[公告]新潮能源:中联资产评估集团有限公司关于《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》（161817号）资产评..
关于《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》（161817号） 资产评估相关问题的核查意见 中国证券监督管理委员会： 根据贵会于2016年7月29日下发的中国证券监督管理委员会161817 号《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》（以下或简称.《反 馈意见》.）的要求，中联资产评估集团有限公司技术支持中心组织评估 项目组对贵会反馈意见进行了认真的研究和分析，并就资产评估相关问题 出具了本核查意见。 下文中可能涉及的公司名称简称如下： 山东新潮能源股份有限公司（原.烟台新潮实业股份有限公司.）简 称为.上市公司.；宁波鼎亮汇通股权投资中心（有限合伙）简称为.鼎 亮汇通.、.标的企业.或.标的资产.；Moss Creek Resources Holdings, Inc 简称为.MCRH（US）.；Moss Creek Resources, LLC简称为.MCR（US）.； Tall City Exploration, LLC简称为.Tall City.；Plymouth Petroleum,LLC简 称为.Plymouth.；Ryder Scott Company, L.P简称为.Ryder Scott.。 如无特殊提示，下文中相关表格内使用的货币金额单位为万美元，原 油计量单位为万桶。 下文中部分合计数与各明细数直接相加之和在尾数上如有差异，均为 四舍五入原因造成。 一、申请材料显示，本次募集配套资金总额不超过170,000.00万元，主 要用于标的资产油田开发项目和支付中介机构费用.截止2016年1季度 末，上市公司货币资金余额4.75亿元，资产负债率32.78%.前次重组募集 配套资金21亿元，截至2016年5月20日，仅使用0.6亿元.请你公司： 1）结合上市公司及标的资产现有货币资金用途及未来使用计划.资产负债 率.融资渠道及授信额度.前次募集资金使用情况等，进一步补充披露本 次配套募集资金的必要性.2）补充披露募集配套资金投入是否影响鼎亮汇 通收益评估时的财务费用.请独立财务顾问.会计师和评估师核查并发表 明确意见.（反馈意见1） 答复： （一）募集配套资金投入对鼎亮汇通收益法评估时的财务费用的影响 本次收益预测，根据预测年度企业现金流量与财务费用的差额确定归 属于全体合伙人的净现金流量，如某一年度该归属于全体合伙人的净现金 流量为负，则说明标的企业存在资金缺口，需要融资。如归属于全体合伙 人净现金流量为正，则标的企业当年不需要额外融资，同时全体合伙人也 可将该年度归属于合伙人的净现金流量用于归还融资。 经综合分析美国及中国近十年的可参照贷款利率水平，本次收益预测 基于谨慎考虑标的企业资金成本，同时保障借款融资可获得性的出发点， 选取较保守的9.8%的利率作为预测期贷款利率。 综上，由于本次收益预测中对预测年度融资规模及资金成本均进行单 独测算，未直接将募集配套资金的投入作为资金来源，故收益法评估中的 财务费用预测不受影响。 （二）评估师核查意见 上市公司对募集配套资金投入是否影响鼎亮汇通收益法评估时的财务 费用进行了补充披露。本次收益预测中对预测年度融资规模及资金成本均 进行单独测算，未直接将募集配套资金的投入作为资金来源，故收益法评 估中的财务费用预测不受影响。 二、申请材料显示，根据Tall City和Plymouth 2015年11月23日（美 国时间）签署的交割协议，鼎亮汇通收购美国油气资产的最终交易价格为 110,690.79万美元，折合人民币706,948.84万元.申请材料同时显示，根 据模拟财务报表，该部分油气资产2014年末的账面价值为173,697.88万 元.请你公司：1）参照《公开发行证券的公司信息披露内容与格式准则第 26号一一上市公司重大资产重组（2014年修订）》第十七条的相关规定， 补充披露上述油气资产的资产权属及历史沿革.经审计的财务数据及历次 评估交易情况，并说明Tall City和Plymouth等油气资产的原所有人与 上市公司及其控股股东.实际控制人是否存在关联关系或资金往来.2）补 充披露2015年12月鼎亮汇通收购美国油气资产的最终交易价格远高于其 2014年末账面价值的原因和合理性.请独立财务顾问.会计师和评估师核 查并发表明确意见.（反馈问题11） 答复： （一）油气资产的最终交易价格高于其2014年末账面价值的原因和 合理性 根据Tall City和Plymouth 2015年11月23日（美国时间）签署的交割协 议，鼎亮汇通收购的美国油气资产的最终交易价格为110,690.79万美元，折 合人民币706,948.84万元。上述交易价格系鼎亮汇通参考《储量评估报告》、 周边地区的可比交易等因素，与前次交易对方Tall City和Plymouth经商业谈 判而最终确定。根据油气资产的模拟财务报表，2014年末油气资产的账面 净值为173,697.88万元，其中探明矿区权益12,714.20万元、未探明矿区权益 43,157.45万元、井及相关设施117,826.23万元。油气资产的账面价值与鼎亮 汇通的收购价格差异较大，主要由于以下两点： （1）2014年末油气资产的账面成本中的探明矿区权益和未探明矿区权 益仅反映Tall City和Plymouth取得土地租约时的成本，而彼时的租约取得成 本仅考虑当时租约所覆盖面积的油气储量和储量级别，伴随着油气资产的 持续运营和开发，更多的储量被不断证实，油气资产的储量级别也得以提 升，因此本次交易价格较账面价值增值幅度较大。 （2）在先前未充分开发的石油或天然气田上钻探新的石油和天然气井 时，所申请钻探面积需要达到一定标准，德克萨斯铁路委员会才会下发钻 井许可。通常来讲，钻井的区域内会覆盖多个油气租约，且连接成片的油 气租约可以在区域内规划和钻探更多的油井，带来更多的经济可采价值。 本次交易的油气资产系由Tall City和Plymouth将小的区块逐步通过收购，构 成目前的区块面积，经济可采价值有所提升，因此交易价格较Tall City和 Plymouth历史上单块油气租约收购入账加总数出现较大增值。 综上，油气资产2014年末的账面价值仅反映其历史取得成本，并未考 虑通过持续运营和开发所带来的储量级别和经济可采储量的提升。经对比 同区域Diamondback Energy、LINN Energy和SM Energy的交易情况，以及A 股上市公司海外油气资产收购交易（详见本核查意见三），本次鼎亮汇通 的收购价格具备合理性。 （二）评估师核查意见 上市公司对2015年12月鼎亮汇通收购美国油气资产的最终交易价格 远高于其2014年末账面价值的原因和合理性进行了补充披露.标的企业的 油气资产2014年末的账面价值仅反映其历史取得成本，经对比同区域的交 易以及A股上市公司海外油气资产收购交易，本次鼎亮汇通的收购价格高 于其2014年末账面价值具备合理性。 三、申请材料显示，本次交易拟收购油气资产根据2P储量计算的桶油成 本为14.97元，处于行业类似交易案例的合理水平.请你公司：1）补充披 露使用2P储量计算桶油成本并做可比交易比较的合理性，是否符合行业 惯例.2）补充披露按照1P储量计算的桶油成本情况，比对可比交易情况， 进一步说明作价合理性.请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见. （反馈问题12） 答复： （一）使用2P储量计算桶油成本并做可比交易比较的合理性 石油储量是衡量油田资产价值的关键指标。根据SPE、AAPG、WPC 和SPEE联合颁布的《Petroleum Resources Management Systems》（《石油 资源管理系统》）的有关定义，石油储量是在规定的条件下，从一个给定 日期开始，通过对已知的石油聚集实施开发而预期可商业开采的石油量。 石油储量必须满足四项标准：已发现的、可开采的、具有商业价值的、从 既定开发项目实施起截止到评估日期而尚未产出的剩余量。 PRMS制定的石油资源分类框架如下： 总石 油原 地量 已发 现原 地量 经济 产量 Production 证实储量 Proved 概算储量 Probable 可能储量 Possible 次经 济 条件（潜在）资源 Contingent Resource 不可开采 Unrecoverable 未发现原地量 远景资源 Prospective Resource 不可开采 Unrecoverable 根据上述定义及分类，石油资源的储量具体可以分为三种类型：证实 储量、概算储量和可能储量。储量1P=证实储量；储量2P=证实储量+概算 储量；储量3P=储量2P+可能储量。 在美国油气勘探和开发的实务工作中，油田资产的买方除考虑地质、 储层等技术指标外，通常会参考同区域的桶油收购成本、每亩成交价格等 指标，以此对油田资产的收购价格进行估计。1P、2P和3P均为油田储量的 衡量指标，但鉴于证实储量P1和概算储量P2的确定性相对较高，实务中被 较为广泛地采用。在A股上市公司已完成或实施中的海外油田收购案例中， 披露2P储量的上市公司有美都能源、洲际油气、中天能源等。 按照上述标准选取和更新与本次交易具有可比性、且交易时间在近3 年内A股上市公司收购海外油田案例。其中对于2P的储量均选取其披露的 原油储量（不考虑天然气储量和液化石油气LNG储量），对比其2P储量对 应的每桶原油的收购成本（考虑现金、债务承担等因素）情况如下： 上市公司 拟收购油田 国家 收购金额 2P储量 桶油收购 成本（人民 币元） 亿美元 亿人民币 （万桶） 美都能源 WAL油田100% 美国 1.35 8.63 4,050 21.32 美都能源 Manti油田100% 美国 1.41 9.02 2,990 30.16 洲际油气 班克斯100% 阿尔巴尼亚 4.59 29.8 20,230 14.73 中天能源 LONG RUN公司100% 加拿大 - 36.88 14,708 25.08 新潮能源 鼎亮汇通100% 美国 - 81.67 54,567 14.97 注1：一般来说，油田的产出中可能包含原油、液化石油气和天然气，且不同油田由于地质特征产出物的比例 和数量各不相同，上表的对比数据中，除中天能源2P储量为桶油当量（原油、液化石油气和天然气综合考虑）外， 其他均选取对应的原油储量； 注2：美都能源收购WAL油田的数据来源于《WOODBINE ACQUISITION LLC在德克萨斯州区块的储量评估报告探明 +概算（2P）》、《美都能源：关于非公开发行股票发行申请文件反馈意见回复的公告》，其交易对价组成为支付 现金1.35亿美元、继承债务2.75亿美元及承担新债务1.25亿美元，人民币折算汇率为截至2015年11月30日人民币对 美元汇率中间价6.3962，上述测算不考虑债务因素； 注3：美都能源收购Manti油田的数据来源于《美都能源股份有限公司关于收购美国德克萨斯州Manti油田资产 的公告》，人民币折算汇率为截至2015年11月30日人民币对美元汇率中间价6.3962； 注4：洲际油气收购班克斯的数据来源于2016年7月《洲际油气股份有限公司发行股份购买资产并募集配套资金 暨关联交易预案（修订稿）》； 注5：中天能源收购LONG RUN公司的数据来源于《中天能源：重大资产重组暨关联交易报告书（修订稿）》。 （二）按照1P储量计算的桶油成本情况及作价合理性分析 按照1P储量标准，选取与本次交易具有可比性、且交易时间在近3年 内A股上市公司海外油田收购案例，且已披露1P储量的案例。其中对于1P 的储量均选取其披露的原油储量（不考虑天然气储量和液化石油气LNG储 量），对比其1P储量对应的每桶原油的收购成本（考虑现金、债务承担等 因素）情况如下： 上市公司 拟收购油田 国家/区域 收购金额 1P储量 桶油收购 成本（人民 币元） 亿美元 亿人民币 （万桶） 美都能源 WAL油田100% 美国 1.35 8.63 2,275 37.96 美都能源 Manti油田100% 美国 1.41 9.02 1,066 84.60 洲际油气 班克斯100% 阿尔巴尼亚 4.59 29.80 12,568 23.71 中天能源 LONG RUN公司100% 加拿大 - 36.88 8,295 44.46 新潮能源 鼎亮汇通100% 美国 - 81.67 18,720 43.63 注1：一般来说，油田的产出中可能包含原油、液化石油气和天然气，且不同油田由于地质特征产出物的比例 和数量各不相同，上表的对比数据中，除中天能源1P储量为桶油当量（原油、液化石油气和天然气综合考虑）外， 其他均选取对应的原油储量； 注2：美都能源收购WAL油田的数据来源于《WOODBINE ACQUISITION LLC在德克萨斯州区块的储量评估报告探明 +概算（2P）》、《美都能源：关于非公开发行股票发行申请文件反馈意见回复的公告》，其交易对价组成为支付 现金1.35亿美元、继承债务2.75亿美元及承担新债务1.25亿美元，人民币折算汇率为截至2015年11月30日人民币对 美元汇率中间价6.3962，上述测算不考虑债务因素； 注3：美都能源收购Manti油田的数据来源于《美都能源股份有限公司关于收购美国德克萨斯州Manti油田资产 的公告》，人民币折算汇率为截至2015年11月30日人民币对美元汇率中间价6.3962； 注4：洲际油气收购班克斯的数据来源于2016年7月《洲际油气股份有限公司发行股份购买资产并募集配套资金 暨关联交易预案（修订稿）》； 注5：中天能源收购LONG RUN公司的数据来源于《中天能源：重大资产重组暨关联交易报告书（修订稿）》。 由上表可知，上市公司收购鼎亮汇通按照1P储量计算的桶油收购成本 为43.63元，与其他A股上市公司收购油田案例中的桶油收购成本相比不存 在较大差异，交易价格具备合理性。 （三）评估师核查意见 上市公司对标的企业使用2P储量计算桶油成本并做可比交易比较的 合理性及按照1P储量计算的桶油成本情况进行了补充披露。对比A股上市 公司已完成或实施中的海外油田收购案例，使用2P储量计算桶油收购成本 符合油气行业的惯例。本次交易按照1P储量计算的桶油收购成本为43.63 元/桶，此价格处于可比案例桶油收购成本的合理范围内。 四、申请材料显示，本次评估范围内的资源储量系引用Ryder Scott出具 的《储量评估报告》，签字评估师为Jeffrey D.Wilson.请你公司补充披 露Ryder Scott的业务资质.执业质量.行业排名情况，《储量评估报告》 中的主要估值或评估情况，比对可比交易情况，补充说明相关报告的可 信度.请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见.（反馈问题13） 答复： （一）Ryder Scott相关报告的可信度 1. Ryder Scott的业务资质.执业质量.行业排名情况 Ryder Scott成立于1937 年，在美国和全世界范围内从事油气资产评估 和石油储量独立认证服务，包括储量评估、地质研究、油田开发、提高采 收率设计、油藏模拟、经济分析、管理咨询和专家见证等服务。Ryder Scott 总部设在美国休斯顿，在美国丹佛和加拿大卡尔加里设有分公司，其在德 克萨斯州专业工程师委员会企业登记号为F-1580。《储量评估报告》的签 字人员Jerrey D. Wilson是经许可认证的德克萨斯州专业工程师（许可证号： 86426），也是石油工程师协会成员。 部分国内大型石油化工企业在定期报告或其对外收购过程中均引用了 Ryder Scott的储量报告，如中国石油化工股份有限公司（股票代码：600028） 收购Caspian Investment Resource Ltd.和Mansarovar Energy Colombia Ltd（详 见2013-03-25《中国石化：关联交易公告》）、中国海洋石油有限公司（股 票代码：0883.HK）向SEC提交的2015年年报（详见2016-04-21 《CNOOC_Ltd_-_Form_20》）、中国石油天然气集团公司（股票代码： 601857）2015年年度报告（详见2016-03-24《中国石油：2015年年度报告》） 和2014年年度报告（详见2015-03-27《中国石油：2014年年度报告》）中 均引用Ryder Scott的储量报告内容。 此外，根据Ryder Scott公开披露信息，Ryder Scott曾为伦敦、安大略、 多伦多、香港、澳大利亚，及其他股票交易所注册的公司提供服务，其客 户包括英国石油公司、埃克森美孚公司、雪佛龙公司等大型跨国石油巨头 和数量众多的各国中小型油气公司。 2. 《储量评估报告》中的主要估值或评估情况 本次已出具的《储量评估报告》的编写依据分别是石油工程师协会 （SPE）、世界石油理事会（WPC）、美国石油地质师协会（AAPG）、 石油评估工程师协会（SPEE）以及石油资源管理系统（SPE-PRMS）所给 出的定义和提供的公开准则进行估算。从SPE-PRMS标准可知，证实储量 是在给定的时间时，从有限的经济条件、施工手段和政府规章制度中可以 商业开采的储量。在储量报告中，对概算储量的经济性可采是同样标准。 根据美国石油储量评估机构Ryder Scott按照PRMS规则制定的储量评 估方法出具的Tall City《储量评估报告》，截至2015年1月1日，Tall City的 100%油田资产的原油证实储量和概算储量分别为11,987.49万桶和 31,735.24万桶。 目前石油行业对油气资产的储量评估方法主要有两种：静态法（容积 法）及动态法（递减法）。 容积法：是借助于地质模型来完成的，通过相关技术手段及实验室分 析化验得出一系列地质参数，应用容积法储量计算公式（图）对油田石油 地质储量进行估算。 图 容积法计算公式及参数定义 动态法：是以Arps公式为基础，利用实际生产数据的生产规律和递减 趋势进行外推至一个经济极限值，确定单井剩余经济可采储量。整个油藏 的剩余经济可采储量依据未来开发方案乘以单井剩余经济可采储量。动态 法更加注重经济性。 非常规页岩油藏大多采用动态法进行储量估算，如Ryder Scott对Tall City的储量评估。首先依据油田及油田附近区域生产井的实际生产数据建 立典型生产曲线，确定单井剩余经济可采储量，再结合合理的井位分布， 从而得到整个油藏的剩余经济可采储量。 典型井生产曲线的建立如下图所示： Wolfcamp A层典型生产曲线 注：多条彩色的点线为油田生产井在Howard郡，Wolfcamp A层的实际日产油数据，红色实线为参 考实际生产数据拟合得到的Wolfcamp A层典型井生产曲线。 鼎亮汇通拥有的油田资产除了Ryder Scott出具的Tall City《储量评估报 告》中涉及的收购自Tall City的全部油田资产外，还包括收购自Plymouth 的Plymouth和Tall City联合作业区的油田资产以及收购自随卖方的额外油 田资产。 Plymouth的联合作业区的油田资产及随卖方的额外油田资产所处区域 均包含在Tall City的全部油田资产范围内，涉及的油井也均已在Ryder Scott 出具的Tall City《储量评估报告》中明确列示了单井剩余经济可采储量，鼎 亮汇通收购Plymouth的联合作业区的油田资产及随卖方的额外油田资产， 并没有增加可开发总面积，亦没有增加可开发生产井的数量，而是增加了 相关生产井的工作权益，因此，根据Tall City的《储量评估报告》对Plymouth 的联合作业区的油田资产及随卖方的额外油田资产按照工作权益变动进行 推算，Plymouth的联合作业区的油田资产证实储量和概算储量分别为 5,559.69万桶和3,287.06万桶；额外油田资产的证实储量和概算储量分别为 1,172.80万桶和824.34万桶。具体如下表所示： 储量类别 储量级别 Tall City 原油储量 （万桶） Plymouth 原油储量 （万桶） 额外资产 原油储量 （万桶） 鼎亮汇通 原油储量 （万桶） 证实储量 （Proved） 证实已开发正生产储量（PDP） 467.76 210.04 - 677.80 证实已开发未生产储量 （PDNP） 110.39 65.52 - 175.91 证实未开发储量（PUD） 11,409.34 5,284.13 1,172.80 17,866.27 小计 11,987.49 5,559.69 1,172.80 18,719.98 概算储量 （Probable） 概算已开发正生产储量 （PBDP） 46.06 10.20 - 56.25 概算已开发未生产储量 （PBNP） 13.52 6.16 - 19.68 概算未开发储量（PBUD） 31,675.67 3,270.70 824.34 35,770.71 小计 31,735.24 3,287.06 824.34 35,846.64 合计 43,722.73 8,846.75 1,997.14 54,566.62 3. 储量报告的可信度 A股上市公司在海外发达国家资源并购案例中，一般都会引用独立第 三方出具的储量评估报告，例如中国石化在收购Caspian Investment Resource Ltd.和Caspian Investment Resource Ltd.引用了Ryder Scott出具的 储量评估报告、中国石化在收购Taihu Limited时引用了DeGolyer and MacNaughton出具的储量评估报告、广汇能源在收购Tarbagatay Munai Limited Liability Partnership时引用了Netherland, Sewell & Associates, Inc. 出具的储量评估报告、金叶珠宝在收购ERG Resource, L.L.C.时引用了 Netherland, Sewell & Associates, Inc. 出具的储量评估报告。 上述专业报告均根据评估规则和准则进行编制。这些准则对于出具报 告数据的臵信区间和专业人士编写责任有明确严谨的界定，以该等报告标 准出具专业报告的可信度较高。此外，上述储量报告的内容均已向投资者 公开披露，因此这些报告的可信度较高。 （二）评估师核查意见 上市公司对Ryder Scott的业务资质.执业质量.行业排名情况，《储量 评估报告》中的主要估值或评估情况进行了补充披露，同时对《储量评估 报告》的可信度进行了补充说明。Ryder Scott已在德克萨斯州专业工程师 委员会企业登记注册，为全球众多大型石油公司提供油气资产评估和石油 储量独立认证等服务。对比A股上市公司在海外发达国家资源并购案例中 《储量评估报告》的引用情况，Ryder Scott出具的《储量评估报告》具有 较高可信度。 五、申请材料显示，最近一年，油气资产所在地的可比交易主要有 Diamondback Energy以4.38亿美元收购Cobra油田及LINN Energy以2.81 亿美元售出Howard郡资产，每英亩价格分别为约$32,000/英亩和约 $35,551/英亩.申请材料同时显示，影响油田开采成本的因素很多，主要 包括储层埋深.岩性.地层压力.与油田经营相关成本及压裂成本，此外， 页岩油的开采成本一般高于常规油.请你公司比对本次交易拟收购油气资 产及上述可比交易油气资产的储层埋深.岩性.地层压力.与油田经营相关 成本及压裂成本，以及开采对象属于页岩油或者常规油等，补充披露上 述可比交易的可比性，以及本次交易作价的合理性.请独立财务顾问和评 估师核查并发表明确意见.（反馈问题14） 答复： （一）同地区可比交易的相关情况 本次拟收购鼎亮汇通的油气资产与可比交易油气资产毗邻，LINN Energy出售的Howard郡资产位于本次标的油田资产的南部；Diamondback Energy收购的Cobra油田位于本次标的油气资产的西部。 拟收购油气资产与可比交易油气资产位置对比图 以上三块油气资产均位于Midland盆地中部偏东，区域沉积环境为深 海-半深海的海相沉积环境，以脆性、富含有机质页岩沉积为主，由于海平 面的频繁变化，形成了页岩与碳酸盐岩互层发育的特征；此区域构造背景 单一，为西南向东北方向抬升的单斜构造，断层不发育；Midland盆地 Wolfcamp及Spraberry两套页岩层为盆地的主要烃源岩，具有分布广泛、 厚度大、连续性好等特点。 拟对比油气资产地理位置 本次标的资产在内的以上三块油气在地理位臵上紧邻，属于同一油藏， 从储层特征、产层埋深、地层压力、原油性质等条件基本一致，且开采对 象均为非常规油气（Wolfcamp层及Lower Spraberry层），因此Diamondback Energy以4.38亿美元收购Cobra油田及LINN Energy以2.81亿美元售出 Howard郡资产与本次交易具有较高的可比性。 美国油田资产交易多为非公开竞价交易，可获得的地质信息较为有限， LINN Energy出售的Howard郡资产的部分地理、经营信息无法通过公开渠 道获得。另外，2016年8月SMEnergy在Howard郡签订收购协议，拟收 购资产紧位于标的资产南部，总收购价格为9.8亿美元，资产净面积24,783 英亩，平均每英亩价格为39,543美元。 Diamondback Energy收购的Cobra油田，SM Energy收购Howard郡油 田与本次交易的对比情况如下： 对比条件 标的油气资产 Diamondback Energy收 购的Cobra油田 SM Energy收购的 Howard油田资产 产层 Lower Spraberry Shale；Wolfcamp Lower Spraberry Shale；Wolfcamp Lower Spraberry Shale；Wolfcamp 储层埋深（英尺） Lower Spraberry Shale 顶深：4,200-4,800 Wolfcamp Shale顶深： 4,800-5,400 Lower Spraberry Shale 顶深：4,600-5,200 Wolfcamp Shale顶深： 5,200-5,800 Lower Spraberry Shale 顶深：4,000-4,600 Wolfcamp Shale顶深： 4,600-5,200 岩性 页岩与碳酸盐岩互层 页岩与碳酸盐岩互层 页岩与碳酸盐岩互层 地层压力（PSI） 平均3,800 平均4,180 平均3,680 压力系数 平均0.8 平均0.8 平均0.8 单井总资本性支出 （百万美元） 6.5 6.5 5.5 桶油运营成本 6.14 5.23 – 8.14 未披露 注1：PSI，压力单位，1磅力/英寸2（psi）=0.068大气压（atm） 注2：压力系数：原始地层压力与净水柱压力的比值； 注3：标的油气资产数据来源：Tall City提供的油气资产地质资料；地层压力数据来源：Pioneer公司研究 报告http://www.pxd.com/；单井总资本性支出来源于新开井HARRIS 23-26 2AH单井总资本性支出；桶油运营成 本来源于鼎亮汇通2016年1-3月账面金额测算 注4：Diamondback Energy数据来源：* Investor Presentation June 2016, Diamondback Energy； http://www.diamondbackenergy.com/ 注5：单井总资本性支出包括钻井成本和完井成本（主要为压裂成本），单井总资本性支出受水平段长度等因 素的影响，不同油井有所差异，其中标的油田资产的单井总资本支出的所对应的水平段长度为10,000英尺，SM Energy的单井总资本支出的所对应的水平段长度为7,600英尺 注6：SM Energy数据来源：Permian Acquisition external http://ir.sm-energy.com/phoenix.zhtml?c=90687&p=irol-news&nyo=0 本次交易拟收购的油气资产与上述可比交易油气资产开采对象均属于 非常规油气；在储层深埋、岩性、地层压力.与油田经营相关成本及压裂 成本等方面具有可比性。Diamondback Energy、Linn Energy和SM Energy 的交易价格分别为约32,000美元/英亩、35,551美元/英亩和39,543美元/ 亩。按照本次交易的最终作价816,637.50万元计算，本次交易每英亩交易 价格为人民币104,989.47元/英亩，约合16,447.01美元/英亩，相比油气资 产所在地的其他可比交易，因此本次交易价格具有合理性。 （二）评估师核查意见 上市公司对本次交易拟收购油气资产及本反馈问题中所述可比交易油 气资产进行了对比，对上述可比交易的可比性进行了补充披露，同时对本 次交易作价的合理性进行了补充说明。本次交易拟收购的油气资产及上述 可比交易油气资产开采对象均属于非常规油气，二者在储层深埋、岩性、 地层压力.与油田经营相关成本及压裂成本等方面具有可比性。经对比， 本次交易价格每英亩交易价格相比前述交易的每英亩交易价格更低，交易 作价具有合理性。 六、申请材料显示，鼎亮汇通持有的Howard和Borden油田资产，系鼎亮 汇通美国孙公司MCR（US）从Tall City、Plymouth购买的油田资产，双 方《购买与销售合同》中列明了石油和天然气租约。油气租约是美国油气 勘探开发中土地所有者和开发商之间的一个核心法律文件，鉴于油气勘 探和开发具有较高的风险和利润回报，买方和卖方为了权衡利益分配并 降低风险和减少不确定性，长期以来形成了被称为“油气租约”的契约 性文件。请你公司：1）进一步解释油气租约的具体含义。2）补充披露 Tall City、Plymouth是否为上述油田资产对应的土地所有者，并补充披 露土地所有者的相关信息，MCR（US）购买上述油田资产是否存在权利瑕 疵，是否存在需向土地所有者履行义务的情形。3）补充披露《购买与销 售合同》的核心内容，包括但不限于鼎亮汇通对相关油田资产的权利与义 务、租约期限等，及上述内容对本次交易收益法估值及鼎亮汇通未来生 产经营的影响。请独立财务顾问、律师和评估师核查并发表明确意见。 （反馈问题18） 答复： （一）《购买与销售合同》的核心内容对本次交易收益法估值及鼎亮 汇通未来生产经营的影响 1. 《购买与销售合同》中鼎亮汇通对相关油气资产的权利与义务、租 约期限的约定 《购买与销售合同》主要约定了与油气资产购买及交割的相关事项， 并未明确约定MCR（US）对相关油气资产的权利与义务及租约期限。MCR（US）对油气资产的权利与义务及租约期限主要体现在《购买与销售合同》 附件A所列.石油和天然气租约.的具体租约合同的条款中。油气资产已 于2015年11月23日（美国时间）完成交割，MCR（US）基于其承租人 地位根据租约合同条款享有及履行对相关油气资产的权利及义务，并受租 约规定租约期限的约束。 2. 《购买与销售合同》的核心内容对本次交易收益法估值及鼎亮汇通 未来生产经营的影响 鼎亮汇通的未来生产经营和本次交易收益法估值均基于相关油气租约 不存在重大权利瑕疵，且能够正常延续。MCR（US）购买上述油气资产时， 对于根据《购买与销售合同》约定需土地所有人同意的有分配价值租约的 转让已取得了土地所有者同意；2015年11月，鼎亮汇通已顺利完成交割 取得上述油气资产，因此，MCR（US）购买的上述油气资产不存在重大权 利瑕疵；且对于未来年度陆续到期的租约，鼎亮汇通也可按照美国石油公 司的操作惯例和既有的租约条款，结合油价走势进行合理延续，因此，租 约发生重大变化的风险相对较小，即《购买与销售合同》的核心内容不会 对鼎亮汇通的未来生产经营和本次交易收益法估值产生重大不利影响。 （二）评估师核查意见 MCR（US）对油气资产的权利与义务及租约期限主要体现在《购买与 销售合同》附件A所列.石油和天然气租约.的具体租约合同的条款中， 上市公司已补充披露上述内容对本次交易收益法估值及鼎亮汇通未来生产 经营的影响。鉴于MCR（US）购买的上述油气资产不存在重大权利瑕疵， 如果未来经营环境不发生重大变化，上市公司及标的企业不改变现有租约 延续策略，租约发生重大变化的风险相对较小，《购买与销售合同》的核 心内容不会对鼎亮汇通的未来生产经营和本次交易收益法估值产生重大不 利影响。 七、申请材料显示，评估报告特殊假设之一是《储量评估报告》中所载数 据真实、准确、完整，未来预测期内的钻井计划能够按照开采计划如期 正常实施。申请材料同时显示，储量评估基准日（2015年1月1日）后国 际油价出现较大幅度的下跌，鼎亮汇通实际经营中所遵照的开采计划与 《储量评估报告》中所制定的开采计划已出现较大差异。请你公司：1） 补充披露上述表述是否存在矛盾。2）补充披露本次评估依赖的《储量评 估报告》的合法合规性，是否符合行业管理以及评估准则的相关规定。3） 补充披露本次收益法评估所依照的开采计划与《储量评估报告》中制定的 计划之间存在的差异，新的开采计划对评估值的影响。请独立财务顾问 和评估师核查并发表明确意见。（反馈问题23） 答复： （一）评估报告中相关特殊假设表述的涵义 Ryder Scott为标的企业油气资产出具了《储量评估报告》，《储量评 估报告》中阐明了标的资产的相关储量、开采成本等信息，并按照设定的 开采方案对标的资产进行了经济分析。本次评估是以《储量评估报告》相 关储量数据的真实、准确、完整为基本前提的；对于《储量评估报告》中 提及的开采成本等数据，本次评估在对比基准日前后实际成本费用的基础 上进行了分析、确认，因此，本次评估假设‘《储量评估报告》中所载数 据真实、准确、完整’。 对于开采方案，由于储量评估基准日（2015年1月1日）后国际油价 出现较大幅度的下跌，《储量评估报告》中提及的开发方案相对较为乐观 和激进，因此，在评估报告日前，为更充分地发挥油气资产价值，鼎亮汇 通根据当时油价的最新变动以及资金需求等情况，主动对开采计划进行了 优化、调整，重新编制的开采计划（以下或称‘新开采计划’）与《储量 评估报告》中所提及的开采计划存在较大差异。上述开采计划的调整并不 会影响标的资产的相关储量数据。 本次收益预测反映了经第三方核定储量的油气资产按照能够更加充分 发挥油气资产价值的新开采计划进行后续生产经营所产生的预期业绩情 况。本次收益预测，对标的企业油气资产的储量数据，依据Ryder Scott所 出具的《储量评估报告》，对基准日后如何开采相应油气资产，依据标的 企业制定的新开采计划。 由于评估假设中所提及的开采计划为标的企业新开采计划，且收益预 测中对预测年度开采进度的预测依据的也是新开采计划，故该表述与.鼎 亮汇通实际经营中所遵照的开采计划与《储量评估报告》中所制定的开采 计划已出现较大差异.并无矛盾。但同时，假设中提及的‘开采计划’并 未明确是《储量评估报告》中所制定的开采计划还是标的企业制定的新开 采计划，文字表述上存在一定歧意，因此，将特殊假设‘《储量评估报告》 中所载数据真实、准确、完整，未来预测期内的钻井计划能够按照开采计 划如期正常实施’进一步完善为：‘《储量评估报告》中所载数据真实、 准确、完整，未来预测期内的钻井计划能够按照标的企业制定的开采计划 如期正常实施’。 （二）本次评估依赖的《储量评估报告》的合法合规性 Ryder Scott成立于1937 年，在美国和全世界范围内从事油气资产评 估和石油储量独立认证服务，包括储量评估、地质研究、油田开发、提高 采收率设计、油藏模拟、经济分析、管理咨询和专家见证等服务。Ryder Scott 总部设在美国休斯顿，在美国丹佛和加拿大卡尔加里设有分公司，其在德 克萨斯州专业工程师委员会企业登记号为F-1580。《储量评估报告》的签 字人员Jerrey D. Wilson是经许可认证的德克萨斯州专业工程师（许可证号： 86426），也是石油工程师协会成员。 部分国内大型石油化工企业在定期报告或其对外收购过程中均引用了 Ryder Scott的储量报告，如中国石油化工股份有限公司（股票代码：600028） 收购Caspian Investment Resource Ltd.和Mansarovar Energy Colombia Ltd（详见2013-03-25《中国石化：关联交易公告》）、中国海洋石油有限公 司（股票代码：0883.HK）向SEC提交的2015年年报（详见2016-04-21 《CNOOC_Ltd_-_Form_20》）、中国石油天然气集团公司（股票代码： 601857）2015年年度报告（详见2016-03-24《中国石油：2015年年度报告》） 和2014年年度报告（详见2015-03-27《中国石油：2014年年度报告》） 中均引用Ryder Scott的储量报告内容。 此外，根据Ryder Scott公开披露信息，Ryder Scott为伦敦、安大略、 多伦多、香港、澳大利亚，及其他股票交易所注册的公司提供服务，其客 户包括英国石油公司、埃克森美孚公司、雪佛龙公司等大型跨国石油巨头 和数量众多的各国中小型油气公司。 A股上市公司在海外发达国家资源并购案例中，一般都会引用独立第 三方出具的储量评估报告，例如中国石化在收购Caspian Investment Resource Ltd.和Caspian Investment Resource Ltd.引用了Ryder Scott出具的 储量评估报告、中国石化在收购Taihu Limited时引用了DeGolyer and MacNaughton出具的储量评估报告、广汇能源在收购Tarbagatay Munai Limited Liability Partnership时引用了Netherland, Sewell & Associates, Inc. 出具的储量评估报告、金叶珠宝在收购ERG Resource, L.L.C.时引用了 Netherland, Sewell & Associates, Inc. 出具的储量评估报告。本次已出具的 《储量评估报告》按石油工程师协会（SPE）、世界石油理事会（WPC）、 美国石油地质师协会（AAPG）、石油评估工程师协会（SPEE）以及石油 资源管理系统（SPE-PRMS）所给出的定义和提供的公开准则编写。这些 准则对于出具报告数据的臵信区间和专业人士编写责任有明确严谨的界 定，以该等报告标准出具专业报告的可信度较高。 根据《资产评估准则——利用专家工作》，.注册资产评估师执行资 产评估业务，涉及特殊专业知识和经验时，可以利用专业机构出具的专业 报告，作为评估依据.，注册资产评估师利用的专业报告包括.对资产数 量和实物状况的测定报告.，本次评估所依赖的《储量评估报告》作为具 有行业公信力的第三方报告，符合评估准则的相关规定。 （三）开采计划的对比情况 本次收益预测，对于标的企业油气资产的储量数据，依据的是Ryder Scott石油咨询公司所出具的《储量评估报告》；对于基准日后如何开采相 应油气资产，依据的是在评估报告日前标的企业根据当时的油价动态和资 金需求制定的优化调整后的新开采计划。在此基础上，收益预测反映了经 第三方核定储量的油气资产按照能够更加充分发挥油气资产价值的新开采 计划进行后续生产经营所产生的预期业绩。因此，由于本次收益预测并未 参照《储量评估报告》中提及的开采计划，而是参照新开采计划，故开采 计划的调整并不影响收益预测，因而不影响收益法评估结果。 新开采计划与原开采计划之间差异主要是开采进度的放缓，对比如下： 年度 新开采计划（井数） 原开采计划（井数） 差异 2015 125 2016 15 144 -129 2017 22 152 -130 2018 24 155 -131 2019 38 132 -94 2020 46 157 -111 2021 64 122 -58 2022 84 144 -60 2023 108 140 -32 2024 128 102 26 2025 135 75 60 2026 148 48 100 2027 152 30 122 2028 160 30 130 2029 137 28 109 2030 106 30 76 2031 64 28 36 2032 64 30 34 2033 64 30 34 2034 64 28 36 2035 64 30 34 2036 60 30 30 2037 41 28 13 2038 14 7 7 合计 1802 1825 （四）评估师核查意见 上市公司对评估报告中相关特殊假设表述的涵义、本次评估依赖的《储 量评估报告》的合法合规性以及开采计划的对比情况进行了补充披露。评 估假设中表述的评估所依据的开采计划与收益预测中依据的开采计划相 同，均为鼎亮汇通新确定的开采计划。对比A股上市公司在海外发达国家 资源并购案例中《储量评估报告》的引用情况，本次评估依据《储量评估 报告》中的油气资源储量数据符合评估准则的相关规定。同时，由于收益 预测依据的开采计划已经为新确定的开采计划，故收益法评估值不会受到 影响。 八、申请材料显示，收益法评估时对鼎亮汇通所拥有的油田未来产销量 情况的预测一直持续到2078年。请你公司结合《购买与销售合同》中关 于油气租约的期限条款，补充披露对上述油田的开采可持续至2078年的 合理性。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。（反馈问题24） 答复： （一）油田资产开发期限的说明 1. 油气租约的期限及租约延续的方式 在美国，石油和天然气租约所授予的期限是固定的初始开采期限，一 般是3到5年，按照租约约定若在初始开采期限内打井开采出油气或满足 其他布井、开采等条件，则租约可以自动延长至油井开采枯竭期。 石油公司通常租约延续方式大致有以下几种： （1）CDC（连续钻井作业条款，Continuous drilling operations clause） 租约中的一个条款，规定一个租约在首期到期并且没有生产的情况下 可以通过条款中规定类型的持续进行的钻井作业来保持有效。 在美国德州，多数油气租约中都有180天的CDC条款，意思是只要 从钻完一口井到开钻下一口之间不超过180天的就可以保持租约一直有 效。这也保障了石油公司的权益，可以确保租约的有效性。 （2）HBP（持有生产，Held by production） 租约中的一项规定，只要资产或租地中有最小经济量的油和气的产量， 就能够使一个公司运营该资产或租地的权利得到延续。 根据美国德州法规规定，一口1.5英里长的水平井可以保持住至多400 英亩的面积。只有该井的产量小于最小经济产量了，租约才会失效。 （3）钻井单元（Drilling Unit） 管理部门为了钻井而授予许可中按照适用井距规则而指定的面积。 在美国德州，比较核心的油气区域土地往往分散成很多小的租约，而 钻井单元能够将一口井所穿过的以及邻近的租约都合并在一个单元中，这 口井等于是钻在了该单元内所有租约上。一般一口1.5英里长的水平井可 以形成1.5个区块（1个区块为640英亩）的钻井单元。这也保证了石油公 司能够通过钻一口井来保持多个租约有效，而不需要为了某个租约单独进 行作业。同时，这一条款已意味对于租约面积相对钻井单元较小的土地所 有者而言，石油公司对于续租或打井的自主性相对更强。 （4）展期条款 承租人在租约结束之前，有选择权利但无必须义务，通过支付展期费， 在原租约基础上，延长2年或3年。在此2或3年的延长期内，承租人权 利同原租约规定权利一样。另外，在租约结束之前，承租人可以提前与地 主协商，以重新签约付费的方式，延续当前租约权利。 石油公司可以根据未来油价走势，主动选择最经济、合理的方式来进 行租约延续。 2．《购买与销售合同》中关于油气租约的期限条款及最新的延续情况 《购买与销售合同》附件A.石油和天然气租约.中列示了签署日的 各项租约的起租日和到期日，租约覆盖土地净面积约7.7万英亩。根据最 新统计，MCR（US）共拥有1,999条租约条目，其中，《购买与销售合同》 显示：Ground Double Zero区域租约未分配价值，鉴于该区域租约与其它 租约在地理上并不连续，且不经济，标的企业从经营角度决定到期后不再 续期，评估中也未考虑上述租约的价值，剔除上述租约后，共计1,972条 租约条目，现有租约到期具体情况如下表所示： 2016年到期 2017年到期 2018年及以后到期 1,188条 275条 509条 根据租约的最新统计情况，截至2016年8月底，共有882条已到期， 其中310条通过打井的形式租期自动延长，568条通过与地主协商续费续 期，剩余未续期的租约条目主要由于地主在监狱无法联系等特殊原因。从 租约条目数量来看，续约完成率达到99.55%。 可见，截至2016年8月底，除个别租约因为特殊原因尚待进一步协商 外，其余租约均已正常延续。 3．标的企业拟采用的租约延续措施及油田的开采可持续至2078年的 合理性 从2016年8月底至2016年年底，尚有306条租约条目将会到期，目 前，128条已通过续租续期，剩余租约延续工作正在积极进行中。考虑到 目前油价较2016年初已有一定幅度上升，新开油田产量也明显好于预期， 因此，针对上述租约，拟通过打井延续或续租方式续期。 对于2017年及以后陆续到期的784条租约条目，其中80条已存在展 期条款，MCR（US）可自主选择是否续期。另有682条涉及净面积小于 100英亩，相对水平井钻井单元面积较小，从经营的角度出发，区块面积 较小的租约续期的可能性较大，该部分租约将根据油价变化选择打井或续 租。对于其余部分租约，若油价持续较为低迷，标的企业拟在目前开发程 度较高的Howard继续开发外，其余区块将以续约为主，若发现部分租约 续租存在困难，将采用CDC、HBP等方式通过打井来维持租约；若油价回 升较快，则拟加快打井进度，以HBP形式，将租约自动延长至油井开采枯 竭期。 此外，结合美国当地油田操作惯例，美国律师也已发表意见，认为 MCR（US）在未来损失《购买与销售合同》项下有分配价值租约的风险相 对较低。 综上，标的企业目前租约发生重大变化的风险较小，此外，按照油气 资产的储量，根据管理层当时在低油价背景下制订的开采计划和进度，油 气资产的经济开采年限可以至2078年。因此上述油田的开采可持续至2078 年是较为合理的。 （二）评估师核查意见 上市公司对鼎亮汇通所拥有的油田的开采可持续至2078年的合理性 进行了补充披露。剔除因为不经济主动放弃的Ground Double Zero区域相 关租约的影响，截至8月底，除个别租约因为特殊原因尚待进一步协商外， 其余租约均已正常延续。对于未来年度陆续到期的租约，标的企业也将按 照美国石油公司的操作惯例和既有的租约条款，结合油价走势进行合理延 续，如果未来经营环境不发生重大变化，上市公司及标的企业不改变现有 租约延续策略，其目前租约发生重大变化的风险较小。按照油气资产的储 量，根据管理层当时在低油价背景下制订的开采计划和进度，上述油田的 开采可持续至2078年是较为合理的。 九、申请材料显示，本次评估分别假设北美原油价格分别回升至70美元/ 桶、75美元/桶两种情景，分别测算标的资产的价值。请你公司结合目前 的原油价格及未来的发展趋势，补充披露本次评估北美原油价格取值的 合理性。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。（反馈问题25） 答复： （一）当前油价分析及预测油价合理性分析 1. 目前原油价格情况分析 自2010年以来，世界经济逐步走出国际金融危机的阴影，国际原油价 格也随之回升，并长期稳定在较高的价格水平。2014年6月以来，受国际 政治经济环境等因素影响，国际原油销售价格波动较大。根据新浪财经统 计，2014年12月NYMEX原油平均销售价格约为61.69美元/桶，较2014 年6月的平均销售价格下降了41.47%。2015年第一季度，NYMEX原油价 格在40-50美元/桶区间波动整理，2015年二季度，NYMEX原油价格开始 回升，从一季度最低时的42美元/桶左右，逐步回升到60美元/桶左右。 2015年7月开始，由于供需失衡、库存上升等原因，NYMEX原油价格又 有所下降，特别是在8月底一度跌破40美元/桶。2015年9月，NYMEX 原油价格开始回升，至2015年10月恢复至50美元/桶水平。此后，受供 需环境进一步影响，NYMEX原油价格再次进入下降通道，并于2016年1 月创下26.06美元/桶的本轮调整新低。2016年2月开始，NYMEX原油价 格逐步回升，创造51.67美元/桶的2016年新高。此后，NYMEX原油价格 继续维持在40-50美元/桶区间波动整理。 2016年8月，沙特能源大臣法利赫表示，在9月即将召开的非正式会 议上，石油输出国组织（欧佩克）成员国将就当前原油市场形势举行会谈， 不排除将采取措施稳定国际油价。8月上旬，欧佩克曾发布声明表示，近 期的市场波动和油价下跌是暂时的，随着主要原油消费国经济复苏，全球 市场的需求有望在今年下半年回升，油价也将上涨。受欧佩克相关声明及 9月会议控制油价举措等对市场的提振影响，纽约商品交易所9月交货的 轻质原油期货价格持续上涨，从8月2日收盘价39.72美元/桶，经过13 个交易日，截止8月19日收盘，涨至48.57美元/桶，这一期间涨幅达22%。 从近期油价波动趋势来看，虽然短期受供需关系等因素影响，油价时 有向下调整的波动，但每次下调后的反弹速度也相对较快，反弹空间相对 可观。2014年油价进入调整期以来，油价分别在2015年8月、2016年1 月和2016年8月三次跌破40美元/桶，但均迅速反弹会整，整个调整期油 价低于40美元/桶的交易日较少。 虽然近期国际原油价格波动较大，但从原油供求关系、地缘政治、新 能源技术等方面考虑，以及国际原油价格的历史价格走势，未来国际原油 价格在短期的低迷之后，随着行业并购整合的不断深入推进，原油价格在 中长期内很可能呈现‘U形’运行趋势。 2014年1月至2016年8月NYMEX原油期货价格走势如下： 数据来源：新浪财经 从全球经济和原油需求方面看，根据国际货币基金组织预测，2016年 全球经济增长率预计为3.7%，全球经济对原油的需求将保持稳定增长。从 2015年各主要经济体的运行状况看，世界经济的复苏态势基本保持不变， 美国经济长期向好；欧元区2015年三季度GDP季调同比上涨1.6%，经济 景气指数等指标也不断向好，经济回暖不断加强；日本经济的GDP和PMI 等指标也不断改善，经济不断复苏。特别是以中国为代表的新兴经济体， 在错综复杂的国际形势下，在2015年GDP仍取得了6.9%的增长，经济形 势不断趋于稳定，经济发展质量不断提高，为世界经济注入了较强劲的动 力，也为原油需求的稳定提供了相对坚实的保障。 欧佩克2016年8月报告指出，鉴于本应对价格提供支持的市场有望实 现再平衡，预计2016年全球原油需求9426万桶/日，同比增长1.31%。欧 佩克在报告中向上修正了2016年三、四季度的预期需求，特别是北半球冬 季期间的需求。国际能源署（IEA）2016年8月作出预测称，全球原油市 场将继续在今年朝着恢复供需平衡的方向发展，原因是来自于炼厂的需求 加速增长，从而吸收了来自于多个波斯湾产油国的创纪录的产量。总部设 在巴黎的国际能源署在其月度报告中称，全球各国的炼厂在当前季度中的 原油加工量将会创下历史纪录，此前其在第二季度中的加工量创下了自 2009年以来的最大降幅。这将起到缓解原油库存过剩压力的作用。结合上 述组织分析，市场供需矛盾有缓和趋势，这为油价的稳定和回升提供了一 定的保障。 尽管目前原油价格处于历史较低水平，但国际原油需求短期难以替代、 中长期稳定增长的大环境未发生显著变化。同时，在世界产油区地缘政治 动荡不安的大背景下，世界原油价格长期处于低位的可能性较小。随着北 美经济持续上行而带动北美原油需求逐步回升，北美原油价格虽然短期内 可能低位调整一段时间，但从中长期看北美原油回归正常水平的可能性较 大。 2. 市场机构的中长期油价预测 虽然原油价格目前处于较低水平，但从中长期来看，对于油价，市场 普遍还是看涨，例如： （1）加拿大三大石油顾问机构油价预测 麦克丹尼尔石油顾问机构（McDaniel & Associates Consultants Ltd.）预 测2016年下半年石油价格将回升至45美元/桶。 史保罗（Sproule Associates Ltd.）对2016年下半年WTI石油价格的预 测也维持在45美元/桶的水平。 根据GLJ Petroleum Consultants Ltd. 2016年1月发布的石油价格预测，2016年4季度WTI石油价格将回升至49美元/桶。 （2）美国能源情报署（EIA）报告情况 2016年5月，美国能源情报署（EIA）发布了《国际能源展望（2016 版本）》。该展望每两年发布一次，是世界上对未来石油形势最权威的预 测之一。展望对截至2040年之前油价的走向进行了预测。 EIA认为，决定未来油价的因素主要有4个：OPEC国家的投资和产 量决策、Non-OECD国家的石油供应量、非石油液体燃料供应量、世界石 油及液体燃料需求。这四个因素的不同组合模式，决定了未来油价的走向。 考虑到不定因素的影响，EIA对未来布伦特原油价格给出了3个预测，不 过主要是基于Non-OECD国家的经济情况进行预测的。目前，EIA预测 Non-OECD国家未来25年的GDP年平均增长率为4.2%。若Non-OECD 国家的GDP年平均增长率4.2%，到2040年，油价将涨到每桶141美元， OPEC国家的石油市场占有率将保持在39%~43%左右。 （3）国际能源署（IEA）报告情况 国际能源署（IEA）在其发布的《全球能源展望2015》报告中，从市 场环境和供求关系两方面对国际油价走势进行了分析，认为当前原油市场 既存在结构性调整，同时也有明显的周期性特征，在不同的政策情境下油 价受上述因素的影响会有不同走势。为此，IEA设臵了新政策情境（New Policies Scenario）、当前政策情境（The Current Policies Scenario）、450 情境（450 Scenario）、低油价情境（Low Oil Price Scenario）四个情境对 油价长期趋势走向进行了预测。 情境 假设条件 结论 新政策情境 考虑到截至2015年的 全球能源政策、巴黎气 候大会各国提交的国 家自主贡献以及其他 已经声明过的政策意 向 国际能源和气候政策受到巴黎气候大会影响而收紧，国际 原油市场将会重新调整供需关系，在2020年时油价反弹 至$80/桶，并持续企稳回升，在2030年升至$113/桶，2040 年达到$128/桶。原油需求在2030年涨至1.03 亿桶/天 并稳定在该水平，因为价格回升、政策收紧、新的节能技 术等因素会使原油需求在达到平衡后难以继续上升。 当前政策情境 只考虑截至2015 年中 原油需求会略高于新政策情境下的需求，因为前者的化石 的全球能源政策 能源消费只受当前已经制定的能源政策的影响。在此情境 下原油需求在2040 年高达1.17 亿桶/天。受较高需求影 响，油价会在2040 年大幅升至$150/桶。 450情境 假设最新的节能减排 技术将在商业尺度得 到大规模应用以使2℃ 的气候目标能够达成 更强有力的能源与气候政策和国际干预会要求原油需求 在2020 年达到峰值并快速下降。由于需求受抑，油价会 很难突破$100/桶的水平。但在此情境下终端消费者的石 油产品使用成本依然会很高，因为政府倾向于提高燃料税 和削减补贴来抑制高碳燃料的使用。 低油价情境 油价持续较长时间低 迷的情况下可能对原 油供需、能源安全、全 球经济等造成的影响 原油价格在2020年以前会维持在$50-60/桶的区间，之后 逐渐反弹，于2040 年达到$85/桶。低油价最终推高原油 需求，在2040 年原油需求为1.07 亿桶/天。该情境的假 设是短期内较低的全球经济增长率抑制了原油价格的上 升，但是长期来看，OPEC 国家的地缘政治状况逐渐好转 且非OPEC 国家在供给端有很强的弹性，如果油价持续低 位拉动原油消费，原油需求量会逐渐反弹 IEA对2016至2040年原油需求和原油价格的预测 数据来源：IEA《全球能源展望2015》 除以上各情境的假设条件外，如气候政策可能还会进一步收紧，可能 发生的科技创新如新能源汽车储能问题的解决、油气储量恢复技术的应用 会影响原油供给，航空运输业在新兴市场国家可能发生强劲增长也会对油 价走势产生不同影响。因此，以上四种模型都不能被认为是对油价走势的 确凿预测。在报告中，IEA综合对比四种情境后，认为实际情况向新政策 情境中所描述的趋势发展的可能性较大。 （4）石油输出国组织（OPEC）报告情况 在石油输出国组织（OPEC）在其发布的《World Oil Outlook 2015》报 告中，从未来世界经济、石油中长期需求、中长期的石油供应三方面对供 求关系下的油价进行了展望，认为就目前情况来看：未来世界经济仍然稳 步发展，石油在中长期需求中仍然扮演主要角色且中长期的石油供应增长 有限。OPEC预测，按照名义美元，到2020年原油价格将达到每桶80美 元；到2030年达到每桶120美元；到2040年达到160美元。 OPEC对于原油价格长期走势的预测 数据来源：OPEC资料整理 （5）世界银行组织（WB）对后期油价的预测情况 世界银行组织（WB）在其2016年7月发布的《World Bank Commodities Price Forecast》中对全球大宗商品的价格进行了预测，认为国际原油价格 从2016年至2025年将缓慢回升，从43美元/桶逐步回升至82.6美元/桶。 世界银行组织对油价的预测情况 数据来源：World Bank Commodities Price Forecast 2. 油价预测结果 参照原油价格走势，结合原油市场供需基本面情况，本次收益预测考 虑北美原油价格将在未来年度逐步回升至历史平均水平附近，并谨慎选择 70美元/桶、75美元/桶作为北美原油价格回升情形的模拟，两种情形下预 测期原油价格分别如下： 参数名称 单位 2015年 12月 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 及以后 情形1 美元/桶 30.00 35.00 40.00 50.00 60.00 70.00 情形2 美元/桶 30.00 35.00 40.00 50.00 60.00 75.00 对比当前油价水平及各机构对未来油价走势的判断，2015年、2016 年的油价预测与当前油价真实水平基本一致，2017年以后的预测趋势与机 构预测趋势基本一致，且增长速度相对谨慎。 （二）评估师核查意见 上市公司对本次收益预测中北美原油价格取值的合理性进行了补充披 露。对比当前油价水平及各机构对未来油价走势的判断，2015年、2016 年的油价预测与当前油价真实水平基本一致，2017年以后的预测趋势与机 构预测趋势基本一致，且增长速度预测相对谨慎。 十、申请材料显示，收益法评估时在2016至2038年期间，资本性支出金 额较大。请你公司：1）补充披露资本性支出的预测过程、依据和合理 性。2）补充披露资本性支出的预测与未来收入、矿井数量的匹配性。请 独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。（反馈问题26） 答复： （一）资本性支出的预测过程、依据和合理性 标的企业资本性支出，主要为按照其开采计划，于预测年度开发新井 的支出。标的企业油气资产所涉及不同井位对应的区块工作权益有所差异， 享有油气资产工作权益的权益人有权在油气区块上勘探、开发和作业，按 照各自工作权益比例关系承担区块勘探、开发和作业生产成本，并按工作 权益比例享有在支付矿区使用费等相关税费后，获得所产油气或销售利润 的权利。因而，标的企业需要支付的资本性支出，为总资本性支出中按工 作权益比例关系计算得出的，需由标的企业承担的那部分，即净资本性支 出。公式如下： 单井净资本性支出（Net Capex）=单井总资本性支出（Gross Capex） ×工作权益（Working Interest） 标的企业要通过外包的方式委托油服公司提供新井开发服务，本次收 益预测，经比对标的企业在产井的打井成本、可能的租约维护成本与Ryder Scott所出具的《储量评估报告》中单井总资本性支出后，以HOWARD地 区单井总资本性支出 850万美元，BORDEN地区单井总资本性支出 750 万美元为基础，预测未来各年度标的企业的资本性支出。 1. 确定未来各年度的开发新井数量及井位 标的企业据2015年油价的最新变动情况，为更充分地发挥油气资产价 值，主动对原开采计划进行优化调整后，重新编制了开采计划。本次收益 预测依据该开采计划，确定未来各年度需要开发的新井数量及对应井位。 根据标的企业编制的开采计划，预测各年度需开发的新井数量如下： 单位：井数 年度 HOWARD BORDEN 小计 2016 15 0 15 2017 22 0 22 2018 24 0 24 2019 34 4 38 2020 42 4 46 2021 48 16 64 2022 56 28 84 2023 68 40 108 2024 76 52 128 2025 71 64 135 2026 72 76 148 2027 64 88 152 2028 64 96 160 2029 43 94 137 2030 22 84 106 2031 0 64 64 2032 0 64 64 2033 0 64 64 2034 0 64 64 2035 0 64 64 2036 0 60 60 2037 0 41 41 2038 0 14 14 合计 721 1081 1802 2. 确定预测各年度需新开发的每口新井的工作权益 由于标的企业油气资产所分布区块中，不同区块所涉及的工作权益 （WI）并不一致，故预测年度于不同区块开发的新井，由于工作权益（WI） 的不同，应由标的企业负担的资本性支出也相应不同。 根据《储量评估报告》披露，标的企业油气资产所涉工作权益情况如 下： 区域 区位 工作权益 区块 BORDEN RockTank 0.80 SEC01-12、SEC01-48、SEC02-39、SEC02-47、SEC03-02、SEC03-06、 SEC03-10、SEC03-38、SEC03-46、SEC04-01、SEC04-05、SEC04-09、 SEC04-37、SEC04-45、SEC05-04、SEC05-08、SEC05-44、SEC06-07、 SEC06-43、SEC07-08、SEC11-02、SEC19-18、SEC20-17、SEC21-16、 SEC22-15、SEC23-14、SEC24-13、SEC25-24、SEC26-23、SEC27-22、 SEC28-21、SEC29-20、SEC30-19、SEC37-36、SEC37-48、SEC38-35、 SEC38-47、SEC39-34、SEC39-46、SEC40-01 MODESTA 1.00 Dyess17-08、SEC04-09、SEC09-04、SEC10-03、SEC11-02、SEC11-14、 SEC13-12、SEC16-21、SEC17-20、SEC18-07、SEC23-14、Williams24-13 0.81 CLARAGOOD10-15 0.67 SEC23-14 0.42 CLARAGOOD10-15 0.15 CLARAGOOD10-15 HOWARD HAMMER-EAST 0.92 Hamlin06-07 0.89 Hamlin06-07 0.88 Hamlin19-18、Hamlin19-30、Hamlin20-17、Hamlin20-29 0.53 Hamlin21-28 0.53 Hamlin21-28 0.47 Hamlin21-28 0.15 Sec31-42South HAMMER-NORTH 1.00 Lester34-27、Middleton47-38、SEC06-43 0.99 Middleton47-38 0.97 Lester23-26 0.97 SEC06-43 0.97 Lester23-26 0.83 MuseNewton31-42、SEC31-42 0.80 SEC31-42 0.77 Middleton48-37 0.72 SEC06-43 0.70 SEC31-30 0.57 SEC31-30 0.17 Sec22-15 0.05 WrightCheek33-28B 0.05 WrightCheek33-28A HAMMER-AMI 1.00 Wright44-41、SFHUnit23、Shroyer-Wilson23-14A、Hamlin15-22、 ClarkUnit24-13、Gardner15-10、ClarkUnitB24-13、Gardner15-10 0.99 Sec01-48、Wright40-33、Wright41-32 0.98 FrayarA13-12、FrayarB13-12、Wright44-41B 0.95 ElrodAntellB11-02 0.92 Wolfe-McCann10-15 0.90 WolfeBrophy04-45 0.83 Wright40-33A 0.82 ElrodAntellA11-02、Hamlin-Middleton16-21、Wright41-32B 0.74 Sec46-03B、WolfeJones09-04E 0.67 ClarkUnitC24-13、Hamlin-Middleton16-21C、Shoyer-Hamlin23-26、 Shroyer-Wilson23-14B 0.61 Sec46-03A 0.57 WolfeJones09-04A 0.54 Sec05-08B 0.50 Sec05-08A 0.46 Garrett-Snell36-25B 0.45 Frayar27-34 0.43 GarrettSnell36-25A 0.35 Grantham17-08A 0.33 Grantham17-08B、Hamlin-Middleton16-21B 3.资本性支出 根据标的企业制定的开采计划确定未来各年度所需开发新井的数量和 井位，参照对应区域的单井总资本性支出标准，同时乘以各井位对应的工 作权益，得到预测各年度的资本性支出，资本性支出预测结果如下： 年度 HOWARD （万美元） BORDEN （万美元） 合计 （万美元） 4.资本性支出的合理性 标的企业评估基准日后进行新井开发，截至目前，其新井开发集中于 HOWARD地区。根据标的企业管理层结合其目前新井开发情况、相应已 支出金额、完工进度等因素所估算的各新井的总资本性支出情况，新开发 井的单井总资本性支出在610-650万美元区间内，相比本次收益预测中 HOWARD地区单井总资本性支出850万美元，每口井的单井总资本性支 出低200-240万美元。可见，本次收益预测中单井总资本性支出预测相比 标的企业实际资本性支出水平较为谨慎。 （二）资本性支出的预测与未来收入、矿井数量的匹配性 预测年度，资本性支出与收入、矿井数量的匹配关系如下： 年度 资本性支出 新井开 平均单井 平均单井 下一年收入 当年资本性支出 （万美元） 发数量 总资本性支出 （万美元） 净资本性支出 （万美元） （万美元） 对下一年收入贡 献度 2016年 10,222.94 15 850.00 681.53 14,036.99 1.37 2017年 17,166.55 22 829.55 780.30 24,045.61 1.40 2018年 18,549.47 24 850.00 772.89 36,361.91 1.96 2019年 29,293.25 38 839.47 770.87 53,415.44 1.82 2020年 35,872.98 46 841.30 779.85 65,346.68 1.82 2021年 46,294.45 64 825.00 723.35 80,760.82 1.74 2022年 58,996.77 84 816.67 702.34 100,394.84 1.70 2023年 71,127.65 108 812.96 658.59 118,941.45 1.67 2024年 81,195.56 128 809.38 634.34 134,960.77 1.66 2025年 82,747.55 135 802.59 612.94 150,655.17 1.82 2026年 88,836.61 148 798.65 600.25 160,433.87 1.81 2027年 98,306.06 152 792.11 646.75 175,115.66 1.78 2028年 102,047.35 160 790.00 637.80 180,804.13 1.77 2029年 81,477.95 137 781.39 594.73 173,582.44 2.13 2030年 66,901.67 106 770.75 631.15 164,575.95 2.46 2031年 38,364.58 64 750.00 599.45 151,252.99 3.94 2032年 38,364.58 64 750.00 599.45 143,988.50 3.75 2033年 38,364.58 64 750.00 599.45 139,548.22 3.64 2034年 38,364.58 64 750.00 599.45 137,269.81 3.58 2035年 38,364.58 64 750.00 599.45 133,545.93 3.48 2036年 35,966.79 60 750.00 599.45 129,623.62 3.60 2037年 24,577.31 41 750.00 599.45 119,881.52 4.88 2038年 8,392.25 14 750.00 599.45 108,098.40 12.88 可见，如不考虑不同区位新开发油井工作权益差异，净资本性支出基 本呈逐年下降趋势，这与标的企业开采计划中高工作权益区位在条件允许 情况下先行开发的策略是一致的。当年资本性支出对下一年收入的贡献， 2029年之前较为稳定，2030年后由于每年新开井数下降，而以前年度累积 在产井数较多，导致该比率逐渐上升。 （三）评估师核查意见 上市公司对标的企业收益预测中资本性支出的预测过程、依据和合理（未完）  |