证券代码：601778 证券简称：晶科科技 公告编号：2021-158
晶科电力科技股份有限公司
关于上海证券交易所对公司有关资产收购
暨关联交易事项问询函的回复公告
本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述
或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。
晶科电力科技股份有限公司（以下简称“公司”、
“本公司”或“晶科科技”）
于 2021 年 12 月 9 日收到上海证券交易所《关于对晶科电力科技股份有限公司有
关资产收购暨关联交易事项的问询函》（上证公函【2021】2971 号）（以下简称
“《问询函》”），现就《问询函》相关问题回复如下：
一、公告显示，标的公司 2020 年净资产为负，2021 年前三季度净资产为
同时，标的公司 2021 年三季度末资产负债率达 87%，银团贷款余额为 6756.44
万美元，并以标的公司 100%股权、电费收益权以及全部发电资产进行担保。请
公司补充披露：（1）关联方取得标的公司股权的时间、价格和定价依据，与本
次交易是否存在显著差异；（2）标的公司转股的关联方债务形成时间、金额、
资金用途，原偿债约定的相关安排和偿付情况，及近期进行债转股的原因；
（3）
近两年一期标的公司的负债明细、金额、债权人名称，并说明资金主要用途和
偿付安排；（4）结合上述情况，说明标的公司后续偿债安排，以及对公司业绩
和现金流的影响。
【回复】
（一）关联方取得标的公司股权的时间、价格和定价依据，与本次交易是
否存在显著差异
Cordillera Solar I S.A.（以下简称“标的公司”）于 2015 年 7 月 7 日由可再生
能源项目开发商 Lader Energy Chile,S.P.A.和 Emprendimientos de Ingeniería y
Comercio, S.L.（以下合称“项目开发商”）共同成立，初始注册资本为 20 万阿根
廷比索。
商接洽，在完成尽职调查后双方于 2016 年 11 月签订正式《股权收购协议》。根
据国际市场光伏项目收购通行做法，参考当地光伏发电项目前期开发的市场价格
及付款条件，双方约定，如晶科能源控股中标阿根廷 San Juan 光伏发电项目（以
下简称“San Juan 电站”），则晶科能源控股将按 3.7 万美元/MW 的价格收购 San
Juan 电站项目，即标的公司 100%股权转让价格为 296 万美元。当月，晶科能源
控股中标 San Juan 电站项目。
Development Limited（以下简称“晶科能源国际”）和 JinkoSolar Argentina I Limited
（以下简称“晶科能源阿根廷”，晶科能源国际与晶科能源阿根廷合称“股权转让
）受让标的公司 100%股权并完成股权交割。根据协议约定，项目开发商应继
方”
续完成协议约定的使 San Juan 电站项目达到可开建状态的一系列前期筹备工作，
晶科能源控股按照筹备工作的完成进度分期支付股权转让款。
因此，上述收购定价主要是参考国际通行做法及阿根廷当地光伏发电项目前
期开发费的市场价格经双方协商确定的。
股权转让方收购标的公司后，至公司本次收购标的公司前，股权转让方通过
增资、债转股等方式陆续向标的公司投入资本金 3,311.70 万美元，标的公司获得
银团项目融资 8,853.70 万美元，资金投入合计 12165.40 万美元。上述投入资金
主要用于建设阿根廷 San Juan 电站形成固定资产 8,628.57 万美元、货币资金
亏损 1,384.43 万美元、2020 年度亏损 220.80 万美元、2021 年 1-9 月亏损 55.80
万美元。
标的公司增资及债转股情况具体如下：
的公司增资，增资金额共计 1,337.60 万美元。增资完成后，标的公司的注册资本
由 20 万阿根廷比索增加至 900 万阿根廷比索。
值，将截至 2021 年 6 月 30 日对其股东晶科能源国际的借款 1,974.10 万美元转入
股本及资本公积。本次债转股后，标的公司的注册资本由 900 万阿根廷比索增加
至 4,000 万阿根廷比索。
截至本次收购前，标的公司已建成装机容量为 93MWdc 的光伏发电站并从
综上，晶科能源控股收购标的公司时，标的公司仅持有部分项目前期许可证，
尚无实质性经营。标的公司账面净资产 20 万阿根廷比索为实缴的注册资本，营
业收入为 0。晶科能源控股收购标的公司的定价主要是根据国际通行做法及当地
可再生能源项目开发的市场及竞争行情，经双方协商确定的。
公司本次收购标的公司时，标的公司已建成光伏发电站并投入正常运营 2
年多，拥有实质性经营业务。标的公司账面净资产为 1,503.98 万美元，2020 年
度营业收入为 1,377.23 万美元。本次收购定价是依据评估机构对标的公司股权价
值的评估结果确定的，与前次收购的实质及定价逻辑存在显著区别，因此两次收
购的交易价格存在差异。鉴于股权价值已经发生实质性改变，因此本次收购交易
价格与前次收购存在差异具有合理性。
（二）标的公司转股的关联方债务形成时间、金额、资金用途，原偿债约
定的相关安排和偿付情况，及近期进行债转股的原因
在银团提供的项目融资到位前，为保证电站建设进度，晶科能源国际陆续向
标的公司提供股东贷款用于 San Juan 电站项目前期开发建设使用，2017 年、2018
年提供的贷款金额分别为 1,136.50 万美元、837.60 万美元，合计 1,974.10 万美元。
至 2018 年 2 月项目融资到位后，晶科能源国际未再向标的公司提供贷款。
考虑阿根廷国家风险因素，晶科能源国际与标的公司签订借款协议，约定晶
科能源国际向标的公司提供的股东贷款年利率为 12.5%，未约定还款时间。根据
晶科能源控股聘请的独立第三方机构 San Martín, Suarez y Asociados 每年出具的
转移定价报告（即鉴证跨国公司内部的母公司与子公司之间、子公司与子公司之
间的交易定价符合经济合作发展组织准则之规定的报告），该交易符合公平交易
原则。截至 2021 年 6 月 30 日实施债转股前，标的公司未向晶科能源国际偿还其
借款及利息。
美元借款本金进行债转股，同时，晶科能源国际对该借款的全部应付利息予以豁
免。
由于标的公司债转股之前净资产为负数，晶科能源控股在和潜在买家
（Scatec Solar ASA）洽谈过程中了解到其担心标的公司净资产一直为负数会引
起税务局关注而带来税务风险，为了避免潜在买家的顾虑促进交易达成，同时考
虑债转股有利于降低标的公司的偿债压力，提高持续盈利能力，晶科能源控股遂
决定在 2021 年 6 月 30 日对标的公司进行债转股。具体分析如下：
（1）截至 2021 年 6 月 30 日，晶科能源国际对标的公司的借款累计应付利
息约 831.56 万美元。本次债转股的同时，晶科能源国际对上述应付利息全部予
以豁免，降低了标的公司的偿债压力。
（2）按原约定的 12.5%年利率计算，如未实施债转股，标的公司每年因该
债务产生的利息费用约 246.76 万美元。债转股实施后，可为标的公司节约利息
费用支出，提高其持续盈利能力。
（3）由于阿根廷税局要求纳税企业每年末需按税局当年度发布的通货膨胀
比例对账面资产及负债进行应纳税所得额调整，相关调整会形成纳税企业的递延
所得税资产或递延所得税负债。因标的公司美元负债金额较大，近两年因通货膨
胀调整应纳税所得额后导致递延所得税负债和所得税费用增加，从而导致净利润
降低。本次债转股可降低标的公司美元负债，从而降低因通货膨胀调整递延所得
税负债导致所得税费用增加的影响，提高标的公司的盈利能力。
综上，本次债转股可避免潜在买家的税务方面顾虑，同时降低了标的公司的
美元负债，节约了利息费用支出，豁免了账面累计应付利息，并降低了递延所得
税负债调整导致的所得税费用增加的影响，进一步保障了标的公司的持续盈利能
力。
（三）近两年一期标的公司的负债明细、金额、债权人名称，并说明资金
主要用途和偿付安排
最近两年一期，标的公司负债明细具体如下：
单位：万美元
项目 2021 年 1-9 月 2020 年 2019 年 债权人
由泛美投资公
司、荷兰开发
银行借款 6,756.44 6,976.57 7,328.82
银行牵头组成
的银团
递延所得税负债 1,142.28 314.56 20.08 不适用
关联方应付款 852.76 3,522.58 3,188.01
Jinko Solar
Latam Holding
其中：应付组件款 658.77 658.77 658.77 Co. LTD（以下
简称“晶科能
源拉美”）
应付前期开发费（含利息） 193.99 180.53 87.66 晶科能源国际
股东借款（含利息） - 2,683.29 2,441.58 晶科能源国际
第三方供应商应付款 548.71 305.99 1,673.00 注 1
Tierras de los
租赁负债 173.35 173.58 174.10
Andes SA
衍生金融负债 226.23 310.62 193.01 注2
合计 9,699.77 11,603.89 12,577.03
注 1：截至 2021 年 9 月 30 日，标的公司的第三方供应商应付款主要为对项目总包方
Sterling & Wilson Private Limited（以下简称“S&W”）应付款 300.00 万美元及电站日常运营
相关的其他第三方往来款等合计 248.71 万美元。
注 2：为了对冲银行借款浮动利率带来的汇率变动风险，标的公司与中国银行签订了
项目融资利率互换协议。上表中的“衍生金融负债”账面余额为截至 2021 年 9 月 30 日该金
融衍生品的公允价值变动。
（1）资金主要用途
截至 2021 年 9 月 30 日，标的公司有支付义务的负债主要包括对金融机构的
银行借款、关联方应付款、第三方供应商应付款及租赁负债。
其中，银行借款是指泛美投资公司、荷兰开发银行牵头组成的银团于 2018
年 2 月为标的公司电站建设提供的项目融资贷款，贷款本金 8,853.70 万美元，截
至 2021 年 9 月 30 日贷款余额为 6,756.44 万美元。该项目融资每年 5 月、11 月
进行两次还本付息，并将于 2032 年 11 月到期全部偿还。
关联方应付款是指标的公司对晶科能源国际和晶科能源拉美的组件采购款、
项目前期开发费用及相关利息合计 852.76 万美元，第三方供应商应付款主要包
括对项目总包方 S&W 的应付款 300.00 万美元及电站日常运营相关的其他第三方
往来款等。关联方应付款 852.76 万美元和对项目总包方 S&W 的应付款 300.00
万美元计划于标的公司与 S&W 的仲裁结果确定后以标的公司剩余的项目融资款
支付，预计支付时间为 2023 年。其他第三方往来款 248.71 万美元将按照电站日
常运营计划进行支付。
租赁负债是指标的公司的土地租金，根据租赁协议的约定，每年向出租方支
付土地租金约 14.25 万美元直至 2048 年协议到期。
（2）偿付安排
标的公司的银行借款还款来源为标的公司通过售电产生的现金流。每年还本
付息金额略有波动，平均约 900 万美元，标的公司每年电费收入约 1,400 万美元
左右，可以覆盖项目融资的还本付息需求。
截至 2021 年 9 月 30 日，标的公司的账面货币资金约 2,578.77 万美元，可以
满足支付关联方应付款、第三方供应商应付款及租赁负债等电站运营费用的需求。
标的公司未来年度现金流预测详见问题二之（二）“3、说明评估假设是否成立、
相关盈利预测是否审慎合理”中的盈利预测表。
（四）结合上述情况，说明标的公司后续偿债安排，以及对公司业绩和现
金流的影响
标的公司后续运营的主要支出包括偿付银团的项目融资款、支付上述的关联
方应付款、根据仲裁结果对 S&W 的应付款（如有）以及电站的运维、土地租金
等日常运营支出。后续偿债安排详见上述问题（三）之 2“（2）偿付安排”。
（1）对公司业绩的影响
根据《企业会计准则第 20 号—企业合并》的相关规定，由于标的公司与本
公司在合并前后均受同一实际控制人控制，因此本次企业合并属于同一控制下的
企业合并，股权交割后，标的公司 2021 年的利润将纳入合并范围。2022 年股权
交割后，预计对公司 2021 年的净利润影响金额为-27.59 万美元。
（2）对公司现金流的影响
本次收购对公司资金的影响主要包括股权收购价款的支付需求、被收购标的
资金状况及未来经营期内资金需求。
其中，股权价款的支付需求和来源如下：
本次股权收购对价为 1,510.9 万美元，按照交易协议的约定，股权转让款由
买方分三笔支付。本次股权交割后 5 个工作日内支付 50%股权转让款，股权交割
后半年内支付 30%股权转让款，股权交割后三年内支付 20%股权转让款。预计
晶科电力香港将向本次交易的股权转让方在 2022 年度支付 1,208.72 万美元，2025
年度支付 302.18 万美元。以上股权对价款的资金支付来源为公司自有资金及金
融机构融资。
标的公司资金状况及未来经营期内资金需求如下：
预计 2021 年底标的公司资金余额 2,527.26 万美元，未来 4 年的资金流预测
见下表，预计不需要公司额外提供补充营运资金。
股权交割后未来 4 年对公司资金流的总体影响见下表：
单位：万美元
项目 2022 年度 2023 年度 2024 年度 2025 年度
标的公司期初结存资金 2,527.26
标的公司净利润（A） 122.51 211.26 232.10 223.79
折旧与摊销（B） 420.90 420.90 420.90 420.90
资本性支出（C） - - - -
营运资金变动（D） 88.86 1,261.24 1.17 -7.47
付息债务的减少（E） 411.33 441.92 484.07 495.77
标 的 公 司 净 现 金 流 量
（F=A+B-C-D-E）
股权对价支付 -1,208.72 -302.18
合计影响 1,361.75 -1,071.00 167.75 -145.80
注：2023 年按标的公司可能承担的仲裁赔偿和仲裁费用上限金额 500 万美
元（如有）计入“营运资金变动”。
二、公告显示，标的公司 2020 年至 2021 年前三季度均出现亏损，而此次
交易采用收益法，评估值为 1511 万美元。同时，交易对方承诺，标的公司 2022
年至 2024 年实现净利润累计不低于 600 万美元，且项目权益收益率不低于
评估假设的第一条与第三条均设定标的公司所处地的政治、经济等因素无重大
变化。请公司补充披露：（1）标的资产近两年一期的营业收入、净利润、主要
费用支出、扣非后净利润，及资产总额、资产净额，并说明是否经过审计；
（2）
在标的公司持续亏损的情况下，采用收益法评估的合理性及依据，并列示具体
测算过程，包括折现率、成本、财务费用、折旧费用等主要参数的确定和依据，
说明评估假设是否成立、相关盈利预测是否审慎合理；（3）结合标的公司历史
净利润及项目权益收益率情况，分析说明上述两项业绩承诺指标设置的合理性
及可实现性；
（4）阿根廷国家风险在估值中的具体体现，相关假设是否合审慎。
请项目评估机构发表意见。
【回复】
（一）标的资产近两年一期的营业收入、净利润、主要费用支出、扣非后
净利润，及资产总额、资产净额，并说明是否经过审计
标的公司最近两年一期主要财务数据如下：
单位：万美元
主要财务指标
（未经审计） （经审计） （经审计）
总资产 11,203.75 11,103.84 12,385.80
净资产 1,503.98 -500.04 -191.23
主要财务指标
（未经审计） （经审计） （经审计）
营业收入 973.66 1,377.23 936.98
营业成本 -327.69 -416.59 -273.85
管理费用 -71.40 -141.89 -97.64
财务费用 -512.34 -901.97 -1,223.79
含：利息费用 -496.76 -815.02 -705.74
汇兑损益 -26.47 -47.19 -516.90
利息收入及银行手续 10.88 -39.76 -1.15
费
营业外收入 833.26 186.49 230.41
营业外支出 -122.21 - -89.51
税前利润 773.27 103.27 -517.41
所得税 -829.07 -324.07 -120.64
净利润 -55.80 -220.80 -638.05
扣除非经常性损益后的
-475.20 -407.28 -778.95
净利润（未经审计）
注：1、以上数据按国际财务报告准则编制，其中 2019 年、2020 年财务数据经 Deloitte
& Co. S. A.审计。
得税影响后的净利润。
从上表可见，标的公司 2020 年、2021 年 1-9 月的税前利润皆为正数，且 2021
年 1-9 月税前利润数较 2020 年有所提升。但受所得税费用的影响，标的公司 2020
年和 2021 年 1-9 月净利润为负，且扣除非经常性损益后 2021 年 1-9 月的净利润
较 2020 年度有所下降。
标的公司所得税费用金额较大的原因主要是根据阿根廷税局规定，纳税企业
每年末需按税局当年度发布的通货膨胀比例对账面资产及负债进行应纳税所得
额调整，相关调整会形成纳税企业的递延所得税资产或递延所得税负债，从而导
致所得税费用增加。2018 年至 2021 年 9 月 30 日各年度/期间扣除由衍生金融负
债产生的递延所得税资产/负债余额后的净递延所得税资产/负债余额分别为：
延所得税负债余额 392.40 万美元，较上年度变动额产生当期所得税费用 324.07
万美元及 2021 年 9 月 30 日净递延所得税负债余额 1,221.47 万美元，较上年度变
动额产生当期所得税费用 829.07 万美元。
未来盈利预测中，对于企业所得税按照阿根廷的法定阶梯式税率的最高上限
税率 35%进行考虑，同时对于之前由阿根廷税局通货膨胀调整产生的递延所得税
负债，通过审慎性原则，评估师已在评估基准日一次性考虑了该递延所得税负债，
即在收益法股权价值评估值中，将递延所得税负债作为基准日非经营性负债直接
进行了期初一次性扣减，直接扣减递延所得税负债净额为 1,202.96 万美元。
标的公司 2021 年 1-9 月的扣除非经常性损益后净利润较 2020 年度下降主要
系 2021 年 1-9 月所得税费用相比 2020 年增加较多导致。2021 年 1-9 月所得税费
用增加的原因主要是：（1）根据阿根廷税法新规，2021 年开始，通货膨胀产生
的递延所得税费用影响不再允许按六年进行摊销，只允许在当年一次性全额扣除，
导致所得税费用相比可摊销的情况下增加约 629 万美元。（2）2021 年 6 月标的
公司实施债转股同时股东借款相关利息被豁免，导致递延所得税资产相应地被冲
回，从而增加所得税费用约 291 万美元。
（二）在标的公司持续亏损的情况下，采用收益法评估的合理性及依据，
并列示具体测算过程，包括折现率、成本、财务费用、折旧费用等主要参数的
确定和依据，说明评估假设是否成立、相关盈利预测是否审慎合理
标的公司过去几年净利润持续亏损主要有以下 4 点原因：
（1）高压线路限电原因。标的公司原计划通过位于当地城市附近的 132kV
Bauchaceta 变电站传输电力。但该变电站未按计划进度建设完工导致标的公司只
能采用在现有高压线路上进行分接的方式传输电力，通过现有高压线路分接方式
导致频繁的电网干扰，使得标的公司不得不在低于其常规交流侧功率的情况下运
行，从而影响了电费收入。2021 年 4 月，ET Bauchaceta 变电站建成完工，标的
公司根据原方案通过该变电站传输电力。目前 San Juan 电站运营正常，限电问题
根据历史发电量数据，2020 年 5 至 9 月份发电量为 74,747.19MWh，
已彻底解决。
南半球，每年 5 至 9 月份并非光资源充足的夏季，标的公司管理层预计在光资源
较好的季节，限电解决带来的发电量增加将会得到更好的体现。
（2）比索贬值原因。标的公司建设期从 2018 年 1 月起至 2019 年 3 月，在
此期间，标的公司累计产生进项税共 4.25 亿元阿根廷比索，由于建设期没有发
电收入产生的销项税，标的公司向税务局申请增值税返还，收到返还的增值税金
额为 4.25 亿元阿根廷比索。受阿根廷比索贬值，返还的增值税产生的汇兑损失
约 884 万美元。建设期返还的增值税主要来源于项目建设成本，进入运营期后，
标的公司产生的进项税金额较小，皆可以发电收入产生的销项税进行抵消，因此
运营期不存在因为增值税返还导致的汇兑损失风险敞口。运营期内，标的公司电
费收入为美元计价阿根廷比索支付，账期 42 天左右，比索贬值风险敞口较小并
可控。
（3）利息费用较高原因。标的公司负债主要包括向第三方银团的贷款和关
联方借款所形成的借款利息。截至 2020 年底，因股东借款累计计提的利息费用
高达 709.00 万美元（股东借款年利率 12.5%，日息 6,760 美元，从借款日 2018
年 2 月 15 至 2020 年 12 月 31 日共计 1049 天，累计计提利息共计 709 万美元）。
股东借款利息费用。此外，标的公司一直正常向贷款银行支付到期本息，随着第
三方银团贷款的还本付息，未来银团贷款利息支出将呈下降趋势。标的公司未来
利息支出预测数据详见本问题（二）之 2“（3）财务费用的确定及依据”。
（4）递延所得税负债导致所得税费用较高原因。阿根廷税局对标的公司的
通货膨胀调整，从而导致由递延所得税负债形成所得税费用。对于递延所得税负
债，评估师已将递延所得税负债作为非经营性负债在评估中考虑。
截至评估基准日，标的公司递延所得税负债账面金额净值为 1,142.28 万美元，
其中 60.67 万美元为新租赁准则下针对土地租赁使用权资产产生的递延所得税资
产，扣除该递延所得税资产的递延所得税负债净额为 1,202.96 万美元。收益法评
估中，未调整上述递延所得税负债净额前的收益法评估值为 2,713.86 万美元，将
递延所得税负债作为基准日非经营性负债的一部分在评估值中进行扣减后，收益
法评估值为 1,510.90 万美元。此外，对于土地租赁使用权资产产生的 60.67 万美
元递延所得税资产，由于在预测中已经按照土地租赁合同实际租金的现金流口径
进行测算，故不再重复考虑该递延所得税资产的价值。
从营业利润来看，标的公司 2020 年及 2021 年前 3 季度税前利润已经处于盈
利状态。考虑到上述限电问题已在 2021 年解决，且未来利息支出呈下降趋势。
预计标的公司营业利润状况将进一步提升。
此外，标的公司与阿根廷电力批发市场管理机构（CAMMESA）签署了为期
综合上述分析，标的公司拥有长期稳定的购电协议，影响标的公司亏损的限
电因素已解决，未来利息支出下降会进一步提高标的公司盈利能力。故标的公司
的盈利能力在未来年度可以预测，本项目适宜采用收益法进行评估。
数的确定和依据
（1）折现率的确定及依据
对于折现率，标的公司营业收入为发电收入，即按照标的公司与阿根廷电力
批发市场管理机构（CAMMESA）签署的长期购电协议收取电费，该购电协议以
美元计价阿根廷比索支付，账期 42 天左右，整体风险敞口较小并可控。同时标
的公司现有第三方银团贷款均为美元贷款，光伏电站整体营业成本占比较小并且
部分成本例如土地租赁及部分运维成本仍为美元支付。综上所述，标的公司可被
视为在阿根廷境内经营的美元属性项目，因此对于折现率的计算，将以美国市场
为基础出发，并考虑阿根廷国家风险溢价等因素进行相应调整。
本次评估根据标的公司自身特性及环境因素角度，选取与标的公司属于同一
行业、从事类似业务，即主营业务涵盖光伏发电业务；主营业务所在区域接近，
即南美地区的 4 家可比上市企业。可比公司具体情况如下：
序号 股票代码 公司名称 公司介绍
可比公 BOVESPA:EN Eneva Eneva S.A.及其子公司是巴西的一家综合发电公司。
司1 EV3 S.A. 它通过太阳能、煤炭和天然气发电。截至评估基准
日，该公司的市值为 384,400 万美元。
Colbún S.A.及其子公司在智利和秘鲁从事能源、电
可比公 SNSE:COLBU Colbún 力和天然气的生产、运输、分销和供应业务。通过
司2 N S.A. 太阳能、风能、水力和热能进行发电业务。截至评
估基准日，该公司的市值为 284,600 万美元。
CPFL Energia S.A.通过其子公司向巴西的住宅、工
CPFL 业和商业客户发电、输电、配电和提供商业化服务。
可比公 BOVESPA:CP
Energia 该公司通过太阳能、风能、生物质能和水力发电厂
司3 FE3
S.A. 发电。截至评估基准日，该公司的市值为 572,200
万美元。
Engie Energia Chile S.A.从事智利工业、配电和采矿
Engie
可比公 部门的发电、输电和供电业务。通过热电、风能、
SNSE:ECL Energia
司4 太阳能和水力发电厂发电。截至评估基准日，该公
Chile S.A.
司的市值为 70,500 万美元。
折现率的具体参数情况如下：
参数 公式 数值 依据
无风险利率选用 20 年美国政府债券
无风险利率(Rf) A 2.02%
的到期收益率，为 2.02%
根据可比公司的资本结构，消除杠杆
无杠杆 Beta 0.67
影响后，得到无杠杆贝塔系数为 0.67
净债务/股权价值比率参照所选取可
比上市公司净债务和股权价值比值数
据中位值进行计算，即参考行业数据，
净债务/股权价值（D/E） 19.42%
在整体市场参与者的角度出发，综合
考虑市场上合理并且较稳定的净债务
/股权价值比率
贝塔系数为考虑整体系统性风险的指
标，并非针对各企业自身的非系统性
风险。对于系统性风险，选取市场和
附加杠杆 Beta（?） B 0.76
行业可比数据作为支撑进行计算。附
加杠杆贝塔系数=无杠杆贝塔系数
×[1+(1-所得税率)×债务股权比例]，根
参数 公式 数值 依据
据上述推导得出的杠杆贝塔系数为
所得税率根据阿根廷最新法规，选取
税率(T) 35.00%
通过对市场风险溢价的研究，
股权风险溢价(ERP) C 4.38% Damodaran2021 年最新公布的美国市
场风险溢价为 4.38%
国家风险溢价反映在一个特定市场所
需要承担的额外风险，阿根廷 2021 年
国家风险溢价（Rc） D 10.07% 标准普尔评级为 CCC+，根据信用评
级，Damodaran2021 年最新公布的阿
根廷国家风险溢价为 10.07%
考虑到阿根廷汇率通胀近几年的波动
公司特殊风险溢价（Rs） E 1.00% 性，针对企业自身的可控风险敞口，
额外考虑了 1%的公司特殊风险溢价
Ke=A+ 根 据 资 本 资 产 定 价 模 型 CAPM ：
股本成本（Ke） B*C+D 16.41% Ke=Rf+?*ERP+Rc+Rs
+E 计算得到折现率为 16.41%
（2）成本及折旧费用的确定及依据
标的公司近两年一期的营业成本情况如下：
单位：美元
项目/报表年度 公式 2019 年 2020 年 评估基准日
固定运维成本 a 436,861.60 1,074,962.00 935,674.29
逆变器运维 b 0.00 0.00 0.00
输电线运维成本 c 46,027.40 60,000.00 44,876.71
独立工程师成本 d 0.00 24,600.00 18,450.00
土地租赁成本 e 109,276.71 142,450.00 106,544.79
折旧及摊销 f 2,146,341.29 2,863,882.00 2,073,624.21
营业成本总计 g=a+b+c+d+e+f 2,738,507.00 4,165,894.00 3,179,170.00
标的公司营业成本主要由固定运维成本、逆变器运维成本、输电线运维成本、
独立工程师成本、土地租赁成本、折旧及摊销成本等构成。对于标的公司的光伏
电站资产，营业成本（除折旧摊销）的主要组成即为各项运维成本，各项运维成
本主要由运维团队人工成本与备品备件采购成本两项组成。根据管理层技术团队
丰富的海外光伏电站的技术与运维经验判断：首先，对于运维团队人工成本，随
着电站逐步进入稳定运营期，运维人员的运维技术和对运维环境的熟悉程度将逐
步提升。同时，伴随近几年光伏技术的快速发展，运维设备的技术性能逐步提升，
运维故障率将逐步下降，运维需求也将逐渐降低。因此，未来运维人员配置将逐
渐优化，人工成本将逐渐下降。其次，对于备品备件的采购成本，随着近几年光
伏行业的快速发展，其市场体量越来越大，同时光伏设备的技术制造水平得到明
显提升，备件成本已进入下降通道。因此，运维所需的备件采购成本也将逐渐下
降。
根据管理层判断，各项运维的整体水平相较于目前的项目运营初期，未来将
出现下降趋势。本次评估，基于审慎性原则，认为未来仍需在成本端考虑稳定的
增长率，考虑到整体运维成本费用以美元支付为主，参考 Oxford Economics 金融
资讯机构对美国历史的消费者物价指数（CPI）的统计数据，历史五年（2016-2020
年）美国 CPI 的平均值为 1.78%，中位值为 1.81%。在此基础上，选取 1.90%作
为未来年度增长率。
对于标的公司营业成本的具体参数选取如下：
①固定运维成本与 93.3MW 的项目额定装机容量相关。本次评估参考历史运
营阶段 2020 年度和 2021 年 1-9 月的实际单价水平，剔除 1.90%的年度增长率后
得到的运维成本单价分别为 11,095.91 美元/MW 和 12,672.16 美元/MW，并选取
了均值 11,884.04 美元/MW 作为电站固定运维成本单价，自项目运营年度起每年
综合考虑 1.90%的未来年度增长率得到预测年度的固定运维成本数值。
②逆变器运维成本与 80MW 的项目交流侧额定装机容量相关，主要为随着
设备运营时间增加而投入的维护成本。在项目初期，逆变器组件耗损较少，因此
一般不发生相关运维成本，随着项目时间的推移，需要逐渐考虑增加此项运维成
本。根据管理层技术判断，在项目运营后第 6 至 10 年其年运维成本单价为 1,300
美元/MWac，第 11 至 15 年为 2,300 美元/MWac，剩余项目运营年限为 2,400 美
元/MWac。在此基础上，自项目运营年度起综合考虑 1.90%的未来年度增长率。
③输电线运维成本历史年度为 6 万美金/年，未来年度参考历史水平并考虑
年度增长率 1.90%的影响。
④独立工程师成本在项目前期即 2021 至 2024 年集中发生，随着项目时间的
推移，该项目逐步不发生费用。该部分年度成本参考历史发生金额并根据管理层
判断逐渐下降，2021 年至 2024 年成本为 20,500 美元/年至 4,200 美元/年。在此
基础上综合考虑 1.90%的未来年度增长率。
⑤对于土地租赁，按照租赁合同约定的内容进行未来预测。根据与 Tierra de
los Andes S.A.的土地租赁合同约定，租赁土地面积为 203.52178 公顷, 项目运营
期间租金单价为每年每公顷 700 美元，期满后还需一次性支付 52,500.00 美元。
⑥对于折旧费用，考虑到项目已建成并转固，评估时按基准日现有资产，与
预测期相匹配的 20 年折旧年限，以及 5%残值率逐年计算得出折旧费用。
综上所述，营业成本具体预测如下：
单位：美元
项目/报表年度 公式 2022 年 2023 年 2024 年
月
固定运维成本 a 279,473.51 1,195,480.29 1,218,194.42 1,241,340.11
逆变器运维成本 b 0.00 0.00 0.00 116,433.63
输电线运维成本 c 15,123.29 64,691.61 65,920.75 67,173.25
独立工程师成本 d 5,125.00 11,500.00 5,275.00 1,050.00
土地租赁成本 e 35,905.21 142,450.00 142,450.00 142,450.00
折旧及摊销 f 1,052,240.06 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22
g=a+b+c+d+
营业成本总计 1,387,867.06 5,623,082.13 5,640,800.39 5,777,407.21
e+f
项目/报表年度 2025 年 2026 年 2027 年 2028 年 2029 年
固定运维成本 1,264,925.57 1,288,959.16 1,313,449.38 1,338,404.92 1,363,834.61
逆变器运维成本 118,645.87 120,900.14 123,197.24 125,537.99 226,325.69
输电线运维成本 68,449.54 69,750.08 71,075.33 72,425.76 73,801.85
独立工程师成本 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
土地租赁成本 142,450.00 142,450.00 142,450.00 142,450.00 142,450.00
折旧及摊销 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22
营业成本总计 5,803,431.21 5,831,019.61 5,859,132.18 5,887,778.90 6,015,372.38
项目/报表年度 2030 年 2031 年 2032 年 2033 年 2034 年
固定运维成本 1,389,747.47 1,416,152.67 1,443,059.57 1,470,477.71 1,498,416.78
逆变器运维成本 230,625.87 235,007.77 239,472.91 244,022.90 259,470.61
输电线运维成本 75,204.09 76,632.97 78,088.99 79,572.68 81,084.57
独立工程师成本 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
土地租赁成本 142,450.00 142,450.00 142,450.00 142,450.00 142,450.00
折旧及摊销 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22
营业成本总计 6,046,987.66 6,079,203.63 6,112,031.71 6,145,483.51 6,190,382.18
项目/报表年度 2035 年 2036 年 2037 年 2038 年 2039 年 1-3 月
固定运维成本 1,526,886.70 1,555,897.55 1,585,459.60 1,615,583.33 383,380.14
逆变器运维成本 264,400.55 269,424.16 274,543.22 279,759.54 66,387.32
输电线运维成本 82,625.17 84,195.05 85,794.76 87,424.86 20,746.04
独立工程师成本 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
土地租赁成本 142,450.00 142,450.00 142,450.00 142,450.00 85,673.29
折旧及摊销 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 1,052,240.06
营业成本总计 6,225,322.65 6,260,926.98 6,297,207.80 6,334,177.96 1,608,426.84
（3）财务费用的确定及依据
历史年度标的公司根据项目需求进行了融资借款，截至评估基准日，借款余
额为 67,564,367.74 美元，且标的公司在融资合同中制定了详细的还款计划。根
据相关计划，预测中具体本息偿还情况如下：
单位：美元
项目 2021 年 10-12 月 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年
融资-本金偿还 1,839,652.83 4,113,313.16 4,419,169.58 4,840,739.41 4,957,720.09
财务费用-利息支出 2,373,246.15 4,500,866.00 4,211,426.32 3,909,291.71 3,559,273.41
项目 2026 年 2027 年 2028 年 2029 年 2030 年
融资-本金偿还 5,362,952.89 5,926,146.77 6,080,837.43 6,503,211.27 7,163,738.90
财务费用-利息支出 3,209,682.54 2,827,419.76 2,417,582.99 1,982,574.83 1,518,224.03
项目 2031 年 2032 年 2033 年 2034 年 2035 年
融资-本金偿还 7,880,790.54 8,476,094.88 0.00 0.00 0.00
财务费用-利息支出 1,006,283.17 444,171.01 0.00 0.00 0.00
项目 2036 年 2037 年 2038 年 2039 年 1-3 月
融资-本金偿还 0.00 0.00 0.00 0.00
财务费用-利息支出 0.00 0.00 0.00 0.00
（1）评估假设是否成立
本次评估报告的评估假设符合相关法规规定、遵循了市场的通用惯例或准则。
同时，阿根廷国家风险已在折现率中予以了考量，故评估假设成立且具有合理性。
（2）相关盈利预测是否审慎合理
① 标的公司已签订 20 年购电协议
标的公司目前经营位于阿根廷圣胡安省伊格莱西亚地区的光伏发电项目，该
项目装机容量为 93 兆瓦。标的公司与阿根廷电力批发市场管理机构（CAMMESA）
签署了一份为期 20 年的购电协议，该购电协议以美元计价阿根廷比索支付，可
向标的公司提供稳定与可预测的收益。根据购电协议的约定，购电方有义务收购
标的公司在购电协议约定期间（并网后 20 年内）依据合同约定的并网容量（即
中标的容量）所产生的的电量，因此，标的公司不存在所发电量无法消纳的问题。
②各项参数的确定均有依据
标的公司未来年度具体盈利预测如下：
单位：美元
项目 公式 2021 年 10~12 月 2022 年 2023 年 2024 年
营业收入 A=A1*A2 4,741,976.69 14,289,711.64 14,459,017.29 14,630,810.84
电价（美元/MWh） A1=a*b*c 65.46 63.39 64.47 65.57
基础合同电价（美
a 54.10 54.10 54.10 54.10
元/ MWh）
激励系数 b 1.15 1.10 1.10 1.10
年度调整系数 c 1.05 1.07 1.08 1.10
电量（MWh） A2 72,444.81 225,428.07 224,278.39 223,134.57
营业成本 B 1,387,867.06 5,623,082.13 5,640,800.39 5,777,407.21
管理费用 C 590,797.05 1,384,204.44 1,400,604.61 1,417,245.77
财务费用(利息支出） D 2,373,246.15 4,500,866.00 4,211,426.32 3,909,291.71
营业利润 E=A-B-C-D 390,066.43 2,781,559.07 3,206,185.96 3,526,866.15
营业外支出 F 0.00 940,665.00 0.00 0.00
所得税费用 G 107,992.70 615,781.67 1,093,633.84 1,205,871.90
净利润 H=E-F-G 282,073.73 1,225,112.40 2,112,552.12 2,320,994.25
加：折旧与摊销 I 1,052,240.06 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22
减：资本性支出 J 0.00 0.00 0.00 0.00
减：营运资金变动 K 9,757.04 888,641.41 12,612,383.19 11,704.47
减：付息债务的减少 L 1,839,652.83 4,113,313.16 4,419,169.58 4,840,739.41
股权现金流 M=H+I-J-K-L -515,096.09 432,118.05 -10,710,040.42 1,677,510.60
折现率 N 16.41% 16.41% 16.41% 16.41%
折现年数 O 0.13 0.75 1.75 2.75
折现系数 P=1/(1+N)^O 0.9812 0.8923 0.7665 0.6585
股权现金流现值 Q=M*P -505,404.92 385,575.73 -8,209,337.37 1,104,566.78
项目 2025 年 2026 年 2027 年 2028 年 2029 年
营业收入 14,130,434.09 14,296,767.20 14,465,639.10 13,939,458.17 14,102,163.59
电价 63.66 64.74 65.85 63.79 64.88
基础合同电价 54.10 54.10 54.10 54.10 54.10
激励系数 1.05 1.05 1.05 1.00 1.00
年度调整系数 1.12 1.14 1.16 1.18 1.20
电量 221,974.27 220,820.00 219,671.74 218,529.44 217,371.24
营业成本 5,803,431.21 5,831,019.61 5,859,132.18 5,887,778.90 6,015,372.38
管理费用 1,368,775.67 1,384,887.90 1,401,246.05 1,350,276.37 1,366,037.19
财务费用(利息支出） 3,559,273.41 3,209,682.54 2,827,419.76 2,417,582.99 1,982,574.83
营业利润 3,398,953.80 3,871,177.16 4,377,841.11 4,283,819.91 4,738,179.19
营业外支出 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
所得税费用 1,161,102.58 1,326,380.76 1,503,713.14 1,470,805.72 1,629,831.47
净利润 2,237,851.22 2,544,796.41 2,874,127.97 2,813,014.19 3,108,347.73
加：折旧与摊销 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22
减：资本性支出 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
减：营运资金变动 -74,677.18 24,349.24 24,713.82 -90,687.02 22,647.81
减：付息债务的减少 4,957,720.09 5,362,952.89 5,926,146.77 6,080,837.43 6,503,211.27
股权现金流 1,563,768.53 1,366,454.50 1,132,227.60 1,031,824.01 791,448.87
折现率 16.41% 16.41% 16.41% 16.41% 16.41%
折现年数 3.75 4.75 5.75 6.75 7.75
折现系数 0.5656 0.4859 0.4174 0.3586 0.3080
股权现金流现值 884,522.50 663,959.06 472,595.49 369,973.98 243,780.03
项目 2030 年 2031 年 2032 年 2033 年 2034 年
营业收入 14,267,112.42 14,433,724.94 14,602,484.17 13,294,198.78 13,447,977.76
电价 65.98 67.11 68.26 62.48 63.55
基础合同电价 54.10 54.10 54.10 54.10 54.10
激励系数 1.00 1.00 1.00 0.90 0.90
年度调整系数 1.22 1.24 1.26 1.28 1.31
电量 216,219.17 215,073.21 213,933.32 212,778.08 211,629.08
营业成本 6,046,987.66 6,079,203.63 6,112,031.71 6,145,483.51 6,190,382.18
管理费用 1,382,015.32 1,398,154.61 1,414,501.85 1,287,771.89 1,302,668.03
财务费用(利息支出） 1,518,224.03 1,006,283.17 444,171.01 0.00 0.00
营业利润 5,319,885.41 5,950,083.53 6,631,779.61 5,860,943.37 5,954,927.54
营业外支出 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
所得税费用 1,833,428.64 2,053,997.99 2,292,591.61 2,022,798.93 2,055,693.39
净利润 3,486,456.77 3,896,085.55 4,339,188.00 3,838,144.44 3,899,234.15
加：折旧与摊销 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22
减：资本性支出 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
减：营运资金变动 23,855.05 24,076.36 18,408.77 -202,707.40 21,183.20
减：付息债务的减少 7,163,738.90 7,880,790.54 8,476,094.88 0.00 0.00
股权现金流 507,823.03 200,178.87 53,644.57 8,249,812.06 8,087,011.17
折现率 16.41% 16.41% 16.41% 16.41% 16.41%
折现年数 8.75 9.75 10.75 11.75 12.75
折现系数 0.2646 0.2273 0.1953 0.1677 0.1441
股权现金流现值 134,368.47 45,500.16 10,474.43 1,383,751.67 1,165,230.53
项目 2035 年 2036 年 2037 年 2038 年 2039 年 1-3 月
营业收入 13,603,807.70 12,231,338.84 12,371,457.59 12,513,656.01 2,927,582.50
电价 64.63 58.43 59.43 60.44 60.72
基础合同电价 54.10 54.10 54.10 54.10 54.10
激励系数 0.90 0.80 0.80 0.80 0.80
年度调整系数 1.33 1.35 1.37 1.40 1.40
电量 210,486.28 209,328.61 208,177.30 207,032.32 48,213.01
营业成本 6,225,322.65 6,260,926.98 6,297,207.80 6,334,177.96 1,608,426.84
管理费用 1,317,762.85 1,184,815.62 1,198,388.53 1,212,162.90 283,586.74
财务费用(利息支出） 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
营业利润 6,060,722.21 4,785,596.23 4,875,861.26 4,967,315.15 1,035,568.92
营业外支出 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
所得税费用 2,092,721.52 1,646,427.43 1,678,020.19 1,710,029.05 333,917.87
净利润 3,968,000.68 3,139,168.80 3,197,841.07 3,257,286.10 701,651.05
加：折旧与摊销 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 4,208,960.22 1,052,240.06
减：资本性支出 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
减：营运资金变动 22,188.81 -223,858.45 24,533.04 19,899.43 -1,838,208.48
减：付息债务的减少 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
股权现金流 8,154,772.10 7,571,987.48 7,382,268.25 7,446,346.89 3,592,099.58
折现率 16.41% 16.41% 16.41% 16.41% 16.41%
折现年数 13.75 14.75 15.75 16.75 16.88
折现系数 0.1238 0.1063 0.0913 0.0785 0.0770
股权现金流现值 1,009,358.28 805,106.11 674,283.86 584,259.68 276,542.72
股权现金流现值合计 1,499,107.19
加/减：溢余资本/负
债
股东全部权益价值 15,109,022.22
股权现金流=净利润+折旧及摊销-营运资金增加额-资本性支出－付息债务
的减少＋付息债务的增加；
净利润=营业收入-营业成本-管理费用-财务费用-营业外支出-所得税费用；
即：股权现金流=营业收入-营业成本-管理费用+折旧及摊销-营业外支出-所
得税费用-资本性支出-营运资金增加额-财务费用-付息债务的减少＋付息债务的
增加=税息折旧及摊销前利润-营业外支出-所得税费用-资本性支出-营运资金增
加额-财务费用-付息债务的减少＋付息债务的增加=股东可分配现金流
其中：管理费用的预测主要根据历史运营年份的管理费用发生额占当年度收
入的比重，得出管理费用占收入的历史平均百分比。根据得出的平均百分比数值，
以预测年度的收入乘以上述百分比数值得出预测的管理费用数值。
本次评估对于电价的预测，取值于与 CAMMESA 已签署的购电协议即
《 CONTRATO DE ABASTECIMIENTO DE ENERG?A EL?CTRICA
RENOVABLE》。购电协议中约定了基础合同电价为 54.1 美元/ MWh，同时明确
了年度激励系数和年度调整系数两项变动系数因子。根据协议约定的系数，按照
“基础合同电价×激励系数×年度调整系数”的公式得出每年度的电价。
对于发电量的预测，鉴于标的公司已经商业运营存在历史发电数据，本次评
估参考 2020 年标的公司历史全年发电量以及 2021 年截至评估基准日的历史发电
量进行了审慎预测。
结合 2020 年标的公司的全年发电量以及 2020 年 1 至 9 月份电量占比，同时
考虑到 2021 年 4 月份之后，变电站导致的限电因素已得到解决，且 2021 同期发
电量已得到提高，预测标的公司的光伏发电合理利用小时数为 2,435.89 小时。在
审慎结合 2020 年历史同期发电量以及 2021 年 1 至 9 月份已发电量，预测标的公
司的光伏发电合理利用小时为 2,428.55 小时。对比 2,435.89 小时与 2,428.55 小时，
审慎选择 2,428.55 小时作为未来合理利用小时数基础。未来电量预测在 2,428.55
合理利用小时的基础下，考虑光伏组件正常的 0.51%-0.55%的衰减率进行预测，
发电量逐年下降。
对于成本费用的预测，结合上述问题（二）针对第 2 点问题的回复，参考历
史实际发生成本费用情况；对于财务费用的预测，同样结合上述问题（二）针对
第 2 点问题的回复，严格按照标的公司的还款计划进行预测；
综合上述分析，本次评估的评估假设成立、相关盈利预测审慎合理。
（三）结合标的公司历史净利润及项目权益收益率情况，分析说明上述两
项业绩承诺指标设置的合理性及可实现性
诺指标具有可实现性。
标的公司历史净利润连续亏损主要系限电、利息支出较高以及递延所得税费
用较高所致。其中：
（1）历史年度产生的限电情况已于 2021 年 4 月解决，截至评估报告出具日，
未再次发生限电情况。
（2）由于 2021 年 6 月的关联方借款债转股，历史年度的关联方利息支出未
来将不再发生。同时，根据银团项目融资还款计划，未来利息支出呈下降趋势。
（3）结合上述问题（二）的相关回复，历史递延所得税负债已在评估中作
为非经营性负债在评估中予以考虑。
方参考收益法评估中对 2022 年至 2024 年（业绩承诺期）的预测净利润数，综合
上述分析，商务角度预计标的公司未来盈利能力将进一步提升，业绩承诺指标具
有一定可实现性。基于以上预期，在商务角度交易双方通过股权转让协议设定相
关业绩承诺指标，即该业绩承诺为股权转让双方参考评估预测做出的共同认可的
商业安排。
本次项目权益收益率保证主要是依据收益法评估中的折现率取值确定。如上
述折现率参数取值的描述，本次项目权益收益率综合考虑了无风险利率、股权风
险溢价、标的公司所处地区的国家风险溢价以及标的公司自身的公司特殊风险溢
价，项目权益收益率预测谨慎。同时根据相关盈利成本分析，以收益法对未来现
金流进行了相关预测，业绩承诺指标具有可实现性。
股权转让双方参考收益法评估中的折现率，在商务角度交易双方通过股权转
让协议设定相关业绩承诺指标，即该业绩承诺为股权转让双方参考评估预测做出
的共同认可的商业安排。
（四）阿根廷国家风险在估值中的具体体现，相关假设是否合审慎
阿根廷国家风险已在本次收益法评估的折现率中充分考虑并体现。同时，考
虑到阿根廷汇率通胀近几年的波动性，评估师针对企业自身的可控风险敞口，额
外考虑了 1%的公司特殊风险溢价。
评估假设的第一条与第三条具体为：
“1、假设评估基准日后，被评估单位所
处国家和地区的政治、经济和社会环境无重大变化”；“3、假设评估基准日后，
与被评估单位相关的利率、汇率、赋税基准及税率、政策性征收费用等无重大变
化”。
对于第一条假设，其假设主要为在财务预测角度对标的公司所处国家无重大
不可抗力事件进行的基础假设，即基于该假设情景下进行的合理性以及稳定性预
测，同时也已在折现率中根据信用评级以及 Damodaran 2021 年最新公布的阿根
廷国家风险溢价，考虑了 10.07%的国家风险溢价。
对于第三条假设，其假设分别在如下方面体现：
口较小并可控，并且标的公司通过将收取的电费进行定期存款以对冲阿根廷比索
贬值的影响。同时评估师在折现率中也额外考虑了 1%的企业特定风险溢价；
定利率与浮动利率两类，浮动利率采取 Libor+固定利率的方式，Libor 目前仍为
主要的浮动利率的国际标准，并且近年来整体变动幅度较小。
综合上述分析，本次收购标的位于阿根廷，具有一定国别风险。评估中，国
别风险因素已在折现率中充分考虑，相关假设合理审慎。
（五）项目评估机构意见
润，及资产总额、资产净额，并说明是否经过审计
评估师认为：标的公司 2019 年度、2020 年度财务数据均 Deloitte & Co. S. A.
进行了审计，且出具了无保留意见的审计报告。同时，评估基准日财务数据由德
勤华永会计师事务所(特殊普通合伙)进行准则转换，且出具了《关于
CORDILLERA SOLAR I S.A.截至 2021 年 9 月 30 日财务报表准则转换的分析说
明》。考虑到标的公司财务核算制度健全，并由专业会计师机构进行审计或准则
转换，由此评估师认为相关历史财务数据可靠，并在评估计算时参考使用。
示具体测算过程，包括折现率、成本、财务费用、折旧费用等主要参数的确定
和依据，说明评估假设是否成立、相关盈利预测是否审慎合理
评估师认为：
（1）结合上述问题（一）的相关回复，考虑标的公司历史年度
亏损主要系高压电路限电、利息支出较高，以及递延所得税负债导致所得税费用
较高形成。限电因素已于 2021 年解决且截至评估报告出具日未发生限电事项；
债转股使得标的公司不再承担关联方利息支出；递延所得税负债已在评估中作为
非经营性负债考虑。且从营业利润来看，标的公司 2020 年及 2021 年前 3 季度已
经处于盈利状态。同时，标的公司与 CAMMESA 签署为期 20 年的购电协议，收
入能可靠估计，相关成本费用可控。综上所述，评估师认为适用收益法进行评估。
（2）综合上述问题（二）的相关回复，本次评估的评估假设符合相关法规
规定，并遵循了市场的通用惯例或准则，符合评估对象的实际情况。同时，评估
计算采用的主要预测参数均取值于已签署的购电协议，以及参考历史实际发生成
本费用等。因此，评估师认为评估中取值依据充分，相关盈利预测审慎合理。
绩承诺指标设置的合理性及可实现性
评估师认为：结合上述问题（三）的相关回复，标的公司的历史净利润亏损
因素改善，项目权益收益率预测谨慎。业绩承诺为股权转让双方参考评估预测做
出的共同认可的商业安排，由此认为交易双方管理层对于两项业绩承诺指标设置
为合理商业安排且具有可实现性。
评估师认为：标的公司收入以美元计价阿根廷比索支付，针对阿根廷汇率波
动风险，标的公司将通过定期存款的方式，以利息收入对冲阿根廷比索贬值的影
响，整体风险敞口较小可控。
在折现率中，评估师综合考虑阿根廷国家信用评级（2021 年标准普尔评级
为 CCC+），取 Damodaran2021 年最新公布的阿根廷国家风险溢价为 10.07%。此
外，评估师在折现率计算中额外考虑了 1%的公司特殊风险溢价。
综上所述，阿根廷国家风险及标的公司自身特定风险已在折现率中充分考虑，
相关假设合理审慎。
三、公告显示，标的公司与项目总包方 S&W 间涉及诉讼，金额约 1664.98
万美元。本次评估以标的公司在评估基准日已有负债基础上，以 500 万美元作
为标的公司涉及 S&W 应付款项以及对应仲裁费用的支付上限，超出部分由股权
出让方负责。请公司补充披露：
（1）标的公司对此项诉讼的预计负债计提时间、
金额及依据；（2）诉讼发生在此次交易前，且金额大于此次交易价款，公司却
（3）500 万美元上限设定的原因及合理性。
需承担相关仲裁费用的原因及合理性；
【回复】
（一）标的公司对此项诉讼的预计负债计提时间、金额及依据
标的公司仅需对此项诉讼事项最高承担 500 万美元的费用。截至 2021 年 9
月 30 日，标的公司账面已计提了对 S&W 的应付款项以及法律仲裁费用账面金
额为 405.93 万元，此项负债包含在 500 万美元的费用上限内（如有），待仲裁结
果明确后再确定是否需要支付。同时，根据对有关法律合同、相关事实情况的分
析以及外部律师 White&Case 出具的关于本仲裁案件的分析意见，标的公司预计
本仲裁案件胜诉的可能性较大。因此，截至交易基准日，标的公司未对与 S&W
的仲裁事项计提额外的预计负债。
此外，本次交易以收益法评估结果为定价依据。本次评估中，在标的公司在
评估基准日已有负债基础上，以 500 万美元作为标的公司涉及 S&W 应付款项以
及对应仲裁赔偿和仲裁费用的支付上限。其中评估基准日涉及对 S&W 的应付款
项以及法律仲裁费用账面金额为 405.93 万元，在 2022 年至 2023 年的营运资金
变动中予以考虑与体现。鉴于本次诉讼预计 2022 年底或 2023 年初结束，与 500
万美元支付上限的差额 94.07 万美元，在 2022 年的营业外支出中予以考虑与体
现。
本次诉讼案件的情况具体如下：
及其关联方签订了《Turnkey Engineering, Procurement and Construction Agreement》
（以下简称“《EPC 合同》”）和《Equipment Procurement and Supply Agreement for
a Photovoltaic Solar Energy Generating Facility》（以下简称“《组件供应合同》”）。
根据合同约定，S&W 作为 San Juan 电站的工程承包方，负责整个项目的设计、
采购、施工、试运行等一系列工作，并应当于 2018 年 8 月 27 日将电站工程完工。
宜，标的公司、S&W 和 Banco Comafi S.A 银行签订了《同意和豁免协议》。根
据该协议，S&W 确认并同意支付截止该协议签订日产生的 EPC 合同项下工程延
期违约金 1,544.98 万美元，并约定该协议签订后至工程实际竣工日，工程延期违
约金按 15 万美元/天计算。
站全部并网，工程实际竣工日期晚于 EPC 合同约定的竣工日。根据《EPC 合同》
的约定，San Juan 电站项目的工程款总额为 3,234.66 万美元，因工期延误，剩余
工程款支付和相关损失确认等事宜产生争议，协商和调解后未能达成一致。
案号为 01-21-0004-3095。标的公司要求 S&W 及其关联方赔偿工程延期违约金
本仲裁案件尚在审理中。
根据《同意和豁免协议》的约定，截至工程实际竣工日 2019 年 10 月 1 日，
EPC 合同项下的延迟违约金总额为 4,874.98 万美元。同时根据《EPC 合同》关
于赔偿金上限的约定（延期违约金上限应不超过 1,664.98 万美元），S&W 最终应
向标的公司支付延期违约金 1,664.98 万美元。
根据 S&W 与标的公司已签署的《EPC 合同》、
《组件供应合同》和《同意和
豁免协议》的约定，S&W 及其关联方不具备推迟工期的法律和事实依据，无权
推迟工期。且 S&W 与标的公司 2019 年 2 月 21 日就工程延期事宜专门签订了《同
意和豁免协议》，进一步明确了 S&W 的工程延迟违约金的赔偿金额。
综上，根据对有关法律合同、相关事实情况的分析以及外部律师 White&Case
出具的关于本仲裁案件的分析意见，标的公司预计本仲裁案件胜诉的可能性较大。
（二）诉讼发生在此次交易前，且金额大于此次交易价款，公司却需承担
相关仲裁费用的原因及合理性
鉴于标的公司自 2017 年 11 月以来一直由公司受托运营管理，电站工程的相
关合同签订、工程管理、本案件争议的起因、仲裁进展等情况全部是公司在负责
推进，公司对案件相关情况较为了解。根据该仲裁事项的起因及外部律师的专业
分析，公司预计本案败诉风险较小。但考虑到仲裁中可能出现的极端风险，为避
免标的公司承担额外的损失，参考前期意向买家 Albedi Energy S.A.（以下简称
“Albedi”）提出的股权受让方案，经交易双方协商一致，标的公司可以承担不超
过 500 万美元的仲裁赔偿和仲裁费用，超过 500 万美元的部分由股权转让方予以
全额承担。同时，结合本题（一）的相关回复，交易双方同意在标的公司股权价
值评估过程中将标的公司承担的 500 万美元仲裁赔偿和仲裁费用上限作为标的
公司未来的预计现金流出予以考虑。
综上，公司根据对仲裁案件的预计情况及仲裁赔偿风险，同时考虑标的公司
可能承担的仲裁赔偿和仲裁费用已在评估过程中作为标的公司未来的预计现金
流出予以考虑，同意标的公司承担部分仲裁赔偿和仲裁费用，具有商业合理性，
不存在损害上市公司利益的情形。晶科能源控股对标的公司承担超过 500 万美元
仲裁赔偿和仲裁费用的部分予以全额承担，确保了标的公司权益。
（三）500 万美元上限设定的原因及合理性
结合上题的相关回复，500 万美元仲裁赔偿和仲裁费用上限的设定，是交易
双方参考意向买家 Albedi 的商业条件后协商一致的结果。根据相关法律事实和
外部律师对案件的分析意见，公司认为本案件败诉风险较小，赔偿风险可控，且
本次收购以资产评估结果定价，500 万美元仲裁赔偿和仲裁费用上限已在评估中
作为标的公司未来预计现金流出，以营运资金变动与营业外支出的方式予以考虑。
综上，此费用上限的设定具备商业合理性，不存在损害上市公司利益的情形。
四、公告显示，此次交易系履行实际控制人和晶科能源对前期避免同业竞
争所作承诺。2017 年 11 月起公司已受托管理标的公司。而前期承诺显示，就阿
根廷电站资产，将与具有适宜资质的独立第三方企业签署正式股权转让协议。
了一家潜在收购方签署排他协议及收购意向协议。请公司补充披露：（1）前期
潜在第三方买家的报价情况和未对外转让的原因；（2）标的公司最终未售于第
三方，而是由上市公司购买的原因，是否与前期承诺存在不一致和损害上市公
司利益的情形；（3）2017 年至今公司历年托管收费金额、收款时间、收费标准
及其合理性。
【回复】
（一）前期潜在第三方买家的报价情况和未对外转让的原因
在相关避免同业竞争的承诺出具后，晶科能源控股持续推进承诺履行，前期
已向市场上多个潜在买家发出关于 San Juan 电站项目的询价函、签署保密协议，
并择优选择了 Scatec Solar ASA 作为潜在收购方进一步洽谈标的公司股权转让事
宜。Scatec Solar ASA 是挪威上市的一家太阳能开发商，主要从事太阳能发电厂
的开发、运营及维护等业务。晶科能源控股与 Scatec Solar ASA 于 2020 年 10 月
阿根廷当地延长限行及封城措施，政府、监管机构、国家电网等审批机构工作开
展较为缓慢，致使 Scatec Solar ASA 聘请的税务、技术和外部法律顾问迟迟未能
完成尽职调查工作。因暂无法预测阿根廷政府解除限行和封城措施以及审批机构
恢复正常工作的时间，最终 Scatec Solar ASA 于 2021 年初终止了收购意向。
之后，晶科能源控股再次向市场询价，与市场上多个意向性买家接触，并陆
续收到 5 份独立第三方的非约束性报价，晶科能源控股最终选择与报价最高的阿
根廷当地买家 Albedi 进一步洽谈标的公司股权出售事宜，并于 2021 年 8 月 4 日
与 Albedi 签署排他性的合作谅解备忘录。根据备忘录的约定，排他期有效期至
标的公司股权转让相关事宜。
签署备忘录后，Albedi 随后展开相关尽职调查，并在排他期结束后，与晶科
能源控股进一步商谈有关标的公司股权转让事宜的核心商务条款。因谈判中，双
方对股权交割时间未能达成一致意见，最终晶科能源控股未能与 Albedi 签署股
权转让协议。
（二）标的公司最终未售于第三方，而是由上市公司购买的原因，是否与
前期承诺存在不一致和损害上市公司利益的情形
结合本题（一）的回复内容，晶科能源控股因股权交割的先决条件无法与
Albedi 达成一致，最终谈判失败。而公司一直致力于成为全球领先的清洁能源服
务商，积极推进全球化战略布局。自 2017 年进入海外光伏发电市场，公司海外
业务团队凭借丰富的项目开发运营经验和突出的资源整合能力，陆续中标阿布扎
比 2,100MW、西班牙 182.5MW、约旦 109MW 等多个海外大型光伏发电项目，
已在欧洲、中东等地区树立了较强的品牌影响力。截至本公告日，公司持有运营
中的西班牙 Los Alcores 电站，并网容量 11MW，运营情况良好。鉴于阿根廷以
及拉丁美洲可再生能源市场未来的发展潜力，为提升公司在阿根廷及拉美地区的
品牌影响力，为公司在后疫情时代的海外市场开发奠定基础，进一步推进全球化
战略布局，同时也考虑到本次交易有利于解决公司与关联方之间的同业竞争，公
司启动了本次收购计划。鉴于标的公司自 2017 年起由公司托管，项目建设期、
运营期的实际运营管理工作均一直由公司全权负责，标的公司历史运营年度均由
德勤会计师事务所出具了年度审计报告，并且本次交易基准日取得了德勤会计师
事务所的会计准则转换鉴证报告和会计准则转换分析说明，安永资产评估机构对
标的公司股权价值进行了评估，因此公司未再就本次收购对标的公司进行额外的
尽职调查。
从现金流角度考虑，项目运营期，公司收取的标的公司年托管费金额为 18.74
万美元，托管费毛利约 15%，假设在评估预测期（2021 年 10 月至 2039 年 3 月）
一直由本公司进行股权托管，不考虑托管相关税费，预计托管现金流入净额合计
约 56 万美元。而如果收购标的公司，标的公司截至交易基准日账面货币资金约
据评估报告，评估预测期标的公司未来股权现金流现值约 150 万美元，因此，收
购标的公司后，公司未来可获得的现金流入相比股权托管的现金流入金额更高。
基于上述因素，并考虑晶科能源控股已在本次交易中向公司作出了业绩承诺、
项目权益收益率承诺、国家风险导致的经济损失补偿等保证安排，公司董事会最
终审议通过了本次收购标的公司 100%股权事宜。
根据 2018 年 11 月 30 日晶科能源控股出具的《晶科能源控股有限公司
（JinkoSolar Holding Co.,Ltd.）关于避免同业竞争的承诺函》，就晶科能源控股在
境外尚以股权投资形式控制的部分光伏电站，晶科能源控股承诺“（3）对于未能
在晶科科技向中国证监会递交本次发行上市申报材料前转让的电站，承诺在取得
相关权利方书面同意后的 6 个月内将该等电站转让给晶科科技及/或其控制的企
业或者其他具有适宜资质的独立第三方企业。”
根据公司实际控制人及晶科能源控股分别于 2019 年 12 月 8 日和 2020 年 11
月 26 日出具的《李仙德、陈康平、李仙华及晶科能源控股有限公司（JinkoSolar
Holding Co.,Ltd.）关于进一步避免同业竞争的承诺函》及《李仙德、陈康平、李
仙华及晶科能源控股有限公司（JinkoSolar Holding Co., Ltd.）关于进一步避免同
业竞争的补充承诺函》的约定，对于晶科能源控股在境外投资控股的 Cordillera
Solar I,S.A.光伏电站项目，“②晶科能源将在不违反境外光伏电站项目所在国相
关法律和法规的前提下，自本承诺函签署日起 12 个月内，积极磋商并与具有适
宜资质的独立第三方企业签署正式股权转让协议或类似文件，转让晶科能源直接
/间接持有 San Juan 电站项目全部权益，并将在签署正式股权转让协议之日起 6
个月内按照转让协议约定完成交割。”
“（4）在不违反相关法律法规的前提下，晶
科科技就晶科能源对外转让上述电站项目的股权或权益在同等条件下具有优先
购买权，即晶科科技履行完毕其内外部必要程序后有权（但并非义务）以同等条
件、按照公允价格购买上述电站的股权或权益。”
结合本题（一）的回复内容，晶科能源控股本次将标的公司股权出售给公司，
交易价格、业绩承诺、国家风险导致的损失赔偿、仲裁赔偿和仲裁费用承担上限
标准等核心要素均优于或同等于与其他意向买家的谈判条件，符合“在同等条件
下晶科科技具有优先购买权”的承诺，不存在损害上市公司利益的情形。
（三）2017 年至今公司历年托管收费金额、收款时间、收费标准及其合理
性
为避免同业竞争，2017 年 11 月，晶科能源国际将其持有的所有海外电站项
目股权委托本公司全资下属公司 Jinko Power (HK) Company Limited（以下简称
“晶科电力香港”）管理，双方就此签订《股权托管协议》。根据协议的约定，San
Juan 电站建设期间，以晶科电力香港为管理 San Juan 电站项目事宜实际发生成
本加成 18%收取托管费；San Juan 电站运营期间，晶科电力香港按照 15,617.00
美元/月向晶科能源国际收取托管费。托管费按季度结算，晶科能源国际应在每
年 6 月 30 日及 12 月 31 日之前向晶科电力香港预付下期托管费并根据实际结算
调整上期费用。
《股权托管协议》签订后，晶科能源国际按协议约定如期支付各期股权托管
费。截至 2021 年 9 月 30 日，上述股权托管费无拖欠情况，账面预收款金额为
托管费情况具体如下：
单位：万美元
年份 金额
合计 261.15
依据《股权托管协议》的相关约定，关联托管的费用根据受托公司的项目规
模、建设期直至达到并网发电阶段及后续日常运营阶段所应承担的人力成本、日
常管理开支及可预见相关费用等协商确定。
其中，建设期间托管费以受托方为托管事宜实际发生成本加成 18%收取，该
等加成定价标准主要参考工程施工类业务毛利率并经双方协商一致确定。建设期
托管费率与公司当时阶段的 EPC 业务毛利率基本一致，定价合理。
运营期托管费的收费标准是参考第三方公司 Blue Tree Asset Management（主
要从事新能源资产管理业务，管理超过 1GW 的光伏及风电电站）对晶科能源控
股持有的海外电站托管费报价，并经托管双方协商后确定的，定价合理、公允。
公司已根据《公司章程》的规定，对该股权托管的关联交易事项履行了相关
审议决策程序，并在定期报告中予以披露。
五、根据公司前期工作函回复，公司资金面较为紧张，目前未受限资金未
能完全覆盖公司 2022 年全年预计偿债需求额度，短期流动性风险较高。本次交
易协议生效半年内，公司需累计支付 1208.8 万美元。请公司结合公司资金情况
及近期投融资安排，说明本次交易价款的资金来源，资金支出对公司生产经营
的影响，并充分提示相关风险。
【回复】
（一）本次交易价款的资金来源
（1）资金情况
截至 2021 年 11 月末，
公司账面货币资金余额为 41.41 亿元，资金明细如下：
单位：人民币万元
项目 期末余额 期初余额
银行存款 362,650.02 164,718.45
其他货币资金 51,472.04 78,768.89
合计 414,122.06 243,487.34
公司账面货币资金中，可自由支配资金的金额为 11.37 亿元人民币，受限资
金金额为 30.04 亿元，主要是专项用于电站建设的募集资金、电站建设专项贷款、
EPC 专款资金以及因其他原因用途受到限制的资金。本次交易协议生效半年内，
公司需累计支付 1,208.72 万美元，折合人民币约 7,700 万元，占公司 2021 年 11
月末账面可自由支配资金的比例约 6.76%，占比较小，短期内不会对公司正常经
营活动产生重大不利影响。
（2）近期融资安排
考虑到公司电站装机规模较高，大部分电站已经进入了运营期，公司前期自
筹的融资款均已进入还款期，因此，长期来看，公司仍然存在持续的长期偿债需
求。为此，公司将通过不同的方式积极筹措资金，以满足日常经营及长期偿债需
求，主要融资渠道包括：一方面，公司将继续积极推进可再生能源补贴确权贷款，
在国家相关政策出台后，公司积极推进补贴确权贷款，并已取得一定成果，具体
参见本题之“
（二）资金支出对公司生产经营的影响”；另一方面，公司将在合理
论证可行性的前提下，考虑通过发行公司债券、股权再融资等方式筹措资金。
本次股权收购对价为 1,510.90 万美元，按照《股权收购协议》的约定，股权
转让款由买方分三笔支付。本次股权交割后 5 个工作日内支付 50%股权转让款，
股权交割后半年内支付 30%股权转让款，股权交割后三年内支付 20%股权转让
款。预计晶科电力香港将向股权转让方在 2022 年度支付 1,208.72 万美元，2025
年度支付 302.18 万美元。以上股权转让款的资金支付来源主要为公司的自有资
金及金融机构融资。
（二）资金支出对公司生产经营的影响
公司预计 2022 年一季度完成股权交割，因此《股权收购协议》生效后半年
内公司将支付款项为 50%的股权转让款，即 755.45 万美元；第二笔 30%股权转
让款 453.27 万美元将于 2022 年三季度支付；第三笔 20%股权转让款 302.18 万美
元将于 2025 年一季度前支付。
公司所处的光伏电站行业属于资本密集型行业，公司在电站建设、设备购置
等方面的资金需求通常通过银行项目贷款、融资租赁等方式获得满足，因此，公
司存在较高的、持续的长期偿债需求。同时，因补贴电费发放账期较长的原因，
公司的现金流压力较大。
度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（发改运行[2021]266 号），
公司积极推进可再生能源补贴确权贷款，以弥补存量补贴项目因补贴拖欠导致的
现金流缺口，以解决由于补贴拖欠导致的现金流压力问题。2021 年 8 月 27 日，
江苏银行盐城分行向公司下属滨海晶科电力有限公司成功提供可再生能源补贴
确权贷款 2,000 万元人民币授信支持；2021 年 11 月 29 日，国家开发银行新疆维
吾尔自治区分行分别向公司下属阿拉尔晶科能源有限公司、阿图什新特光伏发电
有限公司、特变电工疏附新能源有限责任公司提供可再生能源补贴确权贷款合计
过 2021 年下半年对补贴确权贷款的积极探索和尝试，公司预计 2022 年上半年可
获得可再生能源补贴确权贷款不低于 20,000 万元人民币。此部分补贴确权贷款
由主要项目公司获得，用于偿还股东贷款。故此，此类贷款均为公司明年新增投
资增加可用资金额度。因此，本次收购 2022 年上半年支付 755.45 万美元预计不
会给公司现金流造成压力，不会对公司正常生产经营造成重大不利影响。
（三）相关风险提示
本次股权收购对价为 1,510.90 万美元，折合人民币约 9,622.17 万元。截至
此本次收购资金总额相对较小。根据本次收购款的支付时间安排、国家相关新能
源产业金融支持性政策的发布以及公司的探索和实践情况，公司预计解决本次收
购资金需求的难度不大，不会对公司正常生产经营造成不利影响。但由于金融市
场可能存在的政策变动，以及宏观经济波动的风险，上述融资计划可能存在无法
按期完成而导致收购计划失败的风险。敬请广大投资者注意投资风险。
六、独立董事的相关独立意见
公司收到《问询函》之后，独立董事结合《问询函》的相关要求，认真查阅
了本次资产收购暨关联交易事项涉及的各项材料，包括前次关联方取得标的公司
的相关股权转让协议、电站开工及竣工相关证明资料、标的公司相关审计和评估
报告、财务报表准则差异鉴证报告及转换分析说明、标的公司开展业务签订的主
要协议、仲裁涉及的相关法律文件、相关律师出具的关于仲裁案件的分析意见、
标的公司电站建设过程中签署的各项业务合同、意向性买家的报价资料、晶科能
源及实际控制人出具的相关承诺、托管费支付凭证、相关托管协议、晶科科技银
行账户余额信息、国家有关可再生能源补贴确权贷款政策、晶科科技电费补贴确
权相关协议等资料。同时，为确保上述材料的真实性，独立董事提请公司保荐机
构中信建投证券股份有限公司（以下简称“中信建投”）对上述材料进行了一一核
查，确认了上述各项材料的真实性以及交易的合理性。在中信建投核查结果的基
础上，独立董事进一步召集会议，与公司董事长及管理层、评估师等有关人员就
公司收购的必要性、合理性、500 万美元仲裁赔偿和仲裁费用上限的设定、收购
风险、公司海外业务发展情况等相关问题一一进行讨论并提出建议。
在上述核查和讨论结果的基础上，公司独立董事根据《关于在上市公司建立
独立董事制度的指导意见》等有关法律法规规定，基于独立判断的立场，对《问
询函》提及的问题逐项发表独立意见如下：
问题（一）的独立意见
经核查，我们认为：本次股权收购的交易价格符合标的公司的资产规模及股
权价值情况，与前次股权转让价格的差异主要系两次收购时点下标的公司的股权
价值已经发生实质性改变，因此本次收购交易价格与前次收购存在差异具有合理
性。标的公司相关负债已有妥善安排，偿付计划不会对公司经营状况产生重大影
响，不存在损害公司及股东尤其是中小股东利益的情形。
问题（二）的独立意见
经核查，我们认为：本次资产收购暨关联交易事项聘请的评估机构具备专业
的评估能力，评估方法合理，采用收益法进行评估能够审慎合理地预测标的公司
在未来年度的盈利能力，评估假设符合相关法规规定，遵循了市场通用惯例或准
则，具有成立的合理性。评估结果客观合理，项目收益率预测谨慎，业绩承诺指
标设置合理且具有可实现性，并充分考虑了国别风险及标的公司自身特定风险，
符合股权收购风险评估的相关要求，充分考虑了上市公司的利益，不存在损害公
司及全体股东，特别是中小股东利益的情形。
问题（三）的独立意见
经核查，我们认为：根据有关法律事实及签订的协议情况，以及外部律师的
专业分析，仲裁案件的败诉风险较小，赔偿风险在可控范围内。交易双方约定的
仲裁赔偿和仲裁费用上限是双方谈判的结果，具备商业合理性。鉴于本次交易以
评估结果定价，500 万美元仲裁赔偿和仲裁费用上限已在评估中作为标的公司未
来预计现金流出，以营运资金变动与营业外支出的方式予以考虑，因此标的公司
承担部分仲裁赔偿和仲裁费用不会损害上市公司及中小股东的利益。
问题（四）的独立意见
经核查，我们认为：标的公司前期未出售给第三方买家主要受海外疫情的不
可抗力和交割时间无法确定的影响。公司收购标的公司股权事项符合公司布局海
外市场、践行全球战略发展布局的需要，不存在违反晶科能源控股前期所做承诺
的情况。本次交易有利于提升公司在阿根廷及拉美地区的品牌影响力，不存在损
害上市公司利益的情形。相关股权托管的关联交易事项已按《公司章程》的规定
履行了审议决策程序，定价公允、合理，不存在损害上市公司利益的情形。
问题（五）的独立意见
经核查，我们认为：公司本次资产收购暨关联交易事项涉及的资金支付来源
主要为公司的自有资金及金融机构融资，结合本次交易金额、支付安排、国家相
关新能源产业金融支持性政策的发布及公司的融资探索和实践情况，预计解决本
次收购资金需求的难度不大，不会给公司正常生产经营造成不利影响。
特此公告。
晶科电力科技股份有限公司董事会
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