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中节能风力发电股份有限公司
关于《关于请做好中节能风力发电股份有限公司公开
发行可转债发审委会议准备工作的函》
之回复报告
保荐机构（主承销商）
广东省深圳市福田区中心三路8号卓越时代广场（二期）北座
二〇二一年四月
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中国证券监督管理委员会：
根据贵会2021年4月13日出具的《关于请做好中节能风力发电股份有限公司公开发行可转债发审委会议准备工作的函》的要求，中信证券股份有限公司（以下简称“中信证券”、“保荐机构”或“本保荐机构”）本着行业公认的业务标准、道德规范和勤勉精神，会同发行人中节能风力发电股份有限公司（以下简称“发行人”、“申请人”、“公司”或“节能风电”）以及其他中介机构对函中所列问题进行了认真研究和分析。现将相关问题的落实情况回复如下，请予审核。如无特别说明，本回复报告中的简称或名词的释义与募集说明书中的相同。本回复报告的字体规定如下：
告知函所列问题 黑体，加粗对告知函所列问题的回复 宋体
本回复报告中部分合计数若出现与各加数直接相加之和在尾数上有差异，均为四舍五入所致。
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目录
1.关于未纳入国补目录项目应收账款.......................................................................4
2.关于长期应收款....................................................................................................18
3.关于拟/在建设项目的前期费用...........................................................................22
4.关于诉讼事项.........................................................................................................39
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1.关于未纳入国补目录项目应收账款
申请人报告期未纳入国补目录项目应收账款中可再生能源补贴金额分别为16065.16万元、38397.58万元、14493.63万元。请申请人进一步说明并披露：（1）未纳入国补目录项目收入确认时点及金额，是否符合企业会计准则的规定；（2）结合2020年国家有关国补政策说明未纳入国补目录的申请进展；（3）上述应收账款坏账准备计提是否充分。
请保荐机构及会计师进行核查并发表核查意见。
回复：
一、事实情况说明
1、未纳入国补目录项目收入确认时点及金额，是否符合企业会计准则的规定
（1）未纳入国补目录项目收入确认时点及金额
发行人主营业务为电力销售，收入确认的会计政策为：电力收入于电力供应至各电厂所在地的省电网公司时确认。发行人按合同或协议约定并经政府价格主管部门批准的上网电价为基础，根据与电力部门确认的上网电量计算电力销售收入金额。上网电价包括了标杆电价和可再生能源补贴电价，在合同中分别约定具体的金额。
发行人主营业务收入主要由发改委审核批准的非补贴电费和新能源补贴电费构成，其中风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。发行人在所发电能上网并经各电网公司确认电量时，确认上述非补贴电费与可再生能源补贴。发行人截至2020年末未纳入目录项目对应的可再生能源补贴收入，在报告期内确认情况如下：
单位：万元项目 2020年 2019年 2018年未纳入补贴目录项目可再生能源补贴收入
8,951.771,898.14-
（2）未纳入国补目录项目收入确认原收入准则分析
根据原收入准则的相关规定，发行人未纳入目录项目的可再生能源补贴收入确认符合会计准则的规定，具体情况如下：
1）商品所有权的主要风险和报酬已转移，既没有保留通常与所有权相联系的继续
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管理权，也没有对已售出的商品实施有效控制；因电力产品具有不可存储性，产销同步完成，在发电量上网时即供应至各地供电公司，发行人相关项目在发电时，已经履行了合同义务，以及相关政策所要求的义务，且没有保留相关的继续管理权，也无法对已上网的电量实施有效控制，商品所有权的主要风险和报酬已转移给电网公司。上网电量的对价包含了补贴电价，尽管发电和进入清单具有间隔期，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价。发行人根据项目实际情况与相关法规，预计未纳入目录项目未来纳入目录不存在重大不确定性风险，因此，电量对应的收入，应当包含未纳入目录项目的可再生能源补贴收入。
2）未纳入目录项目的可再生能源补贴相关的经济利益很可能流入企业
①新能源补贴款属于国家信用
根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称可再生能源发展专项资金）和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等；可再生能源发展专项资金由中央财政从年度公共预算中予以安排（不含国务院投资主管部门安排的中央预算内基本建设专项资金）。
从资金来源分析，应收补贴款的资金来源主要为国家财政安排和向电力用户征收，国家财政资金为国家信用。向电力用户征收的资金已经包含在向用户收取的电费中，由电网企业代征后上缴中央国库，拨付时直接从中央国库支出。综合判断，新能源补贴款的资金来源主要为财政专项资金以及中央国库，全部为国家信用，到期不能收回的可能性极小。
②发行人未纳入目录项目符合纳入可再生能源补贴项目清单的条件
发行人未纳入目录项目未来纳入可再生能源补贴目录不存在重大不确定性风险。
③历史上未发生实际损失
发行人以前年度确认的应收补贴款历史上未发生过实际损失，目前正按照可再生能源基金的拨付进度正常陆续回收。
因此，未纳入目录项目的可再生能源补贴相关的经济利益很可能流入企业。
3）未纳入目录项目的可再生能源补贴金额能够可靠计量
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公司与各地供电公司签订了正式的购售电合同，明确规定了合同双方的权利义务关系，约定按照双方确认的上网电量以及根据电价政策确定的上网电价进行结算，故销售商品的收入能够合理的估计。相关项目并网发电前，已取得发改委备案并签署购售电协议，且取得了有关部门的电价批复，不再批复电价的地区根据当地电价政策确定了上网电价。发行人能够根据与电网公司或用户确认的结算电量及对应的政策文件确认未纳入目录项目的可再生能源补贴收入，金额能够可靠计量。4）未纳入目录项目的可再生能源补贴相关的已发生的成本能够可靠地计量对于已发生的成本，公司按各发电项目的实际情况进行归集汇总，可以可靠计量。发电成本已包含了为取得补贴电价而发生的成本，对应的也是发电的整体收入。未纳入目录项目的可再生能源补贴收入对应的成本均于项目发电时发生，而非在进入清单时发生。因此，在发电时确认未纳入目录项目的可再生能源补贴收入，符合成本、收入的配比原则，符合《企业会计准则——基本准则》第三十五条的要求。
综上所述，未纳入目录项目在发电量上网供应至各地供电公司时，已同时满足可再生能源补贴收入的确认条件，公司确认未纳入目录项目收入包括基础电价及可再生能源补贴收入，符合原收入准则的相关要求。
（3）未纳入国补目录项目收入确认新收入准则分析
根据2020年执行的新收入准则的相关规定，在客户取得相关商品控制权时确认收入。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，发行人对于未纳入目录项目确认可再生能源补贴收入的会计政策符合会计准则的相关规定，具体情况如下：
1）合同各方已批准该合同并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，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。
2）合同明确了合同各方与所转让商品或提供劳务（以下简称“转让商品”）相关
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的权利和义务报告期内，发行人购售电合同中，明确了双方的权利和义务。3）该合同有明确的与所转让商品相关的支付条款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。
4）该合同具有商业实质，即履行该合同将改变企业未来现金流量的风险、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。
5）企业因向客户转让商品而有权取得的对价很可能收回
发行人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；发行人的未纳入目录的项目全部符合相关文件的要求，预计不存在不能进入可再生能源补贴目录的重大不确定风险；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。
6）企业应当在履行了合同中的履约义务，即在客户取得相关商品控制权时确认收入。
因电量具有不可储存的特点，电量上网后即供应至各电网公司，电量的使用和收益均由电网公司控制和支配，满足“客户拥有现时权利，能够主导该商品的使用并从中获取全部的经济利益”即达到控制权转移条件，因此，发行人在电量上网时确认电费补贴收入。
7）企业应当根据合同条款，并结合其以往的习惯做法确定交易价格
根据新收入准则规定，企业应当根据合同条款，并结合其以往的习惯做法确定交易价格。在确定交易价格时，企业应当考虑可变对价、合同中存在的重大融资成分、非现金对价、应付客户对价等因素的影响。
合同中存在可变对价的，企业应当按照期望值或最可能发生金额确定可变对价的最佳估计数，但包含可变对价的交易价格，应当不超过在相关不确定性消除时累计已确认收入极可能不会发生重大转回的金额。
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企业在评估累计已确认收入是否极可能不会发生重大转回时，应当同时考虑收入转回的可能性及其比重。其中，“极可能”是一个比较高的门槛，其发生的概率应远高于“很可能（即，可能性超过50%）”。发行人当前尚未纳入补贴目录项目均拥有完善的核准及批复手续，并均已在2020年以前完成部分或全部并网，满足上述法规要求，具备未来纳入补贴目录的资格，未来纳入可再生能源补贴目录不存在重大不确定性风险。因此发行人认为未纳入目录项目中的可再生能源补贴收入属于极可能不会发生重大转回的金额，相关的经济利益极可能流入公司，将未纳入目录项目的基础电价收入及可再生能源补贴全额确认收入具有合理性。
因此，无论是新收入准则还是原收入准则，发行人未纳入目录项目收入包括基础电价收入及可再生能源补贴收入，相关收入于电力供应至各电厂所在地的省电网公司时确认。未纳入国补目录项目收入确认时点及金额，符合企业会计准则的规定，相关收入的确认谨慎、合理。
2、结合2020年国家有关国补政策说明未纳入国补目录的申请进展
（1）国家有关国补政策分析
法规依据：2019年5月21日，《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），陆上风电方面：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；海上风电方面：对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，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。
具体分析：陆上风电方面，2018年以前项目在2020年底前完成并网发电，以及2019年1月1日至2020年底核准项目在2021年底前完成并网发电，是未来申请纳入补贴目录的基本资格。此外，根据上述规定，陆上风电的要求为“完成并网”，对海上风电的要求为“全部机组完成并网”。因此，关于陆上风电在2020年及2021年底的并网要求，未规定必须全部机组并网。
法规依据：2020年1月，财政部、国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于
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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），明确要求充分保障政策延续性和存量项目合理收益，进一步完善可再生能源补贴机制，优化补贴兑付流程。《意见》主要明确4方面内容：一是坚持以收定支原则，新增补贴项目规模由新增补贴收入决定，做到新增项目不新欠；二是开源节流，通过多种方式增加补贴收入、减少不合规补贴需求，缓解存量项目补贴压力；三是凡符合条件的存量项目均纳入补贴清单；四是部门间相互配合，增强政策协同性，对不同可再生能源发电项目实施分类管理。
2020年11月，财政部发布《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），通知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：
A.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。
B.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。
C.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。
具体分析：当项目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，且已完成全部容量并网后，即满足申请纳入补贴目录的相应条件，可进行相关申请。
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（2）未纳入国补目录的申请进展
截至2020年12月31日，公司尚未纳入国补目录的境内项目均为2018年以前核准的陆上风电，情况具体如下：
公司名称 项目名称 核准时间 首批并网时间
是否具有纳入补贴
目录资格
全容量并网
时间
电价批复文件 申请进展青海德令哈50兆瓦风电项目
2016年8月2019年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2020年3月
发改价格〔2015〕
3044号
国家可再生能源信息管理中心复核青海东方
青海德令哈20万千瓦风电项目
2017年10月2020年9月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2021年3月
发改价格〔2015〕
3044号
国家可再生能源信息管理中心复核德令哈尕海南一期49.5MW风电项目
2015年12月2019年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2020年3月
发改价格〔2014〕
3008号
国家可再生能源信息管理中心复核协力光伏
协力光伏德令哈
5万千瓦风电项
目
2017年10月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2021年3月
发改价格〔2015〕3044号
国家可再生能源信息管理中心复核五峰风电
五峰北风垭风电场工程项目
2014年12月2019年1月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2020年11月
发改价格〔2014〕
3008号
国家可再生能源信息管理中心复核，等待公示包头风电
达茂旗百灵庙
50MW 风电供
热项目
2017年12月2019年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2020年5月
发改价格〔2015〕
3044号
国家可再生能源信息管理中心复核定边风电
定边胶泥崾先风
电场工程项目
2016年12月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
尚未全容量
并网
发改价格〔2015〕
3044号
尚待全容量并网后，即可满足申请条件河南风电
中节能尉氏80MW风力发电
项目
2016年8月2020年11月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2021年1月
发改价格〔2015〕3044号
全容量并网时间较短，正在准备申请中节能洗马林风
电场一期
2016年11月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
尚未全容量
并网
发改价格〔2015〕
3044号
尚待全容量并网后，即可满足申请条件张家口风
电中节能洗马林风
电场二期
2017年4月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
尚未全容量
并网
发改价格〔2015〕
3044号
尚待全容量并网后，即可满足申请条件山西风电
中节能山西壶关县树掌风电场项
2017年11月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
尚未全容量
并网
发改价格〔2015〕
3044号
尚待全容量并网后，即可满足申请条件
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目焦作风电
中节能温县100MW风电场
项目
2017年12月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
尚未全容量
并网
发改价格〔2015〕
3044号
尚待全容量并网后，即可满足申请条件风扬新能
源
风扬德令哈5万
千瓦风电项目
2017年12月2020年12月
已在2020年以前完成并网，具备资格
2021年3月
发改价格〔2015〕
3044号
国家可再生能源信息管理中心复核
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综上，发行人当前尚未纳入补贴目录项目均拥有完善的核准及批复手续，并均已在2020年以前完成部分或全部并网，符合2020年以来国家有关国补政策，具备未来纳入补贴目录的资格。尚未纳入的主要原因系：1）部分项目全容量并网时间较短，相关纳入目录申请正在办理当中；2）部分项目尚未完成全容量并网，待完成全容量并网后，即可满足条件进行申报。上述项目未来纳入补贴目录不存在重大不确定性。
3、上述应收账款坏账准备计提是否充分
报告期内，发行人未纳入国补目录的项目应收账款中可再生能源补贴部分金额分别为16,065.16万元、38,397.58万元和14,493.63万元，占当期末应收账款比例分别为8.54%、15.30%和4.22%，该等应收账款与发行人其他境内项目的非补贴电费以及已纳入目录项目可再生能源补贴所产生应收账款执行同样的坏账准备计提政策。
报告期各期末，发行人应收账款坏账计提情况如下：
单位：万元账面余额 坏账准备时点 类别
金额
比例(%)
金额
比例(%)
账面价值单项金额重大并单项计提坏账准备的应收账款
-----按信用风险特征组合计提坏账准备的应收账款
346,556.69100.003,454.681.00343,102.01单项金额虽不重大但单项计提坏账准备的应收账款
-----2020年12月31日
合计346,556.69100.003,454.681.00343,102.01单项金额重大并单项计提坏账准备的应收账款
-----按信用风险特征组合计提坏账准备的应收账款
250,975.74100.00--250,975.74单项金额虽不重大但单项计提坏账准备的应收账款
-----2019年12月31日
合计250,975.74100.00--250,975.74单项金额重大并单项计提坏账准备的应收账款
-----2018年12月31日
按信用风险特征组合计提坏账准备的应收账款
188,149.6399.51--188,149.63
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单项金额虽不重大但单项计提坏账准备的应收账款
928.640.49928.64100.00-合计189,078.27100.00928.640.49188,149.63注：2020年对国外电力销售应收款项未计提坏账准备报告期内，发行人应收账款计提政策如下：
2018年，公司应收账款的坏账计提政策如下：
应收款项同时运用个别方式和组合方式评估减值损失。公司的客户主要为各大电网公司，客户数量有限且单项金额较大。因此公司先对所有的应收款项运用个别方式评估减值损失。对于以个别方式评估未发生减值的应收款项再按组合方式评估减值损失。
（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
一般以单项金额超过资产负债表日资产总额的0.1%为标准。单项金额重大并单项计提坏账准备的计提方法
单独进行减值测试，有客观证据表明其发生了减值的，应当估计其可收回金额，然后将所估计的可收回金额与其账面价值相比较，个别认定计提坏账准备，经减值测试后不存在减值的，应当包括在具有类似风险组合特征的应收款项中计提坏账准备。
（2）按信用风险特征组合计提坏账准备的应收款项
①按信用风险特征组合计提坏账准备的计提方法
组合1：账龄分析法组合 按账龄计提坏账准备组合2：无回收风险组合
合并报表范围内公司、保证金及其他管理层评估后认为无回收风险的款项。该组合不计提坏账准备。
②账龄分析法计提比例：
账龄 应收账款计提比例（%）其他应收款计提比例（%）6个月以内（含6个月，以下同） 0.00 0.006个月-1年以内 5.00 5.001-2年 10.00 10.002-3年 30.00 30.003-4年 50.00 50.004-5年 80.00 80.005年以上 100.00 100.00
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（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 有客观证据表明其发生减值的坏账准备的计提方法
单独进行减值测试，有客观证据表明其发生了减值的，应当估计其可收回金额，然后将所估计的可收回金额与其账面价值相比较，个别认定计提坏账准备，经减值测试后不存在减值的，应当包括在具有类似风险组合特征的应收款项中计提坏账准备。
2019年，公司应收账款的坏账计提政策如下：
公司以预期信用损失模型为基础对应收账款进行减值处理并计提减值准备。
①单项金额重大并单独评估损失准备的应收账款
单项金额重大的判断依据或金额标准
一般以单项金额超过资产负债表日资产总额
0.1%
为标准。
单项金额重大并单项计提坏账准备的计提方法
单独进行减值测试，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的应收账款
公司对所有应收电费款进行分析评估，运用组合方式评估预期信用损失。
③单项金额不重大但单独评估损失准备的应收账款
单项计提坏账准备的理由
不属于单项金额重大的风险
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
2020年，应收账款的坏账计提政策如下：
对于不含重大融资成分的应收账款，本公司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。
本公司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）、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。
项目
确定组合的依据
组合
本组合以电力销售应收账款（国内）部分作为信用特征
组合
本组合以电力销售应收账款（国外）部分作为信用特征
组合
除组合
、
以外其他应收款项
发行人报告期内主要应收账款为可再生能源补贴，占其应收账款期末余额比
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例超过90%，A股与港股同行业上市同类应收账款坏账计提政策如下表所示：
证券代码
证券简称
主业
新能源对应应收账款坏账计提政策A股可比公司600956.SH 新天绿能
风电及燃气
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，2019年以来可再生能源补贴及标杆电价坏账准备计提比例为1%600163.SH 中闽能源
风力发电为主业
按照整个存续期内预期信用损失的金额计量坏账准备
601619.SH 嘉泽新能
风力发电为主业
按照整个存续期内预期信用损失的金额计量坏账准备，以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1,000万元作为单项金额重大与否的判断标准。针对账龄组合，0至6个月预期损失率0.94%、7至12个月预期损失率1.29%、1至2年预期损失率1.76%、2-3年预期损失率2.41%、3年以上3.29%- 三峡新能源
风电、太阳能等发电为主业
按预期信用损失计提：结合账龄，对应收新能源补贴组合账面余额按照报告期上年末一年期LPR下浮10%进行折现，按照账面价值与折现后金额的差额计提坏账准备港股可比公司
1798.HK 大唐新能源
风力发电为主业
可再生能源补贴款不计提坏账，其他款项根据拨备矩阵进行减值分析，以计量预期信用损失。2019年不同账龄的预期信用损失率如下：3年以内均为0.00%，3年以上为1.783%。0916.HK 龙源电力
风力发电为主业
可再生能源补贴款不计提坏账，其他款项根据信用风险特征及账龄对应收账款进行分组，2019年不同账龄的预期信用损失率如下：1年以内为
0.00%；1至2年为2.24%；2至3年
为50%，3年以上为100%。资料来源：公开资料
可比公司坏账计提政策对比显示，从A股可比公司来看，三峡新能源、新天绿能、中闽能源及嘉泽新能针对该等应收账款按照预期信用损失率计提了坏账准备，H股上市公司龙源电力及大唐新能源未就新能源补贴款计提坏账准备。
2018及2019年度，公司依据可再生能源补贴的100%历史收回情况及补贴发放主体财政部作为国家财政单位良好的信用情况，综合考虑该等应收款项的可
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回收性及风险性，认为未来收回不存在风险。此外，财政部就可再生能源补贴发放依据当期相关财政相关预算进行有序合理发放，无规定具体时间，因此该等应收账款不存在合同规定的到期结算日，亦不存在回收时间晚于合同约定时间的情况。2020年，考虑公司可再生能源补贴回款延迟的实际情况，为了更加合理反映应收账款未来预期信用损失情况，为投资者提供更可靠、更准确的会计信息，结合最新行业政策及公司实际各类应收账款回收情况，并参照同行业公司的坏账准备计提方式，公司对风力发电电力销售应收账款（包括标杆电费和可再生能源补贴电费部分）预期信用损失进行了复核，对境内电力销售应收账款及其他应收款项预期信用损失率进行调整，按照1.00%的计提比例对应收账款计提坏账准备，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果。上述会计估计变更，已经公司第四届董事会第二十七次会议于2021年3月8日决议通过，公司于2020年1月1日起开始执行前述风力发电电力销售应收账款会计估计变更。
综上所述，公司未纳入国补目录可再生能源补贴部分对应的应收账款减值准备会计政策具有合理性，相关应收账款计提减值谨慎合理。
二、中介机构核查意见
（一）核查程序
1、结合内部控制审计评价管理层收入与应收账款确认相关的关键内部控制
设计和运行的有效性；
2、了解公司收入确认会计政策及收入确认情况，获取上网电价批复文件，
并与同行业惯例进行对比分析，关注其收入确认的合理性；
3、检查收入与应收账款确认的支持性原始资料，结合电费收入细节测试对
应收账款借方发生额进行检查测试，评价是否符合节能风电会计政策及企业会计准则的要求；
4、查阅国家新能源补贴相关政策；访谈公司管理层；了解公司暂未纳入国
家补贴名录项目的未来纳入计划；复核了已纳入国补目录及处于公示阶段的项目
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的基本资料；获取了公司暂未纳入国补目录项目的核准文件等资料，获取正在申请目录项目的相关申请材料，评估无法纳入的风险；
5、获取公司报告期内的应收账款账龄明细表，对账龄明细表的准确性予以
复核，并对公司财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；
6、对比了同行业上市公司的应收账款坏账准备计提政策，并对报告期的应
收账款坏账准备进行测算。
（二）核查意见
经核查，保荐机构认为：
1、报告期内公司涉及可再生能源补贴的营业收入确认时点及金额谨慎合理，
符合会计准则的规定。
2、发行人截止报告期末尚未纳入补贴目录项目均拥有完善的核准及批复手
续，并均已在2020年以前完成部分或全部并网，符合2020年以来国家有关国补政策，具备未来纳入补贴目录的资格。尚未纳入的主要原因系：1）部分项目全容量并网时间较短，相关纳入目录申请正在办理当中；2）部分项目尚未完成全容量并网，待完成全容量并网后，即可满足条件进行申报。上述项目未来纳入补贴目录不存在重大不确定性。
3、公司未纳入国补目录可再生能源补贴部分对应的应收账款减值准备会计
政策具有合理性，应收账款计提减值谨慎合理。
经核查，中审众环会计师事务所认为：
1、2020年度公司涉及可再生能源补贴的营业收入确认时点及金额谨慎合理，
符合会计准则的规定。
2、截止2020年12月31日尚未纳入国补目录的项目均拥有完善的核准及批
复手续，并均已在2020年以前完成部分或全部并网，符合2020年以来国家有关国补政策，具备未来纳入补贴目录的资格。尚未纳入的主要原因系：1）部分项目全容量并网时间较短，相关纳入目录申请正在办理当中；2）部分项目尚未完成全容量并网，待完成全容量并网后，即可满足条件进行申报。上述项目未来纳
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入补贴目录不存在重大不确定性。
3、2020年公司未纳入国补目录可再生能源补贴部分对应的应收账款减值准
备会计政策具有合理性，应收账款计提减值谨慎合理。
经核查，中勤万信会计师事务所认为：
1、公司2018年度、2019年度涉及可再生能源补贴的营业收入确认时点及
金额谨慎合理，符合会计准则的规定。
2、发行人2018年末、2019年末未纳入国补目录可再生能源补贴部分对应
的应收账款未计提减值是谨慎合理的。
2.关于长期应收款
申请人报告期每年末应收达风变电工程代垫款约4200万元左右且一直未计提坏账准备，应收款以达风变电经营累积偿还。
请申请人进一步说明并披露：（1）达风变电报告期盈利情况、经营累积、资产负债率及净资产情况；（2）该工程代垫款账龄，是否含有融资成分，是否应按照企业会计准则计量及折现；（3）坏账准备计提是否充分。
请保荐机构及会计师进行核查并发表核查意见。
回复：
一、事实情况说明
1、达风变电报告期盈利情况、经营累积、资产负债率及净资产情况
（1）达风变电的设立及出资背景
发行人全资子公司新疆风电为保障其发电的正常并网，于2005年6月与龙源电力集团股份有限公司下属企业新疆天风发电股份有限责任公司（以下简称“新疆天风发电”）分别出资50%，成立变电运营公司达风变电，设立目的系为其股东新疆风电以及新疆天风发电提供升压并网工作。
达风变电基本信息如下：
项目 基本信息
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中文名称 新疆达风变电运营有限责任公司法定代表人 薛山成立日期 2005年06月21日注册资本 700万元统一社会信用代码 91650121776065768F注册地址 新疆乌鲁木齐市乌鲁木齐县托里乡经营范围
变电运营（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）股东情况及持股比例 新疆风电50%；新疆天风发电50%
（2）达风变电报告期盈利情况、经营累积、资产负债率及净资产情况
报告期内，达风变电盈利情况、经营累积、资产负债率及净资产等基本财务情况如下：
单位：万元项目 2020年/2020年末2019年/2019年末2018年/2018年末营业总收入 930.97930.971,083.62净利润 5.14-42.72112.11未分配利润 185.08179.93222.66资产负债率 86.32%86.15%87.58%净资产 908.32902.94945.66
报告期内，达风变电收入分别为1,083.62万元、930.97万元和930.97万元，净利润分别为112.11万元、-42.72万元和5.14万元。达风变电自设立以来，主要系对内为其出资股东提供电力升压并网服务，不以市场化对外经营及盈利为目的，营收较为稳定，在不考虑其他因特殊情况出现额外收支的情形下，其主营业务整体保持微利状态。2018年达风变电盈利较高，主要原因为达风变电以前年度应收账款收回，相应转回其坏账准备。2019年达风变电净利润较上年下降，主要原因为当年发生咨询费43万元。2020年达风变电经营情况较为稳定，达到正常的微利状态。报告期内，达风变电未分配利润分别为222.66万元、179.93万元和185.08万元，其资产负债率分别为87.58%、86.15%和86.32%，净资产分别为945.66万元、902.94万元和908.32万元。达风变电的负债主要来自于出资股东的等比例借款，用于购置、投资及建设变电设备等资产，为其双方股东提供变电服务。
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综上所述，达风变电主要为股东提供升压并网工作，报告期内盈利情况与经营累积情况稳定，预计未来保持正常的微利状态，资产负债率较高主要原因为根据股东经营需求，其出资股东通过等比例借款形式，支持其购置变电设备等资产，为其双方股东提供变电服务。
2、该工程代垫款账龄，是否含有融资成分，是否应按照企业会计准则计量
及折现
（1）账龄情况
发行人子公司新疆风电在其风电场投建期间，为保障其发电的正常升压并网，与其同地区风电运营公司新疆天风发电分别出资50%，成立变电运营公司达风变电，专为股东提供升压并网工作。根据出资协议，中节能新疆公司与新疆天风发电分别出资人民币350万元，各持股达风变电50%股权。
达风变电由于其出资股东风电场装机容量及电力升压需求的增加，自2005年至2012年间陆续完成了变电站的建设及多轮扩建。在此期间，双方股东根据变电站设备建设及扩建需求，按照出资比例以借款形式陆续进一步对等投入项目建设资金。因此发行人对达风变电的工程代垫款账龄在五年以上。截至2020年末，发行人该笔长期应收款余额为4,267.45万元。
（2）该笔工程垫款不含有融资成分
虽然双方股东上述款项系以借款形式而非增资形式提供于达风变电，但根据实质重于形式的原则，该项长期应收款具备权益性投资性质而非债权性质，主要原因为：1）该笔款项实际用途为支持变电站设备的购置及建设，并为股东提供电力升压并网服务。因此，发行人的实际出资目的系支持自身主营业务的经营发展，并不以获取利息收入或支持达风变电自身的经营发展为目的；2）根据协议，前述款项未约定任何利息，双方股东亦未向达风变电获取任何利息收入；3）根据合同，双方股东与达风变电未约定具体偿还期限，且在可预见的未来期间内没有明确的偿还安排；4）该笔款项所支持的变电站设备建设，是为保障双方股东所运营风电场电力外送上网所必须的配套设施建设，对双方股东主营业务的经营发展具有必要性；5）由于前述资金系根据变电站建设及扩建进度在其运营期间陆续出资到位，为保障资金到位及使用的及时性，选择了较为高
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效的借款方式出资而非增资方式。根据《企业会计准则应用指南——会计科目和主要账务处理》长期应收款科目核算企业的长期应收款项，包括融资租赁产生的应收款项、采用递延方式具有融资性质的销售商品和提供劳务等产生的应收款项等；实质上构成对被投资单位净投资的长期权益，也通过长期应收款科目核算。报告期内，发行人对达风变电的长期应收款项不存在明确的清收计划，在可预见的未来期间不准备收回，构成对被投资单位净投资的长期权益，列报在长期应收款符合企业会计准则的相关规定。在计量方面，上述款项不属于准则规定的具有融资性质的长期应收款项，不具有融资成分，因此以实际发生的投资金额作为长期应收款项的入账价值，无需折现计量。
3、坏账准备计提是否充分
发行人对达风变电的长期应收款项实质构成发行人对达风变电的长期权益，报告期各期末，根据《企业会计准则8号—资产减值》，发行人判断该笔款项不存在减值迹象，主要原因为：（1）发行人与龙源电力合资成立达风变电的目的是为双方股东提供电力升压并网工作，自成立以来，达风变电相关资产始终保持高效运作，保障了出资股东所发电力的升压并网，良好的满足了出资股东的经营需求及出资建设该变电站时对其的经营预期，在可预见的未来期间内，达风变电将持续为股东提供相关电力升压并网服务，保持盈亏平衡的微利状态，不存在闲置、终止使用等情况，发行人内部判断相关资产的未来经济绩效与预期相符；（2）达风变电自设立以来主要服务于出资股东，以保持其微利状态为标准进行收费定价，营收稳定，相关资产不存在市价当期大幅度下跌或已经陈旧过时或者其实体已经损坏的情况；（3）达风变电主要客户为其出资股东，当前其出资股东新疆风电以及新疆天风发电下属风电场经营情况良好，发电量稳定，因此，达风变电所处的经济、技术或者法律等环境以及所处的电力市场在报告期内未发生重大变化，也不存在市场利率或者其他市场投资报酬率在当期已经提高等情形。
综上所述，由于建设期较早，发行人对达风变电的工程代垫款在账龄五年以上。该笔长期应收款实质上构成对被投资单位净投资的长期权益，不含有融资成分，不存在减值迹象，发行人长期应收款相关的计量与列报符合企业会计
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准则的规定。
二、中介机构核查意见
（一）核查程序
1、获取了达风变电成立的政策引导文件、投资协议、工商注册信息、业务
合同、出资协议等，查阅了达风变电相关财务报表，并与相关业务人员进行了访谈，了解达风变电的设立及出资背景以及经营情况；
2、获取报告期内的长期应收账款账龄明细表，对账龄明细表的准确性予以
复核，并对公司财务人员进行访谈，了解长期应收款产生原因，判断长期应收款项业务实质及是否含有融资成分。通过获取达风变电经营资料、其主要客户即新疆风电及新疆天风发电的财务信息及发电情况，复核相关资产减值准备是否充分。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和中审众环会计师事务所认为：
1、达风变电主要为股东提供升压并网工作，报告期内盈利情况与经营累积
情况稳定，符合其主要为出资股东提供服务，不以对外经营及盈利为目的经营实质，预计未来保持正常的微利状态。资产负债率较高主要原因为根据股东经营需求，其出资股东通过等比例借款形式，支持其购置变电设备等资产，为其双方股东提供变电服务，具有合理性。
2、达风变电与其出资股东新疆风电及新疆天风发电在同一时期设立并投运，
因此设立时间较早，发行人对达风变电的工程代垫款账龄在五年以上。该笔长期应收款实质上构成对被投资单位净投资的长期权益，不含有融资成分，不存在减值迹象，发行人长期应收款相关的计量与列报符合企业会计准则的规定。
3.关于拟/在建设项目的前期费用
请申请人进一步说明并披露：（1）报告期风电项目前期费用会计处理及金额；
（2）结合前期费用账龄、项目立项审批及进展情况说明是否应计提减值准备。
请保荐机构及会计师进行核查并发表核查意见。
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回复：
一、事实情况说明
1、报告期风电项目前期费用会计处理及金额
（1）报告期风电项目前期费用会计处理
1）发行人项目开发建设各阶段支出分类发行人风电场项目开发流程为：项目搜集——项目选址及测风——项目评估——核准附件编制——项目核准——正式投建。在项目完成前期搜集及初步评定后，发行人履行内部立项程序，根据对项目的可行性、初步收益预期等因素，判定项目是否立项并继续推进。在完成立项前，发行人对发生的项目前期费用进行费用化处理，计入当期费用；在完成立项之后，由于相关支出未来较大概率形成固定资产，因此对该等支出开始资本化处理，主要包含前期开发购置的陆上测风塔、项目选址支出、可研报告编制等，在期末计入其他非流动资产科目核算。
前期费用分类
立项前 立项后
后期建设支出会计处理 费用化
资本化，计入其他非流动资产，后转入在建工程
资本化，计入在建工程时点 内部立项前
内部立项后，完成发改委核准前
完成发改委核准后主要内容
前期项目搜集，初步评定
选址、测风、评估、核准文件编制
正式建设
（2）报告期内，发行人风电项目立项后前期费用金额
报告期内，发行人风电项目在完成内部立项后，相关前期费用进行资本化处理，金额为5,283.53万元、6,526.37万元和6,483.24万元，具体如下：
单位：万元资本化前期费用项目名称
2020年末 2019年末 2018年末玉溪项目 192.24192.26174.45西藏羊八井项目 40.9440.9440.94宁城项目 85.9385.9657.44阳原项目 48.8445.9744.78卢龙项目 100.98100.8797.20涞源项目 -81.1280.50
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资本化前期费用项目名称
2020年末 2019年末 2018年末井陉项目 -59.5652.36莱芜项目 -19.7517.07怀安项目 44.6243.4442.88巴林右旗项目 42.9342.9641.91托里30兆瓦分散式风电场项目 72.6187.3387.33新疆博乐风电场项目 64.9764.9764.81福建省将乐县风电场项目 74.6374.5573.79福建省沙县风电场项目 43.0242.9742.57新疆第九师风电场项目 0.37--新疆奇台县北塔山风电场项目 0.83--海南州共和项目 104.78104.78104.78乌兰项目 83.6157.8657.86天峻项目 36.64--湖北五峰牛庄风电场二期工程项目
-19.158.69湖北五峰南岭风电场二期项目 61.9512.937.18湖北荆州公安牛浪湖风电场项目
17.3543.1543.15湖北枝江百里洲风电场项目 26.3926.3926.34湖北枝江七星台风电场项目 10.9436.6325.77湖北襄州伙牌镇风电场项目 47.59--湖南临澧桐山风电场项目 437.82--湖南临澧竹家湾风电场项目 286.68262.57181.28湖南临澧营驻山风电场项目 182.93179.21139.87湖南临澧临澧刻木山风电场项目
17.3517.35-贵州六枝荒田风电场项目 108.35102.6391.24安徽金寨汤汇风电场项目 94.2186.9686.36吉林松原长岭风电场项目 56.61--湖南安化风电场项目 --26.04江西万载风电场项目 --38.19云飞嶂二期 21.0621.0621.06浪平项目 91.2983.7463.98飞风岭项目 42.1142.1142.11
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资本化前期费用项目名称
2020年末 2019年末 2018年末贵州平塘项目 53.3053.3053.30钦南三期 54.4044.269.43浙江龙泉项目 68.0868.0868.08江西石城项目 106.30125.32125.32嵊州崇仁一期项目 54.7049.22-嵊州崇仁二期项目 98.2398.2398.04嵊州崇仁三期项目 17.4817.4817.48福建宁化项目 53.3453.3453.34江苏淮安项目 50.4150.4148.89嵊州贵门项目 17.5117.5117.51江苏?胎收购项目 1.190.46-澳大利亚白石风电场二期项目 636.84501.05-山东德州市平原县项目 -29.3029.30河北省乐亭县海上测风项目 -369.25173.49贵州普定项目 69.6269.6265.61山东山亭枣庄项目 39.0539.0539.05东辽项目 26.4322.6118.17贵州三穗项目 91.8291.8288.58贵州石阡项目 79.2079.2073.98山西襄垣项目 39.3512.8912.89湖南慈利项目 58.6558.6558.65乾安项目 7.377.156.06山西壶关项目 110.7211.04-四平梨树项目 2.32--乌兰察布化德项目 3.45--永兴二期 206.55205.92205.50黑龙江穆棱肯特阿岭项目 52.7750.2345.72黑龙江林口县风电项目 1.55--通辽市扎鲁特旗风电项目 --48.57中节能温县100MW风电场项目 -226.09199.68济源项目 152.15143.94112.82嵩县项目 124.5574.1866.61
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资本化前期费用项目名称
2020年末 2019年末 2018年末中节能平原风电场工程 -227.56135.90禹州项目 25.8125.4124.52东姚项目 0.57--青龙二期项目 47.2947.2948.29云南蒙自项目 27.96--湖北老河口项目 19.7019.70-湖北建始项目 39.74--咸丰项目 40.97--巨鹿项目 3.36--广元剑阁天台山风电场二期项目
-153.06153.06陕西汉滨项目 90.3890.3890.38陕西洛川项目 32.0832.0832.08定边胶泥崾先二期 94.9894.9854.60河南明山项目 32.4130.38-原平长梁沟 --169.76景泰马莲水项目 43.9143.9143.42靖远二期项目 1.491.491.49第三风电场B区项目 59.5834.0032.14玉门红柳泉、玉门青石梁、玉门宽滩山
22.2622.2621.15白云分散式 3.131.480.72红木二期 36.7236.7236.72察右前旗大西坡风电场二期 354.47354.47354.47后旗辉腾五号风场大西沟风场 17.4217.4217.42湖南慈利高峰风电场 671.11645.00449.40
合计6,483.246,526.375,283.53
综上所述，发行人报告期风电项目前期费用会计处理谨慎、合理，符合相关企业会计准则的规定。
2、结合前期费用账龄、项目立项审批及进展情况说明是否应计提减值准备
风电项目立项后的前期工作时间较长，主要包含：当地风资源测试（通常在
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半年到1年的时间）；与当地政府部门沟通协调电路输出、选址、审批手续办理等前期事项，该等事项的办理预期时间依据与当地政府的谈判、审批进度而定，时间不确定性较高，因此，发行人存在报告期内部分前期费用账龄较长的情况，符合行业惯例。报告期各期末，发行人项目开发部前期技术中心针对正在开发的风电场项目，结合项目规划情况、项目所处地理位置、70米高度年平均风速、项目当地政策等因素对正在开发的项目进行评估是否继续推进或停止推进，评估结果报总经理办公会审议通过，财务部门依据审议结果调整相关项目的会计处理。
根据评估报告，风电场项目若具备开发价值，发行人持续推进项目，相关费用继续资本化处理；若风电场项目因受政策影响、或风速偏低等原因，不具备继续开发条件，则发行人停止开发，已资本化的前期费用在当期费用化处理。
截止2020年12月31日，公司已完成内部立项，具备开发价值的项目共80项，前期资本化费用合计6,483.24万元，各项目具体情况具体如下：
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1年以内 -
1-2年 17.80 2-3年 2.74玉溪项目
3年以上 171.70
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -西藏羊八井
项目
3年以上 40.94
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -0.02
1-2年 28.52 2-3年 0.07宁城项目
3年以上 57.36
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 2.87
1-2年 1.19 2-3年 13.41阳原项目
3年以上 31.38
办理项目前期文件建议继续开发 否
卢龙项目 1年以内 0.11办理项目前期文件建议继续开发 否
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单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 3.67 2-3年 38.74 3年以上 58.46 1年以内 1.19
1-2年 0.55 2-3年 41.85怀安项目
3年以上 1.04
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -0.03
1-2年 1.05 2-3年 41.91巴林右旗项
目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 0.04托里30兆瓦分散式风
电场项目
3年以上 72.57
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 0.16 2-3年 0.26新疆博乐风
电场项目
3年以上 64.55
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 0.08
1-2年 0.76 2-3年 0.39福建省将乐县风电场项目
3年以上 73.40
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 0.05
1-2年 0.40 2-3年 41.40福建省沙县风电场项目
3年以上 1.17
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 0.37
1-2年 - 2-3年 -新疆第九师风电场项目
3年以上 -
已签订开发协议 建议继续开发 否
新疆奇台县 1年以内 0.83已签订开发协议 建议继续开发 否
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单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 -北塔山风电
场项目
3年以上 - 1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -海南州共和
项目
3年以上 104.78
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -乌兰项目
3年以上 83.61
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 36.64
1-2年 - 2-3年 -天峻项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 49.01
1-2年 5.76 2-3年 7.18湖北五峰南岭风电场二
期项目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -湖北荆州公安牛浪湖风
电场项目
3年以上 17.35
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 0.05 2-3年 0.53湖北枝江百里洲风电场
项目
3年以上 25.81
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 10.94湖北枝江七星台风电场项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
湖北襄州伙 1年以内 47.59办理项目前期文件建议继续开发 否
1-1-30
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 -牌镇风电场
项目
3年以上 - 1年以内 15.20
1-2年 108.02 2-3年 44.99湖南临澧桐山风电场项
目
3年以上 269.61
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 24.11
1-2年 81.29 2-3年 117.32湖南临澧竹家湾风电场项目
3年以上 63.96
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 3.72
1-2年 39.34 2-3年 109.13湖南临澧营驻山风电场项目
3年以上 30.74
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 17.35 2-3年 -湖南临澧刻木山风电场
项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 5.72
1-2年 11.38 2-3年 2.04贵州六枝荒田风电场项目
3年以上 89.20
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 7.25
1-2年 0.61 2-3年 4.87安徽金寨汤汇风电场项
目
3年以上 81.49
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 56.61
1-2年 - 2-3年 -吉林松原长岭风电场项
目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
云飞嶂二期 1年以内 -已立塔测风 建议继续开发 否
1-1-31
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 - 3年以上 21.06 1年以内 7.55
1-2年 19.76 2-3年 6.79浪平项目
3年以上 57.19
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -飞风岭项目
3年以上 42.11
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 2.94贵州平塘项
目
3年以上 50.37
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 10.14
1-2年 34.82 2-3年 9.43钦南三期
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 51.86浙江龙泉项
目
3年以上 16.22
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 35.29江西石城项
目
3年以上 71.01
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 5.48
1-2年 49.22 2-3年 -嵊州崇仁一
期项目
3年以上 -
办理重新立项 建议继续开发 否
嵊州崇仁二 1年以内 -已立塔测风 建议继续开发 否
1-1-32
单位：万元项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 0.19 2-3年 0.39期项目
3年以上 97.65 1年以内 -
1-2年 - 2-3年 1.81嵊州崇仁三
期项目
3年以上 15.67
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 53.34福建宁化项
目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 1.51 2-3年 48.89江苏淮安项
目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 17.51嵊州贵门项
目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 0.73
1-2年 0.46 2-3年 -江苏?胎项
目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 135.79
1-2年 501.05 2-3年 -澳大利亚白石风电场二
期项目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 4.01 2-3年 28.59贵州普定项
目
3年以上 37.02
办理项目前期文件建议继续开发 否
山东山亭枣 1年以内 -立塔测风 建议继续开发 否
1-1-33
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 -庄项目
3年以上 39.05 1年以内 3.83
1-2年 4.43 2-3年 3.05东辽项目
3年以上 15.12
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 3.24 2-3年 69.75贵州三穗项
目
3年以上 18.83
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 5.22 2-3年 12.91贵州石阡项
目
3年以上 61.07
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 26.46
1-2年 - 2-3年 12.89山西襄垣项
目
3年以上 -
立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 58.65湖南慈利项
目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 0.22
1-2年 1.09 2-3年 6.06乾安项目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 99.67
1-2年 11.04 2-3年 -山西壶关二
期项目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
四平梨树项 1年以内 2.32已签订开发协议 建议继续开发 否
1-1-34
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 -目
3年以上 - 1年以内 3.45
1-2年 - 2-3年 -乌兰察布化
德项目
3年以上 -
踏勘选址 建议继续开发 否
1年以内 0.63 1-2年 0.42 2-3年 0.10永兴二期
3年以上 205.40
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 2.54
1-2年 4.50 2-3年 7.69黑龙江穆棱肯特阿岭项目
3年以上 38.03
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 1.55
1-2年 - 2-3年 -黑龙江林口县风电项目
3年以上 -
已签订开发协议 建议继续开发 否
1年以内 8.21
1-2年 31.12 2-3年 64.73济源项目
3年以上 48.10
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 50.36
1-2年 7.58 2-3年 27.37嵩县项目
3年以上 39.24
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 0.40
1-2年 0.89 2-3年 24.52禹州项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
东姚项目 1年以内 0.57已签订开发协议 建议继续开发 否
1-1-35
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 - 3年以上 - 1年以内 -
1-2年 19.70 2-3年 -湖北老河口
项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 39.74 1-2年 - 2-3年 -湖北建始项
目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 40.97
1-2年 - 2-3年 -咸丰项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 3.36
1-2年 - 2-3年 -巨鹿项目
3年以上 -
已并网发电
项目属收购项目，收
购协议还未完成签订，建议继续推进
否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 47.29青龙二期项
目
3年以上 -
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 27.96
1-2年 - 2-3年 -云南蒙自项
目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -陕西汉滨项
目
3年以上 90.38
已立塔测风 建议继续开发 否
陕西洛川项 1年以内 -办理项目前期文件建议继续开发 否
1-1-36
单位：万元项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 -目
3年以上 32.08 1年以内 -
1-2年 40.38 2-3年 -定边胶泥崾
先二期
3年以上 54.60
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 2.03
1-2年 30.38 2-3年 -河南明山项
目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 -2-3年 -靖远二期项
目
3年以上 1.49
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 0.49景泰马莲水
项目
3年以上 43.42
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 25.58
1-2年 1.87 2-3年 32.14第三风电场
B区项目
3年以上 -
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 1.11 2-3年 -玉门红柳泉、玉门青石梁、玉门
宽滩山
3年以上 21.15
已立塔测风 建议继续开发 否
1年以内 1.65
1-2年 0.76 2-3年 0.72白云分散式
3年以上 -
待分配指标 建议继续开发 否
红木二期 1年以内 -办理项目前期文件建议继续开发 否
1-1-37
单位：万元
项目名称
前期费用账龄情况项目开发现状
期末技术中心评估
建议
是否减值 1-2年 - 2-3年 19.62 3年以上 17.10 1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -察右前旗大西坡风电场
二期
3年以上 354.47
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 -
1-2年 - 2-3年 -后旗辉腾五号风场大西
沟风场
3年以上 17.42
办理项目前期文件建议继续开发 否
1年以内 26.11
1-2年 195.60 2-3年 184.49湖南慈利高
峰风电场
3年以上 264.91
办理项目前期文件建议继续开发 否
合计6,483.24
报告期各期，公司因受政策影响、或风速偏低等原因，不具备继续开发条件的项目分别为4项、3项和4项，公司已停止相关项目的开发并将资本化的前期费用在当期费用化处理，金额分别为80.35万元、141.53万元和692.68万元，具体情况如下：
项目名称
项目前期费
归属单位
项目前期费
（万元）
项目开发
现状
技术中心评估建议2020年末河北省乐亭县海上测风项目
风电本部 532.29已立塔测风
项目由于政策原因无法继续推进，建议停止开发涞源项目 张北风能 81.12已立塔测风
项目风资源不满足要求，建议停止开发井陉项目 张北风能 59.56已立塔测风
项目风资源不满足要求，建议停止开发莱芜项目 张北风能 19.70已立塔测风
项目协议已作废，且项目场址被政府重新分配，无法继续推进，建议停止开发合计
692.682019年末
1-1-38
项目名称
项目前期费
归属单位
项目前期费
（万元）
项目开发现状
技术中心评估建议通辽市扎鲁特旗风电项目
通辽公司 48.57已签订协议项目无后续进展，建议停止开发江西万载项目 五峰公司 66.92
办理项目前
期文件
项目无后续进展，建议停止开发安化项目 五峰公司 26.04已立塔测风项目无后续进展，建议停止开发
合计
141.532018年末巴林左旗项目 张北风能 2.74已现场踏勘项目无后续进展，建议停止开发陕西西乡项目 靖远公司 14.27已立塔测风项目无后续进展，建议停止开发肃北县将军台 天祝公司 7.05已立塔测风项目无后续进展，建议停止开发十三间房 哈密公司 56.29已立塔测风项目无后续进展，建议停止开发
合计
80.35
综上所述，发行人报告期各期末对正在开发的风电场项目，结合项目规划情况、项目所处地理位置、70米高度年平均风速、项目当地政策等风电场建设必要因素对正在开发的前期项目进行减值测试，针对不具备继续开发条件的项目已在当期进行费用化处理并在停止开发的当期记入损益，金额分别为80.35万元、
141.53万元和692.68万元，费用化金额充分、合理。
二、中介机构核查意见
（一）核查程序
1、访谈发行人管理层，获取拟/在建项目前期费用的会计处理，并查阅发行
人内部相关决策文件，复核拟/在建项目前期费用资本化时点的合理性与准确性；
2、获取报告期内发行人各拟/在建项目前期费用的账龄、项目开发状态评估
报告，与发行人相关部门访谈，结合内部控制审计评价管理层前期费用相关的关键内部控制设计和运行的有效性，复核发行人对前期费用资本化与费用化的合理性与准确性。
（二）核查意见
经核查，保荐机构认为：
1、发行人报告期风电项目前期费用会计处理谨慎、合理，符合相关企业会
1-1-39
计准则的规定；
2、发行人报告期内部分资本化前期费用账龄符合行业惯例，报告期各期末，
发行人已严格根据前期项目可行性情况，对已资本化前期费用进行了充分、合理的费用化处理。
经核查，中审众环会计师事务所认为：
1、发行人2020年度风电项目前期费用会计处理谨慎、合理，符合相关企业
会计准则的规定；
2、发行人2020年内部分资本化前期费用账龄符合行业惯例，2020年末，
发行人已严格根据前期项目可行性情况，对已资本化前期费用进行了充分、合理的费用化处理。
经核查，中勤万信会计师事务所认为：
1、发行人2018年度、2019年度风电项目前期费用会计处理谨慎、合理，
符合相关企业会计准则的规定；
2、发行人2018年、2019年内部分资本化前期费用账龄符合行业惯例，2018
年及2019年末，发行人已严格根据前期项目可行性情况，对已资本化前期费用进行了充分、合理的费用化处理。
4.关于诉讼事项
2018年11月，中国生物多样性保护与绿色发展基金会（下称“基金会”）对广西壮族自治区林业厅（下称“广西林业厅”）及中节能风力发电（广西）有限公司（下称“广西风电”）进行起诉，诉讼事项为：广西林业厅此前批复的《桂林审政字【2017】290号准予行政许可（审批）决定书》认定广西风电的博白云飞嶂风电场工程项目不在保护区范围内，致使广西风电在建设时占用了部分保护区，从而导致保护区被非法侵占；广西风电建设期间占用保护区林地。广西省玉林市中级人民法院对该案于2020年12月7日作出（2018）桂09民初60号民事裁定书，裁定驳回原告基金会的起诉。基金会已于2020年12月31日向广西壮族自治区高级人民法院提起上诉。截止目前，博白云飞嶂风电场工程项目民事诉
1-1-40
讼尚未在广西壮族自治区高级人民法院开庭审理。
请申请人进一步说明并披露：（1）上述诉讼事项的进展情况，广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况，申请人是否存在被行政处罚的风险；（2）前述情形是否属于“严重损害投资者的合法权益和社会公共利益的其他情形”。请保荐机构、发行人律师说明核查过程和核查结论。
回复：
一、事实情况说明
（一）上述诉讼事项的进展情况，广西风电对那林自然保护区生态环境修
复情况，申请人是否存在被行政处罚的风险
1、上述诉讼事项的进展情况
广西省玉林市中级人民法院对该案于2020年12月7日作出(2018)桂09民初60号民事裁定书，裁定驳回原告基金会的起诉。广西省玉林市中级人民法院认为，广西林业局未直接实施毁坏树木林地的侵害环境的行为，不是环境侵权的民事责任主体，广西林业局作为本案被告参与本案诉讼，属被告主体不适格；虽然基金会未直接针对广西林业局的行政行为提起诉讼，但其提出的诉讼请求，需要以人民法院审查行政行为是否合法为前提，不属于人民法院受理环境民事公益诉讼的范围；基金会作为社会公益组织，不符合法律规定的可对行政机关提起行政公益诉讼的主体要求。综上，广西省玉林市中级人民法院依据《中华人民共和国民事诉讼法》第一百一十九条的规定，裁定驳回基金会的起诉。
基金会已于2020年12月31日向广西壮族自治区高级人民法院提起上诉。上诉请求为：
（1）依法撤销一审(2018)桂09民初60号民事裁定书，由原审法院依法审
理本案，支持上诉人的诉讼请求。使破坏生态环境的侵权人承担依法应承担的法律责任，使被损害的社会公共利益得到及时、充分、有效的维护和实现；
（2）判决二被上诉人承担因此次上诉给上诉人增加的所有诉讼成本，包括
但不限于差旅费、律师代理费等费用；
（3）一、二审诉讼费用由被上诉人承担。
1-1-41
截至本回复报告出具日，本案二审尚未开庭。
2、广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况
在博白云飞嶂风电场工程项目被部分划入广西那林自治区级自然保护区范围内之后，广西风电及时停止了在上述区域内工程建设；针对云飞嶂项目道路工程，广西风电聘请了湖南标中建设工程有限公司就博白云飞嶂项目进场道路及边坡进行工程环保绿化施工；针对博白云飞嶂项目临时占用的自然保护区林地的道路，除进行上述环保绿化工作外，广西风电委托了玉林市林业勘测设计院进行植被恢复造林作业设计、人工造林和草地营造。根据广西省玉林市中级人民法院对该案于2020年12月7日作出的(2018)桂09民初60号民事裁定书，“那林自然保护区面积和界线确定后，中节能广西公司共有一个已施工的风机平台和部分施工道路位于自然保护区范围内，由于原来规划的40台风机位中另有11个未施工的风机平台按照原定设计需要行经保护区范围内运输材料，故中节能广西公司将有关的12个风机位平台全部调整出保护区。在停工期间，中节能广西公司对已开挖的一个风机平台和道路两边的上下边坡位置进行复绿。为恢复保护区内已施工的道路以及受影响位置的植被，2019年12月，中节能广西公司委托玉林市林业勘测设计院对项目临时占用林地设计了林地植被恢复造林作业方案，该方案中造林位置位于那林自然保护区范围内面积129.9亩，保护区界线外107亩，项目建设包括人工造林和草地营造，其中人工造林红椎、火力楠混交林139.8亩，草地营造97.1亩（64,736.6平方米）。该方案经玉林市林业局于2020年1月6日作出《关于<广西博白云飞嶂风电场工程项目临时占用林地植被恢复造林作业设计方案>有关意见的复函》后，2020年1月由中节能广西公司委托的施工单位广西玉林市通益园林工程有限公司进场开始实施路面复绿工作。因新冠肺炎疫情影响，于2020年4月开始进行树苗种植和播撒草籽等工作，并在那林自然保护区周边设置宣传栏宣传关于保护区的相关规定，以及设置警示标语，设置隔离围栏，并持续对作业区域进行苗木补植和抚育管护工作。至今为止，中节能在那林自然保护区修路和开挖风机平台的位置所种植的树苗和草皮均已成活，并长势良好。”广西风电已取得广西壮族自治区生态环境厅出具的说明材料，确认“中节能风力发电股份有限公司已回填原开挖的基坑，并进行复绿修复，对已建设的道路
1-1-42
边坡进行修正和植被恢复，复绿效果较好；且截至该证明出具之日，该公司未发生过重大环境污染事故”。广西风电于2020年4月19日取得博白县林业局出具说明，确认“截止目前，相关修复工作已全部完成。你公司在那林自然保护区修路和开挖的16号风机平台位置所种植的树苗和草皮均已成活，并长势良好，复绿效果较好，生态和环境修复工作效果良好”。
综上，广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况良好。
3、申请人是否存在被行政处罚的风险
（1）广西风电调整项目实施方案前，已取得使用林地许可
在广西博白云飞嶂风电场工程项目实施方案调整前，广西风电已根据相关规定依法取得广西林业厅出具的第20160015号《使用自治区直属国有林场国有林地意见书》以及桂林审政字[2017]290号《准予行政许可（审批）决定书》，同意博白云飞嶂风电场工程项目使用林地；且广西风电已依法取得广西林业厅和博白县林业局核发的《林木采伐许可证》，准许其采伐林木。
（2）广西风电及时停止在相关区域内的工程建设，对那林自然保护区生态
环境修复情况良好
广西风电及时停止了在相关区域内的工程建设，并聘请了相关机构对上述区域积极进行环境及生态修复。广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况详见本题回复之“一、事实情况说明”之“（一）上述诉讼事项的进展情况，广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况，申请人是否存在被行政处罚的风险”之“2、广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况”。
（3）广西风电已调整项目实施方案，且方案变更相关手续办理不存在实质
性障碍
广西壮族自治区人民政府和广西林业厅对那林自然保护区进行重新勘测定界后，广西风电即与有关行政审批部门开始沟通工作。云飞嶂项目原计划安装40台单机容量为2.5MW的风力发电机组，装机容量合计100MW。根据调整后的实施方案，云飞嶂项目拟移除位于自然保护区范围内的12个风机点位，在其
1-1-43
他非自然保护区范围内安装28台单机容量为3.57MW的风力发电机组，装机容量合计99.96MW。
截至本回复报告出具日，广西风电已就该项目实施方案的变更取得如下批复文件：
1）广西壮族自治区发展和改革委员会于2019年9月5日出具《广西壮族自治区发展和改革委员会关于同意变更博白云飞嶂风电场工程项目建设规模的批复》（桂发改能源〔2019〕860号），同意对风机选址作进一步优化，取消12个涉及自然保护区的机位，同时改用较大容量的机组；同意云飞嶂项目建设规模由100MW变更为99.96MW，安装28台单机容量为3.57MW的风力发电机组，投资规模由89,182万元（不含送出工程投资5,800万元）变更为86,854万元（不含送出工程投资5,696万元），其余事项不变。
2）玉林市水利局于2019年9月26日出具了玉水水保函[2019]22号《玉林市水利局关于中节能博白云飞嶂风电场项目水土保持方案变更的批复》，同意公司上报的《中节能博白云飞嶂风电项目水土保持方案变更报告书》中的水土保持方案。
3）博白县环境保护局于2019年9月27日出具了博环管字[2019]83号《关于博白云飞嶂风电场工程项目环境影响报告表的批复》。
4）广西壮族自治区自然资源厅于2019年10月14日出具了桂自然资预审（选址）[2019]12号《广西壮族自治区自然资源厅关于博白云飞嶂风电场工程项目建设用地预审（选址意见书）的批复》，同意通过用地预审以及项目建设选址；该项目拟用地2.3376公顷，其中农用地0.5643公顷，未利用地1.7733公顷。
5）广西壮族自治区林业局于2019年11月21日出具了桂林审政字[2019]1140号《准予行政许可（审批）决定书》，同意博白云飞嶂风电场工程项目为避让2018年中央环保督察组提出项目涉及广西那林自治区级自然保护区范围而变更风机位置新增使用林地面积共1.2710公顷。同时，不再使用原广西壮族自治区林业厅桂林审政字[2017]290号文同意使用的林地面积1.5157公顷。变更后，建设项目总使用林地面积2.3372公顷。
6）广西壮族自治区人民政府于2020年12月31日出具《关于博白云飞嶂风
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电场工程项目建设用地的批复》，同意集体农用地0.2613公顷、集体未利用地
0.9850公顷、国有农用地0.3737公顷、国有未利用地0.8502公顷转为建设用
地，共计2.4702公顷，作为博白云飞嶂风电场工程项目建设用地，由博白县依法以划拨方式供地。广西风电正在申请办理土地使用权证。博白县自然资源局于2021年3月1日出具《关于博白云飞嶂风电场工程项目用地获取的说明》，目前该项目的供地手续正在办理中，供地后，该局将按照法定程序依法办理该项目不动产权证。
（4）广西风电报告期内行政处罚情况
根据博白县环境保护局出具的证明文件，确认广西风电除在项目建设进场道路开挖过程中未按环境影响报告书及环评批复文件提出的要求采取环保措施而在2018年12月16日受到行政处罚外，遵守了环境保护的相关法律、法规、规章等规范性文件的规定，没有受到该局其他行政处罚；且上述行政处罚行为情节轻微，不属于重大违法违规行为，该处罚亦不属于重大行政处罚。根据博白县林业局出具的说明，截至2021年4月19日，广西风电能够遵守林业保护的相关法律、法规、规章等规范性文件的规定，未受到该局的行政处罚。
根据市场监督管理、生态环境、自然资源、应急管理、住房和城乡建设、税务、公积金管理等主管部门出具的《证明》并根据自然资源、生态环境、应急管理、公安消防、能源、税务、广西博白县人民政府等相关主管部门公开信息的核查，除上述行政处罚外，广西风电报告期内未受到其他行政处罚。
综上，在广西博白云飞嶂风电场工程项目实施方案调整前，广西风电已根据相关规定依法取得了使用林地的批准文件；那林自然保护区进行了重新勘测定界后，广西风电积极开展生态环境修复工作，相应调整了项目实施方案，避开自然保护区，并已按照相关规定重新取得或变更项目审批文件；广西风电博白云飞嶂风电场工程项目建设符合相关法律法规的规定，不存在重大违法行为，亦不存在被行政处罚的风险。
（二）前述情形是否属于“严重损害投资者的合法权益和社会公共利益的
其他情形”
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1、前述情形不属于“严重损害投资者的合法权益的其他情形”
广西壮族自治区人民政府和广西林业厅对那林自然保护区进行重新勘测定界后，广西风电及时停止了在相关区域内的工程建设，与有关行政审批部门开始沟通工作，对项目实施方案进行调整。
广西壮族自治区发展和改革委员会于2019年9月5日出具《广西壮族自治区发展和改革委员会关于同意变更博白云飞嶂风电场工程项目建设规模的批复》（桂发改能源〔2019〕860号），同意对风机选址作进一步优化，取消12个涉及自然保护区的机位，同时改用较大容量的机组；同意云飞嶂项目建设规模由100MW变更为99.96MW，安装28台单机容量为3.57MW的风力发电机组，投资规模由89,182万元（不含送出工程投资5,800万元）变更为86,854万元（不含送出工程投资5,696万元），其余事项不变。并陆续取得博白县环境保护局、广西壮族自治区自然资源厅、玉林市水利局等政府部门及广西壮族自治区林业厅关于云飞嶂项目调整实施方案的批复文件，后续审批手续正在有序推进中。云飞嶂项目重新调整后的实施方案已避开自然保护区，调整后的方案装机规模基本不变，亦不会对项目收益情况造成影响。
2、前述情形不属于“严重损害社会公共利益的其他情形”
（1）广西风电及时停止在相关区域内的工程建设，对那林自然保护区生态
环境修复情况良好
广西风电及时停止了在相关区域内的工程建设，并聘请了相关机构对上述区域积极进行环境及生态修复。广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况详见本题回复之“一、事实情况说明”之“（一）上述诉讼事项的进展情况，广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况，申请人是否存在被行政处罚的风险”之“2、广西风电对那林自然保护区生态环境修复情况”。
（2）广西风电已调整项目实施方案，避开自然保护区
广西壮族自治区人民政府和广西林业厅对那林自然保护区进行重新勘测定界后，广西风电即与有关行政审批部门开始沟通工作。云飞嶂项目原计划安装40台单机容量为2.5MW的风力发电机组，装机容量合计100MW。根据调整后的实施方案，云飞嶂项目拟移除位于自然保护区范围内的12个风机点位，在其
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他非自然保护区范围内安装28台单机容量为3.57MW的风力发电机组，装机容量合计99.96MW。调整后的项目实施方案在保持装机规模和项目收益基本不变的情况下，避开自然保护区。综上，前述情形未导致严重污染环境、重大人员伤亡、未造成社会恶劣影响，不属于严重损害投资者的合法权益和社会公共利益的其他情形。
二、中介机构核查意见
（一）核查程序
保荐机构和申请人律师执行的核查程序如下：
1、获取并核查了本次诉讼的相关法律文件；
2、对广西风电环境及生态修复相关合同进行核查；
3、获取了项目更新的相关批复及有关部门出具的证明及说明材料；
4、就本次诉讼、处罚及修复的相关情况，与项目相关负责人进行了访谈；
5、就广西风电环境保护情况进行互联网核查；
6、对照《上市公司证券发行管理办法》对本次诉讼的相关情况进行核查，
判断是否存在严重损害投资者合法权益和社会公共利益的情形。
（二）核查意见
经核查，保荐机构和申请人律师认为：
截至本回复报告出具之日，博白云飞嶂风电场工程项目民事诉讼尚未在广西壮族自治区高级人民法院开庭审理，涉诉的那林自然保护区生态环境修复工作完成情况较好，并已按照相关规定重新取得或变更项目审批文件；广西风电博白云飞嶂风电场工程项目建设符合相关法律法规的规定，不存在重大违法行为，不存在被行政处罚的风险。上述诉讼事项未对发行人生产经营产生重大不利影响，广西风电已及时停止相关林地的占用并积极开展生态环境修复工作，相关修复情况良好，不属于《上市公司证券发行管理办法》第十一条第（六）款“严重损害投资者的合法权益和社会公共利益的其他情形”。
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（本页无正文，为中节能风力发电股份有限公司《关于<关于请做好中节能风力发电股份有限公司公开发行可转债发审委会议准备工作的函 >之回复报告》之签署页）
中节能风力发电股份有限公司
年 月 日
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保荐机构董事长声明
本人已认真阅读《关于<关于请做好中节能风力发电股份有限公司公开发行可转债发审委会议准备工作的函 >之回复报告》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，本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。
董事长：
张佑君
中信证券股份有限公司
年 月 日
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（本页无正文，为中信证券股份有限公司《关于<关于请做好中节能风力发电股份有限公司公开发行可转债发审委会议准备工作的函 >之回复报告》之签署页）
保荐代表人：
李婉璐
李 宁
中信证券股份有限公司
年 月 日