| 变量或问题 | 已有事实 | 来源身份 | 管理层解释/第三方观点归档 | 事实缺口 | 待验证关系 |
| :--- | :--- | :--- | :--- | :--- | :--- |
| 需要验证可再生能源电价补贴核减与应收账款回收进度对经营现金流的影响范围 | 2025年调整减少可再生能源发电收入人民币22.74亿元（相当于25.06亿港元），并终止确认相关的应收账款人民币25.43亿元（相当于28.15亿港元）（含税）[1-3]。2025年就可再生能源的电价补贴计提的应收账款减值准备相等于0.42亿港元[4]。 | reported_fact | management_claim：管理层表示，基于可再生能源补贴核查进展及近期有关情况，对相关项目重新进行审慎评估，为客观、公允反映经营成果而作出调整[1-3]。 | 缺少被核减电价补贴的具体项目清单、装机规模及未获批的具体原因；缺少存量可再生能源电价补贴实际现金回款的历年明细及账龄分布数据。 | 补贴核减金额与存量项目账面应收账款余额之间的对应关系；未进入合资格项目登记册的补贴应收款未来多大程度面临持续核减压力。 |
| 需要验证煤炭成本下降与上网电价下调之间的对应关系，以及容量电价政策对火电利润池的影响程度 | 2025年附属燃煤电厂平均标煤单价为人民币798.6元/吨（同比下降13.4%），单位燃料成本为人民币237.5元/兆瓦时（同比下降14.0%）[5]。不含税平均上网电价为人民币386.1元/兆瓦时（同比下降6.7%）[6]。点火价差为人民币148.7元/兆瓦时（同比增加人民币11.1元/兆瓦时）[5]。 | reported_fact, third_party_view | third_party_view：有第三方提出假设，受煤电长协价格下调影响，火电上网电价大概率跟随回落，但受益于2026年大部分省区容量电费补偿比例从30%上升至50%，火电仍能提供稳定的利润底盘[7, 8]；该观点尚需通过各省实际容量电价结算数据验证。 | 缺少各省容量电价实际执行的结算比例及现货市场电价折让数据；缺少长协煤实际履约率及入炉煤价与现货煤价的历史偏离度数据。 | 煤价变动幅度对上网电价调整幅度的影响范围；容量电费收入增量与火电固定成本支出之间的对应关系。 |
| 需要验证新能源上网电价和利用小时数变动对单位经济模型及增量资本配置的影响范围 | 2025年风电平均利用小时为2307小时（同比下降1.0%），不含税平均上网电价人民币391.7元/兆瓦时（同比下降10.5%）[6, 9]；光伏平均利用小时为1296小时（同比下降8.4%），不含税平均上网电价人民币304.1元/兆瓦时（同比下降4.3%）[6, 9]。2026年计划新增风光并网装机目标下调至5,450兆瓦[10]，预计现金资本开支约472亿港元（其中风电及光伏建设约350亿港元）[10]。 | reported_fact, third_party_view | third_party_view：有第三方担忧，区域新能源集中投产与调节资源滞后导致风光限电率上升（2025年约为7.0%），预测2026年风光利用小时有可能继续同比减少3-4%[11]；该观点尚需通过各区域实际弃风弃光率验证。management_claim：管理层表示将战略重心由规模转向效率，统筹布局清洁高效煤电及风光新能源等[7, 12]。 | 缺少各项目所在省份的实际弃风弃光率、市场化交易电量占比及平均市场化电价折让明细数据；缺少新建及并购新能源项目的内部收益率(IRR)测算底稿。 | 市场化交易电量比例上升与整体平均上网电价下降的对应关系；利用小时数与电价双降对单千瓦资产回报率的影响量级。 |
| 需要验证集团内关联交易及财务资助定价条件对少数股东归属及现金流留存的影响程度 | 2025年12月与由华润三九合资持股的新能源（凉山）订立2026年财务资助框架协议，至2028年三个年度的年度上限分别为人民币18.50亿元、22.50亿元及25.50亿元[13]。2025年12月与华润融资租赁订立金融服务合作协议提供融资租赁及保理服务[13]。截至2025年底，应收账款中来自同系附属公司或联营公司的金额为2.22亿港元[14]。 | reported_fact | management_claim：管理层表示，财务资助的利率由双方协商并基于提款日期前中国银行间同业拆借中心发布的贷款市场报价利率确定，确保相关条款不逊于给予独立第三方的条款[15]。 | 缺少向关联方及合资公司提供财务资助的实际执行利率与同期市场同评级第三方融资利率的逐笔对比；缺少与华润租赁融资服务的具体费率结构及公允性比对数据。 | 财务资助规模与相关合资公司实际业务资金需求之间的对应关系；关联方交易定价条件与资金往来对整体现金流留存及所有权归属的影响范围。 |