上海东洲资产评估有限公司
关于沃施股份重组项目审核意见相关评估问题的答复
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 181699）
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 10、
申请文件显示，中海沃邦截至评估基准日 2017 年 12 月 31 日合同权益增值
260,000 万元，主要系由中海沃邦与中油煤签署的《合作合同》及相关补充合同，
该合同能为企业未来带来收益，但中海沃邦账面未反映，本次评估将其作为合
同权益纳入本次评估范围，经计算在无形资产科目中体现其价值。本次交易完
成后，将对中海沃邦本次评估增值的合同权益按照产量法进行摊销，对上市公
司合并报表产生一定影响。请你公司补充披露：1）上述合同权益评估增值 260,000
万元的具体测算过程及合理性。2）本次交易完成后，对中海沃邦本次评估增值
的合同权益按照产量法进行摊销的会计处理依据、处理过程及合理性。3）上述
合同权益评估增值及未来摊销对上市公司合并报表的具体影响。请独立财务顾
问、会计师和评估师核查并发表明确意见。
10-（1）上述合同权益评估增值 260,000 万元的具体测算过程及合理性
回复：
2009 年 8 月 13 日，中海沃邦与中油煤签订了《合作合同》，获得石楼西区
块 1524 平方公里 30 年独家勘探开发和生产经营权。2015 年 12 月 31 日，中海
沃邦与中油煤签订的《合作合同修改协议》详细约定了井区的开采年限、分成比
例及结算方式等条款。
截至评估基准日，石楼西地块永和 18 井区、永和 45 井区已经国土资源部备
案的天然气储量情况统计如下：
含气面积 地质储量 技术可采储量 经济可采储量
子项目 备案时间
（平方公里） （亿立方米） （亿立方米） （亿立方米）
永和 18 井区 2014 年 6 月 114 157 77 46
永和 45 井区 2017 年 6 月 468 635 302 211
合计 582 792 379 257
截至评估基准日，永和 18 井区、永和 45 井区已建成中心集气站 1 座，主要
输气管网已布置完毕，开发井共计完钻 79 口，其中：水平井 39 口，垂直井（含
定向井）40 口。永和 18 井区正式投产开发井共计 34 口，其中：水平井 24 口、
垂直井（含定向井）10 口，已累计产气 10 亿余立方米。
综合上述情况，根据《资产评估执业准则-无形资产》第二条：无形资产，
是指特定主体拥有或者控制的，不具有实物形态，能持续发挥作用并且能带来经
济利益的资源。《资产评估执业准则-无形资产》第十四条：可辨认无形资产包括
专利权、商标权、著作权、专有技术、销售网络、客户关系、特许经营权、合同
权益、域名等。不可辨认无形资产是指商誉。
中海沃邦与中油煤签署的《合作合同》、《合作合同修改协议》能给标的企业
持续发挥作用并且能带来经济利益，因此将其确定为可辨认无形资产-合同权益
纳入评估范围。
一、合同权益的评估过程、方法
本次评估采用多期超额收益折现法（MEEM），确定无形资产“合同权益”评
估值。根据 MEEM 模型操作步骤：
1、未来业绩预测
本次评估现金流口径采用 EBITDA 指标计算，由于中海沃邦属于天然气开
采企业，天然气采集井会随着储量的开采，井下气压的下降，导致产量衰退。且
每口气井可控制的储量范围有限，故中海沃邦为了维持未来产量的稳定，需在后
续年限内不断地布井来维持产能需求。因此，中海沃邦未来年度需要根据开发计
划投入一定规模的资本性支出，故未来的 EBITDA 中还需扣除每年的建设支出。
2、确定有形资产的贡献
资产组现金流的贡献来自各个资产组成部分提供，并非只有合同权益产生，
根据评估人员分析，本次评估的贡献资产具体包括长期资产回报、经营性流动资
产回报以及人力资源回报。在合同权益价值的评估中要把这部分资产的贡献剔除。
（1）长期资产的贡献：中海沃邦的长期资产主要包括固定资产、油气资产、
其他长期资产，由于上述资产在经营过程中自身价值发生损耗，因此投资者期望
收益应该包括回收该类资产自身价值折耗的补偿和期望的必要报酬回报两部分：
长期资产折旧损耗的补偿（Return Of）、长期资产投资的回报（Return On）。
长期资产折旧损耗的补偿（Return Of）主要分为 3 类，具体如下：
①基准日前已投资的油气资产及在建工程中未来拟转油气资产的部分，根据
每年产量法计算的折耗确认为其 Return Of 的回报；
②基准日前已投资的固定资产及在建工程中未来拟转固定资产的部分，根据
年限法计算的折旧确认为其 Return Of 的回报。
③基准日前已投资的其他长期资产由于金额较小，本次 Return Of 忽略不计。
未来年度拟投资的油气资产及固定资产，由于基准日尚未投资，现金流尚未
流出，故不再考虑其自身价值的补偿（Return Of）。
长期资产投资的回报（Return On）主要分为油气资产、固定资产、长期资
产的期望必要报酬回报。
-油气资产、固定资产、其他长期资产期望必要报酬的计算基数以每年该资
产的净值为依据。
-油气资产、固定资产、其他长期资产期望必要报酬率选取中海沃邦自身贷
款利率 7.47%。
（2）经营性流动资产的贡献：由于营运资金在经营业务过程中，价值一般
不发生变化，其投资者可以在经营结束后回收，因此营运资金的投资者仅需要投
资回报（Return On）即可，本次评估营运资金已收益法营运资本计算表中的每
年流动资产合计数为基准，投资回报率选取 1 年期银行贷款利率 4.35%。
（3）人力资源的贡献（即组合劳动力）：人力资源的贡献为组合劳动力投资
的回报（Return On）。人力资源计算基数根据收益法中预测管理人员、运维人员
等未来工资确定，回报率按照国内中长期贷款利率的基础向上并考虑一定的风险
回报率，本次按 8%确定人力资源回报。
3、合同权益的贡献
从资产组贡献中减去全部其他资产的贡献得到合同权益的贡献
4、折现率的估算
折现率，又称期望投资回报率，是确定被评估对象市场价值的重要参数。
由于合同权益的超额收益现金流从企业自由现金流量口径计算，故折现率选
取资本资产加权平均成本模型（WACC），再额外考虑合同权益的个别风险后确
定折现率。
WACC 的计算过程引用本次收益法 CAPM 数据和中海沃邦自身资本结构
D/E 换算。
由于单独无形资产相较企业整体存在额外的管理风险、故本次评估考虑 2%
的额外风险。
5、评估值的计算
经上述过程，对合同权益贡献现金流进行折现后，合同权益评估值为
260,000.00 万元。
二、整体估值合理性测试
评估师在执行完上述步骤后，再对评估值进行整体合理性测试，即在对各项
资产的评估过程中，按收益率及其占企业价值中的权重，代入试算，求取 WARA，
并比较 WARA 和 WACC 是否接近并在一个合理的区间内。最终测试后的 WARA
与 WACC 差异小余 1.5%，属于合理区间内。
综上，结合《合作合同》作为可辨识资产纳入评估范围的依据，评估过程、
方法及整体估值合理性测试，认为合同权益的增值具有合理性。
三、中介机构核查意见
经核查，评估师认为：本次评估将《合作合同》、《合作合同修改协议》作为
无形资产纳入评估范围具有合理性，评估方法及过程符合《资产评估执业准则-
无形资产》的相关规定，合同权益的评估增值具有合理性。
问题 11、
申请文件显示，中海沃邦在未来三年（2018年-2020年）的天然气销售收入
分别为116,629.64万元、139,166.76万元、161,856.36万元，分成比例R为87%，年
产量分别为77,381.29万立方米，92,334.20万立方米，107,388.26万立方米。请你
公司：1）结合天然气市场供求关系、价格调整预期及报告期价格水平等因素，
补充披露中海沃邦预测销售单价的判断依据及合理性。2）结合中海沃邦报告期
产量情况、目前主要产区的储量与产能数据及未来生产计划等，补充披露预测期
年产量及增长率的预测依据及合理性。请独立财务顾问、评估师核查并发表明确
意见。
11-（1）结合天然气市场供求关系、价格调整预期及报告期价格水平等因素，
补充披露中海沃邦预测销售单价的判断依据及合理性。
回复：
一、供需情况
2017 年，全国天然气总缺口超过 113 亿方，2021 年缺口超过 300 亿方，届
时，用气高峰时段每天的缺口可能就达到 2 亿方。天然气价格的上调，一定程度
上反映了国内天然气市场资源的供不应求。出现供不应求现状的主要矛盾是天然
气上游供应不能够满足快速增长的下游需求。
因此，要维持天然气市场供需平衡和价格稳定，一个重要措施就是增加供给。
在天然气消费需求保持旺盛的情况下，为了市场平衡稳定，增加供应就成了必须
面对且需要解决的问题。
目前，不少气田也步入了满负荷生产状态。2017 年 12 月 3 日，青海油田天
然气日产量攀升至 1870 万立方米。涩北、东坪、马仙三大气田比去年同期提前
10 天进入满负荷生产状态。
根据上述分析，目前国内天然气需求旺盛，呈现供不应求的状态，只要中海
沃邦能提高产能，解决产量问题，其天然气的销量不会受到市场的限制。
二、销售单价分析
近年来，以煤炭为主的能源消费结构，导致环保压力非常大，城市煤气，工
业窑炉，发电都以燃煤为主，是导致大气污染的主要原因，随着我国实体经济回
暖、能源结构调整以及大气污染带动的“煤改气”工程，我国天然气消费量持续快
速增长。冬季到来，取暖需求提升，天然气的需求量提升较快，入冬后燃气将进
入消费旺季。与之相比夏季没有相应的用气需求，主要提供与工业生产，用气量
处于稳定状态，因此成为了淡季。
2017 年第四季度时，中石油煤层气有限责任公司与山西天然气有限公司、
山西燃气产业集团有限公司签署了调价确认书，冬季天然气单价从原先 1.635 元
/m，上调到 1.761 元/m。上述价格调整后管理层测算的 2018 年度及以后年度平
均结算销售单价为 1.673 元/m，中介机构根据最新合同及调价单对管理层预测的
2018 年度结算价进行了复核。
复核后的全年加权平均单价为 1.701 元/m和 1.674 元/m，与管理层的判断
基本接近，本次评估采用管理层测算的平均结算销售单价 1.673 元/m（含增值税）。
中海沃邦各终端客户税后平均价格基本保持稳定并呈上升趋势，总体税后平
均价格下降趋势系客户结构变动造成。2016 年中海沃邦仅 3 家终端客户。 2017
年新增终端客户河北中石油昆仑能源有限公司永和分公司，其因拥有自己的管线，
无需第三方管道运输服务，并且其最终消费者为上载“西气东输”国家级干线，
山西天然气及山西燃产最终消费者为山西省内沿线各城市或大型直供用户，价格
承受能力不同及中油煤、中海沃邦及终端客户协商结果等原因，其平均售价低于
山西天然气及燃产集团，河北昆仑的销售占比上升致使中海沃邦平均单价有所下
降，而各终端客户在报告期内价格基本稳定。
随着国家政策鼓励使用天然气，能源结构调整的利好因素的影响，目前国内
的天然气市场价开始逐步回升，预计未来还存在一定的上升空间。但随着气荒，
天然气供应紧张的背景下，发改委、商务部也会对天然气价格进行关注，并会试
图稳定天然气市场。此外，天然气相对煤炭、石油等其他能源的价格并不具备竞
争优势，也从一定程度上限制了其价格的上涨空间。因此，天然气市价在上调到
一定幅度后又会随之趋缓进入周期波动。中介机构根据历史价格趋势和目前的市
场环境复核认为 2018 年的价格处于周期波动的中位价格，管理层未来按该价格
作为预测均价基本合理。
三、中介机构核查意见
综上，评估师认为，中海沃邦预测销售单价的判断具有合理性。
11-（2）结合中海沃邦报告期产量情况、目前主要产区的储量与产能数据及
未来生产计划等，补充披露预测期年产量及增长率的预测依据及合理性。
回复：
一、报告期内产量情况
在报告期 2016 年度和 2017 年度期间，中海沃邦经复核后的产量情况如以下
收入统计表所示：
井区 项目 \ 年份 2016 年 2017 年
①销售单价（元/m3) 1.49 1.41
②年销量（104m3） 28,012.96 62,981.57
③年产量（104m3） 27,864.08 63,565.06
计量误差率 -0.53% 0.92%
45-18 井区
④天然气销售收入（万元） 41,765.74 88,685.71
增长率 57.77% 112.34%
⑤分成气收入(最终确认的收入）（万元） 36,336.19 77,156.56
分成比例 R 87.00% 87.00%
主营业务收入小计 36,336.19 77,156.56
合计
增长率 55.98% 112.34%
二、储量情况分析
截止评估基准日石楼西地块已探明储量情况汇总如下：
开发区面积 地质储量 技术可采储量 经济可采储量
子项目
（平方公里） （亿立方米） （亿立方米） （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》，结合产能曲线对已投产井未来的开采量进行模拟测试，截至评估基准日，
单井总累计产量为 12.22 亿立方米，占探明地质储量比例较小。同时，在预测期
内《合作合同》到期年累计开采天然气约 218.01 亿立方米，在合理的经济可采
储量范围内。
三、产能情况分析
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 34 口，其中：水平井
24 口、垂直井（含定向井）10 口，已累计产气 10 亿余立方米。
根据阿派斯油藏技术（北京）有限公司出具的《鄂东气田石楼西区块永和
45-永和 18 井区储量评估报告》及相关开发方案的相关数据，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
该类模式下根据开发井的结构不同区分为水平井和垂直井。
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，根据递减规律和平均首年产气量拟合产量曲线，拟合产
量曲线。
然后根据水平井和垂直井产量递减规律拟合不同类别井的产量曲线，结合每
口井的实际生产数据和递减规律，对每口井的储量进行预测。
单位：万立方米
数量
序号 井号 单井总累计产量 剩余经济可采储量 单井总储量
（口）
1 垂直井 10 12,263.29 13,607.78 25,871.08
2 水平井 24 109,905.49 220,369.84 330,275.36
合计 34 122,168.78 233,977.62 356,146.44
最后，结合每口井的预测储量和不同类别井的产量递减曲线拟合每年的年产
量，直至该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
产井预计未来总开采量为 233,977.62 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，且每口井随着储气量的开采，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气量。
在确认经济的布井指标后，根据永和 45-永和 18 井区地址特点，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 3 类，分别为：富集区水平井（地质情况最好，水平段贯穿的含气土层较厚，
含有较高的储量）、次富集区水平井、垂直井。
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。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
2018 年 77,381.29 21.74%
2019 年 92,334.20 19.32%
2020 年 107,388.26 16.30%
2021 年 120,446.07 12.16%
2022 年 124,430.98 3.31%
2023-2037 年 1,535,922.06 -
合计 2,057,902.86 -
2017 年至 2021 年为扩产期，产能随着布井和投产逐年上升，在 2021 年后
由于行政许可的上限为 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 218.01 亿立方米，在合理的
经济可采储量范围内。因此，经复核，上述年产计划基本符合经济可行性，对应
的产气量的预测具有谨慎性。
四、中介机构核查意见
经核查，评估师认为，天然气价格的预测符合国家关于天然气产业政策、市
场供需情况。中海沃邦在市场需求旺盛、管网配套良好的情况下，产量实现销售
具备合理性。因此，中海沃邦在预测期的营业收入实现性具备合理性。
问题 12、
请你公司：1）以列表形式，按照营业成本的性质补充披露预测期内中海沃
邦营业成本的构成情况，并结合同行业可比公司情况，补充披露中海沃邦营业成
本构成的合理性。2）对比报告期内营业成本金额和变动情况，未来年度固定资
产折旧及油气资产折耗预测情况等，补充披露中海沃邦预测期内营业成本的预测
依据及合理性，与预测收入的匹配性。3）补充披露中海沃邦预测期产品毛利率，
并结合中海沃邦营业成本构成、报告期产品毛利率、同行业可比公司毛利率水平
和变动趋势等，补充披露预测期中海沃邦毛利率的可实现性，与报告期毛利率的
差异情况、差异原因及合理性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明
确意见。
12-（1）以列表形式，按照营业成本的性质补充披露预测期内中海沃邦营业
成本的构成情况，并结合同行业可比公司情况，补充披露中海沃邦营业成本构成
的合理性。
回复：
一、预测期主营业务成本
中海沃邦主营业务成本分为料工费，其中费用科目主要为固定资产折旧、油
气资产折耗、维护及修理、生产运营费、安全生产费、勘探费用及其他费用，根
据管理层提供盈利预测，复核后企业未来年度主营业务成本预测情况如下：
单位：万元
项目 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年
制造费用 28,818.95 33,316.81 36,237.11 38,598.28 38,766.21
其中：固定资产
折旧及油气资 22,633.51 28,184.24 30,940.96 33,344.67 33,492.02
产折耗费
项目 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年
职工薪酬 1,285.28 1,341.62 1,400.65 1,462.50 1,527.31
材料费 338.23 403.58 469.38 526.46 543.88
合计 30,442.46 35,062.01 38,107.14 40,587.24 40,837.40
单位：万元
项目 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年 2027 年
制造费用 38,590.62 40,991.04 43,630.80 46,734.38 48,460.23
其中：固定资产
折旧及油气资 33,025.46 34,946.01 37,278.71 40,438.73 41,849.69
产折耗费
职工薪酬 1,582.72 1,640.27 1,700.03 1,762.10 1,826.56
材料费 532.58 548.25 534.91 540.90 534.54
合计 40,705.92 43,179.56 45,865.74 49,037.38 50,821.33
单位：万元
项目 2028 年 2029 年 2030 年 2031 年 2032 年
制造费用 51,023.47 52,176.04 52,473.05 52,578.80 51,751.11
其中：固定资产折
旧及油气资产折耗 44,405.65 45,630.91 45,945.48 46,001.26 46,115.87
费
职工薪酬 1,893.51 1,963.05 2,035.27 2,110.29 2,188.21
材料费 546.11 545.44 539.90 534.48 531.14
合计 53,463.09 54,684.53 55,048.22 55,223.57 54,470.46
单位：万元
项目 2033 年 2034 年 2035 年 2036 年 2037 年
制造费用 44,660.15 34,756.42 28,012.74 23,271.39 25,754.88
其中：固定
资产折旧及
40,406.30 31,004.02 24,736.22 20,406.66 17,298.14
油气资产折
耗费
职工薪酬 2,269.15 2,353.23 2,440.57 2,531.29 2,625.54
材料费 450.05 320.31 237.00 179.14 138.61
合计 47,379.35 37,429.96 30,690.31 25,981.82 28,519.03
与同行业上市公司不同，中海沃邦通过签订产量分成合同（PSC 合同，又称
“产品分成合同”），作为合作区块的作业者开展天然气的勘探、开发、生产、销
售业务。根据《合作合同》，中海沃邦作为石楼西区块天然气开采的作业者，负
责全区天然气勘探开发项目的资金筹措、方案审定、工程实施和项目日常管理等，
由中海沃邦提供资金，使用其适用而先进的技术和经营管理经验，与中油煤合作
开采石楼西区块的天然气资源。中海沃邦的营业成本主要包括相关生产、配套设
施等固定资产的折旧、油气资产的折耗，无矿区权益摊销、输气及配气管道的建
设及摊销成本，成本构成相对简单。
二、中介机构核查意见
经核查，评估师认为，本次预测中企业结合中海沃邦历史年度营业成本的构
成，对预测期的营业成本延续按照料工费三项内容相同口径预测，具备一定合理
性。
12-（2）对比报告期内营业成本金额和变动情况，未来年度固定资产折旧及
油气资产折耗预测情况等，补充披露中海沃邦预测期内营业成本的预测依据及合
理性，与预测收入的匹配性。
回复：
一、中海沃邦报告期主营业务情况
经复核，中海沃邦历年主营业务成本情况如下：
单位：万元
2017 年 2016 年
项目
金额 比例 金额 比例
制造费用 17,778.18 92.40% 10,533.37 93.52%
其中：固定资产折旧及油气资产
14,417.49 74.93% 9,017.81 80.06%
折耗费
职工薪酬 1,231.51 6.40% 595.92 5.29%
材料费 231.45 1.20% 134.01 1.19%
合计 19,241.14 100.00% 11,263.30 100.00%
预测期内，中海沃邦营业成本的各项料工费预测过程复核情况如下：
1、原材料
原材料主要为一些固定资产及油气资产生产时机械物料的消耗，与主营业务
收入及年产量一般维持比较稳定的比例关系，未来年度按历史年度占年产量比例
进行预测。
2、工资薪酬
工资薪酬主要为一线人员的工资，评估人员对人事部门相关负责人进行了访
谈，了解了企业职工薪酬的管理办法，查看企业管理层对职工各职位及级别的基
本工资及绩效考核制度。同时评估人员对中海沃邦工资涨幅情况进行了了解，由
于井区位于永和县，所以中海沃邦的一线员工都在永和县生活，永和县属于国家
贫困县城，当地消费能力较低，工资成本及上涨幅度都小于一线城市，因此管理
层按4-5%预测未来工资上涨幅度。评估人员查询了山西省人社厅公布的2017年
山西省平均工资指导线，货币工资增长基准线为8%，增长上线为12%，增长下
线为4%。故管理层预测的工资涨幅属于合理范围内。
3、制造费用
（1）固定资产折旧
中海沃邦主营业务成本中的固定资产折旧主要为永和45-永和18井区的集气
站工程、管网工程、道路工程等的折旧，评估人员根据企业未来地面工程的投资
规划及会计折旧年限计算确认未来的折旧金额。
（2）油气资产折耗
中海沃邦主营业务成本中的油气资产折耗主要为永和45-永和18井区的气井
折耗，油气资产的资本化成本按产量法以产量和对应的探明已开发经济可采储量
为基础进行摊销，即：
当期折耗=油气资产账面净值×油气资产当期产量÷油气资产当期起初预计
的剩余储量
对截止评估基准日已投产的油气资产，根据阿派斯油藏技术（北京）有限公
司出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》显示的每口
开采井预测的剩余储量及每年预测的产量计算当期折耗。
对评估基准日后计划投产的油气资产，根据阿派斯油藏技术（北京）有限公
司出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》预测的各类
气井平均单井储量，及各类气井当期预测的产量计算当期折耗。
预测各类气井平均单井储量如下：
井型 区域 首年气井产量（104m/d） 累计产气量（万立方米）
水平井 富集区 11.6 10379
水平井 次富集区 5 5943
垂直井 叠合区 0.96 1524
（3）办公场所租赁费用
中海沃邦在永和县租赁了一处办公室、一处仓库及两处宿舍。年租赁费用共
计约300万元左右，未来每年预计1%的上涨幅度。
（4）安全生产费
安全生产费与天然气产量成比例关系，约为0.005元/m，中海沃邦和中石油
煤层气有限责任公司按双方约定的分成比例共同承担该安全生产费。未来年度按
当年产量和当年分成比例计算确认当年的安全生产费。
（5）集气站日常运营费
集气站日常运营费主要含气井的操作费、集气站的日常运维费、外包劳务人
员的劳务费，未来年度随着井区投产规模的扩大，按一定比例上涨运营费。在2033
年井区达到衰退期后随着部分气井的经济寿命终止，气井废弃后相应的总运营成
本逐步降低。评估人员对单井运营费进行了复核分析，随着投产井数不断的上升，
总运营费用会随之上涨，但随着井区成熟，单井承担的运营费用将逐步下降并在
维持在一个较为稳定的区间，因此评估人员认为管理层预测的集气站日常运营费
基本合理。
（6）维护及修理
企业每年除了投产新井外，还需对已投产的井进行维护，以保障其在经营期
间能能正常的生产，根据管理层判断，每年投入的维护成本一般在当期油气折耗
的4%左右，评估人员对历史维护成本进行了复核，一般占比为3.59%，因此评估
人员认为管理层的预测合理可行。
（7）弃置费
对已投产的开发井，其弃置费已在预计负债中计提并作为非经营性负债扣除。
对未来拟投产的开发井，相关弃置费在该井经济可采储量基本开采完毕或企业合
作期限到期时计算弃置费。具体情况如下：
年份 2033 年 2034 年 2035 年 2036 年 2037 年
弃置井数 （口） 5.00 8.00 5.00 1.00 294.00
单井弃置费 （万元） 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
合计弃置费 （万元） 100.00 160.00 100.00 20.00 5,880.00
（8）勘探费用
中海沃邦生产经营中需要不断的勘探和布井，每年会发生一定的勘探费用，
这类费用一般和下一年度的布井情况有一定关系，因此管理层根据当年和下一年
度布井计划按投资规模一定比例计算确认，根据评估人员复核勘探费用一般占当
年增加工程量的4.84%，因此管理层未来按5.00%预测勘探费用支出合理可行。
（9）其他
其他各类费用占主营业务成本比重较小，按历史水平及客观市场价格进行预
测。
二、 中介机构核查意见
综上，评估师认为，结合未来年度固定资产折旧、油气资产折耗预测情况等，
预测期内营业成本的预测具备合理性，与收入预测相匹配。
12-（3）补充披露中海沃邦预测期产品毛利率，并结合中海沃邦营业成本构
成、报告期产品毛利率、同行业可比公司毛利率水平和变动趋势等，补充披露预
测期中海沃邦毛利率的可实现性，与报告期毛利率的差异情况、差异原因及合理
性。
回复：
一、预测期毛利率情况
中海沃邦在未来预测期内的毛利率财务指标具体情况如下：
年份 2018 2019 2020 2021 2022
毛利率 70.00% 71.04% 72.94% 74.30% 74.97%
年份 2023 2024 2025 2026 2027
毛利率 70.84% 69.95% 67.28% 64.90% 63.19%
年份 2028 2029 2030 2031 2032
毛利率 62.10% 61.18% 60.52% 60.00% 60.29%
年份 2033 2034 2035 2036 2037
毛利率 59.24% 54.76% 49.86% 43.84% 20.34%
中海沃邦2016年度和2017年度的毛利率分别为69%和75%，预测期内毛利率
水平在前15个年度都保持在60%-75%之间，接近于报告期毛利率水平，中海沃邦
毛利率较高的主要原因包括：
（1）中海沃邦对石楼西区块地质研究透彻，开采技术的应用更适宜石楼西
区块，单方开采成本较低，因此能维持较高的毛利率。
（2）签订《合作合同》时储量尚未探明，中海沃邦作为合同者承担了较高
的勘探、开发风险，符合天然气行业高风险高收入的特征。
（3）毛利率从70%上升到74.97%的主要原因是中海沃邦已投产气井中部分
前期气井造价较高，而随着中海沃邦对石楼西地块地质情况的更加深入了解、工
艺的提升及采用的招投标竞争采购模式，使得相关的勘探支出逐步下降，气井造
价有所下降。现有投产井的主要产能贡献仍能维持1-2年，随着未来成本较低的
单井的增多，其单位折耗贡献会有所提高，毛利率在2023年前会略有上升。2023
年起由于富集区气井基本布局完毕，转入次富集区，单井贡献相比下降，导致毛
利率下降。2033年起由于45-18井区开采基本完毕，逐步转入衰退期，产能开始
下滑，导致毛利率萎缩。
（4）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、中介机构核查意见
经复核，评估师认为，预测期毛利率接近报告期毛利率水平，预测期毛利率
具有可实现性。
问题 13、
申请文件显示，本次评估根据标的资产原有的各类固定资产和其他长期资产，
并考虑了改良和未来扩产新增的固定资产、油气资产和其他长期资产对折旧和摊
销情况进行预测。请你公司：1）结合中海沃邦折旧、摊销的会计政策，补充披
露评估预测期折旧和摊销的具体预测依据、测算过程及合理性，包括但不限于对
未来增量资产的具体预测情况，核定金额的计算依据和过程等。2）补充披露相
关折旧摊销费用与利润表数据的勾稽情况，与预测期资本性支出及公司规模的匹
配性。请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见。
13-（1）结合中海沃邦折旧、摊销的会计政策，补充披露评估预测期折旧和
摊销的具体预测依据、测算过程及合理性，包括但不限于对未来增量资产的具体
预测情况，核定金额的计算依据和过程等。
回复：
一、预测期折旧和摊销情况
除根据企业原有的各类固定资产和其它长期资产，预测期还考虑改良和未来
扩产新增的固定资产、油气资产和其它长期资产。
中海沃邦折旧、摊销会计政策如下：
类别 折旧年限 预计净残值率 年折旧率
油气集输设施 14 年 0% 7.14%
道路 20 年 0% 5.00%
机器设备 3-10 年 0%-5% 9.50%至 33.33%
运输车辆 5-10 年 0%-5% 9.50%至 20.00%
计算机及电子设备 3-6 年 0%-5% 15.83%至 33.33%
办公设备 3-6 年 0%-5% 15.83%至 33.33%
油气资产 产量法
（备注：油气资产的资本化成本按产量法以产量和对应的探明已开发经济可采储量为基
础进行摊销。）
预测期主要固定资产折旧和油气资产折耗的具体预测依据、测算过程如下：
1、固定资产折旧
中海沃邦主营业务成本中的固定资产折旧主要为永和45-永和18井区的集气
站工程、管网工程、道路工程等的折旧，评估人员根据企业未来地面工程的投资
规划及会计折旧年限计算确认未来的折旧金额。
2、油气资产折耗
中海沃邦主营业务成本中的油气资产折耗主要为永和45-永和18井区的气井
折耗，油气资产的资本化成本按产量法以产量和对应的探明已开发经济可采储量
为基础进行摊销，即：
当期折耗=油气资产账面净值×油气资产当期产量÷油气资产当期起初预计
的剩余储量
对截止评估基准日已投产的油气资产，根据阿派斯油藏技术（北京）有限公
司出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》显示的每口
开采井预测的剩余储量及每年预测的产量计算当期折耗。
对评估基准日后计划投产的油气资产，根据阿派斯油藏技术（北京）有限公
司出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》预测的各类
气井平均单井储量，及各类气井当期预测的产量计算当期折耗。
预测各类气井平均单井储量如下：
井型 区域 首年气井产量（104m/d） 累计产气量
水平井 富集区 11.6 10379
水平井 次富集区 5 5943
垂直井 叠合区 0.96 1524
三、中介机构核查意见
经复核，评估师认为，预测期折旧和摊销的预测依据充分、测算过程合理。
13-（2）补充披露相关折旧摊销费用与利润表数据的勾稽情况，与预测期资
本性支出及公司规模的匹配性。
回复：
一、折旧摊销费用与利润表数据的勾稽情况
中海沃邦预测期折旧摊销费用的构成，主要包括油气资产折耗、固定资产折
旧与装修及软件的摊销三类，其中油气资产折耗和生产类设备折旧计入营业成本，
办公类设备折旧和装修、软件摊销计入管理费用，具体勾稽关系如下：
单位：万元
项目 \ 年份 2018 2019 2020 2021
计入营业成本的折旧与摊销 22,633.51 28,184.24 30,940.95 33,344.67
其中：油气资产折耗 21,497.11 26,361.58 28,706.46 30,645.03
固定资产折旧 1,136.40 1,822.66 2,234.50 2,699.64
计入管理费用的折旧与摊销 445.89 445.89 445.89 445.89
其中：固定资产折旧 273.40 273.40 273.40 273.40
装修、软件待摊 172.49 172.49 172.49 172.49
合计 23,079.40 28,630.13 31,386.85 33,790.56
项目 \ 年份 2022 2023 2024 2025
计入营业成本的折旧与摊销 33,492.02 33,025.46 34,946.01 37,278.71
其中：油气资产折耗 30,559.92 29,811.95 31,365.94 33,419.09
固定资产折旧 2,932.10 3,213.51 3,580.07 3,859.62
计入管理费用的折旧与摊销 445.89 445.89 445.89 445.89
其中：固定资产折旧 273.40 273.40 273.40 273.40
装修、软件待摊 172.49 172.49 172.49 172.49
合计 33,937.91 33,471.35 35,391.90 37,724.60
项目 \ 年份 2026 2027 2028 2029
计入营业成本的折旧与摊销 40,438.73 41,849.69 44,405.65 45,630.91
其中：油气资产折耗 36,278.41 37,372.26 39,618.07 40,551.32
固定资产折旧 4,160.32 4,477.43 4,787.58 5,079.59
计入管理费用的折旧与摊销 445.89 445.89 445.89 445.89
其中：固定资产折旧 273.40 273.40 273.40 273.40
装修、软件待摊 172.49 172.49 172.49 172.49
合计 40,884.62 42,295.58 44,851.54 46,076.80
项目 \ 年份 2030 2031 2032 2033
计入营业成本的折旧与摊销 45,945.47 46,001.26 46,115.86 40,406.30
其中：油气资产折耗 40,580.44 40,346.07 40,179.25 34,197.34
固定资产折旧 5,365.04 5,655.19 5,936.62 6,208.96
计入管理费用的折旧与摊销 445.89 445.89 445.89 445.89
其中：固定资产折旧 273.40 273.40 273.40 273.40
装修、软件待摊 172.49 172.49 172.49 172.49
合计 46,391.37 46,447.15 46,561.76 40,852.19
项目 \ 年份 2034 2035 2036 2037
计入营业成本的折旧与摊销 31,004.02 24,736.22 20,406.66 17,298.14
其中：油气资产折耗 24,540.87 18,273.07 13,943.51 10,834.99
固定资产折旧 6,463.15 6,463.15 6,463.15 6,463.15
计入管理费用的折旧与摊销 445.89 445.89 445.89 445.89
其中：固定资产折旧 273.40 273.40 273.40 273.40
装修、软件待摊 172.49 172.49 172.49 172.49
合计 31,449.91 25,182.11 20,852.55 17,744.03
二、折旧摊销费用与预测期资本性支出及公司规模的匹配性
未来年度，由于已投产的油气开发井控制的储量有限，且每口井随着储气量
的开采，其日产量会逐渐递减。为了维持产能的扩张，中海沃邦在预测年度需要
不断投资布井扩大公司规模，来提升及维持年产量，因此产生相应的折旧摊销费
用和资本性支出，其中主要为油气资产的折耗。
经复核，中海沃邦主营业务成本中的油气资产折耗主要为永和45-永和18井
区的气井折耗，油气资产的资本化成本按产量法以产量和对应的探明已开发经济
可采储量为基础进行摊销，即：
当期折耗=油气资产账面净值×油气资产当期产量÷油气资产当期起初预计
的剩余储量
对截止评估基准日已投产的油气资产，根据阿派斯油藏技术（北京）有限公
司出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》显示的每口
开采井预测的剩余储量及每年预测的产量计算当期折耗。
对评估基准日后计划投产的油气资产，根据阿派斯油藏技术（北京）有限公
司出具的《鄂东气田石楼西区块永和45-永和18井区储量评估报告》预测的各类
气井平均单井储量，及各类气井当期预测的产量计算当期折耗。
预测期的折旧摊销费用、资本性支出和年产气量等情况如下表所示：
单位：万元
项目 \ 年份 2018 2019 2020 2021 2022
4
产气量（10 m3） 77,381.29 92,334.20 107,388.26 120,446.07 124,430.98
资本性投入 2,365.69 25,023.84 20,166.51 48,660.85 20,364.18
油气资产折耗 21,497.11 26,361.58 28,706.46 30,645.03 30,559.92
油气资产期初账面净值 68,592.66 62,378.85 84,006.69 80,771.06 95,573.96
固定资产折旧 1,409.80 2,096.06 2,507.90 2,973.04 3,205.50
项目 \ 年份 2023 2024 2025 2026 2027
4
产气量（10 m3） 121,847.33 125,431.23 122,379.41 123,750.11 122,296.05
资本性投入 48,064.49 35,113.04 62,754.59 42,638.40 53,500.06
油气资产折耗 29,811.95 31,365.94 33,419.09 36,278.41 37,372.26
油气资产期初账面净值 81,556.05 95,548.09 94,720.16 119,237.07 120,860.66
固定资产折旧 3,486.91 3,853.47 4,133.02 4,433.72 4,750.83
项目 \ 年份 2028 2029 2030 2031 2032
4
产气量（10 m3） 124,942.97 124,787.88 123,521.64 122,281.28 121,518.14
资本性投入 51,149.83 47,494.37 44,354.33 44,241.75 44,001.63
油气资产折耗 39,618.07 40,551.32 40,580.44 40,346.07 40,179.25
油气资产期初账面净值 132,490.39 139,600.33 142,041.01 141,420.58 141,034.50
固定资产折旧 5,060.98 5,352.99 5,638.44 5,928.59 6,210.02
项目 \ 年份 2033 2034 2035 2036 2037
4
产气量（10 m3） 102,964.94 73,282.19 54,222.66 40,984.60 31,711.63
资本性投入 496.61 509.32 509.32 509.32 509.32
油气资产折耗 34,197.34 24,540.87 18,273.07 13,943.51 10,834.99
油气资产期初账面净值 140,815.26 106,617.92 82,077.05 63,803.98 49,860.47
固定资产折旧 6,482.36 6,736.55 6,736.55 6,736.55 6,736.55
综上，预测期的折旧摊销费用、资本性支出与公司未来年度规模扩张相匹配。
二、中介机构核查意见
经复核，评估师认为，上述油气资产折耗、固定资产折旧等均与资本性支出
及公司规模（即产气量）相匹配。
问题 14、
请你公司：1）列表显示预测期内中海沃邦管理费用率及销售费用率，并分
析与报告期内管理费用率及销售费用率水平差异情况、差异原因及合理性。2）
结合管理费用及销售费用的构成情况、未来年度业务发展预期、可比公司水平等，
补充披露标的资产预测销售费用率和管理费用率的合理性和充分性。3）补充披
露预测期销售费用中的管输费、销售管理费与对应预测期间营业收入预测的匹配
性。4）补充披露预测期与报告期内中海沃邦财务费用的差异情况，差异原因及
合理性。结合未来年度中海沃邦所需资金的来源情况、所需资金量及借款成本、
相关会计处理等，补充披露预测期内财务费用预测的合理性。请独立财务顾问和
评估师核查并发表明确意见。
14-（1）列表显示预测期内中海沃邦管理费用率及销售费用率，并分析与报
告期内管理费用率及销售费用率水平差异情况、差异原因及合理性。
回复：
一、管理费用率与销售费用率
报告期和预测期中，中海沃邦管理费用率和销售费用率情况具体如下：
单位：万元
项目 \ 年份 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
销售费用 3,159.88 6,327.22 8,795.75 10,495.41 12,206.57 13,690.82 14,143.77 12,098.94
占收入比例 8.70% 8.20% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67%
管理费用 3,306.56 4,140.30 5,320.58 5,228.27 5,450.08 5,717.09 5,948.13 6,031.48
占收入比例 9.10% 5.37% 5.24% 4.32% 3.87% 3.62% 3.65% 4.32%
项目 \ 年份 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
销售费用 12,454.80 12,151.77 12,110.02 11,967.73 12,226.75 12,211.58 12,087.67 11,966.28
占收入比例 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67%
管理费用 6,222.66 6,389.19 6,575.05 6,759.68 6,965.97 7,163.11 7,360.92 7,563.13
占收入比例 4.33% 4.56% 4.71% 4.90% 4.94% 5.08% 5.28% 5.48%
项目 \ 年份 2032 2033 2034 2035 2036 2037
销售费用 11,891.61 10,076.01 7,171.30 5,306.16 4,010.70 3,103.26
占收入比例 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67% 8.67%
管理费用 7,772.06 7,900.36 8,889.88 8,993.06 9,130.65 9,294.18
占收入比例 5.67% 6.80% 10.75% 14.69% 19.73% 25.96%
如上表所示，预测期中销售费用占收入比例均保持在8.67%，与2016年度和
2017年度分别8.70%和8.20%的销售费用占收入比例相当，报告期与预测期差异
率较小，主要原因系销售费用由管输费和销售管理费构成，两项费用均由与客户
已签署的相关合同规定计费依据，本次预测评估人员按照相关合同复核了计算过
程。
管理费用主要由办公设备折旧、工资福利费、办公场所租赁费、土地使用费
及补偿、中方人员协调费和维护及修理等费用构成，每项费用预测方式各不相同，
分别按照如维持历史年度水平、预计一定幅度上涨或相关合同规定等不同预测逻
辑估算，故预测期管理费用占收入比例每年各不相同，但每年整体管理费用金额
呈逐年递增趋势，且递增幅度较小。同时，随着营业收入规模的扩大，则管理费
用占收入比例降低；随着营业收入规模的缩小，则管理费用占收入比例增大。
二、 中介机构核查意见
经核查，评估师认为，预测期内中海沃邦管理费用率及销售费用率的预测具
有合理性。
14-（2）结合管理费用及销售费用的构成情况、未来年度业务发展预期、可
比公司水平等，补充披露标的资产预测销售费用率和管理费用率的合理性和充分
性。
回复：
预测期内的销售费用、管理费用具体分析过程如下：
一、销售费用分析预测
（1）管输费
根据中石油煤层气有限责任公司与需要管输的客户签署的销售合同，管输费
价格为0.1元/m（含增值税进项税11%），中石油煤层气有限公司与中海沃邦根据
各自的分成比例承担当期扣除增值税后的管输费。
（2）销售管理费
由于中海沃邦天然气的销售全部由中石油煤层气有限责任公司对外负责，因
此根据中海沃邦与中石油煤层气有限责任公司签署的合作协议15.4约定为补偿
煤层气公司在开拓下游销售市场、协调运行等方面所发生的成本和支出，合同者
应将其所获得的天然气产品销售收入（税后）的3%作为销售管理费支付给煤层
气公司（含增值税进项税6%）。因此，未来预测按合同约定的比例进行计算。
二、管理费用分析预测
（1）折旧
管理费用中的折旧主要是办公家具及其他电子类固定资产的折旧，该类费用
未来无需扩大规模，因此维持历史水平进行预测。
（2）工资福利费
管理费用中的工资主要是中海沃邦各职能部门职工的工资，评估人员对人事
部门相关负责人进行了访谈，了解了企业职工薪酬的管理办法，查看企业管理层
对职工各职位及级别的基本工资及绩效考核制度。根据了解，中海沃邦现有职工
工资分为两部分组成：一部分为岗位级别工资，根据员工的岗位级别逐级发放工
资，考虑到公司管理及人力资源的效率，一般每一个岗位级别的人员数量有上限，
如无特殊情不会新增岗位级别；一部分为绩效工资，根据员工当年的表现评级，
考核后确定是否上涨绩效工资。根据人事部介绍中海沃邦的平均工资基数较高，
截止评估基准日的人均工资水平约为1.73万元左右，已远高于太原当地的平均工
资水平，因此后续的岗位级别上涨和绩效工资上涨的比例较低，因此未来如无大
规模扩充人员的情况时，其工资的上涨幅度约为5%左右。评估人员与管理层沟
通了解，目前的组织架构基本较为满意，该类别的职工人数一般不会有较大的变
化，因此未来盈利预测按5%的上涨幅度进行计算，在2023年左右绩效工资级别
将逐步达到上限后，未来维持3%的工资上涨幅度。
（3）办公场所租赁费
中海沃邦在太原市和北京市租赁了两处办公场所，未来每年预计1%的上涨
幅度。
（4）土地使用费及补偿费
中海沃邦的永和45-永和18井区占用的当地村民集体用地，因此需按年支付
给当地村民一定的土地使用费及补偿费，管理层预计该类费用未来将按1%的幅
度上涨。
（5）中方人员协调费
根据中海沃邦和中石油煤层气有限责任公司签署的永和18井区开发补充协
议约定中海沃邦需支付中石油煤层气有限责任公司联管会人员工资，并按协议约
定每年按6%的比例递增。
（6）维护及修理
根据管理层判断，未来需对固定资产维持一定比例的日常维护支出用以维持
其日常正常运转，预计每年占固定资产原值的1%-2%左右。
（7）其他费用
其他费用占比较小，按历史水平及客观市场价格进行预测。
同时，评估人员对比同行业上市公司同期销售费用率和管理费用率，数据情
况如下：
销售费用率 销售费用率 管理费用率 管理费用率
证券代码 证券名称
（2016 年度） （2017 年度） （2016 年度） （2017 年度）
600256.SH 广汇能源 5.18% 3.15% 8.54% 4.92%
600777.SH 新潮能源 5.12% -- 37.22% 9.34%
600759.SH 洲际油气 14.14% 7.26% 15.20% 9.12%
000968.SZ 蓝焰控股 2.62% 1.18% 20.85% 10.57%
600028.SH 中国石化 2.57% 2.38% 3.84% 3.34%
601857.SH 中国石油 3.96% 3.28% 4.70% 3.85%
平均值 5.60% 3.45% 15.06% 6.86%
数据来源：同花顺Ifind
由于中海沃邦的经营情况好于同行业公司，且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，其各类业务的期间费用构成均不
相同，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，
因此其期间费用数据与同行业上市公司可比性较低。
三、中介机构核查意见
经核查，评估师认为，中海沃邦预测销售费用率和管理费用率充分、合理。
14-（3）补充披露预测期销售费用中的管输费、销售管理费与对应预测期间
营业收入预测的匹配性。
回复：
一、预测期管输费、销售管理费与营业收入的匹配性
预测期销售费用中的管输费、销售管理费均按照中海沃邦与各客商签署的既
有合同估算，其中管输费价格为0.1元/m（含增值税进项税11%），中石油煤层气
有限公司与中海沃邦根据各自的分成比例承担当期扣除增值税后的管输费。销售
管理费方面，根据中海沃邦与中石油煤层气有限责任公司签署的合作协议15.4约
定为补偿煤层气公司在开拓下游销售市场、协调运行等方面所发生的成本和支出，
合同者应将其所获得的天然气产品销售收入（税后）的3%作为销售管理费支付
给煤层气公司（含增值税进项税6%）。
二、中介机构核查意见
经核查，评估师认为，管输费与销售管理费均能与收入测算匹配。
14-（4）补充披露预测期与报告期内中海沃邦财务费用的差异情况，差异原
因及合理性。结合未来年度中海沃邦所需资金的来源情况、所需资金量及借款成
本、相关会计处理等，补充披露预测期内财务费用预测的合理性。
回复：
一、预测期财务费用的合理性
预测期财务费用是按照中海沃邦当前财务状况结合未来预测的借还款计划
单独预测的，与报告期内的历史财务费用可比性较低。评估人员结合未来年度所
需资金的来源情况、所需资金量及借款成本、相关会计处理等，复核了预测期内
财务费用预测的合理性，具体情况如下：
评估基准日企业借款情况如下：
单位：万元
折算全年
序 借款利 基准日借款
借款具体明细项 借款日期 借款到期日 的利息支
号 率 余额
出
渤海国际信托股
1 2016/04/29 2019/06/21 6.650% 17,500.00 1,163.75
份有限公司
昆仑银行股份有
2 2017/04/01 2019/03/30 7.125% 4,500.00 320.63
限公司西安分行
昆仑银行股份有
3 2016/06/30 2018/06/29 7.600% 4,000.00 304.00
限公司西安分行
嘉屹融资租赁有
4 2015/12/10 2020/12/09 9.000% 10,000.00 900.00
限公司
合计 7.468% 36,000.00 2,688.38
中海沃邦未来需要扩产投资增加其天然气产能，且在天然气产能达到国家批
准的上限后为了维持稳产，每年仍需不断的布井来维持规模，因此根据开发方案，
中海沃邦未来仍有较大的固定资产投资。
根据中海沃邦于2017年11月经过一次增资，共增加了货币资金4.5亿元，解
决了中海沃邦一定程度上的现金流资金问题。因此管理层预测暂时无增加借款的
计划，未来逐年偿还1,800.00万元贷款，在经营期末全部还清。
由于中海沃邦属于重资产投资，存在一定的资本化利息。根据了解，未来年
度中海沃邦水平井的平均投资为2200万一口，合理完钻时间约为3个月，根据该
口径计算的资本化利息约为20万一口；垂直井由于投资额及完钻时间较短，资本
化利息忽略不计；集气站工程、管网配套工程、道路工程等根据当年的在建工程
平均投资额余额和贷款利率计算资本化利息。除上述资本化利息外的剩余利息支
出，按费用化口径计算财务费用-利息支出。
中海沃邦未来年度手续费按历史情况进行预测；未来年度利息收入金额较小
忽略不计。
综上，财务费用预测情况如下：
单位：万元
序
项目\年份 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年
号
年度平均借款本
1 35,100.00 33,300.00 31,500.00 29,700.00 27,900.00 26,100.00 24,300.00
金额
2 利息支出 2,621.17 2,486.75 2,352.33 2,217.91 2,083.49 1,949.07 1,814.65
其中：财务费用
3 1,536.60 1,538.14 1,807.66 1,549.29 1,624.77 1,271.33 1,311.33
列支
4 资本化费用列支 1,084.56 948.61 544.67 668.62 458.72 677.74 503.32
5 利息收入 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
6 预计弃置费利息 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
7 手续费 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00
8 汇总损益 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
合计 1,606.60 1,608.14 1,877.66 1,619.29 1,694.77 1,341.33 1,381.33
序
项目\年份 2025 年 2026 年 2027 年 2028 年 2029 年 2030 年 2031 年
号
年度平均借款本
1 22,500.00 20,700.00 18,900.00 17,100.00 15,300.00 13,500.00 11,700.00
金额
2 利息支出 1,680.23 1,545.82 1,411.40 1,276.98 1,142.56 1,008.14 873.72
其中：财务费用
3 917.28 937.92 716.62 595.12 481.67 349.35 224.25
列支
4 资本化费用列支 762.95 607.89 694.77 681.86 660.89 658.79 649.48
5 利息收入 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
6 预计弃置费利息 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
7 手续费 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00
8 汇总损益 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
合计 987.28 1,007.92 786.62 665.12 551.67 419.35 294.25
序
项目\年份 2032 年 2033 年 2034 年 2035 年 2036 年 2037 年
号
年度平均借款本
1 9,900.00 8,100.00 6,300.00 4,500.00 2,700.00 900.00
金额
2 利息支出 739.30 604.88 470.47 336.05 201.63 67.21
其中：财务费用
3 104.06 472.01 470.47 336.05 201.63 67.21
列支
4 资本化费用列支 635.24 132.87 0.00 0.00 0.00 0.00
5 利息收入 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
6 预计弃置费利息 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
7 手续费 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00
8 汇总损益 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
合计 174.06 542.01 540.47 406.05 271.63 137.21
二、中介机构核查意见
经核查，评估师认为，中海沃邦财务费用率预测具有合理性。
（本页无正文，为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》回复之签字页）
法定代表人或授权代表人：
王小敏
签字资产评估师：
潘婉怡
武 钢
上海东洲资产评估有限公司
年 月 日
