[年报]广西能源(600310):信永中和会计师事务所关于《广西能源股份有限公司2025年年度报告的信息披露监管问询函》的专项说明
原标题:广西能源:信永中和会计师事务所关于《广西能源股份有限公司2025年年度报告的信息披露监管问询函》的专项说明 年度报告的信息披露监管问询函》的 专项说明 一、2023年至2025年每年度煤炭采购金额、供应商名称及是否关联方、采购品种及平均采购单价、付款方式、期末预付余额，结合供应商供货能力、采购半径、同地区同品种煤炭采购均价及行业支付惯例等，说明向关联方采购煤炭的必要性、价格公允性、支付安排合理性，并在此基础上说明是否存在向关联方输送利益情形。 1.2023年至2025年煤炭采购金额、供应商名称情况如下： 一、2023年至2025年每年度煤炭采购金额、供应商名称及是否关联方、采购品种及平均采购单价、付款方式、期末预付余额，结合供应商供货能力、采购半径、同地区同品种煤炭采购均价及行业支付惯例等，说明向关联方采购煤炭的必要性、价格公允性、支付安排合理性，并在此基础上说明是否存在向关联方输送利益情形。 1.2023年至2025年煤炭采购金额、供应商名称情况如下：
2.关联方采购的必要性、价格公允性、支付安排合理性及利益输送核查情况。 （1）关联方采购煤炭的必要性 本次关联交易的关联方系广西投资集团有限公司（以下简称“广投集团”）内部具备较强煤炭贸易运营能力的核心主体，其核心职责为统筹广投集团内多家电厂煤炭集中采购事宜，可依托统筹协同优势，与国能、中煤、晋控煤业等大型煤炭生产企业签订年度中长期煤炭采购合同（以下简称“长协煤”），稳定获取足额长协煤资源，切实保障全年煤炭供应的稳定性及采购价格的可控性。若广西广投桂旭能源发展投资有限公司配置额度，仅能通过市场散货采购模式获取煤炭资源，提升煤价波动风险，增加采购成本的不确定性。在市场煤采购环节，关联方凭借其良好的市场信誉、丰富的供应商资源储备及较高的市场参与度，充分发挥集中采购的规模效应，其采购价格较桂旭能源自行采购更具成本竞争力，同时有效规避了广投集团内多家下属企业同步向市场询价、集中抢货可能引发的区域煤价上涨风险。 （2）关联方采购煤炭价格公允性 本次关联交易煤炭采购定价公允、依据充分且合规透明：其中长协煤采购价格严格遵照国家发展和改革委员会相关政策文件及行业规范执行，市场煤采购价格通过规范的市场化询价流程确定，询价流程与桂旭能源自行开展市场询价的流程保持完全一致，定价结果真实、客观反映当期煤炭市场实际交易价格。本次煤炭采购半径覆盖国内主要煤炭港口区域，不涉及境外采购业务，定价口径、货源范围均具备充分市场可比性。根据《近三年燃煤采购价格对比表》，桂旭能源各年度燃煤采购关联交易中的实际采购到厂标煤价格均与当期中国煤炭价格指数同期到厂标煤价格高度契合，关联方依托其集中采购规模优势及灵活的库存管理策略，在采购中均获得价格优势，关联采购确保了发电燃煤供应稳定性与成本控制，交易定价公允、合理。 近三年燃煤采购价格对比表 单位：元/吨
2.2023年中国煤炭价格指数（CCI）同期到厂标煤价1362元/吨为对应关联方（能源销售）2023年6月—10月采购煤炭各个时点，CCI指数折算到厂标煤价的算术平均值。 3.2024年中国煤炭价格指数（CCI）同期到厂标煤价1328元/吨为对应关联方（能源销售）2024年1月—10月采购煤炭各个时点，CCI指数折算到厂标煤价的算术平均值。 4.2024年中国煤炭价格指数（CCI）同期到厂标煤价1287元/吨为对应关联方（桂盛公司）2024年1月—8月采购煤炭各个时点，CCI指数折算到厂标煤价的算术平均值。 5.2025年中国煤炭价格指数（CCI）同期到厂标煤价1102元/吨为对应关联方（能源销售）2025年8月—11月采购煤炭各个时点，CCI指数折算到厂标煤价的算术平均值。 6.2025年中国煤炭价格指数（CCI）同期到厂标煤价1049元/吨为对应关联方（桂盛公司）2025年2月—10月采购煤炭各个时点，CCI指数折算到厂标煤价的算术平均值。 （3）支付结算安排合理 公司采用“先货后款”结算方式，该支付方式符合煤炭行业通行支付惯例，支付安排合理。 综上，向关联方采购煤炭，是充分利用关联方资源优势、保障电力生产原料稳定供应、降低煤炭采购价格和波动风险的重要经营决策，相关交易已通过年度日常关联交易提案提交董事会、股东会审议并获通过。交易价格公允、业务流程合规，不存在向关联方输送利益的情形。 二、列示近三年火电业务收入、成本费用明细，量化分析同比变动情况及原因，包括但不限于火电业务发电量、平均售电单价、原材料成本、折旧费用等，结合可比火电上市公司情况，说明公司火电业务持续亏损的原因及合理性。 1.近三年火电业务收入、成本费用明细： 桂旭能源近三年主要指标
成本方面，燃煤等变动成本随发电量规模同步下降，度电燃料成本保持平稳；但机组折旧、财务费用等固定成本具备刚性特征，无法随发电量同比例压降，2025年固定成本较2023年下降18%，远低于营业收入72.3%的降幅，单位固定成本摊销大幅增加，发电毛利难以覆盖刚性固定成本支出，导致亏损规模进一步扩大。 2.可比火电上市公司情况 选取广西区内同类型火电上市公司桂冠电力合山电厂作为可比标的，双方均存在机组利用小时数偏低（桂旭能源2025年为1062小时、桂冠电力合山电厂为821小时）、固定成本刚性较强、经营业绩大额亏损（桂旭能源2025年亏损2.8亿元、桂冠电力合山电厂亏损2.2亿元）的行业共性特征，同时公司火电装机规模相对偏小（桂旭能源装机容量70万千瓦、桂冠电力合山电厂装机容量133万千瓦），规模效应偏弱，进一步加大单位固定成本分摊压力。 3.公司火电业务持续亏损的原因及其合理性 公司火电业务亏损属于阶段性持续亏损，且具有地域性和行业特殊性：一是广西作为水电资源大省，叠加区域新能源装机快速扩容，清洁能源优先消纳挤压火电基础负荷空间，火电功能定位逐步转为调峰兜底备用电源，机组利用小时数及发电量大幅走低为区域行业常态；二是广西本地无大型煤炭产能，公司拥有的内陆火电厂，电煤完全依赖外部采购，燃煤运输成本显著高于沿海火电厂，煤炭运输成本较沿海电厂高约100元/吨，天然推高单位发电成本；三是受区域电力供需格局及电价政策调控影响，市场化上网电价上行空间有限，燃料成本难以有效向终端疏导；四是火电行业折旧、财务费用等固定成本刚性较强，发电量大幅萎缩后单位固定成本摊销增加，叠加自身装机规模不足，导致经营亏损。 综上，公司火电业务阶段性持续亏损系区域能源结构转型、内陆区位燃料成本劣势、行业固定成本刚性及电力政策调控等多重客观因素叠加所致。 三、火电业务固定资产、在建工程等主要资产构成明细、余额、累计计提减值金额、历史减值测试情况及测试依据，结合机组利用小时数、资产状态、效益情况、当地电价政策及预期业绩趋势等，说明火电资产减值的充分性、合理性。 1.2025年末火电业务固定资产及在建工程的构成明细：
（1）减值测试程序及参数 广投贺州电厂两台机组分别于2021年3月、5月投产。自项目投产以来，公司严格按照企业会计准则相关规定，结合火电资产特性、经营状况及行业环境变化开展减值迹象识别工作。由财务部牵头，联合经营部、设备管理部、运行管理部等部门共同对火电核心资产进行全面减值迹象排查。重点核查资产是否存在技术淘汰、长期停运、毁损报废、强制关停等实质性减值迹象；同时结合经营数据开展未来盈利能力的预测，综合判断资产减值风险。经测试，2023年资产负债表日资产可收回金额高于账面价值，未出现减值迹象。 2024年、2025年资产负债表日，为进一步保障减值测试的独立性、专业性与公允性，公司聘请具备证券期货相关业务资格的第三方专业机构北京晟明资产评估有限公司对火电业务相关固定资产逐项开展减值测试，评估方法采用收益法，测试范围覆盖全部核心火电资产。 经测试，公司核心火电固定资产可收回金额均高于账面价值，不存在减值，因此未计提大额减值，仅对老化电子仪器仪表（2024年计提80万元）、停建的95万吨芳氢石化项目（2024年计提145.89万元）计提小额减值，合计减值金额225.89万元，减值计提审慎、依据充分。具体参数如下： ①收入端：营业收入的构成主要是电费结算收入、容量电费收入、两个细则收入、供热收入等，具体测算详见下表。2027年-2029年营收增加的主要原因：一是容量电费2026年区内容量电费核发比例按70%测试，2027年及以后长期按100%比例测算；二是2025年下半年及2026年持续开展机组深度调峰改造，机组深度调峰改造完成后，2027-2029年两个细则收入较2026年大幅增加；三是供热量2026年为70万吨，2027-2029年增至年均100万吨，2028年起供热价格将在2027年基础上继续上调。 收入预测表 单位：万元
发电利用小时：结合公司重点发展需要实施转网规划，依托公司内部电力资源协同优势，广投贺州电厂作为公司全资子公司，所发电量将被优先采购。公司自营桂东网2025年外购电量约28.7亿千瓦时，据行业预测，“十四五”期间广西全社会用电量年均增速将达6%以上，桂东网外购电需求将持续增长，转网后机组发电量可有效填补外购电缺口。基于此，合理估计机组运行时长及营业收入水平：预计2026年发电利用小时1071.43小时，2027-2029年稳定至1100小时，与2025年历史水平基本持平；预计2030年初完成一台35万千瓦机组转桂东网供电后，2030—2050年发电利用小时将提升至4800小时。 售电价：本次测算电价为剔除两项考核细则收益后的含税上网电价。根据公司转网规划，预计2030年转网后，上网电价提升0.13元/度。 B、容量电费 按照国家现行政策，火电容量电价标准为330元/千瓦?年。2026年区内容量电费核发比例按70%测试，2027年及以后长期按100%比例测算。 C、两个细则收入 广投贺州电厂2025年下半年及2026年持续开展机组深度调峰改造，机组深度调峰改造完成后，调峰能力由157MW（45%）到70MW（20%），根据《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及广西中调于2026年1月6日公布广西煤电机组深调基准值为38%（广投贺州电厂对应为133MW），根据细则测算预计月度两个细则收入 =深调收入 +旋转备用收入 =（（133?70）/10*24*30*0.42）+175/10*24*30*0.015=2094.12万元（含税上限值），则一年两个细则收入可达2.4亿元，但这部分费用需要用户承担，所以预估该补偿标准将会降低，否则用户用电成本将会随着煤电机组深调能力增加而不断升高，预测2029年之后补偿逐渐减少，故两个细则收入减少。基于此，合理估计含税两个细则收入：预计2026年3330万元，2027年14400万元，2028-2029年均9600万元，2030年及以后0万元。 D、供热收入 2025年8月，广投贺州电厂正式向贺州仁信热电联产绿色科技园供热，成为公司重要新增盈利板块。广投贺州电厂园区供热服务主要是向广西中在投资管理有限公司销售，根据广西中在投资管理有限公司出具的《关于提供供用热相关参数的反馈函》（仁信热电联产绿色科技园项目），该园区2026年预计用热量需求约73万吨，2027年及后续年度用热需求预计可达200万吨以上。结合上述意向数据，同时结合园区产业落地进度、管网建设周期、供热负荷开发节奏及生产运营安全等实际情况，审慎预测供热量：2026年为70万吨，2027年增至100万吨，2031年起提升至120万吨并保持长期稳定。 供热单价实行煤热价格联动机制。2026年预算入炉标煤单价为975元/吨，2027年预计入炉标煤单价为1035元/吨，受煤炭成本上涨影响，2027年供热价格较2026年有所上调。为培育供热市场、支持仁信热电联产绿色科技园发展，广投贺州电厂、园区管委及广西中在投资管理有限公司协商给予三年市场培育期，培育期自项目正式供热之日起计算。公司于2025年起正式对外供热，三年培育期结束后，将按市场正常供热价格与该用户结算。2025年当地市场供热价格已在200元/吨以上，综合成本与市场行情，2028年起供热价格将在2027年基础②成本端 煤耗：结合广投贺州电厂发电利用小时及供热规模情况，2026年供电标煤耗346.51克/千瓦时，2027—2029年年均供电标煤耗320克/千瓦时，2030—2050年年均供电标煤耗300克/千瓦时。 煤价：结合国内煤炭市场长期运行趋势及近年价格整体下行态势，2025年煤炭市场价格将逐步企稳；2026年入炉标煤单价预计为975元/吨，2027—2050年入炉标煤年均单价预计为1035元/吨。 ③折现率： 本次折现率选取税前加权平均资本成本（WACCBT）9.48%，按照收益额与折现率口径一致原则测算，采用资本资产定价模型（CAPM）。 固定资产组未来现金流量及计算表 单位：万元
机组运行状态稳定：公司火电资产均为正常运营的主力机组，设备整体运行稳定、日常维护到位，机组性能、能耗指标及环保排放均符合行业及监管要求，未出现技术淘汰、长期停运、毁损报废、强制关停等实质性减值迹象。 未来利用小时数规划依据充分、预期清晰：结合区域电力供需规划及公司运营安排，短期来看，随着热电联产项目投运，机组利用小时有望实现稳步小幅提升；中长期来看，依托后续电网转网布局优化，机组开机空间将进一步释放，利用小时预计实现大幅增长。 资产使用价值及产生经济利益的能力未发生根本性不利变化，符合火电资产全生命周期运营规律。 （3）短期亏损为阶段性现象，具备明确修复基础 公司火电业务2023—2025年持续亏损，主要受外部市场因素影响，属于行业共性压力，并非资产本身经济性出现不可逆衰减，未来经营业绩存在明确改善预期：亏损符合行业共性特征：当前火电利用小时数偏低、未达最佳利用状态是能源结构调整下的行业共性趋势，并非企业个体资产质量问题。广西作为水电资源大省，叠加新能源装机快速扩容，清洁能源优先消纳挤压火电基础负荷空间，火电功能定位已从“主力电源”转为“调峰兜底备用电源”，利用小时数下滑是区域能源政策的必然结果，并非机组本身产能失效。参考同区域可比标的桂冠电力合山电厂，2025年利用小时数仅821小时，同样处于亏损状态，属于行业共性问题。 政策托底保障长期价值：国家已出台容量电价政策（330元/千瓦·年），根据《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024—2025年广西作为转型速度较快地区，容量电将提升至不低于50%（即165元/千瓦·年）。火电从“单一电量电价”向“容量+电量”两部制电价过渡，容量电价将直接弥补火电固定成本，稳定收益预期。同时随着煤炭燃料价格回归合理区间，火电成本压力将有效缓解，经营业绩修复基础坚实。 （4）火电调节功能是新型电力系统不可替代的核心支撑，其价值无法仅通过短期收益衡量 火电作为电力系统的“稳定器”，具备新能源无法替代的调节功能，是当前及未来较长时期内保障电力系统安全稳定运行的核心基础设施，其战略价值远高于短期经营利润表现： 保供兜底作用不可替代：截至2024年底，我国新能源装机已达14.1亿千瓦，历史性超过煤电装机，但煤电仍贡献了全国近60%的发电量、70%的顶峰能力和近80%的调节能力，在冬夏用电高峰、新能源出力骤减等关键节点，煤电是避免供电缺口、保障电力系统稳定的“最后一道防线”，火电成为电力保供的核心支撑，进一步凸显其作为保障性、调节性电源的定位。 调节能力是新能源消纳的核心保障：风电、光伏等新能源发电具有“靠天吃饭”的随机性、波动性、间歇性特征，当新能源因天气变化出现出力波动时，火电需要具备快速启停、深度调峰的能力以平抑电网波动；当极端天气导致新能源发电断崖式下跌时，火电需要立即顶上以避免供电缺口。 （5）战略转型有序推进，进一步支撑资产价值释放 公司围绕火电资产优化已制定明确规划，未来盈利改善路径清晰，资产可收回金额具备充足支撑： 推进火电资产转网计划：一是根据桂发改电力〔2020〕788号文，广投贺州电厂核准批复文件明确规定：“如需对项目核准文件所规定的建设地点、建设规模、建设内容等进行调整，项目建设单位应按照《企业投资项目核准和备案管理办法》的有关规定，及时提出变更申请。”符合政策规定。二是国内存在多个按需转网供电的案例，包括绥中电厂由东北电网改接华北电网、华润鲤鱼江电厂灵活转供湖南、贵州大龙电厂转供湖南、贵州黔东电厂灵活转供湖南、贵州二郎电厂灵活转供重庆等。通过向国家能源局等主管机构申请，可实现电厂的转网供电。基于上述情况，公司为填补外购电缺口、实现广西能源股份内部电力资源的协同消纳，已将火电资产转网工作纳入重点发展规划。通过实施转网计划，预计可提高火电资产的利用小时数，进一步优化火电资产运营模式、改善盈利结构，有效支撑火电资产未来经营效益与现金流量的合理预期。 加快热电联产项目建设：公司积极拓宽发展路径，2025年8月6日正式启机供热贺州仁信热电联产绿色科技园，标志着公司正式迈入供热机组运营行列，火电资产利用小时得以提高。后续将稳步推进项目二、三期工程建设，持续培育打造新的利润增长点，进一步优化盈利结构。 综上，公司减值测试程序合规、依据充分、会计处理审慎，不存在应计提未计提减值的情形。 会计师执行的主要程序及意见 执行的主要程序： 一、执行的一般核查程序 1.关联交易核查，获取关联方清单，核对煤炭采购供应商关联关系；抽查采购合同、入库过磅单、验收单、结算凭证，核实交易真实性；获取同地区同品种煤炭市场报价，对比关联方采购单价差异；核查付款凭证、银行流水，验证支付安排与合同约定、行业惯例的一致性；对主要供应商实施函证，核实采购金额、应付款项真实性。 2.火电业务经营数据核查，获取发电报表、电费结算单，核对发电量、售电单价、收入确认准确性；获取燃料采购台账、成本分摊表，重新测算燃料成本、折旧费用归集准确性；对比同行业上市公司公开财报数据，分析公司盈利水平差异的合理性；对资产负债表日前后收入、成本执行截止测试，排除跨期调节情形。 3.资产减值核查，获取火电资产清单，实施监盘程序；复核第三方评估报告；访谈公司管理层了解机组运营规划、区域电力政策走向，判断未来现金流预测的合理性；对比同行业资产减值计提政策及比例，验证减值充分性。 二、对火电资产减值的专项审计程序、监盘比例及结论 1.执行的专项审计程序 （1）了解和评价管理层与固定资产减值相关的内部控制设计及运行有效性，执行控制测试。 （2）复核评估机构的专业胜任能力、独立性；获取第三方评估报告，复核关键参数假设、测算过程的合理性。 （3）访谈公司管理层了解机组运营规划、区域电力政策走向，判断未来现金流预测的合理性。 （4）对固定资产执行监盘程序，制定监盘计划，覆盖全部火电机组及配套资产，现场观察资产运行状态、核对资产与账面记录，留存监盘照片及记录。 （5）执行实质性分析程序，对比近三年火电利用小时数、煤耗、电价变动趋势，分析资产运营效益的合理性。 （6）检查资产减值会计政策的一贯性，复核减值计提金额的计算准确性。 （7）检查与资产减值相关的信息披露是否符合《企业会计准则第8号——资产减值》《企业会计准则第37号——金融工具列报》的要求。 2.监盘比例 2025年12月31日，会计师对公司火电业务相关固定资产实施现场监盘程序。本次监盘覆盖了火电业务主要及重要的核心资产，监盘比例85.43%。监盘过程中，会计师重点围绕以下两方面开展工作：一是核对实物资产数量与账面记录的一致性，验证资产记录的准确性；二是观察并评估各项资产的实物状态及使用情况，判断是否存在减值迹象。 经监盘确认，公司火电业务固定资产账实相符，资产使用及管理状态良好，未发现闲置、破损等情况。 基于执行的审计程序，我们认为： 1.公司向关联方采购煤炭具备必要性，采购价格公允、支付安排符合行业惯例，不存在向关联方输送利益的情形。 2.公司火电业务持续亏损与自身区位特点、机组运营效率、区域电力市场结构相符，与同行业可比公司对比具备合理性，不存在异常亏损。 3.公司火电资产未计提减值符合资产实际运营状态及会计准则要求，2025年末减值测试依据充分、测算过程合规，减值计提充分合理。 问题二、关于资产减值。年报显示，报告期内公司确认资产减值损失1.7亿元，同比增长超4倍，对当期净利润影响较大。其中，对全资子公司梧州桂江电力有限公司（以下简称梧州桂江）计提商誉减值1.05亿元，以往年度未计提减值。梧州桂江主营业务为投资、开发建设经营发电厂等，公司于2015年7月27日出资6.58亿元竞买取得其100%股权，其2025年实现净利润728万元，同比下滑75%。对联营企业广西闽商石业发展有限公司（以下简称闽商石业）的长期股权投资计提减值2251.62万元，闽商石业从事石材业务，公司持股比例38.5%，期初账面价值2.31亿元，2025年度亏损8441万元，关注到其近五年持续亏损，但前期未对其计提减值。 请公司补充披露：（1）结合报告期内梧州桂江发电量、上网电价、成本费用及同比变动情况，说明其年内净利润大幅下滑的原因；（2）报告期内对梧州桂江商誉减值测试参数及确定依据，结合历史减值测试情况，说明本期商誉减值的及时性、合理性；（3）说明闽商石业持续亏损的原因，历史年度减值测试情况及前期未计提减值的合理性，本期减值计提依据及充分性。请年审会计师发表意见。 公司回复： 一、结合报告期内梧州桂江发电量、上网电价、成本费用及同比变动情况，说明其年内净利润大幅下滑的原因。 1.报告期内，梧州桂江净利润同比下滑75%，主要是受发电端来水偏枯、电价端政策调整、成本端刚性支出三重因素叠加影响。 （1）发电端 梧州桂江京南电站地处广西桂江流域，受气候水文因素影响，桂江流域2025年度来水量同比偏枯四至五成，机组利用小时数降至3474小时，同比减少884小时；全年完成发电量2.40亿千瓦时，同比减少0.61亿千瓦时，直接导致收入规模缩减。 （2）电价端 2025年，受《南方区域电力现货市场广西连续结算试运行实施方案》政策出台影响，梧州桂江京南电站分摊不平衡电费金额约860万元，导致综合平均上网电价降至0.24元/千瓦时，同比下降0.04元/千瓦时，形成“量价齐跌”态势，当期营业收入同比减少2476.18万元，降幅达30%。 （3）成本端 水电站运营成本以折旧、人工等刚性支出为主，成本同比小幅降低，电站整体运营成本支出规模基本保持稳定，未随发电量、收入同步下降。 2.近两年梧州桂江经营数据及财务指标对比情况
二、报告期内对梧州桂江商誉减值测试参数及确定依据，结合历史减值测试情况，说明本期商誉减值的及时性、合理性。 （一）收购梧州桂江形成商誉的背景 公司本身有自己的电网，因当时水电资源稀缺、自身电源紧缺，且梧州桂江公司的京南水电厂处于公司供电营业区域内，与公司电网的连接距离较近。若能实现京南电厂所发电量由公司统一调配，将有助于提升公司的整体经营效益。为缓解电网供电紧缺压力，公司溢价收购梧州桂江，由此产生评估增值和商誉。 （二）历史减值情况、本次商誉减值测试的程序、范围及参数 梧州桂江商誉减值测试的资产组包括梧州桂江的固定资产、在建工程、无形资产及公司收购梧州桂江时对其资产的评估增值和商誉。公司于资产负债表日按会计准则和内控要求进行减值测试，并聘请具有证券服务业务资质的第三方专业评估机构中京民信（北京）资产评估有限公司及时开展减值测试，测试模型、方法与历史年度保持一致，资产组范围与历史年度保持一致，未发生变化。考虑到历年电价政策总体保持稳定，其调整均为机制性完善且未对终端平均售电价造成剧烈波动，结合梧州桂江转公司桂东网后公司向用户供电的平均售电价进行测算，测算后资产组未来可回收价值可以覆盖商誉资产组价值，未发生减值。 本次减值的主要原因是2029年转公司网后售电价不及预期的影响，核心参数和确定依据如下： 1.售电单价 （1）转网前（2026-2028年） 2026年至2028年期间，京南电站尚未接入桂东电网，按历史售价0.28元/度进行测算。 （2）2029年转网后 根据国家电力体制改革“管住中间、放开两头”原则及全国统一电力市场建设规划，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确2029年全面建成全国统一电力市场，推动南方区域电力市场在2029年前正式运行，并稳妥推进水电市场化步伐。京南电站预计2029年转网至桂东电网，通过桂东电网供电区域接入广西电力市场及南方区域电力市场平台参与市场化交易，凭借广西燃煤基准价锚点，叠加绿电环境溢价、辅助服务/容量补偿以及通过南方区域市场向广东高价区外送的电价溢价，在2024年测算时预计综合电价可达0.48元/千瓦时。 根据广西2025年电力市场化交易政策，燃煤发电基准价为0.4207元/千瓦时，地方电网内发电企业适时放开参与市场化交易。2029年起，京南电站计划正式并入公司电网。并网后，电站电量将直接向桂东电网内用户售电，从而间接受到136号文政策推动新能源上网电价市场化，拉低电网综合购电成本，进而带动电网销售电价整体下行，对电网整体销售电价的影响。京南电站2029年并网后的预计售电单价将从原来的0.48元/度调整至0.40元/度。 2.售电量 结合历史售电量数据及对未来的预测，预计2026年水电发电量27,840.89万千瓦时，售电量为27,220.17万千瓦时，与梧州桂江京南电站历史近10年年均售电量27,853.13万千瓦时基本持平，以此作为以后年度售电量的预测依据。 3.单位成本 历史成本单价波动不大，稳定性较强，本次选取历史平均单位售电成本0.12元/度（不含税）作为预测依据。 4.折现率 本次折现率选取税前加权平均资本成本（WACCBT）9.88%，按照收益额与折现率口径一致原则测算，采用资本资产定价模型（CAPM）。 无风险报酬率（Rf）：参考Wind资讯10年期国债平均收益率，确定为1.97%；风险系数（β）：选取西昌电力、长江电力、南网储能三家水电行业可比上市公司，剔除财务杠杆后调整测算，确定为0.7466； 市场风险溢价（MRP）：基于沪深300指数成分股收益率测算，剔除异常值后确定为6.74%； 企业特定风险调整系数（Rc）：综合考虑非上市企业规模风险、电价政策波动风险，确定为4%； 权益资本成本（Ke）：经测算为11.00%； 债务资本成本（Kd）：参考5年期以上LPR利率3.50%确定。 2025年，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。作为首批响应省份，广西于2025年12月25日印发《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》明确：存量分布式新能源项目机制电价按广西燃煤基准价0.4207元/千瓦时执行；已进入市场的存量集中式新能源项目过渡期机制电价暂定0.34元/千瓦时；增量项目通过竞价形成机制电价，首次竞价上限0.36元/千瓦时、下限0.15元/千瓦时。 上述政策实施后，广西区域内光伏、风电等新能源项目集中并网，电力市场化交易深入推进，同时电网销售电价整体呈下行调整趋势。上述变化直接打破了梧州桂江水电资产组原有的电价提升预期，导致其未来现金流预测基础发生重大不利调整。基于该政策影响，公司对梧州桂江水电资产组进行了减值测试。 单位：万元
三、说明闽商石业持续亏损的原因，历史年度减值测试情况及前期未计提减值的合理性，本期减值计提依据及充分性。 1.闽商石业持续亏损情况及原因 闽商石业从事石材业务，2021—2025年净利润分别为-4,018.69万元、-1,792.55万元、-1,693.96万元、-6,741.54万元、-8,441.10万元，亏损规模呈逐年扩大趋势。 持续亏损原因：一是闽商石业的核心资产榕木矿花岗岩矿山项目在2021年至2023二是闽商石业对外投资尚未产生利润且亏损，侵蚀闽商石业利润。三是行业下行叠加成本上涨影响。花岗岩市场价格持续下跌，开采燃料、人工、运输成本上行，盈利空间被大幅挤压。四是待售资产处置存在不确定性。持有待售的分水矿转让谈判受阻、过户条件未达成，无法形成处置收益。 2.历史减值测试情况及前期未计提减值的合理性 闽商石业主要的核心资产是榕木花岗岩饰面石材矿、配套的榕木村加工厂土地、持有待售分水花岗岩矿山、配套的大宁赖村加工厂土地和子公司的股权。 2023年以前，闽商石业榕木花岗岩矿山项目一直处于剥表阶段，尚未进入大规模开采阶段，且闽商石业资产状态良好，经分析，其核心资产未出现减值迹象。2023年，榕木花岗岩矿山项目完成矿产资源储量增补后，为了后续规模化生产运营，闽商石业已按增储后的矿区范围推进表土风化层剥离、矿山道路修缮、开采平台搭建等前期基础工程建设，目前尚处于基建筹备阶段，未正式投产进入规模化生产运营周期。2023年增储后基于谨慎性要求，公司每年年末均聘请具备证券服务业务资质的第三方专业评估机构中京民信（北京）资产评估有限公司，就闽商石业资产是否存在减值情况开展专项评估。 评估采用资产基础法，针对流动负债、房屋建筑物、土地、矿业权等各类资产分别运用成本法、市场法、收益法等进行测算，以此确定长期股权投资的可收回金额。 2023至2024年期间，花岗岩石材价格整体跌幅较小，资产价值未发生重大不利变化。另外，矿山目前仍处于正常基建周期，前期阶段性亏损符合矿山投资的普遍规律，市场环境亦未发生根本性恶化；其次，分水花岗岩矿山和大宁赖村加工厂土地等待售资产前期已按合同价格完成评估，交易具有明确预期。经测算，公司持有闽商石业的长期股权投资在2023年、2024年的可收回金额分别为26,244.13万元、24,507.95万元，均高于长期股权投资账面价值，因此无需计提减值准备。 3.本期减值计提依据及充分性 2025年，受花岗岩荒料价格大幅下跌（详见下表），且受待售资产交易不确定等因素影响。经减值测试，公司持有闽商石业的长期股权投资可收回金额为18,807.89万元，据此，2025年根据测试结果相应计提减值2,251.62万元。 （1）减值测试内容及过程 2025年，公司聘请具备证券服务业务资质的第三方专业评估机构中京民信（北京）资产评估有限公司开展减值测试。测试对象为闽商石业股东全部权益价值，范围覆盖闽商石业全部资产与负债，其资产主要构成为榕木花岗岩饰面石材矿、配套的榕木村加工厂土地、持有待售的分水花岗岩矿山、配套的大宁赖村加工厂土地及子公司股权。评估采用“公允价值减去处置费用后的净额”确定可收回金额。资产减值测试情况如下表：单位：万元
非流动资产价值变动主要是闽商石业持有的榕木矿，由具备专业资质的黑龙江省银信寰诚矿产资源评估咨询有限公司负责评估测试，出具《贺州市八步区步头镇榕木花岗岩饰面石材矿采矿权评估报告》（寰诚评报字〔2026〕3号），评估方法为折现现金流量法。由于花岗岩荒料价格市场下滑，榕木矿可回收金额大幅下降，股东全部权益价值2025年末比2024年末减少14,852.84万元，从而导致公司持有闽商石业的长期股权投资发生减值。 花岗岩荒料价格对比表
①收入端 产量：本项目生产规模为50.00万m3原矿/年，按荒料率23.07%估算荒料年产量为11.54万m3，按松散系数1.5估算建筑碎石年产量为57.70万m3（（50－11.54）×1.5），按建筑用砂与饰面石材花岗岩矿石量可采储量比例及建筑用砂松散系数1.5估算、建筑用砂年产量为45.91万m3（50×（813.39÷1328.81）×1.5）。 售价：该矿目前未进行生产，没有销售价格资料。经调查了解，当地同类荒料销售价格一般在500~800元/m3左右，建筑碎石销售价格为60~75元/m3左右，建筑用砂销售价格在70~85元/m3左右。本次评估确定荒料销售价格为550元/m3、建筑碎石销售价格为60元/m3、建筑用砂销售价格为70元/m3，换算为不含税销售价格荒料为486.73元/m3、建筑碎石为53.10元/m3、建筑用砂为61.95元/m3。本次评估基于矿山开发利用现状，预计2026年4月正式投产并达产。 收入测算表
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