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

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）

二零二五年六月深圳证券交易所：

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

对募集说明书的修改、补充楷体（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。目录问题一...................................................4

问题二..................................................18

问题三..................................................81

问题四.................................................131

其他问题..............................................80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

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。

根据发行人分别与能源集团、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 股股票之附条件生效的股份认购合同>之补充协议》，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%，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%。

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、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，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33.9381%

2新疆交投资本控股有限公司18.3936%

3新疆产业发展投资引导基金合伙企业（有限合伙）9.1968%

4新疆能源（集团）有限责任公司9.1968%

5新疆有色金属工业（集团）有限责任公司7.9706%

6新疆新业国有资产经营（集团）有限责任公司6.1312%

7新疆农牧业投资（集团）有限责任公司6.1312%

8新疆投资发展（集团）有限责任公司6.1312%

9新疆中泰资本管理有限公司2.8492%

10新疆天山产业投资基金管理有限公司0.0613%

合计100.00%

经查询工商资料，国有基金成立至今除现有直接合伙人外，另有5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。其中新疆交投资本管理有限公司已于2024年12月16日注销，全部历史合伙人与国有基金现有的合伙人均为新疆国资委控制的企业。

国有基金现有股东穿透至最终持有人的情况如下：认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东新疆

新疆中泰国资95.73%------------（集团）委

33.9381%

有限责任新疆

公司财政4.27%------------厅新新疆疆交通国投资新疆交投新疆

有（集资本控股18.3936%100.00%国资100%----------

资团）有有限公司委本限责产任公业司投新疆新疆

资金融国资95.87%----------基投资委

金（集

99.99%

有团）有新疆

限新疆产业限责财政4.13%----------合发展投资任公厅伙引导基金司

9.1968%

企合伙企业新疆新疆新疆国

95.87%--------

业（有限合新动金融资委伙）能私投资

募基（集

0.01%51.00%金管团）有新疆财

4.13%--------

理有限责政厅限公任公司司认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东新疆金新疆国

95.87%------

融投资资委

（集

52.00%

团）有新疆财

4.13%------

限责任政厅公司新疆申万宏金投源集团资产股份有

管理49.00%18.00%--------限公司股份

（0001有限

66.SZ）

公司新疆能新疆国资

新疆能90.04%----

源（集委源（集团）投

10.00%团）有限100.00%

资有限新疆财政

责任公9.96%----责任公厅司司认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东远东国际融资租天津骏宏拓投上海东赁天津宏信盟企业资管理泓实业有

10.00%100.00%资产管理100.00%100.00%100.00%

管理有有限公发展有限有限公司限公司司限公司公司

（

03

36

0.

H

K

）中信尼雅葡萄酒股份

有限公10.00%--------司

(600084.SH)新疆能源新疆（集团）9.1968%国资90.04%------------有限责任委认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东公司新疆

财政9.96%------------厅新疆有色新疆金属工业国资（集团）7.9706%委、新100%------------有限责任疆财公司政厅新疆新疆新业

国资90.46%------------国有资产委

经营（集6.1312%新疆

团）有限

财政9.54%------------责任公司厅新疆新疆农牧

国资90.00%------------业投资委（集团）6.1312%新疆有限责任

财政10.00%------------公司厅新疆新疆投资国资

发展（集

6.1312%委、新100%------------

团）有限疆财责任公司政厅新疆中泰新疆新疆

资本管理2.8492%中泰100%国资95.73%----------有限公司（集委认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东

团）有新疆限责

财政4.27%----------任公厅司申万申万宏源宏源集团产业股份投资

30%有限100.00%----------

管理公司有限

（000责任

166.S

公司

Z）新疆新疆

金融国资95.87%----------新疆天山投资委产业投资（集

0.0613%30%基金管理团）有新疆

有限公司限责财政4.13%----------任公厅司内蒙古老牛慈

善基25%------------金会

(基金

会）

北京10%北京100%北京蓝51%嘉德智51%北京长盛66.80%钟坚50%--认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东蓝天蓝天天建新业控股润丰投资

丰源修凡投资有集团有管理有限赵家祥50%--科技科技限公司限公司公司有限有限

钟坚33.20%----公司公司

宁波玉吴贻飞50%----筹贸易

49%

有限公吴金付50%----司香港新福建新

日鮮竹 Asian日鲜集

40% 業投資 100% Bamboo 100%- - - - -

团有限

有限公 AG公司司

陈华京9%--------麦盖提县新疆

141个

刀郎55.56%----------村委庄园

会（含新农

社区）

业集5%喀什新疆巴团股巴楚县昆仑尔楚克份有丰和畜巴楚县国牛业众和农

限公39.59%牧业发55.54%100%有资产管100%----有限业投资司展有限理局责任集团有公司公司限公司认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东喀什地疏勒益喀什农牧疏勒县区国有

民土地（集团）

良繁畜51%资产监100%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%----政局莎车县莎车县新疆盛莎车县新疆国昆国强牧畜熠农业宏远建国有资本有禽良种发展（集设发展18.47%100%运营（集100%100%资100%繁育有团）有限集团有

团）有限产限责任责任公限责任责任公司服公司司公司务中心喀什地区国有

资产监1.84%--------督管理委员会

宁波4.85%闫斌60%--------认八购二级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级持股比一级股东出资比例持股比例六级股东对股东股东例东例东例例东例股例象东梅山保税港区迈盛

投资何斌40%--------中心

（有限合

伙）由上表可见，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，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，各层级合伙人和股东均不存在证监会离职人员不当入股等违规情形。

根据国有基金出具的《说明》，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。

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，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，国有基金系新疆国资委和新疆财政厅主要出资的基金，合计控制国有基金99.9387%合伙份额，设立至今未发生重大变化；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。

本次发行前能源集团直接持有公司47.38%的股份，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%且国有基金和能源集团均按照认购下限进行认购，则本次发行完成后，能源集团持有公司股份的比例为38.75%，仍为公司控股股东，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，公司的治理结构不会发生重大不利变化。

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。

根据能源集团、国有基金出具的承诺或说明，能源集团和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，根据能源集团、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（已扣除前次募承诺认购比例发行对象集资金用于补充流动资金占认购资金

上限/下限比超过30%的影响后）

20%36585.09

能源集团

10%18292.55

182925.47

10%18292.55

国有基金

2%3658.51

根据信永中和会计师事务所（特殊普通合伙）出具的《审计报告》（XYZH/2025URAA1B0204），截至 2024 年 12 月 31 日，能源集团货币资金期末账面余额为391239.51万元，其中银行存款为372492.90万元，能源集团自有资金可充分满足本次认购的资金需求。截至2025年5月31日，根据未审财务报表，国有基金的货币资金期末账面余额为10375.67万元，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，此外国有基金全体合伙人的认缴出资总额为人民币

163100.00万元，目前已实缴出资112680.40万元，尚有50419.60万元认缴出

资额将视基金实际投资需求进行实缴到位，综上所述，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，其有充足的资金实力参与本次认购。

二、中介机构核查情况核查程序1、查阅能源集团、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、获取国有基金合伙协议，通过公开渠道查询国有基金的工商信息，查阅

国有基金出具的《说明》、查阅新疆国资委网站关于国有基金的相关信息；

4、查阅国有基金、能源集团出具的关于出资来源的承诺、能源集团2024年

年度报告、国有基金2025年5月份未审财务报表。

核查结论

经保荐机构核查认为：

1、能源集团、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、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，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，具有其商业合理性，不会对公司治理结构产生重大影响。

3、能源集团和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。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年起8月1日起执行，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再进行补贴。

新疆发改委于2022年4月7日印发《关于印发<完善我区新能源价格机制的方案>的通知》，明确将2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价0.262元/千瓦时，高于新疆现行脱硫燃煤标杆电价0.25元/千瓦时。若新建项目疆内实际交易电价低于市场均价，则按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持，价差部分由大工业用电顺价均摊。

自2023年1月6日第一批可再生能源发电补贴合规项目清单公布，至今已超过2年尚未有后续批次清单公布。自2023年起，可再生能源发展基金对尚未纳入补贴清单或通过合规自查的新能源发电项目暂停补贴电费的发放。

请发行人补充说明：（1）未纳入第一批合规项目清单所涉及项目的具体情况，对照自查通知要求，说明相关项目申报审核进展情况，是否存在项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金等方面的问题，并结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，判断发行人相关项目是否存在纳入合规项目清单的实质性障碍。（2）已纳入补贴清单的项目是否存在被核减补贴、移出补贴清单的风险，是否会对发行人财务状况产生较大影响，是否影响本次发行。（3）列示报告期已并网各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价、各电站项目

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

请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

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2024年12月31日，发行人已投运风力、光伏可再生能源发电项目合计23项，其中15项在可再生能源发电行业发展期间，根据彼时可再生能源发电补贴有关政策，可享有发电补贴。在15项可享有发电补贴项目中，发行人尚未纳入“补贴目录”或“补贴清单”（以下统称“国补目录”）的发电项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的发电项目合计10项。经发行人自查，发行人尚未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，未来纳入“合规清单”不存在实质性障碍。具体分析如下。

1、发行人已投运23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补是否纳

序号装机容量并网时贴目录或补入合规政策批复电价（基础电价/补贴）项目名称补贴政策及依据（MW） 间 贴清单（国 项目清 （元/千瓦时，含税）补目录）单

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

第七批20181 湖第三风电场 A 区 200.00 2015.12 否 0.25/0.33 政 策 的 通 知 》 （ 发 改 价 格年6月

200MW 风电项目 [2009]1906 号）：全国按风能资

哈密新风能源烟墩源状况和工程建设条件分为四

第七批2018

2 第七风电场 A 区 200.00 2015.12 否 0.25/0.33 类风能资源区，相应制定风电标

年6月

200MW 风电项目 杆上网电价。四类风电标杆上网

电价水平分别为 0.51 元/kWh、

乌鲁木齐托里新风 0.54 元/kWh、0.58 元/kWh 和

一期 49.5MW、二 第七批 2018 0.61 元/kWh，2009 年 8 月 1 日

399.002015.12否0.25/0.26

期 49.5MW 风电项 年 6 月 起新核准的陆上风电项目，统一目执行所在风能资源区的标杆上网电价。

伊吾淖毛湖《关于完善风电上网电价政策4 49.5MW 风力发电 49.50 2021.12 申报审核 否 0.25/0.13 的通知》（发改价格[2019]882项目号）：2020年符合规划、纳入

伊吾白石湖 15MW 财政补贴年度规模管理的新核

5分散式风力发电项15.002021.12申报审核是0.25/0.13准陆上风电项目的指导价。新核

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。

哈密新风恒远十三新疆发改委印发《完善我区新7间房风电场一期49.502022.7平价项目不适用能源价格机制的方案》（新发

49.5MW 项目 改能价【2022】185）明确：将

新疆立新能源若羌自治区2021年起批复及投产的

8 县米兰 50MW风电 50.00 2023.4 平价项目 不适用 新能源平价项目发电量全部纳

项目入电力市场，目标上网电价《关于完善风电上网电价政策金润绿原达坂城0.262元/千瓦时，新建项目疆内的通知》（发改价格[2019]882

9 49.5MW 分散式风 49.50 2023.4 平价项目 不适用 实际交易电价低于市场均价

号）：自2021年1月1日开始，电项目（按年度直接交易均价），按新核准的陆上风电项目全面实

照市场均价与0.262元/千瓦时

现平价上网，国家不再补贴。

的价差给予电价支持；疆内实

际交易电价高于市场均价，按新疆能源立新木垒

10500.002024.12平价项目不适用照实际交易电价与0.262元/千

500MW 风电项目

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。

合计1220.50-----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屯金太阳一期第六批2016网电价政策的通知》（发改价格

130.002013.12是0.25/0.75

30MW 光伏发电项 年 9 月 [2011]1594 号）：2011 年 7 月 1

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（集团）

31日仍未建成投产的太阳能光

新风昌吉阜康第六批2016

220.002013.12否0.25/0.75伏发电项目，除西藏仍执行每千

20MW 光伏并网发 年 9 月

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

新疆新能源集团新风昌吉州吉木萨尔第七批2018《关于发挥价格杠杆作用促进

320.002016.1是0.25/0.7020MW 光伏并网发 年 6 月 光伏产业健康发展的通知》（发电项目改价格[2013]1638号）：对光伏哈密新风光十三师电站实行分区域的标杆上网电

第七批2018

4 红星二场 50MW光 50.00 2016.3 是 0.25/0.65 价政策。根据各地太阳能资源条

年6月伏发电项目件和建设成本，将全国分为三类哈密东南部山口哈2020年8月资源区，分别执行每千瓦时0.9

5 密国投 50MW光伏 50.00 2016.6 补贴清单第 是 0.25/0.65 元、0.95 元、1 元的电价标准。

发电项目三批第七师胡杨河市《关于2020年光伏发电上网电

6 130 团 60MW 光伏 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》（发改发电项目价格[2020]511号）：对集中式新疆立新能源吉木光伏发电继续制定指导价。将纳

7 萨尔 100MW 并网 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

光伏发电项目类资源区新增集中式光伏电站

新疆立新能源吉木指导价，分别确定为每千瓦时

8 萨尔二期 100MW 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15 0.35 元（含税，下同）、0.4 元、并网光伏发电项目0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价，则指导价按新疆新能源吉木萨当地燃煤发电基准价执行，新增

9 尔 100MW 并网光 100.00 2020.12 申报审核 否 0.25/0.15 集中式光伏电站上网电价原则

伏发电项目上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

新疆立新能源吉木新疆发改委印发《完善我区新10 萨尔三期 100MW 100.00 2022.12 平价项目 不适用 能源价格机制的方案》（新发并网光伏发电项目改能价[2022]185）明确：将自

2023.1治区2021年起批复及投产的新新疆兵团第九师《国家发展改革委关于2021年（一能源平价项目发电量全部纳入

166团7万千瓦农新能源上网电价政策有关事项

期）、电力市场，目标上网电价0.26211光互补光伏发电项70.00平价项目不适用的通知》（发改价格〔2021〕833

2024.6元/千瓦时，新建项目疆内实际

目（一期 36MW、 （二 号）：2021 年起，对新备案集交易电价低于市场均价（按年二期 34MW） 期） 中式光伏电站、工商业分布式光度直接交易均价），按照市场伏项目和新核准陆上风电项目

均价与0.262元/千瓦时的价差

中节能太阳能、新（以下简称“新建项目”），中给予电价支持；疆内实际交易

疆立新能源吉木萨央财政不再补贴，实行平价上电价高于市场均价，按照实际尔县30万千瓦网。

12150.002023.6平价项目不适用交易电价与0.262元/千瓦时的

“光伏+储能”一价差给予电价支持。市场均价体化清洁能源示范

达到或超过0.262元/千瓦时，项目不再予以电价支持。

吉木萨尔县北庭镇新疆油田公司供电服务合作项供电服务项

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

目伏发电项目千瓦时。

合计853.50-----

由上表可见，发行人风电项目1-6项以及光伏发电项目1-9项，合计15项在投建期间，根据国家对可再生能源发电项目的补贴政策，可依法享有发电补贴。

其中，风电项目第4-6项、光伏项目6-9项合计7项，尚未纳入“国补目录”；

风电项目第1-4项、第6项，以及光伏项目第2项、第6-9项，合计10项在2022年国家主管部门组织的合规自查过程中，尚未纳入“合规清单”。

此外，发行人于2022年之后投建并网的风电7-10项、光伏发电10-13项合计8项目，根据《关于完善风电上网电价政策的通知》、《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》等相关政策，为平价上网项目，即不再享有国家发电补贴，其发电上网模式及定价政策依据新疆发改委《完善我区新能源价格机制的方案》等政策执行。

2、对照自查通知要求，说明相关项目申报审核进展情况，是否存在项目合

规性、规模、电量、电价、补贴资金等方面的问题分析

（1）“合规清单”关于补贴自查事项、要求及进展

2022年3月，国家发改委办公厅、财政部办公厅、国家能源局综合司联合印发《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》”），决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，本次自查及核查范围为截至2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源

发电项目，旨在从项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护等方面进一步摸清可再生能源发电补贴底数。

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

*《补贴合规自查通知》

2022年3月，根据国家发改委、财政部、国家能源局联合下发的《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，是本次合规自查出台的首项指导意见，

其明确发电企业要从以下六方面内容开展自查：

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

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

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

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

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

F.项目环境保护。（生物质发电，发行人不适用此项核查）发行人于2022年4月完成了相关补贴自查资料的上报。2023年1月6日，国家电网和南方电网公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单，公司有10项未列入第一批“合规清单”。

*《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》

2022年10月，在《补贴合规自查通知》文件的基础上，主管部门进一步下

发了《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》，补充说明自查事项如下：

A.对于已履行核准（备案）变更程序分批次并网的项目，按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价，且分批次变更程序的时间不得晚于项目全容量并网的时间。

B.对于各省组织开展的竞争性配置光伏项目，a.如在竞争性配置政策中有具体并网时间要求和对应电价确定要求的，按要求执行；b.如无具体并网时间要求，或者有并网时间要求但未明确逾期并网电价如何调整的，上网电价执行项目竞争性配置确定的价格与项目全容量并网时对应的电价政策明确的价格中较低者。

C.关于纳入补贴项目容量的认定

风电项目：纳入补贴范围的“项目容量”以核准时确定的容量为准，受风机选型因素影响，允许核准文件明确的项目规模与各省（区、市）年度开发建设方案或实施方案明确的项目规模存在一定偏差，偏差不超过单台额定功率最小机组的容量。项目实际并网容量小于核准容量的，纳入补贴的项目容量以实际并网容量为准；项目实际并网容量超过核准容量的部分，需按此比例核减补贴资金。

光伏项目：纳入补贴范围的“项目容量”按照纳入国家补贴范围的规模、备

案容量和实际并网容量三者最小值确定，实际并网容量超过纳入国家补贴范围规模与备案容量中较低者的部分，需按比例核减补贴资金。其中，实际并网容量不得高于备案容量的3%。

根据《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》（2020年）内容：

a.企业承诺。可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，同时提交相关核验资料。承诺内容包括：项目全容量并网发电时间，办理电力业务许可证时是否完成全容量并网，办理并网调度协议时是否完成全容量并网等。

b.认定办法。

(a)可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网

时间、并网调度协议明确的并网时间相一致的，项目按此时间列入补贴清单，享受对应的电价政策。

(b)可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并

网时间、并网调度协议明确的并网时间不一致但不影响电价政策的，按照企业承诺的全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策。

(c)可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网

时间、并网调度协议明确的并网时间不一致且影响电价政策的，按照三个并网时间中的最后时点确认全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策。(d)项目对认定的全容量并网时间若有不同意见，可申请复核，并提交以下材料：（1）国家认可机构出具的质量监督报告；（2）总承包合同、所有发电设

备的采购合同、所有发电设备采购合同的付款银行流水记录；（3）购售电合同

及全容量并网后逐月销售电量、售电收入银行流水记录；（4）其他可证明项目承诺全容量并网时间的材料。

（2）未纳入“合规清单”项目合规性核查情况

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

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）

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做好2020年风电、光伏发风电项目汇总表》奇台路工程申请核准的批复（昌州发小红山 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）《国家发展改革委关于印发《可再生能源发电有关管理规定》的通知

（发改能源〔2006〕13号）》第六条：主要河自治区发展改革委关于新疆新能流上建设的水电项目和新疆新能源（集源（集团）新风昌吉阜康20兆瓦《关于同意开展光伏发电25万千瓦及以上水电团）新风昌吉阜6202013.12光伏并网发电项目核准的批复项目前期工作的通知》（新项目，5万千瓦及以上康 20MW 光伏并（新发改能源【2013】2959号）发改能源（2013）850号）风力发电项目，由国家网发电项目

2013.8发展和改革委员会核准或审批。其他项目由省级人民政府投资主管部

门核准或审批，并报国家发展和改革委员会备案。

《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

7 130 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

81002020.12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

91002020.12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”。

《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

10 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”。

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

第3项虽未查到国家能源局规模建设文件，但据新疆发改委建设规模批复文

件表述：新疆发改委对于该项目已上报国家能源局同意并受托负责审批，国家能源局表示积极支持乌鲁木齐首批风电供暖试点工程建设。

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

目（2014年并网），建设规模也仅取得新疆发改委出具的规模文件，而未查询到国家年度建设规模文件。

此外，《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》进一步对《补贴合规自查通知》中的规模指标明确如下：“对《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能新发能[2017]31号）有关内

容说明如下：1、2019、2020年各省级区域新增需国家补贴的风电项目建设规模受本省级区域2020年规划并网目标约束；2、文件中“对应纳入年度规模管理的发电项目，各省（区、市）能源主管部门必须严格按当年下达的年度新增建设规模组织建设”，适用对象为实施年度规模管理的光伏项目，即31号文件附件2各省份2017-2020年度光伏电站新增建设规模为约束性指标。”据此，对于年度规模建设的要求主要是针对“十三五”规划所要求，对于2017年以前建设的可再生能源发电项目并不适用“国家年度建设规模”的指标要求。

综上核查，发行人认为公司各补贴项目在合规性、规模指标自查方面不存在违法违规问题。

（3）未纳入“合规清单”项目规模核查情况

《补贴合规自查通知》对项目规模核查要求：项目并网容量是否大于核准容

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

发行人就公司未纳入“合规清单”项目，比对自查相关要求文件，按各项目分别列示电力业务许可证记载的并网时间、并网调度协议的并网时间，承诺书承诺全容量并网时间等要素，就“项目规模”进行核查并分析如下：《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 -2016.12.1 否

49.5MW 风电项目 机容量。 6

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 -2031.12.2 否

风电项目业务许可证机容量。1二、光伏项目

新疆新能源（集团）超过核准规模

2013.12.3-

6 新风昌吉阜康 20MW 20 2013.12 20.1 80400 块 250W 组件 0.5%，但未超过 2013.12.27 2013.12.20 2013.12.6 否

2014.12.31

光伏并网发电项目3%。

第七师胡杨河市1302020.12.15

69420/66144块

7 团 60MW 光伏发电 60 2020.12 60 否 2020.12.23 2020.12.23 2020.12.15 -2021.12.3 否

440W/445W项目1《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超过核准规模2020.11.30

8 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 -2030.11.2 否发电项目3%。9新疆立新能源吉木萨 91780 块 445w 组件； 超过核准规模 2020.11.30

9 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 -2030.11.2 否

光伏发电项目 68770 块 450w 组件； 3%。 9新疆新能源吉木萨尔超过核准规模2020.11.30

10 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 -2030.11.2 否电项目3%。9注：1、根据《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知（国能发资质〔2020〕22号）》，“（一）继续实施电力业务许可豁免政策”：“不纳入电力业务许可范围：1.经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式发电项目”。

2、根据国家能源局《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》（国能发资质规﹝2023﹞67号），在现有许可豁免政策基础上，将

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

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

经核查，上述未纳入“合规清单”项目的企业承诺并网时间、《电力业务许可证》记载并网时间以及并网调度批复时间基本一致，并网调度时间通常会早于实际并网时间，根据《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》，公司上述可再生能源补贴项目承诺的全容量并网时间、电力业务许可证明确的并网时间、

并网调度协议明确的并网时间存在不一致情形，但三项均在同一年度时间内，即不影响年度电价补贴政策，发电项目仍可列入补贴清单，享受对应的电价政策。

（4）未纳入“合规清单”项目并网时间的核查

结合本次补贴自查要求，发行人还复核并查阅了各项目竣工验收报告、竣工决算报告、所属公司建设及并网年度审计报告、并网当年及下一年度结算单、项

目建设期间采购合同及付款情况等，进一步核查公司未纳入“合规清单”项目的合法合规性。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》项目首次电力结并网次年发电设并网第三年发电设许》可证记表述并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 2016.1.6 结算

12002015.122015.121857.57（2016）1864.50（2017）

200MW 风电项目 月 18 日并网发电 2015 年 12 月

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

22002015.122015.1212月30日并网发1060.26（2016）1295.78（2017）

200MW 风电项目 2015 年 12 月

电本工程于2015年乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、二期 2016.1.6 结算

3992015.122015.12.2612月26日并网发1846.27（2016）2082.41（2017）

49.5MW 风电项目 2015 年 12 月

电

返送电并网时间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）

2021年12月30日2021年12月

豁免办理电

返送电并网时间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）

2021年12月23日2021年12月

证

二、光伏项目本工程于2013年新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 2013.12.29 结算

6202016.6.302013.12.2012月27日并网发1439.40（2014）1168.30（2015）

光伏并网发电项目2013年12月电

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

7602020.122020.12.231375.07（2021）551.82（2022）

项目2020年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 2021.1.17 结算

81002020.122020.12.251485.75（2021）1476.71（2022）

伏发电项目2020年12月23日2020年12月

9 新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW 并 100 2020.12 2020.12.25 返送电并网时间 2021.1.17 结算 1457.08（2021） 1429.98（2022）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》项目首次电力结并网次年发电设并网第三年发电设许》可证记表述并网时间算单时间备利用小时数备利用小时数载并网时间网光伏发电项目2020年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 2021.1.17 结算

101002020.122020.12.231458.63（2021）1471.58（2022）

发电项目2020年12月16日2020年12月综上，发行人通过收集其他相关资料进一步对公司未纳入“合规清单”项目全容量并网情况进行交叉对比。通过各项目投运首月由电网企业或电力交易中心出具的《电量电费结算单》或《交易结算单》（以下简称：《电力结算单》）及

次年《电力结算单》确认并网时期电力销售情况，并收集投运年度及次年发电设备利用小时数，除受风光资源变动及其他客观因素影响外，均不存在设备利用率大幅的差异。公司上述项目全容量并网不存在以少数机组并网替代全容量并网的情形。

由上表统计可见，上述10项未纳入“合规清单”的项目，《竣工验收报告》中关于并网的时间均与《电力业务许可证》记载的时间一致或处于同一月度；各

项目适用补贴政策的截止时间，5项风电项目所适用的补贴政策均为截至并网年度12月31日，项目《电力业务许可证》记载的实际并网时间则主要集中于政策年度 12 月；5 项光伏项目中除阜康新风 20MW 光伏项目外，其余 4 项与风电项目情况一致，补贴政策适用时间均为截至2020年12月31日，而胡杨河锦华、吉木萨尔合计 360MW 项目各文件记载的并网时间均为 2020 年 12 月；阜康新风20MW 光伏项目并网时间为 2013 年 12 月，光伏补贴首次退坡政策《国家发改委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号）系明确截至2016年6月30日开始退坡。

综上所述，上述项目均不存在全容量实际并网时间晚于适用政策截止时间。

（5）关于《补贴合规自查通知》其他四项事项的核查情况

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

贴全生命2024.12.31补贴利已并网序所属资有补补贴时取起始预计退项目名称周期合理累计利用用小时享有补号源区贴时限比率时间（并出时间利用小时小时数（小比率贴时间间网时间）数（小时）时）

哈密国投新风三塘湖第三风 风能 III

1400001899047%20年9年45%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

2400001291732%20年9年45%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 22054 46% 20年 9 年 45% 2015.12 2035

类项目

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发 风能 III

440000592915%20年3年15%2021.122041

电项目类

风能 III

5 小红山 8MW 分散式风电项目 40000 10891 27% 20年 3 年 15% 2021.12 2041

类

新疆新能源（集团）新风昌吉太阳能

6260001470957%20年11年55%2013.122033

阜康 20MW 光伏发电项目 II 类

第七师胡杨河市130团60MW 太阳能

726000356614%20年4年20%2020.122040

光伏发电项目 II 类新疆立新能源吉木萨尔太阳能

826000592323%20年4年20%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

926000576622%20年4年20%2020.122040

100MW 光伏发电项目 II 类

新疆新能源吉木萨尔 100MW 太阳能

1026000592823%20年4年20%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23项发电项目可享有发电补贴的具体情况，以及尚未纳入‘国补目录’或‘合规清单’项目补贴政策及依据”。

此外，发行人按照《补贴合规自查通知》及其他补充通知等文件要求，自查了《电力业务许可证》、调度文件、《竣工验收报告》、企业承诺等资料，论证了上述各项目实际全容量并网时间，各项目均是在并网当年享有当年度政策所对应的补贴政策，不存在补贴退坡期间跨年度投产，却享受退坡之前的补贴指导价的情况。

*项目补贴资金

经发行人核查，公司10项未纳入第一批“合规清单”的项目仅3项风电项目：哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目、哈密新风能源烟墩

第七风电场 A 区 200MW 风电项目、乌鲁木齐托里新风 99MW 风电项目，以及

2 项光伏项目：新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏发电项目、第七师

胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目，在本次合规自查前纳入“国补目录”且在历史经营期间收到补贴资金款项，但截至目前实收补贴资金金额远低于应获得的补贴资金，未收到的补贴资金公司计入“应收账款”中，该等项目在全生命周期利用小时数的范围内，均不存在超额获取补贴的情形。

经发行人自查，阜康新风 20MW 光伏发电项目在 2017 年国家推行绿电交易后，参与一笔绿电交易，并申办绿证一份，对应电量1000千瓦时，本项目对应补贴资金为0.75元/千瓦时，按照绿电政策，该笔绿电交易原则上不该再享有补贴收入，但因绿电交易政策出台初期，公司仅为试行新政策而参与一笔交易，故未及时向电网公司进行申报，并在后续补贴下发时，领取了该笔补贴750元，在本次自查期间公司发现该问题，并已积极配合退补，而阜康新风也主要是因该问题未纳入第一批“合规清单”，整改完成后，预计阜康新风 20MW 光伏项目通过合规审查不存在其他障碍。除此之外，公司不存在其他绿电交易违规享受补贴的情形。

*项目环境保护

本项适用于生物质发电项目，发行人不适用此项目核查事项。

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

3、结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，判断发行人相关项目是否存在纳入合规项目清单的实质性障碍。

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

具体情况如下：

单位：亿元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。

2024年12月16日公告称：经新疆生产建设兵《关于明确可团八师发改委核查，公司全资子公司新疆天富再生能源发电天富能源

金阳新能源有限责任公司 148 团 20MW 地 预 计 减 少 公 司 当 期 收 入 补贴核查认定

（6005090.79-面分布式光伏发电项目，该项目交流侧逆变器7861.44万元。有关政策解释.SH）容量 21.6MW 高于备案容量 20MW，不再享 的通知》1、关受可再生能源电价附加补助。于纳入补贴项目容量的认定

2、关于光伏项

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业可比公司对于虽未移出“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；

华电新能《关于明确可再（IPO 注 生能源发电补贴册）“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、入。

比例核减可再生能源补贴收入。关于纳入补贴项目容量的认定2、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，鉴于此类项共计77个项目不作处理。---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”由上表统计可见，同行业可比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。

*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单价，对于已收取的补贴进行退补，但仍可继续享有未来售电补贴。

综上所述，经发行人自查及查阅公开信息，公司未纳入“合规清单”的10个可再生能源发电项目在合规性、项目规模、项目电量、项目电价、项目补贴等

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

已纳入补贴清单的项目是否存在被核减补贴、移出补贴清单的风险，是否会对发行人财务状况产生较大影响，是否影响本次发行。

根据《补贴合规自查通知》以及《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》相关政策要求，公司可享有补贴项目且尚未纳入“合规清单”的部分项目因风机选型、光伏组件逆变器型号原因，存在实际装机规模超出备案容量的情况，该情形不违反政策解释关于项目超装合理性的相关规定。如果未来超装规模被认定需核减补贴，预计影响金额为1628.88万元，占报告期内合计营业收入比重为0.57%，但不存在移出“国补目录”或无法被纳入“合规清单”的风险，不会对发行人财务状况产生较大影响，亦不会影响本次发行。具体分析如下：单位：万元截至2024截至2024

2024年末

年12月31年12月序核准应收补贴可能会对补贴收入项目名称并网时间日累计确认31日已取本次自查存在的问题

号规模收入（含产生的影响（含税）补贴收入得补贴收

税）（含税）入（含税）哈密国投新风三塘风电实际装机超过核冲减已确认补贴收

1 湖第三风电场 A 区 200 2015.12 125334.95 41100.41 84234.54 准规模 0.5%，但未超

入626.67万元

200MW 风电项目 过单机容量。

哈密新风能源烟墩风电实际装机超过核冲减已确认补贴收

2 第七风电场 A 区 200 2015.12 85255.19 27159.72 58095.47 准规模 0.25%但未超

入213.14万元

200MW 风电项目 过单机容量。

乌鲁木齐托里新风风电实际装机超过核

一期 49.5MW、二 冲减已确认补贴收

3992015.1256770.9817161.5239609.45准规模1%，但未超

期 49.5MW 风电项 入 567.71 万元过单机容量。

目伊吾淖毛湖风电实际装机超过核冲减已确认补贴收

4 49.5MW 风力发电 49.5 2021.12 3815.21 - 3815.21 准规模 1%，但未超

入38.15万元项目过单机容量。

风电实际装机超过核

小红山 8MW 分散 冲减已确认补贴收

582021.121132.64-1132.64准规模5%，但未超

式风电项目入56.63万元过单机容量。

1、光伏实际装机超过

新疆新能源（集团）核准规模0.5%，但未1、冲减已确认补贴新风昌吉阜康超过3%；2、2017涉收入110.19万元；

6202013.1222037.948618.7013419.24

20MW 光伏并网发 及一笔绿电交易但收 2、已退还绿电补贴

电项目取仍收取补贴750收入750元元。

第七师财政局于

2021年5月向公司拨付379.80万元（含可能会退还补贴税）。因电网消纳、

第七师胡杨河市10.24万元，但公司

资源变化等因素，导

7 130 团 60MW 光伏 60 2020.12 956.57 379.80 576.77 未将该笔收款计入

致预估电量与实际上

发电项目2021年收入，不涉网电量存在偏差，故及收入冲减。

截止2021年12月31日应收补贴资金

369.56万元。

新疆立新能源吉木光伏实际装机超过核冲减已确认补贴收

8 萨尔 100MW 并网 100 2020.12 8884.07 - 8884.07 准规模 0.03%，但未

入2.67万元

光伏发电项目超过3%。截至2024截至2024

2024年末

年12月31年12月序核准应收补贴可能会对补贴收入项目名称并网时间日累计确认31日已取本次自查存在的问题

号规模收入（含产生的影响（含税）补贴收入得补贴收

税）（含税）入（含税）新疆立新能源吉木光伏实际装机超过核冲减已确认补贴收

9 萨尔二期 100MW 100 2020.12 8648.47 - 8648.47 准规模 0.03%，但未

入2.59万元

并网光伏发电项目超过3%。

新疆新能源吉木萨光伏实际装机超过核冲减已确认补贴收

10 尔 100MW 并网光 100 2020.12 8891.77 - 8891.77 准规模 0.01%，但未

入0.89万元

伏发电项目超过3%。

发行人对于超出规模的发电项目自并网之日起至2024年末已确认补贴收入

按照装机规模超装情况，经上述模拟测算可能会影响应收账款扣减或要求退补的累计合计金额约为1628.88万元，占报告期内合计营业收入比重为0.57%。根据《补贴合规自查通知》、《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》有关规定，公司风电项目属于受风机选型因素影响，偏差不超过单台额定功率最小机组的容量；光伏项目实际并网容量不得高于备案容量的3%。据此，发行人超装规模均符合自查规定，未来被要求核减或退补的情况还需视有关部门进一步出具相关文件后才能确定。对发行人持续经营及持续盈利情况不会产生重大不利影响。

列示报告期已并网各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价、

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2024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：单位：元/千瓦时、万千瓦时、万元

基础电价/2024年2023年2022年序政策定价（含补项目名称补贴电价收入类型号贴、含税）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（含税）

一、风电项目

标杆电费收入7070.270.189132.820.208422.100.18哈密国投新风三塘湖第三风

10.54760.2176/0.33补贴收入39814.6611627.290.2944639.0413036.180.2946221.4513498.300.29

电场 A 区 200MW 风电项目

合计18697.550.4722169.000.5021920.400.47

标杆电费收入5288.980.176327.670.215418.570.18哈密新风能源烟墩第七风电

20.54760.2176/0.33补贴收入31416.369174.690.2930409.308880.590.2930100.448790.390.29

场 A 区 200MW 风电项目

合计14463.670.4615208.260.5014208.960.47

乌鲁木齐托里新风一期标杆电费收入4557.690.174941.460.185335.700.18

3 49.5MW、二期 49.5MW 风电 0.51 0.25/0.26 补贴收入 26213.91 6031.52 0.23 27807.92 6398.28 0.23 29223.32 6723.95 0.23

项目合计10589.210.4011339.750.4112059.650.41

标杆电费收入1656.870.172103.500.211790.480.19

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发

40.34760.2176/0.13补贴收入9703.851116.370.1210050.801156.290.129592.771103.590.12

电项目

合计2773.240.293259.790.322894.080.30

标杆电费收入524.450.18590.310.17576.170.17

伊吾白石湖 15MW 分散式风

50.380.25/0.13补贴收入2993.45344.380.123433.92395.050.123369.56387.650.12

力发电项目

合计868.820.29985.370.29963.820.29

标杆电费收入623.960.21549.230.19516.700.18

6 小红山 8MW分散式风电项目 0.38 0.25/0.13 补贴收入 2955.86 340.05 0.12 2923.52 336.33 0.12 2814.54 323.80 0.12

合计964.010.33885.570.30840.500.30

7 哈密新风恒远十三间房风 平价无补贴 - 标杆电费收入 13463.31 2603.32 0.19 11379.86 2155.99 0.19 117.91 27.16 0.23电场一期 49.5MW 项目 项目，目标上 补贴收入 - - - - - -

网电价0.262合计2603.320.192155.990.1927.160.23

元/千瓦时标杆电费收入865.300.17857.510.19--新疆立新能源若羌县米兰

8-补贴收入5043.48--4428.47-----

50MW 风电项目

合计865.300.17857.510.19--

标杆电费收入1751.140.17960.230.18--

金润绿原达坂城 49.5MW

9-补贴收入10027.14--5319.72-----

分散式风电项目

合计1751.140.17960.230.18--

标杆电费收入------新疆能源立新木垒

10-补贴收入---------

500MW 风电项目

合计------

二、光伏项目

（0.25、标杆电费收入466.740.13511.970.13409.140.13七师五五工业园奎屯金太阳

11.000.18、0.04）补贴收入3513.442331.930.663797.382520.380.663151.822091.920.66

一期 30MW 光伏发电项目

/0.75合计2798.670.803032.360.802501.060.79

新疆新能源（集团）新风昌吉标杆电费收入271.660.10398.340.15436.490.16

2 阜康 20MW 光伏并网发电项 1.00 0.25/0.75 补贴收入 2703.40 1794.29 0.66 2745.97 1822.48 0.66 2704.81 1795.23 0.66

目合计2065.950.762220.820.812231.720.83

新疆新能源集团新风昌吉州标杆电费收入272.510.10423.700.14509.610.18

3 吉木萨尔 20MW 光伏并网发 0.95 0.25/0.70 补贴收入 2821.28 1747.70 0.62 2950.64 1827.83 0.62 2890.44 1790.54 0.62

电项目合计2020.210.722251.530.762300.150.80

标杆电费收入1336.180.181612.440.201420.050.19哈密新风光十三师红星二场

40.86760.2176/0.65补贴收入7579.164359.690.587979.534589.990.587639.494394.400.58

50MW 光伏发电项目

合计5695.870.756202.430.785814.440.76标杆电费收入1432.940.171754.560.201492.810.19哈密东南部山口哈密国投

50.86760.2176/0.65补贴收入8194.274713.520.588599.174946.420.588052.054631.710.58

50MW 光伏发电项目

合计6146.450.756700.990.786124.520.76

标杆电费收入994.620.221177.980.22732.500.22

第七师胡杨河市130团

60.29470.25/0.0447补贴收入4495.66177.840.045324.48210.620.043310.90130.970.04

60MW 光伏发电项目

合计1172.450.261388.610.26863.470.26

标杆电费收入3103.240.203061.270.213204.960.22新疆立新能源吉木萨尔

70.400.25/0.15补贴收入15163.332012.830.1314435.641916.240.1314767.121960.240.13

100MW 并网光伏发电项目

合计5116.070.344977.510.345165.200.35

标杆电费收入2964.940.203029.310.213101.950.22新疆立新能源吉木萨尔二期

80.400.25/0.15补贴收入14516.091926.910.1314261.921893.170.1314299.751898.200.13

100MW 并网光伏发电项目

合计4891.850.344922.490.355000.150.35

标杆电费收入3108.840.203109.020.213193.170.22

新疆新能源吉木萨尔 100MW

90.400.25/0.15补贴收入15309.162032.190.1314660.151946.040.1314715.811953.430.13

并网光伏发电项目

合计5141.030.345055.060.345146.600.35

新疆立新能源吉木萨尔三标杆电费收入2471.260.161876.320.16--

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

项目合计2471.260.161876.320.16--平价无补贴

新疆兵团第九师166团7标杆电费收入912.220.23476.680.23--项目，目标上万千瓦农光互补光伏发电补贴收入------

11网电价0.2620.262/-3934.382055.93-

项目（一期 36MW、二期元/千瓦时合计912.220.23476.680.23--

34MW）

中节能太阳能、新疆立新标杆电费收入3648.240.16977.730.14--

12-23335.656800.42-

能源吉木萨尔县30万千瓦补贴收入------“光伏+储能”一体化清

合计3648.240.16977.730.14--洁能源示范项目

新疆油田公司标杆电费收入182.010.27----

供电服务约定补贴收入------

吉木萨尔县北庭镇 3.5MW

13中标价格为-677.43--

分布式光伏发电项目

0.2848元/千瓦合计182.010.27----

时

注：上网电量、标杆电费收入统计来源于《电力结算单》，即为各发电项目各期实际确认的电力销售收入，包含了保障性收购、市场化交易的基础电价收入以及考核收入及其他扣减费用等。其中：均价=电费收入/上网电量，为各项目各期综合均价。补贴收入=上网电量*电价补贴/1.13。由上表统计可见，可享有补贴收入的发电项目，无论是否参与市场化交易，补贴均价均不会受到影响，与政策定价中批复的补贴单价相一致；而基础电价即标杆电价部分，由于该部分电价系参与市场化交易竞价，导致参与市场化交易项目在报告期内的基础电价部分会发生一定波动。对于七师五五工业园奎屯金太阳一期 30MW 光伏发电项目、第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目等未参

与市场化交易项目，则其基础电价、补贴电价均不会发生变化。发行人于2022年后投运的哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW 项目等平价无补贴项目，主要以市场化交易的方式进行电力销售，故基础电费均价均存在一定波动，但不再涉及补贴收入。

2、列示各电站项目的销售模式、上网电价定价依据

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：

47政策批复

保障性收购实

电价：基础是否参序并网时实际执行基础电价与批复电价差异际单价（基础+项目名称电价/补贴与市场补贴定价政策及内容市场化交易定价政策号间情况，定价政策补贴电价）（元电价（元/化交易/千瓦时）千瓦时）

一、风电项目

哈密国投新“哈郑直流”天中外送项目，2020年以前不参与市场化交风三塘湖第易，亦不适用新疆发改委历年发布的《关于新疆电网优先购

1 三风电场 A 2015.12 0.25/0.33 是 0.5476 电优先发电计划的通知》保障小时数。

区 200MW 风 补贴无变化。《关于完善风力发电 《天中直流配套新能源发电企业与新疆区域燃煤自备电厂0.2176、0.229，新疆发改委《关电项目上网电价政策的通知》（发改价格调峰替代交易实施细则（试行）》（新监能市场[2019]168于做好哈郑直流配套电源电费结[2009]1906号）：四类风电标杆上号）：天中直流配套新能源陆续投运，发电能力提升，在送算的通知》：2021年7月1日起，网电价水平分别为 I 类地区 0.51 出能力受限情况下，为减少天中直流配套新能源弃电量，报“哈郑直流”配套新能源上网电

元/kWh、II 类地区 0.54 元/kWh、 请国家能源局批复同意后，可通过参与不同消纳方向和路哈密新风能价按0.2176元/千瓦时执行，年落III 类地区 0.58 元/kWh 和 IV 类地 径的市场化交易模式，提升配套新能源消纳空间。5.2 坚持源烟墩第七地电量100亿千瓦时以上部分的

区 0.61 元/kWh，2009 年 8 月 1 日 最大限度保障外送小时数原则，在输电受限时，按照天中直

2 风电场 A 区 2015.12 0.25/0.33 是 上网电价按 0.229 元/千瓦时执 0.5476

起新核准的陆上风电项目，统一执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

200MW 风电 行。

行所在风能资源区的标杆上网电套新能源发电企业外送受限电量参与调峰替代交易规模（即项目价。项目处于哈密地区属于 III 类 市场化交易）。5.3 在配套新能源发电企业引入市场交易机风资源区。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系。

乌鲁木齐托0.25无差异。《关于完善风力发《关于2024年新疆电网优先购电优先发电计划的通知》：

32015.120.25/0.26是0.51里新风一期电上网电价政策的通知》（发改非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数1330小时。4849.5MW、二 价格[2009]1906 号）：风电上网 《新疆电力中长期交易实施细则》第五十一条：除计划电量

期 49.5MW风 电价高出当地燃煤机组标杆上网 执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由电项目电价的部分，通过全国征收的可市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三再生能源电价附加分摊解决。（指方不得干预。以脱硫燃煤标杆上网电价作为基础电价，高出部分为补贴）。

根据国家能源局、新疆发改委发布信息，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。《关于完善风电上网“哈郑直流”天中外送项目，2020年以前不参与市场化交伊吾淖毛湖“哈郑直流”风电项目，政策同电价政策的通知》（发改价格易，亦不适用新疆《关于2024年新疆电网优先购电优先发

4 49.5MW 风力 2021.12 0.25/0.13 是 1，基础电价实际执行 0.2176、 [2019]882 号）：2020 年符合规划、 0.3476 电计划的通知》保障小时数。

发电项目0.229。纳入财政补贴年度规模管理的新具体市场化交易内容参见风电项目1。

核准陆上风电项目的指导价。新核伊吾白石湖准的集中式陆上风电项目上网电

15MW 分 散 0.25 无差异。本地脱硫燃煤标杆 价全部通过竞争方式确定，不得高

52021.120.25/0.13是0.38本地消纳项目，同风电项目3

式风力发电电价。于项目所在资源区指导价。四类风项目 电标杆上网电价水平分别为 I 类

小红山 8MW 地区 0.29 元/kWh、II 类地区 0.34

0.25无差异。本地脱硫燃煤标杆

6 分散式风电 2021.12 0.25/0.13 是 元/kWh、III 类地区 0.38 元/kWh 0.38 本地消纳项目，同风电项目 3电价。

项目 和 IV 类地区 0.47 元/kWh。

哈密新风恒平价无补新疆发改委印发《完善我区新能2024年9月《关于调整2024年新疆电网优先购电优先发电计划的通7远十三间房2022.7贴项目，是源价格机制的方案》（新发改能无补贴。以前，全额知》，在2024年10-12月期间，对于2021年以后新投产的风电场一期目标上网价【2022】185）明确：将自治区参与市场化平价风电项目，保障优先收购小时数116小时；2021年以

4949.5MW 项目 电价 2021 年起批复及投产的新能源平 交易，目标 后新投产的平价光伏项目，保障优先收购小时数 71 小时。

新疆立新能0.262元/价项目发电量全部纳入电力市电价0.262优先发电计划的平价风电、光伏项目结算价格按照《完善我源若羌县米千瓦时场，目标上网电价0.262元/千瓦元/千瓦时；区新能源价格机制的方案》中确定的目标电价执行。

82023.4是

兰 50MW 风 时，新建项目疆内实际交易电价 2024 年 9 月 《关于 2025 年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，电项目低于市场均价（按年度直接交易以后部分电其他风电项目保量保价优先发电利用小时数895小时，计划金润绿原达均价），按照市场均价与0.262量根据地方电量241.56亿千瓦时。其他光伏项目优先小时数500小时，坂城 元/千瓦时的价差给予电价支持； 政策参与保 计划电量 176.01 亿千瓦时。 49.5MW

92023.4是

分散式风电疆内实际交易电价高于市场均障性收购，项目价，按照实际交易电价与0.262电价执行元/千瓦时的价差给予电价支持。0.262元/千新疆能源立

市场均价达到或超过0.262元/千瓦时。

新木垒

102024.12是瓦时，不再予以电价支持。

500MW 风电

项目

二、光伏项目七师五五工900万千瓦时按0.25元/千瓦时结补贴无变化。《关于完善太阳能光业园奎屯金算，电采暖按1200万千瓦时计伏发电上网电价政策的通知》（发

1太阳一期2013.120.25/0.75否算，电价执行0.04元/千瓦时，其改价格[2011]1594号）：2011年71.00不适用

30MW 光 伏 余电量全部按 0.18 元/千瓦时结 月 1 日及以后核准的太阳能光伏发电项目算。（合同约定）发电项目，以及2011年7月1日新疆新能源之前核准但截至2011年12月31《关于2024年新疆电网优先购电优先发电计划的通知》：

（集团）新风0.25无差异。本地脱硫燃煤标杆日仍未建成投产的太阳能光伏发非平价光伏项目优先小时数800小时。

22013.120.25/0.75是1.00昌吉阜康电价。电项目，除西藏仍执行每千瓦时《新疆电力中长期交易实施细则》第五十一条：除计划电量20MW 光 伏 1.15 元的上网电价外，其余省（区、 执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由

50并网发电项市）上网电价均按每千瓦时1元执市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三目行。方不得干预。

补贴无变化。《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号）：

新疆新能源对光伏电站实行分区域的标杆上集团新风昌网电价政策。根据各地太阳能资源吉州吉木萨0.25无差异。本地脱硫燃煤标杆

32016.10.25/0.7是条件和建设成本，将全国分为三类0.95同光伏项目2

尔 20MW 光 电价。

资源区，分别执行 I 类地区 0.9 元伏并网发电

/千瓦时、II类地区 0.95 元/千瓦时、项目

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0.2176、0.229，新疆发改委《关十三师红星于做好哈郑直流配套电源电费

4 二 场 50MW 2016.3 0.25/0.65 是 0.8676结算的通知》：2021年7月1日“哈郑直流”天中外送项目，2020年以前不参与市场化交光伏发电项起，“哈郑直流”配套新能源上补贴无变化。补贴政策同光伏项目易，亦不适用新疆《关于2024年新疆电网优先购电优先发目网电价按0.2176元/千瓦时执行，3电计划的通知》保障小时数。

哈密东南部年落地电量100亿千瓦时以上部具体市场化交易内容参见风电项目1。

山口哈密国

52016.60.25/0.65是分的上网电价按0.229元/千瓦时0.8676

投 50MW 光执行。

伏发电项目第七师胡杨0.25/0.044《关于2020年光伏发电上网电补贴无变化。《关于2020年光伏

62020.12否0.2947不适用河市130团7（补贴竞价政策有关事项的通知》（发改发电上网电价政策有关事项的通5160MW 光 伏 价项目） 价格[2020]511 号）：新增集中式 知》（发改价格[2020]511 号）：

发电项目光伏电站上网电价原则上通过市对集中式光伏发电继续制定指导

场竞争方式确定，不得超过所在价。将纳入国家财政补贴范围的资源区指导价。（本项目补贴部 I～III 类资源区新增集中式光伏电分 0.0447 元/千瓦时以竞价方式 站指导价，分别确定为 I 类地区核准）0.35元/千瓦时（含税，下同）、新疆立新能 II 类地区 0.4 元/千瓦时、III 类地

源吉木萨尔区0.49元/千瓦时。若指导价低于

7 100MW 并网 2020.12 0.25/0.15 是 项目所在地燃煤发电基准价，则指 0.40

光伏发电项导价按当地燃煤发电基准价执行，目新增集中式光伏电站上网电价原

新疆立新能则上通过市场竞争方式确定，不得“吉泉直流”项目，不适用新疆《关于2024年新疆电网优源吉木萨尔超过所在资源区指导价。

0.25无差异。本地脱硫燃煤标杆先购电优先发电计划的通知》保障小时数。

8 二期 100MW 2020.12 0.25/0.15 是 0.40电价。但按照“哈郑直流”项目调整模式，在保证疆电外送的基础并网光伏发上，按《新疆电力中长期交易实施细则》参与市场化交易。

电项目新疆新能源吉木萨尔

9 100MW 并网 2020.12 0.25/0.15 是 0.40

光伏发电项目新疆立新能平价无补新疆发改委印发《完善我区新能2024年9月《关于调整2024年新疆电网优先购电优先发电计划的通10源吉木萨尔2022.12贴项目，是源价格机制的方案》（新发改能无补贴。以前，全额知》，在2024年10-12月期间，对于2021年以后新投产的三期 100MW 目标上网 价【2022】185）明确：将自治区 参与市场化 平价风电项目，保障优先收购小时数 116 小时；2021 年以

52并网光伏发电价2021年起批复及投产的新能源平交易，目标后新投产的平价光伏项目，保障优先收购小时数71小时。

电项目0.262元/价项目发电量全部纳入电力市电价0.262优先发电计划的平价风电、光伏项目结算价格按照《完善我新疆兵团第千瓦时场，目标上网电价0.262元/千瓦元/千瓦时；区新能源价格机制的方案》中确定的目标电价执行。

九师166团72023.1时，新建项目疆内实际交易电价2024年9月《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，万千瓦农光（一低于市场均价（按年度直接交易以后部分电其他风电项目保量保价优先发电利用小时数895小时，计划11互补光伏发期）、是均价），按照市场均价与0.262量根据地方电量241.56亿千瓦时。其他光伏项目优先小时数500小时，电项目（一期2024.6元/千瓦时的价差给予电价支持；政策参与保计划电量176.01亿千瓦时。36MW、二期 （二期） 疆内实际交易电价高于市场均 障性收购，

34MW） 价，按照实际交易电价与 0.262 电 价 执 行

中节能太阳元/千瓦时的价差给予电价支持。0.262元/千能、新疆立新市场均价达到或超过0.262元/千瓦时

能源吉木萨瓦时，不再予以电价支持。

尔县30万千

122023.6是瓦“光伏+储能”一体化清洁能源示范项目吉木萨尔县北庭镇本项目是为服务于中石油新疆油田公司吉庆作业区用电而新疆油田公司供电服务约定中标价格

13 3.5MW 分布 2023.12 - 无补贴。 - 与中石油新疆油田公司协商投建，所生产电力直接用于油田

为0.2848元/千瓦时

式光伏发电作业区用电，由中石油新疆油田公司负责消纳及结算。

项目

533、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 项目已全部参与市场化交易。

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

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

综上所述，发行人该等项目收入确认政策均是依据《企业会计准则一收入准则》（财会【2017】22号），发行人可享有发电补贴的项目，无论是否参与市场化交易，均不会对电价补贴的单价及收入产生影响。发行人对于发电收入的确认来源于两部分，一是根据电网企业或电力交易中心按月向发行人出具的电力销售《电力结算单》所列示信息，确认当期各项目上网电量以及基础电价部分（含保障性收购标杆电价及市场化交易电价）所形成的当期售电收入；二是根据《电54力结算单》所确认的上网电量，以及项目电站所适用的发电补贴政策单价（仅适用享有补贴政策的发电项目），二者乘积计算得出当期发电补贴款金额，并确认为当期收入。

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

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

1、说明对尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入的依据是否充分，是否符合会计准则规定，与同行业处理是否存在差异截至目前，发行人合计已投运风力、光伏可再生能源发电项目23项，其中15项在可再生能源发电行业发展期间，根据彼时可再生能源发电补贴有关政策，

可享有发电补贴。其中，发行人尚未纳入“国补目录”的可再生能源发电项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的可再生能源发电项目合计10项。经核查，未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，确认电价补贴收入依据充分，符合会计准则规定，与同行业处理不存在差异。具体分析如下。

（1）发行人可享有补贴项目，以及尚未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴政策及依据是否纳入补是否纳序政策批复电价装机容量并网时贴目录或补入合规项目名称（基础电价/补补贴政策及依据号 （MW） 间 贴清单（国 项目清 贴补目录）单

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。

55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 9 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否0.25/0.75

20MW 光伏并网发 年 9 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，以及其中尚未纳入“国补

56目录”或“合规清单”的项目，在项目建设及并网时期，均按照彼时发电补贴政策可享有发电补贴。

根据财政部2012年12月发布的《可再生能源电价附加有关会计处理规定》（财会[2012]24号），可再生能源发电企业销售可再生能源电量时，按实际收到或应收的金额，借记“银行存款”、“应收账款”等科目，按实现的电价收入，贷记“主营业务收入”科目，按专用发票上注明的增值税额，贷记“应交税费--应交增值税（销项税额）”科目。

根据财政部、国家发改委、国家能源局2020年9月发布的《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）规定纳入可再生能源

发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=（可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/（1+适用增值税率）。

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

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

（2）发行人对尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入符合会计

准则规定，与同行业处理不存在差异*报告期内新能源补贴收入确认情况发行人新能源电费收入主要由经发改委审核批准的非补贴电费和新能源补

57贴电费构成，其中新能源上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，

由当地电网负担；高出部分，由可再生能源发展基金承担，发行人在发电上网并经各电网公司确认时，确认上述非补贴电费与新能源补贴。

发行人已纳入补贴清单的项目、尚未纳入补贴清单但符合纳入条件的项目、

尚未纳入“合规清单”但符合纳入条件的项目的补贴收入确认条件、依据及时点

情况如下：

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补贴清已纳入补贴清单及合规

单及合规清单清单，根据国家专项资金

1、补贴收入为销

的项目计划收取相关经济利益售电量乘以补贴

符合纳入补贴清单条件，补贴电未纳入补贴清单价，补贴单价根根据售电合待纳入补贴清单后，可根费与基单但符合纳入电力已经电网据政策文件确认，同及补贴政据国家专项资金计划收础电费

条件的项目公司确认消纳电量经电网公司策，有权获取相关经济利益同时确确认；2、发电成得补贴收入

符合纳入合规清单条件，认收入未纳入合规清本能可靠准确计待纳入合规清单后可根单但符合纳入量。

据国家专项资金计划收条件的项目取相关经济利益

*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可再生能源补贴电价，在购售电合同与补贴政策文件中分别约定具体的金额。

同时根据补贴政策规定，取得国家可再生能源电价附加补助资金的，按应补助金额确认收入。

发行人将未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴款项在电量上网时即

确认收入符合会计准则规定，具体情况如下：

58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。

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，

59并确认为当期收入。

可享有补贴项目中，对于未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，公司对补贴收入计入应收款项，但可再生能源基金的补贴预算及电网企业会暂停支付该项目补贴收入，只有在该等项目纳入“国补目录”及“合规清单”后，可再生能源基金才会根据补贴规则，不定期向电网企业进行拨付，电网企业在收到补贴款项后，再向发电企业进行转付。其中，胡杨河锦华 60MW 光伏发电项目，虽尚未纳入“国补目录”及“合规清单”，但因其属于兵团电网竞价项目，兵团电网为支持鼓励可再生能源发电行业的发展，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，对于未纳入国家可再生能源补贴清单的新能源发电项目，相关上市公司对照《财政部办公厅关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕

70号）等相关法律法规要求的申请国家补贴清单所需条件，认为符合纳入补贴

清单条件的项目均在并网发电上网时确认电价补贴收入。根据国家发改委、财政部、国家能源局联合下发的《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，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：

未纳入补贴公司名称补贴电价收入确认政策描述资料来源项目类型未纳入补贴项目清单的项目补贴电价以物价局和发改委批复的核准电三峡能源风力发电、价为准，核准电价中包含了补贴电价，尽管发电和进入清单具有间隔《首次公开发行股票招股

600905.SH 光伏发电 期，但根据相关规定及电价批复，项目自发电投产之日起享受补贴电 说明书》（2021 年 6 月）价，确认补贴电价收入。

60未纳入补贴

公司名称补贴电价收入确认政策描述资料来源项目类型

发行人所建设的风力发电、光伏发电以及电网接入工程在项目投入运《关于请做好嘉泽新能可营、开始并网发电时，已经符合补贴的申请条件，具有收取可再生能嘉泽新能转债发行发审委会议准备

风力发电源电价附加资金补助的权利，与该收入相关的经济利益很可能流入企601619.SH 工作的函》的回复（2020业，符合收入确认原则，因此申请人补贴电费收入与标准电费收入同年6月）时确认。

针对已纳入补贴清单的项目、未纳入补贴清单但符合纳入条件的项目，浙江新能风力发电、公司在电量上网时即确认补贴收入满足风险和报酬、所有权已转移、《首次公开发行股票招股600032.SH 光伏发电 收入及成本能够可靠计量、享有现时收款权利及相关经济利益很可能 说明书）》（2021 年 4 月）

流入四个条件，补贴收入的确认方法符合企业会计准则的规定。

光伏方面，发行人的含补贴的光伏项目已经在2018年前完成全部容量并网，满足纳入国补目录的条件。陆上风电方面，2018年底以前核准《广州发展集团股份有限项目需要在2020年底前完成并网发电，方可申请国补，发行人尚未纳公司与中信建投证券股份广州发展光伏发电、入国补目录的陆上风电项目均于2018年底前核准，且于2020年底前有限公司行关于非公开发

600098.SH 风力发电 完成并网发电，满足申请纳入国补目录的条件。发行人取得的可再生 行 A 股股票申请文件反馈能源电价补助资金作为电价款的组成部分，与标杆电价同时以电力供意见的回复（修订稿）》应至各电场所在地的省电网公司时确认营业收入。广州发展对未纳入（2021年9月）补贴目录或清单的发电项目的均已按照上述收入确认原则确认收入。

公司53个尚未纳入国补目录的项目，均符合《关于加快推进可再生能《上海电力股份有限公司源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》财办建〔2020〕70号规定

上海电力 光伏发电、 非公开发行 A 股股票申请

的纳入补贴清单的条件，未来纳入补贴项目清单不存在重大不确定性

600098.SH 风力发电 文件反馈意见的回复报风险。上海电力对未纳入补贴目录或清单的发电项目对应的补贴电价

告》（2021年9月）收入的均已确认收入。

公司已运营但尚未纳入可再生能源补贴清单电站项目均已取得建设备《关于天津中环半导体股案文件、纳入建设规划并取得了价格主管部门确认的电价依据文件，份有限公司非公开发行股中环股份

光伏发电符合财建〔2020〕4号文对于主体资格的要求，预计纳入可再生能源票申请文件反馈意见的回

600098.SH补助清单不存在重大不确定性，故收入确认与已纳入补贴目录或清单复（修订稿）》（2021年的电站项目一致。8月）发行人对暂未纳入补贴清单的自持电站补贴电价依据国家补贴政策确《关于上海能辉科技股份定，同时依据用电企业出具的电量结算单确定补贴数量（即发电量），有限公司首次公开发行股能辉科技

光伏发电别金额和数量可以合理预计，且相关经济利益很可能流入公司，公司票并在创业板上市申请文

301046.SZ

因向客户转让商品而有权取得的对价很可能收回，发行人对暂未纳入件第三轮审核问询函的回补贴清单的自持电站自并网投运起确认补贴收入。复》（2021年5月）截至2020年6月30日，露笑科技共有光伏发电目项目37个（3个为在建项目），已运营但尚未纳入补贴目录的34个，其中17个光伏发《关于露笑科技股份有限电项目符合纳入首批补贴清单要求，目前已提交纳入补贴清单申请，公司2020年度非公开发行露笑科技

光伏发电 有处于申请审核过程中；另有 17 个项目已运营项目和 3 个在建项目， A 股股票发审会议准备工

600098.SH暂未进行补贴清单申报。露笑科技光伏发电业务以电力供应至电网公作告知函的回复》（2020司作为收入确认时点，发电产生的收入按照结算单数量与电价文件所年11月）示销售单价确认。

拓日新能公司并网发电的光伏电站项目中，对于未纳入补贴清单项目，公司均《关于深圳市拓日新能源光伏发电002218.SZ 已确认补贴电价收入（含已申请、暂未纳入补贴清单项目和暂未申请 科技股份有限公司非公开

61未纳入补贴

公司名称补贴电价收入确认政策描述资料来源项目类型项目），对于补贴电价，公司依据发改委电价政策、发改委核准或备发行股票申请文件反馈意案文件、竞价项目公示文件、电价批复文件、与电网公司签订的购售见的回复》（2020年11电合同等确认。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《向不特定对象发行可转单共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太阳能换公司债券并在主板上市

光伏发电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000591.SZ 募集说明书》（2025 年 3查认为不存在纳入补贴合规项目清单实质障碍的，继续按照原定补贴月）电价及销售电量确认营业收入。

对尚未纳入第一批补贴合规项目清单的项目，经自查认为不存在纳入《向特定对象发行股票之嘉泽新能风力发电、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募集说明书（申报稿）》

601619.SH 光伏发电认营业收入。（2025年4月）如上表所示，对于可享有补贴但未纳入“国补目录”或“合规清单”的发电项目，同行业可比上市公司均于电力供应至电厂所在地的电网公司时以上网电价确认电费收入，即同时确认基础电费收入与补贴电费收入。发行人的收入确认政策与同行业可比公司相比具有一致性，相关会计处理不存在差异。

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

2、未纳入补贴目录、合规清单项目在报告期内确认的补贴收入金额及占比

报告期内，发行人未纳入补贴清单“国补目录”或第一批“合规清单”项目均不存在纳入“国补目录”或“合规清单”的实质性障碍，相关项目补贴电费收入确认政策与同行业可比公司不存在差异。发行人未纳入补贴清单“国补目录”

或第一批“合规清单”项目在报告期内确认的补贴收入金额分别为38565.74万

元、37991.28万元及36578.37万元，占当期营业收入的比例分别为43.74%、38.38%及37.68%，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序是否纳入项目名称入合规号2024年2023年2022年国补目录清单

1 哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目 11627.29 13036.18 13498.30 是 否

2 哈密新风能源烟墩第七风电场 A 区 200MW 风电项目 9174.69 8880.59 8790.39 是 否

62报告期确认的可再生能源发电补贴收入是否纳

序是否纳入项目名称入合规号2024年2023年2022年国补目录清单

乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、二期 49.5MW 风电项

36031.526398.286723.95是否

目

4 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 1116.37 1156.29 1103.59 否 否

5 伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 344.38 395.05 387.65 否 是

6 小红山 8MW 分散式风电项目 340.05 336.33 323.80 否 否

新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏并网发电

71794.291822.481795.23是否

项目

8 第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目 177.84 210.62 130.97 否 否

9 新疆立新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏发电项目 2012.83 1916.24 1960.24 否 否

10 新疆立新能源吉木萨尔二期 100MW 并网光伏发电项目 1926.91 1893.17 1898.20 否 否

11 新疆新能源吉木萨尔 100MW 并网光伏发电项目 2032.19 1946.04 1953.43 否 否

未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴收入合计36578.3737991.2838565.74--

立新能源营业收入合计97067.8598976.8688178.49--

未纳入“国补目录”或“合规清单”项目补贴收入占比37.68%38.38%43.74%--

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有限公司、中国南方电网有限责任公司和各省级财政部门，由电网公司转付给公司。因此，补贴电费具体发放周期由国家财政部拨付时间决定，无规定具体时间，无明确约定的信用期。近年来，立新能源补贴电费平均发放周期逐渐变长。

报告期各期末，立新能源应收账款期末余额分别为182713.87万元、

227086.73万元及272386.54万元，主要系应收补贴款。报告期各期末，立新能

源应收可再生能源补贴金额分别为178778.43万元、222794.21万元及267734.99

63万元，占应收账款的比例分别为97.85%、98.11%及98.29%。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、%

2024年12月31日2023年12月31日2022年12月31日

账龄金额占比金额占比金额占比

1年以内56196.2520.9958619.8526.4358155.7732.53

1-2年54913.2920.5150012.8522.5552977.1129.63

2-3年45932.9717.1649865.3122.4839800.8522.26

3-4年47352.0917.6936611.1416.5026736.4014.96

4-5年36619.4513.6825612.7211.551108.290.62

5年以上26720.939.981108.210.50--

合计267734.99100.00221830.08100.00178778.43100.00

（2）已确认补贴收入及实际取得补贴金额

截至2024年末，立新能源享受新能源发电补贴的项目共有15个，其中8个项目已纳入“国补目录”，7个项目正在审核中。截至2024年末，立新能源累计已确认含税补贴收入459285.41万元，已收回含税补贴金额为191550.42万元。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425683.02万元，累计已取得补贴资金为191170.67万元。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33602.39万元，累计已取得补贴资金为 379.75 万元，系接入兵团电网的第七师胡杨河市 130 团 60MW 光伏发电项目。未纳入“合规清单”的10个项目累计已确认含税补贴收入为321727.74万元，累计已取得补贴资金为94420.11万元，具体情况如下表：

单位：万元（含税）截至2024年截至2024年截至2024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125334.9541100.4184234.54

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85255.1927159.7258095.47

A 区 200MW 风电项目 6 月

64截至2024年截至2024年截至2024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 56770.98 17161.52 39609.45

6月

目七师五五工业园奎屯金太阳一第六批2016年

4是30974.2623104.217870.05

期 30MW 光伏发电项目 9 月

新疆新能源（集团）新风昌吉阜第六批2016年

5否22037.948618.7013419.24

康 20MW 光伏发电项目 9 月新疆新能源集团新风昌吉州吉第七批2018年

6是17783.869859.407924.46

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43134.7731847.9911286.78

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44391.0732318.7112072.36

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956.52379.75576.77

光伏发电项目

新疆立新能源吉木萨尔 100MW

10申报审核中否8884.07-8884.07

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8648.47-8648.47

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8891.77-8891.77

伏发电项目

伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电

13申报审核中否3815.21-3815.21

项目

伊吾白石湖 15MW 分散式风力

14申报审核中是1273.71-1273.71

发电项目

15 小红山 8MW 分散式风电项目 申报审核中 否 1132.64 - 1132.64

合计459285.41191550.42267734.99

2、报告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加，是否与同行业公司变动一致，

补贴款回收是否存在较大风险。

（1）报告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加的原因立新能源目前应收账款账龄较长的原因主要系公司发电项目纳入补贴目录

时间较晚，公司发电项目平均并网时间相较同行业可比公司较晚，发电项目纳入补贴目录时间主要集中于可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）（2018年6月）。第七批纳入可再生能源电价附加资金补助目录的发电项目的审核时间

65较长。未纳入补贴目录或补贴清单的项目，暂时不能获得新能源补贴电费的结算。

并且近年来，国内可再生能源发电项目发展迅速，目前国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后，新投产的新能源发电项目从投产至实际取得补贴间隔时间较长，因此相关发电项目的应收补贴款自并网发电时滚动累计影响应收账款期末余额。同时截止报告期末，立新能源尚有7个符合享有新能源发电补贴条件的项目，尚未纳入补贴清单。

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

针对上述公告中，发行人在运营项目中可享有发电补贴项目共计15个，其中已纳入“国补目录”的发电项目共计8个，其中4个项目已被纳入国家电网公布的第一批合规项目清单（另有1个尚未纳入“国补目录”但已通过补贴核查的项目，合计5个项目已纳入第一批“合规清单”），其余10个项目尚未被纳入

第一批合规项目清单。2023 年开始，除胡杨河锦华 60MW 光伏发电项目，虽尚

未纳入“国补目录”及“合规清单”，但因其属于兵团电网竞价项目，兵团电网为支持鼓励可再生能源发电行业的发展，对于其认为符合补贴条件的项目也按其财政预算先行支付部分补贴电费。对于其他尚未纳入补贴清单或通过合规审查项目，暂停发放可再生能源补贴款，导致累计的应收补贴款项增加。

由于新能源补贴电费是根据电网公司收到财政补助资金后转付，因此根据行业惯例，双方未明确约定应收补贴电费的信用期，并且发电业务持续进行，2022年之前，财政部在向电网企业拨付补贴电费时，未明确对应的补贴收入确认期间。

电网企业向发电企业支付发电补贴款总体按照“先进先出”的方式，按照电力业务结算单记载的上网电量逐月对账支付，立新能源在收到补贴款时按收入确认时间先后陆续冲减应收账款。2023年以来，除接入兵团电网企业的胡杨河锦华

6660MW 光伏发电项目外，财政部在向国家电网有限公司拨付发电补贴时，注明了

补贴电费年度并在新能源云网站公示，2023年立新能源收到国网新疆转付的补贴款主要系2022年度及以后发电产生，故立新能源在收到相应补贴款时，冲减

2022年度及以后确认的应收款项。

上述原因共同使得立新能源应收补贴款金额逐年增大，平均账龄逐渐变长，存在合理性。

（2）是否与同行业公司变动一致

新能源发电行业上市公司应收账款余额主要系应收补贴款，应收账款余额规模跟装机规模存在一定线性关系，一般装机规模越大，应收账款余额也就越大。

报告期各期末，同行业可比上市公司应收账款余额总体均持续上升。立新能源、同行业可比上市公司应收账款余额变动趋势与同行业可比公司一致。报告期各期末，立新能源应收账款余额、装机规模及相关比例具体情况如下表：

单位：MW、万元项目2024年末2023年末2022年末

期末装机规模6177.665666.765325.26

节能风电应收账款余额769817.25655161.65515511.43

应收账款余额同比变动17.50%27.09%-

应收账款/期末装机规模124.61115.6196.80项目2024年末2023年末2022年末

期末装机规模957.30957.30957.30

中闽能源应收账款余额313731.05251004.06208693.95

应收账款余额同比变动24.99%20.27%-

应收账款/期末装机规模327.72262.20218.00项目2024年末2023年末2022年末

期末装机规模1700.001660.001550.00

江苏新能应收账款余额350521.12283772.30218686.43

应收账款余额同比变动23.52%29.76%-

应收账款/期末装机规模206.19170.95141.09项目2024年末2023年末2022年末嘉泽新能

期末装机规模2282.122032.001926.00

67应收账款余额351228.94321185.37254875.32

应收账款余额同比变动9.35%26.02%-

应收账款/期末装机规模153.90158.06132.33项目2024年末2023年末2022年末

期末装机规模6076.004674.004347.00

太阳能应收账款余额1315497.721181631.311046329.82

应收账款余额同比变动11.33%12.93%-

应收账款/期末装机规模216.51252.81240.70项目2024年末2023年末2022年末

期末装机规模47961.4040044.4026521.40

三峡能源应收账款余额4703577.153817261.942761458.21

应收账款余额同比变动23.22%38.23%-

应收账款/期末装机规模98.0795.33104.12

应收账款余额同比变动18.32%25.72%-可比上市公司平均

应收账款/期末装机规模187.83175.83155.51项目2024年末2023年末2022年末

期末装机规模2074.001540.001251.00

立新能源应收账款余额272386.54227086.73182713.87

应收账款余额同比变动19.95%24.29%-

应收账款/期末装机规模131.33147.46146.05

报告期内，同行业可比公司普遍存在应收账款金额持续增长的情形，2023年、2024年，发行人应收账款余额分别同比增加24.29%及19.95%，同行业可比公司应收账款余额平均增长率分别为25.72%、18.32%。报告期内，发行人应收账款余额变动情况与同行业可比公司保持一致。此外，公司应收账款余额与期末装机规模的比例保持在 140 万元/MW 左右，位于同行业中间水平。

报告期内，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。2024 年末，立新能源应收账款/期末装机规模的比例由 147.46 万元/MW下降至 131.33 万元/MW，同行业可比公司指标平均值由 175.83 万元/MW 上升至

187.83 万元/MW，变动趋势不一致的原因，主要是立新能源 2024 年新并网装机

规模提升比例较高。

68综上所述，立新能源与同行业可比公司应收账款余额均较大且持续增加，主

要系行业内补贴电费回款周期普遍较长所致，符合行业特点，具有合理性。

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

（1）补贴款回收是否存在较大风险，是否已存在明显的减值迹象

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

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

（2）相关坏账计提是否充分。

报告期各期末，公司的坏账准备计提情况如下：

单位：万元、%

2024.12.31

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

项目2022.12.31

692024.12.31

项目账面余额比例坏账准备计提比例账面价值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182713.87100.0034281.9618.76148431.91

其中：账龄组合182713.87100.0034281.9618.76148431.91

合计182713.87100.0034281.9618.76148431.91

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，通过将发行人公司与同行业可比公司应收账款坏账计提政策及计提比例进行对比，发行人应收账款坏账准备计提政策较同行业可比公司更为谨慎，应收账款坏账准备计提比例高于同行业平均水平，详细分析参见本回复“问题二”

之“（六）2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更3年以上账龄坏账率统一为45%，低于原政策（50%-100%），说明会计估计变更的原因及合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分，并测算按照原计提政策计提应收账款坏账准备2024年利润情况。”70综上所述，公司应收补贴款坏账政策设置是客观的、谨慎的，报告期各期末，

公司应收补贴款坏账计提比例均高于同行业可比公司平均水平，发行人应收补贴款坏账准备计提具备充分性。

2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更3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

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

发电收入中，基础电费收入按月结算，可再生能源补贴根据中央财政资金拨付情况确定。近年来，随着国家可再生能源补贴政策的变化，可再生能源补贴回款周期有所延长。公司原“按账龄组合”计提预期信用损失的应收账款（简称“账龄组合”）采用的计提坏账准备的比例已不能客观准确地反映公司的应收账款风险特征。

同时，公司计提比例明显高于同行业可比上市公司的综合计提比例。为了保证向投资者提供更可靠、更准确的会计信息，公司结合最新行业政策、当前状况及公司历史信用损失经验，并参照同行业公司的坏账准备计提方法，预计未来面临的预期信用尚未发生实质性变化，基于谨慎性原则对应收账款坏账准备综合计提比例作出调整，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果。

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71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。

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2022年、2023年及2024年中闽信用风险特征组预期信用损失

电费在内的全部应年报，2022年末平均计提比例为3.97%，2023年末平能源合法

收账款均计提比例为2.57%，2024年末平均计提比例为2.55%。

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2022年、2023年及2025年应收可再生能源电预期信用损失

组合3年报，2022年末平均计提比例为3.95%，2023年末平价附加补助法

均计提比例为5.61%，2024年末平均计提比例为6.63%。

未披露具体如何计算，根据2022年及2023年年报，2022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1.56%，2023年末平均计提比例为新能司款项组合款项组合法

1.68%，2024末平均计提比例为1.62%。

主要包括应收标杆未披露具体如何计算，根据2022年及2023年年报，2022节能电力销售应收账预期信用损失

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

能源补贴电费为1%，2024年末平均计提比例均为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2022年、2023年及2024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%。

72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，根据招股说明书，根据2022年年报，1年以内计提0.30%；1-2年计提3.31%；2-3年6.50%，3-4年9.60%；4-5年12.59%5新能源补贴款组应收电网公司补贴预期信用损失

年以上15.48%；根据2023年年报，1年以内计提0.30%；

合电费法

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%；根据2024年度报告，1年以

内计提0.30%；1-2年计提3.02%；2-3年5.94%，3-4年

8.78%；4-5年11.53%5年以上15.32%。

按账龄与整个2022年末及2023年末计提比例为：1年以内5%；1-2

发行合并范围外应收账存续期预期信年10%；2-3年30%；3-4年50%，4-5年80%，5年账龄分析法组合

人款用损失率对照以上100%；2024年末计提比例为：1年以内5%；1-2

表计提年10%；2-3年30%；3年以上45%。

报告期内，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。

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2024.12.312023.12.312022.12.31

中闽能源2.55%2.57%4.15%

江苏新能11.90%6.43%4.84%

嘉泽新能2.77%1.70%1.55%

节能风电1.10%1.12%1.15%

太阳能2.41%2.63%2.92%

三峡能源4.84%3.93%3.21%

同行业平均4.26%3.06%2.97%

立新能源26.49%24.40%18.76%

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。

报告期各期末，公司应收账款坏账计提比例分别为18.76%、24.40%及26.49%，高于同行业可比上市公司坏账平均计提比例，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。

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

73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

74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《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》相关要求及补充通知，并收集发行人可享有补贴项目历史建设期间获取的批复、并网资料、试运行资料、并网初期上网电量资料等，分析相关政策内容、关键变化情况及对发行人的影响；

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

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

4、对未纳入第一批“合规清单”的项目，对照自查通知的要求，查询、核

查其核准备案文件、纳入规模情况，项目发电量情况、领取补贴资金的情况，以及确认国补收入的情况；

5、查询同行业可比公司对补贴核查相关情况的披露，收集并整理其补贴核查过程中涉及到的项目问题及相关的会计处理；审阅发行人未纳入第一批“合规清单”项目是否存在相同或类似问题，是否涉及到相同或类似的会计处理，评估

75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；

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，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；

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，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，评价应收账款坏账准备计提的会计估计变更的合理性。

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”的项目不存在项目合规性、电量、电价、补贴资金等方面的问题，部分项目存在超装情形，但并未违反《补贴合规自查通知》相关规定。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。

2、发行人已纳入“国补目录”的项目不存在被移出的风险。对于尚未纳入

“合规清单”的10个项目，如果对于其中规模超装项目认定为超装情形，按照《补贴合规自查通知》可能会要求发行人对于超装规模部分按照核定规模的比例，退还相应已发补贴款，预计涉及金额约1628.88万元，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。

76报告期内，发行人已并网各项目，无论是否参与市场化交易，均不会对电价补贴（如涉及享有）的单价及收入产生影响。发行人对于发电收入的确认来源于两部分，一是根据电网企业或电力交易中心按月向发行人出具的《电力结算单》所列示信息，确认当期各项目上网电量以及基础电价部分（含保障性收购标杆电价及市场化交易电价）所形成的当期售电收入；二是根据《电力结算单》所确认的上网电量，以及项目电站所适用的发电补贴政策单价（仅适用享有补贴政策的发电项目），二者乘积计算得出当期发电补贴款金额，并确认为当期收入。平价上网项目仅依据《电力结算单》确认基础电价发电收入，无需进行补贴收入的计算和确认，发行人的收入确认准确、合理。

4、截至2024年末，发行人合计已投运风力、光伏可再生能源发电项目23项，其中15项在可再生能源发电行业发展期间，根据彼时可再生能源发电补贴有关政策，可享有发电补贴。其中，发行人尚未纳入“国补目录”的可再生能源发电项目合计7项，尚未纳入“合规清单”的可再生能源发电项目合计10项。

经核查，未纳入“国补目录”或“合规清单”的项目，确认电价补贴收入依据充分，符合会计准则规定，与同行业处理不存在差异。

5、补贴电价部分产生的电费收入由财政部根据年度可再生能源电价附加收

入预算和补助资金申请情况，按照以收定支的原则按年将补助资金拨付到国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司和各省级财政部门，由电网公司转付给公司。因此，补贴电费具体发放周期由国家财政部拨付时间决定，无规定具体时间，无明确约定的信用期。报告期内，发行补贴收入的结算周期受部分可享受新能源发电补贴的项目尚未纳入“国补目录”或“合规清单”，暂时不能取得补贴资金，使得应收补贴账龄逐步变长、余额不断增大。截至2024年末，发行人累计确认含税补贴收入459285.41万元，已收回含税补贴资金191550.42万元。报告期各期末，发行人应收补贴款余额较大且持续增加，与同行业公司变动一致，补贴款回收不存在较大风险，不存在明显的减值迹象，相关坏账计提充分。

6、2024年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更

3年以上账龄坏账率统一为45%，低于原政策（50%-100%），发行人会计估计

变更的原因存在合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司

77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。

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“（三）可再生能源补贴政策变化的风险”及第“第七节与本次发行相关的风险因素”之“一、行业与经营风险”之“（三）可再生能源补贴政策变化的风险”中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“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。本次自查从项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护（仅限于生物质发电）等六个方面开展，由各发电企业通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统进行信息填报，在中央企业总部审核、地方政府主管部门审查、省级核查工作组现场核查后将合规项目分批公示。

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

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

78单。发行人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1628.88万元（含税），占发行人2024年度营业收入比重为1.68%。

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，若公司其他风力、光伏电站项目因未通过补贴核查导致未被列入合规项目名单，可能会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，从而对公司生产经营和盈利能力产生不利影响。”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“（五）应收账款回收风险”及第“第七节与本次发行相关的风险因素”之“一、行业与经营风险”之“（七）应收账款回收风险”中予以补充披露，具体补充披露内容如下：

“2022年末、2023年末及2024年末，公司应收账款期末余额分别为

182713.87万元、227086.73万元及272386.54万元，公司报告期各期的营业收

入金额分别为88178.49万元、98976.86万元及97067.85万元，2022年末、2023年末及2024年末，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%。公司应收账款主要为存量项目电价补贴款，根据相关规定，享受可再生能源补贴的发电项目需逐级申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。截至本募集说明书签署日，发行人尚有7个可享受新能源发电补贴的项目尚未纳入补贴清单，尚有10个项目尚未被纳入第一批合规项目清单。尚未纳入补贴清单或“合规清单”的项目，暂停发放新能源发电补贴。

近年来，国内新能源发电项目发展迅速，国家可再生能源的补贴都来自可再生能源基金，而基金来源则是工商业用户支付的每度电里包含的可再生能源附加费。可再生能源补贴款的支付需根据国家财政公共预算安排，由财政部将相应资金拨付至各省电网公司后，再由省级电网公司进行支付。

2022年末、2023年末及2024年末，公司应收可再生能源补贴金额分别为

178778.43万元、222794.21万元及267734.99万元，占公司总资产的比例分别

为19.52%、23.13%及17.51%，应收可再生能源补贴金额较大、占比较高。公司应收可再生能源补贴金额整体呈现上升趋势，可再生能源补贴款项未及时发放。

79最近三年，发行人收到的可再生能源补贴款分别为40401.36万元、15568.13

万元及10306.44万元，占各年度期末应收账款余额的比例分别为22.11%、6.86%和3.78%。

由于补贴款系由国家财政资金拨付，无固定发放周期，且回款周期较长，若上述情况无法持续得到改善，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，对公司生产经营产生一定程度的不利影响。”

80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，

81与同行业公司比较是否存在重大差异。（5）结合上述因素说明发行人净利润逐

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

请发行人补充披露（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，其电价是由基础电价（标杆电价）、

82电价补贴两部分组成；对于平价无补贴项目，其电价仅为基础电价。

在保障性收购的模式下，即对于保障性收购电量部分（包括本地消纳优先收购小时、疆电外送的优先收购计划），各场站的上网电价仍是按照项目建设初期所批复电价或地方发改委政策指导电价执行，即保障性收购上网电价=基础电价（脱硫燃煤标杆电价）+电价补贴；而参与市场化交易的电量部分，则由发电企业通过电力交易中心，对基础电价实行竞价报价的方式参与市场化报价，但补贴电价并不受影响，即市场化交易上网电价=基础电价（竞价确定）+补贴电价。

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

1、上网电量及电价确定总体原则

发行人各发电项目的上网电量依据：无论2022年以前建设含补贴的各发电

项目是否陆续参与市场化交易，或是由电网企业实施全额保障性收购项目，亦或是2022年之后新并网且主要参与市场化交易的项目，所有接入国网新疆、兵团电网的各发电项目（除 2024 年服务新疆油田公司吉庆作业区 3.5MW 分布式光伏项目外），当月所生产的电量均是由电网公司在汇集站通过计量装置统计上网电量，并由电网企业在次月与发行人各项目公司进行确认，最终出具《电力结算单》。

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

83后，由可再生能源基金向电网企业拨付，再由电网企业向发电项目公司进行转付。

发电项目当月上网电量在《电力结算单》上全部体现，并会根据保障性收购、市场化交易的情况列示分类明细，包括各时间段的上网电量、电量所对应的交易类型、上网电价、考核费用以及合计金额等要素，但接入国网新疆的项目结算单不会体现补贴金额及收入。接入兵团电网的奎屯金太阳 30MW 光伏项目、胡杨河立新 60MW 光伏项目，则在兵团电网企业出具的《电力结算单》会列示当期上网电量所对应的补贴金额。

根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》以及《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的相关规定，电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量。发电企业与所属电网公司签订《购售电合同》，根据合同将下辖风电、光伏发电项目所生产电力并入指定的并网点，实现电力交割与销售。电量计量由电网公司指定的计量装置以月为结算期，实现日清月结，年终清算。

2、保障性收购上网电量及结算价格的确定方式和依据

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

（1）全额保障性收购项目（3项）

接入兵团电网的奎屯金太阳 30MW 光伏项目、胡杨河立新 60MW 光伏项目、

兵团九师 166 团 70MW 光伏项目为本地消纳项目，均未参与市场化交易，所生产电量由兵团下属电网企业全额进行保障性收购，其中，前两项享有补贴项目根据彼时国家能源局、国家发改委的定价政策，保障性收购的标杆基础电价部分按照 0.25 元/千瓦时执行，但奎屯金太阳 30MW 项目根据地方发改委定价调整，对于上网电量进行分类、分段收费：900万千瓦时按0.25元/千瓦时结算，电采暖按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。

84此外，兵团九师 70MW 光伏项目，兵团电网则是根据自治区发改委发布的

《完善我区新能源价格机制的方案》（新发改能价[2022]185号），按照0.262元/千瓦时价格与项目公司进行结算。

（2）疆电外送项目（8项）

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

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

* “吉泉直流”吉木萨尔 300MW 光伏项目合计 3 项目

公司于2020年12月起投运的新疆立新能源吉木萨尔100MW光伏发电项目、

新疆立新能源吉木萨尔一、二期光伏发电项目等 3 项合计 300MW 光伏发电项目，

均是按照彼时可再生能源发电定价政策确定基础电价（脱硫燃煤标杆电价）0.25

元/千瓦时，以及补贴电价0.15元/千瓦时，至今未做调整。并网初期，电网企业

85对该等项目上网电量全额实施保障性收购，自2023年起，该等项目在国网统筹调度下，参考前述“哈郑直流”项目政策，开始计划性参与市场化交易，但参与量不多，主要还是以确保疆电外送为原则，由电网企业以保障性收购为主。

（3）本地消纳含补贴项目（5项）

除上述项目外，公司2022年以前投运的乌鲁木齐托里新风一、二期合计

99MW 风电项目，昌吉阜康 20MW 光伏发电项目、昌吉州吉木萨尔 20MW 光伏

发电项目、伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目、小红山 8MW 分散式风电

项目5项可享有补贴项目，均为本地消纳项目。该等项目在并网当年，依据各时点补贴政策确认补贴电价，并依据彼时定价政策，确定保障性收购电价为0.25元/千瓦时。

上网电量方面，随着全国市场化交易进程的推进，该等项目已全部参与市场化交易，形成了保障性收购、市场化交易相结合模式。其中，保障性收购的电量确定系依据每年新疆发改委会发布优优先发电计划，确定当年对该等项目的保障性收购电量指标，以2023-2025年优先收购计划为例：

《关于2023年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》：2023年度，非平价风电项目保量保价优先发电利用小时数1600小时，计划电量171.78亿千瓦时；

非平价光伏项目优先小时数1220小时，计划电量103.23亿千瓦时。

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

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

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

（4）2022 年后并网投运且无补贴平价上网项目（6 项，其中木垒 500MW

86风电项目为2024年12月并网）

公司自2022年至2024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 6 项风光发电项目，合计装机规模为 899MW。根据 2022 年 4 月 7 日新疆发改委发布的《自治区发展改革委关于印发<完善我区新能源价格机制的方案>的通知》（新发改能价[2022]185号），明确指出将自治区2021年起批复及投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，即以市场化交易方式参与售电交易，同时确定目标上网电价为0.262元/千瓦时，对于新建项目疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价），按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持。市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再予以电价支持。2021年以前年度建成的项目上网电价政策保持不变。

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

2024年9月3日，新疆发改委发布《关于调整2024年新疆电网优先购电优先发电计划的通知》，在2024年10-12月期间，对于2021年以后新投产的平价风电项目，保障优先收购小时数116小时；2021年以后新投产的平价光伏项目，保障优先收购小时数71小时。本次安排优先发电计划的平价风电、光伏项目结算价格按照《完善我区新能源价格机制的方案》中确定的目标电价执行。据此，该等平价项目亦调整为相应电量由电网企业按保障性方式进行收购，收购电价为0.262元/千瓦时，结算保障性收购电量计算方式与前述（3）本地消纳项目情况一致，即保障性收购电量=优先小时数×装机规模。

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

据此，自2025年起，无论项目是2022年以前建成享有补贴项目，亦或是

2022年以后投运平价项目，对于上述（3）（4）情形的本地消纳项目，将均按

照风电895小时、光伏500小时所对应的发电量，享有电网企业保障性收购。

873、市场化交易上网电量及结算价格的确定方式和依据

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

目前，公司参与市场化交易的发电项目，主要是通过新疆电力交易中心和北京电力交易中心开展市场化交易业务。其中，新疆电力交易中心应用于疆内市场化交易，北京电力交易中心应用于省间市场化交易。报告期内，电力市场化交易主要分为三种模式：双边交易、竞价交易和挂牌交易，其中，双边交易和竞价交易主要是在新疆电力交易中心平台进行申报交易；挂牌交易主要是在北京交易中心进行申报。无论哪种交易模式，发行人参与市场化交易的售电客户均为国网新疆电力有限公司。

市场化交易是由电网公司组织发电企业在每年末统一申报下一年度参与市

场化交易电量及电价情况。各项目按月发电期间，发电企业根据实际发电量情况（少发或超发）再通过月度双边交易方式进行申报调整。

（1）双边交易双边交易是由发电企业与用电户或代理购售电公司达成的双边定向交易。发电企业会在线下寻找购售电公司（代理购电）建立合作关系，达成合作意向后，双方确认下一年度的合同电量及平段电价，峰、尖峰、谷、深谷时段电价则按照当年新疆发改委的定价指导政策，在平段电价的基础上分别上下浮动一定比例。

双方达成约定后，购售电公司在交易平台上按照事先约定好的电量电价进行申报，发电企业进行核对确认。申报信息只有发电企业和购售电公司双方可见，除此之外，双方不会签订书面协议。

*售电公司的选择

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

88*交易程序

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

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

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

（2）竞价交易

由供电方即发电企业在交易平台上申报拟参与集中竞价的供电量及电价，电力交易中心平台供电量按照电价从低到高排序；交易对手方系电网公司，电网公司参与市场化交易是扮演代理购电的角色，替下游用电的工商业用户进行购电，其形式与双边交易的代理购售电公司相同，发电企业亦无法得知终端用户信息。

但二者存在本质区别，一是定价机制不同，双边交易系由双方确认各时段交易电量和交易价格进行申报确认，电网公司代理购电则是通过竞价的方式确认成交价格；二是双边交易双方可约定并确认合同电量，竞价交易则是通过竞价、电量供应和需求情况撮合成交，合同电量以集合竞价的方式确认。此外，电网公司进行代理购电，仅在售电时赚取一定的输配电费，输配电费的标准由国家统一制定，不影响发行人与电网之间的成交价格。

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

89（3）挂牌交易

挂牌交易通常是省间交易，按照交易规则，参与省间交易项目需在北京电力交易平台进行申报。购电方将各时段需求电量及对应电价通过北京电力交易平台发布，发电企业根据电价及自身发电成本等因素决定是否摘牌，若要摘牌，则在交易平台上申报摘牌量，经双方确认后在交易平台上形成交易结果。由于挂牌交易电量和电价确定，但发电企业的参与申报总量通常会超出需求量，对此，由电力交易中心以及电网公司根据实际供电情况进行输配电调节，最终实际成交电量按比例分配至各参与申报的发电企业。

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

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

总体而言，对于常规市场化交易，发电企业均会根据新疆电力交易中心的通知，在上年末或当年初对本年度的售电计划在电力交易平台上进行申报。发电项目如涉及非平价优先项目的，发电企业会依据各年度优先保障小时数政策剔除所90对应保障性收购电量，再对其余预期上网电量申报参与市场化交易（即双边交易、竞价交易和挂牌交易）。电力交易中心对每个月按小时分为24个交易时段，全年对应288个交易时段。发电企业和购电方根据约定制定一个计划发电量曲线，将参与市场化交易的合同电量和电价精确分配到每月的每个时段。在申报前，发电企业根据自身发电能力预测出下一年度的功率曲线，制定计划发电量。发电企业根据计划发电量扣除优先保障小时数对应的电量后，再扣除年度交易电量，如在年度申报预算或实际发电期间还存有电力余量，则再参加月度交易及日现货交易。

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

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

4、收入构成及确认政策

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

发行人在收到《电力结算单》后，基础电价部分的售电收入，是根据结算单售电量及所对应的售电价格进行计算得出，并在月度结算单体现基础电费的合计金额；涉及补贴电费的项目，则是由项目公司在取得《电力结算单》后，根据所

91确认的上网电量，按照项目所对应的补贴单价，计算得出补贴收入。最终由各项

目公司按照基础电费、补贴电费（如有）两者合计金额，确认当期售电收入。

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

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

单位：万千瓦时

2024年2023年2022年

序号项目名称上网电量类型结算电量占比结算电量占比结算电量占比

一、风电项目

保障性收购45130.1517.40%37120.8115.77%39712.5120.58%哈密国投新风三塘湖

1 第三风电场 A 区 市场化交易 -5315.49 -2.05% 7518.24 3.19% 6508.94 3.37%

200MW 风电项目

上网电量合计39814.6615.35%44639.0418.96%46221.4523.95%

保障性收购44805.6617.27%24026.8310.20%26305.2013.63%哈密新风能源烟墩第

2 七风电场 A 区 市场化交易 -13389.30 -5.16% 6382.47 2.71% 3795.24 1.97%

200MW 风电项目

上网电量合计31416.3612.11%30409.3012.91%30100.4415.60%

保障性收购12901.024.97%15600.106.63%6849.403.55%乌鲁木齐托里新风一

3 期 49.5MW、二期 市场化交易 13312.89 5.13% 12207.82 5.18% 22373.92 11.59%

49.5MW 风电项目

上网电量合计26213.9110.10%27807.9211.81%29223.3215.14%

保障性收购11089.584.27%8520.093.62%8605.544.46%

伊吾淖毛湖 49.5MW

4市场化交易-1385.73-0.53%1530.710.65%987.230.51%

风力发电项目

上网电量合计9703.853.74%10050.804.27%9592.774.97%

保障性收购1924.660.74%2340.200.99%1398.980.72%

伊吾白石湖 15MW 分

5市场化交易1068.790.41%1093.720.46%1970.581.02%

散式风力发电项目

上网电量合计2993.451.15%3433.921.46%3369.561.75%

保障性收购1032.070.40%1247.900.53%988.160.51%

小红山 8MW 分散式

6市场化交易1923.780.74%1675.620.71%1826.380.95%

风电项目

上网电量合计2955.861.14%2923.521.24%2814.541.46%

92保障性收购312.940.12%1254.100.53%-0.00%

哈密新风恒远十三间

7房风电场一期市场化交易13150.385.07%10125.764.30%117.910.06%

49.5MW 项目

上网电量合计13463.315.19%11379.864.83%117.910.06%

保障性收购256.560.10%-0.00%-0.00%新疆立新能源若羌县

8市场化交易4786.921.85%4428.471.88%-0.00%

米兰 50MW 风电项目

上网电量合计5043.481.94%4428.471.88%-0.00%

保障性收购556.970.21%-0.00%-0.00%金润绿原达坂城

9 49.5MW 分散式风电 市场化交易 9470.17 3.65% 5319.72 2.26% - 0.00%

项目

上网电量合计10027.143.87%5319.722.26%-0.00%

保障性收购-0.00%-0.00%-0.00%新疆能源立新木垒

10市场化交易-0.00%-0.00%-0.00%

500MW 风电项目

上网电量合计-0.00%-0.00%-0.00%

二、光伏发电项目

保障性收购3513.441.35%3797.381.61%3151.821.63%七师五五工业园奎屯

1 金太阳一期 30MW 光 市场化交易 - 0.00% - 0.00% - 0.00%

伏发电项目

上网电量合计3513.441.35%3797.381.61%3151.821.63%

保障性收购1568.030.60%2379.601.01%935.700.48%

新疆新能源（集团）

2 新风昌吉阜康 20MW 市场化交易 1135.37 0.44% 366.37 0.16% 1769.11 0.92%

光伏并网发电项目

上网电量合计2703.401.04%2745.971.17%2704.811.40%

新疆新能源集团新风保障性收购1568.020.60%2379.001.01%996.700.52%昌吉州吉木萨尔

3市场化交易1253.260.48%571.640.24%1893.740.98%

20MW 光伏并网发电

项目上网电量合计2821.281.09%2950.641.25%2890.441.50%

保障性收购7475.972.88%6854.902.91%6847.653.55%哈密新风光十三师红

4 星二场 50MW 光伏发 市场化交易 103.19 0.04% 1124.63 0.48% 791.84 0.41%

电项目

上网电量合计7579.162.92%7979.533.39%7639.493.96%

保障性收购7474.372.88%7124.983.03%7185.173.72%哈密东南部山口哈密

5 国投 50MW 光伏发电 市场化交易 719.90 0.28% 1474.18 0.63% 866.88 0.45%

项目

上网电量合计8194.273.16%8599.173.65%8052.054.17%

保障性收购4495.661.73%5324.482.26%3310.901.72%

第七师胡杨河市130

6 团 60MW 光伏发电项 市场化交易 - 0.00% - 0.00% - 0.00%

目

上网电量合计4495.661.73%5324.482.26%3310.901.72%

新疆立新能源吉木萨保障性收购14722.275.67%14144.916.01%14744.737.64%

7

尔 100MW 并网光伏 市场化交易 441.06 0.17% 290.73 0.12% 22.40 0.01%

93发电项目上网电量合计15163.335.84%14435.646.13%14767.127.65%

保障性收购14093.915.43%13981.985.94%14277.527.40%新疆立新能源吉木萨

8 尔二期 100MW 并网 市场化交易 422.18 0.16% 279.94 0.12% 22.24 0.01%

光伏发电项目

上网电量合计14516.095.60%14261.926.06%14299.757.41%

保障性收购14870.225.73%14369.146.10%14694.587.61%新疆新能源吉木萨尔

9 100MW 并网光伏发 市场化交易 438.94 0.17% 291.01 0.12% 21.23 0.01%

电项目

上网电量合计15309.165.90%14660.156.23%14715.817.63%

保障性收购531.110.20%-0.00%-0.00%新疆立新能源吉木萨

10 尔三期 100MW 并网 市场化交易 15025.99 5.79% 11457.20 4.87% - 0.00%

光伏发电项目

上网电量合计15557.106.00%11457.204.87%-0.00%

新疆兵团第九师166保障性收购3934.381.52%2055.930.87%-0.00%团7万千瓦农光互补

11市场化交易-0.00%-0.00%-0.00%光伏发电项目（一期

36MW、二期 34MW） 上网电量合计 3934.38 1.52% 2055.93 0.87% - 0.00%

中节能太阳能、新疆保障性收购1043.700.40%0.00%-0.00%立新能源吉木萨尔县

市场化交易22291.948.59%6800.422.89%-0.00%

1230万千瓦“光伏+储能”一体化清洁能源

上网电量合计23335.658.99%6800.422.89%-0.00%示范项目

保障性收购-0.00%-0.00%-0.00%吉木萨尔县北庭镇

13 3.5MW 分布式光伏发 市场化交易 677.43 0.26% - 0.00% - 0.00%

电项目

上网电量合计677.430.26%-0.00%-0.00%

保障性收购合计193300.6874.51%162522.3269.02%150004.5677.73%

市场化交易合计66131.6625.49%72938.6630.98%42967.6122.27%

上网电量合计259432.34100.00%235460.98100.00%192972.17100.00%

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年风电项目市场化交易电量大幅减少原因

公司风电项目2024年市场化交易电量23622.40万千瓦时，相比2023年

9450282.53万千瓦时大幅减少。从装机规模来看，公司于2023年4月投运若羌米

兰 50MW 风电项目、金润绿原达坂城 49.5MW 分散式风电项目均是按照新疆发

改委《完善我区新能源价格机制的方案》，主要系通过市场化交易进行电力销售，这将会促进公司市场化交易电量的进一步提升；2024年12月，公司新建并网木垒 500MW 风电项目未来亦会进一步提升公司市场化交易电量，但对 2024 年度未产生影响。

由本题“1、发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电量，以及占各年度各项目上网电量比重”回复列表统计可见，公司

2024 年所正常运行的 9 项风电项目中，乌鲁木齐托里新风 99MW 风电项目、伊

吾白石湖 15MW 风电项目、小红山 8MW 风电项目及哈密新风恒远、若羌米兰、

金润绿原达坂城等6项本地消纳项目，在2024年市场化交易电量为43712.93万千万时，相比2023年34851.11万千瓦时增加了8861.82万千瓦时。

但哈密三塘湖 200MW 风电项目、哈密新风能源烟墩 200MW 风电项目和伊

吾淖毛湖 49.5MW风电项目，在 2024年市场化交易电量均为负值，合计-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，这亦是导致公司风电项目市场化交易电量大幅下降的主要原因。该等“天中直流”发电项目出现实际上网电量低于申报电量情形，根据《<新疆电力市场结算方案（修订稿）>补充完善条款》相关政策执行：“直流配套电源参与本通道配套外送电量执行跨区跨省规则，参与省间、省内市场的合同电量按照相应规则执行，产生的波动偏差电量电价按照《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施

细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕38号）第105条、第106条执行，具体条款如下：第105条配套电源波动偏差电量，超发电量上网侧电价采用接入省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例 N2 结算，欠发电量对应送出方电价采用接入省同一周期代理购电当月平均上网电价的比例 N3 结算”。

就发电项目实际经营情况而言，其所生产电力全额上网，并不会形成负值，而在以往年度，上网电量是由保障性收购电量、市场化交易电量两部分所组成，但随着市场化交易改革及多元化，近年电力交易模式也有所调整。其中，根据本

题“（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

95式和依据，收入构成及确认政策”之“3、市场化交易上网电量及结算价格的确定方式和依据”之回复可见，市场化交易整体需在当年末对下一年度进行申报，同时因该等“哈郑直流”项目还需申报保障性电量部分，这与公司所实施的交易策略息息相关。当公司判断次年风资源较好、弃风率较低等因素影响，会对保障电量申报量较高，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结算上网电量为45130.15万千瓦时，但当年受风资源情况、电网调度等因素影响，本项目2024年实际上网电量仅为39814.66万千瓦时，相比2023年公司上网电量44639.04万千瓦时大幅下降，

而这其中保障性申报电量与实际上网电量的差额，则由电网企业在实际交易中通过上网电量偏差进行调节，这就造成了市场化交易电量在当年形成了负值。

综上所述，公司2024年度风电项目的市场化交易电量大幅下降，主要还是受“哈郑直流”三个项目的上网电量申报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。

（2）2024年光伏项目市场化交易电量大幅增长原因

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

22656.13万千瓦时大幅增长。由本题“1、发行人现有已并网的各项目在报告期内保障性收购和市场化交易出售的电量，以及占各年度各项目上网电量比重”列表回复可见，其中，光伏项目因“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”于2023年6月并网后，该项目按照规则主要参与市场化交易，在2024年实现市场化交易售电22291.94万千瓦时，相比2023年6800.42万千瓦时增长15491.52万千瓦时，是导致光伏项目市场化交易电量大幅上涨的主要原因。

其他新疆新能源（集团）新风昌吉阜康 20MW 光伏并网发电项目等本地消

纳光伏项目，其上网电量总体保持稳定，因新疆发改委对光伏优先保障性收购发电小时数政策调整，由2023年优先收购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。

96综上所述，发行人光伏项目市场化交易电量在2024年度大幅提升，主要是

受新并网项目参与市场化交易增长以及存量项目受政策影响导致市场化交易提升等因素所致。

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

经统计，报告期内，公司各参与市场化交易项目的收入情况及构成如下：

单位：万千瓦时、万元、元/千瓦时市场化交2024年2023年2022年序项目名称易收入结市场化交市场化交市场化交号收入均价收入均价收入均价构易电量易电量易电量

一、风电项目

哈密国投新风三塘竞价收入-1111.520.212399.470.32937.440.14

1 湖第三风电场 A 区 补贴收入 -5315.49 -1552.31 0.29 7518.24 2195.59 0.29 6508.94 1900.84 0.29

200MW 风电项目 合计 -2663.83 0.50 4595.07 0.61 2838.28 0.44

哈密新风能源烟墩竞价收入-2867.810.212066.500.32505.540.13

2 第七风电场 A 区 补贴收入 -13389.30 -3910.15 0.29 6382.47 1863.91 0.29 3795.24 1108.34 0.29

200MW 风电项目 合计 -6777.96 0.51 3930.40 0.62 1613.88 0.43

乌鲁木齐托里新风竞价收入2778.210.212525.220.213915.170.17

3 一期 49.5MW、二期 补贴收入 13312.89 3063.14 0.23 12207.82 2808.88 0.23 22373.92 5147.98 0.23

49.5MW 风电项目 合计 5841.35 0.44 5334.10 0.44 9063.15 0.41

竞价收入-333.030.24534.150.35133.440.14

伊吾淖毛湖 49.5MW

4补贴收入-1385.73-159.420.121530.71176.100.12987.23113.580.12

风力发电项目

合计-492.450.36710.250.46247.010.25

伊吾白石湖 15MW 竞价收入 241.22 0.23 200.40 0.18 329.29 0.17

5分散式风力发电项补贴收入1068.79122.960.121093.72125.830.121970.58226.700.12

目合计364.180.34326.230.30556.000.28

竞价收入428.190.22349.180.21328.730.18

小红山 8MW 分散式

6补贴收入1923.78221.320.121675.62192.770.121826.38210.110.12

风电项目

合计649.510.34541.950.32538.850.30

哈密新风恒远十三竞价收入2716.570.212240.750.2227.100.23

7间房风电场一期补贴收入13150.38--10125.76--117.91--

49.5MW 项目 合计 2716.57 0.21 2240.75 0.22 27.10 0.23

新疆立新能源若羌竞价收入952.210.20979.990.22--

8 县米兰 50MW 风电 补贴收入 4786.92 - - 4428.47 - - - - -

项目合计952.210.20979.990.22--

金润绿原达坂城竞价收入1813.420.191103.420.21--

9 49.5MW 分散式风电 补贴收入 9470.17 - - 5319.72 - - - -

项目合计1813.420.191103.420.21--

97二、光伏项目

新疆新能源（集团）竞价收入49.350.04-15.18-0.04263.440.15

1 新风昌吉阜康20MW 补贴收入 1135.37 753.57 0.66 366.37 243.16 0.66 1769.11 1174.19 0.66

光伏并网发电项目合计802.910.71227.970.621437.630.81

新疆新能源集团新竞价收入59.200.0521.170.04328.360.17

风昌吉州吉木萨尔补贴收入776.350.62354.110.621173.110.62

21253.26571.641893.74

20MW光伏并网发电

合计835.550.67375.280.661501.470.79项目

哈密新风光十三师竞价收入-12.50-0.12310.650.28128.570.16

3 红星二场 50MW 光 补贴收入 103.19 59.36 0.58 1124.63 646.91 0.58 791.84 455.48 0.58

伏发电项目合计46.860.45957.560.85584.050.74

哈密东南部山口哈竞价收入81.780.11397.480.27136.190.16

4 密国投 50MW 光伏 补贴收入 719.90 414.10 0.58 1474.18 847.98 0.58 866.88 498.65 0.58

发电项目合计495.880.691245.460.84634.840.73

新疆立新能源吉木竞价收入81.330.1864.060.221.590.07

5 萨尔 100MW 并网光 补贴收入 441.06 58.55 0.13 290.73 38.59 0.13 22.40 2.97 0.13

伏发电项目合计139.880.32102.660.354.560.20

新疆立新能源吉木竞价收入75.750.1860.900.221.580.07

6 萨尔二期 100MW 并 补贴收入 422.18 56.04 0.13 279.94 37.16 0.13 22.24 2.95 0.13

网光伏发电项目合计131.790.3198.060.354.540.20

新疆新能源吉木萨竞价收入81.540.1964.570.221.520.07

7 尔 100MW 并网光伏 补贴收入 438.94 58.27 0.13 291.01 38.63 0.13 21.23 2.82 0.13

发电项目合计139.810.32103.200.354.340.20

新疆立新能源吉木竞价收入2643.840.182246.940.20--

8 萨尔三期 100MW 并 补贴收入 15025.99 - - 11457.20 - - - - -

网光伏发电项目合计2643.840.182246.940.20--

中节能太阳能、新疆竞价收入3913.950.181260.250.19--

立新能源吉木萨尔补贴收入------

9县30万千瓦“光伏+22291.946800.42-储能”一体化清洁能合计3913.950.181260.250.19--源示范项目

吉木萨尔县北庭镇竞价收入182.010.27----

3.5MW 分布式光伏 补贴收入 677.43 - - - - - - - -

0

发电项目合计182.010.27----

市场化交易竞价（标杆电价）收入11773.710.1816809.920.237037.950.16

市场化交易补贴部分收入66131.66-38.23-0.0072938.669569.620.1342967.6112017.730.28

市场化交易合计（含补贴）11735.480.1826379.540.3619055.680.44

1、说明报告期内市场化交易上网均价持续下滑的原因

由上表统计可见，报告期内，公司市场化交易均价（含补贴）分别为0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时，该均价计算包含了补贴影响。根据

98前述回复，市场化交易仅以基础电价（标杆电价）作为交易竞价参与市场化交易申报，实质并不会对补贴部分产生影响。这由上表统计，亦可看出参与市场化交易含补贴项目的补贴收入均价在报告期内均未发生变化，且与各项目适用的补贴政策相一致。

2022 年以后，公司新建并网的哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW

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

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

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

综上，市场化交易均价的整体水平持续降低具有合理性。

2、市场化交易均价下滑原因的具体分析

市场化交易电价主要由两部分构成，即基础电价（通过市场化竞价确定）、享受补贴政策的补贴电价（如有）。由上表统计可见，市场化交易并不会对补贴部分产生影响，仅是对基础电价参与竞价，享有补贴项目在报告期内的补贴均价均未发生变化，且与各项目所适用的补贴政策标准不存在偏离情况。

基础电价部分，该部分电价是以新疆本地脱硫燃煤标杆电价0.25元/千瓦时为基础，或平价项目参考0.262元/千瓦时目标电价为基础，以此标准参与各市场化交易申报中，通常而言市场化交易均价整体会低于以上基础电价或目标电价，

99但市场化交易受用电时段不同，在单项分时段申报时亦有可能高于脱硫燃煤标杆电价。故其造成电价波动具有合理性。

为更有效对比，在本题回复统计表合计中，发行人进一步区分了竞价部分的均价变动情况，虽然报告期内市场化交易均价由0.44元/千瓦时降低至0.18元/千瓦时，但剔除补贴影响后，报告期内基础电价（竞价电价）的交易均价分别为

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

需说明的是，根据《完善我区新能源价格机制的方案》内容，平价发电项目的目标上网电价0.262元/千瓦时，但新建项目必须满足“*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。

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

1003、市场化交易上网均价持续下滑与同行业可比公司变动趋势一致

发行人经查阅同行业可比公司公开披露信息显示：

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

太阳能公司公告披露，公司2023、2024年度参与市场化交易的平均电价为0.2489元/千瓦时、0.2172元/度（该电价不含补贴，公司参加市场化交易的含补贴电站仍享有补贴，按补贴政策执行），未披露2022年度及以前市场化交易均价。与发行人2023、2024年度市场化交易均价（不含补贴）0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时的下降趋势一致，但发行人市场化交易均价低于太阳能公司，主要是因二者项目所在地不同的差异所致。

（2）嘉泽新能（601619.SH）公告显示，其 2022-2024 年度市场化交易售电均价（含补贴）分别为0.50元/千瓦时、0.48元/千瓦时和0.48元/千瓦时，整体呈下降趋势，但相对稳定。主要是因嘉泽新能在2022-2024年度风电装机规模相对稳定，分别为 1926MW、2032MW、2282.12MW，因其公示市场化交易均价含有补贴，故整体市场化交易均价降幅较小。

发行人在2022年-2024年度市场化交易均价（含补贴）分别为0.44元/千瓦

时、0.36元/千瓦时和0.18元/千瓦时，系因发行人在2022-2024年期间累计新增并网规模 472.5MW（不含 2024 年 12 月木垒新风 500MW 项目）的平价项目主

要是参与市场化交易，该等平价项目将直接降低公司市场化交易均价（含补贴）水平。2021 年末，公司总装机规模 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。由此分析，发行人2022年度市场化交易

101均价0.44元/千瓦时主要为含补贴项目参与市场化交易的竞价水平，略低于嘉泽

新能同期0.50元/千瓦时价格水平，二者在当期具有可比性。发行人2023-2024年市场化交易均价（含补贴）大幅降低至0.36元/千瓦时、0.18元/千瓦时，主要是因在此期间新建无补贴项目全面参与市场化交易，导致公司市场化交易均价的综合水平出现大幅下降。

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

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

1、主营业务毛利率总体情况

报告期内，公司主营业务毛利率分别为59.42%、58.29%及48.75%，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99%以上，合计毛利率贡献率合计亦均保持在99%以上，业务结构相对稳定，具体情况如下表：

单位：%

2024年度2023年度2022年度

项目毛利收入占毛利率贡毛利收入占毛利率贡毛利收入占毛利率贡率比献率率比献率率比献率

风力发电54.0355.5561.5759.6258.8660.2262.5160.0663.19

光伏发电42.0343.8237.7856.3540.8039.4554.7439.8936.75

购售电业务41.980.470.4150.010.220.1968.220.050.06

运维服务75.780.150.2476.060.110.15---

主营业务48.75100.00100.0058.29100.00100.0059.42100.00100.00

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62.51%、59.62%及54.03%，风力发电毛利率2023年较上年下降2.89%，2024年较2023年下降5.59%，主要原因系

102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。

报告期内，公司风力发电平均上网电价、单位成本及毛利率的变化见下表：

单位：MW、万元、元/kWh

2024年度2023年度2022年度

项目数额变动数额变动数额

期末装机容量1220.5069.40%720.5016.02%621.00

营业收入53576.26-7.34%57821.469.27%52914.56

营业成本24626.545.49%23345.8217.70%19835.12

上网电量141632.010.88%140392.5515.61%121439.98

平均上网电价0.378-8.15%0.412-5.48%0.436

单位成本0.1744.56%0.1661.81%0.163

平均利用小时数2044.51-4.04%2130.50-3.33%2203.82

毛利率54.03%-5.59%59.62%-2.89%62.51%

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。

平均上网电价分析

平均上网电价方面，报告期各期风力发电业务平均上网电价分别为0.436元/千瓦时、0.412元/千瓦时及0.378元/千瓦时，持续下降，主要原因为平价项目装机容量及上网电量占比持续提升，且平价风电项目不再享受新能源发电补贴，平价发电项目的上网电价明显低于补贴项目。使得2023年、2024年风力发电上网均价分别同比下降5.48%及8.15%。具体分析如下：

根据《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，

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

103报告期内，发行人风力发电补贴项目装机容量为 571.50MW，保持不变。报

告期各期末，平价项目装机容量分别为 49.50MW、149.00MW 及 649.00MW，占风力发电装机容量的比例分别为7.97%、20.68%及53.17%。随着平价项目装机容量占比的提升，报告期内，平价项目上网电量分别为117.91万千瓦时、21128.05万千瓦时及28533.93万千瓦时，占风力发电业务上网电量的比例分别为0.10%、

15.05%及20.15%。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、%

2024年2023年2022年

项目数量占比数量占比数量占比

期末装机容量1220.50100.00720.50100.00621.00100.00

其中：补贴项目571.5046.83571.5079.32571.5092.03

平价项目649.0053.17149.0020.6849.507.97

上网电量141632.01100.00140392.55100.00121439.98100.00

其中：补贴项目113098.0779.85119264.5084.95121322.0799.90

平价项目28533.9320.1521128.0515.05117.910.10

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、%

2024年2023年2022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0.4280.4510.436

其中：补贴电费0.25379.850.25384.950.25499.90

标杆电费0.1740.1980.182

平价项目0.18320.150.18815.050.2300.10

风力发电业务平均上网电价0.378100.000.412100.000.436100.00发行人风力发电补贴项目上网电价主要由当地的脱硫燃煤标杆电价和可再

生能源补贴电价构成，系国家主管价格部门制定。报告期内，发行人风力发电补贴项目补贴电费的平均上网电价分别为0.254元/千瓦时、0.253元/千瓦时及0.253

元/千瓦时，保持稳定，符合补贴电价的定价政策。补贴项目基础电费所依据的脱硫燃煤标杆电价为0.22元/千瓦时（不含税，“天中直流”疆电外送项目根据

104地方发改委定价政策0.20元/千瓦时执行），由于补贴项目部分电量需参与市场

化交易及因项目运行考核及接受调峰辅助服务等费用扣减，报告期各期，发行人风力发电补贴项目标杆电费平均上网电价分别为0.182元/千瓦时、0.198元/千瓦

时及0.174元/千瓦时，低于脱硫燃煤价格且出现一定的波动，存在合理性。

报告期内，发行人平价发电项目的目标上网电价为0.23元/千瓦时（不含税），明显低于补贴项目的平均上网电价，由于部分电量需参与市场化交易及因项目运行考核及接受调峰辅助服务等费用扣减，使得平价项目的平均上网电价低于目标电价且出现一定的波动，存在合理性。

综上，主要原因为平价项目装机容量及上网电量的持续提升，同时发电项目参与市场化交易电量对应的结算电价因波动变化，使得2023年、2024年风力发电上网均价分别同比下降5.48%及8.15%存在合理性。

营业成本构成及单位成本变动分析

报告期内，立新能源风力发电业务营业成本构成如下表：

单位：万元，%

2024年度2023年度2022年度

项目金额比例金额比例金额比例

折旧19518.8679.2617588.4675.3415738.6079.35

人工618.932.51487.352.09546.812.76

安全生产及运行维护费2716.8911.032883.7112.352462.0712.41

其他1771.867.192386.3010.221087.645.48

合计24626.54100.0023345.82100.0019835.12100.00

报告期各期，公司风电业务营业成本分别为19835.12万元、23345.82万元和24626.54万元。公司风力发电业务营业成本主要包括风机、变电设备、储能设备、房屋建筑物的折旧费用、人工薪酬、安全生产及运行维护费等，其中折旧占主要部分，报告期各期公司风力发电折旧费用占风力发电营业成本的比例分别为79.35%、75.34%及79.26%。

报告期内，立新能源风力发电项目装机规模有所增加，其中2022年新增并网装机规模 49.50MW，2023 年新增并网装机规模 99.50MW，2024 年新增并网

105装机规模 500MW。2023 年上半年，随着新疆立新能源若羌县米兰 50MW 风电

项目、金润绿原达坂城 49.5MW 分散式风电项目实现并网发电及哈密新风恒远十

三间房风电场一期 49.5MW 项目的转固运行，使得 2023 年及 2024 年风力发电营业成本及折旧成本均持续上升，2024 年 12 月末并网的新疆能源立新木垒 500MW风电项目，截至2024年末尚处于设备调试阶段，未达到预定可使用状态，尚未转为固定资产。公司风力发电项目以外部运维为主、自主运维为辅，故安全生产及运营维护费用相较人工成本更高。

报告期各期，立新能源风力发电业务单位成本分别为0.163元/千瓦时、0.166元/千瓦时及0.174元/千瓦时，2023年风力发电业务单位成本较2022年增加

1.81%，主要系2023年设备平均利用小时数较上年减少73.32小时所致。2024年风力发电业务单位成本较2023年增加5.49%，主要系弃风率有所上升，2024年设备平均利用小时数较上年减少85.99小时，同时2023年并网发电风电项目新建发电项目转固运行前需进行数月的设备调试及试运行，转固时间主要集中在

2023年下半年。新建发电项目在转固运行的次月方对固定资产计提折旧。从而

使得2024年发电业务折旧总成本同比上升，进而使得风力发电业务单位成本上升。

3、光伏发电业务毛利率变动分析

报告期内，公司光伏发电业务毛利率分别为54.74%、56.35%及42.03%，2023年光伏发电业务毛利率较上年上升1.61%。2022年毛利率低于2023年的原因主要系本地消纳发电项目的用电区域用电企业大范围减产或停产，电量消纳能力有所下降，使得平均利用小时数下降，带来单位发电成本的上升所致。2023年，随着新并网光伏发电项目造价成本的下降及发电项目设备调试及试运行期间发

电资产尚未转固等因素，2023年公司光伏发电业务毛利率较2022有所回升。2024年光伏发电业务毛利率较上年下降14.32%，主要原因系平价光伏发电项目装机规模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2022年以来并网发电的部分光伏项目开始配置储能设备，上述项目建设时储能设备的价格较高，且因2023年新并网光伏发电项目试运行期间不计提折旧，进而导致2024年光伏发电单位成本同比上升13.00%所致。

106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

2024年度2023年度2022年度

项目数额变动数额变动数额

期末装机规模853.504.15%819.5030.08%630.00

营业收入42262.275.44%40082.5214.04%35147.30

营业成本24497.5140.01%17496.479.99%15906.64

上网电量117800.3323.91%95068.4332.90%71532.19

平均上网电价0.359-14.91%0.422-14.19%0.491

单位成本0.20813.00%0.184-17.24%0.222

平均利用小时数1432.746.63%1343.63-2.67%1380.51

毛利率42.03%-14.32%56.35%1.61%54.74%

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，公司光伏发电业务平均上网电价分别为0.491元/千瓦时、0.422元/千瓦时及0.359元/千瓦时。2023年、2024年公司光伏发电平均上网电价分别同比下降14.19%及14.91%，主要系报告期内平价上网项目装机容量及上网电量占比持续提升，且平价光伏项目不再享受新能源发电补贴，平价发电项目的上网电价明显低于补贴项目。具体分析如下：

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立新能源吉木萨尔三期100兆瓦并网光伏发电项目、新疆兵团第九师166团7万千瓦农光互补光伏发电项目及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 100.00MW、289.50MW 及 323.50MW，

107占光伏发电装机容量的比例分别为15.87%、35.33%及37.90%。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0万千瓦时、20313.56万千瓦时及43504.55万千瓦时，占光伏发电业务上网电量的比例分别为0.00%、

21.37%及36.93%。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、%

2024年2023年2022年

项目数量占比数量占比数量占比

期末装机规模853.50100.00819.50100.00630.00100.00

其中：补贴项目530.0062.10530.0064.67530.0084.13

平价项目323.5037.90289.5035.33100.0015.87

上网电量117800.33100.0095068.43100.0071532.19100.00

其中：补贴项目74295.7863.0774754.8778.6371532.19100.00

平价项目43504.5536.9320313.5621.37--

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、%

2024年2023年2022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0.4720.4920.491

其中：补贴电费0.28463.070.29078.630.289100.00

标杆电费0.1880.2020.203

平价项目0.16636.930.16421.37--

风力发电业务平均上网电价0.359100.000.422100.000.491100.00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0.289元/千瓦时、0.290元/千瓦时及0.284

元/千瓦时，保持稳定，符合补贴电价的定价政策。补贴项目基础电费所依据的脱硫燃煤标杆电价为0.22元/千瓦时（不含税，“天中直流”疆电外送项目根据地方发改委定价政策0.20元/千瓦时执行，奎屯金太阳项目系根据兵团电网定价政策执行），由于补贴项目部分电量需参与市场化交易及因项目运行考核及接受

108调峰辅助服务等费用扣减，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0.203元/千瓦时、0.202元/千瓦时及0.188元/千瓦时，低于脱硫燃煤价格且出现一定的波动，存在合理性。

报告期内，发行人平价发电项目的目标上网电价为0.23元/千瓦时（不含税），明显低于补贴项目的平均上网电价，由于部分电量需参与市场化交易及因项目运行考核及接受调峰辅助服务等费用扣减，使得平价项目的平均上网电价低于目标电价且出现一定的波动，存在合理性。

综上，主要原因为平价项目装机容量及上网电量的持续提升，使得2023年、

2024年光伏发电上网均价分别同比下降14.19%及14.91%，存在合理性。

（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

2024年度2023年度2022年度

项目金额比例金额比例金额比例

折旧19203.5078.3913258.2575.7812673.6279.68

人工1801.537.351478.058.451142.147.18

安全生产及运行维护费981.414.01624.573.57479.713.02

其他2511.0710.252135.5912.211611.1710.13

合计24497.51100.0017496.46100.0015906.64100.00

报告期各期，公司光伏发电业务营业成本分别为15906.64万元、17496.46万元及24497.51万元。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

79.68%、75.78%及78.39%。2023年，随着新疆立新能源吉木萨尔三期100兆瓦

并网光伏发电项目、立新光电吉木萨尔县15万千瓦“光伏+储能”一体化清洁能

源示范项目并网发电并转固运营，公司光伏发电业务折旧费用及营业成本均有所上升，其中营业成本上升1589.82万元，同比增加9.99%。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。

1092024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。

报告期各期，公司光伏发电业务单位成本分别为0.222元/千瓦时、0.184元/千瓦时及0.208元/千瓦时。2023年，随着下游用电大户的复工、复产以及新疆立新能源吉木萨尔三期100兆瓦并网光伏发电项目、新疆兵团第九师166团7

万千瓦农光互补光伏发电项目（一期 36MW）及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等新并网发电项目设备调试及试运行期

间的折旧成本较低，使得公司光伏发电单位成本下降至0.184元/千瓦时，下降幅度为17.24%，高于平均上网电价的下降幅度14.19%，使得公司2023年光伏发电业务毛利率较2022年提升1.61%。

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2023年并网发电光伏项目在2024年计提折旧成本的上升。即2023年新并网光伏发电项目陆续在2023年下半年转固，在2024年各月均计提折旧，从而使得2024年光伏发电业务折旧总成本同比上升，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%。

4、发行人主要产品毛利率与同行业可比公司比较情况

（1）公司风力发电业务毛利率与同行业可比公司比较

报告期内，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2024年度2023年度2022年度

节能风电58.5862.1865.47

嘉泽新能62.7763.0963.15

中闽能源61.3261.8965.05

江苏新能56.0954.3956.27

110公司名称2024年度2023年度2022年度

三峡能源53.0256.9461.54

同行业平均58.3659.7062.30

立新能源54.0359.6262.51

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。

报告期各期，公司风力发电业务毛利率分别为62.51%、59.62%和54.03%，总体呈下降趋势。报告期内，同行业可比公司风力发电业务的平均毛利率为

62.30%、59.70%和58.36%，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。2022年至2024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。

（2）公司光伏发电业务毛利率与同行业可比公司比较

报告期内，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2024年度2023年度2022年度

太阳能58.9865.9266.04

嘉泽新能46.6754.0536.36

中闽能源49.1244.5552.35

江苏新能43.2752.4855.49

三峡能源53.0853.2053.20

同行业平均50.2253.8052.47

立新能源42.0356.3554.74

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。

报告期各期，公司光伏发电业务毛利率分别为54.74%、56.35%和42.03%，总体波动下行。同行业可比公司光伏发电业务的平均毛利率为52.47%、53.80%及50.22%。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。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。报告期各期，公司光伏

111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。

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2024年，公司归属于母公司股东的净利润分别为19600.72万元、

13521.63万元及5018.21万元，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、13026.22万元及4987.64万元，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：

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

1122023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

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%

113同比变动

项目2024年2023年金额比例“-”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年风电项目的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114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，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%

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56471.78万千瓦，较上年同期的

54429.71万千瓦时增加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。

115*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

*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。

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。

报告期内，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导致的计提的信用减值损失金额较大；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；报告期内并网的新能源发电项目配套储能设备价格较高。相关因素的影响具体分析如下：

（1）应收补贴款回款周期长导致的计提的信用减值损失金额较大公司应收补贴款回款周期长导致的计提的信用减值损失金额较大亦是影响公司未来经营业绩的一个重要因素。报告期内公司实际收回的应收新能源补贴电费款逐年下降，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

116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年及2024年，公司收到新能源补贴电费款分别为40401.36万元、15568.13万元及10306.44万元，当期计提的信用减值损失分别为7820.51万元、21176.90万元及16830.67万元，占当期营业收入的比例分别为8.87%、21.40%及17.34%，占比较高。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2664.42万元所致。

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。

（2）市场化交易电价波动

公司业绩下降的原因中，针对新并网平价上网项目的上网电价下降方面，新疆维吾尔自治区发改委于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》（新发改能价〔2022〕185号），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。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。若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/千瓦时的价差给予支持，价差部分由大工业用电顺价均摊，进一步提高了新能源平价项目上网电价。故平价上网项目的上网电价下降虽存在因市场化交易价格波动而持续下滑的风险，但降幅空间有限。

为保障新能源项目电价水平，*2025年4月，国家能源局新疆监管办发布了《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，对辅助服务报价上限由1170.7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，推动电力深化改革，2025年2月国家发改委、国家能源局联合印发《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》，建立了“多退少补”的差价结算机制。当市场交易价格低于机制电价时给予补偿，高于时扣除差价，保障企业稳定收益。存量项目（2025年6月前投产）通过差价结算衔接现行政策，增量项目则通过市场化竞价确定机制电价。并要求各地要在2025年底前出台并实施具体方案。

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。

（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及规划协调不足。* 根据电网发展规划，“十四五”期间，将进一步完善新疆区域 750kV主网架结构，加强 750kV 重要断面输送能力。目标至 2025 年，新疆电网建成天中、准皖、哈北直流外送 3 通道，750kV 围绕乌昌核心区、准东能源基地、天山经济带、准格尔盆地、塔里木盆地、喀什经济特区、南疆兵团中心形成“内供七环网、外送六通道”的主网架格局。支撑新能源大规模开发和电力外送，服务兵团向南发展需要，提升全疆能源资源优化配置能力。通过开展火电灵活性改造优化本地电网结构，以适应高比例新能源接入需求。*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。新能源限电率较高的问题将得到逐步缓解。

118（4）报告期内并网的新能源发电项目配套储能设备价格较高

针对报告期部分项目配套储能设备价格较高因素，造成项目造价成本较高、折旧成本增加的因素，*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5月的0.07美元/瓦，下降比例为66.67%。发行人光伏组件的采购主要集中在2022年。2022年1月至2025年5月，晶硅光伏组件现货价走势如下图：

119*储能系统

发行人2022年、2024年及2025年1-5月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 43.72 万元/MWh，储能系统采购价格持续下降，2025年1-5月采购均价较2022年下降67.83%。

（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

3 月末的 2574MW，上网电量总体均呈增长趋势，电力销售收入总体呈上升趋势。

2024 年末，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，尚未转商业运行，发电及运行效率较预定使用状态较低。预计2025年该等项目完成调试，并到达预定可使用状态后，发行人营业收入将出现较大幅度增长。同时，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预计也将于2025年下半年并网发电。发行人前述新建及在建新能源项目均系平价项目，如期并网投产后，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”战略发展规划。报告期内涉及的现行国家法律法规、产业政策、行业管理

120体系未发生重大不利变化。近年来，国务院办公厅、国家发改委、国家财政部、国家能源局等多部门共同为推进可再生能源发电行业的整体发展制定和出台了

一系列鼓励政策，对风力发电、光伏发电项目在优先上网保障、电价补贴等方面也给予了大力支持。

受气候变化影响，可再生能源替代化石能源在全球范围内得到了普遍认可，持续发展可再生能源电力已成为全世界未来能源发展的重要组成部分。近年来，面对环境污染严重、资源趋紧、生态系统退化的严峻形势，我国不断增加发展可再生能源的投入力度，并提出了《中国可再生能源发展路线图2050》。2015年4月，国家发改委能源研究所发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》指出，到2050年，在终端电力供应中，一次能源供应量为34亿吨标准煤，可再生能源占比达到62%，逐步摆脱对化石能源的依赖。2015年12月，我国在《巴黎协定》中承诺，2030年单位国内生产总值二氧化碳排放量比2005年下降60%-65%，非化石能源占一次能源比重提高到20%。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。

公司所经营的风力发电、光伏发电均属于可再生能源发电业务，均为国家鼓励的发电业态，所生产电力由地方所属电网公司根据《可再生能源法》等相关规定实行全额收购。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年及2024年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。

应收补贴款回款周期长系新能源发电行业均面临的问题，若该问题无法持续得到改善，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，对公司生产经营产生一定程度的不利影响。在现行的应收账款坏

121账计提政策下，发行人的经营业绩仍存在进一步下滑甚至出现亏损的风险。

新能源项目结算电费价格受市场化交易价格波动的影响，短期内仍存在进一步下降的风险。为缓解电价波动对企业的影响，国家发改委及新疆发改委2025年陆续出台了一系列应对政策，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。

2022年以来，风力发电机组、光伏组件及储能系统价格持续下降，发行人

未来投资建设的新能源发电项目造价成本将进一步降低，折旧成本的下降有助于缓解发行人利润的持续下降。

新能源项目并网后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。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，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。

综合来看，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，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。

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3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--

122项目账面价值是否属于财务性投资或类金融业务

其他应收款4768.63否

其他流动资产56838.49否

长期应收款--

长期股权投资79681.81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9220.03否

（1）其他应收款

截至2025年3月31日，公司其他应收款账面价值为4768.63万元，期末余额为5003.64万元，主要为押金、保证金、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603.06

备用金70.00

社保统筹款46.22

代收代付款88.55

经营性往来款（注1）826.26

即征即退增值税482.17其他（注2）2887.38

合计5003.64

注1：主要系子公司哈密新风光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826.26万元。

注2：主要系子公司吉木萨尔立新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1255.55万元；子公司乌鲁木齐新风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1303.40万元、154.10万元；

子公司乌鲁木齐立新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17.27万元；子公司若羌综合能源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11.02万元。《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。子公司淖毛湖风之力应收哈密兴疆鲲鹏新能源有限公司电量损失赔偿款127.09万元。

（2）其他流动资产

123截至2025年3月31日，公司其他流动资产账面价值为56838.49万元，主

要为增值税留抵扣额。具体情况如下：

单位：万元项目期末余额

增值税留抵扣额56803.85

预缴企业所得税7.28

再融资费用27.36

合计56838.49

（3）长期股权投资

截至2025年3月31日，公司长期股权投资账面价值为79681.81万元，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25.32%79681.81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，积极参与哈密至重庆特高压直流输电工程配套电源项目建设，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3月31日，华电天山的注册资本为200000.00万元，实收资本为317959.10万元，发行人实际出资80516.97万元，

实际出资比例为25.32%，截至本回复报告出具日，华电天山尚未完成工商变更。

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“疆电外送”第三通道新疆方面配套电源项目建设，统筹管理风、光、火、储所涉及的项目。发行人对华电天山的投资符合国家产业政策、行业发展方向、发行人主营业务发展方向及未来发展战略规划。

根据中国证监会发布的《证券期货法律适用意见第18号》，围绕产业链上下游以获取技术、原料或者渠道为目的的产业投资，以收购或者整合为目的的并购投资，以拓展客户、渠道为目的的拆借资金、委托贷款，如符合公司主营业务

124及战略发展方向，不界定为财务性投资。

因此，发行人对华电天山的长期股权投资不属于财务性投资。

（4）其他非流动资产

截至2025年3月31日，公司其他非流动资产账面价值为9220.03万元，为公司预付长期资产购置款，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9220.03-9220.03

合计9220.03-9220.03

综合上述分析，公司的其他应收款、其他流动资产和其他非流动资产不涉及财务性投资、类金融业务情形。因此，截至2025年3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。

2、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。

125二、中介机构核查情况

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；

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；

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，了解被投资企业的主营业务，核查是否属于财务性投资；

1268、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。

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基础电价，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，主要还是受“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，发行人市场化交易上网均价持续下滑，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基础电价参与市场化竞价，电价补贴并不受影响，因此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；而

2022年之后平价项目主要以参与市场化交易方式进行售电，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性，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，由此导致报告期内发行人市场化交易

127均价持续下降。在剔除补贴影响后，报告期内发行人参与市场化交易的基础电价

均价分别为0.16元/千瓦时、0.23元/千瓦时、0.18元/千瓦时，与同行业可比公司、新疆地区市场化交易均价变动趋势基本一致，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年及2024年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

长导致的计提的信用减值损失金额较大；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；报告期内并网的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，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、电力市场交易机制及规划协调

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。报告期内，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，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。

128三、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”及“第七节与本次发行相关的风险因素”

之“一、行业与经营风险”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：

“2022年、2023年、2024年及2025年1-3月，发行人营业收入分别为

88178.49万元、98976.86万元、97067.85万元及21678.60万元。发行人

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-936.41万元。扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润分别为

19565.07万元、13026.22万元、4987.64万元及-949.59万元。

2023年，发行人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，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。

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，

129相关的项目开发贷款产生的借款费用计入财务费用所致。

2025年1-3月，发行人归属于上市公司股东的净利润较上年同期下降

166.51%；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

168.46%，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。

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、电力市场交易机制及规划协调等因素影响，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。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改善，发行人的经营业绩仍存在进一步下滑的风险。”

130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%。

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

131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。

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：

132一、发行人说明

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。

本项目投资总额31.17亿元，拟使用募集资金13.86亿元。此外，公司拟使用募集资金补充流动资金4.43亿元。

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。据此，从建设内容来看，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。

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。

从消纳和售价情况来看，本次募投项目与前次募投项目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。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

133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，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，其销售及定价将依据新疆自治区发改委发布的《完善我区新能源价格机制的方案》，对于2021年后新建平价发电项目，将通过市场化交易及政策性优先收购实现电力销售，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自治区哈密市巴里坤县三塘湖镇，项目中心距哈密市直线距离约175km，距离三塘湖镇约62km。哈密地区为我国 III类风资源区、I 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，但因国网线路的网架结构的贯通性，本项目在哈密地区的重点消纳的前提下，也会受国网新疆的调峰调度，在新疆哈密周边地区实现消纳。

（1）哈密地区经济发展情况

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%。

（2）哈密地区新能源发电项目规模、用电需求及供给情况

《哈密市2024年国民经济和社会发展统计公报》公开数据显示，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：火电装机

668.00万千瓦，与上年末持平；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%。

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、134160.8 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）哈密地区电力发展情况

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。

（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，2022-2024年期间，全国风电弃风率水平分别为3.2%、2.7%和4.1%，新疆地区弃风率水平分别为4.6%、

4.2%和6.4%，一直高于全国水平且在2024年弃风率有所上升，但整体仍处于合理水平，发行人通过公开信息查询，未查阅到有权部门发布的哈密地区弃风率情况。

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。

135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。

本次募投项目哈密三塘湖 800MW 风电项目+200MW/800MW 储能项目，主要系通过风力发电实现为哈密地区全社会用电量提供保障。项目建设必要性方面：

一是根据前述《哈密市2024年国民经济和社会发展统计公报》，哈密地区

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，全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，2024年，哈密地区受益于本地工业快速发展，全社会用电量196亿千瓦时相比2023年160.8亿千瓦时大幅提升。未来在相关产业高速发展的背景下，本地用电需求预计仍会进一步扩大，地方及电网企业也会继续加大新能源发电项目的建设，以此保障电力供应。

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。

136四是根据本次募投项目投资可行性分析，在运营期内，本募投项目的综合毛

利率为48.86%，净利率为36.44%。所得税前全部投资财务内部收益率为10.38%，所得税后全部投资财务内部收益率为9.09%，投资回收期为11.3年，总投资收益率为6.48%。本次募投项目预期效益良好，有利于促进公司收入规模的增长，并提升公司盈利能力。

五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》。

（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。

（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

137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。

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2024年末，发行人在哈密地区已投运风电项目5项，合计装机规模

514MW，其中 449.5MW 项目为“天中直流”疆电外送项目，64.5MW 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，均为疆电外送项目。此外，公司在哈密地区在建及储备项目仅本次募投项目哈密三塘湖 800MW风电项目，待投运后，公司在哈密地区建设电站装机规模将达到 1414MW。

根据《哈密市2024年国民经济和社会发展统计公报》，截至2024年末，哈密地区风电装机 1688.65 万千瓦（16886.5MW），同比增长 33.6%；光伏装机

376 万千瓦（3760MW），同比增长 82.5%。风光发电项目装机规模合计达到

2064.65万千瓦，相比2023年1470万千瓦增长了约595万千瓦。2025年1月

14日，哈密市政府办发布的《2024年哈密市人民政府工作报告》，对2025年重

点工作内容表述：回顾2024年工作，本地2165万千瓦市场化并网新能源项目

138全面开工，中船全疆单体规模最大风储一体化项目建成并网；2025年力争新能

源装机突破3700万千瓦。根据上述哈密政府公开新闻测算，预计哈密地区2025年新能源发电项目装机规模约为1600万千瓦，按照2024年哈密地区风电新增规模占风光电合计新装机规模595万千瓦的65%，以此测算，预计2025年风电在建及新装机规将不低于 1000 万千瓦，即 10GW。

2025年6月4日，国家能源局发布《国家能源局关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》（国能发电力〔2025〕53号），提出：“（二）系统友好型新能源电站。重点在保供偏紧或消纳压力较大地区，新建或改造一批新能源电站，通过长尺度高精度功率预测、风光储智慧联合调控运行等，提升系统友好性能，电站在高峰时段（不低于2小时）置信出力提升至10%以上。电站与调度机构签订协同调度协议，明确协同调度运行方式及纳入电力平衡的可靠容量、支撑时长。……（四）算力与电力协同。重点在国家枢纽节点和青海、新疆、黑龙江等能源资源条件好的非枢纽节点地区，在科学整合源荷储资源的基础上，统筹地区存量及增量数据中心绿电需求和新能源资源条件，协同规划布局算力与电力项目。通过探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式，提高数据中心绿电占比。……（六）大规模高比例新能源外送。重点聚焦西北地区“沙戈荒”基地、西南地区主要流域水风光一体化新能源基地开发外送需求，结合国家明确的跨省跨区输电通道规划建设，通过合理配置送端配套电源类型规模，优化接入电力系统方案，采用电源一体化协同控制、柔性直流、多源自适应换相直流（SLCC）、低频输电、构网型等先进技术，合理部署无功补偿和耗能装置，提高输电通道安全稳定运行和灵活控制水平，提升输电通道输送绿电占比并探索纯新能源外送方式，促进更高比例新能源外送消纳”。

我国对于可再生能源发电行业发展趋势仍保持强劲势头、相关政策文件仍鼓

励支持大力发展清洁能源。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，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。

此外，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，发行人认为，本次募投项目的建设具有合理性和必要性，

139所生产电力根据相关政策法规系由国家电网企业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剧增，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。

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。

根据中国电建西北勘测设计研究院对本项目出具的《可行性研究报告》，并通过对相关参数选取条件的分析，以及与发行人同类项目情况对比分析，本次募投项目已参照同地区项目考虑20%弃风限电风险，项目的效益预测谨慎合理，与发行人同类项目情况不存在较大差异，具有可实现性。具体分析如下：

1、说明本次募投项目发电的销售模式，上网电价确认依据

本项目为风力发电项目，项目收入主要由风力发电收入构成。本项目投建后，将通过输电线路接入国网新疆指定上网汇集站，实现电力上网销售，最终由国网新疆与发行人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。

上网电价方面，本项目为无补贴平价上网项目，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）的通知，明确：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，目标上网电价0.262元/千瓦时，新建项目疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价），按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持。市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再予以电价支持。2021年以前年度建成的项目上网电价政策保持不变。

此外，本次募投项目为本地消纳项目，投运后适用新疆发改委按年度出具的优先购电计划，将以保障性收购、市场化交易的方式实施售电，根据《关于2025年新疆电网优先发电优先购电计划的通知》，本项目保量保价优先发电利用小时

140数895小时，上网电价按0.262元/千瓦时执行，即在预测年度上网电量利用小时

数2296.8小时中占比已达到约40%水平。

据此，《可行性研究报告》对本募投项目在经营期上网电价按 0.262/kWh（含税，不含税上网电价为 0.2319 元/kWh）进行收入测算。

2、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852051.82万元，年均营业收入为42602.59万元；累计总成本费用为

495810.73万元，扣除利息支出60038.52万元后，总成本费用为435772.21万元，年均营业成本为21788.61万元，由此测算本项目毛利总额为416279.61万元，年均毛利总额为20813.98万元。综上计算，本项目的综合毛利率为48.86%。

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387642.70万元，缴纳所得税款为77181.76万元，净利润为

310460.94万元，年均可实现净利润为15523.05万元，净利率为36.44%。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%综合考虑

本项目收入主要由风力发电收入构成。其中，风力发电收入又与发电量息息相关，售电价格方面，则由国家及地方政府或主管部门所发布的政策确定。电价方面，本项目经营期上网电价按照新疆发改委《完善我区新能源价格机制的方案》指导目标电价 0.262/kWh（含税）进行测算。

上网电量方面，本项目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 313770.4 万 kWh，考虑功率曲线折减、控制滞后和端流损失、风电场自用电和电气损耗、可利用率、空气密度折减、叶片污染及

老化、气候影响等因素后，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，最终本风电项目年均上网

141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。

除本次募投项目外，发行人在哈密三塘湖同地区风场，还建设并运营着哈密国投新风三塘湖第三风电场 A 区 200MW 风电项目，该项目在报告期内上网电量利用小时数分别为2311.07小时，2231.95小时和1990.73小时，年均利用小时数2178小时；三年弃风率分别为18.28%、18.37%和23.11%，年均弃风率为

19.92%。据此，本次募投项目的上网电量利用小时数、弃风率所设定的参数，与

同地区项目不存在较大差异，具有合理性。

综上计算，年均营业收入=年均上网电量*目标电价/1.13即42602.59万元。

（2）成本费用测算

*固定资产价值

本项目投资总额为311682.86万元，其中，项目静态投资为308798.40万元，建设期利息为2884.46万元，增值税抵扣额32262.66万元，项目固定资产价值为279420.20万元。

*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40000万元计入现金流量表维持运营投资中。

B.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。

142C.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 40000 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495810.73万元，扣除利息支出60038.52万元后，总成本费用为435772.21万元，年均营业成本为21788.61万元。由此测算本项目毛利总额为416279.61万元，年均毛利总额为20813.98万元。综上计算，本项目的综合毛利率为48.86%。

（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

《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32262.66万元。

*销售税金及附加

143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，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387642.70万元，缴纳所得税款为77181.76万元，净利润为

310460.94万元，年均可实现净利润为15523.05万元，净利率为36.44%。

3、与发行人同类项目情况不存在较大差异

报告期内，公司下属项目公司所运营的风电项目毛利率情况如下：

毛利率机组类型项目公司项目名称并网时间

2024年2023年2022年

哈密国投哈密国投新风三塘湖第三风电场

风电2015.1263.50%66.71%67.91%

新风 A 区 200MW 风电项目

哈密新风 哈密新风能源烟墩第七风电场 A

风电2015.1251.56%51.53%50.63%

能源 区 200MW 风电项目

乌鲁木齐托里新风一期 49.5MW、

风电托里新风2015.1254.82%57.77%60.28%

二期 49.5MW 风电项目

144毛利率

机组类型项目公司项目名称并网时间

2024年2023年2022年

淖毛湖风 伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项

风电2021.1243.26%45.76%64.80%之力目

伊吾白石湖 15MW 分散式风力发

风电伊吾立新2021.1242.53%47.36%59.69%电项目

风电 奇台新风 小红山 8MW 分散式风电项目 2021.12 64.97% 50.73% 58.94%哈密新风哈密新风恒远十三间房风电场一

风电2022.744.49%48.71%-384.25%

恒远 期 49.5MW 项目

新疆立新能源若羌县米兰 50MW

风电若羌立新2023.4-49.09%40.88%-风电项目

乌鲁木齐 金润绿原达坂城 49.5MW 分散式

风电2023.429.89%60.06%-立新风电项目

新疆能源立新木垒 500MW 风电

风电木垒新风2024.12---项目

报告期内，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。

由于新能源发电项目并网发电后，需要进行几个月的设备调试及联合试运转，发电效率较低，以及受《企业会计准则解释第15号》准则的影响，2022年1月

1日起，并网发电项目在试运行期间产生的发电收入不再冲减在建工程成本，需确认营业收入。上述因素使得部分当年新并网项目在并网当期的毛利率与投运稳定后的毛利率存在一定波动。

2024 年，发行人若羌县米兰 50MW 风电项目毛利率为-49.09%较 2023 年

40.88%大幅下降，主要受两方面原因影响，一是该项目于2023年10月转固后，

受折旧影响，在2024年度营业成本大幅增加；二是2024年受地方国网架构升级改造影响，本项目当年弃风率高达58.49%，发电设备利用小时数1074.87小时相比2023年940.23小时增幅较小，且本项目于2023年4月并网后当年仅有效运行7个月。综上原因，导致本项目在2024年度毛利率为负，预计2025年本项

145目毛利率将恢复到合理水平。

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45%-60%左右水平，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 49.5MW 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48.86%，与哈密新风恒远十三间房风电场一期 49.5MW 项目同处新疆哈密地区，相比该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。

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。

报告期内，小红山 8MW 分散式风力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，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

2024年2023年2022年

伊吾淖毛湖 49.5MW风力

4.59%14.02%29.89%8.69%

发电项目

伊吾白石湖 15MW 分散

3.30%11.11%31.93%9.86%

式风力发电项目

小红山 8MW 分散式风电

37.52%19.34%25.59%8.08%

项目

1462、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：

147业务表现

单位：万 kWh、h实际上网电量实际弃风率实际利用小时数预计等效募投项目预计发电量预计弃风率利用小时

2024年2023年2022年2024年2023年2022年2024年2023年2022年

数

伊吾淖毛湖 49.5MW

9703.8510050.809592.7713220.6715.58%13.11%18.56%10%1960.372030.471937.932644.00

风力发电项目

伊吾白石湖 15MW分

2993.453433.923369.563617.6214.42%10.47%13.35%10%1995.632289.282246.372412.00

散式风力发电项目财务表现

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公司预计资本金内部收益率

2024年2023年2022年2024年2023年2022年2024年2023年2022年

淖毛湖风之力2773.243259.792894.08349.33973.681460.714.59%14.02%29.89%8.69%

伊吾立新868.82985.37963.8272.86229.05444.103.30%11.11%31.93%9.86%

148相较于 2023 年，2024 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、可再生能源补贴暂停回款等因素，具体分析如下：

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：

单位：万元项目2024年度2023年度2022年度

一、营业总收入2773.243259.792894.08

二、营业总成本2173.372441.791369.55

其中：营业成本1573.431768.141018.70

管理费用5.232.641.51

财务费用579.43662.78344.27

信用减值损失（损失以“－”号填列）-359.58-147.19-68.31

三、营业利润（亏损以“－”号填列）240.29670.821462.39

四、利润总额（亏损总额以“－”号填列）377.991027.511462.39

五、净利润（净亏损以“－”号填列）349.33973.681460.71

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，当年度上网电量结算

单价由 2023 年的 0.24 元/kWh 下降至 0.19 元/kWh，导致 2024 年度营业收入较

2023年度减少486.55万元，下降14.93%。

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年度主营业务成本中折旧费用发生额为1202.95万元，占比为76.45%，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，较2023年度减少

197.06万元，营业成本变动趋势与营业收入一致，但下降幅度较小。

149淖毛湖风之力尚未进入补贴核查清单，已暂停补贴电费回款，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%。

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%，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停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%。

伊吾立新盈利下滑原因分析

单位：万元项目2024年度2023年度2022年度

一、营业总收入868.82985.37963.82

二、营业总成本665.29710.65496.88

其中：营业成本499.32518.68388.52

管理费用4.943.771.51

财务费用159.89187.36106.39

信用减值损失（损失以“－”号填列）-128.55-45.39-22.36

三、营业利润（亏损以“－”号填列）74.98229.33444.57

四、利润总额（亏损总额以“－”号填列）74.98229.33444.57

五、净利润（净亏损以“－”号填列）72.86229.05444.10

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，下降11.93%。

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年度主营业务成本中折旧费用发生额为377.75万元，占比为75.65%，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。主营业务成本中运行维护费、试验

150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，较2023年度减少

18.65万元，营业成本变动趋势与营业收入一致，但下降幅度较小。

伊吾立新尚未进入补贴核查清单，已暂停补贴电费回款，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%。

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。

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停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%。

3、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、可再生能源补贴暂停回款。截至本回复报告出具日，可再生能源补贴暂停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：

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。根据全球气温指标检测结果，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。

151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。

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，导致补贴项目结算电费电价同比下降9.97%，进而导致补贴项目的平均销售电价同比下降4.69%，进而导致补贴项目营业收入的下降。

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，国家发改委、国家能源局联合印发《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》，建立了“多退少补”的差价结算机制。当市场交易价格低于机制电价时给予补偿，高于时扣除差价，保障企业稳定收益。存量项目（2025年6月前投产）通过差价结算衔接现行政策，增量项目则通过市场化竞价确定机制电价。

未来市场化电价的定价机制将会持续更新，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。

可再生能源补贴暂停回款

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。

152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，已纳入补贴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：

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

153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。

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。

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，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）的通知，明确：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，目标上网电价0.262元/千瓦时，新建项目疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价），按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持；疆内实际交易电价高于市场均价，按照实际交易电价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持。

市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再予以电价支持。2021年以前年度建成的项目上网电价政策保持不变。

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

154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。”由于目前新疆区域尚未针对《通知》出台具体的执行细则，目前尚无法预计新规对本次募投项目市场化交易结算电价的影响，但根据《通知》总体思路：“按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。”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。

155可再生能源补贴暂停回款

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停回款因素的影响。

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。

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2023-2024年期间已建投运、在建风电项目，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311682.86252722.21389.60315.90

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，该等已建项目尚未完成竣工

156决算，投资金额及设备金额均来自各项目可研报告。

（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。上表测算中，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 389.60 万元/MW，单位设备投资为 315.90万元/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。

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

157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：

单位：万元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

3.1台/套41208.864835.42109.694945.11套设备）

3.2配电装置设备---6059.06683.326742.38无功补偿系统（SVG-±36Mvar、

3.3套2+4360、4802653.2024.692677.89SVG-±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-58054.334584.4362638.76

4.1电池系统套/组160333.8453413.692833.8356247.42

4.2 PCS 及升压系统 台/套 - - 4590.07 373.37 4963.44

4.3电力电缆及母线----1359.061359.06

4.4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-228579.7424142.46252722.21

158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》

本募投项目合计800风电311682.86228579.74389.60

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：

序号项目（来源）类型建设规投资总额单位总投资批复（信息公开）核准机构

159模 （万元） （万元/MW） 时间《关于新疆双杰木垒

30 万千瓦风电项目环 300M 昌吉州生

1风电+储能118000393.332024.6.11

境影响报告表的批 W 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

1000M 新疆电建

3北100万千瓦风储一风电+储能390000390.002024.11.12

W 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 650M

4风电+储能292166.36449.502024.4.24区生态环

目环境影响报告表的 W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均介于 390 万元/MW-450 万元/MW 之间，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 389.60 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

311682.86万元具有合理性。

3、进一步说明本次发行融资规模的合理性

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 31.17 亿元，募集资金投向在其中占

比为44.47%，具有合理性，其余部分将由发行人自筹解决。

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2024年末，发行人资产负债率为80.92%，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126274.09万元，长期借款余额为962588.44万元（含融资租赁款）。此外，2024年末公司偿债能力指标中的流动比率为0.78、速动比率为0.78，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。

160综上，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。

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311682.86万元，拟投入募集资金138600.00万元，剩余资金缺口为173082.86万元，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62830.60万元，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2024年12月31日，公司货币资金余额为25390.36万元。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

161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。

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、土地及其他费用投入

10545.84万元。

截至2025年5月31日，本募投项目已投入建设资金144463.70万元，其中，设备及安装工程、建筑工程132244.93万元、施工辅助及其他建安工程864.40

万元、土地及其他费用投入11354.37万元。

本次募投项目设备及安装工程、建筑工程计划投资金额为27.55亿元，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。

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

1311682.86138600.00-138600.00

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371082.86198000.0015074.53182925.47

162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301565.2196.75%--

1.1施工辅助工程4202.551.35%-资本性支出

1.2设备及安装工程252722.2181.08%130000.00资本性支出

1.3建筑工程22792.967.31%8600.00资本性支出

资本性支出、非资

1.4其他费用16122.285.17%-

本性支出

1.5基本预备费2958.400.95%-非资本性支出

1.6建设期利息2766.810.89%-非资本性支出

2送出工程10117.653.25%--

2.1建设施工及设备投资10000.003.21%-资本性支出

2.2建设期利息117.650.04%-非资本性支出

静态投资合计308798.4099.07%138600.00-

建设期利息合计2884.460.93%--

项目总投资311682.86100.00%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。

同期策划的发行人与能源集团、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

163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，经与能源集团沟通，为避免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

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：

公司与能源集团、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。

1642024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。

2024年8月，公司与能源集团、北疆公司完成《委托经营管理协议》的签署。

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。

165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。

166北疆公司之《委托经营管理协议》

（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。

（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。

167北疆公司之《委托经营管理协议》

（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。

（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。

168哈密清洁能源之《委托经营管理协议》

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。

（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。

169哈密清洁能源之《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，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。”《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竞争方的同类收入或者毛利占发行新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责册管理办法>第十二条、第人主营业务收入或者毛利的比例达任公司2024年度营业收入为25789.41

十三条、第三十一条、第百分之三十以上的，如无充分相反万元，毛利为14404.60万元，占上市公四十四条、第四十五条和<证据，原则上应当认定为构成重大司同期营业收入的比例为26.57%，占上

170文件名称文件要求实际情况和协议约定内容

公开发行证券的公司信息不利影响的同业竞争。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有重大不利影响的同业竞争；北疆公司

57号——招股说明书>第下属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

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）产生。

《监管规则适用指引——上市公司已与控股股东和竞争公司控股发行类第6号》

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条所述同业事项，本集团作为立新能源间接控股股东上市公司及竞争方针对构成重大不期间，承诺自本次收购完成之后的5年利影响的同业竞争已制定明确可行内，在适用的法律法规及相关监管规则的整合措施并公开承诺。

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委托管理、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）控股股东在承诺中已说明同业竞争的具《上市公司监管指引第4履约方式、履约时限、履约能力分体情况和解决措施，自身的权利义务和号——上市公司及其相关析、履约风险及防范对策；（三）行为规范，履约义务及违约的赔偿责任方承诺》履约担保安排，包括担保方、担保和具体赔偿范围，内容具体可执行，符方资质、担保方式、担保协议（函）合相关要求。

主要条款、担保责任等（如有）；

171文件名称文件要求实际情况和协议约定内容

（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。

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已解决上述同业竞争”；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。

根据《委托经营管理协议》，发行人与能源集团等相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，能够有效保障立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，发行人与能源集团不存在其他同业竞争，且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。

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委托管理、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，能源集团应于2029年11月11日前解决相关同业竞争。

172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。

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。

1732024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%

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。

1742025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

1311682.86138600.00-138600.00

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371082.86198000.0015074.53182925.47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；

2、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；

1754、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。

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

176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%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；补充流动资金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 31.17 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4月30日，本募投项目已投入建设资金126396.64万元，

177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。

10、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。

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“（九）前次募投项目效益不达预期的风险”及“第七节与本次发行相关的风险因素”之“二、募集资金投资项目风险”之“（五）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停回款等因素的影响。

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

178属于新建平价发电项目，不再享有可再生能源发电补贴，因此不会受到可再生

能源补贴暂停回款的影响，但该项目与上述两个项目均位于新疆哈密地区，同样会受到当地风资源波动的影响，与此同时，随着电力行业深化改革的不断推进，市场化交易的电价形成机制将会不断更新，亦有可能会对本次募投项目的效益实现造成不利影响。”

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“（七）募集资金投资项目效益没有达到预期的风险”及“第七节与本次发行相关的风险因素”之“二、募集资金投资项目风险”之“（一）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。该项目是公司在深入分析行业发展趋势和市场需求水平，以及公司自身发展战略和技术条件的基础上做出的投资决策。公司对该项目进行了充分的可行性论证。但如果公司所处行业发生周期性变化、行业竞争加剧、产业政策突变等，不排除产品价格出现下降的可能。随着我国电力市场化交易改革进程不断推进，以及主管部门对《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）的发布，未来新建可再生能源发电项目的售电机制将全部由市场化形成，这将导致售电价格呈现波动趋势；此外，本次募投建设于新疆哈密地区，受益于哈密地区风光资源的优渥特性，近年来，本地风光发电项目呈现持续增长态势，未来如果发生本地用电需求降低或疆电外送消纳能力不足等情形，可能会导致该地区的限电率大幅提升。上述因素可能会导致本次募集资金投资项目没有达到预期效益。”

179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：

发行人说明

发行人本次向特定对象发行 A 股股票申请于 2025 年 4 月 28 日获深圳证券

交易所受理，自本次发行申请受理日至本回复报告出具日，发行人及保荐人持续关注媒体报道，通过网络检索等方式对发行人本次再融资相关媒体报道情况进行了核查，自发行人本次发行申请获深交所受理以来，剔除简讯及相关公告消息，主流媒体中尚未出现社会关注度较高、传播范围较广、可能影响本次发行的报道，无重大舆情或媒体质疑情况，未出现对发行人信息披露的真实性、准确性、完整性进行质疑的情形。本次发行申请文件中与媒体报道关注的问题相关的信息披露真实、准确、完整，不存在应披露未披露的事项。

180中介机构核查情况

1、核查程序

通过网络检索等方式检索发行人自本次发行申请获深圳证券交易所受理以

来相关媒体报道的情况，查看是否存在与发行人相关的重大舆情或媒体质疑，并与本次发行相关申请文件进行对比。

2、核查意见经核查，保荐机构认为：发行人自本次发行申请获深圳证券交易所受理以来无重大舆情或媒体质疑。发行人本次发行申请文件中与媒体报道关注的问题相关的信息披露真实、准确、完整，不存在应披露未披露的事项。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。

（以下无正文）181（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182（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

183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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