沃施股份:上海东洲资产评估有限公司关于中国证券监督管理委员会《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》回复
原标题:沃施股份:上海东洲资产评估有限公司关于中国证券监督管理委员会《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》回复 上海东洲资产评估有限公司 关于中国证券监督管理委员会《中国证监会行政许可项目审 查一次反馈意见通知书》回复 中国证券监督管理委员会： 贵会下发《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》（第191206） 号，就上海沃施园艺股份有限公司提交的《上海沃施园艺股份有限公司上市公司 发行股份购买资产核准》行政许可申请材料进行了审查，并提出了反馈意见。现 将本次重组申请文件需要由评估师说明的有关问题回复如下： 问题9：申请文件显示，截至评估基准日2018年12月31日，中海沃邦100% 股权的评估值为462,800万元，增值率209.51%。由于《评估报告》的收益法评 估中对于评估基准日未取得开发方案备案的永和30井区及595.26平方公里储量 待备案区域未纳入收益测算。考虑到永和30井区项目的价值、595.26平方公里 储量待备案区域的潜在储量情况，以及天然气行业未来发展的趋势，经本次交 易各方协商，本次交易中海沃邦100%股权的交易价格547,000万元。请你公司： 1）对比2018年12月上市公司收购中海沃邦时收益法的主要预测数据，截至目 前经营业绩实际实现情况，两次评估基准日之间主要运营业务及主要井块探明 开采量变动情况、主要产品售价及预测变动情况、分成比例变动等情况。补充 披露本次评估中收益法评估中的主要预测数据与前次差异情况，本次交易中海 沃邦评估值较前次评估大幅增长的原因及合理性。2）结合两次评估基准日之间， 永和30井区及595.26平方公里储量待备案区域的开发备案进展等，补充披露本 次交易中永和30井区及595.26平方公里储量待备案区域估值远高于前次交易估 值的原因及和合理性。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。 9-1）对比2018年12月上市公司收购中海沃邦时收益法的主要预测数据， 截至目前经营业绩实际实现情况，两次评估基准日之间主要运营业务及主要井 块探明开采量变动情况、主要产品售价及预测变动情况、分成比例变动等情况。 补充披露本次评估中收益法评估中的主要预测数据与前次差异情况，本次交易 中海沃邦评估值较前次评估大幅增长的原因及合理性。 回复： 一、中海沃邦100%股权价格变化原因概述 本次交易中海沃邦100%股权的价格较前次交易提高9.70亿元，主要系以下 原因： 1、中海沃邦于2018年9月取得高新技术企业证书，自2018年起所得税率 由25%下降至15%，该因素影响评估结论约5.5亿元。 2、前次交易，永和30井区未取得开发方案备案，未对项目价值进行评价； 2019年3月，永和30井区完成8亿方开发方案备案，标志着永和30井区的开 发具有了相对明确的投资规模、开发方式、动用气层、技术路线、布井计划等， 项目所处阶段由勘探向开发、生产过渡，对于30井区天然气的开采具有重要的 里程碑意义。根据本次评估机构出具的价值咨询报告，永和30井区的项目价值 为17.13亿元。 3、前次重组后，中海沃邦在石楼西区块新增探明地质储量283.20亿立方米。 综合以上因素，并考虑到永和30井区仍处于开发期的相对早期阶段、30井 区采矿许可证取得时间的不确定性，经交易各方协商，中海沃邦100%股权的价 格为54.70亿元，较前次交易提高9.70亿元。 前次交易与本次交易的变化对比情况如下表： 影响因素 前次交易 本次交易 本次较前次变化 《评估报告》（仅预测 45-18井区） 41.60亿元 46.28亿元 提高4.68亿元 永和30井区 未取得开发方案备案，未 对项目价值进行评价 2019年3月取得8亿方开发方 案，东洲评估出具价值咨询报告， 项目价值17.13亿元 提高5.02亿 储量未备案区域 （595.26km2） 储量情况不详 2018年10月提交探明地质储量 283.20亿立方米 天然气行业发展 2017年、2018年国内天然气供需缺口分别893亿立方米、1,200 亿立方米，逐步扩大；国家鼓励并要求加快天然气的开发利 用；国家推进自然资源资产产权制度改革，加强探矿权、采 矿权的衔接；山西省能源改革试点，扩大能源对外合作。 中海沃邦100%股权价 格 45.00亿 54.70亿 提高9.70亿 注：评估结论变动对价格影响之外因素的分析，详见本回复“9-2）”中的相关内容。 二、本次交易《评估报告》的评估结果较前次交易所有提高的具体原因 前次评估的评估基准日为2017年12月31日，预测期为2018年-2037年； 本次评估的评估基准日为2018年12月31日，预测期为2019年-2037年。本次 评估与前次评估，各现金流项目折现后的差异对比如下： 单位：万元 项目 前次评估折现合计 本次评估折现合计 本次较前次变化 一、营业总收入 1,187,558.12 1,209,993.10 22,434.98 二、营业总成本 632,413.39 665,869.41 33,456.02 其中：营业成本 383,894.34 431,655.37 47,761.03 税金及附加 67,022.12 63,199.12 -3,823.00 营业费用 102,943.63 101,149.59 -1,794.04 管理费用 58,785.04 54,839.50 -3,945.54 财务费用 10,680.68 6,889.45 -3,791.23 资产减值损失 9,087.58 8,136.38 -951.19 三、营业利润 555,144.73 544,123.69 -11,021.05 四、利润总额 555,144.73 544,123.69 -11,021.05 五、净利润 415,442.86 460,100.24 44,657.38 六、归属于母公司损益 415,442.86 460,100.24 44,657.38 加：折旧和摊销 316,011.51 350,470.08 34,458.57 减：资本性支出 285,339.45 308,782.78 23,443.33 减：营运资本增加 93,996.07 69,962.19 -24,033.88 加：新增贷款 - - - 减：贷款偿还 16,469.82 11,399.17 -5,070.65 加：期末营运资金回收 756.03 1,309.70 553.67 七、股权自由现金流 336,405.04 421,735.88 85,330.82 经营性资产 336,405.04 421,735.88 85,330.82 非经营性资产及溢余资产 79,352.24 41,024.77 -38,327.47 评估结果（取整） 416,000.00 462,800.00 46,800.00 从上表可以看出，本次评估较前次评估变动的主要影响因素为净利润的提高、 折旧与摊销的提高、资本性支出的提高、营运资本增加的减少、贷款偿还额的减 少，具体分析如下： （一）中海沃邦目前经营情况 2018年中海沃邦实际完成净利润41,716.50万元（已经审计）；2019年第一 季度实现营业收入30,414.28万元（未经审计），净利润15,545.74万元（未经审 计），销气量为22,339.69万立方米。 前一次评估预测2018年的净利润36,333.41万元，2019年预计净利润 45,585.44万元。 本次评估预计2019年全年实现收入119,492.87万元，净利润49,876.36万元。 （二）两次评估基准日之间主要变动情况分析 1、主要井块探明开采量变动情况、主要产品售价及预测变动情况、分成比 例变动 本次评估纳入收益法收益预测范围的井区为永和45-永和18井区，其探明开 采量变动情况、主要产品售价及预测变动情况、分成比例变动情况如下： 评估基准日2017.12.312018.12.31备注 2019年—2037年预测期预计总销气量（亿方）198.05 198.26 基本一致 预测期销气单价（不含税：元/立方）1.511.51无变化 与中油煤分成比例R的计算方式无变化 2019年—2037年预测期预计总收入（亿元）232.30 232.97 基本一致 2、所得税税率下降导致净利润的提高 ①前一次以2017年12月31为基准日进行评估时，中海沃邦企业所得税税 率为25%，故在对未来所得税费用进行测算时所使用的所得税税率均为25%。 ②本次以2018年12月31日为基准日进行评估时，中海沃邦于2018年9月 取得有效期为三年的《高新技术企业证书》，证书编号为GR201811003459，证书 有效期3年，减按15%税率缴纳企业所得税。 在本次的评估中评估师对企业目前的主营业务构成类型、未来研发投入（主 要为勘探支出）占主营收入比例等指标分析后，基于对未来的合理推断，假设被 评估单位未来具备持续获得高新技术企业认定的条件，能够持续享受所得税优惠 政策，直到不再开发新的井为止。 前次评估、本次评估中海沃邦利润总额、净利润折现后合计情况如下：前次 评估、本次评估中海沃邦利润总额、净利润折现后合计情况如下： 项目 前次评估 本次评估 本次较前次变化 折现后利润总额合计（亿元） 55.51 54.41 -1.10 折现后净利润合计（亿元） 41.54 46.01 4.47 折现后所得税合计（亿元） 13.97 8.40 5.57 根据上表，所得税率变化对折现后净利润的影响金额为5.57亿元。综合考虑 净利润其他影响因素的变动，净利润变动对评估值的影响金额为4.47亿元。 3、资本性支出 项目/年份（本次评估） 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 资本性支出 29,547.46 36,035.39 56,933.25 30,834.11 36,850.02 22,253.00 项目/年份（本次评估） 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 资本性支出 44,493.38 27,259.77 47,276.15 37,066.54 61,996.17 36,784.70 55,968.76 项目/年份（本次评估） 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 - 资本性支出 39,558.15 563.24 591.36 591.36 591.36 591.36 项目/年份（前次评估） 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 资本性支出 2,365.69 25,023.84 20,166.51 48,660.85 20,364.18 48,064.49 35,113.04 项目/年份（前次评估） 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 资本性支出 62,754.59 42,638.40 53,500.06 51,149.83 47,494.37 44,354.33 44,241.75 项目/年份（前次评估） 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 - 资本性支出 44,001.63 496.61 509.32 509.32 509.32 509.32 本次评估资本性支出较前一次评估有所增加，主要为根据阿派斯在2019年3 月出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》，其未来年 度的单井成本较其2018年1月所出具的储量评估报告有所上升，具体变动如下： ①钻井及完井成本发生变化 A．前一次评估时根据阿派斯油藏技术（北京）有限公司（以下简称“阿派 斯”）2018年1月出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报 告》披露：直井单井总成本为734万元/口，定向井单井总成本为766万元/口， 水平井单井总成本为2200万元/口（不含税）。 B．本次评估时，根据阿派斯2019年3月出具的《鄂东气田石楼西区块永和 45-永和18井区储量评估报告》披露： 直井/评价井综合井单井总成本为833万元/口；受作业成熟度、施工队伍稳 定性、新技术应用、新材料使用等方面影响，钻完井费用会随着时间的推移有所 降低，预测未来水平井单井钻井及完井费用变化趋势为2019-2020年2517万元 （不含税），2021年为2391万元（不含税），2022年为2296万元（不含税），2023 年之后均为2204万元（不含税）。 折现后，资本性支出的增加对估值的影响约为-2.34亿元。 4、折旧和摊销的增加 （1）折旧与摊销变动对估值的影响 项目/年份（本次评估） 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 折旧和摊销 29,253.89 34,543.91 39,309.48 41,679.73 41,605.79 40,962.86 项目/年份（本次评估） 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 折旧和摊销 40,930.91 41,836.73 42,899.64 43,997.89 45,411.49 46,337.08 47,466.26 项目/年份（本次评估） 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 - 折旧和摊销 48,647.77 40,976.39 31,610.72 25,374.90 21,214.44 18,228.78 项目/年份（前次评估） 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 折旧和摊销 23,079.40 28,630.13 31,386.85 33,790.56 33,937.91 33,471.35 35,391.90 项目/年份（前次评估） 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 折旧和摊销 37,724.60 40,884.62 42,295.58 44,851.54 46,076.80 46,391.37 46,447.15 项目/年份（前次评估） 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 - 折旧和摊销 46,561.76 40,852.19 31,449.91 25,182.11 20,852.55 17,744.03 本次评估资本性支出较前一次评估有所增加，主要为单井成本上升导致未来 年度的折旧摊销上升。折现后，折旧与摊销的增加对估值的影响约为3.45亿元。 （2）预测期内折旧与摊销的增加金额高于资本性支出增加金额的合理性 本次评估与前次评估，折旧与摊销、资本性支出折现后的差异对比如下： 项目 前次评估折现合计 本次评估折现合计 本次较前次变化 折旧和摊销（万元） 316,011.51 350,470.08 34,458.57 资本性支出（万元） 285,339.45 308,782.78 23,443.33 本次评估较前次评估，折旧与摊销折现后合计变动大于资本性支折现后合计 变动，主要系两次评估基准日之间（即2018年）的实际资本性支出大于前次评 估预计的2018年资本性支出，进而导致本次评估基准日后折旧与摊销较前次评 估有所增加。 考虑前述因素下，本次评估、前次评估折旧与摊销、资本性支出未经折现的 预测期内的合计金额如下表： 项目 前次评估 本次评估+2018年实 际发生金额 本次较前次变化 折旧和摊销（万元） 707,002.30 739,641.29 32,638.99 资本性支出（万元） 592,427.45 619,023.35 26,595.90 由上表可以看出，在考虑2018年资本性支出与前次评估预测差异的情况下， 折旧与摊销变动较资本性支出变动高6,043.09万元，占前次评估预测期内折旧与 摊销合计金额707,002.30万元的比例极小为0.85%，主要系单井储量、布井计划、 产能模拟曲线等因素细微变化导致预测期内折旧与摊销略有提高。 因此，本次评估较前次评估折旧与摊销、资本性支出的变化具有合理性。 5、营运资金增加 （1）营运资金增加的变动情况 项目/年份（本次评估） 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 营运资金变化 22,860.42 28,950.71 37,618.84 763.26 -3,918.66 -92.78 项目/年份（本次评估） 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 营运资金变化 -168.61 -466.85 -40.37 -200.38 276.58 -396.30 48.68 项目/年份（本次评估） 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 - 营运资金变化 23.82 -5,875.41 -5,628.42 -3,513.33 -2,338.79 -1,795.25 项目/年份（前次评估） 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 营运资金变化 47,964.53 33,368.38 30,058.09 3,288.85 1,149.52 -5,148.36 530.16 项目/年份（前次评估） 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 营运资金变化 -1,248.78 -637.90 -655.77 199.16 -247.14 -366.45 -322.53 项目/年份（前次评估） 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 - 营运资金变化 -121.34 -3,371.46 -5,548.29 -3,549.28 -2,463.02 -2,119.20 前次评估，将评估基准日中海沃邦账面货币资金中的2.05亿元作为溢余资金 考虑。本次评估将评估基准日中海沃邦账面的货币资金全部计入营运资金中予以 考虑，不再另外考虑溢余资金的影响。 因此，折现后营运资本增加的减少对估值的影响约为2.40亿元。 （2）溢余资金对营运资本增加的影响 本次评估中评估人员对测算的溢余资金进行了分析，中海沃邦维持日常的生 产经营所需的营运现金并不多，其主要现金流出为其为了扩大产能而进行的资本 性投资。同时公司开出银行承兑汇票的同时需在银行存放一定金额的保证金。 经测算，本次评估在预测第一年度（2019年）需预留的营运现金为2,117.79 万元，评估基准日“其他货币资金——保证金”余额为20,980.79万元，两项合 计23,098.58万元。本次评估基准日，中海沃邦账面货币资金余额为23,341.48万 元，与营运现金及保证金合计金额差异不大，故本次评估溢余资金为0。 如本次评估将超过预留营运现金部分的货币资金21,223.69万元（23,341.48－2,117.79＝21,223.69）作为溢余资金考虑，则在预测期第一年即2019年需相应 追加营运资金21,223.69万元，由此得出的评估结论将为46.37亿元，较本次评 估结果高0.09亿元，差异率0.19%。 因此，本次评估对中海沃邦账面货币资金的分类对评估结论的影响较小。 6、贷款的偿还 前次评估基准日，中海沃邦付息负债金额为3.6亿元；本次评估基准日，中 海沃邦付息负债金额为2.39亿元。较前一次评估付息负债金额有所下降，由此 减少了未来现金的支出。折现后，贷款偿还对估值的影响金额约为0.51亿元。 综上，结合净利润影响因素以及其他现金流影响因素，股权自由现金流变化 后折现对评估值的影响金额为8.53亿元。 7、折现率 （1）折现率变动情况 ①前次评估，预测期内的折现率如下： 年份 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 股东权益资本报酬率Re 9.7% 9.7% 9.7% 9.6% 9.6% 9.6% 9.6% 年份 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 股东权益资本报酬率Re 9.6% 9.6% 9.6% 9.5% 9.5% 9.5% 9.5% 年份 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 股东权益资本报酬率Re 9.5% 9.5% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% ②本次评估，预测期内的折现率如下： 年份 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 2024年 股东权益资本报酬率Re 9.5% 9.5% 9.5% 9.5% 9.5% 9.5% 年份 2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 股东权益资本报酬率Re 9.5% 9.5% 9.5% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 年份 2032年 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 股东权益资本报酬率Re 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.3% 9.3% 前后两次所使用的折现率基本一致。 ③本次评估与前次评估，折现率主要参数的对比情况如下： 参数 前次评估 本次评估 变动说明 无风险报酬率Rf 3.57% 3.40% 选取十年期银行间固定利率的国债收益率均值 行业按照市值剔除财务杠杆的βt 0.6921 0.6929 选取评估基准日前3年同行业可比公司加权剔除财 务杠杆调整平均值 标的公司个别风险ε 1.00% 1.00% 无变化 市场风险溢价MRP 6.96% 7.12% 中国股权市场风险溢价 债务资本成本Rd 7.47% 7.28% 评估基准日中海沃邦加权平均付息负债利率 （2）折现率差异对估值的影响 若按照前次交易的折现率计算，本次评估结论的差异对比如下： 项目 前次评估折现率 本次评估折现率 差异 差异率 评估结论（亿元） 45.93 46.28 0.35 0.76% 由上表可以看出，若不考虑折现率的变动，本次评估结论将下降0.35亿元， 下降幅度0.76%，折现率的变动对估值的影响较小。 8、非经营性资产及溢余资产变化的影响 前一次评估非经营资产及溢余资产如下： 单位：万元 评估基准日2017.12.312018.12.31差异 非经营性资产64,116.12 48,955.39 15,160.73 非经营性负债5,267.97 7,930.62 -2,662.65 非经营性资产净值58,848.15 41,024.77 17,823.39 溢余资产20,504.09 - 20,504.09 合计79,352.24 41,024.77 38,327.47 非经营性资产差异主要为前次评估中其他应收款中对外借款为2.1亿元，本 次评估上述款项已全部收回。 非经营负债差异主要为本次评估中中海沃邦计提了约3600万的应付股利， 而前次评估中没有该款项。 本次评估中评估人员对测算的溢余资金进行了分析，中海沃邦维持日常的生 产经营所需的营运现金并不多，其主要现金流出为其为了扩大产能而进行的资本 性投资。同时公司开出银行承兑汇票的同时需在银行存放一定金额的保证金，因 此本次评估不考虑溢余资金。 因此，本次评估非经营性资产较前次评估下降3.82亿元。 三、中介机构核查意见 评估师认为，本次评估与前次评估主要评估参数的选取谨慎、合理，变动具 有合理性；本次评估的结果较前次评估有所提高，系根据中海沃邦经营情况的变 化对评估参数进行合理选取及调整后的结果，具有合理性。 9-2）结合两次评估基准日之间，永和30井区及595.26平方公里储量待备案 区域的开发备案进展等，补充披露本次交易中永和30井区及595.26平方公里储 量待备案区域估值远高于前次交易估值的原因及和合理性。 回复： 一、交易定价较评估结论溢价的变动情况 本次交易与前次重组，中海沃邦100%股权价格较评估结论的溢价变动情况 如下： 影响因素 前次交易 本次交易 变化情况 中海沃邦100%股权价格 45.00亿元 54.70亿元 提高9.70亿元 《评估报告》结论 41.60亿元 46.28亿元 提高4.68亿元 较评估结论溢价 3.40亿元 8.42亿元 提高5.02亿 在评估结论的基础上，交易各方在确定中海沃邦100%股权价格时，综合考 虑永和30井区项目的价值、595.26平方公里储量待备案区域的潜在储量情况， 以及天然气行业未来发展的趋势。前次交易与本次交易相关因素的主要变化情况 如下： 影响因素 前次交易 本次交易 永和30井区 未取得开发方案备案，未对项目价值进行 评价 2019年3月取得8亿方开发方案，东洲评 估出具价值咨询报告，项目价值17.13亿元 储量未备案区域 储量情况不详 2018年10月提交探明地质储量283.20亿 立方米 天然气行业发展 2017年、2018年国内天然气供需缺口分别893亿立方米、1,200亿立方米，逐步扩大； 国家鼓励并要求加快天然气的开发利用；国家推进自然资源资产产权制度改革，加强 探矿权、采矿权的衔接；山西省能源改革试点，扩大能源对外合作。 二、永和30井区及595.26平方公里储量待备案区域的开发备案进展 石楼西区块储量分布情况如下： （一）永和30井区的开发备案进展 1、本次交易永和30井区储量情况未发生变化 本次交易较前次交易，永和30井区的储量情况未发生变化。经自然资源部 （原国土资源部）备案的储量如下： 项目 叠合含气面积 （平方公里） 地质储量 （亿立方米） 技术可采储量 （亿立方米） 经济可采储量 （亿立方米） 永和30井区 346.45 483.57 230.63 186.34 2、2019年3月，永和30井区的开发方案取得国家能源局的备案 2019年3月15日，《鄂尔多斯盆地石楼西区块永和30井区致密气8.0×108m3/a开发项目》在国家能源局案备案；2019年4月1日，中海沃邦收到中油 煤发出的《关于石楼西区永和30井区8亿方开发项目获得国家能源局备案的函》， 鄂尔多斯盆地石楼西区块永和30井区致密气8亿方开发项目备案已完成，准备 开展《采矿许可证》的申请工作。 相较于前次交易，永和30井区完成8亿方开发方案的备案，标志着永和30 井区的开发具有了相对明确的投资规模、开发方式、动用气层、技术路线、布井 计划等，项目所处阶段由勘探向开发、生产过渡，对于30井区天然气的开采具 有重要的里程碑意义。 2019年3月19日《鄂尔多斯盆地石楼西区块永和30井区致密气10×108m3/a 开发方案》通过中海沃邦公司审查；2019年6月6日《鄂尔多斯盆地石楼西区 块永和30井区致密气10×108m3/a开发方案》通过煤层气公司审查；计划2019 年7月提交中石油股份公司审查。若上述开发方案获得通过，永和30井区的开 发潜力将进一步增大，对提升中海沃邦的价值有着积极的作用。 3、永和30井区的开发计划 截止本次交易评估基准日永和30井区已完钻27口井，并在进行永和30井 区的先导试验方案。目前，《鄂尔多斯盆地石楼西区块永和30井区致密气10×108m3/a开发方案》正在进行中国石油的审核程序，待通过后报国家能源局备案。 后续，永和30井区将进行矿山地质环境保护与土地复垦方案审批、项目环境影 响评价报告书的审批。最终，向自然资源部申永和30井区的采矿许可证。 （二）储量待备案区域的开发备案进展 1、前次交易后，储量待备案区域新增探明地质储量283.20亿立方米 595.26平方公里储量待备案区域包括新增储量探明储量区域以及待申报储 量区域。 2018年10月，中国石油对此前未探明储量区域（即2018年3月《合作合同 第二次修改协议》中约定的合同区未获得探明储量的区域面积595.26平方千米） 部分区域的新增储量情况进行了专家评审并获得了通过。新增储量区域地质储量 283.20亿立方米，技术可采储量127.44亿立方米，经济可采储量84.01亿立方米。 后续，中国石油将向自然资源部申请相关区域的储量备案。除上述情况外， 石楼西区块剩余未探明储量区域面积为343.34平方千米。中海沃邦将根据发展 规划及中油煤的要求，对上述区域的储量情况作进一步的勘探。 2、储量待备案区域的开发计划 中油煤及中海沃邦于2019年6月25日再次申报了部分预测储量，并计划于 2020-2021年转为探明储量。2019年计划对该区域内2018年完成的3口探井开 展压裂试气工作，预计累计完成3口井9层次压裂试气工作。 三、永和30井区及595.26平方公里储量待备案区域估值 前次评估与本次评估，在评估报告中对于永和30井区及595.26平方公里储 量待备案区域均是以非经营性资产的方式按其在在建工程中的账面值作为评估 值并在最终的评估结论中予以考虑的。但永和30井区、储量待备案区域存在着 丰富的天然气储量，具备一定的开发价值，因此，由交易各方协商确定了该部分 的价值。 前次交易时，永和30井区未获得任何开发方案在国家能源局的备案，投资 规模、开发方式、动用气层、技术路线、布井计划等均不明确，无法对永和30 井区未来的收益情况进行预计，因为未进行预测，而由交易各方协商谈判确定了 该部分的价值。 本次交易时，永和30井区已于2019年3月取得了经国家能源局备案的开发 方案，具有了相对明确的投资规模、开发方式、动用气层、技术路线、布井计划 等，能够对未来的收益情况进行预计。但相较于永和45-永和18井区，永和30 井区的开发阶段相对较晚，因此上市公司聘请了东洲评估对永和30井区出具了 《价值咨询报告》。根据《价值咨询报告》，永和30井区项目的价值为171,300 万元。本次评估中，评估师未将上述区域的收益纳入《评估报告》的预测范围， 而是根据现有条件，对永和30井区单独出具了《价值咨询报告》，具体原因如下： 相较于永和45-永和18井区，永和30井区的开发阶段相对较晚。截至本次 评估基准日2018年12月31日，永和30井区已完钻27口，目前尚未进入开发 期。2019年4月1日，中海沃邦收到中油煤发出的《关于石楼西区永和30井区 8亿方开发项目获得国家能源局备案的函》，鄂尔多斯盆地石楼西区块永和30井 区致密气8亿方开发项目备案已完成，准备开展《采矿许可证》的申请工作，永 和30井区的《采矿许可证》取得时间尚存在一定的不确定性。 595.26平方公里储量待备案区域由于目前仍处于勘探阶段，尚未完成储量在 自然资源部的备案并取得相关开发方案，故本次评估师未对该区域进行估值。 交易各方在协商确定本次交易中海沃邦100%股权的价格时，并未将《评估 报告》结论（46.28亿元）、《价值咨询报告》的结果（17.13亿元）简单相加，而 是综合考虑了天然气行业的发展方向、永和30井区的开发阶段、待申报储量区 域的潜在储量等多方面因素，协商谈判确定的。 综上，在现有条件下对永和30井区出具《价值咨询报告》供交易各方了解 该项目价值具有合理性。本次交易中海沃邦100%股权的价格的确定依据合理、 谨慎，价格合理公允，有利于保障上市公司及中小投资者的利益。 四、天然气行业发展趋势 （一）天然气供需缺口不断扩大 根据国家统计局、国家发改委统计数据，2016年、2017年、2018年我国天 然气生产量分别为1,369亿立方米、1,480亿立方米、1,603亿立方米，表观消费 量分别为2,058亿立方米、2,373亿立方米、2,803亿立方米，供需缺口分别为689 亿立方米、893亿立方米、1,200亿立方米，供需缺口持续扩大。从产销量数据 来看，国内天然气生产量满足不了国内天然气消费需求，处于供不应求的状态。 在供不应求的供求状态下，天然气价格未来将朝着更加市场化的方向发展， 对中海沃邦盈利水平的提高有着积极的作用。 （二）国家鼓励并要求加快天然气的开发利用 2018年9月，国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国 发〔2018〕31号）（以下简称“《意见》”），明确天然气是优质高效、绿色清洁的 低碳能源。加快天然气开发利用，促进协调稳定发展，是我国推进能源生产和消 费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要路径。《意见》要求， 建立已探明未动用储量加快动用机制，综合利用区块企业内部流转、参照产品分 成等模式与各类主体合资合作开发、矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，多 措并举盘活储量存量。 在上述政策的支持与推动下，中海沃邦能够利用现有产量分成合同的经验， 参与到更多的天然气勘探开发区块中，能够进一步提高中海沃邦的盈利能力，提 高中海沃邦的价值。 （三）国家推进自然资源资产产权制度改革，加强探矿权、采矿权的衔接 2019年4月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于统筹推进自然资源 资产产权制度改革的指导意见》（以下简称“《意见》”），明确到2020年，基本建 立归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅、监管有效的自然资源资产产权制 度。《意见》提出探索研究油气探采合一权利制度，加强探矿权、采矿权授予与 相关规划的衔接；依据不同矿种、不同勘查阶段地质工作规律，合理延长探矿权 有效期及延续、保留期限。探矿权和采矿权联系密切，权益关系相互延伸，探采 合一便于矿权人统筹规划勘探开发、合理安排生产建设。 在上述政策的支持与推动下，中油煤、中海沃邦能够进一步完善石楼西探矿 权与采矿权的衔接，进一步优化勘探开发、生产建设的安排与进度，有利于中海 沃邦对石楼西区块天然气资源的开发。 （四）山西省能源改革试点，扩大能源对外合作 2019年5月，中央全面深化改革委员会审议通过《关于在山西开展能源革命 综合改革试点的意见》，强调推动能源生产和消费革命是保障能源安全、促进人 与自然和谐共生的治本之策。山西省要通过综合改革试点，扩大能源对外合作等 方面取得突破，争当全国能源革命排头兵。 在上述政策的支持与推动下，中海沃邦一方面能够不断加深、加速对石楼西 区块天然气资源的勘探开发，另一方面能够有机会取得新的区块，以进一步增强 持续盈利能力。 综上所述，本次交易较前次交易，永和30井区及595.26平方公里储量待备 案区域的均取得了显著的有利变化，天然气行业发展趋势亦朝着有利于中海沃邦 盈利能力提升的方向发展，本次交易中海沃邦100%股权价格较评估结论的溢价 水平较前次交易有所提高，具有合理性。 五、中介机构核查意见 经核查，评估师认为，本次交易较前次交易，永和30井区及595.26平方公 里储量待备案区域均取得了显著的有利变化，天然气行业发展趋势亦朝着有利于 中海沃邦盈利能力提升的方向发展，本次交易中海沃邦100%股权价格较评估结 论的溢价水平较前次交易有所提高，具有合理性。 问题10：申请文件显示，中海沃邦在未来三年（2019-2021年）的主营业务 收入分别为137,348,12万元、163,151.70万元、181,677.36万元，分成比例R为 87%，年产量分别为90,959,02万立方米、108,047.48万立方米、120,316.13万立 方米。请你公司：1）结合行业发展情况、主要竟争对手或可比公司经营情况、 主要产品市场规模及份额变动情况、中海沃邦主要井区探明储量及开采计划、 在手订单、所处行业的发展现状、市场容量、供需情况、未来年度发展趋势及 市场供需变动、中海沃邦所处的市场地位等，补充披露中海沃邦2019至2021 年销售数量及销售价格的预测依据以及合理性。2）补充披露分成比例R在2023 年前为87%的判断依据。3）分成比例R在永续期的变动情况、判断依据、并量 化分析对中海沃邦收益法估值的影响。请独立财务顾问、评估师核查并发表明 确意见。 10-1）结合行业发展情况、主要竟争对手或可比公司经营情况、主要产品市 场规模及份额变动情况、中海沃邦主要井区探明储量及开采计划、在手订单、 所处行业的发展现状、市场容量、供需情况、未来年度发展趋势及市场供需变 动、中海沃邦所处的市场地位等，补充披露中海沃邦2019至2021年销售数量及 销售价格的预测依据以及合理性。 回复： 一、行业发展情况 1、发展现状 以煤炭为主的能源消费结构对于我国的经济发展具有重要贡献，与此同时， 也带来了许多负面效应，诸如环境污染，资源利用率低下等问题。相对于煤炭、 石油而言，天然气是一种优质、高效、清洁的能源，加快天然气产业发展，提高 天然气在一次能源消费中的比重，已成为我国能源消费结构优化的重要目标。国 家陆续出台《天然气发展“十三五”规划》、《加快推进天然气利用的意见》等文 件，支持鼓励我国天然气行业的发展。 我国天然气的生产可以划分为三个阶段。第一阶段为起步阶段，从1949年 到1995年天然气产量由0.112亿立方米增至174亿立方米，年均增长3.8亿立方 米，产量增长缓慢。第二阶段从1995年2009年，为快速增长阶段，产量从174 亿立方米增加到2009年的841亿立方米，年均增长率达到12%。第三阶段从2010 年至今，我国天然气产量继续快速增长，但是产量已经无法满足国内需求，天然 气进口量逐年上升。 据国家统计局数据，2018年，煤炭消费量占据能源消费总量的 59%，石油 消费量占据能源消费总量的 19%，天然气消费量仅占据能源消费总量的8%。目 前全球天然气消费比例平均水平为24%，我国能源消费结构中天然气比重远低于 世界平均水平。从能源消费结构数据来看，天然气消费比重具有较大提升空间。 2、主要产品市场规模及份额变动情况 中海沃邦的主要产品为天然气，我国天然气生产量与消费量逐年递增，且消 费量增速高于生产量增速，供需缺口逐渐扩大。2000-2018年，我国天然气消费 量快速提升，18年间消费量复合增长率达14.45%，2007年达到增速峰值23.84%。。 根据国家统计局统计资料显示，2015 年我国天然气生产量为 1,346 亿立方米， 消费量为 1,932 亿立方米；2016年天然气生产量为 1,369 亿立方米，消费量约 为 2,058 亿立方米。根据国家发改委数据显示，2017 年全国天然气消费量同比 增长 15.31%，受“大气污染防治”+“煤改气”驱动，2018年天然气消费量达 到2,877亿立方米，增长高达18%。然而，2018年全国天然气消费量在一次能源 中占比仅约8%，如果到2020年要提高至10%，则意味着届时天然气的消费量 达4,000亿立方米，占比若要达到15%，对应的消费量将到7,000亿立方米，未 来天然气发展空间巨大。 3、市场容量及供需情况 据《天然气发展“十三五”规划》，至2020年天然气产量达到2070亿立方 米，综合保供能力要求达到3600亿方以上，供需缺口约为1,530亿立方米。今 年来环保高压之下，“煤改气”政策将继续推广加速。其中工业锅炉改造和城市 燃气取代烧煤供暖将带来天然气需求的主要增量。 行业经过多年的发展，已经形成了较大的规模，每年消费量和产量都在千亿 立方的级别，2018年国内天然气市场规模达到4057亿元，同比上涨10.1%。随 着我国天然气消费量的不断提升，行业的市场规模将持续保持增长，预计未来仍 会延续不断增长的趋势，预计到2025年市场规模将达到6898.14亿元。需求量 方面，2040年前我国天然气需求将处于高速增长阶段，新增需求主要集中在民 用、工业、电力等领域。到2040-2050年，我国天然气需求将进入稳步增长阶段。 据预测，2019年我国天然气需求或将增长10%左右。 2018 年，为推进大气污染治理防护工作，加强重点地区的民用、采暖、工 业等煤改气措施，国家出台了多项措施，使得各行业天然气消费量显著增加。全 年天然气消费量为 2877亿立方米，增速达到18%，且中东部消费量增长较快， 西部地区缓慢增长。2018 年国内天然气产量为1610.2 亿立方米，同比增长 9.2%， 且天然气进口量持续增加，全年天然气进口量达到1266亿立方米，同比增长 31.9%，对外依存度超过40%，其中 LNG 进口量占比 59%，较上年提高 4 个 百分点，管道气占比 41%。此外，国家出台多项政策保障天然气国内价格市场 化进展，并快速推进天然气储运基础设施建设。未来我国天然气供需格局将持续 偏紧，并维持“淡季不淡、旺季更旺”的格局。 4、未来年度发展趋势 2019年4月28日，国家发改委公布数据显示，我国一季度天然气表观消费 量同比增长11.6%至770亿立方米。我国天然气需求继续保持两位数的增长。在 我国城镇化率逐渐提升、天然气管网布局日趋完善，以及环境治理等多重因素推 动下，我国天然气需求仍将处于黄金发展期，需求将继续保持强劲增长。 二、主要竞争对手或同行业公司经营情况 （一）同行业上市公司经营情况如下： 证券代码 证券名称 销售毛利率% 销售净利率% ROE% ROA% 600028.SH 中国石化 16.95 2.78 8.73 6.19 600256.SH 广汇能源 36.30 12.60 13.02 7.03 600777.SH 新潮能源 55.33 12.57 4.23 6.18 600759.SH 洲际油气 67.22 6.21 1.34 6.03 000968.SZ 蓝焰控股 38.31 28.60 19.39 12.37 601857.SH 中国石油 22.49 3.08 4.37 5.53 中海沃邦 72.58 49.04 31.84 15.24 注：数据来源：同花顺 iFinD、上市公司选用2018年度报告数据 根据上述数据，中海沃邦的经营情况好于同行业公司，主要系虽然同行业公 司属于石油及天然气开采业，但由于上市公司业务结构多元化，其各类业务的毛 利率均不相同，而其中开采的毛利率最高，而中海沃邦相对上市公司业务较为单 一，只有天然气勘探开发一个版块，因此其财务数据会高于同行业上市公司。 （二）周边主要竞争对手经营情况 中海沃邦所属的石楼西区块周边主要有数个煤层气区块，分别是石楼北煤层 气区块、石楼南煤层气区块、大宁-吉县煤层气区块和三交煤层气合作项目。从 周边区块调研了解的产能情况如下： 中油煤临汾分公司是中油煤在山西设立的分公司，在山西拥有大宁-吉县煤层 气区块。2016 年，中油煤临汾分公司提交了煤层气探明储量 222.31 亿方，叠 合面积 101.60 平方公里；2016年，中油煤临汾分公司提交了天然气探明地质储 量578.06亿方，叠合面积591.28 km2。目前区块总产量140万方：天然气井投产 井120口，日产气量 130 万方；煤层气投产井169口，日产气量10万方。 中油煤忻州分公司是中油煤在山西设立的分公司，在山西省有两个区块，分 别为保德区块和石楼北区块。保德区块已建成 7.7 亿方产能， 排采井 839 口， 其中见套压井 797 口，产气井 676 口，日产气量 157.56万方； 石楼北区块总 井数21口，产气井13口，日产气0.55万方，还处于排水降压阶段。 中联煤与奥瑞安能源国际有限公司合作开发的三交煤层气项目，三交煤层气 区块的面积共383.2 km2，在行政区划上位于山西省吕梁市的临县、柳林县和房 山县，部分位于陕西省吴堡县。整体5亿方/年开发方案于2015年10月已获国 家发改委正式备案，探明地质储量435.43亿方，探明储量面积282.9 km2。目前， 共有113口井排采生产，包括多分支水平井54口、U型井5口、直井/定向井54 口，区块日产气量27万方。日产气量大于 8000 方的井 10 口，最高单井日产 气量为 1.4 万方。 三、中海沃邦销售数量及销售价格的预测 1、中海沃邦主要井区探明储量 截止评估基准日石楼西地块已探明储量情况汇总如下： 项目 叠合含气面积 （平方公里） 地质储量 （亿立方米） 技术可采储量 （亿立方米） 经济可采储量 （亿立方米） 永和18井区 114.37 156.88 77.26 45.65 永和45井区 468.26 635.26 301.81 210.64 合计 582.63 792.14 379.07 256.29 根据阿派斯出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18 井区储量评估报告》 （以下简称“储量报告”），截至评估基准日，中华人民共和国国土资源部审查备 案石楼西区块 45-18 井区探明储量叠合含气面积583.9km2，按照 PRMS 标准进 行储量评估，评估最终可采储量310.61×108m3， 2P 剩余经济可采储量 291.44×108m3，累积产气量 19.17×108m3。 2、产能情况分析 2017年5月4日，中华人民共和国国土资源部向中国石油天然气股份有限公 司核发了《采矿许可证》，根据该许可证，山西鄂尔多斯盆地石楼西永和 18井 区天然气生产规模为5亿立方米/年，开采年限自2017年5月至2037年5月。 于此，永和 18 井区正式投产。 截止评估基准日，永和18井区、永和45井区已建成中心集气一座（共3期 工程），主要输气管网已布置完毕，累计投产开发井共计51口，其中：水平井 40口、垂直井（含定向井）11口，已累计产气约19亿立方米。 中海沃邦近三年的产量及销量情况如下： 项目 \ 年份 2016 2017 2018 年销量（104m3） 28,012.96 62,981.57 69,521.20 年产量（104m3） 27,864.08 63,565.06 69,567.20 （备注：因天然气管道输送中温度、湿度、管道压力等其他自然因素影响以及计量系统仪表准确度的 限制，天然气产量与销量数据存在产销差是行业内普遍存在的现象。根据中华人民共和国国家质量监督检 验检疫总局和中国国家标准化管理委员会发布的《GB/T 18603-2014 天然气计量系统技术要求》，中海沃邦 生产部门与销售部门应使用 A 级计量系统配套仪表，计量结果最大允许误差为 1%。 永和45井区作为永和18井区的外扩区域，二者的储层是一个完整的主力气 藏，其间没有地质分界线，因此中石油煤层气有限责任公司与中海沃邦将永和 45井区与永和18井区作为一个整体井区即永和45-永和18井区进行了开发方案 的申报，该整体开发方案已经国家能源局备案。根据开发方案，永和45-永和18 井区的开采量为每年12亿立方米。 中海沃邦已投产井的储量及产能数据如下： 单位：万立方米 数量（口） 累计总产量 剩余经济可采储量 总储量 51 191,736.27 299,039.66 490,775.93 根据《储量报告》的相关数据，管理层盈利预测时将产能分为 2 种模式， 分别为已投产模式和未来拟投产模式。 （1）已投产模式 首先根据其在产的生产数据为依据，结合动态分析法和类比法分析水平井和 垂直井的产量递减规律，拟合其以后年度的产量曲线，直至该些井的经济可采储 量基本开采完毕。综合上述情况，中海沃邦目前已投产井预计未来预测年度总开 采量为 289,364.27万立方米。 （2）未来投产计划 由于已投产的油气开发井控制的储量有限，且随着储气量的开采，其日产量 会逐渐递减。因此，为了维持产能的扩张，中海沃邦在未来年度需要不断的投资 布井来提升及维持年产量。 在确认经济的布井指标后，根据永和45-永和18井区地质特点，结合周边气 田的开发情况，对该井区进行合理的开发部署，并对地质特点将进区开发井划分 为水平井和垂直井2类，其中水平井又可分为：I类区（石楼西区块山2储层）、 II类区（石楼西区块山2段）和III类区（石楼西区块山1+盒8段）。 在确定上述参数后，结合地质情况和历史生产数据，对各类别开发井的预计 平均储量和衰减情况形成不同类别井的产能拟合曲线。然后结合布井计划和生产 需要，以及结合本次评估的假设前提，编制水平井、垂直井布井投产计划，具体 如下： 年份/项目 石楼西区块山2储 层 石楼西区块山2 段 石楼西区块山1+盒8段 直井 合计 2019年 13 4 0 4 21 2020年 8 3 1 5 17 2021年 6 13 1 5 25 2022年-2037年 18 49 107 21 195 合计 45 69 109 35 258 （3）最后，根据年投产井数和不同类别井的年产量拟合曲线计算确认年产 量，预测产气量如下： 预测年 年产量（万立方米） 增长率 2019年 90,959.02 30.75% 2020年 108,047.48 18.79% 2021年 120,316.13 11.35% 2022年-2037年 1,663,316.19 2017年至2021年为建产期，产能随着布井和投产逐年上升，在2021年后由 于开发方案的上限为12亿立方米/年的产量限制，未考虑继续的扩产投资，后续 维持产气量稳产约12年，随后随着区块开发的基本饱和产气量逐年下降进入衰 退期。最后在合作合同到期年累计开采天然气约217.39亿立方米，在合理的经 济可采储量范围内。因此，评估人员复核认为上述年产计划基本符合经济可行性， 具有一定的合理性。 3、在手订单 中海沃邦目前的客户包括山西天然气有限公司、河北中石油昆仑能源有限公 司永和分公司、石楼县新石能源有限责任公司、山西新天能源股份有限公司和临 汾中石油昆仑燃气有限公司。 近年来中海沃邦的下游客户逐渐增加，销售结构也出现了变化，本次对于未 来年度销售价格的确定思路如下： A．以2017年—2018年冬季和夏季的平均销售比重确定未来年度的销气比 重。 B．根据最新合同及调价单来确定未来年度各公司的销气单价。 C．以2018年12月—2019年3月各客户的销量比重来确定未来年度的销售 结构。 按照上述思路确定的含税价格为1.559元/立方米，前述价格加上0.1元/立方 米的管输费，则含税价为1.659元/立方米，折算为不含税价为1.51元/立方米。 四、中介机构核查意见 综上，评估师认为，中海沃邦2019至2021年销售数量及销售价格的预测依 据具有合理性。 C:\Users\User\AppData\Local\Temp\1560409481(1).png 10-2）补充披露分成比例R在2023年前为87%的判断依据。 回复：R值及分成比例的计算依据及变动情况详见本回复“10-3）”中内容。 10-3）分成比例R在永续期的变动情况、判断依据、并量化分析对中海沃邦 收益法估值的影响。 回复： 一、分成比例的判断依据 根据《合作合同修改协议》第六条约定，双方的分成比例根据中海沃邦回收 的勘探费用及开发费用情况确定，以 R 值表示中海沃邦回收与投入的比值，即： 当 R 值＜1 时，中海沃邦的分成比例为 87.00%； 当 1≤R 值＜1.5 时，中海沃邦的分成比例为 76.00%； 当 R 值≥1.5 时，中海沃邦的分成比例为 74.90%。 根据开发方案和未来投资计划测算的永和45及永和18总投资规模为 801,085.21万元。 二、分成比例R在预测期的变动情况 根据中海沃邦与《山西省石楼西地区煤层气资源开采合作合同》第四条中关 于生产期的约定：合同区内任一煤层气田的生产期应为自该煤层气田开始商业性 生产之日起至被批准的总体开发方案中所规定的生产期终止之日止，但是生产期 不应超过自开始商业性生产之日起的20个连续生产年。 中海沃邦目前已进行商业化开采的永和45-永和18井区于2017年正式投产， 按此计算开采年限到2037年度截止，故本次收益法的预测期限为2019年—2037 年，共计19年，为有限年期的预测。 根据分成比例的计算公式，本次评估预测期内R值及分成比例的变动具体如 下： 单位：万元 项目\年份 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 累计分成收入 221,856.06 341,348.93 483,290.91 641,350.21 805,038.95 948,906.68 1,092,452.61 投入的全部勘探费用和 开发费用 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 R值 0.28 0.43 0.60 0.80 1.00 1.18 1.36 分成比例 87.00% 87.00% 87.00% 87.00% 76.00% 76.00% 76.00% 项目\年份 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 累计分成收入 1,234,281.27 1,374,780.06 1,514,723.52 1,654,536.81 1,795,323.66 1,935,428.56 2,075,281.55 投入的全部勘探费用和 开发费用 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 R值 1.54 1.72 1.89 2.07 2.24 2.42 2.59 分成比例 74.90% 74.90% 74.90% 74.90% 74.90% 74.90% 74.90% 项目\年份 2033 2034 2035 2036 2037 - - 累计分成收入 2,216,292.19 2,330,128.45 2,410,577.80 2,470,157.28 2,515,832.04 - - 投入的全部勘探费用和 开发费用 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 801,085.21 - - R值 2.77 2.91 3.01 3.08 3.14 - - 分成比例R 74.90% 74.90% 74.90% 74.90% 74.90% - - 根据R值的计算方法，R值与中海沃邦的年产能、销量及销售单价相关。如 年产能提高，虽会导致回收期提前，R值提前达到临界值，但在合作期内的开采 量也会随之上升，导致总开采量上升，获取的总利润增加，导致评估值上升；如 销售单价提高，虽会导致回收期提前，R值提前达到临界值，但在合作期内毛利 率同比上升，获取的总利润增加，导致评估值上升。因此，R值实际是反应其静 态回收期，如静态回收期提前，则从侧面体现其项目效益更好。 三、中介机构核查意见 经核查，评估师认为，分成比例的变动依据合理，测算准确。 问题11：申请文件显示，1）目前，石楼西项目永和18井区5亿立方米/年 产能建设已经完成，并获得了5亿立方米/年的采矿许可证，《鄂东气田石楼西区 块永和45-永和18井区12×108m3/年开发方案》已完成在国家能源局的备案， 中国石油正在向自然资源部申请取得永和45-永和18井区12亿立方米事年的采 矿许可证。2）2017年及2018年中海沃邦在石楼西区块天然气的开采量分别为 63,579.02万立方米和69,567.20万立方米。3）预测数据显示，2019年至2021 年，中海沃邦天然气年产量分别为90,959.02万m3、108,047.48万m3和120316,13 万m3 请你公司：1）结合中海沃邦目前已取得的采矿许可证的取得时间、载明的 许可开采量，并对比报告期内实际开采情况，补充披露中海沃邦是否存在超规 定开采情况，是否存在违规处罚风险；如是，补充披露对中海沃邦及上市公司 的影响。2）结合石楼西项目探明储量及经济可采量情况、目前已取得采矿许可 证的许可开采量、永和45-永和18井区采矿许可证的申请进展、预计办毕时间、 是否存在不能办理障碍等因素，补充披露2019-2021年中海沃邦天然气预测年产 量的预测依据及合理性，并量化分析对中海沃邦评估作价的影响。请独立财务 顾问和评估师核查并发表明确意见。 11-1）结合中海沃邦目前已取得的采矿许可证的取得时间、载明的许可开采 量，并对比报告期内实际开采情况，补充披露中海沃邦是否存在超规定开采情 况，是否存在违规处罚风险；如是，补充披露对中海沃邦及上市公司的影响。 回复： 一、已取得的采矿许可证 2017年5月4日，中国石油取得了国土资源局核发的《采矿许可证》（编号： 0200001710016），许可证载明矿山名称：山西鄂尔多斯盆地石楼西永和18井区 天然气开采；开采矿种：天然气；开采方式：地下开采；生产规模：5亿立方米 /年；矿区面积154.161平方千米；有效期：2017年5月至2037年5月。 二、历史年度实际开采情况 永和45-永和18井区历史年度内实际开采情况如下： 项目 \ 年份 2015 2016 2017 2018 年销量（104m3） 15,514.56 28,012.96 62,981.57 69,521.20 年产量（104m3） 15,438.95 27,864.08 63,565.06 69,567.20 三、天然气作为清洁能源，现阶段鼓励开发的资源种类 天然气作为清洁能源，现阶段鼓励开发的资源种类。天然气亦不属于国家规 定实行保护性开采的特定矿种。《矿产资源法》、《矿产资源法实施细则》中未对 天然气的开采实施强制性总量控制的规定。 四、天然气开发方案由具有开采权的企业自行决定，进行备案管理 《政府核准的投资项目目录（2016年本）》规定，原油、天然气（含煤层气） 开发项目由具有开采权的企业自行决定，并报国务院行业管理部门备案，明确了 具有开采权的企业自行决定开发项目、开发方案，进行备案管理。 五、预测期内各年度的产量与永和45-永和18井区开发方案相匹配 永和45井区作为永和18井区的外扩区域，二者的储层是一个完整的主力气 藏，其间没有地质分界线，因此中油煤与中海沃邦将永和45井区与永和18井区 即永和45-永和18井区作为一个整体井区进行了开发方案的申报。经国家能源局 备案，永和45井区与永和18井区整体申报后的开发方案为12亿立方米/年。 《评估报告》的预测期内，产量最高的年份为2023年，年产量12.54亿立方 米，与经国家能源局备案的永和45-永和18井区12亿立方米的开发方案匹配。 六、永和45-永和18井区采矿许可证的办理进展对中海沃邦的生产经营不存 在重大影响 （一）石楼西项目探矿权延续申请的进展情况 中国石油现持有的石楼西区块天然气探矿权证有效期至2018年8月10日。 中油煤已按规定向自然资源部提交了探矿权延期的申请，并于2018年8月3日 取得了自然资源部核发的材料接收单。2019年1月9日，自然资源部向中油煤 出具了《受理通知书》。 2019年4月4日，自然资源部向中油煤出具了《补充说明告知书》，载明： “我部受理了你单位山西鄂尔多斯盆地石楼西区块油气勘查事项，依法进行审查 后，存在如下问题：1．该探矿权申请范围与团圆山省级自然保护区，永和黄河 蛇曲国家地质公园重叠。请你单位妥善处理与禁止开采区关系，重新调整申请区 范围避开与开采区重叠部分。2．因该项目申请范围有石油探明储量，根据自然 资办函［2019］99号文规定，探矿权中已获得探明储量的区域，不再申请试采， 应尽快准备材料办理采矿权；已生产却长期未申请转为采矿权的，应抓紧组织编 制相关要件材料，申请转为采矿权。对暂时不能转为采矿权的，请就有关情况作 出说明，并依法做好勘查开采登记工作。” 根据《补充说明告知书》的要求，2019年5月，中国石油、中油煤向自然资 源部提交了更新后的《油气探矿权变更申请登记书》。 截至本回复出具之日，自然资源部尚未向中油煤提出进一步的审查意见，探 矿权勘查范围的变更申请正在审核中。 （二）永和45井区采矿许可证最新办理进展 永和45井区作为永和18井区的外扩区域，二者的储层是一个完整的主力气 藏，其间没有地质分界线，因此中油煤与中海沃邦将永和45井区与永和18井区 即永和45-永和18井区作为一个整体井区进行了开发方案的申报；最终将对永和 18井区的采矿许可证范围进行变更扩大，申请取得永和45-永和18井区12亿立 方米/年的采矿许可证。 截至本回复出具之日，《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区天然气12×108m3/年开发方案》已经国家能源局备案，中国石油将依法向自然资源部申请 永和45-永和18井区的采矿许可证。中国石油提交永和45-永和18井区12亿立 方米/年的采矿许可证申请的前置审批程序包括：矿山地质环境保护与土地复垦 方案审批、项目环境影响评价报告书审批。具体办理进展如下： （1）2019年1月14日，矿山地质环境保护与土地复垦方案审批公示通过。 （2）聘请了具有建设项目环境影响评价资质的山西晋环科源环境资源科技 有限公司编制《项目环境影响评价报告书》。根据山西省生态环境厅的要求，申 请办理永和45-永和18井区天然气12亿立方米/年开发项目的环境影响评价报告 书审批需提交相应的探矿权证，由于包含永和45井区范围的探矿权证正在申请 办理中，因此暂无法向山西省生态环境厅提交永和45-永和18井区天然气12亿 立方米/年开发项目的环境影响评价报告书的审批。 （三）石楼西区块探矿权证、永和45-永和18井区采矿许可证的办理无实质 性障碍，对石楼西项目的持续经营不构成重大不利影响。 1、探矿权证的办理不存在实质性障碍，对生产经营无重大不利影响 《矿产资源勘查区块登记管理办法》第十条规定，“……探矿权人逾期不办 理延续登记手续的，勘查许可证自行废止。……” 根据上述规定，中油煤已经提交了办理探矿权延续登记手续的申请，根据《矿 产资源勘查区块登记管理办法》第十条的规定，石楼西项目的探矿权证不存在自 行废止的情形。 《中华人民共和国矿产资源法》第六条规定，探矿权人有权优先取得勘查作 业区内矿产资源的采矿权。永和45井区已经探明储量。永和45井区作为永和 18井区的外扩区域，中国石油正在办理向自然资源部申请永和45-永和18井区 12亿立方米/年的采矿许可证的手续，根据《中华人民共和国矿产资源法》第六 条的规定，中国石油有权优先取得永和45-永和18井区采矿权的权利。 2019年6月，国金证券、国浩律师、东洲评估作为本次交易的中介机构，对 中油煤进行了走访，相关负责人确认石楼西项目探矿权延续申请的行政许可正在 审核过程中，已根据自然资源部补充材料的要求，提交了相关材料；石楼西项目 探矿权延续申请获得批准不存在实质性障碍；目前处于政策调整的过渡期，并非 仅石楼西区块存在探矿权延期的情况；最近两年，中油煤未因探矿权证延期而收 到处罚。 综上，石楼西项目的探矿权证不存在自行废止的情形，探矿权延期申请工作 正常进行，中油煤能够按照自然资源部出具的补充材料要求进行材料补充，不存 在无法补充的情形，根据自然资源部补充材料的要求，石楼西项目探矿权延续申 请获得批准不存在实质性障碍，不会对石楼西项目的持续经营造成重大不利影响。 2、永和45-永和18井区采矿许可证 中海沃邦为石楼西区块的作业者，按照矿业权人批准的开发方案进行开采、 试采，按照《合作合同》及补充协议的约定进行销售。根据《合作合同》的约定， 中海沃邦作为石楼西区块的作业者，按照经联管会批准的工作计划以及中国石油 批准的开发方案进行试采、开采。 根据自然资源部2019年4月出具的《补充说明告知书》，“探矿权中已获得 探明储量的区域，不再申请试采，应尽快准备材料办理采矿权；已生产却长期未 申请转为采矿权的，应抓紧组织编制相关要件材料，申请转为采矿权。” 永和45井区已经探明储量，根据《中华人民共和国矿产资源法》第六条的 规定，中国石油有权优先取得采矿权。 2019年6月，国金证券、国浩律师、东洲评估作为本次交易的中介机构，对 中油煤进行了走访，相关负责人确认由于探矿权证未取得，永和45-永和18井区 12亿方天然气开发项目的环境影响评价报告书审批材料无法提交，审批通过后 即可提交采矿许可证的申请材料，不存在实质性障碍；永和45-永和18井区采矿 许可证的前置审批程序大部分已办理完毕，对石楼西项目的生产经营没有重大不 利影响。 此外，永和县自然资源局（原永和县国土资源局）出具了证明，确认中海沃 邦永和分公司于自2017年1月1日至证明出具之日期间，遵守《中华人民共和 国矿产资源法》等法律、法规、规章和规范性文件的规定，不存在违反《中华人 民共和国矿产资源法》等法律、法规、规章和规范性文件的规定的重大违法行为， 也没有由因违反国家土地资源管理法律、法规、规章和规范性文件的规定的行为 而受到行政处罚的记录。 石楼县自然资源局（原石楼县国土资源局）出具了证明，确认中海沃邦石楼 分公司自2017年1月1日至证明出具之日，在石楼县境内作业期间能够遵守国 家土地资源管理法律、法规、规章和规范性文件的规定合法作业，不存在违反国 家土地资源管理法律、法规和规范性文件规定的重大违法行为，也没有因违反国 家土地资源管理法律、法规、规章和规范性文件的规定的行为而受到行政处罚的 记录。 综上，中国石油正在按照相关部门的要求办理申请石楼西区块相关的探矿权 证、采矿许可证，不存在编制申请要件材料的实质性障碍，且相关自然资源主管 部门均出具了无行政处罚记录的证明，因此，石楼西区块采矿许可证的办理进展（未完）  |