（上接B93版）
根据评估报告，截至评估基准日2020年10月31日，采用收益法评估，Metz Newco Pty Ltd指定在建工程资产账面值为人民币8,742.29万元，评估值为218.40万澳元，折合人民币1,032.4,0万元，评估减值1,643.48万元，折合7,711.89万元，减值率为88.19%。
如上所述，公司收购Metz电站项目后，由于EPC价格上涨、项目收益下调、疫情爆发、澳元大幅贬值等不利影响，连续计提大额减值具有合理性。
3、减值是否严重影响本次交易的合理估值和定价，是否存在损害上市公司利益的情形
1、Metz项目数次拟转让情况
自Metz电站项目收购以来，澳洲光伏市场持续出现不利的动态及政策，根据公司测算建设Metz项目规模共150.1MW，若完全建设将花费19,630万澳元，公司根据当前的经营情况情况，暂时无法支付如此规模的投资资金。故公司自2017年11月收购Metz项目以来，该项目一共进行了三轮转让交易流程，简述如下：
（1）第一轮：2018年7月至2019年4月
2018年7月，CGP公司与10家意向买方进行沟通，并已筛选出优质适合的3家潜在买方进行沟通。临近2018年4季度，澳洲最大的EPC上市公司RCR公司突然宣布破产，而由于RCR的破产导致当地EPC价格上涨了20％，投资者和银行纷纷退缩，已谈定的EPC公司Metka退出谈判，交易不得已中止。
（2）第二轮：2019年5月至2020年5月
直至2019年5月，CGP公司通过第三方顾问开启新一轮转让流程，并于2019年8月筛选出1名候选买方。2019年3至4季度，澳洲交易电价出现大幅波动，同时澳洲新洲电力传输效率下降，导致项目收益下调，项目转让工作无法关闭。2020年初，在交易双方即将落定交易之时，全球出现了大范围疫情影响，加之澳元大幅贬值，导致以美金计价的组件价格成本上浮。
经谨慎考虑，公司决定暂缓项目，原交易方无法继续进行。2020年4月，公司结合最新的市场评估价值及2020年4月15日厦门市大学资产评估土地房地产估价有限责任公司出具的《清源科技（厦门）股份有限公司减值测试所涉及的METZ NEWCO PTY LTD股东全部权益估值报告》【大学评估估值字[2020]840006号】，公司对2019年度Metz项目计提人民币4,640.82万元的资产减值损失。
（3）第三轮：2020年7月至2021年1月
2020年初至2020年6月，CGP团队继续寻找替代方案，并将西班牙龙头可再生能源公司FRV引入交易。
2、本次交易的合理性
如果Metz项目未能按期开工或在2021年4月前完成转让，项目可能存在无法继续完成建设的风险，并可能导致已提供给电网公司的1,180万澳元电网保函及提供给Snowy公司100万澳元PPA担保函出现到期丢失的情况。
在考虑到Metz项目的批文获取历时已久，公司每年必须要花费高额资金对Metz项目的批文进行更新维护，并且需要每月支付固定的并网电网费用。若完全建设将花费19,630万澳元，公司根据当前的经营情况情况，暂时无法支付如此规模的投资资金。为提升海外光伏产业整体运行效益，增加资产流动性，以缓解公司当前过高的经营成本及融资成本，同时为了减少Metz项目对公司未来经营情况进一步的影响，公司最终与西班牙公司FRV的全资子公司FRV Solar Holdings I BV完成Metz项目转让交易。
综上所述，处置Metz电站项目是公司依据经营环境变化做出的合理应对，最后一次评估价值218.4万澳元与收购方FRV公司的报价210万澳元接近，因此减值测试不存在严重影响本次交易的合理估值和定价，也不存在损害上市公司利益的情形。
（三）补充披露Metz电站项目前期购置及本次交易相关资产评估的具体过程，包括评估假设、重要参数的选取、盈利预测情况等，说明本次交易定价是否公允、合理，请评估师发表明确意见。
【公司回复】
一、Metz电站项目前期购置情况
Metz电站项目所属项目公司Metz Newco Pty Ltd.于2016年02月01日注册成立。
2017年Metz电站前期购置时，公司项目开发人员通过澳洲尽职调查等报告，向董事会出具可行性报告。可行性报告对澳大利国情概要、投资环境、能源市场环境做了说明，基于当时澳大利亚当地因巴黎气候协定而持续关闭大型火力电厂产生用电缺口，加上澳大利亚当地光照资源好，光伏成本低，有绿证补贴等新能源相关政策及各项扶持政策，认为澳大利亚具有成为主要光伏市场的潜力。
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项目的投资收益主要依据的浮动电价、绿证补贴预测及MLF（边际网损系数）系来自Jacobs Groups (Australia) Pty Ltd的11月出具的专业电价预测报告。项目的运营期以30年为准，其中部分成本及收益或根据市场情况变动。
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2017年11月23日，清源股份全资孙公司CGP公司以1,368.25万澳元收购Metz公司100%股权以及开发澳大利亚梅斯150兆瓦光伏地面电站项目，该收购及日后开发计划经厦门市发展和改革委员会批准，并于2017年11月29日取得厦发改备案[2017]29号项目备案通知书。
于收购时点，Metz公司已获得新南威尔士州政府环境与规划局的批准，同意Metz公司进行光伏发电项目的开发及建设；并已获取光伏发电项目所需的环评资质、项目地点的土地优先租赁协议。收购完成后，Metz公司进一步与澳洲电网公司合作，获得电网接入许可权；2018年10月，Metz公司与澳大利亚公共事业公司Snowy Hydro Ltd.（以下简称“Snowy公司”）签订固定价格售电协议（以下简称“PPA协议”）。
二、本次交易相关资产评估的具体过程
（一）评估关键假设
1、企业经营假设：
（1）假设评估对象未来收益期不发生对其经营业绩产生重大影响的诉讼、抵押、担保等事项；
（2）业务稳定假设：假设经营项目和服务基本保持不变，或其变化可作出预期并可能实现；
（3）方向一致假设：假设未来预测期评估对象经营相关当事人是负责的，且管理层有能力担当其责任，在预测期主要管理人员和技术人员基于评估基准日状况，不发生影响其经营变动的重大变更，管理团队稳定发展，管理制度不发生影响其经营的重大变动；
（4）一致假设：假设预测期内评估对象所采用的会计政策与评估基准日在重大方面保持一致，具有连续性和可比性；
（5）均衡经营假设：是假定指定在建工程相关资产未来产生的营业收入、成本费用均衡发生,构成经营成本的原料价格与服务产品销价变化基本同步；
（6）简单再生产假设：假设评估对象每年计提的固定资产折旧可以满足评估对象维持固定资产规模所需投入的更新支出，此种措施足以保持评估对象的经营生产能力得以持续；
（7）收益期假设：假设光伏项目的开发能够按期完工并在2022年3月31日前并网；假设项目收益期按照PPA协议的约定，自2022年4月起至2052年3月为止，可执行PPA协议约定的上网电价为46澳元/MWh；
（8）现金流方向假设：假设评估对象预测期现金流取得方式为期中取得；
（9）数据真实假设：是假定评估专业人员所依据的对比公司的财务报告、交易数据等均真实可靠；
2、企业资产状况假设：
（1）假设评估对象所涉及资产的购置、取得等过程均符合国家当地有关法律法规规定；
（2）除已披露情况外，假设评估对象所涉及资产按目前的或既定用途、目的和使用的方式、规模、频率继续使用；
（3）除已披露情况外，假设评估对象所涉及资产不存在抵押、诉讼查封等情况；
（4）假设评估对象所涉及资产产权清晰，不涉及任何留置权、地役权，没有受侵犯或无其他负担性限制，没有可能存在未支付购置款等连带负债及估价范围以外的法律问题；
（5）除被告知或披露的情况以外，评估对象及其所涉及的建筑物、设备等有形资产无影响其持续使用的重大技术故障，该等资产中不存在对其价值有不利影响物质，该等资产所在地无危险物及其他有害环境条件对该等资产价值产生不利影响；
（6）假设光伏发电项目在开始建设前可获取足够的资金支持。
本资产评估报告评估结论在上述假设条件下在评估基准日时成立，当上述假设条件发生较大变化时，签名资产评估师及本评估机构将不承担由于假设条件改变而推导出不同评估结论的责任。
（二）关键参数
1、预测期
根据企业建设规划及PPA协议，167.225MW光伏项目的建设期为2021年年初至2022年3月31日；运营期限为30年，收益期从2022年4月起至2052年3月31日。
2、营业收入
公司管理层综合分析宏观经济情况、行业发展现状及趋势、目标市场状况等外部因素，并结合项目协议条款、产品或服务特点等内部因素，本着求实、稳健的原则对未来营业收入进行预测。
未来营业收入预测情况如下：
金额单位：千澳元
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金额单位：千澳元
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金额单位：千澳元
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金额单位：千澳元
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金额单位：千澳元
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未来营业收入主要来源于167.225MW发电项目的经营收入。
根据距评估基准日最近期PPA协议中约定情况，Metz建成并完成并网后，Snowy公司将于经营期的前15年内，以46澳元/MWh单价购入Metz公司70%的年发电量，其余30%在市场上出售。
销售数量方面，预计建成后年发电量达到357,527.05MWh。根据Metz公司提供的相关资料，实际可销售电量会受到设备损耗、电网损耗、光伏板损耗、供需的影响，根据目前的数据，目前设备效率为99%、电网效率为95%、光伏板每年损耗率为0.4%、传输边际损耗MLF系数每年在0.8至0.9之间计算得出实际可销售电量。
销售价格方面，本次评估划分为合同电价、市场电价及绿证价格计算。其中，根据PPA协议约定，在光伏项目开始运营后的15年内，每年有效发电量的70%以及对应获得的绿证将归Swony公司所有，根据最近期PPA双方谈判情况，销售电价为46澳元/MWh，每年以CPI的65%进行调整。
在光伏项目开始运营后的15年内，剩余的30%有效发电量可以在市场上销售，并以每1MWh对应1绿证的数量获得对应数额的绿证。本次评估，市场价格参考Baringa Partners LLP于2020年9月对新南威尔士州市场电价估算报告，价格根据外部市场情况波动，每年随着CPI变动同步调整。绿证价格参考Mercari网站对绿证市场价格的统计及未来趋势进行预测，价格根据外部市场情况波动，每年随着CPI变动同步调整。
2、经营成本费用情况
企业经营成本及费用及主要预测依据如下：
（1）折旧摊销：
光伏发电项目预计2022年4月1日并网售电，固定资产投资总额176,019.52千澳元，2022年4月1日开始以直线折旧法计提折旧，根据企业折旧政策，按20年计提，残值率取5%。则每年应计提折旧额8,360.93千澳元。
（2）运维费用
运维费用为未来项目运营过程中发生的日常维护费用，本项目未来日常维护预计将由第三方运维公司负责，根据产权持有单位与第三方运维公司Canadian Solar O&M(Australia) Pty Ltd签订的合同约定，项目建成后将由Canadian Solar O&M(Australia) Pty Ltd进行运维，运维费用标准为第1-5年8902.48澳元/MWp，第六年及以后9310.45澳元/MWp，每年根据CPI进行调整。
（3）浮动市场使用费
澳大利亚国家电力市场参与者是以发电商、配电商、网络服务商、批发商、大用户为主体，通过澳大利亚能源市场运营中心（Australian Energy Market Operator,AEMO)市场进行现货交易和长期合约交易，或称为零售或批发交易。故参与电力销售需要向AEMO能源交易机构缴纳浮动巿场使用费。根据AEMO能源交易机构的报价函AEMO Electricity Revenue Requirement and Fee Schedule，每年浮动市场使用费为55千澳元。每年根据CPI进行调整。
（4）土地租赁费
本项目建设用地为租赁取得，根据土地租赁合同Metz-Option-Signed，土地租赁年限30年，每年250千澳元，每年根据CPI进行调整。
（5）保险费
根据RINA咨询为Metz项目出具的尽职调查报告，项目保险费每年预计为259.765千澳元，每年根据CPI进行调整。
（6）资产管理费
根据市场情况，企业预测经营期第一年资产管理费为256.55千澳元、第二年208.25千澳元、第三年159.586千澳元、第四年及以后159.15千澳元，每年根据CPI进行调整。
（7）电网接入费
项目的电力线路接入搭建及后续的运营均由当地电网公司Transgrid出资搭建，根据发电连接协议，每年需缴纳电网接入费用1260千澳元，每年根据CPI进行调整。
（8）技术支持费用
主要提供技术咨询的费用，根据2019年7月17日的Proposal for Metz Solar Farm Lenders’ Engineer Construction 的报价，经营期第一年、第二年发生的技术支持费用为9.9千澳元、10.4千澳元。根据合同，该报价已含CPI变动，因此不做调整。则2022年、2023年技术支持费用为9.9千澳元、10.4千澳元。
（9）FCAS费用
FCAS（Frequency Control Ancillary Service）是澳洲电网提供的配套服务，该服务主要通过专业的调节手段，调整因电力供给/需求量不匹配时造成的电网的供电频率上升或下降，使电力频率保持在合理的范围，从而达到电力输送的稳定状态。本次评估根据企业提供的每MWh费用价格进行预测，价格根据外部市场情况波动，每年根据CPI进行调整。
（10）管理及销售费用
企业业务构成简单，未来预计安排运维人员4人；预计销售及管理费用（剔除折旧摊销，折旧摊销已在第一项核算）占年收入5%，则无需考虑CPI调整。则每年管理及销售费用率为5%。
（11）其他费用
其他费用包括中介费、水电费、网络费等，每年根据CPI进行调整。
1、税金及附加：根据澳大利亚联邦政府税收制度，未征收增值税附加税，则无税金及附加费用。
2、利润表其他科目的预测：
（1）投资收益
产权持有单位无长期投资，不预测投资收益。
（2）营业外收入、营业外支出
营业外收入和营业外支出属于企业的偶然性损益，无法合理预测，在未来的现金流预测中不予考虑。
3、资本性支出预测：基于企业投资规划计算评估基准日至建设开工前，企业支出必要的费用。根据规划，企业2020年10月至2022年三月，每年资本性支出分别为350.50千澳元、94,302.96千澳元、62,868.64千澳元。
4、营运资金增加额：根据对评估对象经营情况的调查，以及历史经营的资产和损益、收入及成本费用的统计分析，以及对未来经营期内各年度收入与成本的估算结果，并结合评估对象目前的经营计划，参考同行业数据，对营运资金增加额情况进行预测。则营运资金增加额情况根据企业营运资本变化情况确定。
5、期末回收资金现值：根据项目协议经营期限、企业规划，项目到期后将处置公司的资产。回收金额以期末营运资金余额、固定资产折旧摊销残值确认，计算得期末回收资金现值10,315.87千澳元。
6、折现率
本次评估采用风险累加法计算在建工程的折现率。折现率的基本构成为：折现率＝无风险报酬率＋风险报酬率。
（1）无风险报酬率Rf的确定
无风险报酬率即安全报酬率，通常可以参考政府发行的中长期国债利率或同期银行存款利率来确定，也可以选取距离评估基准日前最近发行的长期国债票面利率、选取最近几年发行的长期国债利率的加权平均值、选取距评估基准日前最近的澳大利亚储备银行公布的10年期国债利率作为无风险报酬率。
国债收益率通常被认为是无风险的，因为持有该债权到期不能兑付的风险很小，可以忽略不计。根据WIND资讯系统、澳洲储备银行统计数据，查得估基准日的澳大利亚10年期国债到期收益率0.8200%，本评估报告以0.8200%作为无风险收益率。
（2）风险报酬率的计算
风险报酬率是指在风险投资中取得的报酬与其投资额的比率。投资的风险越大，风险报酬率越高。采用“风险累加法”将各种风险对风险报酬率的要求加以量化并予以累加，其公式为：
风险报酬率＝开发阶段风险报酬率＋行业风险报酬率＋财务经营风险报酬率
风险报酬率根据项目运营情况确定为8.5%。
（3）折现率的确定
折现率＝无风险报酬率＋风险报酬率
＝0.82%+8.5%=9.32%
7、在建工程相关资产价值的计算
根据上述各关键参数的取值，通过在建工程及相关资产价值计算模型
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则在建工程相关资产价值计算过程如下：
金额单位：千澳元
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则累计收益现值P合计2,184,000.00澳元（取整）。
综上所述，本次对Metz发电项目评估的预测、参数取值所涉及的各项参数的选取是合理的。项目的全投资收益率符合OECD国家标准，且符合澳洲同类光伏电力项目的预期收益范围、并通过接入、批复、规划、建设及经济效益等情况，认为本项目具备各个重要方面的可行性。
【评估师回复】
经核查，评估机构在评估过程中严格按照评估的相关规定，并履行勤勉、尽职的义务，评估取值合理，资产评估价值公允，具有合理性。
【会计师回复】
1、核查过程
针对上述事项，我们执行了以下核查程序：
（1）向管理层了解项目转让的原因，了解澳洲Metz项目的经营情况，检查账面金额形成的过程和依据。
（2）了解收购方FRV Solar Holdings I B.V.的公司背景、公司实力等情况；检查转让协议、银行回款单。
（3）复核两次减值评估的评估师工作，包括复核评估师的资质、重要参数的选取等。
2、核查意见
我们已获取了充分、适当的审计证据，审计结论准确、可靠，我们认为：上述公司对于澳洲Metz光伏电站项目的相关回复，与我们在对公司2020年度财务报表执行审计工作中取得的审计证据及了解的信息一致。澳洲Metz光伏电站项目资产核算准确，减值计提合理。
问题五：年报显示，2018年至2020年，公司应收账款账面价值期末余额分别为5.51亿元、3.71亿元、3.78亿元，各年度坏账准备期末余额分别为5642.90万元、7852.60万元、3640.86万元。其中，2019年公司新增计提坏账减值准备7852.60万元，2020年度收回或转回坏账准备2922.33万元。公司按照应收海外客户款项、应收国家电网和电力公司款项以及应收其他客户款项组合计提坏账准备，报告期末上述各组合坏账计提比例分别为1.78%、4.75%、15.42%。请公司：（1）区分业务板块列示近三年应收账款前五大对象、交易内容及金额、占比、账龄、减值准备计提及依据等，并说明是否涉及公司控股股东及其关联方；（2）补充披露公司应收款项组合的分类依据，近三年减值准备计提的计算过程和主要参数，并结合各组合的信用风险特征等，说明公司应收其他客户款项组合坏账计提比例高于其他应收款项组合的原因及依据；（3）补充披露公司2019年新增大额坏账减值准备计提，于2020年收回或转回的具体原因及依据，并结合前述问题补充披露公司前期坏账准备计提是否审慎，是否存在利润跨期调整的行为。请年审会计师就上述事项发表明确意见，并说明所执行的审计程序，是否获取了充分、适当的审计证据，审计结论是否准确、可靠。
【公司回复】
（1）区分业务板块列示近三年应收账款前五大对象、交易内容及金额、占比、账龄、减值准备计提及依据等，并说明是否涉及公司控股股东及其关联方；
公司主要区分2个业务板块：支架产品业务、电站开发与工程服务，区分业务板块列示近三年应收账款如下：
1、支架产品销售业务前5大应收账款：
（1）2020年12月31日
单位：万元
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2、电站开发与工程服务前5大应收账款：
（1）2020年12月31日
单位：万元
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经公司核查，各业务板块近三年的前五大应收账款均为独立第三方，未涉及公司控股股东及其关联方。
（二）补充披露公司应收款项组合的分类依据，近三年减值准备计提的计算过程和主要参数，并结合各组合的信用风险特征等，说明公司应收其他客户款项组合坏账计提比例高于其他应收款项组合的原因及依据；
1、应收款项组合的分类依据
公司2019年1月1日起执行新金融工具准则，对应收账款以预期信用损失为基础确认损失准备。应收款项，对于应收客户款项存在客观证据表明存在减值，如：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等其他明显信用风险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。对于不存在减值客观证据的应收账款公司依据信用风险特征进行划分。
应收账款确定组合的划分依据如下：
（1）应收账款组合1应收海外客户款项
该组合主要为光伏支架产品销售，主要客户分布在澳洲、泰国、菲律宾、缅甸、日本、英国等国家，期末依据海外客户应收账款余额，根据合同约定回款日期未回，逾期120天以上（在公司与海外客户签署的销售合同中，约定的付款账期在提单日期45-90天之间，并考虑客户的信用额度及信用状况给予1-2个月的展期）且有其他迹象显示不能收回的金额进行单项全额计提信用减值损失，信用减值计提金额考虑保险理赔。
（2）应收账款组合2应收国家电网公司及电力公司的款项
公司光伏发电收入主要来源于中国地区，应收账款主要由脱硫煤价格与按规定取得国家可再生能源电价两部分组成。按照《购售电合同》约定的并网电价与发电量进行结算从而确认应收账款。公司与购电企业按月进行结算，国家新能源补贴的到账时点则须视国家新能源补贴发放的进度。因应收账款对象为国家电网公司，属于政府类款项，信用违约风险极低，因此参考国债利率4.75%比例进行信用减值计提。
（3）应收账款组合3应收其他客户款项
该组合主要包括国内光伏支架销售业务及国内光伏电站EPC工程建设及服务业务。公司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，编制应收款项账龄与整个存续期预期信用损失率对照表，计算预期信用损失。
公司将该应收账款按类似信用风险特征（账龄）进行组合，并基于所有合理且有依据的信息，包括前瞻性信息，对该应收账款坏账准备的计提比例进行估计如下：
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（4）应收账款组合4应收合并范围内关联方款项
该组合主要为公司关联方光伏支架产品销售。公司参考历史信用损失经验，结合当前合并范围内各关联方状况以及对未来经济状况的预测，具有较低信用风险，不计提坏账准备。
2、2018年至2020年应收账款坏账准备计提过程和主要参数如下：
（1）2020年度
单位：万元
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（2）2019年度
单位：万元
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（3）2018年度
单位：万元
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注：2018年公司根据《企业会计准则第22号一一金融工具确认和计量》的相关规定，对公司原有的应收款项坏账准备政策进行了变更。
3、公司应收其他客户款项组合坏账计提比例高于其他应收款项组合的原因及依据
如本回复五之（一）所述，公司应收其他客户款项组合主要包括国内光伏支架销售业务及国内光伏电站EPC工程建设及服务业务。公司将该应收账款按类似信用风险特征（账龄）进行组合，并基于所有合理且有依据的信息，包括前瞻性信息，对该应收账款坏账准备的计提比例进行估计。公司应收其他客户款项组合坏账计提比例受应收款账龄的增加，预期发生损失的金额越大，计提坏账准备金额越多。海外客户信用较好，应收海外客户款项发生逾期且超过120天的金额很少，需计提坏账准备的金额较少，比例较低；应收国家电网公司及电力公司款项，因应收账款对象为国家电网公司，属于政府类款项，信用违约风险极低，参考国债利率4.75%比例进行信用减值计提。
综上所述，公司应收其他客户款项组合坏账计提比例高于其他应收款项组合的原因具有合理性，依据充分。
（三）补充披露公司2019年新增大额坏账减值准备计提，于2020年收回或转回的具体原因及依据，并结合前述问题补充披露公司前期坏账准备计提是否审慎，是否存在利润跨期调整的行为。
公司应收账款2019年新增大额坏账准备计提，于2020年收回或转回，主要受下列客户坏账计提变动影响：
单位：万元
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1、张能涿鹿光伏电力开发有限公司，于2018年建成，目前有将近20MW的规模，均取得了国家补贴资格，公司正常经营但发电收入资金回笼较慢，至2019年末张能涿鹿尚未支付的工程款账龄分别为1年内2,067.06万元，1-2年1,018.35万元，2-3年5,057.75万元，3年以上1,261.56万元。因张能涿鹿正常经营，公司按企业会计政策规定，对其应收账款账龄长短预计对应的信用减值损失，计提信用减值准备3,995.66万元（其中：1年以内按5%计提103.35万，1-2年按10%计提101.84万，2-3年按50%计提2,528.88万，3年以上按100%计提1,261.56万），比2018年末增加1,252.44万元；2020年张能涿鹿光伏电力开发有限公司通过融资方式，使得自身的现金流得到好转，加上公司加大催款力度。在2020年12月，公司收到张能涿鹿应收账款的回款7,149.98万元，对应转回坏账准备3,715.74万元。
2、BS Industry Service Co.,Ltd.在2019年应收账款余额1,496.17万元，在扣除了中国出口信用保险公司（以下简称“中信保”）的保险补偿款后按60%单项计提坏账准备897.70万元，单项计提原因为：2018年下半年清源香港公司陆续发货并送达BS Indurstry项目所在国的目的港后，BS Indurstry并未及时从目的港取货，且货款并未及时支付，经多次沟通、催讨未果。公司经过多方了解得知BS Indurstry资金困难，在建工程项目停滞，且在2019年审计报告出具前未有回款迹象，公司按扣除中信保的保险补偿款后的60%计提信用减值损失。2020年下半年，BS Indurstry将项目公司49%股权以3,990万美元转让给越南的上市公司Gunkul Engineering Plc，资金得到改善，归还向清源香港公司购买光伏支架所欠的货款。2020年度应收BS Industry Service Co.,Ltd.1,496.17万元已经全部回款，对应转回坏账准备897.70万元。
3、江苏印加新能源科技股份有限公司在2019年因经营不善，涉及多项司法诉讼，资金链紧张，未能归还公司的应收账款，公司于2019年末全额计提坏账准备278.99万元，2020年公司与江苏印加新能源科技股份有限公司协商债务重组，江苏印加新能源科技股份有限公司归还公司237.14万元，公司给予其41.85万元折扣，对应转回及核销坏账准备278.99万元。
综上所述，公司前期坏账准备计提皆严格按照会计准则进行计提，并且坏账准备的计提是审慎的，并不存在利润跨期调整的行为。
【会计师回复】
1、核查过程
针对上述事项，我们执行了以下核查程序：
（1）复核公司的坏账计提政策，检查各组合分类依据和坏账计提方式的合理性。
（2）获取公司应收账款明细表，检查应收账款的各组合分类是否准确，检查账龄划分是否准确，长账龄应收账款未收回原因。
（3）复核公司应收账款坏账计算表，检查坏账准备计提和转回是否准确。
（4）针对本年大额回款冲回坏账准备的客户，检查客户的工商信息、银行回款单；函证应收账款和回款金额；对部分大额回款客户进行走访，访谈本年客户回款的过程、资金来源等。
（5）检查往年单项计提坏账的应收账款计提原因及合理性，检查本年能够收回的原因及合理性，检查是否将冲回的信用减值损失作为非经常性损益披露。
2、核查意见
我们已获取了充分、适当的审计证据，审计结论准确、可靠，我们认为：上述公司对于2020年度应收账款坏账准备的相关回复，与我们在对公司2020年度财务报表执行审计工作中取得的审计证据及了解的信息一致。
问题六：年报披露，报告期末公司其他应收款期末账面余额7372.21万元，主要为电站股权转让款、资金往来款以及保证金。按账龄披露的明细中，1年以内2092.58万元，1年以上5279.63万元，其他应收款坏账合计计提1720.20万元。请公司分类列示一年以上其他应收款的具体明细，包括交易对方名称、金额、交易内容、账龄、是否存在逾期、截至目前是否收回等，进一步说明报告期内坏账计提是否充分，并核实交易对方是否涉及公司控股股东及关联方。请会计师核查并发表意见。
【公司回复】
1、公司分类列示一年以上200万元其他应收款的具体明细如下：
单位：万元
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2、公司对预期信用损失的确定方法及会计处理方法
对于不存在减值客观证据的其他应收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，本公司依据信用风险特征将其他应收款划分为若干组合，在组合基础上计算预期信用损失，确定组合的依据如下：
其他应收款确定组合的依据如下：
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对于划分为组合的其他应收款，本公司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，通过违约风险敞口和未来12个月内或整个存续期预期信用损失率，计算预期信用损失。其中：其他应收款组合1-3，本公司将该其他应收款按类似信用风险特征（账龄）进行组合，并基于所有合理且有依据的信息，包括前瞻性信息，对该其他应收款坏账准备的计提比例进行估计如下：
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综上所述，公司账龄1年以上且尚未逾期的其他应收款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，将该应收账款按类似信用风险特征（账龄）进行组合，编制应收款项账龄与整个存续期预期信用损失率对照表，计算预期信用损失，坏账计提充分。账龄1年以上且已逾期的其他应收款，除其他应收开封阳源清新能源有限公司8.65万元计提4.33万元外，其他均已单项全额计提坏账，或按组合3方式计提但已全额计提坏账，坏账准备计提充分。
2、交易对方未涉及公司控股股东及其关联方，仅涉及到如下非控股股东的关联方：
单位：万元
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公司目前正在积极对上述欠款进行对账催收。
【会计师回复】
1、核查过程
针对上述事项，我们执行了以下核查程序：
（1）获取公司其他应收款明细，核查其他应收款分类和账龄划分是否准确。
（2）检查账龄超过一年的其他应收款其他应收款，未收回的原因及合理性。
（3）检查账龄1年以上的大额其他应收款对应的工商信息和信用情况，检查信用状况是否恶化、是否与公司股东存在关联等情况。
（4）获取本年电站股权转让款、资金往来款的回款明细，检查大额回款的付款单位、付款金额等是否异常。
（5）对大额其他应收款余额发函。
2、核查意见
经核查，我们认为：上述公司对于2020年度其他应收具体明细的相关回复，与我们在对公司2020年度财务报表执行审计工作中取得的审计证据及了解的信息一致。
问题七：前期公告显示，2019年12月，为优化公司资产结构，增加资金流动性，公司先后向湖南新华水利电力有限公司、K/S Obton Solenergi Turner转让包括南安市新科阳新能源有限公司等5家全资子公司80%股权以及德国甘孜林光伏电站项目。其中，5家全资子公司80%股权交易作价为9138.44万元，按照收益法评估增值率为11.05%；德国甘孜林光伏电站项目交易作价346.06万欧元，按照收益法评估增值率为-0.84%。上述股权及资产转让后，公司固定资产账面价值当期减少5.17亿元。请公司：（1）补充披露上述电站的建设、转固及并网等基本情况以及交易相关资产评估的具体过程，包括评估假设、重要参数的选取、盈利预测情况等，说明本次交易定价是否公允、合理；（2）结合电站建设成本、并网后盈利能力及运营成本等，量化分析公司出售上述电站的主要考虑及合理性，是否存在损害上市公司利益的情形。请年审会计师、评估师及独立董事发表明确意见。
【公司回复】
（1）补充披露上述电站的建设、转固及并网等基本情况以及交易相关资产评估的具体过程，包括评估假设、重要参数的选取、盈利预测情况等，说明本次交易定价是否公允、合理；
1、南安市新科阳新能源有限公司等5家全资子公司（以下简称“南安项目”）包含南安市中品阳新能源有限公司、南安市新科阳新能源有限公司、南安市中威阳新能源有限公司、泉州中清阳新能源有限公司、泉州在源新能源科技有限公司五家项目子公司，EPC总承包方均为公司的全资子公司清源易捷（厦门）工程有限公司，并网时间分别为2017年至2018年间。资产评估由收购方新华水电委托北京北方亚事资产评估事务所公司进行评估，南安电站净资产评估价值1.23亿元，评估增值额854万，评估增值率7.46%。公司为了尽快盘活电站资产，改善资产结构，缓解资金压力，故参考基准日净资产价值进行交易定价并促成了双方的合作，最终公司转让南安电站80%股权对应的交易价格为9,138万元。
南安77MW项目备案共包含28个光伏发电项目，具体建设、转固及并网等基本情况如下：
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2、南安项目各公司收益分析
（1）南安市新科阳新能源有限公司
①基本情况
南安市新科阳新能源有限公司共计持有33MWp屋顶分布式光伏发电项目，位于福建省泉州市南安市水头镇、石井镇及官桥镇。为屋顶分布式电站，共10个项目，备案容量为33MW，实际装机容量22.66398MW，2017年3月开工建设，2017年6月并入电网运行。本项目并网首年（2017.07-2018.06）上网电量为2537万度，并网第二年（2018.07-2019.06）实际上网电量为2322万度。
②经营数据
单位：万元
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③南安市新科阳新能源有限公司全投资收益分析结果
项目转让基准日，经采用数据分析，得出项目全投资收益率8.9%。
（2）南安市中品阳新能源有限公司收益分析
①公司基本情况
南安市中品阳新能源有限公司共计持有33MWp屋顶分布式光伏发电项目，位于福建省泉州市南安市水头镇、石井镇及官桥镇。为屋顶分布式电站，共8个项目，备案容量为33MW，实际装机容量19.16808MW，2017年3月开工建设，2017年6月并入电网运行。本项目并网首年（2017.07-2018.06）上网电量为1914.54万度，并网第二年（2018.07-2019.06）实际上网电量为1993.84万度。
②经营数据
单位：万元
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③全投资收益分析结果
项目转让基准日，经采用数据分析，得出项目全投资收益率9.04%。
（3）南安市中威阳新能源有限公司
①公司基本情况
南安市中威阳新能源有限公司共计持有22MWp屋顶分布式光伏发电项目，位于福建省泉州市南安市官桥镇。为屋顶分布式电站，共4个项目，备案容量为22MW，实际装机容量17.4784MW，2017年3月开工建设，2017年6月并入电网运行。本项目并网首年（2017.07-2018.06）上网电量为1809.09万度，并网第二年（2018.07-2019.06）实际上网电量为1693.5万度。
②经营数据
单位：万元
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③全投资收益分析结果
项目转让基准日，经采用数据分析，得出项目全投资收益率9.1%。
（4）泉州在源新能源科技有限公司
①公司基本情况
泉州在源新能源科技有限公司共计持有7MWp屋顶分布式光伏发电项目，位于福建省泉州市南安市永秀阀门、金鹿工业园。为屋顶分布式电站，共2个项目，备案容量为7MW，实际装机容量3.15211MW，2017年3月开工建设，2017年6月并入电网运行。本项目并网首年（2017.07-2018.06）上网电量为257.24万度，并网第二年（2018.07-2019.06）实际上网电量为309.41万度。
②经营数据
单位：万元
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③全投资收益分析结果
项目转让基准日，经采用数据分析，得出项目全投资收益率9.69%。
（5）泉州中清阳新能源有限公司
①公司基本情况
泉州中清阳新能源有限公司共计持有17MWp屋顶分布式光伏发电项目，位于福建省泉州市南安市官桥镇、水头镇。为屋顶分布式电站，共4个项目，备案容量为17MW，实际装机容量14.6134MW（海丝5.696MW，福汇、环球8.9174MW），海丝项目2017年3月开工建设，2017年6月并入电网运行。福汇、环球2018年1月开工建设，2018年6月并网运行。海丝项目，并网首年（2017.07-2018.06）上网电量为703.12万度，并网第二年（2018.07-2019.06）实际上网电量为637.53万度。福汇项目，并网首年（2018.07-2019.06）上网电量为846.78万度。
②经营数据
单位：万元
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③全投资收益分析结果
项目转让基准日，经采用数据分析，得出项目全投资收益率9%。
综上所述，公司持有的南安项目公司投资收益率都在合理投资收益范围。
【北京北方亚事资产评估事务所评估师回复】
1、北京亚事资产评估事务所关于收购南安市新科阳新能源有限公司等5家公司股东全部权益价值评估的回复
一、评估假设
由于企业所处运营环境的变化以及不断变化着的影响资产价值的种种因素，必须建立一些假设以便资产评估师对资产进行价值判断，充分支持我们所得出的评估结论。本次评估是建立在以下前提和假设条件下的：
（一）一般假设
1.企业持续经营假设
企业持续经营假设是假定被评估单位的经营业务合法，并不会出现不可预见的因素导致其无法持续经营，被评估资产现有用途不变并原地持续使用。
2.交易假设
交易假设是假定所有待评估资产已经处在交易的过程中，评估师根据待评估资产的交易条件等模拟市场进行估价。交易假设是资产评估得以进行的一个最基本的前提假设。
3.公开市场假设
公开市场假设是假定在市场上交易的资产，或拟在市场上交易的资产，资产交易双方彼此地位平等，彼此都有获取足够市场信息的机会和时间，以便于对资产的功能、用途及其交易价格等做出理智的判断。公开市场假设以资产在市场上可以公开买卖为基础。
（二）特殊假设
1．假设国家宏观经济形势及现行的有关法律、法规、政策，无重大变化；本次交易双方所处地区的政治、经济和社会环境无重大变化。
2．假设被评估单位所在的行业保持稳定发展态势，行业政策、管理制度及相关规定无重大变化。
3．假设国家有关信贷利率、汇率、赋税基准及税率、政策性征收费用等不发生重大变化。
4．假设无其他人力不可抗拒因素及不可预见因素，造成对企业重大不利影响。
5．假设本次评估测算的各项参数取值是按照现时价格体系确定的，未考虑基准日后通货膨胀因素的影响。
6．假设被评估单位的生产经营业务可以按其现状持续经营下去，并在可预见的经营期内，其经营状况不发生重大变化。
7．假设企业未来的经营管理人员尽职，企业继续保持现有的经营管理模式持续经营。
8．资产持续使用假设，即假设被评估资产按照其目前的用途和使用的方式、规模、环境等条件合法、有效地持续使用下去，并在可预见的使用期内，不发生重大变化。
9．假设委托人及被评估单位所提供的有关企业经营的一般资料、产权资料、政策文件等相关材料真实、有效。
10．假设评估对象所涉及资产的购置、取得、建造过程均符合国家有关法律法规规定。
当上述条件发生变化时，评估结果一般会失效。
评估人员根据资产评估的要求，认定这些前提条件在评估基准日时成立，当未来经济环境发生较大变化时，评估人员将不承担由于前提条件的改变而得出不同评估结果的责任。
二、评估过程
1、北京北方亚事资产评估事务所（特殊普通合伙）接受新华水力发电有限公司和湖南新华水利电力有限公司的委托，对收购南安市新科阳新能源有限公司等5家公司股东全部权益价值进行评估。
2、5家公司的评估基准日为：2019年4月30日。
3、评估方法的选择
（1）收益法是从资产的预期获利能力的角度评价资产，能完整体现企业的整体价值，其评估结论通常具有较好的可靠性和说服力。公司管理层能够提供公司的历史经营数据和未来年度的盈利预测数据，且盈利预测与其资产具有较稳定的关系；评估人员经过和企业管理层访谈，以及调研分析认为具备收益法评估的条件。
（2）资产基础法从再取得资产的角度反映资产价值，即通过资产的重置成本扣减各种贬值反映资产价值。其前提条件是：第一，被评估资产处于继续使用状态或被假定处于继续使用状态；第二，应当具备可利用的历史资料。本次评估的委估资产具备以上条件。
（3）选用收益法评估结果作为评估结论的原因
资产基础法从资产重置的角度评价资产的公平市场价值，仅能反映企业资产的自身价值，反映的是基于现有资产的重置价值，而不能全面、合理的体现各项资产综合的获利能力及企业的成长性。收益法是从企业未来发展的角度，通过合理预测企业未来收益及其对应的风险，综合评估企业股东全部权益价值。不仅考虑了各分项资产是否在企业中得到合理和充分利用、组合在一起时是否发挥了其应有的贡献等因素对企业股东全部权益价值的影响，同时也考虑了企业运营资质、行业竞争力、公司的管理水平、人力资源、要素协调作用以及合作平台因素等资产基础法无法考虑的因素对股东全部权益价值的影响。
我们认为资产的价值通常不是基于重新购建该资产所花费的成本而是基于市场参与者对未来收益的预期。评估师经过对被评估单位财务状况的调查及经营状况分析，结合本次资产评估对象、评估目的，适用的价值类型，经过比较分析，认为收益法的评估结论能更全面、合理地反映企业的内含价值，故本次评估采用收益法评估结果作为本次评估的最终评估结论。
三、重要参数的选取
1、营业收入预测
5家委估公司建设容量77.1MW分布式光伏发电项目，其中68.2MW已纳入2016年年度实施方案，上网电价为0.98元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.5868元/千瓦时；8.9MW已纳入2017年年度实施方案，上网电价为0.85元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.4568元/千瓦时。
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具体分析如下：
（1）南安市新科阳新能源有限公司装机容量22.66398MW。南安市新科阳新能源有限公司的营业收入全部为售电收入。
对于上网电价的预测，根据《国家发展改革委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）、《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发〈可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法〉的通知》（财建〔2012〕102号）及福建省光伏的文件精神，在光伏发电项目投入运营起的20年内（即2017年至2037年6月），按照上网电价为0.98元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.5868元/千瓦时；剩余预测期（2037年7月1日至2042年6月），则根据国家产业政策不在享受国家补助，因此确认剩余预测期南安市新科阳新能源有限公司上网电价为0.3932元/千瓦时（含税）。
所在地年水平辐射1456.4kwh/m2，年水平有效小时数（可利用小时）1175h预测。电站正式运行后按照每年平均0.8%衰减率计算。发电量的计算公式如下：
发电量的计算=装机容量×可利用小时×（1-衰减率）
使用年限的确定：太阳能电站有一定的运营寿命，光伏电站一般设计运营期为25年。公司预测期按照25年减去电站已经运行时间预测剩余年限。
由于委估公司是屋顶分布式光伏发电，不予考虑站内损耗率。
营业收入预测表
单位：万元
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（2）南安市中品阳新能源有限公司装机容量19.16808MW。对于上网电价的预测，根据《国家发展改革委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）、《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发〈可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法〉的通知》（财建〔2012〕102号）及福建省光伏的文件精神，在光伏发电项目投入运营起的20年内（即2017年至2037年6月30日），按照上网电价为0.98元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.5868元/千瓦时；剩余预测期（2037年7月1日至2042年6月），则根据国家产业政策不在享受国家补助，因此确认剩余预测期南安市中品阳新能源有限公司上网电价为0.3932元/千瓦时（含税）。
所在地年水平辐射1456.4kwh/m2，年水平有效小时数（可利用小时）1175h预测。电站正式运行后按照每年平均0.8%衰减率计算。发电量的计算公式如下：
发电量的计算=装机容量×可利用小时×（1-衰减率）
使用年限的确定：太阳能电站有一定的运营寿命，光伏电站一般设计运营期为25年。公司预测期按照25年减去电站已经运行时间预测剩余年限。
由于委估公司是屋顶分布式光伏发电，不予考虑站内损耗率。
营业收入预测表
单位：万元
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（3）泉州在源新能源科技有限公司装机容量3.15211MW。对于上网电价的预测，根据《国家发展改革委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）、《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发〈可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法〉的通知》（财建〔2012〕102号）及福建省光伏的文件精神，在光伏发电项目投入运营起的20年内（即2017年至2037年6月30日），按照上网电价为0.98元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.5868元/千瓦时；剩余预测期（2037年7月1日至2042年6月），则根据国家产业政策不在享受国家补助，因此确认剩余预测期南安市中品阳新能源有限公司上网电价为0.3932元/千瓦时（含税）。
所在地年水平辐射1456.4kwh/m2，年水平有效小时数（可利用小时）1175h预测。电站正式运行后按照每年平均0.8%衰减率计算。发电量的计算公式如下：
发电量的计算=装机容量×可利用小时×（1-衰减率）
使用年限的确定：太阳能电站有一定的运营寿命，光伏电站一般设计运营期为25年。公司预测期按照25年减去电站已经运行时间预测剩余年限。
由于委估公司是屋顶分布式光伏发电，不予考虑站内损耗率。
营业收入预测表
单位：万元
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（4）泉州中清阳新能源有限公司装机容量5.69600MW。对于上网电价的预测，根据《国家发展改革委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）、《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发〈可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法〉的通知》（财建〔2012〕102号）及福建省光伏的文件精神，其中5.69600兆瓦在光伏发电项目投入运营起的20年内（即2017年至2037年6月30日），按照上网电价为0.98元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.5868元/千瓦时；剩余预测期（2037年7月1日至2042年6月30日），则根据国家产业政策不在享受国家补助，因此确认剩余预测期泉州中清阳新能源有限公司上网电价为0.3932元/千瓦时（含税）；另外8.91740兆瓦在光伏发电项目投入运营起的20年内（即2018年至2038年6月30日），按照上网电价为0.85元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.4568元/千瓦时；剩余预测期（2038年7月1日至2043年6月30日），则根据国家产业政策不在享受国家补助，因此确认剩余预测期泉州中清阳新能源有限公司上网电价为0.3932元/千瓦时（含税）。
所在地年水平辐射1456.4kwh/m2，年水平有效小时数（可利用小时）1175h预测。电站正式运行后按照每年平均0.8%衰减率计算。发电量的计算公式如下：
发电量的计算=装机容量×可利用小时×（1-衰减率）
使用年限的确定：太阳能电站有一定的运营寿命，光伏电站一般设计运营期为25年。公司预测期按照25年减去电站已经运行时间预测剩余年限。
由于委估公司是屋顶分布式光伏发电，不予考虑站内损耗率。
营业收入预测表
单位：万元
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（5）南安市中威阳新能源有限公司装机容量17.47840MW。对于上网电价的预测，根据《国家发展改革委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）、《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发〈可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法〉的通知》（财建〔2012〕102号）及福建省光伏的文件精神，在光伏发电项目投入运营起的20年内（即2017年至2037年6月30日），按照上网电价为0.98元/千瓦时，其中基础电价0.3932元/千瓦时、补贴电价0.5868元/千瓦时；剩余预测期（2037年7月1日至2042年6月），则根据国家产业政策不在享受国家补助，因此确认剩余预测期南安市中品阳新能源有限公司上网电价为0.3932元/千瓦时（含税）。
所在地年水平辐射1456.4kwh/m2，年水平有效小时数（可利用小时）1175h预测。电站正式运行后按照每年平均0.8%衰减率计算。发电量的计算公式如下：
发电量的计算=装机容量×可利用小时×（1-衰减率）
（下转B95版）
