IPO案例发行人年及以后年度对收
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问题1：关于收入确认及会计差错更正
发行人年及以后年度对收入确认方法进行了调整，并采用追溯重述法对及年度收入进行了会计差错更正。对报告期内收入合计影响金额为-2,.39万元，对净利润的合计影响金额为-1,.38万元；对其他期间的合计影响金额分别为：营业收入4,.93万元，净利润3,.80万元。
请发行人：（1）补充披露并说明调整收入确认方法对报告期及以后各年度营业收入、净利润的具体影响金额。（2）结合收入确认政策，对涉及合同拆分的新能源发电功率预测产品项目，抽取报告期内各期前十大合同的第1、第5、第7位，分析并区分新增、替换、续签客户情形，分别举例说明合同金额、分摊期限、相关成本和公允价值确定、验收时点、收入确认、毛利的详细过程。
请保荐人、申报会计师核查并发表明确意见。
回复：
一、发行人说明及补充披露（一）补充披露并说明调整收入确认方法对报告期及以后各年度营业收入、净利润的具体影响金额截至报告期末，本次收入确认方法调整对所涉及会计期间的营业收入及净利润影响情况具体如下：
单位：万元
期间营业收入影响净利润影响本期间分摊至以后期间收入以前期间分摊至本期间收入合计验收期间年度-.47--.47-.年度-..13-.46-.年度-1,..15-1,.72-1,.16年度-1,.,.61-.90-.77年度-2,.,.58-.81-.39年度-2,.,.42-.63-.年度-3,.,.40-1,.47-.年1-6月-1,.,.50-.48-.71影响期间1年7-12月-1,.,.,.702年度-1,.,.,.973年度-.22..394年度-.89..年度-.15..386年度-22...00报告期内合计影响数-10,.,.90-2,.39-1,.38报告期后合计影响数-4,.,.,.80注1：截至报告期末，由于“1年7-12月、2至6年度”当期验收项目尚无法确定，故上表中相应期间所列示金额仅考虑“以前期间分摊至本期间收入”、未考虑“本期间分摊至以后期间收入”；注2：经综合考虑“符合企业会计准则要求”和“真实还原公司报告期各期经营状况”双重目的而确定，收入确认方法调整所涉及项目的最早验收时间确认为年1月1日，故上表中涉及项目的验收期间为年1月1日至1年6月30日；
注3：公司按照追溯重述法对相关会计期间收入金额进行差错更正后，仅对-年度财务报表进行了所得税重新申报，故-年度所得税费用的影响金额为零，净利润影响数与营业收入影响数相同；
注4：以上净利润影响数为收入调整对净利润的直接影响数，未考虑应收账款坏账准备变动的影响；
注5：报告期内合计影响数为“年度、年度、0年度及1年1-6月”的合计影响数；报告期后合计影响数为“1年7-12月、2至6年度”的合计影响数。
公司本次收入确认方法调整系将各期新增电站对应的功率预测服务收入确认方法由“一次性确认”变更为“服务期内直线法分摊确认”，导致部分功率预测服务收入会由项目验收当期调整至以后期间进行确认、亦存在部分功率预测服务收入由以前期间调整至本期进行确认，整体呈现收入确认后置的态势。综合来看，本次收入确认方法调整对各期经营情况的具体影响程度主要受各期间新增电站规模的影响，当期新增电站规模的增加将致使收入确认后置的程度加大。
1、收入确认方法调整对报告期的营业收入及净利润影响情况报告期内，新能源新增装机规模呈上升趋势，风电及光伏新增装机规模分别达到64.20GW、55.80GW、.80GW及23.85GW，在新能源行业健康发展和公司业务策略深化的共同推动下，公司报告期内各期新增电站规模分别达到了个、个、个和个，单站功率预测产品营业收入规模亦实现了大幅增长，分别达到了9,.08万元、11,.21万元、15,.43万元和8,.74万元。受各期新增电站规模不断扩大的影响，报告期各期“本期间分摊至以后期间收入”整体呈上升趋势，以下进行具体分析。
报告期内，“本期间分摊至以后期间收入”金额区分风电及光伏领域的影响金额具体如下：
单位：万元、个
期间本期间分摊至以后期间收入以前期间分摊至本期间收入营业收入影响风电光伏合计收入金额新增电站数量站均递延金额收入金额新增电站数量站均递延金额年度-.-9.41-1,.12-4.92-2,.,.58-.81年度-.-9.62-1,.-4.87-2,.,.42-.630年度-2,.-9.66-1,.47-3.55-3,.,.40-1,.471年1-6月-1,.28-10.75-.-5.18-1,.,.50-.48合计-5,.-9.88-5,.,-4.50-10,.,.90-2,.39注：站均递延金额=本期间分摊至以后期间收入/新增电站数量。
（1）风电领域“本期间分摊至以后期间收入”波动分析报告期内，公司风电领域“本期间分摊至以后期间收入”波动主要系各期新增装机规模扩张背景下新增电站数量波动所致。我国近年来风电行业增长势头强劲，报告期各期新增装机规模分别达到了20.30GW、25.80GW、71.60GW和10.84GW。公司报告期各期风电领域新增电站数量相应呈上升趋势，分别达到了72个、个、个和个。风电领域报告期各期分摊至以后期间确认的收入规模与当期新增电站规模整体呈相同趋势，站均递延金额（站均递延金额=本期间分摊至以后期间收入/新增电站数量）基本维持稳定，整体集中在9-10万元。风电领域站均递延金额主要由站均递延期限及服务价格共同决定，其中，公司报告期内风电领域新增电站整体站均服务期限约为1.75年，而当期平均已分摊期限受季节分布情况影响整体处在3月至6月范围内，故报告期内站均递延期限约为1.25-1.50年；同时，风电领域新增电站报告期内年均服务价格约为6-8万元。
综合前述分析可知，报告期内风电领域站均递延金额基本接近站均递延期限与服务均价的乘积，具备合理性。因此，风电领域报告期内“本期间分摊至以后期间收入”与公司业务开展情况相匹配，金额真实、准确。
（2）光伏领域“本期间分摊至以后期间收入”波动分析报告期内，公司光伏领域“本期间分摊至以后期间收入”波动主要系公司为积极获取增量电站而主动进行的阶段性价格竞争策略背景下服务价格定价水平波动所致。报告期各期，光伏领域分摊至以后期间确认的收入规模与当期新增电站规模整体趋势相一致，各期站均递延金额则分别为4.92万元、4.87万元、3.55万元和5.18万元，主要由光伏领域站均递延期限及服务价格共同决定。报告期内，公司光伏领域新增电站的站均服务期限约为1.25年，服务期限整体短于风电领域，主要系风电场对供应商稳定性需求更高、预测服务技术难度相对更大等因素所致；结合当期平均已分摊期限受季节分布情况影响整体处在3月至6月范围内这一情况可知，公司报告期内光伏领域站均递延期限约为0.75-1.00年。同时，考虑到公司光伏领域报告期内年均服务价格通常约5-6万元，故站均递延金额应维持在5万元左右。其中，年度、年度及1年1-6月均接近5万元，0年度公司站均递延金额则相对偏低、较上年度下滑26.95%，主要系该期间服务价格定价水平下降所致。公司0年度为进一步提升市场占有率，阶段性地通过具备市场竞争力的价格抢占市场。0年度，公司光伏领域新增电站中新建电站和替换电站的服务均价较上年度分别下降了33.46%、28.01%。相应地，伴随着服务定价水平的下滑，0年度站均递延金额有所下降，具备合理性。
因此，光伏领域报告期内“本期间分摊至以后期间收入”与公司业务开展情况相匹配，金额真实、准确。
与此同时，报告期各期“本期间分摊至以后期间收入”始终超过“以前期间分摊至本期间收入”，继而对报告期内各期营业收入产生了调减影响，公司收入确认整体较之前更加谨慎、更加符合业务实质。
2、收入确认方法调整对报告期以后期间的营业收入及净利润影响情况本次收入确认方法调整会导致部分收入分摊至报告期以后期间进行确认，截至报告期末，前期验收项目所对应的功率预测服务收入分摊至以后期间的合计金额为4,.93万元，并不同程度地分布在1年7-12月及2至6年度。截至报告期末，由于报告期以后各个期间当期验收项目尚无法确定，故前述表格中所列示金额仅考虑“以前期间分摊至本期间收入”、未考虑“本期间分摊至以后期间收入”。根据公司1年度经审阅的财务数据，若整体考虑“本期间分摊至以后期间收入”及“以前期间分摊至本期间收入”，公司本次收入确认方法调整对1年度营业收入及净利润影响金额则分别为调减.44万元和.02万元。
随着我国“碳中和、碳达峰”目标的确定，并在气候峰会上进一步宣布到年我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上；以前述最低12亿千瓦总装机容量目标测算，预计1年至年我国平均每年风电及光伏合计新增装机容量将不低于70GW（年至0年我国平均每年风电、光伏新增装机容量为51.00GW）。同时，根据国家能源局公开披露数据，我国1年度风电及光伏合计新增装机容量达到了.45GW，较0年度的.80GW基本维持稳定；根据中国电力企业联合会于2年1月发布的《1-2年度全国电力供需形势分析预测报告》，我国2年度风电及光伏合计新增装机容量预计约为GW，较前期将维持增长。
基于新能源新增装机容量维持高水平这一行业发展态势，公司预计现阶段及可预见的较长一段时期，伴随着新能源发电市场的快速发展，公司将处于持续扩张及发展之中。因此，公司报告期以后期间仍将存在大量项目收入由验收当期分摊至后续期间，并与“以前期间分摊至本期间收入”相互抵减，收入确认方法变更对以后各期间营业收入及净利润的具体影响金额较前期亦不会发生重大变动、影响仍将整体呈谨慎态势。同时，收入确认方法变更后公司始终采用固定的方法进行收入确认，并保证一贯执行以避免收入确认进行随意调节，具备稳定性、一贯性。因此，公司不存在通过收入确认方法调整进而调节报告期内及期后经营业绩的情形。
发行人已在招股说明书“第八节财务会计信息与管理层分析”之“五、报告期内采用的主要会计政策和会计估计”之“（二十五）重要会计政策变更、会计估计变更、会计差错更正”之“4、重要会计差错更正”中就前述内容进行了补充披露。
（二）结合收入确认政策，对涉及合同拆分的新能源发电功率预测产品项目，抽取报告期内各期前十大合同的第1、第5、第7位，分析并区分新增、替换、续签客户情形，分别举例说明合同金额、分摊期限、相关成本和公允价值确定、验收时点、收入确认、毛利的详细过程针对单站功率预测产品，公司的下游客户包括新增电站（具体分为：1、新建电站：当期并网电站；2、替换电站：当期从竞争对手处获取的前期并网电站）及续签电站（续签功率预测服务的电站）。涉及合同拆分的项目则仅针对新增电站中的新建电站及替换电站。其中，新建电站通常需购置全套功率预测设备、项目规模相对较大，而替换电站由于场站现场硬件环境已基本构建完毕，公司一般仅需根据实际情况搭配少量设备或无需搭配设备。鉴于此业务特征，按照收入确认规模所抽取的项目通常仅针对新建电站，故为合理分析涉及合同拆分的新能源发电功率预测产品的收入确认情况，以下首先根据报告期各期项目营业收入规模，抽取各期涉及合同拆分前十大项目的第1位、第5位及第7位分析其收入及成本确认过程；其次，通过举例说明的方式，区分新建电站、替换电站及续签电站，具体说明合同金额、分摊期限、相关成本和公允价值确定、验收时点、收入及毛利确认的详细过程。
若销售合同中同时包含功率预测设备及功率预测服务两项履约义务，公司将交易价格按照公允价值（单独售价）的相对比例在履约义务间进行分摊继而进行收入确认，并在此基础上分别结转其对应的营业成本。其中，功率预测设备的公允价值（单独售价）为“相关设备市场公开售价及其他可直接归属于该设备达到预定可使用状态的成本，如运费、现场实施费”，功率预测服务的公允价值则以其可直接观察的单独售价为依据，具体计算方法如下：
（1）选取上个会计年度签订的仅包含功率预测服务这一项履约义务的续签电站及替换电站销售合同；
（2）计算上述每个销售合同的服务年均价格：若所涉及销售合同的功率预测服务不含税价格分别为A1、A2……An，对应的服务期限（年）分别为B1、B2……Bn，则各销售合同的服务年均价格分别为C1=A1/B1，C2=A2/B2……Cn=An/Bn；
（3）区分风电及光伏领域，对所涉及的销售合同分别以服务期限作为权数计算加权平均服务价格P：
?
?
?=∑(?????)
/∑??
?=1
?=1
报告期各期，根据上述过程计算的风电及光伏领域功率预测服务公允价值（单独售价）分别如下：
单位：万元/年
期间功率预测服务公允价值（单独售价）风电光伏年度7..30年度6..190年度6..471年1-6月5..17注：上表中功率预测服务公允价值（单独售价）均系基于上年度签订的销售合同得出，如年度公允价值系基于年度相关销售合同计算，其他期间以此类推。
1、抽取报告期各期涉及合同拆分前十大项目的第1位、第5位及第7位
报告期各期，涉及合同拆分项目收入金额前十大的第1位、第5位及第7位收入确认情况具体如下：
单位：万元、年
客户名称项目名称客户类型营业收入验收日期交易价格（A）服务期限（B）单独售价交易价格分摊收入确认功率预测设备（C1）功率预测服务（C2）功率预测设备（D1）功率预测服务（D2）功率预测设备收入（E1）功率预测服务收入（E2）东方电气（天津）风电科技有限公司江西大唐金华山99.5MW风电功率预测系统项目新建电站（风电）59.85-05-........50北京蓝宇天能科技有限公司山西天润右玉牛心堡三期MW风电功率预测系统项目新建电站（风电）54.35-01-2...3.....38年度华润新能源（内黄）有限公司河南华润新能源内黄润风MW风电功率预测系统项目新建电站（风电）.39-06-....31..19..94长园深瑞继保自动化有限公司河南深瑞开封兰考焦桐10MW风电功率预测系统项目新建电站（风电）50.98-11-..0......66北京东方京海电子科技有限公司河南中国风电南召48MW风电功率预测项目新建电站（风电）46.45-03-7........88注1：交易价格（A）为根据销售合同获取的合同不含税金额；
注2：服务期限（B）为销售合同约定的服务期限；
注3：单独售价：功率预测设备（C1）为相关设备市场公开售价（外采成本）及其他可直接归属于该设备达到预定可使用状态的成本（如运费、现场实施费）；功率预测服务（C2）=上年度功率预测服务（一年）按照期限的加权平均价格*B；
注4：交易价格分摊：按照单独售价的相对比例将交易价格分摊至各履约义务，功率预测设备（D1）=A*C1/(C1+C2)）、功率预测服务（D2）=A*C2/(C1+C2);
注5：收入确认：功率预测设备收入在验收时点确认，功率预测设备收入（E1）=D1；功率预测服务收入在验收次日始的服务期内以直线法分摊确认，功率预测服务收入（E2）=当期服务期限/B*D2。
根据上表，在交易价格按照公允价值（单独售价）的相对比例在履约义务间进行分摊的基础上，公司将两项履约义务分别进行收入确认及成本结转。根据公司业务实际开展情况，以验收时点划分，公司在验收前的“功率预测设备”销售阶段与后续“功率预测服务”提供阶段的业务内容可明显区分。验收前，公司工作主要为发货、设备安装以及调试及验收等；验收后的服务持续提供期间，公司主要负责数据传输及模型优化等。鉴于工作内容的区别，两阶段业务开展过程中的直接成本存在明显差异，设备销售阶段成本主要为设备采购成本、运输费及设备安装调试过程中发生的施工费及系统接口费等现场实施费，后续服务阶段则主要为气象数据采购成本等。
其中，针对功率预测设备，其营业成本按照项目归集的设备采购成本、现场实施费及运输费进行归集、并在验收时点进行结转；针对功率预测服务，公司将该项目服务当期应承担的气象成本进行结转，气象成本具体归集过程为：（1）公司将气象数据采购成本在使用期间内以直线法按月分摊；（2）计算当月气象数据单位成本（当月气象数据单位成本=当月分摊的气象数据采购成本/当月功率预测服务项目总天数）；（3）根据当月气象数据单位成本，计算各功率预测服务项目当月气象成本并归集至各项目，进而结转至主营业务成本（各功率预测服务项目当月气象成本=各功率预测服务项目当月服务天数*当月气象数据单位成本）。
2、区分新建电站、替换电站及续签电站，举例说明合同金额、分摊期限、相关成本和公允价值确定、验收时点、收入确认、毛利的详细过程
在前述收入确认及成本结转分析的基础上，以下通过1年1-6月的第1位项目“宁夏海原县华润呱呱山.0MW风电功率预测系统项目”具体说明新建电站客户的收入及毛利确认的详细过程，并结合报告期内“黑龙江肇源县蓝天肇源90.0MW光伏功率预测系统替换项目”及“浙江建德市晶科建德20.0MW光伏功率预测0-1服务项目”对替换电站及续签电站客户的收入及毛利确认的详细过程进行说明。
（1）宁夏海原县华润呱呱山.0MW风电功率预测系统项目（新建电站）
项目项目内容客户名称宁夏欣光泰电力技术有限公司项目名称宁夏海原县华润呱呱山.0MW风电功率预测系统项目项目金额（不含税）87.61万元验收日期1年2月22日项目内容功率预测设备：测风塔、测风设备、服务器等；功率预测服务：服务期为一年收入确认（1）交易价格：87.61万元（2）履约义务：功率预测设备、功率预测服务（1年）（3）单独售价确认：功率预测设备71.75万元，功率预测服务5.69万元（4）功率预测设备分摊交易价格：71.75/（71.75+5.69）*87.61=81.17万元；功率预测服务分摊交易价格：5.69/（71.75+5.69）*87.61=6.44万元（5）功率预测设备收入：81.17万元，于验收时点1年2月22日确认；功率预测服务收入：1年1-6月确认收入2.26万元（6.44万元*当期服务天/天）成本结转功率预测设备成本：71.75万元（外采软硬件70.89万元、运费0.86万元）；功率预测服务成本：0.07万元（气象成本0.07万元）项目毛利功率预测设备毛利：81.17-71.75=9.42万元；功率预测服务毛利：2.26-0.07=2.19万元（2）黑龙江肇源县蓝天肇源90.0MW光伏功率预测系统替换项目（替换电站）
项目项目内容客户名称江苏蓝天光伏科技有限公司项目名称黑龙江肇源县蓝天肇源90.0MW光伏功率预测系统替换项目项目金额（不含税）6.06万元验收日期1年5月11日项目内容功率预测设备：防火墙等；功率预测服务：服务期为一年收入确认（1）交易价格：6.06万元（2）履约义务：功率预测设备、功率预测服务（1年）（3）单独售价确认：功率预测设备0.72万元，功率预测服务5.17万元（4）功率预测设备分摊交易价格：0.72/（0.72+5.17）*6.06=0.74万元；功率预测服务分摊交易价格：5.17（0.72+5.17）*6.06=5.32万元（5）功率预测设备收入：0.74万元，于验收时点1年5月11日确认；功率预测服务收入：1年1-6月确认收入0.73万元（5.32万元*当期服务50天/天）成本结转功率预测设备成本：0.72万元（外采软硬件0.71万元、运费0.01万元）；功率预测服务成本：0.02万元（气象成本0.02万元）项目毛利功率预测设备毛利：0.74-0.72=0.02万元；功率预测服务毛利：0.73-0.02=0.71万元（3）浙江建德市晶科建德20.0MW光伏功率预测0-1服务项目（续签电站）
项目项目内容客户名称建德晶科光伏发电有限公司项目名称浙江建德市晶科建德20.0MW光伏功率预测0-1服务项目项目金额（不含税）3.78万元服务期限0年8月31日至1年8月30日项目内容功率预测服务：服务期为一年收入确认（1）交易价格：3.78万元（2）履约义务：功率预测服务（1年）（3）功率预测服务收入：0年度确认收入1.27万元（3.78万元*当期服务天/天）；1年1-6月确认收入1.87万元（3.78万元*当期服务天/天）成本结转功率预测服务成本：0年度结转成本0.06万元（气象成本0.06万元）；1年1-6月结转成本0.09万元（气象成本0.09万元）项目毛利功率预测服务毛利：0年度毛利1.27-0.06=1.21万元；1年1-6月毛利1.87-0.09=1.78万元二、中介机构核查情况（一）核查程序1、通过访谈管理层和业务部门、审阅销售合同的相关条款，了解收入确认方法调整的背景，结合实际经营情况、相关销售合同条款，评价是否符合企业会计准则的规定以及公司的实际情况；
2、重新计算收入确认方法调整涉及会计期间的营业收入、净利润等项目的影响金额；
3、抽取报告期各期涉及合同拆分前十大项目的第1位、第5位及第7位检查其收入确认及成本结转过程，分析其准确性、合理性；
4、复核举例说明所涉及项目的合同金额、分摊期限、相关成本和公允价值确定、验收时点、收入及毛利确认过程的准确性。
（二）核查意见经核查，保荐人、申报会计师认为：发行人因报告期及追溯调整期相关项目收入确认方法调整对所涉及会计期间营业收入、净利润的影响金额真实、准确；发行人不存在通过收入确认方法调整进而调节报告期内及期后经营业绩的情形；发行人报告期内新能源发电功率预测产品的收入确认及成本结转准确。
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