关于上海证券交易所
《关于中节能风力发电股份有限公司向特
定对象发行股票申请文件的审核问询函》
的回复
致同会计师事务所（特殊普通合伙）
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关于上海证券交易所
《关于中节能风力发电股份有限公司向特定对象发行股票
申请文件的审核问询函》的回复
致同函字（2026）第 110A003830 号
上海证券交易所（以下简称“贵所”）：
根据贵所于 2026 年 4 月 3 日出具的《关于中节能风力发电股份有限公司
向特定对象发行股票申请文件的审核问询函》（上证上审(再融资)〔2026〕95
号）（以下简称“问询函”），致同会计师事务所（以下简称“我们”或
“本所”）对问询函中提到的需要中节能风力发电股份有限公司（以下简称
“节能风电公司”或“公司”或“发行人”）向特定对象发行股票的申报会
计师说明或发表意见的问题进行了认真核查，现将有关问题的核查情况和核
查意见回复如下：
我们提醒本回复审阅者关注：
因此无法对上述期间的财务信息发表审计或审阅意见与结论。以下所述的核
查程序及核查结论仅为协助节能风电公司回复贵所问询函之目的，不构成审
计或审阅。
差异，或部分比例指标与相关数值直接计算的结果在尾数上有差异系四舍五
入造成。
问询函问题 2、关于经营情况
根据申报材料，1）报告期各期，发行人营业收入分别为 524,019.29 万元、
各期末，发行人应收账款账面价值分别为 509,606.00 万元、647,847.88 万元、
请发行人说明：（1）结合可再生能源补贴等行业政策、市场发展趋势、
公司市场化交易电量及上网电价变动、税收政策变化等对公司项目的影响等，
说明报告期内公司归母净利润下滑的原因，与同行业可比公司的对比情况，
相关因素是否对公司经营业绩产生持续影响，并完善风险提示；（2）报告期
内风电项目是否纳入补贴清单，相关补贴收入确认是否符合企业会计准则的
要求，对经营业绩的可能影响；（3）报告期内公司应收账款余额增长的原因，
结合电费及补贴款的账龄结构、期后回款及逾期情况、相关政策变化等，说
明公司应收账款坏账准备计提是否充分；（4）自本次董事会决议日前六个月
至今，公司实施或拟实施财务性投资（含类金融业务）的具体情况；最近一
期末公司是否存在持有金额较大、期限较长的财务性投资（包括类金融业务）
情形。
请保荐机构及申报会计师核查并发表明确意见。
核查情况
一、结合可再生能源补贴等行业政策、市场发展趋势、公司市场化交易
电量及上网电价变动、税收政策变化等对公司项目的影响等，说明报告期内
公司归母净利润下滑的原因，与同行业可比公司的对比情况，相关因素是否
对公司经营业绩产生持续影响，并完善风险提示；
（一）结合可再生能源补贴等行业政策、市场发展趋势、公司市场化交
易电量及上网电价变动、税收政策变化等对公司项目的影响
（1）具体内容
近年来，我国可再生能源补贴政策总体呈现两大方向：一是加快推进新
能源项目由“补贴时代”向“全面平价时代”过渡；二是对历史存量项目补贴开展
核查与规范认定。具体政策内容概括如下：
（发改价格〔2019〕882 号）提出，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。对
执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份
的指导价。
项的通知》（发改价格〔2021〕833 号），自 2021 年起，对新备案集中式光伏
电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021 年
新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。
根据上述政策安排，已符合条件的存量补贴项目在全生命周期内仍按原
政策享受补贴。
的通知》，并组织在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查核查工作，核
查工作意在明确和规范后续补贴发放的推进，加强和优化可再生能源补贴资
金使用管理。其中发电企业自查范围为截止到 2021 年 12 月 31 日已并网，有
补贴需求的风电、集中式光伏发电和生物质发电项目。2022 年 9 月，前述三
部门联合发布《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》，其核心内容是针对当时全国范围开展的可再生能源发电补贴核查工作
中遇到的疑难问题，进行了统一和明确的解释，以规范存量项目的补贴认定
工作。
合规项目清单。截至本回复报告出具日，后续合规项目清单落地及公布时间
仍不明确。
（2）对公司项目的影响
公司存量享受补贴的可再生能源发电项目，在全生命周期核定的合理利
用小时数范围内，电价及补贴收益保持稳定，不受政策调整影响；公司平价
上网项目执行燃煤发电基准价及市场化电价机制，政策变动未对其电价形成
明显直接不利冲击。受平价项目占比持续提升、无补贴电价水平低于存量补
贴项目电价等因素综合影响，公司整体可再生能源发电业务平均上网电价将
呈下降趋势。
（1）具体内容
从国家战略层面看，在中共中央、国务院关于“双碳”目标及新型能源体系
建设的总体部署下，我国持续推动新能源行业高质量发展，风电、光伏等清
洁能源已成为能源结构转型的核心方向。近年来，国家通过规划引导、项目
基地化开发及电力体制改革等多种方式，持续加大新能源装机规模布局力度，
推动新能源发电逐步由补充能源向主体能源转变。
从装机发展趋势看，伴随“沙戈荒”大型风电光伏基地建设及跨区域输电通
道加快推进，新能源装机规模保持较快增长态势，新增装机占比持续提升，
在电力系统中的地位不断强化。同时，新能源项目逐步由分散式开发向规模
化、基地化、集约化发展转变，有利于提升整体开发效率及资源利用水平。
根据国家能源局数据，2025 年，我国风电、太阳能发电发展取得新成绩。
一是 2025 年全国新增风电、太阳能发电装机超 4.3 亿千瓦（其中风电 1.2 亿千
瓦，太阳能发电 3.18 亿千瓦），同比增长 22.0%，再创历史新高。风电、太阳
能发电累计并网装机达到 18.4 亿千瓦，占比达到 47.3%，历史性超过火电。二
是电力消费“含绿量”持续提升，2025 年全国风光发电量同比增长 25%，占发电
量比重达到 22%，有力带动可再生能源电量占发电量比重达到近 4 成。
“十四五”以来，我国以风光为代表的新能源发展速度前所未有，累计装机
规模达到 2020 年底的 3.4 倍，转型贡献日益突出，电量占比累计提升 12 个百
分点以上，圆满完成“十四五”规划各项目标任务，实现了大规模、高比例跃升
式发展，为 2030 年前如期实现碳达峰和 2035 年自主贡献目标奠定了坚实基础。
在上述政策导向及产业趋势推动下，新能源装机规模的持续扩张具备较
强的确定性，风电、光伏等清洁能源将在未来电力供给体系中承担更为重要
的角色，为行业长期发展提供稳定支撑。
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》（“136 号文”），
明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场化交易形成电价，
并同步建立配套的价格结算与调节机制，标志着新能源电价由政策定价向市
场定价加速过渡。
具体来看，136 号文以 2025 年 6 月 1 日为划分节点，对存量项目与增量项
目实行差异化安排：对于存量项目，在电量规模及价格机制上延续既有保障
性政策安排，机制电价原则上不高于当地煤电基准价，实现平稳过渡；对于
增量项目，则通过市场化竞价方式确定机制电价，相关电量规模与消纳责任
权重动态匹配，电价形成机制更加市场化。
同时，136 号文引入“多退少补”的差价结算机制，将市场交易均价与机制
电价之间的差额纳入系统运行费用进行统筹调节，在维持存量项目收益稳定
的同时，对增量项目形成一定收益托底机制。总体来看，在新能源全面入市
背景下，电价形成将更多受市场供需关系、区域电力结构及交易机制等因素
影响，电价波动性有所增强，但通过配套机制安排，行业整体收益预期仍具
备一定稳定性。
根据中共中央、国务院关于构建新型能源体系的相关部署，到 2030 年我
国非化石能源消费比重将提升至约 25%，新能源发电装机占比预计超过 50%，
并逐步成为电力装机主体；同时，“十五五”期间将持续推进风电、光伏等新能
源规模化发展，新增装机保持较高水平。上述政策导向为新能源发电装机规
模持续增长提供了明确的中长期制度基础。
从电力需求侧看，2025 年我国全社会用电量首次突破 10 万亿千瓦时，达
到 10.37 万亿千瓦时，同比增长 5.0%，电力消费规模持续扩大。在产业结构升
级背景下，高端制造业、电气化水平提升将持续带动用电需求增长；同时，
新能源汽车、充换电基础设施及数字经济等新兴领域用电需求快速释放，叠
加居民生活用电稳步增长，电力需求具备较强的刚性增长特征。
在供需两端共同作用下，新能源作为新增电力供应的主要来源，其装机
规模扩张与发电量增长具备较强的可持续性。风电、光伏等新能源发电形式
预计将持续承担新增电力需求的主要增量，对行业长期稳定发展形成支撑。
从行业发展阶段来看，国内风电行业早期投产项目占比较高，由于彼时
风电设备及建设成本整体处于较高水平，相关存量项目在运营期内对应的折
旧摊销负担相对较重，对行业平均度电成本形成一定支撑。随着产业链进一
步完善及“抢装潮”的结束，风电设备价格整体呈下降趋势，新建项目单位造价
持续下行，新增装机对应的度电成本已有所降低。
在此背景下，伴随早期高成本项目逐步完成折旧周期，以及近年来低造
价新建项目占比持续提升，行业整体度电成本呈现结构性下行趋势。在电价
市场化程度逐步提升、价格中枢存在一定波动或下行压力的情况下，上述成
本端改善有助于维持行业合理的度电毛利水平。未来随着风电机组大型化、
关键零部件技术进步及制造效率提升，风电项目单位千瓦造价仍具备进一步
下降空间，预计将持续推动行业度电成本优化。
（2）对公司项目的影响
对于 2025 年 6 月 1 日以前投产的新能源存量项目：机制电量与现行具有
保障性质的相关电量规模政策妥善衔接，机制电价按现行价格政策执行，不
高于当地煤电基准价，因此存量项目整体受影响程度相对较低；机制外电量
交易电价由市场形成，受供需等因素影响，价格存在波动。此外，针对享有
财政补贴的存量新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照
原有规定执行。
因此，在机制电价政策和补贴政策的保障下，136 号文对发行人存量项目
未来电价影响程度相对较小。
对于 2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目：纳入机制电量的规模及
机制电价需通过市场化竞价的方式确定，伴随政策逐步落地，后续各地竞价
结果存在不确定性，可能导致增量项目的机制电量及机制电价水平存在不确
定性；机制外电量交易电价由市场形成，受供需等因素影响，价格存在一定
波动。
因此，根据 136 号文，在供需因素及市场竞价的情况下，发行人 2025 年 6
月 1 日后投产的项目未来的电价情况相比存量项目预计存在下行风险。
从公司总体而言，随着未来新项目陆续投产，增量项目将依据当前电力
市场化改革的政策导向，通过市场竞争形成其上网电价。基于当前市场供需、
政策情况及影响，预计未来公司整体电价可能面临一定结构性调整压力。公
司将通过建立专业的交易团队，优化交易策略，确保公司上网电价按照利益
最大化竞价，同时积极拓展绿证交易、独立储能等多项业务，促进公司项目
收益最大化。
在宏观经济稳步发展及“双碳” 战略推进的共同驱动下，我国全社会用电需
求预计将维持长期增长态势。而风电、光伏作为新增电力的主要供给来源，
其装机规模与发电量均呈现高速增长，并保持了高水平的利用率。因此，无
论从满足宏观电力需求增长的角度，还是从新能源自身发展的情况来看，未
来新增发电电量预计将维持良好增长态势，大幅下滑的风险较低。
从全国新能源装机政策来看，2025 年 9 月，我国宣布新一轮国家自主贡
献目标，明确提出风电和太阳能发电总装机容量将达到 2020 年的 6 倍以上、
力争达到 36 亿千瓦。作为实现“双碳”目标与能源革命的核心抓手，风电装机
将在能源绿色低碳转型中发挥决定性作用，其主导地位将持续巩固。
从公司项目储备情况来看，公司目前已获取的尚未并网的风电装机 312.7
万千瓦，具有显著的增长空间。
一方面，在国家持续推动新能源装机规模提升、电力需求保持刚性增长
的背景下，新能源作为新增电力供应主体的地位不断强化，有利于公司装机
规模、发电量及售电量持续增长，并为存量项目消纳和经营规模扩张提供支
撑。另一方面，随着新能源上网电价全面市场化，公司整体电价水平将更多
受市场供需及交易机制影响，电价波动性有所提升，进而对收入及盈利水平
带来一定不确定性。
同时，伴随行业单位造价持续下降及新建项目占比提升，公司整体度电
成本呈下降趋势，有助于在一定程度上对冲电价下行压力。发行人亦持续通
过推进精品工程、优化增量项目质量效益等方式提升项目收益水平。作为国
内较早实现专业化、规模化风电开发的主体，发行人具备新能源大基地及海
上风电开发的资源优势，能够优先布局消纳条件较好、出力特性较优的项目，
在机制电价模式下有望取得相对更优的项目收益水平。
综上，在装机规模扩张、电价市场化及成本下降等因素共同作用下，公
司未来风电及光伏发电项目收入预计仍具持续增长基础，未来电力销售价格
中枢预计有所下降但总体可控，新增发电电量预计不存在大幅下滑风险，公
司整体盈利能力有望保持稳健。
（1）具体内容
近年来，我国电力市场化改革持续深化，全国统一电力市场建设明显提
速，电力交易机制正由“计划主导”加快向“市场主导”转变。2025 年 1 月，国家
发展改革委、国家能源局印发《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》（发改价格〔2025〕136 号），明确新能源上网电量
原则上全部进入电力市场、上网电价通过市场交易形成，并在市场外建立新
能源可持续发展价格结算机制。具体而言，针对 2025 年 6 月 1 日前投产的存
量项目，机制电价按现行价格政策执行，原则上不高于当地煤电基准价；针
对 2025 年 6 月 1 日起投产的增量项目，则由各地按年度组织竞价形成机制电
价，相关电量规模与消纳责任权重、用户承受能力等因素动态衔接。“多退少
补”的差价结算机制同步建立，在强化价格市场化形成的同时，对新老项目收
益实现平稳衔接。
从改革进展看，新能源全面入市已进入加快落地阶段。2025 年，全国电
力市场交易电量达到 6.64 万亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量比重
提升至 64.0%；同期绿色电力交易电量达到 3,285 亿千瓦时，同比增长 38.3%，
反映出市场化交易规模、跨区配置能力及绿色电力交易活跃度均在持续提升。
实施意见》，提出到 2030 年基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电
量占全社会用电量比重达到 70%左右，显示电力市场化改革已由前期试点探
索进入全面深化和体系化建设阶段。
具体而言，136 号文提出了新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制
的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣
除差价。通过“多退少补”的差价结算方式，使得企业能够拥有稳定的收益预期，
有助于新能源项目在入市后获得合理稳定回报，保障新能源中长期盈利能力
的稳定性，有助于新能源行业高质量健康发展。
（2）公司市场化交易电量及上网电价变动情况
报告期内，公司市场化交易电量及占比情况、平均上网电价（不含增值
税）情况具体如下：
单位：万千瓦时、元/KWh
项 目 2025 年 1-9 月 2024 年度 2023 年度 2022 年度
市场化交易电量 562,954 639,128 509,568 624,289
风电平均上网电价 0.375 0.420 0.424 0.445
报告期各期，公司市场化交易电量分别为 624,289 万千瓦时、509,568 万千
瓦时、639,128 万千瓦时和 562,954 万千瓦时，2023 年起，公司市场化交易电量
规模整体呈逐年提升的趋势，符合国家整体新能源专项市场交易的政策导向。
其中，公司 2023 年度较 2022 年度市场化交易电量有所下降，主要系 2023 年起，
公司部分配套外送项目电量重新分类为保障性电量交易，导致市场化交易电
量有所下降。2）平均上网电价逐年下降，符合电力价格市场化定价趋势
报告期各期，公司风电平均上网电价分别为 0.445 元/千瓦时、0.424 元/千
瓦时、0.420 元/千瓦时和 0.375 元/千瓦时，整体呈下降趋势，主要系新能源上
网电价市场化改革持续推进所致。一方面，公司新增项目为平价项目，上网
电价不再享有补贴，因此公司整体平均上网电价有所下降；另一方面，新能
源发电项目参与市场化交易的电量对应交易价格通常低于当地燃煤发电基准
价或保障性电价水平，随着公司市场化交易电量占比持续提升，市场化交易
电价对整体平均上网电价的影响进一步增强。在上述两方面因素共同作用下，
公司报告期内平均上网电价呈现逐步下降趋势，符合电力价格市场化定价的
发展方向。
受 136 号文影响，公司项目未来电价形成机制将由政策保障逐步转向市场
化交易，其中存量项目因机制电价及补贴政策衔接，整体影响相对较小；增
量项目则需通过市场化竞价确定机制电价，未来电价水平存在一定不确定性，
预计低于存量项目电价。整体来看，随着新投产项目占比提升，公司项目整
体电价中枢预计面临一定下行压力，但公司预计通过优化交易策略、统筹量
价安排及拓展绿电绿证交易等方式，尽可能稳定项目收益水平。
（1）具体内容
可再生能源领域涉及的重要税收政策为财政部、海关总署、税务总局于
公告，陆上风电自 2025 年 11 月起不再享受“增值税 50%即征即退”的优惠政策，
海上风电增值税优惠政策延续两年至 2027 年末。风电行业增值税优惠政策将
从“全面适用”逐步转为减少或取消的状态。
（2）对公司项目的影响
根据上述政策，陆上风电项目即征即退优惠取消后，相关项目退税金额
预计减少，对经营业绩将产生一定负面影响；海上风电项目优惠暂延续至
别为 8,494.79 万元、10,094.92 万元、11,081.14 万元、7,828.70 万元。整体来看，
税收政策调整预计将对公司风电项目收益水平产生一定不利影响。
（二）说明报告期内公司归母净利润下滑的原因，与同行业可比公司的
对比情况
发行人在报告期内的营业收入、成本、期间费用及归母净利润情况如下：
单位：万元
项 目
金额 同比变动 金额 同比变动 金额 同比变动 金额
营业收入 341,031.06 -9.55% 502,697.76 -1.74% 511,590.60 -2.37% 524,019.29
营业成本 195,057.29 2.21% 254,451.86 7.29% 237,159.18 7.76% 220,083.90
营业毛利 145,973.78 -21.60% 248,245.90 -9.54% 274,431.41 -9.71% 303,935.39
期间费用 61,797.26 -5.90% 87,563.52 -10.10% 97,398.79 -12.90% 111,821.81
净利润 77,987.66 -24.18% 137,143.06 -13.56% 158,650.27 -9.10% 174,530.10
少数股东损益 2,958.77 -4.65% 4,137.62 -45.19% 7,548.81 -34.40% 11,507.03
归属于母公司
股东的净利润
注：2025 年 1-9 月变动比例系年化后与 2024 年进行比较。
报告期内，发行人营业收入分别为 524,019.29 万元、511,590.60 万元、
系营业收入同比下降，营业成本同比上升所致，具体包括平均电价下降、弃
风率上升及新增运营项目营业成本增加等因素所致。具体情况如下：
电力市场化改革导致平均电价下降，同时弃风率上升，引致公司营业收
入下降。报告期内，公司风电平均上网电价分别为 0.445 元/千瓦时、0.424 元/
千瓦时、0.420 元/千瓦时和 0.375 元/千瓦时，整体呈下降趋势，主要系新能源
上网电价市场化改革持续推进所致。
此外，报告期内公司弃风率分别为 8.26%、9.00%、10.33%和 16.96%，整体
呈现增长趋势。公司风电项目所在地区弃风率增长，主要受本地电力消纳能
力相对不足及外送通道建设节奏滞后等因素影响，新能源整体消纳压力较大，
导致公司弃风损失增加，从而对盈利水平形成一定压力。上述因素共同导致
报告期内公司营业收入有所下降。
公司新增装机项目增加、折旧增加，引致公司营业成本增长。报告期内，
公司营业成本主要为电力销售成本，具体构成如下：
单位：万元
成本 2025 年 1-9 月 2024 年 2023 年 2022 年
主营业务 194,304.09 253,046.06 235,892.76 218,298.76
其中：电力销售 194,283.92 253,024.99 235,864.66 218,277.02
其中：绿证销售 20.17 21.07 28.09 21.74
其他业务 753.20 1,405.80 1,266.43 1,785.14
合 计 195,057.29 254,451.86 237,159.18 220,083.90
报告期内，公司电力销售成本拆分情况如下：
单位：万元
电力成本分析 2025 年 1-9 月 2024 年 2023 年 2022 年
折旧 153,835.85 192,552.76 180,120.15 165,440.00
人工 12,158.80 17,370.41 16,626.45 15,370.12
修理费及机物
料消耗
其他 23,031.49 34,744.82 32,138.36 30,242.10
合 计 194,283.92 253,024.99 235,864.66 218,277.02
风电行业公司营业成本构成主要为风机设备折旧。报告期内，随着公司
新增项目陆续并网投产，在建工程转固规模增加，折旧、运维等成本相应上
升，带动营业成本增长，并对利润空间形成一定挤压。
综上所述，公司归母净利润下滑主要系电价下降、弃风率上升导致的营
业收入同比下降，与新增项目折旧增长导致的营业成本同比上升所致，与行
业发展趋势、公司实际情况保持一致。
公司及同行业上市公司近三年及一期归母净利润情况如下表所示：
单位：万元
公司名称 2025 年 1-9 月 2024 年度 2023 年度 2022 年度
三峡能源 431,288.91 611,142.67 718,108.67 715,547.59
中闽能源 32,801.14 65,114.63 67,847.35 72,909.07
新天绿能 155,867.32 167,236.70 220,747.35 229,411.63
龙源电力 439,282.56 634,528.74 624,928.73 511,218.89
节能风电 75,028.89 133,005.44 151,101.47 163,022.68
由上表可知，公司受行业变化影响，报告期内归母净利润有所下滑，与
同行业可比公司三峡能源、中闽能源与新天绿能变动趋势基本保持一致。龙
源电力 2023 年度与 2024 年度归母净利润小幅增长，主要由于龙源电力新能源
装机规模的提升带动了风电、光伏及其他可再生能源的发电量、售电量，使
得相应收入呈现持续的增长。
此外，根据《中国三峡新能源（集团）股份有限公司关于 2025 年第三季
度业绩说明会召开情况的公告》，2025 年前三季度，三峡能源利润总额较上
年同期（调整后）下降 21.49%，主要原因：一是受电源分布和各地区消纳情
况综合影响，发电平均利用小时数同比下降；二是上网电量结构变化和市场
化交易电量比重上升，综合平均电价同比下降；三是随着并网项目陆续投产，
折旧及运营成本随在建工程转固同比增加，营业成本同比增长 17%。上述业
绩下滑原因与发行人基本保持一致。
综上所述，公司报告期内业绩变动与风电行业整体趋势一致，主要受平
均上网电价下降、弃风率增长影响及新增运营项目成本增加等因素共同影响，
具有行业普遍性，与可比公司情况基本一致。
（三）相关因素是否对公司经营业绩产生持续影响，并完善风险提示
报告期内，随着新能源电力市场化交易规模持续扩大，发行人市场化交
易电量占比逐年提升，叠加部分区域弃风率上升、可利用小时数下降以及新
增投运项目折旧和运营成本增加等因素，发行人经营业绩有所承压。前述相
关因素预计在未来一段时间内仍将持续，对发行人经营业绩具有持续影响；
但结合发行人现有项目结构、项目储备情况、运营管理能力及未来发展举措，
上述影响整体可控，预计不会对发行人持续经营能力及经营业绩产生重大不
利影响。具体分析如下：
（1）市场化电价机制推进背景下电价存在一定波动
随着新能源上网电量全面进入电力市场，发行人未来电价将进一步受市
场供需格局、区域交易情况及市场化竞价结果等因素影响，相关政策变化对
发行人经营业绩的影响具有持续性。尤其是伴随市场化交易电量占比提升，
发行人未来电力销售价格中枢预计存在一定下行压力。
截至报告期末，发行人现有项目均为 2025 年 6 月 1 日前投产的存量项目，
相关机制电量及机制电价与现行政策已实现妥善衔接，存量项目整体受影响
程度相对较低。同时，享有财政补贴的存量新能源项目在全生命周期合理利
用小时数内仍按照原有规定执行补贴标准，因此预计相关政策调整不会对发
行人现有项目盈利能力及持续经营造成重大不利影响。
（2）发行人建立专业化的电力交易团队，持续提升交易管理能力
发行人已建立专业化电力交易团队，并持续加强电力交易能力培训与交
流，密切跟踪各区域电力市场交易规则、供需格局及价格变化，持续提升市
场研判、交易组织及报价管理能力。通过不断优化交易策略、提高交易执行
效率，发行人有望在市场化交易比例持续提升的背景下，尽可能提升度电售
价，缓释电价波动对经营业绩的不利影响。
（3）储备项目较为充足，规模增长有望对冲电价下行影响
截至本回复报告出具日，发行人已核准尚未并网的项目合计 312.7 万千瓦，
项目储备充足，增长基础坚实，预计未来年度将持续投产新项目，推动装机
规模进一步增长，并带来发电量、售电量同步提升。虽然未来平均电价可能
存在一定下降压力，但新增装机带来的发电规模增长预计将对冲部分电价下
行影响，从而在一定程度上缓解收入及盈利水平承压情况。
（4）推进风电场“以大代小”改造，增强存量资产盈利能力
发行人将积极响应国家推动工业领域设备更新政策，每年动态梳理“以大
代小”改造规划，发挥自身在项目开发、建设及运营方面的综合优势，加快推
进存量风电场改造升级工作，并最大限度争取增容空间。通过实施“以大代小”
改造，发行人有望进一步提升风资源利用效率、发电效率及资产运营效益，
增强存量资产盈利能力。
（5）优化项目布局，在电力消纳条件较好的地区增加项目数量
发行人将坚持“向东、向海、向外”发展，重点开发东部和南部市场，填补
江苏、浙江、安徽等省份空白，并积极推进海上风电项目开发建设，同时稳
步拓展海外市场。随着新增项目逐步向电力消纳条件较好、平均电价相对较
高及弃风率相对较低的区域倾斜，发行人资产区域分布将进一步优化，有助
于降低对消纳瓶颈区域的依赖，增强整体经营稳定性和抗风险能力。
（6）多元化发展拓宽收入来源
在巩固风电主业的基础上，发行人将推进“一业为主、相关多元”经营，加
快布局储能、绿色供电、购售电、分布式能源、快充设施、虚拟电厂等新兴
业务领域，并持续推进新能源技术研究与项目实践。截至本回复报告出具日，
公司已取得储能电站项目核准合计 162.10 万千瓦，相关业务的逐步拓展有助
于发行人丰富收入来源，培育新的利润增长点，进一步提升整体抗风险能力
和可持续发展能力。
（7）精细化运营降低电力业务成本
针对报告期内业绩下滑情况，发行人将坚持以“存量资产精益化运营和增
量资产高质量发展”为抓手，持续稳固风电场基本盘，推动风险可控前提下的
稳健发展。一方面，发行人将通过加强风电场精细化管理、优化设备运维、
降低停机时间、提高发电效率等措施，持续提升存量资产运营水平；另一方
面，随着新增项目投产、装机规模扩大及改造升级逐步实施，单位发电成本
预计将进一步下降。发行人具备较强的运营及成本管理优势，预计可在一定
程度上对冲未来电价波动及利用小时变化带来的不利影响。
综上所述，尽管市场化交易比例提升、平均上网电价波动及区域性消纳
压力等因素预计仍将在未来一段时间内持续影响发行人经营业绩，但发行人
可通过提升交易能力、扩大装机规模、推进“以大代小”改造、优化项目布局、
多元化发展及持续降本增效等多项措施积极应对。整体来看，上述因素对发
行人经营业绩的影响总体可控，预计不会对发行人持续经营能力及经营业绩
产生重大不利影响。
基于谨慎性原则，关于业绩下滑的风险，公司在募集说明书“重大事项提
示”与“第六节 与本次发行相关的风险因素”之“三、财务风险”已补充完善业绩下
滑风险，具体如下：
“报告期各期，公司实现营业收入分别为 524,019.29 万元、511,590.60 万元、
收入及净利润的下降主要由于平价风电项目增加、参与市场化交易规模扩大
等使得风电分部平均电价下降，同时由于“弃风限电”导致风电平均利用小时数
下降等共同影响所致。此外，随着新增项目陆续投运，在建工程转固后折旧
等营业成本相应增加，亦对公司利润水平形成一定影响。总体来看公司业绩
下滑与同行业可比公司的总体趋势基本一致。
报告期内公司业绩下滑并未改变公司的行业地位，不会导致公司主营业
务、经营模式等发生重大变化，但上述影响因素预计未来一段时间内仍可能
持续存在。若未来市场化形成的交易电价出现较大波动，市场化交易电量占
比进一步提升，或自然资源条件变化、区域消纳能力不足等导致公司整体利
用小时或弃风率出现波动，或新增投运项目导致折旧等营业成本持续增加，
可能会对公司的收入及经营业绩造成不利影响。在极端情况或多个风险叠加
的情况下，公司可能存在业绩下滑 50%以上甚至亏损的风险。”
二、报告期内风电项目是否纳入补贴清单，相关补贴收入确认是否符合
企业会计准则的要求，对经营业绩的可能影响
（一）报告期内风电项目纳入补贴清单的情况
根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建〔2012〕102
号）（该文件后被《可再生能源电价附加补助资金管理办法》财建〔2020〕5
号）替代），符合申请补助条件的项目必须按属地原则向所在地省级主管部
门提出补助申请，省级主管部门初审后联合上报三部委审核，上述部门审核
的可再生能源项目方可享受补贴。自 2012 年至 2020 年，三部委共发布了 7 批
根据 2020 年 1 月三部委发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展
的若干意见》（财建〔2020〕4 号）和《可再生能源电价附加补助资金管理办
发电企业通过国家可再生能源信息管理平台填报项目补贴申请，电网企业根
据前期确定的原则进行判断，并定期公开符合补助条件的可再生能源发电项
发电项目补贴清单。
根据 2020 年 11 月财政部发布的《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）的规定，纳入补贴清单
的前置条件为：①符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、
集中式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质
发电等项目。所有项目应于 2006 年及以后年度按规定完成核准（备案）手续，
并已全部容量完成并网；②符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需
纳入年度建设规模管理范围内，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农
林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》
（国能综新能〔2016〕623 号）要求。其中，2019 年光伏新增项目，2020 年光
伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管
理办法；③符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批
复。
司等三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》。根
据补贴自查通知要求，发电企业须对截止到 2021 年 12 月 31 日已并网，有补
贴需求的风电、集中式光伏发电和生物质发电项目开展自查工作。
整体来说，申请纳入补贴清单为非平价新能源项目申领可再生能源补贴
的必要步骤，纳入补贴清单是补贴发放的依据。而可再生能源补贴核查是由
本次补贴核查包括前期已进入补贴清单项目和正在申请进入补贴清单的项目，
本次补贴核查所产生的合规清单一定程度上可体现为对补贴清单的复核，2023
年 1 月公布的第一批合规清单仅是可再生能源发电补贴核查工作的阶段性结
果，截至目前核查工作尚未完全结束，后续批次合规清单公布安排尚不明确。
截至本回复报告出具日，根据是否纳入补贴清单及合规清单，具体分类
如下：
项 目 已纳入第一批合规清单 未纳入第一批合规清单 合计
纳入补贴清单 31 7 38
未纳入补贴清单 1 10 11
公司确认补贴收入的风电项目共计 49 个，未纳入补贴清单的项目共计 11
个，其中 1 个项目已纳入第一批合规清单、尚未进入补贴清单，尚未进入补
贴清单的主要原因为由于合规核查的开展，整体补贴清单公布有所停滞，考
虑到该等项目已满足可再生能源补贴合规性核查要求，预计后续进入补贴清
单不存在实质性障碍；另外 10 个项目既未纳入补贴清单也未纳入第一批合规
清单，公司已启动申请程序，正在积极申请进入补贴清单。。
（二）相关补贴收入确认是否符合企业会计准则的要求
发行人可再生能源补贴收入确认原则为：对于已纳入补贴清单及合规清
单的项目，于电力供应至各电厂所在地的省级电网公司时进行可再生能源补
贴收入确认，根据经电网公司确认的月度实际上网电量和合同上网电价确认
可再生能源补贴收入；对于暂未进入补贴清单或合规清单的项目，判断其中
预计未来纳入补贴清单及合规清单是否存在实质性障碍，对于不存在障碍的
项目，按照前述原则确认补贴收入。报告期内，涉及可再生能源补贴的营业
收入确认情况如下：
单位：万元
期间 2025 年 1-9 月 2024 年度 2023 年度 2022 年度
补贴收入金额 109,637.32 165,429.06 182,219.29 188,031.15
清单的 10 个项目收入金 31,434.36 45,947.07 44,207.89 48,134.58
额
（1）发行人确认收入的会计政策符合会计准则的相关规定
根据《企业会计准则一收入准则》，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，
可再生能源发电项目补贴款是国家给予符合条件的可再生能源发电项目，按
每度上网电量的价格补贴，因此发行人可再生能源发电项目补贴款项在电量
上网时即符合收入确认条件，发行人确认收入的会计政策符合会计准则的相
关规定，具体情况如下：
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，
合同中明确了双方的义务和权利，并确定了违约条款，对双方履约进行约束，
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，
明确了双方的权利和义务。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
向购电人出售符合国家标准和行业标准的电能。购电人的权利为，投资、建
设、拥有、检修、维护和运行电网。调度售电人机组出力；售电人的权利为，
投资、建设、拥有、检修、维护和运行电厂发电机组，将符合国家电能质量
标准的、除电厂厂用电以外的全部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=上网电量*（商业运行期上网电价一购电人结算电价）；
（3）售电人根据双方确认的《电量结算单》《电费结算单》开具增值税发票，
并送交购电人。购电人收到增值税发票原件后，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。
时间分布或金额
发行人履行购售电合同属于商业行为，能够为企业带来现金流量的增加，
具有商业实质。
对于应收可再生能源补贴款部分，根据《中华人民共和国可再生能源法》
《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》及《可再生能源电价附加资
金管理办法》等规定，发电企业享受的补助资金拨付主体为中央政府性质基
金，实际资金来源为国家财政资金，由国家信用保障，信用风险很低，到期
不能收回的可能性极小。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。
结上分析，发行人补贴收入满足收入合同成立的上述五个条件，因此发
行人应当在控制权转移时，即电力供应至各电厂所在地的省级电网公司时进
行可再生能源补贴收入的确认，发行人补贴收入的确认符合企业会计准则的
要求。
（2）未纳入“补贴清单”补贴收入确认符合企业会计准则的要求
发行人 11 个未纳入补贴清单的项目中，1 个项目已纳入第一批合规清单、
尚未进入补贴清单，尚未进入补贴清单的主要系由于合规核查的开展，整体
补贴清单公布有所停滞，考虑到该等项目已满足可再生能源补贴合规性核查
要求，预计后续进入补贴清单不存在实质性障碍；10 个项目既未纳入补贴清
单也未纳入第一批合规清单，公司已启动申请程序，正在积极申请进入补贴
清单。上述项目补贴收入确认符合企业会计准则的要求，具体分析如下：
根据《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5 号）的
规定，“纳入补助项目清单项目的具体条件包括：
（一）新增项目需纳入当年可再生能源发电补贴总额范围内；存量项目
需符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范
围内。
（二）按照国家有关规定已完成审批、核准或备案；符合国家可再生能
源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复。
（三）全部机组并网时间符合补助要求。
（四）相关审批、核准、备案和并网要件经国家可再生能源信息管理平
台审核通过。”
根据《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）的规定，“纳入补贴清单的可再生能源发电项目需满
足以下条件：
（一）符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中
式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电
等项目。所有项目应于 2006 年及以后年度按规定完成核准（备案）手续，并
已全部容量完成并网。
（二）符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规
模管理范围内，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林生物质发电项
目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》（国能综新能
〔2016〕623 号）要求。其中，2019 年光伏新增项目，2020 年光伏、风电和生
物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法。
（三）符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批
复。”
综上所述，纳入补贴清单的前置条件可归纳为：纳入年度建设规模或规
划规模，已完成发展改革委审批、核准或备案程序，上网电价已经价格主管
部门审核批复，并网时间符合要求。
根据《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》的要求，发电企
业须对截止到 2021 年 12 月 31 日已并网，有补贴需求的风电、集中式光伏发
电和生物质发电项目开展自查工作。
本次可再生能源补贴自查主要从项目合规性、规模、电量、电价、补贴
资金、环境保护（仅生物质发电）六个方面开展自查。
A. 关于纳入补贴清单的分析
对于新能源项目纳入补贴清单所需的具体条件分析如下：
①关于是否纳入年度建设规模或规划规模
目前新能源发电企业实际业务开展过程中，一般由所在地能源局发布规
划和年度建设规模，随后项目业主根据能源局规划和自身拟开展的项目情况，
向所在地发展改革委进行核准申请或备案工作。所谓年度建设规模或规划规
模包括特许权招标结果明确的项目规模，年度核准计划或增补计划明确的项
目规模，各省（区、市）年度开发建设方案、实施方案或调整方案明确的项
目规模，基地、试点示范类项目清单明确的规模，或全国海上风电开发建设
方案（2014-2016）、国家能源主管部门批复的各省（区、市）海上风电规划
项目规模。根据各省（区、市）年度开发建设方案、实施方案或调整方案，
或者各省份纳入指标规模的项目清单等资料。
②关于是否完成审批、核准或备案
新能源发电项目开发建设需要经过相当严格的审批程序，关于风力发电
项目，根据国务院《关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》（国
发〔2013〕19 号）规定，企业投资风力发电项目核准的审批权限已经下放至
地方政府投资主管部门，实际由各地发展改革委负责核准。关于光伏发电项
目，根据《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕329 号）文件，
光伏电站项目实行备案制管理。此外，根据国家发展改革委、能源局《关于
促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，将完善新能源项目投资核准
（备案）制度，推动风电项目由核准制调整为备案制。
③关于上网电价是否已经价格主管部门审核批复
根据《中华人民共和国可再生能源法》，可再生能源发电项目的上网电
价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区
的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根
据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。实行招标的可再生能源发电项
目的上网电价，按照中标确定的价格执行。
④关于并网时间
按照国家价格政策要求，项目执行并网时间的上网电价。其中根据《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）的规定，项目全容量并网时间由地方能源监管部门或电网企
业认定，如因技术原因等特殊原因确实无法认定的，参照《可再生能源发电
项目全容量并网时间认定办法》进行认定。
公司尚未纳入补贴清单和第一批合规清单的项目均满足上述补贴清单的
条件要求，相关项目符合纳入补贴清单的实质性条件，公司根据相关政策和
历史经验，可以合理估计其能够进入补贴名录，并取得可再生能源电价补贴
款。
是否取得当
是否纳入年 是否完成 并网时间 纳入补贴
序 地电价主管
项目名称 度建设规模 审批、核 是否符合 清单是否
号 部门的上网
或规划规模 准或备案 补贴要求 存在障碍
电价批复
青海东方华路新能源投资有
电项目
青海东方华路新能源投资有
风电项目
德令哈协力光伏发电有限公
项目
德令哈协力光伏发电有限公
司德令哈 5 万千瓦风电项目
中节能壶关店上镇分散式风
电项目
中节能温县 100MW 风电场项
目
德令哈风扬新能源发电有限
目
中节能阳江南鹏岛海上风电
项目
中节能秦州华岐 25MW 分散
式风电项目
中节能壶关县树掌风电场
（该项目已纳入合规清单）
综上所述，公司上述尚未纳入补贴清单和第一批合规清单的项目均满足
《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5 号）以及《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〕
补贴清单的条件。
B. 关于第一批合规清单的分析
由于目前补贴合规核查工作尚未完成，第一批合规清单是可再生能源发
电补贴核查工作的阶段性结果，后续批次合规清单公布安排尚不明确，且各
地核查组的核查尺度不一，发行人正在积极争取将尚未纳入第一批合规清单
的项目列入后续其他批次合规清单。
公司 10 个尚未纳入补贴清单和第一批合规清单的项目均满足《可再生能
源电价附加补助资金管理办法》（财建[2020]5 号）以及《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）对
于纳入补贴清单的可再生能源发电项目主体资格的要求，符合纳入补贴清单
的条件，未来经济利益很有可能流入。
报告期内，公司始终按照上述政策进行可再生能源补贴收入的确认，截
至本回复报告出具日，公司上述项目未收到过任何废除或调整电价的通知以
及要求退回补贴款的通知。
综上所述，公司判断，11 个暂未纳入补贴清单项目的可再生能源补贴未
来经济利益很有可能流入，公司补贴收入确认符合《企业会计准则第 14 号—
收入》的相关规定。
（3）同行业上市公司未纳入“补贴清单”或“合规清单”的项目对于补
贴所采取的会计政策情况
经查询公开披露文件，同行业上市公司对于未纳入“补贴清单”或“合
规清单”的项目补贴收入所采取的会计政策情况与发行人基本保持一致，具
体如下：
公司名称 资料来源
整体政策 项目补贴电价收入确认政策描述
本集团主营电力销售 截至 2021 年 5 月 7 日，三峡能源
业务，电力收入于电 有 40 个发电项目未纳入补贴项
力供应至各电厂所在 目清单，未纳入补贴项目清单的 2024 年 度 报
地的省电网公司时确 项目补贴电价以物价局和发改委 告 、 《 首 次 公
三峡能源 认。本集团根据经电 批复的核准电价为准，核准电价 开 发 行 股 票 招
际上网电量按合同上 进入清单具有间隔期，但根据相 （ 2021 年 5
网电价（含国家可再 关规定及电价批复，项目自发电 月）
生能源电价附加）确 投产之日起享受补贴电价，确认
认电费收入。 补贴电价收入。
对于已满足规定条件可享受电价
公 司 生 产 和 销 售 电 补贴的项目生产和销售电力，无
力，于电力供应至电 论是否纳入补贴清单。公司于电
告、《关于上
网公司时确认销售收 力供应至电网公司时确认销售收
海证券交易所
入，即月末根据购售 入，即月末根据购售电双方共同
对公司 2023 年
中闽能源 电双方共同确认的上 确认的上网电量和国家有关部门
年度报告的信
息披露监管工
门批准执行的上网电 价（含政策性补贴）确认电力产
作函的回复公
价以及竞价电价（含 品销售收入。截至 2024 年 6 月 8
告》（2024 年 6
政策性补贴）确认电 日，中闽能源尚有 1 个风电项目
月）
之日确认补贴收入。
针对补贴项目，在确认补贴收入 告 、 《 关 于 龙
电力及商品销售收入
时未区分是否纳入补贴清单； 源电力集团股
在资产的控制权转移
截至 2025 年 9 月末，公司未纳 份 有 限 公 司 向
龙源电力 至客户时（通常是在
入第一批补贴合规清单的项目数 特 定 对 象 发 行
量为 104 个，涉及的装机容量为 股 票 的 审 核 问
或交付商品时）确
认。
量的比例为 16.53%。 告》（2026 年 2
月）
电力供应至各电场所 规清单”的情况。对于目前尚未
告、《新天绿
能非公开发行 A
新天绿能 认，以经双方确认的 目，其均已列入国家核准计划及
股股票申请文
件反馈意见的
售电量，以经发改委 准、并网发电，并取得物价部门
回 复 》 （ 2021
核定的上网电价作为 的电价批复，符合国家申报可再
年 6 月）
销售单价。 生能源补贴资金的条件。
公司名称 资料来源
整体政策 项目补贴电价收入确认政策描述
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
本公司与客户之间签 纳入补贴合规项目清单实质障碍
订购售电合同，合同 的，继续按照原定补贴电价及销
通常包含电力生产、 售电量确认营业收入。
告、《向特定
传输的履约义务，以 截至 2025 年 6 月 3 日，嘉泽新能
对象发行股票
嘉泽新能 商品控制权转移时点 尚有 4 个风电项目尚未纳入“国
之募集说明书
（修订稿）》
义务通常在电力传输 入“合规清单”，均从并网发电时
（ 2025 年 6
时确认，并根据传输 即确认的补贴收入。经公司自查
月）
的电量和适用的固定 认为纳入“合规清单”不存在实质
资费率进行衡量。 障碍，继续按照原定补贴电价及
销售电量确认营业收入。共计 3
个项目不做处理。
收入的情形。
综上所述，同行业上市公司补贴收入的总体确认政策均是在电力传输至
电网时确认。报告期内，同行业上市公司未披露过收入确认相关会计政策变
业上市公司均于电力供应至电厂所在地的电网公司时按照上网电价确认电费
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
同行业上市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。
截至报告期末，11 个未纳入补贴清单的项目中，1 个项目已纳入第一批合
规清单、尚未进入补贴清单，尚未进入补贴清单的主要原因为由于合规核查
的开展，整体补贴清单公布有所停滞，考虑到该等项目已满足可再生能源补
贴合规性核查要求，预计后续进入补贴清单不存在实质性障碍。
入规模及占比情况如下：
单位：万元
项 目 2025 年 1-9 月 2024 年 2023 年 2022 年 累计
补贴收 入金额
（A）
公司营 业收入
（B）
占比（C=A/B） 9.35% 9.31% 8.88% 9.42% 9.23%
注：公司营业收入（B）为公司售电业务收入
由于目前补贴合规核查工作尚未完成，第一批合规清单是可再生能源发
电补贴核查工作的阶段性结果，后续批次合规清单公布安排尚不明确，且各
地核查组的核查尺度不一，公司正在积极争取将尚未纳入第一批合规清单的
项目列入后续合规清单。
综上所述，报告期内公司未纳入合规清单也未纳入补贴清单项目对应的
补贴收入金额占报告期内公司累计发电业务收入的比例为 9.23%，整体占比较
低。未来不列入合规清单无法确认补贴收入或退回补贴款的风险相对较低，
但最终取决于国家对未列入补贴合规清单项目的处置标准。
三、报告期内公司应收账款余额增长的原因，结合电费及补贴款的账龄
结构、期后回款及逾期情况、相关政策变化等，说明公司应收账款坏账准备
计提是否充分
（一）公司应收账款余额增长的原因、电费及补贴款的账龄结构、期后
回款及逾期情况、相关政策变化
报告期内发行人应收账款余额逐年增长，主要原因为应收账款中可再生
能源补贴部分收回期限较长，且随着公司新能源装机规模的增长，应收账款
持续累积所致。报告期期末，应收账款中应收国补余额占比为 97.12%，具体
如下：
单位：万元
项 目 2025 年 9 月 30 日 2024 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日
应收账款余额 757,118.22 769,817.25 655,161.65 515,511.43
应收国补余额 735,299.28 736,634.89 617,343.38 479,327.46
应收国补占比 97.12% 95.69% 94.23% 92.98%
发行人应收账款账面价值不断提升，与行业内可比公司情况一致，具有
合理性，应收账款账面价值增长情况与可比公司对比具体如下：
单位：亿元
公司名称 复合增长率
节能风电 74.89 76.14 64.78 50.96 15.02%
三峡能源 466.26 447.58 366.74 267.28 22.43%
中闽能源 22.64 30.57 24.45 20.00 4.60%
新天绿能 62.07 71.52 62.18 53.45 5.59%
龙源电力 426.94 432.17 353.30 271.00 17.97%
注：上表中龙源电力应收账款金额以应收款项融资科目金额列示。
可比公司中，发行人应收账款账面价值复合增长率 15.02%，低于三峡能
源 22.43%，与龙源电力 17.97%较为接近。复合增长率高于新天绿能主要系新
天绿能除新能源发电业务外还包括天然气业务，覆盖 LNG 接收站综合运营、
天然气长输管线建设及运营管理等；复合增长率高于中闽能源主要系其业务
规模较小，2025 年对应回款补贴比例较高所致，剔除该年度其 2022 年到 2024
年中闽能源复合增长率 23.62%，与发行人较为一致。
（1）电费的账龄结构
公司报告期各期末应收标杆电费账龄全部为 1 年以内，主要由于电费结
算通常按月进行，并一般于次月完成结算，因此整体账龄较短。
（2）补贴款的账龄结构
报告期各期末，公司应收补贴账款账龄构成如下：
单位：万元、%
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
（含 1 年）
年）
年）
年）
年）
合计 735,299.28 97.12 736,634.89 95.69 617,343.38 94.23 479,327.46 92.98
公司报告期各期末应收补贴账款账龄主要集中在 1 年以内、1-2 年及 2-3
年。报告期各期，公司收到国补金额 17.83 亿元、7.23 亿元、6.76 亿元、12.52
亿元，各期回款对应区间主要在账龄 3 年以上的长账龄款项。整体来看，公
司应收补贴款账龄有所增长。
报告期各期末应收账款回款情况如下：
单位：万元、%
项目 2025 年 9 月 30 日 2024 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日
应收账款余额 757,118.22 769,817.25 655,161.65 515,511.43
回款金额 47,177.45 183,769.26 251,164.88 260,885.73
回款比例 6.23% 23.87% 38.34% 50.61%
注：回款截止时间为 2026 年 3 月 31 日。
报告期各期末，公司应收账款余额期后回款比例分别为 50.61%、38.34%、
应收账款余额随业务开展而逐年增长，期后回款比例主要受当期可再生能源
补贴款发放情况影响。
公司应收账款主要分为应收标杆电费和应收可再生能源补贴。发电项目
实现并网发电后，标杆电费部分由电网公司直接支付，通常在结算的次月支
付。可再生能源补贴是由国家可再生能源发展基金先拨付相应的电价补贴给
电网公司后，电网公司向公司支付的款项，无固定发放周期，通常受进入可
再生能源补贴名录的具体时间以及补贴发放情况影响，发放周期较长，通常
在 1-4 年可以收回，期后回款比例受可再生能源补贴资金调拨进度影响较大。
可再生能源补贴款由财政部统筹下发至各地电网公司，再由各地电网公
司向发电企业支付，具体发放周期由财政部拨付时间决定，补贴款发放的时
间不固定，结算存在一定的滞后性。国家会结合每年的行业政策、资金状况、
项目的审批进度等因素综合考虑进行核算发放，近年应收补贴款的发放周期
有所延长，因此各期末应收可再生能源补贴款的余额逐渐增加，且账龄有所
延长。
由于应收可再生能源补贴款发放周期由财政部拨付时间决定，无相关文
件明确规定应收补贴款的拨付期限，无明确约定的信用期，亦不存在逾期情
况，因此应收可再生能源补贴款的账龄不直接反映其信用风险水平，其信用
风险特征没有明显变化。
知》（发改价格〔2019〕882 号）提出，2018 年底之前核准的陆上风电项目，
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。
关事项的通知》（发改价格〔2021〕833 号），自 2021 年起，对新备案集中式
光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021
年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。
根据前述政策，对于 2021 年起新核准及此前核准未按时并网的陆上风电
项目、2021 年起新备案的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财
政不再补贴，但不影响原有补贴项目在全生命周期内享有补贴，不影响原有
补贴项目的收入确认原则。
的通知》，并组织在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查核查工作，核
查工作意在明确和规范后续补贴发放的推进，加强和优化可再生能源补贴资
金使用管理，并不影响公司可再生能源补贴收入初始确认的总体原则。
（二）公司应收账款坏账准备计提是否充分
报告期各期末，发行人应收账款的坏账准备计提情况如下：
单位：万元、%
项目
期末账面余额 757,118.22 769,817.25 655,161.65 515,511.43
坏账准备 8,253.32 8,454.61 7,313.77 5,905.43
期末账面价值 748,864.91 761,362.64 647,847.88 509,606.00
坏账计提比例 1.09% 1.10% 1.12% 1.15%
报 告 期 各 期 末 ， 发 行 人 应 收 账 款 账 面 价 值 分 别 为 509,606.00 万 元 、
提比例分别为 1.15%、1.12%、1.10%、1.09%，基本保持稳定。
公司针对信用风险显著不同的金融资产单项评价信用风险，如：应收关
联方款项；与对方存在争议或涉及诉讼、仲裁的应收款项；已有明显迹象表
明债务人很可能无法履行还款义务的应收款项等。除了单项评估信用风险的
金融资产外，公司基于共同风险特征将金融资产划分为不同的组别，在组合
的基础上评估信用风险。
报告期内，公司应收账款按坏账计提方法分类如下：
单位：万元
日 期 类 别 账面余额 坏账准备 计提比例%
按单项评估计提信用减值
准备的应收账款
的应收账款
合计 757,118.22 8,253.32 1.09
按单项评估计提信用减值
准备的应收账款
的应收账款
合计 769,817.25 8,454.61 1.10
按单项评估计提信用减值
准备的应收账款
的应收账款
合计 655,161.65 7,313.77 1.12
按单项评估计提信用减值
准备的应收账款
的应收账款
合计 515,511.43 5,905.43 1.15
公司按组合计提信用减值准备的应收账款，主要分为电力销售应收账款
（国内）、电力销售应收账款（国外）、应收关联方款项、除电力应收账款
外其他应收款项，根据应收账款不同组合分别计提损失准备。具体分类如下：
项 目 确定组合的依据
组合 1： 本组合以电力销售应收账款（国内）部分作为信用特征
组合 2： 本组合以电力销售应收账款（国外）部分作为信用特征
组合 3： 除组合 1、2 以外其他应收款项
主要包括应收标杆电费和应收可再生能源补贴电费，客户集中为各地电
网公司及其他电力销售客户，客户数量较为有限且单项金额较大。应收标杆
电费形成的应收账款，欠款方为电网公司，电网公司信用及支付记录较好，
通常自出具账单日起 30-60 天内收款，账龄较短。应收可再生能源补贴电费形
成的应收账款，根据国家现行政策及财政部主要付款惯例结算，经批准后由
财政部门拨付至地方电网公司等单位，再由地方电网公司等单位根据电量结
算情况拨付至发电企业。报告期内，该组合坏账准备计提比例为 1.00%。
主要为澳大利亚电厂售电款形成的应收款项（为子公司），欠款方为
Australia Energy Market Operator Ltd（澳大利亚能源市场运营商有限公司），电费
按周结算，四周后付款，由 Australia Energy Market Operator Ltd 向澳大利亚电厂
开具 Recipient Created Tax Invoice（税务发票），发票中注明付款时间，付款时
间在发票日后一周内，客户信用及支付记录较好。报告期内，该组合坏账准
备计提比例为 0%。
主要为供热款和应收关联方款项，供热款为给小区居民供热所收款项，
客户主要为代理小区居民所收供热费用，同时，应收关联方款项为外部关联
交易款项，上述两种款项根据以往情况其存在可回收损失的可能性较低。报
告期内，该组合坏账准备计提比例为 1.00%。
公司名称 项目 2024 年末 2023 年末 2022 年末
节能风电 电力销售组合（国内） 1.00% 1.00% 1.00%
标杆电费组合 0.46% 0.36% 0.35%
三峡能源
补贴电费组合 5.02% 4.08% 3.08%
公司名称 项目 2024 年末 2023 年末 2022 年末
中闽能源 应收电费组合 2.43% 2.42% 3.97%
新能源补贴款及标杆电价
新天绿能 1.00% 1.00% 1.00%
组合
龙源电力 应收账款组合 0.74% 0.98% 1.05%
由上表可知，公司应收账款坏账计提比例与新天绿能保持一致，高于龙
源电力，低于三峡能源与中闽能源，在同行业上市公司中属于中位，应收账
款坏账准备计提充分，具有谨慎性与合理性。
四、自本次董事会决议日前六个月至今，公司实施或拟实施财务性投资
（含类金融业务）的具体情况；最近一期末公司是否存在持有金额较大、期
限较长的财务性投资（包括类金融业务）情形
（一）财务性投资及类金融的认定标准
根据中国证监会发布的《证券期货法律适用意见第 18 号》，财务性投资
包括但不限于：投资类金融业务；非金融企业投资金融业务（不包括投资前
后持股比例未增加的对集团财务公司的投资）；与公司主营业务无关的股权
投资；投资产业基金、并购基金；拆借资金；委托贷款；购买收益波动大且
风险较高的金融产品等。
围绕产业链上下游以获取技术、原料或渠道为目的的产业投资，以收购
或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及战略发展方向，不界定为财务性投资。
金额较大指的是，公司已持有和拟持有的财务性投资金额超过公司合并
报表归属于母公司净资产的百分之三十（不包括对合并报表范围内的类金融
业务的投资金额）。
根据中国证监会发布的《监管规则适用指引——发行类第 7 号》，除人民
银行、银保监会、证监会批准从事金融业务的持牌机构为金融机构外，其他
从事金融活动的机构均为类金融机构。类金融业务包括但不限于：融资租赁、
融资担保、商业保理、典当及小额贷款等业务。
（二）自本次发行相关董事会决议日前六个月起至今，公司实施或拟实
施的财务性投资情况
发行人不存在经营类金融业务的情形，自本次发行相关董事会决议日前
六个月起至今，公司不存在实施或拟实施的财务性投资和类金融业务情况。
（三）公司最近一期末不存在持有金额较大、期限较长的交易性金融资
产和可供出售的金融资产、借予他人款项、委托理财等财务性投资的情形
截至 2025 年 9 月末，节能风电与财务性投资相关的报表项目情况如下：
单位：万元
项 目 账面价值 是否包含财务性投资
其他应收款 32,330.46 否
其他流动资产 36,565.95 否
长期应收款 2,515.74 否
长期股权投资 623.46 否
其他权益工具投资 1,311.28 否
其他非流动资产 213,759.99 否
合 计 287,106.88
截至 2025 年 9 月末，公司其他应收款情况如下：
单位：万元
款项性质 期末账面余额
增值税即征即退 50% 2,274.39
保证金 29,444.71
款项性质 期末账面余额
其他 671.37
减：坏账准备 -60.00
合 计 32,330.46
截至 2025 年 9 月末，公司其他应收款账面价值为 32,330.46 万元，主要包
括保证金、押金、备用金，增值税即征即退，不属于财务性投资。
截至 2025 年 9 月末，公司其他流动资产账面价值为 36,565.95 万元，为待
抵扣进项税及预缴税金，不属于财务性投资。
截至 2025 年 9 月末，公司长期应收款账面价值为 2,515.74 万元，为工程垫
付款及生物银行维护款，均与主营业务生产相关，不属于财务性投资。工程
垫付款为公司下属公司中节能风力发电（新疆）有限公司按合营比例垫付合
营公司新疆达风变电运营有限责任公司工程款，用于该公司变电设施建设，
垫付工程款将以达风变电公司经营积累归还；生物银行维护款系子公司白石
公司根据与澳大利亚新州环保部签署的生物银行协议，向澳大利亚新州环保
部支付的土地生物维护款，未来环保部根据计划逐步将此款项返还给白石公
司，白石公司再将收到的退款投入到植被保护等维护工作中。
截至 2025 年 9 月末，公司长期股权投资为被投资合营企业新疆达风变电
运营有限责任公司，期末账面价值为 623.46 万元。
被投资企业新疆达风变电运营有限责任公司的主营业务为变电站的运营
管理（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动），其业
务属于电力生产及配套运营领域，不属于财务性投资。
截至 2025 年 9 月末，公司其他权益工具投资情况具体如下：
单位：万元
是否属
被投资公司 业务性质/经营范围 账面价值 于财务
性投资
许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电
业务；水力发电；输电、供电、受电电力设施
的安装、维修和试验；旅游业务；餐饮服务；
住宿服务。（依法须经批准的项目，经相关部
门批准后方可开展经营活动，具体经营项目以
相关部门批准文件或许可证件为准）一般项
内蒙古呼和 目：发电技术服务；储能技术服务；太阳能发
浩特抽水蓄 电技术服务；风力发电技术服务；电气设备修
能发电有限 理；工程管理服务；技术服务、技术开发、技
责任公司 术咨询、技术交流、技术转让、技术推广；园
林绿化工程施工；业务培训（不含教育培训、
职业技能培训等需取得许可的培训）；特种作
业人员安全技术培训；普通货物仓储服务（不
含危险化学品等需许可审批的项目）；物业管
理。（除依法须经批准的项目外，凭营业执照
依法自主开展经营活动）
许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电
业务；水力发电；自来水生产与供应（依法须
经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经
湖北五峰抽 营活动，具体经营项目以相关部门批准文件或
水蓄能有限 许可证件为准）一般项目：储能技术服务；工 100.00 否
公司 程管理服务；工程技术服务（规划管理、勘
察、设计、监理除外）；游览景区管理（除许
可业务外，可自主依法经营法律法规非禁止或
限制的项目）
合 计 1,311.28
内蒙古呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司与湖北五峰抽水蓄能有限公
司均从事抽水蓄能电站的投资、建设及运营管理业务，属于新能源电力系统
的重要组成部分，与公司的主营业务——风电项目的开发、建设及运营具有较
强的产业协同性。抽水蓄能电站在电网调峰、平衡新能源发电波动、保障系
统安全稳定运行等方面发挥关键作用，是风电等可再生能源消纳体系的重要
环节。
公司持有上述企业的股权，旨在通过战略性参与抽水蓄能项目建设，完
善新能源产业布局，促进上下游协同，增强公司在可再生能源领域的综合竞
争力。该等投资具备长期战略意图和产业协同效应，不以短期收益或资本增
值为主要目的，因而不属于财务性投资。
截至 2025 年 9 月末，公司其他非流动资产具体如下：
单位：万元
项 目 账面价值
预付设备工程款 26,976.40
待抵扣增值税进项税长期部分 103,632.82
风电项目前期费用 34,336.65
预付土地出让款 6,030.21
预付办公楼购置款 40,184.68
其他 2,599.22
合 计 213,759.99
截至 2025 年 9 月末，公司其他非流动资产账面价值为 213,759.99 万元，主
要为预计一年以上待抵扣进项税及预付购建长期资产款项，不属于财务性投
资。
经对最近一期财务报表相关科目逐项核查，并结合《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》的规定进行比对分析，
截至最近一期末，发行人不存在持有金额较大的财务性投资或从事类金融业
务的情形。报告期末各项涉及金融资产或可能被认定为财务性投资的报表项
目，均系围绕主营业务形成的经营性资产或产业协同投资，不属于与主营业
务无关的股权投资、产业基金投资、拆借资金、委托贷款或高风险金融产品
投资等财务性投资情形，亦不存在经营融资租赁、融资担保、商业保理、小
额贷款等类金融业务的情况。
同时，自本次发行相关董事会决议日前六个月至今，发行人不存在新投
入或拟投入财务性投资或类金融业务的情况，亦不存在应从本次募集资金总
额中扣除的财务性投资金额。
综上，自本次董事会决议日前六个月至今，公司不存在实施或拟实施财
务性投资（含类金融业务），最近一期末公司不存在持有财务性投资（包括
类金融业务）情形。
核查程序
析其对发行人的影响；了解相关政策对公司电量、电价、未来收入及业绩的
影响情况；查阅同行业上市公司的公开信息，对比分析同行业上市公司财务
情况，分析归母净利润下降的原因。
合规清单的具体条件、审批流程、补贴发放政策、可再生能源补贴核查背景、
核查内容及具体要求；获取发行人全部纳入补贴和核查范围的项目清单；针
生能源补贴收入确认情况及相关会计处理，分析是否符合《企业会计准则》
及应用指南相关要求及对发行人业绩的影响；检索同行业可比公司公开披露
信息，了解同行业可比公司可再生能源补贴和应收账款的相关情况。
公司期末应收账款余额的合理性，检查应收账款期后回款情况；查阅同行业
上市公司的公开信息，对比分析同行业上市公司的应收账款坏账准备计提政
策，检查发行人报告期各期末应收账款坏账准备计提的合理性；
查发行人最近一期末及本次董事会决议日前六个月至今是否存在财务性投资；
通过国家企业信用信息公示系统等网站查询发行人对外投资企业的情况，了
解发行人对外投资的原因和目的，对外投资企业的主营业务情况等。
核查意见
经核查，我们认为：
致平均上网电价下降与弃风率上升引致收入下降，叠加新增项目投产带来折
旧与运维成本增加引起营业成本上升所致，营业收入下降、营业成本上升共
同压制盈利水平。公司业绩变动与同行业趋势一致，具有行业普遍性。上述
影响预计短期内仍将持续，但预计不会对公司持续经营能力构成重大不利影
响；公司已完善相关风险提示。
《企业会计准则第 14 号——收入》规定，且与同行业公司不存在重大差异；
报告期内公司未纳入补贴清单及合规清单项目对应的补贴收入占比较低，不
会对公司经营业绩产生重大不利影响。
匹配；公司应收账款坏账准备计提政策与同行业公司不存在重大差异，坏账
准备计提充分、合理；
投资（含类金融业务），最近一期末公司不存在持有财务性投资（包括类金
融业务）情形。
致同会计师事务所（特殊普通合伙）
二〇二六年四月十七日
关于中节能风力发电股份有限公司
向特定对象发行股票申请文件的审核问询函的回复
众环专字（2026）0800055号
关于中节能风力发电股份有限公司
向特定对象发行股票的审核问询函的回复
众环专字（2026）0800055号
上海证券交易所：
根据贵所于2026年4月3日出具的《关于中节能风力发电股份有限公司向特定对象发行
股票申请文件的审核问询函》（上证上审（再融资）〔2026〕95 号）（以下称“问询函”）
相关问题的要求，中审众环会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称 “申报会计师”、
“本所”或“我们”）作为中节能风力发电股份有限公司（以下简称“节能风电”、“发
行人”或“公司”）向特定对象发行股票的申报会计师，对审核问询函中需要申报会计师
说明或发表意见的问题进行了认真的核查，现将有关问题的核查情况和核查意见回复如下：
注1：本所对发行人2022年度财务报表进行审计并出具了标准无保留意见的审计报告
[众环审字(2023)0201347号]。
注2：本所未对发行人2025年1-9月、2024年、2023年期间的财务报表出具审计或审阅报
告，仅针对本次问询函中需要申报会计师说明或发表意见的问题实施了检查、分析等专项
核查程序。
注3：报告期指2022年度、2023年度、2024年度及 2025年1-9月。
关于回复内容释义、格式及补充更新披露等事项的说明如下：
对象发行A股股票募集说明书（申报稿）》中的释义相同；
一、问询问题及公司答复
贵所问询问题：
“二、报告期内风电项目是否纳入补贴清单，相关补贴收入确认是否符合企业会计准
则的要求，对经营业绩的可能影响”
公司答复：
（一）报告期内风电项目纳入补贴清单的情况
根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建〔2012〕102号）（该文
件后被《可再生能源电价附加补助资金管理办法》财建〔2020〕5号）替代），符合申请
补助条件的项目必须按属地原则向所在地省级主管部门提出补助申请，省级主管部门初审
后联合上报三部委审核，上述部门审核后将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金
根据2020年1月三部委发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》
（财建〔2020〕4号）和《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号），
台填报项目补贴申请，电网企业根据前期确定的原则进行判断，并定期公开符合补助条件
再生能源发电项目补贴清单。
根据2020年11月财政部发布的《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）的规定，纳入补贴清单的前置条件为：①符合我国
可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、非自然人分布式光伏
发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006年及以后年度按规定
完成核准（备案）手续，并已全部容量完成并网；②符合国家能源主管部门要求，按照规
模管理的需纳入年度建设规模管理范围内，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林
生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》（国能综新能
〔2016〕623号）要求。其中，2019年光伏新增项目，2020年光伏、风电和生物质发电新
增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法；③符合国家可再生能源价格政
策，上网电价已获得价格主管部门批复。
合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》。根据补贴自查通知要求，发电
企业须对截止到2021年12月31日已并网，有补贴需求的风电、集中式光伏发电和生物质发
电项目开展自查工作。
整体来说，申请纳入补贴清单为非平价新能源项目申领可再生能源补贴的必要步骤，
纳入补贴清单是补贴发放的依据。而可再生能源补贴核查是由2022年3月三部委开始的针
对可再生能源补贴申领合规性开展的核查工作，本次补贴核查包括前期已进入补贴清单项
目和正在申请进入补贴清单的项目，本次补贴核查所产生的合规清单一定程度上可体现为
对补贴清单的复核，2023年1月公布的第一批合规清单仅是可再生能源发电补贴核查工作
的阶段性结果，截至目前核查工作尚未完全结束，后续批次合规清单公布安排尚不明确。
截至本回复报告出具日，根据是否纳入补贴清单及合规清单，具体分类如下：
项目 已纳入第一批合规清单 未纳入第一批合规清单 合计
纳入补贴清单 31 7 38
未纳入补贴清单 1 10 11
公司确认补贴收入的风电项目共计49个，未纳入补贴清单的项目共计11个，其中1个
项目已纳入第一批合规清单、尚未进入补贴清单，尚未进入补贴清单的主要原因为由于合
规核查的开展，整体补贴清单公布有所停滞，考虑到该等项目已满足可再生能源补贴合规
性核查要求，预计后续进入补贴清单不存在实质性障碍；另外10个项目既未纳入补贴清单
也未纳入第一批合规清单，公司已启动申请程序，正在积极申请进入补贴清单。
（二）相关补贴收入确认是否符合企业会计准则的要求
发行人可再生能源补贴收入确认原则为：对于已纳入补贴清单及合规清单的项目，于
电力供应至各电厂所在地的省级电网公司时进行可再生能源补贴收入确认，根据经电网公
司确认的月度实际上网电量和合同上网电价确认可再生能源补贴收入；对于暂未进入补贴
清单或合规清单的项目，判断其中预计未来纳入补贴清单及合规清单不存在实质性障碍的
部分，按照前述原则确认补贴收入。2022年内，涉及可再生能源补贴的营业收入确认情况
如下：
单位：万元
期间 2022年度
补贴收入金额 187,411.46
（1）发行人确认收入的会计政策符合会计准则的相关规定
根据《企业会计准则一收入准则》，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，可再生能源发电项目补贴款是国家给予符合条件的可再生能源发电项目，按每度上
网电量的价格补贴，因此发行人可再生能源发电项目补贴款项在电量上网时即符合收入确
认条件，发行人确认收入的会计政策符合会计准则的相关规定，具体情况如下：
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，合同中明确了
双方的义务和权利，并确定了违约条款，对双方履约进行约束，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，明确了双方的
权利和义务。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人出售符合国家标准和行业标准
的电能。购电人的权利为，投资、建设、拥有、检修、维护和运行电网。调度售电人机组
出力；售电人的权利为，投资、建设、拥有、检修、维护和运行电厂发电机组，将符合国
家电能质量标准的、除电厂厂用电以外的全部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
的结算电价（含税），由可再生能源发展基金承担的上网电费=上网电量*（商业运行期上
网电价一购电人结算电价）；（3）售电人根据双方确认的《电量结算单》《电费结算单》
开具增值税发票，并送交购电人。购电人收到增值税发票原件后，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。
或金额
发行人履行购售电合同属于商业行为，能够为企业带来现金流量的增加，具有商业实
质。
对于应收可再生能源补贴款部分，根据《中华人民共和国可再生能源法》《可再生能
源发展基金征收使用管理暂行办法》及《可再生能源电价附加资金管理办法》等规定，发
电企业享受的补助资金拨付主体为中央政府性质基金，实际资金来源为国家财政资金，由
国家信用保障，信用风险很低，到期不能收回的可能性极小。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。
结上分析，发行人补贴收入满足收入合同成立的上述五个条件，因此发行人应当在控
制权转移时，即电力供应至各电厂所在地的省级电网公司时进行可再生能源补贴收入的确
认，发行人补贴收入的确认符合企业会计准则的要求。
（2）未纳入“补贴清单”补贴收入确认符合企业会计准则的要求
尚未进入补贴清单的主要原因为由于合规核查的开展，整体补贴清单公布有所停滞，考虑
到该等项目已满足可再生能源补贴合规性核查要求，预计后续进入补贴清单不存在实质性
障碍；10个项目既未纳入补贴清单也未纳入第一批合规清单，公司已启动申请程序，正在
积极申请进入补贴清单。上述项目补贴收入确认符合企业会计准则的要求，具体分析如下：
根据《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）的规定，“纳
入补助项目清单项目的具体条件包括：
（一）新增项目需纳入当年可再生能源发电补贴总额范围内；存量项目需符合国家能
源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内。
（二）按照国家有关规定已完成审批、核准或备案；符合国家可再生能源价格政策，
上网电价已经价格主管部门审核批复。
（三）全部机组并网时间符合补助要求。
（四）相关审批、核准、备案和并网要件经国家可再生能源信息管理平台审核通过。”
根据《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）的规定，“纳入补贴清单的可再生能源发电项目需满足以下条件：
（一）符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、
非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006
年及以后年度按规定完成核准（备案）手续，并已全部容量完成并网。
（二）符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内，
生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项
目防治掺煤监督管理指导意见》（国能综新能〔2016〕623号）要求。其中，2019年光伏
新增项目，2020年光伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增
项目管理办法。
（三）符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批复。”
综上所述，纳入补贴清单的前置条件可归纳为：纳入年度建设规模或规划规模，已完
成发展改革委审批、核准或备案程序，上网电价已经价格主管部门审核批复，并网时间符
合要求。
根据《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》的要求，发电企业须对截止到
工作。
本次可再生能源补贴自查主要从项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保
护（仅生物质发电）六个方面开展自查。
A. 关于补贴清单的分析
对于新能源项目纳入补贴清单所需的具体条件分析如下：
①关于是否纳入年度建设规模或规划规模
目前新能源发电企业实际业务开展过程中，一般由所在地能源局发布规划和年度建设
规模，随后项目业主根据能源局规划和自身拟开展的项目情况，向所在地发展改革委进行
核准申请或备案工作。所谓年度建设规模或规划规模包括特许权招标结果明确的项目规模，
年度核准计划或增补计划明确的项目规模，各省（区、市）年度开发建设方案、实施方案
或调整方案明确的项目规模，基地、试点示范类项目清单明确的规模，或全国海上风电开
发建设方案（2014-2016）、国家能源主管部门批复的各省（区、市）海上风电规划项目
规模。根据各省（区、市）年度开发建设方案、实施方案或调整方案，或者各省份纳入指
标规模的项目清单等资料。
②关于是否完成审批、核准或备案
新能源发电项目开发建设需要经过相当严格的审批程序，关于风力发电项目，根据国
务院《关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕19号）规定，企
业投资风力发电项目核准的审批权限已经下放至地方政府投资主管部门，实际由各地发展
改革委负责核准。关于光伏发电项目，根据《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能
〔2013〕329号）文件，光伏电站项目实行备案制管理。此外，根据国家发展改革委、能
源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，将完善新能源项目投资核准（备
案）制度，推动风电项目由核准制调整为备案制。
③关于上网电价是否已经价格主管部门审核批复
根据《中华人民共和国可再生能源法》，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院
价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可
再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调
整。实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行。
④关于并网时间
按照国家价格政策要求，项目执行并网时间的上网电价。其中根据《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）的规定，项目
全容量并网时间由地方能源监管部门或电网企业认定，如因技术原因等特殊原因确实无法
认定的，参照《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》进行认定。
公司尚未纳入补贴清单和第一批合规清单的项目均满足上述补贴清单的条件要求，相
关项目符合纳入补贴清单的实质性条件，公司根据相关政策和历史经验，可以合理估计其
能够进入补贴名录，并取得可再生能源电价补贴款，确认补贴合理。
是否取得当地
是否纳入年 是否完成审 并网时间 纳入补贴
序 电价主管部门
项目名称 度建设规模 批、核准或 是否符合 清单是否
号 的上网电价批
或规划规模 备案 补贴要求 存在障碍
复
青海东方华路新能
源投资有限公司青
海德令哈50兆瓦风
电项目
青海东方华路新能
源投资有限公司青
海德令哈20万千瓦
风电项目
德令哈协力光伏发
电有限公司尕海南
一期49.5兆瓦风电
项目
德令哈协力光伏发
是否取得当地
是否纳入年 是否完成审 并网时间 纳入补贴
序 电价主管部门
项目名称 度建设规模 批、核准或 是否符合 清单是否
号 的上网电价批
或规划规模 备案 补贴要求 存在障碍
复
中节能壶关店上镇
分散式风电项目
中节能温县100MW
风电场项目
德令哈风扬新能源
发电有限公司德令
哈5万千瓦风电项
目
中节能阳江南鹏岛
海上风电项目
中节能秦州华岐
目
张北二台宇宙营风
电场项目
中节能壶关县树掌
纳入合规清单）
综上所述，公司上述尚未纳入补贴清单和第一批合规清单的项目均满足《可再生能源
电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕）以及《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）对于纳入补贴清单的可再生能源
发电项目主体资格的要求，符合纳入补贴清单的条件。
B. 关于第一批合规清单的分析
由于目前补贴合规核查工作尚未完成，第一批合规清单是可再生能源发电补贴核查工
作的阶段性结果，后续批次合规清单公布安排尚不明确，且各地核查组的核查尺度不一，
发行人正在积极争取将尚未纳入第一批合规清单的项目列入后续其他批次合规清单。
对于公司10个尚未纳入补贴清单和第一批合规清单的项目均满足《可再生能源电价附
加补助资金管理办法》（财建[2020]5号）以及《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）对于纳入补贴清单的可再生能源发电
项目主体资格的要求，符合纳入补贴清单的条件，未来经济利益很有可能流入。
报告期内，公司始终按照上述政策进行可再生能源补贴收入的确认，截至本回复出具
日，上述项目未收到过任何废除或调整电价的通知以及要求退回补贴款的通知。
综上所述，公司可再生能源补贴收入的确认金额准确、合理，确认时点谨慎、合规，
公司可再生能源补贴收入的确认和计量准确恰当，符合《企业会计准则第14号—收入》中
关于收入确认的相关规定。
（3）同行业上市公司未纳入“补贴清单”或“合规清单”的项目对于补贴所采取的
会计政策情况
经查询公开披露文件，同行业上市公对于未纳入“补贴清单”或“合规清单”的项目
对于补贴所采取的会计政策情况与发行人基本保持一致，具体如下：
发电业务收入确认
公司名称 单”的项目补贴电价收入确认政 资料来源
整体政策
策描述
本集团主营电力销
截至2021年5月7日，三峡能源有
售业务，电力收入
于电力供应至各电
单，未纳入补贴项目清单的项目
厂所在地的省电网
补贴电价以物价局和发改委批复
公司时确认。本集 2024年度报告、《首次
三峡能源 的核准电价为准，核准电价中包
团根据经电力公司 公开发行股票招股说明
确认的月度实际上 书》（2021年5月）
清单具有间隔期，但根据相关规
网电量按合同上网
定及电价批复，项目自发电投产
电价（含国家可再
之日起享受补贴电价，确认补贴
生能源电价附加）
电价收入。
确认电费收入。
对于已满足规定条件可享受电价
公司生产和销售电
补贴的项目生产和销售电力，无
力，于电力供应至
论是否纳入补贴清单。公司于电
电网公司时确认销
力供应至电网公司时确认销售收
售收入，即月末根 2024年度报告、《关于
入，即月末根据购售电双方共同
据购售电双方共同 上海证券交易所对公司
中闽能源 确认的上网电量和国家有关部门
确认的上网电量和 2023年年度报告的信息
国家有关部门批准 披露监管工作函的回复
价（含政策性补贴）确认电力产
执行的上网电价以 公告》（2024年6月）
品销售收入。截至2024年6月8
及竞价电价（含政
日，中闽能源尚有1个风电项目
策性补贴）确认电
力产品销售收入。
网之日确认补贴收入。
针对补贴项目，在确认补贴收入
电力及商品销售收
时未区分是否纳入补贴清单；截 2025年度报告、《关于
入在资产的控制权
至2025年9月末，公司未纳入第 龙源电力集团股份有限
龙源电力 转移至客户时（通
一批补贴合规清单的项目数量为 公司向特定对象发行股
公司供电或交付商
千瓦，占公司整体装机容量的比 报告》（2026年2月）
品时）确认。
例为16.53%。
风力/光伏发电收入
以电力供应至各电
“合规清单”的情况。对于目前
场所在地的电网公
司时确认，以经双
新天绿能 项目，其均已列入国家核准计划 A股股票申请文件反馈
方确认的结算电量
作为当月销售电
准、并网发电，并取得物价部门 6月）
量，以经发改委核
的电价批复，符合国家申报可再
定的上网电价作为
生能源补贴资金的条件。
销售单价。
发电业务收入确认
公司名称 单”的项目补贴电价收入确认政 资料来源
整体政策
策描述
对尚未纳入第一批补贴合规项目
本公司与客户之间 清单的项目，经自查认为不存在
签订购售电合同， 纳入补贴合规项目清单实质障碍
合同通常包含电力 的，继续按照原定补贴电价及销
生产、传输的履约 售电量确认营业收入。
义务，以商品控制 截至2025年6月3日，嘉泽新能尚 2024年度报告、《向特
嘉泽新能 权转移时点确认收 有4个风电项目尚未纳入“国补 定对象发行股票之募集
通常在电力传输时 “合规清单”，均从并网发电时 （2025年6月）
确认，并根据传输 即确认的补贴收入。经公司自查
的电量和适用的固 认为纳入“合规清单”不存在实
定资费率进行衡 质障碍，继续按照原定补贴电价
量。 及销售电量确认营业收入。共计
综上所述，同行业可比公司对于可享有补贴的风力发电、光伏发电项目发电补贴收入
的总体确认政策均是在电力传输至电网时确认。报告期内，同行业可比公司未披露过收入
确认相关会计政策变更，收入确认政策整体保持稳定。对于可享有补贴但未纳入“国补目
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。
截至 2022 年末，部分项目尚未进入补贴清单的主要原因为合规核查的开展，整体补贴清单公
布有所停滞，考虑到该等项目已满足可再生能源补贴合规性核查要求，预计后续进入补贴清单不存
在实质性障碍，2022 年情况如下：
单位：万元
项目 2022年
补贴收入金额（A） 48,134.58
公司营业收入（B） 510,789.06
占比（C=A/B） 9.42%
注：上表公司营业输入取值为电力销售收入金额（不含绿电）
由于目前补贴合规核查工作尚未完成，第一批合规清单是可再生能源发电补贴核查工作的阶段
性结果，后续批次合规清单公布安排尚不明确，且各地核查组的核查尺度不一，公司正在积极争取
将尚未纳入第一批合规清单的项目列入后续合规清单。
综上所述，报告期内公司未纳入合规清单也未纳入补贴清单项目对应的补贴收入金额占报告期
内公司累计营业收入的比例为 9.23%，整体占比较低。未来不列入合规清单无法确认部分补贴收入
或退回部分补贴款的风险相对较低，但最终取决于国家对未列入补贴合规清单项目的处置标准。
贵所问询问题：
“三、报告期内公司应收账款余额增长的原因，结合电费及补贴款的账龄结构、期后
回款及逾期情况、相关政策变化等，说明公司应收账款坏账准备计提是否充分”
公司答复：
（1）电费的账龄结构
公司报告期各期末应收标杆电费账龄全部为1年以内，主要由于电费结算通常按月进
行，并一般于次月完成结算，因此整体账龄较短。
（2）补贴款的账龄结构
公司报告期各期末应收补贴账款账龄构成如下：
单位：万元、%
项目
金额 占比
合计 479,327.46 92.98
公司报告期各期末应收补贴账款账龄主要集中在1年以内、1-2年及2-3年。
公司应收账款主要分为应收标杆电费和应收可再生能源补贴。发电项目实现并网发电
后，标杆电费部分由电网公司直接支付，通常在结算的次月支付。可再生能源补贴是由国
家可再生能源发展基金先拨付相应的电价补贴给电网公司后，电网公司向公司支付的款项，
无固定发放周期，通常受进入可再生能源补贴名录的具体时间以及补贴发放情况影响。
可再生能源补贴款由财政部统筹下发至各地电网公司，再由各地电网公司向发电企业
支付，具体发放周期由财政部拨付时间决定，补贴款发放的时间不固定，结算存在一定的
滞后性。
由于应收可再生能源补贴款发放周期由财政部拨付时间决定，无相关文件明确规定应
收补贴款的拨付期限，无明确约定的信用期，亦不存在逾期情况，因此应收可再生能源补
贴款的账龄不直接反映其信用风险水平。
格〔2019〕882号）提出，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。
（发改价格〔2021〕833号），自2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光
伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电
基准价执行。
根据前述政策，对于2021年起新核准及此前核准未按时并网的陆上风电项目、2021年
起新备案的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，但不影响原有
补贴项目在全生命周期内享有补贴，不影响原有补贴项目的收入确认原则。
组织在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查核查工作，核查工作意在明确和规范后续
补贴发放的推进，加强和优化可再生能源补贴资金使用管理，并不影响公司可再生能源补
贴收入初始确认的总体原则。
（二）公司应收账款坏账准备计提是否充分
报告期各期末，发行人应收账款的坏账计提情况如下：
单位：万元、%
项目 2022年12月31日
期末账面余额 515,511.43
坏账准备 5,905.43
项目 2022年12月31日
期末账面价值 509,606.00
坏账计提比例 1.15%
公司针对信用风险显著不同的金融资产单项评价信用风险，如：应收关联方款项；与
对方存在争议或涉及诉讼、仲裁的应收款项；已有明显迹象表明债务人很可能无法履行还
款义务的应收款项等。除了单项评估信用风险的金融资产外，公司基于共同风险特征将金
融资产划分为不同的组别，在组合的基础上评估信用风险。
报告期内，公司应收账款按坏账计提方法分类如下：
单位：万元
日期 类别 账面余额 坏账准备 计提比例%
按单项评估计提信用减值准
备的应收账款
应收账款
合计 515,511.43 5,905.43 1.15
公司按组合计提信用减值准备的应收账款，主要分为电力销售应收账款（国内）、电
力销售应收账款（国外）、应收关联方款项、除电力应收账款外其他应收款项，根据应收
账款不同组合分别计提损失准备。具体分类如下：
项目 确定组合的依据
组合1： 本组合以电力销售应收账款（国内）部分作为信用特征
组合2： 本组合以电力销售应收账款（国外）部分作为信用特征
组合3： 除组合1、2以外其他应收款项
主要包括应收标杆电费和应收可再生能源补贴电费，客户集中为各地电网公司及其他
电力销售客户，客户数量较为有限且单项金额较大。应收标杆电费形成的应收账款，欠款
方为电网公司，电网公司信用及支付记录较好，通常自出具账单日起30-60天内收款，账
龄较短。应收可再生能源补贴电费形成的应收账款，根据国家现行政策及财政部主要付款
惯例结算，经批准后由财政部门拨付至地方电网公司等单位，再由地方电网公司等单位根
据电量结算情况拨付至发电企业。报告期内，该组合坏账准备计提比例为1.00%。
主要为澳大利亚电厂售电款形成的应收款项（为子公司），欠款方为Australia
Energy Market Operator Ltd（澳大利亚能源市场运营商有限公司），电费按周结算，四
周后付款，由Australia Energy Market Operator Ltd向澳大利亚电厂开具Recipient
Created Tax Invoice（税务发票），发票中注明付款时间，付款时间在发票日后一周内，
客户信用及支付记录较好。报告期内，该组合坏账准备计提比例为0%。
前主要为供热款和应收关联方款项，供热款为给小区居民供热所收款项，客户主要为
代理小区居民所收供热费用，同时，应收关联方款项为外部关联交易款项，上述两种款项
根据以往情况其存在可回收损失的可能性较低。报告期内，该组合坏账准备计提比例为
公司电费应收账款坏账计提比例，与同行业内的上市公司对比如下：
公司名称 项目 2022年末
节能风电 电力销售组合（国内） 1.00%
标杆电费组合 0.35%
三峡能源
补贴电费组合 3.08%
中闽能源 应收电费组合 3.97%
新天绿能 新能源补贴款及标杆电价组合 1.00%
龙源电力 应收账款组合 1.05%
由上表可知，公司应收账款坏账计提比例与新天绿能保持一致，高于龙源电力，低于
三峡能源与中闽能源，在同行业上市公司中属于中位，应收账款坏账准备计提充分，具有
谨慎性与合理性。
综上，节能风电应收可再生能源补贴到期不能收回的可能性较小，整体坏账准备计提
充分。
二、核查程序及核查意见
（一）核查程序
效性；
进行对比分析，关注其收入确认的合理性;
生额进行检查测试，评价是否符合节能风电会计政策及企业会计准则的要求;
补贴发放政策、可再生能源补贴核查背景、核查内容及具体要求；获取发行人纳入补贴和核查
存在实质性障碍及相关影响;
务人员及经办人员进行访谈，了解账龄较长的应收款项产生的原因;查阅同行业上市公司的公开
信息，对比分析同行业上市公司的应收账款坏账准备计提情况，评价其恰当性和充分性。
（二）核查意见
比公司相比具有一致性。
额增长主要由于可再生能源补贴部分应收账款增长所致，报告期内，公司应收账款不存在回款
应收账款信用减值损失计提充分。
（本页无正文，系报告号“众环专字(2026)0800055号”《关于中节能风力发电股份有
限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复》签章页）
中审众环会计师事务所（特殊普通合伙） 中国注册会计师：
黄丽琼
中国注册会计师：
李倩
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