依据近三年商誉减值测试结果，新疆鑫瑞浦源能源科技有限公司、乌鲁木齐市国鑫乾立新能源有限公司、新疆丝路创新旅游文化投资有限公司三个包含商誉的资产组出现减值，其他项目均未出现减值。

　　（4）、结合前述分析，说明有关减值是否充分、合理。

　　近三年商誉减值测试中，折现率保持平稳。2022年比2021年略有下降，主要由于无风险收益率及市场风险溢价的下降导致；2022年与2023年折现率基本持平。

　　近三年商誉减值测试中，各项目预测期年均有效发电小时数按照历史年度实际发电小时数均值计算调整，有一定波动。

　　基于上述分析，公司近三年对商誉相关资产组减值测试所用主要参数的确认原则和方法未发生变化。各年度减值测试过程中，主要参数依据资产经营情况及年度市场情况取值。公司根据相关《资产评估报告》的评估结果计提商誉减值，具备充分性和合理性。

　　三、关于募集资金使用。公司2022年非公开发行股票募集资金用于4个光伏发电项目和补充流动资金。截至2024年6月30日，其中2个光伏发电项目投入进度已达到100%，实现效益分别为-1334.89万元、-629.37万元。另外两个光伏发电项目“贵港市港南桥圩镇200MWp农光储互补平价上网光伏发电复合项目”和“湖北昌昊新能源科技有限公司监利市黄歇口镇马嘶湖渔场（西片）100MW渔光互补光伏电站项目”投入进度分别为73.37%和79.32%，并两次延期，延期原因为国土调查。请公司补充披露：（1）两个投入进度已达100%光伏发电项目的投产情况、发电量、售电价格及收入情况，以及截至目前的盈利状况是否达到预期及原因；（2）尚在建设期内的两个光伏发电项目国土调查问题的处理情况、推进情况，是否存在其他障碍及减值风险，并进行必要的风险提示。

　　公司回复：

　　（一）两个投入进度已达100%光伏发电项目的投产情况、发电量、售电价格及收入情况，以及截至目前的盈利状况是否达到预期及原因

　　君能新能源公安县狮子口镇100MWp渔光互补光伏发电项目（以下简称“公安项目”）和湖北开奥光伏发电有限公司石首市团山寺镇70MW渔光互补光伏发电项目（以下简称“石首项目”）分别于2023年6月和2023年11月达到预定可使用状态，投产后相关业务数据如下：

　　单位：万元

　　■

　　2023年12月6日，国家能源局华中监管局印发《华中区域发电机组进入及退出商业运营实施细则》（华中监能市场【2023】171号）（以下简称“华中实施细则”）。华中实施细则第九条规定“发电机组进入商业运营应具备下列条件：（一）签署机组启动验收交接书或鉴定书；（二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构巳确认发电机组和接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求；（三）签订《并网调度协议》和《购售电合同》；（四）取得电力业务许可证（发电类）。发电机组应在项目完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证（发电类），或按规定变更许可事项，分批投产的发电项目应分批申请。符合许可豁免政策的机组除外；（五）以发电为主、总装机容量五万千瓦及以上的大、中型水电站大坝巳经国家认定的机构安全注册或登记备案”。

　　华中实施细则第十七条规定“发电机组所对应的电源类型和独立新型储能巳参与所在省（区、市）电力市场化交易的，其调试运行期上网电量按照所在省（区、市）同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算”。

　　公安项目和石首项目位于湖北省，适用华中实施细则的相关规定。该细则为2023年底新出台文件，湖北省内同期并网新能源项目集中开展转商运工作，由于承接办理第九条第（二）款规定的并网运行试验的有承办资质的第三方服务机构有限、试验能力不足，导致大批新能源项目等待服务机构开展试验，试验进度严重滞后。截至2024年6月底，两项目尚未达到进入商业运营的全部必备条件，故两项目均未转入商业运营。受此新政影响，公安项目和石首项目电价需按照同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算或者按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算；同时，项目电量结算按照已取得的部分并网电力业务许可证上注明的并网容量占项目备案容量的比例进行结算，导致结算电量低于上网电量。未结算电量部分，待转入商业运营后，进行补结算。两项目虽全容量并网，但试运行阶段的结算电量和结算电价均处于非正常水平，盈利结果不具有参考性。

　　2024年上半年，公安项目和石首项目实际发电量完成全年预测对比情况详见下表，两项目项目实际完成数约为可研报告预测全年数的44%左右，差异较小。

　　单位：万kwh

　　■

　　目前，公安项目已基本满足进入商业运营的相关要求，公司正在重新签署购售电合同，合同完成签署后提请申报转商业运行，预计2024年底可进入商业运营；石首项目仍在等待服务机构进行并网运行试验，试验通过后公司将积极推进办理相关手续并尽快启动转商业运行申报工作，预计2025年一季度可进入商业运营。待项目转入商业运营后，公安项目和石首项目预计将回归正常经营状态。

　　2024年4月9日，湖北省能源局发布《湖北省电力现货市场第二轮长周期结算试运行的通知》，从2024年4月16日开始长周期结算试运行，参与现货期间60%电量按标杆结算，剩余40%电量按现货价格结算。受此新政的影响，公安项目和石首项目未来转入商业运营后，项目可参与绿电交易，但短期内电价将会受到影响，存在不达预期的风险。

　　（二）尚在建设期内的两个光伏发电项目国土调查问题的处理情况、推进情况，是否存在其他障碍及减值风险，并进行必要的风险提示。

　　贵港市港南桥圩镇200MWp农光储互补平价上网光伏发电复合项目（以下简称“贵港项目”）原计划光伏区用地因第三次国土调查以及退桉还耕、旱改水等土地整治工作原因，土地性质发生变更，导致租赁进度延迟。经过与广西省贵港市港南区政府协商，区政府已同意重新规划调整地块以支持继续推进项目的建设。截至本回复披露日，贵港项目所需全部2,880亩光伏区用地的租赁协议签署工作已完成，其中2714亩已经完成地表清理并交付施工；剩余166亩正在进行地表清理工作，预计2024年10月底前完成交付。截至2024年9月底，贵港项目已实现172.4MW装机容量并网发电，预计2024年底前可完成全容量并网。

　　湖北昌昊新能源科技有限公司监利市黄歇口镇马嘶湖渔场（西片）100MW渔光互补光伏电站项目（以下简称“监利项目”）原计划部分光伏区用地因第三次国土调查及土地整治工作原因，土地性质变更，无法用于光伏项目建设，导致租赁进度延迟。公司采取占补平衡、调整地块等多种方式对用地范围进行调整，经监利市自然资源和规划局核实，调整后的光伏区用地土地性质问题已解决。截至2024年9月底，监利项目已完成光伏区用地1,530亩的租赁协议签署工作，剩余光伏区用地870亩征地工作由湖北省监利市黄歇口镇政府负责协调推进，预计不存在实质性障碍。公司将积极推进监利项目的建设工作，按既定计划于2025年6月30日前完成全容量并网工作。

　　截止到2024年9月30日，上述两项目正在建设过程中，不存在减值风险。

　　贵港项目及监利项目因用地问题导致项目延期，公司已成立专项工作小组，实时关注前述两项目的过程管理，定期对项目建设进度进行监督，确保项目按延期日期完成。但鉴于建设过程中可能存在不可预见因素，导致项目建设进度存在不达预期的风险，全容量并网时间存在不确定性。

　　四、关于应收账款。2021-2023年，公司应收账款分别为37.52亿元、53.23亿元、58.90亿元，占营业收入比重分别为196.65%、172.70%、177%。2024年上半年，公司应收账款75.30亿元，其中大多为可再生能源电价补贴款，目前公司下属电站已有40个合计装机容量1,924兆瓦进入第一批补贴合规名单。2023年计提坏账准备347.62万元，2024年上半年计提坏账准备436.60万元。

　　请公司补充披露：（1）应收账款按账龄分布对应的坏账准备计提比例、金额及其相互匹配关系，说明公司应收账款金额规模较大但坏账准备计提较少的原因，并与同行业比较说明合理性；（2）下属电站涉及可再生能源补贴的情况、截至目前回款情况、纳入补贴与未纳入补贴电站的坏账准备计提标准是否一致；（3）结合可再生能源补贴核查工作的进展、应收账款中补贴的金额和占比、坏账准备计提比例等，说明补贴款相关应收账款减值计提是否准确、充分。

　　公司回复：

　　（一）应收账款按账龄分布对应的坏账准备计提比例、金额及其相互匹配关系，说明公司应收账款金额规模较大但坏账准备计提较少的原因，并与同行业比较说明合理性。

　　1、公司应收账款及坏账计提政策：

　　公司按照欠款人类型及其信用情况作为风险特征，对应收账款进行分组并以组合为基础考虑评估信用风险是否显著增加，确定预期信用损失。

　　（1）针对应收电网公司组合：公司应收电网公司电费，公司判断电网公司在短期内履行其合同现金流量义务的能力很强，并且即便较长时期内经济形势和经营环境存在不利变化但未必定降低电网公司履行其现金流量义务的能力，因此应收电网公司应收账款被视为具有较低的信用风险。

　　（2）基于账龄确认信用风险特征组合的账龄计算方法

　　账龄组合：针对除应收电网公司组合外其他客户的应收账款，公司参考历史信用损失经验，结合当前状况及对未来经济状况的预测，编制应收账款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，主要为以下两类：

　　1）太阳能发电及风力发电直供电客户：应收账款在整个存续期内各账龄预期损失率为：账龄0-6个月，预期信用损失率为0；账龄7-12个月，预期信用损失率为5%；账龄1-2年，预期信用损失率为10%；账龄2-3年，预期信用损失率为30%；账龄3-4年，预期信用损失率为50%；账龄4-5年，预期信用损失率为80%；账龄5年以上，预期信用损失率为100% 。

　　2）其他：应收账款在整个存续期内各账龄预期损失率为：账龄1年以内，预期信用损失率为0；账龄1-2年，预期信用损失率为5%；账龄2-3年，预期信用损失率为10%；账龄3-4年，预期信用损失率为30%；账龄4-5年，预期信用损失率为70%；账龄5年以上，预期信用损失率为100%。

　　（3）按照单项计提坏账准备的认定单项计提判断标准

　　公司在单项应收账款上若获得关于信用风险显著增加的充分证据，则按照该应收账款的账面金额与预期能收到的现金流量现值的差额，确定该应收账款的预期信用损失，计提损失准备。

　　2、公司应收账款计提坏账情况如下：

　　（1）应收电网公司组合：

　　应收电网公司主要为应收标杆电费款及应收可再生能源补贴款。下表列示了不同账龄的应收电网公司款项余额及坏账计提金额。

　　单位：万元

　　■

　　根据《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建[2020]5 号），可再生能源发展基金是国家为支持可再生能源发电、促进可再生能源发电行业稳定发展而设立的政府性基金，补助资金由可再生能源电价附加收入筹集。根据《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综[2011]115 号），可再生能源发展基金的资金来源为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。可再生能源电价附加，由电网企业在向电力用户收取电费时一并代征，再由财政监察专员办事处按月向电网企业征收，实行直接缴库，收入全额上缴中央国库。

　　由此可知，可再生能源电价附加的收入是按月向电力用户收取，补贴电费的资金已经按月进入中央国库，因此公司应收补贴电费的资金来源稳定且有保障。目前补贴电价部分收入回收虽然较慢，但是此部分为国家补贴，符合发放条件，虽尚未明确发放时间，但基本无坏账风险。

　　综上，考虑应收电网公司的电费款及应收国家补贴电费的信用风险较低，未计提坏账准备。

　　（2）应收账龄组合：

　　应收账龄组合款项主要为应收供应链业务款项及应收太阳能发电及风力发电直供电客户款项。下表列示了不同账龄款项余额及坏账计提金额。

　　单位：万元

　　■

　　注：主要为2023年新收购公司带来的应收账款增加，公司按照被收购公司计提减值准备后的净额确认于应收账款余额中，2022年年末余额中不包括此部分金额，2024年上半年此笔应收账款原值按照公司会计政策按账龄计提坏账。

　　（3）单项计提：

　　公司分布式电站客户北方重工集团有限公司受司法重整影响，其应收账款的信用风险显著增加，公司按照该应收账款的账面金额与预期能收到的现金流量现值的差额，确定该应收账款的预期信用损失，按照50%计提损失准备。

　　3、同行业可比上市公司坏账准备计提情况：

　　（1）应收电网公司电费相关坏账准备计提情况

　　■

　　对于应收电网公司电费的坏账计提政策，公司与同行业可比公司无显著差异。

　　（2）应收账款中账龄组合相关坏账准备计提情况

　　■

　　公司应收账款账龄组合实际计提比例较低，主要由于2023年至2024年上半年账龄组合应收账款中超过1年以上账龄的金额比重低于0.35%，坏账金额比例为0.10%；2021年至2022年没有超过6个月的应收账款，按照公司会计政策无需计提坏账。

　　综上，公司预计应收电网公司售电款以及可再生能源电价附加资金补助不存在回款困难，发生减值的风险较小，未实际计提坏账准备，与同行业可比公司情况不存在明显差异。

　　（二）下属电站涉及可再生能源补贴的情况、截至目前回款情况、纳入补贴与未纳入补贴电站的坏账准备计提标准是否一致

　　根据《财政部国家发展改革委国家能源局关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）的要求，国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而是由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。2020年11月18日财政部再次发文《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕70号）明确了国家对可再生能源发电补贴项目的管理方式由发布补助目录转变为由电网企业公布补贴清单。

　　补贴清单包含符合条件的风电、光伏等项目，需满足国家规划、能源部门要求，并符合价格政策。审核流程包括省电网公司审批、省级能源主管部门确认、信息中心复核及公示公布。项目全容量并网时间的上网电价按国家价格政策执行。变更项目信息需向电网企业申请，变更并网容量或场址需重新申报。光伏自然人分布式项目仍按旧目录管理。电网企业需定期汇总项目信息并备案。这一通知旨在规范补贴资金使用，促进可再生能源行业健康发展。

　　截至2024年6月30日，公司应收国家可再生能源补贴总额为63.17亿元；截至2024年9月30日，下属电站累计收回可再生能源补贴36.47亿元（包含以前年度收回的部分）。

　　单位：万元

　　■

　　根据上表显示，截止2024年6月30日，公司已有45个项目纳入补贴清单，尚有17个项目由于各省补贴清单审批工作进度安排不一致等原因暂未进入补贴清单（如部分省份要求项目先通过合规性核查后才进行补贴清单审批），具体如下：

　　■

　　注1：河北赤城雀沟20MW光伏项目含5.6MW扶贫补贴，此部分已进入国补目录（第一批扶贫），剩余14.4MW商业部分正在申报审核中，目前处于信息中心复核阶段。

　　按照公司会计政策，针对应收电网公司电费，公司判断电网公司在短期内履行其合同现金流量义务的能力很强，并且即便较长时期内经济形势和经营环境存在不利变化，但未必降低电网公司履行其现金流量义务的能力，因此应收电网公司应收账款被视为具有较低的信用风险。未纳入国补目录或清单项目，目前均处于正常申报国补清单过程中，不存在实质性障碍，因此公司对于纳入国补清单和尚未纳入国补清单的应收国网电费均划分为应收电网电费组合，不计提坏账准备，纳入补贴与未纳入补贴电站的坏账准备计提标准一致。

　　（三）结合可再生能源补贴核查工作的进展、应收账款中补贴的金额和占比、坏账准备计提比例等，说明补贴款相关应收账款减值计提是否准确、充分。

　　2022年3月24日，国家发改委、能源局以及财政部（“三部委”）联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》（“通知”），公司按照通知的要求，从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护（仅限于生物质发电）六个方面进行了自查。根据2022年10月28日发布的《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》的公示说明，自2022年3月起在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查核查工作，相关结果如下：

　　单位：万元

　　■

　　目前可再生能源补贴核查工作尚处于进行过程中，部分事项并非可再生能源发电企业主观原因导致，核查结论尚未明确。按照公司对现存政策的理解以及对项目情况的梳理，公司判断相关款项的预期信用损失风险不存在明显差异，公司对于此类应收统一划分为应收电网电费组合，不计提坏账准备，纳入合规清单与未纳入合规清单电站的坏账准备计提标准一致。基于目前可再生能源补贴核查进展，公司结合对相关政策的理解情况进行了合理会计估计，符合《企业会计准则》的相关规定。

　　五、关于其他非流动资产。半年报显示，其他非流动资产金额为15.28亿元，其中预付长期资产购置款9.01亿元。请公司详细说明预付长期资产购置款对应的业务内容、预付对象名称、与公司关联关系、预付资金的具体用途、预计资产交付时间，涉及有关交易商业模式的合理性、交易安排是否损害公司利益、具体会计处理以及是否符合《企业会计准则》的要求等。

　　公司回复：

　　(一) 预付长期资产购置款对应的业务内容、预付对象名称、与公司关联关系、预付资金的具体用途、预计资产交付时间。

　　报告期内，公司预付长期资产购置款主要由生产经营预付工程物资款以及收购项目预付股权对价款构成。因各类型涉及的交易方较多，以下列示各类型下主要交易对手方对应业务相关信息：

　　单位：万元

　　(表附后)

　　(二)涉及有关交易商业模式的合理性、交易安排是否损害公司利益、具体会计处理以及是否符合《企业会计准则》的要求。

　　1、公司预付长期资产购置款主要为预付工程物资款及预付股权对价款。

　　预付工程物资款主要包括预付电站设备采购款项、预付EPC款项等。为保证新能源电站项目开工建设，按照行业惯例，业主单位需要按照一定比例预付光伏组件、风机等设备采购款项以及工程建设款项，以便设备厂家及时组织原材料排产，施工单位安排启动工程建设事宜。预付工程物资款符合行业惯例，属于常规商业交易模式，相关交易安排不存在损害公司利益的情况。

　　预付股权对价款系通过向交易对手支付部分对价款项，达到锁定新能源电站的目的。此类用于锁定项目的股权对价预付款，通常在签署投资协议且满足协议中约定的条件后支付，金额不超过项目总投资额的20%。目前公司支付的预付款一般在项目总投资额5%-20%的区间内，符合行业惯例。预付股权对价款的交易模式符合行业内项目收购的交易习惯，符合公司内部管理制度规定，不存在损害公司利益的情形，商业合理性具体情况分析如下：

　　近年来，国内新能源电站资产市场竞争激烈，优质新能源电站项目潜在收购方众多，预付股权对价款的交易安排一方面能够建立公司与交易对手的互信关系，能够有效锁定优质项目，并进一步促成交易；另一方面，预付款专项用于项目工程建设，有利于保障项目建设进度。

　　（1）投资开发责任部门与交易对手进行商业谈判，结合前期尽调发现的核心风险，通过控制付款节奏、增加付款前置条件和明确双方权利义务等核心条款的方式，确保预付款支付前项目核心风险的解决或闭环，将预付股权对价款作为控制项目风险的缓释措施。公司与交易对手就核心商务条款达成一致意见后，履行内部投资决策程序，并于投资决策通过后根据决策结果与交易对手就交易文件进一步磋商，履行交易文件审查流程并完成签署。预付款作为前述交易安排结构的一部分，在符合民法典规定、资金安全、专款专用、支付前置条件达成等的前提下方可支付；

　　（2）公司预付股权对价款均设置必要的支付前提条件，以保护公司的合法利益。为保证预付款项资金安全并保障电站项目质量，公司在交易结构设计时会根据实际情况要求将以下多种组合措施作为款项支付的前提条件：①项目取得必要的合规性手续（项目备案或核准、建设规模指标、电网接入批复或评审文件、环境影响评价批复、水土保持方案批复、洪水影响评价报告批复或备案等）；②项目用地已落实（就项目使用的建设用地取得土地预审且确认后续转建设用地不存在实质性障碍，就拟租赁的土地已与出租方达成土地租赁意向且不存在流转障碍，占用林地草地的已取得涉林草许可等）；③交易对手已提供担保（交易对手开具与预付股权对价款等额的见索即付独立保函，交易对手已将项目公司股权质押予公司等）；④项目建设相关方及方案已经公司认可（项目初设方案、技术协议经公司审核并认可，总承包方、监理方的资质和履约能力等符合公司供应商管理要求等）；⑤建设期融资机构（如有）出具股转同意函等；

　　（3）相关交易文件中均约定如未能在特定时间达成交易条件的，交易对手需退还公司已经支付的股权预付对价款；若未能达到交易条件系合作方原因导致的，交易对手还需支付违约金；

　　（4）公司在实施交易前均对交易对手进行全面尽调，相关交易对手均为多年深耕新能源领域且资信良好的新能源项目出售方，具备充分的履约能力，能够保证款项预付前置条件的顺利达成及电站项目的顺利交割；

　　（5）交易文件中约定通过开立共管账户等方式，保证资金安全，并实现对预付款流向的实时监控，确保交易对手专款专用，不得将公司支付的预付款用于项目开发及建设以外的用途。

　　（6）经自查，公司支付预付款的交易对手均为公司的非关联方。

　　综上，预付股权对价款安排符合公司的规章制度，履行了公司的决策程序，不存在损害公司利益的情形。

　　2、公司具体会计处理符合《企业会计准则》的要求。

　　（1）公司对其他非流动资产的会计处理如下：

　　对于公司的预付工程物资款，在相关工程物资收到之前，根据流动性将其计入“其他非流动资产”；在相关工程物资收到后将其计入“在建工程”进行核算。

　　对于公司预付的股权对价款，在相关股转交割完成前，根据流动性将其计入“其他非流动资产”科目；在股转交割交易完成后将其计入“长期股权投资”科目进行核算。

　　（2）会计处理是否符合《企业会计准则》的要求

　　《企业会计准则第 30 号一一财务报表列报》 第十八条规定“流动资产以外的资产应当归类为非流动资产，并应按其性质分类列示”。

　　对于为购建非流动资产而支付的预付款项， 应对照《企业会计准则第 30号一一财务报表列报》第十七条所列各项条件分析：公司预付款项在正常情况下最终将形成非流动资产，即以非流动资产的形式收回，不会在未来一个正常营业周期内变现（变回现金）、出售或耗用（计入损益）；公司支付预付款项的意图是取得非流动资产，收回现金仅仅是在对方不能履约的情况下，不属于正常情况，因此在对方不能履约的情况下收回现金不属于在考虑资产流动性问题时需要考虑的因素；公司支付的预付款项或者由这些预付款项所形成的非流动资产不是为了赚取买卖差价的目的而持有的，不会在资产负债表日起一年内变现；预付款项不属于现金或现金等价物。

　　根据上述分析，公司为购建固定资产、取得长期股权投资等非流动资产而预付的款项或持有超过一年以上正常营业周期才能加工变现的存货都应属于非流动资产且属于资产负债表上所列非流动资产项目以外其他周转期超过一年的其他非流动资产。公司列入其他非流动资产的各明细项目符合《企业会计准则》关于非流动资产的归类、列报范围。

　　特此公告。

　　金开新能源股份有限公司董事会

　　2024年10月30日

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