宁夏嘉泽新能源股份有限公司
和海通证券股份有限公司关于《关于请做好嘉泽新能非公开发行股票发审委会议准备
工作的函》的回复说明
目 录
1、关于本次募投项目。请说明本次募投项目投资规模的合理性，新增产能的消纳措施及相关风险，募投项目效益测算的具体情况，以及行业政策对申请人的影
响。 ...... 32、关于应收账款。请说明应收账款逐年增加的原因及合理性，是否存在较大回款风险，相关减值准备计提是否充分合理。 ...... 13
中国证券监督管理委员会：
根据贵会 2019 年 5月 31 日通知的《关于请做好嘉泽新能非公开发行股票发审委会议准备工作的函》（以下简称“告知函”）的要求，宁夏嘉泽新能源股份有限公司（以下简称“发行人”、“嘉泽新能”、“公司”）与保荐机构海通证券股份有限公司（以下简称“保荐机构”或“海通证券 ”）、发行人律师国浩（北京）律师事务所（以下简称“律师”、“发行人律师”或“国浩”）及申报会计师信永中和会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“会计师”或“信永中和”）对相关问题进行了认真研究，现逐条进行说明，具体回复如下：
1、关于本次募投项目。申请人2017年下半年首发上市募集资金净额1.99亿元，用于建设宁夏同心风电场国博新能源有限公司二期300MW风电项目，申请人本次非公开发行募集资金主要用于焦家畔100MW、苏家梁100MW、兰考兰熙50MW三个募投项目，分别计划投资7亿元、7亿元和4.1亿元，其余7.37亿元计划补充流动资金。根据主管部门的要求，新能源发电企业需要在项目建设完成后通过相关部门的并网验收，经过项目试运行并取得并网通知书后，才能与当地电网公司签署《购售电合同》。请申请人：（1）结合西部省份风电行业同规模项目投资成本，详细说明本次三个募投风电项目与两年前首发募投风电项目单位投资差异巨大的原因及合理性；（2）结合自身资金需求和未来资金使用计划，说明补充大量流动资金的原因和必要性；（3）本次募投项目建设完成后，是否存在不能通过并网验收或不能与当地电网公司签署《购售电合同》风险；（4）进一步说明本次募投项目新增产能的消化措施以及新增产能规模的合理性；（5）说明本次募投项目效益预测情况，具体测算方法、测算依据、假设条件、测算参数、过程及结果；（6）结合我国再生（新）能源补贴退坡、弃风限电等行业政策和发展规划，分析说明行业政策对申请人现有项目和募投项目的影响，相关风险提示是否到位。请保荐机构、律师、会计师发表明确核查意见。
【回复】一、结合西部省份风电行业同规模项目投资成本，详细说明本次三个募投风电项目与两年前首发募投风电项目单位投资差异巨大的原因及合理性；
公司本次募集资金总额不超过254,667万元，扣除发行费用后的募集资金净额计划投资于以下项目：
| 项目名称 | 装机容量 （MW） | 投资总额 （万元） | 募集资金投入金额（万元） | 单位投资 （元/W） | 核准 时间 |
| 焦家畔100MW风电项目 | 100.00 | 70,000.00 | 70,000.00 | 7.00 | 2017年 |
| 苏家梁100MW风电项目 | 100.00 | 70,000.00 | 70,000.00 | 7.00 | 2017年 |
| 兰考兰熙50MW风电项目 | 50.00 | 41,132.60 | 41,000.00 | 8.23 | 2018年 |
| 补充流动资金 | - | 73,667.00 | 73,667.00 | - | - |
| 合计 | 250.00 | 254,799.60 | 254,667.00 | - |
以下通过与公司首次公开发行的募投项目的投资成本，以及与西部省份风电行业同规模项目的投资成本情况比较，分析本次募投项目投资规模的合理性。
（一）首次公开发行募投项目情况
公司首次公开发行时的募投项目投资成本情况如下：
| 项目 | 装机容量 （MW） | 投资总额 （万元） | 单位投资 （元/W） | 建成 时间 | 核准 时间 |
| 宁夏同心风电场国博新能源有限公司二期300MW风电项目 | 300.00 | 240,000.00 | 8.00 | 2018年 | 2014年 |
上述募投项目已于2018年建设完成，公司将首次公开发行的募集资金净额1.99亿元用于项目的建设，不足部分公司已采用自有资金及银行贷款等方式进行投入。
随着中国风电设备制造业技术升级和国际化进程加快，风电机组销售价格不断下降，目前逐渐趋于稳定。同时，风电场选址的优化、风场运营效率的提高、风机质量和维护水平的提升、以及风场控制系统自动化程度不断加深等因素，都在一定程度上起到了降低风电成本的作用。因此，与公司首次公开发行的募投项目相比，本次募投项目中的焦家畔、苏家梁项目的单位投资相对较低，不存在巨大差异，具备合理性。
此外，焦家畔、苏家梁项目以及公司首次公开发行的募投项目均位于宁夏地区，为公司深耕的主要经营区域，而兰考兰熙项目位于河南省，是公司新开拓的风电市场。因此，兰考兰熙项目的前期开发费用、建筑工程费用、建设管理费用
等相对较高，导致兰考兰熙项目的单位投资成本相对较高，但与公司首次公开发行的募投项目相比仍处于正常水平，不存在巨大差异，具备合理性。
（二）西部省份风电行业同规模项目情况
根据同行业上市公司的相关披露文件，西部省份风电行业同规模项目的投资成本情况如下：
| 公司 名称 | 股票 代码 | 项目 | 项目地 | 装机容量 （MW） | 投资总额 （万元） | 单位投资 （元/W） | 核准 时间 |
| 运达股份 | 300772 | 昔阳县皋落一期（50MW）风电项目 | 山西 | 50.00 | 41,016.20 | 8.20 | 2016年 |
| 漳泽 电力 | 000767 | 织女泉风电四期 99.5MW 风电项目 | 山西 | 99.50 | 82,176.00 | 8.26 | 2017年 |
| 深圳 能源 | 000027 | 太仆寺旗40万千瓦风电场项目 | 内蒙古 | 400.00 | 320,270.00 | 8.01 | 2017年 |
| 明阳 智能 | 601615 | 靖边明阳宁条梁二期风电场项目 | 陕西 | 100.00 | 84,640.00 | 8.46 | 2017年 |
| 节能风电 | 601016 | 温县一期 100MW 风电场项目 | 河南 | 100.00 | 82,576.06 | 8.26 | 2017年 |
由上表可见，与西部省份风电行业同规模项目的投资成本相比，公司本次募投项目的单位投资规模相对较低，不存在巨大差异，具备合理性。
综上所述，与公司首次公开发行的募投项目，以及与西部省份风电行业同规模项目比较，公司本次募投项目的投资成本不存在巨大差异，具备合理性。
二、结合自身资金需求和未来资金使用计划，说明补充大量流动资金的原因和必要性；
截至最近一年及一期期末，公司经营性营运资金情况如下：
单位：万元
| 项目 | 2019年3月末 | 2018年末 |
| 经营性应收 | ||
| 应收票据及应收账款 | 131,975.16 | 114,682.07 |
| 预付款项 | 332.43 | 22.03 |
| 存货 | 21.33 | 21.33 |
| 合计 ① | 132,328.92 | 114,725.42 |
| 经营性应付 | ||
| 应付票据及应付账款 | 49,241.50 | 48,415.05 |
| 预收款项 | - | 0.57 |
| 合计 ② | 49,241.50 | 48,415.62 |
| 所需营运资金（③=①-②） | 83,087.42 | 66,309.81 |
公司所处的新能源发电行业为资金密集型行业，对资金的需求较高，随着经营规模的扩大，公司对营运资金的需求也相应增加。截至2018年末、2019年3月末，公司经营性应收大于经营性应付的金额分别为66,309.81万元、83,087.42万元，营运资金压力较大。
同时，基于公司实际情况及业务发展需要，公司未来的资金需求量较大，公司主要资金使用计划如下：
单位：万元
| 项目 | 2020年 | 2019年 |
| 运行维护费 | 6,970.96 | 6,770.96 |
| 偿还借款及利息 | 79,149.35 | 77,977.82 |
| 融资租赁手续费 | 1,900.00 | 1,834.00 |
| 合计 | 88,020.31 | 86,582.79 |
综上所述，公司通过本次非公开发行的募集资金补充流动资金具备合理性及必要性。
三、本次募投项目建设完成后，是否存在不能通过并网验收或不能与当地电网公司签署《购售电合同》风险；
国家通过《可再生能源法》、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》、《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》等法律及规范性文件建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，要求项目所在地电网公司对可再生能源项目发电承担保障性收购责任，按发改委核准的标杆上网电价结算保障性收购电量部分，采用市场化的定价方式结算市场交易电量部分。
本次募投风电项目属于可再生能源发电项目，已分别取得项目所在地区发改委出具的项目核准批复，因此项目所在地电网公司对项目发电承担保障性收购责任，有义务与公司签订相关售电协议。根据行业惯例及公司经营管理的历史经验，项目建设完成后的并网验收主要为测试电场是否具备带电条件，在公司按照备案的接入方案完成电场建设的情况下，项目通过并网验收不存在实质性障碍。
因此，本次募投项目建设完成后，不存在不能通过并网验收或不能与当地电网公司签署《购售电合同》的风险。
四、进一步说明本次募投项目新增产能的消化措施以及新增产能规模的合理性；
（一）新增产能的消纳情况
1、国家实行可再生能源发电全额保障收购制度
国家颁布的各项新能源发电鼓励政策，是本次募投项目新增风电产能消纳的有效保障。
根据2009年12月发布的《可再生能源法》第十四条，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。据此，国家对依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电项目实施全额保障性收购制度。
2016年3月，国家发改委发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，为加强可再生能源发电全额保障性收购管理，保障非化石能源消费比重目标的实现，对全额保障性收购进行了进一步的细化。根据该办法，发行人在建、筹建项目发电可分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。保障性收购电量由项目所在地电网公司按发改委核准的标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分鼓励通过市场交易方式消纳，由发行人与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按新能源标杆上网电价与项目所在地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。
2016年5月，国家发改委、国家能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）（以下简称“通知”），核定了部分存在弃风问题地区规划内的风电最低保障收购年利用小时数，其中宁夏地区为1,850小时。同时，针对河南等不存在弃风现象且未设定最低保障收购年利用小时数的地区，通知规定相关地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电项目发电量。本次募投项目中，焦家畔、苏家梁项目位于宁夏地区，通知规定的最低保障小时数占项目预测小时数的比例为92.50%，超出的部分公司可通过市场化的方式进行交易，项目的产能消纳具备保障；兰考兰熙项目位于河南
省，按照通知规定项目的发电量应按标杆上网电价被全额收购，项目的产能消纳具备保障。
综上所述，本次募集资金投资项目属于可再生能源发电项目，符合国家风力发电项目的各项开发要求，并已取得项目所在地主管部门的核准批复。本次募投项目所在地电网公司对项目发电承担保障性收购责任，按发改委核准的标杆上网电价结算保障性收购电量部分，采用市场化的定价方式结算市场交易电量部分。
2、弃风限电情况显著改善
报告期内，公司本次募投项目所在地区弃风限电情况明显改善。根据国家能源局2018年3月5日发布的《2018年度风电投资监测预警结果的通知》（以下简称“通知”），本次募投项目所在地宁夏、河南均为绿色区域。根据通知，“预警结果为绿色的地区按照有关要求自行组织风电项目建设，但要把握好风电项目的建设节奏，在落实消纳市场等条件的基础上有序推进，避免出现限电状况”。
报告期内，根据国家能源局发布的各期风电并网运行情况，宁夏、河南地区的弃风限电率如下：
| 地区 | 2018年 | 2017年 | 2016年 |
| 宁夏 | 2.3% | 5% | 13% |
| 河南 | - | - | - |
根据上表所示，宁夏地区的弃风限电率呈明显下降的趋势，风电消纳情况显著好转；河南地区自2016年至今均未发生弃风限电的情况，当地企业风力发电电量均被当地电网消纳。综上所述，弃风限电情况对本次募投项目新增产能的消纳不存在重大不利影响。
3、公司采取的消纳措施
公司将严格按照计划完成本次募投项目的建设、并网等工作，并组织运营及维护人员保障募投项目的有效运营。公司将通过本地消纳和扩大外送相结合的方式，在保障性收购利用小时数的基础上，积极参与市场化电量交易，提高各项目的年平均利用小时数，确保新增产能得到消纳。
（二）新增产能规模的合理性
公司本次募集资金主要投资于焦家畔100MW项目、苏家梁100MW项目和兰考兰熙50MW项目，新增风电装机容量共250MW。截至2019年3月31日，公司风力发电并网容量为1,044.50MW，本次募投项目新增产能占比为23.93%。
公司通过本次募投项目的建设扩大公司产能规模符合国家能源发展战略，是国家实现低碳环保、节能减排的迫切需要。根据国务院颁布的《能源发展战略行动计划（2014-2020 年）》，到 2020 年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，煤炭消费比重控制在 62%以内。此外，本次募投项目新增产能能有效提高公司的盈利水平，增强公司的市场竞争地位。本次募投项目建成后，预计每年增加公司营业收入2.31亿元，增加发电量5.13亿度。
公司自设立以来，一直从事新能源电力行业，在开发、建设、维护、运营等各方面积累了丰富的经验，形成了深厚的技术储备。公司对本次募投项目建设地址进行了详细勘测论证，拥有充足的可利用风能资源；项目建设所需设备的选择在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内知名厂家制造的设备类型。因此，本次募投风电项目与公司现有技术水平相匹配。
公司拥有经验丰富、积极进取、稳定团结的管理团队，对风力、光伏发电行业，包括行业发展历史、技术特征以及未来走势具有深刻的理解，能够充分满足募投项目的管理人员需求。公司还拥有一支具备丰富理论知识和行业实践经验的专业化的员工团队，具有多个风场的成功运营经验，能够充分满足本次拟募投风电项目的员工需求。
综上所述，公司本次募投项目新增产能符合国家相关政策的要求，有利于提升公司的盈利能力，且公司具备与新增产能规模相匹配的技术水平、管理和员工团队。因此，本次募投项目新增产能规模具备合理性。
五、说明本次募投项目效益预测情况，具体测算方法、测算依据、假设条
件、测算参数、过程及结果；
（一）本次募投项目效益预测情况
本次募投风电项目的效益预测情况如下：
| 项目 | 预计年发电量 （亿度） | 预计年收入 （亿元） | 投资回收期 （年） | 全部投资内部收益率（%） |
| 焦家畔项目 | 2.00 | 0.88 | 11.21 | 7.52 |
| 苏家梁项目 | 2.00 | 0.88 | 11.21 | 7.52 |
| 兰考兰熙项目 | 1.13 | 0.55 | 9.51 | 9.55 |
（二）具体测算方法、测算依据、假设条件、测算参数、过程及结果1、公司通过合理预测本次募投项目的年平均利用小时数，乘以项目的并网装机规模，得出项目的预计年发电量；再依据项目核准的上网电价，并综合考虑市场化交易的影响，计算得出项目预计年发电收入。具体情况如下：
| 项目 | 装机容量（MW） ① | 预计平均利用小时数（小时/年） ② | 预计发电量（亿度） ③=①*② | 不含税上网电价（元/kWh）④ | 年收入 （亿元） ⑤=③*④ |
| 焦家畔项目 | 100 | 2,000 | 2.00 | 0.4391 | 0.88 |
| 苏家梁项目 | 100 | 2,000 | 2.00 | 0.4391 | 0.88 |
| 兰考项目 | 50 | 2,257 | 1.13 | 0.4872 | 0.55 |
年平均利用小时数为风电项目效益测算的重要指标，它是指一年内平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数。公司依据《风电场风能资源评估办法》（GB/T18710-2002），并参考国外IEC61400风电标准体系的要求，通过获取、分析项目区域的测风数据、实测地形图等，确定适合的风机机型、风机点位分布，将所需参数导入WindPro3.0、WT5.2等专业风资源评估系统软件，并参考公司已投入运营风电项目的实际平均利用小时数情况，最终得出项目的预计年平均利用小时数。
2、公司依据自身已投入运营的风电项目经验及相关数据，预估本次募投项目的成本、费用等，并综合考虑补贴回收周期等特殊因素后，通过项目生命周期内现金流折现的方式计算得出项目预测的全部投资内部收益率，以项目累计净收益等于项目投资额的年限预测项目的投资回收期。
六、结合我国再生（新）能源补贴退坡、弃风限电等行业政策和发展规划，分析说明行业政策对申请人现有项目和募投项目的影响，相关风险提示是否到位
（一）新能源补贴退坡的影响
近年来，我国风电行业的快速发展一定程度上得益于国家的政策鼓励和支持。但随着风电行业的日趋成熟，国家对风力发电等新能源行业的补贴力度逐渐减弱，具体政策文件的情况如下：
| 政策文件 | 发布时间 | 发布机关 | 主要内容 |
| 《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729号） | 2016年 12月 | 国家发改委 | 规定I-IV类资源区2018年以后核准的风电项目上网标杆电价将降至0.40/0.45/0.49/0.57元，已逐渐接近国内很多地区的火电标杆电价 |
| 《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号） | 2018年 5月 | 国家能源局 | 明确将消纳工作作为风电新增建设项目的首要条件，严格落实电力送出和消纳条件，推行竞争方式配置风电项目，即从2019年起，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。 |
| 《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源[2019]19号） | 2019年 1月 | 国家发改委、国家能源局 | 在消纳条件较好的区域推进不需要国家补贴、执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网项目的建设 |
| 《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》 | 2019年 4月 | 国家能源局 | 要求各省发改委、能源局依据自身的资源条件、燃煤标杆电价等各项因素，自行研究确定是否具备建设风电、光伏发电平价上网项目的条件 |
| 《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》 | 2019年5月 | 国家能源局 | 各省级能源主管部门需研究论证本地区建设风电、光伏发电平价上网的条件，在组织电网企业论证并落实平价上网项目的电力送出和消纳条件基础上，优先推进平价上网项目建设；应按照国家可再生能源“十三五”相关规划和本区域电力消纳能力，分别按风电和光伏发电项目竞争配置工作方案确定需纳入国家补贴范围的项目，将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。 |
根据历次调整风力发电上网标杆电价的文件及上述其他政策文件，新能源补贴退坡只针对尚未核准或已核准但未按时建设的项目，因此对于公司目前已投入运营的项目不产生实质影响。
本次募投项目中，焦家畔、苏家梁项目于2017年经所在地主管部门核准，并于2019年初开工建设，适用国家发改委“发改价格[2015]3044号”文件，执行上网电价应为0.54元/kWh；兰考兰熙项目于2018年经所在地主管部门核准，并于2019年初开工建设，适用国家发改委“发改价格[2016]2729号”文件，执行上网电价应为0.57元/kWh。由于本次募投风电项目均已核准，且均在核准文件的要求期限内开工建设，因此新能源补贴退坡对本次募投项目亦不产生实质影响。
公司已在本次非公开发行预案“第五节 二、产业政策变化风险”中对新能源补贴减少等政策变化对公司的影响进行了风险提示。
（二）弃风限电情况的影响
1、相关政策情况根据《可再生能源法》，我国建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，并通过《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等进一步细化规则，以保障我国2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%行动目标得以有效实现。
“十三五”期间是我国实现上述目标的关键时期，《能源发展“十三五”规划》、《可再生能源发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》、《太阳能发展“十三五”规划》从优化能源开发布局、合理规划电网结构、加强电力系统调峰能力建设、实施需求侧响应能力提升工程、优化调度运行管理、提高电网消纳能力等多个方面，对“十三五”期间减少弃风限电、弃光限电进行了发展规划。
同时，根据《国家能源局关于印发2018年能源工作指导意见的通知》（国能发规划[2018]22号），地方发展改革委（能源局）及各派出能源监管机构应确保风电、光伏发电弃电量和弃电率实现“双降”，并加快推进浙江、四川、甘肃、宁夏等清洁能源示范省以及河南兰考等农村能源革命示范县建设。
2、对公司的影响
报告期内，公司主要经营地宁夏地区弃风限电情况明显改善。根据国家能源局2018年3月5日发布的《2018年度风电投资监测预警结果的通知》（以下简称“通知”），宁夏地区属于绿色区域。根据通知，“预警结果为绿色的地区按照有关要求自行组织风电项目建设，但要把握好风电项目的建设节奏，在落实消纳市场等条件的基础上有序推进，避免出现限电状况”。根据国家能源局发布的各期风电并网运行情况，宁夏地区报告期内的弃风限电率分别为13%、5%、2.3%，呈明显下降的趋势。
长期看来，随着国家各项规划及政策的逐步实施，弃风限电、弃光限电的比例会进一步降低，有助于提升公司的盈利水平。但是短期内若弃风限电、弃光限电的比例出现回升，仍将对公司的经营业绩产生一定的不利影响。
公司已在本次非公开发行的预案“第五节 三、（一）弃风限电、弃光限电风险”中针对限电情况对公司经营的影响进行了风险提示。
七、保荐机构、律师、会计师核查意见
经核查，保荐机构、律师、会计师认为：
（一）本次三个募投风电项目与两年前首发募投风电项目单位投资不存在巨大差异，具备合理性；
（二）发行人已合理说明补充大量流动资金的原因和必要性；
（三）本次募投项目建设完成后，不存在不能通过并网验收或不能与当地电网公司签署《购售电合同》风险；
（四）发行人已合理说明本次募投项目新增产能的消化措施以及新增产能规模的合理性；
（五）发行人已合理说明本次募投项目效益预测情况，具体测算方法、测算依据、假设条件、测算参数、过程及结果；
（六）发行人已合理说明行业政策对申请人现有项目和募投项目的影响，相关风险提示已到位。
2、关于应收账款。报告期内申请人应收账款金额逐年增长，最近一期末应收账款金额为11.88亿元。请申请人补充说明应收账款逐年增加的原因及合理性，是否存在较大回款风险，相关减值准备计提是否充分合理。请保荐机构和会计师发表核查意见。
【回复】
一、应收账款逐年增加的原因及合理性，是否存在较大回款风险
报告期各期末，公司应收账款余额的具体情况如下：
单位：万元
| 款项性质 | 2019/3/31 | 2018/12/31 | 2017/12/31 | 2016/12/31 |
| 标准电费 | 4,424.30 | 3,386.29 | 3,124.69 | 3,106.80 |
| 补贴电费 | 116,500.28 | 102,737.21 | 83,081.07 | 34,988.00 |
| 线路补贴 | 6,836.52 | 6,836.52 | 5,123.15 | 1,753.34 |
| 租赁收入 | 19.63 | 46.25 | 12.11 | 56.89 |
| 合计 | 127,780.72 | 113,006.27 | 91,341.00 | 39,905.03 |
由上表可知，公司应收账款主要为应收补贴电费款。报告期各期末，公司应收补贴电费占应收账款余额的比例分别为87.68%、90.96%、90.91%、91.17%。公司应收账款余额逐年增加主要由应收补贴电费增加引起，具体原因如下：
（一）已列入补贴名录的项目，国家新能源补贴未及时下发
由于新能源发电行业的特性，其补贴发放的时间不固定，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。
报告期内，公司补贴发放情况如下：
| 列入第一至第六批可再生能源补贴名录的项目 | |||||||||||||||
| 2016年补贴发放周期统计表 | |||||||||||||||
| 补贴对应 发电时段 | 2016年1月 | 2016年2月 | 2016年3月 | 2016年4月 | 2016年5月 | 2016年6月 | 2016年7月 | 2016年8月 | 2016年9月 | 2016年9月-11月 | |||||
| 补贴发放 时间 | 2016年2月 | 2016年3月 | 2016年4月 | 2016年5月 | 2016年7月 | 2016年7月 | 2016年8月 | 2016年9月 | 2016年10月 | 2017年12月 | |||||
| 2017-2019年3月补贴发放周期统计表 | |||||||||||||||
| 补贴对应 发电时段 | 2016年12月-2017年1月 | 2017年2月-3月 | 2017年 4月 | 2017年5月-6月 | 2017年7月 | 2017年8月-2019年3月 | |||||||||
| 补贴发放时间 | 风电 | 2018年9月 | 2018年10月 | 2018年12月 | 2018年12月 | 2018年12月2019年2月 | 尚未发放 | ||||||||
| 光伏 | 尚未发放 | ||||||||||||||
| 列入第七批可再生能源补贴名录的项目 | |||||||||||||||
| 补贴发放周期统计表 | |||||||||||||||
| 补贴对应 发电时段 | 2015年10月-2017年1月 | 2017年2月-3月 | 2017年 4月 | 2017年5月-6月 | 2017年7月 | 2017年8月-2019年3月 | |||||||||
| 补贴发放时间 | 宁夏国博 | 2018年9月 | 2018年10月 | 2018年12月 | 2018年12月 2019年2月 | 尚未发放 | |||||||||
| 新疆嘉泽 | 2018年9月 2018年11月 | 2018年10月 | 2018年12月 | 尚未发放 | |||||||||||
由上表，国家新能源补贴自2016年10月之后下发速度放缓：
截至2016年末，已经国家能源局审核通过的第一至第六批可再生能源补贴名录的项目，仅结算至2016年9月，尚有3个月的补贴收入未下发；
截至2017年末，已经国家能源局审核通过的第一至第六批可再生能源补贴名录的项目，仅结算至2016年11月，尚有13个月的补贴收入未下发；
截至2018年末、2019年3月末，已经国家能源局审核通过的第一至第六批可再生能源补贴名录的项目，风电项目结算至2017年7月；已经国家能源局审核通过的第七批可再生能源补贴名录的项目，子公司宁夏国博结算至2017年7月，子公司新疆嘉泽结算至2017年6月。
（二）尚未列入补贴名录的项目，自项目投运之日起至2019年3月末未结算
报告期内，公司已并网尚未列入补贴名录的项目情况如下：
| 项目名称 | 并网时间 | 进入补贴名录批次和时间 |
| 嘉泽第三风电场 | 2017年5月 | 尚未开始申报（已符合可再生能源补贴申报条件，待第八批可再生能源补贴申报开始后即可开展申报工作） |
| 嘉泽第四风电场 | 2018年5月 | 尚未开始申报（已符合可再生能源补贴申报条件，待第八批可再生能源补贴申报开始后即可开展申报工作） |
| 鄯善楼兰风电场一期（49MW）项目 | 2017年3月 | 尚未开始申报（已符合可再生能源补贴申报条件，待第八批可再生能源补贴申报开始后即可开展申报工作） |
公司嘉泽第三风电场、嘉泽第四风电场、鄯善楼兰风电场一期三个项目尚未进入补贴名录，其自投运之日起至2019年3月末的补贴款尚未结算，使得应收补贴款增加。
综上所述，公司应收账款逐年增加具备合理性。根据行业惯例和历史项目补贴的申请、审批及发放情况，公司应收账款不存在较大回款风险。
二、相关减值准备计提是否充分合理
（一）公司应收账款计提政策
公司将下列情形作为应收款项坏账损失确认标准：债务单位撤销、破产、资不抵债、现金流量严重不足、发生严重自然灾害等导致停产而在可预见的时间内无法偿付债务等；其他确凿证据表明确实无法收回或收回的可能性不大。
对可能发生的坏账损失采用备抵法核算，年末单独或按组合进行减值测试，计提坏账准备，计入当期损益。对于有确凿证据表明确实无法收回的应收款项，经公司按规定程序批准后作为坏账损失，冲销提取的坏账准备。
1、单项金额重大并单独计提坏账准备的应收款项
| 单项金额重大的判断依据或金额标准 | 单笔应收金额或对同一债务人的累计应收余额超过企业应收款项账面余额的10%或绝对金额超过1,000万元 |
| 单项金额重大并单项计提坏账准备的计提方法 | 根据其未来现金流量现值低于其账面价值的差额，计提坏账准备 |
2、按组合计提坏账准备应收款项
| 确定组合的依据 | |
| 账龄组合 | 以应收款项的账龄为信用风险特征划分组合 |
| 按组合计提坏账准备的计提方法 | |
| 账龄组合 | 按账龄分析法计提坏账准备 |
采用账龄分析法的应收账款坏账准备计提比例如下：
| 账龄 | 应收账款计提比例（%） |
| 0-6月 | 0 |
| 7-12月 | 10 |
| 1-2年 | 20 |
| 2-3年 | 50 |
| 3-4年 | 70 |
| 4-5年 | 80 |
| 5年以上 | 100 |
3、单项金额不重大但单独计提坏账准备的应收款项
| 单项计提坏账准备的理由 | 单项金额不重大且按照组合计提坏账准备不能反映其风险特征的应收款项 |
| 坏账准备的计提方法 | 根据其未来现金流量现值低于其账面价值的差额，计提坏账准备 |
（二）公司应收账款计提情况
报告期各期末，公司应收账款减值准备计提情况如下：
单位：万元
| 款项 性质 | 账龄 | 2019/3/31 | 2018/12/31 | 2017/12/31 | 2016/12/31 | ||||||
| 账面 余额 | 坏账 金额 | 计提比例（%） | 账面 余额 | 坏账 金额 | 计提比例（%） | 账面 余额 | 坏账 金额 | 计提比例（%） | 账面 | ||
| 余额 | |||||||||||
| 标准电费 | 1年 | 4,424.30 | - | - | 3,386.29 | - | - | 3,124.69 | - | - | 3,106.80 |
| 以内 | |||||||||||
| 补贴电费及线路补贴 | 1年 | 74,419.62 | - | - | 73,505.40 | - | - | 60,884.36 | - | - | 32,918.77 |
| 以内 | |||||||||||
| 1-2年 | 46,797.48 | 1,426.45 | 3.05 | 34,207.33 | 1,426.45 | 4.17 | 25,195.09 | 1,095.99 | 4.35 | 3,822.57 | |
| 2-3年 | 2,086.71 | 149.17 | 7.15 | 1,828.01 | 149.17 | 8.16 | 2,124.77 | 92.43 | 4.35 | - | |
| 3-4年 | 32.99 | 3.96 | 12.00 | 32.99 | 3.96 | 12.00 | - | - | - | - | |
| 租赁收入 | 1年 | 19.63 | - | - | 46.25 | 0.6 | 1.3 | 12.11 | - | - | 56.89 |
| 以内 | |||||||||||
| 总计 | 127,780.72 | 1,579.57 | 113,006.27 | 1,580.17 | 91,341.00 | 1,188.42 | 39,905.03 | ||||
公司应收账款主要为应收电费款，包含标准电费部分和电费补贴款部分。其中标准电费部分由当地电网公司支付，电费补贴部分由当地电网公司收到财政补贴资金后转付。对于标准电费部分，公司客户为各地电网公司，均为国有企业，信誉良好，不存在超过1年期的应收标准电费款，发生坏账的可能性极低，因此公司未计提坏账准备，与同行业可比公司保持一致。
对于电费补贴部分，补贴资金来源于国家可再生能源电价附加资金，公司各期项目均已进入补助目录或符合申报条件，发生坏账的可能性较低。2017年起，由于补贴款到账时间延长，公司出于谨慎考虑，按照单项金额重大的标准对其单独计提坏账准备，从应收补贴款收回时间对可收回金额产生的影响，来确定报告期末应收款价值。公司结合以往再生能源电价补贴申请和回款周期情况，对预期收回时间将超过一年的部分，按一年期金融机构贷款基准利率进行复利折现测算，计算应收补贴款预计未来现金流量现值低于其账面价值的差额，将差额计提坏账准备。
部分同行业上市公司应收补贴款坏账准备计提情况如下表所示：
| 同行业上市公司 | 应收补贴款是否计提坏账准备 |
| 太阳能 | 否。应收电网公司电费、关联方往来、备用金、保证金、押金、职工借款按照个别认定法不计提坏账。 |
| 大唐新能源 | 否。公司认为过往无不良记录，且补贴源于政府分配，所以未计提应收账款坏账准备。 |
| 龙源电力 | 否。公司认为过往无不良记录，且补贴源于政府分配，所以未计提应收账款坏账准备。 |
| 华能新能源 | 否。公司认为这些项目将会适时取得批复，过往记录无坏账，且可再生能源电价附加由政府资助，因此这类应收款可以全数收回，无坏账风险。 |
| 节能风电 | 否。应收账款无坏账准备。 |
| 银星能源 | 是，一年以上未收回的补贴电费，按照预期可收回时间，以一年期借款利率确定其现值后计提坏账准备 |
由上表，公司计提应收账款坏账准备的做法与银星能源一致，较其他同行业上市公司更为谨慎，具备合理性。
三、保荐机构和会计师核查意见
经核查，保荐机构和会计师认为，发行人已合理说明应收账款逐年增加的原因，具备合理性，不存在较大回款风险，相关减值准备计提充分合理。
（以下无正文）
（本页无正文，为宁夏嘉泽新能源股份有限公司关于《<关于请做好嘉泽新能非公开发行股票发审委会议准备工作的函>的回复说明》之盖章页）
宁夏嘉泽新能源股份有限公司
年 月 日
（本页无正文，为海通证券股份有限公司关于《<关于请做好嘉泽新能非公开发行股票发审委会议准备工作的函>的回复说明》之签字盖章页）
保荐代表人签名： ____________ ____________
石 迪 黄洁卉
保荐机构董事长签名：
____________
周 杰
海通证券股份有限公司
年 月 日
声明
本人已认真阅读宁夏嘉泽新能源股份有限公司本次告知函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，告知函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。
保荐机构董事长签名：
_____________
周 杰
海通证券股份有限公司
年 月 日