关于云南能源投资股份有限公司
非公开发行股票申请文件反馈意见的回复
众环专字(2022)1610083 号
中国证券监督管理委员会：
中审众环会计师事务所（特殊普通合伙）（以下简称“本所”或“我们”）作为云南能源投资股份
有限公司（以下简称“云南能投”或“公司”或“发行人”）非公开发行股票的审计机构，于 2022 年 4
月 26 日出具了众环审字（2022）1610134 号无保留意见审计报告。
2022 年 5 月 26 日，中国证券监督管理委员会出具了《中国证监会行政许可项目审查一次反
馈意见通知书》（以下简称“反馈意见”），我们以对云南能投相关财务报表执行的审计工作为依据，
对反馈意见中需要本所回复的相关问题履行了核查程序，现将核查情况说明如下：
问题2
最近一期末，申请人应收账款金额 10.6 亿元，金额较高，主要为应收可再生能源补贴款，
部分应收账款账龄较长。请申请人补充说明：（1）报告期内新能源补贴收入确认情况，结合收
入确认条件及可比公司收入确认情况，说明相关收入确认是否谨慎合理，是否符合会计准则的
规定。（2）截止目前尚未纳入国补目录的项目情况，对收入、利润及应收款项的影响，尚未纳
入的原因，是否符合纳入国补目录的条件，未来纳入是否存在重大不确定性风险。（3）应收账
款金额较高，账龄较长的原因；减值准备计提的合理性，结合同行业可比公司减值计提政策，
说明减值计提是否充分谨慎。
请保荐机构及会计师发表核查意见。
公司回复：
一、报告期内新能源补贴收入确认情况，结合收入确认条件及可比公司收入确认情况，说
明相关收入确认是否谨慎合理，是否符合会计准则的规定
（一）新能源补贴收入确认情况
公司下属马龙公司、大姚公司、会泽公司以及泸西公司四家风电公司，共运营 7 个风电场
项目，总装机容量 370MW。最近三年及一期，公司新能源补贴收入确认情况如下：
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单位：万元
项目 2022 年 1-3 月 2021 年 2020 年 2019 年
新能源补贴收入 8,363.91 23,109.57 26,707.55 27,198.23
风力发电业务收入 16,389.88 40,893.96 45,627.08 46,136.31
占比 51.03% 56.51% 58.53% 58.95%
（二）公司新能源补贴收入确认谨慎合理，符合《企业会计准则》的规定
1、公司新能源补贴收入的确认条件
根据与电网公司签署的购售电合同，公司将风电场所发电能输送至指定的上网电量计量点
进行交割并以月末抄表日作为收入确认时点，以经双方确认的结算电量作为当月销售电量，结
合上网电价（含标准电价和电价补贴）确认收入。最近三年及一期，公司的风力发电项目均已
纳入国家可再生能源附加资金补贴目录，享受国家可再生能源电价补贴，新能源补贴收入与标
准电费收入同时确认。
2、公司新能源补贴收入确认符合《企业会计准则》的相关规定
根据《企业会计准则第 16 号——政府补助》的相关规定，企业从政府取得的经济资源，如
果与企业销售商品或提供服务等活动密切相关，且是企业商品或服务的对价或者是对价的组成
部分，适用《企业会计准则第 14 号——收入》等相关会计准则。新能源电费补贴与电力销售活
动密切相关，属于电力销售价格的组成部分，因此电费补贴收入的确认政策适用《企业会计准
则第 14 号——收入》的相关规定。
（1）2019 年度，公司新能源补贴收入确认符合原收入准则相关规定
根据公司 2019 年 1 月 1 日至 2019 年 12 月 31 日期间适用的原收入准则的相关规定，公司新
能源电费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，在发电上网时即供应至电网公司，公司相关
项目在电力输送至电网时，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。
公司风电项目上网电量的对价包含了电价补贴，尽管发电和进入清单有间隔期，但根据相
关规定及购售电合同，项目自发电投产之日起享受补贴电价。因此，电量对应的收入应当包含
该部分补贴收入。
2）新能源补贴相关的经济利益很可能流入企业
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①新能源补贴即可再生能源补贴属于国家信用
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。
从资金来源分析，可再生能源补贴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，可再生能源补贴的资金来源全
部为国家信用，预期不能收回的可能性极小，相关的经济利益未来很可能流入企业。
②公司风电项目已经并网发电且均已纳入国家可再生能源附加资金补贴目录，享受国家可
再生能源电价补贴，相关的经济利益未来很可能流入企业。
③公司历史上未发生实际损失：公司以前年度确认的应收可再生能源补贴款未发生过实际
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。
3）补贴金额能够可靠计量
根据国家可再生能源补贴相关政策，标的公司的风电场属于可再生能源发电项目，风电上
网电价高于当地标杆上网电价部分，享受国家可再生能源电价补贴。公司能够根据与电网公司
确认的结算电量及对应的电价补贴确认相关补贴收入，收入的金额能够可靠计量。
4）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。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，在发电时确认补贴收入，符合成本、收
入的配比原则，符合《企业会计准则》的相关要求。
（2）2020 年以来，公司新能源补贴收入确认符合新收入准则相关规定
根据 2020 年起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
再生能源补贴是国家给予符合条件的可再生能源发电项目与上网电量挂钩的价格补贴，公司发
电项目电费补贴款项在电量上网时即符合收入确认条件。公司新能源补贴收入确认符合新收入
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
公司与电网公司签署的购售电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相关的权利和义务
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公司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
公司与电网公司签署的购售电合同中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
公司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
公司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，预期
不能收回的可能性极小；公司风电项目均已纳入国家可再生能源附加资金补贴目录，享受国家
可再生能源电价补贴；公司应收新能源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。
综上所述，最近三年及一期，公司风力发电项目新能源补贴收入的确认符合《企业会计准
则》的相关规定。
3、公司新能源补贴收入确认与同行业公司具有一致性
同行业可比上市公司的相关收入确认政策如下：
证券代码 证券简称 所属行业 收入确认政策
节能风电主营业务收入主要由经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
601016.SH 节能风电 风电 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，节能风电在所发电上网并经
各电网公司确认时，确认上述非补贴电费与可再生能源补贴。
嘉泽新能与客户之间签订购售电合同，合同通常包含电力生产、传
输的履约义务，以商品控制权转移时点确认收入。
公司电费收入由两部分组成，一是由国家电网承担的标准电费，二
是由可再生能源基金承担的补贴电费。
601619.SH 嘉泽新能 风电
嘉泽新能与客户之间签订购售电合同，合同通常包含电力生产、传
输的履约义务，以商品控制权转移时点确认收入。
公司电费收入由两部分组成，一是由国家电网承担的标准电费，二
是由可再生能源基金承担的补贴电费。
向电力公司的电力销售：月末，根据经电力公司确认的月度实际上
603693.SH 江苏新能 风电
网电量按合同上网电价（含国家电价补贴）确认电费收入。
中闽能源生产和销售电力，于电力供应至电网公司时确认销售收
入，即月末根据购售电双方共同确认的上网电量和国家有关部门批
600163.SH 中闽能源 风电
准执行的上网电价以及竞价电价（含政策性补贴）确认电力产品销
售收入。
注：以上信息来源于上市公司定期报告、公开发行可转换公司债券或非公开发行股票的反
馈意见之回复报告。
同行业可比上市公司均将新能源补贴作为发电收入的一部分与标准电费收入一并进行确
认。公司的相关收入确认政策与同行业可比公司相比具有一致性，新能源补贴收入确认谨慎合
理。
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二、截止目前尚未纳入国补目录的项目情况，对收入、利润及应收款项的影响，尚未纳入
的原因，是否符合纳入国补目录的条件，未来纳入是否存在重大不确定性风险。
公司所运营的风电场均已纳入国家可再生能源附加资金补贴目录，享受国家可再生能源电
价补贴；截至本反馈意见回复出具日，公司不存在未纳入或不符合纳入国补目录条件的情况。
公司风电场简要情况如下：
公司名称 风电场名称 装机容量 所属国家可再生能源补贴目录批次
永三风电场 48MW 第四批
泸西公司
孔照普风电场 48MW 第六批
大海梁子风电场 48MW 第六批
会泽公司
头道坪风电场 48MW 第七批
马龙公司 对门梁子风电场 90MW 第七批
大中山风电场 40MW 第七批
大姚公司
老尖山风电场 48MW 第七批
公司本次募投项目均为平价上网项目，不在国家可再生能源附加资金补贴目录中，未来上
网电价不含可再生能源补贴。
三、应收账款金额较高，账龄较长的原因；减值准备计提的合理性，结合同行业可比公司
减值计提政策，说明减值计提是否充分谨慎
（一）应收账款金额较高，账龄较长的原因
1、公司各期末应收账款总体构成情况
公司主营业务涵盖盐业、天然气、风电三大板块。2019 年 12 月 31 日、2020 年 12 月 31 日、
2021 年 12 月 31 日及 2022 年 3 月 31 日（以下简称“最近三年及一期各期末”），公司各业务板块应
收账款情况如下：
单位：万元、%
2022 年 3 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
盐硝产品 15,393.03 12.25 9,107.50 8.23 9,866.04 10.88 12,396.00 15.86
天然气 10,255.64 8.16 13,366.09 12.08 9,575.59 10.56 7,424.66 9.50
风电业务
注
1 99,972.66 79.58 88,178.48 79.69 71,205.91 78.55 58,322.61 74.64
其中：标准电费 6,075.58 4.84 3,475.91 3.14 4,224.21 4.66 3,684.93 4.72
补贴电费 93,743.05 74.62 84,548.53 76.41 66,827.66 73.72 54,483.64 69.72
合计 125,621.33 100.00 110,652.07 100.00 90,647.54 100.00 78,143.27 100.00
注 1：公司风电业务期末应收账款中包含碳排放业务形成的应收账款，其金额较小未单独列
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示；
注 2：上表数据未包含母公司的应收账款，未考虑各业务板块之间的内部抵消。
最近三年及一期各期末，公司盐硝产品和天然气销售形成的应收账款合计占应收账款余额
的比例分别为 25.36%、21.45%、20.31%和 20.42%，占比较小且相对稳定；风电业务形成的应收账
款占应收账款余额的比例分别为 74.64%、78.55%、79.69%和 79.58%，风电业务形成的应收账款是
公司应收账款的重要构成部分，各期末呈上升趋势。
公司风电业务形成的应收账款中，应收补贴电费余额占风电业务应收账款余额比例分别为
93.42%、93.85%、95.88%和 93.77%，应收补贴电费是公司期末风电业务应收账款余额的重要组成
部分。随着公司风力发电上网累计量增加，享有的补贴相应增加，公司在收到可再生能源补贴
的时间相对滞后的情况下，各期末应收账款余额有所增加。
2、公司期末应收账款余额较高的原因
（1）盐业
公司盐业板块主要包括食品盐、工业盐等产品的生产销售，盐业相关的收入和应收账款对
应关系如下：
单位：万元
2022 年 3 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日
项目
/2022 年 1-3 月 /2021 年 /2020 年 /2019 年
应收账款期末余额 15,393.03 9,107.50 9,866.04 12,396.00
主营业务收入 32,067.48 120,178.77 108,822.25 106,669.99
占比 12.00% 7.58% 9.07% 11.62%
注：2022 年 1-3 月占比为年化数据，下同。
公司盐硝产品主要包括食品盐和工业盐，食品盐客户较多、单一客户交易量少、客户较为
分散，结算方式包括现款现货、当月销售次月收款；工业盐客户较为集中、单一客户交易量大，
一般为当月销售次月结算收款。由于公司盐硝产品销售整体存在一定信用期，所以各期末存在
应收账款余额。
因各期盐硝产品销售及回款等经营情况不同，公司最近三年及一期盐硝产品销售形成的应
收账款占各期收入的比重存在一定波动，但整体处于合理水平。公司盐硝产品销售形成的应收
账款余额较高，相对于收入具有合理性。
（2）天然气
公司天然气业务主要包括天然气销售、入户安装服务等，天然气销售收入及应收账款的对
应关系如下：
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单位：万元
2022 年 3 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日
项目
/2022 年 1-3 月 /2021 年 /2020 年 /2019 年
应收账款期末余额 10,255.64 13,366.09 9,575.59 7,424.66
主营业务收入 12,283.74 57,279.33 34,906.50 27,051.74
占比 20.87% 23.33% 27.43% 27.45%
公司天然气业务应收账款余额的形成与信用期相关：1）天然气销售业务：公司对商业用户、
工业用户销售天然气一般执行先用气后抄表结算滚动收款方式，除合同另有约定外，当月销售
款项次月收回，故形成应收账款；2）入户安装业务：公司一般在工程建设达到通气条件后收取
全部款项，按照某一时段内的履约义务进度确认收入，导致部分入户安装工程业务已确认收入
但尚未收到款项，形成应收账款。
最近三年及一期，公司天然气业务对应的应收账款占各期收入的比重相对稳定；公司天然
气业务各期末应收账款余额较高，相对于各期天然气业务收入具有合理性。
（3）风电业务
公司风电业务在月底根据预估电量确认电费收入，其中标准电费部分在次月与电网公司进
行开票结算后通常在 1 个月内完成收款；补贴电费部分回款主要由云南电网根据财政资金的到
位情况以及纳入各批次国家可再生能源正式补贴目录的风电项目情况进行实际的款项拨付。公
司风电业务收入及应收账款包括标准电费和补贴电费两部分，具体如下：
1）标准电费部分
最近三年及一期，公司风电业务应收标准电费余额与各期标准电费收入的对应关系如下：
单位：万元
2022 年 3 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日
项目
/2022 年 1-3 月 /2021 年 /2020 年 /2019 年
应收账款-标准电费 6,075.58 3,475.91 4,224.21 3,684.93
主营业务收入-标准电费 8,025.97 17,784.40 18,919.53 18,938.08
占比 18.92% 19.54% 22.33% 19.46%
公司风电业务在月底根据预估电量确认标准电费收入，在次月与电网公司进行开票结算后
通常情况在 1 个月内完成收款，所以期末形成应收账款。最近三年及一期，公司风电业务应收
标准电费余额占各期标准电费收入的比例相对稳定，风电业务应收标准电费余额具有合理性。
截至 2022 年 5 月 31 日，公司截止 2022 年 3 月 31 日的应收标准电费已经全额收回。
2）补贴电费部分
最近三年及一期，公司风电业务应收补贴电费余额与各期补贴电费收入的对应关系如下：
单位：万元
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2022 年 3 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日
项目
/2022 年 1-3 月 /2021 年 /2020 年 /2019 年
应收账款-补贴电费 93,743.05 84,548.53 66,827.66 54,483.64
主营业务收入-补贴电费 8,363.91 23,109.57 26,707.55 27,198.23
占比 280.20% 365.86% 250.22% 200.32%
公司风电业务补贴电费主要由云南电网根据财政资金的到位情况以及纳入各批次国家可再
生能源正式补贴目录的风电项目情况进行实际的款项拨付；补贴电费实际承担方为政府部门，
电费补贴的发放周期由国家财政部拨付时间决定。公司确认补贴电费收入的时间与回款时间存
在较长间隔期，形成应收补贴电费余额。
最近三年及一期，公司累计确认补贴电费收入 85,379.26 万元，收到补贴 43,528.64 万元。公
司最近三年均有收到可再生能源补贴款，但回款金额、周期受到国家财政资金安排等因素影响
而非客户自身信用影响，随着公司累计风力发电量增加，享有的补贴相应增加，在公司收到补
贴的时间相对滞后的情况下，公司应收补贴电费余额高且逐步增加；此情形与同行业公司节能
风电、嘉泽新能、江苏新能、中闽能源类似，具有合理性。
综上，公司盐业、天然气、风电标准电费部分由于存在信用期导致期末形成应收账款，具
有合理性；公司风电补贴电费部分受补贴回款周期长等因素影响，期末应收补贴电费余额逐步
增加且金额较大，具有合理性。
3、应收账款账龄较长的原因
截至 2022 年 3 月 31 日，公司各业务板块应收账款的账龄分布情况如下：
单位：万元、%
注2
其中：风电业务
注1
应收账款 其中：盐业 其中：天然气
账龄 标准电费 补贴电费
余额 占比 余额 占比 余额 占比 余额 占比 余额 占比
1 年以内 57,674.14 45.97 6,075.58 100.00 32,575.86 34.75 13,233.51 85.97 5,789.19 56.45
1-2 年 32,848.13 26.18 - - 31,667.76 33.78 372.60 2.42 807.77 7.88
2-3 年 25,168.12 20.06 - - 23,837.53 25.43 184.39 1.20 1,146.20 11.18
3-4 年 5,844.40 4.66 - - 4,310.79 4.60 420.16 2.73 1,113.45 10.86
4-5 年 1,965.88 1.57 - - 731.32 0.78 74.74 0.49 1,159.82 11.31
5 年以上 1,966.63 1.57 - - 619.79 0.66 1,107.63 7.20 239.21 2.33
合计 125,467.30 100.00 6,075.58 100.00 93,743.05 100.00 15,393.03 100.00 10,255.64 100.00
注 1：上表数据未包含母公司的应收账款，未考虑各业务板块之间的内部抵消。
注 2：公司风电业务期末应收账款中包含碳排放业务形成的应收账款，因其金额较小未单独
列示；仅分析应收标准电费和补贴电费账龄情况。
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截至 2022 年 3 月 31 日，公司上述三项业务账龄超过 1 年的应收账款余额合计为 67,793.16
万元，占应收账款总余额比例为 54.03%；其中，盐业、天然气业务因部分客户经营困难、资金
紧张、结算周期长等原因未能及时支付公司货款，导致应收账款账龄超过一年；风电业务因可
再生能源补贴回款周期长，导致应收账款账龄较长。总体来看，盐业、天然气、风电业务账龄
超过 1 年的应收账款余额分别为 2,159.52 万元、4,466.45 万元和 61,167.19 万元，占账龄超过 1 年
应收账款余额的比例分别为 3.18%、6.59%、90.23%，风电业务应收补贴电费账龄较长是公司整体
应收账款账龄较长的最主要原因。
公司风电业务补贴电费主要由云南电网根据财政资金的到位情况以及纳入各批次国家可再
生能源正式补贴目录的风电项目情况进行实际的款项拨付；回款周期受到国家财政资金安排等
因素影响而非客户自身信用影响。随着公司累计风力发电量增加，享有的补贴相应增加，在公
司收到补贴的时间相对滞后的情况下，期末应收补贴电费余额高、账龄长具有合理性。
同行业公司嘉泽新能、江苏新能、节能风电、中闽能源主要从事新能源电站运营，应收账
款涉及可再生能源补贴。经查阅其定期报告，截至 2021 年 12 月 31 日，四家公司应收账款的账
龄结构如下：
账龄 嘉泽新能 江苏新能 节能风电 中闽能源 平均 公司
1 年以内 47.91 46.07 48.03 51.36 48.34 30.52
1-2 年 25.72 32.50 29.41 34.79 30.61 34.60
2-3 年 23.79 15.09 21.94 13.07 18.47 25.43
注2
3-4 年 0.66 5.37 0.62 0.78 1.86 7.73
4-5 年 1.15 0.65 - - 0.90 0.92
5 年以上 0.77 0.32 - - 0.55 0.80
合计 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
注 1：以上信息来源于上市公司定期报告;
注 2：中闽能源未对 3 年以上应收账款账龄进行细分，0.78%为 3 年以上的应收账款占比。
公司应收补贴电费账龄在 1 年以内的占比低于上述公司平均水平、账龄在 1-2 年和 2-3 年的
占比均高于上述公司平均水平，主要系公司风电场所在可再生能源补贴目录批次相对靠后，补
贴回收周期长于上述公司部分批次靠前的项目等因素所致。总体而言，截至 2022 年 3 月 31 日，
公司应收补贴电费账龄结构主要集中在 1-3 年，与以上同行业公司账龄结构基本一致，公司应收
补贴电费账龄较长具有合理性。
综上，公司应收账款账龄较长主要与国家财政部拨付电费补贴的周期较长以及盐业、天然
气业务部分客户资金紧张、结算周期长等因素相关，具有合理性。
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（二）公司应收账款减值准备计提合理，减值计提充分谨慎
1、公司应收账款坏账计提政策
公司应收账款坏账计提政策如下：
（1）以组合为基础的评估
公司按照初始确认日期为共同风险特征，对应收款项进行分组并以组合为基础考虑评估预
期信用损失率：
确定组合的依据
1、账龄组合 以应收款项的账龄为信用风险特征划分组合
不适用以账龄做为信用风险特征判断的可再生能源补
2、清洁能源电价补贴组合
贴
不适用以账龄做为信用风险特征判断的风力发电销售
3、应收电费组合
形成的应收电网公司电费
按组合计提坏账准备的计提方法（预期信用损失法）
按账龄进行信用损失分析后，对云南能投集团内和云南
1、账龄组合
能投集团外分别按照按预期信用损失率计提
2、清洁能源电价补贴组合 对预期信用损失分析后，按预期信用损失率计提
3、应收电费组合 对预期信用损失分析后，按预期信用损失率计提
账龄组合预期信用损失的会计估计政策为：
应收账款预期信用损失率
账龄
云南能投集团内（%） 云南能投集团外（%）
0-3 个月（含 3 个月） 0 0.5
3-6 个月（含 6 个月） 0.2 2
6-12 个月（含 12 个月） 0.5 5
1-2 年（含 2 年） 1 10
2-3 年（含 3 年） 3 30
3-4 年（含 4 年） 5 50
4-5 年（含 5 年） 7 80
5 年以上 10 100
清洁能源电价补贴组合和应收电费组合预期信用损失率：
预期信用损失率
组合名称
2019 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2022 年 3 月 31 日
清洁能源电价补贴组合 0% 0% 1% 1%
应收电费组合 0% 0% 0% 0%
（2）以单项为基础的评估
单项金额重大并单项计提坏账准备的应收款项：
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单项金额重大的判断依据或金额标准 应收款项人民币 600 万元以上（含 600 万元）
以单项为基础进行预期信用损失评估，按单项评估后的预
单项金额重大并单项计提预期信用损失的计提方法
期损失率计提。
单项金额不重大并单项计提坏账准备的应收款项：
单项金额非重大且账龄在 3 年以上（不含 3 年）的特定应收款项，
单项金额重大的判断依据或金额标准 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。
单项金额重大并单项计提预期信用损失的计 以单项为基础进行预期信用损失评估，按单项评估后的预期损失
提方法 率计提。
以下从账龄组合、清洁能源电价补贴组合、应收电费组合和单项计提四个方面分析坏账准
备计提的合理性及谨慎性，具体如下：
2、“账龄组合”计提坏账准备的合理性及谨慎性分析
公司盐业和天然气业务的应收账款按照账龄组合计提坏账准备，以应收款项的账龄作为信
用风险特征，根据历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的预测，确定预期信
用损失率并计提坏账准备。公司账龄组合预期信用损失的会计估计政策分为云南能投集团内和
云南能投集团外。
（1）账龄组合预期信用损失率——能投集团内
公司应收能投集团内款项的预期信用损失率低于集团外应收款项的预期信用损失率，主要
考虑到能投集团作为省国资委履行监管职能的省属国有重要骨干企业，资信状况良好（中诚信
国际 2021 年对能投集团的主体信用评级为 AAA），公司应收云南能投集团内款项的信用风险较低，
所以确定的预期信用损失率较低。
公司对于应收能投集团内款项的预期信用损失率与云南省属上市企业云天化（股票代码：
600096.SH）对于云天化集团内的预期信用损失率基本一致，具有合理性。
（2）账龄组合预期信用损失率——能投集团外
1）公司盐业板块
截至 2021 年 12 月 31 日，公司盐业应收账款坏账计提政策与同行业公司对比如下：
账龄
可比公司
1 年以内 1-2 年 2-3 年 3-4 年 4-5 年 5 年以上
中盐化工-应收
3.00% 20.00% 30.00% 50.00% 100.00% 100.00%
非关联方客户
苏盐井神 5.00% 10.00% 10.00% 50.00% 50.00% 100.00%
雪天盐业 0.96% 12.59% 22.69% 55.70% 66.25% 100.00%
平均值 2.99% 14.20% 20.90% 51.90% 72.08% 100.00%
公司-应收能投
0.5%-5.00% 10.00% 30.00% 50.00% 80.00% 100.00%
集团外客户
注：以上信息来源上市公司定期报告，其中雪天盐业为实际应收账款坏账计提比例。
公司对能投集团外客户销售盐硝产品形成的应收账款中，账龄在 1 年以内的应收账款坏账
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计提比例为 0.5%-5%，与同行业公司坏账计提比例范围较为接近；账龄在 1-2 年的应收账款坏账
计提比例为 10.00%，低于同行业公司平均水平，但与苏盐井神、雪天盐业较为接近；账龄在 2-3
年的应收账款坏账计提比例为 30%，高于同行业公司平均水平；账龄在 3-4 年、4-5 年和 5 年以
上的应收账款坏账计提比例与同行业公司平均水平基本一致。总体来看，公司盐业板块应收账
款坏账准备计提政策与同行业公司相比具有合理性。
2）公司天然气业务板块
截至 2021 年 12 月 31 日，公司天然气业务板块应收账款坏账计提比例与同行业公司对比如
下：
账龄
可比公司
1 年以内 1-2 年 2-3 年 3-4 年 4-5 年 5 年以上
长春燃气 3.96% 9.95% 21.68% 32.47% 49.50% 100.00%
贵州燃气 5.00% 10.00% 20.00% 50.00% 80.00% 100.00%
重庆燃气 1.70% 17.40% 32.50% 49.70% 64.40% 90.00%
成都燃气 5.05% 25.00% 39.00% 100.00% 100.00% 100.00%
平均值 3.93% 15.59% 28.30% 58.04% 73.48% 97.50%
公司-应收能投集团
0.5%-5.00% 10.00% 30.00% 50.00% 80.00% 100.00%
外客户
注：以上信息来源上市公司定期报告，其中长春燃气、成都燃气为实际应收账款坏账计提
比例；同行业公司佛燃能源未按账龄分类列示坏账计提比例，所以未进行对比。
公司对能投集团外客户销售天然气、提供安装服务形成的应收账款中，账龄 1-2 年的应收账
款坏账计提比例为 10.00%，低于同行业公司平均水平，但与长春燃气、贵州燃气较为接近；账
龄在 3-4 年的应收账款坏账计提比例为 50.00%，低于同行业公司平均水平，主要系成都燃气计提
比例相对较高，公司与贵州燃气、重庆燃气较为接近；账龄在 2-3 年、4-5 年和 5 年以上的应收
账款坏账计提比例略高于同行业公司平均水平。总体来看，公司天然气业务应收账款坏账准备
计提政策与同行业公司相比具有合理性。
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3、“清洁能源电价补贴组合”计提坏账准备的合理性及谨慎性分析
（1）风电、光伏运营上市公司对清洁能源电价补贴计提坏账准备的情况
总体而言，可再生能源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，预期不能收回的可能性极小。经查询涉及应收可再
生能源补贴款的 18 家风电、光伏运营上市公司定期报告、招股说明书、再融资预案等信息披露文件，各家公司预期信用损失计提情况存在较大差异，具体
如下：
2021 年实际计提 2020 年实际计提 2019 年实际计提
序号 证券代码 证券简称 标准电费及补贴电费坏账计提政策
情况 情况 情况
参考历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的预测，编制应收账款账 综合计提比例 综合计提比例 综合计提比例
1 603105.SH 芯能科技
龄与整个存期预期信用损失率对照表，计算预期信用损失。 5.40% 12.17% 8.78%
应收可再生能源补贴款根据是否纳入补贴清单以及回款周期不同分成“组合 2 应收已纳
2 600032.SH 综合计提比例 — —
浙江新能 入可再生能源目录补贴款”和“组合 3 应收未纳入可再生能源目录补贴款”，分别按账龄计
8.75%
提预期信用损失
在资产负债表日复核按摊余成本计量的应收款项，以评估是否出现信用损失风险，并
综合计提比例 综合计提比例 综合计提比例
3 600163.SH 中闽能源 在出现信用损失风险情况时评估信用损失的具体金额。根据应收款项的性质、债务人
3.97% 3.82% 3.88%
的信用情况、以往冲销的经验及时间分布等因素做出估计。
“新能源补贴款组
对于存在客观证据表明存在减值，以及其他适用于单项评估的应收账款，单独进行减
合”计提比例
值测试，确认预期信用损失，计提单项减值准备。对于不存在减值客观证据的应收账
4 600905.SH 三峡能源 3.06%；“标杆电费” — —
款或当单项金融资产无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，依据信用风险特征
组合计提比例
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。
0.30%
“应收电价电网公 “应收电价电网公
”组合 2：应收电网公司电费“”组合 3：本组合为应收可再生能源电价附加补助“。参考历 司电费”计提比例 司电费”计提比例
史信用损失经验，结合当前状况及对未来经济状况的预测，计算预期信用损失。该组 0.05%；“应收可再 0.04%；“应收可再 综合计提比例
5 603693.SH 江苏新能
合均为可再生能源电价附加补助，按照预计未来现金流量现值低于其账面价值的差额 生能源电价附加 生能源电价附加 7.58%
计提坏账准备。 补助”组计提比例 补助”组计提比例
3.86% 2.88%
组合一：应收各地国网公司款项。通过预期信用损失率计算预期信用损失，并基于违
约概率和违约损失率确定预期信用损失率。在确定预期信用损失率时，使用内部历史
6 601619.SH 嘉泽新能 信用损失经验等数据，并结合当前状况和前瞻性信息对历史数据进行调整。在考虑前 计提比例 1.50 计提比例 1.33% 计提比例 1.14%
瞻性信息时，使用的指标包括经济下滑的风险、预期失业率的增长、外部市场环境、
技术环境和客户情况的变化等。定期监控并复核与预期信用损失计算相关的假设。
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2021 年实际计提 2020 年实际计提 2019 年实际计提
序号 证券代码 证券简称 标准电费及补贴电费坏账计提政策
情况 情况 情况
电力销售应收账 电力销售应收账 电力销售应收账
组合 1：以电力销售应收账款（国内）部分作为信用特征。按照其适用的预期信用损失
7 601016.SH 节能风电 款（国内）计提 款（国内）计提 款（国内）计提比
计量方法（一般方法或简化方法）计提减值准备并确认信用减值损失。
比例 1% 比例 1% 例 0%
对于不含重大融资成分的应收款项以及合同资产，本集团运用简化计量方法，按照相
应收可再生能源
当于整个存续期内的预期信用损失金额计量损失准备。对于租赁应收款、包含重大融 综合计提比例 综合计提比例
8 600956.SH 新天绿能 补贴款及标杆电
资成分的应收款项以及合同资产，本集团选择运用简化计量方法，按照相当于整个存 1.36% 1.53%
价，计提比例 1%
续期内的预期信用损失金额计量损失准备
参考历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的预测，通过违约风险敞
9 601778.SH 晶科科技 应收国家电网电费款组合，计提比例 1%
口和整个存续期预期信用损失率，计算预期信用损失
组合 1：账龄组合依据近期五个完整年度期末应收款项余额和账龄，采用矩阵法并考虑
实际情况及前瞻性信息，计算出期末应收款项在整个存续期内各账龄年度预期信用损 电力销售应收账
个别认定，不计 个别认定，不计提
10 000591.SZ 太阳能 失率。组合 2：个别认定计提坏账准备的组合应收电网公司电费、关联方往来、备用金、 款组合，计提比
提坏账准备 坏账准备
保证金、押金、职工借款，根据客户信用状况及近年的信用损失情况判定其信用风险 例 1%
较低，一般不计提坏账准备
考虑有关过去事项、当前状况以及对未来经济状况的预测等合理且有依据的信息，以
光伏发电应收补 光伏发电应收补 光伏发电应收补
发生违约的风险为权重，计算合同应收的现金流量与预期能收到的现金流量之间差额
11 601222.SH 林洋能源 贴组合，计提比 贴组合，计提比 贴组合，计提比例
的现值的概率加权金额，确认预期信用损失。光伏发电应收补贴组合按无风险利率折
例 0.03% 例 0.93% 1.63%
现测算减值
对于因销售商品、提供劳务等日常经营活动形成的应收票据、应收账款、应收款项融
组合-电网客户， 组合-电网客户， 组合-电网客户，
12 000862.SZ 银星能源 资和合同资产，无论是否存在重大融资成分，均按照整个存续期的预期信用损失计量
计提比例 0.24% 计提比例 0.47% 计提比例 1.93%
损失准备。
目前建成投产的所有风场均享受国家发展改革委《关于完善风力发电上网电价政策的
通知》（发改价格〔2015〕1906 号）规定的上网电价（上网电价与火电标杆电价的差额
13 000155.SZ 川能动力 标杆电费和补贴电费均不计提
为电费补贴）。标杆电价和由政府补助的电费补贴，由国家电网公司发放，回收风险
小，不计提坏账准备
对于应收账款，无论是否存在重大融资成分，均按照整个存续期的预期信用损失计量
损失准备。对于划分为组合的应收账款，参考历史信用损失经验，结合当前状况以及
14 600483.SH 福能股份 对未来经济状况的预测，编制应收账款逾期天数与整个存续期预期信用损失率对照表， “应收电价组合”和“清洁能源电价补贴款”组合均不计提
计算预期信用损失。如有客观证据表明应收账款已经发生信用风险减值，则对该应收
账款单项计提坏账准备并确认预期信用损失。
在每个资产负债表日评估其信用风险自初始确认后是否已经显著增加，如果信用风险
自初始确认后已显著增加，按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量损失准
15 600021.SH 上海电力 标杆电费和补贴电费均不计提
备；如果信用风险自初始确认后未显著增加，按照相当于未来 12 个月内预期信用损失
的金额计量损失准备。
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2021 年实际计提 2020 年实际计提 2019 年实际计提
序号 证券代码 证券简称 标准电费及补贴电费坏账计提政策
情况 情况 情况
无风险组合：本组合为信用等级较高的国内客户的应收电费（含电费补贴）以及未逾
16 000875.SZ 吉电股份 标杆电费和补贴电费均不计提
期的应收热费、服务费及商品销售款---不计提
单项金额重大且在初始确认后已经发生信用减值或在单项工具层面能以合理成本评估
预期信用损失的充分证据的应收账款单独确定其信用损失；当在单项工具层面无法以
获得收款保证的组合---含对各电网、电力公司款项，不计
17 002015.SZ 协鑫能科 合理成本评估预期信用损失的充分证据时，参考历史信用损失经验，结合当前状况以
提保证的组合
及对未来经济状况的判断，依据信用风险特征将应收账款划分为若干组合，在组合基
础上计算预期信用损失。
基于其信用风险特征划分为“采用账龄分析法对应收账款计提的信用损失”和“其他组
18 002218.SZ 拓日新能 合”。其他组合包括同一母公司范围内的公司、员工的欠款、押金、出口退税、保证金 标杆电费和补贴电费均不计提
及应收电网公司电费等，一般不存在预期信用损失
注：以上信息来源于上市公司定期报告、公开发行可转换公司债券或非公开发行股票的反馈意见之回复报告。
从以上 18 家涉及应收可再生能源补贴款的上市公司来看，共有 12 家公司对应收标杆电费及清洁能源电价补贴组合计提坏账准备，6 家公司对应收标杆
电费和清洁能源电价补贴组合不计提坏账准备。12 家已计提坏账准备的公司中，8 家公司根据其预期信用损失率计提坏账准备，2021 年平均计提比例区间为
0.24%-8.75%；4 家公司采用简易办法按 1%计提坏账准备。
（2）公司对清洁能源电价补贴的坏账计提相对谨慎、合理
2019 年末、2020 年末，公司清洁能源电价补贴组合预期信用损失率 0%，与可比行业公司川能动力、福能股份、上海电力、吉电股份、协鑫能科、拓日
新能等 6 家相同，具有合理性。截至 2021 年末，公司按 1%计提清洁能源电价补贴组合坏账准备，与可比行业公司节能风电、新天绿能、晶科科技、太阳能
等 4 家相同，高于上表第 11 至 18 家上市公司 2021 年平均信用损失率。公司清洁能源电价补贴组合预期信用损失率处于行业中等水平，按 1%计提清洁能源
电价补贴组合坏账准备相对谨慎、合理。
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4、“应收电费组合”未计提坏账准备的原因及合理性分析
公司风电业务在月底根据预估电量确认标准电费收入和应收标准电费款项（应收电费组
合），在次月与电网公司进行开票结算后通常情况在 1 个月内完成收款。公司考虑到应收标准电
费从各风电场投产运营以来未发生过未能收回的情况，且确认应收账款至款项收回的期限较短，
所以期末应收标准电费不计提坏账准备，具有合理性。2022 年 5 月 31 日，公司截止 2022 年 3 月
31 日的应收标准电费已经全额收回。
5、“单项计提”坏账准备的合理性及谨慎性分析
公司对于存在特定情形或风险显著不同的应收账款，以及其他适用于单项评估的应收账款
单独进行减值测试，确认预期信用损失，计提单项减值准备。截至 2022 年 3 月 31 日，公司单项
计提坏账准备的应收账款情况如下：
单位：万元、%
应收账款 账面余额 坏账准备 计提比例 计提理由
丽江天顺商业贸易有限责任
10.16 10.16 100.00 预计无法收回
公司
PRIMARY CARBON
154.04 154.04 100.00 预计无法收回
INTERNATIONAL LIMITED
客户资金紧张，预计无法全额收回，公
曲靖金太阳燃气有限公司 300.00 150.00 50.00
司正积极协商后续回款计划
根据本年法院胜诉判决，可向昆明鑫翰
宣威新世纪房地产开发有限
134.22 - - 达投资有限公司进行追偿，已向法院提
公司
请财产保全，预计可全部收回
普洱冰洋置业发展有限公司 78.18 23.45 30.00 预计无法全额收回
合计 676.59 337.65 49.90 -
公司对以上应收账款单独进行了减值测试，单项计提减值准备，坏账准备计提充分、合理。
6、公司应收账款减值准备计提情况
最近三年及一期，公司应收账款余额及减值准备计提情况如下：
单位：万元
项目 2022 年 3 月 31 日 2021 年 12 月 31 日 2020 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日
一、应收账款账面余额 126,196.06 111,226.81 91,222.28 78,718.00
（一）按单项计提坏账
676.59 676.59 464.19 164.19
准备的应收账款
（二）按组合计提坏账
125,519.47 110,550.21 90,758.09 78,553.81
准备的应收账款
二、坏账准备 5,309.75 5,174.56 3,686.92 3,109.08
（一）按单项计提坏账
337.65 337.65 284.19 164.19
准备的应收账款
（二）按组合计提坏账
4,972.11 4,836.91 3,402.72 2,944.89
准备的应收账款
三、坏账准备综合计提
4.21% 4.65% 4.04% 3.95%
比例
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最近三年及一期，公司严格按照应收账款坏账政策计提减值准备，各期坏账准备综合计提
比例相对稳定；公司应收账款减值准备计提充分。
综上所述，公司应收账款从账龄组合、清洁能源电价补贴组合、应收电费组合和单项计提
四个方面来看，减值准备计提合理，减值计提充分谨慎。
四、会计师的核查程序及核查意见
（一）核查程序
针对上述事项，会计师的核查程序包括：
1、查阅发行人相关内控制度，结合穿行测试了解发行人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、查阅发行人的定期报告，了解其收入确认具体会计政策及收入确认情况；结合《企业会
计准则》分析发行人收入确认是否符合相关规定；结合同行业公司收入确认政策，分析发行人
收入确认是否合理；
3、了解国家新能源补贴相关政策，查阅发行人纳入国补目录项目的基本资料；
4、获取发行人盐业、天然气、风电业务期末应收账款账龄明细表，结合公司各项业务的信
用政策、新能源补贴相关政策以及同行业公司应收可再生能源补贴款的账龄结构，分析发行人
应收账款账龄较长的原因及合理性；
5、查阅盐业、天然气业务同行业上市公司的应收账款坏账准备计提政策以及 18 家风电、光
伏运营企业对清洁能源电价补贴组合的坏账计提政策，对比分析发行人应收账款坏账准备计提
是否充分、合理。
（二）核查意见
经核查，会计师认为：
发行人最近三年及一期新能源补贴收入确认符合《企业会计准则》的相关规定，收入确认
与同行业公司基本相符，相关收入确认谨慎合理；发行人截至目前已投产风电项目不存在尚未
纳入国家可再生能源附加资金补贴目录的情况；发行人应收账款金额较高、账龄较长主要与可
再生能源补贴回款周期长和业务信用政策等因素相关，具有合理性；发行人减值准备计提合理，
减值准备的相关会计估计政策符合《企业会计准则》相关规定，且与同行业公司不存在重大差
异，减值计提充分谨慎。
问题3
公司 2019 年对固定资产折旧年限、应收款项信用风险组合进行会计估计变更，2021 年对应
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收清洁能源电价补贴款坏账计提进行会计估计变更，请申请人结合变更前后业务环境变化、自
身经营情况等说明进行上述会计估计变更的原因，履行的决策程序，变更对申请人财务数据的
具体影响。
请保荐机构及会计师发表核查意见。
公司回复：
一、公司 2019 年对固定资产折旧年限、应收款项信用风险组合进行会计估计变更，2021 年
对应收清洁能源电价补贴款坏账计提进行会计估计变更，请申请人结合变更前后业务环境变化、
自身经营情况等说明进行上述会计估计变更的原因，履行的决策程序，变更对申请人财务数据
的具体影响
（一）公司 2019 年对固定资产折旧年限、应收款项信用风险组合进行会计估计变更，请申
请人结合变更前后业务环境变化、自身经营情况等说明进行上述会计估计变更的原因，履行的
决策程序，变更对申请人财务数据的具体影响
1、公司 2019 年固定资产折旧年限、应收款项信用风险组合进行会计估计变更的原因
2019 年 3 月，公司完成向新能源公司发行股票购买其持有的马龙公司 100%股权、大姚公司
100%股权、会泽公司 100%股权以及泸西公司 70%股权。上述四家风电公司纳入公司合并范围后，
公司主营业务由“盐、天然气”变更为“盐、天然气与风电”，公司风电业务应收账款信用风险特征、
机器设备损耗情况与盐、天然气板块存在较大差异，故公司结合风电运营板块业务特点对机器
设备折旧年限、应收款项信用风险组合进行会计估计变更，变更开始适用的时点为 2019 年 1 月
1 日。
2、会计估计变更情况
（1）固定资产折旧年限会计估计的变更
公司 2019 年在机器设备中增加风力发电设备，折旧年限为 20 年，与同行业公司折旧年限相
符 。本次 变更 前，公 司会计 政策中 固定 资产机 器设备 类折旧 年限为 5-16 年， 年折旧 率
5.94%-19.00%。变更后，固定资产机器设备类折旧年限为 5-20 年，年折旧率 4.75%-19.00%。
变更前为：
类别 折旧年限（年） 残值率（%） 年折旧率（%）
房屋及建筑物 10-45 5.00 2.11-9.50
机器设备 5-16 5.00 5.94-19.00
运输设备 10 5.00 9.50
其他资产 5 5.00 19.00
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变更后为：
类别 折旧年限（年） 残值率（%） 年折旧率（%）
房屋及建筑物 10-45 5.00 2.11-9.50
机器设备 5-20 5.00 4.75-19.00
运输设备 10 5.00 9.50
其他资产 5 5.00 19.00
（2）应收款项坏账准备会计估计的变更
1）变更前会计估计
公司对于单项金额重大且有客观证据表明发生了减值的应收款项，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；对于单项金额非重大以及经单独测试后未减值的单项
金额重大的应收款项，根据其性质、特点划分为不同应收款项组合，以应收款项组合的实际损
失率为基础，结合现时情况确定各项组合计提坏账准备采用的方法及比例；对有确凿证据表明
可收回性存在明显差异的单项金额非重大应收款项，采用个别认定法计提坏账准备。
变更前，公司坏账准备计提比例如下：
①单项金额重大并单项计提坏账准备的应收款项：
单项金额重大的判断依据或金
应收款项人民币 600 万元以上（含 600 万元）
额标准
单项金额重大并单项计提坏账 单项测试，根据其未来现金流量现值低于其账面价值的差额确认减值损失，并
准备的计提方法 据此计提相应的坏账准备。
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（账龄分析法）
账龄组合 账龄分析后，对云南能投集团内和云南能投集团外分别按照按余额的一定比例计提
采用账龄分析法计提坏账准备的组合计提方法：
应收账款计提比例 其他应收款计提比例
账龄 云南能投集团内 云南能投集团外 云南能投集团内 云南能投集团外
（%） （%） （%） （%）
0-3 个月（含 3 个月） 0 0.5 0 0.5
3-6 个月（含 6 个月） 0.2 2 0.2 2
6-12 个月（含 12 个月） 0.5 5 0.5 5
1-2 年（含 2 年） 1 10 1 10
2-3 年（含 3 年） 3 30 3 30
3-4 年（含 4 年） 5 50 5 50
4-5 年（含 5 年） 7 80 7 80
5 年以上 10 100 10 100
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③单项金额虽不重大但单项计提坏账准备的应收款项：
单项金额非重大且账龄在 3 年以上（不含 3 年）的特定应收款项，与对方存在争
单项计提坏账准备的理由 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。
单项测试，根据其未来现金流量现值低于其账面价值的差额确认减值损失，并据
坏账准备的计提方法
此计提相应的坏账准备。
对应收票据和预付款项，公司单独进行减值测试，有客观证据表明其发生减值的，根据未
来现金流量现值低于其账面价值的差额，确认为资产损失，计提坏账准备。
2）变更后会计估计
公司 2019 年新增风电业务后，在应收款项坏账准备会计估计政策中新增了清洁能源电价补
贴组合和应收电费组合；同时，公司从 2019 年开始执行新金融工具准则，对相关会计估计政策
的表述进行了调整。变更后的会计估计如下：
公司对于《企业会计准则第 14 号——收入准则》规范的交易形成且不含重大融资成分的应
收款项，始终按照相当于整个存续期内预期信用损失的金额计量其损失准备。
对可能发生的坏账损失采用备抵法核算，年末单项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。
以单项为基础的评估，公司考虑无须付出不必要的额外成本或努力即可获得的合理且有依
据的信息，包括前瞻性信息。公司考虑的信息包括：以前年度应收款项的账龄、回收率与历史
坏账损失率、公司信用政策、客户的财务状况以及客户提供的担保(如有)、宏观经济水平发展（如
GDP 增速）等。
以组合为基础的评估。按照初始确认日期为共同风险特征，对应收款项进行分组并以组合
为基础考虑评估预期信用损失率。
预期信用损失计量。预期信用损失，是指以发生违约的风险为权重的金融工具信用损失的
加权平均值。信用损失，是指公司按照原实际利率折现的、根据合同应收的所有合同现金流量
与预期收取的所有现金流量之间的差额，即全部现金短缺的现值。
公司在资产负债表日计算应收款项预期信用损失，如果该预期信用损失大于当前应收款项
减值准备的账面金额，公司将其差额确认为应收款项减值损失，借记“信用减值损失”，贷记“坏账
准备”。相反，公司将差额确认为减值利得，做相反的会计记录。
公司实际发生信用损失，认定相关应收款项无法收回，经批准予以核销的，根据批准的核
销金额，借记“坏账准备”，贷记“应收票据”或“应收账款”。若核销金额大于已计提的损失准备，按
期差额借记“信用减值损失”。
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确定组合的依据
1、账龄组合 以应收款项的账龄为信用风险特征划分组合
2、清洁能源电价补贴组合 不适用以账龄做为信用风险特征判断的可再生能源补贴
3、应收电费组合 不适用以账龄做为信用风险特征判断的风力发电销售形成的应收电网公司电费
按组合计提坏账准备的计提方法（预期信用损失法）
按账龄进行信用损失分析后，对云南能投集团内和云南能投集团外分别按照按预
1、账龄组合
期信用损失率计提
2、清洁能源电价补贴组合 对预期信用损失分析后，按预期信用损失率计提
3、应收电费组合 对预期信用损失分析后，按预期信用损失率计提
公司根据以前年度的实际信用损失，并考虑本年的前瞻性信息，计量组合预期信用损失的
会计估计政策为：
①账龄组合
应收账款预期信用损失率 其他应收款预期信用损失率
账龄 云南能投集团内 云南能投集团外 云南能投集团 云南能投集团外
（%） （%） 内（%） （%）
0-3 个月（含 3 个月） 0 0.5 0 0.5
3-6 个月（含 6 个月） 0.2 2 0.2 2
6-12 个月（含 12 个月） 0.5 5 0.5 5
1-2 年（含 2 年） 1 10 1 10
2-3 年（含 3 年） 3 30 3 30
3-4 年（含 4 年） 5 50 5 50
4-5 年（含 5 年） 7 80 7 80
5 年以上 10 100 10 100
②清洁能源电价补贴组合和应收电费组合
组合名称 预期信用损失率
清洁能源电价补贴组合 0%
应收电费组合 0%
③单项
1）单项金额重大并单项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 应收款项人民币 600 万元以上（含 600 万元）
以单项为基础进行预期信用损失评估，按单项评估后的预
单项金额重大并单项计提预期信用损失的计提方法
期损失率计提。
2）单项金额不重大并单项计提坏账准备的应收款项：
单项金额非重大且账龄在 3 年以上（不含 3 年）的特定
应收款项，与对方存在争议或涉及诉讼、仲裁的应收款
单项金额重大的判断依据或金额标准
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。
以单项为基础进行预期信用损失评估，按单项评估后的
单项金额重大并单项计提预期信用损失的计提方法
预期损失率计提。
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3、会计估计变更履行的决策程序
上述会计估计变更于 2019 年 4 月 26 日经公司董事会 2019 年第三次临时会议、监事会 2019
年第三次临时会议分别审议通过。
4、会计估计变更对公司财务数据的具体影响
本次会计估计变更主要是因公司新增风电业务，在公司固定资产折旧年限中增加风力发电
设备折旧年限，在应收账款信用风险组合中增加应收电费、电价补贴组合，并增加应收电费、
电价补贴组合预期信用损失率。
本次会计估计变更前后，公司盐、天然气板块固定资产折旧年限未发生变更，四家风电公
司纳入公司合并范围前后其固定资产折旧年限、应收账款坏账准备计提方法也未发生变化，故
本次会计估计变更对公司财务数据未产生影响。
（二）公司 2021 年对应收清洁能源电价补贴款坏账计提进行会计估计变更，请公司结合变
更前后业务环境变化、自身经营情况等说明进行上述会计估计变更的原因，履行的决策程序，
变更对公司财务数据的具体影响。
1、公司 2021 年对应收清洁能源电价补贴款坏账计提进行会计估计变更的原因
2019 年末、2020 年末，公司应收可再生能源补贴款余额分别为 54,483.64 万元和 66,827.66 万
元。公司考虑到应收可再生能源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，可再生能源能源补贴款的资金
来源全部为国家信用，到期不能收回的可能性极小；同时，参考同行业公司相关会计估计，未
对该部分应收款项计提信用损失。
2021 年以来，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。公司考虑到可再
生能源补贴回款周期及相关应收款项余额逐步增加的实际情况，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
应收账款中可再生能源补贴预期信用损失进行了复核，对相关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。
2、会计估计变更情况
公司将“清洁能源电价补贴组合”由不确认预期信用损失变更为根据款项回收情况预计的预
期损失率，确认预期信用损失。会计估计变更调整后，“清洁能源电价补贴组合”预期损失率为 1%。
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会计估计变更开始适用的时点为 2021 年 6 月 1 日。
3、会计估计变更履行的决策程序
上述会计估计变更于 2021 年 8 月 19 日经公司董事会 2021 年第二次定期会议、监事会 2021
年第二次定期会议分别审议通过。
4、变更对公司财务数据的具体影响
根据《企业会计准则第 28 号——会计政策、会计估计变更和差错更正》的相关规定，本次
会计估计变更采用未来适用法进行会计处理，无需对已披露的财务报告进行追溯调整，也不会
对公司以往各年度财务状况和经营成果产生影响。
本次会计估计变更，确认应收清洁能源电价补贴款预期信用损失 845.49 万元，影响公司 2021
年度利润总额减少 845.49 万元。
二、会计师的核查程序及核查意见
（一）核查程序
针对上述事项，会计师的核查程序包括：
1、了解发行人 2019 年、2021 年会计估计变更的背景和原因，结合发行人变更前后业务环境、
经营情况的变化分析会计估计变更的合理性；
2、了解发行人风电业务相关机器设备损耗情况、预计可使用年限情况，与同行业公司比较
是否合理；
3、结合公司自身经营情况、国家相关行业政策的变化，分析判断应收清洁能源电价补贴款
坏账准备会计估计变更的合理性；
4、查阅风电、光伏电站运营行业上市公司应收清洁能源电价补贴款坏账准备的计提情况，
分析发行人变更后预期信用损失率与行业内相关公司是否存在显著差异，是否谨慎合理；
5、测算并复核会计估计变更对公司财务数据的具体影响。
（二）核查意见
经核查，会计师认为：
1、公司 2019 年对固定资产折旧年限、应收款项信用风险组合进行会计估计变更，与公司新
增风电业务的实际情况相匹配，会计估计变更原因合理，决策程序合规，会计估计变更及相关
会计处理符合《企业会计准则》的规定。
2、公司 2021 年对应收清洁能源电价补贴款坏账计提进行会计估计变更，与公司应收清洁能
源电价补贴款余额逐步增加、行业政策变化的实际情况相关，会计估计变更原因合理，决策程
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序合规，会计估计变更及相关会计处理符合《企业会计准则》的规定。
问题4
请申请人补充说明 2019 年发行股份购买资产相关标的公司收购后收入、利润、毛利率、扣
非前后净利润等经营情况，最近三年实际效益逐年下滑的原因及合理性，业绩承诺实现情况。
请保荐机构及会计师发表核查意见。
公司回复：
一、请申请人补充说明 2019 年发行股份购买资产相关标的公司收购后收入、利润、毛利率、
扣非前后净利润等经营情况，最近三年实际效益逐年下滑的原因及合理性，业绩承诺实现情况。
（一）2019 年发行股份购买资产相关标的公司收购后收入、利润、毛利率、扣非前后净利
润等经营情况
2019 年 3 月，公司完成向新能源公司发行股票购买其持有的马龙公司 100%股权、大姚公司
100%股权、会泽公司 100%股权以及泸西公司 70%股权（简称“标的公司”）。公司完成收购后，标
的公司整体经营情况较好，受新冠疫情、风资源波动等因素影响，各年主要经营指标存在一定
波动。最近三年，标的公司主要经营财务指标如下：
单位：万元
年度 2019 年 2020 年 2021 年
营业收入 46,136.31 45,627.08 40,894.34
注
毛利率 62.32% 62.52% 59.19%
归属于母公司所有者的净利润 16,543.25 16,425.60 16,400.89
扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润 16,513.99 15,788.17 14,470.38
注：公司 2021 年营业收入包括售电收入 40,893.96 万元和出售废油收入 0.38 万元。
1、营业收入和毛利率变动情况
最近三年，标的公司售电收入与平均利用小时数及上网电量变动情况如下：
单位：万元
项目 2019 年 2020 年 2021 年
标的公司平均利用小时数（小时） 3,065 3,006 2,694
云南省平均利用小时数（小时） 2,808 2,837 2,618
标的公司利用小时变动率 -1.93% -10.38%
标的公司结算上网电量（亿千瓦时） 10.82 10.63 9.49
上网电量变动率 -1.76% -10.72%
标的公司电费收入 46,136.31 45,627.07 40,893.96
变动比率 - -1.10% -10.37%
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2020 年 1-2 月，由于新冠疫情爆发导致工业用电企业开工率不足，电网公司为确保电网稳定
运行，对新能源发电厂进行限电调控，导致标的公司存在部分发电量损失；但由于 2020 年整体
风资源情况较好，降低了新冠疫情的影响程度。标的公司 2020 年风力发电平均利用小时数相比
2019 年下降 1.93%、上网结算电量下降 1.76%，导致电费收入下降 1.10%。2021 年，受来风减少等
因素影响，标的公司 2021 年风力发电平均利用小时数相比 2020 年下降 10.38%，上网结算电量下
降 10.72%，导致电费收入下降 10.37%，标的公司最近三年收入变动具有合理性。
随着公司收入变动，毛利率也相应变化。2020 年，公司风电业务毛利率与 2019 年基本持平；
2021 年，受上网电量及电费收入下降等因素影响，公司风电业务毛利率降低 3.33 个百分点达到
59.19%。
2、归属于母公司所有者的净利润变动情况
2019 年、2020 年，标的公司发电收入、毛利率和净利润相对稳定；2021 年，标的公司在发
电收入同比减少 4,733.11 万元和毛利率同比下降 3.33%的情况下，归属于母公司所有者的净利润
与 2020 年基本持平，主要系以下因素降低了来风减少对公司 2021 年归属于母公司所有者的净利
润的影响：（1）标的公司 2021 年获取的风机设备故障发电量损失赔偿同比增加 1,590.55 万元（非
经常性损益）；（2）标的公司 2021 年财务费用同比减少 570.79 万元；（3）2021 年增值税即征即退
金额同比减少 1,804.30 万元。
3、扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润变动情况
标的公司各年扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润变动情况参见本题回复之
“（二）最近三年实际效益逐年下滑的原因及合理性”。
（二）最近三年实际效益逐年下滑的原因及合理性
最近三年，标的公司的净利润相对稳定，实际效益即扣除非经常性损益后实现的净利润逐
年下滑，具体如下：
单位：万元
项目 2019 年 2020 年 2021 年
归属于母公司所有者的净利润 16,543.25 16,425.60 16,400.89
变动额 -117.65 -24.71
变动比例 -0.71% -0.15%
扣除非经常性损益后归属于母公司所有者的净利润（实际效益） 16,513.99 15,788.17 14,470.38
变动额 -725.82 -1,317.79
变动比例 -4.40% -8.35%
2020 年，标的公司实际效益较 2019 年减少 725.82 万元，主要原因：（1）会泽公司应收植被
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恢复保证金于 2020 年出现可收回性风险，对相关其他应收款等计提了 498.05 万元减值损失；（2）
2020 年 1-2 月的新冠疫情导致标的公司存在部分发电量损失，虽然 2020 年整体风资源情况较好
降低了新冠疫情的影响程度，但仍然导致了标的公司 2020 年发电收入同比减少 509.23 万元，造
成实际效益一定程度的下降。
2021 年，标的公司实际效益较 2020 年减少 1,317.79 万元，主要受来风减少导致上网电量下
降影响，标的公司 2021 年发电收入同比减少 4,732.74 万元，导致 2021 年实际效益下降。同时，
标的公司 2021 年财务费用同比减少 570.79 万元，增值税即征即退金额同比增加 1,804.30 万元，
降低了发电量下降对公司实际效益的影响程度。
（三）业绩承诺实现情况
1、重组交易对方新能源公司的业绩承诺
在 2019 年发行股份购买资产的交易中，公司与新能源公司签署了《发行股份购买资产暨业
绩补偿协议》《发行股份购买资产暨业绩补偿补充协议》及《发行股份购买资产暨业绩补偿补充
协议二》。根据上述协议，新能源公司承诺如下：
标的公司 2017 年度、2018 年度、2019 年度、2020 年度、2021 年度（如本次交易未能在 2018
年实施完毕）实现的净利润（扣除非经常性损益，扣除泸西公司 30%少数股权的影响）分别不
低于 7,575.46 万元、11,873.95 万元、13,793.77 万元、14,222.86 万元和 14,527.71 万元。
若标的公司在自 2018 年起业绩承诺期内的任一会计年度截至当期期末累积实现净利润未达
到截至当期期末累积承诺净利润的，新能源公司同意就上述利润差额部分进行补偿，具体的利
润差额以该一会计年度的《专项审核报告》披露数据为准。其中，截至 2018 年末的累积承诺净
利润即 2017 年、2018 年的承诺净利润之和；截至 2019 年末的累积承诺净利润即 2017 年、2018
年、2019 年的承诺净利润之和；截至 2020 年末的累积承诺净利润即 2017 年、2018 年、2019 年、
2020 年的承诺净利润之和；若本次交易未能在 2018 年实施完毕，而在 2019 年实施完毕的，则本
次交易项下标的公司业绩承诺期相应顺延一年，截至 2021 年末的累积承诺净利润即 2017 年、2018
年、2019 年、2020 年、2021 年的承诺净利润之和。
2、业绩承诺实际完成情况
截至 2021 年末，业绩承诺期已经结束。根据公司《关于重大资产重组标的资产 2017 年至 2021
度业绩承诺实现情况的专项说明》及信永中和出具的《云南能源投资股份有限公司重大资产重
组标的资产 2017 年、2018 年、2019 年、2020 年、2021 年度业绩承诺实现情况说明专项审核报告》，
标的公司 2017 年至 2021 年实现的业绩情况如下：
单位：万元
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项目 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 累计
承诺净利润 7,575.46 11,873.95 13,793.77 14,222.86 14,527.71 61,993.75
实现净利润 7,473.82 12,422.20 16,543.25 16,425.60 16,400.89 69,265.76
扣除非经常性损益后归属
于母公司所有者的净利润 7,280.29 12,411.72 16,513.99 15,788.17 14,470.38 66,464.55
（实际效益）
完成率 96.10% 104.53% 119.72% 111.01% 99.61% 107.21%
截至 2018 年末，标的公司实际效益累计为 19,692.01 万元，超过 2017 年、2018 年承诺净利润
之和 19,449.41 万元；截至 2019 年末，标的公司实际效益累计为 36,206.00 万元，超过 2017 年至
2019 年承诺净利润之和 33,243.18 万元；截至 2020 年末，标的公司实际效益为 51,994.17 万元，超
过 2017 年至 2020 年承诺净利润之和 47,466.04 万元；截至 2021 年末，标的公司实际效益累计为
66,464.55 万元，超过 2017 年至 2021 年承诺净利润之和 61,993.75 万元，因此，公司已经完成相关
业绩承诺。
二、会计师的核查程序及核查意见
（一）核查程序
针对上述事项，会计师的核查程序包括：
1、查阅发行人相关的《审计报告》，关于重大资产重组标的资产各年度的《业绩承诺实现
情况的专项说明》以及信永中和各年度出具的《专项审核报告》；
2、查阅发行人统计的各风电场各年度结算电量、发电收入确认情况，了解发行人各年发电
量、发电收入的变动原因；
3、了解收购后标的公司的实际经营情况，获取其收入、成本、毛利数据，分析变动原因；
4、获取标的公司的非经常性损益明细，了解各年非经常性损益的形成原因；
5、查阅发行人与新能源公司签署的相关协议，查看业绩承诺相关具体条款，根据条款约定
测算效益实现情况。
（二）核查意见
经核查，会计师认为：
发行人 2019 年发行股份购买资产相关标的公司后，标的公司收入、利润、毛利率、扣非前
后净利润等经营数据变动合理。标的公司 2020 年实际效益同比下滑，主要与 2020 年初的新冠疫
情导致标的公司存在部分发电量损失、会泽公司计提其他应收款减值损失等因素相关；2021 年
实际效益同比下滑，主要与 2021 年来风减少导致上网电量下降等因素相关，标的公司最近三年
实际效益下滑具有合理性。发行人 2019 年发行股份购买资产相关标的公司各年度累计实现净利
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润高于累计承诺净利润；截至 2021 年末已经完成业绩承诺。
中审众环会计师事务所（特殊普通合伙） 中国注册会计师：
（项目合伙人） 韦 军
中国注册会计师：
杨 帆
中国武汉 二〇二二年六月五日
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