疆国有基金在内的不超过35名特定投资者。其中，新疆能源集团拟认购比例不低于本次向特定对象发行 A 股股票发行数量的 10%，新疆国有基金拟认购比例不低于本次向特定对象发行 A 股股票发行数量的 2%，其余股份由其他发行对象以现金方式认购。新疆能源集团、新疆国有基金均未明确认购股票数量区间。

请发行人补充说明：（1）新疆能源集团、新疆国有基金承诺认购数量占本

次发行股份总数的比例上限。（2）结合新疆国有基金股权结构及变化情况（穿透至最终股东）、新疆国有基金参与本次发行的背景及原因等因素，说明本次发行对公司治理结构的影响。（3）新疆能源集团、新疆国有基金本次认购的资金来源，是否拟以本次发行的股份质押融资，是否存在对外募集、结构化安排等情形。

请保荐人核查并发表明确意见。

回复：

一、发行人说明

（一）新疆能源集团、新疆国有基金承诺认购数量占本次发行股份总数的比例上限根据发行人分别与新疆能源集团、新疆国有基金于2025年6月签署的《关于<新疆立新能源股份有限公司与新疆能源（集团）有限责任公司关于新疆立新

能源股份有限公司向特定对象发行A股股票之附条件生效的股份认购合同>之补充协议》《关于<新疆立新能源股份有限公司与新疆国有资本产业投资基金有限合伙企业关于新疆立新能源股份有限公司向特定对象发行 A 股股票之附条件生

3效的股份认购合同>之补充协议》，新疆能源集团承诺认购本次发行股份总数的

比例为不少于10%且不超过20%，新疆国有基金承诺认购本次发行股份总数的比例为不少于2%且不超过10%。

（二）结合新疆国有基金股权结构及变化情况（穿透至最终股东）、新疆国有基

金参与本次发行的背景及原因等因素，说明本次发行对公司治理结构的影响

1、新疆国有基金股权结构及变化情况（穿透至最终股东）

截至本回复报告出具日，新疆国有基金直接合伙人出资情况如下：

序号股东名称/姓名持股比例

1新疆中泰（集团）有限责任公司33.5473%

2新疆交投资本控股有限公司18.1818%

3新疆产业发展投资引导基金合伙企业（有限合伙）10.2424%

4新疆能源（集团）有限责任公司9.0909%

5新疆有色金属工业（集团）有限责任公司7.8788%

6新疆新业国有资产经营（集团）有限责任公司6.0606%

7新疆农牧业投资（集团）有限责任公司6.0606%

8新疆投资发展（集团）有限责任公司6.0606%

9新疆中泰资本管理有限公司2.8164%

10新疆天山产业投资基金管理有限公司0.0606%

合计100.00%

经查询工商资料，新疆国有基金成立至今除现有直接合伙人外，另有6名曾经出资的历史合伙人，分别为新疆交投资本管理有限公司、新疆新能源（集团）有限责任公司、新疆交通建设投资控股有限公司、新疆金融投资有限公司、新疆边疆宾馆有限责任公司和新疆国资委。其中新疆交投资本管理有限公司已于2024年12月16日注销，全部历史合伙人与新疆国有基金现有的合伙人均为新疆国资委控制的企业。

新疆国有基金现有股东穿透至最终持有人的情况如下：

4认

购三级持股比四级股持股比五级股持股比持股比七级股持股比八级持股比一级股东出资比例二级股东持股比例六级股东对股东例东例东例例东例股东例象新疆中泰新疆国资

92.32%------------（集团）委

33.5473%

有限责任新疆财政

7.68%------------

公司厅新疆

新疆交通国资90.92%----------新疆交投新投资（集委资本控股18.1818%100.00%

疆团）有限新疆有限公司

国责任公司财政9.08%----------有厅资新疆

本新疆投资国资90.50%----------产发展（集委

99.99%

业团）有限新疆

投新疆产业责任公司财政9.50%----------资发展投资厅基引导基金新疆新疆国

10.2424%90.50%--------

金合伙企业投资资委

有（有限合新疆新动发展限伙）能私募基（集

0.01%100.00%合金管理有团）有新疆财

9.50%--------

伙限公司限责政厅企任公业司新疆能源新疆国资

90.88%------------（集团）委

9.0909%

有限责任新疆财政

9.12%------------

公司厅新疆有色新疆国资

7.8788%90.43%------------

金属工业委

5认

购三级持股比四级股持股比五级股持股比持股比七级股持股比八级持股比一级股东出资比例二级股东持股比例六级股东对股东例东例东例例东例股东例象（集团）新疆财政

有限责任9.57%------------厅公司新疆新业新疆国资

90.46%------------

国有资产委

经营（集6.0606%新疆财政

团）有限9.54%------------厅责任公司新疆农牧新疆国资

92.83%------------

业投资委（集团）6.0606%新疆财政

有限责任7.17%------------厅公司新疆投资新疆国资

90.50%------------

发展（集委

6.0606%

团）有限新疆财政

9.50%------------

责任公司厅新疆

新疆中泰国资92.32%----------新疆中泰（集团）委

资本管理2.8164%100%有限责任新疆有限公司

公司财政7.68%----------厅

6认

购三级持股比四级股持股比五级股持股比持股比七级股持股比八级持股比一级股东出资比例二级股东持股比例六级股东对股东例东例东例例东例股东例象申万宏源集团申万宏源股份产业投资

30%有限100.00%----------

管理有限公司责任公司

（000

166.S

Z）新疆

新疆金融国资93.50%----------

投资（集委

30%新疆天山团）有限新疆

产业投资责任公司财政6.50%----------

0.0606%

基金管理厅有限公司内蒙古老

牛慈善基25%------------金会

北京长盛钟坚50%--嘉德智润丰投资

业控股66.80%北京管理有限

51%赵家祥50%--

蓝天北京蓝集团有公司北京蓝天修凡天建新限公司

丰源科技10%100%51%钟坚33.20%----科技投资有有限公司

有限限公司宁波玉吴贻飞50%----公司筹贸易

49%

有限公吴金付50%----司

7认

购三级持股比四级股持股比五级股持股比持股比七级股持股比八级持股比一级股东出资比例二级股东持股比例六级股东对股东例东例东例例东例股东例象香港新福建新日鮮竹

日鲜集 AsianBam

40%業投資100%100%-----

团有限 booAG有限公公司司

陈华京9%--------麦盖提县

141个

55.56%----------

村委

会（含社区）新疆巴巴楚县新疆刀郎尔楚克丰和畜巴楚县国庄园新农众和农

牧业发55.54%100%有资产管100%----

业集团股5%业投资喀什展有限理局份有限公集团有昆仑公司司限公司牛业

39.59%喀什地

有限疏勒益喀什农牧疏勒县区国有

责任民土地（集团）

良繁畜51%资产监100%公司扶贫开有限责任

牧有限24.15%100%督管理发有限公司责任公委员会责任公司疏勒县财

司49%----政局

8认

购三级持股比四级股持股比五级股持股比持股比七级股持股比八级持股比一级股东出资比例二级股东持股比例六级股东对股东例东例东例例东例股东例象莎车县新疆盛莎车县莎车新疆国昆强牧畜熠农业宏远建县国国有资本禽良种发展（集设发展有资18.47%100%运营（集100%100%100%繁育有团）有限集团有产服

团）有限限责任责任公限责任务中责任公司公司司公司心喀什农喀什地

牧（集区国有团）有1.84%资产监100%------限责任督管理公司委员会

宁波闫斌60%--------梅山保税港区迈盛

4.85%

投资何斌40%--------中心

（有限合

伙）

9由上表可见，新疆国有基金的最终持有人包含新疆国资委、新疆财政厅、新疆自治区下级人民政府国有资产监督管理部门、上市公司、基金会、村委会（含社区）、境外公司和闫斌等7名自然人。

参照《深交所关于进一步规范股东穿透核查的通知》的规定，除上市公司（含境外上市公司）、新三板挂牌公司等公众公司、国有控股或管理主体（含事业单位、国有主体控制的产业基金等）等深交所认可的最终持有人外，对于持股较少（即直接或间接持有发行人股权数量少于10万股或持股比例低于0.01%）的股东不做穿透核查。

截至本回复报告出具日，新疆国有基金穿透后的最终持有人中除《深交所关于进一步规范股东穿透核查的通知》中规定的深交所许可的最终持有人外，不存在持有发行人股权数量多于10万股或持股比例高于0.01%的最终持有人。

新疆国有基金穿透后的最终持有人中5位自然人与1家境外公司

AsianBambooAG 均系北京蓝天丰源科技有限公司的间接股东，2 位自然人系新疆刀郎庄园新农业集团股份有限公司的间接股东。根据北京蓝天丰源科技有限公司、新疆刀郎庄园新农业集团股份有限公司出具的机构投资者确认函，两家公司承诺其各层出资人中的自然人投资者及其主要家庭成员（包括但不限于配偶、父母及配偶的父母、兄弟姐妹及其配偶、年满18周岁的子女及其配偶、配偶的兄弟姐妹和子女配偶的父母）均不属于中国证券监督管理委员会系统离职人员（指离开证监会系统未满十年的工作人员，具体包括从证监会会机关、派出机构、沪深证券交易所、北京证券交易所、全国股转公司离职的工作人员，从证监会系统其他会管单位离职的会管干部，在发行部或公众公司部借调累计满12个月并在借调结束后三年内离职的证监会系统其他会管单位的非会管干部，从会机关、派出机构、沪深证券交易所、全国股转公司调动到证监会系统其他会管单位并在调动后三年内离职的非会管干部）及其主要家庭成员，不存在证监会离职人员不当入股等违规情形。

102、新疆国有基金参与本次发行的背景及原因等因素，本次发行对公司治理

结构的影响

根据新疆国有基金出具的《说明》，新疆国有基金成立于2017年12月15日，是在新疆维吾尔自治区国资委主导下，由新疆中泰（集团）有限责任公司等

9家国有企业共同发起设立，首期投资规模15亿元。

新疆国有基金根据新疆维吾尔自治区国资战略布局总体规划，以“国资主导、市场化运作、专业化管理、协同整合”为指导原则，按照“国资项目为主、其他项目为辅”的投资策略，主要投向矿产资源、能源化工、新能源、新材料、农副产品深加工、旅游、交通建设等符合国家政策和新疆产业发展方向的国资重点扶持领域，促进产业高质量发展。

立新能源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，也是新疆自治区着力构建的十大产业集群之一，符合国家政策和新疆产业发展方向。随着全面推进新时代国家“三基地一通道”建设，打造全国能源资源战略保障基地的工作进一步开展，新疆国有基金看好立新能源业务的未来发展，同时结合立新能源二级市场的股价表现，经过自主决策，决定参与认购立新能源本次向特定对象发行的股票。

综上，新疆国有基金系新疆国资委和新疆财政厅主要出资的基金，合计控制新疆国有基金99.9387%合伙份额，设立至今未发生重大变化；新疆国有基金认购立新能源本次发行股份（比例区间为不低于2%且不超过10%），系看好立新能源业务的未来发展，并结合立新能源二级市场的股价表现自主决策做出的决定。

本次发行前新疆能源集团直接持有公司47.38%的股份，新疆国有基金持有公司6.01%的股份。假设本次发行股份数量为发行前公司总股数的30%，新疆国有基金和新疆能源集团分别按照认购上限和下限进行认购，则本次发行完成后，具体持股情况如下：

11单位：万股

发行后发行前项目按照承诺下限认购按照承诺上限认购持股比例认购比例认购数量持股比例认购比例认购数量持股比例

新疆能源集团47.38%10%2800.0038.75%20%5600.0041.06%

新疆国有基金6.01%2%560.005.08%10%2800.006.93%

小计53.39%12.00%3360.0043.84%30.00%8400.0047.99%

由上表可见，若按照承诺下限进行认购，本次发行完成后新疆能源集团持有公司股份的比例为38.75%，仍为公司控股股东，新疆国有基金持有公司股份的比例为5.08%，仍为公司持股5%以上的股东，新疆国资委通过新疆能源集团和新疆国有基金间接控制公司43.84%的股份，仍为公司实际控制人；若按照承诺上限进行认购，本次发行完成后新疆能源集团持有公司股份的比例为41.06%，仍为公司控股股东，新疆国有基金持有公司股份的比例为6.93%，仍为公司持股

5%以上的股东，新疆国资委通过新疆能源集团和新疆国有基金间接控制公司

47.99%的股份，仍为公司实际控制人。综上所述，本次发行完成后公司的治理结

构不会发生重大不利变化。

（三）新疆能源集团、新疆国有基金本次认购的资金来源，是否拟以本次发行的

股份质押融资，是否存在对外募集、结构化安排等情形根据新疆能源集团、新疆国有基金出具的承诺或说明，新疆能源集团和新疆国有基金本次认购资金来源为自有资金，不存在拟以本次发行的股份质押融资、对外募集、结构化安排等情形。

假设本次向特定对象发行股票募集资金总额（已扣除前次募集资金用于补充流动资金占比超过30%的影响后）全额募足，根据新疆能源集团、新疆国有基金出具的承诺，其认购上限、下限对应的认购资金需求如下：

单位：万元募集资金总额（已扣除前次募集资承诺认购比例上发行对象金用于补充流动资金占比超过认购资金

限/下限

30%的影响后）

20%36585.09

新疆能源集团

182925.4710%18292.55

新疆国有基金10%18292.5512募集资金总额（已扣除前次募集资承诺认购比例上发行对象金用于补充流动资金占比超过认购资金

限/下限

30%的影响后）

2%3658.51

截至2026年3月31日，根据未审财务报表，新疆能源集团货币资金期末账面余额为427485.55万元，新疆能源集团自有资金可满足本次认购的资金需求。

截至2026年3月31日，根据未审财务报表，新疆国有基金的货币资金期末账面余额为24605.73万元，新疆国有基金持有较大规模的金融资产，预计年内有部分投资企业将会进行现金分红，此外，新疆国有基金全体合伙人的认缴出资总额为人民币165000.00万元，已实缴出资114457.59万元，尚有50542.41万元认缴出资额将视基金实际投资需求进行实缴。综上所述，新疆国有基金针对本次认购所需资金已制定了切实可行的资金计划，有充足的资金实力参与本次认购。

二、中介机构核查情况

（一）核查程序1、查阅新疆能源集团、新疆国有基金分别与立新能源签署的《新疆立新能源股份有限公司与新疆能源（集团）有限责任公司关于新疆立新能源股份有限公司向特定对象发行 A 股股票之附条件生效的股份认购合同》及其补充协议、《新疆立新能源股份有限公司与新疆国有资本产业投资基金有限合伙企业关于新疆立新能源股份有限公司向特定对象发行 A 股股票之附条件生效的股份认购合同》及其补充协议；

2、通过公开渠道查询新疆国有基金各级股东穿透后的持股情况，查阅北京蓝天丰源科技有限公司和新疆刀郎庄园新农业集团股份有限公司出具的《机构投资者确认函》；

3、获取新疆国有基金合伙协议，通过公开渠道查询新疆国有基金的工商信息，查阅新疆国有基金出具的《说明》、查阅新疆国资委网站关于新疆国有基金的相关信息；

4、查阅新疆国有基金、新疆能源集团出具的关于出资来源的承诺、新疆能

源集团2026年1-3月未审财务报表、新疆国有基金2026年1-3月未审财务报表。

13（二）核查结论

经保荐机构核查认为：

1、新疆能源集团、新疆国有基金已承诺分别认购立新能源本次向特定对象

发行股票数量的不低于10%且不超过20%和不低于2%且不超过10%；

2、新疆国有基金参与本次认购主要原因系立新能源符合其投资策略范围，

新疆国有基金看好立新能源业务的未来发展，同时结合立新能源二级市场的股价表现，经过自主决策，决定参与认购立新能源本次向特定对象发行的股票，具有商业合理性，不会对公司治理结构产生重大影响。

3、新疆能源集团和新疆国有基金本次认购资金来源为自有资金，不存在拟

以本次发行的股份质押融资、对外募集、结构化安排等情形，两家公司有充足的资金实力参与本次认购。

14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88178.49万元、98976.86万元及97067.85万元，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182713.87万元、227086.73万元及272386.54万元，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

15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。

请发行人补充披露相关风险。

请保荐人和会计师核查并发表明确意见。

回复：

一、发行人说明

（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12月31日，发行人已投运风力、光伏发电项目合计26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《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》（以下简称?合规清

16单?）的发电项目合计9项。

经发行人自查及保荐机构核查，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26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是否纳入是否纳序号装机容量政策批复电价（标杆电价/补贴）项目名称并网时间“国补目入“合规补贴政策及依据（MW） （元/千瓦时，含税）录”清单”

一、风电项目哈密国投新风三《关于完善风力发电上网电价

第七批塘湖第三风电场政策的通知》（发改价格

1200.002015.122018年6否0.25/0.33A区 200MW风电 [2009]1906 号）：全国按风能资月项目源状况和工程建设条件分为四

哈密新风能源烟类风能资源区，相应制定风电标

第七批

墩第七风电场 A 杆上网电价。四类风电标杆上网

2200.002015.122018年6否0.25/0.33

区200MW风电项 电价水平分别为 0.51 元/kWh、月

目 0.54 元/kWh、0.58 元/kWh 和

乌鲁木齐托里新 0.61 元/kWh，2009 年 8 月 1 日

第七批

风一期 49.5MW、 起新核准的陆上风电项目，统一

399.002015.122018年6否0.25/0.26

二期 49.5MW 风 执行所在风能资源区的标杆上月电项目网电价。

伊吾淖毛湖《关于完善风电上网电价政策4 49.5MW 风力发 49.50 2021.12 申报审核 否 0.25/0.13 的通知》（发改价格[2019]882电项目号）：2020年符合规划、纳入伊吾白石湖财政补贴年度规模管理的新核

5 15MW 分散式风 15.00 2021.12 申报审核 是 0.25/0.13 准陆上风电项目的指导价。新核

力发电项目准的集中式陆上风电项目上网

电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。

小红山8MW分散

68.002021.12申报审核否0.25/0.13四类风电标杆上网电价水平分

式风电项目

别为 0.29 元/kWh、0.34 元/kWh、

0.38 元/kWh 和 0.47 元/kWh。

哈密新风恒远十1、新疆发改委印发《完善我区1、《关于完善风电上网电价政7三间房风电场一49.502022.7平价项目不适用新能源价格机制的方案》（新策的通知》（发改价格[2019]882期 49.5MW 项目 发改能价【2022】185）明确： 号）：自 2021 年 1 月 1 日开始，新疆立新能源若将自治区2021年起批复及投产新核准的陆上风电项目全面实

8 羌县米兰 50MW 50.00 2023.4 平价项目 不适用 的新能源平价项目发电量全部 现平价上网，国家不再补贴。

风电项目纳入电力市场，目标上网电价2、《自治区贯彻落实深化新能金润绿原达坂城0.262元/千瓦时，新建项目疆内源上网电价市场化改革实施方

9 49.5MW 分散式 49.50 2023.4 平价项目 不适用 实际交易电价低于市场均价 案（试行）》（新发改能价〔2025〕

风电项目（按年度直接交易均价），按350号）。自2025年11月1日新疆能源立新木照市场均价与0.262元/千瓦时起实施，新能源参与电力市场交

10 垒500MW风电项 500.00 2024.12 平价项目 不适用 的价差给予电价支持；疆内实 易后，区分存量补贴项目、存量

目际交易电价高于市场均价，按平价项目和增量项目，分别确定照实际交易电价与0.262元/千年度机制电量规模、机制电价水瓦时的价差给予电价支持。市平和执行期限，存量项目（2025场均价达到或超过0.262元/千年6月1日前投产项目）执行期立新能源达坂城

11500.002025.1平价项目不适用瓦时，不再予以电价支持。限，取项目剩余全生命周期合理

500MW 风电项目2、《自治区贯彻落实深化新能利用小时数对应年限和投产满源上网电价市场化改革实施方20年剩余年限中的较小者。增案（试行）》自2025年11月1量项目（2025年6月1日后投

17日起执行：对2025年6月1日产项目）考虑回收项目初始投资

以前投产的新能源存量项目：平均期限，执行期限10年。

补贴项目机制电量规模为上网

电量比例30%；平价项目机制

电量比例为上网电量50%。机制电价水平衔接原优先电量上网电价，即补贴项目0.25元/千瓦时、平价项目0.262元/千瓦时。

立新能源三塘湖《自治区贯彻落实深化新能源20万千瓦/80万上网电价市场化改革实施方案无补贴。《国家发展改革委关于

12千瓦时储能规模800.002025.12平价项目不适用（试行）》自2025年11月12021年新能源上网电价政策有+80万千瓦风电日起执行：2025年6月1日后关事项的通知》（发改价格项目并网项目，年上网电量50%作为〔2021〕833号）：2021年起，机制电量，机制电价通过竞价对新备案集中式光伏电站、工商奇台县30万千瓦确定，竞价区间为0.15-0.262业分布式光伏项目和新核准陆

13风光同场发电项200.002025.12平价项目不适用元/千瓦时年上网电量50%为市上风电项目，中央财政不再补

目（200MW 风电） 场化交易，电价通过市场价交 贴，实行平价上网。

易竞价确定。

合计2720.50-----

二、光伏项目七师五五工业园《关于完善太阳能光伏发电上

第六批奎屯金太阳一期网电价政策的通知》（发改价格

130.002013.122016年8是0.25/0.75

30MW 光伏发电 [2011]1594 号）：2011 年 7 月 1月项目日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月新疆新能源（集

第六批31日仍未建成投产的太阳能光

团）新风昌吉阜康

220.002013.122016年8是0.25/0.75伏发电项目，除西藏仍执行每千

20MW 光伏并网

月瓦时1.15元的上网电价外，其发电项目余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。

新疆新能源集团

第七批新风昌吉州吉木320.002016.12018年6是0.25/0.70《关于发挥价格杠杆作用促进萨尔 20MW 光伏月光伏产业健康发展的通知》（发并网发电项目改价格[2013]1638号）：对光伏哈密新风光十三

第七批电站实行分区域的标杆上网电师红星二场

450.002016.32018年6是0.25/0.65价政策。根据各地太阳能资源条

50MW 光伏发电

月件和建设成本，将全国分为三类项目资源区，分别执行每千瓦时0.9哈密东南部山口2020年8元、0.95元、1元的电价标准。

5 哈密国投 50MW 50.00 2016.6 月补贴清 是 0.25/0.65

光伏发电项目单第三批第七师胡杨河市《关于2020年光伏发电上网电

6 130 团 60MW 光 60.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.0447（补贴竞价项目） 价政策有关事项的通知》（发改伏发电项目价格[2020]511号）：对集中式新疆立新能源吉光伏发电继续制定指导价。将纳

7 木萨尔100MW并 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15 入国家财政补贴范围的 I～III

网光伏发电项目类资源区新增集中式光伏电站

新疆立新能源吉指导价，分别确定为每千瓦时木萨尔二期0.35元（含税，下同）、0.4元、

8100.002020.12申报审核否0.25/0.15

100MW 并网光伏 0.49 元。若指导价低于项目所在

发电项目地燃煤发电基准价，则指导价按当地燃煤发电基准价执行，新增新疆新能源吉木集中式光伏电站上网电价原则

9 萨尔100MW并网 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15

上通过市场竞争方式确定，不得光伏发电项目超过所在资源区指导价。

18新疆立新能源吉1、新疆发改委印发《完善我区1、《国家发展改革委关于2021木萨尔三期新能源价格机制的方案》（新

10100.002022.12平价项目不适用年新能源上网电价政策有关事

100MW 并网光伏 发改能价[2022]185）明确：将项的通知》（发改价格〔2021〕发电项目自治区2021年起批复及投产的

833号）：2021年起，对新备案

新疆兵团第九师新能源平价项目发电量全部纳

2023.1集中式光伏电站、工商业分布式

166团7万千瓦农入电力市场，目标上网电价

（一光伏项目和新核准陆上风电项光互补光伏发电0.262元/千瓦时，新建项目疆内1170.00期）、平价项目不适用目（以下简称“新建项目”），

项目（一期实际交易电价低于市场均价

2024.6中央财政不再补贴，实行平价上

36MW 、 二 期 （按年度直接交易均价），按（二期） 网。

34MW） 照市场均价与 0.262 元/千瓦时2、《自治区贯彻落实深化新能的价差给予电价支持；疆内实源上网电价市场化改革实施方

际交易电价高于市场均价，按案（试行）》（新发改能价〔2025〕照实际交易电价与0.262元/千

350号）。自2025年11月1日

瓦时的价差给予电价支持。市起实施，新能源参与电力市场交场均价达到或超过0.262元/千易后，区分存量补贴项目、存量瓦时，不再予以电价支持。

新疆立新能源吉平价项目和增量项目，分别确定2、《自治区贯彻落实深化新能木萨尔县30万千年度机制电量规模、机制电价水源上网电价市场化改革实施方12瓦“光伏+储能”150.002023.6平价项目不适用平和执行期限，存量项目（2025案（试行）》自2025年11月1一体化清洁能源年6月1日前投产项目）执行期

日起执行：对2025年6月1日

示范项目限，取项目剩余全生命周期合理以前投产的新能源存量项目：

利用小时数对应年限和投产满平价项目机制电量比例为上网

20年剩余年限中的较小者。增电量50%。机制电价水平衔接量项目（2025年6月1日后投原优先电量上网电价，即补贴产项目）考虑回收项目初始投资

项目0.25元/千瓦时、平价项目

平均期限，执行期限10年。

0.262元/千瓦时。

吉木萨尔县北庭新疆油田公司供电服务合作项供电服务

13 镇 3.5MW 分布式 3.50 2023.12 不适用 目，约定售电价格为 0.2848 元/ -

项目光伏发电项目千瓦时。

《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无补贴。《国家发展改革委关于（试行）》自2025年11月12021年新能源上网电价政策有日起执行：2025年6月1日后关事项的通知》（发改价格奇台县30万千瓦并网项目，年上网电量50%作为〔2021〕833号）：2021年起，

14风光同场发电项100.002025.12平价项目不适用

机制电量，机制电价通过竞价对新备案集中式光伏电站、工商

目（100MW 光伏）确定，竞价区间为0.15-0.262业分布式光伏项目和新核准陆元/千瓦时年上网电量50%为市上风电项目，中央财政不再补场化交易，电价通过市场价交贴，实行平价上网。

易竞价确定。

合计953.50-----

注：风电第13项目与光伏第14项目属于同一项风光同场发电项目。

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 光伏项目、新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏项目，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 光伏项目，在新疆昌吉州吉木萨尔县投建并网 20MW 光伏项目，

19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 光伏项目，在新疆兵团七师建设 60MW 光伏项目；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 项风光发电项目合计装机规模达到 1101.5MW，均为可申请纳入“国补目录”并享有发电补贴的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，根据国家可再生能源发电补贴政策，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6-9项，合计9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”。光伏项目第2项新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏并网发电项目虽未纳入第一批?合规清单?，但已于2025年11月收到国网新疆出具的《项目基本信息和处置意见单》，认定该项目已通过合规自查复核转为合规项目，且该项目于2025年11月起恢复取得发电补贴款，故对本项目现状视同已纳入?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 光伏项目；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）光伏项目，在昌吉州吉木萨尔建设两项合计 153.5MW 光伏项目；2024-2025 年，公司在兵团九师续建 34MW（二期）光伏项目、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、

在奇台县新建 300MW 风光同场发电项目以及哈密三塘湖新建 800MW 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

11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》等政策，均为平价上网项目，不享有发电补贴。

其中，吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布式光伏发电项目建设背景是依据 2021年7月国家发改委《关于印发?十四五?循环经济发展规划的通知》、中共中

央国务院发布《关于新时代推动中部地区高质量发展的意见》等文件指导，中

20国石油新疆油田分公司为助力实现碳达峰、碳中和目标，具有推行分布式能源

及光伏储能一体化系统应用、探索建设分布式光伏发电及就地消纳新能源的相关需求，故寻找发电企业为其建设分布式发电项目并进行运维，以此保障用电供给并实现生产区的节能减排。依据彼时《国家能源局关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》（国能新能[2013]433号）规定，分布式光伏发电实行?自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节?的运营模式，该项目在取得昌吉州发改委《关于吉木萨尔县北庭镇3.5兆瓦分布式光伏发电项目备案的通知》、国网昌吉供电公司《关于吉木萨尔县北庭镇3.5兆瓦分布式光伏发电项目评审的意见》等批复后，积极建设投运，并与中国石油新疆油田分公司签署《供用电合同》，该项目的建设及运营符合相关政策。

截至2025年12月31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：

序装机规模

所在区域可享有补贴项目（并网投运时间）平价项目（并网投运时间）号 （MW）

* 哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区

200MW 风电项目（2015.12）

* 哈密新风能源烟墩第七风电场 A 区

200MW 风电项目（2015.12）

*哈密新风恒远十三间房风电场一

* 哈密新风光十三师红星二场 50MW光

期 49.5MW 项目（2022.7）

新疆哈密（8伏发电项目（2016.3）

11414.00*立新能源三塘湖20万千瓦/80万

项） * 哈密东南部山口哈密国投 50MW光伏

千瓦时储能规模+80万千瓦风电项

发电项目（2016.6）

目（2025.12）

* 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目

（2021.12）

* 伊吾白石湖 15MW分散式风力发电项

目（2021.12）

*新疆立新能源吉木萨尔三期

*新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨尔

100MW 并 网 光 伏 发 电 项 目

20MW 光伏并网发电项目（2013.12）

（2022.12）

*新疆新能源（集团）新风昌吉阜康

*新疆立新能源吉木萨尔县30万千

20MW 光伏并网发电项目（2013.12）

瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示

* 新疆立新能源吉木萨尔 100MW 并网

范项目（150MW）（2023.6）

新疆昌吉州光伏发电项目（2020.12）

2 1401.50 * 吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布式

地区（11 项） * 新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW

光伏发电项目（2023.12）

并网光伏发电项目（2020.12）

* 新疆能源立新木垒 500MW 风电

* 新疆新能源吉木萨尔 100MW 并网光

项目（2024.12）

伏发电项目（2020.12）

*奇台县30万千瓦风光同场发电项

* 小 红 山 8MW 分 散 式 风 电 项 目

目（20万千瓦风电+10万千瓦光伏）

（2021.12）

（2025.12）

* 金润绿原达坂城 49.5MW 分散式

新疆乌鲁木 * 乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、二 风电项目（2023.4）

3648.50

齐（3 项） 期 49.5MW 风电项目（2015.12） * 立新能源达坂城 500MW 风电项

目（2025.1）

21序装机规模

所在区域可享有补贴项目（并网投运时间）平价项目（并网投运时间）号 （MW）

新疆奎屯市、

*七师五五工业园奎屯金太阳一期

胡杨河市、塔*新疆兵团第九师166团7万千瓦农

30MW 光伏发电项目（2013.12）4城地区（兵团160.00光互补光伏发电项目（一期2023.1、

* 第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发七师、兵团九二期2024.6）

电项目（2020.12）师）（3项）

新疆巴州地 * 新疆立新能源若羌县米兰 50MW

550.00-

区（1项）风电项目（2023.4）合计3674.00--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：

序数类型项目名称号量

* 七师五五工业园奎屯金太阳一期 30MW 光伏发电项目

已同时完成纳入 * 新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨尔 20MW 光伏并网发电项目

1 “国补目录”与 5 * 哈密新风光十三师红星二场 50MW 光伏发电项目

“合规清单” * 哈密东南部山口哈密国投 50MW 光伏发电项目

* 新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏并网发电项目仅纳入“国补目 * 哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目

2 录”，未纳入“合 3 * 哈密新风能源烟墩第七风电场 A 区 200MW 风电项目规清单” * 乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、二期 49.5MW 风电项目仅纳入“合规清

3 单”，未纳入“国 1 * 伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目补目录”

* 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目

* 小红山 8MW 分散式风电项目均未纳入“国补

* 第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目

4目录”与“合规6* 新疆立新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏发电项目清单”

* 新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW 并网光伏发电项目

* 新疆新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏发电项目在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，《补贴合规自查通知》及第一批“合规清单”发布后，仅第1项5个项目在2023-2025年期间仍继续收到发电补贴款项。

上表第 4 项中的第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目未纳入?国补目录?及?合规清单?，但根据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《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，兵团电网持续对该项目根据兵团财政预算情况发放发电补贴款。

除上述项目外，其余9个项目在2023-2025年期间均未收到补贴款项，包括

22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日正式发布了《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），全国纳

入第一批“合规清单”的可再生能源发电项目共计7335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（新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW光伏并网发电项目在 2025年11月通过合规审查并取得通知后，已恢复取得补贴款）。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纳入“合规清单”并完成“国补目录”审核通过后，方可获得补贴收入。经发行人对上述10个尚未纳入?合规清单?或?国补目录?项目的合规性自查，预计未来纳入“国补目录”、“合规清单”不存在实质性障碍，纳入后仍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，目前仍处于审核状态。国家可再生能源信息管理中心对纳入?国补目录?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2025年12月31日，该7个项目中

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；2026年4月，国家可再生能源信息管理中心对上述项目审核流程批示因?项目未纳入合规项目清单，暂不予复核通过。待项目转合规后，再重新履行申请纳入补贴清单的报批程序?并给予退回，目前变更为初审阶段。

2021 年底并网的伊吾白石湖 15MW 分散式风电项目因通过合规自查审核，目前已

处于信息管理中心项目复核阶段，伊吾淖毛湖 49.5MW 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7个项目自并网至今，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》，认为第七

23师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电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。

2023-2025年期间，国家电网分别发布九批、十二批、十二批“补贴清单”，

分别纳入“国补目录”项目481个、668个、215个。同行业公司早期建设并已纳入“合规清单”的项目，在2023-2025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：

序

同行业上市公司通过“国补目录”审核公告项目并网时间补贴清单批次号

2024年补贴清单第

1 节能风电（601026.SH） 中节能五峰牛庄 120MW 风电项目 2021.6.17

四批

中节能阳泉盂县仙人乡 50MW 光伏项 2024 年补贴清单第

2 太阳能（000591.SZ） 2017.9.29

目十二批

2024年补贴清单第

3 嘉泽新能（601619.SH） 宁夏嘉泽苏家梁 100MW 风电项目 2020.12.29

四批

三峡新能源吴忠市利通区一期 200MW 2023 年补贴清单第

4 三峡能源（600905.SH） 2020.6.25

光伏项目九批

2023年补贴清单第

5 中闽能源（600163.SH） 福清马头山 47.5MW 陆上风电 2020.4.1

一批综上，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，其中仅伊吾白石湖 15MW分散式风电项目因纳入?合规清单?现处于信息管理中心项目复核阶段，其余6项目前处于“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、财政部、国家能源局联合印发《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

24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

7335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“合规清单”公布安排尚不明确，但主管单位仍在对部分合规自查项目进行复核并出具《项目基本信息和处置意见单》，对于复核通过的项目单独通知项目公司，并恢复补贴发放，视同纳入?合规清单?。

*《补贴合规自查通知》

《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5项列入第一批?合规清单?，新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏并网

25发电项目于2025年11月通过合规自查复核转为合规项目。截至2025年12月

31日，公司尚有9项未纳入?合规清单?。

*《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

26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：

序装机是否为国家年度建设规项目名称并网时间核准备案文件及时间纳入规模文件情况号容量模文件哈密国投新风三《自治区发展改革委关于哈密风《国家能源局关于哈密风

塘湖第三风电场电基地二期三塘湖风区150万千电基地二期项目建设方案国家能源局下发名单

12002015.12A区200MW风电 瓦风电项目核准的批复》（新发 的复函》（国新能[2013]272 （哈密国投 200MW）项目改能源【2014】988号）2014.4号）哈密新风能源烟《国家能源局关于哈密风《哈密二期烟墩120万千瓦核准

墩第七风电场 A 电基地二期项目建设方案 国家能源局下发名单

22002015.12批复》（新发改能源（2014）989区 200MW 风电 的复函》（国新能[2013]272 （新能源集团 200MW）

号）2014.4项目号）

27序装机是否为国家年度建设规

项目名称并网时间核准备案文件及时间纳入规模文件情况号容量模文件

据规模文件表述：2015年11月，我委（自治区《关于对乌鲁木齐托里新风发电发改委）以新发改能源有限公司托里风电一期建设项目[2015]1876号上报国家乌鲁木齐托里新《自治区发展改革委关于核准的批复（乌发改函【2014】能源局申请批复乌鲁木风一期 49.5MW、 乌鲁木齐首批风电清洁供3992015.12226号）》；《关于对乌鲁木齐托齐风电供暖试点工程实二期 49.5MW 风 暖试点方案的批复》（新发里新风发电有限公司托里风电二施方案，国家能源局已电项目改能源【2015】1934号）期建设项目核准的批复（乌发改原则同意并委托我委负函【2014】227号）》2014.6责审批，并表示积极支持乌鲁木齐首批风电供暖试点工程建设。

《自治区发改委、国家能源局新疆监管办关于

做好2020年风电、光伏《自治区发展改革委关于发电项目建设有关工作哈密市国电哈密淖毛湖风的通知》重点推进“疆电场一期49.5兆瓦风电项关于对伊吾淖毛湖风之力风力发电外送”“哈密-郑州±伊吾淖毛湖目等3个存量风电及光伏项

电有限公司伊吾淖毛湖49.5兆瓦800千伏特高压直流输

4 49.5MW 风力发 49.5 2021.12 目重新核准（或备案）的复风力发电项目核准的批复（哈市电”配套的哈密风电基电项目函》；《哈密市关于开展12发改能源【2020】42号）2020.12地二期15万千瓦风电、

万千瓦集中式风电、光伏项

10万千瓦光伏项目及

目投资主体竞争性配置的

电力送出工程，请哈密公告》市发改委积极协调落实

各项目建设条件，加快建设。

关于印发《新疆分散式风电项目2019-2021年实施方《自治区政府核准的投昌吉州发展改革委关于奇台县新案》的通知（新发改能源资项目目录（2017年风新能源有限公司小红山 8MW小红山 8MW 分 〔2020〕14 号）；《关于 本）》，《新疆分散式

582021.12分散式风电项目及其配套送出线

散式风电项目路工程申请核准的批复（昌州发做好2020年风电、光伏发风电项目汇总表》奇台

小红山 8MW 分散式风改工【2020】121号）2020.12电项目建设有关工作的通知》（新发改能源[2020]162电项目。号）《国家能源局关于《国家能源局综合司关于2020年风电、光伏发电

第七师胡杨河市《第七师胡杨河市130团6万千公布2020年光伏发电项目项目建设有关事项的通

6 130 团 60MW 光 60 2020.12瓦光伏发电项目备案证明》2020.6国家补贴竞价结果的通知》知》，附《2020年光伏伏发电项目

-国家能源局网站发电国家竞价补贴范围项目名单》。

《自治区发改委、国家能源局新疆监管办关于新疆立新能源吉《吉木萨尔立新一期--备案证《自治区发改委关于准东做好2020年风电、光伏木萨尔 100MW 20200016 新疆立新能源吉木萨尔 新能源基地昌吉州片区项 发电项目建设有关工作

71002020.12并网光伏发电项100兆瓦并网光伏发电项目（2#目布局方案的批复》（新发的通知》“疆电外送”目地）》2020.8改能源【2016】933号）“准东-皖南±1100千伏特高压直流输电工程”。

《自治区发改委、国家能源局新疆监管办关于《吉木萨尔二期--自治区发新疆立新能源吉《吉木萨尔立新二期--备案证做好2020年风电、光伏改委关于准东新能源基地木萨尔二期20200017新疆立新能源吉木萨尔发电项目建设有关工作

81002020.12昌吉州片区项目布局方案

100MW并网光伏 二期 100 兆瓦并网光伏发电项目 的通知》“疆电外送”的批复》（新发改能源发电项目（1#地）》2020.8“准东-皖南±1100千【2016】933号）伏特高压直流输电工程”。

28序装机是否为国家年度建设规

项目名称并网时间核准备案文件及时间纳入规模文件情况号容量模文件《自治区发改委、国家能源局新疆监管办关于《吉木萨尔二期--自治区发《吉木萨尔二期--备案证做好2020年风电、光伏新疆新能源吉木改委关于准东新能源基地

20200015新疆新能源吉木萨尔发电项目建设有关工作

9 萨尔 100MW 并 100 2020.12 昌吉州片区项目布局方案100兆瓦并网光伏发电项目（5#的通知》“疆电外送”网光伏发电项目的批复》（新发改能源地）》2020.7“准东-皖南±1100千【2016】933号）伏特高压直流输电工程”。

*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

上述项目均具有配套年度建设规模文件，其中，上表1、2、6项目是依据国家能源局直接发布建设规模文件，其余4、5、7、8、9项目是依据新疆发改委发布的建设规模文件，且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。

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，对于第3项属于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。

*项目是否依法依规核准备案经自查，公司上述9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。

保荐机构查阅了上述未纳入?合规清单?各项目在历史建设时期所获取的

由发改委、能源主管部门颁发的各项目核准备案文件、年度建设规模文件，以

29及环评、电网接入批复等资料，并与项目建设时期我国关于可再生能源发电项

目建设政策法规进行对比分析。

经核查，保荐机构认为，公司上述尚未纳入?合规清单?可享有补贴项目在项目建设的合规性、规模指标自查方面不存在违法违规问题，符合项目建设时期的法规政策要求。

（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。

保荐机构及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：

30《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》释的通知》现行补序核准规模贴政策承诺书承诺并网项目名称风电偏差是否超号 （MW） 并网时 时间 首次签订 三项文件时间

实际装机过单台额定功率电力业务许可《调度通知》时间《并网调差异是否会导规模设备规格最小机组的容证记载并网时间（调度场站批度协议》有致现有补贴政（MW） 量；光伏是否超 间 复时间）效期策变化

过3%

一、风电项目哈密国投新风三塘湖超过核准规模

2015.12.2-

1 第三风电场 A 区 200 2015.12 201 134*1.5MW 0.5%，但未超过 2015.12.27 2015.12 2015.11.18 否

2016.12.2

200MW 风电项目 单机容量。

哈密新风能源烟墩第超过核准规模

2015.11.2-

2 七 风 电 场 A 区 200 2015.12 200.5 50*2MW67*1.5MW 0.25%但未超过 2015.12.29 2015.12 2015.8.7 否

2016.11.2

200MW 风电项目 单机容量。

乌鲁木齐托里新风一超过核准规模2015.12.17

3 期 49.5MW 、二期 99 2015.12 100 40*2.5MW 1%，但未超过单 2015.12.26 2015.12.26 2014.11.21 - 否

49.5MW 风电项目 机容量。 2016.12.16

超过核准规模

伊吾淖毛湖 49.5MW 2021.12.3-

4 49.5 2021.12 50 10*5MW 1%，但未超过单 2021.12.30 2021.12.30 2021.11.17 否

风力发电项目2026.11.30机容量。

超过核准规模2021.12.22

小红山 8MW 分散式 豁免办理电力

5 8 2021.12 8.4 2*4.2MW 5%，但未超过单 2021.12.23 2021.11.16 - 否

风电项目业务许可证机容量。2031.12.21二、光伏项目

第七师胡杨河市1302020.12.15

69420/66144块

6 团 60MW 光伏发电 60 2020.12 60 否 2020.12.23 2020.12.23 2020.12.15 - 否

440W/445W

项目2021.12.31

新疆立新能源吉木萨超过核准规模2020.11.30

7 尔 100MW 并网光伏 100 2020.12 100.03 227344 块 440w 组件 0.03%，但未超过 2020.12.23 2020.12.25 2020.11.4 - 否发电项目3%。2030.11.2931《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》释的通知》现行补序核准规模贴政策承诺书承诺并网项目名称风电偏差是否超号 （MW） 并网时 时间 首次签订 三项文件时间

实际装机过单台额定功率电力业务许可《调度通知》时间《并网调差异是否会导规模设备规格最小机组的容证记载并网时间（调度场站批度协议》有致现有补贴政（MW） 量；光伏是否超 间 复时间）效期策变化

过3%

新疆立新能源吉木萨 91780 块 445w 组件； 超过核准规模 2020.11.30

8 尔二期 100MW 并网 100 2020.12 100.03 60736 块 465w 组件； 0.03%，但未超过 2020.12.23 2020.12.25 2020.11.4 - 否

光伏发电项目 68770 块 450w 组件； 3%。 2030.11.29新疆新能源吉木萨尔超过核准规模2020.11.30

9 100MW 并网光伏发 100 2020.12 100.01 224744 块 445W 组件 0.01%，但未超过 2020.12.23 2020.12.23 2020.11.4 - 否电项目3%。2030.11.29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。

32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。

保荐机构查阅了上述各项目合规自查申报文件、竣工验收报告、监理报告、

项目建设期间相关设备采购及施工资料以及调度协议等文件，对比分析了各项目实际装机规模情况、各项目各机组的实际并网时间、设备试运行及转商运行的具体时间。

经核查，保荐机构认为：

*项目并网容量是否大于核准容量或年度建设规模

上述项目中1、2、3、4、5、7、8、9项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，但不会构成未来纳入?合规清单?的实质性障碍。

*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

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，享受对应的电价补贴政策。

*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

上述未纳入?合规清单?项目的各发电机组，在并网初期均实施了240小

33时试运行验收，各机组试运行时间不存在较大差异，同时对各项目试运行年度

上网电量与下一年度进行对比分析亦不存在较大差异，故上述各项目不存在少量机组并网替代全部机组并网投产的情况。

（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，保荐机构和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。

34发电设备利用率情况（考虑弃风弃光原因，比较并网第1、2年设备利用小时情并网时间补充核查况是否存在重大差异）（项目实际年利核准装机适用补贴用小时数与所在区域同类同期项目相比序号项目名称规模政策截止是否存在异常偏高情况等）（MW） 时间《电力业务《竣工验收报告》表述并项目首次电力结并网次年发电设并网第三年发电设许可证》记网时间算单时间备利用小时数备利用小时数载并网时间

一、风电项目

哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 本工程 2015 年 12 月 18 2016.1.6 结算

12002015.122015.121857.57（2016）1864.50（2017）

200MW 风电项目 日并网发电 2015 年 12 月

哈密新风能源烟墩第七风电场 A 区 本工程于 2015年 12月 30 2016.1.6 结算

22002015.122015.121060.26（2016）1295.78（2017）

200MW 风电项目 日并网发电 2015 年 12 月

乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、二期 本工程于 2015年 12月 26 2016.1.6 结算

3992015.122015.12.261846.27（2016）2082.41（2017）

49.5MW 风电项目 日并网发电 2015 年 12 月

返送电并网时间2021年2022.1.17结算

4 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 49.5 2021.12 2021.12.30 1937.93（2022） 2030.47（2023）

12月30日2021年12月

豁免办理电

返送电并网时间2021年2022.1.17结算

5 小红山 8MW 分散式风电项目 8 2021.12 力业务许可 3518.17（2022） 3654.39（2023）

12月23日2021年12月

证

二、光伏项目

第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电 返送电并网时间 2020 年 2020.12.22 结算

6602020.122020.12.231375.07（2021）551.82（2022）

项目12月16日2020年12月新疆立新能源吉木萨尔 100MW 并网光 返送电并网时间 2020 年 2021.1.17 结算

71002020.122020.12.251485.75（2021）1476.71（2022）

伏发电项目12月23日2020年12月新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW 并 返送电并网时间 2020 年 2021.1.17 结算

81002020.122020.12.251457.08（2021）1429.98（2022）

网光伏发电项目12月16日2020年12月新疆新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏 返送电并网时间 2020 年 2021.1.17 结算

91002020.122020.12.231458.63（2021）1471.58（2022）

发电项目12月16日2020年12月

35综上，保荐机构和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9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均在享有补贴政策年度内实现并网，符合彼时发电补贴领取条件；4项光伏项目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，亦符合享有补贴的并网时间要求。

保荐机构通过查阅上述尚未通过合规自查且未纳入?合规清单?项目的《电力业务许可证》、《竣工验收报告》、各项目并网初期的《电力结算单》等资料，并与历年发电补贴政策、《补贴合规自查通知》相关内容对比分析，经核查，发行人上述9项目均不存在全容量实际并网时间晚于适用彼时补贴政策截止时间，相关项目申领发电补贴符合政策规定。

（5）关于《补贴合规自查通知》其他四项事项的核查情况

*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“合规清单”的9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4-10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

36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。

可享有补截至可享补贴领

贴全生命2025.12.3补贴利已并网享序所属资有补补贴时取起始预计退项目名称周期合理1累计利用用小时有补贴时号源区贴时限比率时间（并出时间利用小时小时数（小比率间间网时间）数（小时）时）

哈密国投新风三塘湖第三风 风能 III

14000021680.9254.20%20年10年50%2015.122035

电场 A 区 200MW 风电项目 类

哈密新风能源烟墩第七风电 风能 III

24000014824.5937.06%20年10年50%2015.122035

场 A 区 200MW 风电项目 类乌鲁木齐托里新风一期

风能 I

3 49.5MW、二期 49.5MW 风电 48000 24813.75 51.70% 20年 10 年 50% 2015.12 2035

类项目

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发 风能 III

4400008319.8620.80%20年4年20%2021.122041

电项目类

风能 III

5 小红山 8MW 分散式风电项目 40000 16533.22 41.33% 20年 4 年 20% 2021.12 2041

类

第七师胡杨河市 130团 60MW 太阳能

6260004635.0517.83%20年5年25%2020.122040

光伏发电项目 II 类新疆立新能源吉木萨尔太阳能

7260008222.9731.63%20年5年25%2020.122040

100MW 光伏发电项目 II 类

新疆立新能源吉木萨尔二期太阳能

8260007902.9130.40%20年5年25%2020.122040

100MW 光伏发电项目 II 类

新疆新能源吉木萨尔 100MW 太阳能

9260008273.2731.82%20年5年25%2020.122040

光伏发电项目 II 类

*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

37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。

*项目补贴资金

经发行人自查，公司9项未纳入“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 1 项光伏项目：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。

*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9个项目均不存在重大违规情形。

经核查，保荐机构认为，公司未纳入?合规清单?项目关于上述四项自查事项均不存在违规情形，各项目可享有补贴的电量尚在全生命周期规定的范围内，项目电价均已取得发改委电价批复并与各年度所适用的补贴政策相一致，各项目不存在超领补贴资金的情形，不涉及环境保护问题。上述事项不会对发行人各项目未来纳入?合规清单?构成实质性障碍。

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，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“国补目录”；天富能源因光伏项目装机规模超过核准规模3%，违

38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：亿元调减收入计提资产减所涉及自查事公司名称调整原因调整后补贴收入情况金额值损失项及调整理由所涉电站已收电费补贴及应收内蒙古自治区发展和改革委员会于2022年8尚未收回的

电费补贴合计80670.47万元，月3日在官网刊登《关于废止部分可再生能源应收电费计《关于明确可其中不含税金额为70220.79万项目上网电价批复文件的通知》（内发改价费提信用减值再生能源发电元，对应的增值税10449.68万字〔2022〕1021号），通知要求各盟市发改委损失3.48；补贴核查认定元。根据通知要求需退回已收太极实业废止审计中发现的部分未纳入年度建设规模计提固定资有关政策解释

电费补贴，基于财务谨慎性原（600667和擅自变更投资主体的上网电价批复文件。以3.54产减值准备的通知》：关于则，公司对已收电费补贴.SH） 上电价批复废止涉及子公司十一科技下属内 3.51、无形 风电项目核准

35439.41万元（不含税）冲减

蒙地区巴拉贡、胜利、红牧二期、九十九泉、资产减值准规模是否超出

当期营业收入，对于尚未收回巴音二期5个电站。并根据《关于追回违规领备0.01、使规划规模的认的应收电费补贴34781.38万元取可再生能源电价附加补助资金的通知》文件用权资产减定。

（不含税）单项计提信用减值精神，对涉及电站的已收取电费补贴缴回。值准备0.16损失。

根据公司于2023年2月16日收到的内蒙古财《关于明确可政厅、内蒙古发改委、内蒙古能源局组成的领再生能源发电导小组下发《关于内蒙古盾安光伏电力有限公补贴核查认定江南化工 司乌拉特后旗 50MW 光伏发电项目违规领取 冲 减 2022 年 度 营 业 收 入 有关政策解释（002226可再生能源发电中央补贴资金问题的认定及31862.74万元，影响归母净利3.19-的通知》：关于.SZ） 处置意见》认定乌拉特后旗 50MW 光伏发电项 润 31862.74 万元。 风电项目核准目存在未纳入规模管理、备案文件失效问题，规模是否超出将该项目移出补贴清单，需退回已申领的补贴规划规模的认资金。定。

《关于明确可再生能源发电补贴核查认定

2024年12月16日公告称：经新疆生产建设兵

有关政策解释

团八师发改委核查，公司全资子公司新疆天富天富能源的通知》1、关

金阳新能源有限责任公司148团20MW地面分 预 计 减 少 公 司 当 期 收 入

（6005090.79-于纳入补贴项布式光伏发电项目，该项目交流侧逆变器容量7861.44万元。

.SH） 目容量的认定

21.6MW 高于备案容量 20MW，不再享受可再

2、关于光伏项

生能源电价附加补助。

目实际装机规模是否超出规划规模的认定。

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

39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：亿元调减收入计提资产所涉及自查事项公司名称调整原因调整后补贴收入情况金额减值损失及调整理由《补贴合规自查通知》：项目合规

“项目并网”问题：1、公司对可再生能源发电项性及规模批复存目是否满足纳入补贴清单的要求进行合理判断；

在问题；《可再生

2、根据自查报告及核查进展，对“全容量并网”1、基于谨慎性，对10个项目

能源发电项目全

概念提出之后，仍未实现全容量并网的项目进行未确认过补贴收入；2、7个项

2.663.12容量并网时间认判断，不确认或者调减可再生能源补贴收入；3、目冲减部分补贴收入；3、15定办法》（2020根据发改委下发的调整或废止可再生能源项目个项目冲减全部补贴收入。

年）内容：部分项

上网电价批复文件通知，调减可再生能源补贴收目并网不满足认入。

定办法所规定的全容量并网条件。

《补贴合规自查通知》：项目规模；

《关于明确可再生能源发电补贴

“装机容量”问题：对于实际并网容量超过纳入国核查认定有关政

45个项目均冲减部分补贴收家补贴范围规模与备案容量中较低者的部分，按2.62-策解释的通知》1、华电新能入。

比例核减可再生能源补贴收入。关于纳入补贴项（600930目容量的认定2、.SH）关于风电项目核准规模是否超出规划规模的认定。

《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政

“年度规模”问题：收到发改委废除电价的通知以

1个项目冲减全部补贴收入0.590.37策解释的通知》：

及退款通知关于风电项目核准规模是否超出规划规模的认定。

剩余未纳入第一批合规清单项目中：1、有19

个项目可能涉及“项目并网”问题，但由于该等项目于“全容量并网”概念和具体认定办法前实现

并网发电，项目按照“并网”或“投运”的时间享受共计77个项目不作处理。---电价补贴，并且项目已经过电网企业或国家能源主管部门的多轮审核，公司现有补贴收入确认依据充分；2、有7个项目可能涉及“年度规模”问

40调减收入计提资产所涉及自查事项

公司名称调整原因调整后补贴收入情况金额减值损失及调整理由题，其中5个已纳入国补目录，但公司尚未收到地方发改委的废除或调整电价通知，鉴于此类项目已经过电网企业或国家能源主管部门的多轮审核，公司现有补贴收入依据充分；2个项目尚未纳入国补目录，但公司判断建设手续合规，建设满足备案文件要求，项目已完成发展改革委审批、核准或备案程序，取得上网电价批复，全容量并网时间等符合相关规定，预计不存在问题；

3、其余项目未披露存在涉及调减补贴收入风险的问题。

“项目并网”问题，8项目主要于“全容量并网”概念和具体认定办法前实现并网发电，项目按照测算影响1.5亿元，未做调整。---太阳能

“并网”或“投运”的时间享受电价补贴

（000591“装机容量”问题，发行人实际并网容量超出备案.SZ）

容量的情况均为组件、逆变器型号原因，无法完测算影响0.24亿元，未做调整。---全匹配备案容量，存在部分“零头超装”经公司自查认为纳入“合规清嘉泽新能尚未纳入第一批“合规清单”的3个项目，分别单”不存在实质障碍，继续按（601619可能存在“项目电价”、“项目合规性”、“项照原定补贴电价及销售电量确---.SH） 目并网”等问题 认营业收入。共计 3 个项目不做处理

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：

*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。

41*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。

*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，公司未纳入“合规清单”的9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。同行业案例中，同属新疆地区的天富能源下属1项光伏发电项目存在超装核准规模3%以上情形，从而被主管部门移出?国补目录?（该项目曾纳入《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）的通知》（财建〔2018〕250号）批次中），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》政策解释风机超装不超过单机最小装机规模、光伏超装比例不超过3%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。

（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，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

1、发行人已纳入?国补目录?的项目不存在被核减补贴、移出清单的风险

42截至目前，发行人可享有发电补贴的15个项目中，在2020年前即已纳入

?国补目录?的项目 8项，其中七师五五工业园奎屯金太阳一期 30MW 光伏发电项目、新疆新能源集团吉木萨尔 20MW 光伏发电项目、哈密新风光十三师红星二场 50MW 光伏发电项目、哈密东南部山口 50MW 光伏发电项目、新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏发电项目五个项目在 2022 年以来持续开展的新能

源发电补贴合规自查工作中，已被纳入第一批?合规清单?或陆续通过审查，并在报告期内能够持续获得新能源发电补贴收入。

部分同行业公司新能源发电项目被移出?国补目录?，通常系因前期已通过?国补目录?审核纳入，但在2022年发电补贴合规自查工作中被发现问题后，从而在合规自查期间明确被主管部门通知合规审查通过，并给予移出?国补目录?的处理决定。

经保荐机构查阅上述5个项目彼时通过?国补目录?与?合规清单?审核

的相关资料，补贴合规自查内容已覆盖申请纳入?国补目录?相关条件，且更为严格。根据政策，目前已同时纳入?国补目录?及?合规清单?的项目，均属于已通过主管部门严格审核并复核通过的可享有补贴项目，故该等项目未来不存在被核减补贴、移出?国补目录?的风险。

综上，经保荐机构核查认为，发行人已纳入?国补目录?并同时通过补贴合规审查的5个发电项目，未来不存在被核减补贴、移出?国补目录?的风险。

2、发行人已纳入?国补目录?但未纳入?合规清单?的项目、或尚未同时

纳入?国补目录?及?合规清单?的项目，可能存在核减补贴的风险，但不会对发行人财务状况产生较大影响，不会影响本次发行根据《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1667.25万元，占报告期内合计营业收入比重为0.55%，但不存在移出“国补目录”或无法被纳入“合规清单”

43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：万元截至2025截至2025年12月31年12月2025年12月可能会对补贴收序核准项目名称并网时间日累计确认31已取得31应收补贴本次自查存在的问题入产生的影响号规模

补贴收入补贴收入收入（含税）（含税）（含税）（含税）哈密国投新风三塘风电实际装机超过核准冲减已确认补贴

1 湖第三风电场 A 区 200 2015.12 137220.98 41100.41 96120.57 规模 0.5%，但未超过单

收入686.10万元

200MW 风电项目 机容量。

哈密新风能源烟墩风电实际装机超过核准冲减已确认补贴

2 第七风电场 A 区 200 2015.12 93647.66 27159.72 66487.94 规模 0.25%但未超过单

收入234.12万元

200MW 风电项目 机容量。

乌鲁木齐托里新风风电实际装机超过核准

一期 49.5MW、二 冲减已确认补贴

3992015.1261467.8717161.5244306.35规模1%，但未超过单机

期 49.5MW 风电项 收入 614.68万元容量。

目伊吾淖毛湖风电实际装机超过核准冲减已确认补贴

4 49.5MW 风力发电 49.5 2021.12 4878.18 - 4878.18 规模 1%，但未超过单机

收入48.78万元项目容量。

风电实际装机超过核准

小红山 8MW 分散 冲减已确认补贴

582021.121518.60-1518.60规模5%，但未超过单机

式风电项目收入75.93万元容量。

兵团电网于2025年12

第七师胡杨河市月31日前已累计向公

6 130 团 60MW 光伏 60 2020.12 1138.64 789.21 349.43 -

司拨付发电补贴789.21发电项目万元（含税）。

新疆立新能源吉木光伏实际装机超过核准冲减已确认补贴

7 萨尔 100MW 并网 100 2020.12 11086.03 - 11086.03 规模 0.03%，但未超过

收入3.33万元

光伏发电项目3%。

新疆立新能源吉木光伏实际装机超过核准冲减已确认补贴

8 萨尔二期 100MW 100 2020.12 10667.33 - 10667.33 规模 0.03%，但未超过

收入3.20万元

并网光伏发电项目3%。

新疆新能源吉木萨光伏实际装机超过核准冲减已确认补贴

9 尔 100MW 并网光 100 2020.12 11131.69 - 11131.69 规模 0.01%，但未超过

收入1.11万元

伏发电项目3%。

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

44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。

（三）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

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12月31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：

45单位：元/千瓦时、万千瓦时、万元

政策定价标杆电价/2025年2024年2023年序号项目名称（含补补贴电价收入类型上网电量电费收入均价上网电量电费收入均价上网电量电费收入均价贴、含税）（含税）

一、风电项目

标杆电费收入7412.340.217070.270.189132.820.20

哈密国投新风三塘湖第三风0.2176(0.2

10.5476补贴收入36018.2710518.610.2939814.6611627.290.2944639.0413036.180.29

电场 A 区 200MW 风电项目 29)/0.33

合计17930.950.5018697.550.4722169.000.50

标杆电费收入4982.430.205288.980.176327.670.21

哈密新风能源烟墩第七风电0.2176(0.2

20.5476补贴收入25431.747426.970.2931416.369174.690.2930409.308880.590.29

场 A 区 200MW 风电项目 29)/0.33

合计12409.400.4914463.670.4615208.260.50

标杆电费收入2496.260.144557.690.174941.460.18乌鲁木齐托里新风一期

3 49.5MW、二期 49.5MW 风电 0.51 0.25/0.26 补贴收入 18064.99 4156.55 0.23 26213.91 6031.52 0.23 27807.92 6398.28 0.23

项目

合计6652.810.3710589.210.4011339.750.41

标杆电费收入1658.390.201656.870.172103.500.21

伊吾淖毛湖 49.5MW风力发电 0.2176(0.2

40.3476补贴收入8176.73940.690.129703.851116.370.1210050.801156.290.12

项目29)/0.13

合计2599.080.322773.240.293259.790.32

标杆电费收入358.360.14524.450.18590.310.17

伊吾白石湖 15MW 分散式风

50.380.25/0.13补贴收入2640.23303.740.122993.45344.380.123433.92395.050.12

力发电项目

合计662.100.25868.820.29985.370.29

标杆电费收入495.120.17623.960.21549.230.19

6 小红山 8MW 分散式风电项目 0.38 0.25/0.13 2968.98 2955.86 2923.52

补贴收入341.560.12340.050.12336.330.12

46合计836.680.28964.010.33885.570.30

标杆电费收入1783.680.172603.320.192155.990.19哈密新风恒远十三间房风

7-补贴收入10592.92--13463.31--11379.86--

电场一期 49.5MW 项目

合计1783.680.172603.320.192155.990.19

标杆电费收入1482.450.19865.300.17857.510.19新疆立新能源若羌县米兰平价无

8-补贴收入7953.49--5043.48--4428.47--

50MW 风电项目 补贴项

合计1482.450.19目，目标865.300.17857.510.19上网电标杆电费收入1439.190.171751.140.17960.230.18

金润绿原达坂城 49.5MW

9价0.262-补贴收入8602.95--10027.14--5319.72--

分散式风电项目

元/千瓦合计1439.190.171751.140.17960.230.18

时标杆电费收入6369.500.17----

新疆能源立新木垒 500MW

10-补贴收入36704.11--------

风电项目

合计6369.500.17----

标杆电费收入5246.990.14----

立新能源达坂城 500MW 风电

11-补贴收入37086.53--------

项目

合计5246.990.14----

二、光伏发电项目

标杆电费收入467.110.13466.740.13511.970.13

（0.25、七师五五工业园奎屯金太阳

11.000.18、0.04）补贴收入3515.742333.460.663513.442331.930.663797.382520.380.66

一期 30MW 光伏发电项目

/0.75

合计2800.560.802798.670.803032.360.80

新疆新能源（集团）新风昌吉标杆电费收入192.550.10271.660.10398.340.15

21.000.25/0.751909.552703.402745.97

阜康 20MW 光伏并网发电项 补贴收入 1267.40 0.66 1794.29 0.66 1822.48 0.66

47目合计1459.960.762065.950.762220.820.81

新疆新能源集团新风昌吉州标杆电费收入178.900.09272.510.10423.700.14

3 吉木萨尔 20MW 光伏并网发 0.95 0.25/0.70 补贴收入 1927.80 1194.21 0.62 2821.28 1747.70 0.62 2950.64 1827.83 0.62

电项目

合计1373.110.712020.210.722251.530.76

标杆电费收入1276.430.171336.180.181612.440.20

哈密新风光十三师红星二场0.2176(0.2

40.8676补贴收入7654.434402.990.587579.164359.690.587979.534589.990.58

50MW 光伏发电项目 29)/0.65

合计5679.420.745695.870.756202.430.78

标杆电费收入1346.820.161432.940.171754.560.20

哈密东南部山口哈密国投0.2176(0.2

50.8676补贴收入8186.564709.080.588194.274713.520.588599.174946.420.58

50MW 光伏发电项目 29)/0.65

合计6055.900.746146.450.756700.990.78

标杆电费收入901.380.22994.620.221177.980.22

第七师胡杨河市 130 团 60MW

60.29470.25/0.0447补贴收入4074.26161.170.044495.66177.840.045324.48210.620.04

光伏发电项目

合计1062.550.261172.450.261388.610.26

标杆电费收入2930.850.203103.240.203061.270.21新疆立新能源吉木萨尔

70.400.25/0.15补贴收入14679.731948.640.1315163.332012.830.1314435.641916.240.13

100MW 并网光伏发电项目

合计4879.490.335116.070.344977.510.34

标杆电费收入2713.880.202964.940.203029.310.21新疆立新能源吉木萨尔二期

80.400.25/0.15补贴收入13459.081786.600.1314516.091926.910.1314261.921893.170.13

100MW 并网光伏发电项目

合计4500.480.334891.850.344922.490.35

标杆电费收入2951.390.203108.840.203109.020.21

新疆新能源吉木萨尔 100MW

90.400.25/0.15补贴收入14932.741982.220.1315309.162032.190.1314660.151946.040.13

并网光伏发电项目

合计4933.610.335141.030.345055.060.34

48新疆立新能源吉木萨尔三标杆电费收入1930.700.182471.260.161876.320.16

10 期 100MW 并网光伏发电 补贴收入 11010.84 - - 15557.10 - - 11457.20 - -

项目合计1930.700.182471.260.161876.320.16平价无

新疆兵团第九师团标杆电费收入1127.10

0.23912.220.23476.680.23

1667

补贴项

11万千瓦农光互补光伏发电补贴收入4861.17--3934.38目，目标--

2055.93--

项目

上网电0.262/-合计1127.100.23912.220.23476.680.23

价0.262

标杆电费收入2730.620.173648.240.16977.730.14

新疆立新能源吉木萨尔县元/千瓦

30万千瓦“光伏+储能”时

1216516.2523335.656800.42

一体化清洁能源示范项目补贴收入------

（150MW）

合计2730.620.173648.240.16977.730.14

新疆油田标杆电费收入155.710.27182.010.27--

吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 供电服务

13-补贴收入579.50--677.43-----

分布式光伏发电项目0.2848元

/千瓦时合计155.710.27182.010.27--

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、市场化交易的标杆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。

注2：立新能源三塘湖80万千瓦风电项目、奇台县30万千瓦风光同场发电项目于2025年12月末并网且处于调试阶段，上表未进行统计。

49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；而标杆电价部分由于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标杆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，则其标

杆电价、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，故标杆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：

50政策批复电是否

价：标杆电参与保障性收购实际单

序实际执行标杆电价与批复电价差异情况，项目名称并网时间价/补贴电价市场补贴定价政策及内容价（基础+补贴电市场化交易定价政策号定价政策（元/千瓦化交价）（元/千瓦时）

时）易

一、风电项目

哈密国投新风三塘“哈郑直流”天中外送项目，2020年以前不参

1 湖第三风电场 A 区 2015.12 0.25/0.33 是 0.5476 与市场化交易，亦不适用新疆发改委历年发布的

200MW 风电项目 《关于新疆电网优先购电优先发电计划的通知》保障小时数。

补贴无变化。《关于完善风力发《天中直流配套新能源发电企业与新疆区域燃电上网电价政策的通知》（发改煤自备电厂调峰替代交易实施细则（试行）》（新

0.2176、0.229元/千瓦时，新疆发改价格[2009]1906号）：四类风电监能市场[2019]168号）：天中直流配套新能源委《关于做好哈郑直流配套电源电费 标杆上网电价水平分别为 I类地陆续投运，发电能力提升，在送出能力受限情况结算的通知》：2021 年 7 月 1 日起， 区 0.51 元/kWh、II 类地区 0.54下，为减少天中直流配套新能源弃电量，报请国“哈郑直流”配套新能源上网电价按 元/kWh、III 类地区 0.58 元/kWh

哈密新风能源烟墩家能源局批复同意后，可通过参与不同消纳方向

0.2176 元/千瓦时执行，年落地电量 和 IV 类地区 0.61 元/kWh，2009

2 第七风电场 A 区 2015.12 0.25/0.33 是 0.5476 和路径的市场化交易模式，提升配套新能源消纳

100亿千瓦时以上部分的上网电价按年8月1日起新核准的陆上风电

200MW 风电项目 空间。5.2 坚持最大限度保障外送小时数原则，

0.229元/千瓦时执行。项目，统一执行所在风能资源区

在输电受限时，按照天中直流上一年外送平均小的标杆上网电价。项目处于哈密时数为基准，基准以外的电量确定为配套新能源地区属于 III 类风资源区。

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）。5.3在配套新能源发电企业引入市场交易机制，通过市场化手段，建立增加电网调峰能力、降低新能源弃电量与市场价格关

51系。

0.25元/千瓦时无差异。《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发《关于2024年新疆电网优先购电优先发电计划改价格[2009]1906号）：风电上网电的通知》：非平价风电项目保量保价优先发电利价高出当地燃煤机组标杆上网电价乌鲁木齐托里新风用小时数1330小时。

的部分，通过全国征收的可再生能源

3 一期 49.5MW、二期 2015.12 0.25/0.26 是 0.51 《新疆电力中长期交易实施细则》第五十一条：

电价附加分摊解决。（指脱硫燃煤标

49.5MW 风电项目 除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期杆电价，高出部分为补贴）。

交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、

根据国家能源局、新疆发改委发布信

集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。

息，新疆脱硫燃煤标杆电价常年执行

0.25元/千瓦时。

补贴无变化。《关于完善风电上“哈郑直流”天中外送项目，2020年以前不参伊吾淖毛湖网电价政策的通知》（发改价格与市场化交易，亦不适用新疆《关于2024年新“哈郑直流”风电项目，政策同1，

4 49.5MW 风力发电 2021.12 0.25/0.13 是 [2019]882 号）：2020 年符合规 0.3476 疆电网优先购电优先发电计划的通知》保障小时

标杆电价实际执行0.2176、0.229。

项目划、纳入财政补贴年度规模管理数。

的新核准陆上风电项目的指导具体市场化交易内容参见风电项目1。

伊吾白石湖 15MW 价。新核准的集中式陆上风电项

0.25元/千瓦时无差异。本地脱硫燃

5分散式风力发电项2021.120.25/0.13是目上网电价全部通过竞争方式0.38本地消纳项目，同风电项目3煤标杆电价。

目确定，不得高于项目所在资源区指导价。四类风电标杆上网电价水平分别为 I 类地区 0.29 元

小红山 8MW 分散 0.25 元/千瓦时无差异。本地脱硫燃

6 2021.12 0.25/0.13 是 /kWh、II 类地区 0.34 元/kWh、 0.38 本地消纳项目，同风电项目 3

式风电项目煤标杆电价。

III 类地区 0.38 元/kWh 和 IV 类

地区 0.47 元/kWh。

52哈密新风恒远十三1、新疆发改委印发《完善我区新能1、《关于调整2024年新疆电网优先购电优先发7间房风电场一期2022.7是源价格机制的方案》（新发改能价电计划的通知》，在2024年10-12月期间，对

49.5MW 项目 【2022】185）明确：将自治区 2021 于 2021 年以后新投产的平价风电项目，保障优

2024年9月以前，

新疆立新能源若羌年起批复及投产的新能源平价项目先收购小时数116小时；优先发电计划的平价风平价无补全额参与市场化8 县米兰 50MW 风电 2023.4 是 发电量全部纳入电力市场，目标上网 电、光伏项目结算价格按照《完善我区新能源价贴项目，目交易，目标电价项目电价0.262元/千瓦时，新建项目疆内格机制的方案》中确定的目标电价执行。

标上网电0.262元/千瓦时；

金润绿原达坂城实际交易电价低于市场均价（按年度《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划价0.262元/2024年9月以后

9 49.5MW 分散式风 2023.4 是 直接交易均价），按照市场均价与 的通知》，其他风电项目保量保价优先发电利用

千瓦时；部分电量根据地

电项目0.262元/千瓦时的价差给予电价支小时数895小时，计划电量241.56亿千瓦时。

2025年11方政策参与保障

新疆能源立新木垒持；疆内实际交易电价高于市场均优先电量以外的上网电量参与市场化交易及竞

102024.12月起执行是性收购，电价执

500MW 风电项目 价，按照实际交易电价与 0.262 元/ 价。

机制电量行0.262元/千瓦千瓦时的价差给予电价支持。市场均2、《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场和机制电无补贴。时。

价达到或超过0.262元/千瓦时，不再化改革实施方案（试行）》（新发改能价〔2025〕价、市场化2025年11月起，予以电价支持。350号）。自2025年11月1日起实施，新能源交易电量年上网电量50%2、《自治区贯彻落实深化新能源上参与电力市场交易后，区分存量补贴项目、存量仍由市场作为机制电量，立新能源达坂城网电价市场化改革实施方案（试行）》平价项目和增量项目，分别确定年度机制电量规

112025.1化交易竞是平价项目机制电

500MW 风电项目 （新发改能价〔2025〕350 号），自 模、机制电价水平和执行期限，存量项目（2025

价确定价为0.262元/千

2025年11月1日起执行：机制电价年6月1日前投产项目）执行期限，取项目剩余瓦时。

水平衔接原优先电量上网电价，即补全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满贴项目0.25元/千瓦时、平价项目20年剩余年限中的较小者。增量项目（2025年

0.262元/千瓦时。6月1日后投产项目）考虑回收项目初始投资平立新能源三塘湖202025年11《自治区贯彻落实深化新能源上网年上网电量50%均期限，执行期限10年。对2025年6月1日以

12万千瓦/80万千瓦2025.12月起执行是电价市场化改革实施方案（试行）》：作为机制电量，前投产的新能源存量项目：补贴项目机制电量规

时储能规模+80万机制电量2025年6月1日后并网项目，年上机制电价通过竞模为上网电量比例30%；平价项目机制电量比

53千瓦风电项目和机制电网电量50%作为机制电量，机制电价价确定，竞价区例为上网电量50%。

价、市场化通过竞价确定，竞价区间为间为0.15-0.262奇台县30万千瓦风交易电量0.15-0.262元/千瓦时，年上网电量元/千瓦时

13光同场发电项目2025.12仍由市场是50%为市场化交易，电价通过市场价

（200MW 风电项目） 化 交 易 竞 交易竞价确定。

价确定

二、光伏项目七师五五工业园奎900万千瓦时按0.25元/千瓦时结算，补贴无变化。《关于完善太阳能屯金太阳一期电采暖按1200万千瓦时计算，电价光伏发电上网电价政策的通知》

12013.120.25/0.75否1.00不适用

30MW 光伏发电项 执行 0.04 元/千瓦时，其余电量全部 （发改价格[2011]1594 号）：

目按0.18元/千瓦时结算。（合同约定）2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011《关于2024年新疆电网优先购电优先发电计划年7月1日之前核准但截至2011新疆新能源（集团）的通知》：非平价光伏项目优先小时数800小时。

年12月31日仍未建成投产的太

新风昌吉阜康0.25元/千瓦时无差异。本地脱硫燃《新疆电力中长期交易实施细则》第五十一条：

22013.120.25/0.75是阳能光伏发电项目，除西藏仍执1.00

20MW 光伏并网发 煤标杆电价。 除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期

行每千瓦时1.15元的上网电价

电项目交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、外，其余省（区、市）上网电价集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。

均按每千瓦时1元执行。

补贴无变化。《关于发挥价格杠新疆新能源集团新杆作用促进光伏产业健康发展风昌吉州吉木萨尔0.25元/千瓦时无差异。本地脱硫燃的通知》（发改价格[2013]1638

32016.10.25/0.7是0.95同光伏项目2

20MW 光伏并网发 煤标杆电价。 号）：对光伏电站实行分区域的

电项目标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全

54国分为三类资源区，分别执行 I

类地区 0.9 元/千瓦时、II 类地区

0.95 元/千瓦时、III 类地区 1 元/

千瓦时的电价标准。本项目属于II 类太阳能资源区。

哈密新风光十三师0.2176、0.229元/千瓦时，新疆发改4 红星二场 50MW 光 2016.3 0.25/0.65 是 委《关于做好哈郑直流配套电源电费 0.8676 “哈郑直流”天中外送项目，2020 年以前不参伏发电项目结算的通知》：2021年7月1日起，与市场化交易，亦不适用新疆《关于2024年新补贴无变化。补贴政策同光伏项“哈郑直流”配套新能源上网电价按疆电网优先购电优先发电计划的通知》保障小时哈密东南部山口哈目3

0.2176元/千瓦时执行，年落地电量数。

5 密国投 50MW 光伏 2016.6 0.25/0.65 是 0.8676

100亿千瓦时以上部分的上网电价按具体市场化交易内容参见风电项目1。

发电项目

0.229元/千瓦时执行。

《关于2020年光伏发电上网电价政补贴无变化。《关于2020年光策有关事项的通知》：新增集中式光伏发电上网电价政策有关事项

第七师胡杨河市0.25/0.0447伏电站上网电价原则上通过市场竞的通知》（发改价格[2020]5116 130 团 60MW 光伏 2020.12 （补贴竞 否 0.2947 不适用争方式确定，不得超过所在资源区指号）：对集中式光伏发电继续制发电项目价项目）导价。（本项目补贴部分0.0447元/定指导价。将纳入国家财政补贴千瓦时以竞价方式核准） 范围的 I～III类资源区新增集中

新疆立新能源吉木式光伏电站指导价，分别确定为“吉泉直流”项目，不适用新疆《关于2024年7 萨尔 100MW 并网 2020.12 0.25/0.15 是 I 类地区 0.35 元/千瓦时（含税， 0.40新疆电网优先购电优先发电计划的通知》保障小光伏发电项目 0.25 元/千瓦时无差异。本地脱硫燃 下同）、II 类地区 0.4 元/千瓦时、时数。按照“哈郑直流”项目调整模式，在保证新疆立新能源吉木 煤标杆电价。 III 类地区 0.49 元/千瓦时。若指疆电外送的基础上，按《新疆电力中长期交易实

8 萨尔二期 100MW 2020.12 0.25/0.15 是 导价低于项目所在地燃煤发电 0.40施细则》参与市场化交易。

并网光伏发电项目基准价，则指导价按当地燃煤发

55电基准价执行，新增集中式光伏

新疆新能源吉木萨电站上网电价原则上通过市场

9 尔 100MW 并网光 2020.12 0.25/0.15 是 0.40

竞争方式确定，不得超过所在资伏发电项目源区指导价。

新疆立新能源吉木1、新疆发改委印发《完善我区新能《关于调整2024年新疆电网优先购电优先发电10 萨尔三期 100MW 2022.12 是 源价格机制的方案》（新发改能价 计划的通知》，在 2024 年 10-12 月期间，2021并网光伏发电项目【2022】185）明确：将自治区20212024年9月以前，年以后新投产的平价光伏项目，保障优先收购小新疆兵团第九师2023.1年起批复及投产的新能源平价项目全额参与市场化时数71小时。优先发电计划的平价风电、光伏166团7万千瓦农光（一发电量全部纳入电力市场，目标上网交易，目标电价项目结算价格按照《完善我区新能源价格机制的

11互补光伏发电项目期）、是电价0.262元/千瓦时，新建项目疆内0.262元/千瓦时；方案》中确定的目标电价执行。

（一期 36MW、二 2024.6 实际交易电价低于市场均价（按年度 2024 年 9 月以后 《关于 2025 年新疆电网优先发电优先购电计划期 34MW） （二期） 直接交易均价），按照市场均价与 部分电量根据地 的通知》，光伏项目优先小时数 500 小时，计划平价无补

0.262元/千瓦时的价差给予电价支方政策参与保障电量176.01亿千瓦时。优先电量以外的上网电贴项目，目持；疆内实际交易电价高于市场均性收购，电价执量参与市场化交易及竞价。

标上网电无补贴。

价，按照实际交易电价与0.262元/行0.262元/千瓦2、《自治区贯彻落实深化新能源上网电价价0.262元/千瓦时的价差给予电价支持。市场均时。市场化改革实施方案（试行）》（新发改能价新疆立新能源吉木千瓦时价达到或超过0.262元/千瓦时，不再2025年11月起，〔2025〕350号）。自2025年11月1日起实施，萨尔县30万千瓦予以电价支持。年上网电量50%新能源参与电力市场交易后，区分存量补贴项

12“光伏+储能”一2023.6是2、《自治区贯彻落实深化新能源上作为机制电量，目、存量平价项目和增量项目，分别确定年度机体化清洁能源示范网电价市场化改革实施方案（试平价项目机制电制电量规模、机制电价水平和执行期限，存量项

项目（150MW）行）》，自2025年11月1日起执行：价为0.262元/千目（2025年6月1日前投产项目）执行期限，机制电价水平衔接原优先电量上网瓦时。取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年电价，即补贴项目0.25元/千瓦时、限和投产满20年剩余年限中的较小者。增量项平价项目0.262元/千瓦时。目（2025年6月1日后投产项目）考虑回收项

56目初始投资平均期限，执行期限10年。对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：补贴项

目机制电量规模为上网电量比例30%；平价项

目机制电量比例为上网电量50%。

本项目是为服务于中石油新疆油田公司吉庆作吉木萨尔县北庭镇

新疆油田公司供电服务约定中标价格为业区用电而与中石油新疆油田公司协商投建，所

13 3.5MW 分布式光伏 2023.12 - - 无补贴。 -

0.2848元/千瓦时生产电力直接用于油田作业区用电，由中石油新

发电项目疆油田公司负责消纳及结算。

《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）》：年上网电量50%

2025年6月1日后并网项目，年上作为机制电量，

奇台县30万千瓦风

网电量50%作为机制电量，机制电价机制电价通过竞年上网电量50%为市场化交易，电价通过市场价

14光同场发电项目2025.12同10-12项是无补贴。

通过竞价确定，竞价区间为价确定，竞价区交易竞价确定。

（100MW 光伏）

0.15-0.262元/千瓦时，年上网电量间为0.15-0.262

50%为市场化交易，电价通过市场价元/千瓦时交易竞价确定。

573、2025年11月1日起执行的《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）》对发行人不同销售模式上网电量、上网电价的影响

以及对发行人整体发电收入的影响，是否存在发电收入减少的风险新疆发改委于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：

项目类机制电市场化交易投运时间机制电价市场化交易电价备注型量电量

标杆电价通过市1、参与跨省跨区交易的年上网

存量补2025年60.25元/千瓦年上网电量场化交易竞价方新能源电量，上网电价和电量

贴项目月1日前时70%式参与售电电价交易机制按照跨省跨区

30%

补贴不受影响送电相关政策执行；2、

年上网存量项目执行期限，取项存量平2025年60.262元/千瓦年上网电量市场化交易竞价电量目剩余全生命周期合理

价项目月1日前时50%确定

50%利用小时数对应年限和

竞价确定，竞投产满20年剩余年限中年上网增量项2025年6价区间为年上网电量市场化交易竞价的较小者。增量项目考虑电量

目月1日后0.15-0.262元/50%确定回收项目初始投资平均

50%

千瓦时期限，执行期限10年。

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竞价的方式确定，各年度增量并网项目的机制电价会存在一定波动，但一经确定，执行期限为10年。该等机制电量视同于新疆发改委历年发布的保障性优先收购电量，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。2025年10月15日，国网新疆电力有限公司公示2025年度增量新能源项目机制电价竞价结果，风电项目机制电价为0.252元/千瓦时，光伏项目机制电价为0.235元/千瓦时。

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补贴电价并不会

58产生影响。

（1）《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）》

背景下对发行人不同销售模式上网电量、上网电价的模拟测算

根据《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）》，现对发行人已并网发电项目在新政背景下2026年各项目上网电量、机制电量、

机制电价、市场化交易电量、市场化交易电价以及各类型收入的预计情况与各

项目过往2023-2025三年的平均水平对比分析如下：

59单位：万千瓦时、元/千瓦、万元

2023-2025年上网电2026年新政实施

序2023-2025年上网2023-2025年2026年新政上2026年新项目名称项目类型上网电量类型量年均售电收入后预计各项目收号电量平均值上网电量均价网电量预测政电价（剔除扣减费用）入

一、风电项目

保障性收购（机制电量）36705.520.4918101.1336705.520.4918101.13哈密国投新风三塘湖第三风存量补贴

1市场化交易3451.810.612097.443451.810.612097.44

电场 A 区 200MW 风电项目 项目

合计40157.320.5020198.5840157.320.5020198.58

保障性收购（机制电量）32785.830.4916181.7832785.830.4916181.78哈密新风能源烟墩第七风电存量补贴

2市场化交易-3700.030.43-1602.50-3700.030.43-1602.50

场 A 区 200MW 风电项目 项目

合计29085.800.5014579.2729085.800.5014579.27

乌鲁木齐托里新风一期保障性收购（机制电量）12636.260.455703.097208.680.453253.48存量补贴

3 49.5MW、二期 49.5MW 风电项 市场化交易 11392.68 0.43 4927.58 16820.26 0.43 7275.12

项目

目合计24028.940.4410630.6724028.940.4410528.60

保障性收购（机制电量）8632.860.322729.588632.860.322729.58

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电 存量补贴

4市场化交易677.590.44296.02677.590.44296.02

项目项目

合计9310.460.323025.609310.460.323025.60

保障性收购（机制电量）1834.860.34617.03906.760.34304.93

伊吾白石湖 15MW 分散式风力 存量补贴

5市场化交易1187.670.31368.712115.770.31656.84

发电项目项目

合计3022.530.33985.743022.530.32961.76

6 小红山 8MW 分散式风电项目 存量补贴 保障性收购（机制电量） 1016.79 0.34 341.93 884.84 0.34 297.56

602023-2025年上网电2026年新政实施

序2023-2025年上网2023-2025年2026年新政上2026年新项目名称项目类型上网电量类型量年均售电收入后预计各项目收号电量平均值上网电量均价网电量预测政电价（剔除扣减费用）入

项目市场化交易1932.660.31607.572064.620.31649.06

合计2949.450.32949.502949.450.32946.61

保障性收购（机制电量）1887.250.23433.135906.010.231369.36哈密新风恒远十三间房风电存量平价

7市场化交易9924.790.212079.535906.010.211237.48

场一期 49.5MW 项目 项目

合计11812.030.212512.6611812.030.222606.84

保障性收购（机制电量）908.590.23210.662904.240.23673.37新疆立新能源若羌县米兰存量平价

8市场化交易4899.890.211050.962904.240.21622.92

50MW 风电项目 项目

合计5808.480.221261.625808.480.221296.29

保障性收购（机制电量）1466.630.23340.053991.630.23925.49

金润绿原达坂城 49.5MW 分散 存量平价

9市场化交易6516.640.201282.653991.630.20785.66

式风电项目项目

合计7983.270.201622.707983.270.211711.16

保障性收购（机制电量）16678.220.233866.9818352.060.234255.08

新疆能源立新木垒 500MW风电 存量平价

10市场化交易20025.900.173394.1518352.060.173110.45

项目项目

合计36704.110.207261.1336704.110.207365.53

保障性收购（机制电量）13415.160.233110.4218543.270.234299.41

立新能源达坂城 500MW风电项 存量平价

11市场化交易23671.370.153502.4218543.270.152743.66

目项目

合计37086.530.186612.8437086.530.197043.08

二、光伏发电项目

612023-2025年上网电2026年新政实施

序2023-2025年上网2023-2025年2026年新政上2026年新项目名称项目类型上网电量类型量年均售电收入后预计各项目收号电量平均值上网电量均价网电量预测政电价（剔除扣减费用）入

保障性收购（机制电量）3608.850.802877.203608.850.802877.20七师五五工业园奎屯金太阳存量补贴

1市场化交易------

一期 30MW 光伏发电项目 项目

合计3608.850.802877.203608.850.802877.20

保障性收购（机制电量）1656.290.881465.72735.890.88651.23

新疆新能源（集团）新风昌吉存量补贴

2市场化交易796.690.71568.161717.080.711224.54

阜康 20MW 光伏并网发电项目 项目

合计2452.970.832033.882452.970.761875.77

新疆新能源集团新风昌吉州保障性收购（机制电量）1663.280.841398.34769.970.84647.32存量补贴

3 吉木萨尔 20MW 光伏并网发电 市场化交易 903.29 0.68 616.09 1796.60 0.68 1225.38

项目

项目合计2566.570.782014.432566.570.731872.70

保障性收购（机制电量）6384.930.784956.256384.930.784956.25哈密新风光十三师红星二场存量补贴

4市场化交易1352.780.73991.481352.780.73991.48

50MW 光伏发电项目 项目

合计7737.710.775947.737737.710.775947.73

保障性收购（机制电量）6474.490.785025.506474.490.785025.50哈密东南部山口哈密国投存量补贴

5市场化交易1852.170.741371.241852.170.741371.24

50MW 光伏发电项目 项目

合计8326.670.776396.748326.670.776396.74

保障性收购（机制电量）4631.470.261207.874631.470.261207.87

第七师胡杨河市 130 团 60MW 存量补贴

6市场化交易------

光伏发电项目项目

合计4631.470.261207.874631.470.261207.87

622023-2025年上网电2026年新政实施

序2023-2025年上网2023-2025年2026年新政上2026年新项目名称项目类型上网电量类型量年均售电收入后预计各项目收号电量平均值上网电量均价网电量预测政电价（剔除扣减费用）入

保障性收购（机制电量）14508.070.355135.5914508.070.355135.59

新疆立新能源吉木萨尔 100MW 存量补贴

7市场化交易251.500.0511.77251.500.0511.77

并网光伏发电项目项目

合计14759.570.355147.3614759.570.355147.36

保障性收购（机制电量）14217.510.355032.7414217.510.355032.74新疆立新能源吉木萨尔二期存量补贴

8市场化交易-138.480.74-103.08-138.480.74-103.08

100MW 并网光伏发电项目 项目

合计14079.030.354929.6614079.030.354929.66

保障性收购（机制电量）14678.310.355195.8514678.310.355195.85

新疆新能源吉木萨尔 100MW并 存量补贴

9市场化交易289.040.0821.72289.040.0821.72

网光伏发电项目项目

合计14967.350.355217.5814967.350.355217.58

保障性收购（机制电量）1845.340.23427.866337.520.231469.41新疆立新能源吉木萨尔三期存量平价

10市场化交易10829.700.181999.316337.520.181169.99

100MW 并网光伏发电项目 项目

合计12675.050.192427.1712675.050.212639.40

新疆兵团第九师166团7万千保障性收购（机制电量）3617.160.23838.673617.160.23838.67存量平价11瓦农光互补光伏发电项目（一市场化交易------项目期 36MW、二期 34MW） 合计 3617.16 0.23 838.67 3617.16 0.23 838.67

中节能太阳能、新疆立新能源保障性收购（机制电量）2883.600.23668.597775.390.231802.79存量平价

12吉木萨尔县30万千瓦?光伏+市场化交易12667.170.182280.997775.390.181400.12

项目

储能?一体化清洁能源示范项合计15550.770.192949.5815550.770.213202.91

632023-2025年上网电2026年新政实施

序2023-2025年上网2023-2025年2026年新政上2026年新项目名称项目类型上网电量类型量年均售电收入后预计各项目收号电量平均值上网电量均价网电量预测政电价（剔除扣减费用）入目

保障性收购（机制电量）------

吉木萨尔县北庭镇 3.5MW分布

13-市场化交易418.980.27112.57418.980.27112.57

式光伏发电项目

合计418.980.27112.57418.980.27112.57

保障性收购合计204137.270.4285865.97220561.250.4087231.58

市场化交易合计109203.810.2425874.7892779.820.2725297.89

总计313341.070.36111740.74313341.070.36112529.47

注1：依据新政，存量补贴项目2026年上网电量30%为机制电量，70%为市场化交易电量；存量平价项目（2025年6月1日前并网）50%为机制电量、50%为市场化交易电量；

注2：新政明确参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。即疆电外送项目风电项目1、2、4项，光伏项目4、5、7、8、9项不受新政影响，上述测算仍与前三年平均水平保持一致；

注3：光伏项目第1、6、11项为兵团电网项目，第13项为供电服务项目，该等项目不受新政影响，上述测算仍与前三年平均水平保持一致；

注4：根据新政，2026年存量补贴项目机制电价为0.2212元/千瓦时（不含税）、存量平价项目机制电价为0.2319元/千瓦时（不含税），为便于对比分析，上表计算2026年新政电价时，已考虑各项目实际适用的定价机制，并包含补贴电价；此外，2023-2025年年均发电收入已剔除扣减费用等影响因素；

注5：假设2026年预测各项目市场化交易均价与2023-2025年期间市场化交易均价一致。

注 6：新疆能源立新木垒 500MW 风电项目、立新能源达坂城 500MW 风电项目两项目仅 2025 年运行一年，故测算 2023-2025 年上网电量平均值及平均收入为2025年全年上网电量及实际售电收入。

642023-2025年，发行人各期市场化交易电量占上网电量比重分别为30.98%、

25.49%和33.99%，整体呈增长趋势。2023-2025年期间，年均市场化交易电量在年均上网电量占比为30.15%。在《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）》新政执行情况下，经测算发行人2026年度并网项目的合计市场化交易电量92779.82万千瓦时，占预测上网电量313341.07万千瓦时比重将达到29.61%水平；因上述测算未包含公司2025年12月新并网奇台

县 300MW 风光同场发电项目、立新能源哈密三塘湖 800MW 风电项目投运，该等增量项目均将按照50%电量参与市场化交易，故预计公司2026年市场化交易占比整体将提升至40%左右水平，且未来市场化交易电量占比将逐渐趋近于50%水平。

从售电均价来看，公司上表所列项目2023-2025年期间保障性收购与市场化交易售电三年均价分别为0.42元/千瓦时和0.24元/千瓦时，综合度电均价为0.36元/千瓦时。根据上表测算，虽然在新政背景下售电模式占比以及保障性收购与市场化交易售电均价会发生变动，但公司综合度电均价仍维持在0.36元/千瓦时，对公司发电收入并不会产生重大影响。

根据上述测算，公司2026年市场化交易均价0.27元/千瓦时，相比

2023-2025年均价0.24元/千瓦时有所提升，主要是存量补贴项目在新政下明确

了未来市场化交易占比将达到 70%水平。以乌鲁木齐托里新风一、二期 99MW 风

电项目为例，该项目在2025年市场化交易占比为47.41%，新政下该项目将有其余约23%电量由保障性收购变更为市场化交易模式售电，该项目享有发电补贴为

0.23元/千瓦时，参与市场化交易竞价部分假设与2023-2025年市场化交易均价

0.20元/千瓦时一致，则2026年该项目市场化交易均价预计仍为0.43元/千瓦时，高于公司2023-2025市场化交易均价0.24元/千瓦时，对于该项目在2026年约23%售电量由保障性收购转变为市场化交易售电增量，则将提升市场化交易均价水平。

2026年预测公司保障性收购均价0.40元/千瓦时相比2023-2025年均价

0.42元/千瓦时有所下降，系因上表所列风电第7、8、9项，光伏第10、12项

存量平价项目在2023-2025年主要是通过市场化交易方式进行售电，而在2026

65年新政背景下，该等项目将有50%电量作为机制电量以0.23元/千瓦时价格进行售电，视同于保障性收购电量大幅提升，但因其机制电价低于公司2023-2025年保障性收购综合均价0.42元/千瓦时，从而将导致预测整体保障性收购电价将有所下降。此外，随着奇台县 300MW 风光同场发电项目、立新能源哈密三塘湖 800MW 风电项目以及未来增量项目的陆续投产，该等项目均按 50%的上网电量作为机制电量参与交易，而机制电价低于公司以往保障性收购均价，故而将导致公司未来保障性收购电价会进一步下降。

总体而言，售电均价的变动主要受新政背景下机制电量、市场化交易电量的比例变动影响所致，但影响有限。一是新政执行，对疆电外送项目、接入兵团电网项目以及供电服务项目均不产生影响，故在上表所列23项目中，新政仅对风电项目第3、5-11项、光伏项目第2、3、10、12项合计12个项目有所影响；二是对于受影响项目中，仅分为存量补贴项目、存量平价项目两种类型，而该等项目未来所执行的机制电价相比于原保障性收购电价并未发生较大变化

且发电补贴不受影响；三是机制电量依据存量补贴项目、存量平价项目分别确

定为30%和50%，相比报告期情况，公司存量补贴项目的市场化交易占比将进一步提升，而存量平价项目的市场化交易占比将有所下降，故而导致在假设上网电量总体未发生较大变化的前提下，公司机制电量（原保障性收购电量）、市场化交易电量的比例发生变化，且主要系由高电价的存量补贴项目中的一定比例售电量由保障性收购变为市场化交易电量，而低电价的存量平价项目中的一定售电比例由市场化交易转变为保障性收购电量，最终导致保障性收购均价水平降低、市场化交易均价水平提升，但对于公司总体收入并不会产生重大不利影响，具体请参见下述?（2）?之分类分析。

综上所述，经上表测算公司2026年同口径范围内的发电项目预计收入112529.47万元与2023-2025年均售电收入111740.74万元不存在较大差异，

仅系保障性收购电量、市场化交易电量及收入的占比结构发生变化。

（2）《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）》

对发行人不同销售模式上网电量、上网电价的影响分析2026年起，根据《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方

66案（试行）》规则，发行人未来发电项目将分为存量补贴项目、存量平价项目、增量项目。根据项目不同类型对机制电量（原保障性收购电量）、市场化交易电量进一步明确比例规定。需说明的是，?哈郑直流?、?吉泉直流?等疆电外送项目以及接入兵团电网项目不受此新政影响，仍按原发改委协议定价及消纳方式实施。在上述假设条件的基础上，新政对于发行人各类项目的上网电量及上网电价影响如下：

*存量补贴项目（上表所列风电3、5、6项、光伏2、3项）

根据新政，2025年6月1日以前并网且享有补贴项目为存量补贴项目。

上网电价方面，存量补贴项目新政执行机制电价为0.25元/千瓦时，补贴电价不受影响，与该等项目原保障性收购电价0.25元/千瓦时保持一致，故存量补贴项目新政下的机制电价相较以往未发生调整。市场化交易电价则根据市场报价确定，存在波动性，相比以往交易模式未发生变化。

上网电量方面，存量补贴项目无论风电项目或光伏项目，新政明确了机制电量占比均为30%，市场化交易电量占比为70%，且未来长期将以此为固定比例执行。在2024-2025年期间，本地消纳的保障性收购电量则是根据各年度地方发改委发布的优先购电计划确定，风电分别为1330小时和895小时；光伏发电分别为800小时和500小时，持续降低。以2024年为例，公司2024年本地消纳风电项目和光伏项目当年上网电量利用小时数分别为2872小时和1381小时，则按照2024年优先购电计划，风电保障性收购电量占比为46%，市场化交易电量占比54%；光伏保障性收购电量占比为58%，市场化交易占比42%。2025年因优先购电小时数大幅下降，预计该等项目保障性收购占比进一步下降至35%左右水平。

据此，自2026年新政执行，公司存量补贴项目的机制电量占比将稳定在30%水平，相比2023-2025年平均水平将有所下降，但公司存量补贴项目的售电单价、售电量及收入均不会产生较大变化。

*存量平价项目（上表所列风电7-11项、光伏10、12项）

根据新政，2025年6月1日以前并网且不享有补贴项目为存量平价项目。

67上网电价方面，存量平价项目执行机制电价为0.262元/千瓦时，而该等项

目在2023-2025年期间主要是以市场化交易参与售电，彼时政策指导目标电价为0.262元/千瓦时，实际执行电价需根据市场化交易价格变动而波动，通常低于目标电价，而本次新政明确存量平价项目的50%上网电量为机制电量，机制电价固定为0.262元/千瓦时，相比报告期内市场化交易的波动性有所提升，这有利于该等项目的50%上网电量作为机制电量未来将取得稳定收入。

上网电量方面，新政明确了存量平价项目机制电量、市场化交易电量占比各为50%。报告期内，该等存量平价项目主要是通过市场化交易方式进行售电，仅在2024年下半年对优先收购计划做出调整后，在2025年风电项目、光伏项目分别有895小时、500小时参与保障性收购，保障性收购电量占各项目比重约为30-40%左右水平，保障性收购价格为0.262元/千瓦时。

据此，公司存量平价项目在2026年新政执行下，机制电量占比将稳定在50%水平，相比报告期内平均水平大幅提升，且能够按照0.262元/千瓦时的确定售电价格获得稳定收入，其余参与市场化交易50%电量则继续根据市场化交易模式执行售电，售电价格存在波动性，相比以往预计不会发生较大变化。故本次新政执行，公司存量平价项目的50%机制电量将获得稳定收入，相比以往更有利于该等项目的收入稳定性，售电单价、售电量及收入均不会产生较大变化。

*增量项目

根据新政，2025年6月1日之后并网项目为增量项目。机制电量与市场化交易电量分别为50%，机制电价根据项目并网当年竞价申报确定，竞价区间为

0.15-0.262元/千瓦时，市场化交易价格则根据市场化交易售电竞价确定。

公司于 2025 年 12 月新并网的奇台县 300MW 风光同场发电项目、立新能源

三塘湖 800MW 风电项目属于增量项目，其中立新能源三塘湖 800MW 风电项目、奇台县 300MW 风光同场发电项目中的 200MW风电项目，已参与 2025 年度机制电价竞价确定为 0.252 元/千瓦时，奇台县 300MW 风光同场发电项目中的 100MW光伏项目机制电价竞价确定为0.235元/千瓦时，该等项目机制电价一经申报确定，未来执行期限为十年，故该等项目与前述存量平价项目机制电价相比虽然略低，但仍能保证50%机制电量享有稳定收入，不会对项目收益产生重大不利影响。

68（3）新并网 1000MW 风电项目在新政背景下对公司收入的影响分析

2024 年 12 月及 2025 年 1 月新并网的立新木垒 500MW 风电项目和立新能源

达坂城 500MW 风电项目均将在 2026 年期间完整投产使用，属于存量平价项目，因该等项目在投运初期需经过试运行阶段，故2023-2024年期间不涉及历史经营数据，且2025年运营周期不完整，上网电量不具有代表性。2026年起，该两项目将按照50%机制电量、50%市场化交易电量的规则进行售电，且50%机制电量的售电价格为0.262元/千瓦时，有利于进一步提升公司发电收入水平。

（4）上网电费结算中扣减费用的情况说明

电网公司对新能源发电项目结算时，结算单还涉及各项目运行考核及接受调峰辅助服务等费用的影响，该等费用调整并不会影响各项目各月度的售电量及售电价格，但所形成的扣减费用最终会对项目各期收入产生冲减影响。具体影响内容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。

69?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。

4、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，其电价均是由标杆电价、补贴电价两部分组成。

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=标杆电价+补贴电价；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=标杆电价（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，均不会对发电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《电力结算单》所列示信息，确认当期各项目上网电量以及标杆电价部分（含保障性收

70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补贴电价（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》确认标杆电价发电收入，无需进行补贴收入的计算和确认。

（四）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

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报告期末，发行人合计已投运风力、光伏可再生能源发电项目26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”的项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的项目合计9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序是否纳入是否纳政策批复电价装机容量并网时项目名称“国补目入“合规（标杆电价/补补贴政策及依据号 （MW） 间 录” 清单” 贴

一、风电项目

哈密国投新风三塘《关于完善风力发电上网电价政策的通知》

第七批2018

1 湖第三风电场 A 区 200.00 2015.12 否 0.25/0.33 （发改价格[2009]1906 号）：全国按风能资源

年6月

200MW 风电项目 状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相

哈密新风能源烟墩应制定风电标杆上网电价。四类风电标杆上网

第七批2018

2 第七风电场 A 区 200.00 2015.12 否 0.25/0.33 电价水平分别为 0.51 元/kWh、0.54 元/kWh、年6月

200MW 风电项目 0.58 元/kWh 和 0.61 元/kWh，2009 年 8 月 1

乌鲁木齐托里新风第七批2018日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风

399.002015.12否0.25/0.26

一期 49.5MW、二 年 6 月 能资源区的标杆上网电价。

71期 49.5MW 风电项

目伊吾淖毛湖《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改

4 49.5MW 风力发电 49.50 2021.12 申报审核 否 0.25/0.13 价格[2019]882 号）：2020 年符合规划、纳入

项目财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电项

伊吾白石湖 15MW 目的指导价。新核准的集中式陆上风电项目上

5分散式风力发电项15.002021.12申报审核是0.25/0.13网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目

目所在资源区指导价。四类风电标杆上网电价水小红山 8MW 分散 平分别为 0.29 元/kWh、0.34 元/kWh、0.38 元

68.002021.12申报审核否0.25/0.13

式风电项目 /kWh 和 0.47 元/kWh。

二、光伏项目七师五五工业园奎《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的屯金太阳一期第六批2016通知》（发改价格[2011]1594号）：2011年7

130.002013.12是0.25/0.75

30MW 光伏发电项 年 8 月 月 1 日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以

目及2011年7月1日之前核准但截至2011年新疆新能源（集团）12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项

新风昌吉阜康第六批2016目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电

220.002013.12是0.25/0.75

20MW 光伏并网发 年 8 月 价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦

电项目时1元执行。

新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨尔第七批2018

320.002016.1是0.25/0.720MW 光伏并网发 年 6 月 《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康电项目发展的通知》（发改价格[2013]1638号）：对哈密新风光十三师光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。根

第七批2018

4 红星二场 50MW光 50.00 2016.3 是 0.25/0.65 据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分

年6月伏发电项目为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95哈密东南部山口哈2020年8月元、1元的电价标准。

5 密国投 50MW光伏 50.00 2016.6 补贴清单第 是 0.25/0.65

发电项目三批

第七师胡杨河市0.25/0.04476 130 团 60MW 光伏 60.00 2020.12 申报审核 否 （补贴竞价 《关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事发电项目项目）项的通知》（发改价格[2020]511号）：对集新疆立新能源吉木中式光伏发电继续制定指导价。将纳入国家财

7 萨尔 100MW 并网 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15 政补贴范围的 I～III 类资源区新增集中式光

光伏发电项目伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元新疆立新能源吉木（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价

8 萨尔二期 100MW 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15 低于项目所在地燃煤发电基准价，则指导价按

并网光伏发电项目当地燃煤发电基准价执行，新增集中式光伏电新疆新能源吉木萨站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不

9 尔 100MW 并网光 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15 得超过所在资源区指导价。

伏发电项目

由上表可见，发行人全部15项可享有补贴项目，在项目建设及并网时期，

72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）。

发行人尚未纳入?国补目录?的7个项目，在2022年《补贴合规自查通知》发布前，国家发改委、财政部、国家能源局等主管部门主要是依据《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）、《关于开展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〕6号）、《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）等政策要求，对于符合享有补贴政策的新能源发电项目，通过政策规定审批程序后，纳入?国补目录?并不定期公布。前述政策规定纳入?国补目录?的具体条件包括：（一）新增项目需纳入当年可再生能源发电补贴总额范围内；

存量项目需符合国家能源主管部门要求，按照规模管理纳入年度建设规模管理范围内；（二）按照国家有关规定已完成审批、核准或备案；符合国家可再生

能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复；（三）全部机组并网时间符合补助要求。具体审核流程为在项目公司提交申请资料后，通过项目初审—省级主管部门确认—项目复核—补贴清单公示和公布等程序后纳入?国补目录?。此外，经对比纳入?国补目录?与?合规清单?的条件，纳入?合规清单?的条件主要是基于对新能源发电项目是否符合纳入?国补目录?条件的复核确认，纳入?合规清单?的条件已涵盖纳入?国补目录?条件，而目前?国

73补目录?的审批程序前置条件已要求通过合规自查或纳入?合规清单?。

经保荐机构对发行人7项尚未纳入?国补目录?的项目各项合规性条件查

验后认为，发行人尚未纳入?国补目录?的7个项目均属于符合国家政策规定的需补贴的光伏发电、风力发电项目，符合纳入?国补目录?所需条件，截至本回复报告出具日，尚未纳入?国补目录?的项目中6项处于?电网初审?阶段、1项处于?信息管理中心项目复核?阶段，该等项目未来在通过合规自查或纳入后续批次?合规清单?后，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9个项目，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。

保荐机构收集并核查尚未纳入?合规清单?项目历史建设期间的核准备案

文件、纳入规模文件、获取的批复、建设资料、并网资料、试运行资料、并网

初期上网电量资料等，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，认为尚未纳入?合规清单?的9个项目不存在纳入?合规清单?的实质性障碍。

综上，发行人对尚未纳入?国补目录?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*报告期内新能源补贴收入确认情况

发行人发电收入主要由经发改委审核批准的非补贴电费和补贴电费构成，其中上网电价在当地脱硫燃煤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补贴电费。

发行人已纳入“国补目录”的项目、尚未纳入“国补目录”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：

74补贴收入确认条件补贴收

项目类型风险和报酬、收入及成本能够享有现时收相关经济利益很可能流入确认所有权已转移可靠计量款权利入时点

已纳入“国补目录”及“合已纳入“国补目规清单”，根据国家专项录”及“合规清

1、补贴收入为销资金计划收取相关经济单”的项目售电量乘以补贴利益补贴电电价，补贴电价根根据售电合符合纳入“国补目录”条未纳入“国补目费与标电力已经电网据政策文件确认，同及补贴政件，待纳入后，可根据国录”但符合纳入杆电费

公司确认消纳电量经电网公司策，有权获家专项资金计划收取相条件的项目同时确确认；2、发电成得补贴收入关经济利益认收入

本能可靠准确计符合纳入“合规清单”条未纳入“合规清量。件，待纳入后可根据国家单”但符合纳入专项资金计划收取相关条件的项目经济利益

*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：

收入准则相关规定发行人的具体情况是否符合

（一）合同各方已批准立新能源并网发电的项目，均与客户签订购售电合同，合同中明确

该合同并承诺将履行了双方的义务和权利，并约定了违约条款，对双方履约进行约束，是各自义务；合同各方签订合同即承诺将履行各自义务。

75收入准则相关规定发行人的具体情况是否符合

发行人发电并网的项目，均与各地供电公司签订了正式的购售电合同。其中购电人的主要义务为按照购售电合同的约定购买售电人电

（二）该合同明确了合厂机组的电能；售电人的主要义务为按照购售电合同的约定向购电同各方与所转让商品人出售符合国家标准和行业标准的电能。购电人的权利为按照国家是或提供劳务相关的权

标准、电力行业标准运行输变电设施，实施电力调度等；售电人的利和义务；

权利为运行电厂发电机组，将符合国家标准和电力行业标准的电能送至上网计量点处，向购电人收取电费。

发行人发电项目的购售电合同中均明确了电费结算与支付条款，并明确了电费的结算方式，主要条款如下：（1）上网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算；（2）上网电费=上网电量*对应的上网电价（含税），其中购电人承担的上网电费=上网电量*对应

（三）该合同有明确的的结算电价（含税），由可再生能源发展基金承担的上网电费=上

与所转让商品相关的网电量*（商业运行期上网电价—购电人结算电价）；（3）售电人是

支付条款；根据购电人确认的《电费结算单》开具增值税发票，并送交购电人。

购电人收到正确的《电量结算单》、《电费结算单》和增值税发票原件后，在合同约定信用期内支付该期上网电费；（4）可再生能源发展基金承担的上网电费部分按照国家法律法规和相关规定执行。

（四）该合同具有商业实质，即履行该合同将发行人履行已签署的购售电合同属于商业行为，能够为企业带来现改变企业未来现金流是

金流量的增加，具有商业实质。

量的风险、时间分布或金额；

补贴电费资金来源是可再生能源发展基金，可再生能源发展基金来源为国家财政公共预算安排的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，因此补贴电费资金来源系国家财政资

（五）企业因向客户转金，预计到期不能收回的可能性极小。发行人未纳入国补目录或“合让商品而有权取得的是规清单”的存量项目全部符合相关文件的要求，不存在不能进入国对价很可能收回。

补目录或“合规清单”的实质障碍；发行人的应收补贴款历史上也

从未出现过实际损失。因此，企业因向客户转让商品而有权取得的对价很可能收回。

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

76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。

*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?国补目录?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纳入?国补目录?所需条件，认为符合纳入条件的项目均在并网发电上网时确认电价补贴收入。根据《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

77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：

2022年、2023年、2024年度

可比公司主营业务营业收入构成

节能风电风力发电的项目开发、建设及运营风力发电收入占比99.55%风力发电及光伏发电收入合

中闽能源风力发电、光伏发电等新能源项目的投资开发及建设运营

计占比96.62%

新能源项目的投资开发及建设运营，目前主要包括风能发电、风力发电及光伏发电收入合江苏新能

生物质能发电和光伏发电三个板块。计占比93.22%新能源电力的开发、投资、建设、经营和管理，目前主要从事风力发电及光伏发电收入合嘉泽新能

集中式风力、光伏发电的开发运营。计占比94.54%太阳能太阳能光伏电站的投资运营和太阳能电池组件的生产销售。光伏发电收入占比53.34%风力发电及光伏发电收入合

三峡能源风能、太阳能的开发、投资和运营。

计占比91.17%同行业可比公司关于新能源发电补贴收入的确认政策

未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目补贴电公司名称发电业务收入确认整体政策资料来源价收入确认政策描述

截至2021年5月7日，三峡能源有40个发电项目本集团主营电力销售业务，电力收未纳入补贴项目清单，未纳入补贴项目清单的项目2024年度、2025年入于电力供应至各电厂所在地的补贴电价以物价局和发改委批复的核准电价为准，度报告、《首次公三峡能源省电网公司时确认。本集团根据经核准电价中包含了补贴电价，尽管发电和进入清单开发行股票招股说

600905.SH 电力公司确认的月度实际上网电具有间隔期，但根据相关规定及电价批复，项目自明书》（2021年5量按合同上网电价（含国家可再生发电投产之日起享受补贴电价，确认补贴电价收月）能源电价附加）确认电费收入。

入。

上网电量的对价包含了补贴电价，尽管发电和进入

2024年度、2025年

清单具有间隔期，但根据相关规定及电价批复，项度报告、《关于<请电力销售收入于电力供应至各电目自发电投产之日起享受补贴电价。发行人根据项做好中节能风力发

厂所在地的省电网公司时确认。本目实际情况与相关法规，预计未纳入?国补目录?节能风电电股份有限公司配

公司按已收或应收的合同或协议项目在未来纳入?国补目录?不存在重大不确定性

601016.SH 股发审委会议准备

价款的合同约定确定电力销售收风险，因此，电量对应的收入，应当包含未纳入目工作的函>之回复入金额。录项目的可再生能源补贴收入。截至2022年7月7报告》（2022年7日，节能风电尚有18个风力发电项目未纳入“国月）补目录”，均从并网发电时即确认补贴收入。

78未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目补贴电

公司名称发电业务收入确认整体政策资料来源价收入确认政策描述对于已满足规定条件可享受电价补贴的项目生产

2024年度、2025年

公司生产和销售电力，于电力供应和销售电力，无论是否纳入补贴清单。公司于电力度报告、《关于上至电网公司时确认销售收入，即月供应至电网公司时确认销售收入，即月末根据购售海证券交易所对公中闽能源末根据购售电双方共同确认的上电双方共同确认的上网电量和国家有关部门批准司2023年年度报告

600163.SH 网电量和国家有关部门批准执行 执行的上网电价以及竞价电价（含政策性补贴）确

的信息披露监管工的上网电价以及竞价电价（含政策认电力产品销售收入。截至2024年6月8日，中作函的回复公告》性补贴）确认电力产品销售收入。闽能源尚有1个风电项目尚未纳入“国补目录”，

（2024年6月）均自并网之日确认补贴收入。

2024年度、2025年截至2023年11月28日，太阳能尚有4个光伏项度报告、《关于中目未进入“国补目录”，太阳能认为该4个项目未节能太阳能股份有来纳入“国补目录”不存在重大不确定性风险，继限公司申请向不特续按照电力供应至各子公司所在地的电网公司时定对象发行可转换确认补贴收入。截至2024年12月，太阳能已纳入公司债券的审核问太阳能电力收入于电力供应至各子公司国补目录但尚未纳入第一批合规清单共46个项目，询函的回复（修订

000591.SZ 所在地的电网公司或业主时确认。

太阳能仅在募集说明书测算假设发生补贴退回情稿）》（2023年11况对2024年度财务数据的影响，未对已确认的补月）《向不特定对贴收入进行调整。经自查认为不存在纳入补贴合规象发行可转换公司项目清单实质障碍的，继续按照原定补贴电价及销债券并在主板上市售电量确认营业收入。募集说明书》（2025年3月）

本公司与客户之间签订购售电合对尚未纳入第一批补贴合规项目清单的项目，经自2024年度、2025年同，合同通常包含电力生产、传输查认为不存在纳入补贴合规项目清单实质障碍的，度报告、《向特定嘉泽新能的履约义务，以商品控制权转移时继续按照原定补贴电价及销售电量确认营业收入。对象发行股票之募601619.SH 点确认收入。相关履约义务通常在 截至 2025 年 6 月 3 日，嘉泽新能尚有 4 个风电项 集说明书（修订电力传输时确认，并根据传输的电目尚未纳入“国补目录”，其中3个项目尚未纳入稿）》（2025年6量和适用的固定资费率进行衡量。“合规清单”，均从并网发电时即确认的补贴收入月）向电力公司的电力销售：月末，根江苏新能据经电力公司确认的月度实际上2024年度报告、未单独披露603693.SH 网电量按合同上网电价（含国家电 2025 年度报告价补贴）确认电费收入。

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

79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

1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个光伏项目，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》

80（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及2025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，即同时确认标杆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“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”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“国补目录”或“合规清单”项目在报告期内确认的补贴收入金额分别为36168.80万元、34784.07万元及29566.75

81万元，占当期营业收入的比例分别为36.54%、35.83%及27.90%，具体情况如下：

单位：万元报告期确认的可再生能源发电补贴收入是否纳入是否纳入序号项目名称

2025年2024年2023年国补目录合规清单

哈密国投新风三塘湖第三风电场

110518.6111627.2913036.18是否

A 区 200MW 风电项目

哈密新风能源烟墩第七风电场 A

27426.979174.698880.59是否

区 200MW 风电项目

乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、

34156.556031.526398.28是否

二期 49.5MW 风电项目

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项

4940.691116.371156.29否否

目

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发

5303.74344.38395.05否是

电项目

6 小红山 8MW 分散式风电项目 341.56 340.05 336.33 否 否

第七师胡杨河市 130 团 60MW 光

7161.17177.84210.62否否

伏发电项目

新疆立新能源吉木萨尔 100MW

81948.642012.831916.24否否

并网光伏发电项目新疆立新能源吉木萨尔二期

91786.601926.911893.17否否

100MW 并网光伏发电项目

新疆新能源吉木萨尔 100MW 并

101982.222032.191946.04否否

网光伏发电项目

未纳入“国补目录”或“合规清单”项目

29566.7534784.0736168.80--

补贴收入合计

立新能源营业收入合计105992.6097067.8598976.86--

未纳入“国补目录”或“合规清单”项目

27.90%35.83%36.54%--

补贴收入占比

（五）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

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

82有限公司、中国南方电网有限责任公司和各省级财政部门，由电网公司和财政部门转付给公司。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。2023年、2024年及2025年，发行人应收补贴款周转天数分别为1409天、

1797天及2379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1043天、1203天及1355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

2025年度2024年度2023年度

项目

/2025年末/2024年末/2022年末

当期确认补贴收入43473.8949731.2051875.91当期确

其中：已纳入国补目录及合规清单项目13907.1414947.1215707.11认补贴

已纳入国补目录但未纳入合规清单项目22102.1326833.5028315.06收入

未纳入国补目录项目7464.627950.587853.74

期末应收补贴款余额298856.87267734.99221830.08期末应

其中：已纳入国补目录及合规清单项目50693.8052572.8945973.98收账款

已纳入国补目录但未纳入合规清单项目206914.87181939.46151617.61余额

未纳入国补目录项目41248.2033222.6424238.49

收回的补贴资金17988.5210306.4415568.13当期收

其中：已纳入国补目录及合规清单项目17579.0610306.4415568.13回的补

已纳入国补目录但未纳入合规清单项目---贴资金

未纳入国补目录项目409.46--应收补贴款回款周转天数237917971409应收补

其中：已纳入国补目录及合规清单项目135512031043贴款周

已纳入国补目录但未纳入合规清单项目---转天数

未纳入国补目录项目---注：1、2023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、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；3、已纳入国补目录及合规清单项目包含2025年11月通过合规自查复核转为合规项目的新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏发电项目。

832023年、2024年及2025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：万元公司名称2025年度2024年度2023年度

中闽能源620.80591.91484.43

江苏新能652.23551.47471.26

嘉泽新能470.81506.69437.49

节能风电628.26517.33417.61

太阳能931.92754.63426.19

三峡能源630.02523.41453.31

同行业可比公司平均655.67574.24448.38

立新能源1003.33939.07755.62

注：应收账款周转天数=365/（当期确认的营业收入/（（期末应收账款余额+期初应收账款余额）/2））。

2023年至2025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。

*未纳入?国补目录?的项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算。*已纳入?国补目录?但尚未纳入?合规清单?的项目自2022年10月起暂停补贴电费的结算。

2023年末、2024年末及2025年末，立新能源未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目产生应收补贴款余额分别为175856.10万元、215162.10万元及

248163.07万元，占各期应收账款余额的比例分别为73.88%、77.44%及79.97%，占比较高。

报告期各期末，立新能源应收账款余额分别为227086.73万元、272386.54万元及310330.70万元，主要系应收补贴款；应收可再生能源补贴金额分别为

222794.21万元、267734.99万元及298856.87万元，占应收账款的比例分别为

8498.11%、98.29%及96.30%。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、%

2025年12月31日2024年12月31日2023年12月31日

账龄金额占比金额占比金额占比

1年以内49125.5016.4456196.2520.9958619.8526.43

1-2年56162.6118.7954913.2920.5150012.8522.55

2-3年48764.2716.3245932.9717.1649865.3122.48

3-4年45042.6315.0747352.0917.6936611.1416.50

4-5年40775.7213.6436619.4513.6825612.7211.55

5年以上58986.1419.7426720.939.981108.210.50

合计298856.87100.00267734.99100.00221830.08100.00

（2）已确认补贴收入及实际取得补贴金额

截至本回复报告出具日，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年末，立新能源累计已确认含税补贴收入508395.81万元，已收回含税补贴金额为

209538.94万元。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466358.39万元，累计已取得补贴资金为208749.73万元。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42037.41万元，累计已取得补贴资金为789.21万元，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 9 个项目累计已确认含税补

贴收入为332756.99万元，累计已取得补贴资金为86210.86万元，具体情况如下表：

单位：万元（含税）截至2025年截至2025年截至2025年纳入国补目录是否纳入合序号项目名称末累计确认末累计取得末应收补贴的批次规清单补贴收入补贴资金资金余额哈密国投新风三塘湖第三风电第七批2018年

1否137220.9841100.4196120.57

场 A 区 200MW 风电项目 6 月哈密新风能源烟墩第七风电场第七批2018年

2否93647.6627159.7266487.94

A 区 200MW 风电项目 6 月

85截至2025年截至2025年截至2025年

纳入国补目录是否纳入合序号项目名称末累计确认末累计取得末应收补贴的批次规清单补贴收入补贴资金资金余额

乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW

第七批2018年

3 风电项目、二期 49.5MW 风电项 否 61467.87 17161.52 44306.35

6月

目七师五五工业园奎屯金太阳一第六批2016年

4是33595.9623864.709731.26

期 30MW 光伏发电项目 8 月

新疆新能源（集团）新风昌吉阜第六批2016年

5是23470.1110497.1412972.97

康 20MW 光伏发电项目 8 月新疆新能源集团新风昌吉州吉第七批2018年

6是19133.3214066.395066.93

木萨尔 20MW 光伏发电项目 6 月哈密新风光十三师红星二场第七批2018年

7是48110.1537044.4311065.72

50MW 光伏发电项目 6 月

哈密国投新光哈密东南部山口2020年8月补

8是49712.3337855.4111856.92

光伏园区 50MW 光伏发电项目 贴清单第三批

第七师胡杨河市 130 团 60MW

9申报审核中否1138.64789.21349.43

光伏发电项目

新疆立新能源吉木萨尔 100MW

10申报审核中否11086.03-11086.03

光伏发电项目新疆立新能源吉木萨尔二期

11申报审核中否10667.33-10667.33

100MW 光伏发电项目

新疆新能源吉木萨尔 100MW 光

12申报审核中否11131.69-11131.69

伏发电项目

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电

13申报审核中否4878.18-4878.18

项目

伊吾白石湖 15MW 分散式风力

14申报审核中是1616.94-1616.94

发电项目

15 小红山 8MW 分散式风电项目 申报审核中 否 1518.60 - 1518.60

合计508395.81209538.94298856.87

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

*公司发电项目纳入?国补目录?审核时间较长

公司发电项目纳入?国补目录?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?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六批（2016年9月）及第七批（2018年6月）。第六批

86及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，并

网至纳入?国补目录?时间分别为3年9个月及3年6个月，纳入?国补目录?后，方可获取新能源发电补贴的结算，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。

截至本回复报告出具日，公司纳入到?国补目录?的项目情况如下表：

序装机容并网时纳入国补目录并网至纳入国电网项目名称

号 量（MW） 间 批次及时间 补目录时间

新疆电 哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 第七批 2018年

1200.002015.123年6个月

网 区 200MW 风电项目 6 月

新疆电 哈密新风能源烟墩第七风电场 A 区 第七批 2018年

2200.002015.123年6个月

网 200MW 风电项目 6 月

新疆电 乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW 风电 第七批 2018年

399.002015.123年6个月

网 项目、二期 49.5MW 风电项目 6 月兵团七七师五五工业园奎屯金太阳一期第六批2016年

430.002013.123年9个月

师电网 30MW 光伏发电项目 9 月

新疆电新疆新能源（集团）新风昌吉阜康第六批2016年

520.002013.123年9个月

网 20MW 光伏发电项目 9 月新疆电新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨第七批2018年

620.002016.12年5个月

网 尔 20MW 光伏发电项目 6 月

新疆电 哈密新风光十三师红星二场 50MW 光 第七批 2018年

750.002016.32年3个月

网伏发电项目6月

2020年8月补

新疆电哈密国投新光哈密东南部山口光伏

850.002016.6国家电网贴清2年2个月

网 园区 50MW 光伏发电项目

单第三批

兵团七 第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发

960.002020.12尚未纳入已超5年

师电网电项目

新疆电 新疆立新能源吉木萨尔 100MW 光伏

10100.002020.12尚未纳入已超5年

网发电项目

新疆电 新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW

11100.002020.12尚未纳入已超5年

网光伏发电项目

新疆电 新疆新能源吉木萨尔 100MW 光伏发

12100.002020.12尚未纳入已超5年

网电项目新疆电

13 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 49.50 2021.12 尚未纳入 已超 4 年

网

新疆电 伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项

1415.002021.12尚未纳入已超4年

网目新疆电

15 小红山 8MW 分散式风电项目 8.00 2021.12 尚未纳入 已超 4 年

网

87*未纳入?国补目录?的发电项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算

截至本回复报告出具日，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?国补目录?。除第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目外，未纳入?国补目录?的项目暂时不能获得补贴电费的结算。其中3个光伏发电项目并网时间已超5年，3个风电项目并网时间已超4年，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。

*已纳入?国补目录?，未纳入?合规清单?的发电项目暂停补贴回款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》，就补贴核查中存在疑义的相关内容进行说明，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，发行人运营项目中已纳入“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“合规清单”，新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏发电项目于 2025 年 11 月通过合规自查复核被认定

为合规项目，视同纳入?合规清单?，并于2025年11月恢复收到发电补贴。

其余3个已纳入?国补目录?但尚未纳入?合规清单?的项目，自2022年10月起暂停发放发电补贴款，导致累计的应收补贴款金额持续增加。

上述原因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。通过分析公司应收账款余额的变动情况并与同行业可比公司比较，可用来分析报告期各期末公司应收补贴款持续增加的比例是否合理。应收账款

88余额系过往实现的营业收入而未收回部分累积形成，通过与同行业可比公司对

比应收账款余额/营业收入的比例及变动情况用来分析公司应收账款余额的规模是否合理。对新能源发电业务来说，营业收入的增加主要受装机规模的持续提升推动，通过与同行业可比公司对比应收账款余额/期末装机规模的比例及变动情况用来复核验证应收账款余额/营业收入的比例及变动情况的合理性。

通过与同行业可比公司对比分析，2024年末及2025年末，同行业可比上市公司应收账款余额总体较2023年末有所上升，2024年末应收账款余额平均增长比例18.32%，2025年末应收账款余额平均较2024年末下降4.58%，但整体仍较

2023年末有所增加。立新能源2024年末及2025年末应收账款余额增长比例分

别19.95%及13.93%。立新能源应收账款余额总体变动趋势与同行业可比公司一致。

*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

2023年末至2025年末，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、万元项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模6349.666177.665666.76

节能风电应收账款余额777757.64769817.25655161.65

应收账款余额同比变动1.03%17.50%27.09%

应收账款/期末装机规模122.49124.61115.61项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模999.30957.30957.30

中闽能源应收账款余额233004.39313731.05251004.06

应收账款余额同比变动-25.73%24.99%20.27%

应收账款/期末装机规模233.17327.72262.20项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模1790.001700.001660.00

江苏新能应收账款余额395289.71350521.12283772.30

应收账款余额同比变动12.77%23.52%29.76%

应收账款/期末装机规模220.83206.19170.95

89项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模2487.352282.122032.00

嘉泽新能应收账款余额293573.94351228.94321185.37

应收账款余额同比变动-16.42%9.35%26.02%

应收账款/期末装机规模118.03153.90158.06项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模7170.006076.004674.00

太阳能应收账款余额1215986.561315497.721181631.31

应收账款余额同比变动-7.56%11.33%12.93%

应收账款/期末装机规模169.59216.51252.81项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模52374.1047961.4040044.40

三峡能源应收账款余额5100346.154703577.153817261.94

应收账款余额同比变动8.44%23.22%38.23%

应收账款/期末装机规模97.3898.0795.33

应收账款余额同比变动-4.58%18.32%25.72%可比上市公司平均

应收账款/期末装机规模157.74187.83175.83项目2025年末2024年末2023年末

期末装机规模3674.002074.001540.00

立新能源应收账款余额310330.70272386.54227086.73

应收账款余额同比变动13.93%19.95%24.29%

应收账款/期末装机规模84.47131.33147.46

2024年末及2025年末，同行业可比上市公司应收账款余额总体较2023年

末有所上升，2024年末及2025年末，发行人应收账款余额分别同比增加19.95%及13.93%，同行业可比公司应收账款余额平均变动率分别为18.32%及-4.58%，

2023年至2024年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。

2025年同行业可比公司应收账款余额同比下降4.58%，主要系中闽能源、嘉泽

新能及太阳能可享受新能源发电补贴项目中未纳入?国补目录?及?合规清单?

项目数量占比较低，2025年收到的可再生能源补贴款增加所致。此外，公司应收账款余额与期末装机规模的比例整体呈下降趋势，与同行业平均水平变动趋势一致。

902023年末、2024年末及2025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，并网当期产生的营业收入及应收账款较小。2024年末，立新能源应收账款/期末装机规模的比例由 2023 年末的 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且并网时间集中在年末。

*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

2023年至2025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

2025年末/2025年2024年末/20242023年末/2023

公司名称项目度年度年度

应收账款余额777757.64769817.25655161.65

节能风电营业收入449544.00502697.76511590.60

应收账款余额/营业收入173.01%153.14%128.06%

应收账款余额233004.39313731.05251004.06

中闽能源营业收入160727.51174120.81173181.15

应收账款余额/营业收入144.97%180.18%144.94%

应收账款余额395289.71350521.12283772.30

江苏新能营业收入208683.91209908.71194583.53

应收账款余额/营业收入189.42%166.99%145.84%

应收账款余额293573.94351228.94321185.37

嘉泽新能营业收入249946.71242191.47240304.35

应收账款余额/营业收入117.45%145.02%133.66%

应收账款余额1215986.561315497.721181631.31

太阳能营业收入495747.73603909.94954040.42

应收账款余额/营业收入245.28%217.83%123.86%

应收账款余额5100346.154703577.153817261.94

三峡能源营业收入2839942.032971704.442648547.24

应收账款余额/营业收入179.59%158.28%144.13%

912025年末/2025年2024年末/20242023年末/2023

公司名称项目度年度年度同行业可比公司

应收账款余额/营业收入174.96%170.24%136.75%指标平均值

应收账款余额310330.70272386.54227086.73

立新能源营业收入105992.6097067.8598976.86

应收账款余额/营业收入292.79%280.61%229.43%

2023年至2025年，立新能源应收账款余额与营业收入的比例分别为

229.43%、280.61%及 292.79%，高于同行业水平，原因主要系 A：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六批（2016年9月）及第七批（2018年6月）。

第六批及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。B：未纳入?国补目录?或?合规清单?的项目产生的应收账款占比较大。未纳入“国补目录”的项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算。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?国补目录?。8个已纳入?国补目录?项目中，3个项目尚未纳入?合规清单?，该3个项目自2022年10月起暂停补贴电费的结算。

2023年末、2024年末及2025年末，立新能源未纳入“国补目录”或“合规清单”

的项目产生应收补贴款余额分别为175856.10万元、215162.10万元及

248163.07万元，占各期应收账款余额的比例分别为77.44%、78.99%及79.97%，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136.75%、

170.24%及174.96%，2023年至2025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具有一致性。

*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

A：立新能源应收账款余额/期末装机规模的比例及应收账款余额/营业收入的比例与行业平均水平存在差异的原因

922023年至2025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.2023年至2025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，新增并网发电项目并网当年产生的营业收入较小所致。

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。c.未纳入“国补目录”的项目暂时不能获得补贴电费的结算。未纳入“合规清单”的项目自2022年10月起暂停补贴电费的结算，立新能源未纳入“国补目录”或“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。

B：立新能源应收账款余额与期末装机规模的比例与行业平均水平不一致的原因

2023年至2025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%，2025年末装机规模同比增长

77.15%、高于应收账款余额的同比增长率13.93%，系2024年末及2025年末立

新能源新增并网装机规模较大且并网时间集中在年末，其中2024年12月末并网装机 500WM，占当期末装机规模的比例为 24.11%，2025 年 12 月末并网装机

1100MW，占当期末装机规模的比例为 29.94%。2024 年及 2025 年新增并网项目

在并网当年产生的营业收入较小及应收账款较少所致。

C.同行业可比公司中存在应收账款余额/期末装机规模的比例变动情况与

应收账款余额/营业收入的比例变动情况不一致的情况

2023年至2025年，同行业可比公司中太阳能装机规模增长均较快，该公司

应收账款余额与期末装机规模比例呈现下降状态，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：

93太阳能2025年末装机规模较2023年末增长53.40%，高于应收账款余额2025年末较2023年末的增长率2.91%，使得其应收账款余额与期末装机规模的比例分别为 252.81 万元/MW、216.51 万元/MW 及 169.59万元/MW，呈现下降的状态，而应收账款余额与营业收入的比例分别为123.86%、217.83%及245.28%，呈上升状态。

综上所述，立新能源应收账款余额均较大且持续增加，与同行业可比公司总体变动趋势一致，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，具备较强的偿付能力。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，公司坏账准备计提情况如下：

单位：万元、%

2025.12.31

项目账面余额比例坏账准备计提比例账面价值

单项计提预期信用损失的应收账款-----

按组合计提预期信用损失的应收账款310330.70100.0088508.6128.52221822.09

其中：账龄组合310330.70100.0088508.6128.52221822.09

合计310330.70100.0088508.6128.52221822.09

942024.12.31

项目账面余额比例坏账准备计提比例账面价值

单项计提预期信用损失的应收账款-----

按组合计提预期信用损失的应收账款272386.54100.0072144.0926.49200242.45

其中：账龄组合272386.54100.0072144.0926.49200242.45

合计272386.54100.0072144.0926.49200242.45

2023.12.31

项目账面余额比例坏账准备计提比例账面价值

单项计提预期信用损失的应收账款-----

按组合计提预期信用损失的应收账款227086.73100.0055402.1824.40171684.56

其中：账龄组合227086.73100.0055402.1824.40171684.56

合计227086.73100.0055402.1824.40171684.56

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：

组合名称确定组合的依据计提方法除单项计提预期信用损失及信用按账龄组合计提预期按账龄与整个存续期预期信用损失率对照表风险较低客户组合以外的应收账信用损失的应收款项计提款

信用风险较低的客户参考历史信用损失经验，结合当前状况以及合并范围内关联方的应收款项组合的应收款项对未来经济状况的预期计量预期信用损失

报告期内，通过将发行人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

95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。

（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

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

*变更日期本次会计估计变更自2024年4月1日起执行。

*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。

组合名称确定组合的依据计提方法按账龄组合计提预期除单项计提预期信用损失及信用风按账龄与整个存续期预期信用损失率对照

96组合名称确定组合的依据计提方法

信用损失的应收账款险较低客户组合以外的应收账款表计提

信用风险较低的客户参考历史信用损失经验，结合当前状况以及合并范围内关联方的应收账款组合的应收账款对未来经济状况的预期计量预期信用损失

账龄组合的账龄与预期信用损失率对照表如下：

账龄预期信用损失率（%）

1年以内5.00

1－2年10.00

2－3年30.00

3－4年50.00

4－5年50.00

5年以上100.00

*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：

账龄预期信用损失率（%）

1年以内5.00

1－2年10.00

2－3年30.00

3－4年45.00

4－5年45.00

5年以上45.00

（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，发电收入包括标杆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。

97发电收入中，标杆电费收入按月结算，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

98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年以上账龄的预期信用

损失率分别为50%、50%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99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：

公司组合确认组合的依据计提方法计提比例名称

包括应收电网公司未披露具体如何计算，根据2023年、2024年及2025年中闽预期信用损失

应收电费组合电费在内的全部应年报，2023年末平均计提比例为2.42%，2024年末平均能源法

收账款计提比例为2.43%，2025年末平均计提比例为2.44%。

以应收款项的账龄

作为信用风险特征1年以内1%；1-2年10%；2-3年30%；3-5年50%；5组合1账龄分析法

（除组合2、组合3年以上100%。之外的应收款项）江苏应收电网公司电费

1个月以内不计提，1-12个月1%；1-2年50%；2年以新能组合2（燃煤基准价部账龄分析法上100%。

分）

未披露具体如何计算，根据2023年、2024年及2025年应收可再生能源电预期信用损失

组合3年报，2023年末平均计提比例为5.61%，2024年末平均价附加补助法

计提比例为6.63%，2025年末平均计提比例为7.94%。

未披露具体如何计算，根据2023年、2024年及，2023嘉泽应收各地国网公应收各地国网公司预期信用损失

年末平均计提比例为1.68%，2024年末平均计提比例为新能司款项组合款项组合法

1.62%。

主要包括应收标杆未披露具体如何计算，根据2023年、2024年及2025年节能电力销售应收账预期信用损失

电费和应收可再生年报，2023年末平均计提比例均为1%，2024年末平均风电款法

能源补贴电费计提比例均为1%。

应收电网公司电

根据客户信用状况、近年的信用损失情况及资金时间成费，包括标杆电费、太阳电力销售应收账预期信用损失本因素结合行业政策及同行业情况综合确定预期信用损可再生能源电价补

能款组合法失率。根据2023年、2024年及2025年年报，计提比例贴、省补、市补、均为1%。

区补

三峡应收电网公司标杆1年以内0.3%；1-2年5%；2-3年20%；3-4年50%；

标杆电费组合账龄分析法

能源电费4-5年80%；5年以上100%。

100公司

组合确认组合的依据计提方法计提比例名称

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，根据2023年年报，1年以内计提0.30%；1-2年计提3.19%；2-3年6.27%，3-4年9.25%；4-5年12.14%5年以上14.94%；

新能源补贴款组应收电网公司补贴预期信用损失

根据2024年度报告，1年以内计提0.30%；1-2年计提合电费法

3.02%；2-3年5.94%，3-4年8.78%；4-5年11.53%5年

以上15.32%；根据2025年年报，1年以内计提0.30%；

1-2年计提2.71%；2-3年5.35%，3-4年7.92%；4-5年10.42%5年以上14.36%。

按账龄与整个2023年末计提比例为：1年以内5%；1-2年10%；2-3

发行合并范围外应收账存续期预期信年30%；3-4年50%，4-5年50%，5年以上100%；2024账龄分析法组合

人款用损失率对照年末及2025年末计提比例为：1年以内5%；1-2年10%；

表计提2-3年30%；3年以上45%。

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。坏账计提比例方面，立新能源计提比例整体高于同行业可比公司，详细分析见本回复?问题二、一、（六）、2、（3）坏

账准备计提比例与同行业可比公司比较?相关内容。

（2）应收账款账龄分布与同行业可比公司比较

报告期各期末，立新能源与同行业可比公司应收账款账龄情况如下表：

节能风电应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内24.65%28.16%37.64%

1-2年23.41%27.10%30.20%

2-3年19.21%21.56%20.80%

3年以上32.74%23.18%11.37%

合计100.00%100.00%100.00%中闽能源应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内37.35%31.25%39.74%

1-2年36.91%26.83%29.05%

2-3年21.66%16.95%20.88%

3年以上4.07%24.97%10.33%

101合计100.00%100.00%100.00%

江苏新能应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内27.58%31.05%36.81%

1-2年24.05%25.10%29.79%

2-3年15.70%19.72%14.48%

3年以上32.67%24.13%18.93%

合计100.00%100.00%100.00%嘉泽新能应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内42.12%33.47%38.98%

1-2年34.25%29.32%29.42%

2-3年19.62%24.27%26.68%

3年以上4.01%12.94%4.93%

合计100.00%100.00%100.00%太阳能应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内26.40%27.93%35.68%

1-2年23.59%22.00%19.59%

2-3年15.50%11.34%18.53%

3年以上34.51%38.73%26.20%

合计100.00%100.00%100.00%三峡能源应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内25.65%30.39%38.63%

1-2年23.56%26.23%29.64%

2-3年16.25%17.97%13.82%

3年以上34.54%25.41%17.91%

合计100.00%100.00%100.00%同行业平均应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内30.62%30.38%37.91%

1-2年27.63%26.10%27.95%

1022-3年17.99%18.64%19.20%

3年以上23.76%24.89%14.95%

合计100.00%100.00%100.01%立新能源应收账款账龄

2025年末2024年末2023年末

1年以内19.10%22.20%27.93%

1-2年18.52%20.30%22.22%

2-3年15.71%16.86%21.96%

3年以上46.67%40.64%27.89%

合计100.00%100.00%100.00%

通过同行业可比公司2023年末、2024年末及2025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。2024末及2025年末，同行业可比公司应收账款整体账龄较2023年末均有所增长，账龄在3年以上的应收账款占比提升。

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27.89%、

40.64%及46.67%，与太阳能较为接近，总体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

报告期各期末，公司应收账款坏账计提比例与同行业可比公司对比如下：

可比公司项目2025.12.312024.12.312023.12.31

应收账款坏账计提比例2.60%2.55%2.57%中闽能源

其中：应收电费组合2.44%2.43%2.42%

应收账款坏账计提比例12.44%11.90%6.43%其中：1、应收电网公司电费（燃

0.02%--煤基准价部分）江苏新能

1个月以内---

1-12个月1.00%1.00%1.00%

2、应收可再生能源电价附加补助7.94%6.63%5.61%

应收账款坏账计提比例3.07%2.77%1.70%

嘉泽新能其中：应收各地国网公司款项1.67%1.62%1.68%

1年以内1.44%1.32%1.41%

103可比公司项目2025.12.312024.12.312023.12.31

1至2年1.72%1.58%1.68%

2至3年1.99%1.84%1.96%

3至4年2.26%2.09%2.22%

4至5年2.26%2.09%2.22%

5年以上2.26%未披露2.22%

应收账款坏账计提比例1.09%1.10%1.12%节能风电

其中：国网电费组合（国内）1.00%1.00%1.00%

应收账款坏账计提比例2.50%2.41%2.63%太阳能

其中：电力销售应收账款组合1.00%1.00%1.00%

应收账款坏账计提比例5.39%4.84%3.93%

其中：1、标杆电费组合0.43%0.46%0.36%

1年以内0.30%0.30%0.30%

1至2年5.00%5.00%5.00%

2至3年20.00%20.00%20.00%

3至4年50.00%50.00%50.00%

三峡能源2、可再生能源电价附加组合5.54%5.02%4.08%

1年以内0.30%0.30%0.30%

1至2年2.71%3.02%3.19%

2-3年5.35%5.94%6.27%

3-4年7.92%8.78%9.25%

4至5年10.42%11.53%12.14%

5年以上14.36%15.32%14.94%

同行业可比

应收账款坏账计提比例4.51%4.26%3.06%公司平均

应收账款坏账计提比例28.52%26.49%24.40%

1年以内5.00%5.00%5.00%

1至2年10.00%10.00%10.00%

立新能源2至3年30.00%30.00%30.00%

3至4年45.00%45.00%50.00%

4至5年45.00%45.00%50.00%

5年以上45.00%45.00%100.00%

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。

104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，2023年末至2025年末，中闽能源对该组合综合坏账计提比例分别为2.42%、2.43%及2.44%，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2.26%。

2023年末至2025年末，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。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5.61%、6.63%及7.94%。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：

可比公司账龄2025.12.312024.12.312023.12.31

中闽能源未区分账龄2.44%2.43%2.42%

江苏新能未区分账龄7.94%6.63%5.61%

嘉泽新能3年以上2.26%2.09%2.22%

节能风电3年以上1.00%1.00%1.00%

太阳能3年以上1.00%1.00%1.00%

3至4年7.92%8.78%9.25%

三峡能源4至5年10.42%11.53%12.14%

5年以上14.36%15.32%14.94%

105可比公司账龄2025.12.312024.12.312023.12.31

3年以上平均10.84%11.21%10.88%

同行业平均3年以上4.25%4.06%3.86%

3至4年45.00%45.00%50.00%

4-5年45.00%45.00%50.00%

立新能源

5年以上45.00%45.00%100.00%

3年以上平均45.00%45.00%50.87%

注:3年以上应收补贴款平均坏账计提比例=3年以上应收补贴款坏账准备/3年以上应收补贴款余额

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，

2023年末至2025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2.42%、2.43%及2.44%；江苏新能应收补贴款的综合计提比例分别为

5.61%、6.63%及7.94%；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%、2.09%及2.26%；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%。2025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7.92%，4至5年为10.42%，5年以上为14.36%。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。

2023年末至2025年末，公司应收账款综合坏账计提比例分别为24.40%、

26.49%及28.52%，高于同行业可比上市公司应收账款坏账平均计提比例3.06%、

4.26%及4.51%。应收补贴款坏账计提比例方面，2023年末至2025年末，发行

人3年以上应收补贴款坏账计提比例分别为50.87%、45.00%及45.00%高于同

行可比上市公司应收补贴款坏账平均计提比例3.86%、4.06%及4.25%。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

106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91039.18万元，比按照现有坏账计提比例计提的坏账准备金额多

18895.09万元。

单位：万元变更后变更前坏账计提差账龄2024年末余额额（变更前-坏账计提比例坏账准备坏账计提比例坏账准备变更后）

1年以内60470.445%3023.525%3023.52-

1-2年55290.6510%5529.0710%5529.07-

2-3年45932.9730%13779.8930%13779.89-

3-4年47352.0945%21308.4450%23676.052367.60

4-5年36619.4545%16478.7550%18309.731830.97

5年以上26720.9345%12024.42100%26720.9314696.51

合计272386.54-72144.09-91039.1818895.09

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：万元受影响的报表项目名称影响金额

应收账款18895.09

递延所得税资产-2809.49

信用减值损失（减少）18895.09

所得税费用（增加）2809.49

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-35725.76万元，净利润-11154.44万元，归母净利润为-11067.40万元，具体情况如下表：

单位：万元项目2024年变更后2024年变更前

营业收入97067.8597067.85

营业成本49577.1249577.12

信用减值损失-16830.67-35725.76

营业利润7727.31-11167.78

107项目2024年变更后2024年变更前

利润总额7708.57-11186.52

所得税费用2777.41-32.07

净利润4931.16-11154.44

归属于母公司股东的净利润5018.21-11067.40

二、中介机构核查情况

（一）核查程序

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，取得国网新疆关于新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨尔 20MW光伏并网发电项目合

规自查出具的《项目基本信息和处置意见单》以及该项目2025年11月补贴回款资料；

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，以及确认发电补贴收入的情况；

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

108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9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。

（二）核查结论

经保荐机构核查认为：

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

109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”，但审核事项仍在进行。公司新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW光伏并网发电项目已于

2025年11月收到国网新疆出具的《项目基本信息和处置意见单》，认定该项目

已通过合规自查复核转为合规项目，且该项目于2025年11月起恢复取得发电补贴款，视同已纳入?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，2021年末并网投运的伊吾白石湖15MW 分散式风电项目因纳入?合规清单?现处于信息管理中心项目复核阶段，

2020 年末并网投运的 4 项合计 360MW 光伏项目，以及 2021 年末并网的 2项合计

57.5MW 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在2023-2025年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9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1667.25万元，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，均不会对补贴电价（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标杆电价部分（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110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》确认标杆电价发电收入，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、截至本回复报告出具日，发行人合计15项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9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，再转付给公司。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，发行人补贴收入的结算周期受部分可享受发电补贴的项目尚未纳入“国补目录”或“合规清单”的影响，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年末，发行人累计确认含税补贴收入508395.81万元，已收回含税补贴资金209538.94万元。2023年末、2024年末及2025年末，发行人应收补贴款余额较大且持续增加，总体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-11154.44万元，归母净利润为-11067.40万元。

111三、发行人补充披露情况

发行人已在募集说明书（修订稿）“重大事项提示”之“一、公司的重大风险提示”之“（一）公司部分补贴项目未纳入“国补目录”、“合规清单”，导致该等项目暂时无法收到发电补贴并致使补贴款回款周期变长的风险，未来如无法纳入?合规清单?将导致公司冲减、退回该等项目已确认补贴收入的风险”

中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“1、公司部分补贴项目存在未纳入?国补目录?、?合规清单?导致暂时无法收到发电补贴的风险2022年3月，国家发改委、国家能源局、财政部联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，通过企业自查、现场检查、重点督查相结合的方式，进一步摸清补贴底数，严厉打击可再生能源发电骗补等行为。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》。

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项尚未纳入“国补目录”但已纳入“合规清单”、

1项于2025年11月通过合规自查复核并认定为合规项目，已恢复补贴发放，合计6个项目已纳入“合规清单”），其余9个尚未被纳入“合规清单”。未纳入“国补目录”的项目暂不发放补贴资金，2022年10月起已纳入“国补目录”但未纳入“合规清单”的补贴项目暂停发放补贴资金。

2、未纳入?国补目录?、?合规清单?而无法收到发电补贴导致公司应收

补贴款持续增大且补贴回款周期变长的风险

2023年、2024年及2025年，发行人应收补贴款周转天数分别为1409天、

1797天及2379天，回款周期逐期变长。报告期内，发行人未纳入“国补目录”

或“合规清单”项目在报告期内确认的补贴收入金额分别为36168.80万元、

34784.07万元和29566.75万元，占当期营业收入的比例分别为36.54%、35.83%

和27.90%。

1122023年末、2024年末及2025年末，公司应收可再生能源补贴金额分别为

222794.21万元、267734.99万元及298856.87万元，报告期各期，公司收到的

可再生能源补贴款分别为15568.13万元、10306.44万元及17988.52万元，占各年度期末应收账款余额的比例分别为6.86%、3.78%及5.80%。

报告期内，公司未纳入?国补目录?或?合规清单?的项目确认的补贴收入占比较高，形成应收补贴款余额较大，若相关项目短期内未能纳入?国补目录?或?合规清单?，公司存在应收补贴款回款余额及账龄持续增加，回款周期进一步变长的风险。

3、未纳入?合规清单?的项目存在部分补贴收入退回的风险

发行人可享有补贴但尚未纳入?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，根据谨慎性原则进行影响模拟测算，假设发生补贴退回情况，预计影响金额为1667.25万元（含税），占发行人2025年度营业收入比重为1.57%。

4、未纳入?国补目录?、?合规清单?的项目，对于前期已确认的发电补

贴收入存在冲减、退回的风险

报告期末，公司未纳入?合规清单?的发电项目累计确认补贴收入金额为

332756.99万元（含税），累计已取得补贴资金为86210.86万元，确认的应

收补贴款余额为246546.13万元，已计提坏账准备金额为78081.81万元。若公司尚未纳入?合规清单?的9个项目最终均未通过补贴核查，且其中已纳入?国补目录?的项目因未通过合规自查而被移出，将需退回补贴资金86210.86万元，终止确认期末应收补贴款余额246546.13万元，并补充计提坏账损失

168464.32万元。

综上所述，截至目前上述补贴核查工作尚未结束，核查结果存在不确定性，与此同时已通过补贴核查项目的补贴款回款周期也存在一定的不确定性，若上述情况无法得到改善，甚至于出现部分风力、光伏电站项目未通过补贴核查导致未被列入合规项目名单，被采取暂停补贴资金发放、核减相关补贴资金、退回已申领的补贴资金、移出补贴清单等处罚措施，将导致公司应收账款规模、账龄及计

113提坏账准备金额不断增长，进而影响公司的资产负债率及经营活动现金流，对公司生产经营产生不利影响。”发行人已在募集说明书（修订稿）“重大事项提示”之“一、公司的重大风险提示”之“（三）应收账款坏账准备计提比例下降及坏账计提金额较大的风险”

中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“1、应收账款坏账准备计提比例下降的风险发行人2024年将按账龄组合计提预期信用损失的应收账款3年以上账龄的

预期信用损失率进行了重新核定，将应收账款账龄组合3-4年、4-5年及5年以上应收账款的预期信用损失率50%、50%及100%，统一调整至45%，发行人应收账款坏账计提比例有所降低。

2024年，发行人信用减值损失为-16830.67万元，净利润为4931.16万元，

归母净利润为5018.21万元，如按照变更前的预期信用损失率进行测算，发行人

2024年信用减值损失为-35725.76万元，净利润-11154.44万元，归母净利润为

-11067.40万元。

2、应收账款坏账准备计提金额较大风险

报告期内，公司未纳入?国补目录?或?合规清单?的新能源发电项目数量为10项，未纳入?国补目录?的项目暂时不能获得新能源补贴电费的结算，已纳入?国补目录?但尚未纳入?合规清单?的项目自2022年10月起暂停补

贴电费的结算，受可再生能源发电补贴回款因素影响，报告期各期末，公司应收账款账龄逐年增加，其中三年以上账龄的占比分别为27.89%、40.64%及46.67%，报告期各期，因应收账款账龄变长计提的信用减值损失金额分别为21120.22万元、16741.92万元及16364.52万元，占当期营业收入的比例分别为21.34%、

17.25%及15.44%，占当期利润总额的比例分别为134.83%、217.19%及136.53%。

报告期内，公司应收账款计提的信用减值损失对经营业绩的影响较大，若公司可享受新能源发电补贴的新能源发电项目未及时纳入?国补目录?或?合

规清单?，应收账款账龄将进一步变长，计提的信用减值损失仍会对公司未来经营业绩产生较大影响。”

114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88178.49万元、98976.86万元及

97067.85万元，归属于母公司股东的净利润分别为19600.72万元、13521.63

万元及5018.21万元；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79681.81万元，公司其他应收款账面价值为3057.45万元。

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

115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。

请发行人补充披露（5）的相关风险。

请保荐人和会计师核查并发表明确意见，请发行人律师对（6）核查并发表明确意见。

回复：

一、发行人说明

（一）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，其电价是由标杆电价、补贴电价两部分组成；对于平价无补贴项目，其电价仅为标杆电价。

116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=标杆电价+补贴电价；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=标杆电价（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标杆电价部分（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项目仅依据《电力结算单》确认标杆电价发电收入，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无补贴项目，所有接入国网新疆、兵团电网的各发电项目（除服务新疆油田公司吉庆作业区的吉木萨尔县北庭镇

3.5MW 分布式光伏发电项目外），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，并非能够全额利用风光资源量发电上网，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

117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1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：

实际上网电量与项目类销售模保障性收购售电规市场化交易售电适用项目申报电量差异处型式则规则理方式

* 七师五五工业园奎屯金太阳一期 30MW 光 兵团电网未组织上兵团电

伏发电项目网电量年度申报，实网本地保障性不参与市场化交

* 第七师胡杨河市130团60MW光伏发电项目 际上网电量依据兵 不适用。

消纳项收购易申报。

*新疆兵团第九师166团7万千瓦农光互补光团电网的调度情况目伏发电项目执行。

* 哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 主要系参与疆电外 实际发电时，对于“哈郑电网企业通过偏

200MW 风电项目 送保障性销售为主。 年度申报中各时直流”、保障性差调节的形式对

* 哈密新风能源烟墩第七风电场 A 区 200MW 该等项目参与年度 间段存在超发电“吉泉收购、市超发电量、少发电风电项目上网电量申报，通过量的情形，发电项直流”场化交量情况进行调整，* 哈密新风光十三师红星二场 50MW 光伏发 省间挂牌交易方式 目可自行通过月疆电外易并在《电力结算电项目在各年末进行下一度双边交易、日现送项目单》体现。

* 哈密东南部山口哈密国投 50MW 光伏发电 年度疆电外送电量 货交易等市场化1《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。

118项目申报，并由电网企业交易方式进行售

* 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 最终给予确认及优 电，该等项目整体* 新疆立新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏发 先结算。 参与市场化交易电项目电量占比较低。

* 新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW 并网光伏发电项目

* 新疆新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏发电项目

1、风电项目：

* 乌鲁木齐托里新风一、二期合计 99MW 风电项目

* 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*依据各年度《新疆* 哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW电网优先发电优先

项目实际发电中，对于购电计划的通知》所各项目依据对上

* 新疆立新能源若羌县米兰 50MW 风电项目 各项目存在年度

规定的优先收购小网电量的预测，在* 金润绿原达坂城 49.5MW 分散式风电项目 申报市场化交易

时数进行申报，最终扣除优先收购电* 新疆能源立新木垒 500MW 风电项目 存在差异的少发

由电网企业在各月量的基础上，对于* 立新能源达坂城 500MW 风电项目 电量、超发电量，度以“保量报价”优预计剩余上网电

保障性*立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储主要由发电项目

先收购的方式予以量，全部按照双边本地消收购、市能规模+80万千瓦风电项目通过“月度双边交结算。交易、竞价交易、纳项目 场 化 交 * 奇台县 30 万千瓦风光同场发电项目（200MW 易”的方式对偏差*2024年9月及以挂牌交易等市场易风电）电量进一步进行前，平价项目不参与化交易模式，对下

2、光伏项目：购电弥补或售电

保障性收购即未纳一年度各时间段

* 新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光 申报。电网企业亦入优先收购小时范参与市场化交易伏发电项目会通过偏差调节围内，2024年9月起的电量电价进行* 新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨尔 20MW 方式，对其差异电政策调整平价项目申报。

光伏并网发电项目量进行结算调整。

开始纳入优先收购

* 新疆立新能源吉木萨尔三期 100MW并网光伏计划内。

发电项目

*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* 奇台县 30 万千瓦风光同场发电项目（100MW光伏）与新疆油田公司

供电服 市 场 化 * 吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布式光伏发电 供电服务合作项不适用。不适用。

务项目交易项目目，根据发电量情况结算。

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。

119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，以及标杆电费（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《电力结算单》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。

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1200万千瓦时计算，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

120《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）

* “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部分电量。

* “吉泉直流”吉木萨尔 300MW 光伏项目合计 3 项

公司于2020年12月并网投运的新疆新能源吉木萨尔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

121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，并确定保障性收购电价为0.25元/千瓦时。

上网电量方面，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发布的《新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，确定当年对该等项目的保障性收购电量指标：

2023年度，非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数1600小时，非平

价光伏项目优先小时数1220小时；2024年度，非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数1330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；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；其他光伏项目（含平价项目）优先小时数500小时。

在此政策下，该等项目每年的保障性收购电量是依据优先小时数×装机规模所确定，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（9项）

公司自2022年至2025年期间，合计投运哈密新风恒远十三间房风电场一期49.5MW 等 9 项风光发电项目（未含兵团九师 70MW 光伏项目、吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布式光伏发电项目），合计装机规模为 2499MW。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

122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，该等项目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，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《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：*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；*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；*机制电

123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。*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。*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：

市场化交市场化交易电项目类型投运时间机制电量机制电价备注易电量价

标杆电价通过1、参与跨省跨区交易的新能源电

市场化交易竞量，上网电价和交易机制按照跨省存量补贴2025年6年上网电年上网电

0.25元/千瓦时价方式参与售跨区送电相关政策执行；

项目月1日前量30%量70%

电电价补贴2、接入兵团电网的项目交易模式不受影响暂不涉及；

存量平价2025年6年上网电年上网电市场化交易竞3、存量项目执行期限，取项目剩

0.262元/千瓦时

项目月1日前量50%量50%价确定余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年剩余年限中

每年竞价确定，的较小者。增量项目考虑回收项目

2025年6年上网电竞价区间为年上网电市场化交易竞

增量项目初始投资平均期限，执行期限10月1日后量50%0.15-0.262元/千量50%价确定年。

瓦时

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

124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。

*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。

*交易程序

A.由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；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：

B.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

125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，发电企业无法得知终端用户信息。但与?双边交易?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。

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。

（3）挂牌交易

挂牌交易通常是省间交易，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。

（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”。

126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。

总体而言，对于常规市场化交易，发电企业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；若超发或少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

127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，其上网电价均是由标杆电价+补贴电价（平价项目除外）两部分构成。而市场化交易仅对标杆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，标杆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标杆电费的合计金额；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标杆电费、补贴电费（如有）两者合计金额，确认当期售电收入。

（二）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

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：

128单位：万千瓦时

2025年2024年2023年

占年度本项目上占年度上本项目上占年度上本项目序号项目名称上网电量类型结算电量上网电网电量占结算电量网电量比网电量占结算电量网电量比上网电量比重比重比重量占比

一、风电项目

保障性收购27865.599.37%77.37%45130.1517.40%113.35%37120.8115.77%83.16%哈密国投新风三塘湖第三风电场

1市场化交易8152.682.74%22.63%-5315.49-2.05%-13.35%7518.243.19%16.84%

A 区 200MW 风电项目

上网电量合计36018.2712.11%100.00%39814.6615.35%100.00%44639.0418.96%100.00%

保障性收购29524.999.92%116.10%44805.6617.27%142.62%24026.8310.20%79.01%

哈密新风能源烟墩第七风电场 A

2市场化交易-4093.25-1.38%-16.10%-13389.30-5.16%-42.62%6382.472.71%20.99%

区 200MW 风电项目

上网电量合计25431.748.55%100.00%31416.3612.11%100.00%30409.3012.91%100.00%

保障性收购9407.673.16%52.08%12901.024.97%49.21%15600.106.63%56.10%

乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、

3市场化交易8657.322.91%47.92%13312.895.13%50.79%12207.825.18%43.90%

二期 49.5MW 风电项目

上网电量合计18064.996.07%100.00%26213.9110.10%100.00%27807.9211.81%100.00%

保障性收购6288.922.11%76.91%11089.584.27%114.28%8520.093.62%84.77%

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项

4市场化交易1887.800.63%23.09%-1385.73-0.53%-14.28%1530.710.65%15.23%

目

上网电量合计8176.732.75%100.00%9703.853.74%100.00%10050.804.27%100.00%

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发 保障性收购 1239.72 0.42% 46.96% 1924.66 0.74% 64.30% 2340.20 0.99% 68.15%

5

电项目市场化交易1400.500.47%53.04%1068.790.41%35.70%1093.720.46%31.85%

129上网电量合计2640.230.89%100.00%2993.451.15%100.00%3433.921.46%100.00%

保障性收购770.400.26%25.95%1032.070.40%34.92%1247.900.53%42.68%

6 小红山 8MW 分散式风电项目 市场化交易 2198.58 0.74% 74.05% 1923.78 0.74% 65.08% 1675.62 0.71% 57.32%

上网电量合计2968.981.00%100.00%2955.861.14%100.00%2923.521.24%100.00%

保障性收购4094.701.38%38.66%312.940.12%2.32%1254.100.53%11.02%哈密新风恒远十三间房风电场一

7市场化交易6498.222.18%61.34%13150.385.07%97.68%10125.764.30%88.98%

期 49.5MW 项目

上网电量合计10592.923.56%100.00%13463.315.19%100.00%11379.864.83%100.00%

保障性收购2469.210.83%31.05%256.560.10%5.09%-0.00%0.00%

新疆立新能源若羌县米兰 50MW

8市场化交易5484.271.84%68.95%4786.921.85%94.91%4428.471.88%100.00%

风电项目

上网电量合计7953.492.67%100.00%5043.481.94%100.00%4428.471.88%100.00%

保障性收购3842.921.29%44.67%556.970.21%5.55%-0.00%0.00%

金润绿原达坂城 49.5MW 分散式

9市场化交易4760.031.60%55.33%9470.173.65%94.45%5319.722.26%100.00%

风电项目

上网电量合计8602.952.89%100.00%10027.143.87%100.00%5319.722.26%100.00%

保障性收购16678.225.61%45.44%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

新疆能源立新木垒 500MW 风电项

10市场化交易20025.906.73%54.56%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

目

上网电量合计36704.1112.34%100.00%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

保障性收购13415.164.51%36.17%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

11 立新能源达坂城 500MW 风电项目 市场化交易 23671.37 7.96% 63.83% - 0.00% 0.00% - 0.00% 0.00%

上网电量合计37086.5312.46%100.00%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

二、光伏发电项目

130保障性收购3515.741.18%100.00%3513.441.35%100.00%3797.381.61%100.00%

七师五五工业园奎屯金太阳一期

1市场化交易-0.00%0.00%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

30MW 光伏发电项目

上网电量合计3515.741.18%100.00%3513.441.35%100.00%3797.381.61%100.00%

保障性收购1021.230.34%53.48%1568.030.60%58.00%2379.601.01%86.66%

新疆新能源（集团）新风昌吉阜康

2市场化交易888.330.30%46.52%1135.370.44%42.00%366.370.16%13.34%

20MW 光伏并网发电项目

上网电量合计1909.550.64%100.00%2703.401.04%100.00%2745.971.17%100.00%

保障性收购1042.830.35%54.09%1568.020.60%55.58%2379.001.01%80.63%新疆新能源集团新风昌吉州吉木

3市场化交易884.970.30%45.91%1253.260.48%44.42%571.640.24%19.37%

萨尔 20MW 光伏并网发电项目

上网电量合计1927.800.65%100.00%2821.281.09%100.00%2950.641.25%100.00%

保障性收购4823.921.62%63.02%7475.972.88%98.64%6854.902.91%85.91%哈密新风光十三师红星二场

4市场化交易2830.510.95%36.98%103.190.04%1.36%1124.630.48%14.09%

50MW 光伏发电项目

上网电量合计7654.432.57%100.00%7579.162.92%100.00%7979.533.39%100.00%

保障性收购4824.121.62%58.93%7474.372.88%91.21%7124.983.03%82.86%

哈密东南部山口哈密国投 50MW

5市场化交易3362.441.13%41.07%719.900.28%8.79%1474.180.63%17.14%

光伏发电项目

上网电量合计8186.562.75%100.00%8194.273.16%100.00%8599.173.65%100.00%

保障性收购4074.261.37%100.00%4495.661.73%100.00%5324.482.26%100.00%

第七师胡杨河市 130 团 60MW 光

6市场化交易-0.00%0.00%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

伏发电项目

上网电量合计4074.261.37%100.00%4495.661.73%100.00%5324.482.26%100.00%

新疆立新能源吉木萨尔 100MW 并 保障性收购 14657.03 4.93% 99.85% 14722.27 5.67% 97.09% 14144.91 6.01% 97.99%

7

网光伏发电项目市场化交易22.700.01%0.15%441.060.17%2.91%290.730.12%2.01%

131上网电量合计14679.734.93%100.00%15163.335.84%100.00%14435.646.13%100.00%

保障性收购14576.634.90%108.30%14093.915.43%97.09%13981.985.94%98.04%新疆立新能源吉木萨尔二期

8市场化交易-1117.55-0.38%-8.30%422.180.16%2.91%279.940.12%1.96%

100MW 并网光伏发电项目

上网电量合计13459.084.52%100.00%14516.095.60%100.00%14261.926.06%100.00%

保障性收购14795.564.97%99.08%14870.225.73%97.13%14369.146.10%98.01%

新疆新能源吉木萨尔 100MW 并网

9市场化交易137.180.05%0.92%438.940.17%2.87%291.010.12%1.99%

光伏发电项目

上网电量合计14932.745.02%100.00%15309.165.90%100.00%14660.156.23%100.00%

保障性收购5004.921.68%45.45%531.110.20%3.41%-0.00%0.00%新疆立新能源吉木萨尔三期

10市场化交易6005.912.02%54.55%15025.995.79%96.59%11457.204.87%100.00%

100MW 并网光伏发电项目

上网电量合计11010.843.70%100.00%15557.106.00%100.00%11457.204.87%100.00%

新疆兵团第九师166团7万千瓦农保障性收购4861.171.63%100.00%3934.381.52%100.00%2055.930.87%100.00%11光互补光伏发电项目（一期市场化交易-0.00%0.00%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

36MW、二期 34MW） 上网电量合计 4861.17 1.63% 100.00% 3934.38 1.52% 100.00% 2055.93 0.87% 100.00%

新疆立新能源吉木萨尔县30万千保障性收购7607.102.56%46.06%1043.700.40%4.47%0.00%0.00%

12瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示市场化交易8909.152.99%53.94%22291.948.59%95.53%6800.422.89%100.00%

范项目（150MW） 上网电量合计 16516.25 5.55% 100.00% 23335.65 8.99% 100.00% 6800.42 2.89% 100.00%

保障性收购-0.00%0.00%-0.00%0.00%-0.00%0.00%

吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布式

13市场化交易579.500.19%100.00%677.430.26%100.00%-0.00%0.00%

光伏发电项目

上网电量合计579.500.19%100.00%677.430.26%100.00%-0.00%0.00%

保障性收购合计196402.0266.01%-193300.6874.51%-162522.3269.02%-

132市场化交易合计101146.5633.99%-66131.6625.49%-72938.6630.98%-

上网电量合计297548.58100.00%-259432.34100.00%-235460.98100.00%-

133报告期内，发行人上网电量分别为235460.98万千瓦时、259432.34万千

瓦时和297548.58万千瓦时，受益于公司装机规模不断增长，上网电量亦随之持续增长。其中，保障性收购上网电量分别为162522.32万千瓦时、193300.68万千瓦时和196402.02万千瓦时，占总上网电量比重分别为69.02%、74.51%和66.01%。市场化交易上网电量分别为72938.66万千瓦时、66131.66万千瓦时和101146.56万千瓦时，占总上网电量比重分别为30.98%、25.49%和

33.99%。

总体而言，2022年以前投建的存量含补贴项目的保障性收购电量是由各年度疆电外送项目的申报计划、本地消纳项目优先购电政策所确定，其余上网电量则全部是通过市场化交易售电。2023年以来，公司新建平价项目主要系通过市场化交易售电，因此导致报告期内公司市场化交易电量整体呈上升趋势。2024市场化交易电量同比下降系因风电项目中部分?哈郑直流?疆电外送项目的实

际上网电量低于申报量，各项目通过电网负偏差调节方式弥补未实际发到的电量，从而抵减了部分市场化交易电量所致，具体参见本题?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?之分析。

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66131.66万千瓦时，相比2023年72938.66

万千瓦时下降9.34%。其中，风电项目市场化交易电量为23622.40万千瓦时，相比2023年50282.53万千瓦时大幅下降；光伏项目市场化交易电量为42509.26

万千瓦时，相比2023年22656.13万千瓦时大幅增长，具体分析如下：

（1）2024年风力发电市场化交易电量大幅下滑的原因

*?哈郑直流?发电项目2024年出现实际上网电量低于申报电量情形，导致电网公司对项目实施负偏差调节冲减市场化交易电量并形成负值

2024年，哈密国投新风三塘湖 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，

134合计-20090.52万千瓦时，相比2023年15431.42万千瓦时，合计减少了-35521.94

万千瓦时，这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。

上述三项?哈郑直流?疆电外送风电项目市场化交易电量在2024年形成负值，主要是按照交易规则在2024年度申报疆电外送保障性收购电量时高于其

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。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），发行人在综合预测次年风资源量、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，则通过月度市场化交易的方式进行申报。

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。

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45130.15万千瓦时，本项目通过月度交易正常参与市场化交易电量为1280.61万千瓦时，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

135网电量仅为39814.66万千瓦时。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-6596.10万千瓦时的差额，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

“哈郑直流”保障2024年市场化交易电量

2024年实际

项目性收购申报疆电正常市场化交为弥补申报不足负上网电量合计外送经确认电量易电量偏差调节电量哈密国投新风三塘湖第三风

39814.6645130.151280.61-6596.10-5315.49

电场 A 区 200MW 风电项目哈密新风能源烟墩第七风电

31416.3644805.66294.57-13683.87-13389.30

场 A 区 200MW 风电项目

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发

9703.8511089.58539.22-1924.95-1385.73

电项目

*其余风电项目市场化交易电量仍处于正常波动水平

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。

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、哈密新风恒远 49.5MW 风

电项目、若羌米兰 50MW 风电项目、金润绿原达坂城 49.5MW 风电项目等 6 项

本地消纳项目，在2024年市场化交易电量为43712.93万千瓦时，相比2023年

34851.11万千瓦时增加了8861.82万千瓦时，并未对2024年风电项目市场化交

易的电量减少产生影响。

综上所述，公司2024年风电项目的市场化交易电量大幅下降，主要是受“哈

136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》仍是以各项目实际上网电量、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

*新增光伏发电项目及其售电模式促进光伏市场化交易电量大幅提升

公司光伏项目2024年市场化交易电量42509.26万千瓦时，相比2023年

22656.13万千瓦时大幅增长。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，根据售电规则主要系通过市场化交易进行售电，在2024年实现市场化交易售电22291.94万千瓦时，相比2023年6800.42万千瓦时增长15491.52万千瓦时，是导致公司光伏项目市场化交易电量大幅上涨的主要原因。

*2024年新疆地区对本地消纳光伏项目的保障性收购小时数降低，导致市场化交易电量有所提升

公司其他存量的如新疆新能源（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，其上网电量在2024年度相比2023年度总体保持稳定，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

1220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，从而导致该等项目的市场化交易电量有所提升。

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保障性收购电量降低等因素影响，从而导致公司光伏发电市场化交易电量大幅提升。

（3）2025年市场化交易占比情况分析

2025年度，公司市场化交易电量为101146.56万千瓦时，占公司总上网电

量297548.58万千瓦时比重为33.99%。相比2023年度30.98%小幅上涨。从发电类型来看，本年度风电市场化交易电量为78643.42万千瓦时，较2023年、

1372024年的50282.53万千瓦时、23622.40万千瓦时大幅增长，一方面系因2024年度负电量情况除哈密新风能源烟墩 200MW 风电项目外已基本消除，本年度仅该项目市场化交易电量为负电量-4093.25万千瓦时，影响较低；另一方面因新并网的新疆能源立新木垒 500MW 风电项目和立新能源达坂城 500MW 风电项目在

当年带来了风电市场化交易增量，由此导致公司2025年风电市场化交易电量相比2023-2024年进一步提升。

光伏发电方面，2025年光伏发电市场化交易电量为22503.14万千瓦时，相比2024年度42509.26万千瓦时有所下降且相比2023年22656.13万千瓦时基本持平。2025 年公司投运光伏发电项目装机规模为 853.5MW 与 2024 年投运装机规模一致，因2025年发改委优先购电政策进行调整，对于新疆立新能源吉木萨尔三期 100MW光伏发电项目等本地消纳平价项目的保障性收购由 2024年优

先收购116小时提升至500小时，致使部分本地消纳平价项目的保障性收购电量相比2024年大幅提升，是2025年光伏发电项目市场化交易电量减少的主要原因。

2026年起，公司除疆电外送项目以及并入兵团电网未参与市场化交易的项目外，其余已投运、在建及未来拟投建的本地消纳项目均将按照《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）相关政策确定市场化交易电量，其中存量补贴项目统一执行70%上网电

量参与市场化交易，2025年6月1日前投建的存量平价项目和2025年6月1日后投建的增量平价项目均是执行50%上网电量参与市场化交易。在新政背景下，预计未来公司市场化交易电量在短期内将继续提升，中长期将维持在稳定水平。

（三）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

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：

138单位：万千瓦时、万元、元/千瓦时

2025年2024年2023年

市场化交易序号项目名称市场化交易市场化交易市场化交易收入结构收入均价收入均价收入均价电量电量电量

一、风电项目

竞价收入1980.220.24-1111.520.212399.470.32哈密国投新风三塘湖第三风电场

1补贴收入8152.682380.870.29-5315.49-1552.310.297518.242195.590.29

A 区 200MW 风电项目

合计4361.090.53-2663.830.504595.070.61

竞价收入-764.580.19-2867.810.212066.500.32

哈密新风能源烟墩第七风电场 A

2补贴收入-4093.25-1195.370.29-13389.30-3910.150.296382.471863.910.29

区 200MW 风电项目

合计-1959.950.48-6777.960.513930.400.62

竞价收入1615.330.192778.210.212525.220.21乌鲁木齐托里新风一期

3补贴收入8657.321991.950.2313312.893063.140.2312207.822808.880.23

49.5MW、二期 49.5MW 风电项目

合计3607.280.425841.350.445334.100.44

竞价收入453.080.24-333.030.24534.150.35

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项

4补贴收入1887.80217.180.12-1385.73-159.420.121530.71176.100.12

目

合计670.260.36-492.450.36710.250.46

竞价收入254.600.18241.220.23200.400.18

伊吾白石湖 15MW分散式风力发

5补贴收入1400.50161.120.121068.79122.960.121093.72125.830.12

电项目

合计415.720.30364.180.34326.230.30

竞价收入378.320.17428.190.22349.180.21

6 小红山 8MW 分散式风电项目 补贴收入 2198.58 252.93 0.12 1923.78 221.32 0.12 1675.62 192.77 0.12

合计631.260.29649.510.34541.950.32

7哈密新风恒远十三间房风电场一竞价收入6498.221281.260.2013150.382716.570.2110125.762240.750.22

139期 49.5MW 项目 补贴收入 - - - - - -

合计1281.260.202716.570.212240.750.22

竞价收入1220.670.22952.210.20979.990.22

新疆立新能源若羌县米兰 50MW

8补贴收入5484.27--4786.92--4428.47--

风电项目

合计1220.670.22952.210.20979.990.22

竞价收入931.110.201813.420.191103.420.21

金润绿原达坂城 49.5MW 分散式

9补贴收入4760.03--9470.17--5319.72-

风电项目

合计931.110.201813.420.191103.420.21

竞价收入3394.150.17----

新疆能源立新木垒 500MW 风电

10补贴收入20025.90--------

项目

合计3394.150.17----

竞价收入3502.420.15----

立新能源达坂城 500MW 风电项

11补贴收入23671.37--------

目

合计3502.420.15----

二、光伏发电项目

竞价收入84.000.0949.350.04-15.18-0.04

新疆新能源（集团）新风昌吉阜

1补贴收入888.33589.600.661135.37753.570.66366.37243.160.66

康 20MW 光伏并网发电项目

合计673.600.76802.910.71227.970.62

竞价收入89.230.1059.200.0521.170.04新疆新能源集团新风昌吉州吉木

2补贴收入884.97548.210.621253.26776.350.62571.64354.110.62

萨尔 20MW 光伏并网发电项目

合计637.440.72835.550.67375.280.66

哈密新风光十三师红星二场竞价收入341.850.12-12.50-0.12310.650.28

32830.51103.191124.63

50MW 光伏发电项目 补贴收入 1628.17 0.58 59.36 0.58 646.91 0.58

140合计1970.010.7046.860.45957.560.85

竞价收入438.230.1381.780.11397.480.27

哈密东南部山口哈密国投 50MW

4补贴收入3362.441934.150.58719.90414.100.581474.18847.980.58

光伏发电项目

合计2372.380.71495.880.691245.460.84

竞价收入-210.26-9.2681.330.1864.060.22

新疆立新能源吉木萨尔 100MW

5补贴收入22.703.010.13441.0658.550.13290.7338.590.13

并网光伏发电项目

合计-207.24-9.13139.880.32102.660.35

竞价收入-390.730.3575.750.1860.900.22新疆立新能源吉木萨尔二期

6补贴收入-1117.55-148.350.13422.1856.040.13279.9437.160.13

100MW 并网光伏发电项目

合计-539.080.48131.790.3198.060.35

竞价收入-196.05-1.4381.540.1964.570.22

新疆新能源吉木萨尔 100MW 并

7补贴收入137.1818.210.13438.9458.270.13291.0138.630.13

网光伏发电项目

合计-177.84-1.30139.810.32103.200.35

竞价收入1107.140.182643.840.182246.940.20新疆立新能源吉木萨尔三期

8补贴收入6005.91--15025.99--11457.20--

100MW 并网光伏发电项目

合计1107.140.182643.840.182246.940.20

新疆立新能源吉木萨尔县30万竞价收入1668.770.193913.950.181260.250.19

9千瓦“光伏+储能”一体化清洁能补贴收入8909.15--22291.94--6800.42--

源示范项目（150MW） 合计 1668.77 0.19 3913.95 0.18 1260.25 0.19

竞价收入155.710.27182.010.27--

吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布

10补贴收入579.50--677.43-----

式光伏发电项目

合计155.710.27182.010.27--

市场化交易竞价（标杆电价）收入101146.5617334.490.1766131.6611773.710.1872938.6616809.920.23

141市场化交易补贴部分收入8381.680.08-38.23-0.009569.620.13

市场化交易合计（含补贴）25716.170.2511735.480.1826379.540.36

注：1、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。

2、立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目、奇台县30万千瓦风光同场发电项目于2025年12月末并网，当年仅实现少量

上网电量，故未在上表中列示。

1421、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0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.25元/千瓦时，相比2022年0.44元/千瓦时持续下降，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，实质并不会对补贴电价部分产生影响。由上表亦可看出，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，由电网企业给予补助。

总体而言，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，即标杆电价（通过市场化竞价确定）和补贴电价（如有）。由上表统计可见，市场化交易并不会对补贴电价部分产生影响，仅是标杆电价参与竞价，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。

143标杆电价部分，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，或平价项目以0.262元/千瓦时目标电价为参考，通常而言市场化交易均价整体会低于以上标杆电价或目标电价，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，进一步区分了竞价部分的均价变动情况，虽然2022年公司市场化交易均价为0.44元/千瓦时，并在2023-2025年报告期内市场化交易均价由0.36元/千瓦时降低至0.25元/千瓦时，但剔除补贴影响后，2022年公司市场化交易标杆电价的交易均价为0.16元/千瓦时，

2023-2025年市场化交易标杆电价分别为0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.17

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，报告期内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“*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”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。

144综上分析，发行人报告期内市场化交易上网均价0.36元/千瓦时、0.18元/

千瓦时和0.25元/千瓦时，自2022年0.44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标杆电价均价分别为0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.17

元/千瓦时，相较于2022年0.16元/千瓦时仅呈现波动趋势，变动具有合理性。

3、剔除补贴影响后，各项目市场化交易竞价（标杆电价部分）收入报告期

内波动的原因及合理性

市场化交易电量竞价收入=市场化电量×市场化交易电价（不含补贴）。前表所列示21项参与市场化交易的项目，在参与市场化交易时仅对电量及标杆电价进行竞价申报，享有发电补贴项目的度电补贴单价并不会变动，因此市场化交易价格的波动主要是受标杆电价竞价变动影响所致。由于项目类型、报价策略不同，对于市场化交易的电量及电价申报在各年度会存在差异，并会导致各项目市场化交易均价在各年度存在一定差异，但总体仍是受全国及地方电力市场供需关系影响导致售电价格存在波动。

（1）市场化交易电量的确定依据及市场化交易电价的定价机制项目类型所属项目市场化交易电量依据市场化交易定价机制

疆电外送项目需在年度优先申报各月度、各

1、在电力交易中心根据

时段疆电外送电量。实际发电过程中，如形疆电外送项月度价格、日现货价格实

风电1、2、4项，成个别时段的富裕电量，则通过月度交易、目（哈郑直施市场价格申报双边交光伏3、4、5、6、日现货交易的方式进行市场化申报；对于申

流、吉泉直易；

7项报的外送电量月度少发电量，由电网通过负

流）2、电网实施正负偏差调

偏差调节，同时由发电企业承担相应成本，节电量及电价结算在结算时进行冲抵并计入市场化交易根据新疆发改委各年度优先购电优先发电计在规定时间实施下一年

风电3、5、6项，划，确定各年度保障性收购电量，各项目对度各时间段双边交易、竞光伏1、2项（补其预计年度上网电量在剔除优先购电量后，价交易、挂牌交易的总体本地消纳项贴项目）其余部分作为市场化交易电量在电力交易中申报，对于各月度实际多目心参与市场化交易身边发或少发电量通过偏差风电7、8、9、10、2024年9月以前全部上网电量均以市场化交电量（月度双边交易、日

11项，光伏8、9易的方式售电；2024年10月起给予一定保障现货交易申报）进行调整项（平价项目）性收购电量，其余电量仍作为市场化交易进申报

145行年度申报注：1、自2026年起，市场化交易电量将依据《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）》新政执行；

2、吉木萨尔县北庭镇 3.5MW 分布式光伏发电项目售电价格系与中石油新疆油田公司合同约定，不参与电力交易中心市场化交易报价。

（2）市场化交易电价的波动原因

*电力供需关系的变化

新能源电力供给与下游用电的供需关系，是导致市场化交易电价发生波动的主要原因，当市场装机规模及电力产量快速提升，但下游工业用电、居民用电需求降低，会导致电力供给供大于求，致使市场竞争加剧、市场化交易电价降低，反之亦然，最终导致市场化交易电价产生波动。

*市场化交易不同时段的定价机制存在差异

在电力市场化交易中，尖、峰、平、谷时段的电价变动趋势主要由用电负荷曲线、电源结构、市场规则等因素决定。不同时段的电价差异显著，发电企业需根据电源特性优化运营策略。例如在用电平时段10:00-14:00，系光伏项目发电集中时段，但电价仅能维持基准电价进行售电。而用电尖峰时段

18:00-22:00，主要系风电项目供电，上网电价相比平段电价更高，从而导致风

电市场化交易电价整体会更高于光伏项目的市场化交易电价，因此，发电企业根据各项目电源结构采取不同的市场化交易申报策略，亦会导致市场化交易电价发生波动。

*资源量的不确定性，导致市场化交易价格存在波动风、光属于自然资源，存在不确定性。但在电力市场化交易时，根据电力交易政策及电力交易中心申报规则，通常是在年底通过双边交易、竞价交易、挂牌交易等方式申报次年度全年各时间段市场化交易电量及交易电价。电力交易中心对每个月分为24个交易时段，全年对应288个交易时段。然而当风光资源不足或优渥时，发电企业实际生产电量可能会少于或超出年度上网电量申报计划，这就需发电企业通过月度双边交易、日现货交易等方式以及电网企业的

146偏差调节对实际上网电量进行调整，相应超发或少发电量亦会对应该时段的临

时电价进行售电，从而导致市场化交易电价发生波动。

综上所述，发行人各项目市场化交易标杆电价收入在报告期内波动主要是受市场化交易电量、市场化交易电价两项因素影响。其中，市场化交易电量与政策规定、电网供需调度、实际资源量等因素息息相关；市场化交易电价又受

电力市场供需及竞争关系、发电项目申报计划、以及发电各期资源变动的情况等因素影响。综合上述因素导致各项目不同时期的市场化交易电量、市场化交易均价（标杆电价部分）以及所对应的收入存在波动，具有合理性。

4、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2023-2025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、0.2345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），整体处于波动下降趋势。发行人2023-2025年度市场化交易均价（不含补贴）为0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时、0.17元/千瓦时，处于持续下降趋势，与太阳能市场化交易电价的波动趋势存在一定差异，且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。

147（2）嘉泽新能（601619.SH）截至 2025 年末总装机规模为 2487.35MW，其

中风电装机规模为 2211MW，集中式光伏发电装机规模为 30MW，分布式光伏及智能微电网 246.35MW。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且占比较高，分别为 1853MW、1853MW、2041MW，其中仅 2024 年增量装机不享有补贴，故其整体市场化交易均价虽有所下降，但降幅较小。2025年嘉泽新能未披露市场化交易均价。

经对比分析，发行人与上述太阳能、嘉泽新能已披露市场化交易均价的变动情况对比如下：

单位：元/千瓦时

2025年2024年2023年2022年

上市公司对比内容均价变动比例均价变动比例均价变动比例均价

太阳能市场化交易均0.23457.97%0.2172-12.74%0.2489--

价（全项目不立新能源0.17-5.56%0.18-21.74%0.2330.43%0.16含补贴）

嘉泽新能市场化交易均未披露-0.480.00%0.48-4.00%0.50

价（风电本地立新能源0.23-17.86%0.28-6.67%0.30-23.08%0.39消纳含补贴）

注：1、因风电疆电外送项目市场化交易主要系偏差电量调节所致，与嘉泽新能本地消纳风电项目不具有可比性，故与嘉泽新能比较时仅选取发行人2022-2024年期间投运的本地消纳的补贴及平价风电项目，剔除?哈郑直流?疆电外送项目；

2、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。

在同一口径下对比分析，太阳能2023-2024年期间市场化交易均价（不含补贴）由0.2489元/千瓦时下降至0.2172元/千瓦时，降幅为12.74%；立新能源剔除补贴后市场化交易均价由0.23元/千瓦时下降至0.18元/千瓦时，降幅为21.74%，下降趋势一致；2025年太阳能市场化交易均价上涨至0.2345元/千瓦时，与立新能源市场化交易均价0.17元/千瓦时继续下降趋势不一致，且发行人市场化交易均价整体低于太阳能。主要是因太阳能在2025年末已投运的新能源发电机组 7170MW 分布于全国 24 个省、直辖市、自治区，全年市场化交易

148电量42.5亿千瓦时，同比增加9.67亿千瓦时，约占太阳能总销售电量的50.78%。

因各地电力供给需求及市场化交易定价机制不同，从而导致其市场化交易电价下降波动较小，而发行人电站全部建设在新疆地区，故受新疆地方市场化交易电价波动影响，降幅高于太阳能。

嘉泽新能主要运营风电项目，且在2022-2025年新增装机规模较小，存量项目多为含补贴项目，根据其公开披露的市场化交易均价（含补贴）自2022年

0.50元/千瓦时下降至2024年0.48元/千瓦时，略有下降但总体稳定。立新能

源选择同口径本地消纳风电项目与之对比，在2022年-2023年由0.39元/千瓦时下降至 0.30 元/千瓦时，系因在该期间新增 149MW 平价风电项目且上网电量主要系参与市场化交易，从而导致该等项目的市场化交易均价整体呈下降趋势，

2024年度公司未新增风电项目，市场化交易均价为0.28元/千瓦时相比2023年

度虽略有下降，但趋于稳定。故从同类型项目来看，发行人市场化交易均价的变动亦与嘉泽新能变动趋势相一致。

综上所述，发行人在2023-2025年市场化交易均价（含补贴）分别0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.25元/千瓦时，系因发行人在2022-2025年期间累计新增并网规模 2572.5MW 的风光电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 1101.5MW，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。据此，公司在报告期内市场化交易综合度电均价（含补贴）整体呈下降趋势，主要是因在报告期内新建无补贴平价项目全面参与市场化交易，降低了以往年度以存量补贴项目为主的市场化交易均价水平，导致公司市场化交易均价（含补贴）的综合水平出现大幅下降。

剔除电价补贴影响后，公司在2022-2025年期间的市场化交易均价为0.16元/千瓦时、0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时、0.17元/千瓦时，该价格反映了公司以标杆电价参与市场化交易竞价的实际波动情况，受电力市场供需及竞争

149关系、发电项目申报计划、以及发电各期资源变动的情况等因素影响，市场化

交易均价存在一定的波动，具有合理性。

（四）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

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58.29%、48.75%及48.28%，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92%以上，毛利率贡献率合计亦均保持在92%以上，业务结构相对稳定，具体情况如下表：

单位：%

2025年度2024年度2023年度

项目收入占毛利率毛利收入占毛利率毛利收入占毛利率毛利率比贡献率率比贡献率率比贡献率

风力发电54.3155.0361.9154.0355.5561.5759.6258.8660.22

光伏发电35.2037.0827.0442.0343.8237.7856.3540.8039.45

购售电业务67.427.7510.8241.980.470.4150.010.220.19

运维服务79.060.140.2375.780.150.2476.060.110.15

主营业务48.28100.00100.0048.75100.00100.0058.29100.00100.00

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59.62%、54.03%及54.31%，风力发电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年公司风力发电毛利率较

2024年提升0.28%，主要系新并网100万千瓦风电项目陆续转商运营，三季度发

电效率不断提升带动了风力发电业务营业收入的提升。

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：

150单位：MW、万元、元/kWh

2025年度2024年度2023年度

项目数额变动数额变动数额

期末装机容量2720.50122.90%1220.5069.40%720.50

营业收入57412.847.16%53576.26-7.34%57821.46

营业成本26230.586.51%24626.545.49%23345.82

上网电量194240.9737.14%141632.010.88%140392.55

平均上网电价0.296-21.86%0.378-8.15%0.412

单位成本0.135-22.34%0.1744.56%0.166

平均利用小时数1173.75-42.59%2044.51-4.04%2130.50

毛利率54.31%0.28%54.03%-5.59%59.62%

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、%

2025年2024年2023年

项目平均电价电量占比平均电价电量占比平均电价电量占比

补贴项目0.4400.4280.451

其中：补贴电费0.25448.030.25379.850.25384.95

标杆电费0.1870.1740.198

平价项目0.16251.970.18320.150.18815.05

风力发电业务平均上网电价0.296100.000.378100.000.412100.00

报告期各期风力发电业务平均上网电价分别为0.412元/千瓦时、0.378元/

千瓦时及0.296元/千瓦时，持续下降，具体分析如下：

*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151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 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，2025年12月末立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目及奇台追风20万千瓦风电项目并网，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 149.00MW、649.00MW 及 2149.00MW，占风力发电装机容量的比例分别为20.68%、53.17%及78.99%。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21128.05万千瓦时、

28533.93万千瓦时及100940.04万千瓦时，占风力发电业务上网电量的比例分

别为15.05%、20.15%及51.97%。报告期各期，平价项目平均电价分别为0.188元/千瓦时、0.183元/千瓦时及0.162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、%

2025年2024年2023年

项目数量占比数量占比数量占比

期末装机容量2720.50100.001220.50100.00720.50100.00

其中：补贴项目571.5021.01571.5046.83571.5079.32

平价项目2149.0078.99649.0053.17149.0020.68

上网电量194240.97100.00141632.01100.00140392.55100.00

1522025年2024年2023年

项目数量占比数量占比数量占比

其中：补贴项目93300.9448.03113098.0779.85119264.5084.95

平价项目100940.0451.9728533.9320.1521128.0515.05

*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0.451元/千瓦时、0.428元/千瓦时及0.440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0.198元/千瓦时、0.174元/千瓦时及0.187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0.266元/千瓦时、0.228元/千瓦时及0.215元/千瓦时。参与市场化交易电量分别为30408.58万千瓦时、-3785.06万千瓦时及18203.63万千瓦时，占风电补贴项目上网电量的比例分别为25.50%、-3.35%及19.51%。

本地消纳的风电补贴项目市场化交易均价分别为0.205元/千瓦时、0.211元/

千瓦时及0.183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12.56%、14.42%及13.14%，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0.324元/千瓦时、0.215元/千瓦时及0.281元/千瓦时，参与市场化交易电量分别为15431.42万千瓦时、-20090.52万千瓦时及5947.23万千瓦时，占风电业务补贴项目上网电量的比例分别为12.94%、-17.76%及6.37%，“哈郑直

153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-20090.52 万千瓦时，相比2023年15431.42万千瓦时，合计减少了-35521.94万千瓦时所致。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。

B.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0.253元/千瓦时、0.253元/千瓦时及0.254

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。

C.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0.203元/千瓦时、0.205元/千瓦时及0.205元/千瓦时，相对稳定。2023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，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21.59%、13.57%及15.20%。

154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78.41%、86.43%及84.80%，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0.198元/千瓦时、0.203元/

千瓦时及0.203元/千瓦时，2023年至2024年小幅提升，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。

*平价项目平均上网电价因参与市场化交易持续下降

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94.06%、96.05%及59.88%，受电力交易制度改革影响，

2025年平价风电项目市场化交易电量占比大幅降低。报告期内，发行人风电业

务平价项目平均电价分别为0.188元/千瓦时、0.183元/千瓦时及0.162元/千瓦时，2023年、2024年及2025年，发行人平价风电项目受市场化交易电价波动及市场化交易电量占比影响，呈现下降状态。

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，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年平均电价为0.296元/千瓦时，较2024年下降21.86%，主要原因系平价项目上网电量占比由20.15%提升至51.97%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：

155单位：万元，%

2025年度2024年度2023年度

项目金额比例金额比例金额比例

折旧20603.2778.5519518.8679.2617588.4675.34

人工970.343.70618.932.51487.352.09安全生产及运行维

2531.699.652716.8911.032883.7112.35

护费

其他2125.288.101771.867.192386.3010.22

合计26230.58100.0024626.54100.0023345.82100.00

*风力发电业务营业成本构成

报告期各期，公司风电业务营业成本分别为23345.82万元、24626.54万元和26230.58万元。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75.34%、79.26%及78.55%。

*风力发电业务营业成本构成与光伏发电业务营业成本构成差异原因

报告期各期，公司风力发电人工薪酬占风力发电营业成本的比例分别为

2.09%、2.51%及3.70%，低于光伏发电人工薪酬占营业成本比例8.45%、7.35%及5.19%。公司风力发电安全生产及运行维护费占风力发电营业成本的比例分别为12.35%、11.03%及9.65%，高于光伏发电安全生产及运行维护费占营业成本的比例3.57%、4.01%及3.58%。

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

156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。报告期内，公司不断提升自身风电场站安全生产管理及运行维护能力，使得安全生产及运行维护费略微下降。

*风力发电业务营业成本变动分析

报告期内，立新能源风力发电项目装机规模有所增加，其中2023年新增并网装机规模 99.50MW，2024 年新增并网装机规模 500MW，2025 年新增并网装机规模 1500MW。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，2025 年四季度新疆能源立新木垒 50万千瓦风电项目及新疆能源立新木垒50万千瓦风电项目转固运营，使得2024年及2025年风力发电营业成本及折旧成本均持续上升。

*风力发电业务单位成本变动分析

报告期各期，立新能源风力发电业务单位成本分别为0.166元/千瓦时、0.174元/千瓦时及0.135元/千瓦时，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。

2025年风力发电业务单位成本较2024年下降26.32%，主要原因系新并网100

万千瓦风电项目三季度尚处于设备调试及试运行期间，发电资产于四季度达到预定可使用状态并转固导致折旧成本增加所致。

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56.35%、42.03%及35.20%，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

157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年毛利率较2024年下降6.83%，主要系2025年新疆区域新能源装机容量快速增长，与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，导致新能源发电行业短期内出现较高的限电率，发电设备利用效率下降所致。

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

2025年度2024年度2023年度

项目数额变动数额变动数额

期末装机规模953.5011.72%853.504.15%819.50

营业收入38689.20-8.45%42262.275.44%40082.52

营业成本25069.572.34%24497.5140.01%17496.47

上网电量103307.64-12.30%117800.3323.91%95068.43

平均上网电价0.3754.39%0.359-14.91%0.422

单位成本0.24316.69%0.20813.00%0.184

平均利用小时数1230.84-14.09%1432.746.63%1343.63

毛利率35.20%-6.83%42.03%-14.32%56.35%

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

报告期各期，发行人光伏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、%

2025年2024年2023年

项目电量占平均电价平均电价电量占比平均电价电量占比比

补贴项目0.4660.4720.492

其中：补贴电费0.28168.090.28463.070.29078.63

标杆电费0.1840.1880.202

平价项目0.18031.910.16636.930.16421.37

光伏发电业务平均上网电价0.375100.000.359100.000.422100.00

报告期各期，公司光伏发电业务平均上网电价分别为0.422元/千瓦时、0.359

158元/千瓦时及0.375元/千瓦时。2024年公司光伏发电平均上网电价分别同比下降

14.91%，2025年较上年提升4.39%，具体分析如下：

*平价项目上网电量比逐年提升，导致光伏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2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）规定，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

报告期内，发行人新增并网光伏发电项目均为平价项目，不再享受补贴。故发行人报告期内并网发电的新疆兵团第九师166团7万千瓦农光互补光伏发电项目、

立新光电吉木萨尔县15万千瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示范项目及奇台县

10万千瓦光伏发电项目（2025年12月末并网，当年未实现收入）均为平价上网项目，不再享受新能源发电补贴。

报告期内，发行人光伏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 289.50MW、323.50MW 及 423.50MW，占光伏发电装机容量的比例分别为35.33%、37.90%及44.42%。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20313.56万千瓦时、

43504.55万千瓦时及32967.75万千瓦时，占光伏发电业务上网电量的比例分

别为21.37%、36.93%及31.91%。2023年、2024年及2025年，光伏发电平价项目平均上网电价分别为0.164元/千瓦时、0.166元/千瓦时及0.180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，光伏发电业务整体平均上网电价逐年下降。

报告期各期，发行人光伏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、%

1592025年2024年2023年

项目数量占比数量占比数量占比

期末装机规模953.50100.00853.50100.00819.50100.00

其中：补贴项目530.0055.58530.0062.10530.0064.67

平价项目423.5044.42323.5037.90289.5035.33

上网电量103307.64100.00117800.33100.0095068.43100.00

其中：补贴项目70339.8968.0974295.7863.0774754.8778.63

平价项目32967.7531.9143504.5536.9320313.5621.37

*补贴项目平均上网电价受市场化交易的影响存在波动

报告期内，发行人光伏发电补贴项目平均电价分别为0.492元/千瓦时、0.472元/千瓦时及0.466元/千瓦时，2024年较2023年有所下降，主要系2024年光伏发电补贴项目参与市场化交易的均价较2023年下降所致。2025年较2024年略微下降，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所致。

A.光伏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，发行人光伏发电补贴项目标杆电费平均上网电价分别为0.202元/千瓦时、0.188元/千瓦时及0.184元/千瓦时，2024年较2023年下降0.014元/千瓦时，降幅为6.93%。主要原因系2024年光伏发电补贴项目市场交易电量占比为6.08%，与2023年的5.88%保持相对稳定，而市场化交易均价由0.205元/千瓦时下降至0.092元/千瓦时，下降0.113元/千瓦时。2025年光伏发电补贴项目标杆电费平均上网电价与2024年保持稳定。

B.光伏发电补贴项目补贴电费平均上网电价保持稳定发行人光伏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，发行人光伏发电补贴项目补贴电费的平均上网电价分别为0.290元/千瓦时、0.284元/千瓦时及0.281

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

160定价政策。

C.光伏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，发行人光伏发电补贴项目杆电费中保障性收购平均电价分别为

0.212元/千瓦时、0.213元/千瓦时及0.213元/千瓦时，相对稳定。2024年平均

上网电价较2023年小幅提升的原因系报告期内保障性收购电量中“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，而除“哈郑直流”以外的补贴项目标杆电费上网电价保持稳定。

报告期内，“哈郑直流”疆电外送项目保障性收购上网电量占光伏发电贴项目保障性收购电量的比例分别为19.87%、21.42%及15.23%。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0.198元/千瓦时、0.203元/千瓦时及0.203元/千瓦时。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。

*平价项目平均电价保持相对稳定

2023年、2024年及2025年，发行人光伏发电业务平价项目平均电价分别为

0.164元/千瓦时、0.166元/千瓦时及0.180元/千瓦时，2024年与2023年保持相对稳定，2025年有所上升，主要原因系2025年光伏发电业务平价项目市场化交易电量占比由2024年的87.34%下降至47.00%。

综上，报告期内，发行人光伏发电业务平均电价总体呈现下降趋势，2024年平均电价为0.359元/千瓦时，较2023年下降14.91%，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0.492元/千瓦时下降至0.472元/千瓦时，同时平价项目上网电量占比由21.37%提升至36.93%所致。2025年平均电价为

0.375元/千瓦时，与2024年保持相对稳定。

161（2）营业成本构成及单位成本变动分析

报告期内，立新能源光伏发电业务营业成本构成如下表：

单位：万元

2025年度2024年度2023年度

项目金额比例金额比例金额比例

折旧20294.2980.9519203.5078.3913258.2575.78

人工1300.485.191801.537.351478.058.45安全生产及运行维

898.153.58981.414.01624.573.57

护费

其他2576.6510.282511.0710.252135.5912.21

合计25069.57100.0024497.51100.0017496.46100.00

*光伏发电业务营业成本构成

报告期各期，公司光伏发电业务营业成本分别为17496.46万元、24497.51万元及25069.57万元。公司光伏发电业务成本主要是光伏发电设备、变电设备及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，报告期各期公司光伏发电折旧费用占光伏发电营业成本的比例分别为

75.78%、78.39%及80.95%。其他成本主要包括差旅费、车辆费、物业费、物料

消耗、无形资产摊销、租赁费、保险费、试验预试费、咨询服务费及下网电费等。

公司光伏发电项目以自主运维为主、外部运维为辅，故人工成本相较安全生产及运营维护费用更高。

*光伏发电业务营业成本变动分析

2024年，公司光伏发电业务营业成本较上年增加7001.05万元，主要系2023年转固运营的发电项目，在2024年全年均进行折旧摊销，使得折旧成本增加5945.25万元。其次系人工成本、运行维护及安全生产费的提升所致。2025年，

公司光伏发电业务营业成本较上年增加572.06万元，主要系2024年转固运营的发电项目，在2025年全年均进行折旧摊销，使得折旧成本增加所致。

*光伏发电业务单位成本变动分析

162报告期各期，公司光伏发电业务单位成本分别为0.184元/千瓦时、0.208元/

千瓦时及0.243元/千瓦时。2024年，公司光伏发电单位成本为0.208元/千瓦时，较上年增加13.00%，主要系公司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。另一方面，平价项目主要系本地消纳项目，受电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善及规划协调不足等因素影响，短期内出现较高的限电率，发电设备的利用率及收入的提升需要一定的爬坡周期，短期内经营业绩未有效释放，进而使得光伏发电单位成本同比上升13.00%。

2025年，公司光伏发电单位成本为0.243元/千瓦时，较上年增加16.69%，

主要原因系新疆作为国家九大清洁能源基地核心区，为完成国家可再生能源发展规划目标，新疆明确?十四五?收官之年2025年新增新能源装机规模目标超

5000万千瓦。受电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善及规

划协调不足等因素影响，新能源装机的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，新能源发电行业短期内出现较高的限电率，2025年公司光伏发电业务平均利用小时数为1230.84小时，较2024年下降14.09%。

4、发行人主要产品毛利率与同行业可比公司比较情况

（1）公司主营业务毛利率与同行业可比公司比较

报告期内，公司主营业务毛利率与同行业可比公司比较情况如下：

单位：%公司名称2025年2024年度2023年度

节能风电41.2549.4853.70

太阳能47.0646.2934.63

嘉泽新能58.0961.8262.16

中闽能源55.2658.5857.87

江苏新能50.1551.7449.98

三峡能源41.6652.7655.17

163公司名称2025年2024年度2023年度

同行业平均50.3653.4552.25

立新能源48.2848.7558.29

注：主营业务毛利率=（主营业务收入-主营业务成本）/主营业务收入。

报告期各期，发行人主营业务毛利率分别为58.29%、48.75%及48.28%，同行业可比公司平均主营业务毛利率分别为52.25%、53.45%及50.36%。发行人主营业务毛利率的变动情况与同行业可比公司平均水平存在差异，主要原因系同行业可比公司产品结构与发行人存在差异所致。其中，太阳能除经营光伏发电业务外，还经营光伏组件制造业务，光伏组件制造业务毛利率较低及波动较大。

江苏新能除经营光伏发电、风力发电业务外，还经营生物质发电、供汽供水等业务，生物质发电、供汽供水业务较光伏发电业务及风力发电业务毛利率均较低。排除该项因素外，2023年至2025年立新能源主营业务毛利率水平及波动情况与同行业可比公司接近。

报告期各期，立新能源主营业务收入主要来源于风力发电及光伏发电业务，该两项业务收入合计占比分别为99.67%、99.38%及92.11%，为了增强发行人主营业务毛利率与同行业可比公司的可比性，故将发行人风力发电业务、光伏发电业务毛利率与同行业可比公司同类业务进一步对比分析如下。

（2）公司风力发电业务毛利率与同行业可比公司比较

2023年至2025年，公司风力发电业务毛利率与同行业可比公司比较情况如

下：

单位：%公司名称2025年度2024年度2023年度

节能风电48.3158.5862.18

嘉泽新能59.6662.7763.09

中闽能源58.9461.3261.89

江苏新能54.7756.0954.39

三峡能源46.4753.0256.94

同行业平均53.6358.3659.70

164公司名称2025年度2024年度2023年度

立新能源54.3154.0359.62

注：1、上述毛利率来源于可比公司年度报告中的风力发电业务毛利率；2、节能风电为新疆区域风力发电业务毛利率。

2023年至2025年，公司风力发电业务毛利率分别为59.62%、54.03%和

54.31%，总体呈下降趋势。2023年至2025年，同行业可比公司风力发电业务的

平均毛利率为59.70%、58.36%和53.63%，亦呈现下降趋势。发行人风力发电业务均集中在新疆，2024年，发行人风力发电业务毛利率较2023年下降5.59%，与节能风电新疆区域风力发电业务毛利率下降比率3.60%较为接近。2023年至

2025年，公司风力发电业务毛利率水平及整体变动趋势与同行业可比公司基本一致。

（3）公司光伏发电业务毛利率与同行业可比公司比较

2023年至2025年，公司光伏发电业务毛利率与同行业可比公司比较情况如

下：

单位：%公司名称2025年度2024年度2023年度

太阳能46.6658.9865.92

嘉泽新能50.1146.6754.05

中闽能源14.9849.1244.55

江苏新能41.4643.2752.48

三峡能源33.9853.0853.20

同行业平均37.4450.2253.80

立新能源35.2042.0356.35

注：1、上述毛利率来源于可比公司年度报告中的光伏发电业务毛利率；2、太阳能为新疆区域光伏发电业务毛利率。

2023年至2025年，公司光伏发电业务毛利率分别为56.35%、42.03%和

35.20%，总体呈下降趋势。同行业可比公司光伏发电业务的平均毛利率为53.80%、50.22%及37.44%，亦呈下降趋势。2024年公司光伏发电业务毛利率为42.03%，

与嘉泽新能、中闽能源、江苏新能比较接近，2025年公司光伏发电业务毛利率

165为35.20%，与三峡能源比较接近。太阳能存在光伏组件制造业务，内部采购价格较低，使得其光伏电站造价较低，进而使得光伏发电业务毛利率较高。2025年公司光伏发电业务毛利率较2024年下降6.83%，主要系受电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善及规划协调不足等因素影响，新能源装机的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，新能源发电行业短期内出现较高的限电率，2025年公司光伏发电业务平均利用小时数为1230.84小时，较2024年下降14.09%。中闽能源光伏发电项目均位于新疆，

2025年中闽能源及太阳能新疆区域光伏发电业务毛利率受限电率因素影响，较

2024年均有较大幅度的下降。嘉泽新能光伏发电业务规模较小且主要集中在河

北、天津用电负荷中心，毛利率水平受限电率的影响较小。

2023年至2025年，公司光伏发电业务毛利率水平及变动趋势与同行业可比公司基本一致。

（五）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

1、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

2022年至2025年1-6月，公司归属于母公司股东的净利润分别为19600.72

万元、13521.63万元、5018.21万元及895.17万元，扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润分别为19565.07万元、13026.22万元、4987.64万元

及421.47万元，出现持续下降的情形。2025年一季度，公司归属于母公司股东的净利润为-936.41万元，扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润为-949.59万元。发行人净利润逐年下降，2025年一季度亏损的主要原因具体分析如下：

（1）2023年净利润下降的原因分析

公司2023年业绩变动情况如下：

166单位：万元

同比变动项目2023年2022年度金额比例

营业收入98976.8688178.4910798.3712.25%

营业成本41534.1335755.975778.1616.16%

毛利57442.7352422.525020.219.58%

管理费用3592.543703.04-110.51-2.98%

研发费用374.7489.35285.39319.41%

财务费用17278.6919331.62-2052.93-10.62%

其他收益（损失以“-”号填列）2052.051425.73626.3143.93%

信用减值损失（损失以“-”号填列）-21176.90-7820.51-13356.39170.79%

营业利润15349.4521419.34-6069.89-28.34%

净利润13555.5319593.51-6037.98-30.82%

归属于母公司股东的净利润13521.6319600.72-6079.09-31.01%扣除非经常损益归属于母公司股

13026.2219565.07-6538.85-33.42%

东的净利润

2023年，公司实现营业收入98976.86万元，同比增加12.25%，实现归属于

母公司股东的净利润13521.63万元，较上年同期减少了6079.09万元；扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润为13026.22万元，较上年同期减少了

6538.85万元。

2023年，公司归属于母公司股东的净利润降幅较大，降幅31.01%；扣除非

经常性损益后归属于母公司股东的净利润降幅较大，降幅为33.42%，公司2023年业绩情况出现一定程度下滑，主要原因系：公司2023年实际收回的应收新能源补贴电费款较上年下降，应收新能源发电补贴款持续增加，而公司采用了相比同行业上市公司更为谨慎的应收账款坏账计提政策，导致应收账款信用减值损失计提上升。2022年及2023年，公司收到新能源补贴电费款分别为40401.36万元及15568.13万元，当期计提的信用减值损失分别为7820.51万元及21176.90万元。2023年信用减值损失较2022年增加13356.39万元，系2023年业绩下滑的主要原因。

（2）2024年净利润下降的原因分析

167公司2024年业绩变动情况如下：

单位：万元同比变动项目2024年2023年金额比例

营业收入97067.8598976.86-1909.01-1.93%

营业成本49577.1241534.138042.9919.36%

税金及附加1854.321873.26-18.95-1.01%

毛利47490.7357442.73-9952.00-17.33%

管理费用3253.503592.54-339.04-9.44%

研发费用647.88374.74273.1472.89%

财务费用19091.2717278.691812.5910.49%

其他收益（损失以“-”号填列）1885.942052.05-166.10-8.09%

信用减值损失（损失以“-”号填列）-16830.67-21176.904346.23-20.52%

营业利润7727.3115349.45-7622.15-49.66%

净利润（净亏损以“-”号填列）4931.1613555.53-8624.37-63.62%归属于母公司股东的净利润（净亏损以

5018.2113521.63-8503.42-62.89%“-”号填列）扣除非经常损益归属于母公司股东的净

4987.6413026.22-8038.58-61.71%

利润

2024年，公司实现营业收入97067.85万元，同比减少1.93%，实现归属于

母公司股东的净利润5018.21万元，较上年同期减少了8503.42万元，同比下降

62.89%；扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润为4987.64万元，较上

年同期减少了8038.58万元，同比下降61.71%。主要影响指标系营业收入下降

1909.01万元，营业成本上升8042.99万元以及财务费用上升1812.59万元。

2024年，发行人营业收入较2023年下降1909.01万元，主要系风力发电业

务营业收入同比减少4245.20万元所致，主要系：*2024年风电项目因风资源条件存在波动，风资源弱于2023年，以及限电率较2023年增加4.11%，导致的风力发电设备利用小时数较上年减少85.99小时；*风电项目部分电量参与电力

市场化交易，因交易价格波动导致的标杆电费电价同比下降10.48%。

2024年，发行人营业成本较2023年同比上升8042.99万元，主要系折旧成

168本的上升。发行人新疆立新能源吉木萨尔三期100兆瓦并网光伏发电项目于2023年 7 月转固、哈密新风恒远十三间房 49.5MW 风电项目于 2023 年 4 月转固、新

疆立新能源若羌县米兰5万千瓦风电项目于2023年10月转固、金润绿原达坂城

49.5MW 分散式风电项目于 2023 年 10 月转固、立新光电吉木萨尔县 15 万千瓦

“复合光伏+储能”一体化清洁能源示范项目于2023年12月转固。前述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。

2024年，发行人财务费用较2023年增加1812.59万元，主要系立新能源新

增借款用于新能源发电项目公司出资及补充流动资金，另外新建新能源发电项目转固后，相关的项目开发贷款产生的借款费用计入财务费用所致。

另外，平价项目主要系本地消纳项目，受电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善、规划协调不足及短期内新疆区域新能源装机容量快速增长，与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配等因素影响，短期内出现较高的限电率，发电设备的利用率及收入的提升需要一定的爬坡周期，短期内经营业绩未有效释放，导致2024年经营业绩出现下降。

（3）2025年一季度亏损的原因分析

发行人2025年1-3月主要经营数据及其变动情况具体如下：

单位：万元变动情况

项目2025年1-3月2024年1-3月金额比例

营业收入21678.6020600.911077.695.23%

营业成本12192.5511820.45372.093.15%

管理费用722.18604.41117.7619.48%

财务费用5116.614681.35435.269.30%

信用减值损失（损失以“-”号填列）-4198.12-1533.70-2664.42173.72%

营业利润-295.372219.55-2514.92-113.31%

169变动情况

项目2025年1-3月2024年1-3月金额比例

利润总额-313.592211.02-2524.61-114.18%

所得税费用641.01841.96-200.95-23.87%

净利润-954.601369.06-2323.66-169.73%

归属于母公司所有者的净利润-936.411407.99-2344.40-166.51%

扣除非经常性损益后的归属母公司股东净利润-949.591387.15-2336.74-168.46%

2025年1-3月，发行人经营业绩大幅下降的主要原因如下：

2025年1-3月，发行人营业收入、营业成本及毛利分别为21678.60万元、

12192.55万元及9486.05万元，分别同比增加5.23%、3.15%及8.04%。2025年

1-3月，发行人综合毛利率为43.76%，较上年同期的42.62%增加1.14%。2025年1-3月，发行人新能源发电业务上网电量为56469.49万千瓦，较上年同期的

54429.71万千瓦增加3.75%。2025年3月末，发行人新能源发电装机规模

2574MW，独立储能装机规模 160MW/640MWh，新能源发电装机规模相比 2024年 3 月末的 1540MW 增加 1034MW。2025 年 3 月末，发行人新并网 1000MW风力发电项目及 160MW/640MWh 独立储能项目尚处于设备调试阶段，发电及运营效率较低。2025年1-3月，发行人营业收入、营业成本及毛利的同比变动情况与发行人装机规模及上网电量的变动情况相匹配。

*信用减值损失较上年同期增加2664.42万元，增幅173.72%。

2025年1-3月，发行人信用减值损失为-4198.12万元，较上年同期的-1533.70

万元增加2664.42万元，增幅为173.72%。发行人信用减值损失主要系应收账款回收周期变长导致的计提的坏账准备增加所致，具体金额如下：

单位：万元项目2025年3月31日2024年3月31日

应收账款账面余额286445.52240482.82

坏账准备76342.0256926.55

坏账准备/应收账款账面余额26.65%23.67%

应收账款账面价值210103.51183556.27

170*管理费用和财务费用有所增加

2025年1-3月管理费用较上年同期增加117.76万元，主要系随着装机规模的提升，管理成本有所上升。

2025年1-3月财务费用较上年同期增加435.26万元，主要为中长期借款金

额的增加导致利息支出的增加。

综上，发行人2025年1-3月业绩下滑主要是受新能源发电项目纳入补贴清单周期较长，及新能源发电项目补贴合规核查进度影响，应收新能源发电补贴回款滞后，公司应收补贴款规模及账龄增加，计提信用减值损失同比增加所致。

（4）2025年1-6月净利润下降的原因分析

发行人2025年1-6月主要经营数据及其变动情况具体如下：

单位：万元同比变动

项目2025年1-6月2024年1-6月金额比例

营业收入49625.2952804.98-3179.69-6.02%

营业成本25274.9923699.381575.616.65%

税金及附加927.28885.0942.194.77%

毛利24350.3029105.60-4755.30-16.34%

管理费用1734.641434.42300.2220.93%

研发费用230.96146.8584.1057.27%

财务费用10132.779419.13713.647.58%

其他收益（损失以“-”号填列）1110.62974.65135.9713.95%

信用减值损失（损失以“-”号填列）-11987.57-7146.52-4841.0467.74%

营业利润1053.7411076.49-10022.75-90.49%

净利润866.149068.80-8202.66-90.45%

归属于母公司股东的净利润895.179105.44-8210.27-90.17%

扣除非经常性损益后的归属母公司股东净利润421.479153.34-8731.87-95.40%

2025年1-6月，公司实现营业收入49625.29万元，同比减少6.02%，实现

归属于母公司股东的净利润895.17万元，较上年同期减少了8210.27万元，同171比下降90.17%；扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润为421.47万元，

较上年同期减少了8731.87万元，同比下降95.40%。主要影响指标系信用减值损失计提金额同比增加4841.04万元，营业收入下降3179.69万元，营业成本上升1575.61万元以及期间费用上升1097.97万元。

2025年1-6月，发行人信用减值损失为-11987.57万元，较上年同期的

-7146.52万元增加4841.04万元，增幅为67.74%。发行人信用减值损失主要系应收账款回收周期变长导致的计提的坏账准备增加所致。

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，造成上述项目限电率较上年同期增幅较大，使得发行人营业收入较上年同期下降3179.69万元。

发行人因新能源装机规模的提升，营业成本较上年同期增加1575.61万元，管理费用较上年同期增加300.22万元，财务费用较上年同期增加713.64万元。

2、前述不利因素是否仍持续，是否影响发行人持续经营能力。

2022年至2025年，对发行人经营业绩产生不利影响的因素主要包括：应收

补贴款回款周期长；市场化交易电价波动；新能源项目尤其是本地消纳项目限电率较高；新能源发电项目配套储能设备价格较高。公司可享受新能源发电补贴发电项目受纳入?国补目录?审核周期较长及补贴合规自查影响，尚未纳入?国补目录?或?合规清单?项目产生的应收补贴款金额较大且持续增加，短期内应收补贴款回款周期长这一不利因素将导致的计提的信用减值损失金额较大，对公司经营业绩持续产生一定程度的不利影响。随着电力市场化交易机制不断完善，电网建设的持续推进、储能技术的加快应用以及发电、储能设备价格持续下降，市场化交易电价波动、新能源项目尤其是本地消纳项目限电率较高、新能源发电项目配套储能设备价格较高这三个不利因素的对公司经营业绩的影

响将逐渐缓解，对此具体分析如下：

（1）应收补贴款回款周期长

公司应收补贴款回款周期长是影响公司未来经营业绩的一个重要因素，短期

172内这一不利因素将导致公司应收补贴款计提的信用减值损失金额较大，对公司

经营业绩持续产生一定程度的不利影响。2023年至2025年，公司实际收回的应收新能源补贴电费款较2022年下降较多，2022年末至2025年末，应收新能源发电补贴款持续增加，而公司采用了相比同行业上市公司更为谨慎的应收账款坏账计提会计估计，导致应收账款信用减值损失计提金额较大，且波动上升。2022年、2023年、2024年及2025年，公司收到新能源补贴电费款分别为40401.36万元、15568.13万元、10306.44万元及17988.52万元，当期计提的信用减值损失分别为7820.51万元、21176.90万元、16830.67万元及16720.12万元，占当期营业收入的比例分别为8.87%、21.40%、17.34%及15.77%，占比较高。

发行人2025年1-3月及2025年1-6月业绩下滑主要是受新能源发电项目纳入补

贴清单周期较长，及新能源发电项目补贴合规核查进度影响，应收新能源发电补贴回款滞后，公司应收补贴款规模及账龄增加，计提信用减值损失分别同比增加

2664.42万元及4841.04万元所致。

应收补贴款回款周期长系新能源发电行业均面临的问题，针对应收账款，公司采用了相比同行业上市公司更为严谨的应收账款坏账计提会计估计，导致应收账款信用减值损失计提金额较大。此外，虽然公司应收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。但若未来补贴电费回款周期较长的情况无法得到改善，将导致公司应收账款规模不断增长，进而影响公司的资产负债率及经营活动现金流。未来，若前述不利因素不能有效缓解，在现行的应收账款坏账计提政策下，发行人的经营业绩仍存在进一步下滑的风险，具体分析如下：

*对发行人资产负债率的影响

2022年以来，发行人业务快速发展，新能源发电总装机容量从2022年初的

1029MW 提高到 2025 年末的 3674MW，并建成投运独立储能项目装机规模

760MW/3040MWh。2022 年至 2025 年，公司投资活动中用于购建固定资产、无形

资产和其他长期资产支付的现金分别为174005.47万元、115395.97万元、

379031.08万元和222086.58万元。

2022年末至2025年末，立新能源应收可再生能源补贴金额分别为178778.43

173万元、222794.21万元、267734.99万元及298856.87万元，占公司总资产的比

例分别为19.52%、23.13%、17.51%及15.94%，应收可再生能源补贴金额较大、占比较高、回款周期长，发行人在建设新能源项目时，资金来源需要更多的采用金融机构借款的方式。2022年至2025年末，发行人短期借款、长期借款及融资租赁借款本金规模由2022年初的47.10亿元增加至2025年末的116.30亿元，有息债务本金增加了69.20亿元，使得资产负债率较高且总体持续提升。2022年末至2025年末，公司资产负债率分别为68.67%、69.39%、80.92%及75.91%。

如果发行人应收补贴款不存在回款周期变长的情形，发行人可减少部分金融机构借款，利息支出及资产负债率均将有所降低。

*经营活动产生的现金流量净额及占营业收入的比例总体下滑

2022年至2025年，发行人经营活动现金流入金额分别为102084.37万元、

77948.79万元、66377.83万元及96968.47万元，销售商品、提供劳务收到的

现金分别为87093.33万元、66593.86万元、61977.67万元及83017.06万元，经营性活动产生的现金流量净额分别为81225.43万元、50395.56万元、35591.57

万元及59647.55万元。2022年至2025年，发行人销售商品、提供劳务收到的现金与营业收入的比例分别为98.77%、67.28%、63.85%及78.32%，经营活动产生的现金流量净额与营业收入的比例分别为92.11%、50.92%、36.67%及56.28%，总体均呈下降状态，主要系公司应收可再生能源补贴款金额较大、回款周期变长，

2022年至2025年，公司收到补贴电费款分别为40401.36万元、15568.13万元、

10306.44万元及17988.52万元，总体呈现下降状态。2022年至2025年，发行

人的销售商品、提供劳务收到的现金、经营活动产生的现金流量净额对比如下：

单位：万元项目2025年度2024年度2023年度2022年度

销售商品、提供劳务收到的现金*83017.0661977.6766593.8687093.33

营业收入*105992.6097067.8598976.8688178.49比率（*/*）78.32%63.85%67.28%98.77%

经营活动产生的现金流量净额*59647.5535591.5750395.5681225.43比率（*/*）56.28%36.67%50.92%92.11%

*应收补贴款信用减值损失金额对当期利润总额的影响较大

1742022年至2025年，发行人信用减值损失分别为-7820.51万元、-21176.90

万元、-16830.67万元及-16720.12万元，主要系应收补贴款计提的信用减值损失，占当期营业收入的比例分别为-8.87%、-21.40%、-17.34%及-15.77%，占当期利润总额的比例分别为-36.92%、-135.19%、-218.34%及-139.50%。在发行人现有应收账款坏账计提比例下，应收补贴款回款周期变长的情况对发行人经营业绩的影响较大。2022年至2025年，发行人信用减值损失与营业收入、利润总额对比如下：

单位：万元项目2025年度2024年度2023年度2022年度

营业收入105992.6097067.8598976.8688178.49

信用减值损失（损失以“-”号填列）-16720.12-16830.67-21176.90-7820.51

利润总额11986.167708.5715664.1221181.72

信用减值损失/营业收入-15.77%-17.34%-21.40%-8.87%

信用减值损失/利润总额-139.50%-218.34%-135.19%-36.92%

（2）市场化交易电价波动

公司业绩下降的原因中，针对上网电价下降方面，为保障新能源项目电价水平，*2025年7月，国家能源局新疆监管办发布了《新疆电力辅助服务市场实施细则》，对辅助服务报价上限由0.7元/千瓦时调整到0.262元/千瓦时，大幅减少了新能源电站分摊的调峰费用，稳定新能源电价水平。*新疆自治区发展改革委于2024年11月15日印发《关于2025年新疆电网优先购电优先发电计划的通知》，明确2025年度风电优先小时数895小时，光伏优先小时数500小时，同时平价新能源项目优先电量电价为0.262元/千瓦时，高于非平价项目。

为缓解电价波动对企业的影响，2025年6月24日，新疆发改委发布《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）》，方案明确：新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。上网电价方面，对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：补贴项目机制电量规模比例30%；平价项目机制电量规模比例50%。机制电价补贴项目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

175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

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。竞价按年组织，由已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价。存量项目执行期限，取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年剩余年限中的较小者。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10月15日，国网新疆电力有限公司公示2025年度增量新能源项目机制电价竞价结果。其中风电项目机制电价为0.252元/千瓦时，光伏项目机制电价为0.235元/千瓦时。

综上，随着新能源发电项目上网电价市场化改革的深入，预计发行人新能源发电项目不含补贴部分的上网电价因参与市场化交易而产生价格波动幅度将有所降低，项目收益将更加稳定，市场化交易电价波动对发行人经营业绩的影响将逐渐缓解。

（3）新能源项目尤其是本地消纳项目限电率较高

针对新能源项目尤其是本地消纳项目限电率较高问题，新疆弃风率和弃光率较高主要源于电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善、规划协

调不足及短期内新疆区域新能源装机容量的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配。*根据《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展

第十五个五年规划纲要》，?十五五?期间，新疆将着力构建清洁低碳、安全

充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，有力支撑实现?双碳?目标任务。A.推动新能源成为新增电力供应主体：布局北疆大型新能源基地，建设南疆?沙戈荒?新能源基地；B.多渠道拓展新能源消纳：实施可再生能源

电力强制消费机制；发展源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等就近消纳模式；推动新能源从单一电力消纳向多能综合利用转变。C.全面提升电力系统综合调节能力：加快抽水蓄能、新型储能建设，发展飞轮、压缩空气、长时储能等多元技术路线;推进虚拟电厂、需求侧响应，提升高比例新能源接入下的系统安全韧性；D.建强内供外送的电力网：提高疆内外电力互济水平；优化疆内

电网主干网架，力争形成?内供十一环网?主网架格局；推动农村电网巩固提176升工程，提升配电网承载能力；加快?疆电外送?通道配套新能源基地建设，

提高外送电量中新能源占比；探索与周边国家电力合作模式，拓展能源互联互通。*随着储能技术的持续加快应用，电力市场化交易制度、跨省电力交易机制及新能源电力外送机制的不断完善，新疆电网新能源电力的消纳能力将持续提升。

*新疆将通过高比例可再生能源替代传统能源加快构建新型电力系统，实现“三基地一通道”战略布局与全国能源市场的深度协同。新能源项目尤其是本地消纳项目限电率较高的问题将得到逐步缓解。

（4）新能源发电项目配套储能设备价格较高

针对新能源发电项目配套储能设备价格较高因素，造成项目造价成本较高、折旧成本较高的因素，*2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），通知指出，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。”即随着新能源发电项目配储政策逐步放宽，未来发行人新能源项目造价成本将进一步降低。*可再生能源电站的建设成本中设备及安装占据了80%以上比重，随着技术进步风力发电机组、光伏组件、储能系统价格的不断下降，平价项目的投资收益将有所提升。

2024年以来，风力发电机组、光伏组件、储能设备价格已经较2022年大幅下降，具体分析如下：

*风力发电机组

发行人2022年、2023年及2024年均进行了风力发电机组采购合同的签署，采购合同均价分别为 226.95 万元/MW、201.49 万元/MW 及 165.71 万元/MW，风力发电机组采购价格持续下降，2024年采购均价较2022年下降26.98%。

*光伏组件

2022年以来，晶硅光伏组件价格持续下跌，由2022年初的0.21美元/瓦下

降至2025年末的0.08美元/瓦，下降比例为61.90%。发行人光伏组件的采购主

177要集中在2022年。2022年1月至2025年12月，晶硅光伏组件现货价走势如下

图：

*储能系统

发行人2022年、2024年及2025年均进行了储能系统采购合同的签署，采购合同均价分别为 135.91 万元/MWh、59.43 万元/MWh 及 42.82 万元/MWh，储能系统采购价格持续下降，2025年采购均价较2022年下降68.49%。

综上，公司新能源发电项目配套储能设备价格较高导致的折旧成本较高，对经营业绩产生的不利影响系阶段性的。2025年末公司在建新能源发电项目及储能项目的设备采购价格较已并网项目的设备采购价格大幅下降，长期来看公司新能源发电项目配套储能设备价格较高这一不利因素对公司经营业绩的影响将逐步降低。

（5）发行人核心业务、经营环境、主要业务发展情况未发生重大不利变化

2022年以来，发行人核心业务稳定，发展情况良好，立新能源一直从事风

力发电、光伏发电项目的投资、开发、建设和运营业务。2022年以来，发行人业务快速发展，新能源发电总装机容量从 2022 年初的 1029MW 提高到 2025 年末的 3674.00MW，上网电量总体均呈增长趋势，营业收入总体呈上升趋势。2025年，随着新并网新疆能源立新木垒 500MW 风电项目、立新能源达坂城 500MW风电项目的转商运营，2025年三季度以来新并网发电项目发电效率不断提升，

178同时 2025 年末合计装机规模 760MW/3040MWh 独立储能项目并网试运行，带动

了2025年经营业绩的回升，其中，2025年营业收入同比增加8924.75万元。

另一方面，2025年二季度以来，公司联营企业新疆华电天山发电有限公司部分发电项目实现并网发电，2025年为公司带来投资收益1490.89万元。2025年，发行人归属于母公司股东的净利润及扣除非经常损益后归属于母公司股东的净

利润分别为8507.85万元及7777.88万元，分别较2024年增长69.54%及

55.94%。2025年末，发行人在建的立新能源20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80

万千瓦风电项目、奇台县30万千瓦风光同场发电项目实现并网发电。发行人前述新建新能源项目均系平价项目，并网投产并转商业运营后，销售回款稳定及时，营业收入和经营性现金流入将大幅提升，经营业绩亦将得到有效的改善。

立新能源所处风力发电、光伏发电行业为国家鼓励发展行业，符合国家“十四五”及?十五五?战略发展规划。公司主营业务涉及的现行国家法律法规、产业政策、行业管理体系未发生重大不利变化。目前，我国进一步明确提出“二氧化碳排放量力争在2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和”的目标，并将发展可再生能源作为实施能源供给侧结构性改革的主要方向。未来在能源利用上，将会从高碳到低碳再到零碳，实现电力零碳化和燃料零碳化，可再生能源占比将继续提高。

公司主要客户为国网新疆电力有限公司、新疆锦龙电力集团有限公司及新疆

生产建设兵团第九师热电有限公司，客户为公司可再生能源电站所属区域的电网企业，负责全额收购公司所生产电力。2022年以来，公司客户稳定，未发生重大变化。

综上所述，受多种因素影响，立新能源2022年、2023年、2024年及2025年1-6月归属于母公司股东的净利润持续下降，2025年一季度出现亏损。2025年公司扣非前后归母净利润均同比增长。

应收补贴款回款周期长系新能源发电行业均面临的问题，短期内应收补贴款回款周期长这一不利因素将导致的计提的信用减值损失金额较大，对公司经营业绩持续产生一定程度的不利影响。新能源项目结算电费价格受市场化交易价格波动影响，短期内仍存在进一步下降的风险。新能源项目的限电率受电网

179建设周期、调峰能力、电力市场交易机制、规划协调及短期内新疆区域新能源

装机容量的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配等因素影响，短期内仍存在不能有效缓解而导致产能利用率不足、经营业绩不能有效释放的风险。2022年以来，发行人核心业务、经营环境、主要业务发展情况未发生重大不利变化，随着电力深化改革，电网建设的持续推进、储能技术持续加快应用、新能源消纳渠道的拓展以及电力市场交易机制的不断完善，前述不利因素不会对公司持续经营能力产生重大不利影响。

（六）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

1、发行人最近一期末不存在金额较大的财务性投资（包括类金融业务）的

情形截至2025年12月31日，发行人财务报表中可能涉及财务性投资（包括类金融业务）的科目的具体情况如下：

单位：万元项目账面价值是否属于财务性投资或类金融业务

交易性金融资产--

衍生金融资产--

其他应收款4468.22否

其他流动资产82669.41否

长期应收款--

长期股权投资81641.49否

其他权益工具投资--

其他非流动金融资产--

其他非流动资产104.13否

（1）其他应收款

180截至2025年12月31日，公司其他应收款账面价值为4468.22万元，期末

余额为5058.64万元，主要为即征即退增值税、经营性往来款及其他，不涉及财务性投资、类金融业务，具体构成情况如下：

单位：万元款项性质期末余额

押金、保证金467.50

社保统筹款62.31

代收代付款28.46

经营性往来款（注1）783.74

即征即退增值税464.87其他（注2）3251.75

合计5058.64

注1：主要系本公司子公司哈密新风光发电有限公司应收新疆生产建设兵团第十三师红星二

场应退还的土地租赁款6991408.00元，自2024年1月起至2031年4月分8期逐年退还。

注2：主要系本公司子公司吉木萨尔县立新光电有限公司应收国家税务总局吉木萨尔县税务

局临时占地缴纳的耕地占用税12555476.25元；本公司子公司乌鲁木齐新风风力发电有

限责任公司分别应收国家税务总局乌鲁木齐市达坂城区税务局、国家税务总局托克逊县税

务局临时占地缴纳的耕地占用税13033952.00元、1541020.80元；本公司子公司乌鲁木齐立新风力发电有限公司应收国家税务总局乌鲁木齐市达坂城区税务局临时占地缴纳的

耕地占用税172736.00元；本公司子公司若羌县立新综合能源有限公司应收国家税务总局

若羌县税务局临时占地缴纳的耕地占用税110174.40元；本公司子公司和田县立新综合能

源有限公司应收国家税务总局和田县税务局临时占地缴纳的耕地占用税155073.60元；本

公司子公司奎屯市立新综合能源有限公司应收国家税务总局奎屯-独山子经济技术开发区

税务局临时占地缴纳的耕地占用税265036.80元；《中华人民共和国耕地占用税法》第十

一条规定纳税人在批准临时占用耕地期满之日起一年内依法复垦，恢复种植条件的，全额退还已经缴纳的耕地占用税；本公司子公司伊吾淖毛湖风之力风力发电有限公司应收哈密

兴疆鲲鹏新能源有限公司电量损失赔偿款1270880.10元；本公司子公司若羌县立新综合能源有限公司应收中广核新能源若羌有限公司的因接入汇集站导致电量损失的赔偿款

2334144.00元。

（2）其他流动资产

截至2025年12月31日，公司其他流动资产账面价值为82669.41万元，主要为增值税留抵扣额，不涉及财务性投资、类金融业务。具体情况如下：

181单位：万元

项目期末余额

增值税留抵扣额82457.68

预缴企业所得税62.66

再融资费用149.06

合计82669.41

（3）长期股权投资

截至2025年12月31日，公司长期股权投资账面价值为81641.49万元，全部来源于对参股公司华电天山的投资款，具体情况如下：

单位：万元序与公司主营是否属于财被投资单位出资比例账面价值主营业务号业务的关系务性投资

风力发电、太阳能发电、余与公司主营

1华电天山17.11%81641.49否

热发电及储能技术服务业务一致

为贯彻落实“碳达峰、碳中和”目标任务，助力自治区落实“三基地一通道”战略部署，推动经济社会高质量发展，发行人与华电新能源集团股份有限公司于

2023年7月6日共同出资组建成立华电天山。截至2025年12月31日，华电天

山的注册资本为200000.00万元，实收资本为470549.50万元，发行人实际出资80516.97万元，实际出资比例为17.11%。根据华电天山2024年第五次股东会会议决议，华电天山注册资本将增至60亿元，增资完成后，立新能源认缴出资额为80516.97万元，认缴出资比例为13.42%，华电天山已于2026年4月2日完成工商变更。

华电天山的主营业务为风力发电、太阳能发电、余热发电及储能技术服务等，负责哈密至重庆特高压直流输电工程配套电源项目建设，统筹管理风、光、火、储所涉及的项目，该工程被称为“疆电入渝”工程，是我国第三条“疆电外送”直流大动脉，也是国家“十四五”规划的重大工程和首个“沙戈荒”新能源外送基地的核心载体。华电天山拟建总装机容量810万千瓦，新能源装机占比超70%。

截至2025年12月31日，华电天山200万千瓦火电、600万千瓦风电及光伏项

182目已并网，发行人权益装机规模得到提升。

华电天山主营业务符合发行人风力发电、光伏发电项目的投资、开发、建设和运营的业务范围，疆电外送亦符合发行人“以新疆区域为立足点，稳步拓展国内市场，持续扩大新能源装机规模”的发展战略。此外，根据《新疆华电天山发电有限公司章程》约定，发行人已推荐本公司总经理至华电天山担任董事参与企业决策，与华电新能源集团股份有限公司此类央企合作开发新能源发电项目，有助于提升发行人经营管理水平，积累项目投资建设运营的经验。

综合上述分析，发行人对华电天山的投资旨在整合更多资源，深入落实疆电外送战略，进一步提升在风电、光伏发电业务领域的市场竞争力，属于与公司主营业务密切相关的产业投资，符合公司主营业务及战略发展方向，不属于财务性投资，符合《证券期货法律适用意见第18号》的规定。

（4）其他非流动资产

截至2025年12月31日，公司其他非流动资产账面价值为104.13万元，为公司预付长期资产购置款。发行人2025年建设多个独立储能项目，预付长期资产购置款主要为按照行业惯例向储能设备供应商预付的储能设备款，不涉及财务性投资、类金融业务。具体构成情况如下：

单位：万元期末余额项目账面余额减值准备账面价值

预付长期资产购置款104.13-104.13

合计104.13-104.13

综合上述分析，截至2025年12月31日，公司的其他应收款、其他流动资产、长期股权投资和其他非流动资产中财务性投资金额均为0.00万元，占比均为0.00%。因此，截至2025年12月31日，公司不存在持有金额较大、期限较长的财务性投资（包括类金融业务）的情形。

1832、本次发行董事会决议日前六个月至今，发行人不存在新实施或拟实施财

务性投资的情况

2023年11月28日，发行人召开了第一届董事会第三十次会议，审议通过

了本次发行相关议案。自本次发行相关董事会前六个月起至今，公司不存在实施或拟实施类金融、投资产业基金或并购基金、拆借资金、委托贷款、以超过集团

持股比例向集团财务公司出资或增资、购买收益波动大且风险较高的金融产品、投资金融业务等情形。

综上所述，公司最近一期末不存在持有金额较大的财务性投资（包括类金融业务）的情形；本次发行董事会决议日前六个月至今，公司不存在新实施或拟实施财务性投资的情况，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。

二、中介机构核查情况

（一）核查程序

1、核查发行人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

门下发的定价政策及补贴政策、查阅了可再生能源发电全额保障性收购制度的相

关政策、获取了申请人募投项目的备案核准文件及接入电网系统设计评审意见；

2、查阅电网企业和电力交易中心发布的关于市场化交易相关政策文件、交

易申报模式及流程；访谈发行人电力运营部相关人员，了解发行人参与市场化交易的情况，包括交易流程、交易类型和交易策略等；查阅《新疆维吾尔自治区

2024年电力中长期交易实施方案》等售电申报交易程序和机制，根据“哈郑直流”疆电外送项目市场化交易原则，比对该等项目《电力结算单》各售电类型、电量及电价，分析该类项目市场化交易电量为负的原因；

3、查阅发行人各发电场站报告期内的全部由电网企业或电力交易中心出具

的《电力结算单》，统计并分析各项目各期保障性收购、市场化交易电量及电价

184情况，分析风力发电、光伏发电市场化交易电量及电价波动情况及原因；对于可

享有补贴的发电项目，核对各项目上网电量与公司补贴收入计量是否准确、合理；

4、查询同行业可比公司市场化交易电量、电价等变动情况，分析与发行人

变动趋势是否一致；

5、取得并核查了发行人的收入成本明细表，对发行人营业收入构成及各类

产品的收入变化情况进行定量分析，了解其收入增长原因及合理性；对发行人的收入成本明细表进行核查，针对发行人各项产品单位成本的变动对毛利率变动的影响进行量化分析，了解相关变动原因；分析发行人报告期内上网电量结构、平均上网电价情况，结合上网电价定价政策，分析补贴项目及平价项目平均电价变动的原因及合理性；查阅同行业可比公司定期报告，对比分析其毛利率的变动情况；

6、查询监管部门关于财务性投资及类金融业务的相关规定，了解财务性投

资及类金融业务认定的要求；

7、取得发行人资产负债表中可能与财务性投资相关的会计科目明细，了解

公司其他应收款、其他流动资产、其他非流动资产、长期股权投资的具体内容，了解长期股权投资的持有背景，逐项分析是否属于财务性投资；查阅发行人对外投资的明细，了解发行人对外投资的原因，查询被投资企业的工商信息、公司章程，了解被投资企业的主营业务，核查是否属于财务性投资；

8、查阅发行人自本次发行董事会决议日前六个月至本回复报告出具日的董

事会决议及相关公告，查阅了公司的定期报告，检查是否存在新投入或拟投入的财务性投资及类金融业务投资。

9、查阅发行人定期报告，量化分析发行人经营业绩逐年下降的主要原因，

分析主要不利影响因素对发行人经营业绩的具体影响及是否持续。

185（二）核查结论

经保荐机构核查认为：

1、发行人保障性收购和市场化交易模式下，上网电量的确认方式全部是来

自于电网企业或电力交易中心按月出具的《电力结算单》，以此明确了发行人各项目场站上网电量的情况；结算价格方面，保障性收购所对应的标杆电价，系根据各项目建设期间所适用的电价政策所确定；市场化交易电价系根据发行人在电力交易中心申报情况所确定，两种交易所对应的电量和电价，均会在《电力结算单》上体现。此外，发电项目如涉及发电补贴的，发行人则根据《电力结算单》上所确认的上网电量，同时依据项目所适用的补贴电价，以二者数据计算得出当月补贴收入，并确认当期收入。发行人的收入确认情况与同行业一致。

2、发行人在本反馈意见回复中，已披露并网各项目在报告期内保障性收购

和市场化交易电量情况，以及占各年度各项目上网电量比重。公司2024年度风电项目的市场化交易电量大幅下降，主要是受“哈郑直流”三个项目的上网电量申报交易策略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。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。

3、报告期内，发行人市场化交易均价持续下滑，主要是因2021年前投建含

补贴项目的市场化交易上网电价仅将标杆电价参与市场化竞价，电价补贴不受影响，该等项目即使参与市场化交易，仍维持在较高售电均价水平；2022年之后平价项目主要以市场化交易方式售电，该等项目的目标上网电价为0.262元/千瓦时，但实际交易均价仍存在波动，该等项目的市场化交易电价大幅低于存量补贴项目的上网均价，由此导致发行人市场化交易均价持续下降。在剔除补贴影响后，

2022-2025年发行人参与市场化交易的标杆电价均价分别为0.16元/千瓦时、0.23

186元/千瓦时、0.18元/千瓦时和0.17元/千瓦时，与同行业可比公司变动趋势基本一致，波动范围属于合理区间，变动情况具有合理性。

4、报告期内，发行人风力发电和光伏发电平均上网电价变动具备合理性，

符合新能源发电项目上网电价定价政策的变化。单位成本变动具有合理性，符合主营业务成本构成及变动情况。发行人主营业务毛利率逐年下降的原因主要系平价发电项目装机容量及上网电量占比逐步提升，而平价发电项目平均上网电价低于补贴发电项目，导致风力发电及光伏发电业务平均上网电价均逐年下降，存在合理性。报告期内，发行人风力发电及光伏发电业务毛利率水平及整体变动趋势与同行业公司相比，不存在重大差异。

5、发行人2022年、2023年、2024年及2025年1-6月归属于母公司股东的

净利润持续下降，2025年一季度出现亏损。经营业绩下降的因素主要包括：应收补贴款回款周期长；市场化交易电价波动；新能源项目尤其是本地消纳项目限

电率较高；新能源发电项目配套储能设备价格较高。其中，应收补贴款回款周期长系新能源发电行业均面临的问题，短期内应收补贴款回款周期长这一不利因素将导致的计提的信用减值损失金额较大，对公司经营业绩持续产生一定程度的不利影响。新能源项目结算电费价格受市场化交易价格波动影响，短期内仍存在进一步下降的风险。新能源项目的限电率受电网建设周期、调峰能力、电力市场交易机制、规划协调及短期内新疆区域新能源装机容量的快速增长与本地消纳

能力、外送通道建设之间存在阶段性错配等因素影响，短期内仍存在不能有效缓解而导致产能利用率不足、经营业绩不能有效释放的风险。2022年以来，发行人核心业务、经营环境、主要业务发展情况未发生重大不利变化，随着电力深化改革，电网建设的持续推进、储能技术持续加快应用、新能源消纳渠道的拓展以及电力市场交易机制的不断完善，前述不利因素不会对公司持续经营能力产生重大不利影响。

6、发行人对外投资不属于财务性投资，发行人最近一期末未持有金额较大

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本回复报告出具日，发行人不存在新投入或拟投入的财务性投资及类金融业务的情况，

187无需从本次募集资金总额中扣除，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。

三、发行人补充披露情况

发行人已在募集说明书（修订稿）“重大事项提示”之“一、公司的重大风险提示”之“（四）业绩下滑的风险”中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“2023年、2024年及2025年，发行人营业收入分别为98976.86万元、

97067.85万元及105992.60万元。发行人归属于母公司股东的净利润分别为

13521.63万元、5018.21万元及8507.85万元，扣除非经常性损益后归属于母

公司股东的净利润分别为13026.22万元、4987.64万元及7777.88万元。2024年发行人经营业绩较2023年大幅下降，2025年经营业绩受新能源装机规模的提升，虽较2024年有所提升，但受限电率提升的影响相比2023年仍呈下降状态。

2024年，发行人营业收入较2023年下降1909.01万元，归属于上市公司股

东的净利润较上年下降62.89%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净

利润较上年下降61.71%。主要系：*风电项目因受资源条件波动及限电情况的影响，导致的发电设备利用小时数较上年减少85.99小时以及风电项目部分电量参与电力市场化交易，因交易价格波动导致的标杆电费电价同比下降10.48%，使得风电业务营业收入同比下降4245.20万元。*营业成本同比增加8042.99万元，主要系发电项目折旧成本增加。2023 年新增并网风电装机容量为 99.50MW，新增光伏发电装机规模为 189.50MW，上述项目的转固时间主要集中在 2023 年下半年，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年发电业务折旧成本同比上升。*发行人财务费用较2023年增加1812.59万元，主要系新增借款用于新能源发电项目公司出资及补充流动资金，另外新建新能源发电项目转固后，相关的项目开发贷款产生的借款费用计入财务费用所致。

综上，报告期内对公司经营业绩产生不利影响且未来仍可能存在的风险包括：

1881、弃风限电率及弃光限电率持续增加，报告期内，公司弃风率分别为16.37%、

20.60%和28.82%，弃光率分别为9.90%、13.32%和25.93%。新能源项目的限电

率受电网建设周期、调峰能力、电力市场交易机制及规划协调等因素影响，未来如果出现用电需求降低、电力输送通道建设进展不及预期等情况而出现消纳能

力不及预期而导致弃风、弃光，将会对公司业务收入产生不利影响。

2、应收账款回款周期持续变长导致计提的信用减值损失金额较大。若补贴

电费回款周期较长的情况无法得到改善，将导致公司应收账款规模不断增长，账龄不断变长，导致计提的信用减值损失金额仍然较大，进而对公司利润总额产生不利影响。

3、市场化交易电价持续下降，新能源项目结算电费价格受市场化交易价格

持续下降影响，短期内仍存在进一步下降的风险，将会对公司业务收入产生不利影响。

未来，若前述不利因素不能有效改善，发行人的经营业绩仍存在进一步下滑的风险。”

189问题四

本次发行拟募集资金19.80亿元，扣除发行费用后，拟使用13.86亿元投向立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目，拟用5.94亿元补充流动资金。募投项目总投资31.17亿元，资金缺口为11.37亿元，拟在哈密市巴里坤县建设 800MW 风电项目、200MW/800MWh 储能项目。本项目建设达产后，预计实现年均营业收入48140.93万元（含税），年均净利润15523.05万元。该项目的财务内部收益率（税前）为10.38%，财务内部收益率（税后）为9.09%，投资回收期为11.3年。

发行人2022年度首发募集资金投资项目包括伊吾淖毛湖49.5MW风力发电项

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，均已于 2021年 12月并网。其中伊吾淖毛湖 49.5MW风力发电项目和伊吾白石湖 15MW分散式风力发电项目与本次募投项目均位于哈密地区。申报材料显示，公司现有哈密区域的五个风电场，报告期内的弃风率较高。前募项目最近三年实现效益呈下降趋势，2024年度伊吾淖毛湖和伊吾白石湖项目的加权平均净资产收益率均低于可研报告中预计的投资财务内部收益率和资本金内部收益率。

报告期内，公司控股股东发生变更，由新疆新能源（集团）有限责任公司变更为新疆能源集团。新疆能源集团控制的企业中有7家企业与发行人及其下属子公司从事相同或类似业务，另有两个可再生能源发电项目尚未成立项目公司。新疆能源集团拟通过委托经营方式避免实质性同业竞争。

发行人前次募集资金存在将节余资金用于补充流动资金情形。公司前次募集资金投资项目均已达到预定可使用状态，全部结项并将节余募集资金11664.13万元用于永久补充流动资金。2024年4月26日公司召开2024年第二次临时股东大会审议通过相关议案。全部补充流动资金的金额占募集资金总额的比例为

53.33%。

190请发行人补充说明：（1）结合本次募投项目与前募项目的差异、本次募投

项目所处地区的经济发展状况、用电需求及供给情况、新能源发电项目规模、弃

风率的变动趋势等，说明本次募投项目在弃风率较高区域继续扩建风电项目的必要性和合理性。（2）结合哈密区域已有与在建的风电项目情况，是否存在市场竞争激烈、影响发行人经营效益的情形，说明募投项目新增产能的消纳保障情况。

（3）说明本次募投项目的销售模式，上网电价确认依据，并说明项目收入、成

本、费用的测算过程和依据，上网电量、年等效利用小时数、毛利率、净利率等主要参数选取依据，与发行人同类项目情况是否存在较大差异，是否考虑弃风弃光限电风险，本次募投项目效益预测是否合理、谨慎。（4）结合发行人对前次募投项目的效益预测主要指标的设定情况，说明前次募投项目是否达到预期；如未达到，说明未达到预期效益的原因，相关不利因素是否已经消除；若未消除，该等不利因素对前次募投项目预计未来效益实现情况以及对本次募投项目效益

实现情况的影响。（5）结合公司已建和在建项目、同行业公司可比项目的单位产能投资金额情况，以及设备投资测算依据和过程、单位产能设备投资金额，说明本次募投项目总投资及设备投资规模的合理性，并进一步说明本次发行融资规模的合理性。（6）本次募投项目资金缺口的解决方式，相关资金能否按计划投入及具体的保障措施。（7）截至目前最新的投资进度，本次募集资金是否包含本次发行相关董事会决议日前已投入资金。（8）结合本次募投项目具体投资构成、各项投资是否为资本性支出等，说明补流比例是否符合《证券期货法律适用

意见第18号》有关规定。（9）同期策划的发行人与新疆能源集团、北疆公司签

署《委托经营管理协议》已完成股东大会审议，但发行人与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司签署《委托经营管理协议》尚未完成股东大会审议的主要原因。（10）结合委托经营协议签署情况、主要内容及各方权利义务的安排等，说明该方式是否能有效避免同业竞争，新疆能源集团对于彻底解决同业竞争情形是否有明确计划或安排。（11）结合节余募集资金11664.13万元用于永久补充流动资金情况，说明其中补流比例是否符合《证券期货法律适用意见第18号》的相关规定，如否请相应调整。

191请发行补充披露（1）（2）（3）（4）的相关风险。

请保荐人核查并发表明确意见，请会计师对（3）-（8）核查并发表明确意见，请律师对（9）-（11）核查并发表明确意见。

回复：

一、发行人说明

（一）结合本次募投项目与前募项目的差异、本次募投项目所处地区的经济发展

状况、用电需求及供给情况、新能源发电项目规模、弃风率的变动趋势等，说明本次募投项目在弃风率较高区域继续扩建风电项目的必要性和合理性

1、本次募投项目与前次募投项目差异情况

（1）本次募投风电项目同时配套建设储能设施，更有益于调峰调度发行人本次募投项目“三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目”属于风力发电及配套储能项目。2022年7月，公司获取本项目备案时，系根据国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）等政策内容，鼓励新建风光发电项目同步建立配套储能设施，以便通过储能调节更合理的实现上网电量的调度，减少弃风弃光情况。

发行人 2022 年 7 月 IPO 上市时，募投项目为伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目、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

以及补充流动资金。该等发电项目于2021年12月建成并网，彼时我国电力储能发展尚处于起步阶段，发行人获取该等项目时，尚未有政策要求可再生能源发电项目配套建设储能设施。前次募投项目与本次募投项目均为风力发电项目，差异在于本次募投项目还将配套建设储能设施。

（2）两次募投项目建设规模不同

建设规模及建设地点方面，公司在经营期间将持续开展可再生能源电站建设，本次募投项目将建设 800MW 风电装机设备，是在现有发电项目规模上进一步扩

192大项目投建，与前次募投项目伊吾淖毛湖 49.5MW 风电项目、伊吾白石湖 15MW

风电项目均建设于新疆哈密地区，但建设规模高于前次募投项目的建设规模。

（3）本次募投项目的消纳方式及发电补贴与前次募投项目存在差异

从消纳和售价情况来看，本次募投项目与前次募投项目均是向国家电网售电。

不同之处在于，前次募投项目伊吾淖毛湖 49.5MW 风电项目属于“哈郑直流”疆电外送项目，其保障性收购定价依据系按照新疆发改委发布的“哈郑直流”疆电外送项目指导电价执行，伊吾白石湖 15MW 风电项目、奇台小红山 8MW 风电项目为本地消纳项目，但按照彼时建站定价政策，保障性收购部分执行新疆地区脱硫燃煤标杆电价0.25元/千瓦时（含税），此外，该等项目均享有发电补贴。

本次募投项目为本地消纳项目，其销售定价将依据新疆发改委发布的《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），自2025年11月1日起，对于2025年6月1日后新建平价发电项目，

将通过机制电量及市场化交易各50%实现电力销售，机制电价通过并网当年竞价确定，执行期限为10年，2025年10月已确定本项目机制电价为0.252元/千瓦时（含税），市场化交易电价仍通过市场化交易竞价确定，且不再享有可再生能源发电补贴。

2、本次募投项目所处地区的经济发展状况、用电需求及供给情况、新能源

发电项目规模、弃风率变动趋势等情况

本募投项目建设地位于新疆哈密市巴里坤县三塘湖镇。哈密地区为我国 III类风资源区2、 3I 类光伏资源区 ，所处地理位置具有着优渥的风能、太阳能资源。

本项目为本地消纳项目，所生产电量主要是供给于哈密地区，但基于国网线路的

2

国家发改委于2009年发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区。第Ⅲ类风能资源区包括吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区。该类地区年平均有效风能密度在 50W/㎡至 150W/㎡之间，3-20m/s 风速的年累积小时数在 2000至 3000 小时之间。

3

国家发改委于2013年发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》根据各地太阳能资源条件和建设成

本将全国分为Ⅲ类太阳能资源区。第 I 类太阳能资源区包括宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区。我国Ⅰ类太阳能资源区是太阳能资源最丰富的地区，适合大规模光伏发电开发，年总辐射量：≥1750kWh/m2，年等效利用小时数：≥1600小时（光伏电站）。

193网架结构贯通性，也会受国网新疆的调峰调度在全疆地区实现消纳。

（1）新疆及哈密地区经济发展情况

2025年，新疆地区生产总值21462.14亿元，同比增长5.5%。其中：第一

产业增加值2816.27亿元，增长5.2%；第二产业增加值8189.91亿元，增长

5.5%；第三产业增加值10455.95亿元，增长5.6%。哈密地区近年来国民生产

总值呈持续增长态势，2022年、2023年和2024年分别为901.62亿元、984.50亿元和1084.39亿元。根据《哈密市2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，哈密地区全年实现地区生产总值（GDP）1084.39 亿元，比上年增长 10.3%。

其中：第一产业增加值48.02亿元，增长8.5%；第二产业增加值733.81亿元，增长14.3%；第三产业增加值302.56亿元，增长3.0%。根据《2026年哈密市人民政府工作报告》显示，2025年哈密市地区生产总值同比增长9.3%。

综上，新疆电力需求供给不断提升，将为本地经济发展提供必要保障。

（2）新疆及哈密地区新能源发电项目规模、用电需求及供给情况

根据国家统计局数据显示，新疆地区2022-2024年期间发电量分别为4793亿千瓦时、5131亿千瓦时和5478亿千瓦时，用电量分别为3487亿千瓦时、

3821亿千瓦时和4233亿千瓦时。连续三年疆电外送电量均超过1200亿千瓦时。2025年，新疆地区发电量5714亿千瓦时，其中风电发电量815.84亿千瓦时，同比增长9.3%，太阳能发电量597.3亿千瓦时，同比增长42.9%；外送电量1413亿千瓦时，本地用电量约4300亿千瓦时。新疆地区总体供用电仍呈现快速增长态势。

《哈密市2024年国民经济和社会发展统计公报》数据显示，2024年末，哈密地区电力总装机2794.28万千瓦，比上年末增长27.6%，其中：风电装机1688.65万千瓦，增长33.6%；光伏装机376万千瓦，增长82.5%。发电量方面，2024年哈密地区风电发电量256.24亿千瓦时，同比增长6.5%；光伏发电量30.70亿千瓦时，同比增长5.2%。截至2025年末，哈密地区电力总装机规模达到5033万千瓦，其中新能源装机占73.8%，总体规模突破3700万千瓦，全年新能源新增

194装机1401万千瓦，稳居全疆首位。

用电量方面，2022-2024年，哈密地区全社会用电量分别为142.7亿千瓦时、160.8 亿千瓦时和 196 亿千瓦时，高于 GDP 增速、工业增速和消费增速。其中，

新能源产业成为拉动工业经济增长的重要力量，工业用电量达到158.1亿千瓦时，同比增长14.8%，占全社会用电量的80.8%。

（3）新疆及哈密地区电力发展情况

2025年10月30日，新疆环塔里木盆地750千伏输变电工程正式投运，该

工程是我国最大的750千伏超高压输电环网、亦是新疆?内供七环网?主网架

格局中第六个环网建设完成。自2015年乌昌核心区小环网建成，至2016年环天山东段、西段环网投运，2024年准噶尔西部环网投运后，新疆已建成投运六个750千伏环网，覆盖全疆主要经济带与能源基地，为新疆发展及国家能源安全战略提供坚实支撑。新疆环网建设，有效解决了新疆地域辽阔、资源分布不均，过去?长链式?供电制约发展的瓶颈问题。

哈密地区是新疆保障疆电外送的最为重要可再生能源发电基地之一。“疆电外送”是2010年国家确定的西部大开发23项重点工程之一，是国家电网公司落实国家西部大开发战略、实现全国电站联网的重要工程。2010年11月3日，新疆建成疆电外送第一通道哈密—敦煌750千伏输变电工程，新疆电力首次实现外送。2012年12月15日，新疆与西北联网750千伏第二通道（哈密烟墩—沙洲）主体工程竣工。2014年1月27日，新疆首条疆电外送特高压输电线路±800千伏哈密南—郑州直流输电工程建成投运。2024年11月，“疆电入渝”特高压工程哈密—重庆±800千伏特高压直流输电线路工程新疆段实现全线贯通。由此可见，在新疆疆电外送五大通道中，哈密地区占据了其中四项，哈密也是对于疆电外送的重要保障地区。

此外，?十五五?期间，围绕做强电网平台、构建新型电力系统，国家电网将初步建成主配微协同的新型电网平台，进一步巩固?西电东送、北电南供?能源输送网络；加快特高压直流外送通道建设，推动跨区跨省输电能力较?十

195四五?末提升超过30%。国家电网公司预计?十五五?期间固定资产投资将达到

4万亿元，较?十四五?投资增长40%，以扩大有效投资带动新型电力系统产业

链供应链高质量发展。

（4）弃风率情况

根据全国新能源消纳监测预警中心公开信息显示，2023-2025年期间，全国风电弃风率水平分别为2.7%、4.1%和5.7%，新疆地区弃风率水平分别为4.2%、

6.6%和9.0%，在新能源发电项目快速增长的背景下、受限于新疆电网负荷能力

以及环网建设尚在实施等因素、以及调峰调度的储能设施尚在发展初期，长期以来新疆地区弃风率水平一直高于全国水平且在2024-2025年持续上升。

2025年，新疆地区整体弃风率水平相较往年异常增高，主要是为确保完成

?十四五?新能源建设任务，全年新能源新增装机6800万千瓦，较2024年末大幅增长68%，导致新能源装机的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设、电网调峰之间存在阶段性错配，造成短期内弃风率大幅提升。未来随着国家及地方加强电网建设力度以及公司通过灵活的市场化交易机制，预计弃风率情况将逐步改善并恢复到合理水平。

3、说明在弃风率较高区域继续扩建风电项目的必要性

公司目前已在哈密地区建设运营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、伊吾

淖毛湖 49.5MW 风力发电项目、伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目和哈密

新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW 项目等风力发电项目，公司对于在哈密地区建立风电项目具有良好的经营管理能力，本项目的投建，将进一步加强公司在哈密地区的风电装机规模，有利于公司未来经营发展的稳定及盈利能力的提升。

基于我国可再生能源发电行业发展趋势的强劲势头，风电项目的建设除受制于风能资源外，还受风区所处地理位置、土地限定、项目饱和度等多方面因素影响，如果在现有竞争条件下未能及时占据风区资源，未来则可能会因地方项目饱和从而无法再新获取新能源发电项目指标，故发行人为占据市场份额仍196需在资源优渥区积极建设新项目。短期内，随着哈密地区装机规模快速提升，

如电网企业无法提升消纳能力，可能会造成当地风电项目弃风率水平进一步提升，但从长远来看，随着配套电网建设不断提升以及工业经济的不断发展，发行人现阶段在风能优渥资源区积极布局风电项目，仍是资源占据的重要手段，并对未来效益有着积极的影响。

本次募投项目的建设，仍符合我国对于可再生能源发电行业的发展现状，亦符合我国对新能源行业发展的战略布局，具有必要性。主要体现在：

一是新疆及哈密地区的发电量及用电量继续保持强劲增长趋势。就哈密地区而言，2024年风电发电量与光伏发电量相比2023年均呈增长趋势，但火力发电量349.91亿千瓦时同比下降2.9%，火力发电在哈密地区发电量636.86亿千瓦时中占比54.94%，仍占据较高比例，新能源发电替代火力发电，符合国家绿色低碳环保政策，未来新能源替代比例预计仍会进一步加大。

二是哈密及新疆地区工业经济和用电量不断增长，电力消纳水平不断提升，有益于本次募投项目的电能开发和利用。

*新能源发电项目的建设，系依托当地资源禀赋，从而导致项目建设较为集中

新疆在国家能源战略中被定位为?全国能源资源战略保障基地?和?西电

东送?的重要通道，其电力供应战略保障作用体现在资源开发、基础设施建设、能源安全和绿色转型等多个方面。新疆作为我国风光优渥、新能源发电产业重要布局的西部地区，自治区内新能源发电项目主要集中于哈密、乌鲁木齐、昌吉、塔城、阿勒泰等资源区，从而导致项目建设地较为集中。其中，哈密地区系我国三类风资源区、一类太阳能资源区，当地投建运营大量新能源项目系依赖于其资源禀赋，但上网电量在保障地区本地消纳的基础上，仍受国网调度供应于全疆乃至全国。本募投项目选择建设于哈密地区，系基于当地风资源条件及建设需求所确定。

哈密地区矿产资源丰富，GDP 及全社会用电量持续保持较高增长态势，2024

197年地方规模以上工业主要行业中，增加值超亿元行业11个，其中，煤炭开采和

洗选业增加值比上年增长17.8%，石油、煤炭及其他燃料加工业增长14.0%，化学原料和化学制品制造业增长44.5%，非金属矿物制品业增长81.2%，有色金属矿采选业增长19.2%，黑色金属矿采选业增长15.5%，该等产业均属于高用电需求行业，预计未来当地电力需求仍会持续增加。

*国网对于电力消纳可灵活调度，随着电网建设不断完善，高弃风率情形将持续得到改善

新疆环网的持续建设正在逐步解决过去?长链式?供电制约发展的瓶颈问题。本次募投项目虽是建设在哈密地区，但依据《电网调度管理条例》电力消纳遵循"就近消纳优先，余电外送"的基本原则下，依托新疆电网环网优势，国网新疆在统筹协调省内电力平衡和跨区电力交易协调的条件下，可灵活调度全疆电力的使用，并与?疆电外送?通道形成联动，解决以往?发得出、送不走?的情况。未来随着电网布局不断完善，新疆地区的电力供应端将持续优化，弃风情况预计将得到显著改善。

*本项目配套储能设施有益于电力调峰及消纳

本次募投项目配套建设 200MW/800MWh 储能设施，储能系统可以在低谷时段储存风电产生的电能，在高峰时段将储存的电能释放并输送到电网，既可以提高风电项目的经济效益，还能通过峰谷调节，帮助电网平衡负荷，减轻电网在高峰时段的供电压力，提高电网的稳定性和可靠性。2025年12月26日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号），明确提出要增强电网调控运行能力，优化调度生产组织模式，提升电网实时调控和安全稳定水平，积极推进分布式新能源、新型储能等新型并网主体调控能力建设，实现多元海量资源协同优化调度。据此，本次募投项目配套建设储能设施，能够更好地通过储能系统调节风资源的利用率，从而降低弃风限电的情形，符合国家产业政策。

三是哈密地区位于新疆的风口地带，风能资源丰富，具备开发大型风电场的

198良好条件。风电作为一种清洁、可再生的能源，具有无污染、低成本、可持续等优点，是满足未来能源需求的理想选择。通过开发风电项目，不仅可以充分利用当地的自然资源，还可以减少对化石燃料的依赖，降低碳排放，实现绿色低碳发展。此外，本项目的配套储能设施有利促进本地消纳新能源发电比例的提升，随着国家对清洁能源发展的重视和支持力度的加大，哈密地区也在积极调整能源结构，努力提升新能源消纳比例。建设本地消纳风电及配套储能项目，可以有效促进风电等清洁能源的就地消纳，减少因电网输送能力不足而导致的弃风现象。这不仅可以优化能源利用效率，还可以提高电网的稳定性和可靠性，为当地经济社会的可持续发展提供有力保障。

四是本次募投项目的建设，符合国家发展新能源产业的鼓励政策，具体包括：

（1）政策支持力度不断加大

国家明确提出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的目标，这一目标的实现离不开可再生能源的发展。预计我国政府将继续出台一系列支持政策，以推动可再生能源发电行业的持续发展。政府未来可能将持续对可再生能源的扶持政策将更加注重市场机制的建立和完善，通过市场化手段引导资源配置，提高可再生能源的竞争力。具体可参照国家发改委、国家能源局2025年1月27日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》。

2025年9月24日，在联合国气候变化峰会上，我国宣布了中国新一轮国家

自主贡献：到2035年，非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。

（2）市场需求持续增长

随着经济的发展和能源需求的增加，以及环保意识的提高，社会对清洁能源的需求将不断增长。可再生能源发电具有清洁、可再生、无污染等优点，将成为满足能源需求的重要途径。从前述我国火电装机规模的占比持续降低即可看出大力发展可再生能源发电行业已取得一定成效。

199（3）技术创新推动行业发展

太阳能光伏、风力发电、水力发电、生物质能发电等可再生能源技术将不断

创新和突破，提高发电效率、降低成本。例如，太阳能电池的转换效率将不断提高，风力发电机组的大型化和智能化发展将提升风能的利用效率。储能技术的发展将为可再生能源发电的应用提供有力支持。储能系统可以解决可再生能源发电的间歇性和不稳定性问题，提高电网对可再生能源的消纳能力，促进可再生能源的大规模应用。

（4）产业规模持续扩大

中国可再生能源发电装机容量将持续快速增长，市场规模不断扩大。预计到

2025年，全国可再生能源发电累计装机容量将进一步增加，风电和太阳能发电

量也将继续保持增长态势。可再生能源发电行业的发展将带动相关产业链的发展，如设备制造、安装运维、智能电网等产业的协同发展，形成产业集群效应，提高产业的整体竞争力。

（5）国际合作与竞争加剧

在全球能源转型的背景下，中国可再生能源发电行业将面临更广阔的国际市场空间。中国的可再生能源技术和产品在国际市场上具有较强的竞争力，出口量逐年增加，未来有望在国际市场上占据更大的份额。同时，国际竞争也将日益激烈，中国可再生能源企业需要不断提高自身的技术水平和产品质量，加强国际合作与交流，提升在国际市场上的竞争力。

由此可见，中国可再生能源发电行业前景乐观，但也面临着一些挑战。未来，随着技术的不断进步和政策的持续支持，可再生能源发电行业将迎来更加广阔的发展空间。

（二）结合哈密区域已有与在建的风电项目情况，是否存在市场竞争激烈、影响

发行人经营效益的情形，说明募投项目新增产能的消纳保障情况截至2025年12月末，发行人在哈密地区已投运风电项目6项（含本次募投

200项目已实现并网），合计装机规模 1314MW，其中 449.5MW 项目为“哈郑直流”

疆电外送项目，864.5MW 项目为本地消纳项目；已投运光伏发电项目 2 项，合计装机规模 100MW，均为“哈郑直流”疆电外送项目。截至目前，公司在哈密地区建设新能源电站装机规模已达到 1414MW。

2024 年末，哈密地区风电装机 16886.5MW，同比增长 33.6%；光伏装机

3760MW，同比增长 82.5%，合计装机规模相比 2023 年增长了约 5950MW。2025年哈密新增新能源装机规模 14010MW，占新疆 2025 年新增装机规模比重约为20.6%，累计装机规模突破 37000MW，实现了《2024 年哈密市人民政府工作报告》做出的装机目标，继续保持强劲增长态势。

哈密地区新能源发电装机项目竞争较为激烈，主要是因哈密地区风能资源优渥，新疆9大风区中哈密占据哈密三塘湖～淖毛湖风区、哈密东南部风区和罗布泊风区、哈密十三间房风区3个重要风能资源区，虽然近年来因哈密本地风电项目快速增长、电网输送消纳能力不足导致当地项目弃风水平较高，但基于我国长期可再生能源发展战略，以及新能源项目对传统火电的不断替代，从长远来看，新能源发电项目的投资效益未来仍前景可观。全国各大新能源发电企业仍坚持在哈密重要资源区不断布局重新能源发电项目，并随着发电设备的技术迭代，所投建项目的规模亦越来越大。

经公开信息查阅，大型央企、同行业上市公司在哈密地区2024-2025年期间建设的风电项目仍保持快速增长态势，其中部分重点项目如下：

项目所属公司 项目 建设时间 装机规模（MW）国家能源投资集团有限责任国家能源集团新疆电力哈密伊吾国能（国

2025年1000公司华）100万千瓦风电项目

中国船舶集团有限公司、国哈密十三间房百万千瓦风储一体化项目2025年1000家电力投资集团有限公司中煤哈密综合能源示范基地350兆瓦

中国中煤能源集团有限公司/1400兆瓦·时储能配套1400兆瓦新能2024年1400源项目中绿电三塘湖300万千瓦风电项目2024年3000绿发电力（000537.SZ）中绿电十三间房300万千瓦风电项目2024年3000

201新疆华电哈密十三间房100万千瓦风电

中国华电集团有限公司2025年1000一体化项目此外，发行人本次募投项目系在新疆哈密地区新建 800MW 风电项目并配套建设 200MW/800MWh 储能设施，能够更好地通过储能系统调节风资源的利用率，从而降低弃风限电的情形，新增产能所生产的电力仍由国家电网全额收购，消纳情况具有保障。

结合本题“（一）”之“3、说明在弃风率较高区域继续扩建风电项目的必要性”之回复，发行人及保荐机构认为，本次募投项目的建设具有合理性和必要性，所生产电力根据政策法规系由国家电网统一收购并组织消纳，随着我国经济发展以及供电需求的与日俱增，在东西部发电用电结构不平衡、以及国家大力发展“西电东送”等有利背景下，本次募投项目在哈密地区的建设不存在市场激烈竞争且影响发行人效益的情形。

（三）说明本次募投项目的销售模式，上网电价确认依据，并说明项目收入、成

本、费用的测算过程和依据，上网电量、年等效利用小时数、毛利率、净利率等主要参数选取依据，与发行人同类项目情况是否存在较大差异，是否考虑弃风弃光限电风险，本次募投项目效益预测是否合理、谨慎销售模式及上网电量方面，本次募投项目依据《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）将通过

机制电量与市场化交易相结合的方式进行售电，根据新政本项目属于2025年6月1日以后并网的平价增量项目，在运营期1-10年机制电量与市场化交易电量占上网电量比重均为50%，运营期11-20年上网电量将全部通过市场化交易方式售电，销售模式仍是由国网新疆对上网电量全额收购并结算电费。

上网电价方面，本次募投项目《可行性研究报告》于2025年7月出具时做出的效益测算所选取运营期20年的综合上网电价为0.1823元/千瓦时（不含税，下同），其中，运营期1-10年机制电量所对应的机制电价、运营期1-20年市场化交易电价均按0.1823元/千瓦时取值。市场化交易电价取值，相比公司2023-2025年期间本地消纳平价风电项目的市场化交易三年均价0.19元/千瓦时，

202具有合理性；机制电价取值，2025年10月国网新疆已确定当年增量风电项目的

机制电价为0.223元/千瓦时，本项目机制电价预测取值实际低于已确定的机制电价0.0407元/千瓦时。因预测机制电价低于实际执行机制电价，考虑到本项目在运营期1-10年内年上网电量中的50%约91872万千瓦时将作为机制电量售电，按实际执行机制电价与预测机制电价的差额0.0407元/千瓦时计算，《可行性研究报告》在本项目运营期1-10年内所预测的年均售电收入较实际售电收

入或将存在3739万元差异。故本次募投项目效益测算所选取的机制电价、市场化交易电价及综合上网电价均具有谨慎性及合理性。

弃风率方面，本次募投项目初始已综合考虑26%弃风限电风险，受配套储能增益影响，预计可将弃风率降低6%水平，即本次募投项目预计实际弃风率水平为20%。风电项目形成弃风情况主要系受国网公司依据下游消纳情况调峰调度所形成，通常同地区风电项目的弃风率变动情况具有可比性，本次募投项目建设于哈密地区，故选取了公司在哈密地区已投建的其余5项风电项目过往三年的弃风率情况进行比较。2023-2025年，公司在哈密地区风电项目的综合弃风率水平为17.34%、18.66%和32.17%，三年平均弃风率水平为22.72%。其中2025年公司弃风率较高主要系新疆为完成?十四五?装机目标，在2025年实际装机规模达6800万千瓦，但受电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善等因素影响，新能源装机的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，导致新疆新能源发电行业短期内出现较高的限电率。本次选取20%（剔除配储影响后预计弃风率为26%）弃风率作为参数具有谨慎性及合理性。

本次募投项目年等效利用小时数为2296.8小时，受配储增益影响，预计储能设施将为本项目每年带来利用小时数增量约169小时，剔除配储影响后，本项目预测年等效利用小时数约为2128小时。为论证本次募投项目等效利用小时数合理性，一是将本次募投项目与同属哈密三塘湖风区投建较早且规模相对较大的哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目（不含配套储能设施）进行对比，该对比项目在2019-2025年综合年均利用小时数为2169小时，

203本次募投项目所预测的年等效利用小时数与其相比不存在较大差异；二是考虑

到前述对比项目虽属同一风区，但因其属于?哈郑直流?疆电外送项目，未来并不依据新政以机制电量的方式售电，故进一步将本次募投项目与同属哈密地区、同属本地消纳且未来亦将按新政执行售电的哈密新风恒远十三间房风电场一

期 49.5MW 项目（2022 年并网投运）进行比较，该项目在 2023-2025 年期间上网电量利用小时数2298.96小时、2719.86小时、2139.98小时，年均利用小时数为2386.27小时，本次募投项目剔除配储影响前后，预计利用小时数均低于该项目水平故本次募投项目年等效利用小时数取值合理。

综合毛利率方面，本次募投项目测算综合毛利率水平为37.81%，2023-2025年，公司风电项目毛利率水平分别为59.62%、54.03%和54.31%，同行业可比公司平均毛利率水平分别为59.70%、58.36%和53.63%，故本次募投项目的综合毛利率低于发行人及同行业风电项目毛利率水平，预测具有谨慎性及合理性。

保荐机构根据中国电建西北勘测设计研究院对本次募投项目出具的《可行性研究报告》对相关参数选取条件进行分析，以及与发行人同类项目情况对比分析后认为，本次募投项目效益测算时，对于上网电价、上网电量、弃风率、年等效利用小时数、毛利率水平的选取与公司同类项目均不存在较大差异，且更为谨慎，具有可实现性。

1、本次反馈意见回复期间，发行人对募集资金投资项目投资总额、收入及

经济效益测算做出调整的情况说明，及与前次效益测算的对比分析

（1）本次募投项目投资总额调整情况

2025年7月11日，立新能源第二届董事第十六次会议审议通过，本次募投

项目投资总额由311682.86万元调减至296032.52万元，主要系根据巴里坤追风与双登集团股份有限公司2025年5月签订的《储能系统设备采购合同》，可研机构新出具的《可行性研究报告》将储能设备由原预计金额58054.33万元调减

至43752.36万元，调减14301.97万元系募投项目投资总额降低的主要原因。投资总额调整前后对比情况如下：

204单位：万元

调整前投资金额调整后投资金额调整后与调整前序号工程或费用名称（万元）（万元）比较差异

1风电场工程301565.21285928.79-15636.42

1.1施工辅助工程4202.554184.78-17.77

1.2设备及安装工程252722.21237709.58-15012.63

1.3建筑工程22792.9622792.96-

1.4其他费用16122.2815996.74-125.54

1.5基本预备费2958.402806.84-151.56

1.6建设期利息2766.812437.89-328.92

2送出工程10117.6510103.73-13.92

2.1建设施工及设备投资10000.0010000.00-

2.2建设期利息117.65103.73-13.92

静态投资合计308798.40293490.90-15307.50

建设期利息合计2884.462541.62-342.84

项目总投资311682.86296032.52-15650.34

（2）本次募投项目收入、利润及效益预测调整情况

发电收入及效益预测调减方面，本次调整前，原《可行性研究报告》对于本次募投项目的预计年均营业收入为48140.93万元（含税）、年均净利润为15523.05万元，彼时上网电价系根据新疆发改委印发的《完善我区新能源价格机制的方案》（新发改能价【2022】185），测算项目收入时，上网电价按 0.262/kWh（含税，不含税上网电价为 0.2319 元/kWh）计算。

2025年6月24日，新疆发改委发布《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），明确对2025年6月1日以后投产的增量项目，按照方案所明确的机制电价、机制电量等相关政策自2025年11月1日起执行。据此，发行人按照新政要求，对本次募投项目的综合上网电价调整为0.206元/千瓦时（含税，不含税上网电价为0.1823元/千瓦时），相较原预计上网电价降低了0.0496元/千瓦时。以此电价计算，导致公司对本次募投项目的年均营业收入、年均净利润分别调整为33496.69万元、

8990.58万元，相较前次可行性研究所预测收入及利润水平均有所降低，而本次

205募投项目的毛利率、投资收益率等指标也均有所下降。

根据前述本次募投项目投资总额、收入预测等内容调整，调整后对于本次募投项目的收入、成本、净利润以及效益预测等财务指标均产生一定的下降影响，本项目20年运营期内，对效益测算及选取参数主要指标调整情况对比如下：

单位：万元序调整前金额或指调整后金额或指调整后与调整前比较科目号标标差异

1上网电价（元/千瓦时）0.23190.1823-0.0496

2年均上网电量（万千瓦时）183744.00183744.00-

3年均营业收入42602.5933496.69-9105.90

4累计营业收入852051.82669933.88-182117.94

5投资总额311682.86296032.52-15650.34

6发电成本总额495810.73466900.47-28910.26

7利息支出合计60038.5250267.81-9770.71

8营业成本合计435772.21416632.66-19139.55

9年均营业成本21788.6120831.63-956.98

10利润总额387642.70225648.77-161993.93

11净利润总额310460.94179811.62-130649.32

12年均净利润15523.058990.58-6532.47

13毛利率46.86%37.81%-9.05%

14净利率36.44%26.84%-9.60%全部投资财务内部收益率（所得税

1510.38%7.79%-2.59%

前）全部投资财务内部收益率（所得税

169.09%6.75%-2.34%

后）

17总投资收益率6.48%4.66%-1.82%

18回收期11.3年12.1年0.8年

2、说明本次募投项目发电的销售模式，上网电价确认依据

本项目为风电项目，项目收入主要由风力发电收入构成。本项目投建后，将接入国网输电线路实现电力上网销售，最终由国网新疆与项目公司根据上网电量进行售电结算，该销售模式与发行人现有其他发电项目的结算方式一致。

206上网电价方面，本项目为无补贴平价上网项目。根据2025年6月24日新疆

发改委发布《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，以下简称“《上网电价市场化改革实施方案》”），明确对2025年6月1日以后投产的增量项目，按照方案所明确的机制电价、机制电量等相关政策自2025年11月1日起执行。据此，发行人按照新政要求，由中国电建西北勘测设计研究院于2025年7月对本次募投项目更新出具《可行性研究报告》，彼时尚未确定2025年增量项目机制电价，故对本次募投项目的机制电价、市场化交易电价系根据《上网电价市场化改革实施方案》相关内容，确定本项目机制电价、市场化交易电价、综合电价，依据如下：

（1）机制电价：根据上述方案的内容，在运营期1-10年内，本项目上网电

量的50%将通过机制电价参与交易，机制电价竞价区间为0.15元/千瓦时-0.262元/千瓦时，由于《可行性研究报告》出具时新政尚未实施，故本次测算考虑平均值是对一组数据集中趋势的度量，它能够在一定程度上代表整个竞价区间的总体水平。据此，对于本项目运营期1-10年内的收入测算对机制电价取值为0.206元/千瓦时（含税），不含税机制电价为0.1823元/千瓦时。

2025年10月15日，国网新疆公示2025年度增量新能源项目机制电价竞价结果，其中风电项目机制电价为0.252元/千瓦时（含税）。由此可见，募投项目对于机制电价取值0.206元/千瓦时，低于2025年机制电价0.252元/千瓦时，以不含税电价计算，本项目机制电价预测取值实际低于已确定的机制电价0.0407元/千瓦时。因预测机制电价低于实际执行机制电价，考虑到本项目在运营期

1-10年内年上网电量中的50%约91872万千瓦时将作为机制电量售电，按实际执行机制电价与预测机制电价的差额0.0407元/千瓦时计算，《可行性研究报告》在本项目运营期1-10年内所预测的年均售电收入较实际售电收入或将存在

3739万元差异，故本次募投项目效益测算所选取的机制电价取值较为谨慎。

（2）市场化交易电价：在运营期1-10年内，本项目上网电量的50%将通过

市场化交易售电；运营期11-20年内，本项目上网电量将全部通过市场化交易售电。市场化交易价格在方案中并未做明确规定，经对发行人过去各风电项目参与

207市场化交易竞价变动情况来看，并结合《上网电价市场化改革实施方案》的出台背景，在缺乏更多关于电价具体走势信息的情况下，本项目市场化交易电价亦同样参照机制电价竞价区间0.15元/千瓦时-0.262元/千瓦时的平均值计取测算，即为0.206元/千瓦时（含税），不含税市场化交易电价为0.1823元/千瓦时。

综上，本次募投项目在未来20年经营期间所采用的预测电价情况如下：

运营期1-10年内运营期11-20年机制电价（元市场化交易电价市场化交易电项目类型市场化交市场化交机制电量/千瓦时）（元/千瓦时）价（元/千瓦时）易电量易电量（含税）（含税）（含税）年上网电年上网电年上网电

增量项目0.2060.2060.206

量50%量50%量100%

综合度电均价0.1823元/千瓦时（不含税）

为论证市场化交易均价取值具有合理性，经对比发行人其余5项与本次募投项目同属本地消纳的平价风电项目，在2023-2025年期间参与市场化交易电量合计为19873.96万千瓦时、27407.47万千瓦时和60439.79万千瓦时，所对应的市场化交易竞价收入为4324.16万元、5482.20万元和10329.62万元，市场化交易单价分别为0.22元/千瓦时、0.20元/千瓦时和0.17元/千瓦时，发行人上述平价风电项目在2023-2025年期间合计市场化交易电量、标杆电价竞价收入所

对应的综合市场化交易度电均价为0.19元/千瓦时（不含税）。

综上，保荐机构认为，本次募投项目在运营期内效益测算所选取的机制电价、市场化交易电价以及综合上网电价0.1823元/千瓦时具有谨慎性、合理性。

3、说明项目收入、成本、费用的测算过程和依据，上网电量、年等效利用

小时数、毛利率、净利率等主要参数选取依据

根据对本项目营业收入及成本费用测算，本项目在20年运营期内，累计营业收入为669933.88万元，年均营业收入为为33496.69万元；累计总成本费用为466900.47万元，扣除利息支出50267.81万元后，总成本费用为416632.66

208万元，年均营业成本为20831.63万元，由此测算本项目毛利总额为253301.24万元，年均毛利总额为12665.06万元。综上计算，本项目的综合毛利率为37.81%。

在按税收政策扣除销售税金及附加、所得税等费用后，本项目20年可实现利润总额为225648.77万元，缴纳所得税款为45837.15万元，净利润为

179811.62万元，年均可实现净利润为8990.58万元，净利率为26.84%。具体分

析如下：

（1）上网电量、年等效利用小时数情况以及收入测算过程，弃风限电量已

按20%（不含配储影响弃风率为26%）综合考虑

本项目收入主要由风力发电收入构成。其中，风力发电收入又与上网电价与上网电量息息相关。电价方面，本项目经营期上网电价按照本题“2、说明本次募投项目发电的销售模式，上网电价确认依据”之回复，依据《上网电价市场化改革实施方案》政策内容，本次募投项目上网电价以综合度电均价 0.206 元/kWh（含税）进行测算，不含税上网电价为0.1823元/千瓦时。

上网电量方面，本项目发电量计算采用风电场区域附近2座测风塔代表年测风数据，按照推荐机型当地空气密度下的动态功率曲线和推力系数曲线，对本风电场整体进行发电量计算，得到本风电场风机的理论年发电量和风机尾流影响后的年发电量。2 座测风塔编号分别为 BLK-13#和 BLK-14#，高度均为 90m，具有两年以上的测风数据。为获取与测风塔相关性较好且具有同期数据的长系列风速资料，本次收集到风电场具有代表位置处的格林威治中尺度数据 90m 高度近 20年逐小时风速数据。经分析，测风塔 90m 高度风速与中尺度数据总体相关系数均大于0.75，相关性较好。根据装机规模及本项目所处风区风能情况，工程推荐风力发电机组理论年发电量为 313770 万 kWh。风电设备实际运行中，还需充分考虑其他对风能转化电能的折减因素，包括风机可利用率折减5%、考虑功率曲线折减5%、控制滞后和端流损失折减3%、风电场自用电和电气损耗折减2%、

电网频率波动折减7%、测风误差折减2%、叶片污染及老化折减3%、气候影响

209折减2%等因素后，本风电工程总折减后的可利用系数为73.2%，折减后的风电

场年上网电量为 229680 万 kWh。

此外，基于谨慎原则，充分考虑检维修停工、弃风限电等情况，进一步按照

20%限电率测算（考虑配套储能降低弃风率6%的增益效果后），最终本风电项

目年均上网电量为 183744 万 kWh，年等效利用小时数=年均上网电量/装机规模即=183744 万 kWh/800MW=2296.8 小时。

*本次募投项目预计年等效利用小时数情况分析

新疆是全国风能资源最丰富的省区之一。主要分布在乌鲁木齐达坂城风区、阿拉山口风区、哈密十三间房风区、吐鲁番小草湖风区、额尔齐斯河河谷风区、

塔城老风口风区、哈密三塘湖～淖毛湖风区、哈密东南部风区和罗布泊风区。全疆9大风区中，哈密占3个，风区总面积5.16万平方公里，在全疆占比66.3%。

本次募投项目建设处于三塘湖～淖毛湖风区，该风区长约 257km，宽约 100km，总面积 24007Km2，风能资源储量 8220 万 kW，技术可开发量 4807 万 kW。

本项目所处三塘湖风电场测风塔 110m 高度代表年平均风速介于 7.65m/s～8.19m/s 之间，平均风功率密度介于 704W/㎡～807W/㎡之间。根据《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》（NB/T31147-2018）判定该风电场风功率密度等级为5级。据此，项目所处风区风资源具有可靠性和稳定性。

210除本次募投项目外，发行人在哈密三塘湖同地区风场，还运营着哈密国投新

风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目，从中长期来看，该项目在 2019-2025年过去7年时间的上网电量利用小时数分别为2233.89小时、2302.25小时、

2219.87小时、2399.92小时、2231.95小时、1990.73小时和1800.91小时，年均利用小时数2169小时；弃风率分别为19.53%、18.71%、20.96%、18.28%；

18.37%、23.11%和36.88%，年均弃风率为22.26%。

因上述哈密国投新风三塘湖200MW风电项目为“哈郑直流”疆电外送项目，其上网电量除了受到电网调度、下游消纳需求等影响外，电网企业对于特高压线路、特高压升压站等公共输配电设施的年度检维修情况时间，亦会对发电项目的利用小时数产生一定的影响。考虑到前述对比项目虽属同一风区，但因其为?哈郑直流?疆电外送项目，未来并不依据新政以机制电量的方式售电，故进一步将本次募投项目与同属哈密地区、同为本地消纳且未来亦将按新政执行售电的

哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW 进行对比，该项目自 2022 年并网投运后，在2023-2025年期间上网电量利用小时数分别为2298.96小时、2719.86小时和2139.98小时，年均利用小时数为2386.27小时。

由上述统计可见，本次募投项目所预测的年均利用小时数2296.8小时，剔除配储增益影响后的利用小时数为2128小时，与属同一风区的哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目、或同属哈密地区且同为本地消纳的

哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW项目均不存在较大差异。另综合考虑本次募投项目还受到配储设施的有利影响，故与上述同地区、同类型项目以往年度运营情况相比亦未存在乐观估计的情形，年等效利用小时数的预测具有合理性。

*本次募投项目弃风率情况分析风电项目形成弃风情况主要系受国网公司依据下游消纳情况调峰调度所形成，通常同地区风电项目的弃风率变动情况具有可比性，本次募投项目建设于哈密地区，故选取了公司在哈密地区已投建的其余5项风电项目过往三年的弃

211风率情况进行比较。

报告期内，发行人在哈密地区的风电项目弃风率情况如下：

单位：万千瓦时序号项目名称科目2025年2024年2023年理论发电量59393.5054322.6956921.69哈密国投新风三塘湖第三风电

1弃风电量21904.7412556.3410454.82

场 A 区 200MW 风电项目

弃风率36.88%23.11%18.37%

理论发电量33910.2337134.6435322.98哈密新风能源烟墩第七风电场

2弃风电量6828.044110.813423.82

A 区 200MW 风电项目

弃风率20.14%11.07%9.69%

理论发电量13259.5111728.7811845.36

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电

3弃风电量4790.641827.771553.35

项目

弃风率36.13%15.58%13.11%

理论发电量4227.693558.223912.21

伊吾白石湖 15MW 分散式风力

4弃风电量1495.91513.23409.60

发电项目

弃风率35.38%14.42%10.47%

理论发电量16776.4318071.3516049.59哈密新风恒远十三间房风电场

5弃风电量6015.534284.305671.97

一期 49.5MW 项目

弃风率35.86%23.71%35.34%

理论发电量127567.36124815.68124051.83

发行人在哈密地区风电项目合计弃风电量41034.8623292.4521513.56

弃风率32.17%18.66%17.34%

三年平均弃风率22.72%

注：弃风率=弃风电量/理论发电量。

由上表统计可见，2023-2025年期间，发行人在哈密地区风电项目的综合弃风率水平分别为17.34%、18.66%和32.17%，三年平均弃风率水平为22.72%，超过本次募投项目预测弃风率水平20%，但低于剔除配储增益影响后的弃风率水平

26%。2025年公司在哈密地区风电项目整体弃风率较高主要系由于当年新疆本地

新能源装机规模增幅较快，与本地电网建设规模形成错配，导致弃风率在短期内增幅较大。

212新疆明确?十四五?收官之年新增新能源装机规模目标超5000万千瓦，

截至2024年末新疆新能源装机规模为1.003亿千瓦，2025年末新能源装机规模已达到1.69亿千瓦，即2025年全年新增装机超6800万千瓦，相较2024年末新能源装机规模增幅达到68%。从发电量情况来看，新疆2025年全口径发电量5714亿千瓦时，新能源发电方面，风电发电量815.84亿千瓦时，同比增长9.3%，

太阳能发电量597.3亿千瓦时，同比增长42.9%；用电量结构方面，2025年疆电外送电量1413亿千瓦时，新疆本地消纳用电量约4300亿千瓦时。相比2024年发电量5478亿千瓦时、用电量4233亿千瓦时，外送电量1245亿千瓦时虽然均有所增长，但相比装机规模增速仍存在较大差距。

在新能源装机规模快速增长的背景下，新疆地区受电网建设滞后、调峰能力不足、电力市场交易机制不完善及规划协调不足等因素影响，新能源装机的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，最终导致新疆新能源发电行业在2025年短期内出现较高的限电率。经查阅同行业可比公司情况，节能风电披露《2025年年度报告》显示，其2025年在新疆地区的弃风率为

35.78%，相比2024年18.31%弃风率亦呈大幅增长趋势，故发行人风电项目在

2025年度弃风率较高与行业趋势一致。

综合本次募投项目的有利因素影响，从长期来看，预计未来新疆风电项目高弃风率情况将有所改善。

一是新能源发电行业仍受国家政策鼓励支持，伴随《国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）、《中共中央办公厅国务院办公厅关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》（2026年4月11日）等政策文件的出台落地，主管部门对新能源发电行业持续提升消纳能力仍将是未来工作的重点任务，包括重点监管2025年以来新能源外送和就地消纳情况，促进新能源消纳的重点电网工程建设情况，根据新能源利用率目标确定年度开发规模上限情况。2026年1月，新疆人民政府发布《推进新形势下新疆新能源高质量发展的若干措施》，要求全疆新能源发电利用率保持在合理水平，开展新能源利用率月度监测，当全疆新能源利用率低于

213全国下达年度利用率目标时，对利用率低于全疆年度利用率目标5个百分点的地（州、市）加强预警，暂停并网消纳的新增新能源项目备案。

二是2025年新疆风电、光伏合计发电量占全口径发电量比重仅有24.73%，火电发电量3944.9亿千瓦时占比69.04%仍居于高位，在节能减排合理控制煤电装机规模和发电量的背景下，未来新疆地区新能源发电替代火电仍具有较大的空间。

三是随着国家及地方持续加快绿色电力输送通道建设，不断提升跨区域电力输送能力，公司持续提升电力市场化交易参与度，通过优化交易策略、拓展交易渠道，稳步提高市场化交易售电量等举措，从中长期来看，公司消纳能力将逐步修复，并持续改善?弃风限电?较为严重的局面。

四是本次募投项目配套4小时规模的储能设施，未来可有效通过电力储存方式调峰调度上网电量，具体请参见下述?*本次募投项目配套建设储能设施，会对项目弃风率的降低以及上网电量的提升具有增益作用?之分析。

2035年的新目标是对我国能源转型战略的科学响应。我国经济还将长期持

续平稳增长，工业、建筑、交通等领域能源需求与电气化水平将持续提升，同时，数字智能技术加快普及也带动数据中心、算力基础设施等新兴用能需求快速增长。在实现2030年前碳达峰后，为接续实施2060年非化石能源消费占比

80%以上目标，顺利开启碳中和进程，必须进一步巩固可再生能源电力在消费增

量中的主体地位。2035年新目标正是基于能源增长趋势和结构转型需求作出的科学测算，展现了中国在能源可持续发展方面的远见与雄心。新能源引导产业布局，推动集成发展，兼顾绿色转型与经济需要，激发市场活力。加强源网荷储协同，构建新型电力系统。在能源供给方面，把非化石能源发展放在更加突出的位置，加快发展有规模有效益的风能、太阳能等新能源，以新型电力系统为中心环节。

*本次募投项目配套建设储能设施，会对项目弃风率的降低以及上网电量的提升具有增益作用

214本次募投项目配套建设 200MW/800MWh 的储能设施，其电池容量为

800MW，充放电功率 200MW/h，即一次性满负荷充电及放电时长均为 4 小时，

储能设施的建设，主要是为了发电企业能够配合电网企业更好地调峰调度，以此降低弃风情况，故本次募投项目年均上网电量及弃风率水平还受储能设备的影响。

在风电项目中配置储能系统，通常会对风电项目的上网电量产生积极影响，一是有利于减少弃风限电，风力发电具有间歇性和波动性的特点，风速的不稳定会导致风电输出功率大幅波动。当风电出力超过电网的接纳能力时，就会出现弃风现象。储能系统可以在风电功率过剩时储存多余的电能，在风电功率不足时释放储存的电能，从而使其更符合电网的调度要求，减少弃风限电的发生，增加实际上网电量。二是实现峰谷调节，增加峰时上网电量，电力系统存在峰谷用电差异，高峰时段电力需求大，电价高；低谷时段电力需求小，电价低。储能系统可以在低谷时段储存风电产生的电能，在高峰时段将储存的电能释放并输送到电网。

这样不仅可以提高风电项目的经济效益，还能通过峰谷调节，帮助电网平衡负荷，减轻电网在高峰时段的供电压力，提高电网的稳定性和可靠性。三是提高风电项目的可预测性，储能系统可以对风电功率进行一定程度的调节和控制，使得风电项目的输出功率更加可预测。通过对历史数据和实时监测数据的分析，可以更准确地制定发电计划，合理安排储能系统的充放电策略。准确的发电计划有助于风电项目与电网进行更好的协调，提高上网电量的准确性和稳定性。

根据2025年新能源发电侧配套储能利用情况，本次募投项目谨慎估计储能设备的利用全年充放电199次4，则其可实现充放电量15920万千瓦时，本储能

设施选择磷酸铁锂电池，其放电深度以85%水平计算，则其对年均上网电量的增量影响约为13532万千瓦时，影响小时数约为169.15小时。若剔除储能设施的影响，仅考虑本项目实时上网电量及利用小时数情况，则本项目正常年均上网电量=183744万千瓦时-13532万千瓦时=170212万千瓦时，年均利用小时数为

2128小时。在配套储能有利影响下，本次募投项目相比不配储项目可以提高利

4中国电力企业联合会发布《2025年度电化学储能电站行业统计数据》：（二）应用场景电力电量情况之

1.电源侧储能：2025年，新能源配储整体运行情况好于2024年，年均利用小时数917小时，比2024年提

高约151小时；年均等效充放电次数199次（相当于每1.8天可完成一次完整充放电），比2024年提升约

21次。

215用小时数并降低弃风率。若仍以前述理论上网电量229680万千瓦时计算，剔

除配储预计上网电量13532万千瓦时的增量后，实际上网电量170212万千瓦时相比理论上网电量的弃风率水平约为26%，但考虑配套储能的增益效果后，预计会将本项目的原始预期弃风率水平由26%降低至20%水平，同理亦会带来等效利用小时数的增益效果。

*本次募投项目收入计算过程

经前述预计上网电量、预计上网电价的选取参数，本募投项目年均营业收入=年均上网电量×目标电价/1.13，即183744万千瓦时×0.206元/千瓦

/1.13=33496.69万元。

综上所述，本区域同类型风电项目在中长期的发电设备利用小时数、弃风率水平整体趋于稳定，故本次募投项目预计年等效利用小时数2296.8小时、弃风率参考20%水平，具有合理性，本次募投项目的收入测算较为谨慎，不存在乐观估计的情形。

（2）成本费用测算

*固定资产价值

本项目投资总额为296032.52万元，其中，项目静态投资为293490.88万元，建设期利息为2541.62万元，增值税抵扣额30552.98万元，项目固定资产价值为265479.54万元。

*本项目总成本计算

项目发电成本费用主要包括折旧费、维修费、职工工资及福利费、劳保统筹

和住房基金、保险费、材料费、利息支出及其他费用等。各项成本如下：

A.折旧费：风电项目的固定资产折旧年限为 20 年，残值率为 5%，则综合折旧率为4.75%。储能项目的综合折旧率为9.5%，折旧年限为10年，残值率为5%，运营期第11年考虑更换储能电池一次，更换电池费用30000万元计入现金流量表维持运营投资中。

216B.维修费：机械设备在运行期间要正常损耗，根据设备厂家建议和以往类项目经验，目前对修理费率暂采用阶梯取费法，即：自计算期第2年开始计列，第

2-6年设备维修费率按0.2%计提，第7-11年设备维修费率按0.5%计提，第12-21年设备维修费率按1%计提。

C.职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金等：本项目人员总计 32 人，职工年均工资8万元，福利费及其他费用合计为职工年均工资总额的60%。

D.保险费：保险费率按固定资产价值 0.25%计。材料费按风电装机容量 10元/kW 计。

E.土地使用税：本项目运营期每年考虑 143.41 万元土地使用税计入其他费用中。

F.其他：考虑储能电池更换费用 30000 万元，在运行期第 11 年发生。

G.利息：利息为正常运行期内固定资产投资借款的利息。

根据上述条件测算，本募投项目经营20年内，累计总成本费用为466900.47万元，扣除利息支出50267.81万元后，总成本费用为416632.66万元，年均营业成本为20831.63万元。由此测算本项目毛利总额为253301.24万元，年均毛利总额为12665.06万元。综上计算，本项目的综合毛利率为37.81%。

（3）税金

本项目应缴纳的税金包括增值税、销售税金及附加、所得税。其中：

*增值税电力产品增值税率为13%。根据财政部和国家税务总局财税[2015]74号《关于风力发电增值税政策的通知》，自2015年7月1日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。

根据《中华人民共和国增值税暂行条例》（2008年11月5日修订）、《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》（财政部国家税务总局第50号令）和

217《关于调整增值税税率的通知》（财税〔2018〕32号文件），本项目新购设备

及建安投资进项增值税可进行抵扣。经测算，本项目可抵扣增值税额为30552.98万元。

*销售税金及附加

销售税金及附加包括城市建设维护税和教育费附加，以增值税税额为计算基数。本项目城市维护建设税税率取5%，教育费附加费率取5%（国家教育附加费率为3%，地方教育附加费率为2%）。

*所得税

所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为利润总额扣除弥补以前年度亏损后的余额。

风力发电项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发[2009]80号《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年

至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

根据财政部、税务总局、国家发改委公告2020年第23号《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》，自2021年1月1日至2030年12月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税。本项目企业所得税1-3年0%，4-6年7.5%，7-8年15%，9-25年25%。

在按上述税收政策扣除销售税金及附加、所得税等费用后，本项目20年可实现利润总额为225648.77万元，缴纳所得税款为45837.15万元，净利润为

179811.62万元，年均可实现净利润为8990.58万元，净利率为26.84%。

4、本次募投项目的毛利率水平与发行人同类风电项目相比不存在乐观估计

情形

2023-2025年期间，公司下属项目公司所运营的风电项目毛利率情况如下：

218毛利率三年平均

机组类型项目公司项目名称并网时间

2025年2024年2023年毛利率

哈密国投哈密国投新风三塘湖第三风

风电2015.1262.91%63.50%66.71%64.37%

新风 电场 A 区 200MW 风电项目哈密新风哈密新风能源烟墩第七风电

风电2015.1245.91%51.56%51.53%49.67%

能源 场 A 区 200MW 风电项目乌鲁木齐托里新风一期

风电 托里新风 49.5MW、二期 49.5MW 风电 2015.12 31.58% 54.82% 57.77% 48.06%项目

淖毛湖风 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发

风电2021.1239.85%43.26%45.76%42.96%之力电项目

伊吾白石湖 15MW 分散式风

风电伊吾立新2021.1223.74%42.53%47.36%37.88%力发电项目

小红山 8MW 分散式风电项

风电奇台新风2021.1260.19%64.97%50.73%58.63%目哈密新风哈密新风恒远十三间房风电

风电2022.716.58%44.49%48.71%36.59%

恒远 场一期 49.5MW 项目新疆立新能源若羌县米兰

风电若羌立新2023.418.46%-49.09%40.88%3.42%

50MW 风电项目

乌鲁木齐 金润绿原达坂城 49.5MW 分

风电2023.422.50%29.89%60.06%37.48%立新散式风电项目

新疆能源立新木垒 500MW

风电木垒新风2024.1277.18%---风电项目乌鲁木齐立新能源达坂城50万千瓦风

风电2025.174.46%---新风电项目

发行人各子公司风电业务毛利率整体相对稳定，但是由于受到风光资源区域不同、风光资源的波动以及补贴情况不同（早期项目补贴高，晚期项目补贴低）的差异，不同发电项目之间，相同发电项目不同年度之间毛利率均存在差异。随着近年风电设备价格的降低，即便在发电补贴退坡的情况下，发行人2022年以来新并网的发电项目毛利率水平与原有发电项目相比，出现一定下滑，但仍能保证合理收益。

总体来看，公司历史并网运营的发电项目主要系含补贴项目，毛利率水平整体介于35%-65%，其中，2013-2016年高补贴并网项目的毛利水平整体略高于2021年低补贴并网项目的毛利率水平。无补贴项目方面，随着补贴退坡及取消的政策出台后，公司于2022年-2023年新并网的哈密新风恒远十三间房风电场一期

21949.5MW 项目、金润绿原达坂城 49.5MW 分散式风电项目的毛利率整体低于存量

享有补贴项目，但仍保持在较为稳定水平。

本募投项目预计综合毛利率为37.81%，低于公司整体风电项目毛利率水平以及公司近年投产的平价项目毛利率水平，主要系因《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）》出台后，新疆发改委对于2025年6月1日以后投建并网的增量项目所适用的售电政策以及定价机制重新做出了调整，前述效益测算基于谨慎性原则，系参照新颁布方案并经充分论证后，对本次募投项目的售价、收入等参数进行预测，本项目的毛利率水平测算具有谨慎性。

此外，本次募投项目与哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW 项目、伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目同处新疆哈密地区，相比该等项目以及公司已投运的其他风电项目的毛利率水平，本项目预计毛利率水平具有合理性。

5、本募投项目效益预测毛利率水平低于同行业可比公司毛利率

本募投项目达产期平均毛利率与同行业可比上市公司报告期内风电项目的

毛利率进行比较情况如下：

风电业务毛利率同行业公司

2025年度2024年度2023年度

节能风电（新疆区域）48.31%58.58%62.18%

嘉泽新能59.66%62.77%63.09%

中闽能源58.94%61.32%61.89%

江苏新能54.77%56.09%54.39%

三峡能源46.47%53.02%56.94%

同行业平均53.63%58.36%59.70%

立新能源风电业务毛利率54.31%54.03%59.62%

本次募投项目毛利率37.81%

注1：上述毛利率来源于可比公司年度报告中的风力发电业务毛利率；

注2：节能风电为新疆区域风力发电业务毛利率。

2023-2025年期间，同行业可比上市公司风电业务毛利率水平均存在不同程

220度波动水平，受新建项目发电补贴退坡及取消的影响，全行业风电项目毛利率水

平整体呈现下降趋势。通常来看，可再生能源发电行业近年来新建平价项目的毛利率水平整体会低于存量可享有补贴项目的毛利率水平。本次募投项目为平价风电项目，达产期平均毛利率水平为37.81%，低于同行业水平，主要是因新建项目不再享有发电补贴，且本项目并网后，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）》文件所规定的电价政策实施售电，预计本项目综合电价水平将低于公司整体风电项目电价水平，经对比分析，本次募投项目效益测算具有合理性、谨慎性。

（四）结合发行人对前次募投项目的效益预测主要指标的设定情况，说明前次募

投项目是否达到预期；如未达到，说明未达到预期效益的原因，相关不利因素是否已经消除；若未消除，该等不利因素对前次募投项目预计未来效益实现情况以及对本次募投项目效益实现情况的影响

1、前次募投项目效益预测的实现情况

公司前次募投项目除补充流动资金外，另有三个发电建设项目，分别为伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目、伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目和小红

山 8MW 分散式风电项目。各项目效益预测的主要指标为资本金内部收益率，分别为8.69%、9.86%和8.08%。

资本金内部收益率是基于预计项目的各期投入资金的流出及后续投产后各

期资金的流入，使项目在计算期内各期的资金的流出、流入折现后的净现值为零的贴现率。它是一个重要的预测财务指标，用于预测评估项目的经济效益。

加权平均净资产收益率是衡量企业经济效益的一个重要财务指标，需要考虑净资产在不同时间点的变化计算每单位加权的净资产所创造的净利润率，是基于项目投产后计算的每年已实现的经济效益。

资本金内部收益率与加权平均净资产收益率均系从股权投资主体的立场出发，聚焦于资本金投入与收益产出之间的对应关系，有效衡量股东投入资本的

221盈利效率，与债权融资成本无直接关联，直接反应募投项目对股权权益的贡献能力，二者分属前瞻性指标和后验性指标，具有较强的可比性。

在时间维度上，加权平均净资产收益率反映某一年度的盈利水平，资本金内部收益率是全周期指标，覆盖项目全寿命周期的回报。相较于其他行业而言，可再生能源发电行业具有较强的基础设施属性，项目建设期占全寿命周期的比例较低，且通常情况下项目运行状况较为稳定，因此在项目运营期的加权平均净资产收益率趋近于资本金内部收益率说明项目的盈利节奏与预测一致，预测具备支撑性。

由于资本金内部收益率的计算过程中无法将回款周期显著超过一般账期的

大额应收账款纳入考虑，因此在比较的过程中，排除因大额超期应收账款计提的信用减值损失后，二者更加具备可比性。

经查阅公开资料，中国核电（601985.SH）2024 年度向特定对象发行股票前次募投项目田湾核电站扩建工程5、6号机组项目和福清核电厂5、6号机组项

目的承诺效益均为资本金内部收益率，实际效益对比指标为年度加权平均净资产收益率。

报告期内，小红山 8MW 分散式风力项目各年度加权平均净资产收益率均达到预期，伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目2023年加权平均净资产收益率达到预期，2024年、2025年加权平均净资产收益率未达到预期，具体情况如下：

加权平均净资产收益率募投项目对应公司预计资本金内部收益率

2025年2024年2023年

伊吾淖毛湖 49.5MW风力

0.04%4.59%14.02%8.69%

发电项目

伊吾白石湖 15MW 分散

-7.26%3.30%11.11%9.86%式风力发电项目

小红山 8MW 分散式风电

13.81%25.59%19.34%8.08%

项目

2222、前次募投项目未达到预期效益的原因

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项

目2024年、2025年加权平均净资产收益率未达到预期效益，两个项目报告期内的业务情况和财务情况具体如下：

223（1）业务表现

单位：万 kWh、h实际上网电量募投项目预计发电量

2025年2024年2023年

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 8176.73 9703.85 10050.80 13220.67

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 2640.23 2993.45 3433.92 3617.62实际弃风率募投项目预计弃风率

2025年2024年2023年

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 36.13% 15.58% 13.11% 10%

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 35.38% 14.42% 10.47% 10%实际利用小时数募投项目预计等效利用小时数

2025年2024年2023年

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 1651.86 1960.37 2030.47 2644.00

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 1760.15 1995.63 2289.28 2412.00

（2）财务表现

单位：万元营业收入净利润加权平均净资产收益率募投项目对应预计资本金

2024202520242023

公司2025年2024年2023年2025年2023年内部收益率年年年年

淖毛湖风之力2599.082773.243259.793.12349.33973.680.04%4.59%14.02%8.69%

伊吾立新662.10868.82985.37-157.3672.86229.05-7.26%3.30%11.11%9.86%

224相较于 2023 年，2024 年、2025 年伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊

吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目对应的公司淖毛湖风之力和伊吾立新的净

利润均出现下滑，盈利表现未达到预期收益的80%，主要原因包括风资源波动、市场化电价波动、可再生能源补贴暂未回款等因素，具体分析如下：

（3）2025年新疆地区新能源发电行业短期内出现较高的限电率，未来将较快消纳

*政策支持新能源装机容量持续快速增长

2025年9月24日，在联合国气候变化峰会上，我国宣布了中国新一轮国家

自主贡献：到2035年，非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。

截至2025年末，风电和太阳能发电总装机容量约18.42亿千瓦，有较大提升空间。如截至2035年风电、太阳能装机规模达到36亿千瓦，从截至2025年末的

18.42亿千瓦需增长95.46%，年化增长率6.93%。

国家能源局在2025年12月的公开表态中指出，?到‘十五五’末（即2030年），我国新能源发电装机比重将超过50%，成为电力装机主体?。截至2025年末风电、太阳能占比47.33%，有提升空间。

根据《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，?十五五?期间，新疆将着力构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，有力支撑实现?双碳?目标任务。2026年1月，新疆人民政府发布《推进新形势下新疆新能源高质量发展的若干措施》，力争2030年新疆新能源装机规模达到3亿千瓦以上。截至2025年末新疆新能源装机容量

1.69亿千瓦，有较大提升空间。如新疆2030年末风电、太阳能装机规模达到3亿千瓦，从截至2025年末的1.69亿千瓦需增长77.51%，年均目标新增装机规模0.26亿千瓦，显著低于2025年度的0.69亿千瓦装机规模。

*政策驱动?十四五?期间新能源发电装机容量快速增长2252021年10月，国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，意见中提出：到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右；到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。相关政策驱动下，?十四五?期间我国新能源发电装机容量快速增长，?十四五?期间我国各类型电力累计装机容量及增长情况如下表：

单位：万千瓦总装机容量2025年2024年2023年2022年2021年火电153902144459139099133516129731水电4478943599422264139539091风电6401352071441843657632861太阳能12016588671610463926830649核电62656094569855625326合计389134334862292224256317237777续

单位：%总装机容量增长率2025年2024年2023年2022年2021年火电6.543.854.182.924.11

水电2.733.252.015.905.54

风电22.9317.8520.8011.3116.68

太阳能35.5245.2555.4628.1220.93

核电2.806.952.454.436.55

合计16.2014.5914.027.857.95

新疆是国家?十四五?规划和2035年远景目标纲要中推进建设的大型清洁

能源基地，风能、太阳能等新能源资源丰富，风能资源总储量、太阳能全年平均日照时数均居全国前列。同时《新疆维吾尔自治区?十四五?电力发展规划》在重点任务中明确加快电力结构绿色低碳转型。一是加快推进风电开发。二是积极推进太阳能开发。

2025年度新疆区域新能源装机容量持续快速增长，其中风电增长22.93%，

增速较2024年提升5.08%，太阳能增长35.52%，增速放缓，但增速仍显著高于

226总装机容量增长率16.20%。截至2025年底，新疆电网新能源装机容量达1.69亿千瓦，占全疆总装机容量的64%，风电、光伏装机规模均稳居全国前列。

*短期内供给大于需求，新疆地区出现较高的限电率近年来政策驱动下我国新能源发电装机容量快速增长，2022年起风电装机容量增长率、太阳能装机容量增长率、总装机容量增长率均高于全社会用电量增长率，短期内出现供大于求的情况。

单位：%项目2025年2024年2023年2022年2021年风电装机容量增长率22.9317.8520.8011.3116.68

太阳能装机容量增长率35.5245.2555.4628.1220.93

总装机容量增长率16.2014.5914.027.857.95

全社会用电量增长率5.246.816.663.8010.77

2025年新疆区域新能源装机容量快速增长，2024年底，新疆实现新能源装

机规模突破1亿千瓦，2025年底，新疆电网新能源装机容量达1.69亿千瓦，增长约68%，远超全国风电、太阳能平均增长率水平；2025年新疆地区全社会用电量官方统计数据暂未正式发布，但新疆电网售电量已确认为2183.36亿千瓦时，同比增长3.6%，与我国全社会用电量增长率平均5.24%接近。

供需增长不协调导致其与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，进而导致新能源发电行业短期内出现较高的限电率，发电设备利用效率下降，短期内出现较高限电率。

*多种利好新疆新能源加快消纳

A．政策利好新疆新能源本地消纳新能源发电行业仍受国家政策鼓励支持，《国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》(发改能源[2025]1360号)、《中共中央办公厅国务院办公厅关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》(2026年

4月11日)等政策文件陆续出台。

2272026年1月，新疆发改委发布《关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知》，明确提出拓展新能源就近消纳模式：

?（一）加快推动绿电直连发展

加强新增负荷周边新能源开发利用，推动新能源就近直接向单一电力用户供电，将电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面。支持拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷开展绿电直连，通过压减自备电厂出力推动新能源就近消纳。探索出口外向型存量负荷开展新能源就近消纳。鼓励国家级零碳园区范围内存量负荷因地制宜开展新能源就近消纳。

（二）拓展增量配电网新能源消纳鼓励以增量配电网整体或与公共电网具有清晰物理边界的部分片区为主体

开展新能源就近消纳，新能源直接接入增量配电网内部变电站，促进增量配电网绿色发展。?B．疆电外送利好新疆新能源对外消纳

2023年5月，第五条大通道?疆电入渝?工程新疆段在沿线五省(区、市)

中率先完成了核准前置手续的办理工作；8月，第五条通道哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程开工建设。

2024年9月28日，塔克拉玛干沙漠南部，第四通道电源项目开工，是首条

布局在新疆南疆的通道；11月8日，?疆电外送?的第三条直流取得重要进展，建成后每年将新增发电量400亿千瓦时，其中新能源发电量超过50%。

2025年，新疆外送电量1413亿千瓦时，同比增长11.5%，连续6年超千亿千瓦时。2026年一季度，疆电外送电量达400.08亿千瓦时，同比增长23.42%。

C．储能加速布局风电光伏产业的迅猛发展是推动大容量储能产业快速发展的重要因素之一。

储能技术在很大程度上解决了新能源发电的随机性、波动性问题，可以实现新

228能源发电的平滑输出，能有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化，使大规模风电及光伏发电方便可靠地并入常规电网。发电行业配套储能设备主要应用于风电和光电产业，尤其是以大量布局的风电产业为主。风力资源具有不稳定性，此外，我国北部地区风力资源较大的夜间又是用电低谷，因此，虽然近年来风、光电产业发展势头迅猛，但一直饱受?弃风弃光?困扰，储能技术的应用，可以帮助风电场输出平滑和?以峰填谷?。

截至2025年底，我国电力储能累计装机规模213.3吉瓦，同比增加54%。

全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与?十三五?末相比增长超40倍，平均储能时长2.58小时。与此同时，新型储能调用水平进一步提升。据初步统计，2025年全国新型储能等效利用小时数达

1195小时，较2024年提升近300小时。其中，国家电网、南方电网经营区新

型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时。新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强。

分地域看，过去一年华北、西北为新型储能主要增长区，截至2025年底华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%。受电力需求稳步增长、新能源快速发展及有力政策支持等多重驱动，新疆等省区新型储能发展迅速，2025年新增装机规模为1023万千瓦。累计装机规模排名前3的省份分别为：内蒙古2026万千瓦，新疆1880万千瓦，山东1121万千瓦。

D.未来新疆地区新能源发电替代火电仍具有较大的空间国家能源局在2025年12月的公开表态中指出，?到‘十五五’末（即2030年），我国新能源发电装机比重将超过50%，成为电力装机主体?。

单位：%总装机容量占比2025年2024年2023年2022年2021年火电39.5543.1447.6052.0954.56

水电11.5113.0214.4516.1516.44

风电16.4515.5515.1214.2713.82

229总装机容量占比2025年2024年2023年2022年2021年

太阳能30.8826.4820.8915.3212.89

核电1.611.821.952.172.24

合计100.00100.00100.00100.0099.96

?十四五?期间，我国风电、太阳能总装机容量占比从2020年末的24.30%提升至2025年末的47.33%，平均每年提升4.61%，仍低于?十五五?50%的目标。新疆地区截至2025年末虽风电、太阳能总装机容量占比已超过六成，但新疆风能、太阳能等新能源资源丰富，风能资源总储量、太阳能全年平均日照时数均居全国前列，仍是?十五五?期间新能源布局的核心区域。

?十四五?期间，我国全社会用电量增长37.85%，年化增长率6.63%，与如截至2035年风电、太阳能装机规模达到36亿千瓦目标的年化增长率6.93%接近。

2025年12月31日国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，提出?电网资源优化配置能力有效增强，?西电东送?规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展，电力系统保持稳定运行，服务民生用电更加有力。?

2025年新疆风电、光伏合计发电量占全口径发电量比重仅有24.73%，低于

目标的30%，火电发电量3944.9亿千瓦时占比69.04%仍居于高位，在政策指导，节能减排合理控制煤电装机规模和发电量的背景下，未来新疆地区新能源发电替代火电仍具有较大的空间。

未来随着上述政策等的落实，将有力缓解新疆区域新能源装机容量快速增长导致的新能源发电行业短期内出现较高的限电率的情况。

（4）淖毛湖风之力盈利下滑原因分析

淖毛湖风之力报告期内主要财务数据如下：

230单位：万元

项目2025年度2024年度2023年度

一、营业总收入2599.082773.243259.79

二、营业总成本2051.452173.372441.79

其中：营业成本1563.391573.431768.14

管理费用3.425.232.64

财务费用477.38579.43662.78

信用减值损失（损失以“－”号填列）-587.63-359.58-147.19

三、营业利润（亏损以“－”号填列）-39.98240.29670.82

四、利润总额（亏损总额以“－”号填列）46.19377.991027.51

五、净利润（净亏损以“－”号填列）3.12349.33973.68

收入端由于受到风资源波动的影响，2024年度淖毛湖风之力上网电量较

2023年度下降3.45%，同时因为市场化交易电价持续波动，当年度市场化交易

电量均价（不含补贴电价）由 2023 年的 0.35 元/kWh 下降至 0.24元/kWh，导致

2024年度营业收入较2023年度减少486.55万元。2025年度淖毛湖风之力上网

电量较2024年度下降15.74%，主要系2025年新疆区域新能源装机容量快速增长，导致新能源发电行业短期内出现较高的限电率，该项目弃风率从2024年度的15.58%增长至2025年度的36.13%，进而导致2025年度营业收入较2024年度减少174.16万元。此外，可再生能源补贴暂未回款增加也使本项目计提的信用减值损失进一步增加。

成本端由于风力发电行业属于重资产行业，固定资产在资产总额中的占比较高，进而导致折旧费用在营业成本中的占比较高，2024年度、2025年度主营业务成本中折旧费用发生额为1202.95万元、1210.53万元，占比为76.45%、

77.43%，各年度主营业务成本中折旧费用发生额基本一致，不受上网电量波动的影响。主营业务成本中代理服务费、运行维护费等可变成本随着上网电量的下降出现一定程度下滑，营业成本变动趋势与营业收入一致，但因折旧等固定成本占营业成本比重较大，下降幅度较小。

淖毛湖风之力尚未进入补贴核查清单，暂未补贴电费回款，2024年度应收账款期末账面余额较2023年度增加1126.92万元，增长41.83%，淖毛湖风之力

231当期计提信用减值损失359.58万元，较2023年度增长212.40万元，增长44.30%。

2025年度应收账款期末账面余额较2024年度增加1188.61万元，增长31.11%，

淖毛湖风之力当期计提信用减值损失587.63万元，较2024年度增长228.05万元，增长63.42%。

上述原因叠加导致淖毛湖风之力2024年度净利润较2023年度减少624.35万元，下降64.12%，加权平均净资产收益率为4.59%，2025年度净利润较2024年度减少346.22万元，下降99.11%，加权平均净资产收益率为0.04%，未达到预期效益。

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目的可行性研究工作于 2021 年完成，估算过程中未将可再生能源补贴暂未回款等政策变动因素纳入考虑，因此未对相关信用减值损失进行估计，2024年度若排除信用减值损失所带来的影响，淖毛湖风之力的加权平均净资产收益率为8.22%，略低于预计资本金内部收益率8.69%，下降幅度小于20%。

（5）伊吾立新盈利下滑原因分析

单位：万元项目2025年度2024年度2023年度

一、营业总收入662.10868.82985.37

二、营业总成本640.54665.29710.65

其中：营业成本504.92499.32518.68

管理费用2.184.943.77

财务费用132.30159.89187.36

信用减值损失（损失以“－”号填列）-191.78-128.55-45.39

三、营业利润（亏损以“－”号填列）-170.2274.98229.33

四、利润总额（亏损总额以“－”号填列）-170.0674.98229.33

五、净利润（净亏损以“－”号填列）-157.3672.86229.05

收入端由于受到风资源波动的影响，2024年度伊吾立新上网电量较2023年度下降12.83%，同时因为市场化交易电价持续波动，导致2024年度营业收入较2023年度减少116.54万元。2025年度伊吾立新上网电量较2024年度下降11.80%，

232同时因为市场化交易电价持续波动、新疆新能源发电行业短期内出现较高的限电率，该项目弃风率从2024年度的14.42%增长至2025年度的35.38%，导致2025年度营业收入较2024年度减少206.72万元。此外，可再生能源补贴暂未回款增加也使募投项目计提的信用减值损失进一步增加。

成本端由于风力发电行业属于重资产行业，固定资产在资产总额中的占比较高，进而导致折旧费用在营业成本中的占比较高，2024年度、2025年度主营业务成本中折旧费用发生额为377.75万元、376.80万元，占比为75.65%、74.63%，各年度主营业务成本中折旧费用发生额基本一致，不受上网电量波动的影响。

2024年主营业务成本中运行维护费、试验预试费等可变成本随着上网电量的下

降出现一定程度下滑，营业成本变动趋势与营业收入一致，但下降幅度较小。2025年主营业务成本略微上升，系本年度职工薪酬增加，进一步降低本年度净利润。

伊吾立新尚未进入补贴核查清单，暂未补贴电费回款，2024年度应收账款期末账面余额较2023年度增加371.99万元，增长40.58%，导致伊吾立新当期计提信用减值损失128.55万元，较2023年度增长83.17万元，增长183.24%。2025年度应收账款期末账面余额较2024年度增加346.69万元，增长26.90%，导致伊吾立新当期计提信用减值损失191.78万元，较2024年度增长63.23万元，增长49.19%。

上述原因叠加导致伊吾立新2024年度净利润较2023年度减少156.19万元，下降68.19%，加权平均净资产收益率为3.30%，未达到预期效益。2025年度净利润较2024年度减少230.22万元，下降315.97%，加权平均净资产收益率为-7.26%，未达到预期效益。

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目的可行性研究工作于 2021 年完成，估算过程中未将可再生能源补贴暂未回款等政策变动因素纳入考虑，因此未对相关信用减值损失进行估计，2024年度若排除信用减值损失所带来的影响，伊吾立新的加权平均净资产收益率为8.45%，略低于预计资本金内部收益率9.86%，下降幅度小于20%。

2333、相关不利因素对前次募投项目的后续影响

报告期内，影响前次募投项目盈利表现的不利因素主要包括风资源波动、市场化交易电价波动、可再生能源补贴暂未回款。截至本回复报告出具日，可再生能源补贴暂未回款仍持续对前次募投项目的盈利表现造成不利影响，风资源波动和市场化交易电价波动对前次募投项目盈利表现的影响有所减轻。具体分析如下：

（1）风资源波动

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项

目均位于新疆哈密地区，2024 年度受到全球性气候现象影响，ERA5 显示哈密全年平均风速较设计值低 1.8m/s，导致风电机组的可利用小时数减少，进而导致实际利用小时数进一步减少。根据全球气温指标监测结果，目前全球性气候现象处于衰退尾声，未来两年风资源出现较大幅度波动的概率较低。

从中长期来看，上述项目所处哈密地区位于“百里风区”的核心地带，十三间房风区年平均大风日数达205天，极大风速曾达50.28米/秒，夏季高温干旱、冬季寒潮冰冻，叠加全球气候变暖的大背景，不能排除未来持续出现风资源波动的可能性。

针对可能到来的风资源波动，发行人与运行维护供应商紧密合作，通过气象灾害预警平台对天气进行提前预警，综合气象条件、机型、偏航变桨角度等因素对在建与运行项目发布预警及相应的应对策略。基于预警精度及现场执行情况，提前发布大风抗涡激预警和防扫塔预警，保障机组顺利通过气象考验。预计未来随着历史数据的积攒、分析能力的进一步提升和仿真工况、数字孪生、人工智能

等工具的充分利用，相关项目能够更加安全高效地应对风资源波动，进一步减少风资源波动对发电机组的影响。

（2）市场化交易电价波动

相较于2023年度，2024年新能源发电项目参与市场化交易电量对应的结算电价的呈波动态势，导致补贴项目标杆电价同比下降9.97%，进而导致补贴项目

234的平均上网电价同比下降4.69%，进而导致补贴项目营业收入的下降。相较于

2024年度，2025年新能源发电项目参与市场化交易电量对应的结算电价的波动态势变小。

当前国家正在推动深化电力改革，新能源（风电、光伏）上网电量全面进入电力市场，电价由市场交易形成。由于新能源发电具有间歇性（如光伏发电集中在午间），午间电力供应过剩可能导致电价下降，而晚高峰时段出力不足则可能推高电价，加剧日内价格波动。

为缓解波动对企业的影响，推动电力深化改革，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日起区分存量补贴项目、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。在各个项目参与市场化交易电量占比保持稳定的情况下，市场化交易电价波动对整体上网均价的变动幅度影响将有所降低。

未来公司将会根据自身场站的实际情况，充分掌握电力市场化交易规则，制定有针对性的交易策略，更好地适应电力行业深化改革带来的风险和机遇，实现公司业务的高质量发展。

（3）可再生能源补贴暂未回款

报告期内，公司实际收回的应收新能源补贴电费款持续下降，应收新能源发电补贴款持续增加，而公司采用了相比同行业上市公司更为严谨的应收账款坏账计提会计估计，导致应收账款信用减值损失计提持续上升。

新能源发电项目实现并网发电后，脱硫燃煤标杆电价部分由电网公司直接结算支付，结算周期通常在1个月之内。而补贴电费则是根据电网公司收到国家可再生能源发展基金财政补助资金后转付给发电企业，可再生能源补贴电费受财政拨预算规模及拨付周期的影响存在回款周期长、回款金额波动性大的情形。且可再生能源补贴电费部分，根据国家发改委、财政部和国家能源局要求，需逐级申

235报纳入补贴目录或补贴清单，发电项目列入补贴目录或补贴清单后可获得可再生

能源补贴，且可再生能源补贴结算周期较长，进而使得公司应收可再生能源补贴款余额逐年增加。

截至本回复报告出具日，伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖

15MW 分散式风力发电项目均尚未纳入“国补目录”，伊吾淖毛湖 49.5MW 风

力发电项目尚未纳入合规项目清单，在报告期后何时纳入补贴目录或通过合规审查存在不可预测性，已纳入“国补目录”及通过合规审查的发电项目补贴回款金额及期间亦存在不可预测性，因此该不利因素对前次募投项目的不利影响尚未消除。

4、相关不利因素对本次募投项目效益实现情况的预计影响

公司本次向特定对象发行股票募集资金拟投入立新能源三塘湖20万千瓦/80

万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目及补充流动资金，与前次募投项目均建设于新疆哈密地区。相关不利因素对于该项目的效益实现情况的预计影响分析如下：

（1）风资源波动

本次募投项目与前次募投项目均位于新疆哈密地区，均接入国网新疆指定的电网线路，并实现向国家电网上网售电，因此该项目亦会受到风资源波动的影响。

针对本次募投项目的风资源评估，气象方面项目东南方 95KM 处的淖毛湖气象站与本次募投项目风电场站的地形、地貌相似，期间地势起伏不大，因此选取该站作为风电场代表气象站，通过调取该站1990年至2019年的历史气象观测数据，对各项气象要素进行统计分析；风速方面分别参考了淖毛湖气象站1990年至2019年的历史风速水平数据和风电场区域附近2座测风塔两年以上的历史

测风数据，对原始数据进行验证、订正，通过相关验证和评估软件对风速进行统计分析；后续分析过程中结合了当地空气密度、风特征参数对风能进行测算，最终得出对项目所在地风力资源的综合评价。相关评估预测过程中已充分考虑了当地风资源的波动等因素，预测数据的形成过程科学、严谨，可以合理信赖。

236本次募投项目建设时还根据相关政策，配套建设了 200MW/800MWh 储能设施，用于参与系统调峰调频、平滑本项目出力曲线、解决本项目弃电等功能，预计也可以缓解新能源发电出力时段与用电端需求时段不匹配造成的分时消纳冲突，一定程度上能够减少本次募投项目的限电率。

综上所述，本次募投项目在制定预计效益时充分考虑了风资源波动对发电量的影响，叠加储能设备对发电功率、时长的增益，预计风资源波动对本次募投项目的不利影响将会有所减弱。

（2）市场化交易电价波动

上网电价方面，本项目为无补贴平价上网项目。

2025年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称：“《通知》”）提到：

“推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可

237适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月

内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。”2025年6月24日，新疆发改委发布《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）》，方案明确：新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。上网电价方面，对

2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：补贴项目机制电量规模比例30%；

平价项目机制电量规模比例50%。机制电价补贴项目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。竞价按年组织，由已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价。存量项目执行期限，取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年剩余年限中的较小者。增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。

预计本次募投项目后续参与市场化交易过程中收益预期将会更加稳定，新能源可持续发展价格结算机制将会有助于公司实现更高质量发展。

（3）可再生能源补贴暂未回款

立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目属于新

建平价发电项目，将通过市场化交易及政策保障性收购实施电力销售并不再享有

238可再生能源发电补贴，因此该项目的效益实现情况不会受到可再生能源补贴暂未

回款因素的影响。

综上所述，影响前次募投项目盈利表现的不利因素对本次募投项目的影响将会有所减弱或完全不再造成影响，本次募投项目在制定效益预测时业已将相关不利因素的影响纳入考虑。

（五）结合公司已建和在建项目、同行业公司可比项目的单位产能投资金额情况，以及设备投资测算依据和过程、单位产能设备投资金额，说明本次募投项目总投资及设备投资规模的合理性，并进一步说明本次发行融资规模的合理性

1、公司已建和在建项目单位产能投资金额情况，本次募投项目设备投资测

算依据和过程、单位产能设备投资金额

发行人于2023-2025年期间已建投运风电项目，与本次募投项目的总投资、设备投资对比情况如下：

设备及安装单位设备投序项目总投资单位总投资

项目 进展 产能规模（MW） 工程投资（万 资（万元号 （万元） （万元/MW）元） /MW）新疆立新能源若羌县米2023年4月50（配储

130213.7518535.33604.28370.71兰 50MW 风电项目 并网 5MW/10MWh）金润绿原达坂城

2023年4月

2 49.5MW 分散式风电项 49.5 26147.51 17766.00 528.23 358.91

并网目

新疆能源立新木垒2024年12500.00(配储

3225605.29157717.94451.21315.44

500MW 风电项目 月并网 50MW/100MWh)

立新能源达坂城2025年1月500.00(配储

4199564.83140813.86399.13281.63

500MW 风电项目 并网 100MW/200MWh)

立新能源三塘湖20万千

800.00(配储

5瓦/80万千瓦时储能规模在建296032.52237709.58370.04297.14

200MW/800MWh)

+80万千瓦风电项目

由于风电设备历史价格较高，故发行人主要选择了2023年之后新建并网的风电项目与本次募投项目的投资情况进行对比分析，该等已建项目投资金额及设备金额均来自各项目可研报告。虽上述项目尚未完成竣工决算，但通常受实际建

239设过程中设备采购价格调整等因素，项目实际投资相比预算投资金额会有所结余，可比项目单位设备投资金额具有参考性。且本次募投项目已根据主要风电机组及储能设备合同签订情况，将投资总额由311682.86万元调减至

296032.52万元，符合实际投资情况，具有合理性与谨慎性。

（1）设备投资测算依据和过程

可再生能源发电项目建设中，通常设备及安装工程投入占据了整体项目投资

70%以上份额。根据项目建设条件不同，如是否需建设汇集站、是否投入较多建

筑工程建设（对于新区域项目需配套建设生活区、场站等设施）等设计，不同建设方案均会导致发电项目的单位总投资以及设备投资出现差异。同时，项目建设在不同区域、发电设备不同时期的价格波动、型号差异，亦会导致各项目投资金额存在一定差异。前表测算中，发行人通过各项目可研报告提取了项目总投资、发电设备及安装投资、储能系统投资等数据，将相关投资与装机规模数据对比，测算出各新建和拟建项目的单位设备投资均价（万元/MW）并与本次募投项目

列表对比，分析如下。

（2）风电设备投资估算情况

公司2023年新建及在建风电项目，根据投资概算统计，上述第1项若羌米兰 50MW 风电项目单位设备投资为 370.71 万元/MW，第 2 项金润绿原 49.5MW风电项目单位设备投资金额为 358.91 万元/MW，均高于 2024 年投建风电项目的单位设备投资金额。2024 年新投建立新木垒 500MW 风电项目和立新达坂城

500MW 风电项目的单位设备投资金额分别为 315.44 万元/MW 和 281.63 万元/MW。

总体来看，公司近两年新建风力发电项目所采购设备及安装均价介于280万元/MW—370 万元/MW，并整体呈下降趋势，本次募投项目涉及 800MW 风电项目及配套储能建设，单位总投资为 370.04 万元/MW，单位设备投资为 297.14万元/MW，相比 2023 年度建设的风电项目呈下降趋势，与公司 2024 年度新建风电项目的投入预算不存在较大差异。

240综上，本次募投项目不存在风电设备投资规模不合理的情形。

（3）本次募投项目设备投资测算依据及过程

本次募投项目设备及安装工程指构成项目固定资产项目的全部设备及安装工程，包括发电场设备及安装工程、集电线路设备及安装工程、升压变电站设备及安装工程、

储能及其他设备及安装工程。具体投资测算内容如下：

编号工程或费用名称单位数量单价设备费安装及材料费合计

1风电发电场设备及安装工程---154086.7010349.66164436.36

1.1 风电机组 6.25MW 台 128 833.14 106641.60 3381.26 110022.86

1.2 塔筒（300t） 台 128 263.43 33718.99 2478.01 36197.00

1.3 预应力锚栓（20t） 套 128 22.39 2865.61 127.38 2992.99

1.4风电机组出线----3406.393406.39

1.5机组变压器-组合式箱变台12874.479532.16272.719804.87

1.6接地工程----214.93214.93

1.7其他设备及运杂费等---1328.34468.981797.32

2集电线路设备及安装工程---332.805531.545864.34

2.1集电电缆线路----852.40852.40

2.2集电架空线路---332.804582.554915.35

2.3接地----96.5996.59

3升压变电设备及安装工程---15826.133648.8519474.98主变压器系统（含主变压器及配套设

3.1台/套41208.864835.42109.694945.11

备）

3.2配电装置设备---6059.06683.326742.38无功补偿系统（SVG-±36Mvar、SVG-

3.3套2+4360、4802653.2024.692677.89±48Mvar）

3.4站（备）用电系统---186.0221.49207.51

3.5电力电缆----226.79226.79

3.6接地、监控系统等其他设备---2092.432582.874675.3

4储能设备及安装工程---43752.363873.7747626.13

4.1电池系统套/组160225.0039732.732149.6841882.41

4.2 PCS 及升压系统 台/套 - - 3969.06 346.76 4315.82

4.3电力电缆及母线----1359.061359.06

2414.4防雷接地系统等其他配套---50.5718.2768.84

5其他设备及安装工程---279.7827.98307.76

合计-214277.7723431.80237709.58

单位：万元综上，本次募投项目所涉及主要风电和储能设备投资，与公司近年新建及在建项目的投资规模不存在较大差异。

2、同行业公司可比项目的单位产能投资金额情况

本项目与同行业近两年可比案例投资规模比较情况如下：

产能规模项目总投资设备投资（万单位总投资项目信息来源及时间产品类型（MW） （万元） 元） （万元/MW）

圣泉集团（605589.SH）杜尔伯特南阳 300MW 《关于投资建设杜尔

300风电178000.00未披露593.00

风电项目 伯特南阳 300MW 风电项目的公告》2025.2

粤电力 A（000539.SZ）广东能源托克逊县100《关于风电项目获得

1000风电380000.00未披露380.00万千瓦风电项目核准备案的公告》

2024.7

宁夏英力特化工股份 英力特（000635.SZ）有限公司热电分公司《关于投资建设风电

10风电4157.73未披露415.77

10MW 自发自用分散 项目核准的公告》

式风电项目2024.2

通宝能源（600780.SH）朔州平鲁高家堰四期《关于投资建设风电

100风电56881.43未披露568.81

100MW 风电项目 项目核准的公告》

2024.2

本募投项目合计800风电296032.52214277.77370.04

经查阅近年来同行业上市公司新投建风电项目情况，可比公司中，由于各项目建设施工环境、设备条件，新建设施内容均有所差异，故导致项目单位总投资存在一定差异，但发行人本次募投项目建设投资预算处于较低水平。此外，因发行人本次募投项目建设规模较大，有益于项目整体的投资成本控制，在同行业可比项目中，广东能源托克逊县 1000MW 风电项目与发行人本次募投项目规模较

242为接近，其单位总投资 380 万元/MW 亦与本次募投项目单位总投资预算不存在较大差异。

由于同行业上市公司可比项目样本量有限，发行人还通过公开信息渠道，进一步收集了2024年以来新疆地区获批建设的风光发电项目的投资批复情况，并与本次募投项目投资规模进行对比：

序号投资总额单位总投资批复（信息公核准机项目（来源）类型建设规模（万元） （万元/MW） 开）时间 构《关于新疆双杰木垒

30万千瓦风电项目环昌吉州生

1 风电+储能 300MW 118000 393.33 2024.6.11

境影响报告表的批态环境局复》《关于三峡集团新疆乌鲁木齐达坂城5万千瓦风电

2 风电+储能 50MW 20000 400.00 2024.8.16 市生态环

项目环境影响报告表境局的批复》《中国能建新疆电建承建的国家电投哈密新疆电建

3 北 100 万千瓦风储一 风电+储能 1000MW 390000 390.00 2024.11.12

公开新闻体化项目首台风机浇筑顺利完成》《关于新疆新华布尔阿勒泰地津县65万千瓦风电项

4 风电+储能 650MW 292166.36 449.50 2024.4.24 区生态环

目环境影响报告表的境局批复》

经查阅上表信息，2024年以来，新疆地区新建风电并配套储能项目单位总投资在 390 万元/MW 左右，相比全国造价成本处于较低水平且更为集中，故本次募投项目单位总投资 370.04 万元/MW，在新疆地区属于合理水平。募投项目投资前的可行性研究，对于本次募投项目投资总额测算为296032.52万元具有合理性。

3、进一步说明本次发行融资规模的合理性

243本次发行融资规模为18.29亿元，其中13.86亿元将投向于哈密三塘湖

800MW 风电项目，该项目预计投资总额为 29.60 亿元，募集资金投向在其中占

比为46.82%，具有合理性，其余部分将由发行人自筹解决。

（1）公司借款及负债情况

发行人将使用本次募集资金4.43亿元用于补充流动资金，截至2025年12月31日，发行人资产负债率为75.91%，主要负债为发行人为各项目建设所采取的银行借款，其中，公司短期借款余额为73231.00万元，长期借款余额为

1089820.51万元（含融资租赁款）。此外，截至2025年12月31日，公司偿

债能力指标中的流动比率为0.81、速动比率为0.81，公司近年应收账款持续增加，导致公司面临较大的现金流压力，本次补充流动资金有利于公司缓解资金压力。

（2）应付账款余额较高，公司短期偿债压力较大，应收补贴款回款周期长

截至2025年12月31日，公司应付账款余额为225226.77万元，主要包括工程设备款、资产购置款项及服务费等。近年来，由于发电补贴回款周期较长，公司应收账款余额较高，2025年12月末应收补贴款余额为298856.87万元，占公司流动资产的比例为85.79%，导致公司短期偿债压力不断增加。虽然公司通过银行贷款仍可维持公司稳定经营，但高额的财务费用亦令公司承担较大的经营压力。据此，公司通过本次发行募集资金并补充流动资金，可有效缓解经营压力。

（3）公司未来三年资金缺口的具体计算过程、日常经营需要、货币资金余额及使用安排情况

为了确保公司的财务安全及负债结构的健康，公司通过股权融资解决部分资金缺口问题具有必要性。综合考虑公司的资产负债率情况、现有货币资金用途、未来期间经营性净现金流入、最低现金保有量、未来期间的投资需求、未

来期间现金分红等情况，公司测算2026年至2028年的资金缺口为224682.18

244万元，资金缺口超过募集资金所需投入，本次融资具有必要性。综合考虑公司

的日常营运需要、公司货币资金余额及使用安排等，具体测算过程如下：

单位：万元项目计算方式金额

货币资金余额 A 36706.74

交易性金融资产 B -

使用受限货币资金 C 2391.22

可自由支配资金 D=A+B-C 34315.52

未来期间经营性现金流入净额 E 172901.79

最低现金保有量 F 3110.08

未来期间新增最低现金保有量需求 G 637.22

未来三年固定资产投资的资金需求 H 321642.46

未来三年分红资金需求 I 14154.70

支付借款、融资租赁相关利息支出 J 92355.03

未来期间资金需求合计 K=F+G+H+I+J 431899.49

总体资金缺口 L=K-E-D 224682.18

上表测算过程中相关的增长率、比例等历史数据选用2023年至2025年为

基准进行测算，相应测算过程中的未来期间为2026年至2028年。上述相关假设及预估的财务数据仅用于本次资金缺口测算，不构成盈利预测或承诺。

*可自由支配资金

截至2025年12月31日，发行人在手资金主要为银行存款，金额为36706.74万元，其中可自由支配资金34315.52万元，具体情况如下：

单位：万元项目金额

银行存款（可自由支配资金）34315.52货币资金

其他货币资金2391.22

交易性金融资产-

合计36706.74

*未来期间经营性现金流入净额

2452023年至2025年，公司经营活动产生的现金流量净额占营业收入比例情况

如下：

单位：万元项目2025年2024年2023年经营活动产生的现金流量净额59647.5535591.5750395.56

营业收入105992.6097067.8598976.86经营活动产生的现金流量净额占营

56.28%36.67%50.92%

业收入比例

公司日常经营积累主要来自于经营活动产生的现金流量净额，2023年至

2025年，公司经营活动产生的现金流量净额分别为50395.56万元、35591.57

万元和59647.55万元。基于新能源发电行业的特性，新能源发电业务的毛利率相对稳定、付现成本占营业收入的比例相对稳定，公司经营活动产生的现金流量净额受新能源发电补贴回款周期较长因素存在一定的波动。因此，拟采用

2023年度至2025年度经营活动产生的现金流量净额占营业收入比例的平均值

47.96%，预测未来期间（2026-2028年度）的经营活动现金流量净额。

A.未来三年营业收入增长率和营业收入的预测

公司2022-2025年营业收入的平均增长率为6.50%，复合增长率为6.33%，取二者均值6.41%。结合目前市场需求情况与未来发展趋势，根据合理性与谨慎性原则，假设公司2026至2028年的营业收入增长率仍保持6.41%，2026年至

2028年的营业收入分别为112786.73万元、120016.35万元、127709.40万元。上述相关假设及预估的财务数据仅用于本次资金缺口测算，不构成盈利预测或承诺。

B.公司未来三年经营活动现金流入净额

单位：万元项目2026年2027年2028年营业收入112786.73120016.35127709.40经营活动现金流量净额占营业收入

47.96%

的平均比例

246经营活动现金流量净额54092.5257559.8461249.43

未来三年预计产生的累计经营活动

172901.79

现金流量净额

基于未来三年营业收入测算，以及2023年至2025年的经营活动现金流量净额占营业收入的平均比例47.96%，测算未来三年预计产生的累计经营活动现金流量净额为172901.79万元。

*资金支出需求

A.最低现金保有量

发行人需要持有一定的货币资金用于日常采购、发放工资、缴纳税费等经营活动。为保证公司稳定运营，同行业公司通常预留满足未来1个月经营活动所需现金作为安全现金储备。结合公司生产经营经验、现金收支等情况，以2025年度经营活动现金流出总额37320.93万元为基础测算，每个月发行人安全现金储备需求为3110.08万元。由于公司新能源发电补贴款回收周期较长且存在一定的波动，为保证生产经营的稳定，公司需留存更多的流动资金。

B.未来期间新增最低现金保有量需求

最低现金保有量需求与公司经营规模相关，测算假设最低现金保有量的增速与前述营业收入6.41%增速一致，则2028年末公司月均最低现金保有量需求为3747.30万元，相较现行运营规模下月均最低现金保有量3110.08万元新增637.22万元。

*固定资产投资需求

未来三年发行人存在其他较多的新能源项目投资需求，经统计，截至2025年12月31日，公司主要在建新能源项目合计预算投资金额为708814.54万元，已投资金额为387172.08万元，剩余投资需求金额为321642.46万元。考虑到本次募集资金将使用138600.00万元投向三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能

规模+80万千瓦风电项目在剔除本次募投项目外，发行人剩余在建新能源项目247合计预算投资金额为412782.02万元，剩余投资需求金额为222357.88万元，

具体情况如下：

剩余投资

序号 项目名称 项目类型 装机容量（MW） 总投资（万元）（万元）奇台县30万千瓦风光同场发电项风光电及300.00（配储1目（20万千瓦风电+10万千瓦光伏176562.0275468.22配套储能 75MW/300MWh）+7.5万千瓦/30万千瓦时储能）

立新和田县300兆瓦/1200兆瓦时

2 独立储能 300MW/1200MWh 106020.00 53258.43

构网型独立储能项目

新疆能源奎屯市20万千瓦/80万千

3 独立储能 200MW/800MWh 52900.00 52892.89

瓦时构网型独立储能项目

立新和田市100兆瓦/400兆瓦时独

4 独立储能 100MW/400WMh 25800.00 9913.87

立储能项目

立新民丰县200兆瓦/800兆瓦时独

5 独立储能 200MW/800MWh 51500.00 30824.47

立储能项目

小计412782.02222357.88本次募三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能风电及配800.00（配储

296032.5299284.58投项目 规模+80 万千瓦风电项目 套储能 200MW/800MWh）

合计708814.54321642.462025年10月31日，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能[2025]93号），在国家政策对新能源发电行业的有利支持背景下，发行人将持续聚焦主业不断加大新能源开发投入力度，除上述在建项目外，未来仍会积极获取新能源发电及储能项目，预计资金需求仍会维持在较高水平。

*未来期间分红资金需求

公司未来分红资金需求与经营成果相关。2023年至2025年，公司合计归属于母公司净利润27047.69万元占合计营业收入302037.31万元的平均比例为

8.96%；过去三年，公司的累计分红总额11853.34万元占归属于母公司净利润

的平均比例为43.82%。假设2026-2028年归属于母公司净利润占当期预计营业收入360512.48的比例为8.96%，未来三年分红资金需求为当期归属于母公司净利润的43.82%，则公司未来三年分红资金需求为14154.70万元。

248*支付借款、融资租赁相关利息支出

2023-2025年度，公司合并口径的利息支出情况如下：

单位：万元项目2025年2024年2023年借款、融资租赁利息支出20166.0419470.9618585.81

资本化利息支出10618.973823.392495.12

相关利息支出合计30785.0123294.3521080.93

由上表统计，2023-2025年度，公司利息费用分别为21080.93万元、

23294.35万元和30785.01万元，总体呈增长趋势，主要系发电项目投资建设

过程中普遍采用部分资本金外加银行贷款的形式，长期债务金额较高。未来三年，公司需要为支付借款、融资租赁相关利息支出预留部分现金，基于谨慎考虑，保守预计公司合并口径2026-2028年度的年均相关利息支出与2025年度利息支出相同，则公司合并口径未来三年支付借款、融资租赁相关利息支出所需资金合计为92355.03万元。

综上所述，经对比公司2023年以来已建和在建风电项目、同行业公司在新疆地区可比风电项目的单位产能投资金额情况，以及经分析本次募投项目设备投资测算依据和过程等事项，本次募投项目总投资及设备投资规模具有合理性。

根据上述公司资金缺口测算，公司未来三年预计总体资金缺口为

224682.18万元，高于本次发行募集资金总额182925.47万元；剔除固定资产

投资项下的本次募投项目之立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80

万千瓦风电项目剩余投资金额后，公司未来三年资金缺口金额为125397.60万元，而公司向特定对象发行募集资金用于补充流动资金的金额为44325.47万元，仍低于资金缺口。本次发行募集资金到位后，发行人将通过资金拆借的方式向项目公司借款提供建设资金，置换本次发行董事会召开后的投入资金，并偿还银行贷款，能够有效帮助发行人缓解资金压力，降低资产负债率，本次发行融资规模具有合理性。

249（六）本次募投项目资金缺口的解决方式，相关资金能否按计划投入及具体的保

障措施本次募投项目之一“立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目”总投资金额为296032.52万元，拟投入募集资金138600.00万元，剩余资金缺口为157432.52万元，发行人将通过银行借款和经营积累自筹解决。

1、银行授信

本次募投项目实施主体巴里坤追风新能源有限公司已于2023年12月15日

与中国农业银行乌鲁木齐兵团分行签订了《固定资产借款合同》，合同约定借款用途为三塘湖80万千瓦风电储能项目建设，借款金额上限为37.07亿元。本借款合同为授信合同，根据合同约定，银行在本项目建设期所属的授信范围内，将依据本项目建设进度的实际投入并结合项目公司的提款、付款需求，分批次向项目公司提供借款。

此外，截至2024年10月25日，公司召开第二届董事会第五次会议审议本次发行前，发行人已通过自有资本金及银行借款对本募投项目开工建设并已投入前期建设资金110252.26万元，待本次募集资金138600.00万元到位后，实际资金缺口仅剩47180.26万元，预计后续通过银行借款继续按计划投入使用不存在实质障碍。

2、自有资金及经营积累

截至2025年12月31日，公司货币资金余额为36706.74万元。此外，公司在经营期间仍会持续获得售电资金流入，公司可用该等资金补充募投项目的部分资金缺口。

综上所述，本募投项目资金缺口将主要通过银行授信和经营积累自筹解决，相关资金可以按计划投入。公司与中国农业银行乌鲁木齐兵团分行签署的《固定资产借款合同》，以及公司货币资金、经营期间产生的现金流量净额，均能够为本次募投项目资金缺口提供保障。

250（七）截至目前最新的投资进度，本次募集资金是否包含本次发行相关董事会决

议日前已投入资金

2024年10月25日，公司召开第二届董事会第五次会议，审议本次向特定对象发行股票并确定募集资金用于投向“立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目”和补充流动资金。在此之前，本募投项目已开工建设并已投入建设资金110252.26万元，其中，设备及安装工程、建筑工程

99511.22万元；施工辅助及其他建安工程195.20万元；土地、送出工程及其他

费用投入10545.84万元。

截至2025年12月31日，本募投项目已投入建设资金196747.94万元，其中，设备及安装工程、建筑工程180543.75万元；施工辅助及其他建安工程

1648.93万元；土地、送出工程及其他费用投入14555.27万元。具体情况如下：

单位：万元

截至2024.10.25截至2025.12.31投募投项目投拟使用募集资序号投资内容类别前投入金额入金额资金额金投入金额

一、风电场工程施工辅助及其他建安工

1施工辅助工程195.201648.934184.78-

程、措施

2 设备（除 PC 总包外） 设备及安装工程 87245.30 154238.57 237709.58 130000.00

风电场（一部分）27基建筑工程4024.826851.77--

风电场（二部分）28基建筑工程3666.505554.04--

3

风电场（三部分）28基建筑工程3203.586478.34--

风电场（四部分）27基建筑工程1371.017421.03--

建筑工程小计12265.9126305.1722792.968600.00

4土地及其他费用其他费用10545.8410704.6215996.74-

基本预备费、建设期利基本预备费、建设

5--5244.73-

息期利息

二、送出工程建设施工及设备

1建设施工及设备投资-3850.6510000.00-

投资

2建设期利息建设期利息--103.73

合计-110252.26196747.94296032.52138600.00

251本次募投项目设备及安装工程、建筑工程计划投资金额为26.05亿元，拟使

用募集资金13.86亿元。募集资金的使用投向均为资本性支出，且不包含董事会决议日前已投入资金。

（八）结合本次募投项目具体投资构成、各项投资是否为资本性支出等，说明补

流比例是否符合《证券期货法律适用意见第18号》有关规定2025年6月3日，公司召开第二届董事会第十四次会议，审议通过了《关于调减公司 2023 年度向特定对象发行 A 股股票募集资金总额暨调整发行方案的议案》，对本次向特定对象发行股票募集资金总额进行了调减，具体情况如下：

单位：万元扣减前拟投入募扣减后拟投入募序号项目名称项目总投入扣减金额集资金金额集资金金额立新能源三塘湖20万

千瓦/80万千瓦时储

1296032.52138600.00-138600.00

能规模+80万千瓦风电项目

2补充流动资金59400.0059400.0015074.5344325.47

合计355432.52198000.0015074.53182925.47

本次发行募集资金为182925.47万元，扣除发行费用后的募集资金净额计划用于立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目和补充流动资金。其中138600.00万元主要投向设备及安装工程、建筑工程，其中工程建设期预计为12个月，均为资本性支出，具体明细如下：

单位：万元拟使用募集资金投序号工程或费用名称投资金额占比备注资金额

1风电场工程285928.7996.59%--

1.1施工辅助工程4184.781.41%-资本性支出

1.2设备及安装工程237709.5880.30%130000.00资本性支出

1.3建筑工程22792.967.70%8600.00资本性支出

资本性支出、非资

1.4其他费用15996.745.40%-

本性支出

1.5基本预备费2806.840.95%-非资本性支出

252拟使用募集资金投

序号工程或费用名称投资金额占比备注资金额

1.6建设期利息2437.890.82%-非资本性支出

2送出工程10103.733.41%--

2.1建设施工及设备投资10000.003.38%-资本性支出

2.2建设期利息103.730.04%-非资本性支出

静态投资合计293490.9099.14%138600.00-

建设期利息合计2541.620.86%--

项目总投资296032.52100.00%138600.00

其余补充流动资金金额为44325.47万元，占募集资金总额的24.23%，不超过本次募集资金总额的30%，上述募资用途符合《证券期货法律适用意见第18号》的规定。

（九）同期策划的发行人与新疆能源集团、北疆公司签署《委托经营管理协议》

已完成股东大会审议，但发行人与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司签署《委托经营管理协议》尚未完成股东大会审议的主要原因

报告期内，存在公司控股股东控制的7家企业与发行人及其下属子公司从事相同或类似业务的情形，另有两个可再生能源发电项目尚未成立项目公司，分别对应北疆公司全资控股的6家子公司以及2个尚未成立项目公司的可再生能源发

电项目和新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司。

综合考虑同业资产、业务的具体情况，暂不适合由公司直接实施或注入公司，经与新疆能源集团沟通，为避免新疆能源集团下属企业与公司构成实质性同业竞争，保障公司及其股东的合法权益，拟通过委托经营管理的方式避免实质性同业竞争。

相关同业竞争解决方案系同期策划并计划同步实施，由于协议对手方内部及其上级股东单位内部决策流程进度差异，未能同步完成对协议条款的确认，未能按照计划同步完成审议和签约，截至本次向特定对象发行股票项目申报，发行人与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责

253任公司签署《委托经营管理协议》事宜已完成董事会审议，为提高公司股东大会

的决策效率，公司安排该议案与其他议案一同进行审议，因此未在申报前完成股东大会的审议程序。

为尽快解决同业竞争问题，避免潜在的纠纷及利益输送，充分保障中小股东利益，公司决定履行内部审议程序与先行完成内部决策的北疆公司先行签约，后续新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司完成内部决策流程后，公司亦及时履行内部审议程序并完成签约。

截至本回复报告出具日，公司已完成和新疆能源集团、北疆公司以及新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司的

《委托经营管理协议》的签署，并已履行了董事会、股东大会决策程序。

相关审议程序具体如下：

（1）公司与新疆能源集团、北疆公司签署《委托经营管理协议》的审议程序2024年7月25日，公司召开第二届董事会第三次会议审议通过了《新疆立新能源股份有限公司关于与新疆能源（集团）有限责任公司签署<委托经营管理协议>暨关联交易的议案》，董事会审议前议案经公司审计委员会和独立董事专门会议审议通过，保荐机构出具了无异议的核查意见，关联董事对该议案回避表决。

2024年7月25日，公司召开第二届监事会第三次会议，审议《新疆立新能源股份有限公司关于与新疆能源（集团）有限责任公司签署<委托经营管理协议>暨关联交易的议案》，关联监事回避了相关表决，因表决人数未超过半数，未形成相关决议，议案直接提交股东大会审议。

2024年8月13日，公司召开2024年第四次临时股东大会，审议通过了《新疆立新能源股份有限公司关于与新疆能源（集团）有限责任公司签署<委托经营管理协议>暨关联交易的议案》，关联股东回避表决。

2542024年8月，公司与新疆能源集团、北疆公司完成《委托经营管理协议》的签署。

（2）公司与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密

清洁能源有限责任公司签署《委托经营管理协议》的审议程序2025年4月8日，公司召开第二届董事会第十一次会议审议通过了《新疆立新能源股份有限公司关于与新疆能源（集团）投资有限责任公司签署<委托经营管理协议>暨关联交易的议案》，董事会审议前议案经公司审计委员会和独立董事专门会议审议通过，关联董事对该议案回避表决。

2025年4月8日，公司召开第二届监事会第八次会议，审议《新疆立新能源股份有限公司关于与新疆能源（集团）投资有限责任公司签署<委托经营管理协议>暨关联交易的议案》，关联监事回避了相关表决，因表决人数未超过半数，未形成相关决议，议案直接提交股东大会审议。

2025年6月5日，公司召开2025年第三次临时股东大会，审议通过了《新疆立新能源股份有限公司关于与新疆能源（集团）投资有限责任公司签署<委托经营管理协议>暨关联交易的议案》，关联股东回避表决。

2025年6月，公司与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集

团）哈密清洁能源有限责任公司签署的《委托经营管理协议》正式生效。

（十）结合委托经营协议签署情况、主要内容及各方权利义务的安排等，说明该

方式是否能有效避免同业竞争，新疆能源集团对于彻底解决同业竞争情形是否有明确计划或安排

1、北疆公司托管进展

截至本回复报告出具日，发行人已于2024年8月与新疆能源集团、北疆公司签署《委托经营管理协议》，主要内容如下：

北疆公司之《委托经营管理协议》序号事项主要内容

255北疆公司之《委托经营管理协议》甲方（委托方）：新疆能源（集团）有限责任公司乙方（受托方）：新疆立新能源股份有限公司（以下称“立新能源”）

1协议主体丙方（托管标的）：新疆能源（集团）北疆投资有限责任公司（以下称“标的公司”）

2委托事项甲方将丙方全部经营管理权独家委托给乙方行使

本协议约定托管事项的期限自本协议生效之日起至下列事项之一发

生之日：1.在托管经营期内，丙方持有的新能源风电、光伏发电项目公司已具备被立新能源收购条件（包括但不限于资产瑕疵问题得到解决、项目公司可以独立正常经营、实现盈利等），乙方在同等条件下享有以市场公允价格优先收购丙方股权或通过合规方式收购

3托管期限

新能源风电、光伏项目资产的权利，托管期限至丙方持有的全部新能源风电、光伏发电资产交割之日或项目公司完成工商变更登记之日。2.在托管经营期限内，甲方不再持有丙方任何股权或失去控制权。3.丙方不再开展风力发电、光伏发电相关经营业务。4.经双方协商一致终止托管。

双方同意本协议项下每一结算周期托管费用为固定100万元（含税）。托管费用结算周期按照自然年度（1月1日至12月31日）计提和收取，实际管理时间不足完整年度的，按照实际委托管理时托管费用及

4间占自然年度的比例（即实际委托管理天数/365）计算。如托管期

支付间，乙方向北疆公司所属从事新能源发电业务的项目公司提供项目运营管理服务，乙方与北疆公司、项目公司就项目建设期管理、后期运营期管理等服务另行签订有偿服务协议。

（1）本协议签订之日起5日内各方配合完成北疆公司下列证照、资料及资产的交接并书面确认。（2）证照、公章。营业执照(正副本)、登记文件(原件)以及银行开户许可证及丙方从事业务所必需的

其他证照、登记和许可。丙方的公章、财务专用章、合同专用章以及其它专门用途的公章、在所有银行及其金融机构或者第三方预留

的法定代表人、财务负责人、经办人印鉴以及其它为经营管理和对

外联络所使用的其它印鉴(包括签名章等)。（3）财务手续。丙方所

5托管交接有银行账号以及在任何金融机构所开立的其它所有账户的相关合

同、账户卡、密码、预留印鉴、最近一期对账单。丙方所有的财务会计资料和凭证及各种财务报表。（4）资产相关手续。丙方持有的不动产权证、各类特种设备的证照、固定资产及知识产权证照等。

（5）资料移交。丙方整套经营资料，包括但不限于所属项目前期资

料、合法合规性证明材料、工程手续资料、工程档案资料、财务资料等。（6）甲乙双方托管交接完成当日，视为乙方正式实际接管北疆公司。

256北疆公司之《委托经营管理协议》

（1）托管期间，丙方的实际控制权仍应归属于甲方，丙方纳入甲方

合并会计报表范围。（2）托管期间，乙方应全面负责丙方的经营、管理与业务，确保丙方安全、规范、稳定运营。（3）托管期间，乙方按照《委托经营管理授权清单》（见附件）规定的权限范围，对丙方生产经营活动进行托管；超出《委托经营管理授权清单》之外

托管安排之的决策事项，需按照丙方北疆公司《章程》、甲方新疆能源集团内

6总体要求及部管理制度、国资监管规定和有关法律法规办理。托管期间，乙方

原则根据丙方经营管理需要，有权制定丙方系列管理制度并报甲方备案，甲方对于不符合法律法规或有损丙方利益的制度，在不违反现行上市公司合规运营监管要求的前提下有权要求乙方进行修改或调整。

（4）托管期间，丙方在经营过程中所产生的全部收益及/或亏损均

由其享有或承担，乙方作为受托管理人不直接享有或承担丙方的经营成果。

托管安排之（1）托管期间，丙方各项资产所有权关系保持不变，依法归丙方所

7资产与财务有，乙方应保证丙方资产完整。（2）乙方应严格执行丙方财务会计

安排制度，遵守公司各项财务管理制度。

丙方不设董事会，设董事一人、监事一人、财务负责人一人，由甲托管安排之方委派并对甲方负责。委托经营管理期限内，乙方通过向丙方派驻

8

人员安排管理人员对其进行日常经营管理。就乙方派驻人员，甲方有合理理由认为不合适的，有权要求乙方调整。

托管安排之关于乙方托管期间的丙方经营目标，甲乙双方另行协商，按年度确

9

经营目标定丙方经营目标。

（1）甲方依法对丙方享有股东权益，同时应当依法履行股东出资义

务。（2）甲方有权对乙方的托管经营活动进行监督、检查，有权向

乙方提出书面整改意见。（3）甲方应当积极配合乙方与托管事项相关的一切正常活动，不得无正当理由干涉乙方正常的生产、经营、管理活动。如相关经营事宜需经审批、备案的，甲方应配合办理相甲方的权利关手续。（4）协助乙方组织、协调有关托管经营工作，协助解决处

10

和义务理托管事项中的困难和问题。（5）负责办理本协议项下丙方托管事宜的相关手续，确保乙方托管经营合法、有效。（6）按照本协议约定向乙方或指定项目公司支付托管费用。（7）为丙方的正常经营管理提供资金支持，为丙方或项目公司融资行为提供担保（如需，严格履行审批程序）。（8）法律、行政法规、部门规章和丙方章程规定属于甲方的其他权利或义务。

257北疆公司之《委托经营管理协议》

（1）依据《公司法》、丙方章程规定和本协议的约定，组织、实施

丙方的业务、经营及管理活动。（2）按本协议的约定，向甲方收取委托管理费。（3）在托管经营期内，应当合法合规实施托管行为，乙方的权利

11不得损害甲方及丙方声誉和形象。（4）按照本协议约定履行托管经

和义务营义务，不得部分或全部将丙方业务交由他人托管经营。（5）有义务接受甲方的检查和监督，有义务向甲方提供丙方财务、业务报表和甲方要求的其它相关资料，定期报告受托经营情况。”

2、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司托管进展

发行人已于2025年4月与新疆能源集团、新疆能源（集团）投资有限责任

公司签署《委托经营管理协议》，主要内容如下：

哈密清洁能源之《委托经营管理协议》序号事项主要内容甲方（委托方）：新疆能源（集团）投资有限责任公司

1协议主体乙方（受托方）：新疆立新能源股份有限公司丙方（托管标的）：新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司

2委托事项甲方将丙方全部经营管理权独家委托给乙方行使。

本协议约定托管事项的期限自本协议生效之日起至下列事项之一发生

之日止：（1）在托管经营期内，丙方持有的新能源风电、光伏发电项目已具备被立新能源收购条件（包括但不限于资产瑕疵问题得到解决、丙方投资建设运营的新能源项目可以独立正常经营、实现盈利等），乙方在同等条件下享有以市场公允价格优先收购丙方股权或通过合规方

3托管期限

式收购新能源风电、光伏项目资产的权利，托管期限至丙方股权变更至乙方名下之日或丙方持有的全部新能源风电、光伏发电资产交割之日。

（2）在托管经营期限内，甲方不再持有丙方任何股权或失去控制权。

（3）丙方不再开展风力发电、光伏发电相关经营业务。（4）经双方协商一致终止托管。

各方同意本协议项下每年托管费用为60万元（含税）。托管费用结算周期按照自然年度（1月1日至12月31日）计提和收取，实际管理时托管费用4间不足完整年度的，按照实际委托管理时间占自然年度的比例（即实际及支付委托管理天数/365）计算。丙方投资运营的新能源项目如后期需由乙方提供运营服务的，则丙方应与乙方另行签订运营服务合同。

258哈密清洁能源之《委托经营管理协议》

（1）托管期间，丙方的所有权归属于甲方，丙方纳入甲方合并会计报表范围。（2）托管期间，乙方应全面负责丙方的安全、生产经营、管理与业务，确保丙方安全、规范、稳定运营。（3）托管期间，乙方按照《委托经营管理授权清单》规定的权限范围，对丙方生产经营活动进行托管，丙方负责具体执行；超出《委托经营管理授权清单》之外的决托管安排策事项，需按照丙方哈密清洁能源公司《章程》、甲方管理制度、国资

5之总体要

监管规定和有关法律法规办理。托管期间，乙方根据丙方经营管理需要，求及原则

有权制定丙方系列管理制度并报甲方备案，甲方对于不符合法律法规或有损丙方利益的制度，在不违反现行上市公司合规运营监管要求的前提下有权要求乙方进行修改或调整。（4）托管期间，丙方在经营过程中所产生的全部收益及/或亏损均由其享有或承担，乙方作为受托管理人不直接享有或承担丙方的经营成果。

托管安排（1）托管期间，丙方各项资产所有权关系保持不变，依法归丙方所有，6之资产与乙方应保证丙方资产完整。（2）乙方应严格执行丙方财务会计制度，

财务安排遵守公司各项财务管理制度。

托管安排

7之人员安本次委托经营事项，不涉及人员安置问题。

排托管安排

关于乙方托管期间丙方的年度经营目标，由乙方立新能源为丙方拟订并

8之经营目经甲方确认。

标

（1）甲方依法对丙方享有股东权益，同时应当依法履行股东出资义务。

（2）甲方有权对乙方的托管经营活动进行监督、检查，有权向乙方提

出书面整改意见。（3）甲方应当积极配合乙方与托管事项相关的一切正常活动，不得无正当理由干涉乙方正常的生产、经营、管理活动。如相关经营事宜需经审批、备案的，甲方应配合办理相关手续。（4）协甲方的权

9助乙方组织、协调有关托管经营工作，协助解决处理托管事项中的困难

利和义务和问题。（5）负责办理本协议项下丙方托管事宜的相关手续，确保乙方托管经营合法、有效。（6）按照本协议约定向乙方或指定项目公司支付托管费用。（7）为丙方的正常经营管理提供资金支持，为丙方或项目公司融资行为提供担保（如需，严格履行审批程序）。（8）法律、行政法规、部门规章和丙方章程规定属于甲方的其他权利或义务。

（1）依据《公司法》、丙方章程规定和本协议的约定，组织、实施丙

方的业务、经营及管理活动。（2）按本协议的约定，向甲方收取委托管理费。（3）在托管经营期内，应当合法合规实施托管行为，不得损乙方的权

10害甲方及丙方声誉和形象。（4）按照本协议约定履行托管经营义务，

利和义务

不得部分或全部将丙方业务交由他人托管经营。（5）有义务接受甲方的检查和监督，有义务向甲方提供丙方财务、业务报表和甲方要求的其它相关资料，定期报告受托经营情况。”

259哈密清洁能源之《委托经营管理协议》

《委托经营管理授权清单》

（一）拟订公司年度安全生产、经营计划，在此基础上决定专项经营计划；

（二）拟订公司年度投资计划，在此基础上决定公司具体投资方案；

（三）拟订公司年度财务预算方案及预算调整方案、年度财务决算方案；

（四）拟订公司年度预算外的融资、资金调动和使用、对外捐赠和赞助以及其他大额度资金

运作方案；决定公司年度预算以内的融资、资金调动和使用、对外捐赠和赞助以及其他大额度资金运作事项；

（五）拟订公司年度担保额度预计方案；

（六）拟订公司年度担保额度预计外的具体担保方案；决定公司年度担保额度内，资产抵押、质押、保证等具体担保事项；

（七）拟订公司的利润分配方案和弥补亏损方案；

（八）拟订公司增加或者减少注册资本以及发行公司债券的方案；

（九）拟订重大资产重组、资产处置、产权转让、资本运作，以及年度投资计划以外的重大工程建设等方案；

（十）拟订公司合并、分立、解散或者变更公司形式的方案；

（十一）拟订公司内部管理机构的设置和调整方案；

（十二）制定和修改公司具体规章制度；

（十二）按照公司章程规定，提请董事聘任或者解聘公司经理、副经理及其他高级管理人员；

（十三）法律法规、公司章程规定和董事授予的其他职权。

3、托管措施的有效性分析

根据《监管规则适用指引——发行类第6号》《上市公司监管指引第4号——上市公司及其相关方承诺》《<首次公开发行股票注册管理办法>第十二条、

第十三条、第三十一条、第四十四条、第四十五条和<公开发行证券的公司信息

披露内容与格式准则第57号——招股说明书>第七条有关规定的适用意见——证券期货法律适用意见第17号》等有关文件要求，托管措施的有效性分析如下：

文件名称文件要求实际情况和协议约定内容《<首次公开发行股票注新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责册管理办法>第十二条、第任公司2024年度营业收入为25789.41

十三条、第三十一条、第竞争方的同类收入或者毛利占发行万元，毛利为14404.60万元，占上市公四十四条、第四十五条和<人主营业务收入或者毛利的比例达司同期营业收入的比例为26.57%，占上公开发行证券的公司信息百分之三十以上的，如无充分相反市公司同期毛利的比例为30.33%，属于披露内容与格式准则第证据，原则上应当认定为构成重大有重大不利影响的同业竞争；北疆公司

57号——招股说明书>第不利影响的同业竞争。下属6家新能源发电项目公司中仅有1

七条有关规定的适用意见家于2024年度完成并网发电，当年度营——证券期货法律适用意业收入为7548.62万元，毛利为2275.17

260文件名称文件要求实际情况和协议约定内容

见第17号》万元，占上市公司同期营业收入和净利

润的比例均不足30%，其余新能源发电项目公司仍处于前期建设过程中。

经核查，控股股东控制的7家企业与发保荐机构及发行人律师应当核查发行人及其下属子公司从事相同或类似业

行人与控股股东、实际控制人及其务，另有两个可再生能源发电项目尚未控制的企业是否存在同业竞争，已成立项目公司，其中新疆能源（集团）存在的同业竞争是否构成重大不利哈密清洁能源有限责任公司对发行人构影响。

成重大不利影响的同业竞争。

如募投项目实施前已存在同业竞争，该同业竞争首发上市时已存在或为上市后基于特殊原因（如国有同业竞争的产生原因系国有股权划转致股权划转、资产重组、控制权变更、使上市公司控股股东发生变更，属于上为把握商业机会由控股股东先行收市后因特殊原因产生的同业竞争。

购或培育后择机注入上市公司等）《监管规则适用指引——产生。发行类第6号》上市公司已与控股股东和竞争公司控股

股东签署了《委托经营管理协议》，控股股东公开承诺：“符合相关法律法规及规范性文件、证券监管机构的相关监管要求。针对本承诺第2条所述同业事上市公司及竞争方针对构成重大不项，本集团作为立新能源间接控股股东利影响的同业竞争已制定明确可行期间，承诺自本次收购完成之后的5年的整合措施并公开承诺。内，在适用的法律法规及相关监管规则允许的前提下，本着有利于减少竞争性业务、维护中小股东利益的原则，综合运用包括但不限于资产重组、股权置换、

业务调整等多种方式，稳妥推进相关业务整合以解决上述同业竞争。”承诺人的承诺事项应当包括以下内

容：（一）承诺的具体事项；（二）履约方式、履约时限、履约能力分控股股东在承诺中已说明同业竞争的具

析、履约风险及防范对策；（三）《上市公司监管指引第4体情况和解决措施，自身的权利义务和履约担保安排，包括担保方、担保号——上市公司及其相关行为规范，履约义务及违约的赔偿责任方资质、担保方式、担保协议（函）方承诺》和具体赔偿范围，内容具体可执行，符主要条款、担保责任等（如有）；

合相关要求。

（四）履行承诺声明和违反承诺的责任；（五）中国证监会要求的其他内容。

261文件名称文件要求实际情况和协议约定内容

承诺事项应当有明确的履约时限，不存在使用“尽快”“时机成熟时”等不得使用“尽快”“时机成熟时”模糊性词语，明确约定“在本次收购完等模糊性词语。承诺履行涉及行业成之后的5年内……稳妥推进相关业务《上市公司监管指引第4限制的，应当在政策允许的基础上整合以解决上述同业竞争”；发行人已号——上市公司及其相关明确履约时限。在定期报告中披露相关承诺事项。

方承诺》承诺方在作出承诺前，已分析论证承诺承诺人作出的承诺应当明确、具体、

事项的可实现性，该等承诺事项不属于可执行，不得承诺根据当时情况判根据当时情况判断明显不可能实现的事断明显不能实现的事项。

项。

（1）委托经营管理期限

根据《委托经营管理协议》，相关涉及同业竞争的主体的全部经营管理权均已独家委托给发行人，托管期限覆盖了同业竞争全部的存续期，直至相关问题被解决或相关主体不再属于与发行人之间构成同业竞争的范围。

（2）委托经营管理人员安排

公司通过派驻管理人员的方式对涉及同业竞争的主体进行日常经营管理，相关托管费用系依据平等互利、公开公正的原则，结合项目特点、接受委托管理拟投入的成本、市场行情以及合理的管理利润确定托管价格，不存在损害公司和全体股东特别是中小股东利益的情形。

（3）委托经营管理资料交接进度

截至本回复报告出具日，公司已按照《委托经营管理协议》分别与北疆公司和新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司完成了交接。按照协议约定，交接的主要内容有：1、证照、公章；2、财务手续及财务会计资料；3、资产相关手续；4、工程项目资料；上述资料均已完成交接并进行了书面确认。

（4）委托经营管理项目选址工作安排

在选址方面，鉴于相关涉及潜在同业竞争的经营主体均已就其发电项目完成核准（备案），已完成规划选址，未来不会对发行人在同一地区选址开发其他新能源发电项目造成障碍。

262（5）委托经营管理项目采购工作安排

在采购端，新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司已进入稳定运行阶段，不存在对外大规模采购设备、基建的需求；北疆公司下属部分项目公司仍处于建设阶段，存在相关设备、基建的采购需求，虽然相关项目公司均通过招投标方式选定设备厂商和施工服务供应商，但由于我国可再生能源发电高端设备制造行业集中度较高，部分供应商与公司存在重合的情况，包括金风科技股份有限公司、三变科技股份有限公司、中国能源建设集团有限公司、特变电工股份有限公

司等行业知名龙头企业，该等供应商建立了较为良好的公司治理体系和内部控制制度，不容易受到包括下游客户在内的第三方影响，进而导致其提供的产品、服务受限或定价不合理、不公允的情况。上述发电设备、施工服务的单个项目采购量占市场总体供应和需求的比例较小，采购需求一般都可以得到充分满足。同时，不同供应商提供的同类产品一般具有较强的同质性，不存在无法替换供应商进而影响项目建设或生产运行的情况。因此，各新能源发电项目在采购端不存在相关竞争或相互替代的情形。

（6）委托经营管理项目销售工作安排

在销售端，由于我国电力行业的特征之一为发电企业与所属国家电网公司而非电力实际终端用户结算，电力调度由所属国家电网公司统一进行安排，发电企业间无法自行商议进行电量供应和销售的调节，发电业务间无法在下游市场中实现竞争和替代。同时北疆公司和新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司总装机规模占当地全部发电企业装机规模的比例极低，对当地电力市场的总供给量没有显著影响，且其通过市场化交易方式所销售电量占当地全部市场化交易方式消纳的电量的比例也较低，不存在对公司构成重大不利影响的情形。

综上所述，在资产和人员方面，新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司和北疆公司与发行人之间均不存在混同的情形。

由于所属行业经营模式的特殊性，相关涉及潜在同业竞争的经营主体与发行人之间不存在构成重大不利影响的同业竞争的情形，发行人与新疆能源集团等相

263关方就托管标的北疆公司和哈密清洁能源相关的期限、费用、托管安排、权利义

务等进行了明确约定，托管协议具有可执行性，不存在损害上市公司利益的情形，能够有效保障发行人及其股东利益。上述同业竞争是发行人上市后基于国有股权和国有资产划转产生的，发行人与新疆能源集团不存在其他同业竞争，且新疆能源集团已向发行人出具《关于避免同业竞争的承诺函》，就前述同业竞争解决、避免同业竞争等作出承诺。综上所述，通过签署《委托经营管理协议》的方式阶段性解决同业竞争的方案切实、可执行，可以有效避免控股股东通过操纵标的公司日常经营的方式向上市公司输送利益或损害上市公司利益的情形。公司与新疆能源集团最终将通过包括但不限于资产重组、股权置换、业务调整等多种方式彻底解决相关问题。

4、彻底解决同业竞争的安排公司控股股东已公开承诺：“自本次收购完成之后的5年内，在适用的法律法规及相关监管规则允许的前提下，本着有利于减少竞争性业务、维护中小股东利益的原则，综合运用包括但不限于资产重组、股权置换、业务调整等多种方式，稳妥推进相关业务整合以解决相关同业竞争。”公司于2024年11月14日公告《关于控股股东的股权无偿划转的提示性公告》显示2024年11月11日新疆能源集团与新疆国资委签订了《国有股权无偿划转协议书》，根据上述承诺，新疆能源集团应于2029年11月11日前解决相关同业竞争。

公司控股股东所作出的关于彻底解决同业竞争的承诺有明确的履约时限，具体、可执行。

264（十一）结合节余募集资金11664.13万元用于永久补充流动资金情况，说明其

中补流比例是否符合《证券期货法律适用意见第18号》的相关规定，如否请相应调整

1、前次募投项目中用于补充流动资金的情况

公司前次募集资金为2022年7月首次公开发行股票并在深圳证券交易所主

板挂牌上市，共向社会公众公开发行普通股（A 股）股票 233333334 股，每股面值1元，每股发行价为人民币3.38元，募集资金总额为788666668.92元。

截至2022年7月19日，公司前次募集资金已经全部到位，业经大华会计师事务所（特殊普通合伙）以“大华验字[2022]000470号”验资报告验收确认。

公司前次募集资金承诺投向如下：

单位：万元序号项目名称投资金额

1 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 30017.00

2 伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 9300.00

3 小红山 8MW 分散式风电项目 6246.64

4补充流动资金27063.65

合计72627.29

2024年4月8日，公司召开第一届董事会第三十三次会议、第一届监事会第十七次会议，审议通过了《关于募投项目结项并将节余募集资金永久补充流动资金的议案》，同意公司将2022年度首次公开发行股票募集资金投资项目“伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目”、“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”申请整体结项。截至 2024 年 12 月 31 日，公司已根据募集资金使用计划将全部募集资金按照承诺用途使用完毕，相关募集资金专用账户结余资金116708836.85元（含节余募集资金永久补流113717415.56元，差额为募集资金存放及闲置募集资金进行现金管理产生的利息），已全部转入公司自有资金账户用于补充流动资金。

2652024年5月31日，公司已披露《关于首次公开发行股票募集资金专项账户销户完成的公告》，公司首次公开发行股票募集资金专项账户已全部完成销户。

公司前次募集资金实际投资金额与承诺投资金额的对比情况如下：

单位：万元实际投资金额序号项目名称承诺投资金额实际投资金额与承诺投资金额的差额

1 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 30017.00 23501.27 -6515.73

2 伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 9300.00 6740.87 -2559.13

3 小红山 8MW 分散式风电项目 6246.64 4558.80 -1687.84

4补充流动资金27063.6538734.5311670.88

合计72627.2973535.47

2、用于补充流动资金和偿还债务的比例超过募集资金总额的百分之三十的

情况及对应调整情况发行人前次募集资金实际用于补充流动资金或视同补充流动资金的情况如

下：

单位：万元序号项目名称金额占募集资金总额的比例

1 实际投入视同补流的金额（a） - 0.00%

1-1 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 - 0.00%

1-2 伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 - 0.00%

1-3 小红山 8MW 分散式风电项目 - 0.00%

2 补充流动资金（b） 27063.65 34.32%

3 节余募集资金永久补充流动资金（c） 11670.88 14.80%

4 前次募集资金中实际用于补充流动资金的金额（a+b+c） 38734.53 49.11%

5 前次募集资金总额的 30%（d*30%） 23660.00 30.00%

前次募集资金中实际用于补充流动资金的总额超过30%的部

615074.5319.11%分（a+b+c-d*30%）

7 前次募集资金总额（d） 78866.67 100.00%

266如上表所示，截至本回复报告出具日，公司前次募集资金中实际用于补充流

动资金的金额为38734.53万元，占前次募集资金总额的比例为49.11%。超过前次募集资金总额的30.00%，超出部分金额为15074.53万元。

2025年6月3日，公司召开第二届董事会第十四次会议，审议通过了《新疆立新能源股份有限公司关于调整<2023 年度向特定对象发行 A 股股票方案>的议案》等相关议案，对本次向特定对象发行股票募集资金总额进行了调减，具体情况如下：

单位：万元扣减前拟投入募扣减后拟投入募序号项目名称项目总投入扣减金额集资金金额集资金金额立新能源三塘湖20万

千瓦/80万千瓦时储

1296032.52138600.00-138600.00

能规模+80万千瓦风电项目

2补充流动资金59400.0059400.0015074.5344325.47

合计355432.52198000.0015074.53182925.47综上所述，根据《<上市公司证券发行注册管理办法>第九条、第十条、第十一条、第十三条、第四十条、第五十七条、第六十条有关规定的适用意见——证券期货法律适用意见第18号》的相关要求，前次募集资金实际用于补流或视同补流超出前次募集资金总额30%的部分已从本次拟募集资金总额扣减。

二、中介机构核查情况

（一）核查程序

1、查询本次募投项目实施地经济发展情况、新能源发电项目建设情况、市

场供求情况、电力发展情况等，分析本次募投项目的合理性和必要性；查阅新疆风能资源分布情况及行业研究报告，查询本次募投项目建设所在地风资源情况，并与公司在同一地区建设同类型风电项目的历史发电数据进行查阅比较；查阅同行业公司在新疆哈密地区风电项目建设情况以及发电利用情况；

2672、查阅公司出具的《前次募集资金使用情况的专项报告》及年审会计师出

具的《前次募集资金使用情况的鉴证报告》，查阅前次募投项目的可行性研究报告，查阅前次募投项目对应公司报告期内的财务报表、序时账、上网电量统计表、利用小时数统计表等资料，对波动较大的各项财务数据进行逐项分析，针对各项不利因素查阅行业研究报告和公开信息；

3、查询本次募投项目实施包括电价、销售模式、税收等内容所适用的政策法规，查阅本次募投项目在发改委、环保主管部门的核准备案文件，以及其他主管部门必要的核准备案文件；

4、查询新能源发电行业相关政策文件、行业研究分析报告以及市场数据，

分析新能源发电行业发展趋势，分析消纳政策对发行人本次募投项目新增产能消纳的影响；

5、查阅发行人本次募投项目投资进展情况，实地走访项目现场核查在建工

程进展情况；查阅与募投项目有关的银行借款合同，核查银行授信额度；

6、查阅本次募投项目的《可行性研究报告》，分析具体投资构成以及资本

性支出的情况、分析项目投资构成依据、分析投资构成的测算过程及合理性。查阅《证券期货法律适用意见第18号》有关规定，分析本次补流是否符合法律规定；

7、查阅公司与相关方签署的《委托经营管理协议》及相关董事会、监事会、股东大会的决议文件，独立董事意见等，结合相关法律法规对主要条款进行分析，查阅公司控股股东出具的《关于避免同业竞争的承诺函》，就未同步完成协议签署事项与公司管理层进行沟通确认；

8、查阅公司披露的《关于募投项目结项并将节余募集资金永久补充流动资金的议案》和《关于募投项目结项并将节余募集资金永久补充流动资金的议案》，查阅公司前次募集资金使用台账，本次募投项目募集资金拟投入的明细。

268（二）核查结论

经保荐机构核查认为：

1、发行人已在本反馈意见回复中对本次募投项目与前募项目的差异、本次

募投项目所处地区的经济发展状况、用电需求及供给情况、新能源发电项目规模、

弃风率的变动趋势等情况进行说明。受益于哈密地区本地 GDP 和工业规模近年来的快速提升、本地用电需求持续扩张，以及哈密地区作为疆电外送通道的重要区域，本次募投项目在哈密地区继续扩建风电项目具有必要性和合理性。

2、经分析，哈密区域已有与在建的风电项目在报告期内增速较快，主要是

为满足其本地消纳用电以及疆电外送的电网布局，同时符合国家对可再生能源发电项目的鼓励政策，本次募投项目的电力销售仍由国家电网收购并组织终端消纳，发行人本次募投项目系在新疆哈密地区新建 800MW 风光发电项目并配套建设

200MW/800MWh 储能设施，能够更好地通过储能系统调节风光资源的利用率，

从而降低弃风弃光限电的情形，项目消纳具有保障，不存在市场竞争激烈、影响发行人经营效益的情形。

3、本次募投项目属于本地消纳项目，接入国家电网后由国家电网进行收购，

销售价格将以保障性收购和市场化交易相结合的方式，按照新疆发改委的相关政策执行；本次募投项目的收入、成本、费用的测算主要是可研机构根据本项目所

在地风力资源、电价政策、市场成本情况等参数进行研究测算，上网电量、年等效利用小时数、毛利率、净利率等主要参数的测算结果合理谨慎，与发行人同类项目情况不存在较大差异，已按20%（剔除配储增益影响弃风率为26%）考虑弃风限电风险；本次募投项目效益预测合理谨慎。

4、公司前次募投项目中小红山 8MW 分散式风电项目各年度实际效益均达到预期，伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目2022年和2023年实际效益达到预期，2024年未达到预期。公司已结合业务表现和财务表现对相关项目未达到预期效益的原因进行了分析，相关不利因269素尚未完全消除，对前次募投项目未来效益实现情况仍可能造成一定的不利影响，

但对本次募投项目效益实现情况的影响将有所减弱或完全不再造成影响。

5、经对比分析发行人2023-2024年已建和在建风电项目的投资情况、同行

业公司可比项目的单位产能投资金额情况，以及设备投资测算依据和过程、单位产能设备投资金额情况，本次募投项目总投资及设备投资规模具有合理性；根据对公司未来三年资金缺口测算，公司未来三年预计总体资金缺口高于本次发行募集资金总额182925.47万元，公司向特定对象发行募集资金用于补充流动资金的金额44325.47万元主要是用于降低公司现有负债情况，减轻财务压力，本次发行融资规模具有合理性。

6、本次发行融资规模为18.29亿元，其中13.86亿元将投向于哈密三塘湖

800MW 风电项目，该项目预计投资总额为 29.60 亿元，募集资金投向在其中占

比为44.47%，其余部分将由发行人自筹解决。本募投项目资金缺口将主要通过银行授信和经营积累自筹解决，经查阅公司与中国农业银行签署的《固定资产借款合同》，以及公司货币资金、经营期间产生的现金流量净额，均能够为本次募投项目资金缺口提供保障。

7、截至2025年12月31日，本募投项目已投入建设资金196747.94万元，

本次募集资金不包含本次发行相关董事会决议日前已投入资金。

8、本次发行募集资金为18.29亿元，其中13.86亿元主要是投向哈密三塘湖

800MW 风电项目的设备及安装工程、建筑工程，均为资本性支出。其余补充流

动资金金额为4.43亿元，不超过本次募集资金总额的30%，上述募资用途符合《证券期货法律适用意见第18号》的规定。

9、公司已召开股东大会审议通过与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司签署《委托经营管理协议》的议案，已完成《委托经营管理协议》的签署，前期未同步完成签署工作的原因具有合理性。

27010、发行人已阶段性采取股权托管方式避免因同业竞争给发行人及其股东造成损失，解决同业竞争的措施合理、有效，能够有效避免同业竞争。

新疆能源集团已就避免同业竞争事项出具了承诺，制定了明确的计划和时间安排，相关承诺切实、可行、有效，不存在损害发行人利益的情况。

11、发行人前次募集资金使用过程中存在实际补充流动资金的金额超过前次

募集资金总额30%的情形，相关比例不符合《证券期货法律适用意见第18号》的相关规定，公司已召开董事会对本次发行股票募集资金总额进行调减，扣减了前次募集资金实际补充流动资金超过前次募集资金总额30%的部分。

三、发行人补充披露情况

1、发行人已在募集说明书（修订稿）“重大事项提示”之“一、公司的重大风险提示”之“（六）前次募投项目效益不达预期的风险”中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“公司前次募投项目中伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖

15MW 分散式风力发电项目 2024 年、2025 年效益未达到预期，主要受到风资源

波动、市场化交易电价波动和可再生能源补贴暂未回款，新疆新能源发电行业短期内出现较高的限电率等因素的影响。

1、前次募投项目所处地区风资源波动、限电率较高的风险

受风资源波动影响，2024 年度伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目和伊吾白石湖 15MW分散式风力发电项目上网电量分别较 2023年下降 3.45%和 12.83%；2025年伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目与伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目

经营业绩未达预期的主要原因系2025年度新疆区域新能源装机容量快速增长，与本地消纳能力、外送通道建设之间存在阶段性错配，导致新能源发电行业短期内出现较高的限电率，弃风率较高导致两个项目上网电量较2024年度进一步下降 15.74%与 11.80%，其中，伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 2023-2025 年弃风率分别为 13.11%、15.58%、36.13%，伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目

2712023-2025年弃风率分别为10.47%、14.42%、35.38%，上述因素是导致前次募

投项目效益不达预期的主要原因。

2、前次募投项目市场化交易电价持续波动从而影响业绩的风险伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 2023-2025 年市场化交易电价（不含补贴电价）分别为0.35元/千瓦时、0.24元/千瓦时、0.24元/千瓦时，伊吾白石湖

15MW 分散式风力发电项目 2023-2025 年市场化交易电价（不含补贴电价）分别

为0.18元/千瓦时、0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时，市场化交易电价持续波动导致伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 2024 年营业收入下降。

3、前次募投项目可再生能源补贴暂未回款风险

可再生能源补贴暂未回款导致伊吾淖毛湖 49.5MW风力发电项目和伊吾白石

湖 15MW 分散式风力发电项目报告期内计提的信用减值损失持续增加，进一步使项目效益不达预期。伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 2023-2025 年信用减值损失分别为 147.19 万元、359.58 万元、587.63 万元；伊吾白石湖 15MW 分散式风

力发电项目2023-2025年信用减值损失分别为45.39万元、128.55万元、191.78万元。

未来若风资源波动、市场化交易电价波动等对前次募投项目产生不利影响的

因素无法改善、下游行业电力需求萎缩、电力供需关系失衡或受到其他不可抗力

因素的影响，将对公司前次募投项目与本次募投项目预期收益的实现产生不利影响。此外，如可再生能源补贴持续未回款也将对前次募投项目预期效益的实现持续产生不利影响。”

2、发行人已在募集说明书（修订稿）“重大事项提示”之“一、公司的重大风险提示”之“（五）募集资金投资项目效益没有达到预期的风险”中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“本次向特定对象发行股票募集资金主要用于投资立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦风电项目。该募投项目的发电收入主要受上

272网电价、上网电量两方面因素影响。

1、本次募投项目预计上网电价不达预期的风险2025年6月24日，新疆发改委发布了《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），本次募投项目并网后将按照该方案对于增量项目所约定的机制电量及其定价政策实施售电，机制电量以外的上网电量仍需通过市场化交易的方式实施。该募投项目收入预测综合度电均价为0.206元/千瓦时，如未来因市场竞争激烈、定价机制出现政策性调整，则可能会导致募投项目实际售电价低于可行性研究测算的综合度电均价，对发电收入产生不利影响。

2、本次募投项目预计上网电量不达预期的风险

上网电量方面，本募投项目预计年上网电量为183744万千瓦时，上网电量利用小时数为2296.8小时，如受电网消纳能力不足、弃风率较高等因素影响，本次募投项目存在上网电量及利用小时数无法达到预期的风险。

（1）项目运行后实际弃风率高于预测弃风率的风险

本次募投项目上网电量已考虑弃风率水平为20%。风电项目形成弃风情况主要系受国网公司依据下游消纳情况调峰调度所形成，2023-2025年，公司在哈密地区已投运的5项风电项目的综合弃风率水平为17.34%、18.66%和32.17%，三年平均弃风率水平为22.72%。其中2025年弃风率较高系因本年度新疆新能源装机的快速增长与本地消纳能力、外送通道建设存在阶段性错配所导致。如果未来高弃风率情况无法改善，将导致本次募投项目实际弃风率高于预测水平，从而影响上网电量不达预期，并导致本次募投项目的实际效益存在不达预期的风险。

（2）发电设备利用小时数不达预期的风险

本次募投项目预测年均上网电量所对应的发电设备利用小时数为2296.8小时，经与公司同属哈密三塘湖风区投建较早且规模相对较大的哈密国投新风

273三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目进行对比，该项目在 2023-2025 年利用

小时数为2008小时；与同属哈密地区、同属本地消纳且未来亦将按新政执行

售电的哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW项目相比，该项目在 2023-2025年期间利用小时数为2386.27小时。未来经营期间如遇到气候出现极端变化导致风能资源不足、下游需求低迷或产能过剩从而导致弃风率升高、消纳能力下降等情形，则可能导致本项目的实际上网电量及利用小时数无法达到预期。

受上述不利因素影响，募投项目存在收入及效益无法达到预期的风险。”

274其他问题

问题一

请发行人在募集说明书扉页重大事项提示中，按重要性原则披露对发行人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险。披露风险应避免包含风险对策、发行人竞争优势及类似表述，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行梳理排序。

回复：

发行人已在募集说明书扉页重大事项提示中，重新撰写对发行人及本次发行产生重大不利影响的直接和间接风险，并按对投资者作出价值判断和投资决策所需信息的重要程度进行梳理排序。

问题二

请发行人关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒体报道情况，请保荐人对上述情况中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、完整性等事项进行核查，并于答复本审核问询函时一并提交。若无重大舆情情况，也请予以书面说明。

回复：

自本次发行申请文件受理后，发行人持续关注社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的媒体报道情况，保荐人对相关报道中涉及本次项目信息披露的真实性、准确性、完整性等事项进行了充分核查。相关文件已与审核问询函回复报告一并提交。

后续发行人和保荐人将持续关注有关发行人本次发行相关的媒体报道等情况，如果出现媒体对该项目信息披露真实性、准确性、完整性提出质疑的情形，保荐人将及时进行核查。

275（以下无正文）276（本页无正文，为《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之回复报告》之签章页）新疆立新能源股份有限公司年月日277（本页无正文，为《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之回复报告》之签章页）

保荐代表人：

程主亮王亮申万宏源证券承销保荐有限责任公司年月日

278保荐人法定代表人声明

本人已认真阅读新疆立新能源股份有限公司本次问询意见回复报告的全部

内容了解报告涉及问题的核查过程、本公司的内核和风险控制流程确认本公司

按照勤勉尽责原则履行核查程序问询意见回复报告不存在虚假记载、误导性陈

述或者重大遗漏并对上述文件的真实性、准确性、完整性、及时性承担相应法律责任。

保荐人法定代表人：

王明希申万宏源证券承销保荐有限责任公司年月日

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