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↗查看 GitHub 源文件更新日期：2026-09-11

源文件：https://github.com/lennonli/ipo-inquiry-kb/blob/main/cases/001258-%E7%AB%8B%E6%96%B0%E8%83%BD%E6%BA%90.md

新疆立新能源股份有限公司（001258·深市主板）再融资审核问询法律问题回溯

注册批复日期：截至所给素材时点未取得，项目仍需取得深交所审核通过及中国证监会同意注册的批复｜受理日期：【待核验】；首轮审核问询函由深交所于 2025 年 5 月 16 日出具，文号为审核函〔2025〕120018 号｜所给材料显示问询 1 轮，含问题一至问题四及“其他问题”；是否存在本批材料未覆盖的后续问询轮次【待核验】｜本文档依据三份 2026 年 5 月 19 日素材 txt 提炼，发行方案以 2026 年 4 月 23 日第七次修订稿所载口径核对。

依据文件：《关于新疆立新能源股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函之回复报告（修订稿）》（2026 年 5 月，txt 行 1-13465）；《中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）关于新疆立新能源股份有限公司申请向特定对象发行股票的审核问询函的回复》（txt 行 1-11207）；《新疆立新能源股份有限公司 2023 年度向特定对象发行股票并在主板上市募集说明书（修订稿）》（2026 年 4 月 23 日第七次修订，txt 行 1-9206）。所给文件未包含独立《法律意见书》或《补充法律意见书》正文。

中介机构：保荐人（主承销商）申万宏源证券承销保荐有限责任公司；发行人律师北京国枫律师事务所，募集说明书签字律师刘斯亮、薛玉婷；审计中兴华会计师事务所（特殊普通合伙）。

再融资类型：向特定对象发行 A 股股票；最终方案已将募集资金总额由 198,000.00 万元调减为 182,925.47 万元，调减 15,074.53 万元，具体原因是前次募集资金实际补流及视同补流超过前次募集资金总额 30%。

一、发行方案与审核概况

本次发行最终披露的募集资金总额（含发行费用）为 182,925.47 万元，原拟募集 198,000.00 万元，扣减 15,074.53 万元。扣除发行费用后的募集资金拟使用 138,600.00 万元投向立新能源三塘湖 20 万千瓦/80 万千瓦时储能规模+80 万千瓦风电项目，项目总投资 296,032.52 万元，实施主体为巴里坤追风新能源有限公司，建设内容为 800MW 风电项目及 200MW/800MWh 储能项目；另以 44,325.47 万元补充流动资金，占调整后募集资金总额 24.23%。发行对象为包括新疆能源集团、新疆国有基金在内的不超过 35 名特定投资者，均以现金认购。新疆能源集团认购发行数量的 10%—20%，新疆国有基金认购 2%—10%，二者不参与市场竞价但接受市场竞价结果并与其他投资者按同一价格认购。

定价基准日为发行期首日，发行价格不低于定价基准日前 20 个交易日股票交易均价的 80%；最终价格由董事会与保荐机构按照竞价结果确定，发行数量不超过发行前总股本 30%，即不超过 280,000,000 股。限售安排为：控股股东新疆能源集团认购股份自发行结束之日起 36 个月不得转让，新疆国有基金 18 个月不得转让，其他发行对象 6 个月不得转让，法律法规或监管规则另有规定的从其规定。本次方案已取得公司多次董事会、股东会审议及新疆国资委批准；募集说明书仍载明尚需深交所审核通过并取得中国证监会同意注册，素材未见注册批复，因此状态记为“审核中（截至素材时点）”。

二、法律问题总览表

轮次	问题编号	问题主题及子问范围	法律类别	律师是否发表意见
首轮	问题一（1）—（3）	新疆能源集团、新疆国有基金认购比例上限、穿透及治理影响、认购资金来源和是否存在质押融资/对外募集/结构化安排	发行对象与认购方式；控股股东及实际控制人；定价及限售安排的方案衔接	否；问询仅要求保荐人
首轮	问题二（1）—（2）	未纳入第一批合规清单项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护及申报进展；已纳入项目被核减或移出风险	产业政策与募投项目；诉讼仲裁与行政处罚以外的监管合规；其他法律事项	否；保荐人、会计师
首轮	问题二（3）—（4）	各项目发电量、补贴收入、结算电量、销售模式、上网电价及未纳入目录项目补贴收入确认依据	产业政策与募投项目；其他法律事项；会计确认衔接	否；保荐人、会计师
首轮	问题二（5）—（6）	补贴回款周期、应收补贴款风险、坏账计提及会计估计变更	其他法律事项（监管风险披露）；主要为财务会计类	否；保荐人、会计师
首轮	问题三（1）—（5）	保障性收购、市场化交易、上网均价、毛利率、净利润和持续经营能力	主要为财务会计及经营分析类	否
首轮	问题三（6）	2025 年 12 月 31 日财务性投资（含类金融）、董事会前六个月至今新增或拟新增财务性投资、募集资金扣除	财务性投资；类金融业务；对外投资与产业协同	问询要求律师，但所给 txt 未见律师具体意见
首轮	问题四（1）—（3）	募投项目必要性、哈密区域竞争及消纳、销售模式、电价确认、项目效益参数和弃风限电风险	产业政策与募投项目；募集资金用途与可行性	否；保荐人、会计师
首轮	问题四（4）—（8）	前募项目效益、投资及融资规模、资金缺口、投资进度、董事会前投入、资本性支出及补流比例	前次募集资金使用；募集资金用途与可行性	否；保荐人、会计师
首轮	问题四（9）—（10）	委托经营管理协议审议、签署、权利义务、同业竞争阶段性解决和彻底解决安排	同业竞争与关联交易；控股股东及实际控制人	问询要求律师，但所给 txt 未见律师具体意见
首轮	问题四（11）	前次募集资金节余资金永久补流及 18 号文 30% 比例要求	前次募集资金使用；募集资金用途与可行性	问询要求律师，但所给 txt 未见律师具体意见
首轮	其他问题一、二	重大事项提示风险排序、媒体报道及信息披露真实性核查	其他法律事项	否；保荐人核查

再融资法律类别按模板全量覆盖为：募集资金用途与可行性、发行对象与认购方式、定价基准与发行价格、限售安排与减持、财务性投资、类金融业务、产业政策与募投项目、前次募集资金使用、承诺履行情况、同业竞争与关联交易、土地房产权属、环保与安全生产、劳动与社会保障、税务、诉讼仲裁与行政处罚、商誉与减值、对外投资与产业协同、控股股东及实际控制人、股份质押与冻结、其他法律事项。本案素材实际涉及前述类别中的发行对象、定价、限售、财务性投资、类金融、产业政策、募投及前募、承诺、同业竞争、关联交易、土地用地手续、税务及其他事项；未涉及的类别不作事实推定。

三、重点法律问题详述

问题一：发行对象认购上限、治理结构与认购资金来源（首轮问题一；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 3—14 页，txt 行 59—550；20260519_募集说明书.txt，txt 行 420—594）

问询要点：发行对象为包括新疆能源集团、新疆国有基金在内的不超过 35 名特定投资者，其中新疆能源集团原承诺认购比例不低于本次发行数量 10%，新疆国有基金不低于 2%，但均未明确数量区间。请补充说明：（1）新疆能源集团、新疆国有基金承诺认购数量占本次发行股份总数的比例上限；（2）结合新疆国有基金股权结构及变化情况（穿透至最终股东）、新疆国有基金参与本次发行的背景及原因等因素，说明本次发行对公司治理结构的影响；（3）新疆能源集团、新疆国有基金本次认购的资金来源，是否拟以本次发行的股份质押融资，是否存在对外募集、结构化安排等情形。问询仅要求保荐人核查并发表明确意见。

回复与核查要点：

• （1）认购上限：公司与新疆能源集团、新疆国有基金于 2025 年 6 月签署两份附条件生效股份认购合同补充协议，协议全称分别为《关于〈新疆立新能源股份有限公司与新疆能源（集团）有限责任公司关于新疆立新能源股份有限公司向特定对象发行 A 股股票之附条件生效的股份认购合同〉之补充协议》和《关于〈新疆立新能源股份有限公司与新疆国有资本产业投资基金有限合伙企业关于新疆立新能源股份有限公司向特定对象发行 A 股股票之附条件生效的股份认购合同〉之补充协议》。新疆能源集团承诺认购比例不低于 10%且不超过 20%，新疆国有基金不低于 2%且不超过 10%。
• （2）穿透及治理：截至回复出具日，新疆国有基金 10 名直接合伙人及出资比例为：新疆中泰（集团）有限责任公司 33.5473%、新疆交投资本控股有限公司 18.1818%、新疆产业发展投资引导基金合伙企业（有限合伙）10.2424%、新疆能源（集团）有限责任公司 9.0909%、新疆有色金属工业（集团）有限责任公司 7.8788%、新疆新业国有资产经营（集团）有限责任公司 6.0606%、新疆农牧业投资（集团）有限责任公司 6.0606%、新疆投资发展（集团）有限责任公司 6.0606%、新疆中泰资本管理有限公司 2.8164%、新疆天山产业投资基金管理有限公司 0.0606%，合计 100.00%。历史上另有新疆交投资本管理有限公司、新疆新能源（集团）有限责任公司、新疆交通建设投资控股有限公司、新疆金融投资有限公司、新疆边疆宾馆有限责任公司和新疆国资委 6 名历史合伙人，其中新疆交投资本管理有限公司已于 2024 年 12 月 16 日注销；回复称现有及历史合伙人均为新疆国资委控制的企业。穿透后的最终持有人包括新疆国资委、新疆财政厅、新疆自治区下级人民政府国资监管部门、上市公司、基金会、村委会（含社区）、境外公司 AsianBambooAG 及 7 名自然人；除深交所认可的公众公司、国有主体等外，不存在直接或间接持有发行人超过 10 万股或 0.01%的最终持有人。两家机构投资者确认自然人及主要家庭成员不属于证监会系统离职人员。
• 新疆国有基金说明其成立于 2017 年 12 月 15 日，由 9 家国有企业共同发起，首期投资规模 15 亿元，主要投向矿产资源、能源化工、新能源、新材料等新疆重点扶持领域；新疆国资委和新疆财政厅合计控制其 99.9387%合伙份额。其认购立新能源系基于公司主营业务符合国家及新疆产业方向并经过自主决策。按发行股份为发行前总股本 30%假设，双方按承诺下限认购时，发行后新疆能源集团、新疆国有基金及新疆国资委间接控制比例分别为 38.75%、5.08%、43.84%；按上限时分别为 41.06%、6.93%、47.99%，新疆能源集团仍为控股股东，新疆国资委仍为实际控制人，治理结构不会发生重大不利变化。
• （3）资金来源：双方出具承诺或说明，资金为自有资金，不以本次发行股份质押融资，不存在对外募集或结构化安排。按调整后募集资金 182,925.47 万元测算，能源集团 20%/10%对应认购资金 36,585.09/18,292.55 万元，国有基金 10%/2%对应 18,292.55/3,658.51 万元。2026 年 3 月 31 日，能源集团货币资金 427,485.55 万元；国有基金货币资金 24,605.73 万元，认缴出资 165,000.00 万元、已实缴 114,457.59 万元、尚有 50,542.41 万元，回复另称基金预计取得分红并已制定资金计划。

保荐人意见：保荐机构认为，双方已分别承诺 10%—20%及 2%—10%的认购区间；国有基金参与认购具有投资策略及商业合理性，不会对公司治理结构产生重大影响；双方认购资金为自有资金，有充足资金实力，不存在股份质押融资、对外募集、结构化安排等情形。

律师意见：首轮问题一的问询文本仅要求保荐人发表意见，所给三份 txt 未见北京国枫律师事务所就本问题单独出具的核查结论。

执业提示：特定对象发行涉及控股股东及国有基金时，应把认购区间、最终控制比例和资金闭环分别核验；合同补充协议的上下限、股权穿透的豁免口径、货币资金与实缴能力材料不能用单一承诺替代。

问题二（1）—（2）：补贴合规清单、项目产业政策合规与核减/移出风险（首轮问题二（1）—（2）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 15—44 页，txt 行 551—2021；20260519_2_会计师事务所回复意见.pdf.txt，txt 行 37—1480）

问询要点：（1）未纳入第一批合规项目清单所涉及项目的具体情况，对照自查通知要求，说明相关项目申报审核进展情况，是否存在项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金等方面的问题，并结合同行业可比公司不被纳入合规项目清单存在的问题，判断发行人相关项目是否存在纳入合规项目清单的实质性障碍；（2）已纳入补贴清单的项目是否存在被核减补贴、移出补贴清单的风险，是否会对发行人财务状况产生较大影响，是否影响本次发行。

回复与核查要点：

• （1）未纳入合规清单项目：截至 2025 年 12 月 31 日，公司已投运风力、光伏项目 26 项，其中 15 项按建设时期补贴政策可享有发电补贴；7 项尚未纳入“国补目录”，9 项尚未纳入第一批“合规清单”。9 项中，伊吾白石湖 15MW 分散式风电项目已通过合规自查并处于信息管理中心项目复核；其余项目分别处于电网初审或因未纳入合规清单被退回初审。2026 年 4 月，国家可再生能源信息管理中心对吉木萨尔等 4 个项目以“项目未纳入合规项目清单，暂不予复核通过，待项目转合规后再重新履行申请纳入补贴清单报批程序”为由退回，状态变为初审阶段；伊吾淖毛湖 49.5MW、小红山 8MW仍处电网初审。公司及保荐机构对照《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》（回复简称《补贴合规自查通知》）、《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》等文件，从项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护六方面核查。9 个项目均取得发改委审批、核准或备案文件，保荐机构还核查历史核准备案、纳入规模、环评及电网接入批复、竣工验收、监理、设备采购、调度协议及试运行资料；但能评文号未逐项列出。
• （1）项目规模及同行业对照回复：哈密三塘湖 200MW 实际 201MW、烟墩 200MW 实际 200.5MW、托里一期二期合计 99MW 实际 100MW、淖毛湖 49.5MW 实际 50MW、小红山 8MW 实际 8.4MW，分别超过核准规模 0.5%、0.25%、1%、1%、5%，回复认为未超过政策所称风机最小单机容量限制；吉木萨尔 100MW、二期 100MW、新疆新能源吉木萨尔 100MW 光伏项目分别实际 100.03MW、100.03MW、100.01MW，超装比例 0.03%、0.03%、0.01%，未超过 3%。各项目承诺并网时间、电力业务许可证记载时间及并网调度时间虽有差异但均在同一年度，240 小时试运行不存在少量机组替代全部机组并网投产情形。电量、价格及补贴资金方面，回复称补贴电量未超过全生命周期范围，电价均有发改委批复且与政策一致，三塘湖、烟墩等 4 个项目曾取得补贴但实收低于应收，不存在超领；环境保护核查项适用于生物质项目，发行人风光项目不适用。太极实业（600667.SH）5 个电站因未纳入年度建设规模、擅自变更投资主体调整收入 3.54 亿元；江南化工（002226.SZ）乌拉特后旗 50MW 项目因未纳入规模管理、备案文件失效，2022 年冲减营业收入 31,862.74 万元；天富能源（600509.SH）148 团 20MW 光伏因逆变器 21.6MW 超备案 20MW，预计减少收入 7,861.44 万元，回复以此区分发行人情形。
• （2）补贴核减及移出风险回复：已同时纳入“国补目录”和“合规清单”的 5 个项目，保荐人认为不存在移出或核减风险；2025 年 11 月新风昌吉阜康 20MW 光伏项目通过复核并恢复补贴后，募集说明书按 6 个项目已纳入合规清单口径披露。其余未纳入合规清单项目如因设备选型被认定超装，预计可能核减补贴 1,667.25 万元；募集说明书同时披露，9 个项目累计确认补贴收入 332,756.99 万元，累计已取得 86,210.86 万元，应收 246,546.13 万元，已计提坏账 78,081.81 万元，若最终全部未通过核查，可能需退回已收 86,210.86 万元、终止确认应收 246,546.13 万元并补充计提坏账 168,464.32 万元。上述为募集说明书压力情景，不能与回复中“预计不会产生较大影响”的结论混同。

保荐人意见：发行人未纳入第一批合规清单项目的申报审核仍在进行，但项目合规性、规模、并网时间、电量、电价、补贴资金及环境保护经核查符合《补贴合规自查通知》要求，未来纳入合规清单不存在实质性障碍；可能核减的 1,667.25 万元对财务状况影响较小，不影响本次发行。

会计师意见：会计师回复同样认为未纳入项目对照自查要求不存在实质性障碍，已纳入国补目录项目不存在被移出风险；对尚未纳入合规清单项目可能按超装比例退还补贴的金额预计约 1,667.25 万元，影响较小，不会影响本次发行。

律师意见：本两问未要求律师发表明确意见，所给三份 txt 未见律师单独核查结论。关于募投项目或历史项目具体能评、土地登记文号，素材亦未完整列示，见“待核验事项”。

执业提示：补贴项目应形成“审批/备案—年度规模—环评及接入—设备及容量—全容量并网—补贴收入及已收款”的证据链；超装项目应区分可按比例核减补贴的瑕疵与导致项目被移出目录的实质合规缺陷，同时把回复结论与募集说明书压力情景并列披露。

问题二（3）—（4）：电力销售模式、上网电价及未纳入目录项目补贴收入确认（首轮问题二（3）—（4）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 45—82 页，txt 行 2022—3574；20260519_2_会计师事务所回复意见.pdf.txt，txt 行 1480—3096）

问询要点：（3）列示报告期已并网各项目的发电量及补贴收入、结算电量及实际销售单价、各电站项目的销售模式、上网电价定价依据等，说明报告期已并网各项目在保障性收购和市场化等不同交易模式下适用的补贴政策和标准以及收入确认情况；（4）将尚未纳入补贴目录或合规清单的项目确认电价补贴收入的依据是否充分，是否符合会计准则规定，与同行业处理是否存在差异；如是，说明未纳入补贴目录、合规清单项目在报告期内确认的补贴收入金额及占比。

回复与核查要点：

• （3）电量、交易模式及电价回复：上网电量由国家电网在汇集站等并网点通过计量装置按月统计，保障性收购与市场化交易分类依据电力交易中心申报及实际上网电量，并在电网企业或交易中心出具的《电力结算单》中确认。保障性收购电价为项目建设期批复的标杆电价加补贴电价；市场化交易仅对标杆电价竞价，补贴电价不变。报告期 2023、2024、2025 年总上网电量分别为 235,460.98 万千瓦时、259,432.34 万千瓦时、297,548.58 万千瓦时；保障性收购分别为 162,522.32 万千瓦时（69.02%）、193,300.68 万千瓦时（74.51%）、196,402.02 万千瓦时（66.01%）；市场化交易分别为 72,938.66 万千瓦时（30.98%）、66,131.66 万千瓦时（25.49%）、101,146.56 万千瓦时（33.99%）。
• （3）各类项目销售模式及补贴标准回复：奎屯金太阳 30MW、胡杨河 60MW及兵团九师 70MW为兵团电网全额保障性收购；哈郑直流 5 项和吉泉直流 3 项以疆电外送保障性收购为主；乌鲁木齐托里 99MW、白石湖 15MW、小红山 8MW等含补贴本地消纳项目采用保障性收购与市场化交易结合；2022 年以后平价项目主要市场化交易。市场化交易包括双边、竞价、挂牌三类，客户主要为国网新疆电力有限公司。2023 年非平价风电、光伏优先小时数分别为 1,600 小时、1,220 小时；2024 年分别为 1,330 小时、800 小时；2025 年分别为 895 小时、500 小时；2024 年 9 月后平价风电、光伏在 10—12 月优先小时数为 116 小时、71 小时。2025 年 11 月起按新发改能价〔2025〕350 号，存量补贴项目机制电量 30%、平价项目 50%，其余电量市场化交易；增量项目机制电量和市场化交易各 50%。
• （3）电价变动回复：早期风电项目适用《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906 号）及《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号）；光伏项目适用《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2011〕1594 号）、《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638 号）及《关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511 号）；2021 年起平价政策依据发改价格〔2021〕833 号，新疆平价目标电价依据新发改能价〔2022〕185 号。哈郑直流配套项目 2021 年 7 月 1 日起保障性收购电价为 0.2176 元/千瓦时，年落地电量超过 100 亿千瓦时部分为 0.229 元/千瓦时；一般保障性收购标杆电价为 0.25 元/千瓦时，平价目标电价为 0.262 元/千瓦时。2024 年风电市场化交易电量由 2023 年 50,282.53 万千瓦时降至 23,622.40 万千瓦时，主要因哈密三塘湖、烟墩、淖毛湖三个“哈郑直流”项目年度申报量高于实际上网量，负偏差调节电量合计为负 20,090.52 万千瓦时；光伏市场化交易由 22,656.13 万千瓦时增至 42,509.26 万千瓦时，30 万千瓦“光伏+储能”项目市场化电量增加 15,491.52 万千瓦时，本地光伏保障性收购小时数由 1,220 小时降至 800 小时。
• （4）补贴收入确认回复：未纳入“国补目录”或“合规清单”项目的补贴收入确认依据包括财会〔2012〕24 号、财建〔2020〕5 号、财办建〔2020〕6 号及财办建〔2020〕70 号等政策，以及项目核准/备案、价格批复、购售电合同和《电力结算单》。回复引用《企业会计准则—收入准则》（财会〔2017〕22 号）认为，电力并网并经电网确认后，商品控制权、主要风险和报酬及现时收款权利已经转移；标杆电费按结算单确认，补贴收入按确认上网电量乘适用补贴单价确认，平价项目只确认标杆电费。未纳入“国补目录”或“合规清单”项目 2023、2024、2025 年确认补贴收入分别为 36,168.80 万元、34,784.07 万元、29,566.75 万元，占当期营业收入分别为 36.54%、35.83%、27.90%。

保荐人意见：保荐机构认为电量、电价和收入均以《电力结算单》、适用电价政策及补贴单价为依据，市场化交易不改变补贴电价；未纳入目录或清单但符合纳入条件项目的补贴收入确认依据充分、符合会计准则且与同行业处理不存在差异。

会计师意见：会计师认为发行人收入确认准确、合理，补贴收入在电量上网且满足合同、政策、可计量和经济利益很可能流入等条件时确认，平价项目无需确认补贴收入；对 15 项可享有补贴项目的目录、清单和收入金额复核后，认为会计处理与同行业不存在差异。

律师意见：本两问未要求律师发表意见，所给三份 txt 未见北京国枫律师事务所的单独意见。

执业提示：电价补贴类项目应把“价格批复—购售电合同—月度结算单—补贴清单/自查状态—收入确认时点”逐项匹配；对未进目录项目，必须同时披露确认基础、可收款权利、经济利益概率和最终未通过核查时的冲回风险。

问题二（5）—（6）：补贴回款、坏账计提及会计估计变更（首轮问题二（5）—（6）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 82—112 页，txt 行 3575—5038；20260519_2_会计师事务所回复意见.pdf.txt，txt 行 3158—4579）

问询要点：（5）结合补贴收入的结算周期、已确认补贴收入及实际取得补贴金额，说明报告期各期末应收补贴款余额较大且持续增加，是否与同行业公司变动一致，补贴款回收是否存在较大风险，是否已存在明显的减值迹象，相关坏账计提是否充分；（6）2024 年发行人对应收账款坏账准备计提的会计估计进行变更，公司变更 3 年以上账龄坏账率统一为 45%，低于原政策（50%—100%），说明会计估计变更的原因及合理性，变更后的应收账款坏账准备计提政策与同行业可比公司是否存在显著差异，应收账款坏账计提是否谨慎、充分，并测算按照原计提政策计提应收账款坏账准备 2024 年利润情况。

回复与核查要点：

• （5）补贴回款与减值回复：补贴电费由财政部依年度可再生能源电价附加收入预算和补助申请按年拨付国家电网、南方电网及省级财政部门，再转付项目公司，素材称没有规定固定发放时间或明确信用期。2023、2024、2025 年应收补贴款周转天数分别为 1,409 天、1,797 天、2,379 天；期末余额分别为 221,830.08 万元、267,734.99 万元、298,856.87 万元；当期确认补贴收入分别为 51,875.91 万元、49,731.20 万元、43,473.89 万元；当期收回补贴资金分别为 15,568.13 万元、10,306.44 万元、17,988.52 万元。2025 年末累计确认含税补贴收入 508,395.81 万元、累计收回 209,538.94 万元。2025 年末应收补贴中，已纳入国补目录及合规清单项目 50,693.80 万元，已纳入国补目录但未纳入合规清单项目 206,914.87 万元，未纳入国补目录项目 41,248.20 万元；应收账款余额 2023、2024、2025 年末分别为 227,086.73 万元、272,386.54 万元、310,330.70 万元，应收补贴占比分别为 98.11%、98.29%、96.30%；未纳入国补目录或合规清单项目产生的应收补贴分别为 175,856.10 万元、215,162.10 万元、248,163.07 万元。同行业可比公司应收账款周转天数平均为 448.38 天、574.24 天、655.67 天，立新能源为 755.62 天、939.07 天、1,003.33 天；3 年以上账龄占比分别为 27.89%、40.64%、46.67%，因账龄变长计提的信用减值损失分别为 21,120.22 万元、16,741.92 万元、16,364.52 万元。
• （6）坏账会计估计变更回复：2024 年 8 月 26 日董事会、监事会审议会计估计变更，自 2024 年 4 月 1 日起执行；中兴华出具《关于新疆立新能源股份有限公司会计估计变更事项专项说明的审核报告—中兴华核字（2024）第 011328 号》。原 3—4 年、4—5 年、5 年以上预期信用损失率为 50%、50%、100%，变更后统一为 45%，1 年以内、1—2 年、2—3 年仍为 5%、10%、30%。公司 99%以上应收账款来自电网公司，电网客户款项中补贴电费超过 97%，标杆电费通常 1 年以内；补贴资金最终来源于财政专项资金及中央国库，历史上未发生实际损失，故认为原 3 年以上按 50%、50%、100%不能客观反映补贴应收风险。2024 年末按变更后政策计提坏账准备 72,144.09 万元，按原政策应为 91,039.18 万元，差额 18,895.09 万元；按原政策测算 2024 年信用减值损失为 -35,725.76 万元，净利润为 -11,154.44 万元，归母净利润为 -11,067.40 万元。

保荐人意见：保荐机构认为应收补贴款余额增长与项目纳入目录时间、补贴暂停发放及行业回款机制相匹配；补贴款回收不存在较大风险、没有明显减值迹象，坏账计提充分；会计估计变更原因合理，变更后计提比例高于同行业，具有谨慎性。

会计师意见：会计师认为补贴回款周期由财政拨付决定，余额增长及与同行业趋势差异具有合理性，相关坏账计提充分；会计估计变更具有合理性，与同行业可比公司相比更为谨慎，按原政策测算的 2024 年净利润和归母净利润分别为 -11,154.44 万元、-11,067.40 万元。

律师意见：本两问仅要求保荐人和会计师核查，所给三份 txt 未见律师单独意见。

执业提示：补贴应收的核心不只是客户信用，还包括目录资格、财政拨付时点及资金时间价值；会计估计下调时，应同时保留董事会、监事会、会计师专项审核、同行业计提比例和原政策利润模拟，防止被误解为利润调节。

问题三（6）：财务性投资及类金融业务认定、扣除口径（首轮问题三（6）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 180—187 页，txt 行 8301—8730；问题原文及分项要求见同文件 txt 行 5147—5190）

问询要点：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。问询明确要求保荐人和会计师核查，并要求发行人律师对本项发表明确意见。

回复与核查要点：

• 截至 2025 年 12 月 31 日，可能涉及财务性投资的报表科目及账面价值为：交易性金融资产 0、衍生金融资产 0、其他应收款 4,468.22 万元、其他流动资产 82,669.41 万元、长期应收款 0、长期股权投资 81,641.49 万元、其他权益工具投资 0、其他非流动金融资产 0、其他非流动资产 104.13 万元，回复逐项认定均不属于财务性投资或类金融业务。
• 其他应收款期末余额 5,058.64 万元，主要为押金保证金 467.50 万元、社保统筹款 62.31 万元、代收代付款 28.46 万元、经营性往来款 783.74 万元、即征即退增值税 464.87 万元及其他 3,251.75 万元；“其他”含临时占地耕地占用税、接入汇集站电量损失赔偿款等。其他流动资产中增值税留抵扣额 82,457.68 万元、预缴企业所得税 62.66 万元、再融资费用 149.06 万元。其他非流动资产 104.13 万元为预付储能设备等长期资产购置款。
• 长期股权投资 81,641.49 万元全部为华电天山投资。发行人于 2023 年 7 月 6 日与华电新能源集团股份有限公司共同出资成立华电天山，实际出资 80,516.97 万元，实际出资比例 17.11%；华电天山主营风力发电、太阳能发电、余热发电及储能技术服务，服务“疆电入渝”配套电源项目，与公司主营及“以新疆区域为立足点、稳步拓展国内市场”的战略一致。华电天山注册资本由 200,000.00 万元增至 60 亿元的工商变更已于 2026 年 4 月 2 日完成，发行人认缴出资比例调整为 13.42%；发行人还推荐总经理担任董事参与决策。回复据此认定该投资是产业协同，不是财务性投资。
• 自本次发行相关董事会 2023 年 11 月 28 日前六个月起至回复出具日，公司不存在新增或拟新增类金融、产业基金或并购基金、资金拆借、委托贷款、向集团财务公司出资或增资、购买收益波动大且风险高的金融产品、投资金融业务等情形。因此回复认定财务性投资金额为 0.00 万元、占比 0.00%，无需从本次募集资金总额扣除。

保荐人意见：保荐机构认为，发行人对外投资均与主营业务及产业协同相关，最近一期末不存在金额较大的财务性投资或类金融业务；董事会决议日前六个月至回复出具日不存在新投入或拟投入事项，无需扣减募集资金，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》。

会计师意见：会计师按相关科目明细、被投企业工商资料及章程、董事会决议和定期报告逐项核查，认定华电天山为与主营业务密切相关的产业投资，其他科目不存在财务性投资或类金融业务，结论与保荐机构一致。

律师意见：问询要求发行人律师对本项发表明确意见，但所给三份 txt 只有申请人/保荐机构回复、会计师回复及募集说明书，未见北京国枫律师事务所对财务性投资及类金融业务的独立核查程序和结论，不能据此补写律师意见。

执业提示：长期股权投资不能仅凭持股比例排除财务性投资，应同时核对投资背景、被投企业主营业务、章程权限、实际出资、工商变更和与募投战略的关系；“金额为零”结论仍应保留全部可能涉财务性投资科目的底稿链条。

问题四（1）—（3）：募投项目必要性、产业政策、销售定价及效益预测（首轮问题四（1）—（3）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 190—208 页，txt 行 8811—10490；20260519_募集说明书.txt，txt 行 5632—5765）

问询要点：（1）结合本次募投项目与前募项目的差异、本次募投项目所处地区的经济发展状况、用电需求及供给情况、新能源发电项目规模、弃风率的变动趋势等，说明本次募投项目在弃风率较高区域继续扩建风电项目的必要性和合理性；（2）结合哈密区域已有与在建的风电项目情况，是否存在市场竞争激烈、影响发行人经营效益的情形，说明募投项目新增产能的消纳保障情况；（3）说明本次募投项目的销售模式，上网电价确认依据，并说明项目收入、成本、费用的测算过程和依据，上网电量、年等效利用小时数、毛利率、净利率等主要参数选取依据，与发行人同类项目情况是否存在较大差异，是否考虑弃风弃光限电风险，本次募投项目效益预测是否合理、谨慎。

回复与核查要点：

• 本次募投项目为 800MW 风电并配套 200MW/800MWh 储能，前次 IPO 募投为伊吾淖毛湖 49.5MW、伊吾白石湖 15MW、小红山 8MW 风电项目，前募项目 2021 年 12 月并网且享有补贴，本次项目为平价增量项目。公司称 2022 年 7 月取得本项目备案时依据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051 号）等政策建设储能；项目性质为新建，实施主体巴里坤追风新能源有限公司，地点为新疆哈密市巴里坤县，建设周期 12 个月，总投资 296,032.52 万元。素材还载明保荐机构查阅募投项目备案核准文件和接入电网系统设计评审意见，但未在所给 txt 中逐项列明该项目具体环评批复、能评审查文号或建设用地登记文号。
• 哈密地区 GDP 2022、2023、2024 年分别为 901.62 亿元、984.50 亿元、1,084.39 亿元，2024 年增长 10.3%；全社会用电量 2022—2024 年分别为 142.7 亿、160.8 亿、196 亿千瓦时。新疆地区 2023—2025 年弃风率分别为 4.2%、6.6%、9.0%，公司在哈密地区风电项目综合弃风率 2023—2025 年分别为 17.34%、18.66%、32.17%，三年平均 22.72%。回复一方面承认哈密新能源项目竞争较为激烈、短期存在装机和消纳错配，另一方面称储能、750 千伏环网、疆电外送及工业用电增长将改善消纳，保荐机构据此认为不会形成影响公司经营效益的重大不利竞争。
• 销售及价格方面，项目接入国网输电线路，由国网新疆按实际上网电量结算。因项目属于 2025 年 6 月 1 日后投产的平价增量项目，按新发改能价〔2025〕350 号，运营期 1—10 年机制电量与市场化交易电量各 50%，运营期 11—20 年全部市场化交易。可研更新时综合售电均价取 0.206 元/千瓦时（含税），不含税 0.1823 元/千瓦时；2025 年 10 月公示的增量风电机制电价为 0.252 元/千瓦时，预测取值低 0.0407 元/千瓦时，按机制电量约 91,872 万千瓦时测算，1—10 年年均售电收入可能相差 3,739 万元。
• 项目 20 年累计营业收入 669,933.88 万元，年均 33,496.69 万元；累计总成本 466,900.47 万元，扣除利息后营业成本 416,632.66 万元，年均营业成本 20,831.63 万元；利润总额 225,648.77 万元，净利润 179,811.62 万元，年均净利润 8,990.58 万元，毛利率 37.81%，净利率 26.84%。年均上网电量 183,744.00 万千瓦时，年等效利用小时数 2,296.8 小时，剔除配储增益后约 2,128 小时；预计实际弃风率 20%，剔除配储影响为 26%。项目风电毛利率低于公司 2023—2025 年 59.62%、54.03%、54.31%及同行业平均 59.70%、58.36%、53.63%，保荐机构据此认为参数合理谨慎。

保荐人意见：保荐机构认为，哈密经济及用电需求增长、疆电外送和储能调节使项目建设具有必要性，项目由国网收购并组织消纳，虽区域装机增长较快但不存在市场竞争激烈并影响经营效益的情形；项目电价、上网量、利用小时数、毛利率、净利率及 20%弃风率参数合理谨慎。

会计师意见：会计师对问题四（3）的销售模式、价格、收入成本费用测算、上网电量、利用小时数、毛利率、净利率及限电风险进行核查，对问题四（1）—（2）未形成独立法律意见；所给会计师回复认为项目效益测算与公司同类项目及行业情况相符。

律师意见：本三问未要求律师发表明确意见，所给三份 txt 未见律师核查结论。募投项目立项/备案已在回复中原则性提及，环评、能评、用地的具体凭证信息未完整载明。

执业提示：募投项目必要性论证应把区域需求、消纳能力、价格政策、配储增益与限电假设一一勾稽；项目已并网或已开工不等于所有立项、环评、能评、用地手续均已核验，不能用可研报告和接入评审意见替代具体审批文号。

问题四（4）—（6）：前募效益、募投投资规模及资金缺口保障（首轮问题四（4）—（6）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 221—250 页，txt 行 10516—12097）

问询要点：（4）结合发行人对前次募投项目的效益预测主要指标的设定情况，说明前次募投项目是否达到预期；如未达到，说明未达到预期效益的原因，相关不利因素是否已经消除；若未消除，该等不利因素对前次募投项目预计未来效益实现情况以及对本次募投项目效益实现情况的影响；（5）结合公司已建和在建项目、同行业公司可比项目的单位产能投资金额情况，以及设备投资测算依据和过程、单位产能设备投资金额，说明本次募投项目总投资及设备投资规模的合理性，并进一步说明本次发行融资规模的合理性；（6）说明本次募投项目资金缺口的解决方式，相关资金能否按计划投入及具体的保障措施。

回复与核查要点：

• （4）前次募投效益及不利因素回复：前次募投除补流外的三个项目为伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目、伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目和小红山 8MW 分散式风电项目，预计资本金内部收益率分别为 8.69%、9.86%和 8.08%。报告期实际加权平均净资产收益率方面，淖毛湖项目 2023、2024、2025 年分别为 14.02%、4.59%、0.04%，白石湖项目分别为 11.11%、3.30%、-7.26%，小红山项目分别为 19.34%、25.59%、13.81%；回复据此称小红山各年度达到预期，淖毛湖、白石湖 2023 年达到预期，2024、2025 年未达到预期。淖毛湖实际并网电量 2023—2025 年分别为 10,050.80 万千瓦时、9,703.85 万千瓦时、8,176.73 万千瓦时，预计 13,220.67 万千瓦时；实际弃风率分别为 13.11%、15.58%、36.13%，预计 10%；实际利用小时数分别为 2,030.47、1,960.37、1,651.86 小时，预计 2,644 小时。白石湖实际并网电量分别为 3,433.92 万千瓦时、2,993.45 万千瓦时、2,640.23 万千瓦时，预计 3,617.62 万千瓦时；实际弃风率分别为 10.47%、14.42%、35.38%，预计 10%；实际利用小时数分别为 2,289.28、1,995.63、1,760.15 小时，预计 2,412 小时。对应淖毛湖风之力营业收入 3,259.79 万元、2,773.24 万元、2,599.08 万元，净利润 973.68 万元、349.33 万元、3.12 万元；伊吾立新营业收入 985.37 万元、868.82 万元、662.10 万元，净利润 229.05 万元、72.86 万元、-157.36 万元。回复归因于风资源波动、市场化电价波动、补贴暂未回款及 2025 年短期较高限电率，并认为通过新能源消纳、疆电外送和储能等安排，不利因素对前募项目影响将减弱；本次募投为平价增量项目，不享受发电补贴，相关影响已纳入效益测算。
• （5）投资规模及融资规模回复：公司选择 2023 年以来可比项目进行对照。若羌米兰 50MW 风电项目总投资 30,213.75 万元、设备及安装 18,535.33 万元、单位总投资 604.28 万元/MW、单位设备投资 370.71 万元/MW；金润绿原达坂城 49.5MW 分散式风电项目分别为 26,147.51 万元、17,766.00 万元、528.23 万元/MW、358.91 万元/MW；立新木垒 500MW 风电项目分别为 225,605.29 万元、157,717.94 万元、451.21 万元/MW、315.44 万元/MW；立新达坂城 500MW 风电项目分别为 199,564.83 万元、140,813.86 万元、399.13 万元/MW、281.63 万元/MW。本次三塘湖项目 800MW（配储 200MW/800MWh）总投资 296,032.52 万元、设备及安装 237,709.58 万元，单位总投资 370.04 万元/MW、单位设备投资 297.14 万元/MW；项目投资总额已根据设备及储能合同由 311,682.86 万元调减至 296,032.52 万元。同行业可比项目单位总投资包括圣泉集团杜尔伯特南阳 300MW 项目 593.00 万元/MW、粤电力 A 托克逊 1,000MW 项目 380.00 万元/MW、英力特 10MW 项目 415.77 万元/MW、通宝能源朔州平鲁 100MW 项目 568.81 万元/MW；新疆公开项目单位总投资为 393.33、400.00、390.00、449.50 万元/MW。发行融资规模为 182,925.47 万元，其中 138,600.00 万元投入本项目，占项目总投资 46.82%，44,325.47 万元补流。公司以 2025 年 12 月 31 日资产负债率 75.91%、短期借款 73,231.00 万元、长期借款 1,089,820.51 万元、流动比率及速动比率均为 0.81，以及 2026—2028 年预计资金缺口 224,682.18 万元为依据，说明融资规模具有必要性；剔除本募投项目后资金缺口仍为 125,397.60 万元，高于 44,325.47 万元补流金额。
• （6）资金缺口回复：本项目总投资 296,032.52 万元，拟投入募集资金 138,600.00 万元，资金缺口 157,432.52 万元，计划通过银行借款及经营积累自筹解决。实施主体巴里坤追风新能源有限公司于 2023 年 12 月 15 日与中国农业银行乌鲁木齐兵团分行签署《固定资产借款合同》，约定借款用途为三塘湖 80 万千瓦风电储能项目建设，借款金额上限 37.07 亿元，按项目建设进度及提款、付款需求分批提供。公司在 2024 年 10 月 25 日董事会前已用自有资本金和银行借款投入 110,252.26 万元，待 138,600.00 万元募集资金到位后，实际资金缺口约 47,180.26 万元；截至 2025 年 12 月 31 日公司货币资金余额 36,706.74 万元，回复认为银行授信、货币资金及售电经营现金流能够保障后续投入，不存在按计划投入的实质障碍。

保荐人意见：保荐机构认为，前募两个项目效益未达预期主要受风资源、限电、电价及补贴回款影响，本次项目为平价项目且测算已考虑相关因素；本次项目单位投资及设备投资与公司近年和同行业项目相比合理，182,925.47 万元融资规模及项目资金缺口解决安排具有必要性和可行性。

会计师意见：会计师对前募效益、募投投资构成、效益测算、融资规模及资金缺口进行了财务核查，所给回复未见与上述金额、比例和测算相冲突的会计师结论；会计师未就产业政策、土地权属或协议效力形成独立法律意见。

律师意见：问题四（4）—（6）的问询及所给回复未要求或未载明北京国枫律师事务所独立法律意见；本节仅转述申请人、保荐人和会计师的回复口径，不将其替代为律师核查结论。

执业提示：前募效益比较必须统一资本金内部收益率与年度加权平均净资产收益率的指标口径，并把实际电量、弃风率、利用小时、电价及补贴回款逐项勾稽；融资规模还应将项目资金缺口、董事会前投入、授信合同和补流比例分别核对。

问题四（7）—（8）：募投投资进度、董事会前投入及补流比例（首轮问题四（7）—（8）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 250—252 页，txt 行 12101—12249）

问询要点：（7）截至目前最新的投资进度，本次募集资金是否包含本次发行相关董事会决议日前已投入资金；（8）结合本次募投项目具体投资构成、各项投资是否为资本性支出等，说明补流比例是否符合《证券期货法律适用意见第 18 号》有关规定。

回复与核查要点：

• （7）投资进度及董事会前投入回复：公司于 2024 年 10 月 25 日召开第二届董事会第五次会议，审议本次发行及募投投向。在该董事会前，项目已投入建设资金 110,252.26 万元，其中设备及安装工程、建筑工程 99,511.22 万元，施工辅助及其他建安工程 195.20 万元，土地、送出工程及其他费用 10,545.84 万元。截至 2025 年 12 月 31 日，项目累计投入 196,747.94 万元，其中设备及安装工程、建筑工程 180,543.75 万元，施工辅助及其他建安工程 1,648.93 万元，土地、送出工程及其他费用 14,555.27 万元。公司称董事会决议日前投入未纳入本次募集资金。
• （8）资本性支出及补流比例回复：2025 年 6 月 3 日第二届董事会第十四次会议审议调减方案，项目拟用募集资金 138,600.00 万元；补充流动资金由 59,400.00 万元调减 15,074.53 万元至 44,325.47 万元；募集资金总额由 198,000.00 万元调减为 182,925.47 万元。138,600.00 万元拟投入设备及安装工程 130,000.00 万元、建筑工程 8,600.00 万元，均为资本性支出。项目投资中风电场工程 285,928.79 万元，包括设备及安装 237,709.58 万元、建筑工程 22,792.96 万元、其他费用 15,996.74 万元、基本预备费 2,806.84 万元、建设期利息 2,437.89 万元；送出工程 10,103.73 万元，其中建设施工及设备投资 10,000.00 万元、建设期利息 103.73 万元。调整后补流 44,325.47 万元，占 182,925.47 万元的 24.23%，低于 30%；前次补流超 30% 部分已通过本次方案调减处理，发行人及保荐机构据此认为符合 18 号文。

保荐人意见：保荐机构认为，截至 2025 年 12 月 31 日累计投资 196,747.94 万元，本次募集资金不包含董事会决议日前投入；138,600.00 万元主要用于资本性支出，44,325.47 万元补流占比 24.23%，符合《证券期货法律适用意见第 18 号》。

会计师意见：会计师对问题四（7）—（8）的投资进度、投资构成和资本性支出进行核查，所给回复与保荐机构一致，未将董事会前投入计入本次募集资金，确认补流比例为 24.23%。

律师意见：本两问未要求律师发表明确意见，所给三份 txt 未见律师意见。

执业提示：补流比例应以最终募集资金总额和前次补流超限调整后的口径计算，且要把设备、建安、预备费、建设期利息和其他费用逐项拆分；“项目已投入”与“本次募集资金置换董事会前投入”是两个不同问题，须分别留存时点证据。

问题四（9）—（10）：委托经营管理协议、关联交易审议与同业竞争解决（首轮问题四（9）—（10）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 253—264 页，txt 行 12262—12840）

问询要点：（9）同期策划的发行人与新疆能源集团、北疆公司签署《委托经营管理协议》已完成股东大会审议，但发行人与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司签署《委托经营管理协议》尚未完成股东大会审议的主要原因；（10）结合委托经营协议签署情况、主要内容及各方权利义务的安排等，说明该方式是否能有效避免同业竞争，新疆能源集团对于彻底解决同业竞争情形是否有明确计划或安排。问询要求保荐人核查并要求律师对（9）—（10）发表明确意见。

回复与核查要点：

• 控股股东变更后，控股股东控制的 7 家企业与发行人及下属子公司从事相同或类似业务，另有两个可再生能源项目尚未成立项目公司。公司与新疆能源集团、北疆公司先行安排委托经营；与新疆能源（集团）投资有限责任公司、新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司的协议因对手方及上级股东内部决策流程进度不同，未能同步完成条款确认和审议。公司与新疆能源（集团）投资有限责任公司的议案已于 2025 年 4 月 8 日经董事会审议，为提高股东大会决策效率，与其他议案一并审议，2025 年 6 月 5 日股东大会通过，2025 年 6 月协议正式生效。
• 先行协议的审议程序为：2024 年 7 月 25 日第二届董事会第三次会议审议与新疆能源集团签署《委托经营管理协议》暨关联交易议案，审计委员会及独立董事专门会议先行审议，关联董事回避；同日监事会因关联监事回避后表决人数不足半数未形成决议，直接提交股东大会；2024 年 8 月 13 日股东大会通过，关联股东回避，2024 年 8 月完成签署。后续协议的 2025 年 4 月 8 日董事会及审计委员会、独立董事专门会议程序相同，关联董事、关联监事回避，2025 年 6 月 5 日股东大会通过并完成签署。
• 北疆协议主体为甲方新疆能源（集团）有限责任公司、乙方新疆立新能源股份有限公司、丙方新疆能源（集团）北疆投资有限责任公司，甲方将丙方全部经营管理权独家委托给乙方。托管期限至新能源项目具备被发行人收购条件并完成交割/工商变更、甲方不再控制丙方、丙方不再从事风光发电或双方协商终止；每一结算周期托管费用固定 100 万元（含税），按自然年度及实际天数折算，项目运营服务另行签署有偿服务协议。托管期间丙方仍由甲方实际控制并纳入甲方合并报表，乙方负责经营管理，收益和亏损仍由丙方享有或承担，甲方委派董事、监事及财务负责人，乙方派驻管理人员并定期报告。
• 哈密清洁能源协议主体为甲方新疆能源（集团）投资有限责任公司、乙方立新能源、丙方新疆能源（集团）哈密清洁能源有限责任公司，全部经营管理权独家托管给乙方；期限条件与北疆协议基本对应，托管费用为每年 60 万元（含税），实际不足年度按天数折算，后续运营服务另行签约。协议规定丙方所有权仍归甲方、资产所有权保持不变，乙方全面负责安全、生产经营、管理和业务，不涉及人员安置。
• 回复引用《监管规则适用指引—发行类第 6 号》及证券期货法律适用意见第 17 号等要求。哈密清洁能源 2024 年营业收入 25,789.41 万元、毛利 14,404.60 万元，分别占上市公司同期营业收入 26.57%、毛利 30.33%，回复承认其构成重大不利影响的同业竞争；北疆下属 6 家新能源项目公司仅 1 家 2024 年收入 7,548.62 万元、毛利 2,275.17 万元，占比不足 30%，其余处建设期。双方已完成证照、公章、财务资料、资产手续及工程资料交接；回复还称采购采用招投标，金风科技、三变科技、中国能源建设集团有限公司、特变电工股份有限公司等供应商重合不会造成不公允采购，电力销售由电网调度、项目当地份额低，不构成重大不利影响。
• 控股股东公开承诺自本次收购完成后 5 年内，在法律法规及监管规则允许范围内，综合采用资产重组、股权置换、业务调整等方式推进业务整合解决同业竞争。新疆能源集团与新疆国资委于 2024 年 11 月 11 日签署《国有股权无偿划转协议书》，公司公告称承诺履行期限至 2029 年 11 月 11 日。回复认为托管期限覆盖同业竞争存续期，协议可执行，能避免通过操纵标的公司日常经营向上市公司输送利益或损害上市公司利益。

保荐人意见：保荐机构认为，前期未同步完成签署的原因具有合理性；托管协议已明确期限、费用、经营管理权限、资产财务安排及各方权利义务，阶段性解决同业竞争的措施合理、有效；控股股东 5 年内整合承诺有明确期限、具体可执行，不存在损害发行人利益的情况。

律师意见：问询要求律师对（9）—（10）发表明确意见，但三份所给 txt 未包含北京国枫律师事务所关于关联交易审议、托管协议效力、同业竞争重大不利影响及承诺履行风险的独立核查程序或结论；以上仅转述申请人/保荐机构回复内容。

执业提示：同业竞争托管不能只看“全部经营管理权”文字，还要核验托管交接、授权清单、人员派驻、收益归属、采购和销售替代性、关联方回避程序以及最终整合的履约期限；竞争方收入或毛利达到 30%附近时，应把重大不利影响判断和阶段性托管效果分别论证。

问题四（11）：前次募集资金节余永久补流与 18 号文比例调整（首轮问题四（11）；20260519_1_申请人及保荐机构回复意见（修订稿）.pdf.txt，第 265—268 页，txt 行 12836—13190；20260519_募集说明书.txt，txt 行 7896—8068）

问询要点：结合节余募集资金 11,664.13 万元用于永久补充流动资金情况，说明其中补流比例是否符合《证券期货法律适用意见第 18 号》的相关规定，如否请相应调整。问询要求保荐人核查并要求律师对本项发表明确意见。

回复与核查要点：

• 前次募集资金来源为公司 2022 年 7 月首次公开发行股票，发行 233,333,334 股，每股发行价 3.38 元，募集资金总额 788,666,668.92 元；截至 2022 年 7 月 19 日全部到位，大华会计师事务所以“大华验字〔2022〕000470 号”验资报告确认。承诺用途为伊吾淖毛湖 49.5MW 风力发电项目 30,017.00 万元、伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目 9,300.00 万元、小红山 8MW 分散式风电项目 6,246.64 万元、补充流动资金 27,063.65 万元，合计 72,627.29 万元。
• 2024 年 4 月 8 日第一届董事会第三十三次会议、第一届监事会第十七次会议审议募投项目结项及节余永久补流；素材问题引述 2024 年 4 月 26 日第二次临时股东大会审议通过。2024 年 5 月 31 日专项账户销户公告披露，账户结余 116,708,836.85 元，其中节余募集资金永久补流 113,717,415.56 元，差额为利息；回复实际投资表将补充流动资金列为 38,734.53 万元，其中直接补流 27,063.65 万元、节余永久补流 11,670.88 万元。问题原文记载“11,664.13 万元”，与回复表 11,670.88 万元存在 6.75 万元差异，不能擅自择一，应列为待核验。
• 实际投资对比为：淖毛湖项目承诺 30,017.00 万元、实际 23,501.27 万元；白石湖承诺 9,300.00 万元、实际 6,740.87 万元；小红山承诺 6,246.64 万元、实际 4,558.80 万元；补充流动资金承诺 27,063.65 万元、实际 38,734.53 万元；合计承诺 72,627.29 万元、实际 73,535.47 万元。按回复表，实际补流 38,734.53 万元占前次募集资金总额 78,866.67 万元的 49.11%，超过 30%部分为 15,074.53 万元、占 19.11%。
• 公司于 2025 年 6 月 3 日第二届董事会第十四次会议调减本次发行补流金额，扣减前本次补流 59,400.00 万元，扣减 15,074.53 万元后为 44,325.47 万元；本次募集资金总额由 198,000.00 万元调整为 182,925.47 万元。回复据此认为前次实际补流或视同补流超过 30%的部分已从本次拟募集资金中扣减。

保荐人意见：保荐机构明确承认前次募集资金实际补流比例 49.11%超过 30%，原比例不符合《证券期货法律适用意见第 18 号》；公司已通过董事会调整本次发行募集资金总额，扣减超限部分 15,074.53 万元。

律师意见：问询要求律师对本项发表明确意见，但所给三份 txt 未见北京国枫律师事务所就前次募集资金节余补流、比例计算及调减安排出具的独立结论。问题原文 11,664.13 万元与回复表 11,670.88 万元的差异，以及永久补流金额与账户结余利息的勾稽，应回查法律意见书、募集资金专项报告及公告原件。

执业提示：前次补流超限的计算基数必须统一为实际募集资金总额还是扣除发行费用后的净额，并把直接补流、节余资金永久补流及视同补流逐项列示；出现问询原文与回复表金额不一致时，应在最终申报文件中解释差异，不能以四舍五入概括。

四、未纳入详述事项

1. 首轮问题三（1）—（5）完整问询及回复摘要：问询分别要求说明：（1）保障性收购和市场化交易模式下上网电量及结算价格的确定方式和依据、收入构成及确认政策；（2）现有已并网各项目报告期内两种交易模式出售电量及占各年度各项目上网电量比重，并解释 2024 年风电市场化交易电量大幅下滑、光伏市场化交易电量大幅增加；（3）市场化交易上网均价持续下滑的原因及与同行业可比公司趋势是否一致；（4）按标杆电价和补贴电价说明上网电价确定及调整、主营业务成本构成及变动、主营业务毛利率逐年下降原因及同行业差异；（5）结合上述因素说明净利润逐年下降、2025 年一季度亏损原因、不利因素是否持续及对持续经营能力的影响。回复称所有项目由电网在并网点按月计量，以《电力结算单》确认；保障性收购电价为标杆电价加补贴电价，市场化交易仅对标杆电价竞价。更新回复按 2023—2025 年统计的总上网电量为 235,460.98 万千瓦时、259,432.34 万千瓦时、297,548.58 万千瓦时，保障性收购为 162,522.32 万千瓦时（69.02%）、193,300.68 万千瓦时（74.51%）、196,402.02 万千瓦时（66.01%），市场化交易为 72,938.66 万千瓦时（30.98%）、66,131.66 万千瓦时（25.49%）、101,146.56 万千瓦时（33.99%）。问询原文所列报告期口径的市场化交易占上网电量为 22.27%、30.98%、25.49%，收入占主营业务收入为 21.63%、26.85%、12.17%，含补贴综合均价为 0.44 元/千瓦时、0.36 元/千瓦时、0.18 元/千瓦时；更新回复另列 2025 年含补贴综合均价 0.25 元/千瓦时，剔除补贴后的标杆电价均价为 0.16、0.23、0.18、0.17 元/千瓦时。2024 年风电市场化电量由 50,282.53 万千瓦时降至 23,622.40 万千瓦时，光伏由 22,656.13 万千瓦时增至 42,509.26 万千瓦时，主要与哈郑直流项目负偏差调节、30 万千瓦“光伏+储能”项目增量及保障性收购小时数调整有关。太阳能公司市场化均价 2023—2025 年为 0.2489、0.2172、0.2345 元/千瓦时，嘉泽新能 2022—2024 年为 0.50、0.48、0.48 元/千瓦时；立新能源主营业务毛利率 58.29%、48.75%、48.28%，风电毛利率 59.62%、54.03%、54.31%，光伏毛利率 56.35%、42.03%、35.20%。营业收入为 88,178.49 万元、98,976.86 万元、97,067.85 万元，归母净利润为 19,600.72 万元、13,521.63 万元、5,018.21 万元，2025 年一季度归母净利润 -936.41 万元、同比下降 166.51%；回复归因于平价项目增加、市场化电价、限电、补贴回款等因素。上述内容属于经营及财务分析，未单独作为法律重点问题展开，但所有五个子问及核心金额、比例均予保留。
2. 首轮问题四（4）—（6）已另设“问题四（4）—（6）”详述，覆盖前次募投效益、单位产能投资、设备投资、融资规模、银行授信、经营积累和资金缺口保障。
3. 首轮问题四（7）—（8）虽涉及投资进度及补流比例，已因涉及董事会前投入、资本性支出及《证券期货法律适用意见第 18 号》而单列详述；问题四（9）—（11）已因关联交易、同业竞争和前募补流而单列详述。
4. “其他问题”问题一要求按重要性重新撰写募集说明书扉页重大事项提示，问题二要求持续关注媒体报道并由保荐人核查涉及本次项目的信息披露真实性、准确性和完整性；回复称已完成风险重写并提交相关文件，未形成发行人律师独立意见，故不作实体法律问题详述。
5. 三份 txt 未见与本项目直接相关的独立诉讼仲裁、行政处罚、劳动社保或商誉减值法律核查结论；不得因未提及而推断发行人不存在该等事项。

五、待核验事项

1. 注册及审核状态：素材仅载本次方案尚需深交所审核通过并取得中国证监会同意注册，未载注册批复文号、注册日期或最终发行完成情况；受理日期、是否存在首轮以外后续问询轮次、审核中心/上市委程序均应以交易所及中国证监会原始公告核对。【待核验】
2. 律师文件：所给三份 txt 未包含北京国枫律师事务所《法律意见书》《补充法律意见书》正文。募集说明书仅列示律师声明及签字律师刘斯亮、薛玉婷，不能替代对问题三（6）及问题四（9）—（11）的具体法律核查意见。【待核验】
3. 募投项目审批手续：回复称 2022 年 7 月获取三塘湖项目备案，并称保荐机构查阅了备案核准文件、接入电网系统设计评审意见；但三份 txt 未完整列出本项目具体立项/备案文号、环评批复、节能审查（能评）文件、用地批准/不动产权属登记及相关批复日期，均标注【待核验】。
4. 历史补贴项目手续：历史项目核准/备案、年度建设规模、环评、电网接入及电力业务许可豁免材料在回复中有分散列示，尚未取得原件核验；尤其对风电超装 0.5%、0.25%、1%、1%、5%及光伏超装 0.03%、0.03%、0.01%的最终补贴核减处理，仍需以主管部门后续文件为准。【待核验】
5. 前次募集资金金额差异：问题四（11）问询原文记载节余募集资金 11,664.13 万元，回复实际投资表记载节余永久补流 11,670.88 万元，账户结余 116,708,836.85 元且其中永久补流 113,717,415.56 元；6.75 万元差异及利息、发行费用口径需回查原始公告、专项报告和审计鉴证报告。【待核验】
6. 补贴目录/合规清单最新结果：截至回复，国家电网及南方电网仅正式公布第一批“合规清单”，新风昌吉阜康 20MW 光伏项目于 2025 年 11 月收到国网新疆《项目基本信息和处置意见单》并恢复补贴；其余 7 个未纳入“国补目录”项目、9 个未纳入合规清单项目的最终审核结果及补贴核减/退回金额待主管部门文件确认。【待核验】
7. 财务性投资律师结论：问题三（6）回复只形成发行人、保荐人和会计师口径；华电天山 2026 年 4 月 2 日注册资本及持股比例变更的工商档案、章程、实缴凭证与发行人律师对产业协同属性的独立论证待补。【待核验】
8. 同业竞争托管律师结论：北疆公司及哈密清洁能源托管协议的完整签署文本、授权清单、交接确认、关联交易定价依据、控股股东《关于避免同业竞争的承诺函》原件及履约跟踪资料待补；2029 年 11 月 11 日解决期限以公告和承诺原件复核。【待核验】
9. 金额和口径复核：本案同时出现 19.80 亿元/198,000.00 万元原始方案与 182,925.47 万元调减后方案，项目原投资总额 311,682.86 万元与调整后 296,032.52 万元，前募问题原文和回复表节余金额差异，正式引用时应以最终募集说明书、董事会决议和交易所披露稿逐项核对。【待核验】