广州发展集团股份有限公司关于2024年度第五期中期票据2026年付息公告

广州发展集团股份有限公司关于 2025年年度报告的信息披露监管问询函的回复公告

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法律责任。

广州发展集团股份有限公司（以下简称“公司”）于近期收到上海证券交易所《关于广州发展集团股份有限公司2025 年年度报告的信息披露监管问询函》（上证公函〔2026〕1101 号）（以下简称“《问询函》”）。公司高度重视，对《问询函》中相关问题进行了认真分析和核查，为便于投资者理解，现就具体情况回复如下：

问题一、关于能源物流业务及天然气业务。年报显示，2025 年公司能源物流业务实现营业收入294.85 亿元，同比增长 10.99%，毛利率1.1%，同比减少 0.85 个百分点；其中煤炭贸易、油品贸易收入分别为 230.65 亿元、63.96 亿元，同比变动-5.9%、214%。该业务主要由公司全资子公司广州发展能源物流集团有限公司（以下简称能源物流集团）开展，其报告期内实现净利润-1.74 亿元，同比由盈转亏。天然气业务实现营业收入 105.02 亿元，同比增长 7.06%，毛利率13.66%，同比减少 1.73 个百分点；其中天然气贸易业务收入 36.03亿元，同比增长0.85%。关注到，报告期内因天然气贸易子公司取消向下游客户供货支付取消费，公司确认营业外支出 1.41 亿元；因供应商取消长协供货支付取消费，公司确认营业外收入1.88 亿元。

请公司补充披露：（1）煤炭、油品、天然气业务经营模式、天然气常规业务与贸易业务的区别及界定依据，分业务模式列示各品类近三年营业收入及毛利率情况，并结合市场行情、竞争格局、公司战略规划及竞争优势、产品购销价格变动及费用构成等，说明报告期内油品业务收入大幅增长、各品类毛利率变动、能源物流集团由盈转亏的原因及合理性；（2）列示近三年各品类各业务模式下总额法净额法核算对应收入及交易金额情况，结合货物运输仓储情况、公司承担的运输及存货风险、是否具有定价权、公司拥有货权平均时长、是否存在瞬时性控制情形等，说明公司属于主要责任人还是代理人，采用总额法或净额法核算是否符合会计准则规定；（3）支付取消费确认营业外收支所涉交易的具体情况，包括合同约定、取消背景及原因，会计核算是否符合准则规定，并进一步说明所属业务类型是否真实承担存货风险，相关业务收入采用总额法净额法核算是否准确；（4）2025 年度各品类各业务模式下主要供应商与客户名称、与公司关联关系、成立时间、注册资本、参保人数、交易金额、期末应收预付款项余额，结合客户信用情况说明是否存在回款风险；（5）近三年是否存在客户与供应商重合或关联关系、商品回售给供应商等情形，如涉及，请列示交易背景、交易对方名称、交易时间、交易品类、交易金额，并结合各方在交易过程中承担的风险与责任，说明有关交易是否具有商业实质。请年审会计师发表意见。

一、公司回复：

（一）煤炭、油品、天然气业务经营模式、天然气常规业务与贸易业务的区别及界定依据，分业务模式列示各品类近三年营业收入及毛利率情况，并结合市场行情、竞争格局、公司战略规划及竞争优势、产品购销价格变动及费用构成等，说明报告期内油品业务收入大幅增长、各品类毛利率变动、能源物流集团由盈转亏的原因及合理性。

1.煤炭业务

（1）经营模式

公司煤炭业务主营公司属下电厂的电煤供应及市场煤经营，已形成集资源、港口、运输、销售网络“四位一体”的产业链体系，在行业内树立了良好的口碑，打造的“珠电煤”品牌赢得了较高的市场商誉，获得广东省最佳自主品牌称号，是国家第一批七家电煤重点保供企业之一，也是广东省煤炭储备单位和广东省重要的煤炭供应骨干企业之一。

公司与国内外优秀资源方签订年度合同，建立长期战略合作伙伴关系，形成了国内外煤炭资源稳固获取能力；在北方建立以秦皇岛、曹妃甸、京唐、黄骅、日照港“五港联动”的一级港口群，在珠江口、长江沿线和北部湾港口建立三港区协同的二级港口群，保障公司拥有超200 万吨的库存仓储能力；建立纵深发展的物流服务体系，长期与大型航运集团、内河驳船运输企业建立合作关系，保障每年超2,000万吨的国内外煤炭运输配送能力。坚持“走出去”发展战略，在立足华南市场的基础上，先后成立华北、华东、华中、西南等区域分公司，积极开拓国内及海外市场。

经营模式主要分为平仓销售、到厂直销及场地划转三类：

①平仓销售：公司结合市场需求及保供任务统筹开展煤炭资源采购，货源统一采购后发运至北方港口、珠三角中转基地、长江沿线中转基地、西南中转基地等港口堆场，也可以在上述各场地就地采购，根据客户对煤炭热值、硫分等需求开展调拨调配。销售环节由客户到公司指定港口或堆场自提货物，全程由公司港务、堆场工作人员负责监装、质检等现场管控。

②到厂直销：为落实保供任务、匹配下游终端用户生产用煤需求，公司统一开展煤炭采购工作，结合各港口库存供需情况实施跨港口货源调配，根据客户对煤种、数量及交货时间要求统筹码头堆场存煤与外购煤炭资源，依托大船、驳船等水路运力直送客户厂区。

③场地划转：公司采购并将煤炭运输至北方港口或直接在北方港就地采购煤炭，拥有货权形成自有库存后，在北方港口堆场将货物直接划拨至客户名下。

（2）近三年营业收入及毛利率情况

单位：万元

备注：毛利变动情况分析详见“（6）毛利率变动的原因及合理性”。

（3）市场行情及竞争格局

近三年国家增产保供政策成效显著，产量稳定增长，在能源绿色低碳转型的政策导向下，清洁能源出力超预期对火电需求形成挤压，钢铁、建材行业煤炭消费同比持续下降,煤炭总体消费增幅回落，煤炭市场总体呈现供强需弱格局。动力煤价格经历了从高位波动到逐步回落、低位企稳的过程，受供需关系、政策调控、国际能源市场等因素综合影响，价格整体呈现震荡下行趋势。根据中国煤炭资源网发布的CCI 国内动力煤价格指数,2023 年北方港口 Q5000 动力煤年均价 848元/吨，同比下降25%；2024 年北方港口 Q5000 平均价格758 元/吨，同比下降11%；2025 年北方港口Q5000 平均价格617 元/吨，同比下降19%。

2025 年煤炭市场整体呈现“供需宽松、价格中枢下移、行业集中度提升、区域分化明显”的竞争格局。随着“双碳”目标推进和能源结构转型，煤炭行业正从规模竞争向价值竞争和绿色智能竞争转变。四大核心产区晋陕蒙新（山西、陕西、内蒙古、新疆）合计产量占全国总产量的80%以上，主导地位进一步巩固。大型煤炭企业合计产量占全国总产量的40%以上。

随着行业集中度的持续提升，缺乏核心竞争力的小型贸易企业正加速被市场出清，公司紧抓市场结构调整机遇，依托区域市场长期积累的客户资源与渠道优势，主动抢占优质客户群体，实现逆势布局与规模突破。尽管公司煤炭经营量稳步增长，但仍难以对冲市场价格大幅下跌导致的营收及利润下滑。

（4）公司战略规划及竞争优势

公司煤炭业务战略定位是聚焦动力煤核心主业，推动国际化战略布局，打造有核心竞争力的供应链网络，致力于建设成为煤炭行业全链条综合服务的创新引领者与价值创造者。

竞争优势：一是拥有完整产业链体系，公司上游拥有稳定的资源渠道，与国家能源集团、晋能集团、伊泰集团、兖矿能源、Glencore、Kideco、BIB 等国内外大型企业保持长期战略合作；建立由华北环渤海、长江沿线、珠江口和北部湾多区域港口组成的梯级港口布局，形成高效灵活的煤炭储备、中转、调节能力；二是市场布局稳步拓展，公司坚持“走出去”发展战略，构建国内国际双循环发展新格局，经过30多年的发展与积累，年活跃交易客户数量超300 家，涉及火电、热力、建材、纺织、造纸、化工等多个行业；业务遍布全国20 个省市，覆盖华南、西南、华中、华北、华东等区域，形成全国性营销网络；建立了海外资源渠道，涵盖印尼、澳大利亚等多个国家和地区；三是队伍建设不断加强，公司秉承“注重认真、追求卓越、和谐发展”的核心价值观，形成了“专业、诚信、协同、共赢”的经营理念，深入贯彻人才强企战略，推进市场型经营人才培养基地建设，培养了一支专业化、现代化的煤炭经营管理团队。

（5）产品购销价格变动及费用构成

2025 年动力煤市场“供应前松后紧、价格先抑后扬”。上半年国内供应持续释放，需求偏弱，煤炭价格持续回落。北方港5,000 大卡市场煤价从年初的674元/吨下行至6月中旬的全年最低价536元/吨，跌幅超20%，为近5 年煤价新低。下半年国内实施“反超产”“反内卷”政策，煤炭产量增速放缓，叠加夏季用电高峰、迎峰度冬储煤需求释放、局部地区强降雨影响产运，供需格局逐步收紧，动力煤价格触底反弹，11 月中旬煤价735 元/吨为全年最高价，较年内最低点上涨199 元/吨（涨幅37%）。11 月中旬后受高库存、气温偏暖、需求释放不及预期等因素影响，市场呈现“旺季不旺”特征，价格明显回调，年底收于591 元/吨，较年内最高点下跌144 元/吨（跌幅近20%）。

公司煤炭贸易业务成本主要包括采购成本，运输、装卸堆存、检测、保险等费用，其中煤炭采购价格随煤炭市场行情波动，运输价格随沿海煤炭运价行情波动，仓储、检测和保险价格通过谈判、招标等确定,近年波动较小。

（6）毛利率变动的原因及合理性

煤炭业务近三年毛利率分别为2.3%、2.09%、1.29%，主要受市场价格震荡下跌影响，2023 年北方港口Q5000 动力煤年均价格同比下降25%、2024 年同比下降 11%、2025 年同比下降 19%。

作为国家第一批电煤重点保供企业和广东省煤炭储备保供单位，按照广东省能源局与公司属下能源物流集团签订的《广东省煤炭储备备忘录》，要常态保持煤炭储备基础库存，同时为满足公司属下电厂电煤安全库存和日常市场煤经营需要，公司合理库存总量在100 万吨以上。受2025 年市场价格下跌趋势影响，库存成本与市场价格出现倒挂情形，对公司煤炭业务盈利水平构成较大影响。同时，为确保供应链安全与连续稳定经营，公司对部分核心资源采取年度长协采购模式，长协采购价格也存在与现货价格倒挂的情形。由于煤炭市场价格震荡下行，采购成本与销售价格之间存在时间错配，购销价差持续收窄，毛利率逐年走低。

根据中国煤炭工业协会发布《煤炭行业发展年度报告》，2023 年全国规模以上煤炭企业实现利润总额7,629 亿元，同比下降 25.3%。2024 年全国规模以上煤炭企业实现利润总额 6,046 亿元，同比下降22.2%，亏损企业数量2,175 个，行业亏损面为42%。2025 年全国规模以上煤炭企业实现利润总额3,520 亿元，同比下降 41.8%，亏损企业数量达2,526 个，行业亏损面为48.26%。从煤炭行业利润总额来看，近三年同比分别下降 25.3%、22.2%、41.8%，而且经济效益进一步向资源条件好的企业集中，公司煤炭业务毛利率逐年降低属于行业共性问题。

2.油品业务

（1）经营模式

公司油品业务主要从事石油及化工产品的仓储及贸易业务，拥有总库容 67 万立方米的自有油库及与油库配套建设的具有一类开放口岸资质的5万吨级石化专用码头，拥有成品油仓储资质、海关保税仓资质，是郑州商品交易所甲醇期货指定交割库和上海期货交易所燃料油备用交割库，2017 年以来连续获得海关高级认证企业资质，2023年以来连续获得ISCC（国际可持续发展与碳认证）证书。油品贸易业务主要分为油库销售和船发销售两类业务模式：

①油库销售：公司直接或间接向上游炼厂采购成品油存入油库，或直接在中石油、中海油、中石化、中化（以下简称“主营单位”）油库买入，再分批销售给周边加油站、工程单位及贸易商等。

②船发销售：公司作为主营单位入围供应商，根据自身获取货源情况，参与主营单位的采购询价，确定订单后整船配送至客户指定码头进行交货。

（2）近三年营业收入及毛利率情况

单位：万元

备注：毛利变动情况分析详见“（8）毛利率变动的原因及合理性”。

（3）市场行情

公司主营贸易产品汽柴油的价格主要受以下因素影响：一是国际原油走势，受国际地缘政治因素、国际供需格局影响；二是国内成品油零售定价机制，由国家发展和改革委员会主导管理，以国际原油价格为基准并设置调控区间；三是国内整体供需格局及华南地区成品油市场走势。

2023 年国际原油 WTI 指数围绕 65-95 美元/桶震荡，国内成品油终端需求不及预期，价格表现不及原油。柴油全年低位运行，仅三季度受出口拉动价格短暂上涨，贸易商盈利难度较大。

2024 年国际原油一季度因地缘局势与 OPEC 减产走高，后受需求低迷影响震荡下行，WTI 指数运行于65-87 美元/桶区间。国内成品油供需双减，1-7 月价格平稳，8月后成本支撑减弱、旺季不旺，价格快速回落。

2025 年全球原油市场供强需弱，OPEC 增产导致下半年供应过剩、库存累积，WTI 指数在55-70 美元/桶区间震荡下行。国内成品油市场受需求持续萎缩影响，炼厂主动降产控库存，对成品油价格形成支撑，跌幅缓于原油，炼厂利润同比提升但终端利润承压。

从广州地区中海油主营批发价格走势来看，2023 年至 2025 年成品油各品种价格逐年走低、价格中枢持续下移。2023 年92#汽油、95#汽油、0#柴油平均批发价格分别为8,969 元/吨、9,268 元/吨、7,944元/吨，全年价格整体呈区间震荡运行；2024 年价格进入下行通道，上述三个品种平均批发价格分别为8,652 元/吨、8,933 元/吨、7,490元/吨，同比分别下降3.5%、3.6%、5.7%；2025 年价格下行幅度进一步扩大，三个品种平均批发价格分别为7,999 元/吨、8,299 元/吨、6,935 元/吨，同比降幅扩大至 7.6%、7.1%、7.4%。

（4）竞争格局

2021 年以来国家各级监管部门开始大力整顿油品市场，各类税务稽查、环保督查、应急检查等监管行动频繁。持续强监管使市场逐步净化，企业不合规经营的成本大幅提高，非法贸易商迅速遭到清退，实力欠缺的贸易商难以生存，合规经营且实力雄厚的贸易商重新凸显优势。

主营单位市场地位持续巩固，大型炼化企业与主营单位合作紧密，产业链缩短，中小型贸易商大量退市。主营单位发力终端业务，油库销售模式快速抢占市场，贸易竞争向终端场景倾斜。第三方仓储汽柴油需求持续萎缩，头部贸易商依托油库分销、主营单位外采扩大规模，中小主体生存空间进一步压缩。国内汽柴油贸易市场处于“总量萎缩、结构分化、合规主导”的深度调整期。随着《成品油流通管理办法》实施，监管部门全链条数字化监管严打非标油，行业竞争从价格比拼转向合规与品牌竞争。央国企凭借合规经营与品牌优势持续巩固主导地位，中小贸易商加速出清，市场进入存量博弈下的价值重构期。

（5）公司战略规划及竞争优势

公司油品贸易业务深耕华南区域市场，以南沙油库为核心支撑，充分依托南沙自贸区政策、库区地理优势及中外股东多元资源和品牌，以仓储平台为载体打造成品油交易平台，逐步构建上下游深度协同的油品贸易链条。

竞争优势：一是自有硬件及区位优势，公司自有67万立方米油库及一类开放口岸石化码头，可实现江海联运、公路联运全覆盖。库区地处南沙自贸区核心位置，紧邻外贸港区，辐射华南、西南、华东消费市场，具备内外贸双通道优势；二是运营标准优势，引入BP公司全球石化安全、仓储运营及风控体系，安健环、计量标准高于行业常规水平，贸易流程规范成熟，兼具国内合规要求与国际运营标准，形成差异化优势；三是产业链协同优势，依托公司综合能源产业布局，在客户资源、珠三角分销渠道等方面优势突出，主营单位资质准入竞争力强；四是双重信用背书和品牌优势，国企与知名外资背景股东，契合央国企合规准入标准，内贸汽柴油贸易合作基础扎实。

（6）产品购销价格变动及费用构成

2025 年国内成品油价格随国际原油价格震荡下行，价格中枢下移，购销价差持续收窄，贸易盈利空间承压。一季度受地缘因素影响油价阶段性冲高后回落；二季度维持区间震荡，市场以短期按需采购为主；三季度炼厂供应宽松，价格持续走弱；四季度全球需求偏弱、原油低位运行，汽柴油价格以震荡下行收尾。全年价格主要受国际原油走势、地缘局势、炼厂产能释放及终端需求复苏不及预期等因素影响。

公司油品业务成本主要包括：一是油品采购成本，系向供应商采购的直接成本，采购价格随油品市场行情波动；二是仓储费，包含自有油库的折旧及日常运维成本、外库租赁成本；三是运输费，系委托第三方运输成本；四是检测费，系委托质检机构的检验费用；五是保险费，系对商品仓储期间的财产保险及运输环节的货运保险。

（7）油品业务收入大幅增长的原因

公司油品业务自设立以来便定位油品批发业务为主营业务之一，2011 年取得成品油批发许可证，正式进入成品油批发市场，持续开展依托油库为主的销售业务。2021 年，随着国家落实能源安全战略，市场资源再度集中回归主营单位，贸易型企业的业务开拓难度加大，公司批发业务规模萎缩。2024 年下半年以来，公司加强“仓储+贸易”业务模式，以贸易联动仓储，努力开发上游炼厂优质资源，积极争取更多的主营单位外采供应商资质并拓展南沙库内持仓业务，增加下游销售渠道，强化合规与风控管理，促使批发业务规模持续增长，带动油库出租率明显提升。公司2025 年油品业务收入大幅增长的主要原因如下：

①油库销售业务：一是市场研判精准提效。持续优化市场研判机制，准确把握采购时机与销售节奏，依托华南消费市场区位优势，实施灵活价格营销策略，深度拓展终端市场，终端销量实现大幅增长；二是模式创新扩容增量。顺应行业趋势积极探索“南沙油库+珠三角主营单位油库”相结合的业务模式。2024 年初步试点磨合、完善风控体系，2025 年通过大力开拓业务，有效拉动收入增长。

②船发销售业务：一是主营单位区域公司对外采购需求增长。2025年为提高库存调配灵活性，部分主营单位的区域公司调整采购策略，扩大外采规模；二是公司积极稳固主营单位的供应商资质。公司自2019 年入围主营单位供应商名录以来，严守合规底线，严控油品质量，提升服务标准，稳定维持多家主营单位区域公司合格供应商资质，为业务拓展提供坚实保障；三是公司持续拓展新的区域公司供应商资质。公司在巩固与原有主营单位区域公司合作基础上，积极开拓新的销售渠道，新增入围多家主营单位供应商名录，交易机会大幅增加，贸易规模持续扩大。

（8）毛利率变动的原因及合理性

近三年公司油品批发业务毛利率整体逐年增长，主要原因：一是市场运营能力稳步提升，经过多轮市场周期历练与研判优化，公司进一步提升采购及销售计划的合理安排能力，有效控制价格波动对毛利的影响；二是采购端成本优势逐步体现，加强上游炼厂资源开发及拓展优质供应商，公司货源供给更加多元，批发业务规模增长提升了公司的议价能力，从成本端助力毛利改善；三是精益化管理降本增效，严格管控物流、仓储、损耗等环节成本，推动盈利水平稳步提升。

3.天然气业务

（1）经营模式

公司统筹广州市高压管网建设和上游气源采购、下游天然气输配及分销，是广州市城市燃气高压管网建设和天然气购销主体。自主建成广州LNG 应急调峰气源站，投资广东大鹏（持股6%）、珠海金湾LNG（持股25%）接收站，构建了西二线气、海油气、大鹏气以及多个海外LNG 长协互为支撑和保障的天然气资源池，建立了涵盖气源、接收站、燃气管网输配、燃气电厂、城燃用户等上下游一体化产业链。天然气业务经营模式主要分自有管道供应、国内贸易（含少量车载气销售）和海外贸易。

①自有管道供应：公司从上游供应商采购管道天然气或进口液化天然气，通过自有广州市城市高中低压管道销售给广州市内居民、工商业、电厂等终端用户以及广州市和周边城市的城市管道气经营企业。

②国内贸易：公司搭建了天然气资源池，利用大鹏等第三方接收站、大鹏管网、国家管网等非自有管道向客户销售天然气，或通过槽车向客户销售液化天然气。

③海外贸易：公司依托已签订的上游国际LNG 长协及现货采购货源，将采购的国际天然气在海外进行销售。海外贸易有装运港船上交货和目的港交货两种模式。

（2）天然气常规业务与贸易业务的区别及界定依据

常规业务即公司自有管道供应业务，该业务是基于燃气经营许可，在规定区域内开展的天然气购销与配气一体化的天然气供应业务。该业务具有公用事业属性，终端气价受政府管制，依靠自建配气管网和设施，履行区域保供责任，需求相对刚性。

贸易业务是公司以优化天然气资源池及获取利润为目的，在经营许可区域外开展的市场化购销业务，包括前述的国内贸易和海外贸易。

（3）近三年营业收入及毛利率情况

单位：万元

注：业务类型其他主要是建安业务、物资销售、燃气表销售、燃气保险、燃气具销售，以及燃气检测和设计业务等。

近三年，天然气业务整体毛利率和国内贸易业务毛利率保持相对稳定，自有管道供应业务毛利率和海外贸易业务毛利率有所波动，各业务类型毛利率变动均与市场环境及公司实际经营情况相匹配，具备

合理性。其中：

自有管道供应业务毛利率的变化主要与气源成本、政府终端定价政策及调整周期有关。终端定价方面，居民用气价格近三年保持不变，非居民用气价格每半年调整一次，市价格主管部门根据上年同期气源成本数据制定本期非居民最高销售价格，因此气源成本的变动传导到终端售价存在一年的滞后性。

公司拥有全资和参股LNG 接收站，为保障供应，与国际LNG 供应商签定LNG 采购长协及现货合同，并综合考虑国内可采购气源成本、国际资源价格、国内需求及价格变化等情况，适时优化天然气资源池，开展海外贸易。海外贸易毛利率近三年保持较高水平，主要是长协采购价格相对较低，而海外贸易销售价格受俄乌战争等地缘政治因素影响上涨较多，因此购销价差较大，毛利率较高。海外贸易毛利率波动主要与国际LNG 现货价格波动相关。

4.能源物流集团由盈转亏的原因

能源物流集团2025 年度实现净利润-1.74 亿元，同比由盈转亏，主要构成及原因如下：

（1）煤炭业务作为能源物流集团的主要业务，由于承担保供职能，需常态保持100 万吨以上库存，在煤炭行业整体效益下行、煤炭价格持续下跌形势下，2025 年煤炭业务部分月份呈现购销价格倒挂的情况，盈利大幅下降，仅实现盈亏平衡；

（2）油品业务因国家能源战略调整，原有主力品种退市，成品油第三方仓储需求持续萎缩，油库出租率大幅低于盈亏平衡点，实现归母净利润-0.27 亿元；

（3）确认参股企业投资收益-1.50 亿元，其中按权益法核算确认联营企业大同煤矿集团同发东周窑煤业有限公司投资收益-1.39 亿元（该项长期股权投资期末余额已确认至0 元），确认合营企业广州发展航运有限公司投资收益-0.11 亿元。

（二）列示近三年各品类各业务模式下总额法净额法核算对应收入及交易金额情况，结合货物运输仓储情况、公司承担的运输及存货风险、是否具有定价权、公司拥有货权平均时长、是否存在瞬时性控制情形等，说明公司属于主要责任人还是代理人，采用总额法或净额法核算是否符合会计准则规定。

1.煤炭业务

（1）近三年煤炭业务收入核算情况

单位：万元

（2）各业务收入核算方法及其依据

公司煤炭业务打造了上下游纵向一体化产业链，在北方建立以秦皇岛、曹妃甸、京唐、黄骅、日照港“五港联动”的一级港口群，在珠江口、长江沿线和北部湾港口建立三港区协同的二级港口群。其中在环渤海区域一级港口群和珠三角、长三角、北部湾二级港口群拥有的煤炭专用堆场存储能力超120 万吨。自有珠电码头拥有5万吨级和7万吨级卸船泊位各一个，以及储量20 万吨封闭式圆形料仓和34 万吨环保露天堆场，年吞吐能力超2,000 万吨。同时，公司建立纵深发展的物流服务体系，除自有2艘5.7 万吨级散货船外，长期与大型航运集团、内河驳船运输企业建立合作关系，保障国内外煤炭运输配送能力。

公司严格把控货权风险，充分发挥专用场地的枢纽作用，构建起涵盖储备、中转、掺配、调节的高效灵活运营体系。通过配备专业驻场港务团队，对煤炭装卸、质量检验、场地巡检等核心环节实施全过程管理，确保煤炭流转全程可追溯、风险可管控。目前，公司平均货权持有周期在10 至20天，通过精益化库存管理，在保障区域市场供应的同时，规避库存带来的价格波动风险，实现供应链的安全与高效。

在市场营销与定价策略上，公司拥有自主定价权，设立价格委员会统筹管理煤炭购销定价，确保决策科学审慎。依托在华南区域的深厚根基，公司建立“珠电煤”品牌并维护其价格体系，通过自主开发的“珠电商城”平台对外挂牌销售，实现了价格信息的公开透明。目前，“珠电煤”价格已成为区域煤炭市场公认的重要参考基准，彰显了公司的品牌影响力与市场话语权。

在平仓销售业务模式、到厂直销业务模式及场地划转业务模式中，货物交付前的运输、仓储以及损毁灭失风险均由公司向客户全部承担。

对照《企业会计准则第14号--收入》第三十四条规定，根据公司的贸易业务模式及合同约定，在交易过程中对客户承担的责任、不同时间节点货权的归属、货物损毁灭失风险的承担、是否拥有定价权等情况判断，公司在贸易业务过程中对客户承担的是商品交付的主要责任，公司在货物交付给客户前拥有货物的所有权，承担运输、仓储以及损毁灭失风险，有权自主决定所交易货物的价格，公司贸易业务采用总额法核算符合会计准则相关规定。

2.油品业务

（1）近三年油品业务收入核算情况

单位：万元

（2）各业务收入核算方法及其依据

公司主要以自有油库及码头设施为基础和依托开展油品贸易业务，自有南沙油库总库容67 万立方米，拥有储罐91 个，可存储品种包括成品油、燃料油、液体化工品，具备石化一级库和二级库功能。自有码头为一类开放口岸资质，共有9 个泊位，主码头可为5万吨级国内外航行船舶提供靠泊以及油品装卸作业。供应商主要是炼厂、主营单位、大型贸易商，客户主要是主营单位、贸易商、加油站及工矿终端用户。船发销售业务主要辐射华东及华南沿海，如江苏、浙江、福建、广东、广西等省及自治区，油库销售业务主要辐射珠江西岸的广州、佛山、中山、肇庆、云浮等城市。公司油品销售业务模式如下：

①油库销售业务

公司根据市场走势研判并结合自身经营策略，直接或间接向上游炼厂集中批量采购油品存于公司油库，结合市场情况分批销售给加油站、电厂等终端客户及小型贸易商，通常由客户自行到油库提货，从形成库存到销售出库，平均货权持有周期约60天。

随着自有油库销售业务持续拓展，客户对提货地点需求逐步扩大，公司根据客户提货地点的多元需求，拓展外库（如中海油等主营单位的油库）销售。公司批量采购后按合同价格全额支付货款，取得对应数量的可提货油品库存（主营单位系统可随时查询，公司对剩余数量定期进行客存签认），再分批将货物分销给加油站、电厂等终端客户及小型贸易商，客户均为先款后货，自行到油库提货，平均销售周期约20天。

该业务模式下，公司独立承担市场价格波动、合同履约等经营风险；在交易中具备完全自主的市场化定价权，自主评估交易对手资信，独立承担信用及履约风险。销售运输环节以客户自提为主，公司在商品转让前享有完整货物处置权，公司对商品交付全流程承担主要责任，是商品交易主要责任人，采用总额法核算符合会计准则相关规定。

②船发销售业务

公司与多家炼厂及大型供应商长期保持合作关系，同时也是中石化、中化、中海油等主营单位多家区域分公司入围外采供应商。在该类业务中，公司在研判市场行情、货源及成本相关情况后，参与主营单位区域分公司发布的油品外采需求报价，获取销售订单。该类业务公司独立询价采购货源签订采购合同，独立获取订单签订销售合同，分别独立向供应商和客户承担采购和销售责任，不存在客户指定供应商或供应商指定客户情况。交货方式为通过船运配送至客户指定码头交货，船运安排根据公司与供应商航运组织情况由供应商或公司负责，两种安排公司均独立与客户衔接接卸事宜，到达客户附近锚地后进行质量、数量检测，检测合格后向客户申请码头靠泊，再由锚地运至客户卸船码头，与客户办理具体接卸事宜，从锚地开始检测到最终卸船完成通常需要2-3 天。该类业务公司拥有自主定价权，独立承担市场价格波动、货物数质量、合同履约等全部经营风险。公司自主决定货源及销售对象，产生的货损、质量不符、逾期交付等责任由公司向下游客户独立承担；公司独立承担交易信用风险。

船发销售业务在商品转让全流程中，公司属于主要责任人，按照总额法确认营业收入，符合会计准则相关规定。

3.天然气业务

（1）近三年天然气业务收入核算情况

单位：万元

注：业务类型其他主要是建安业务、物资销售、燃气表、燃气保险、燃气具销售，以及燃气检测和设计业务等。

（2）各业务收入核算方法及其依据

①自有管道供应业务：公司自上游采购天然气，进入自有管网设施，经自有管网设施调压、调峰、加臭、计量等环节输送给客户，公司在该过程中，承担了天然气毁损与灭失、数量与质量、因用气峰谷差而产生的供需错配等存货风险，并通过自有的管道控制商品流转的全过程，公司属于主要责任人，采用总额法核算收入。

②国内贸易业务：公司主要从海外采购LNG 液化天然气，进口后存储于广东大鹏等第三方接收站，气化后经管道运输销售给客户，公司与第三方接收站签订接收站使用协议并支付使用费，并对存储于接收站的天然气存货购买了财产保险，承担向客户转让商品的主要责任。

另有少量国家管网侧气体销售，为公司向上游资源方采购天然气后，寻找有需求的客户，由公司与国家管网等管网运营商办理托运手续，将天然气输送至国家管网下载门站向客户交付，并由公司支付管输费，公司在交付商品前对商品拥有控制权，承担商品价格浮动风险，同时公司可自主决定所交易商品的价格，该类业务公司属于主要责任人，符合总额法核算条件，采用总额法确认收入。

③海外贸易业务：公司根据市场情况择机签订上游国际LNG 长协及现货采购合同，在临近交付窗口期时，综合考虑国内可采购气源成本、国际资源价格、国内外需求及价格变化等情况，为优化资源池而开展的国外销售。公司通过采购合同提前锁定货物和价格，承担存货价格波动风险，对船舶或卸货港有指定权，主导第三方向客户交付货物，属于主要责任人，采用总额法核算收入；对于同一时间锁定上下游，承担价格风险较小，以及长协采购合同通过双方协商方式回售给供应商的业务谨慎考虑采用净额法核算。该类业务公司通过将收到的提单背书给下游客户完成销售货权交付(该流程为 LNG 国际贸易行业惯例)。

（三）支付取消费确认营业外收支所涉交易的具体情况，包括合同约定、取消背景及原因，会计核算是否符合准则规定，并进一步说明所属业务类型是否真实承担存货风险，相关业务收入采用总额法净额法核算是否准确。

1.支付确认取消费的具体情况

（1）所涉业务具体模式

公 司 经 国 际 招 标 于 2021 年 7 月 与 供 应 商 BP SINGAPOREPTE.LIMITED（以下简称“BP 公司”）签署了为期 12 年、每年 65 万吨LNG 长期购销协议，通过目的港船上交货模式在广东大鹏接收站交收，公司同时与大鹏接收站签订接收站使用协议并支付使用费。为防范风险，公司参照国际惯例同时锁定了一定比例（约75%）的量给下游客户，下游客户通过大鹏管道提气。

（2）产生取消费的原因

2025 年全球天然气市场呈现显著的供需紧平衡，BP公司为优化其资源池，向公司提出协商取消两船供货，并支付取消费。公司经经济效益测算后，基于整体经济效益最大化原则同意BP 公司的取消方案。BP 公司支付取消费后，不再有义务交付该两船货物，截至报表日取消费18,788.75 万元人民币已全额到账。

因上游取消供气，公司没有足够的气源供下游提气，故按协议向下游客户支付取消费。公司应付下游客户取消费14,102 万元，截至报表日已支付了10,176 万元人民币，尚有3,926 万元人民币未支付。

2.会计核算情况及依据

按照相关会计准则，收到上游取消费在“营业外收入”中核算。 支付给下游的取消费在“营业外支出”中核算。

在该业务模式中，公司进口LNG 液化天然气后并入自主资源池，存储于广东大鹏接收站，公司与大鹏接收站签订接收站使用协议并支付使用费，并对存储于接收站的液化天然气购买财产保险。下游客户通过大鹏管道提气，公司在转让商品之前承担了存货主要风险，属于主要责任人，符合总额法核算条件，采用总额法确认收入。

（四）2025 年度各品类各业务模式下主要供应商与客户名称、与公司关联关系、成立时间、注册资本、参保人数、交易金额、期末应收预付款项余额，结合客户信用情况说明是否存在回款风险。

1.煤炭业务

煤炭各业务模式下，除广州恒运企业集团股份有限公司系公司的参股企业外，其他客户供应商与公司不存在关联关系。部分客户为预付款客户，不存在回款风险；部分客户有信用赊销额度，但回款风险

比较小。主要原因：

一是公司建立了完善的内控制度流程，严格供应商准入审核。重点考察供应商的资质真实性、经营持续性、履约稳定性，要求供应商准入前需提供营业执照、开户许可证、经营许可证、最新年度纳税评级、增值税完税证明、财务报表、股权结构及持股比例、董事/股东名册、涉外经济制裁风险尽调表等材料。若供应商未出现负面信息，可根据其缴税情况、财务报表、涉诉等综合评估准入，若出现严重负面信息的不予准入。

二是公司严格赊销客户信用管理。公司对于赊销客户，建立了完善的内控制度流程，规定了信用额度的申请、评估、审议、发放、调查监控、调整、总结等全过程的管理办法。通过量化客户的企业基本性质、管理水平、经营状况、市场竞争力、信用状况、财务结构、经营效益等指标，得出客户信用分数及信用评级，并结合客户净资产得出可授信额度。同时，公司对于授信客户进行定期年度信用总结评估，并根据行业交易习惯和公司业务特点控制赊销客户的账龄，确定合理的账期。

三是始终把风险管控放在第一位。公司长期聚焦合规风险管理与内控建设，搭建了三层风险防控管理体系，全面强化风险管控体系建设，信用管理体系搭建与实践项目分别荣获“广州市信用创新应用案例”、广东省企业管理现代化创新成果二等奖和全国国企管理创新成果二等奖。公司对客户的信用风险管控成效显著，实现连续20年无坏账。

①2025 年度主要供应商情况

单位：万元

特别说明：客商成立时间、注册资本、参保人数相关数据主要来源于企查查等相关网站，可能存在因相关网站信息更新不及时而与企业实际情况不一致的情况（下同）。

②2025 年度主要客户情况

平仓销售客户 单位：万元 到厂直销客户

单位：万元

场地划转客户 单位：万元

2.油品业务

各业务模式下的供应商及客户，均与公司不存在关联关系。享有信用赊销额度的为中国石化、中化、延长壳牌等主营单位客户，其他客户采用预收款结算，整体回款风险可控。期末预付款和应收款均已在期后完成收

货或回款。

①2025 年度主要供应商情况 单位：万元

②2025 年度主要客户情况

油库业务客户 单位：万元 船发销售客户

单位：万元

3.天然气业务

各业务模式下的供应商及客户，均与公司不存在关联关系。主要客户为央国企或大型燃气企业，并采用“预付款/预付款保函/备用信用证/信用额度”等组合方式销售，整体回款风险可控。期末预付款和应收款均已在期后完成收货或回款。

①2025 年度主要供应商情况

单位：万元

②主要客户情况

单位：万元

（五）近三年是否存在客户与供应商重合或关联关系、商品回售给供应商等情形，如涉及，请列示交易背景、交易对方名称、交易时间、交易品类、交易金额，并结合各方在交易过程中承担的风险与责任，说明有关交易是否具有商业实质。

1.煤炭业务

近三年存在客户与供应商重合的情况，但重合的客户与供应商不属于关联方且无商品回售供应商的情形，具有商业实质，具体如下：

公司煤炭业务已建成立足华南、面向全国和海外市场的相对完整的产业链体系，具有重要影响力的大型煤炭供应链，形成了覆盖面广的采购销售渠道网络、强大的资源整合和再加工能力、高效的管控能力、良好的市场交易口碑、良好的风险管控能力等竞争优势。

覆盖面广的采购销售渠道网络是实现业务增长的基础，贸易商是公司采购销售渠道的重要组成部分。公司在业务开拓中，致力于满足客户在不同时点、不同空间和不同品质上的资源需求。公司结合交易时间、地点、煤种品质、市场行情、库存结构等信息，寻找合适的货源和供应商，贸易类合作伙伴既可以是供应商，也可以是客户。公司有合适货源时，可以作为上述贸易商的供货方；上述贸易商有合适货源时，公司可以向其采购货物。交易对手中客户与供应商重合情况，符合国内煤炭行业实际。

公司要求货权转移连续完整，并通过港口煤炭变更申请表、港航交接清单、海关准许提离通知书、大船装卸港事实记录、质量检测报告等单据证明货物事实交付，确保商品没有回售给供应商的情形，具备商业实质。具体情况如下：

单位：万元

2.油品业务

近三年存在客户与供应商重合的情况，属大宗商品流通行业的常规合作，交易商品为不同品种或不同批次，无商品回售供应商的情形，相关交易具有商业实质，具体情况如下：

单位：万元

3.天然气业务

近三年存在客户与供应商重合的情况，但交易商品为不同批次，相关交易具有商业实质，具体情况如下：

单位：万元

（1） 客户与供应商重合的商业实质

①公司与华南中石油国际事业有限公司（以下简称“华南中石油”）在国际LNG 购销业务中存在采购与销售关系。公司已构建国际+国内资源池，受国内国际市场价格体系差异及市场需求端影响，公司持续优化资源池结构，适时转售或购入国际气源。每次转售或采购气源均采用询价方式，华南中石油作为公司合作方短名单中一员，均按照报价的优先顺序确定为交易对手。因此，华南中石油在不同船货业务中可作为公司的上游供应商或下游客户。每单购销合同均独立签订、独立定价、独立结算，价格遵循市场化原则。交易具有真实商业实质，定价公允，符合国际LNG 现货贸易惯例。具体情况如下：

华南中石油国际（客户）采购表 单位：万吨、万元 华南中石油国际（供应商）销售表

单位：万吨、万元

②公司与广州番禺新奥燃气有限公司、广州新奥燃气有限公司、新奥(广东)能源销售有限公司（以下简称“新奥”）、港华投资有限公司、港华国际能源贸易有限公司、港华国际能源贸易（深圳）有限公司、广州港华燃气有限公司、广州东永港华燃气有限公司、中山港华燃气有限公司（以下简称“港华”）因互保互供、国内天然气贸易业务而产生客户与供应商重合的情况。一方面，由于公司是广州市城市燃气高压管网唯一建设主体，包括新奥、港华在内的城市燃气企业采购管道气需经公司高压管网输送，并通过公司相关设施进行调压、调峰、加臭等，前述城市燃气企业是公司下游分销用户，交易具有真实的物理流向及商业实质；另一方面，为保障广州市天然气供应的安全性及经济性，公司构建了涵盖西二线气、海油气、大鹏气等以及多个海外LNG 长协互为支撑和保障的天然气资源池，新奥、港华作为全国性燃气企业，具有丰富的资源整合能力，也是气源供应主体之一，当新奥、港华所持气源的市场价格具有竞争力时，可作为公司资源池补充，符合公司利益。上述采购、销售行为遵循市场化定价原则，具有真实的交易需求和商业逻辑。

（2）商品回售给供应商的情形

单位：万元

商品回售给供应商的商业实质及核算依据：

中化新加坡作为供应商于2022 年与公司签署了10 年期液化天然气长协购销协议，自2023 年至2032 年向公司销售天然气，销售气量约40万吨/年（同时签订运输协议运送至公司自建的南沙应急调峰气源站）以及部分现货液化天然气销售。中化新加坡作为客户主要是其根据市场价格及自身国际资源情况购买公司长协气，业务背景为：因公司长协气采购价格与美国国内天然气价格指数（HH）挂钩，HH 价格波动相对较小，近几年受俄乌冲突影响，LNG 国际现货价格大幅走高，叠加中美贸易摩擦加征关税影响，公司采购的长协气运回国内将增加使用成本，因此公司根据市场情况可转为海外现货进行销售。

转售时优先通过竞价方式选择下游客户。2023 年及 2024 年中化新加坡公司因报价最优成为下游客户，销售过程中公司承担了较长期间的价格波动风险，且交易完全通过市场竞争择优选择下游客户，采购和销售是完全独立的市场行为，故采用总额法核算。2025 年因转售时间提前较早，对应的采购船期不确定，故无其他客户参与报价，因此公司与中化新加坡双方协商回售。前述长协转现货销售业务公司承担了较长期间的价格波动风险，但下游客户非完全通过市场竞争择优选择，故谨慎采用净额法核算。

二、年审会计师意见

（一）核查程序

我们对上述问题实施的审计程序包括但不限于：

1.了解和评价公司销售循环和采购循环相关的内部控制设计的合理性，并测试了关键控制流程运行的有效性；

2.与公司管理层进行访谈，了解公司贸易业务的主要业务模式、交易背景、定价方式、交货方式及本期BP 公司提出取消交易的背景、进展及动态，获取管理层对本事项的审批流程；

3.选取样本检查销售合同，识别与商品控制权转移相关的条款，评价各业务类型的收入确认是否符合企业会计准则的规定；

4.对本年记录的收入交易选取样本，核对结算单、销售合同、销售发票、出库单、验收单等支持性文件；

5.区分业务类型，对营业收入和营业成本执行分析性程序，判断其变动的合理性；

6.获取公司客户与供应商的清单，通过天眼查、国家企业信用信息公示系统等网络渠道，对主要客户和供应商工商信息进行核查，主要关注企业的经营状态、经营业务范围是否与交易内容相符、注册资产和参保人数是否与交易体量匹配、是否为新成立的公司、是否与公司存在关联关系或潜在关联关系等；

7.对资产负债表日前后确认的销售收入执行截止性测试；

8.选取样本向客户就应收账款余额及销售交易金额执行函证程序。

（二）核查意见

基于已执行的核查程序，我们认为：

1.公司本期的收入、毛利率及利润的变动合理，在所有重大方面符合会计准则的规定。

2.公司各类业务的收入确认方式在所有重大方面符合会计准则的规定。

3.公司关于取消费相关业务的收入确认方式在所有重大方面符合会计准则的规定。

4.公司的主要客户不存在重大回款风险。

5.公司客户与供应商重合的交易具有商业实质，在所有重大方面符合会计准则的规定。

问题二、关于资产处置损益及资产减值。年报显示，报告期内公司因土地交储确认资产处置收益17.89 亿元，对当期利润影响较大。确认资产减值损失 5.05 亿元，同比增长超 4 倍，其中固定资产减值2.92 亿元，系因太平能源站、环保建材公司等亏损、停产、报废计提减值；商誉减值1.23 亿元，主要为对美姑兴澜等 4 家新能源公司计提商誉减值，此外广东穗发资产包期末商誉 6.49 亿元，未计提减值。

请公司补充披露：（1）结合土地交储相关政策情况、拟补偿资金发放情况、所涉资产明细及账面价值等，说明资产处置收益核算依据及会计处理的准确性；（2）固定资产减值所涉资产明细、减值迹象出现时点、可回收金额具体测算过程，说明本期资产减值的及时性、合理性，结合期末主要子公司/固定资产效益情况、资产状态、产能利用率等，说明固定资产减值的充分性；（3）商誉减值所涉 4 家新能源公司、广东穗发资产包收购情况、报告期内收入及净利润情况、减值测试方式、核心参数及确定依据，结合历史减值情况，说明本期商誉减值的及时性、充分性。请年审会计师发表意见。

一、公司回复：

（一）结合土地交储相关政策情况、拟补偿资金发放情况、所涉资产明细及账面价值等，说明资产处置收益核算依据及会计处理的准确性。

1.为贯彻落实广州市政府决策部署，配合城市建设总体规划，推进片区更新改造和地块资源优化利用，经公司第九届董事会第六次会议审议同意，公司与广州市白云区人民政府松洲街道办事处签署地块征收补偿协议书，将公司持有的广盛（罗冲围发电厂）地块交储，征地补偿款为15.22 亿元、按时交地奖励款3.04 亿元，共计18.26 亿元。2025 年5 月底，协议约定的土地移交条件已全部达成，协议相关方完成场地移交确认，满足收取按时交地奖励款条件。

2.截至2025 年12月31 日，公司按照征收补偿协议已累计收到补偿款13.7 亿元，剩余未收补偿款4.57 亿元根据协议需广盛地块出让且收储部门收齐出让金后支付。

3.交储所涉资产为土地，在“无形资产”科目核算，账面价值0.09亿元，土地修复费用为0.28 亿元。根据企业会计准则，处置无形资产净收益计入“资产处置收益”科目，公司按交储收入18.26 亿元（含未收补偿款4.57 亿元）扣除土地账面价值和预估修复费用后确认资产处置收益17.89 亿元，影响2025 年度利润总额增加17.89 亿元；未收补偿款在“其他应收款”科目核算，影响期末“其他应收款”增加4.57亿元。

（二）固定资产减值所涉资产明细、减值迹象出现时点、可回收金额具体测算过程，说明本期资产减值的及时性、合理性，结合期末主要子公司/固定资产效益情况、资产状态、产能利用率等，说明固定资产减值的充分性。

1.公司2025 年共计提固定资产减值准备 2.92 亿元，主要包括：

单位：万元

（1）公司属下全资子公司广州发展太平能源站有限公司（以下简称“太平能源站”）2×40MW 级燃气热电联产机组生产机器设备计提减值1.95 亿元。

该项目自2021 年投产以来设备运行良好，因俄乌冲突天然气价格持续高位运行，且园区内热用户处于培育期，项目效益未达预期。考虑天然气价格随着阶段性干扰因素减弱回落、热用户逐年增长、以及根据政策容量电费大幅调增，项目效益将大幅改善，以前年度未出现减值迹象。2025 年4 月，广州市政府相关部门提出将从化区垃圾发电余热热源引入宝珠、鳌头区域，与公司下属宝珠能源站、鳌头能源站蒸汽资源进行整合，优化区内营商环境，提升保供能力。2025 年5 月以来，从化区政府大力推动相关工作，加大该区域招商引资力度。上述变化将导致太平能源站周边热用户培育难度增加，同时存在现有用户流失和同步降价压力，太平能源站经营预期出现变化，相关资产出现减值迹象。为客观、公允反映资产真实价值，公司委托第三方资产评估机构以2025 年5 月31 日为评估基准日对太平能源站相关资产开展减值测试评估。评估机构按该资产公允价值减去处置费用的净额得到的评估值为16,229.88 万元，公司于 2025 年6月按评估值与资产账面价值的差额计提固定资产减值准备19,456.38 万元，影响归母净利润19,456.38 万元。其中公允价值按市场法以相关资产的特点和当前情况下可合理取得的最佳信息为基础，通过资产市场价格进行调整修正确定。因上述经营环境变化，太平能源站周边热用户不足，加上天然气价格高企，无明显依据或者理由表明资产预计未来现金流量现值显著高于其公允价值减去处置费用后净额，根据企业会计准则相关规定，可将资产公允价值减去处置费用后净额视为资产可收回金额。因项目设备为大型发电设备，自2025 年6 月1日至2025 年12 月31 日设备市场环境变化不大，其市场价格变化不大。经分析判断，评估基准日距离报表日期间不存在进一步减值的迹象。

（2）公司属下全资子公司广州发展环保建材有限公司（以下简称“环保建材公司”）蒸压加气混凝土砌块生产线及配套建构筑物计提减值0.53 亿元。

该生产线自2012 年投产以来一直处于正常生产运营状态，未出现减值迹象，未计提减值准备。2022 年以来受下游房地产市场大周期调整影响，加气块价格持续下行，生产线产能利用率不断下降（2024 年产能利用率降至53%），受珠江电厂等容量替代项目中两台燃煤机组2025 年起停产影响，其蒸汽和粉煤灰供应相应减少。综合考虑该业务前景及与公司能源主业关联性不大，公司对环保建材公司业务进行了收缩调整，该生产线于2025 年6月关停，拟报废处置，出现明显减值迹象。公司采用“公允价值减处置费用”的方法，依据预估可拆除废钢重量及废钢市场回收价格，扣除拆除、处置费用后预估可回收金额为190.77 万元，按与账面价值的差额计提减值准备5,332.33 万元，影响归母净利润5,332.33 万元。2025 年12 月31 日废钢价格与6 月相比无重大变化，公允价值未发生实质性下降。

（3）公司属下子公司广州中电荔新热电有限公司（以下简称“中电荔新公司”）计提凝汽式汽轮机设备部件减值0.37 亿元。

为提高机组发电效率，中电荔新公司 2024 年 4 月利用 2 号机 A修机会，完成2 号机组汽轮机通流改造，对高压内缸、高中压转子等部件进行了更换，拆除的部件暂作为1号机组事故备件。2025 年，中电荔新公司对 2 号机组通流改造发电效率评估后，拟于 2026 年对 1号机组进行通流改造，上述拆除部件将不再具有备用价值，公司积极寻找第三方可利用的买家，但截至资产负债表日，未有意向买家。鉴于更换拆除的部件在公司已无法利用，且未找到可利用的买家，公司拟作报废处置，并采用“公允价值减处置费用”的估值方法进行减值测试计提减值准备，依据拆除部件重量及年末废钢回收价格，扣除处置费用后预估可回收金额 25.87 万元，与该资产分拆对应账面价值3,718.61 万元的差额，计提减值准备 3,692.74 万元，影响归母净利润 1,569.41 万元。

2.公司固定资产减值充分性说明

公司固定资产主要集中在风电、光伏发电场相关资产，燃煤发电相关资产，天然气发电相关资产，城镇燃气输配管网、门站、调压站资产，天然气应急调峰储气库及码头资产等。各类资产均正常运营，效益良好，公司每年严格根据会计准则相关规定，结合各类资产特性、经营状况及政策变化等组织减值迹象识别工作，对于存在减值迹象的固定资产进行减值测试，根据测试结果计提减值准备。

公司属下固定资产净额较大的企业（固定资产净额合计占公司合并固定资产净额的88%）主要情况如下：

单位：万元

根据《企业会计准则第4号——固定资产》、《企业会计准则第8号——资产减值》的相关规定，企业需在资产负债表日判断资产是否存在可能发生减值的迹象。公司于2025 年末对全部固定资产进行了全面排查，经核查，上述公司主要固定资产除已计提减值准备资产外，未出现准则列示的减值迹象，具体情况如下：

（1）政策及市场环境未发生重大不利变化

新能源资产方面，受《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号）影响，2025年新能源发电行业出现了阶段性、结构性的不利变化，公司认为该变化为行业短期调整，长期增长逻辑仍在：宏观政策方面，“双碳”目标、新型电力系统建设的顶层目标不变，风光仍是新增主力电源，每年装机中枢长期维持高位；技术方面，特高压持续投产、电网改造、新型储能规模化、虚拟电厂、现货市场调节机制完善，消纳能力将持续扩容；需求方面，电力需求稳步增长、高耗能企业绿电刚性采购、长协锁价普及，电价中枢不会持续单边下行；成本方面，风光度电成本持续具备竞争力，对比煤电、气电成本优势稳固。

火电资产方面，受新能源装机快速增长影响，公司火电资产面临利用小时数下行压力，但调峰重要性更加凸显，考虑容量电价补偿后上述利用小时数下行压力对业绩影响有限。报告期政策环境整体稳定，未发生政策及市场环境重大不利变化。

燃气资产方面，城镇天然气属于清洁能源，国家及地方持续推广煤改气、民生保供政策，行业长期发展环境稳定向好；配气价格实行政府核定管控，建立常态化价格疏导机制，气源成本波动可通过规范调价渠道传导，未出现政策强制压缩配气收益、长期成本倒挂等重大不利情形；各经营区域人口、工商业用气需求稳步增长，无人口持续外流、产业大规模迁出等造成用气需求永久萎缩的情况。

（2）固定资产实物状态良好，无毁损、长期闲置、弃用情形。

新能源及火电资产方面，公司定期检修保养机制健全，除已计提减值和报废的资产外，不存在陈旧过时或实体损坏情形，不存在该项减值迹象。

燃气资产方面，公司严格执行《城镇燃气管理条例》《压力管道定期检验规则》《特种设备安全法》等法规及内部设备管理制度，落实年度巡查、阴极保护检测、泄漏检测及定期全面检验工作，2025 年度管道定检率达到100%，未发现实体腐蚀、损坏或性能衰减情形,管道平均服役年限远低于设计使用寿命（钢管一般为30年，PE 管为50年），整体健康度处于行业较优水平。

天然气储气罐及码头资产包括17.5 万吨级专用码头、2个16 万立方米LNG 储罐、高低压外输泵、开架式气化器（ORV）/浸没燃烧式气化器（SCV）、BOG 处理系统、计量撬及外输管道等，均为国内外成熟可靠的技术装备，投运时间不足3年，设计工况下运行稳定。

（3）不存在其他可能发生减值的迹象

报告期内无因重大诉讼赔偿、违反政策法规、重大安全事故等造成资产永久性损失等特殊事项，不存在其他能够证明资产价值永久减损的客观线索。

综上，除已计提减值的资产外，公司主要资产效益良好、资产状态运行稳定、产能利用率除南沙应急调峰气源站项目仍处于产能爬坡期外，均处于平稳水平，不存在其它可能发生减值的迹象，减值计提充分。

（三）商誉减值所涉4 家新能源公司、广东穗发资产包收购情况、报告期内收入及净利润情况、减值测试方式、核心参数及确定依据，结合历史减值情况，说明本期商誉减值的及时性、充分性。

1.本期商誉减值所涉及的4家新能源公司及广东穗发资产包收购情况如下：

（1）2019 年，公司全资子公司新能源集团以现金支付方式向西藏瑞信新能源开发有限公司收购美姑兴澜风电开发有限公司80%股权，自2019 年1月纳入合并范围，按购买日合并成本与取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的差额确认商誉37,766.98 万元。美姑兴澜风电开发有限公司主营风力发电业务，运营资产为美姑县黄茅埂风电场，装机容量150MW。

（2）2021 年，公司全资子公司新能源集团以现金支付方式向丰华风电有限公司收购黄梅四面山风电开发有限公司80%股权，自2021年12月纳入合并范围，按购买日合并成本与取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的差额确认商誉2,088.61 万元。黄梅四面山风电开发有限公司主营风力发电业务，运营资产为黄梅县四面山风电场，装机容量 47.5MW。

（3）2023 年，公司全资子公司新能源集团以现金支付方式向北京天润新能投资有限公司收购张北县天润风电有限公司100%股权，自2023 年1 月纳入合并范围，按购买日合并成本与取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的差额确认商誉14,799.87 万元。张北县天润风电有限公司主营风力发电业务，运营资产为张北县邢地湾风电场，装机容量 100MW。

（4）2023 年，公司全资子公司新能源集团以现金支付方式向广东睿环新能源有限公司收购邯郸市肥乡区捷弘新能源科技有限公司80%股权，自2023 年12 月纳入合并范围，按购买日合并成本与取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的差额确认商誉2,286.45 万元。邯郸市肥乡区捷弘新能源科技有限公司主营风力发电业务，运营资产为肥乡落堡风电场，装机容量100MW。

（5）2021 年，公司全资子公司新能源集团以现金支付方式向广东润创新能源股权投资基金合伙企业（有限合伙）、东莞润橙股权投资合伙企业（有限合伙）收购广东润电新能源有限公司（现已更名为“广东穗发新能源有限公司”）100%股权，自2021 年1月纳入合并范围，按购买日合并成本与取得的被购买方可辨认净资产公允价值份额的差额确认商誉64,922.33 万元。广东穗发新能源有限公司为持股平台公司，被收购时持有东明乾德新能源有限公司100%股权、东明景祐新能源有限公司100%股权、东明上元新能源有限公司100%股权、开封广顺新能源有限公司100%股权、临西县万辉新能源科技有限公司60%股权，5 家项目公司主营业务均为风力发电，运营资产包括：东明三春乾德风电场、装机容量250MW，开封万彩岭风电场、装机容量49.5MW，临西万辉风电场、装机容量100MW,3 个风电场装机容量合计399.5MW。

2.本期商誉减值所涉及的四家新能源公司及广东穗发资产包2025 年度营业收入和归母净利润情况如下：

单位：万元

3.商誉减值测试方式

根据《企业会计准则第39号——公允价值计量》和《企业会计准则第8 号——资产减值》的规定，资产存在减值迹象的，应当估计其可收回金额。可收回金额根据资产的公允价值减去处置费用后的净额与资产预计未来现金流量的现值两者之间较高者确定。

（1）公司委托第三方专业评估机构广东联信资产评估土地房地产估价有限公司开展商誉减值评估测试，本期商誉减值所涉及的4 家新能源公司、广东穗发资产包减值测试方式如下表：

注：2025 年度选用减值测试方法与 2024 年度商誉减值测试采用最终方法一致。

本次评估最终结果采用的测试方法均为资产预计未来现金流量的现值，具体如下：

本次采用收益法测算预计未来现金流量的现值，收益法是指将预期收益资本化或者折现，确定评估对象价值的评估方法。是从资产组为一个整体出发，以资产组的获利能力为核心，通过分析、判断和预测资产组未来收益，在考虑资产组的运营风险和市场风险后，选取适当的折现率，折现求取净现金流量的现值。

现金流折现方法是通过将未来预期净现金流量折算为现值，评估资产价值的一种方法。其适用的基本条件是：资产组所属企业具备持续经营的基础和条件，经营与收益之间存有较稳定的对应关系，并且未来收益和风险能够预测及可量化。使用现金流折现法的最大难度在于未来预期现金流的预测，以及数据采集和处理的客观性和可靠性等。当对未来预期现金流的预测较为客观公正、折现率的选取较为合理时，其估值结果具有较好的客观性。

4.核心参数及确定依据

（1）营业收入

营业收入参考项目实际运营情况进行预测，上网小时数参考2025年度实际上网小时数及历年平均上网小时数进行预测，上网电价结合与电网公司签订的《购售电合同》及电费结算单，参考2025 年度实际上网电价及历年平均上网电价进行预测。可再生能源补贴收入按照项目补贴标准和政策规定的小时数进行预测。根据财政部、发展改革委、国家能源局2020 年9月联合发布的《〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号），风电四类资源区可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度按照全生命周期36,000 小时核定，本期商誉减值测试的各项目均属于风电四类资源区项目，基于全生命周期补贴36,000 小时预测未来补贴收入。预测期间自2026 年1月1 日起至电力业务许可证记载的有效截止期，本期商誉减值的4家新能源公司营业收入预测情况如下：

广东穗发资产包由5 家风电项目公司的资产组组成。对未来现金流量进行预测时，先按照各风电项目公司对应的资产组进行预测，再进行汇总。广东穗发资产包营业收入预测情况如下：

（2）成本费用

结合风电企业运营特点，参考国家能源局发布的《风电场项目经济评价》中的陆上风电行业的营运成本参数，以及资产组所属公司的历史经营情况、已签订的合同，对资产组所属的公司成本费用进行分析预测，主要成本费用包括折旧摊销费、检修运维费、人工费用、安全生产费用及其他费用等。

（3）折现率

本次评估采用加权平均资本成本模型WACC 确定折现率r

主要参数包括Rf 无风险报酬率、β财务杠杆的贝塔、ERP（Rm-Rf）市场风险溢价、Rc 企业特定风险调整系数等。

本期商誉减值的4家新能源公司商誉相关资产组折现率参数取值具体如下：

广东穗发资产包商誉相关的资产组折现率参数取值具体如下：

5.历史减值情况及本期商誉减值的及时性及充分性

公司历年来计提商誉减值准备情况如下：

单位：万元

（1）2020 年 9 月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号），明确风电四类资源区可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度按照全生命周期 36,000 小时核定。受政策调整影响，2020 年经测试公司对南澳县南亚新能源技术开发有限公司、兰考县丰华能源开发有限公司资产组商誉全额计提减值准备。

（2）受两个细则和调峰考核、风力资源不及预期影响，2023 年经测试公司对兰考县韩湘坡风电开发有限公司资产组商誉计提减值准备2,426.19 万元，对襄阳市双集风电开发有限公司资产组商誉计提减值准备 1,849.78 万元。

（3）受风力资源下滑、电量不及预期影响，2024 年经测试公司对襄阳市双集风电开发有限公司资产组商誉剩余金额 3,337.43 万元、对重庆盛川南天门风力发电有限公司资产组商誉 512.50 万元全额计提减值准备。受外送通道限制影响，张北县天润风电有限公司、张北县天汇风电有限公司邢地湾风电场限电率上升，2024 年度经测试公司对张北县天润风电有限公司资产组商誉计提减值准备4,642.89 万元、对张北县天汇风电有限公司资产组商誉计提减值准备811.86 万元。

（4）2025 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136 号)，要求新能源上网电量全面进入电力市场，各省份陆续出台具体改革实施方案和细则。

2025 年10 月17 日财政部、海关总署、国家税务总局发布《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部海关总署国家税务总局2025 年第10 号），从2025 年11月1 日起废止《财政部 国家税务总局关于风力发电增值税政策的通知》(财税〔2015〕74号)，陆上风电项目不再享有增值税即征即退 50%优惠。此次政策废止对风力发电项目经营收益均有一定的影响。

受电力市场化进程深入推进影响，黄梅四面山风电开发有限公司四面山风电场2025 年上网电价较 2024 年下降22.24%，对项目公司经营效益影响较大，公司2025 年度经测试对其资产组商誉全额计提减值准备2,088.61 万元。受风力资源波动和外送通道限制影响，美姑兴澜风电开发有限公司黄茅埂风电场 2025 年上网电量较 2024 年下降

23.81%，对公司经营效益影响较大，公司2025 年度经测试对其资产组商誉计提减值准备6,430.79 万元。受外送通道限制影响，张北县天润风电有限公司邢地湾风电场2025 年上网电量不及预期，公司2025 年度经测试对其资产组商誉计提减值准备 1,487.72 万元。受风力资源不及预期、增值税退税政策废止影响，公司2025 年度经测试对邯郸市肥乡区捷弘新能源科技有限公司资产组商誉 2,286.45 万元全额计提减值准备。

兰考县韩湘坡风电开发有限公司、张北县天汇风电有限公司2025年经营情况稳定，经评估测试无需计提减值准备。

雷波兴澜风电开发有限公司2025 年度利润有所下滑，主要是受风资源波动和外送通道限制影响，外送通道限制预计2026 年电网改造完成后将得到缓解，经评估测试无需计提减值准备。

综上，公司每年结合项目实际运营情况、政策和市场环境等情况对项目进行减值测试并及时、充分计提减值准备。

6.广东穗发资产包近三年经营效益情况

单位：万元

广东穗发资产包5个风电项目公司经营情况平稳，近三年经营效益稳定，符合预期。历年经测试，广东穗发资产包资产组商誉无需计提减值准备。

二、年审会计师意见

（一）核查程序

1.我们对土地交储事项的资产处置收益实施的审计程序包括但不

限于：

（1）了解与固定资产和其他长期资产循环相关的内部控制制度，执行穿行测试和内部控制测试，评价其设计和执行的有效性；

（2）了解本次土地交储事项的原因及交易背景，检查与土地交储相关的交易合同、收款流水、土地修复费用估算书等支持性文件，确认入账金额及会计处理的正确性；

（3）向广州市白云区人民政府松洲街道办事处进行函证，确认土地交储的主要条款、收款情况等信息。

2.我们对本期计提固定资产减值准备实施的审计程序包括但不限于：

（1）了解与固定资产相关的关键内部控制，评价这些控制的设计，确定其是否得到执行，并测试相关内部控制的运行有效性；

（2）了解报告期内公司生产线开工情况、产能利用率、关停计划；

（3）实地勘察资产现状，对固定资产实施现场实地查看，核实设备实际在用、闲置、停用、报废状态，核对实物状况与管理层减值判断是否一致，确认资产使用状态真实情况；

（4）获取评估报告，评价评估机构的胜任能力、专业素质和客观性，复核评估目的、评估范围、评估方法、数据、关键参数与假设；

（5）获取资产负债表日相同地区的废钢市场价格，复核管理层资产负债表日计提的固定资产减值金额、会计分录是否正确。

3.我们对本期商誉减值实施的审计程序包括但不限于：

（1）了解与投资、商誉减值测试相关的内部控制制度，执行穿行测试和内部控制测试，评价其设计和执行的有效性；

（2）获取评估报告，评价评估机构的胜任能力、专业素质和客观性，复核评估目的、评估范围、评估方法、数据、关键参数与假设；聘请外部估值专家对管理层提供的商誉评估报告进行复核，了解其在商誉减值测试时所采用的评估方法、重要假设的合理性；

（3）获取并结合形成商誉相关公司的历史财务数据，分析并复核商誉减值中相关资产组可回收金额预测值测算依据的充分性，相关参数的可实现性及商誉减值计提的及时性和充分性。

（二）核查意见

基于已执行的核查程序，我们认为：

1.就财务报表整体的公允反映而言，公司2025 年度土地交储事项的资产处置收益核算依据及会计处理的准确性在所有重大方面符合企业会计准则的相关规定。

2.就财务报表整体的公允反映而言，公司本期计提固定资产减值准备的依据和方法在所有重大方面符合会计准则的规定。

3.就财务报表整体的公允反映而言，公司本期计提商誉减值准备的及时性及充分性在所有重大方面符合会计准则的规定。

问题三、关于应收账款及预付款项。年报显示，公司期末应收账款余额 39.13 亿元，同比增长 0.5%，其中应收电价国家补贴款 17.1亿元，经测算坏账计提比例0.3%；除电网公司外其他主体坏账计提比例 0.67%。期末预付款 8.17 亿元，同比大幅增长 68.61%，前五名预付对象与2024 年重合度较低。

请公司补充披露：（1）公司可再生能源发电项目纳入合规清单情况、国补核发进展，结合应收国补款账龄结构、同行业可比公司坏账计提情况等，说明应收国补款坏账计提的充分性；（2）除应收电网公司及国补款外，应收账款其他主要欠款主体名称、与公司关联关系、交易内容、应收款余额及账龄结构、期后回款情况，结合欠款主体信用情况等，说明坏账计提的充分性；（3）预付款主要预付对象名称、与公司关联关系、采购内容、预付款金额、预付周期、到货情况，说明期末预付款同比大幅增长、主要预付对象同比变化较大的原因及合理性，相关付款安排是否合理。请年审会计师发表意见。

一、公司回复：

（一）公司可再生能源发电项目纳入合规清单情况、国补核发进展，结合应收国补款账龄结构、同行业可比公司坏账计提情况等，说明应收国补款坏账计提的充分性。

1.公司可再生能源发电项目纳入合规清单情况及国补核发进展。

截至2025 年12 月31 日，公司已有29 个项目纳入国家可再生能源补贴合规清单，11 个项目正在合规性审查中、尚未公布核查结果。公司对照补贴合规性审查的相关条件，认为正在核查中的项目符合补贴要求，不存在实质性障碍。

截至 2025 年 12 月 31 日，公司累计计提可再生能源补贴金额389,730.68 万元，已收回 218,750.85 万元，未收回余额 170,979.83万元，累计回收比例56.13%。未收余额中，合规清单内项目111,980.18万元，正在合规性审查的项目58,999.65 万元。

2.结合应收国补款账龄结构、同行业可比公司坏账计提情况等，说明应收国补款坏账计提的充分性。

（1）应收国补款账龄结构如下：

单位：万元

（2）同行业可比公司计提坏账准备情况如下：

同行业上市公司 2025 年度计提可再生能源补贴坏账准备的方式主要有按照固定比例计提坏账准备、按照组合不计提坏账准备等，具体上市公司情况如下：

（3）应收国补款坏账计提的充分性。

会计准则要求结合款项信用特征、历史损失、未来预期设定预期损失率。应收可再生能源电价补贴资金由全国征收的可再生能源电价附加归集形成中央专项基金，由财政部统一安排拨付，兑付主体具备国家主权信用，区别于普通企业客户应收账款，不存在信用违约情形和本金永久无法收回的实质性损失风险，仅存在拨付周期拉长、回款滞后情况。公司基于无信用风险或极低信用风险的判断，按照应收国补款余额的0.3%计提坏账准备符合款项信用风险特征，与同行不存在重大差异，计提坏账准备充分。

（二）除应收电网公司及国补款外，应收账款其他主要欠款主体名称、与公司关联关系、交易内容、应收款余额及账龄结构、期后回款情况，结合欠款主体信用情况等，说明坏账计提的充分性。

1.除应收电网公司及国补款外，其他应收账款主要欠款主体情况如下：

单位：万元

上述应收账款除陕西榆林能源集团煤炭运销有限公司（以下简称“榆林运销”）的应收账款尚未回收外，其余应收账款均已按期收回。榆能运销欠款相关情况如下：

榆林运销是陕西省榆林市市属国有控股核心企业，母公司为陕西榆林能源集团有限公司，实际控制人为榆林市国资委。2025 年4 月，公司通过装船平仓交货模式在北方秦皇岛港销售给榆林运销两船煤炭，数量合计11.18 万吨，金额合计6,475 万元，已确认货权转移、签署结算确认单、开具发票，按合同约定应分别为 7 月 11 日、7 月 17 日前付清全款。但榆林运销逾期未支付货款，经公司多次上门催收并发送催款函，仅在2025 年8 月支付了630 万元，之后再未支付任何款项，截至2025 年12 月31 日，货款余额5,845.56 万元，公司根据坏账准备计提政策按 10%计提坏账准备。目前，公司已起诉榆林运销，并进行了足额财产保全，案件尚在审理阶段。

2.结合欠款主体信用情况等，说明坏账计提的充分性。

公司主要授信客户群均为高信用主体，违约、破产清算概率极低。公司始终把风险管控放在第一位，长期聚焦合规风险管理与内控体系建设，搭建了三层风险防控管理体系，严格赊销客户授信额度管理。合同约定固定账期，正常账期内逾期概率极低，坏账风险很小，公司对账龄在 3 个月以内的应收账款按其余额 0.3%计提坏账，对账龄在6-12 个月的应收账款依据其信用风险特征按组合计提10%坏账，从历史坏账情况看坏账准备计提充分。

（三）预付款主要预付对象名称、与公司关联关系、采购内容、预付款金额、预付周期、到货情况，说明期末预付款同比大幅增长、主要预付对象同比变化较大的原因及合理性，相关付款安排是否合理。

1.预付款主要预付对象情况

单位：万元

2.期末预付款同比大幅增长、主要预付对象同比变化较大的原因及合理性

2025 年公司前五大预付对象浙江荣盛控股集团有限公司（以下简称“浙江荣盛”）、伊吾广汇矿业有限公司（以下简称“伊吾广汇”）、中国石油天然气股份有限公司天然气销售广东分公司（以下简称“中石油天然气销售广东分公司”）、中国石油天然气股份有限公司、浙江物产环保能源股份有限公司（以下简称“浙江物产”）预付账款合计47,678.09 万元，占合并预付账款58.32%。其中，浙江荣盛、伊吾广汇、浙江物产为本年新增预付对象，原因是：（1）为拓展化工煤业务，公司2025 年与浙江荣盛达成合作，给浙江荣盛预付款采购化工煤后自行开展分销业务。（2）为进一步深耕内陆煤炭市场，公司 2025年进入新疆煤炭市场，与伊吾广汇矿业有限公司达成合作，预付货款采购煤炭后自行开展分销业务。（3）浙江物产自2016 年开始成为公司供应商之一，在2025 年底时点存在预付款余额，已于2026 年初结清。

3.相关付款安排的合理性

为积极拓展化工煤、新疆煤业务，保障上游优质煤炭资源稳定供应，公司在完成供应商资质评估、信用审核及授信额度核定后，对部分核心供应商采取预付货款结算方式。

（1）浙江荣盛预付账款的形成，主要基于以下商业层面的合理性考量：

一是基于供应商严格评估与额度管控。浙江荣盛是一家以从事石油、煤炭及其他燃料加工业为主的大型民营化工企业，位列世界500强第118 位、中国企业 500 强第36 位、中国民营企业500 强第5 位。公司在综合评估基础上结合业务实际需求，严格按信用模型核定预付额度，并配套合同约束、货权监控等风控措施，确保预付资金安全。

二是符合化工煤行业结算惯例与资源竞争格局。化工煤属于资源导向型、供给偏紧型大宗原材料，上游煤矿及大型贸易商在交易中普遍采用“预付款锁定资源、款到发货”的结算模式。尤其在化工煤指标要求较高、适销资源相对集中的市场环境下，预付货款已成为获取稳定货源、优先提货的必要条件，具有充分的行业合理性。

三是保障客户供应链稳定性与生产连续性。化工煤作为重要工业原料，其供应的连续性和稳定性直接影响下游客户的生产经营安全，且公司也提前收取了下游的全额付款。通过预付方式公司能够优先锁定优质煤种，有效规避因无法按期按质交货导致的违约风险。

（2）伊吾广汇预付账款的形成，主要基于以下商业层面的合理性考量：

一是符合公司拓展西北煤炭市场的战略。为打破东南沿海市场增长乏力困局、进一步深耕内陆煤炭市场，公司制定了向西北市场拓展的战略布局。公司于2025 年与伊吾广汇能源确立合作关系，此举有效补齐公司在内陆煤炭市场的短板，落实公司纵深发展全国煤炭市场的战略，符合国家煤炭发展的格局。

二是基于供应商严格评估与额度管控。伊吾广汇是新疆本地大型煤炭生产企业和煤矿龙头企业。该矿主力煤种为富油煤，煤种具备一定的稀缺性。煤矿位于新疆哈密市伊吾县，地处新疆东大门，是疆煤外运主力煤矿，也是公司向西北区域布局特别是向新疆重点开拓的供应商之一。公司在综合评估基础上结合业务实际需求，严格按信用模型核定预付额度，并配套合同约束、货权监控等风控措施，确保预付资金安全。

三是符合煤矿坑口采购的行业惯例。伊吾广汇是煤炭生产企业，其主要业务形式包括坑口销售和前置仓销售。公司主要采购该公司坑口原煤，2025 年与该公司签订年度合同，合同约定每月预付金额不超2 亿元，根据公司销售情况进行分批预付，每次付款后公司收到对应付款货值的煤炭货权，并在坑口开展分销业务。在资源地预付货款是获取稳定货源、优先提货的必要条件，具有充分的行业合理性。

（3）中石油天然气销售广东分公司预付账款的形成原因：该公司为我司管道天然气主要供应商之一，公司向其采购的气量包括年度合同气量和通过参加由中石油在上海交易中心组织的竞拍气量，均执行先款后货，其中：年度合同气按周预付，按月结算；竞拍气全额预付。2025 年末预付款余额比 2024 年末大幅增加，主要是参加中石油上海交易中心竞拍频次和气量较2024 年大幅增加。

二、年审会计师意见

（一）核查程序

1.我们对应收账款（包括应收电网公司、国补款及应收其他主要欠款主体的款项）坏账计提的充分性实施的审计程序包括但不限于：

（1）了解与收入、应收账款确认相关的内部控制制度，执行穿行测试和内部控制测试，评价其设计和执行的有效性；

（2）复核应收账款金额的合理性，分析两年间波动原因；

（3）检查电力公司出具的电费结算单，与标杆电费收入核对，确认期末应收账款的准确性；

（4）获取各电场补贴单价，根据结算单上的结算电量重新测算补贴电费收入，确认期末应收账款的准确性；

（5）检查并测试管理层编制的应收账款账龄分析表的准确性，关注长期未收回余额的可收回性；

（6）了解并对比同行应收账款预期信用损失政策，获取应收账款坏账准备计提表，检查计提方法是否按照公司应收账款预期信用损失政策执行，重新计算坏账准备计提金额的准确性，评价应收账款坏账准备计提的充分性；

（7）通过查询客户工商信息、执行函证程序等方式判断本期末主要欠款单位的经营状况和偿债能力是否出现异常，了解公司是否针对异常应收账款进行了专门的可收回性评估和预计损失测算；

（8）检查应收账款期后回款情况。

2.我们对预付款项实施的审计程序包括但不限于：

（1）了解与采购循环相关的内部控制制度，执行穿行测试和内部控制测试，评价其设计和执行的有效性；

（2）了解预付账款的原因及交易背景，获取大额预付账款的协议并检查其主要条款，检查预付账款的付款凭证及相关单据；

（3）对期末大额预付供应商进行函证，对于未收回的函证，采用替代程序进行检查；

（4）通过国家企业信用信息公示系统等相关平台，查询大额预付款供应商的工商信息，了解其股权结构及最终控制人、注册资本、实收资本、主营业务，以及是否与公司存在关联关系；

（5）检查期后履约情况，是否存在违约的情况。

（二）核查意见

基于已执行的核查程序，我们认为：

1.就财务报表整体的公允反映而言，公司应收账款坏账计提的充分性在所有重大方面符合企业会计准则的相关规定。

2.就财务报表整体的公允反映而言，公司预付款项的安排在所有重大方面符合企业会计准则的相关规定。

特此公告。

广州发展集团股份有限公司

董 事 会

2026 年 7 月 25 日