[公告]中天能源:和东兴证券股份有限公司关于长春股份有限公司非公开发行股票申请文件反馈意见（《中国证监会行政许可项目审..
证券代码：600856 证券简称：中天能源 长春中天能源股份有限公司 和 东兴证券股份有限公司 关于长春中天能源股份有限公司 非公开发行股票申请文件反馈意见 （《中国证监会行政许可项目审查反馈意见通知书》161263号） 的回复 保荐机构（主承销商） （北京市西城区金融大街5号新盛大厦B座6层） 二〇一六年八月 长春中天能源股份有限公司 和 东兴证券股份有限公司 关于长春中天能源股份有限公司 非公开发行股票申请文件反馈意见 （《中国证监会行政许可项目审查反馈意见通知书》161263号） 的回复 中国证券监督管理委员会： 根据贵会出具的《长春中天能源股份有限公司非公开发行股票申请文件反馈 意见》（中国证监会行政许可项目审查反馈意见通知书161263号）（以下简称“反 馈意见”）的要求，长春中天能源股份有限公司（以下简称“发行人”、“申请人”、 “中天能源”、“公司”）会同东兴证券股份有限公司（以下简称“东兴证券”、“保荐 机构”）及其他各中介机构对中天能源非公开发行股票申请文件的反馈意见进行 了充分的核查、讨论，现将反馈问题答复如下，请贵会予以审核。 如无特别说明，本回复中词语的释义与尽调报告中的释义相同。 本反馈意见答复中的报告期特指2013年、2014年、2015年和2016年1-3 月。 一、重点问题 1、发行人本次拟募集不超过23亿元，其中119,404万元用于江阴液化天 然气集散中心LNG储配站项目；48,960万元用于收购中天石油投资有限公司 49.74%股权并出资；61,636万元用于偿还贷款并补充流动资金。 （1）本次募投江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目，实施主体为发行 人全资子公司青岛中天持股50%的子公司江苏泓海，该项目投资154,751.08万 元，发行人本次募集119,404万元，发行人本次非公开申请文件中披露：本次 发行募集资金到位后，公司将通过青岛中天向江苏泓海增资。请发行人说明未 由上市公司或全资子公司承担项目实施主体的原因，发行人是否能有效控制江 苏泓海，并说明募集资金是否全部用于增资并完成募投项目，增资价格的确定 方法及公允性，增资后江苏泓海的股权结构情况，江苏泓海现有其他股东是否 同比例增资。 【回复】： 一、 未由上市公司或全资子公司承担项目实施主体的原因 除发行人的全资子公司青岛中天外，本次项目实施主体江苏泓海的另外三位 股东是无锡港湾能源有限公司、鹰潭市天博弘盛投资中心（有限合伙）和新疆鼎 邦股权投资有限公司。 发行人本次募投项目液化天然气集散中心LNG储配站项目位于江苏省无锡 江阴市。发行人之所以与无锡港湾能源有限公司合作，因其主要业务在当地，对 地方政策更为熟悉，且更便于与当地政府沟通协调，推动项目落地，协助项目选 址并在获取建设用地的过程中，可以起到重要的作用。同时，无锡港湾能源有限 公司在项目地区拥有良好的大企业客户资源，在项目建成后，能够在很大程度上 协助打开当地市场，扩大销售。 在项目运作过程中，发行人及合作方无锡港湾能源有限公司自有资金不足， 因而又引进了外部财务投资者鹰潭市天博弘盛投资中心（有限合伙）和新疆鼎邦 股权投资有限公司，来满足资金缺口，以确保项目顺利推进。受资本市场变化等 因素影响，前述两位财务投资者及合作方无锡港湾能源有限公司的持续出资能力 受限，因而为推动项目顺利开展，发行人拟采取通过本次非公开发行股票方式募 集资金，并注入江苏泓海，以满足项目需求。 二、 发行人能对江苏泓海实施有效控制 江苏泓海股权控制关系图如下： 江苏泓海 青岛中天能源股份有 限公司 无锡港湾能源有限公 司 鹰潭市天博弘盛投资 中心(有限合伙) 新疆鼎邦股权投资有 限公司 50%20%20%10% （一）股权控制：发行人对项目实施主体江苏泓海的持股比例达到50%，另 外三位股东的持股比例分别为：20%、20%、10%。发行人处于控股地位。本次 增资由发行人的全资子公司青岛中天单方面实施，增资完成后发行人对于江苏泓 海的控制地位将进一步加强。 （二）董事会和监事会：根据江苏泓海公司章程，对董事会所议事项作出的 决定由占全体董事三分之二以上的董事表决通过方为有效。江苏泓海董事会由7 人组成，有5名为发行人委派，并由发行人委派的董事担任董事长。另外，江苏 泓海现有监事一人，由发行人委派。 （三）经营管理层：江苏泓海的总经理由发行人委派的人员担任。 综上，基于发行人对项目实施主体处于控股地位，且实施主体的董事、监事 和经营管理层人员主要由发行人委派，因此发行人能对江苏泓海实施有效控制。 三、 募集资金是否全部用于增资并完成募投项目 根据江苏泓海股东会决议，发行人全资子公司青岛中天采取增资方式，将本 项目募集资金全部用于增资江苏泓海并完成该募投项目。 四、 增资价格的确定方法及公允性 1、增资价格的确定方法 根据江苏泓海股东会决议，发行人本次募集资金到位后对江苏泓海进行增资 时，江苏泓海将聘请具有证券业务资格的评估机构对公司股东的全部权益进行评 估，并在评估后由公司全体股东根据相应评估结果确定本次增加注册资本的认缴 价格（但不得低于1.60元/出资份额）。 2、增资价格的公允性 本次增资价格在满足不低于1.60元/出资份额的前提下，以评估价格为依据。 前次增资时（由江苏泓海2015年8月26日股东会审议通过），青岛中天、 鹰潭市天博弘盛投资中心（有限合伙）和新疆鼎邦股权投资有限公司的增资价格 为1.5元/出资份额，综合考虑资金利息等因素后，江苏泓海股东会决议约定发行 人本次募集资金到位增资时的增资价格不得低于1.6元/出资份额。考虑到本次募 集资金到位时间，假设2016年8月到位，江苏泓海相关股东前次增资的价格1.5 元加上约1年的资金成本（参考非银行金融机构市场平均融资成本超过年化8%， 假定按8%计算）将超过1.6元，因此，江苏泓海相关股东会决议的1.6元的增资 价格是公允的。 根据本次募集资金投资项目编制的可行性研究报告的财务分析结果，本项目 建成投产后的年均净利润为23,051.29万元，若按照1.6元／出资份额计算，则 发行人本次募集资金拟增资江苏泓海的市盈率约为7.5倍。而同属于天然气行业 的上市公司大通燃气（000593.SZ）、陕天然气（002267.SZ）、广汇能源（600256.SH）、 长春燃气（600333.SH）、金鸿能源（000669.SZ）2016年8月8日的动态市盈率 分别为494.14倍、8.54倍、221.08倍、62.25倍、23.80倍，因此，就此来看， 江苏泓海相关股东会决议的1.6元的增资价格是公允的。 在不低于1.6元／出资份额的基础上，本次募集资金拟增资江苏泓海的价格 将以具有证券业资格的资产评估机构评估结果为依据，因此，相关增资价格也将 是公允的。 综上，本次募集资金拟增资江苏泓海的价格确定是公允的。 五、 增资后江苏泓海的股权结构情况 发行人本项目拟募集资金119,404万元，若按照1.6元/出资份额增值进入江 苏泓海，则增资完成后的股权结构如下： 序号 股东名称 注册资本（万元） 持股比例 1 青岛中天能源股份有限公司 91,302.50 84.57% 2 无锡港湾能源有限公司 6,660.00 6.17% 3 鹰潭市天博弘盛投资中心(有限合伙) 6,660.00 6.17% 4 新疆鼎邦股权投资有限公司 3,335.00 3.09% 合计 107,957.50 100.00% 因江苏泓海的评估结果尚未确定，最终股权结构将根据评估结果调整。 六、 江苏泓海现有其他股东是否同比例增资 根据江苏泓海股东会决议及其他3名股东签署的承诺函，其他3名股东均无 条件、不可撤销地同意放弃对本次增资的优先认缴权，即由中天能源的全资子公 司青岛中天单方面增资。 （2）请发行人详细补充说明并披露此次募投江阴液化天然气集散中心LNG 储配站项目具体投资数额安排明细，投资数额的测算依据和测算过程，结合相 关行业主要公司的收入及盈利情况说明本次募投各项目收益情况的具体测算过 程、测算依据及合理性。并请发行人披露募投项目投资进度安排情况，请保荐 机构就上述事项进行核查，并就各项目投资金额及收益的测算依据、过程、结 果的合理性发表明确意见，并核查申请人此次非公开发行各募投项目金额是否 超过实际募集资金需求量，相关测算依据及结果是否合理。 【回复】： 一、江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目投资数额的测算依据 公司聘请中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司就“江阴液化天然 气集散中心LNG储配站项目”编制了《江阴液化天然气集散中心LNG储配站项 目可行性研究报告》，对募投项目投资金额、收益等情况进行了分析测算。 本项目投资主要测算依据如下：（1）中国石油天然气股份有限公司石油计字 [2013]429 号关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设工程项目可行性 研究投资估算编制规定》的通知；（2）中国石油天然气股份有限公司中油计 [2015]11 号关于印发《石油建设安装工程概算指标（2015版）》的通知；（3）中 国石油天然气集团公司中油计[2015]12号，关于印发《石油建设安装工程费用定 额（2015 版）》的通知；（4）中国石油天然气集团公司计划[2012]534 号，关于 印发《中国石油天然气集团公司建设项目其他费用和相关费用规定》的通知；（5） 国家计委、建设部计价格[2002]10 号关于《工程勘察设计收费标准》（2002 年 修订本）等文件。 二、江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目投资数额的安排明细 本项目计划总投资为154,751.08万元（拟用募集资金119,404.00万元），其 中建设投资为 154,472.53 万元，铺底流动资金为 278.55 万元，具体构成如下 表： 序号 项目名称 金额（万元） 占总投资比例（%） 1 工程费用 122,703.90 79.29 2 其他费用 21,197.55 13.70 3 预备费用 10,571.08 6.83 4 铺底流动资金 278.55 0.18 5 总投资 154,751.08 100.00 三、江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目投资数额的具体测算过程 (一)工程费用的测算过程 本项目的工程费用总额为122,703.90万元，由设备费、主要材料费、安装费、 建筑工程费构成，金额分别为31,007.30万元、31,524.35万元、33,950.91万元和 26,221.34万元，具体测算过程如下： 单位：万元 序号 项目 设备费 主材费 安装费 建筑工程 费 合计 占比 （%） 1 工艺 20,883.55 6,608.42 10,136.61 37,628.58 30.67 2 仪表 6,561.16 1,033.28 1,327.75 8,922.19 7.27 3 电气 467.27 261.33 239.96 968.56 0.79 4 给排水及消防 1,784.22 846.11 817.61 255.70 3,703.64 3.02 5 通信 206.68 171.88 237.25 615.81 0.50 6 暖通 156.67 0.46 15.97 173.09 0.14 7 总图 2,462.85 2,462.85 2.01 8 建筑 2,361.46 2,361.46 1.92 9 结构 8,139.44 8,139.44 6.63 10 LNG储罐 2×80000方 22,063.59 20,960.42 12,402.00 55,426.01 45.17 11 消防水罐 2×10000方 8.00 239.27 215.35 599.90 1,062.52 0.87 12 配套 939.75 300.00 - - 1,239.75 1.01 12.1 职业卫生 42.96 42.96 0.04 12.2 供电线路 300.00 300.00 0.24 12.3 化验设备 576.19 576.19 0.47 12.4 车辆 185.00 185.00 0.15 12.5 维抢修 135.60 135.60 0.11 合计 31,007.30 31,524.3 33,950. 26,221.3 122,703.90 100.00 5 91 4 (二)其他费用的测算过程 本项目的其他费用主要由建设用地费和赔偿费、建设管理费、勘察设计费、 联合试运转费、场地准备费和临时设施费等构成，具体测算过程如下表： 序号 项目 金额 备注 1 建设用地费和赔偿费 7,912.00 1.1 永久征地费用 7,777.00 永久征地及附着物赔偿、税等 1.2 临时赔偿费 135.00 1万元/亩 2 前期工作费 455.22 2.1 可行性研究报告编制 及评估费 308.89 取费基数×行业系数1.2×可研报告编制调整系数1.8 2.2 造价咨询费 100.00 暂估 2.3 申报核准费 46.33 3 建设管理费 2,750.76 3.1 建设单位管理费 1,141.29 （工程费-引进设备费×50%）×费率 3.2 建设工程监理费 1,411.90 （（建安工程费+设备费-引进设备费×0.5+联合试运转费用）-100000） *2712.5+(200000-（建安工程费+设备费-引进设备费×0.5+联合试运转费 用）*1507)/(200000-100000)*0.9*1.15*0.8 3.3 设备监造费 140.51 国产设备监造费率0.8% 3.4 HSE费用 57.06 建设单位管理费×费率 4 专项评价及验收费 897.77 4.1 环境影响评价及验收 费 126.06 中油计【2012】543号 4.2 安全预评价及验收费 116.81 中油计【2012】543号 4.3 职业病危害预评价及 控制效果评价费 52.84 中油计【2012】543号 4.4 地震安全性评价费 21.14 中油计【2012】543号 4.5 地质灾害危险性评价 费 20.28 中油计【2012】543号 4.6 水土保持评价及验收 81.70 中油计【2012】543号 4.7 压覆矿产评价费 20.00 估列 4.8 节能评估费 21.70 中油计【2012】543号 4.9 危险与可操作性评价 （HAZOP）及安全完 整性分析SIL 77.24 中油计【2012】543号 4.10 防洪评价及验收 10.00 估列 4.11 重大项目社会稳定风 险评估费 100.00 估列 4.12 消防设计审查及验收 费 100.00 估列 4.13 防雷防静电评价、验 收和检测 150.00 估列 5 研究试验费 100.00 估列 6 勘察设计费 6,272.63 6.1 勘察费 500.00 6.2 设计费 2,976.07 （（工程费用-引进设备费×汇率×0.5+联合试运转费+工器具购置费 -100000）×4450.8+（200000-（工程费用-引进设备费×汇率×0.5+联合试运 转费+工器具购置费）×2393.4）/（200000-100000）×0.8×1.2×1.08 6.3 非标设计费 2,796.56 LNG储罐 7 场地准备费和临时设 施费 490.82 7.1 临时设施费 490.82 工程费×费率（0.4%） 8 引进技术和进口设备 材料其他费 143.77 8.1 引进项目图纸资料翻 译复制费 40.00 估列 8.2 出国人员费用 50.00 2.5万元/人·次×20人 8.3 来华人员费用 0.00 8.4 进口设备材料国内检 验费 53.77 进口设备到岸价×外汇汇率×费率0.4% 9 工程保险费 368.11 工程费用×0.3% 10 联合试运转费 458.48 建安工程费用×0.5% 11 特殊设备安全监督检 验标定费 232.00 11.1 特殊设备安全监督检 验费 200.00 压力容器按受检设备安装费的3％计算，其他设备按设备费1%计算。 11.2 标定费 32.00 12 超限设备运输特殊措 施费 150.00 估列 13 施工队伍调遣费 366.79 建安工程费用×0.4% 14 大型机具进出场费 150.00 估列 15 外电接口费 100.00 估列 16 生产准备费 349.20 16.1 生产人员提前进场费 228.00 设计定员×38000元/人·年×6个月 16.2 生产人员培训费 49.20 设计定员×4100元/人 16.3 工器具及生产家具购 置费 24.00 设计定员×2000元/人 16.4 办公及生活家具购置 费 48.00 设计定员×4000元/人 （三）预备费用和铺底流动资金 本项目预备费用按全部工程和费用扣除引进设备费后的金额的8%加上引进 设备费的1%计算，为10,571.08万元。 本项目铺底流动资金279万元，为估计数。 四、江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目收益具体测算依据 （一）项目基础数据说明 本项目设计产能为年LNG周转量200万吨／年，项目运营过程中主要收入 来源于 LNG 仓储收费，LNG 的损耗率为 1%。鉴于目前国内 LNG 站运营的 市场情况，谨慎起见，项目按设计能力最高60%测算，项目逐年储备量详见下表： 逐年储备量 年份 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年及以后 LNG周转量(104t/a) (104t/a) 40 60 80 100 120 项目运营过程中主要消耗电、水、燃料气。电价格为0.81元/kw.h，水价格 为3.10元/t，燃料气为2.93元/m3，以上价格均不含税，其中水、燃料气税率均 为13%，电增值税率为17%。项目逐年消耗量详见下表： 逐年消耗量 年份 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年及以后 耗水(104t/a) 0.22 0.33 0.44 0.55 0.66 耗电(104kw.h/a) 54.00 81.00 108.00 135.00 162 耗燃料气(104m3/a) 6.16 9.24 12.32 15.4 18.48 （二）营业收入估算 营业收入= LNG储备收入＋天然气气化收入； LNG 储备收入=LNG 储备价格（不含税 433.33元/t）×商业储备量； 天然气气化收入=天然气含税气化费（不含税0.312元/Nm3）×气化量。 城市维护建设税=增值税×税率（参数：税率为7%） 教育费附加=增值税×税率（参数：税率为5%） （三）营业成本、费用估算 该项目营业成本、费用由外购燃料及动力费、折旧费、人员费用、码头租赁 费、摊销费、修理费用等构成。 燃料动力：外购燃料及动力费=Σ设计消耗量×价格； 折旧费：折旧采用直线折旧法，折旧费用=固定资产原值×（1－残值率）× 折旧率，建筑工程折旧年限为 40 年，净残值为 3%，其他资产折旧年限为 20 年， 净残值为 3%； 人员费用：项目建成运营期间定员为 120 人，人员费用=项目定员×每人年 均的人员费用（参数：人均费用为 8万元/人/年）； 码头租赁费：一年按 1200 万元计取； 摊销费：摊销采用直线摊销法，建设用地摊销年限为 20 年； 修理费用：修理费=固定资产原值（不含建设期利息、增值税抵扣和土地费 用）×修理费费率（参数：费率为 2%）； 安全生产费：按超额累退法计算，营业收入 1000 万元以内按 4%，1000 万 元-1 亿元按 2%，1 亿元-10 亿元按 0.5%，10 亿元以上按 0.2%； 其他制造费用：其他制造费=固定资产原值（扣除建设期利息）×其他制造 费费率，其他制造费率取固定资产原值（扣除建设期利息）的 1%； 其他营业费用：其他营业费=营业收入×其他营业费费率，其他营业费费率 取营业收入的 0.5%。 （四）营业税金及附加估算 增值税=销项税额-进项税额（参数：增值税税率6%） （五）管理费用、财务费用估算 管理费用：管理费用=项目定员×管理费用（参数：管理费用为 2 万元/人/ 年）； 财务费用：利息支出包括生产经营期长期借款利息、流动资金利息、短期借 款利息。 五、江阴液化天然气集散中心LNG储配站项目项目收益具体测算过程及合 理性 本项目预算投资总额为154,751.08万元，建设期1.5年，运营期为20年， 经综合测算，本项目运营期年平均收入47,666.67万元，年平均净利润23,051.29 万元，税后财务内部收益率达到 16.68%，项目拥有较好的效益，具体测算过程 如下： 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表 单位：万元 序号 年份 产品名称 单位 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年 第9年 第10年 第11年 第12年 第13年 第14年 第15年 第16年 第17年 第18年 第19年 第20年 第21年 1 营业收入 17333 26000 34667 43333 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 1.1 LNG营业收入 6067 9100 12133 15167 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 18200 数量 万t 14 21 28 35 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 涨价系数 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 单价 元/t 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 433.33 1.2 天然气营业收入 11267 16900 22533 28167 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 33800 数量 万m3 36111 54167 72222 90278 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 108333 涨价系数 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 销售单价 元/m3 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 0.312 2 增值税 0 0 0 0 1565 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 3090 销项税 1040 1560 2080 2600 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 3120 进项税 10 15 20 25 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 抵扣固定资产进项税额 1030 1545 2060 2575 1526 0 0 0 0 0 3 税金及附加 0 0 0 0 188 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 城市维护建设税7% 0 0 0 0 110 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 教育费附加5% 0 0 0 0 78 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 4 待扣固定资产进项税额 7706.28 6161.11 4100.87 1525.59 0.00 总成本费用估算表 单位：万元 序号 年份 项目 合计 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年 第9年 第10年 第11年 第12年 第13年 第14年 第15年 第16年 第17年 第18年 第19年 第20年 第21年 1 外购原材料 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 外购燃料 991 18.02 27.03 36.04 45.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 2.1 燃料气 991 18.02 27.03 36.04 45.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 54.05 数量（104m3/a） 339 6.16 9.24 12.32 15.40 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 18.48 单价（元/m3） 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 2.93 3 外购动力 2449 45 67 89 111 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 3.1 耗水 37 0.68 1.02 1.36 1.70 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 2.04 数量（万t） 12 0.22 0.33 0.44 0.55 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 0.66 单价（元/t） 62 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.10 3.2 耗电 2412 44 66 88 110 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 数量（万kw.h/a） 2970 54 81 108 135 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 电价（元/kWh） 16 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 0.81 4 工资及福利费 5664 192 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 5 码头租赁费 24000 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 6 安全生产费 6167 157 200 243 287 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 330 7 修理费 55130 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 2756 8 损耗 89375 1625 2438 3250 4063 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 4875 9 其他管理费 2640 48 72 96 120 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 10 其他制造费 15161 276 413 551 689 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 827 11 其他营业费 4767 87 130 173 217 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 12 折旧费 117618 3016 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 6032 13 摊销费 8261 745 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 396 14 利息支出 660 20 24 28 31 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 14.1 长期借款利息 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14.2 流动资金借款利息 660 20 24 28 31 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 14.3 其他短期借款利息 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15 总成本费用 332882 10184 14043 15139 16234 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 16 经营成本 206343 6403 7591 8684 9776 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 10868 17 可变成本 103748 1931 2861 3792 4722 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 5653 18 固定成本 229133 8253 11182 11347 11512 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 11677 19 采购天然气 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 利润及利润分配估算表 单位：万元 序号 年份 项目 合计 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年 第9年 第10年 第11年 第12年 第13年 第14年 第15年 第16年 第17年 第18年 第19年 第20年 第21年 1 营业收入 953333 17333 26000 34667 43333 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 52000 2 税金及附加 5750 0 0 0 0 188 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 371 3 总成本费用 332882 10184 14043 15139 16234 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 17330 4 补贴收入 0 5 利润总额 614701 7149 11957 19528 27099 34482 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 6 弥补前年度亏损 0 7 应纳税所得额） 614701 7149 11957 19528 27099 34482 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 34299 8 所得税 153675 1787 2989 4882 6775 8621 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 8575 9 净利润 461026 5362 8968 14646 20324 25862 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 25724 10 期初未分配利润 3533798 4826 12897 26078 44370 67645 90797 113949 137101 160253 183405 206557 229708 252860 276012 299164 322316 345468 368620 391771 11 累计可分配利润 3994823 5362 13794 27543 46402 70232 93370 116522 139673 162825 185977 209129 232281 255433 278585 301736 324888 348040 371192 394344 417496 12 提取法定盈余公积金 46103 536 897 1465 2032 2586 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 2572 13 投资者分配利润 0 14 累计未分配利润 3948721 4826 12897 26078 44370 67645 90797 113949 137101 160253 183405 206557 229708 252860 276012 299164 322316 345468 （未完）  |