[年报]广州发展(600098):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
原标题:广州发展: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 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 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）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。 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
（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。 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 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 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
（3）市场行情 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，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 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。 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 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
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 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
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。 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
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
（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。 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 SINGAPORE PTE.LIMITED（以下简称“BP公司”）签署了为期12年、每年65万 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
②2025年度主要客户情况 平仓销售客户 单位：万元
单位：万元
单位：万元
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①2025年度主要供应商情况 单位：万元
油库业务客户 单位：万元
单位：万元
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