声明

发行人将及时、公平地履行信息披露义务。发行人及其全体董事、高级管理人员或履行同等职责的人员保证募集说明书信息披露的真实、准确、完整，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏。

主承销商已对募集说明书进行了核查，确认不存在虚假记载、误导性陈述和重大遗漏，并对其真实性、准确性和完整性承担相应的法律责任。发行人承诺在本期债券发行环节，不直接或者间接认购自己发行的债券。债券发行的利率或者价格应当以询价、协议定价等方式确定，发行人不会操纵发行定价、暗箱操作，不以代持、信托等方式谋取不正当利益或向其他相关利益主体输送利益，不直接或通过其他利益相关方向参与认购的投资者提供财务资助、变相返费，不出于利益交换的目的通过关联金融机构相互持有彼此发行的债券，不实施其他违反公平竞争、破坏市场秩序等行为。发行人如有董事、高级管理人员、持股比例超过5%的股东及其他关联方参与本期债券认购，发行人将在发行结果公告中就相关认购情况进行披露。

中国证券监督管理委员会、深圳证券交易所对债券发行的注册或审核，不代表对债券的投资价值作出任何评价，也不表明对债券的投资风险作出任何判断。凡欲认购本期债券的投资者，应当认真阅读本募集说明书全文及有关的信息披露文件，对信息披露的真实性、准确性和完整性进行独立分析，并据以独立判断投资价值，自行承担与其有关的任何投资风险。

投资者认购或持有本期债券视作同意募集说明书关于权利义务的约定，包括债券受托管理协议、债券持有人会议规则及债券募集说明书中其他有关发行人、债券持有人、债券受托管理人等主体权利义务的相关约定。

发行人承诺根据法律法规和本募集说明书约定履行义务，接受投资者监督。

重大事项提示

请投资者关注以下重大事项，并仔细阅读本募集说明书中“风险提示及说明”等有关章节。

一、发行人基本财务情况

本期债券发行上市前，截至2025年9月末，发行人净资产为652.25亿元，合并口径资产负债率为61.85%，母公司口径资产负债率为55.10%。

发行人最近三个会计年度实现的年均可分配利润为20.83亿元（2022-2024年度实现的归属于母公司所有者的净利润21.99亿元、20.46亿元和20.05亿元的平均值），预计不少于本期债券一年利息的1倍。发行人在本期发行前的财务指标符合相关规定。

二、评级情况

根据中诚信国际信用评级有限责任公司（以下简称“中诚信国际”）于2025年12月16日出具的《2025年度深圳能源集团股份有限公司信用评级报告》，发行人主体评级为AAA，评级展望为稳定。根据中诚信国际于2026年2月27日出具的《深圳能源集团股份有限公司2026年面向专业投资者公开发行可续期公司债券（第一期）信用评级报告》，本期债券评级为AAA。

评级报告披露的主要关注事项包括：较大的火电机组占比使得公司机组盈利能力受燃料价格变动影响较大；需关注电力市场化政策及交易因素对公司电力业务运营和盈利的影响；公司在建项目较多，或面临一定资本支出压力。

根据相关监管规定以及评级委托协议约定，中诚信国际将在评级结果有效期内进行跟踪评级。

中诚信国际将在评级结果有效期内对评级对象风险程度进行全程跟踪监测。发生可能影响评级对象信用水平的重大事项，评级委托方或评级对象应及时通知中诚信国际并提供相关资料，中诚信国际将就有关事项进行必要调查，及时对该事项进行分析，据实确认或调整评级结果，并按照相关规则进行信息披露。

如未能及时提供或拒绝提供跟踪评级所需资料，或者出现监管规定的其他情形中诚信国际可以终止或者撤销评级。

三、本期债券为可续期公司债券，存在以下不同于普通公司债券的特殊发行事项（具体条款请参见本募集说明书“第二节 发行概况”之“一、本次发行的基本情况”之“（二）本期债券的主要条款”）：

1、债券期限：本期债券基础期限为3年，在约定的基础期限末及每个续期的周期末，发行人有权行使续期选择权，按约定的基础期限延长1个周期；在发行人不行使续期选择权而全额兑付时到期。

2、续期选择权：本期债券以每3个计息年度为1个重新定价周期，在每个重新定价周期末，发行人有权选择将本期债券期限延长1个周期，或选择在该周期末到期全额兑付本期债券。发行人续期选择权的行使不受次数的限制。发行人将于本次约定的续期选择权行使日前至少30个交易日，披露续期选择权行使公告。

3、递延支付利息选择权：本期债券附设发行人递延支付利息选择权，除非发生强制付息事件，本期债券的每个付息日，发行人可自行选择将当期利息以及按照本条款已经递延的所有利息或其孳息推迟至下一个付息日支付，且不受到任何递延支付利息次数的限制。前述利息递延不属于发行人未能按照约定足额支付利息的行为。发行人决定递延支付利息的，将于付息日前10个交易日发布递延支付利息公告。

递延支付的金额将按照当期执行的利率计算复息。在下个利息支付日，若发行人继续选择延后支付，则上述递延支付的金额产生的复息将加入已经递延的所有利息及其孳息中继续计算利息。

4、强制付息事件：付息日前12个月内，发生以下事件的，发行人不得递延当期利息以及按照约定已经递延的所有利息及其孳息：（1）向普通股股东分红（根据上级国有资产监督管理机构或其他政府机构要求进行分红、上交国有资本收益或上缴利润的情况除外）；（2）减少注册资本。债券存续期内如发生强制付息事件，发行人应当于2个交易日内披露相关信息，同时明确该事项已触发强制付息条件。

5、利息递延下的限制事项：若发行人选择行使递延支付利息选择权，则在延期支付利息及其孳息未偿付完毕之前，发行人不得有下列行为：（1）向普通股股东分红（根据上级国有资产监督管理机构或其他政府机构要求进行分红、上交国有资本收益或上缴利润的情况除外）；（2）减少注册资本。

6、初始票面利率确定方式：本期债券首次发行票面利率在首个周期内保持不变。首个周期的票面利率为初始基准利率加上初始利差，其中初始基准利率为簿记建档日前250个工作日由中国债券信息网（www.chinabond.com.cn）（或中央国债登记结算有限责任公司认可的其他网站）公布的中债国债收益率曲线中，待偿期为首个周期同等期限的国债收益率算术平均值（四舍五入计算到0.01%）；初始利差为首个周期票面利率与初始基准利率之间的差值。

7、票面利率调整机制：如果发行人行使续期选择权，本期债券后续每个周期的票面利率调整为当期基准利率加上初始利差再加上150个基点。当期基准利率为重新定价周期起息日前250个工作日由中国债券信息网公布的中债国债收益率曲线中，待偿期为本期债券基础期限一致的国债收益率算术平均值（四舍五入计算到0.01%）。如果未来因宏观经济及政策变化等因素影响导致当期基准利率在利率重置日不可得，当期基准利率沿用利率重置日之前一期基准利率。

8、赎回选择权：

除下列情形外，发行人没有权利也没有义务赎回本期债券。发行人如果进行赎回，将以票面面值加当期利息及递延支付的利息及其孳息（如有）向投资者赎回全部本期债券。赎回的支付方式与本期债券到期本息支付相同，将按照本期债券登记机构的有关规定统计债券持有人名单，按照债券登记机构的相关规定办理。若发行人不行使赎回选择权，则本期债券将继续存续。

情形1：发行人因税务政策变更进行赎回

发行人由于法律法规的改变或修正，相关法律法规司法解释的改变或修正而不得不为本期债券的存续支付额外税费，且发行人在采取合理的审计方式后仍然不能避免该税款缴纳或补缴责任的时候，发行人有权对本期债券进行赎回。

发行人若因上述原因进行赎回，则在发布赎回公告时需要同时提供以下文件：

①由发行人合法授权人士签字的说明，该说明需阐明上述发行人不可避免的税款缴纳或补缴条例；

②由会计师事务所或法律顾问提供的关于发行人因法律法规的改变而缴纳或补缴税款的独立意见书，并说明变更开始的日期。

发行人有权在法律法规、相关法律法规司法解释变更后的首个付息日行使赎回权。发行人如果进行赎回，必须在该可以赎回之日（即法律法规、相关法律法规司法解释变更后的首个付息日）前20个交易日公告（法律法规、相关法律法规司法解释变更日距付息日少于20个交易日的情况除外，但发行人应及时进行公告）。赎回方案一旦公告不可撤销。情形2：发行人因会计准则变更进行赎回根据《企业会计准则第22号——金融工具确认和计量》（财会[2017]7号）、《企业会计准则第37号——金融工具列报》（财会[2017]14号）和《永续债相关会计处理的规定》（财会[2019]2号），发行人将本期债券计入权益。若未来因企业会计准则变更或其他法律法规改变或修正，影响发行人在合并财务报表中将本期债券计入权益时，发行人有权对本期债券进行赎回。若发生导致不再计入权益的事项，发行人应在2个交易日内披露。发行人若因上述原因进行赎回，则在发布赎回公告时需要同时提供以下文件：

①由发行人合法授权人士签字的说明，该说明需阐明发行人符合提前赎回条件；

②由会计师事务所出具的对于会计准则改变而影响发行人相关会计条例的情况说明，并说明变更开始的日期。

发行人有权在该会计政策变更正式实施日的年度末行使赎回权。发行人如果进行赎回，必须在该可以赎回之日前20个交易日公告（会计政策变更正式实施日距年度末少于20个交易日的情况除外，但发行人应及时进行公告）。赎回方案一旦公告不可撤销。

9、偿付顺序：本期债券在破产清算时的清偿顺序劣后于发行人普通债务。

10、会计处理：发行人根据企业会计准则和相关规定，经对发行条款和相关信息全面分析判断，在会计初始确认时将本期债券分类为权益工具。本期债券会计师事务所毕马威华振会计师事务所（特殊普通合伙）已对前述会计处理情况出具专项意见。

若发行人选择行使续期选择权、递延利息支付权以及赎回选择权等相关权利，则会造成本期债券本息支付的不确定性，可能对债券持有人的利益造成不利影响。

11、税务提示：根据2019年1月1日起执行的《关于永续债企业所得税政策问题的公告》（财政部税务总局公告2019年第64号），本期债券适用股息、红利企业所得税政策，发行人对本期债券的利息支出不在企业所得税税前扣除。除此之外，根据国家有关税收法律、法规的规定，投资者投资本期债券所应缴纳的税款由投资者承担。

四、本期债券为可续期公司债券，存在以下特有风险：

1、利息递延支付的风险

在本期债券存续期内，除非发生强制付息事件，发行人有权按照发行条款约定递延支付利息，且不受到任何递延支付利息次数的限制。如果发行人决定递延支付利息，投资者可能面临债券利息回收期较长的风险。

2、发行人行使赎回选择权风险

本期债券条款约定，因政策变动及其他因素导致本期债券无法分类为权益工具时，发行人有提前赎回本期债券的权利。如果发行人决定行使赎回选择权，则可能给投资人带来一定的赎回投资风险。

3、发行人行使续期选择权的风险

本期可续期公司债无固定到期日，发行条款约定发行人在特定时点有权延长本期债券，如果发行人在可行使续期选择权时行权，会使投资人投资期限变长，由此可能给投资人带来一定的投资风险。

4、会计政策变动风险

财政部制定了永续债相关规定，定义了永续债发行方在确定永续债的会计分类是权益工具还是金融负债时，应当同时考虑到期日、清偿顺序、利率跳升和间接义务等因素，通过发行条款的设计，发行的可续期公司债券将作为权益工具进行会计核算。若后续会计政策、标准发生变化，可能使得已发行的可续期公司债券重分类为金融负债，从而导致发行人资产负债率上升的风险。

5、资产负债率波动的风险

本期债券发行后将计入所有者权益，可以有效降低发行人资产负债率，对财务报表具有一定的调整功能。如果发行人在可行使续期选择权时不行权，则会导致发行人

资产负债率上升，本期债券的发行及后续不行使续期选择权会加大发行人资产负债率波动的风险。

6、可分配利润不足以覆盖本期债券票面利息的风险

本期债券的票面利率在首个周期内固定不变，其后每个周期重置一次。首个周期的票面利率为初始基准利率加上初始利差，后续每个周期的票面利率调整为当期基准利率加上初始利差再加150个基点。因此，当发行人行使续期选择权时，票面利率会有大幅跳升，相应的票面利息也大幅增加。随着票面利息的增加，可能使得发行人可分配利润不足以覆盖本期债券的票面利息，增加偿付风险。

五、设置保证担保、抵押、质押等增信措施的具体安排及相关风险

本期债券为无担保债券。在本期债券的存续期内，若受国家政策法规、行业及市场等不可控因素的影响，发行人未能如期从预期的还款来源中获得足够资金，可能将影响本期债券本息的按期偿付。若发行人未能按时、足额偿付本期债券的本息，债券持有人亦无法从除发行人外的第三方处获得偿付。若公司经营不善而破产清算，则本期债券持有人对发行人抵质押资产的求偿权劣后于发行人的抵质押债权。

六、相关投资者保护条款，以及《债券持有人会议规则》《债券受托管理协议》中对投资者权益影响较大的条款

1、债券持有人会议根据《债券持有人会议规则》审议通过的决议，对所有本次未偿还债券持有人（包括所有出席会议、未出席会议、反对决议或放弃投票权的债券持有人，以及在相关决议通过后受让本期债券的持有人）具有同等约束力。债券持有人认购、购买或以其他合法方式取得本期债券均视作同意并接受《债券持有人会议规则》并受之约束。

2、为明确约定发行人、债券持有人及债券受托管理人之间的权利、义务及违约责任，发行人聘任了中金公司担任本次公司债券的债券受托管理人，并订立了《债券受托管理协议》，投资者认购、交易或者其他合法方式取得本期债券视作同意公司制定的《债券受托管理协议》。

七、投资者适当性条款

根据《证券法》《公司债券发行与交易管理办法》《证券期货投资者适当性管理办法》和《深圳证券交易所债券市场投资者适当性管理办法（2023年修订）》及相关法律法规的规定，本期债券仅面向专业投资者中的机构投资者发行，普通投资者和专业投资者中的个人投资者不得参与发行认购。本期债券上市后将被实施投资者适当性管理，仅专业投资者中的机构投资者参与交易，普通投资者和专业投资者中的个人投资者认购或买入的交易行为无效。

八、发行人承诺合规发行，不从事《关于进一步规范债券发行业务有关事项的通知》第三条第二款规定的行为。

九、投资者参与本期债券认购应在认购环节向承销机构承诺审慎合理投资，不从事《关于进一步规范债券发行业务有关事项的通知》第八条第二款、第三款规定的行为。

十、本期债券发行结束后，公司将尽快向深圳证券交易所提出关于本期债券上市交易的申请。本期债券符合在深圳证券交易所的上市条件，将采取匹配成交、点击成交、询价成交、竞买成交及协商成交。但本期债券上市前，公司财务状况、经营业绩、现金流和信用评级等情况可能出现重大变化，公司无法保证本期债券的上市申请能够获得深圳证券交易所同意，若届时本期债券无法上市，投资者有权选择将本期债券回售予本公司。因公司经营与收益等情况变化引致的投资风险和流动性风险，由债券投资者自行承担，本期债券不能在除深圳证券交易所以外的其他交易场所上市。

十一、本期债券不符合进行通用质押式回购交易的基本条件。

十二、2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-9月，公司投资收益分别为77,500.56万元、89,412.57万元、68,786.38万元和61,909.37万元，在同期利润总额中占比分别为26.38%、27.23%、18.59%和16.02%。公司投资收益主要由长期股权投资收益构成，2023年度公司投资收益较2022年度增加11,912.01万元，增幅15.37%。2024年度公司投资收益较2023年度减少20,626.19万元，降幅23.07%。若在经济不景气和资本市场波动较大的情况下，公司下属以权益法核算联营企业业绩亏损，会对公司投资收益和整体盈利水平造成不利影响。

十三、公司所属行业是资金密集型行业，具有投资金额较大、建设周期较长的特点，随着公司生产经营规模和投资规模的不断扩大，对资金的需求也相应增加。2022

年度、2023年度、2024年度和2025年1-9月，公司投资活动现金流量净额分别为-1,419,535.66万元、-1,460,192.27万元、-1,171,472.66万元和-768,040.31万元。按照公司发展目标和战略规划，未来几年将继续维持较大投资规模，使得公司或面临一定资本性支出较大的风险。

十四、发行人为投资控股型架构，发行人对合并报表范围内的子公司控制能力均较强，并对其财务和经营管理具有显著影响。针对主要子公司，发行人均为其第一大股东，对控股子公司的人员、资金及资产具有较强的控制能力，报告期内主要子公司分红政策均较为稳定。若未来下属子公司经营发生重大不利变化或子公司分红政策产生变化，可能对发行人经营及偿债能力产生不利影响。

十五、自本次债券注册完成后至本募集说明书签署日，发行人董事变动情况如下：

2026年2月5日，公司近日收到黄朝全先生提交的书面辞职报告，黄朝全先生因工作原因辞去公司第八届董事会董事、副董事长职务；2026年3月4日，公司2026年第一次临时股东会选举文明刚先生为公司第八届董事会董事，董事会八届四十五次会议选举文明刚先生为公司副董事长。

十六、发行人已公告《深圳能源集团股份有限公司2025年第三季度报告》，截至2025年9月30日，公司合并口径下资产总计17,098,241.27万元，负债合计10,575,765.13万元，所有者权益合计6,522,476.14万元，资产负债率为61.85%；2025年1-9月，公司合并口径营业收入3,243,974.99万元，净利润283,336.07万元，经营活动产生的现金流量净额950,756.16万元，投资活动产生的现金流量净额-768,040.31万元，筹资活动产生的现金流量净额387,007.84万元。2025年1-9月，发行人的主要财务数据未发生重大不利变化，发行人仍然符合公开发行公司债券需要满足的法定发行条件，不存在相关法律法规禁止发行的情形，符合发行及上市条件。具体情况见发行人于深圳证券交易所（http://www.szse.cn/）及巨潮资讯网（http://www.cninfo.com.cn/）上披露的相关公告。

十七、本次债券募集说明书封卷稿中债券名称为“深圳能源集团股份有限公司2026年面向专业投资者公开发行公司债券”。本次债券分期发行，本期债券为项下第一期发行，按照公司债券命名惯例，征得主管部门同意，公告募集说明书中明确本期债券名称为“深圳能源集团股份有限公司2026年面向专业投资者公开发行可续期公司

债券（第一期）”。本期债券名称变更不改变原签订的与本次债券发行相关的法律文件效力，原签署的相关法律文件对更名后的本期债券继续具有法律效力。前述法律文件包括但不限于：《深圳能源集团股份有限公司2026年面向专业投资者公开发行公司债券之债券受托管理协议》及《深圳能源集团股份有限公司2026年面向专业投资者公开发行公司债券之债券持有人会议规则》。

目录

声明 ...... 2

重大事项提示 ...... 3

释义 ...... 14

第一节 风险提示及说明 ...... 17

一、与本期债券相关的投资风险 ...... 17

二、发行人的相关风险 ...... 19

第二节 发行概况 ...... 26

一、本次发行的基本情况 ...... 26

二、认购人承诺 ...... 32

第三节 募集资金运用 ...... 33

一、募集资金运用计划 ...... 33

二、前次公司债券募集资金使用情况 ...... 36

三、本次公司债券募集资金使用承诺 ...... 37

第四节 发行人基本情况 ...... 38

一、发行人基本情况 ...... 38

二、发行人历史沿革 ...... 39

三、发行人股权结构 ...... 48

四、发行人权益投资情况 ...... 49

五、发行人的治理结构及独立性 ...... 52

六、现任董事和高级管理人员的基本情况 ...... 53

七、发行人主要业务情况 ...... 55

八、其他与发行人主体相关的重要情况 ...... 93

九、发行人违法违规及受处罚情况 ...... 93

第五节 财务会计信息 ...... 95

一、会计政策/会计估计调整对财务报表的影响 ...... 95

二、合并报表范围的变化 ...... 104

三、公司报告期内合并及母公司财务报表 ...... 109

四、报告期内主要财务指标 ...... 119

五、管理层讨论与分析 ...... 121

六、公司有息债务情况 ...... 147

七、关联方及关联交易 ...... 149

八、重大或有事项或承诺事项 ...... 154

九、资产抵押、质押和其他限制用途安排 ...... 160

十、发行人2025年半年度主要财务情况 ...... 160

第六节 发行人及本期债券的资信状况 ...... 163

一、报告期历次主体评级、变动情况及原因 ...... 163

二、信用评级报告的主要事项 ...... 163

三、其他重要事项 ...... 164

四、发行人的资信状况 ...... 164

第七节 增信机制 ...... 172

第八节 税项 ...... 173

一、增值税 ...... 173

二、所得税 ...... 173

三、印花税 ...... 173

四、税项抵销 ...... 174

第九节 信息披露安排 ...... 175

一、信息披露管理制度 ...... 175

二、投资者关系管理的相关制度安排 ...... 179

三、定期报告披露 ...... 180

四、重大事项披露 ...... 180

五、本息兑付披露 ...... 180

第十节 投资者保护机制 ...... 181

一、偿债计划和保障措施 ...... 181

二、投资者保护条款 ...... 183

三、违约事项及纠纷解决机制 ...... 184

四、债券持有人会议 ...... 186

五、债券受托管理人 ...... 201

第十一节 本期债券发行的有关机构及利害关系 ...... 230

一、本期债券发行的有关机构 ...... 230

二、发行人与本次发行的有关机构、人员的利害关系 ...... 234

第十二节 发行人、中介机构及相关人员声明 ...... 236

第十三节 备查文件 ...... 261

一、备查文件目录 ...... 261

二、备查文件查阅时间、地点 ...... 261

三、备查文件查询网站 ...... 262

释义

在本募集说明书中，除非文中另有规定，下列词语具有如下含义：

指发电厂发电设备利用程度的指标。它是一定时期内平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数。

本募集说明书中除特别说明外，所有数值保留2位小数，若出现总数与各分项数值之和尾数不符，均为四舍五入造成。

第一节 风险提示及说明

投资者在评价和投资本期债券时，除本募集说明书披露的其他各项资料外，应特别认真地考虑下述各项风险因素。

一、与本期债券相关的投资风险

（一）利率风险

在本期债券存续期内，国际、国内宏观经济环境的变化，国家经济政策的变动等因素会引起市场利率水平的变化，市场利率的波动将对投资者投资本期债券的相对收益造成一定程度的影响。

（二）流动性风险

本期债券发行结束后将申请在深交所上市。由于具体上市申请事宜需要在本期债券发行结束后方能进行，发行人目前无法保证本期债券一定能够按照预期在证券交易场所上市流通，亦无法保证本期债券会在债券二级市场有持续活跃的交易，从而可能影响债券的流动性，导致投资者在债券转让时出现困难。

（三）偿付风险

公司目前经营情况和财务状况良好。在本期债券存续期内，宏观经济环境、资本市场状况、国家相关政策等外部因素以及公司本身的经营活动存在着一定的不确定性，这些因素的变化会影响到公司的运营状况、盈利能力和现金流水平，可能导致公司难以如期从预期的还款来源获得足够的资金按期支付本期债券本息，从而使投资者面临一定的偿付风险。

（四）本期债券安排所特有的风险

尽管在本期债券发行时，公司已根据实际情况安排了偿债保障措施来控制和保障本期债券按时还本付息，但是在存续期内，可能由于不可控的市场、政策法律法规变化等因素导致目前拟定偿债保障措施不完全或无法履行，将对本期债券持有人的利益产生影响。

（五）本期债券续期选择权特有风险

1、利息递延支付的风险

在本期债券存续期内，除非发生强制付息事件，发行人有权按照发行条款约定递延支付利息，且不受到任何递延支付利息次数的限制。如果发行人决定递延支付利息，投资者可能面临债券利息回收期较长的风险。

2、发行人行使赎回选择权风险

本期债券条款约定，因政策变动及其他因素导致本期债券无法分类为权益工具时，发行人有提前赎回本期债券的权利。如果发行人决定行使赎回选择权，则可能给投资人带来一定的赎回投资风险。

3、发行人行使续期选择权的风险

本期可续期公司债无固定到期日，发行条款约定发行人在特定时点有权延长本期债券，如果发行人在可行使续期选择权时行权，会使投资人投资期限变长，由此可能给投资人带来一定的投资风险。

4、会计政策变动风险

财政部制定了永续债相关规定，定义了永续债发行方在确定永续债的会计分类是权益工具还是金融负债时，应当同时考虑到期日、清偿顺序、利率跳升和间接义务等因素，通过发行条款的设计，发行的可续期公司债券将作为权益工具进行会计核算。若后续会计政策、标准发生变化，可能使得已发行的可续期公司债券重分类为金融负债，从而导致发行人资产负债率上升的风险。

5、资产负债率波动的风险

本期债券发行后将计入所有者权益，可以有效降低发行人资产负债率，对财务报表具有一定的调整功能。如果发行人在可行使续期选择权时不行权，则会导致发行人资产负债率上升，本期债券的发行及后续不行使续期选择权会加大发行人资产负债率波动的风险。

6、可分配利润不足以覆盖本期债券票面利息的风险

本期债券的票面利率在首个周期内固定不变，其后每个周期重置一次。首个周期的票面利率为初始基准利率加上初始利差，后续每个周期的票面利率调整为当期基准

利率加上初始利差再加150个基点。因此，当发行人行使续期选择权时，票面利率会有大幅跳升，相应的票面利息也大幅增加。随着票面利息的增加，可能使得发行人可分配利润不足以覆盖本期债券的票面利息，增加偿付风险。

（六）资信风险

发行人目前资信状况良好，能够按约定偿付贷款本息，不存在银行贷款延期偿付的状况。公司与主要客户发生重要业务往来时，未曾发生严重违约行为。在未来的业务经营过程中，公司亦将秉承诚实信用原则，严格履行所签订的合同、协议或其他承诺。如果本公司因客观原因而导致资信状况发生不利变化，则可能导致本期债券投资者面临本公司的资信风险。

（七）评级风险

信用评级机构中诚信国际信用评级有限责任公司评定发行人的主体信用等级为AAA，评定本期公司债券的信用等级为AAA。在存续期内，若市场、政策、法律、法规出现重大不利变化，将可能导致公司经营状况不稳定，资信评级机构可能调低公司的资信等级，本期债券投资者的利益将会受到一定程度的不利影响。

二、发行人的相关风险

（一）财务风险

1、公司投资收益波动的风险

2022年度、2023年度和2024年度，公司投资收益分别为77,500.56万元、89,412.57万元和68,786.38万元，在同期利润总额中占比分别为26.38%、27.23%和18.59%。公司投资收益主要由长期股权投资收益构成。2023年度公司投资收益较2022年度增加11,912.01万元，增幅15.37%。2024年度公司投资收益较2023年度减少20,626.19万元，降幅23.07%。若在经济不景气和资本市场波动较大的情况下，公司下属以权益法核算联营企业业绩亏损，会对公司投资收益和整体盈利水平造成不利影响。

2、应收账款回收风险

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的应收账款分别为1,290,049.27万元、1,330,948.67万元和1,445,026.02万元，占总资产比例分别

为9.13%、8.67%和8.95%。2024年末，公司应收账款账面余额为1,565,557.56万元，共计提坏账准备120,531.55万元，坏账计提比例为7.70%。若公司不能保持对应收账款的有效管理，公司将面临一定的应收账款回收风险。

3、期间费用占比较大风险

2022年度、2023年度和2024年度，公司期间费用分别为389,401.39万元、415,357.34万元和442,326.80万元，期间费用率分别为10.38%、10.25%和10.73%。公司期间费用金额逐年上升，主要是管理费用和财务费用增长所导致。随着公司业务规模的扩大，员工薪酬和借款利息支出将随之增加，如公司不能有效控制期间费用支出，将对公司盈利能力产生一定影响。

4、短期债务偿付风险

截至2025年6月末，公司一年内到期的有息债务总额为1,370,694.12万元，占有息负债总额的17.09%，其中短期借款227,691.60万元、一年内到期的非流动负债639,217.90万元、其他流动负债503,784.62万元。截至2022年末、2023年末和2024年末，公司流动比率分别为1.02、1.03和0.94，速动比率分别为0.97、0.99和0.91，若公司短期内无法及时筹措资金，将存在一定程度的短期偿付风险。

5、未来资本支出较大风险

公司所属行业是资金密集型行业，具有投资金额较大、建设周期较长的特点，随着公司生产经营规模和投资规模的不断扩大，对资金的需求也相应增加。2022年度、2023年度和2024年度，公司投资活动现金流量净额分别为-1,419,535.66万元、-1,460,192.27万元和-1,171,472.66万元。按照公司发展目标和战略规划，未来几年将继续维持较大投资规模，使得公司或面临一定资本性支出较大的风险。

（二）经营风险

1、火电业务经营风险

近年来，公司积极实施战略转型，加大在可再生能源和环保领域的投资力度，逐步实现了由单一的能源电力产业向低碳电力、生态环保、综合燃气和数智服务等多元产业转变，截至2024年末，公司可控总装机达到2,372.90万千瓦，煤电、气电、可再生能源装机比例为25.37%、38.14%和36.49%，清洁能源占比74.63%。可再生能源、

环保和城市燃气利润占比进一步提高，成为公司主业利润增长的主要来源，转型升级成效显著。但火力发电收入占公司营业收入的比重仍然较大，利润受煤炭、天然气等燃料价格波动影响较大，若未来出现燃料价格大幅上涨的情形，发行人的经营业绩将受到一定的不利影响。

2、环保业务经营风险

随着公众环保意识的增强、政府对环保工作的日益重视，国家和各地方政府将制定和实施更为严格的环保法律法规，并提高现有的环保标准。未来公司在环保方面的投入可能将不断增加，从而会增加公司运营成本，对公司的经营情况造成一定影响。

3、燃气业务经营风险

发行人提供的燃气价格大部分由政府审定和监管，政府在充分考虑资源的合理配置和保证社会公共利益的前提下，遵循市场经济规律，根据行业平均成本并兼顾企业合理利润的原则来确定价格（收费）标准，如果出现成本上涨而政府相关部门未及时调整价格的情况，将会对发行人的盈利能力产生不利影响。

4、安全生产风险

公司生产经营对安全性和技术水平要求较高，经营过程中自然安全隐患是主要风险因素，自然安全隐患包括洪水、雷击、地震、不良地质等都会对火力发电设备以及建筑物产生破坏作用，并可能威胁到工作人员的人身安全，若因人员操作失误、技术设备等因素影响发生安全事故，可能造成经济损失和人员伤亡。此外，一些不可预见的因素或者企业日常生产中一些安全生产薄弱环节和安全隐患可能触发突发事件，这一定程度上可能对发行人业务运营造成不利影响。

5、竞争风险

由于广东地区经济发达，电力需求旺盛，大型电力集团如中国广核集团有限公司、华润电力投资有限公司、广东省能源集团有限公司等均在广东拥有电源点，公司面临着激烈的电力市场竞争，可能导致公司经营情况受到一定影响。

6、境外投资的风险

公司积极响应国家“一带一路”倡议，较早实现“走出去”，目前已在加纳、越南等地开展电厂投资建设运营。由于境外投资企业经营发展会面临政治、经济、法律

等一系列不确定性因素，若公司对当地政策法规缺乏必要了解或投资环境出现不利变化，将使发行人的境外投资面临一定风险。

7、汇率波动风险

公司近年来加大对外投资，因此公司海外投资存量逐年增长，截至2024年12月31日，公司存放境外港币、美元和加纳塞地等外币存款合计人民币87,508.43万元。公司紧随“十四五”规划以及“一带一路”倡议中提出的加大国际国内投资战略布局，将在未来扩大对外投资力度。由于发行人所属的海外子公司在一般交易过程中大部分以外币进行收付款，如出现外币贬值以及不能及时换汇的情况，就会造成汇兑损失，形成汇率波动风险。

8、现役机组被淘汰的风险

2008年以来，随着国家对电力机组投资的审批更加严格以及国家关停小火电（30万千瓦以下火电机组）的政策实施，电力装机规模的增长已逐渐放缓。发行人现役火电机组已完成对设备增加脱硫脱硝装置等更新改造措施，但是部分现役机组仍存在投产时间较早、使用年限较久的情形，未来随着维护费用的逐步上升，将存在一定的被淘汰风险。

（三）管理风险

1、经营管理风险

公司所从事的主要业务是各种常规能源和新能源的开发、生产、购销，以及城市固体废物处理、废水处理和城市燃气供应等，在境内外拥有多家子公司。虽然公司建立并实施了较为完善的内部控制体系与制度，但由于下属公司众多，地域分布广泛，公司存在无法对子公司实施有效控制和风险管理的可能性，并可能会影响到公司经营活动的顺利开展。

2、关联交易风险

由于长期形成的业务关系及生产环节的连续性，发行人与关联方在物业租赁等方面存在一定关联交易。上述关联交易在发行人的整体交易规模中占比较小。尽管公司一贯严格执行关联交易的相关制度，严格履行关联交易的批准程序，保证关联交易的

公正透明，最大限度保障公司的利益，但仍可能存在关联公司通过关联交易损害公司利益的风险。

3、突发事件引发公司治理结构突然变化的风险

发行人已建立了股东会、董事会、高级管理人员互相协作、互相制衡、各司其职的较为完善的公司治理机制，但如遇突发事件，造成其部分董事和高级管理人员无法履行相应职责，可能造成公司治理机制不能顺利运作，董事会不能顺利运行，对发行人的经营可能造成不利影响。

4、投资控股型企业风险

发行人为投资控股型架构，经营成果主要来自所属子公司，投资收益为母公司重要的收入来源。2022年度、2023年度和2024年度，发行人母公司的投资收益中成本法核算的长期股权投资收益分别为29,794.67万元、42,006.96万元和63,807.05万元，占母公司营业利润的比例为9.29%、257.20%和23,525.07%，其中，2022年度占比较低，主要由于当年发行人作为原始权益人向鹏华深圳能源清洁能源封闭式基础设施证券投资基金转让子公司深圳市东部电力有限公司的股权，实现大额处置长期股权投资的投资收益。发行人对合并报表范围内的子公司的经营活动及公司治理等层面形成控制，报告期内主要子公司分红政策均较为稳定。若未来所属子公司经营发生重大不利变化或子公司分红政策产生变化，可能对发行人经营及偿债能力产生不利影响。

（四）政策风险

1、电力产业政策风险

2015年起，国家在电价、电力交易及配售、发电计划和电网接入等方面逐步展开市场化改革。燃煤发电方面，2015年4月，国家发展改革委发布了《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约

2.00分钱，全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.80分钱。2015年11月，国家能源局发布了《关于推进输配电价改革的实施意见》，建立健全输配电价体系，健全对电网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。同年12月，国家发展改革委颁布了《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，从2016年1月1日起，降低燃煤发电上网电价全国平均每千瓦时约3分钱，同时降低一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约3分钱。2017年3月29日，国家发展

改革委、国家能源局颁布《关于有序放开发用电计划的通知》，推进火电企业市场部分降价幅度收窄。2017年6月16日，国家发展改革委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，政策性附加基金下调，燃煤发电平均上网电价2017年整体呈上升态势。2019年10月21日，国家发展改革委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，2020年1月1日起燃煤发电上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，市场化程度进一步加深。2021年10月11日，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围。2023年11月8日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，现行煤电单一制电价调整为由容量电价和电量电价构成的两部制电价。

可再生能源发电方面，2019年4月30日，国家发展改革委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，对于光伏发电价格，将采用市场化竞价制度下的指导价格。2019年5月21日，国家发展改革委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》；于2020年3月31日，下调集中式光伏电站指导价，光伏市场竞争加剧；于2019年7月1日将风电标杆上网电价改为指导价，新核准的风电项目上网电价将通过竞争方式确定；于2020年9月14日，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》，提出自2021年1月1日起，规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价。2020年10月21日，财政部、发展改革委、国家能源局印发《<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》，明确按合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度，在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。2022年4月，国家发改委价格司发布《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，提出2022年对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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》，要求自6月1日起，新增的新能源上网电量将全面参与市场化交易，加速推进新能源全面入市的进程。2025年10月16日，广东省电力交易中心印发《广东新能源增量项目可

持续发展价格结算机制竞价规则》《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》，规范新能源项目市场化电价机制。国家发展改革委、国家能源局于2025年11月10日联合发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，要求促进新能源大规模开发与高质量消纳并行，到2030年协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，到2035年适配高比例新能源的新型电力系统基本建成。

未来发行人将面临更激烈的竞争格局，发行人的上网电价和上网电量存在一定的不确定性。我国未来出台各项影响电力市场的政策和法规可能会对公司的业务和运营造成负面影响，限制公司在现有市场和目标市场开展业务的能力，影响公司的财务状况和经营业绩。

2、环保政策风险

近年来，我国加大了环保法律法规的执行力度，同时制定了严格的火电厂污染物排放标准，发行人发电业务中火电燃煤机组的主要污染排放物是二氧化硫和氮氧化物，其次有烟尘、灰渣、废水和噪声等。随着我国加大环境治理的力度，发行人在运营过程中必须严格遵守相关环保要求，这将对发行人的生产经营带来一定压力，对于所属电厂的环保也提出了更加严格的要求。如果未来发行人不能达到标准要求，可能会给发行人的正常生产经营带来一定的影响。

3、税收优惠政策风险

发行人所属多家子公司在企业所得税、增值税等方面享受不同程度的税收返还和优惠政策，若国家税收政策和行业政策发生变化，上述税收优惠政策可能终止，发行人整体的税收成本可能会提高，进而对发行人的经营效益可能会产生一定的不利影响。

第二节 发行概况

一、本次发行的基本情况

（一）本次发行的内部批准情况及注册情况

2025年11月28日，公司召开董事会八届四十一次会议，经公司董事会审议通过，同意公司申请面向专业投资者公开发行公司债券，发行规模不超过人民币200亿元（含200亿元），并提请股东会授权董事会或董事会授权人士根据有关法律法规规定及监管机构的意见和建议，全权办理本次债券的全部事项。2025年12月24日，公司召开2025年第三次临时股东会，经公司股东会审议通过，同意公司申请面向专业投资者公开发行公司债券，发行规模不超过人民币200亿元（含200亿元），并同意董事会或董事会授权人士根据有关法律法规规定及监管机构的意见和建议，全权办理本次债券的全部事项。

本公司于2026年1月21日获得中国证券监督管理委员会《关于同意深圳能源集团股份有限公司向专业投资者公开发行公司债券注册的批复》（证监许可〔2026〕120号），获准面向专业投资者公开发行面值不超过（含）200亿元的公司债券。

（二）本期债券的主要条款

发行主体：深圳能源集团股份有限公司。

债券名称：深圳能源集团股份有限公司2026年面向专业投资者公开发行可续期公司债券（第一期）（债券简称：26深能Y1，债券代码：524705）。

发行规模：本期债券面值总额为不超过人民币20亿元（含20亿元）。

债券期限：本期债券基础期限为3年，在约定的基础期限末及每个续期的周期末，发行人有权行使续期选择权，按约定的基础期限延长1个周期；在发行人不行使续期选择权而全额兑付时到期。

债券票面金额：100元。

发行价格：本期债券按面值平价发行。

增信措施：本期债券无担保。

债券形式：实名制记账式公司债券。投资者认购的本期债券在证券登记机构开立的托管账户托管记载。本期债券发行结束后，债券持有人可按照有关主管机构的规定进行债券的转让、质押等操作。

债券利率及其确定方式：本期债券为固定利率形式，单利按年计息，不计复利。如公司选择递延支付利息，则每笔递延利息在递延期间按当期票面利率累计计息。本期债券首个基础期限的票面利率将根据网下询价簿记结果，由公司与簿记管理人按照有关规定，在利率询价区间内协商一致确定，在基础期限内固定不变，如选择续期的，则其后每个续期周期重置一次。

发行方式：本期债券采取通过簿记系统面向专业机构投资者询价、根据簿记建档情况进行配售的发行方式。

发行对象：本期债券发行对象为在中国证券登记结算有限责任公司深圳分公司开立A股证券账户的专业机构投资者（法律、法规禁止购买者除外）。

承销方式：本期债券由主承销商以余额包销的方式承销。

配售规则：与发行公告一致。

网下配售原则：与发行公告一致。

起息日期：本期债券的起息日为2026年3月16日。

兑付及付息的债权登记日：本期债券兑付的债权登记日为付息日的前1个交易日，在债权登记日当日收市后登记在册的本期债券持有人，均有权获得上一计息期间的债券利息。

付息、兑付方式：在发行人不行使递延支付利息权的情况下，每年付息一次。本息支付将按照债券登记机构的有关规定统计债券持有人名单，本息支付方式及其他具体安排按照债券登记机构的相关规定办理。

付息日：在发行人不行使递延支付利息权的情况下，本期债券首个周期的付息日为2027年至2029年每年的3月16日（如遇法定节假日或休息日，则顺延至其后的第1个交易日，顺延期间付息款项不另计利息）。在发行人行使递延支付利息权的情况下，付息日以发行人公告的《递延支付利息公告》为准（如遇法定节假日或休息日，则顺延至其后的第1个交易日，顺延期间付息款项不另计利息）。

兑付日：若在本期债券的某一续期选择权行权年度，发行人选择全额兑付本期债券，则该计息年度的付息日即为本期债券的兑付日（如遇法定节假日或休息日，则顺延至其后的第1个交易日，顺延期间兑付款项不另计利息）。

支付金额：本期债券于付息日向投资者支付的利息为投资者截至利息登记日收市时所持有的本期债券票面总额与票面利率的乘积，于兑付日向投资者支付的本息金额为投资者截至兑付登记日收市时投资者持有的本期债券最后一期利息及所持有的本期债券票面总额的本金。

本息支付将按照债券登记机构的有关规定统计债券持有人名单，本息支付方式及其他具体安排按照债券登记机构的相关规定办理。

偿付顺序：本期债券在破产清算时的清偿顺序劣后于发行人普通债务。

信用评级机构及信用评级结果：经中诚信国际信用评级有限责任公司综合评定，公司的主体信用等级为AAA，评级展望为稳定，本期公司债券的信用等级为AAA。在本期债券的存续期内，中诚信国际信用评级有限责任公司每年将对公司主体信用等级和本期债券信用等级进行一次定期跟踪评级。

拟上市交易场所：深圳证券交易所。

募集资金用途：本期债券的募集资金在扣除发行费用后，拟用于生产性支出，具体包括补充流动资金、偿还有息负债、项目投资以及法律法规允许的其他用途。

募集资金专项账户：本公司将根据《公司债券发行与交易管理办法》《债券受托管理协议》《公司债券受托管理人执业行为准则》等相关规定，指定专项账户，用于公司债券募集资金的接收、存储、划转。

账户名称：深圳能源集团股份有限公司

开户银行：中国银行股份有限公司深圳时代金融中心支行

银行账户：771871725071

人行支付系统号/行号：104584001688

牵头主承销商、簿记管理人、债券受托管理人：中国国际金融股份有限公司。

联席主承销商：中信证券股份有限公司、广发证券股份有限公司、国泰海通证券股份有限公司、国信证券股份有限公司、招商证券股份有限公司。通用质押式回购安排：本期债券不符合进行通用质押式回购交易的基本条件。税务提示：根据2019年1月1日起执行的《关于永续债企业所得税政策问题的公告》（财政部税务总局公告2019年第64号），本期债券适用股息、红利企业所得税政策，发行人对本期债券的利息支出不在企业所得税税前扣除。除此之外，根据国家有关税收法律、法规的规定，投资者投资本期债券所应缴纳的税款由投资者承担。

续期选择权：本期债券以每3个计息年度为1个重新定价周期，在每个重新定价周期末，发行人有权选择将本期债券期限延长1个周期，或选择在该周期末到期全额兑付本期债券。发行人续期选择权的行使不受次数的限制。发行人将于本次约定的续期选择权行使日前至少30个交易日，披露续期选择权行使公告。

递延支付利息选择权：本期债券附设发行人递延支付利息选择权，除非发生强制付息事件，本期债券的每个付息日，发行人可自行选择将当期利息以及按照本条款已经递延的所有利息或其孳息推迟至下一个付息日支付，且不受到任何递延支付利息次数的限制。前述利息递延不属于发行人未能按照约定足额支付利息的行为。发行人决定递延支付利息的，将于付息日前10个交易日发布递延支付利息公告。

递延支付的金额将按照当期执行的利率计算复息。在下个利息支付日，若发行人继续选择延后支付，则上述递延支付的金额产生的复息将加入已经递延的所有利息及其孳息中继续计算利息。

强制付息事件：付息日前12个月内，发生以下事件的，发行人不得递延当期利息以及按照约定已经递延的所有利息及其孳息：（1）向普通股股东分红（根据上级国有资产监督管理机构或其他政府机构要求进行分红、上交国有资本收益或上缴利润的情况除外）；（2）减少注册资本。债券存续期内如发生强制付息事件，发行人应当于2个交易日内披露相关信息，同时明确该事项已触发强制付息条件。

利息递延下的限制事项：若发行人选择行使递延支付利息选择权，则在延期支付利息及其孳息未偿付完毕之前，发行人不得有下列行为：（1）向普通股股东分红（根据上级国有资产监督管理机构或其他政府机构要求进行分红、上交国有资本收益或上缴利润的情况除外）；（2）减少注册资本。

初始票面利率确定方式：本期债券首次发行票面利率在首个周期内保持不变。首个周期的票面利率为初始基准利率加上初始利差，其中初始基准利率为簿记建档日前250个工作日由中国债券信息网（www.chinabond.com.cn）（或中央国债登记结算有限责任公司认可的其他网站）公布的中债国债收益率曲线中，待偿期为首个周期同等期限的国债收益率算术平均值（四舍五入计算到0.01%）；初始利差为首个周期票面利率与初始基准利率之间的差值。票面利率调整机制：如果发行人行使续期选择权，本期债券后续每个周期的票面利率调整为当期基准利率加上初始利差再加上150个基点。当期基准利率为重新定价周期起息日前250个工作日由中国债券信息网公布的中债国债收益率曲线中，待偿期为本期债券基础期限一致的国债收益率算术平均值（四舍五入计算到0.01%）。如果未来因宏观经济及政策变化等因素影响导致当期基准利率在利率重置日不可得，当期基准利率沿用利率重置日之前一期基准利率。会计处理：发行人根据企业会计准则和相关规定，经对发行条款和相关信息全面分析判断，在会计初始确认时将本期债券分类为权益工具。本期债券会计师事务所毕马威华振会计师事务所（特殊普通合伙）已对前述会计处理情况出具专项意见。

赎回选择权：除下列情形外，发行人没有权利也没有义务赎回本期债券。发行人如果进行赎回，将以票面面值加当期利息及递延支付的利息及其孳息（如有）向投资者赎回全部本期债券。赎回的支付方式与本期债券到期本息支付相同，将按照本期债券登记机构的有关规定统计债券持有人名单，按照债券登记机构的相关规定办理。若发行人不行使赎回选择权，则本期债券将继续存续。

情形1：发行人因税务政策变更进行赎回

发行人由于法律法规的改变或修正，相关法律法规司法解释的改变或修正而不得不为本期债券的存续支付额外税费，且发行人在采取合理的审计方式后仍然不能避免该税款缴纳或补缴责任的时候，发行人有权对本期债券进行赎回。

发行人若因上述原因进行赎回，则在发布赎回公告时需要同时提供以下文件：

①由发行人合法授权人士签字的说明，该说明需阐明上述发行人不可避免的税款缴纳或补缴条例；

②由会计师事务所或法律顾问提供的关于发行人因法律法规的改变而缴纳或补缴

税款的独立意见书，并说明变更开始的日期。发行人有权在法律法规、相关法律法规司法解释变更后的首个付息日行使赎回权。发行人如果进行赎回，必须在该可以赎回之日（即法律法规、相关法律法规司法解释变更后的首个付息日）前20个交易日公告（法律法规、相关法律法规司法解释变更日距付息日少于20个交易日的情况除外，但发行人应及时进行公告）。赎回方案一旦公告不可撤销。

情形2：发行人因会计准则变更进行赎回根据《企业会计准则第22号——金融工具确认和计量》（财会[2017]7号）、《企业会计准则第37号——金融工具列报》（财会[2017]14号）和《永续债相关会计处理的规定》（财会[2019]2号），发行人将本期债券计入权益。若未来因企业会计准则变更或其他法律法规改变或修正，影响发行人在合并财务报表中将本期债券计入权益时，发行人有权对本期债券进行赎回。若发生导致不再计入权益的事项，发行人应在2个交易日内披露。

发行人若因上述原因进行赎回，则在发布赎回公告时需要同时提供以下文件：

①由发行人合法授权人士签字的说明，该说明需阐明发行人符合提前赎回条件；

②由会计师事务所出具的对于会计准则改变而影响发行人相关会计条例的情况说明，并说明变更开始的日期。发行人有权在该会计政策变更正式实施日的年度末行使赎回权。发行人如果进行赎回，必须在该可以赎回之日前20个交易日公告（会计政策变更正式实施日距年度末少于20个交易日的情况除外，但发行人应及时进行公告）。赎回方案一旦公告不可撤销。

（三）本期债券发行及上市安排

1、本期债券发行时间安排

发行公告刊登日期：2026年3月11日。发行首日：2026年3月13日。预计发行期限：2026年3月13日至2026年3月16日，共2个交易日。

网下发行期限：2026年3月13日至2026年3月16日，共2个交易日。

2、本期债券上市安排

本期债券发行结束后，本公司将尽快向深圳证券交易所提出关于本期债券上市交易的申请。具体上市时间将另行公告。

二、认购人承诺

购买本期债券的投资者（包括本期债券的初始购买人和二级市场的购买人，及以其他方式合法取得本期债券的人，下同）被视为作出以下承诺：

接受本募集说明书对本期债券项下权利义务的所有规定并受其约束；本期债券的发行人依有关法律、法规的规定发生合法变更，在经有关主管部门批准后并依法就该等变更进行信息披露时，投资者同意并接受该等变更；

本期债券发行结束后，发行人将申请本期债券在深交所上市交易，并由主承销商代为办理相关手续，投资者同意并接受这种安排。

第三节 募集资金运用

一、募集资金运用计划

（一）本期债券的募集资金规模

经发行人董事会及股东会审议通过，并经中国证监会注册（证监许可〔2026〕120号），本次债券发行总额不超过200亿元（含200亿元），采取分期发行方式。

本期债券发行规模为不超过20亿元（含20亿元）。

（二）本期债券募集资金使用计划

本期债券的募集资金在扣除发行费用后，拟用于生产性支出，具体包括补充流动资金、偿还有息负债、项目投资以及法律法规允许的其他用途。

根据本期债券发行时间和实际发行规模、募集资金到账时间、公司债务结构调整计划及其他资金使用需求等情况，发行人未来可能调整用于生产性支出的具体金额或项目。

发行人拟偿还债务不涉及地方政府隐性债务，发行人本期债券募集资金不用于购置土地。

若募集资金用于偿还有息负债，在有息负债偿还日前，发行人在不影响偿债计划的前提下，可将闲置的债券募集资金用于补充流动资金，补充流动资金时间不超过12个月。如发行人将闲置的债券募集资金用于临时补充流动资金，需由资金使用部门提出资金使用计划，发行人将按照公司制度规定履行内部审批决策程序，并采取有效内部控制措施，确保临时补流不违反规定和募集说明书约定，不影响本期债券募集资金使用计划的正常实施。发行人应当提前做好临时补流资金的回收安排，于临时补流之日起12个月内或者本期债券募集说明书约定用途的相应付款节点（如有）的孰早日前，回收临时补流资金并归集至募集资金专户。

（三）募集资金的现金管理

在不影响募集资金使用计划正常进行的情况下，发行人经公司董事会或者内设有权机构批准，可将暂时闲置的募集资金进行现金管理，投资于安全性高、流动性好的产品，如国债、政策性银行金融债、地方政府债、交易所债券逆回购等。

（四）募集资金使用计划调整的授权、决策和风险控制措施

发行人调整募集资金用途的，将经债券持有人会议审议通过，并及时进行信息披露，且调整后的募集资金用途依然符合相关规则关于募集资金使用的规定。

（五）本期债券募集资金专项账户管理安排

公司拟开设募集资金专户作为本次募集资金专项账户，用于本期债券募集资金的存放、使用及监管。本期债券的资金监管安排包括募集资金管理制度的设立、债券受托管理人根据《债券受托管理协议》等的约定对募集资金的监管进行持续的监督等措施。募集资金专项账户信息如下：

账户名称：深圳能源集团股份有限公司

开户银行：中国银行股份有限公司深圳时代金融中心支行

银行账户：771871725071

人行支付系统号/行号：104584001688

1、募集资金管理制度的设立

为了加强规范发行人发行债券募集资金的管理，提高其使用效率和效益，根据《中华人民共和国公司法》《中华人民共和国证券法》《公司债券发行与交易管理办法》等相关法律法规的规定，公司制定了募集资金管理制度。公司将按照发行申请文件中承诺的募集资金用途计划使用募集资金。

2、债券受托管理人的持续监督

根据《债券受托管理协议》，受托管理人应当对发行人专项账户募集资金的接收、存储、划转与本息偿付进行监督。在本期债券存续期内，受托管理人应当每年检查发行人募集资金的使用情况是否与募集说明书约定一致。受托管理人有权要求发行人及时向其提供相关文件资料并就有关事项作出说明。

根据《债券受托管理协议》，受托管理人应当建立对发行人的定期跟踪机制，监督发行人对募集说明书所约定义务的执行情况，并在每年6月30日前向市场公告上一年度的受托管理事务报告。受托管理事务报告应当包括发行人募集资金使用及专项账户运作情况。发行人及时向其提供相关文件资料并就有关事项作出说明。

3、发行人资金受到集中归集、统一管理

根据发行人《资金管理标准》，发行人所属企业须在财务公司开设内部结算账户，为实现实名（以付款方的名义）支付，所属企业可以选择财务公司资金池银行中任一银行作为第三方支付直联银行。所属企业开设的第三方支付直联银行，未经公司同意，不得随意变更。所属企业的外部银行资金除保留必要的资金外，其他均须当日17:00前归集到财务公司，必要的资金包括但不限于还贷资金、银行手续费、税款、银行托扣款（如水电费、通讯费等）、向自然人付款。

公司业务管理部门或个人用款时，应当提交货币资金支付申请，注明款项的用途、金额、预算情况、支付方式等内容，并附有效经济合同或相关证明。审批人根据相关规定，在授权范围内进行审批，不得超越审批权限。对不符合规定的货币资金支付，审批人应当拒绝批准。复核人应当对批准后的货币资金支付申请进行复核，复核审批程序是否完善、相关单证是否齐备、金额计算是否准确、支付方式是否妥当等。复核无误后，交由出纳人员办理支付手续。出纳人员应当根据复核无误的支付申请，按规定办理货币资金支付手续。

公司直接持有财务公司70%的股权，间接持有财务公司30%股权，对财务公司形成控制。公司的资金归集安排不会影响其自由支配自有资金的能力，不会影响自身偿债能力。

（六）本期债券募集资金运用对财务状况的影响

1、对发行人负债结构影响

本期债券发行完成且募集资金运用后，公司的财务杠杆使用将更加合理，并有利于公司中长期资金的统筹安排和战略目标的稳步实施。

2、对发行人短期偿债能力的影响

本期发行固定利率的公司债券，有利于锁定公司的财务成本，降低由于贷款利率波动带来的财务风险。同时，将使公司获得长期稳定的经营资金，减轻短期偿债压力，有助于公司持续稳定的发展。综上，发行本期债券，将有效地拓展公司直接融资渠道，提高公司短期偿债能力，降低公司财务风险，促进公司长远健康发展。

二、前次公司债券募集资金使用情况

（一）募集资金总额、实际使用金额与募集资金余额

深圳能源集团股份有限公司2023年面向专业投资者公开发行公司债券项目经中国证监会于2024年1月3日签发的证监许可〔2024〕16号文注册，发行人获准公开发行不超过人民币200亿元（含）的公司债券。注册批复有效期内，发行人已发行80亿元。

（二）募集资金专户运作情况

发行人募集资金专户运作情况正常。

（三）募集资金约定用途、用途变更调整情况与实际用途

发行人前次公司债券募集资金与募集说明书披露的用途一致，具体使用情况如下：

（四）募集资金违规使用及其整改情况

发行人不涉及资金违规使用或整改情况。

三、本次公司债券募集资金使用承诺

发行人承诺将严格按照募集说明书约定的用途使用本期债券的募集资金，不用于弥补亏损和非生产性支出，不用于缴纳土地出让金，不用于高耗能、高排放等“两高”项目建设。此外，发行人承诺本期债券不涉及新增地方政府债务，不用于偿还地方政府债务或违规用于公益性项目建设，并声明地方政府对本期债券不承担任何偿债责任。发行人承诺，如因特殊情形确需在发行前调整募集资金用途，或在存续期间调整募集资金用途的，将履行相关程序并及时披露有关信息，且调整后的募集资金用途依然符合相关规则关于募集资金使用的规定。

第四节 发行人基本情况

一、发行人基本情况

公司名称：深圳能源集团股份有限公司股票代码：000027法定代表人：李英峰注册资本：人民币4,757,389,916元实缴资本：人民币4,757,389,916元设立日期：1993年8月21日统一社会信用代码：91440300192241158P住所：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦北塔楼9层、29-31层、34-41层邮政编码：518033联系电话：0755-83684138传真：0755-83684128办公地址：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦北塔楼9层、29-31层、34-41层信息披露事务负责人：李倬舸信息披露事务负责人联系方式：0755-83684138所属行业：电力、热力生产和供应业经营范围：各种常规能源和新能源的开发、生产、购销；投资和经营能提高能源使用效益的高科技产业；投资和经营与能源相关的原材料的开发和运输、港口、码头和仓储工业等;经营和进出口本公司能源项目所需的成套设备、配套设备、机具和交通工具等；投资和经营与能源相配套的地产、房产业和租赁等产业；各种能源工程项目的设计、施工、管理和经营，以及与能源工程相关的人员培训、咨询及其他相关服务

业务；环保技术开发、转让和服务；物业管理、自有物业租赁；在合法取得土地使用权范围内从事房地产开发经营；从事信息系统运营维护，系统集成，软件开发的信息技术服务；计算机软硬件、电子产品、耗材、办公设备的销售与租赁；能提高社会经济效益的其他业务。

网址：http://www.sec.com.cn/

二、发行人历史沿革

（一）公司设立

公司原名为深圳能源投资股份有限公司，是经深圳市人民政府经济体制改革办公室于1992年5月21日出具的深改复[1992]13号文，以及深圳市人民政府办公厅于1993年1月16日出具的深府办复[1993]355号《关于设立深圳能源投资股份有限公司的批复》批准，由深能集团（原名“深圳市能源总公司”）发起，采用募集方式设立的股份有限公司。

根据深圳市人民政府办公厅出具的深府办复[1993]355号文、中国人民银行深圳经济特区分行于1993年3月25日出具的深人银复字[1993]第141号《关于深圳能源投资股份有限公司发行股票的批复》、深圳市证券管理办公室出具的深证办复[1993]82号文，发行人被核准发行总股本为320,000,000股的普通股。

发行人于1993年6月26日召开了创立暨第一届股东大会，于1993年8月21日取得深圳市工商行政管理局核发的注册号为19224115-8号的《企业法人营业执照》，设立时的名称为深圳能源投资股份有限公司。1993年7月10日，深圳蛇口信德会计师事务所出具《信德验资据字（1993）第12号》验资报告，本次公开发行股票后，公司股权结构如下：

（二）1994年送红股

经发行人1994年5月20日召开的1993年度股东大会审议通过，并经深圳市证券管理办公室于1994年5月30日出具的深证办复[1994]144号《关于深圳能源投资股份有限公司一九九三年度分红派息的批复》批准，发行人每10股送1股，派现金0.63元。以公司1993年末总股本32,000.00万股计算，共送3,200.00万股，派2,016.00万元现金，送股后发行人总股本为35,200.00万股。经深圳蛇口信德会计师事务所于1994年7月20日出具的信德验资据字（1994）第22号《增加股本验资报告书》验证，发行人以应付股利转增股本形式增加股本后，发行在外的人民币普通股股份总额为35,200.00万股，实收股本计35,200.00万元。1994年7月29日，发行人获得深圳市工商行政管理局工商变更登记核准，变更后股权结构如下：

（三）1995年送红股

经发行人1995年6月15日召开的1994年度股东大会审议通过，并经深圳市证券管理办公室于1995年7月6日出具的深证办复[1995]56号《关于深圳能源投资股份有限公司1994年度分红派息方案的批复》批准，发行人每10股送1股红股，派1元现金。按1994年末总股本35,200.00万股计，共送3,520.00万股，派3,520.00万元现金，送股后发行人总股本为38,720.00万股。

经深圳蛇口信德会计师事务所于1996年1月24日出具的信德验资报字（1996）第2号《增加股本验资报告》验证，截至1995年8月23日，发行人以应付股利转增股本形式增加股本后，发行在外的人民币普通股股份总额为38,720.00万股，实收股本计38,720.00万元。变更后股权结构如下：

（四）1996年送红股

经发行人1996年6月1日召开的1995年度股东大会审议通过，并经深圳市证券管理办公室于1996年7月30日出具的深证办复[1996]69号《关于深圳能源投资股份有限公司1995年度分红派息方案的批复》批准，发行人每10股送红股0.5股，派现金1.50元。按1995年末总股本38,720.00万股计，共送红股1,936.00万股，派现金5,808.00万元，送红股后发行人总股本数为40,656.00万股。

经深圳蛇口信德会计师事务所于1997年2月28日出具的信德验资报字（1997）第08号《验资报告》验证，截至1996年8月15日，发行人以应付股利转增股本形式增加股本后，发行在外的人民币普通股股份总额为40,656.00万股，实收股本计40,656.00万元。本次变更后股权结构如下：

深能集团

（五）1996年配股

经发行人1996年6月1日召开的1995年度股东大会审议通过，并经中国证监会于1996年12月31日出具的证监上字[1996]37号《关于深圳能源投资股份有限公司申请配股的批复》批准，发行人向全体股东配售10,560.00万股普通股，其中，向法人股股东配售7,547.10万股，向社会公众股股东配售3,012.90万股。法人股股东可将其7,019.10万股配股权有偿转让给社会公众股股东。

经深圳蛇口信德会计师事务所于1997年4月4日出具的信德验资报字（1997）第09号《验资报告》验证，截至1997年4月3日，发行人配售发行股票后发行在外的人

民币普通股总数为45,330.81万股，实收股本计45,330.81万元。本次变更后公司股权结构如下：

（六）1997年资本金转增股本

经发行人1997年8月30日召开的1997年度临时股东大会审议通过，并经深圳市证券管理办公室于1997年10月24日出具的深证办复[1997]133号《关于深圳能源投资股份有限公司资本公积金转增股本方案的批复》批准，发行人按当时总股本45,330.81万股计，每10股转增10股，共转增45,330.81万股。本次资本公积金转增股本后，发行人总股本增至90,661.62万股。

经深圳蛇口信德会计师事务所于1997年11月17日出具的信德验资报字（1997）第23号《验资报告》验证，截至1997年11月7日，发行人以资本公积金转增股本形式增加股本后，发行在外的人民币普通股股份总额为90,661.62万股，实收股本计人民币90,661.62万元。本次变更后公司股权结构如下：

（七）2000年配股

经中国证监会于2000年6月23日出具的证监公司字[2000]74号《关于深圳能源投资股份有限公司申请配股的批复》批准，同意发行人向全体股东配售共计9,546.32万股普通股。

经发行人申请，深圳证券交易所同意，发行人4,016.40万股转配股于2000年11月3日上市流通。转配股上市流通后，公司总股本未发生变化，可流通股增至40,526.35万股。

经深圳蛇口信德会计师事务所于2000年9月27日出具的信德第20号《验资报告》验证，截至2000年9月27日，发行人经配售发行股票后股份总额为100,207.94万股。本次变更后公司股权结构如下：

（八）2002年送红股

经发行人2002年6月30日召开的2001年度股东大会审议通过，发行人以2001年末总股本100,207.94万股为基数，向全体股东每10股派发3元现金送红股2股（含税）。其中：用可供股东分配的利润每10股派发3元现金送红股1股；用任意盈余公积金每10股送红股1股。

经天健信德会计师事务所于2002年11月14日出具的信德验资报字（2002）第22号《验资报告》验证，截至2002年8月1日，发行人变更后的累计股本金额为120,249.53万元。本次变更后公司股权结构如下：

（九）2006年股权分置改革

根据发行人2006年4月19日披露的深圳能源投资股份有限公司股权分置改革相关股东会议表决结果公告，相关股东会议以记名投票的方式审议通过了《深圳能源投资股份有限公司股权分置改革方案》，并经深圳市国资委于2006年4月12日出具的《关于深圳能源投资股份有限公司股权分置改革有关问题的批复》（深国资委[2006]179号）

批准，公司控股股东深能集团于2006年对发行人实施股权分置改革，在保持公司总股本1,202,495,332股不变的前提下，由深能集团向股权分置改革方案指定股权登记日登记在册的全体流通股东每持有10股流通股支付1.35股股份计61,155,948股，并支付

2.60元人民币的现金作为对价及免费派发9份百慕大式认沽权证。2006年10月26日，发行人认沽行权日共有32,182份认沽权证以6.692元/股人民币行权。至此，股权分置改革后深能集团股份数由原来66,477.90万股下降为60,387.03万股，持股比例由原来的55.28%下降为50.22%。

（十）2008年定向增发购买资产

经中国证监会于2007年9月14日作出的证监公司字[2007]154号《关于核准深圳能源投资股份有限公司向深圳市能源集团有限公司与华能国际电力股份有限公司发行新股购买资产的批复》核准，发行人向深能集团发行8亿股人民币普通股购买深能集团的相关资产；向华能国际发行2亿股人民币普通股，由华能国际以现金认购。经德勤华永会计师事务所有限公司于2007年12月3日出具的德师（上海）报验字

（07）第SZ004号《验资报告》验证，截至2007年12月3日，发行人已收到深能集团和华能国际缴纳的注册资本共计100,000.00万元。本次变更后股权结构如下：

（十一）公司名称变更

经发行人2008年4月7日召开的2008年第二次临时股东大会审议通过，公司全称由原名“深圳能源投资股份有限公司”变更为“深圳能源集团股份有限公司”。2008年4月7日，发行人就本次名称变更事宜获得深圳市工商行政管理局核准。

（十二）2011年资本公积转增股本

经深圳能源2011年5月25日召开的2010年度股东大会审议通过，深圳能源以资本公积金向全体股东每10股转增2股。本次资本公积金转增股本后，深圳能源总股本增至264,299.44万股。

经深圳市鹏城会计师事务所有限公司于2011年12月19日出具的深鹏所验字[2011]0410号《验资报告》验证，截至2011年6月16日，深圳能源通过登记公司以资本公积金-资本溢价向股东共转增44,049.91万股，转增后的股本为264,299.44万股。深圳能源于2011年12月1日召开2011年第三次临时股东大会，审议通过了关于变更深圳能源实收资本的议案。本次变更后公司股权结构如下：

（十三）深圳能源主要股东变更

经深能集团2011年8月12日召开的股东会审议通过，并经深圳市国资委于2011年9月5日出具的《关于深圳市能源集团有限公司派生分立的批复》（深国资委函（2011）34号）批准，深能集团派生分立为深能集团和新设公司深能管理公司，深能集团原持有深圳能源的1,684,644,423股股份转由深能管理公司持有。

2011年12月31日，中国证监会下发证监许可［2011］2155号《关于核准深圳市深能能源管理有限公司公告深圳能源集团股份有限公司收购报告书并豁免其要约收购义务的批复》，中国证监会对深能管理公司公告深圳能源收购报告书无异议，并核准豁免深能管理公司因国有资产变更而持有深圳能源1,684,644,423股股份（约占深圳能源总股本的63.74%）而应履行的要约收购义务。

2012年1月14日，深圳能源发布《关于股份过户登记完成的公告》，根据2012年1月13日登记公司出具的《证券过户登记确认书》，深能集团因分立涉及的深圳能源股份过户事宜已完成，深能集团原本持有的深圳能源1,684,644,423股股票（占深圳能源总股本的63.74%）已过户至深能管理公司名下，股份性质为无限售条件的流通股。本次变更后公司股权结构如下：

（十四）定向增发吸收合并

经深圳能源2012年11月21日召开的2012年第四次临时股东大会审议通过，并经国务院国资委于2012年11月6日出具的《关于深圳能源集团股份有限公司吸收合并深圳市深能能源管理有限公司有关问题的批复》（国资产权[2012]1044号）及中国证监会于2013年1月5日对深圳能源本次吸收合并出具的《关于核准深圳能源集团股份有限公司吸收合并深圳市深能能源管理有限公司的批复》（证监许可[2013]17号）批准，深圳能源通过同时向深能管理公司的股东深圳市国资委和华能国际定向增发股份及支付现金相结合的方式吸收合并深能管理公司。本次吸收合并完成后，深圳能源总股本保持不变，深能管理公司的法人资格以及深能管理公司持有的公司的全部股份（共计168,464.44万股）被注销，其全部业务、资产与负债由公司承继。公司的总股本、注册地、组织形式、法定代表人、名称、董事会成员、监事会成员及高级管理人员均保持不变。公司吸收合并深能管理公司后股权结构如下：

（十五）2014年送红股

经深圳能源2015年5月6日召开的2014年年度股东大会审议通过《公司2014年度利润分配方案》，公司以2014年末总股本264,299.44万股为基数，向全体股东每10股派现金2.00元人民币（含税），同时向全体股东每10股送红股5股，剩余未分配利润结转以后年度分配。公司限售股份数由原来的168,464.44万股增加至252,696.66万股，注册资本由人民币264,299.44万元增加为人民币396,449.16万元。本次变更后公司股权结构如下：

（十六）2019年送红股

经深圳能源2020年5月27日召开的2019年度股东大会审议通过《关于2019年度财务报告及利润分配方案的议案》，以公司2019年末总股本3,964,491,597股为基数，向全体股东每10股派发现金股利人民币0.50元（含税），共计派发现金19,822.46万元；同时向全体股东每10股送红股2股（含税），剩余未分配利润结转以后年度分配，2019年度公司不进行资本公积金转增股本。分红后公司总股本由396,449.16万股增至475,738.99万股，注册资本由人民币396,449.16万元增加为人民币475,738.99万元。本次变更后公司股权结构如下：

（十七）2020年股权划转

经发行人2020年11月16日公告，深圳市国资委决定将其持有的发行人186,344,148股股份（占发行人总股本的3.9169%），无偿划转至深圳市资本运营集团有限公司（以下简称“深圳资本集团”）。本次国有股权无偿划转事项的实施不会导致发行人控股股东和实际控制人发生变化，发行人控股股东和实际控制人仍为深圳市国资委。本次国有股权无偿划转后，深圳资本集团将合计持有公司4.9972%的股权。经发行人2020年12月3日公告，上述国有股权无偿划转事项已完成股份过户登记手续，过户日期为2020年12月1日。本次变更后公司股权结构如下：

截至本募集说明书签署日，发行人除上述变更内容外，无其他重大变更。深圳市国资委直接持股比例43.91%，为发行人第一大股东和实际控制人。

报告期内，发行人未发生导致公司主营业务和经营性资产实质变更的重大资产购买、出售、置换情形。

三、发行人股权结构

（一）股权结构

截至2025年6月30日，发行人前十大股东持股情况如下：

截至2025年6月30日，公司股权结构图如下：

（二）控股股东

截至2025年6月30日，深圳市国资委直接持有公司43.91%的股权，为公司控股股东。深圳市国资委是深圳市人民政府的直属特设机构，代表国家履行出资人职责，

对授权监管的国有资产依法进行监督和管理。深圳市国资委持有的公司股份不存在质押或争议情形。

（三）实际控制人

截至2025年6月30日，公司实际控制人为深圳市国资委。

四、发行人权益投资情况

（一）发行人主要子公司情况

1、主要子公司基本情况及主营业务

截至2024年末，发行人不存在总资产、净资产或营业收入任一项指标占合并报表相关指标比例超过30%的重要子公司。发行人主要子公司情况如下：

注：注册资本及持股比例按最新工商登记信息填写。

（1）环保公司

环保公司成立于1997年7月25日，注册资本人民币566,678.45万元，主要从事固废处理业务。截至2024年末，环保公司总资产3,328,827.03万元，总负债2,373,519.72万元，净资产955,307.31万元；2024年度营业收入849,009.77万元，净利润51,813.00万元。

（2）北方控股公司

北方控股公司成立于2008年11月25日，注册资本人民币656,305.24万元，主要从事新能源发电业务。截至2024年末，北方控股公司总资产2,136,209.98万元，总负债1,310,738.85万元，净资产825,471.13万元；2024年度营业收入222,513.88万元，净利润47,987.83万元。

（3）南京控股公司

南京控股公司成立于2013年11月26日，注册资本人民币344,305.58万元，主要从事新能源发电业务。截至2024年末，南京控股公司总资产1,968,152.13万元，总负债1,260,148.91 万元，净资产708,003.22万元；2024年度营业收入204,334.93万元，净利润26,263.19万元。

2、主要子公司财务情况

发行人主要子公司2024年度/末主要财务数据如下：

单位：万元

注：子公司财务数据参考发行人年度报告“主要控股参股公司分析”章节。

上述财务数据重大增减变动的情况及原因如下：

环保公司2024年度净利润较2023年度下降51.02%，主要系2024年环保公司计提资产减值损失。

北方控股公司2024年度净利润较2023年增长超30%，主要系2023年国家补贴核查导致应收账款的可回收性存在风险，导致2023年信用减值损失增加而使2023年净利润下降，2024年度北方控股公司净利润恢复常规水平。

南京控股公司2024年度净利润同比扭亏为盈且大幅增长，主要系南京控股公司2023年计提资产减值损失。

（二）发行人其他有重要影响的参股公司、合营企业和联营企业情况

1、其他有重要影响的参股公司、合营企业和联营企业的基本情况及主营业务

截至2024年末，发行人无有重要影响的参股公司、合营企业或联营企业。

截至2024年末，发行人不存在持股比例未达50%但纳入合并报表范围的公司，持股比例大于50%但未纳入合并范围的公司为共青城深能力合一期股权投资合伙企业（有限合伙），发行人持股比例为96.76%，珠海紫荆泓鑫投资管理有限公司持股比例为3.24%，珠海紫荆泓鑫投资管理有限公司作为普通合伙人，发行人作为有限合伙人。

共青城深能力合一期股权投资合伙企业（有限合伙）设置投资决策委员会为合伙企业的最高投资决策机构，该机构由三名委员组成，其中普通合伙人指定2名，有限合伙人指定1名，重大事项由投资决策委员会三分之二（含）以上成员同意通过，因此确认共青城深能力合一期股权投资合伙企业（有限合伙）为发行人联营企业。

（三）投资控股型架构相关情况

报告期内，发行人合并口径实现营业收入3,752,471.67万元、4,050,449.54万元、4,121,360.88万元和2,113,914.54万元，母公司实现营业收入1,193,859.08万元、867,624.76万元、734,461.24万元和82,135.47万元；合并口径实现净利润247,269.31万元、278,387.34万元、263,209.61万元和223,827.65万元，母公司实现净利润307,565.17万元、17,531.71万元、-1,039.64万元和-3,281.48万元。报告期各期末，发行人合并口径总资产14,126,670.91万元、15,345,946.83万元、16,137,086.70万元和16,972,456.69万元，母公司总资产7,525,114.23万元、7,466,349.37万元、7,596,129.18万元和7,487,094.39万元。发行人营业收入和利润主要来源于子公司，资产主要在子公司，发行人为投资控股型架构。

受限资产方面，截至2024年末，发行人母公司受限资产账面价值总额为5.10万元。

资金拆借方面，截至2024年末，发行人对控股股东、实际控制人及其附属企业和其他关联方及其附属企业不存在非经营性资金占用或关联资金往来，对子公司的往来资金余额1,418,628.64万元，往来形成原因主要为煤炭销售、代垫款、股利、燃料采购、代收代付款等。

有息负债方面，截至2024年末，发行人母公司资产负债率54.26%，合并口径资产负债率63.93%，母公司负债率低于合并口径负债率。截至2024年末，发行人母公司一年内到期的非流动负债737,033.74万元，其他流动负债202,370.22万元，长期借款688,991.59万元，应付债券1,230,533.90万元，长期应付款810,000.00万元，发行人母公司有息负债合计3,668,929.45万元。

对子公司控制能力方面，发行人对合并报表范围内的子公司控制能力均较强，并对其财务和经营管理具有显著影响。针对主要子公司，发行人均为其第一大股东，对控股子公司的人员、资金及资产具有较强的控制能力。发行人对主要子公司的股权不存在质押情况。

子公司分红方面，报告期主要子公司分红政策均较为稳定。最近三年，发行人母公司的投资收益中成本法核算的长期股权投资收益分别为29,794.67万元、42,006.96万元和63,807.05万元。综上所述，投资控股型架构不会对发行人的偿债能力造成不利影响。

五、发行人的治理结构及独立性

（一）发行人的治理结构、组织机构及内部管理制度

公司设立了股东会、董事会和经理层权责分明、各司其职、有效制衡、协调运作的法人治理结构。公司已按照《公司法》等有关法规的要求，建立了《股东会议事规则》《董事会议事规则》等较为完善的公司治理制度体系；建立了较完善的投资、募集资金、贷款与担保、关联交易、重要财务决策、信息披露等重大事项的决策程序与机制；公司按照有关法律法规和《公司章程》的规定召开股东会、董事会和进行董事会的换届选举；重大的投资、融资、对外担保等经营事项与财务决策执行了《公司章程》和相关管理制度的规定。

公司组织结构如下图所示：

（二）发行人的独立性

发行人严格按照《公司法》《证券法》等有关法律、法规和《公司章程》的要求规范运作，与控股股东及实际控制人在资产、人员、机构、财务、业务经营等方面均保持独立性，不存在影响公司自主经营能力的情况。

六、现任董事和高级管理人员的基本情况

（一）基本情况

截至本募集说明书签署日，发行人董事和高级管理人员情况如下：

上述设置符合《公司法》等相关法律法规及《公司章程》要求。2022年以来，发行人董事和高级管理人员变动情况如下：

2022年2月8日，徐同彪先生因到龄退休辞去公司总经济师职务；2022年9月29日，李平先生、房向东先生、刘东东先生因董事会换届不再担任公司独立董事职务；2023年6月9日，王平洋先生因工作变动辞去公司董事长职务，李英峰先生因工作变动辞去公司总裁职务；2023年9月28日，马彦钊先生因到龄退休辞去公司董事、财务总监职务，秦士孝先生因到龄退休辞去公司副总裁职务；2023年12月19日，黄历新先生因工作变动辞去公司第八届董事会副董事长、董事职务；2024年4月2日，许云飞先生因工作变动辞去公司副总裁职务；2024年6月14日，孙川先生因工作变动辞去公司副总裁职务；2024年10月29日，王琮先生因工作变动辞去公司董事职务；2024年12月17日，李明先生因工作变动辞去公司董事职务；2025年5月20日，周朝晖先生因工作变动辞去公司董

事会秘书职务。2026年2月5日，公司近日收到黄朝全先生提交的书面辞职报告，黄朝全先生因工作原因辞去公司第八届董事会董事、副董事长职务。

2022年9月29日，2022年第二次临时股东大会选举章顺文先生、钟若愚先生、傅曦林先生为公司独立董事；2023年6月9日，董事会八届八次（临时）会议选举李英峰先生为公司董事长；2023年9月12日，2023年第二次临时股东大会选举欧阳绘宇先生为公司董事，董事会八届十一次会议同意聘任欧阳绘宇先生为公司总裁；2024年1月16日，2024年第一次临时股东大会选举黄朝全先生为董事，董事会八届十六次会议选举黄朝全先生为公司副董事长；2024年7月1日，董事会第八届二十二次会议聘任李倬舸先生、邵建平先生为公司副总裁，聘任王超先生为公司财务总监；2024年7月17日，2024年第二次临时股东大会选举王超先生为公司第八届董事会董事；2024年11月20日，2024年第四次临时股东大会选举危剑鸣先生为公司第八届董事会董事；2025年1月8日，2025年第一次临时股东大会选举刘石磊女士为公司第八届董事会董事；2025年5月20日，董事会八届三十四次会议聘任李倬舸先生为公司董事会秘书；2025年6月30日，董事会八届三十五次会议聘任盛杨怿女士为公司副总裁。2026年3月4日，2026年第一次临时股东会选举文明刚先生为公司第八届董事会董事，董事会八届四十五次会议选举文明刚先生为公司副董事长。

上述变动系公司正常人事变动，对发行人公司治理、日常管理、生产经营及偿债能力未造成重大不利影响，相关变动符合《公司法》等相关法律法规和《公司章程》的相关规定。

（二）现任董事、高级管理人员违法违规情况

根据深圳证监局2024年2月21日出具的《深圳证监局关于对深圳能源集团股份有限公司、周朝晖、章顺文采取出具警示函措施的决定》（行政监管措施决定书〔2024〕36号）（以下简称《警示函》），章顺文在拟担任发行人独立董事时，发行人、章顺文于2022年9月14日分别作出《独立董事提名人声明》《独立董事候选人声明》，称章顺文不存在同时在超过五家以上的公司担任董事、监事或高级管理人员的情形，并保证上述声明真实、准确、完整，没有虚假记载、误导性陈述或重大遗漏。经查，章顺文当时同时担任董事、监事或高级管理人员的公司家数超过五家，上述声明内容与事实不符。发行人、章顺文上述行为违反了《上市公司信息披露管理办法》（证监会令第182号，下同）第三条第一款的规定。周朝晖作为发行人董事会秘书，按照《上

市公司信息披露管理办法》第五十一条第二款的规定，对公司上述违规行为负有主要责任。根据《上市公司信息披露管理办法》第五十二条的规定，深圳证监局决定对发行人、周朝晖、章顺文采取出具警示函的行政监管措施。收到上述《警示函》后，发行人高度重视《警示函》中指出的问题，将充分吸取教训，切实加强全体董事、监事、高级管理人员及相关人员对《上市公司信息披露管理办法》等证券法律法规及规范性文件的学习，全面梳理、健全并严格执行公司内部控制相关制度，强化规范运作意识，加强信息披露管理，持续提高公司规范运作水平及信息披露质量。本次行政监管措施不会影响发行人正常的生产经营管理活动，发行人将继续严格按照有关法律法规的规定和相关监管要求及时履行信息披露义务。

除上述情况外，截至本募集说明书签署日，发行人董事、高级管理人员符合《公司法》关于公司董事以及高级管理人员任职资格的规定，不存在《公司法》中所禁止的情形，不存在最近36个月内受到过中国证监会的行政处罚、最近12个月内受到过证券交易所的公开谴责、因涉嫌犯罪正被司法机关立案侦查或涉嫌违法违规正被中国证监会立案调查的情形，不会对发行人本期债券发行构成实质性障碍。

七、发行人主要业务情况

（一）公司所在行业状况

1、电力行业概况

（1）电力行业发展现状

2024年，全国全社会用电量98,521亿千瓦时，同比增长6.8%。其中：第一产业用电量1,357亿千瓦时，同比增长6.3%；第二产业用电量63,874亿千瓦时，同比增长5.1%（工业用电量62,979亿千瓦时，同比增长5.3%）；第三产业用电量18,348亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电量14,942亿千瓦时，同比增长10.6%。2024年，全国发电量99,129亿千瓦时，同比增长6.7%。其中：水电发电量14,239亿千瓦时，同比增长10.5%；火电发电量62,069亿千瓦时，同比增长1.8%；核电发电量4,469亿千瓦时，同比增长2.9%；风电发电量9,968亿千瓦时，同比增长12.5%；太阳能发电量8,383亿千瓦时，同比增长43.7%。

2024年，广东省全社会用电量9,121亿千瓦时，同比增长7.28%。其中：第一产业用电量162.76亿千瓦时，同比增长2.58%；第二产业用电量5,291.7亿千瓦时，同比增长6.72%（工业用电量5,216.25亿千瓦时，同比增长6.81%）；第三产业用电量2,117.3亿千瓦时，同比增长9.08%；城乡居民生活用电量1,549.27亿千瓦时，同比增长7.28%。2024年，广东省发电量7,204亿千瓦时，同比增长4.50%。其中：水电430亿千瓦时，同比增长15.90%；火电4,785亿千瓦时，同比减少1.00%；核电1,255亿千瓦时，同比增长6.30%；风电384亿千瓦时，同比增长27.60%；太阳能发电量350亿千瓦时，同比增长65.8%。

2024年，深圳（含深汕合作区）全社会用电量1,214.9亿千瓦时，同比增长7.7%。其中，第二产业、第三产业和居民生活用电量比重分别为47.45%、35.89%、16.67%，同比分别增长8.8%、4.9%、10.6%，第二产业用电量在全社会用电量中比重与去年同期相比得到进一步提升。

长久以来，中国电力行业的竞争主要集中于发电领域，2002年电力体制改革后形成的“五大发电集团+非国电系国有发电企业+地方电力集团+民营及外资”的竞争格局相对稳定，至今没有发生根本性变化。随着电力体制改革的深入，一些民营与外资企业也开始进入国内电力市场。近年来，虽然非国电系国有发电企业凭借自身雄厚的资金实力、品牌效应或资源优势，积极涉足电力投资领域，部分实力雄厚的地方电力集团也按照区域电力市场发展规划，在当地积极展开扩张与收购行动，通过整合资源来增加各自的市场份额，但是五大发电集团始终占据着国内电力市场的主导地位。五大发电集团在发电领域的竞争优势难以超越，凭借在业务规模、融资能力、项目建设、生产管理、技术研发等方面的综合优势将保持行业内的领先地位。

发电企业间的竞争主要体现在新电源点项目的建设和电力销售方面。在新电源点项目建设方面，各电力企业为扩大装机规模，提升市场份额，增强盈利能力，提升盈利水平，都在积极争取建设新的电源点项目，存在较为激烈的竞争。

目前全国电网联网的格局尚未形成，在以区域电网为主的电力调度方式下，电力企业主要的竞争对手为本区域电网内的其他电力生产企业。在供电形势紧张的情况下，各电力企业不存在竞争；在供电形势缓解、地方电网发电量出现过剩的情况下，该区域内的电力企业之间存在一定的竞争关系，但由于目前各发电企业的电力销售量是以电力企业与电网公司确定的发电计划为主，且各发电企业上网电价受到安装脱硫装置

以及不同发电类型等因素影响各不相同，因此，在电网公司实际的电量调度过程中，区域内电力企业间的竞争尚不明显。

（2）电力行业发展趋势

经过近年持续的快速扩张，中国国内的电力供需矛盾已经得到明显改善，电力行业由早先“硬短缺—电源短缺，发电能力不足”逐步转变为“软短缺—电网不足，电能输送受限”，电源扩张的紧迫性得到缓解。但电力行业作为国民经济的先行行业，具有超前发展的特点，未来国内电力生产行业投资仍有望保持一定增速，但装机规模总体增速将有所放缓，同时电源建设将更多的侧重结构调整，火电新增装机规模将有所萎缩，核电、水电、风电等可再生能源和清洁能源将获得更好的发展机遇。未来，在国内产业结构调整，大力推进节能减排的背景下，国内电力消费弹性将有所降低。但与发达国家相比，中国电力消费水平尚处于较低阶段，人均用电量还未达到世界平均水平，仅为发达国家平均水平的20%，未来伴随中国工业化和城市化进程的推进，国内的电力需求仍有望持续增长，电力行业具有很大的发展空间。同时，随着节能调度、上大压小、竞价上网、大用户直购电等政策的逐步推广，电力体制改革将进一步深化，电力生产行业内的竞争将逐步加大，行业内优势企业的竞争实力将逐步显现，有望获得更好的发展机遇。

2、火电行业情况

（1）火电行业现状

火电包括煤电、气电等。火电在过去相当长一段时间内作为主力电源，是经济社会发展不可或缺的领域之一。相比于水电、核电等电源类型，火电建设周期短，技术要求相对较低，受周边自然环境限制较小，是电力保供的主力军。随着不可再生资源的不断减少，原材料价格的不断上涨，另外国家执行关于节能减排相关政策的力度的不断加大，火电行业作为污染物排放大户受到不小的影响，这几年来在电力行业中的装机容量比重和发电量比重呈小幅下降趋势。

电力供应稳定可靠是先进电力系统的重要要求，火电主导短期内难以改变、继续维持基荷地位。传统电源在电力转型过渡期中在保供方面具备不可或缺的支撑作用，激进式的火电快速退出对工业生产、居民用电等方面存在负面影响。新能源加速接入下，火电装机有所放缓但整体表现稳健。

火电装机放缓并未伴随发电贡献的迅速收缩，火电长期保持在高负荷水平，基荷电源的重要地位凸显且预计将继续保持。从火电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，火电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。考虑“双碳”总体目标，未来火电装机增量放缓的同时或更加注重升级改造，实现节煤降耗，满足低碳环保绿色发电要求。

（2）电煤价格与火电定价机制

目前电力生产企业的上网电价仍由国家发改委确定，企业只是电价的被动接受者。而对火电企业来说，占生产成本60.00%以上的电煤价格已逐步实现了市场化，煤炭市场的波动较以往更容易传导至火电行业，电煤价格的波动成为了目前影响火电企业稳定经营的主要风险。

我国自2005年起实施煤电联动政策，即如果半年内平均煤价与前一周期相比变化幅度达到或超过5.00%，则电价应相应调整。2005年5月和2006年6月，我国两次启动煤电价格联动机制，帮助电力企业缓解电煤价格上涨带来的成本压力，但目前煤电联动政策并未形成完全的市场化运作，煤电联动机制的最终触发权仍集中于国家发改委。国家发改委在决策时，需要平衡宏观经济调控涉及的多种因素，会在一定程度上制约煤电联动政策的实施。

总体看，目前电煤价格的波动仍是影响火电企业稳定经营的主要因素，但长期来看，由电煤价格市场化、电价管制所导致的电力企业政策性亏损不具有持续性，随着国内电价体制改革的逐步推进，火电企业的盈利稳定性有望得到改善。

（3）气电现状与展望

天然气在全球一次能源消费总量中的占比约24%，中国的占比在10%左右。中国的天然气消费占比低于全球平均水平的一个重要原因在于气电的发展较慢。

制约我国气电发展的最大因素是成本。燃料成本占天然气发电成本的七成以上，而我国资源禀赋富煤、贫油、少气，目前已探明的常规天然气储量欠丰富，人均水平低，天然气对外进口依存度高。目前中国近一半的天然气需求通过进口LNG或管道天然气满足，其成本远大于煤炭，导致气电成本远高于煤电成本。此外，我国尚未完全掌握燃气发电核心技术，故发电企业多与国外大型厂商合作，通过授权的方式生产、

组装燃气发电机组，不仅导致设备造价高昂，且投产后核心部件的运行维护被供应商垄断，检修费用高昂，进一步影响气电生产成本。经济性是气电发展的最大挑战，但长期来看，伴随中国天然气供应保障能力进一步提升、气电支持政策进一步完善和强化、天然气市场化改革加速，叠加气电在发电收入外的收益（包括参与调频辅助服务的收益、作为备用机组的备用补偿收益等）进一步凸显，气电的经济性有望改善，气电行业实现进一步发展。

3、固废处理行业概况

上世纪70年代以前，美国、日本、英国、法国等国家的生活垃圾处理方法以填埋法为主。此后，随着经济的发展、技术的不断改进更新、尤其是对垃圾焚烧过程中二噁英排放量的有效控制，越来越多的国家采用焚烧法处理城市垃圾。随着我国城镇化的持续推进、人民生活水平的不断提升，我国生活垃圾处理需求也在不断增长，近10年全国城市生活垃圾清运量总体呈现波动增加的态势，未来生活垃圾处理需求仍将保持旺盛。除生活垃圾外，工业生产中还产生了大量的工业固体废物。但工业废物污染防治设施的建设相对滞后，尤其是危险废物没有实现完全的贮存和处置，严重威胁着环境安全和人体健康。

2016年以来，国家及各部委密集出台了一批与垃圾焚烧相关的政策，包括《关于进一步加强城市生活垃圾焚烧处理工作的意见》《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》等，将促进垃圾焚烧项目建设进一步提速。“十三五”期间，我国新增生活垃圾无害化处理能力50.97万吨/日。根据国家发改委发布的《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》，到2025年末直辖市、省会城市和计划单列市等46个重点城市生活垃圾分类和处理能力进一步提升，地级城市因地制宜基本建成生活垃圾分类和处理系统；京津冀及周边、长三角、粤港澳大湾区、长江经济带、黄河流域、生态文明试验区具备条件的县城基本建成生活垃圾分类和处理系统。计划到2025年末，全国城市生活垃圾资源化利用率达到60%左右，全国生活垃圾分类收运能力达到70万吨/日左右，全国城镇生活垃圾焚烧处理能力达到80万吨/日左右，城市生活垃圾焚烧处理能力占比65%左右。

4、燃气行业概况

天然气作为一种热值高、燃烧稳定、清洁环保的优势能源，全球资源储量丰富。目前天然气与石油、煤炭共同构成一次能源的三大支柱，由于天然气在燃烧过程中产生的影响人类呼吸系统健康的物质极少，产生的二氧化碳仅为煤的40%左右，产生的二氧化硫也很少，燃烧后无废渣、废水产生，相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势，已成为未来发展核心能源之一。

（1）行业上下游

天然气行业分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节。上游生产主要包括天然气开采、净化，以及进一步进行压缩或液化加工。由于天然气属于重要的资源，目前中国天然气生产由中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司和中国海洋石油集团公司等大型天然气勘探企业垄断，行业壁垒非常高；中游输送主要为天然气储运、输配，包括天然气的干线、中长线管道输送、储存与调峰，以及液化天然气的运输、接收、储存和气化，体现出一定的垄断性和区域专属性，对地方政府和资源存在一定的依赖性，主要为中石油、中石化、中海油和地方燃气公司控制。下游分销主要由各城市燃气公司运营，市场化程度在天然气产业链中相对要高。

（2）供需格局

天然气行业分为上游勘探开发生产、中游运输储存、下游销售与利用三个环节。上游生产主要包括天然气开采、净化，以及进一步进行压缩或液化加工。由于天然气属于重要的资源，目前中国天然气生产由中国石油天然气集团公司（以下简称“中石油”）、中国石油化工集团公司（以下简称“中石化”）和中国海洋石油集团公司（以下简称“中海油”）等大型天然气勘探企业垄断，行业壁垒非常高。中游运输储存主要为天然气储运、输配，包括天然气的干线、中长线管道输送、储存与调峰，以及液化天然气的运输、接收、储存和气化，体现出一定的垄断性和区域专属性，对地方政府和资源存在一定的依赖性，主要被中石油、中石化、中海油和地方燃气公司控制。下游分销主要由各城市燃气公司运营，下游利用包括民用天然气、车辆船舶用天然气、工业化工用天然气、以及发电用天然气等，市场化程度在天然气产业链中相对要高。

在天然气需求高速增长的大背景下，国内气源供给保持相对刚性，国外进口气源成为保障需求增长的强有力支撑。国家出台多项环保政策，持续推进大气污染防治工

作，强化重点地区民用、采暖、工业等行业煤改气，全国天然气消费量仍保持快速增长。2023年全国天然气表观消费量3,945.3亿立方米，同比增幅7.6%。2023年，我国一次能源消费结构持续改善，天然气占一次能源消费总量（57.2亿吨标煤）的9.0%，增加0.6个百分点。2024年，中国天然气表观消费量4,260.5亿立方米，同比增长8%。

5、公司行业相关政策

2012年12月，国家发展改革委发布了《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》（发改价格〔2012〕4095号），文件规定自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围扩大为全国，增加的脱硝资金暂由电网企业垫付。

2013年8月，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638号），这次调整的主要内容：

一是分资源区制定光伏电站标杆电价。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，相应确定了三类资源区标杆上网电价分别为每千瓦时0.90元、

0.95元和1.00元；二是制定了分布式光伏发电项目电价补贴标准，对分布式光伏发电实行按照发电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元；三是明确了相关配套规定。对分布式光伏发电系统自发自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费；鼓励通过招标等竞争方式确定光伏发电项目上网电价和电量补贴标准；明确光伏发电上网电价及补贴的执行期限原则上为20年；四是明确了政策适用范围。分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日以后备案（核准），以及2013年9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴以外的分布式光伏项目。

2013年9月，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》，要求从2013年9月25日开始，降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价；适当降低跨省、跨区域送电价格标准；在上述电价基础上，对脱硫达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高1.00分钱，对采用新技术进行除尘、烟尘排放浓度低于30mg/m?（重点地区低于20mg/m?），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高0.20分钱；适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾；将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标识由每千瓦时0.80分钱提高至1.50分钱（西藏、新疆除外）。

2014年5月，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于进一步疏导环保电价矛盾的通知》（发改价格〔2014〕1908号），以疏导燃煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾，推进部分地区工商业用电同价，决定适当调整相关电价。

2014年11月，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》（发改能源〔2014〕2482号），以促进电站建设步伐适度加快，计划到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4.00%左右。

2015年4月，国家发展改革委发布了《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》（发改价格〔2015〕748号），为降低企业成本，稳定市场预期，促进经济增长，决定自4月20日起，将全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2.00分钱。同时，全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.80分钱。电价调整后，继续对高耗能行业、产能严重过剩行业实施差别电价、惩罚性电价和阶梯电价政策，促进产业结构升级和淘汰落后产能。

2015年12月，国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号），明确针对陆上风电项目上网标杆电价，2016年、2018年前三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。该规定适用于2016年1月1日、2018年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2016年1月1日前核准但于2017年末前仍未开工建设的陆上风电项目。同月，国家发展改革委发布了《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，从2016年1月1日起，降低燃煤发电上网电价全国平均每千瓦时约3分钱，同时降低一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约3分钱。

2016年12月，国家发展改革委、国家能源局发布了《能源发展“十三五”规划》（发改能源〔2016〕2744号）和《可再生能源发展“十三五”规划》（发改能源〔2016〕2619号），对“十三五”期间我国能源发展及可再生能源发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和政策措施进行了规划。同月，国务院印发了《“十三五”节能减排综合工作方案》，明确了节能减排综合工作的总体要求和目标，要求优化产业和能源结构，加强重点领域节能，强化主要污染物减排。

2016年12月，国家能源局印发了《关于加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》（国能资质〔2016〕351号），通知要求严格电力业务许可制度，加快淘汰落后产能，促进可再生能源发展，充分发挥许可证在规范电力企业运营行为等方面的作用。2017年8月，从国家发改委获悉，为建立科学合理的输配电价形成机制，国家发改委办公厅印发《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》（发改办价格〔2017〕1407号），决定在省级电网输配电价改革实现全覆盖的基础上，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场交易。

2017年9月，为贯彻落实供给侧结构性改革有关部署，促进供给侧与需求侧相互配合、协调推进，国家发改委、工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、国务院国资委、国家能源局6部门联合印发了《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）。在本次调整中，新能源的优化布局尤为重要。

2017年11月，国家发展改革委、国家能源局印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（发改能源〔2017〕1942号），明确采取有效措施提高可再生能源利用水平，推动解决弃水弃风弃光问题。

2017年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于推进电力安全生产领域改革发展的实施意见》（发改能源规〔2017〕1986号），明确了企业履行电力安全生产主体责任，地方各级政府电力管理等有关部门履行地方电力安全管理责任，将安全生产工作作为行业管理的重要内容，督促指导电力企业落实安全生产主体责任，加强电力安全生产管理。

2018年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号），为扎实推动能源生产和消费革命、推进电力供给侧结构性改革、构建高效智能的电力系统、提高电力系统的调节能力及运行效率的有效实施，提出了相关指导性意见。

2018年5月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号），相关事项通知主要为促进光伏行业健康可持续发展，提高发展质量，加快补贴退坡的现状。

2019年1月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。为促进可再生能源高质量发展，提高风电、光伏发电的市场竞争力，将推进开展平价上网项目和低价上网试点项目建设、优化平价上网项目和低价上网项目投资环境、保障优先发电和全额保障性收购、鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。

2019年4月，国家发展改革委《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号）完善集中式光伏发电上网电价形成机制，适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。

2019年5月，国家发展改革委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），于2019年7月1日将风电标杆上网电价改为指导价，新核准的风电项目上网电价将通过竞争方式确定。

2019年6月，国家发展改革委发布了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号），进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，深化电力体制改革。

2019年10月，国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价。仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。规范交叉补贴调整机制。以2018年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对2020年后的浮动方式进行调控。

2019年11月，国家发展改革委发布了《电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法（修订）（征求意见稿）》，文件中称，可再生能源发电上网电量包括优先发电电量和市场交易电量两部分，对于设定保障性收购电量的地区，保障性收购电量之外的市场交易电量由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得；未设定保障

性收购电量的地区，电网企业在保障电力系统安全和消纳的前提下，依法依规全额收购可再生能源项目上网电量。2020年1月，财政部、发展改革委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）。自2020年起，所有新增可再生能源发电项目均采取“以收定支”的方式确定，凡是符合条件的存量项目均纳入补贴清单，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。同时，自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易。

2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局修订《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建〔2020〕5号），文件中称，需补贴的新增可再生能源发电项目（以下简称新增项目），由财政部根据补助资金年度增收水平、技术进步和行业发展等情况，合理确定补助资金当年支持的新增可再生能源发电项目补贴总额；存量项目需符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内，并按流程经电网企业审核后纳入补助项目清单。

2020年3月31日国家发展改革委《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号）对集中式光伏发电继续制定指导价。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。降低工商业分布式光伏发电补贴标准。降低户用分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。

2020年9月11日，国家发展改革委、财政部、国家能源局研究制定了《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》（发改能源〔2020〕1421号），提出推动完善生物质发电项目补贴机制，自2021年1月1日起，规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，新纳入补贴范围的项目（包括2020年已并网但未纳入当年补贴规模的项目及2021年起新并网纳入补贴规模的项目）补贴资金由中央地方共同承担，分地区合理确定分担比例，中央分担部分逐年调整并有序退出。

2020年10月21日，财政部、发展改革委、国家能源局印发《<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），明确按合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度，在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。2021年1月，国家能源局发布《2021年能源监管工作要点》，提出完善油气网络设施公平接入，推动建立公平公开的管输服务市场，促成形成上游资源多主体渠道供应、下游销售市场充分竞争的油气市场体系。积极支持天然气干线管道附近的城市燃气企业、大用户等与上游供气企业签订直供、直销合同，降低企业用气成本。

2021年10月11日，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。

2021年10月，国家发展改革委、国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，明确要求新建机组类型及压降煤耗标准，不断推进煤电机组灵活性改造。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。

2022年2月，国家发展改革委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出引导煤、电价格主要通过中长期交易形成。煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。

2022年4月，国家发展改革委价格司发布《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。

2022年11月，国家发展改革委、国家统计局和国家能源局三部委发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，提出有序推进新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，可再生能源绿色电力证书是可再生能源电力消费的凭证，绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系。

2023年7月，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部、商务部、国务院国资委联合发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》，明确加大技术研发力度。将退役风电、光伏设备循环利用技术研发纳入国家重点研发计划相关重点专项。开发风电、光伏设备残余寿命评估技术，构建设备寿命评估方法学和技术体系，推动设备及关键部件延续利用和梯次利用。此外，强化资金和政策支持，健全标准规范体系，培育重点地区和企业。

2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起实施，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

2024年6月，广东电力交易中心有限责任公司发布《广东电力市场气电天然气价格传导机制实施方案（试行）》，方案按每月动态调整市场化燃气机组（部分机组除外）变动成本补偿标准，建立天然气采购综合价计算模型，由广东电力交易中心按月计算发布，用于成本补偿与度电燃料成本计算；该方案自2024年6月起执行，后续将依实际完善机制与参数，旨在缓解气电企业经营困境，强化成本补偿与气价联动，保障气电可持续运营，优化电力市场机制，助力新型电力系统构建。

2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，规划在2024-2027年开展9项专项行动，涵盖电力系统稳定保障、大规模高比例新能源外送攻坚、配电网高质量发展等领域，旨在提升电网对清洁能源的接纳、配置与调控能力，加快推进新型电力系统建设。

2024年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，明确2024年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标并据此考核，新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，要求各地合理安排新能源保障性并网规模，落实跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求等，以此推动可再生能源高质量发展。

2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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），要求自6月1日起，新增的新能源上网电量将全面参与市场化交易，加速推进新能源全面入市的进程。

2025年10月16日，广东省电力交易中心印发《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则》，规范新能源项目市场化电价机制。

（二）公司所处行业地位

发行人是深圳电力能源主要供应商和深圳市属大型综合能源集团，在深圳市以及珠三角区域的电力市场中具有重要的地位，是全国电力行业第一家在深圳上市的大型股份制企业，也是深圳市第一家上市的公用事业股份公司，在日常运营和项目资源获取等方面获得了地方政府较好的外部支持。发行人电力资产覆盖区域经济发达，具有较明显的区位优势。

三十多年的发展历程中，深圳能源建成了深圳第一座大型火力发电厂妈湾电厂，接收了全国第一个BOT电厂沙角B电厂，建成了华南第一座超超临界燃煤电厂河源电厂，建成了全国第一座欧盟标准垃圾焚烧发电厂南山环保电厂，建成了中国在非洲投资的第一个电厂加纳燃机电厂。公司先后荣获全国先进基层党组织、全国“五一”劳动奖状、国家优质工程金质奖、国家质量标杆奖、保尔森可持续发展奖大奖、加纳最佳能源及电力行业外资企业奖、中国电力优质工程奖、深圳市市长质量奖、能源企业全

球竞争力500强、中国企业500强、全球新型城镇化建设新能源示范企业、改革开放40周年广东省优秀企业、广东省脱贫攻坚工作突出贡献集体、广东省环境保护先进集体等荣誉称号。

（三）公司核心竞争力分析

1、多元广泛的产业布局

公司注重多产业布局，构建了低碳电力、生态环保、综合燃气及数智服务的“四核”业务格局，各产业板块发展成熟且相对独立，风险分散，整体具备较强的抗周期性和盈利稳定性。公司电力资产涵盖煤电、气电、风电、光伏、水电、氢能等多种能源形式，截至报告期末清洁能源装机占比76.22%，转型发展成效明显。业务遍布全国29个省、市，较早实施“走出去”战略，在海外加纳、越南等地投资建设项目，其中在加纳投资建设的非洲第一个中资电厂，成为共建“一带一路”的典范项目，能充分有效利用国内外资源和市场。

2、优势突出的环保业务

公司是国内领先的垃圾焚烧发电运营商，致力于生活垃圾的“无害化、减量化、资源化”处理，在全国建成42座垃圾焚烧发电厂，垃圾日处理能力超5万吨，规模居行业前列。通过引进吸收和自主创新，掌握了具有国际领先水平的垃圾焚烧发电自主知识产权，具备固废处理全产业链参与能力，是国务院国资委“科改示范企业”标杆和“创建世界一流专业领军示范企业”。公司垃圾焚烧项目单体规模全球领先，烟气排放的关键指标达到全球最优的“深圳标准”，优于欧盟标准。主编参编国家行业地方及团体标准71部。具备含盐废水、高浓度有机废水等环保项目产业化运用的能力。

3、良好的产业协同

公司在发展过程中，围绕城市综合运营服务形成了产业协同优势，在重点地区滚动布局电力、热力、燃气、垃圾处理、综合能源等业务，强化产业协同机制，推进区域一体化管理，在新疆、河北、粤东、河源等地形成了较强的区域发展优势和贡献能力。注重发挥产业的横向协同及上下游联动效应，如燃气贸易与城市燃气、燃机电厂运营协同，环保板块的垃圾焚烧发电与污泥处理、危废处置业务协同，发售电一体化协同等，有效提升了成本控制力、业务竞争力与整体运营效率。

4、稳健的经营水平

公司坚持战略引领，较早启动清洁低碳转型，不断提升精细化管理水平，经营业绩稳健，自1991年成立以来每年均实现盈利。重视股东回报，上市至今已累计30年、连续24年进行现金分红，累计现金分红金额超过124.97亿元，累计现金分红占归属于母公司净利润比例为34.39%。

5、较强的区域优势

公司作为深圳市国资委控股的能源企业，深度参与深圳“无废城市”建设，助力深圳成为国内第一个生活垃圾零填埋的超大型城市。所属主力燃煤电厂及境内燃机电厂均在粤港澳大湾区，辐射经济高增长区域，资产质量优良，具备较强的区域优势。

6、良好的市场形象

公司在行业内和市场上具有较高的知名度和美誉度，荣获全国先进基层党组织、国家优质工程金质奖、保尔森大奖、深圳市长质量奖等，在资本市场树立了诚信、稳健、绩优的良好品牌形象。因信用良好，银行信贷、证券融资等渠道通畅，发债利率多次创同期同行业最低，具有明显财务资源优势。

（四）公司经营方针和战略

1、锻造战略引领能力，精心做好战略规划

“十四五”期间，公司在经营规模、盈利能力、重点项目、管理水平等方面均取得了超预期成绩，营业收入、装机容量等核心指标提前达成目标，但新能源板块因市场竞争激烈，导致部分任务尚未达到预期目标。2025年将全力做好存量，确保具备建设条件的新能源项目实现投产，同时努力争取增量，确保“十四五”圆满收官。2025年及“十五五”期间，是公司深化转型升级的关键时期，全面系统、科学合理、实事求是地编制“十五五”战略规划尤为重要，要保持战略定力，增强危机意识，作出更科学、更准确的判断，为公司新一轮发展打牢基础。

2、锻造创新驱动能力，推动新质生产力发展

以科技创新激发企业活力，健全制度体系，高效配置创新资源，加大研发经费投入，建设以技术院公司为龙头的战略型创新载体，围绕战新产业、前沿科技、共性技术加强研发，聚焦可再生能源、氢能、环保装备等关键领域，实施一批具有战略意义的科研项目；利用“技术图谱”与“揭榜挂帅”机制，精准定位研发需求，加速技术

突破与成果转化。深化合作交流，加强与知名高校、科研机构的合作，推进产学研用深度融合、协同攻关。提升成果转化，试行“先投后股”等科研转化制度，推动生物质掺烧、环保装备、储能产品等科技成果产业化进程。

以数智化建设重塑企业管控模式，科学指引IT系统和业务流程的规划管理；夯实技术底座，优化IT技术基础设施，加速大数据平台项目实施，开展全公司范围云网端一体化的规划设计；打造智能产业，跟踪前沿技术，积极开展“能源+AI”场景探索；持续推进火电智能电厂、新能源智能场站、环保数智中心、智慧燃气运营等专业系统建设，建立统一的数据标准与数据治理体系，加强数据资源的整合与利用，提升数据质量与管理效率实现数据的全生命周期管理。

3、锻造运营管理能力，全面激发内生动力

做好财务谋划，充分利用司库系统，对日常现金流展开全方位监控管理；深挖内部潜力，严控非生产性费用支出；建立汇率风险管控机制，防止交易性汇兑风险；不断优化资债结构，降低总体资金成本。强化燃料管理，稳固与煤炭供应合作，夯实保供基本盘，积极探索燃煤贸易的多元化渠道与创新模式；积极落实天然气增量气源，强化气电协同，全力推进天然气管道建设及通气工作。优化电力营销，做好月度市场和现货市场交易，加强策略研究，强化人才培养和技术储备；加强与主管部门沟通力度，争取有利电价政策和补偿机制，争取电厂合理权益。在巩固前期合规体系建设成果基础上，切实加强投资、招投标、采购、工程等重点领域和高风险领域的合规管控，强化法律合规审查，防范化解合规风险；实施境外企业及重点所属企业合规体系建设工作，加快搭建全面合规管理体系，为实现公司稳定健康发展固本夯基。

4、锻造差异化竞争能力，淬炼再启程核心优势

推动低碳电力“三个优化”：优化电源结构，大力推进清洁煤电升级改造及建设，有序推进妈湾气电一期、保定二期投产；积极跟踪深汕、海南、粤西等地区海风资源配置，拓展海风资源；加快打造“深超总”综合智慧能源、福田会展中心光储充一体化等示范项目。优化技术配置，通过“三改联动”推进火电机组低碳化改造，推进生物质、绿氢、绿氨、配煤掺烧等领域的技术创新；积极推进燃机9E机组资产盘活及设施升级改造，利用丰富的燃机应用场景，强化自主检修能力。优化商业模式，持续做

好绿电绿证销售工作，加快建设碳资产管理信息平台；积极研究海上能源岛、海洋牧场等应用场景，为深度挖掘海洋能源资源做好技术储备。实现生态环保“三个升级”：升级项目拓展路径，巩固垃圾焚烧项目基本盘，确保光明、河源等项目年内投产，实现新增日垃圾处理规模4,100吨的目标。升级城市环境治理一体化解决方案，聚焦垃圾收、运、储、埋、销环节，高度关注填埋场治理、废水处理、资源循环等延伸业务价值，努力打造成为具有竞争力的城市环境治理综合服务商。升级数智化治理水平，打造环保“灯塔项目”，形成“数智化+”的产品体系；形成差异化竞争力的“轻资产服务产品+”服务体系，实现全产业链差异化升级。加快综合燃气“三个建设”：加快建设天然气全产业链，拓展天然气贸易规模；积极参与上游气源的股权投资，不断丰富采购路径，拓宽资源池，平衡气源结构，提高供应链调节保障能力，有效应对市场波动，为燃机电厂竞争力提升做好支撑。加快建设高质量发展体系，做优经营发展质量；建立一套标准化、高效合理的组织架构；加大对区域公司的管控模式改革，探索对生产、管网、客服等业务实行中心化管理，进一步提升规范管理和高效管控水平。加快建设科技与产业创新体系，做强新质生产力；加大科技创新力度，开展综合能源、氢能利用技术联合研发；做好增值业务商业模式改革，建立增值业务和城燃业务协同的发展模式，培育新利润增长点。走好数智服务“三个阶段”：一是有效整合现有资源，厘清数智业务发展的战略目标和业务、管理条线，明确责任目标，落实各级保障。二是增强企业综合能力，优化新型储能业务整体解决方案，推进综合能源业务多能互补集成供能，培育布局未来产业能力。三是打造市场竞争能力，坚持市场化原则，聚力打造示范项目，将数智服务打造成发展新增长极。

深入实施“走出去”战略：打通海外市场的政策法规、环保、人才等通道，形成标准化可操作的国别风险识别防范体系；全力推进阿斯塔纳能源生态园等海外重点项目，探索中东“新能源+综合能源”产业模式；探索海外项目合作新模式，科学防控海外投资风险，确保海外项目的优质发展。

5、锻造安全保障能力，全力护航稳定发展

坚决守牢“发展决不能以牺牲人的生命为代价”的红线底线，严格落实安全绩效“一票否决”，开展专项整治行动，加强“三外”管理，确保安全形势稳定可控；实

施“科技强安”工程，加强信息化、数字化、智能化安全技术在安全生产管理方面的应用，加快推动高危行业领域“机械化换人、自动化减人”，推进人工智能、大数据、物联网等技术与安全生产融合发展，不断提升本质安全水平；全力保障工程安全，严格执行有关法律法规和标准规范，做好施工安全管控。强化环保执行力度，加强环保“红线”意识，加强环保设施运维及排放监测管理，确保污染物稳定达标排放。履行保供社会责任，加强设备管理，落实燃料储备保障措施，严防发电机组非计划停运或出力受阻。

（五）公司主营业务情况

1、公司经营范围及主营业务

公司是全国电力行业第一家在深圳上市的大型股份制企业，也是深圳市第一家上市的公用事业股份公司。公司所从事的主要业务是各种常规能源和新能源的开发、生产、购销，以及城市固体废物处理、废水处理和城市燃气供应等。公司结合“十四五”前期市场环境变化和战略执行情况，在原有“四核双驱”基础上重新聚焦业务体系与发展动力，将“十四五”战略规划动态调整为：以具有国际影响力的清洁能源与生态环保综合服务商为发展目标，聚焦清洁能源和生态环保两大领域，始终把握“坚持清洁能源经营特色，引领环保产业先行示范，促进能源科技创新应用”战略定位，构建低碳电力、生态环保、综合燃气、数智服务“四核业务”梯次化发展格局。

公司经营范围：各种常规能源和新能源的开发、生产、购销；投资和经营能提高能源使用效益的高科技产业；投资和经营与能源相关的原材料的开发和运输、港口、码头和仓储工业等；经营和进出口本公司能源项目所需的成套设备、配套设备、机具和交通工具等；投资和经营与能源相配套的地产、房产业和租赁等产业；各种能源工程项目的设计、施工、管理和经营，以及与能源工程相关的人员培训、咨询及其他相关服务业务；环保技术开发、转让和服务；物业管理、自有物业租赁；在合法取得土地使用权范围内从事房地产开发经营；从事信息系统运营维护，系统集成，软件开发的信息技术服务；计算机软硬件、电子产品、耗材、办公设备的销售与租赁；能提高社会经济效益的其他业务。

2、公司报告期内主营业务收入构成

公司最近三年及一期营业收入构成情况如下：

单位：万元、%

注：营业收入与成本数据参考发行人年度/半年度报告“管理层讨论与分析”章节。其他板块主要包括技术服务、供热和煤炭销售等。

2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月，公司分别实现营业收入3,752,471.67万元、4,050,449.54万元、4,121,360.88万元和2,113,914.54万元，总体呈上升态势。2023年度营业收入较2022年度增加297,977.87万元，增幅7.94%，主要由于公司持续加大新项目开发力度，稳步推进工程建设，全年新增装机容量167.09万千瓦，售电量同比上升；持续加强电力市场营销，广东省内电厂签订长协电价有所提高所致。2024年度营业收入较2023年度增加70,911.34万元，增幅1.75%，主要系燃气板块开拓外部客户，燃气贸易销售收入同比上升。电力业务为公司核心业务，2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月，电力业务营业收入为2,570,106.28万元、2,819,006.82万元、2,565,710.83万元和1,314,536.13万元。报告期内，公司电力业务收入分别占营业收入的68.49%、69.60%、

62.25%和62.18%，是公司主要的营业收入来源。

公司最近三年及一期营业成本构成情况如下：

单位：万元、%

注：营业收入与成本数据参考发行人年度/半年度报告“管理层讨论与分析”章节。其他板块主要包括技术服务、供热和煤炭销售等。

2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月，公司营业成本分别为3,101,400.72万元、3,137,072.54万元、3,311,108.53万元和1,620,428.10万元，总体呈上升趋势。2023年度营业成本较2022年度基本保持持平。2024年度营业成本较2023年度增加174,035.99万元，增幅5.55%，增幅高于营业收入，主要由于2024年度公司广东省内燃煤、燃机电厂电价下降幅度大于燃料价格下降幅度。

电力业务作为公司核心业务，同时也是公司营业成本的主要组成部分，其营业成本在2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月达到2,215,300.19万元、2,241,882.13万元、2,110,291.56万元和1,023,659.15万元，分别占各期营业成本的

71.43%、71.46%、63.73%和63.17%，电力业务成本主要由耗用的燃煤、燃气成本构成，在营业成本中占比较高。

3、公司报告期内主营业务毛利润构成及毛利率

公司最近三年及一期营业毛利情况如下：

单位：万元、%

注：营业收入与成本数据参考发行人年度/半年度报告“管理层讨论与分析”章节。其他板块主要包括技术服务、供热和煤炭销售等。

其中：各明细毛利率=（各明细营业收入-各明细营业支出）/各明细营业收入毛利占比=各明细毛利金额/毛利润金额综合毛利率=Σ各明细毛利/Σ各明细营业收入

2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月，公司实现的营业毛利润分别为651,070.95万元、913,377.00万元、810,252.35万元和493,486.44万元，整体呈波动趋势。2023年毛利润较2022年增加262,306.05万元，增幅40.29%。2024年毛利润较2023年减少11.29%。

2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月，电力业务对毛利润的贡献比例分别为54.50%、63.19%、56.21%和58.94%，电力业务为公司主要利润来源。

2022年度、2023年度、2024年度和2025年1-6月，公司的综合毛利率分别为

17.35%、22.55%、19.66%和23.34%，整体呈波动趋势。报告期内，公司电力业务毛利率分别为13.81%、20.47%、17.75%和22.13%。2023年度，随着广东省内惠州丰达、潮州甘露、潮州凤泉等燃气机组投产并网运行，燃机板块营业收入、营业成本均比上年同期有较大幅度增长，带动毛利润、毛利率亦大幅增长。2024年度，公司电力业务毛利率下降，主要由于广东省内燃煤、燃机电厂电价下降幅度大于燃料价格下降幅度所致。

4、公司主要业务板块运营情况

（1）电力业务板块

能源电力为发行人主要业务板块之一，近年来发行人加大在清洁能源领域的投资力度，转型发展成效显著。

截至2025年6月末，公司可控发电装机容量为2,531.44万千瓦，其中燃煤发电装机容量为601.90万千瓦，包括在珠三角地区的452万千瓦以及新疆、河北、内蒙古地区的149.90万千瓦，占比23.78%；天然气发电装机容量为1,021.93万千瓦，包括在广东省的965.93万千瓦及实施“走出去”战略在西非加纳投资发电的56万千瓦，占比

40.37%；水力发电装机容量为101.30万千瓦，主要分布在浙江、福建、四川、广西和云南地区，占比4.00%；风力发电装机容量为392.95万千瓦，占比15.52%；光伏发电装机容量为296.16万千瓦，占比11.70%；垃圾发电装机容量为117.20万千瓦，占比

4.63%。截至2025年6月末，公司清洁能源装机占比76.22%，可再生能源装机占比

35.85%，所属燃煤电厂所有机组均实现烟气超低排放，指标实测值优于国家标准。

报告期内，公司各电力生产指标如下：

报告期内，发行人发电总量为598.91亿千瓦时、616.36亿千瓦时、590.67亿千瓦时和323.13亿千瓦时，上网电量为567.58亿千瓦时、584.82亿千瓦时、560.43亿千瓦时和306.75亿千瓦时，2024年度发行人发电总量、上网电量均较2023年度有所减少，主要系燃煤发电减少所致。

最近三年及一期末，公司控股装机容量如下：

单位：万千瓦

1）传统火电

目前火电板块主要由公司所属深圳妈湾电力有限公司、深能合和电力（河源）有限公司、深能（河源）电力有限公司、国电库尔勒发电有限公司、深能保定发电有限公司等燃煤电厂以及深圳市东部电力有限公司、东莞深能源樟洋电力有限公司、惠州深能源丰达电力有限公司和深能安所固电力（加纳）有限公司等燃机电厂运营。其中：

深圳妈湾电力有限公司所属妈湾发电厂原拥有六台30.00万千瓦级引进型国产燃煤机组，其中两台机组已到期关停，目前已启动电厂升级改造工作，首台H级燃气蒸汽联合循环发电机组已投入商业运行，煤电环保替代一期工程（#9、#10机组）已开工建设。河源电厂分两期建设，一期两台60万千瓦超超临界燃煤机组由深能合和电力（河源）有限公司投资建设，分别于2008年12月和2009年8月投入商业运行，是华南地区首台60万千瓦超临界机组，代表着世界先进的发电技术水平；二期两台100万千瓦燃煤发电机组由深能（河源）电力有限公司投资建设，采用国际最先进的超超临界二次再热技术，同步配套建设先进的环保设施，实现废水零排放、固废全部综合利用和烟气超

净排放，项目主体工程于2019年2月28日开工建设， 2021年实现双投。深圳市东部电力有限公司拥有三台39.00万千瓦燃气蒸汽联合循环发电机组，经济技术指标优良。

报告期内，发行人煤电及气电机组运行情况如下：

最近三年及一期发行人煤电机组运行指标

最近三年及一期发行人气电机组运行指标

报告期内，煤电机组发电量为307.21亿千瓦时、296.27亿千瓦时、243.12亿千瓦时和124.78亿千瓦时；气电机组发电量为103.91亿千瓦时、133.25亿千瓦时、145.17亿千瓦时和86.92亿千瓦时，报告期内，发行人火力发电量保持稳定，煤电及气电机组运行情况良好。2024年度，公司煤电机组利用小时数下降，主要系广东省电力供应宽松，电力市场竞争激烈，现货电价处于较低水平，部分电厂采取欠发策略以获取更高收益，影响发电量，导致利用小时下降。

2024年度，公司气电机组利用小时数下降，因天然气价格偏高，公司尽量减少机组运行，机组利用小时数下降。

报告期内，发行人火力发电主要原材料采购以煤炭与天然气为主，受市场需求量及原材料市场价格波动的影响，发行人报告期原材料价量总体上保持稳定，但存在波动，具体情况如下：

最近三年及一期发行人火力发电主要原材料采购情况

报告期内，燃料市场价格存在一定波动性，但由于公司与国内大型煤炭供应商建立了长期战略合作关系，提高议价能力以降低成本。同时，公司坚持以长协煤为主，市场价煤作为补充，因此燃煤价格上涨对公司经营成本未造成重大影响。

2）可再生能源发电

公司除传统火力发电板块外，在水力发电、风力发电、太阳能发电及垃圾焚烧发电等新能源发电领域均已形成一定规模。其中：

公司水力发电主要由所属深能西部能源（成都）有限公司（曾用名“深能水电投资管理有限公司”）经营，主要电厂分布于四川、广西、浙江、福建和云南地区；风力发电及太阳能发电主要由所属深能北方能源控股有限公司和深能南京能源控股有限公司经营，主要电厂分布于华东、内蒙古等地区。

2025年上半年，公司紧抓配套外送通道及消纳条件好的项目资源，维持好开发基本盘，通过传统申报、竞争性配置、联合开发等多种形式，新增核准或备案新能源项目9个，容量合计61.89万千瓦，涉及陆上风电、分布式光伏等项目，主要包括贵州省册亨县40万千瓦集中式风电项目、云南省禄劝县阿巧10万千瓦光伏发电项目、西藏自治区巴青县10万千瓦光伏+构网型储能项目等。

未来公司将顺应能源发展趋势，积极适应电力体制改革形势，加快优化产业结构、能源结构，持续做好绿电绿证销售工作，加快建设碳资产管理信息平台；积极探索新能源与绿氢绿氨等产业协同发展；积极研究海上能源岛、海洋牧场等应用场景，为深度挖掘海洋能源资源做好技术储备，推动公司新能源产业发展壮大。

报告期内，发行人上述可再生能源发电主要运行指标如下：

最近三年及一期发行人水电机组运行指标

最近三年及一期发行人风电机组运行指标

最近三年及一期发行人光伏机组运行指标

报告期内，发行人各类可再生能源发电量均有不同程度的增长，发行人水力发电量分别为34.86亿千瓦时、28.49亿千瓦时、31.79亿千瓦时和12.80亿千瓦时；风力发电量分别为80.74亿千瓦时、81.74亿千瓦时、85.74亿千瓦时和50.51亿千瓦时；太阳能发电量分别为19.36亿千瓦时、19.20亿千瓦时、22.33亿千瓦时和15.67亿千瓦时。

（2）环保业务板块

截至2025年6月末，公司已在广东、广西、湖北、福建、河北、山东、辽宁等省份建成投产固废处理厂42座（含厨余项目），业务拓展至环卫、餐厨、工业废水、污泥处理、建筑垃圾资源回收等领域，投产的综合固废日处理能力达到50,515吨（其中餐厨、生物质、污泥、建筑垃圾等日处理能力达到7,565吨），2025年上半年累计完成垃圾处理量717.98万吨，同比增长6.32%；另有多个固废处理项目在建或已核准，

截至报告期末在建和已核准项目综合固废日处理能力为12,475吨（其中餐厨厨余、污泥日处理能力为975吨）。在深项目垃圾日处理能力16,300吨，助力深圳在全国超大型城市中率先实现生活垃圾零填埋。公司具备固废处理研发、设计、设备制造、投资、建设、运营全过程产业链能力，主编参编城市固废处理国家、行业、地方、团体标准71部，项目单体规模全球领先，排放指标领先欧盟，创造了行业最优的“深圳标准”。截至2025年6月末，公司已投产（含试生产）垃圾发电装机情况如下：

报告期内，发行人垃圾焚烧处理能力及发电主要运行指标如下：

最近三年及一期发行人垃圾处理能力

最近三年发行人垃圾发电机组运行指标

报告期各期末，发行人垃圾日处理能力分别为39,115吨/日、44,275吨/日、50,515吨/日和50,515吨/日，报告期各期，垃圾发电机的发电量分别为52.81亿千瓦时、57.41亿千瓦时、62.52亿千瓦时和32.45亿千瓦时。

（3）燃气业务板块

公司燃气业务平台公司为深圳能源燃气投资控股有限公司（以下简称“燃气控股公司”），于2017年设立，燃气控股公司先后完成对舟山中油昆仑能源有限公司、中海油潮州能源有限公司、赵县亚太燃气有限公司、克州华辰能源有限公司、克州华辰车用天然气有限公司、深能巴州燃气股份有限公司等项目收购，及对系统内燃气资产整合，统筹燃气项目的开发、投资和运营，实现集团燃气业务统购统销，提高议价能力；通过参股争取产业链上、中游机会，加大基础设施的投资力度，重点推进潮州“一张网”燃气项目，做大做实天然气产业；开创性开启了国际LNG自主采购业务，形成燃气全产业链条，同时通过管道气和槽车方式不断推进燃气外销，提高气源消纳能力。2025年上半年，公司进一步夯实城市燃气、城市高压管网、LNG接收站和天然气贸易业务上中下游全产业链布局，产业协同和规模效应进一步体现。

截至2025年6月末，公司经营广东惠州、潮州、新疆巴州、克州、浙江舟山、河北赵县、湖南湘乡等城市燃气供应，控股8家城市燃气公司、1家燃气增值业务公司、1家天然气贸易公司和2家综合能源公司，参股3家LNG接收站、1家LNG销售公司和1家高压支线管网公司，居民用户近114万户，工商业用户近2.3万户，燃气管网7,890公里。2025年上半年，公司燃气板块实现销售气量19.06亿标准立方米，同比增长16.22%。

（4）数智服务板块

2025年上半年，公司完成数智服务板块整合，以原深能智慧能源科技有限公司、公司信息技术分公司及环保公司信息化团队为基础，将培育打造“产业技术化”载体，抢占数智服务市场高地。数智化转型方面，公司全年安排366项数智化建设及服务项目，深化管理数字化、产业数字化水平；深入推进“人工智能+能源”工作，与华为联合研发了新能源功率预测大模型，并在2025年6月的华为开发者大会上重磅发布。该系统气象预测准确率提升15%，风力发电功率预测准确率提高10%，提升了新能源发电经济效益。储能方面，深能云梦EPC总承包项目、河源一期火储联调项目、天津武清

及云南景洪项目均按期高质量交付。已投运的河源二期储能项目综合调频性能指标优异，收益良好。综合能源方面，光明国际汽车城智慧能源项目成功入选国家（深圳）气候投融资项目双库，首创“机理模型+数据驱动+运维经验”三维融合控制体系，持续优化完善智能控制技术提升能效管理水平。科创服务方面，深能源（深圳）创新技术有限公司完成入驻河套科创中心园区，加速建设公司科技创新平台。

5、发行人主要供应商及客户

（1）发行人前五大供应商情况

2022-2024年度，公司前五大供应商采购情况分别如下：

单位：万元

单位：万元

单位：万元

发行人上游供应商主要为国内各大燃煤及燃气供应商，如中国石油天然气股份有限公司天然气销售广东分公司和中海石油气电集团有限责任公司广东分公司等。最近三年，公司供电煤耗情况如下：

燃煤采购方面，公司目前与多家大型煤炭供货商都建立了长期的战略合作关系，并约定年度兑现率，为公司控制成本提供了重要保证。

燃气采购方面，公司与广东大鹏液化天然气有限公司签订了为期25年的液化天然气供应合同，气源和采购价格能够得到保证。

总体看来，发行人与各家供应商建立长期稳定的合作关系，能够有效地控制燃料成本，同时降低受市场大环境的影响造成的燃料市场价格波动的影响，在成本控制方面具有一定优势。

（2）发行人前五大客户情况

2022-2024年度，公司前五大客户销售情况分别如下：

单位：万元

单位：万元

单位：万元

发行人下游客户以电网公司为主，其中，中国南方电网有限责任公司及其子公司广东电网有限责任公司占比最大，发行人对该客户的依赖性较大，但随着可再生能源项目的逐渐投产，未来对其销售额占比可能呈下降趋势，因此发行人对该客户的依赖性不会造成实质性经营风险。资金结算方面，南方电网及其子公司广东电网公司与发行人按月统计各家电厂上网电量后，分别与发行人下属各家电厂进行结算，账期主要为一个月。

发行人上网电价接受统一宏观调控，广东作为经济大省，区域经济发达程度高，电价承受能力较强，全国范围内，较其他区域整体电价水平较高，区域内的电力生产企业具有相对较大的利润空间。最近三年，公司售电量区域分布及广东省内电价情况如下：

6、重大环保情况

报告期内，公司积极响应最新环保政策要求，加强脱硫脱硝系统的运行调整和设备维护管理，加强环保技术改造，提升设备运行效率，保证各项污染物排放符合国家及属地环保管理要求。

公司所属各燃煤电厂积极落实国家全面实施燃煤电厂超低排放改造要求，于2017年初完成妈湾公司、深能合和公司所有燃煤机组的超低排放改造并通过了省厅的验收；2024年公司燃煤机组环保设施运行稳定可靠，烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物达到国家超低排放标准。

公司所属燃机电厂环保设施运行稳定可靠，东部电厂全厂三台机组的SCR脱硝系统、CEMS系统等污染防治设施运行状况良好，机组额定工况下氮氧化物排放浓度小于15毫克/立方米，达到燃气轮机先进水平。

公司所属垃圾焚烧发电企业积极响应生态环境保护政策要求，加强污染防治设施的运行调整和维护管理，确保污染防治设施正常投运，保证设备运行效率。其中：宝安垃圾发电厂一、二期，深圳市深能南部生态环保有限公司一期、盐田垃圾发电厂、武汉深能环保新沟垃圾发电有限公司、阜平深能环保有限公司采用“SNCR脱硝+半干式反应塔脱酸+活性炭喷射+干法脱酸+布袋除尘+SCR脱硝”烟气处理组合工艺；宝安垃圾发电厂三期，深圳市深能南部生态环保有限公司二期、深圳市深能环保东部有限公司、缙云深能环保有限公司采用“SNCR脱硝+半干式反应塔脱酸+活性炭喷射+干法脱酸+布袋除尘+湿法脱酸+SCR脱硝”烟气处理组合工艺；龙岩、单县、潮州、桂林、

泗县、化州、鱼台、湘桥、定陶、任丘、阳朔、盘州、大连、阳新、西宁、五常、敖汉旗、寻乌公司采用“SNCR脱硝+半干式反应塔脱酸+活性炭喷射+干法脱酸+布袋除尘”烟气处理组合工艺；威县深能环保有限公司积极响应生态环境保护政策要求，2023年实施烟气处理设施升级改造，改造后为“SNCR炉内脱硝+半干法脱酸+小苏打干法脱酸+消石灰干法脱酸+活性炭吸附+袋式除尘+中温SCR脱硝”的组合工艺；泗县深能生物质发电有限公司采用“SNCR脱硝+旋风除尘器+CFB脱硫+布袋除尘器”烟气处理组合工艺。各所属公司按要求安装自动监测设备，生活垃圾焚烧发电厂自动监测数据在生态环境部污染源监控中心生活垃圾焚烧发电厂自动监测数据公开平台公开。生活垃圾焚烧发电厂采用“预处理+厌氧反应器+膜生物反应器+纳滤+反渗透”渗滤液处理组合工艺。

报告期内公司所有污染防治设施均稳定运行。报告期内，公司无因环境问题受到重大行政处罚的情况。

7、税收优惠

截至2025年6月末，公司享有的主要税收优惠情况如下：

企业综合利用资源，生产符合国家产业政策规定的产品所取得的收入，可以在计算应纳税所得额时减计收入

2017年4月10日起

八、其他与发行人主体相关的重要情况

报告期内，发行人、发行人控股股东或实际控制人不存在重大负面舆情或被媒体质疑事项。

九、发行人违法违规及受处罚情况

根据深圳证监局2024年2月21日出具的《深圳证监局关于对深圳能源集团股份有

限公司、周朝晖、章顺文采取出具警示函措施的决定》（行政监管措施决定书〔2024〕36号）（以下简称《警示函》），章顺文在拟担任发行人独立董事时，发行人、章顺文于2022年9月14日分别作出《独立董事提名人声明》《独立董事候选人声明》，称章顺文不存在同时在超过五家以上的公司担任董事、监事或高级管理人员的情形，并保证上述声明真实、准确、完整，没有虚假记载、误导性陈述或重大遗漏。经查，章顺文当时同时担任董事、监事或高级管理人员的公司家数超过五家，上述声明内容与事实不符。发行人、章顺文上述行为违反了《上市公司信息披露管理办法》（证监会令第182号，下同）第三条第一款的规定。周朝晖作为发行人董事会秘书，按照《上市公司信息披露管理办法》第五十一条第二款的规定，对公司上述违规行为负有主要责任。根据《上市公司信息披露管理办法》第五十二条的规定，深圳证监局决定对发行人、周朝晖、章顺文采取出具警示函的行政监管措施。收到上述《警示函》后，发行人高度重视《警示函》中指出的问题，将充分吸取教训，切实加强全体董事、监事、高级管理人员及相关人员对《上市公司信息披露管理办法》等证券法律法规及规范性文件的学习，全面梳理、健全并严格执行公司内部控制相关制度，强化规范运作意识，加强信息披露管理，持续提高公司规范运作水平及信息披露质量。本次行政监管措施不会影响发行人正常的生产经营管理活动，发行人将继续严格按照有关法律法规的规定和相关监管要求及时履行信息披露义务。

除上述情况外，报告期内，本公司不存在因违反相关法律法规而受到有关主管部门重大行政处罚的情形。

第五节 财务会计信息

本节的财务会计数据及有关分析说明反映了发行人2022-2024年及2025年1-6月的财务状况、经营成果及现金流量。投资者如需了解公司的详细财务状况，请参阅公司2022年度、2023年度、2024年度经审计的财务报告以及2025年1-6月未经审计或审阅的财务报表，以上报告已刊登于指定的信息披露网站。公司提请投资者注意，本节的数据、分析与讨论应结合公司经审计的财务报告和未经审计或审阅的财务报表，以及本募集说明书揭示的其他信息一并阅读。发行人2022年度、2023年度和2024年度财务报告经毕马威华振会计师事务所（特殊普通合伙）审计并出具了毕马威华振审字第2305004号、毕马威华振审字第2406068号和毕马威华振审字第2510156号无保留意见的审计报告。毕马威华振认为：深圳能源集团股份有限公司的财务报表在所有重大方面按照中华人民共和国财政部颁布的企业会计准则的规定编制，公允反映了深圳能源2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日的合并及母公司财务状况，以及2022年度、2023年度和2024年度的合并及母公司经营成果和现金流量。发行人2025年1-6月财务报表未经审计或审阅。

以下分析所涉及的财务数据及口径若无特别说明，均依据公司2022-2024年经审计的财务报告以及2025年1-6月未经审计或审阅的财务报表或据其计算得出，按合并报表口径披露。

一、会计政策/会计估计调整对财务报表的影响

（一）会计政策变更对财务报表的影响

1、2022年会计政策变更情况

（1）《企业会计准则解释第15号》(财会 [2021] 35号) (“解释第15号”) 中“关于企业将固定资产达到预定可使用状态前或者研发过程中产出的产品或副产品对外销售的会计处理”(“试运行销售的会计处理”) 的规定

根据解释第15号的规定，本集团将固定资产达到预定可使用状态前以及研发过程中产出的产品或副产品对外销售 (以下统称“试运行销售”) 取得的收入和成本，按照《企业会计准则第14号——收入》、《企业会计准则第1号——存货》等规定分别进行会计处理，计入当期损益，而不再将试运行销售相关收入抵销相关成本后的净额冲减固定资产成本或者研发支出。

上述规定自2022年1月1日起施行，本集团对于2021年1月1日至首次执行日之间发生的试运行销售按照上述规定进行了追溯调整。

① 变更对当年财务报表的影响

上述会计政策变更对本集团2022年12月31日合并资产负债表各项目的影响汇总如下：

单位：元

上述会计政策变更对本集团2022年度合并利润表各项目的影响汇总如下：

单位：元

上述会计政策变更对本集团2022年度合并现金流量表各项目的影响汇总如下：

单位：元

上述会计政策变更对本公司财务状况、经营成果和现金流量无重大影响。

②变更对比较期财务报表的影响

上述会计政策变更对本集团2021年12月31日合并资产负债表各项目的影响汇总如下：

单位：元

注：其中因上述会计政策变更本集团调整增加2021年年初留存收益人民币16,867,900.44元。

上述会计政策变更对本集团2021年度合并利润表各项目的影响汇总如下：

单位：元

上述会计政策变更对本集团2021年度合并现金流量表各项目的影响汇总如下：

单位：元

上述会计政策变更对本公司财务状况、经营成果和现金流量无重大影响。

（2）关于亏损合同的判断规定

根据解释第15号的规定，本集团在判断亏损合同时，估计履行合同的成本中应包括履行合同的增量成本和与履行合同直接相关的其他成本的分摊金额。上述规定自2022年1月1日起施行，本集团对于2021年1月1日至首次执行日之间发生的试运行销售按照上述规定进行了追溯调整。

采用该规定未对本集团及本公司的财务状况及经营成果产生重大影响。

（3）发行方分类为权益工具的金融工具相关股利的所得税影响的会计处理规定

根据解释第16号的规定，对于按照《企业会计准则第37号——金融工具列报》等规定分类为权益工具的金融工具 (如分类为权益工具的永续债等)，相关股利支出按

照税收政策相关规定在企业所得税税前扣除的，本集团作为发行方在确认应付股利时，确认与股利相关的所得税影响。对于所分配的利润来源于以前产生损益的交易或事项，该股利的所得税影响计入当期损益；对于所分配的利润来源于以前确认在所有者权益中的交易或事项，该股利的所得税影响计入所有者权益项目。采用该规定未对本集团及本公司的财务状况及经营成果产生重大影响。

（4）企业将以现金结算的股份支付修改为以权益结算的股份支付的会计处理规定

根据解释第16号的规定，本集团修改以现金结算的股份支付协议中的条款和条件，使其成为以权益结算的股份支付的，在修改日，本集团按照所授予权益工具当日的公允价值计量以权益结算的股份支付，将已取得的服务计入资本公积，同时终止确认以现金结算的股份支付在修改日已确认的负债，两者之间的差额计入当期损益。对于修改延长或缩短了等待期的，本集团按照修改后的等待期进行上述会计处理。

采用该规定未对本集团及本公司的财务状况及经营成果产生重大影响。

（5）单项交易产生的资产和负债相关的递延所得税不适用初始确认豁免的会计处理规定

根据解释第16号的规定，本集团对于不是企业合并、交易发生时既不影响会计利润也不影响应纳税所得额 (或可抵扣亏损) 、且初始确认的资产和负债导致产生等额应纳税暂时性差异和可抵扣暂时性差异的单项交易，不适用《企业会计准则第18 号——所得税》中关于豁免初始确认递延所得税负债和递延所得税资产的规定。本集团对该交易因资产和负债的初始确认所产生的应纳税暂时性差异和可抵扣暂时性差异，根据《企业会计准则第18 号——所得税》等有关规定，在交易发生时分别确认相应的递延所得税负债和递延所得税资产。

本集团于2022年1月1日提前执行了该规定。本集团对于2021年1月1日至首次执行日之间发生的适用该规定的单项交易按照该规定进行了追溯调整。对于2021年1月1日因适用该规定的单项交易而确认的租赁负债和使用权资产产生应纳税暂时性差异和可抵扣暂时性差异的，本集团按照该规定和《企业会计准则第18号——所得税》的规定，将累积影响数调整财务报表列报最早期间的期初留存收益及其他相关财务报表项目。

①变更对当年财务报表的影响

上述会计政策变更对2022年12月31日合并资产负债表及母公司资产负债表各项目的影响汇总如下：

单位：元

上述会计政策变更对2022年度合并利润表及母公司利润表各项目的影响汇总如下：

单位：元

②变更对比较期财务报表的影响

上述会计政策变更对2021年12月31日合并资产负债表及母公司资产负债表各项目的影响汇总如下：

单位：元

注：其中因上述会计政策变更本集团调整减少2021年年初留存收益人民币15,707,010.61元。上述会计政策变更对2021年度合并利润表及母公司利润表各项目的影响汇总如下：

单位：元

2、2023年会计政策变更情况

公司未发生会计政策变更。

3、2024年会计政策变更情况

本集团于2024年度执行了财政部于近年颁布的企业会计准则相关规定及指引，主要包括：

- 《企业会计准则解释第17号》(财会 [2023] 21 号) (以下简称“解释第17号”) 中“关于流动负债与非流动负债的划分”的规定；

本集团采用上述规定及指引的主要影响

流动负债与非流动负债的划分规定

根据解释第17号的规定，本集团在对负债的流动性进行划分时，仅考虑本集团在资产负债表日是否有将负债清偿推迟至资产负债表日后一年以上的实质性权利 (以下简称“推迟清偿负债的权利”)，而不考虑本集团是否有行使上述权利的主观可能性。

对于本集团贷款安排产生的负债，如果本集团推迟清偿负债的权利取决于本集团是否遵循了贷款安排中规定的条件 (以下简称“契约条件”)，本集团在对相关负债的流动性进行划分时，仅考虑在资产负债表日或者之前应遵循的契约条件，而不考虑本集团在资产负债表日之后应遵循的契约条件的影响。

对于本集团在交易对手方选择的情况下通过交付自身权益工具进行清偿的负债，若本集团按照《企业会计准则第37号——金融工具列报》的规定将上述选择权分类为权益工具并将其作为复合金融工具的权益组成部分单独确认，则不影响该项负债的流动性划分；反之，若上述选择权不能分类为权益工具，则会影响该项负债的流动性划分。

采用该规定未对本集团的财务状况及经营成果产生重大影响。

（二）会计估计变更对财务报表的影响

1、2022年会计估计变更情况

公司发生会计估计变更，具体如下：

（1）会计估计变更原因

根据《企业会计准则第22号——金融工具确认和计量》的相关规定，为了更加合理地反映应收款项未来预期信用损失情况，为投资者提供更可靠、更准确的会计信息，结合最新行业政策及公司各类应收款项实际收回情况，并参照同行业公司坏账准备计提方法，基于谨慎性考虑，公司拟对应收款项的预期信用损失率进行重新核定，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果。

（2）变更前采用的应收款项坏账准备会计估计

对于存在客观减值证据及其他适用于单项评估的应收款项单独进行减值测试，确认预期信用损失，计提单项减值准备。当单项应收款项无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，根据信用风险特征划分应收款项组合，在组合基础上计算预期信用损失。划分的组合及依据如下：

按账龄计提坏账的预期信用损失率如下：

（3）变更后采用的应收款项坏账准备会计估计

对于存在客观减值证据及其他适用于单项评估的应收款项单独进行减值测试，确认预期信用损失，计提单项减值准备。当单项应收款项无法以合理成本评估预期信用损失的信息时，根据信用风险特征划分应收款项组合，在组合基础上计算预期信用损失。划分的组合及依据如下：

本次会计估计变更前，公司对应收可再生能源政府补贴款、应收政府部门和长期合作的国企款项不计提坏账。本次会计估计变更后，公司对应收可再生能源政府补贴款、应收政府部门和长期合作的国企款项，每年参考历史信用损失经验，结合当前状况以及对未来经济状况的预测，确定预期信用损失率，2022年确定的预期信用损失率为1%。除以上会计估计变更，公司其他会计估计保持不变。

（4）变更的适用日期

自2022年12月1日起执行。

（5）本次会计估计变更对公司的影响

根据《企业会计准则第28号——会计政策、会计估计变更和差错更正》的相关规定，公司本次会计估计变更采用未来适用法，无需对公司以往年度财务报表进行追溯调整，不会对公司以往年度财务状况和经营成果产生影响。

经测算，本次会计估计变更后，2022年需计提信用减值损失人民币89,472,974.72元，减少利润总额人民币89,472,974.72元。

2、2023年会计估计变更情况

公司未发生会计估计变更。

3、2024年会计估计变更情况

公司未发生会计估计变更。

二、合并报表范围的变化

（一）公司2022年度合并范围的变更情况

2022年度，公司通过非同一控制下企业合并取得天津市旭星新能源科技发展有限公司和天津市英华新能源科技发展有限公司，新设立子公司43家，注销3家。具体情况如下：

（二）公司2023年度合并范围的变更情况

2023年度，公司通过非同一控制下企业合并取得鼎轮能源科技（山西）有限公司，新设立子公司34家，注销26家。具体情况如下：

（三）公司2024年合并范围的变更情况

2024年度，公司新设立子公司16家，通过非同一控制下企业合并取得子公司4家，注销子公司10家，转让退出1家。具体情况如下：

（四）公司2025年1-6月合并范围的变更情况

2025年1-6月新设立主要子公司情况如下：

三、公司报告期内合并及母公司财务报表

（一）最近三年及一期合并财务报表

公司2022年12月31日、2023年12月31日、2024年12月31日、2025年6月30日及2025年9月30日的合并资产负债表，以及2022年度、2023年度、2024年度、2025年1-6月及2025年1-9月的合并利润表、合并现金流量表如下：

1、合并资产负债表

单位：万元

2、合并利润表

单位：万元

3、合并现金流量表

单位：万元

（二）最近三年及一期母公司财务报表

公司2022年12月31日、2023年12月31日、2024年12月31日、2025年6月30日及2025年9月30日的母公司资产负债表，以及2022年度、2023年度、2024年度、2025年1-6月及2025年1-9月的母公司利润表、母公司现金流量表如下：

1、母公司资产负债表

单位：万元

2、母公司利润表

单位：万元

3、母公司现金流量表

单位：万元

四、报告期内主要财务指标

（一）合并口径主要财务指标

（二）指标计算方法

上述指标均依据合并报表口径计算。各指标的具体计算公式如下：

1、全部债务＝长期借款+应付债券+短期借款+交易性金融负债+应付票据+应付短期债券（短期融资券）+一年内到期的非流动负债；

2、流动比率＝流动资产/流动负债；

3、速动比率＝（流动资产-存货）/流动负债；

4、资产负债率（%）＝负债总额/资产总额×100%；

5、债务资本比率（%）＝全部债务/（全部债务+所有者权益）×100%；

6、平均总资产回报率（%）＝（利润总额+计入财务费用的利息支出）/（（年初资产总额+年末资产总额）÷2）×100%；

7、加权平均净资产收益率及扣除非经常性损益后加权平均净资产收益率均根据中国证券监督管理委员会《公开发行证券的公司信息披露编报规则第9号——净资产收益率和每股收益的计算及披露 》（2010年修订）计算；

8、EBITDA＝利润总额+计入财务费用的利息支出＋固定资产折旧＋摊销（无形资产摊销＋长期待摊费用摊销）；

9、EBITDA全部债务比（%）=EBITDA/全部债务×100%；

10、EBITDA利息保障倍数＝EBITDA/利息支出＝EBITDA/（计入财务费用的利息支出＋资本化利息）；

11、应收账款周转率=营业收入/平均应收账款；

12、存货周转率=营业成本/平均存货。

2025年1-6月、2025年1-9月财务指标未经年化。

五、管理层讨论与分析

本公司管理层结合公司最近三年的财务报表，对公司的资产负债结构、盈利能力、现金流量、偿债能力、未来业务目标以及盈利能力的可持续性进行了如下讨论与分析。

（一）资产结构分析

公司最近三年末流动资产/非流动资产构成情况如下：

单位：万元、%

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，发行人总资产规模分别为14,126,670.91万元、15,345,946.83万元和16,137,086.70万元，得益于经营规模的不断扩大，公司资产规模呈快速增长态势。其中， 2023年末总资产规模较2022年末增加1,219,275.92万元，增幅为8.63%，主要原因是货币资金、存放同业款项、无

形资产及在建工程等科目增加。2024年末总资产规模较2023年末增加791,139.87万元，增幅为5.16%，主要原因是货币资金、存放同业款项、应收账款等科目增加。最近三年末发行人非流动资产在总资产中所占比例均维持70%-80%左右，符合公司所属电力生产行业的特征。

最近一年末，发行人无非经营性往来占款或资金拆借余额。公司最近三年末资产构成明细如下：

单位：万元，%

1、流动资产结构及变动分析

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，发行人流动资产分别为3,192,475.30万元、3,556,118.98万元和3,423,311.62万元，占总资产比重分别为22.60%、23.17%和21.21%。其中，2023年末公司流动资产较2022年末增加363,643.68万元，增幅为11.39%，主要系货币资金、存放同业款项、应收账款等科目增加所致。2024年末公司流动资产较2023年末减少132,807.36万元，降幅为3.73%。

（1）货币资金

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的货币资金分别为737,435.03万元、876,283.41万元和779,450.19万元，占总资产的比重分别为

5.22%、5.71%和4.83%，公司货币资金包括现金、银行存款及办理信贷业务所缴纳的保证金。2023年末公司货币资金较2022年末增加138,848.38万元，增幅18.83%。2024年末公司货币资金较2023年末减少96,833.22万元，降幅为11.05%。

公司最近三年末货币资金明细如下：

单位：万元

（2）存放同业款项

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的存放同业款项分别为528,818.82万元、705,061.95万元和449,964.19万元，占总资产的比重分别为3.74%、4.59%和2.79%，存放同业款项主要为下属子公司财务公司在商业银行的同业存款。其中，2023年末公司存放同业存款较2022年末增加176,243.13万元，增幅

33.33%，主要原因为按新监管政策要求，深圳能源财务有限公司新增存贷比指标要求，深圳能源财务有限公司增加存放同业款项。2024年末公司存放同业存款较2023年末减少255,097.76万元，降幅为36.18%，主要原因为2024年财务公司发放贷款同比增长。

存放同业款项主要来自发行人子公司深圳能源财务有限公司，财务公司于2007年12月14日获《中国银监会关于深圳能源财务有限公司调整业务范围的批复》（银监复2007[574]号）批准，领取新的金融许可证后正式挂牌营业，并严格遵守《企业集团财务公司管理办法》相关要求，财务公司从事的吸收存款及存放同业存款业务具备合法合规性。

（3）交易性金融资产

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的交易性金融资产分别为106,108.10万元、145,311.12万元和230,550.28万元，占总资产的比例分别为0.75%、0.95%和1.43%。其中，2023年末公司交易性金融资产较2022年末增加39,203.02万元，增幅36.95%，主要原因是深圳能源财务有限公司在本期增加货币基金购买。2024年末公司交易性金融资产较2023年末增加85,239.16万元，增幅58.66%，主要原因是2024年持有上市公司股票市值增长。

（4）应收账款

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司应收账款1,290,049.27万元、1,330,948.67万元和1,445,026.02万元，占总资产的比例分别为9.13%、

8.67%和8.95%。2023年末公司应收账款较2022年末增加40,899.40万元，增幅3.17%。2024年末公司应收账款较2023年末增加114,077.35万元，增幅8.57%。

最近三年末，公司应收账款账龄分析如下：

单位：万元

截至2024年12月31日，应收账款和合同资产前五名明细如下：

单位：万元、%

截至2023年12月31日，应收账款和合同资产前五名明细如下：

单位：万元、%

截至2022年12月31日，应收账款前五名明细如下：

单位：万元、%

（5）其他应收款

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司其他应收款账面价值为78,225.58万元、52,536.81万元和40,716.78万元，占总资产的比例分别为0.55%、0.34%和0.25%。2023年末公司其他应收款较2022年末减少25,688.77万元，降幅32.84%，主要原因是2023年度收回股权处置款。2024年末公司其他应收款较2023年末减少11,820.03万元，降幅22.50%。最近三年末公司其他应收款构成情况如下：

单位：万元、%

截至2024年12月31日公司其他应收款前五名单位情况如下：

单位：万元、%

截至2023年12月31日公司其他应收款前五名单位情况如下：

单位：万元、%

截至2022年12月31日公司其他应收款前五名单位情况如下：

单位：万元、%

（6）存货

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的存货分别为156,225.90万元、137,021.46万元和120,707.03万元，占总资产的比例分别为

1.11%、0.89%和0.75%。公司存货主要为燃料、备品备件及房地产开发成本。2023年末公司存货较2022年末减少19,204.44万元，降幅为12.29%。2024年末公司存货较2023年末减少16,314.43万元，降幅为11.91%。

最近三年末公司存货明细如下：

单位：万元、%

（7）其他流动资产

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的其他流动资产分别为45,761.37万元、88,035.28万元和98,589.81万元，占总资产的比例分别为0.32%、0.57%和0.61%。其中，2023年末公司其他流动资产较2022年末增加42,273.91万元，增幅为92.38%，主要原因是增值税年末留抵税额增加。2024年末公司其他流动资产较2023年末增加10,554.53万元，增幅为11.99%。

2、非流动资产结构及变动分析

公司的非流动资产主要包括其他权益工具投资、长期股权投资、固定资产、在建工程及无形资产等科目。截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司非流动资产总额分别为10,934,195.62万元、11,789,827.85万元和12,713,775.08万元，占总资产的比例分别为77.40%、76.83%和78.79%，非流动资产在总资产中所占比例较高。

（1）长期股权投资

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的长期股权投资分别为658,851.57万元、683,988.94万元和716,451.94万元，占总资产的比重分别为4.66%、4.46%和4.44%。其中， 2023年末公司长期股权投资较2022年末增加25,137.37万元，增幅3.82%。2024年末公司长期股权投资较2023年末增加32,463.00万元，增幅4.75%。最近三年末，公司长期股权投资波动幅度较小。

最近三年末公司长期股权投资明细如下：

单位：万元

（2）固定资产

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司固定资产分别为5,929,645.37万元、5,767,847.66万元和6,637,002.56万元，占总资产的比例分别为41.97%、37.59%和41.13%。2023年末公司固定资产较2022年末减少了161,797.71万元，降幅2.73%。2024年末公司固定资产较2023年末增加了869,154.90万元，增幅

15.07%。

最近三年末公司固定资产明细如下：

单位：万元、%

最近一年末，公司未办妥产权证书的固定资产情况如下：

单位：万元

（3）在建工程

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司在建工程分别为636,525.84万元、1,422,313.76万元和1,237,456.27万元，占总资产的比例分别为4.51%、9.27%和7.67%。2023年末公司在建工程较2022年末增加785,787.92万元，增幅123.45%，主要原因是东部电厂二期、光明燃机电厂一期、新疆疏勒光储一体化、西宁市生活垃圾焚烧发电等在建项目投入增加。2024年末公司在建工程较2023年末减少184,857.49万元，降幅为13.00%。

最近一年末公司在建工程明细如下：

单位：万元、%

（4）无形资产

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司无形资产分别为1,817,293.97万元、2,005,344.44万元和2,135,930.94万元，占总资产的比例分别为12.86%、13.07%和13.24%。公司无形资产主要是公司拥有的土地使用权、特许经营权及燃气管道专营权等。2023年末发行人无形资产较2022年末增加188,050.47万元，增幅10.35%。2024年末发行人无形资产较2023年末增加130,586.50万元，增幅6.51%，变化幅度较小。公司最近三年末无形资产明细如下：

单位：万元、%

最近一年末，公司未办妥产权证书的土地使用权情况如下：

单位：万元

（5）商誉

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的商誉分别为285,594.77万元、286,871.59万元和305,383.55万元，占总资产的比例分别为

2.02%、1.87%和1.89%，公司商誉主要是对非同一控制下公司收购而形成的股权溢价。2023年末公司商誉较2022年末增加1,276.83万元，增幅为0.45%。2024年末公司商誉较2023年末增加18,511.96万元，增幅为6.45%。

公司最近一年末商誉资产明细如下：

单位：万元

公司最近一年末商誉减值准备明细如下：

单位：万元

（6）其他非流动资产

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司其他非流动资产分别为588,367.39万元、569,545.92万元和544,858.76万元，占总资产的比重分别为4.16%、3.71%和3.38%。公司其他非流动资产主要为项目预付工程款及设备款、预付股权转让款、未抵扣增值税额等。2023年末公司其他非流动资产较2022年末减少18,821.47万元，降幅为3.20%。2024年末公司其他非流动资产较2023年末减少24,687.16万元，降幅为4.33%。

（二）负债结构分析

公司最近三年末负债构成如下：

单位：万元、%

1、负债总体情况

截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，公司的流动负债分别为3,125,464.81万元、3,459,305.17万元和3,642,485.25万元；非流动负债分别为5,569,126.68万元、6,303,883.44万元和6,674,110.97万元；负债总额分别为8,694,591.49万元、9,763,188.61万元和10,316,596.21万元。2023年末公司总负债规模较2022年末增加1,068,597.12万元，增幅12.29%，主要原因是长期借款、短期借款、其他流动负债等科目增加所致。2024年末公司总负债规模较2023年末增加553,407.60万元，增幅

5.67%。

公司最近三年末负债构成明细如下：

单位：万元、%