华电能源有限公司关于上海证券交易所2022年年度报告信息披露监管询价函的回复公告

证券代码：600726 900937 证券简称：*ST华源 *ST华电B 公告号：临2023-034

华电能源有限公司关于上海证券交易所2022年年度报告信息披露监管询价函的回复公告

公司董事会和全体董事保证公告内容不存在虚假记录、误导性陈述或重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担法律责任。

华电能源有限公司(以下简称“公司”)、2023年5月12日，“上市公司”或“华电能源”收到上海证券交易所上证公函[2023]0488号《关于华电能源有限公司2022年年度报告的信息披露监管询价函》(以下简称“询价函”)。根据询价函的要求，公司会同有关中介机构对询价函中提出的问题逐项进行了认真核实，现将有关问题回复如下：

问题1:关于可持续经营能力。年报显示，公司报告期内营业收入188.77亿元，同比下降0.23%，主要是煤炭销售价格下降，营业成本150.40亿元，同比上升6.57%，主要是煤炭采购价格上涨导致燃料成本上升。报告期内，公司煤炭销售业务毛利率为64.07%，减少5.82个百分点，电力销售业务毛利率为-1.91%，增加5.43个百分点，供热业务毛利率为-57.90%，减少11.16个百分点。请公司：（1）结合不同业务煤炭采购或销售对象、数量、价格，进一步分析各业务业绩和毛利率波动的原因；（2）解释煤炭业务毛利率是否存在持续下降的风险，结合行业整体经营情况和与同行业可比公司的比较，电力销售业务和供热业务毛利率是否存在长期负风险；（3）结合上述问题和煤炭资产、行业整体发展趋势、产业链上下游等，仔细评估其可持续经营能力，确保稳定性和可持续性，充分揭示相关不确定性的风险。

公司回复：

1、结合不同业务煤炭采购或销售对象、数量和价格，进一步分析各业务业绩和毛利率波动的原因

报告期内，涉及煤炭采购销售的上市公司主要包括煤炭销售业务、电力销售业务和供热业务。

(一)煤炭销售业务

2022年，上市公司煤炭销售业务收入861090.55万元，较2021年减少52179.00万元，降幅为5.71%，主要受国家发改委限价政策影响，主要煤炭产品价格下跌。2022年，上市公司煤炭销售业务毛利率为64.07%，较2021年下降5.82个百分点，主要是煤炭产品平均售价下降，平均销售成本上升所致。

上市公司的煤炭销售收入来自控股子公司山西金星能源有限公司（以下简称“金星能源”）。上市公司的煤炭产品主要是动力煤，生产部分精煤和混合煤。

1、煤炭销售对象分析

2021年和2022年，上市公司煤炭销售业务向前五大客户销售如下：

单位：万元

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注：以上为不含税销售额。

2021年和2022年，上市公司煤炭销售业务前五大客户占煤炭销售业务总收入的89.23%和91.97%，占比较高。2021年和2022年前三大客户均为华电煤业集团运营销售有限公司、山西锦兴煤气化有限公司、山西鹿宝集团天地精煤有限公司及其关联方，2022年前三大客户销售额741、265.36万元，占煤炭销售业务收入的86.08%。

2、煤炭销售数量及价格分析

2021年和2022年，上市公司煤炭销售业务主要产品的销售数量和平均销售价格如下：

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在销量方面，2022年上市公司主要煤炭产品销量为132.49万吨，较2021年增长6.36%。主要原因是锦兴能源于2021年被国家发改委列入保供名单。为了积极响应国家保供政策，锦兴能源进一步提高了动力煤产量。

在平均销售价格方面，2022年，上市公司煤炭销售业务主要产品的平均销售价格为752.90元/吨，较2021年下降11.80%，主要是国家发改委调控电力煤价格，上市公司电力煤产品平均销售价格下降所致。

2021年，受煤炭进口急剧下降、内蒙古矿区产量减少、供热供电需求增加的影响，中国煤炭市场价格迅速上涨，上市公司动力煤产品价格上涨。为稳定煤炭市场供应，国家发改委依法对煤炭价格实施了干预措施。2021年10月27日，国家发改委价格司召开中国煤炭工业协会和部分重点煤炭企业会议。会议进一步明确了电力煤限价细节:干预范围包括电力煤坑价格和终端销售价格，干预方式是对电力煤坑价格实行“基准价+浮动幅度”的限价。2022年2月24日，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价[2022]303号)，明确规定山西热值5500千卡动力煤价格合理区间为370元/吨至570元/吨，其他热值煤矿中长期价格合理区间按热值比相应转换。自2022年5月1日起，锦兴能源动力煤均按国家发改委指导的价格范围定价。受限价政策影响，煤炭价格中心逐渐回归合理范围，同期市场动力煤炭价格也有不同程度的下跌。锦兴能源严格遵守国家关于动力煤价格合理范围的指示，因此动力煤价格下跌。

3、煤炭销售业务毛利率分析分析

2021年和2022年，上市公司主要煤炭产品的平均销售价格和平均销售成本如下：

单位:元/吨

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在平均销售价格方面，2022年上市公司煤炭销售业务主要产品的平均销售价格较2021年有所下降。具体原因见本问题回复“一、(一)2”、煤炭销售数量及价格分析”。

平均销售成本方面，2022年上市公司主要煤炭产品平均销售成本为271.90元/吨，比2021年增长7.45%。主要原因包括:(1)自2021年8月以来，锦兴能源煤炭生产成本中的安全费用计提标准从15.00元/吨调整为30.00元/吨；(2)锦兴能源职工工资保持增长；(3)煤炭开采过程中材料、电费、维修费用增加。上市公司产品平均销售成本的增加是由正常生产经营造成的，这是合理的。

综上所述，在业绩方面，2022年上市公司煤炭销售业务收入为861090.55万元，较2021年下降5.71%，主要受国家发改委限价政策影响，金星能源主要产品电力煤销售价格下降。毛利率方面，2022年上市公司煤炭销售业务毛利率为64.07%，较2021年下降5.82个百分点，主要是由于煤炭产品平均销售价格下降，平均销售成本上升所致。

(二)电力销售和供暖业务

报告期内，上市公司的电力销售和供热业务采用热电联合生产方式，煤炭为燃料，煤炭采购来自同一供应商。同时，上市公司火电厂主要分布在黑龙江省，锦兴能源煤炭业务最终销售区主要集中在山西、山东、河南等相邻地区。由于地理距离较远，煤炭运输成本较高，上市公司未直接或间接向锦兴能源采购煤炭。

1、煤炭采购对象分析

2021年及2022年，上市公司售电供热业务前五大供应商采购情况如下：

单位：万元

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2021年和2022年，上市公司售电供热业务前五大供应商未发生变化，占煤炭采购总额的49.03%和56.52%。其中，从黑龙江龙煤矿集团有限公司、哈尔滨铁路燃料运输销售有限公司、华能内蒙古东部能源有限公司、国能销售集团东北能源贸易有限公司、黑龙江兴安矿业开发集团有限公司四家供应商采购的煤炭品种为褐煤。2022年，由于烟煤价格上涨幅度高于褐煤，出于经济考虑，上市公司减少了对黑龙江龙煤矿集团有限公司的烟煤采购量，增加了对其他四家供应商的采购量。

2、煤炭采购数量及价格分析

2021年和2022年，上市公司煤炭销售及供热业务采购数量及平均采购价格如下：

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在采购数量方面，2022年上市公司煤炭采购数量为1,484.64万吨，较2021年减少340.34万吨，同比下降18.65%。

平均采购价格方面，2022年上市公司煤炭采购平均价格为572.26元/吨，较2021年上涨18.25%，主要是因为黑龙江省和蒙东地区煤炭市场供需紧张，煤炭销售价格持续上涨。受不同地区煤炭政策和供需关系的影响，不同地区（如山西、黑龙江）煤炭市场差异较大，在黑龙江省发展改革委员会发布进一步完善煤炭市场价格形成机制通知（黑色发展改革价格[2022]249）后，上市公司采购黑龙江省煤炭价格逐步上涨，保持在限价范围内。同时，由于省内煤炭供应不足，上市公司从俄罗斯进口少量煤炭，进口煤炭采购单价较高，较2021年大幅上涨。国内上市公司采购煤炭的价格在国家发改委对煤炭价格要求的合理范围内。

3、售电及供热业务毛利率分析分析

(1)售电业务

2021年和2022年，上市公司的售电业务如下：

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综合上网电价方面，2022年上市公司售电业务综合上网电价为474.93元/兆瓦时，较2021年增长27.06%，主要是国家发改委于2021年10月11日发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》〔2021〕1439号），原则上，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大到基准价上下浮动不超过20%。因此，黑龙江省燃煤发电上网电价从基准价上涨到基准价上涨20%。

平均销售成本方面，2022年上市公司电力销售业务平均销售成本为0.43元/千瓦时，较2021年增长20.48%，主要是煤炭燃料价格上涨造成的。具体原因见本问题回复“一、二)二、煤炭采购数量及价格分析”。

综上所述，从业绩上看，2022年上市公司售电业务收入为724010.11万元，较2021年增长5.13%，主要是由于国家发改委电价政策的影响，燃煤发电上网电价上涨。在毛利率方面，2022年上市公司售电业务毛利率为-1.91%，比2021年增长5.43个百分点，主要是由于平均电价上涨，高于平均销售成本。

(2)供热业务

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平均售价方面，2022年上市公司供热业务平均售价为46.48元/吉焦，较2021年增长1.20%，变化幅度较小。

平均销售成本方面，2022年上市公司供热业务平均销售成本为73.39元/吉焦，比2021年增长9.13%，主要是煤炭燃料价格上涨造成的。具体原因见本题回复“一、二)二”、煤炭采购数量及价格分析”。

综上所述，2022年上市公司供热业务收入为275623.52万元，较2021年增长8.23%，主要是由于新增供热面积0.21亿平方米造成的。毛利率方面，2022年上市公司供热业务毛利率为-57.90%，低于2021年，主要是煤炭燃料价格上涨导致平均销售成本上升。

2、结合行业整体经营情况和与同行业可比公司的比较，说明煤炭业务毛利率是否存在持续下降的风险，电力销售业务和供热业务毛利率是否存在长期负风险

(一)煤炭销售业务

1、行业整体经营情况

(1)行业基本情况

煤炭是中国的主要能源，在中国的一次性能源生产和消费中占据主导地位。未来很长一段时间，煤炭作为主要能源的地位不会改变。据国家统计局统计，2022年全国煤炭消费量较2021年增长4.3%；2022年全国原煤产量45.6亿吨，较2021年增长10.5%；煤炭消费占我国能源消费总量的56.2%，与2021年相比，供需两端稳步增长0.3个百分点。中国煤炭工业区域集中度较高。2022年，山西、内蒙古、陕西、新疆原煤产量约36.4亿吨，占全国总产量的81.0%。

近年来，随着全国煤炭市场交易体系的不断完善，煤炭价格指数体系的逐步完善，煤炭期货市场的不断培育和发展，逐步建立和完善了市场运行机制、交易规则和监管体系。在政府有关部门的推动下，逐步建立了符合煤炭工业改革发展方向的“中长期合同”制度和“基本价格+浮动价格”定价机制。2022年，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格〔2022〕303)明确煤炭(动力煤)中长期交易价格的合理范围，有效维护煤炭市场正常秩序，加强煤炭市场价格调控监管，引导煤炭价格在合理范围内运行，确保能源安全稳定供应。

(2)煤炭行业供给状况

近年来，我国煤炭总产量相对稳定。2022年，全国原煤产量45.6亿吨，同比增长10.5%。

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数据来源：国家统计局：

自2016年2月煤炭行业解决产能过剩发展意见以来，煤炭行业供给侧改革稳步推进，非法煤矿继续依法专项治理和监督，非法建设生产行为得到有效遏制，超能力生产控制，减少生产取得显著成效，加快先进产能释放。

2022年，国务院常务会议要求继续做好大宗产品供应稳定，确保能源安全，增加煤炭行业，支持煤电企业充分处理，确保正常生产和民生用电。预计陕西、蒙新等主要煤炭产区的优质产能将继续释放，部分临时产能将转化为永久产能，提高大型智能煤矿的生产效率和弹性。同时，煤炭供给侧结构性改革继续稳步推进，生产结构不断优化，落后产能加快，全国煤炭供应保障能力增强。

(3)煤炭行业需求状况

自2016年以来，中国的煤炭消费量逐年增加。根据国家统计局公布的数据，2022年中国总能耗54.1亿吨标准煤，其中煤炭消耗量约为30.4亿吨标准煤，占能耗总量的56.2%，比去年上升0.3个百分点。

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数据来源：国家统计局：

2022年，中央经济工作会议部署2022年经济工作时，要求“稳中求进”。要立足以煤为主的基本国情，做好煤炭清洁高效利用工作，推动国内煤炭消费持续增长。同时，国家推动经济社会全面绿色转型，推动能耗“双控制”向碳排放总量和强度“双控制”转变，实施新能源和可再生能源替代，严格合理控制煤炭消费增长，主要煤炭消费产品产量增长下降。预计煤炭需求将保持适度增长。

(4)煤炭行业利润水平及变化原因

从2015年到2022年，煤炭企业的营业收入和利润总额如下：

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数据来源：中国煤炭工业协会

随着煤炭行业供给侧改革的推进，2017年煤炭价格迅速上涨，煤炭企业利润规模远高于供给侧改革前的水平。2021年，受进口减少、安全问题、用电增加等多种因素影响，国内煤炭市场供不应求严重，煤炭价格屡创历史新高，直接导致煤炭企业利润率大幅上升。自2021年10月以来，为做好煤炭市场供应稳定工作，国家发改委依法对煤炭价格实施干预措施，受限价政策影响，煤炭价格中心逐步回归合理范围。2022年，全国规模以上煤炭企业营业收入4.02万亿元，同比增长19.50%；利润总额为1.02万亿元，同比增长44.3%。

2、同行业可比公司比较情况

2021年和2022年，上市公司煤炭销售业务毛利率与同行业可比上市公司煤炭业务毛利率的比较如下：

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注：煤炭业务毛利率=（当期煤炭业务销售收入-当期煤炭业务销售成本）/煤炭业务销售收入

2022年，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，市场煤炭价格中心逐步回归合理范围，同期市场动力煤炭价格也有不同程度的下跌。与同行业可比上市公司相比，上市公司煤炭销售业务毛利率的变化趋势基本一致。根据2023年1月至3月未经审计的数据，上市公司煤炭销售业务毛利率为59.62%，较2022年下降4.45个百分点。

综上所述，预计未来上市公司煤炭销售业务毛利率可能略有下降，但总体保持稳定。

(二)电力销售和供暖业务

1、行业整体经营情况

根据中国电力企业联合会发布的数据，2022年，全国全口径发电量86941亿千瓦时，同比增长3.6%。煤电发电量为5070亿千瓦时，同比增长0.7%；2022年，全国6.000千瓦及以上电厂发电设备平均使用时间为3.687小时，同比减少125小时，其中燃煤发电使用时间为4.594小时，同比减少8小时。

2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦。截至2022年底，全国全口径发电装机容量为25.6亿千瓦，同比增长7.8%，火电装机容量为13.3亿千瓦。煤电装机占总发电装机容量的43.8%。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的58.4%，同比下降1.7个百分点。煤电仍然是我国电力供应的主要电源。

2022年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

截至2022年底，黑龙江省总发电装机容量为4.179.67千瓦。其中火电2530.78万千瓦(煤电205.15万千瓦，生物质231.98万千瓦)，占60.55万千瓦％。2022年黑龙江省全社会用电量138.91亿千瓦时，同比增长4.59％。全社会用电量恢复增长，但省内用电需求依然不足，供需矛盾突出。同时，全省煤炭供应紧张局势没有明显变化，大量新能源投产，火电机组利用时间继续下降，全省火电机组发电设备利用时间为3、291小时，同比下降366小时。

2、同行业可比公司比较情况

(1)售电业务

上市公司可比公司的毛利率如下表所示：

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注:2022年毛利率及同比增长数据取自2022年年度报告。由于2022年部分公司涉及会计调整，2021年毛利率由2022年毛利率及同比增长数据计算。

2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》受益于发电互联网电价市场化改革，2022年市场火电价格上涨，电力行业上市公司毛利率整体呈回升趋势，华电能源销售业务毛利率变化趋势与行业一致。

(2)供热业务

如下表所示，上市公司的供热业务可比性如下：

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注：数据来自上市公司的年度报告。

在供热方面，从收入方面来看，供热价格由地方政府定价，近年来没有变化，收入主要与供热面积和供热量挂钩。从成本方面来看，煤炭价格自2021年下半年以来大幅上涨。虽然2022年有一定程度的下降，但仍处于历史较高水平。2022年，供热行业上市公司供热业务毛利率整体呈下降趋势，华电能源毛利率变化趋势与行业一致。

3、售电业务和供热业务毛利率未来仍有增长空间，长期无负风险

在售电业务方面，根据2022年和2023年1-3月未经审计的数据，上市公司售电业务毛利率分别为-1.91%和19.04%，2023年1-3月毛利率较2022年增加20.95个百分点。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电互联网电价市场化改革的通知》后，受益于发电互联网电价市场化改革，华电能源发电行业效益逐步提高。同时，公司积极开展技术改造，不断提高辅助服务收入和发电精益管理水平，增强企业发电创收能力，未来发电行业毛利率仍有上升空间。没有长期负毛利率的风险。

在供热业务方面，根据2022年和2023年1-3月未经审计的数据，上市公司供热业务毛利率分别为-57.90%和-40.62%，2023年1-3月毛利率较2022年增加17.28个百分点。根据黑龙江省2015年发布的煤热联动机制，当煤炭价格变化达到10%时，应调整约5.5%的热价。自2016年以来，煤炭价格持续上涨，但自2015年下调以来，热价没有变化；公司继续积极争取热价上涨和煤炭热联动政策实施。2022年，部分地区成功提高热价，获得直接供热补贴。2023年，国家发展和改革委员会要求各省市尽快启动供热价格调整程序，2023年更有可能提高热价。预计未来供热板块效益将逐步呈现良好趋势，毛利率上升空间大，长期毛利率无负风险。

三、结合上述问题和公司煤炭资产经营规划、行业整体发展趋势、产业链上下游等，仔细评价其可持续经营能力，说明是否有应对措施确保经营稳定性和可持续性，并充分揭示相关不确定性的风险

(一)煤炭资产置入后的经营规划

作为煤电企业，华电能源于2022年整合煤炭资产，完善资产结构，实现煤电合资企业和煤电互保，抑制行业周期波动，增强企业抗风险能力，实现上市公司可持续发展。

上市公司将继续推进资产整合，在业务、人员、财务管理等方面，通过资源整合提高上市公司综合实力，及时高效完成资产业务计划，充分发挥协同效应，提高上市公司盈利能力，实现企业预期效益。

(二)产业链整体发展趋势及上下游情况

行业整体发展趋势及产业链上下游详见本询价函回复问题1“2、结合行业整体经营和与同行业可比公司的比较，说明煤炭业务毛利率是否有持续下降的风险，电力销售业务和供热业务毛利率是否有长期负面风险。”

(三)说明是否有应对措施，以确保业务的稳定性和可持续性

在煤炭行业整体稳定运行的情况下，公司将努力提高股票资产的质量，进一步提高质量和效率，减少损失控制，提高公司的可持续发展能力。公司采取的应对措施如下：

1、努力应对煤炭市场，密切关注燃料成本控制，提高效率。一是与煤矿、铁路局沟通，进一步提高长期煤炭现金率；二是加强与长期煤炭供应商的沟通，争取长期煤炭增量；三是保持合理库存，及时启动冬季煤炭夏季储存，缓解供暖季节的价格压力。

2、全力应对电力市场，狠抓电力营销增效。一是牢牢把握电价“生命线”，全力以赴开拓市场，寻求效益。全力参与市场交易，加强沟通协调，积极努力确保调电计划不低于市场交易电力计划，确保既定月度启动方式按时落实到位。二是密切关注年度目标，认真落实公司“深度调整减少、全面调整、密切跟踪AGC指令”的工作要求，有效提高“抓两端”能力，不断提高旋转能力和AGC跟踪水平，实现发电、深度调整收入两个正确、两个提高。三是加强设备管理和运行管理，确保设备安全稳定运行，避免设备原因对发电和辅助服务的影响。

3、全力应对供热市场，狠抓供热精益管理，提高效率。一是全力以赴提高热价。二是继续提高供热精益管理水平。充分考虑综合效益，一厂一策，统筹发展热负荷；深入开展热网经济运行，做好热交换站精益指标管理工作；加强终端管理，提高管理效率。三是继续抓住政府支持的旧管网改造机遇，大力提高供热资产质量。

4、全面落实财政、税收和金融政策，密切关注政策支持，提高效率。深入研究国家和地方财政、税收和金融政策，加强政策斗争，努力提高政策贡献。积极努力保证供应利息政策和煤炭清洁高效利用专项贷款，扩大优质融资品种。继续申请供热补贴，争取北方冬季清洁供热项目的奖励和补贴政策，确保享受政策红利。

5、全力挖掘内部潜力，密切关注精益管理，提高效率。进一步深化精益管理，严格控制预算管理的刚性，严格控制各项成本和费用，提高效率。努力降低和优化能耗指标。同时，利用今年上半年宽松的金融形势，全面降低股票贷款利率，优化和调整融资结构，进一步降低财务成本。

(4)可能面临的风险

1、电力行业和市场风险

省内电力需求不足，新能源安装不断增加，省网电力供过于求的矛盾将更加突出。商业电力用户发电计划全面自由化，大用户直接交易规模继续扩大。全省电力市场竞争将进一步加剧，对公司产生一定的负面影响。同时，随着电力市场化的加快，能源市场化改革迎来了重要的“窗口期”。建设现代能源体系的步伐显著加快，为公司的发展提供了重要的市场机遇。

2、煤炭市场风险

几年前，由于煤炭产能过剩、主要电煤供应商减少和价格上涨等因素的叠加，黑龙江地区电煤供应相对紧张，电煤供应控制价格的矛盾相对突出。但随着国家煤炭产能政策的进一步释放，电煤保量控价的压力有所缓解，市场煤炭价格也有所松动，略有下降。同时，随着国家能源安全控制的加强，特别是加强煤电企业长期煤炭覆盖，加上区域煤炭产能有序增加，俄罗斯进口煤炭形势良好，未来煤炭缺口将得到有效补充，电煤供应预期将逐步改善。

3、供热市场风险

供热企业的长期亏损引起了政府的广泛关注，特别是如何建立一个有效、稳定、可持续的供热市场。同时，社会越来越关注供热民生，地方政府要求供热企业从标准供热到满意供热，公司保护民生，保护供热压力仍较大，但随着政府有效实施煤电价格联动政策和旧供热管网改造政策支持，供热企业进一步加强供热设备技术升级，供热企业走出低谷预期，供热市场预期逐步完善。

问题2：关于预付款。根据年度报告，公司预付款期末余额为3.33亿元，同比增长79.39%，主要是报告期预付燃料款增加造成的。请说明预付款大幅增加的原因和合理性，以及是否对公司经营产生重大不利影响，结合行业供需格局、上游供应商情况、采购业务模式和结算周期。请会计师发表意见。

一、公司回复

1、行业供需格局

根据国家统计局发布的《2022年12月能源生产情况》，受益于2022年新煤炭产能逐步释放，全国原煤产量同比增长。但由于2021年煤炭行业缺口较大，2022年全国煤炭供需仍处于紧密平衡状态。

在煤炭价格方面，国家发改委发布了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格〔2022〕303)文件规定了煤炭中长期交易价格的合理范围，但由于黑龙江省尚未处于煤炭采矿重点控制区，黑龙江省煤炭价格仍保持在上一年度的限价范围内。

2022年，黑龙江省煤炭市场供应仍不足，全省煤炭产量无法满足全省煤炭需求，全省远离沿海港口。公司煤炭采购缺口需要蒙东褐煤和少量俄罗斯煤炭进口补充，运输成本高于全省煤炭采购。公司采购电煤仍面临煤炭价格居高不下、煤炭供应不足等困难。作为黑龙江省最大的发电和集中供热运营商，公司签署的长期煤炭采购量不能满足正常生产经营的需要，除长期煤炭采购范围外仍需采购大量市场煤炭作为补充。与同长协煤的采购价格相比，市场煤价格较高。

2、上游供应商、采购和业务模式、结算周期

公司燃煤采购业务模式分为长协煤采购和市场煤采购。燃煤主要来自长协煤采购，市场煤采购不足。2022年燃煤采购金额8496.96万元，其中长协煤采购金额522万元，713.72万元，全年占61.52%；市场煤采购金额为326万元，893.23万元，全年占38.48%。报告期内，公司主要上游供应商详见下表：

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燃煤采购结算模式分为“先付后付”和“先付后付”两种。除黑龙江龙煤矿集团有限公司(以下简称“龙煤集团”)从2022年7月1日至2022年12月31日改为预付款采购外，长协煤供应商均为赊销采购，市场煤供应商主要为赊销采购。燃煤结算周期为每月结算一次，供应商当月发货，公司当月验收，下月按双方共同确认的燃煤结算单金额结算。公司燃煤采购业务流程，如签订燃煤采购协议、预付燃煤货款、结算燃煤价格、燃煤入场验收等，均按照公司内部控制管理制度进行审批。

3、预付款急剧上升的原因和合理性

公司2022年期末预付款余额3.33亿元，期初预付款余额1.86亿元，同比增长79.39%，期末余额较期初增长1.47亿元。主要原因是龙煤集团的采购模式由“先付后付”改为“先付后付”，导致预付款余额增加1.35亿元。具体变化如下:

金额单位：万元

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黑龙江省煤炭产量无法满足省内需求。每年近40%的煤炭消耗需要从省外转移，转移渠道单一。近年来，黑龙江省电煤供应面临前所未有的紧张局面，价格不断上涨，电煤供应控制价格矛盾更加突出。在煤炭资源供应紧张的环境下，公司与其他发电集团一起同意龙煤集团的采购模式，以确保电力和热源的稳定供应，从“先付后付”到“先付后付”。

龙煤集团作为黑龙江省省级企业，是黑龙江省最大的煤炭生产企业，也是黑龙江省长协煤炭供应商的主要供应商。龙煤集团矿区煤炭以焦煤、三分之一焦煤、长烟煤、气煤、肥煤为主，是国内优质动力煤生产基地和三大焦煤生产基地之一。煤质优良，煤质以特低硫、低磷、低灰、高挥发分、高热值等优良特性，被誉为“绿色能源”。煤炭产品主要包括冶炼精煤、动力煤等，主要销往东北冶金、电力、化工、建材等行业，并通过港口销往东南沿海地区和出口国外。过去，龙煤集团的精煤销售模式主要是“先付后货”。除部分长期煤炭销售采用信用销售模式外，动力煤（电煤）均采用“先付后货”模式。2022年，龙煤集团还将动力煤（电煤）中的长期煤炭销售转变为“先付后货”模式，因此，公司2022年预付款余额大幅增加。

2022年初，公司对龙煤集团的预付款余额为中国华电集团哈尔滨发电有限公司(以下简称“哈尔滨发电公司”)、华电能源有限公司佳木斯热电厂(以下简称“佳热电厂”)形成市场煤采购。龙煤集团是哈发和佳热电厂的市场煤供应商，而不是长协煤供应商。因此，采购模式是按照龙煤集团对市场煤的要求，采购模式是“先付后货”。2022年6月23日，国家发改委办公厅发布《关于做好2022年电煤中长期合同补签和履约监管工作的通知》(发改办运行[2022]574号)(以下简称《发改办通知》)，以确保煤炭电力安全供应。2022年6月23日，国家发改委办公厅发布《关于做好2022年电煤中长期合同补签和履约监管工作的通知》(发改办运行[2022]574号)(以下简称《发改办通知》)，以确保煤炭电力的安全供应。根据发改办通知的要求，公司下属电厂分别与长协煤供应商签订补充协议。2022年7月，公司下属电厂与龙煤集团签订了长煤补充协议。为确保发展改革办公室通知的要求和煤炭电力的稳定供应，补充协议内容如下：1）合同增加了三个条款：乙方需要全额预付当月合同金额的，甲方应积极组织货源，按合同金额兑现，欠一补三；乙方未及时预付款的，不予补偿。2)履行日期:2022年7月1日至2022年12月31日。自2022年7月起，公司与龙煤集团的燃煤采购业务已成为“先付后货”的采购模式。

此外，公司查询2022年上市公司年度报告发现，由于煤炭供应紧张，2022年上市公司预付款的增加主要是由于预付燃料资金的增加。经查询，公司预付款变动范围在可比上市公司变动范围内，具体数据如下：

金额单位：万元

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综上所述，公司期末预付款大幅上涨的原因是合理的。

4、是否对公司经营产生重大不利影响

对于“先付后货”的燃煤采购模式，公司预计这种情况将是受市场供需影响的短期现象。随着未来燃煤供应的增加，这种情况将得到改善。公司对未来燃煤价格走势有积极预期。具体原因如下:

公司长期煤炭采购模式从“先付款”到“先付款”，根据下月煤炭采购计划预付款，下月到达验收仓库，实际煤炭结算间隔仅一个月，仅限于龙煤集团，属于煤炭市场整体供需行业采购模式变化，对公司整体经营资金和经营模式没有重大影响，因此不会对公司经营产生重大不利影响。

二、会计师回复意见

我们已经阅读了华电能源的上述描述。基于我们对2022年华电能源财务报表的审计，我们认为上述描述与我们在2022年华电能源财务报表审计实施过程中了解到的信息一致。

对于2022年华电能源财务报表中的预付款，我们执行的主要程序如下：

1.了解和评估与采购业务相关的内部控制的设计、实施和实施的有效性。

2.实施预付款分析程序，分析期末预付款较期初发生重大变化的原因。

3.对预付款进行详细测试，检查报告期间发生的预付燃煤款，获取采购合同、销售发票银行收据等相关资料，判断预付款确认是否准确。

4.对燃煤预付款相关供应商进行函证，确认期末预付款的真实性和准确性；通过执行替代程序，获取相关可靠的审计证据，确认期末预付款的真实性和准确性，如检查形成预付款的银行收据等原始文件和预付款的期后结算。

通过实施上述程序，我们认为2022年底华电能源预付款大幅上涨的原因是合理的，不会对公司经营产生重大不利影响。

问题3:关于资产减值。报告期内，公司计提资产减值损失3.89亿元，同比增长1668.48%。其中固定资产减值损失1.59亿元，主要是发电供热设备减值1.37亿元，无形资产减值损失1.93亿元，其他无形资产减值1.93亿元。请公司：（1）结合减值发电供热设备的细节，包括实际使用和使用状态、总投资、施工完成期、设计能力和实际产量、减值迹象，说明报告期内减值的原因和合理性；（2）披露其他无形资产的具体内容、获取方法、减值测试过程和减值准备，说明报告期内减值的原因和合理性。请会计师发表意见。

一、公司回复

1、结合减值发电供热设备的细节，包括实际使用和使用状态、总投资、施工完成期、设计能力和实际产量、减值迹象，说明报告期内减值的原因和合理性

(1)发电和供热设备的详细信息

报告期内，公司减值1.37亿元的发电供热设备主要是华电能源有限公司富拉尔基热电厂(以下简称“富热电厂”)1-9号机组，其中1-6号机组减值0.15亿元，7-9号机组减值1.22亿元。富热电厂1-6号机组属于母控机组，其发电机出口采用母线形式连接，上网电源结算采用整体结算方式。同时，1-6单元相互备用，供水系统、除氧系统、循环水系统、热管网等辅助设备为1-6单元公共设备，1-6单元作为发电供热设备；7-9单元主蒸汽母管采用母管控制，发电机出口接线采用机器变组，互联网电源可单独结算，但由于7、8号机为背压机组，9号机组为后压机组。7、8号机组不能单独运行，只能与9号机组联合运行。因此，7-9号机作为一种发电和加热设备。

1-6机组总投资2.33亿元，建设完成期分别为1955年8月27日、1955年12月20日、1958年11月21日、1959年11月13日、1960年6月25日、1960年9月20日，设计产能均为2.5万千瓦，实际用途为发电供热，2017年公司董事会决议关闭后，富热电厂将其作为备用机组留用，以确保发电和供暖。

7-9机组总投资2.67亿元，建设完成期分别为1992年1月17日、1992年12月29日、1996年8月28日，设计产能均为2.5万千瓦，实际用途为发电供热，2022年4月公司董事会决议关闭。

(2)报告期内计提减值的原因和合理性

富热电厂共有3组发电供热设备，分别为1-6号机组和7号机组-9号机组，1号新机组。截至2022年3月，1号新机组和7-9号机组处于运行状态。富热电厂关闭1-6号机组后，为保证富拉尔基区当地供热需求和工业汽车稳定供应，1-6号机组作为备用机组留用。2022年4月，富热电厂与华电能源有限公司富拉尔基发电厂(以下简称“富发电厂”)联合供热过渡工程改造完成。经过2022-2023年采暖期试验，1号新机组与富发电厂机组联合运行，保证了供热安全，解决了富热电厂为保证富拉尔基地区当地供热需求和工业汽车稳定供应的安全问题。1-6号机组不再作为备用机组留用，拟拆除报废。2022年4月，公司董事会决议关闭7-9号机组。同年5月，经富热电厂、黑龙江电力有限公司、黑龙江省发改委联合确认拆除7-9号机组，并出具《关闭煤电机组验收确认表》。

由于富热电厂1-9号机组于2022年终止使用，根据《企业会计准则》第8号资产减值第5条的规定，“有下列迹象的，表明资产可能减值：（5）资产已闲置、终止使用或计划提前处置。”“1-9机组有减值迹象，公司聘请沃克森（北京）国际资产评估有限公司（以下简称“评估公司”）发布1-9机组相关资产可收回金额评估报告，涉及资产减值测试。报告期内，公司根据评估公司出具的评估报告，对1-9号机组计提固定资产减值准备1.37亿元的原因合理。

2、补充披露其他无形资产减值的具体内容、获取方式、减值测试的具体过程和减值准备，说明报告期内减值的原因和合理性

（1）计提减值其他无形资产的具体内容和获取方法

公司减值的其他无形资产具体内容为41.80万千瓦火电机组容量指标(以下简称“火电指标”)，2013年11月从黑龙江华电佳木斯发电有限公司购买，成本金额为25.172.04万元，上述事项已于2013年10月30日和2013年11月30日公布。

(2)减值试验的具体过程及减值准备的计提

公司持有的火电指标于2013年11月获得，截至2022年12月31日，尚未开工建设，处于闲置状态。火电指标用于投资建设火电发电机组，来源于合同权利或其他法定权利未明确使用寿命的无形资产。根据《企业会计准则》第八条第四条的规定，“无论是否有减值迹象，企业合并形成的商誉和使用寿命不确定的无形资产每年都应进行减值测试。”因此，公司在报告期内聘请评估公司对火电指标出具减值测试评估报告。

减值测试的具体过程：

根据《企业会计准则》第八条第六条的规定，“资产有减值迹象的，应当估计其可收回金额。”可收回金额应根据资产的公允价值和资产预期未来现金流的现值之间的净额来确定。处置费用包括与资产处置有关的法律费用、相关税费、搬运费和直接费用，使资产达到可销售状态。根据公允价值减去处置费用后的净额和预期未来现金流量的现值，确定火电指标的可收回金额。报告期火电指标减值试验采用公允价值减去处置费用后的净额确定可收回金额。

根据《企业会计准则》第8号资产减值第8条的规定，资产公允价值减去处置费用后的净额依次考虑以下方法：

1)根据公平交易中销售协议价格减去可直接属于资产处置费的金额确定。

2)没有销售协议但资产市场活跃的，按资产市场价格减去处置费用后的金额确定。资产的市场价格通常根据资产买方的出价确定。

3）在没有销售协议和资产活跃市场的情况下，根据可获得的最佳信息，估计资产的公允价值减去处置费用后的净额。净额可参照同行业类似资产的最近交易价格或结果进行估计。

根据现有数据和火电指标的特点，采用多期超额收益折现法计算其公允价值的确定。多期超额收益法是通过扣除所有资产未来一定时期带来的收益，从其他有形资产带来的收益中确定无形资产的价值。在实践中，多期超额收益法更为常用，因为无形资产通常在很长一段时间内带来收益。该方法涉及到预测企业使用无形资产带来的收入增加，从现金流中减去除无形资产以外的其他有形、无形或金融资产的贡献。这里的超额收益是超过有形资产投资回报的超额收益，而不是所谓超过社会(行业)平均收益的超额收益。

火电指标采用超额收益法进行估值，主要计算步骤如下：

1)确定火电指标的经济寿命，确定销售收入；

2)计算火电指标收益贡献；

3)利用适当的折现率将火电指标收益贡献转化为现值；

4)在经济寿命期内加入火电指标收益贡献的现值，确定火电指标的公允价值。

其中，火电指标收入贡献=税前利息收入（EBIT）-(营运资金贡献-长期资产贡献-技术贡献-人力资源贡献-所得税)

估计处置费用，资产一般以产权转让的形式处置，因此火电指标的处置费用主要是产权转让的服务费、税费和中介服务费。

可收回金额=公允价值-处置费

以下是固定资产投资、建设期、营业收入、营业成本、折现率、处置费等关键参数。

1)固定资产投资及建设期

根据电力设计规划总院发布的《火电工程限额设计参考成本指标》(2021年水平)确定的单位成本水平，固定资产投资额为4328元/KW，考虑到2021年至2022年国家统计局发布的工业出厂价格指数发生变化，确定单位投资金额，乘以火电机组容量指标的装机容量，公司持有的火电指标建设投资金额为188，327.73万元。

根据《火电工程限额设计参考成本指标》(2021年水平)，确定施工期为2年。

2）营业收入

营业收入=综合电价*发电量

发电量=设备装机容量*发电小时*(1-工厂用电量)

参照WIND统计，黑龙江：发电设备平均使用时间：近三年火电指标平均值为3590h，确定发电时间。

根据《火电工程限额设计参考成本指标》(2021年水平)，工厂用电率确定为5.20%。

2023年华电能源下属火电厂预算综合电价确定为415.91元/千瓦时，用于计算火电指标未来发电收入。

3）营业成本

发电标煤耗采用《火电工程限额设计参考成本指标》(2021年水平)确定的超临界发电机组标煤耗确定为289g/KWH，华电能源火电指标对应机组年耗煤量为433吨，679.18吨。

按照《火电工程限额设计参考成本指标》(2021年水平)确定的第一年标煤单价1000元/吨，参照《国家发改委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格〔2022〕303号)文件确定的动力煤中长期交易价格确定了未来三年煤炭的涨幅。

燃料动力煤的成本按年煤耗和标准煤单价计算。

根据《火电工程限额设计参考成本指标》(2021年水平)确定材料费、职工工资、保险费、水费、污水排放费、脱硫脱硝费、维修费等费用。

折旧费用按投资金额形成的固定资产计算。

4）折现率

采用风险累加法确认人力贡献率和技术收益贡献率，见下表：

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确认人力和技术的贡献率为15.15%。

考虑到火电机组容量指标高于企业其他资产的风险，综合确定火电机组容量指标折现率为17.15%。

5)对营运资金和长期资产的贡献

营运资金是指在企业生产经营活动中占用流动资产的资金。根据预测期内流动资产和流动负债的预测，估算未来年度营运资金的占用量。营运资金的预期收益率为3.65%（税前），因此税后贡献率为2.74%

固定资产等长期资产的账面价值根据火电指标的投资额确定，未来年均长期资产占用额根据资本支出和折旧的影响确定。

长期资产贡献按债务融资比例和股权基金比例计算。

根据《关于加强固定资产投资项目资本管理的通知》(国发〔2019〕26号)和《国务院关于调整和完善固定资产投资项目资本制度的通知》(国发)〔2015〕根据51号文件，电力行业固定资产投资项目的资本比例为20%，债务融资比例为80%。

长期资产贡献率=5年以上贷款利率*(1-所得税率)*80%+股权资本回报率*20%=4.77%

6）公允价值

根据上述咨询程序和参数估算，可折现加和火电指标收益贡献，获得其公允价值。经计算，公司火电指标公允价值为6033.81万元。

7）处置费用

处置费用包括与资产处置有关的法律费用、相关税费、搬运费和直接费用，使资产达到可销售状态。

本次评估的资产为火电指标，一般以产权转让的形式处置。因此，火电指标的处置费主要是产权转让的服务费、税费和评估服务费。

经计算，最终确认火电指标处置费为181.81万元。

8)可收回金额

通过上述程序，采用公允价值降低处置成本的方式对火电指标进行评估，最终确认火电机组容量指标的公允价值为6033.81万元，处置成本为181.81万元，可收回金额为5852.00万元。根据上述评估结果，公司计提了19320.04万元的减值准备。

(3)报告期内计提减值的原因和合理性

首先，根据近年来的国家政策分析其对火电容量指标的影响。

1)根据《国家发改委关于促进我国煤电有序发展的通知》(发改能源[2016]565号)、《国家能源局关于进一步调控煤电规划建设的通知》(国能电力[2016]275号)，国家严格控制煤电总量规模；严格控制地方煤电新增规模；未经规划项目批准的，暂停批准；已经批准的项目，未取齐开工必要的支持文件或者取齐开工必要的支持文件尚未开工的，暂停开工建设。

2)2020年9月，国家公布了碳达峰、碳中和的战略目标，其中部分火电厂自2016年开始恢复建设，国家发改委尚未批准新建火电机组，因此各电厂或电力集团持有的火电容量指标具有一定的市场价值。

3)2021年，各省开始编制十四五规划，并于2022年发布，其中黑龙江十四五能源发展规划明确规定，火电装机容量从2020年的222万千瓦增加到2025年的2600万千瓦。

4)2022年2月，《黑龙江省建立健全绿色低碳循环发展经济体系实施方案》明确规定，要严格控制煤电机组装规模。到2025年，全省煤电机组比例将降至50%以下，80万千瓦以下煤电机组将转为调峰或应急备用电源。原则上，2025年以后不会增加煤电机组。

5)2022年，能源局将根据国家关于“先立后改”加快煤电规划建设，提高电力保障能力的工作要求，启动燃煤电站优化工作。文件要求火电项目开工建设，前期准备工作充分，具备尽快批准开工条件。基于此，国家发改委批准了一批新建火电机组，不需要等容量更换，压力大。本轮新建火电机组建成后，国家火电规模扩大，电网基本支撑和稳定性提高。

分析上述政策，随着国家“十四五”现代能源体系规划、黑龙江省煤炭产业发展“十四五”规划等政策文件的发布，国家对火电政策的变化进行了调整。2022年，部分地区新建火电机组的审批指标被放开，无需购买指标。因此，黑龙江省未来对新建火电机组的需求将减少，导致公司持有的火电机组容量指标价值出现减值迹象。火电容量指标的公允价值按照模拟建设运行产生的未来现金流计算，减去其合理的位置因此，在今年的报告期内计提减值准备是合理的。

二、会计师回复意见

我们已经阅读了公司的上述描述。基于我们对2022年华电能源财务报表的审计，我们认为上述描述与我们在2022年华电能源财务报表审计实施过程中了解到的信息一致。

在华电能源报告期内，我们实施的主要程序如下：

1.了解和评估与华电能源发电供热设备和无形资产减值测试相关的内部控制设计和实施的有效性。

2.根据华电能源发电、供热设备和无形资产的实际情况，评估是否有减值迹象。

3.评估管理层聘请的外部估值专家的专业能力和独立性。

4.审查管理层减值测试基础数据的合理性。

5.评估管理层减值测试中使用的关键假设和判断的合理性。

6.验证发电供热设备和无形资产减值试验模型计算的准确性。

通过实施上述程序，我们认为华电能源在报告期内计提固定资产和无形资产减值准备是合理的。

特此公告。

华电能源有限公司

2023年5月27日