关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
关于龙源电力集团股份有限公司
向特定对象发行股票的审核问询函的回复
众环专字(2026)0200316 号
深圳证券交易所：
根据贵所于 2026 年 1 月 22 日出具的《关于龙源电力集团股份有限公司申请
向特定对象发行股票的审核问询函》（审核函〔2026〕120005 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”）作为龙源电力集团股份有限公司（以下
简称“龙源电力”、“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 2023 年度及 2024 年度财务报表进行审计并分别出具了
标准无保留意见的审计报告[众环审字(2024)0200896 号、众环审字(2025)0201249
号]。
注 2：本所未对发行人 2025 年 1-9 月、2022 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：
年度向特定对象发行 A 股股票募集说明书（修订稿）》中的释义相同；
五入所致；
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本审核问询函回复报告的字体代表以下含义：
审核问询函所列问题 黑体（加粗）
审核问询函问题的回复、中介机构核查意见 宋体（不加粗）
引用募集说明书中的内容 楷体（不加粗）
对募集说明书等文件的修改及补充 楷体（加粗）
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（以下简称项目一）和“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
降 15.67%；扣非归母净利润为 429,171.90 万元，同比下降 16.03%。报告期内，
公司风电和光伏发电平均上网电价整体呈下降趋势，主要受可再生能源补贴政策
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民币 50.00 亿元（含本数），分别将投入海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电
项目（以下简称项目一）和“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电
项目（以下简称项目二）。
项目一位于海南省东方市西部海域，项目装机容量为 50 万千瓦，拟安装 22
台单机容量 10MW 和 20 台单机容量 14MW 的海上风电机组，配套建设海上升
压站、集电海缆及送出工程等设施，并通过海底电缆接入海南电网，项目工程
总投资额 51.67 亿元。
项目二位于宁夏回族自治区中卫市沙坡头区，是“宁湘直流”配套新能源
基地的重要组成部分。项目装机规模 100 万千瓦，拟安装 140 台单机容量为
目工程总投资额预计为 42.72 亿元。
请发行人：（1）结合已建、在建和拟建电站情况，说明与募投项目在装机
容量、电力市场化改革政策安排、主要服务的省份区域的历史用电量及发电量
供求结构、发电消纳政策等方面的区别和联系，公司对新增电力的产能分配规
划，是否存在电力消纳、产能过剩风险。（2）说明截至目前是否已取得本次募
投项目开工所需的所有审批文件，是否附条件或在有效期内，项目实施是否存
在重大不确定性或对本次发行构成实质性障碍。（3）说明本次募投项目的销售
模式，上网电价确认依据，是否存在调整风险及影响；上网电量、年等效利用
小时数等主要参数选取依据，是否考虑弃风弃光限电风险，结合可比项目效益
测算情况说明效益预测的谨慎性、合理性。（4）说明募投项目各项投资支出的
具体构成、测算过程及测算依据；结合募投项目的投资进度、折旧摊销政策等，
量化分析募投项目折旧或摊销对公司未来经营业绩的影响。（5）说明募投项目
剩余资金缺口的资金来源及落实进展情况，是否存在重大不确定性。
请发行人补充披露（1）（2）（3）（4）相关风险。
请保荐人核查并发表明确意见，会计师对（2）（3）（4）核查并发表明确
意见。
公司回复：
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二、说明截至目前是否已取得本次募投项目开工所需的所有审批文件，是
否附条件或在有效期内，项目实施是否存在重大不确定性或对本次发行构成实
质性障碍
（一）海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目
会关于海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目核准的批复》（琼发改能源函
〔2022〕879 号）、《海南省发展和改革委员会关于同意延长海南东方 CZ8 场址
（琼发改能源函〔2024〕996 号）。
方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目环境影响报告书的函》（琼环函〔2025〕45
号）。
不动产权证书》（琼（2023）东方市不动产权第 0001386 号）、《中华人民共和
国不动产权证书》（琼（2023）东方市不动产权第 0003962 号）。
设工程规划许可证》（建字第 469007202420014 号），以及中华人民共和国海南
海事局颁发的《中华人民共和国水上水下作业和活动许可证》
（琼海事准字（2025）
第 0005 号、琼海事准字（2025）第 0033 号、琼海事准字（2025）第 0037 号、
琼海事准字（2025）第 0038 号、琼海事准字（2025）第 0045 号、琼海事准字（2025）
第 0047 号）。根据海南省东方市营商环境建设局出具的《关于海南东方 CZ8 场
址 50 万千瓦海上风力项目的情况说明》，本项目无需办理建筑工程施工许可证。
根据《海南自由贸易港国土空间规划条例》，本项目无需办理建设用地规划许可
证。
截至本回复报告出具之日，本项目已取得开工所需的必要审批文件，并于相
关审批有效期内开工建设，预计项目实施不存在重大不确定性，亦不会对本次发
行构成实质性障碍。
（二）“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
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革委关于“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目核准的批复》
（宁发改能源（发展）审发〔2024〕178 号）。
源新能源有限公司<“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目环
境影响报告表>的函》（卫环沙坡头区分局函〔2025〕13 号）。
直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目建设用地的批复》（宁政土批
字〔2025〕366 号）。
属于单独选址类项目，无需办理工程规划审批手续；根据中卫市人民政府办公室
《关于印发中卫市优化营商环境行动方案的通知》，本项目无需办理建设用地规
划许可证；根据中卫市住房和城乡建设局确认，本项目不涉及该局办理建筑工程
施工许可证。
截至本回复报告出具之日，本项目已取得开工所需的必要审批文件，并于相
关审批有效期内开工建设，预计项目实施不存在重大不确定性，亦不会对本次发
行构成实质性障碍。
三、说明本次募投项目的销售模式，上网电价确认依据，是否存在调整风
险及影响；上网电量、年等效利用小时数等主要参数选取依据，是否考虑弃风
弃光限电风险，结合可比项目效益测算情况说明效益预测的谨慎性、合理性
（一）海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目
本项目投产后，所发电力将销售给海南电网。根据可研报告，本项目效益测
算所使用的平均含税上网电价为 0.4198 元/kWh，即海南省燃煤标杆上网电价核
减辅助服务费后上网电价。
根据海南省发改委出具的《关于海上风电项目场址认定的函》，本项目属于
海南省竞争性配置海风项目。根据《海南省发展和改革委员会关于印发<海南省
深化新能源上网电价市场化改革实施方案>的通知》（琼发改价格〔2025〕969
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号），已开展竞争性配置但未于 2025 年 6 月 1 日前投产的海上风电项目，2026
年底前投产项目机制电价参照竞争性配置方案规定执行，即以当地燃煤上网标杆
电价为基准价，机制电量规模为上网电量的 80%、机制执行期限为 20 年。后续
年份投产项目机制电价、机制电量规模及执行期限以上一年竞价通知规定为准，
原则上不高于上一年执行水平。
因此，本项目效益测算所使用的上网电价具有合理性，预计不存在重大调整
风险，不会对本项目的实施造成重大不利影响。
限电风险
根据可研报告，海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目运行期按 25 年
计算，经计算，不考虑限电时，风电场年上网电量为 154,859 万 kWh，年等效利
用小时数为 3,097 小时。效益测算时假设项目限电比例为 15%，年上网电量为
根据《海南省发展和改革委员会关于开展海南省 2025—2026 年度增量新能
源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》（琼发改价格〔2025〕1157 号），
海上风电项目计算申报电量所使用的年度发电利用小时规定为 3,000 小时。本项
目效益测算所使用的年等效利用小时数低于上述规定，测算时已考虑弃风限电风
险，具备合理性。
根据同行业上市公司的公开披露信息，同行业可比项目的海上风电收益率情
况如下：
资本金财
总投资 装机容量 上网电价（元 投资回收
项目名称 务内部收
（万元） （万千瓦） /千瓦时） 期（年）
益率
国家电投大连市花园口Ⅱ海
上风电项目
国家电投大连市花园口Ⅰ海
上风电项目
浙能台州 1 号海上风电场
工程项目
海南东方 CZ8 场址 50 万千
瓦海上风电项目
注 1：上述资本金财务内部收益率均为所得税后；
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注 2：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》 （财政部 海关总署 税务总局 2025
年第 10 号）有关规定，自 2025 年 11 月 1 日起至 2027 年 12 月 31 日，对纳税人销售自产的
利用海上风力生产的电力产品，实行增值税即征即退 50%的政策，海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目的效益测算已考虑上述增值税政策调整影响。
本次募投与上述可比项目均为平价海上风电项目，效益测算所使用的上网电
价基本接近所在区域燃煤基准价；本次募投项目资本金财务内部收益率为 8.01%，
与同行业可比项目收益率水平较为接近，效益测算谨慎，具备合理性。
（二）“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
本项目作为“宁湘直流”配套电源，投产后所发电力将主要通过宁夏至湖南
±800 千伏特高压直流工程外送至湖南消纳。根据宁夏、湖南、国家电网三方协
议，在当前送端煤电基准价 0.2595 元/千瓦时的基础上，增加 0.017 元/千瓦时费
用用于购买配套新能源 10%容量、两小时的共享储能服务，送端、受端电价机制
应保持相对稳定，原则上每三年进行协商调整。基于上述协议，根据可研报告，
本项目效益测算所使用的上网电价为 0.2665 元/千瓦时（含增值税），即宁夏燃
煤标杆上网电价，增加共享储能服务费核减辅助服务费后上网电价。
因此，本项目效益测算所使用的上网电价具有合理性，预计存在调整风险，
但根据协议电价机制应保持相对稳定，不会对本项目的实施造成重大不利影响。
限电风险
“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目经营期按 20 年计
算，效益测算时假设限电比例按 10%考虑，平均年上网发电量 203,181 万 kWh，
年利用小时数 2,030 小时。
根据《自治区发展改革委关于 2025-2026 年新能源机制电价竞价工作有关事
项的通知》（宁发改价格（管理）〔2025〕679 号），宁夏自治区集中式风电项
目计算申报电量所使用的年度发电利用小时规定为 1,856 小时；根据《湖南省发
展和改革委员会关于 2025 年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（湘
发改价调〔2025〕711 号）考，湖南省集中式风电项目计算申报电量所使用的年
度发电利用小时规定为 2,158 小时。因此，作为“宁湘直流”配套外送项目，本
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项目效益测算所使用的年等效利用小时数介于宁夏自治区与湖南省的规定小时
数之间，测算时已考虑弃风限电风险，具备合理性。
根据同行业上市公司的公开披露信息，同行业可比项目的陆上风电收益率情
况如下：
资本金财
总投资 装机容量 上网电价（元 投资回收
项目名称 务内部收
（万元） （万千瓦） /千瓦时） 期（年）
益率
新疆能源立新木垒 50 万千
瓦风电项目
立新能源达坂城 50 万千瓦
风电项目
青海省 2023 年风电项目 2
标段海西州 50 万千瓦风电 207,327.30 50 0.2200 7.37% 13.4
项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风 427,200.10 100 0.2665 6.23% 13.6
电项目
注 1：上述资本金财务内部收益率均为所得税后；
注 2：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》 （财政部 海关总署 税务总局 2025
年第 10 号）有关规定，自 2025 年 11 月 1 日起至 2027 年 12 月 31 日，对纳税人销售自产的
利用海上风力生产的电力产品，实行增值税即征即退 50%的政策，“宁湘直流”配套新能
源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目的效益测算已考虑上述增值税政策调整影响。
本次募投与上述可比项目均为平价陆上风电项目，效益测算所使用的上网电
价基本接近所在区域燃煤基准价；本次募投项目资本金财务内部收益率为 6.23%，
与同行业可比项目收益率水平较为接近，效益测算谨慎，具备合理性。
四、说明募投项目各项投资支出的具体构成、测算过程及测算依据；结合
募投项目的投资进度、折旧摊销政策等，量化分析募投项目折旧或摊销对公司
未来经营业绩的影响
（一）说明募投项目各项投资支出的具体构成、测算过程及测算依据
根据本项目可行性研究报告，本项目的投资构成、测算假设、测算过程及合
理性如下：
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（1）项目投资构成
编号 工程或费用名称 金额（万元） 占总投资比例
一 施工辅助工程 7,136.49 1.38%
二 设备及安装工程 264,481.66 51.19%
三 建筑工程 109,915.84 21.27%
四 其他费用 59,640.48 11.54%
五 基本预备费 8,823.49 1.71%
六 建设期利息 5,115.40 0.99%
七 送出工程 12,500.50 2.42%
八 预留其他前期费 36,914.92 7.14%
九 储能工程（200MWh） 12,136.41 2.35%
项目总投资 516,665.19 100.00%
（2）项目投资构成测算假设
（NB/T 31009-2019）。
（NB/T 31011-2019）。
容的解释（可再生定额〔2022〕11 号）》。
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施工措施费用标准的通知》（可再生定额〔2022〕39 号）。
（3）项目投资构成的测算过程及合理性
施工辅助工程由施工交通工程、大型船舶（机械）进出场费、其他施工辅助
工程、安全文明施工措施四项组成，合计投资额 7,136.49 万元。
设备及安装工程由发电场设备及安装工程、海上升压变电站设备及安装工程、
登陆海缆工程、集控中心设备及安装工程和其他设备及安装工程五项组成。
发电场设备中，10MW 风力发电机组设备按 3,707 元/kW（到场价，含塔筒，
含机组配套变、机组配套升压设备监控系统、税、专用工具、风机控制系统和风
机技术咨询服务费等费用）计算，为 3,707.00 万元/台；14MW 风力发电机组设
备按 3,450 元/kW（到场价，含塔筒，含机组配套变、机组配套升压设备监控系
统、税、专用工具、风机控制系统和风机技术咨询服务费等费用）计算，为 4,830.00
万元/台。10MW 风力发电机组海上运输、安装（含塔筒）按 350.00 万元/台计列；
海上升压变电站设备中，主变压器 SZ-270000/230270MVA 设备费按 1,620.00
万元/台计算，全封闭组合电器（GIS）252kV3150A50kA（2 组线路变压器组）
设备费按 770.00 万元计算，其他设备价参考近期同类设备的招标合同价确定。
登陆海缆工程中，集电海缆线路设备费（含敷设费）按海缆单价乘公里数计
算。
安装工程费按设备清单工程量乘安装工程单价计算，安装工程单价根据不同
设备按相关定额子目进行安装单价或安装费率分析。
海事监控费设备费按 900.00 万元计列，安装费按 100.00 万元计列。
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建筑工程由发电场工程、海上升压变电站工程、登陆电缆工程、陆上集控中
心工程、交通工程、其他工程六项组成。
发电场工程、海上升压变电站工程、登陆电缆工程、陆上集控中心工程、交
通工程，按设计工程量乘工程单价计算。
其他工程中包括环境保护工程、水土保持工程、劳动安全与工业卫生工程、
安全监测工程。其中环境保护工程、水土保持工程根据各专项设计报告所计算的
投资分析计列；劳动安全与工业卫生工程、安全监测工程参考同类项目估列。
①项目建设用海（地）费：本工程海域使用金按 12,185 万元估列，海域使
用补偿费按 4,000.00 万元估列。陆上计量站永久用地按 50.00 万元/亩计算；临时
用地按 1.50 万元/亩计算。
②工程前期费：按 15,000.00 万元估列。
③项目建设管理费：工程建设管理费、工程建设监理费、项目咨询服务费、
项目技术经济评审费、工程质量检查检测费、工程定额标准编制管理费、项目验
收费及工程保险费，按建筑安装工程费乘费率计算；专项专题报告编制费按固定
价格估列。
④生产准备费：生产人员培训及提前进厂费按建筑安装工程费的 0.11%计算，
生产管理用工器具及家具购置费按建筑安装工程费、设备费之和的 0.09%计算，
备品备件购置费按除风机设备购置费以外的设备购置费的 0.30%计算。
⑤科研勘察设计费：科研试验费按建筑安装工程费的 0.50%计算，勘察设计
费按 12,000.00 万元计列。
⑥其他税费：包括水土保持设施补偿费和前期测风塔拆除费，水土保持补偿
费按专项设计报告所计算投资分析计列，前期测风塔拆除费按 365.00 万元估列。
按施工辅助工程投资、设备及安装工程投资、建筑工程投资、其他费用四部
分费用之和的 2.00%计算。
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项目资本金为总投资的 20.00%，其余资金按银行贷款考虑。
送出工程线路投资按 11,760.00 万元估列，考虑协调费后合计投资额按
元）。
主要为预留的养殖平台等相关方补偿费用，按 32,500.00 万元（静态）估列
（考虑建设期利息后，动态投资金额为 36,914.92 万元）。
储能工程投资按 12,000.00 万元（静态）估列（考虑建设期利息后，动态投
资金额为 12,136.41 万元）。
根据本项目可行性研究报告，本项目的投资构成、测算假设、测算过程及合
理性如下：
（1）项目投资构成
编号 工程或费用名称 金额（万元） 占总投资比例
一 施工辅助工程 5,665.97 1.33%
二 设备及安装工程 250,622.86 58.67%
三 建筑工程 56,416.84 13.21%
四 其他费用 40,770.47 9.54%
五 基本预备费 3,534.76 0.83%
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编号 工程或费用名称 金额（万元） 占总投资比例
六 升压站及外送线路工程 28,753.41 6.73%
七 调相机 17,000.00 3.98%
八 储能工程 12,800.00 3.00%
九 其他建设费用 6,834.13 1.60%
十 建设期利息 4,801.66 1.12%
项目总投资 427,200.11 100.00%
（2）项目投资构成测算假设
（NB/T 31011-2019）。
使用费征收等别的通知》（财综[2009]24 号）。
知（宁政规发〔2020〕8 号）。
（3）项目投资构成的测算过程及合理性
本项目投资构成金额的测算过程如下：
施工辅助工程由施工交通工程、施工供电工程、风电机组安装平台工程、其
他施工辅助工程、安全文明施工措施五项组成，合计投资额 5,665.97 万元。
风力发电机组（含塔架）根据现行市场价格确定，按 1,444 元/kW（含税）
到场价计算。
塔架根据现行市场价格确定，按 7,100 元/t（含税）到场价计算。
箱式变压器根据现行市场价格确定，箱变按 72 万元/台（含税）计算。
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建筑工程由发电场工程、集电线路工程、升压变电站工程、交通工程、其他
建筑工程组成，按设计工程量乘工程单价计算。
①项目建设用地费：本项目永久用地为 269,927 平方米，按 45.25 元/平方米
计算；临时用地为 3,747,200 平方米，按 21.39 元/平方米计算。
②工程前期费用：按 2,000.00 万元估列。
③项目建设管理费：工程建设管理费、工程建设监理费、项目基本咨询服务
费、项目技术经济评审费、工程质量检查检测费、工程定额标准编制管理费、项
目验收费及工程保险费，按建筑安装工程费乘费率计算；专题报告编制费，按固
定价格估列。
④生产准备费：生产人员培训及提前进厂费按建筑安装工程费的 0.315%计
算，生产管理用工器具及生产家具购置费按设备费的 0.639%计算，备品备件购
置费按除风机设备购置费以外的设备购置费的 0.30%计算。
⑤科研勘察设计费：科研试验费按建筑安装工程费的 0.6%计算，勘察设计
费按建筑安装工程费的 1.8254%计算，竣工图编制费按项目基本设计收费的 8.00%
计算。
⑥其他费用：水土保持设施补偿费按动土面积乘单位补偿价格计算。
按施工辅助工程投资、设备及安装工程投资、建筑工程投资、其他费用四部
分费用之和的 0.99%计算。
调相机投资按 17,000.00 万元估列。
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储能工程投资按 12,800.00 万元估列。
由预留维保中心基地建设费、预留移动信号塔建设费、基地及风光发电功率
预测系统等组成，合计投资额按 6,834.13 万元估列。
项目资本金为总投资的 20.00%，其余资金按银行贷款考虑。
（二）结合募投项目的投资进度、折旧摊销政策等，量化分析募投项目折
旧或摊销对公司未来经营业绩的影响
截至本次发行董事会审议日（2025 年 10 月 29 日），海南东方 CZ8 场址 50
万千瓦海上风电项目已投入金额为 17.92 亿元，占总投资金额的比例为 34.68%；
“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目尚未投入资金。
根据项目可行性研究报告，本次募投项目的折旧摊销相关参数情况如下表所
示：
序号 募集资金项目 预计转固时点 折旧年限 残值率
海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦
海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源基地
沙坡头 100 万千瓦风电项目
根据项目可行性研究报告，本次募投项目建成后，每年新增折旧摊销金额对
发行人未来经营业绩影响如下：
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单位：万元
项目 2026 年度 2027 年度 2028 年度 2029 年度 2030 年度 2031 年度 2032 年度 2033 年度
本次募投项目预计新增的折
旧摊销金额合计（a）
其中：海南东方 CZ8 场址 50
万千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能
源基地沙坡头 100 万千瓦风 - 19,459 19,459 19,459 19,459 19,459 19,459 19,459
电项目
龙源电力现有业务的营业收
入（b）
本次募投项目预计新增的营
业收入（c）
其中：海南东方 CZ8 场址 50
万千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能
源基地沙坡头 100 万千瓦风 - 43,127 43,127 43,127 43,127 43,127 43,127 43,127
电项目
营业收入合计（d=b+c） 2,964,827.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39
本次募投项目预计新增的折
旧摊销占整体营业收入合计 0.03% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41%
的比例（e=a/d）
龙源电力现有业务的净利润
（f）
本次募投项目预计新增的净
利润（g）
其中：海南东方 CZ8 场址 50
万千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能
源基地沙坡头 100 万千瓦风 - 4,451 5,100 5,749 4,141 4,742 5,054 4,726
电项目
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
项目 2026 年度 2027 年度 2028 年度 2029 年度 2030 年度 2031 年度 2032 年度 2033 年度
净利润合计（h=f+g） 691,234.72 699,182.72 700,616.72 701,617.72 700,735.72 702,063.72 699,016.72 699,315.72
本次募投项目预计新增的折
旧摊销占整体净利润合计的 0.14% 6.16% 6.15% 6.14% 6.15% 6.14% 6.16% 6.16%
比例（i=a/h）
（续上表）
项目 2034 年度 2035 年度 2036 年度 2037 年度 2038 年度 2039 年度 2040 年度 2041 年度
本次募投项目预计新增的折旧
摊销金额合计（a）
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
龙源电力现有业务的营业收入
（b）
本次募投项目预计新增的营业
收入（c）
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
营业收入合计（d=b+c） 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,817.39
本次募投项目预计新增的折旧
摊销占整体营业收入合计的比 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.41%
例（e=a/d）
龙源电力现有业务的净利润（f） 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72
本次募投项目预计新增的净利
润（g）
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
项目 2034 年度 2035 年度 2036 年度 2037 年度 2038 年度 2039 年度 2040 年度 2041 年度
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
净利润合计（h=f+g） 699,642.72 699,355.72 697,360.72 697,356.72 701,661.72 702,815.72 703,970.72 703,682.72
本次募投项目预计新增的折旧
摊销占整体净利润合计的比例 6.16% 6.16% 6.18% 6.18% 6.14% 6.13% 6.12% 6.12%
（i=a/h）
（续上表）
项目 2042 年度 2043 年度 2044 年度 2045 年度 2046 年度 2047 年度 2048 年度 2049 年度
本次募投项目预计新增的折旧
摊销金额合计（a）
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
龙源电力现有业务的营业收入
（b）
本次募投项目预计新增的营业
收入（c）
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
营业收入合计（d=b+c） 3,054,817.39 3,054,817.39 3,054,517.39 3,054,817.39 3,054,817.39 3,011,690.39 3,011,690.39 3,011,690.39
本次募投项目预计新增的折旧
摊销占整体营业收入合计的比 1.41% 1.41% 1.41% 1.41% 1.38% 0.00% 0.00% 0.00%
例（e=a/d）
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
项目 2042 年度 2043 年度 2044 年度 2045 年度 2046 年度 2047 年度 2048 年度 2049 年度
龙源电力现有业务的净利润（f） 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72 690,520.72
本次募投项目预计新增的净利
润（g）
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万
千瓦海上风电项目
“宁湘直流”配套新能源
基地沙坡头 100 万千瓦风电项目
净利润合计（h=f+g） 704,135.72 704,198.72 703,977.72 704,198.72 705,034.72 714,382.72 714,382.72 714,382.72
本次募投项目预计新增的折旧
摊销占整体净利润合计的比例 6.12% 6.12% 6.12% 6.12% 5.97% 0.00% 0.00% 0.00%
（i=a/h）
（续上表）
项目 2050 年度 2051 年度
本次募投项目预计新增的折旧摊销金额合计（a） - -
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目 - -
“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目 - -
龙源电力现有业务的营业收入（b） 2,962,789.39 2,962,789.39
本次募投项目预计新增的营业收入（c） 48,901 48,901
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目 48,901 48,901
“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目 - -
营业收入合计（d=b+c） 3,011,690.39 3,011,690.39
本次募投项目预计新增的折旧摊销占整体营业收入合计的比例（e=a/d） 0.00% 0.00%
龙源电力现有业务的净利润（f） 690,520.72 690,520.72
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
项目 2050 年度 2051 年度
本次募投项目预计新增的净利润（g） 23,862 9,582
其中：海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目 23,862 9,582
“宁湘直流”配套新能源基地沙坡头 100 万千瓦风电项目 - -
净利润合计（h=f+g） 714,382.72 700,102.72
本次募投项目预计新增的折旧摊销占整体净利润合计的比例（i=a/h） 0.00% 0.00%
注 1：龙源电力现有业务的营业收入、净利润以 2025 年度 1-9 月年化后的营业收入和净利润为基准，并假设未来保持不变：
注 2：上述假设仅为测算本次募投项目相关折旧或摊销对公司未来经营业绩的影响，不代表公司对未来年度盈利情况的承诺，也不代表公司
对未来年度经营情况及趋势的判断。
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
根据上表量化分析可知，虽然本次募投项目的实施会导致发行人折旧摊销金
额增加，但募投项目整体净利润及预计效益良好，募投项目每年新增折旧摊销占
预计营业收入和预计净利润的比例最大值分别为 1.41%和 6.18%。因此，募投项
目新增折旧摊销不会对公司未来经营业绩造成重大不利影响。
七、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
针对上述事项，申报会计师履行了以下核查程序：
地批复等相关文件，了解本次募投项目土地使用权及其他开工所需的审批文件办
理进度，预计取得是否存在重大不确定性；查阅募投项目所在地国土空间规划及
工程项目建设相关法律法规、行政方案及豁免清单，并访谈中卫市住房和城乡建
设局相关人员；
模式，以及上网电价、上网电量、年等效利用小时数等主要参数的确定依据；查
阅同行业公司可比项目的相关披露文件，核查效益本次募投项目效益测算的谨慎
性、合理性；
构成、测算过程及测算依据；了解本次募投项目的投资进度、折旧摊销政策，测
算募投项目新增折旧或摊销金额对公司未来经营业绩的影响；
（二）核查意见
经核查，申报会计师认为：
开工建设，预计项目实施不存在重大不确定性，亦不会对本次发行构成实质性障
碍；
整风险，不会对项目实施造成重大不利影响；本次募投项目的上网电量、年等效
利用小时等主要参数选取依据合理，已考虑弃风限电风险；本次募投项目与可比
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
项目的收益率水平不存在重大差异，效益测算谨慎，具备合理性；
投项目折旧或摊销对公司未来经营业绩不会造成重大不利影响；
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
比下降 15.67%；扣非归母净利润为 429,171.90 万元，同比下降 16.03%。报告期
内，公司风电和光伏发电平均上网电价整体呈下降趋势，主要受可再生能源补
贴政策和电力市场化改革政策影响。
报告期各期末，发行人应收款项融资账面价值分别为 2,710,044.35 万元、
比例分别为 50.86%、77.29%、83.38%、84.49%；固定资产占非流动资产比例
分别为 79.38%、77.02%、76.19%和 78.81%。
发行人拥有遍布全国多个区域的风电和太阳能发电项目，以及多地区的分
公司、子公司，仍存在部分已投产发电项目未取得权属证书的情况。报告期内，
发行人及其子公司处罚金额在一万元以上的相关行政处罚共计 86 项。
请发行人：（1）结合已建、在建及拟建项目产能产量情况，说明电价单价
下行的持续性，发行人现有发电量变化能否抵消单价下行的带来的影响，影响
公司最近一期业绩下滑因素是否缓解。（2）结合可再生能源补贴政策、税收政
策及电力市场化改革政策安排，发行人市场化交易电量占比、上网电价、标杆
电价的大致占比情况，说明上述文件对于发行人经营业绩影响情况，分析未来
风力及太阳能发电项目电力收入增长的持续性，未来是否存在电力销售价格下
行、新增发电电量大幅下滑的风险。（3）结合发行人未进入合规清单及补贴清
单的存量项目数量及占比情况，说明相关项目对应的收入规模及未来是否存在
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。（4）结合发
行人陆上及海上风电的业务结构、各期增值税即征即退金额，说明税收政策变
化对发行人经营业绩的影响。（5）说明发行人报告期各期末应收款项融资账面
价值较高且增长较快的原因及合理性，结合发行人应收账款、应收款项融资等
坏账计提政策、账龄、逾期、期后回款及同行业公司公司情况等，说明应收账
款坏账准备计提的充分性。（6）结合报告期内在建工程建设进展及转固情况，
说明固定资产减值是否充分，相关会计处理是否符合企业会计准则的有关规定。
（7）发行人部分已投产项目未取得权属证书的具体情况，包括项目名称、装机
容量、未取得证书的原因、办理进展及预计办结时间，是否存在被处罚或影响
生产经营的风险；发行人及其子公司 86 项行政处罚是否涉及重大违法行为，相
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
关认定依据是否充分。（8）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（2）（3）（4）相关风险。
请保荐人核查并发表明确意见，会计师对（3）（4）（5）（6）核查并发表
明确意见，发行人律师对（7）核查并发表明确意见。
公司回复：
三、结合发行人未进入合规清单及补贴清单的存量项目数量及占比情况，
说明相关项目对应的收入规模及未来是否存在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
截至 2025 年 9 月末，公司未纳入第一批补贴合规清单的项目数量为 104 个，
涉及的装机容量为 718 万千瓦，占公司整体装机容量的比例为 16.53%，区分是
项目 项目数量（个） 装机规模（万千瓦） 占公司期末总装机比例
总计 104 718 16.53%
报告期内公司未纳入合规清单项目对应的补贴收入规模及占比情况如下：
单位：亿元
项目 2025 年 1-9 月 2024 年 2023 年 2022 年 累计
补贴收入金额（A） 24.23 47.60 25.69 31.07 128.60
公司营业收入（B） 222.21 370.70 376.42 398.63 1,367.96
占比（C=A/B） 10.91% 12.84% 6.82% 7.79% 9.40%
根据上表，报告期内公司未纳入合规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 9.40%，整体占比较低。
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
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
或经历电网企业初审、省级主管部门确认、国家可再生能源信息管理中心复核、
公示并将公布结果报送财政部、国家发展改革委和国家能源局等多轮审核，因此
公司可再生能源补贴收入的确认依据充分。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，相应补贴收入
及应收的补贴款的确认和计量准确恰当，无法确认补贴收入或退回部分补贴款的
风险较低。
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，公司未纳入合规清单的项目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。
四、结合发行人陆上及海上风电的业务结构、各期增值税即征即退金额，
说明税收政策变化对发行人经营业绩的影响
报告期各期，发行人陆上及海上风电的已投产装机规模、增值税即征即退金
额如下：
单位：万元
业务结构 装机规模 增值税即征 装机规模 增值税即征 装机规模 增值税即征 装机规模 增值税即征
（MW） 即退金额 （MW） 即退金额 （MW） 即退金额 （MW） 即退金额
陆上风电 28,946.19 60,515.83 27,811.49 85,300.74 25,161.11 94,253.72 23,598.56 91,871.76
海上风电 2,597.28 5,943.77 2,597.28 4,768.67 2,593.28 3,261.30 2,593.28 3,596.07
合计 31,543.47 66,459.60 30,408.77 90,069.41 27,754.39 97,515.02 26,191.84 95,467.83
报告期各期，发行人增值税即征即退金额分别为 95,467.83 万元、97,515.02
万元、90,069.41 万元和 66,459.60 万元，分别占当期风电收入的 3.53%、3.56%、
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上述税收政策调整对发行人以及风电行业的盈利情况将产生一定负面影响。
由于风电项目具有建设周期相对较长、运行周期久的特点，项目在不同阶段的进
项税抵扣规模与销项税的匹配关系具有动态复杂性，加之进项税抵扣额受采购计
划等因素影响，目前难以准确地量化测算。此外，至 2027 年 12 月 31 日，公司
利用海上风力生产的电力产品，仍享有增值税即征即退 50%的优惠政策。
综上所述，增值税税收优惠政策调整后，公司陆上风电和海上风电项目经营
业绩预计会受到一定负面影响，但整体风险相对可控，预计不会对发行人经营业
绩产生重大不利影响。
五、说明发行人报告期各期末应收款项融资账面价值较高且增长较快的原
因及合理性，结合发行人应收账款、应收款项融资等坏账计提政策、账龄、逾
期、期后回款及同行业公司公司情况等，说明应收账款坏账准备计提的充分性
（一）发行人报告期各期末应收款项融资账面价值较高且增长较快的原因
及合理性
发行人应收标杆电费及补贴款主要纳入应收款项融资科目核算。报告期各期
末，发行人应收款项融资账面价值分别为 2,710,044.35 万元、3,533,048.38 万元、
例分别为 50.86%、77.29%、83.38%、84.49%。
报告期内，公司应收款项融资较高且增长较快主要系应收补贴款增长较多，
应收补贴款增加主要受补贴回款进度影响。发行人应收账款融资账面价值不断提
升，与行业内可比公司应收账款情况一致，具体如下：
单位：亿元
简称 复合增长率
华电新能 450.48 450.20 355.19 268.24 20.75%
三峡能源 466.26 447.58 366.74 267.28 22.43%
节能风电 74.89 76.14 64.78 50.96 15.02%
中绿电 56.01 62.51 54.57 48.55 5.34%
平均值 15.88%
中位数 17.89%
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
简称 复合增长率
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。
发行人一直密切关注补贴相关政策，积极落实补贴申领工作。2025 年 1-9
月，补贴加速发放，发行人收回电价补贴款 92.49 亿元。2025 年 9 月末，发行人
应收补贴款余额 408.47 亿元，较 2024 年底的 410.46 亿元减少了 1.99 亿元，降
幅 0.48%。
综上，发行人报告期各期末应收账款金额提升属于行业内普遍情形。近年来，
补贴款发放力度加大，预计发行人应收账款回款情况将不断改善。
（二）结合发行人应收账款、应收款项融资等坏账计提政策、账龄、逾期、
期后回款及同行业公司公司情况等，说明应收账款坏账准备计提的充分性
公司对应收款项融资、应收账款采用预期信用损失的方法计提坏账，具体情
况如下：
（1）应收款项融资
公司应收款项融资包括应收标杆电费和应收可再生能源电价补贴。应收款项
融资预期信用损失的确定运用简化计量方法，按照相当于整个存续期内的预期信
用损失金额计量损失准备，具体计提政策如下：
通常在 1 个月以内，应收标杆电费坏账主要系乌克兰尤日内公司应收标杆电费因
战争因素期末累计计提坏账准备 0.08 亿元。除上述项目外其余项目的应收标杆
电费历史上从未出现过无法收回的情况，历史损失率为 0%，结合当前的状况并
考虑宏观经济波动、外部市场环境变化等前瞻性因素对历史损失率上调 5%，计
算得出应收标杆电费预期信用损失率为 0%。
因素，确定预期信用损失。
（2）应收账款
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
公司应收账款包括应收租赁费、应收设备款、应收运维费、维修费等。公司
应收账款预期信用损失的确定参照历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来
经济状况的预测，通过账龄迁徙率计算预期信用损失率。具体计算过程如下：
第一步：观察并汇总历史账龄分布情况：
单位：万元
账龄 2025 年 9 月 30 日 2024 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日 2022 年 12 月 31 日
第二步：计算历史迁徒率和历史损失率：历史迁徙率即上一年度账龄迁徙至
下一年度的账龄比重，并根据历史迁徒率计算历史损失率：
平均迁徙率计算如下表所示：
账龄 平均迁徙率 备注
历史损失率计算如下表所示：
账龄 平均迁徙率 公式 历史损失率
第三步：综合预期信用损失率：预期信用损失率=历史损失率*（1+前瞻性调
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整）
账龄 历史损失率（A） 前瞻性调整（B） 预期信用损失率(C=A*(1+B)
第四步：计算预期信用损失：
单位：万元
账龄 2025 年 9 月 30 日 预期信用损失率 预期信用损失
合计 53,862.34 - 26,549.57
公司截至 2025 年 9 月 30 日应收账款坏账准备金额 27,902.35 万元，高于预
期信用损失模型测算的坏账金额。
（1）应收账款
报告期各期末，发行人按组合计提坏账准备的应收账款账龄情况如下：
单位：万元
账龄
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
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账龄
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
合计 53,862.34 100.00% 48,551.17 100.00% 57,530.37 100.00% 56,235.51 100.00%
截至 2025 年 9 月末，发行人账龄 1 年以内应收账款占比为 45.55%。公司应
收账款主要为应收租赁费、应收设备款、应收运维费、维修费等。公司应收账款
对手方信用状况良好，相关应收账款坏账风险较低。除个别客户应收账款存在争
议，公司应收账款基本不存在逾期的情形。
（2）应收款项融资
单位：万元
账龄
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
合计 4,269,429.42 100.00% 4,321,740.25 100.00% 3,533,048.38 100.00% 2,710,044.35 100.00%
截至 2025 年 9 月末，发行人账龄 1 年以内的应收款项融资占比为 43.34%。
公司应收款项融资包括应收标杆电费及应收新能源电价补贴，其中标杆电费基本
于次月收回，新能源电价补贴回收较慢主要受补贴回款进度影响，均不涉及逾期
的情形。
截至 2025 年 12 月 31 日，发行人各期末应收账款期后回款合计覆盖期末余
额情况具体如下：
单位：万元
截至 2025 年 12 月 31 期后回款合计覆盖
报告期 应收账款余额
日的期后回款金额 期末余额比例
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
截至 2025 年 12 月 31 期后回款合计覆盖
报告期 应收账款余额
日的期后回款金额 期末余额比例
截至 2025 年 12 月 31 日，发行人各期末应收款项融资期后回款合计覆盖期
末余额情况具体如下：
单位：万元
截至 2025 年 12 月 31 期后回款合计覆盖
报告期 应收款项融资余额
日的期后回款金额 期末余额比例
截至 2025 年 12 月 31 日，报告期各期末公司应收账款期后回款比例分别为
（1）发行人与同行业可比公司应收账款坏账计提比例对比情况
坏账准备余额、实际计提比例和综合计提比例与同行业可比公司 2025 年 6 月 30
日末对比情况如下：
单位：万元
公司 应收账款账面 应收账款坏 实际计提 综合计
组合 确认组合的依据 计提方法
名称 余额 账准备余额 比例 提比例
包括应收电网公司 综合计提
龙源 其他 按预期信用
在内的全部 4,326,783.04 31,393.63 比 例 为 0.73%
电力 组合 损失计提
应收账款 0.73%
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 388,201.87 - 0%
失法
应收可再生能源补 预期信用损
华电 组合 2 4,850,165.12 48,501.65 1%
贴组合 失法 0.94%
新能
综合计提
预期信用损
组合 3 应收其他组合 10,062.84 926.81 比 例 为
失法
本组合以电力销售
预期信用损
组合 1 应收账款（国内）部 843,182.13 8,431.82 1%
节能 失法
分作为信用特征 1.00%
风电
本组合以电力销售 预期信用损
组合 2 2,663.33 - 0%
应收账款（国外）部 失法
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
公司 应收账款账面 应收账款坏 实际计提 综合计
组合 确认组合的依据 计提方法
名称 余额 账准备余额 比例 提比例
分作为信用特征
除组合 1、2 以外其 预期信用损
组合 3 268.21 2.68 1%
他应收款项 失法
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 52,746.29 - 0%
失法
中绿 应收可再生能源补 预期信用损
组合 2 695,947.19 43,082.02 6.19% 5.93%
电 贴组合 失法
预期信用损
组合 3 应收其他款项组合 4,111.07 1,594.90 38.80%
失法
预期信用损
组合 1 标杆电费组合 181,734.52 1,404.81 0.77%
失法
三峡
组合 2 新能源补贴款 预期信用损 5,028,903.68 257,959.55 5.13% 4.99%
能源
预期信用损
组合 3 其他组合 15,082.66 1,277.06 8.47%
失法
注 1：上表中龙源电力应收账款为财务报表科目的中“应收账款”及“应收款项融资”
之和，下表同；
注 2：同行业公司 2025 年三季报未披露应收账款坏账计提明细，故上表列示 2025 年 6
月末情况。
于 2024 年 12 月 31 日，公司应收账款不同信用风险特征组合分类的账面余
额、坏账准备余额、实际计提比例和综合计提比例与同行业可比公司对比如下：
单位：万元
公司 应收账款账 应收账款坏 实际计提 综合计
组合 确认组合的依据 计提方法
名称 面余额 账准备余额 比例 提比例
包括应收电网公司 综合计提
龙源 其他 按预期信用
在内的全部 4,374,767.39 32,417.60 比例为 0.74%
电力 组合 损失计提
应收账款 0.74%
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 322,184.80 - 0%
失法
应收可再生能源补 预期信用损
华电 组合 2 4,214,597.16 42,145.97 1%
贴组合 失法 0.95%
新能
综合计提
预期信用损
组合 3 应收其他组合 8,288.69 926.81 比例为
失法
本组合以电力销售
预期信用损
组合 1 应收账款（国内）部 767,298.22 7,672.98 1%
失法
分作为信用特征
节能 本组合以电力销售
预期信用损 1.00%
风电 组合 2 应收账款（国外）部 1,436.16 - 0%
失法
分作为信用特征
除组合 1、2 以外其 预期信用损
组合 3 304.29 3.04 1%
他应收款项 失法
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 35,379.57 - 0%
中绿 失法
电 应收可再生能源补 预期信用损
组合 2 623,840.14 36,886.86 5.91%
贴组合 失法
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
公司 应收账款账 应收账款坏 实际计提 综合计
组合 确认组合的依据 计提方法
名称 面余额 账准备余额 比例 提比例
预期信用损
组合 3 应收其他款项组合 4,444.39 1,627.91 36.63%
失法
预期信用损
组合 1 标杆电费组合 219,544.83 1,010.18 0.46%
失法
三峡
组合 2 新能源补贴款 预期信用损 4,467,467.26 224,424.52 5.02% 4.81%
能源
预期信用损
组合 3 其他组合 14,998.42 801.07 5.34%
失法
于 2023 年 12 月 31 日，公司应收账款不同信用风险特征组合分类的账面余
额、坏账准备余额、实际计提比例和综合计提比例与同行业可比公司对比如下：
单位：万元
公司 应收账款账面 应收账款坏 实际计提 综合计
组合 确认组合的依据 计提方法
名称 余额 账准备余额 比例 提比例
包括应收电网公司 综合计提
龙源 其 他 按预期信用
在内的全部 3,604,040.54 35,251.04 比例为 0.98%
电力 组合 损失计提
应收账款 0.98%
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 268,855.14 - 0%
失法
应收可再生能源补 预期信用损
华电 组合 2 3,311,167.20 33,111.67 1%
贴组合 失法 0.95%
新能
综合计提
预期信用损
组合 3 应收其他组合 5,886.06 899.09 比例为
失法
本组合以电力销售
预期信用损
组合 1 应收账款（国内）部 653,039.23 6,530.39 1%
失法
分作为信用特征
节能 本组合以电力销售
预期信用损 1.00%
风电 组合 2 应收账款（国外）部 865.08 - 0%
失法
分作为信用特征
除组合 1、2 以外其 预期信用损
组合 3 478.76 4.79 1%
他应收款项 失法
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 22,140.18 - 0%
失法
中绿 应收可再生能源补 预期信用损
组合 2 543,813.02 25,412.90 4.67% 4.70%
电 贴组合 失法
预期信用损
组合 3 应收其他款项组合 6,626.75 1,491.08 22.50%
失法
预期信用损
组合 1 标杆电费组合 193,323.99 694.28 0.36%
失法
三峡
组合 2 新能源补贴款 预期信用损 3,602,012.55 146,844.56 4.08% 3.89%
能源
预期信用损
组合 3 其他组合 20,358.72 800.34 3.93%
失法
于 2022 年 12 月 31 日，公司应收账款不同信用风险特征组合分类的账面余
额、坏账准备余额、实际计提比例和综合计提比例与同行业可比公司对比如下：
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单位：万元
应收账款
公司 应收账款账 实际计提 综合计提
组合 确认组合的依据 计提方法 坏账准备
名称 面余额 比例 比例
余额
包 括 应收 电网 公 司 综合计提
龙源 其他 按预期信用
在内的全部 2,773,138.01 29,004.61 比例为 1.05%
电力 组合 损失计提
应收账款 1.05%
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 188,536.74 - 0%
失法
应 收 可再 生能 源 补 预期信用损
华电 组合 2 2,496,020.06 24,960.20 1%
贴组合 失法 0.96%
新能
综合计提
预期信用损
组合 3 应收其他组合 4,534.18 877.92 比例为
失法
本 组 合以 电力 销 售
预期信用损
组合 1 应收账款（国内）部 512,521.42 5,125.21 1%
失法
分作为信用特征
节能 本 组 合以 电力 销 售
预期信用损 1%
风电 组合 2 应收账款（国外）部 2,048.19 - 0%
失法
分作为信用特征
除组合 1、2 以外其 预期信用损
组合 3 163.23 1.63 1%
他应收款项 失法
预期信用损
组合 1 应收标杆电费组合 20,606.40 - 0%
失法
中绿 应 收 可再 生能 源 补 预期信用损
组合 2 480,202.15 16,726.59 3.48% 3.57%
电 贴组合 失法
预期信用损
组合 3 应收其他款项组合 2,690.93 1,258.04 46.75%
失法
预期信用损
组合 1 标杆电费组合 177,396.01 617.44 0.35%
失法
三峡
组合 2 新能源补贴款 预期信用损 2,537,978.41 78,133.83 3.08% 2.90%
能源
预期信用损
组合 3 其他组合 15,982.70 360.45 2.26%
失法
（2）应收账款坏账计提金额是否充分
龙源电力应收账款坏账政策与可比上市公司相比不存在较大差异，从计提比
例来看同行业可比公司中应收账款坏账准备综合计提比例在 0.95%-5.80%之间，
公司应收账款坏账准备综合计提比例在 0.73%-1.05%之间，与可比公司华电新能、
节能风电应收账款坏账综合计提比例具备可比性。
综上，龙源电力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。
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六、结合报告期内在建工程建设进展及转固情况，说明固定资产减值是否
充分，相关会计处理是否符合企业会计准则的有关规定
（一）报告期内在建工程进展及转固情况
报告期各期末，公司前五大在建工程建项目进展及转固情况如下：
单位：万元
在建工程
报告期 项目名称 开工时间 转固时间 转固依据
期末余额
二期南区 100 万千瓦于
龙源宁夏“宁湘直流”配套新 2024 年 8 月、2024 年
达到预定可
能源基地中卫 300 万千瓦光伏复 272,861.98 2023 年 10 月 12 月分批转固；二期北
使用状态
合项目二期（200 万千瓦） 区 100 万千瓦于 2025
年 12 月转固。
海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海
月末 敦煌 70 万千瓦一体化综合能源
示范项目 10 万光热项目
龙源宁夏“宁湘直流”配套新
能源基地中卫海原 100 万千瓦风 55,161.94 2025 年 3 月 尚未转固 不适用
电项目
龙源广西横州市天堂岭 640MW 2024 年 12 月、2025 年 达到预定可
农光储一体化发电项目（一期） 12 月分批转固 使用状态
龙源新能源招远市 780MW 复合 2024 年 9 月、2025 年 达到预定可
农业光伏发电项目 1-4 月分批转固 使用状态
海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海
上风电项目
二期南区 100 万千瓦于
龙源宁夏“宁湘直流”配套新 2024 年 8 月、2024 年
达到预定可
使用状态
年末 合项目二期（200 万千瓦） 区 100 万千瓦于 2025
年 12 月转固。
龙源甘肃临泽板桥北滩 50 万千 达到预定可
瓦光伏治沙项目 使用状态
目 使用状态
海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海
上风电项目
龙源甘肃临泽板桥北滩 50 万千 达到预定可
瓦光伏治沙项目 使用状态
年末 达到预定可
龙源云南曲靖竹子山风电项目 59,468.65 2022 年 12 月 12 月、2025 年 3 月分
使用状态
批转固
达到预定可
龙源柳州三江独峒风电项目 46,082.43 2022 年 1 月 2024 年 7 月
使用状态
龙源乌恰 5 万千瓦/20 万千瓦时 44,984.57 2022 年 11 月 2025 年 1 月、2025 年 6 达到预定可
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
在建工程
报告期 项目名称 开工时间 转固时间 转固依据
期末余额
储能配套 20 万千瓦风电市场化 月分批转固 使用状态
并网项目
龙源宁夏“宁湘直流”配套新
达到预定可
能源基地中卫 300 万千瓦光伏复 265,530.04 2022 年 11 月 2023 年 6 月
使用状态
合项目一期（100 万千瓦）
达到预定可
天津龙源海晶项目 106,126.64 2022 年 6 月 2023 年 8 月
使用状态
龙源甘肃临泽板桥北滩 50 万千 达到预定可
年末 100,950.56 2022 年 8 月 月转固，30 万千瓦于
瓦光伏治沙项目 使用状态
龙源蒙西杭锦旗 20 万千瓦“风 达到预定可
储一体化”示范项目 使用状态
龙源乌克兰南方风电有限公司
项目
（二）固定资产减值是否充分，相关会计处理是否符合企业会计准则的有
关规定
在建工程成本按实际工程支出确定，包括在建期间发生的各项工程支出、工
程达到预定可使用状态前的资本化的借款费用以及其他相关费用等。
在建工程在达到预定可使用状态后结转为固定资产，其中所建造的在建工程
已达到预定可使用状态，但尚未办理竣工决算的，自达到预定可使用状态之日起，
根据工程预算、造价或者工程实际成本等，按估计的价值转入固定资产，并按本
公司固定资产折旧政策计提固定资产的折旧，待办理竣工决算后，再按实际成本
调整原来的暂估价值，但不调整原已计提的折旧额。
发行人在建工程转固政策符合《企业会计准则》的相关规定以及同行业惯例，
报告期内，发行人主要在建工程项目均在达到预定可使用状态时进行转固，不存
在未及时转固的情形。
报告期内，公司固定资产减值计提情况如下：
单位：万元
项目 2025 年 1-9 月 2024 年度 2023 年度 2022 年度
固定资产原值期末金额 27,063,473.64 25,220,219.83 23,379,749.85 21,607,914.63
固定资产累计折旧期末金额 10,022,997.25 9,223,951.26 8,914,366.04 7,925,070.25
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
项目 2025 年 1-9 月 2024 年度 2023 年度 2022 年度
固定资产净值期末金额 17,040,476.39 15,996,268.57 14,465,383.81 13,682,844.38
固定资产减值准备本期计提
- 60,164.40 119,447.80 137,462.50
金额
固定资产减值准备期末金额 341,299.72 357,951.32 329,383.03 218,712.11
发行人根据《企业会计准则第 8 号—资产减值》和《以财务报告为目的的评
估指南》的相关规定，若单项资产的可收回金额难以可靠估计,公司以该资产所
属的资产组为基础确定可收回金额，并进行减值测试。资产组是指企业可以认定
的最小资产组合，其产生的现金流入应当基本上独立于其他资产或者资产组产生
的现金流入，公司就固定资产、在建工程及无形资产等单个项目的发电类长期资
产为一个资产组进行减值测试。资产组可收回金额的估计，根据其公允价值减去
处置费用后的净额与资产组预计未来现金流量的现值两者之间较高者确定。公司
将所估计的资产组可收回金额与其账面价值比较，以确定是否发生减值。
公司每年末针对报告期内存在减值迹象的项目，减值迹象主要包括开展“以
大代小”老旧风场改造升级工作、受补贴期限到期、电价政策变化及地方消纳等
因素影响，项目未来盈利预期下降、存在长期停缓建的项目，基于收益法、市场
法及成本法等执行相应固定资产、在建工程及无形资产减值测试。
综上所述，发行人在报告期内固定资产减值准备计提充分，符合《企业会计
准则》和公司相关会计政策的规定以及行业惯例。
十、中介机构核查程序及核查意见
（一）核查程序
针对上述事项，申报会计师履行了以下核查程序：
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；针对确认补
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获取发行人报告期各期陆上及海上风电增值税的装机规模和增值税即征即退金
额，复核公司统计的增值税即征即退金额是否完整、准确，分析增值税即征即退
税收政策变化对发行人经营业绩的影响；获取发行人本次募投项目的可行性研究
报告，检查募投项目预期效益测算是否考虑税收政策变化因素的影响；
历史销售等情况，分析公司期末应收账款和应收款项融资余额的合理性等情况；
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和应收款
项融资余额和账龄分布；获取公司管理层评估应收款项是否发生预期信用损失以
及确认预期信用损失率所依据的数据及相关资料，评价其恰当性和充分性；复核
管理层对于迁徙率计算是否准确，复核基于迁徙率模型所测算出的预期信用损失
率是否合理，评价其计提坏账准备的合理性；对按照信用风险特征组合计提坏账
准备的应收账款，复核组合划分的合理性以及账龄划分的准确性；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，检
查坏账准备是否计提充分及未计提坏账准备的合理性；
复核在建工程转固是否符合会计准则规定；了解管理层识别资产减值迹象和测算
可回收金额相关的内部控制的设计和运行有效性；查阅发行人报告期内各期间固
定资产减值准备计提情况，评价管理层聘请的评估专家的独立性和专业胜任能力，
复核固定资产减值测试过程，分析固定资产减值准备计提是否充分；
（二）核查意见
经核查，申报会计师认为：
累计营业收入的比例较低，公司未纳入合规清单的项目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；
计会受到一定负面影响，但整体风险相对可控，预计不会对发行人经营业绩产生
重大不利影响；
关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核问询函的回复
信用政策相匹配；公司应收账款坏账准备计提情况与同行业上市公司不存在重大
差异，符合行业惯例，坏账准备计提充分、合理；
则的有关规定；
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（此页无正文，为《关于龙源电力集团股份有限公司向特定对象发行股票的审核
问询函的回复》之签章页）
中审众环会计师事务所（特殊普通合伙） 中国注册会计师：
李玉平
中国注册会计师：
徐立志
中国·武汉 2026年 2 月 10 日
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