（注：上表中，“华能天成”全称为“华能天成融资租赁有限公司”、“国银金租”全称为“国银金融租赁股份有限公司”、“浦银金租”全称为“浦银金融租赁股份有限公司”、“中广核”全称为“中广核国际融资租赁有限公司”、“华润租赁”全称为“华润融资租赁有限公司”。）
公司以项目为主体作为承租人，出租人根据项目可研、核准、前期手续文件、EPC合同、项目收益率等因素进行综合评估，最终确定融资金额。双方同时签订《账户监管协议》，对资金用途要求明确，主要用于支付项目前期费用、EPC设备工程款、土地出让金及补充流动资金。
融资租赁款根据项目进度一笔或分笔支付至监管账户、项目公司账户或直接支付于项目建设总包方，项目建设完成后，指定电费结算户为还款专用户。
二、涉及融资租赁的，按电站项目区分直租模式与售后回租模式，列示涉及具体金额、交易时间、提供融资方、融资利率、期限、付款安排、还款来源等，说明合并范围变化、置换贷款安排对融资租赁交易的具体影响，并结合对应电站项目运营状况评估是否存在还款压力，并充分提示风险
（一）涉及融资租赁的，按电站项目区分直租模式与售后回租模式，列示涉及具体金额、交易时间、提供融资方、融资利率、期限、付款安排、还款来源等
（注：上表中，“华能天成”全称为“华能天成融资租赁有限公司”、“国银金租”全称为“国银金融租赁股份有限公司”、“浦银金租”全称为“浦银金融租赁股份有限公司”、“中广核”全称为“中广核国际融资租赁有限公司”、“华润租赁”全称为“华润融资租赁有限公司”。）
（注：上表中，“华能天成”全称为“华能天成融资租赁有限公司”、“兴业租赁”全称为“兴业融资租赁有限公司”、“浦银金租”全称为“浦银金融租赁股份有限公司”、“中广核”全称为“中广核国际融资租赁有限公司”、“华润租赁”全称为“华润融资租赁有限公司”。）
由上表可以看出，不同项目的租赁方式、融资机构、贷款期限、融资利率均有所不同。金融机构会结合项目所处阶段、所在区域的风资源状况、核准电价、现金流、盈利能力等具体情况，采用定制化方案来设计融资租赁交易架构，以保证各项目能够用电费收入按期偿还融资租赁款本金和利息。同时双方基于提款金额，按照融资租赁合同约定的还款期限、还款金额和对应的利率计算各期利息和手续费，并出具双方盖章确认的租金支付表。公司依据上述租金支付表按期偿还本息。公司不同类型项目融资具体情况如下：
（1）新建集中式项目：采用融资租赁-直租的形式融资，租赁年限为12年-18年，本金宽限期为2年-3年，宽限期结束后还款方式为等额本金或等额本息。
（2）已建成集中式项目：项目并网发电后，公司会根据当时的融资环境，比较融资成本，选择继续延续建设期原有的融资，或以相对低成本的新增融资对原有融资进行置换。融资置换后，新增贷款的还款方式也为等额本金或等额本息。
（3）分布式屋顶光伏项目：由于单体容量较小，建成后采用融资租赁-回租的形式进行融资，租赁年限为8年-10年，本金宽限期为3月-6月，宽限期结束后还款方式为等额本金或等额本息。
公司通过直租、售后回租方式进行融资租赁，2022年末租赁负债余额22.12亿元，较上年末增长13.09亿元。主要原因为：
（注：上表中，置换后融资金额较置换前增加了6.63亿元，主要为置换后融资合同贷款额度增加所致。）
2022年末，公司长期应付款余额为37.85亿元，较上年末增加19.25亿元。主要原因为：
项目自建设并网以后，电价以项目核准电价为准；发电小时数受项目所在地风资源禀赋因素影响，但每年相差甚小，故每年收入稳定。
公司存量项目基本为含补贴项目，项目核准电价中包含标杆电价及补贴电价。标杆电价部分产生的电费收入由各地方国家电网实时结算，结算周期短，回款快；补贴电价部分产生的电费收入由国家财政部统筹下发至各电网公司，再由各电网公司向发电企业支付，存在一定的账期。
现金流出方面，新能源行业为重资产行业，主营业务成本剔除折旧费外，现金流出为运维费等现金成本及管理费用，但占比均很小。
公司2022年度置换贷款18.62亿元，根据自身现金流情况，采用两种方式偿还原贷款：一是以新增融资放款偿还，一是以自有资金偿还。两种方式基本无空档期。
扣除融资置换后，公司2022年度需偿还本金、利息、手续费为8.21亿元；各项目经营活动现金净额11.56亿元，远大于还款额。
如“问题1回复之一、主要电站情况表”所示，公司电站具有电价及风资源优势，属于稳定的优质资产，盈利能力强、现金流稳定，不存在还款压力。
三、说明公司使用权资产于2023年一季度大幅下降的原因及与融资租赁规模的匹配性
根据租赁的性质区分，如为融资租赁直租，资产的所属权属于租赁公司，按照《企业会计准则第21号-租赁》，将其列示为使用权资产和租赁负债；如为融资租赁回租，资产所有权属于公司，将其视为融资行为，报表列示为固定资产和长期应付款。
公司2023年一季度发生融资租赁置换15.6亿元，其中：置换回租11.8亿元，置换长期借款8.97亿元。因此租赁负债对应的使用权资产也相应减少，此部分使用权资产列报至固定资产。
公司2023年一季度发生融资租赁置换，租赁负债（含一年内到期非流动负债）减少14.95亿元，使用权资产减少17.93亿元，两者减少额差异近3亿元，主要是由于两者会计核算方法不一致所致。
租赁负债按照租赁期开始日尚未支付的租赁付款额的现值进行初始计量，融资金额以EPC合同中设备金额为标准来确定。
使用权资产是项目达到预定可使用状态后，根据融资租赁合同中租赁物清单对应的资产列入使用权资产，每项使用权资产的价值包含：设备款、工程款和待摊费用的摊入，且参照《企业会计准则第4号—固定资产》有关折旧规定，对使用权资产计提折旧。所以，使用权资产的入账价值会大于租赁负债的金额。
2、公司2023年一季度置换项目对应2022年末使用权资产构成明细如下表：
由上表可以看出，设备总额与租赁负债减少额相匹配，资产净值与使用权资产减少额相匹配。
问题5、关于基金投资。年报显示，公司报告期内与多家投资机构开展合作，发起设立开发型基金如风能开发产业基金（宁夏）合伙企业（有限合伙）、保新嘉泽（宁夏）新能源开发基金（有限合伙），收益性基金如电投嘉泽清能股权投资基金，以及多只股权投资基金。
请公司：（1）补充披露公司投资基金具体情况，包括基金名称、发起设立时间、拟募资规模、招募进展、拟投资项目、目前进展情况，以及基金管理人及合伙人基本情况、与公司关联关系、投资份额、实际出资情况等；（2）结合有关基金组织架构、决策机制、管理费用及利益分配机制，以及公司在基金中的权利与责任、实际投资及费用支出情况，具体说明公司基金投资项目的盈利模式、可能存在的风险，以及现有基金是否纳入合并报表范围，是否符合会计准则相关规定。请年审会计师对问题（2）中的并表问题发表意见。
一、公司投资基金具体情况，包括基金名称、发起设立时间、拟募资规模、招募进展、拟投资项目、目前进展情况，以及基金管理人及合伙人基本情况、与公司关联关系、投资份额、实际出资情况等
二、结合有关基金组织架构、决策机制、管理费用及利益分配机制，以及公司在基金中的权利与责任、实际投资及费用支出情况，具体说明公司基金投资项目的盈利模式、可能存在的风险，以及现有基金是否纳入合并报表范围，是否符合会计准则相关规定。
（一）有关基金组织架构、决策机制、管理费用及利益分配机制，以及公司在基金中的权利与责任、实际投资及费用支出情况
依据《企业会计准则第33号—合并财务报表》，保新嘉泽（宁夏）新能源产业开发基金（有限合伙）和吉林省电投嘉泽清能股权投资合伙企业（有限合伙）两只基金，符合会计准则中关于合并报表的相关规定，纳入公司合并财务报表范围。
依据《企业会计准则第33号—合并财务报表》，风能开发产业基金（宁夏）合伙企业（有限合伙）和海南开弦绿色能源产业投资基金合伙企业（有限合伙）两只基金，不符合会计准则中关于合并报表的相关规定，未纳入公司合并财务报表范围。
问题6、关于应收账款。年报显示，报告期末公司应收账款账面余额25.48亿元，同比增长67.85%，主要系收购导致合并范围增加，应收可再聚享游生能源补贴款增加，占营业收入的比例为136.30%，且本期应收账款增速高于营业收入增速；公司对应收账款按组合计提坏账准备3957万元，计提比率仅为1.55%。
请公司：（1）补充披露公司前五大应收账款对象、与公司关联关系、交易金额，期末应收账款余额，账龄分布等情况，并对比同行业公司，说明应收账款占营业收入比例较高且增速较快的原因及合理性；（2）补充披露公司应收可再生能源补贴款具体情况，结合公司列入可再生能源发电补贴项目清单的项目、补贴款确认条件，说明公司可再生能源补贴款确认的依据及合规性；（3）结合公司有关会计政策说明公司应收账款坏账准备计提比例较低的原因，并结合行业政策、同行业可比公司情况，说明公司应收账款坏账准备计提是否充分。请年审会计师发表意见。
一、公司前五大应收账款对象、与公司关联关系、交易金额，期末应收账款余额，账龄分布等情况，并对比同行业公司，说明应收账款占营业收入比例较高且增速较快的原因及合理性
（一）公司前聚享游五大应收账款对象、与公司关联关系、交易金额，期末应收账款余额，账龄分布等情况
截至2022年末，公司应收账款主要是电费收入，前五大客户应收账款情况如下表所示：
（二）对比同行业公司，说明应收账款占营业收入比例较高且增速较快的原因及合理性
如上表所示，2021年至2022年，同行业可比上市公司应收账款与营业收入比值均呈递增趋势。主要原因为：
发电企业的上网电价由脱硫燃煤标杆电价（以下简称“标杆电价”）和可再生能源补贴电价（以下简称“补贴电价”）两部分组成。其中，标杆电价部分产生的电费收入由各地方国家电网实时结算，结算周期短，回款较快；而补贴电价部分产生的电费收入由国家财政部统筹下发至各电网公司，再由各电网公司向发电企业支付。
根据财政部、发改委、国家能源局2020年1月印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》以及2020年2月印发的《可再生能源电价附加补助资金管理办法》的要求，财政部根据年度可再生能源电价附加收入预算和补助资金申请情况，按照以收定支的原则按年将补助资金拨付到国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司和各省级财政部门。因此，补贴电费结算存在一定的滞后性，导致发电企业应收账款较高。
基于上网电价的构成，补贴电价占上网电价比重越高，则由此形成的应收补贴款越高，导致应收账款占营业收入比例越高。从全国范围来看，以0.6元/kWh为例，西北地区补贴电价占上网电价比重约50%，东北地区占比约40%，华中、华南、华东地区占比约30%。因此，项目所在地区范围不同会导致应收账款占营业收入的比重明显不同。
公司所属风电场约50%的装机容量位于西北地区，该地区的补贴电价占比较高，直接导致公司应收账款余额占营业收入比例高于位于中东部地区的发电企业。
综上，基于上述行业特性以及2022年公司非同一控制下企业合并，宁柏基金纳入合并报表范围，增加应收账款6.42亿元，导致公司2022年应收账款占营业收入比例增速较快，具备合理性。
二、公司应收可再生能源补贴款具体情况，结合公司列入可再生能源发电补贴项目清单的项目、补贴款确认条件，说明公司可再生能源补贴款确认的依据及合规性
截至2022年末，公司各项目应收可再生能源补贴余额为23.76亿元。各项目补贴情况如下：
根据发改委2019年5月发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》的规定，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。
公司上述项目均于2019年底前核准并于2021年底前完成并网，且均已纳入可再生能源发电补贴总额范围内，并已按照国家有关规定完成审批、核准、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。因此符合补贴政策关于核准及并网时间的要求。
根据财政部、发改委、国家能源局2020年1月印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》以及2020年9月印发的《关于有关事项的补充通知》的规定，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目要按合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度，并确定风力发电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48,000小时、44,000小时、40,000小时和36,000小时，光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32,000小时、26,000小时和22,000小时。项目所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金。公司严格按照上述要求确认补贴金额，截至目前，公司项目合理利用小时数均未达到上述限额。
根据行业惯例，风电项目自并网发电至纳入补贴名录通常需要3年-4年时间。因上表中第9项-24项项目均是2020年10月以后并网，上述项目正在办理纳入补贴清单手续。
公司自2018年1月1日起执行《企业会计准则第14号—收入》（2017修订），按照权责发生制确认收入，包括标杆电价收入与可再生能源电价补贴相关的收入。公司所建设的风力发电、光伏发电以及电网接入工程在项目投入运营、开始并网发电时，已经符合补贴的申请条件，具有收取可再生能源电价附加资金补助的权利，企业生产电量上网后即按承诺履行了履约义务，客户已取得电量控制权，因向国网公司转让商品而有权取得的对价很可能收回，符合收入确认原则，企业就该商品（包括标杆电费收入及补贴电费收入）享有现时收款权利，即客户就该商品负有现时付款义务，因此公司补贴电费收入与公司标准电费收入同时确认。
根据财政部《可再生能源电价附加有关会计处理规定》（财会[2012]24号）的规定，可再生能源发电企业销售可再生能源电量时，按实际收到或应收的金额，借记“银行存款”、“应收账款”等科目；按实现的电价收入，贷记“主营业务收入”科目；按专用发票上注明的增值税额，贷记“应交税费—应交增值税（销项税额）”科目。
综上，公司按照权责发生制确认与可再生能源电价补贴相关的收入符合《企业会计准则》规定，会计处理恰当。
综上所述，上述项目在项目投入运营并网发电时，已经符合补贴的申请条件，具有收入和可再生能源电价附加资金补助的权利。根据行业惯例和历史项目补贴的申请、审批及发放情况，补贴电费不存在回款困难的风险。但因补贴电费需要根据新能源发电市场整体情况，由发电企业现行向国家电网申报补贴备案，经国网新能源云网公示期满后，纳入相应的补贴目录、批次，再根据一定顺序发放补贴。因此导致补贴电费的发放具有一定的滞后性，回款周期较长，会在一定程度上影响公司的现金流，进而对实际的投资收益产生不利影响。
三、结合公司有关会计政策说明公司应收账款坏账准备计提比例较低的原因，并结合行业政策、同行业可比公司情况，说明公司应收账款坏账准备计提是否充分
公司对有客观证据表明某项应收账款已经发生信用减值的，对该应收账款单项计提坏账准备并确认预期信用损失。当单项应收账款无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，公司依据信用风险特征将应收款项划分为若干组合，在组合基础上计算预期信用损失。
公司应收账款主要是应收各地国网公司电费款，针对该类款项公司采用风险参数模型进行预期信用损失减值测试。
公司结合前瞻性信息进行预期信用损失评估，预期信用损失的计量中使用了模型和假设。这些模型和假设涉及未来的宏观经济情况和市场环境等状况。公司根据会计准则的要求在预期信用风险的计量中使用了判断、假设和估计，并在每年末对模型和假设涉及未来的宏观经济情况和市场环境等状况重新评估，宏观因素发生显著变化的对模型参数进行调整并根据测试结果调整坏账比率。
根据信用风险是否发生显著增加以及是否已发生信用减值，公司对不同的资产分别按整个存续期的预期信用损失计量减值准备。预期信用损失的关键参数包括违约概率、违约损失率和地区调整因素等。公司通过历史数据分析，识别出影响业务类型信用风险及预期信用损失的关键经济指标，如经济下滑的风险、预期失业率的增长率、外部市场环境、技术环境和客户情况变化等。并应用专家判断对宏观经济指标进行预测，分析经济指标之间的内生关系，建立预测函数，结合专家分析和专业判断，对其进行前瞻性调整，计算概率加权的预期信用损失。
目前同行业上市公司普遍对可再生能源补贴滞后导致的应收账款计提了坏账准备。因风电项目自并网发电至纳入补贴名录通常需要3年左右，因此导致公司应收账款的账龄大部分集中在1-3年之间。
为了能够公允的反映公司预期信用损失，公司对应收账款使用风险参数模型来计算预期信用损失。在模型中，我们根据一系列参数，包括：国家电网违约概率、GDP增速，PPI指数等，计算预期信用损失率。公司根据预期信用损失率计提损失准备。因此，公司坏账政策设置是客观的、谨慎的，计提比例具备合理性，应收账款坏账准备计提充分。
问题7、关于在建工程。年报显示，报告期末公司在建工程账面价值14.81亿元，其中韦州镇100MWp平价复合光伏项目、乌拉特中旗嘉能新能源有限公司50MW分散式风电项目工程进度分别达到100%、79%仍未转固。此外，公司在建工程均未计提减值准备。
请公司：（1）补充披露各项在建项目的具体情况，包括建设时间规划、实际工程进度、预计完工时间及是否符合建设计划安排，结合项目达到预定可使用状态判断依据，说明是否存在未及时转固的情形；（2）结合在建项目建设进展、并网安排及减值测试情况等，说明公司未对相关资产计提减值准备的合理性。请年审会计师发表意见。
一、各项在建项目的具体情况，包括建设时间规划、实际工程进度、预计完工时间及是否符合建设计划安排，结合项目达到预定可使用状态判断依据，说明是否存在未及时转固的情形
项目核准文件取得、电网接入函办理、环评、水保、土地复垦、地灾、压矿、文物、军事、社会稳定风险评估等专项报告取得，项目建设用地批复办理，此阶段办理时间为1-1.5年。
（1）开工阶段：签订EPC合同，勘察设计工作，项目三通一平及竣工图会审；
（2）施工阶段：变电站建筑工程及安装工程、道路工程、风机基础工程、风机/光伏组件安装工程、集电线路及外送线路工程等。根据项目工程的大小，施工时间一般为8-18个月。
上述工作完成后，设备具备带电条件，项目达到预定可使用状态，即可投入运营。
前期手续办理和项目施工建设两个阶段具有重叠性，部分事项可同时进行，一般情况下，项目自取得核准到并网发电，建设周期约2年左右。
根据公司会计政策，达到预定可使用状态的标志是电场设备已经安装调试完毕且获得了电网的并网通知单。韦州镇100MWp平价复合光伏项目，截至2022年底工程施工虽已完成，但尚未完成设备调试，工程进度为99.96%，未达到预定可使用状态，所以未转入固定资产。由于公司年报披露采用取整的方式，因此工程进度显示为100%。
二、结合在建项目建设进展、并网安排及减值测试情况等，说明公司未对相关资产计提减值准备的合理性
公司在每期末根据工程项目完工进度、项目投资预算暂估在建工程建筑工程部分，根据设备安装进度暂估在建工程安装设备部分。工程项目完工进度、设备安装进度由公司工程管理部提供，并与施工方出具的工程、设备进度表进行核对，项目投资预算根据项目所签订的EPC合同确定金额。
公司在建工程均为电场及相关的配套工程，与火电、水电等传统发电方式相比，风电场的建设周期较短，从土建、安装到并网发电，只需一年左右时间。同时，并网运行预期明确，电价稳定，经经济性评价测算，在建项目均符合公司投资决策标准。