中联资产评估集团有限公司
对新奥天然气股份有限公司关于
《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》
(220960 号)评估相关问题的回复之核查意见
中国证券监督管理委员会：
贵会于 2022 年 6 月 2 日下发了《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意
见通知书（220960 号）》（以下简称“反馈意见”），新奥天然气股份有限公司（以
下简称：上市公司）组织对反馈意见进行了回复，中联资产评估集团有限公司作
为上市公司发行股份购买资产项目的评估机构，就上市公司对贵会所提问题的回
复进行了认真核查，对《反馈意见》中需评估师核查的问题回复出具了本核查意
见，请予审核。
如无特别说明，本回复中的简称或名词的释义与《新奥天然气股份有限公司
发行股份及支付现金购买资产暨关联交易报告书（草案）》保持一致。
1
问题 6. 申请文件显示，1）2020 年及 2021 年，标的资产向前五名客户销售
收入合计金额占当期销售收入的比例均在 90%以上，客户集中度较高。2）2020
年和 2021 年， 标的资产 关联销售收 入占营业总收入 比例分 别为 93.34%及
97.92%，占比较高。3）标的资产报告期向新奥股份及关联方采购金额分别为
86,320.52 万元、26,747.12 万元。请你公司：1）结合标的资产核心竞争力、技
术成熟度、区域特点、行业竞争地位等，补充披露标的资产是否具有独立销售
主要产品的能力，产品销售是否存在对上市公司的重大依赖，是否存在影响标
的资产独立性的情形。2）结合同行业可比价格、主要产品类型、产品用途、标
的资产竞争优势等，补充披露关联销售占比较高的原因、关联销售必要性及定
价公允性。3）结合 LNG 接收及加注站项目的具体内容、招标程序、开展模式、
定价依据、款项结算方式及周期、与非关联方交易的具体价格等，补充披露标
的资产进行关联采购的原因、必要性及定价公允性。4）结合标的资产核心竞争
优势、上市公司业务与标的资产接收站的区域协同性、接收站的区域局限性、
标的资产定价与同行业可比公司定价差异、标的资产评估增值率较高、大额现
金支付安排等，补充披露本次交易必要性，是否存在向关联方输送利益的情况。
请独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、结合标的资产核心竞争力、技术成熟度、区域特点、行业竞争地位等，
补充披露标的资产是否具有独立销售主要产品的能力，产品销售是否存在对上
市公司的重大依赖，是否存在影响标的资产独立性的情形。
（一）标的资产具有突出的行业地位及显著的核心竞争优势
标的公司竞争优势明显，行业地位突出，具体表现于：
1、标的公司是较早进入 LNG 接收站领域的民营企业，具备先发优势；较
高的运营效率进一步提升了该先发优势。其处理能力在业内位居前列，且规模
2
增幅明显，规模优势突出
舟山接收站是首个国家能源局核准的由民营企业投资、建设和管理的大型
LNG 接收站，集 LNG 接卸储存、气液外输、分拨转运、船舶加注、应急调峰等
多业务、多功能于一体，也是我国第一个可为国际航运船舶加注 LNG 清洁燃料
的项目。舟山接收站投产后，标的公司具备高效的运营效率，是在管线连接之后
最快达产的接收站之一，处理能力利用率也排名靠前，技术成熟度较高。
截至 2021 年末，国内共有 22 座接收站投入运营，根据思亚能源咨询（北京）
有限公司统计数据，2021 年度舟山接收站的处理能力利用率处于行业中上游水
平，运营效率较高。
舟山接收站一期工程于 2018 年顺利投产，其二期工程已于 2021 年完工并进
入试运行。根据国家能源局于 2018 年 10 月发布的《液化天然气接收站能力核定
办法》（SY/T7434-2018），舟山接收站实际处理能力可达 750 万吨/年，2021
年全年舟山接收站处理量为 334.94 万吨，仍存在较大开发空间。新奥舟山的处
理能力在业内位居前列，且规模增幅明显，规模优势突出。
目前，新奥舟山共拥有四座 LNG 储罐，储罐规模合计 64 万立方米（液态），
其处理能力在业内位居前列，且规模增幅明显，规模优势突出。
2、标的公司地理位置优越，地处我国沿海经济发达的核心区域，工业企业
和城镇居民的天然气消费需求巨大
标的公司建设和运营的舟山接收站项目港区前沿水域开阔，航道深度均在
15 米以上，通航便利、水域掩护条件较好，其中 1 号码头全年可作业天数 310
余天，港口先天条件优越。项目位于舟山本岛新港工业园区，北邻马岙公共航道，
距离长江口 108 海里、距离最近国际航线 17 海里，地理优势明显。项目所处的
舟山本岛位于长三角东部中间地带、靠近长江出海口，紧邻浙江、江苏和上海市
场，可便捷地服务华东地区并辐射长江沿岸市场；同时靠近日本和韩国，未来可
进一步打造东北亚交易中心。
3
《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中提出，天然气消费量在 2025
年将达到 315 亿立方米，较 2020 年浙江省天然气消费量有 120%的增长。《浙
江省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》提出要
提升天然气储气能力，推进宁波舟山 LNG 接收中心建设，接收中转能力达 2,300
万吨/年以上。舟山接收站位于东部沿海经济发达地区，拥有港口资源优势，同
时紧靠长江口，LNG 供应可直接覆盖整个华东地区和长江沿线各省市，工业企
业和城镇居民的天然气消费需求巨大，为标的公司后续新增产能的消化提供了需
求保障。
（二）标的资产具有独立销售主要产品的能力，产品销售不存在对上市公
司的重大依赖，不存在影响标的资产独立性的情形
新奥舟山处于天然气产业链的中游，主要业务模式为：托运商通过海外长协
和海外现货市场采购 LNG，然后通过新奥舟山接收 LNG，部分从液态转换成气
态通过管道进行销售，部分直接通过槽车以液态的形式销售。LNG 接收站的主
要客户一般为城市燃气公司或者天然气贸易公司，下游客户的行业景气度与天然
气市场息息相关。受“煤改气”政策的推动、供给侧改革、社会用电需求增长等
政策导向和经济驱动的多重因素影响，我国城镇居民、工业及发电用天然气的需
求增长显著。
作为东部沿海经济强省，浙江市场有着庞大的 LNG 需求。2021 年浙江省天
然气消费量 180 亿方，同比增长 25.9%；LNG 消费量 44 亿方，占比 24%。目前，
通过舟山接收站进口的 LNG 已成为浙江省第二大稳定气源，为华东地区天然气
迎峰度夏、冬季保供发挥着重要作用，有利于提升浙江省整体应急储气和调峰能
力。作为我国 LNG 进口的唯一窗口，LNG 接收站是满足市场需求的关键基础设
施，除舟山接收站外，浙江省内中海油宁波北仑 LNG 接收站（以下简称“宁波
LNG”）、上海申能洋山港 LNG 接收站（以下简称“上海洋山 LNG”）近两年
利用率均达到甚至超过 100%。《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中
指出，加快建设舟山新奥 LNG 接收站二期项目、推进舟山新奥三期 LNG 接收
4
站项目前期工作，充分发挥 LNG 接收站的储存和运输能力，逐步推行长输管网、
LNG 接收站及储运设施等向市场主体公平开放。舟山 LNG 接收站未来市场前景
广阔。
标的公司建立有销售及市场部门，具备独立进行市场开拓和产品销售的能
力，其周边具有 LNG 贸易和使用需要的客户会向标的公司提出使用意向。报告
期内，标的公司客户包括新奥股份及其关联方、福睿斯（舟山）清洁能源有限公
司（以下简称“福睿斯舟山”），以及第三方浙江能源天然气集团有限公司（以
下简称“浙能集团”）等。
随着舟山接收站二期投产，其产能不断扩大、运营稳定、市场化程度提升，
标的公司将合理规划并公平地向第三方开放，提高第三方使用比例。
目前，新奥股份作为托运商已与其下游客户浙江省内某大型能源公司及某国
有大型能源公司签订框架协议。根据新奥销售公司与浙江省内某大型能源公司签
订的十年期《管输天然气购销框架协议》，该公司的炼化项目投产后对舟山接收
站的 LNG 处理需求达到 280 万吨/年；根据新奥股份与某国有大型能源公司签订
的《合作框架协议》，舟山接收站二期投产后，该大型能源公司要求在舟山接收
站拥有年加工量不低于 200 万吨的窗口期使用权，其中 2022 年预计代加工 70
万吨。
此外，第三方客户作为托运商与标的公司已签署接收站使用协议或商请函。
根据福睿斯舟山与新奥舟山签订的十年期《液化天然气接收站使用协议》，确定
在舟山接收站二期竣工并投入商业运营后，福睿斯舟山的合同处理量为 50 万吨/
年；2021 年 8 月，舟山某大型燃气发电公司已向新奥舟山发出关于出具发电项
目供气支持性文件的商请函，预计 2023 年底项目一期投产后，LNG 需求量为
80 万吨/年。
作为 LNG 进口的唯一窗口，接收站稀缺属性的先天禀赋与舟山地处东部沿
海优越的地理位置使得标的公司具有良好的获客能力。
5
综上，标的资产具有突出的行业地位及显著的核心竞争优势，地理位置优越，
地处我国沿海经济发达的核心区域，工业企业和城镇居民的天然气消费需求巨
大；作为我国 LNG 进口的唯一窗口，LNG 接收站是满足市场需求的关键基础设
施，目前，通过舟山接收站进口的 LNG 已成为浙江省第二大稳定气源，为华东
地区天然气迎峰度夏、冬季保供发挥着重要作用；标的公司建立有销售及市场部
门，具备独立进行市场开拓和产品销售的能力，随着舟山接收站二期投产，其产
能不断扩大、运营稳定、市场化程度提升，标的公司将合理规划并公平地向第三
方开放，提高第三方使用比例。因此，标的公司具有独立销售主要产品的能力，
产品销售不存在对上市公司的重大依赖，不存在影响标的资产独立性的情形。
二、结合同行业可比价格、主要产品类型、产品用途、标的资产竞争优势
等，补充披露关联销售占比较高的原因、关联销售必要性及定价公允性。
（一）标的公司的主要产品及用途
标的公司主营业务围绕液化天然气（常用缩写为 LNG）展开，包括液化天
然气接卸、仓储、液态外输、气化加工、管输服务、罐容租赁等。
LNG 是气态天然气在常压下冷却至约-162℃液化形成。气态天然气常存在
于气田、油田、煤层和页岩层，主要成分是甲烷。LNG 体积约为同质量气态天
然气体积的 1/625，可以大幅节约储运空间，物理特性无色、无味、无毒且无腐
蚀性。其相较于煤炭、石油等能源有热值大、性能高、安全环保等优势，是一种
优质、高效、清洁的低碳清洁能源，广泛应用于城镇燃气、工业燃料、燃气发电、
交通燃料等领域。
（二）标的公司关联销售占比较高的原因及关联销售必要性
2020 年和 2021 年，标的公司关联销售收入占营业总收入比例分别为 93.34%
及 97.92%，占比较高，主要原因如下：
1、接收站业务具有延续性、对外开放窗口有限，LNG 接收站资源具有稀缺
性，新奥股份通过标的公司处理、接收、输送 LNG 具有行业合理性
6
自 2019 年以来，排除 2020 年冷冬带来的季节性影响，在沿海省份进口 LNG
相较管道气持续具有较强的经济竞争力，且与管道气相比，LNG 是更灵活的跨
区域天然气交易形式，国内进口 LNG 需求旺盛。
作为我国 LNG 进口的唯一窗口，LNG 接收站是满足市场需求的关键基础设
施。截至 2021 年年末，我国已投运 LNG 接收站 22 座，仍较为稀缺，尚未形成
充分竞争市场，市场集中度较高。由于 LNG 接收站的技术门槛高、建设耗资巨
大且审批流程复杂，长期以来，国内 LNG 接收站的建设和运营以国家管网、中
海油、中石油、中石化为主。2019 年 12 月，国家管网成立，并于 2020 年 10 月
完成接收站资产的注入，在保持原有业务延续性的基础上，定期向社会开放剩余
管输和储存能力，目前，国家管网尚未在浙江省内布局 LNG 接收站资源，除舟
山接收站外，浙江省内宁波 LNG、上海洋山 LNG 近两年利用率均达到甚至超过
100%，标的公司接收站核心稀缺资产属性在浙江省内尤为突出。虽然国内 LNG
接收站市场正逐步实现市场化，受传统市场格局以及 LNG 接收站资源的稀缺性
特征影响，对于国家管网外 LNG 接收站，国内普遍的运营模式为由其主要控股
方运营、使用，因此，舟山接收站目前由新奥股份及其关联方使用具有行业合理
性。
2、进口 LNG 市场需求旺盛，接收站是满足市场需求的关键基础设施，新
奥股份通过标的公司处理、接收、输送 LNG 具有商业合理性
据《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》，浙江省 2020 年天然气
消费量为 143 亿立方米，2025 年天然气消费量规划目标为 315 亿立方米，据此
测算浙江省天然气消费市场规模 2020 年至 2025 年年均复合增长率为 17.11%，
兼具经济竞争力与灵活跨区域交易形式的进口 LNG 需求增长潜力巨大。
新奥股份主营天然气销售、综合能源、工程建造及安装、能源生产和增值及
数智化等业务，在浙江省内拥有巨大的城市燃气分销市场。截至 2021 年 12 月
31 日，新奥股份在浙江省内拥有 21 个城市燃气项目，约 1.5 万个工商业用户，
全年浙江省销售气量达 51 亿方，占浙江省天然气消费量 180 亿方的 28%，进口
7
LNG 增长潜力巨大。LNG 接收站是国内 LNG 进口的唯一通道，新奥股份利用
其强大的海外寻源能力，与舟山接收站协同配合，既促进舟山接收站设施高效运
转，又实现新奥股份海外进口 LNG，通过多元化气源组合灵活调配资源，以满
足市场需求的目标。
舟山接收站项目一次规划、分期建设，共分三期。一期工程于 2018 年投产，
二期工程于 2021 年完工并开始运行，三期已于 2022 年 3 月获核准并已启动。现
阶段内，舟山接收站产能尚未全部释放。在接收站资源稀缺、产能有限情况下，
遵循国内普遍运营模式，舟山接收站优先为新奥股份及关联方提供服务，满足其
海外进口 LNG 的必要需求，提供灵活调配 LNG 资源渠道，有利于增强上市公
司行业内竞争力，保障上市公司股东利益；同时，舟山接收站通过海底管道连接
浙江省天然气管网，服务范围覆盖华东地区并辐射长江沿岸，为上市公司落实长
约进口、浙江省内销气供气提供必要支撑，二者在业务上协同配合，交易具有必
要性和商业合理性。
综上所述，接收站业务具有延续性、对外开放窗口有限，LNG 接收站资源
具有稀缺性，新奥股份通过标的公司处理、接收、输送 LNG 具有行业合理性；
进口 LNG 市场需求旺盛，接收站是满足市场需求的关键基础设施，新奥股份通
过标的公司处理、接收、输送 LNG 具有商业合理性，相关关联销售真实且具有
其合理性，标的公司关联销售具有必要性。
（三）标的公司关联销售定价公允性
报告期内，标的公司的客户主要包括新奥股份及其关联方、福睿斯舟山以及
第三方浙能集团等，提供液化天然气液态仓储服务、气态外输服务和天然气管道
输送服务。标的公司根据项目总投资额、投资回收期、生产运营成本、舟山市场
情况、产能利用率以及内部收益率等因素综合进行市场定价，报告期内，随着标
的公司产能利用率不断提高，交易定价有所下降。
1、报告期内标的公司关联交易的相关决策程序
8
报告期内标的公司与上市公司之间的关联交易已经上市公司董事会、股东大
会根据关联交易程序审议通过。
报告期内，标的公司与关联方之间的关联交易已经根据公司内部管理要求，
按照合同审批程序，经分管领导、财务、法务逐层审核，副总/总经理审批，相
关程序合法合规。
2、报告期内标的公司关联交易定价公允性
（1）提供液化天然气气态外输和液态仓储服务
1）向关联方及非关联方提供服务价格对比
报告期内，标的公司液化天然气气态外输服务、液态仓储服务关联方关联交
易年平均交易价格与非关联交易价格（含税）对比情况如下：
单位：元/方
2020 年
关联方 非关联方
项目 向同一控制下的关联方 向非同一控制下的关联 向外部第三方销售平均
销售平均价格 方销售平均价格 价格
液化天然气气态
0.3400 - 0.4900
外输服务
液化天然气液态
0.2244 0.2500 -
仓储服务
2021 年
关联方 非关联方
项目 向同一控制下的关联方 向非同一控制下的关联 向外部第三方销售平均
销售平均价格 方销售平均价格 价格
液化天然气气态
0.2569 0.3400 -
外输服务
液化天然气液态
0.2070 0.3400 -
仓储服务
注：液态、气态服务平均价格均保留四位小数。
上述同一控制下的关联方主要包括舟山新奥能源、新奥新能（浙江）和宁波
北仑新奥能源有限公司等公司，非同一控制下的关联方为福睿斯舟山，外部第三
方为浙能集团。
9
①2020 年，标的公司向关联方及非关联方提供气态外输服务平均价格差异
原因分析
2020 年，标的公司向关联方及非关联方提供液化天然气气态外输服务价格
差异主要原因系非关联方浙能集团与标的公司间交易属于进口 LNG 窗口期交易
行为。浙能集团一船 LNG 使用接收站服务，签署协议为 LNG 接收站窗口期购
销协议，并非 TUA 长期协议；LNG 窗口期交易属行业内市场化行为，除窗口期
接收站处理、加工 LNG 的服务费外，市场会就 LNG 窗口期使用收取一定费用，
因此，标的公司向接收站窗口期使用方相较于 TUA 长期协议用户收费更高，符
合行业惯例，该交易定价具有合理性。
②2020 年，标的公司向同一控制下关联方和非同一控制下关联方提供液态
仓储服务平均价格差异原因分析
2020 年，标的公司向同一控制下关联方和非同一控制下关联方提供液态仓
储服务平均价格不同的主要原因系疫情因素影响接收站不同期间的服务定价。
2020 年 1-5 月，受疫情因素影响，接收站液态仓储服务价格约定为 0.18 元/方；
2020 年 6 月以后，随着国内复工复产，液态仓储服务价格恢复至 0.25 元/方，福
睿斯舟山自 2020 年 10 月起向接收站采购液态仓储服务，故其采购平均服务价格
高于全年均有采购的同一控制下关联方交易价格。
③2021 年，标的公司向同一控制下关联方和非同一控制下关联方提供服务
平均价格差异原因分析
2021 年，标的公司向同一控制下关联方和非同一控制下关联方提供服务平
均价格不同的主要原因如下：标的公司 2021 年开始与接收站使用方签订 TUA
补充协议，执行淡旺季价格，液态仓储服务的淡旺季价格分别为 0.18 元/方、0.25
元/方，气态外输服务的淡旺季价格分别为 0.2 元/方、0.34 元/方，旺季为当年 11
月至次年 3 月，与终端市场天然气采暖季一致，市场对 LNG 需求量大，为 LNG
使用旺季，执行较高档价格，具有经济性；当年 4 月至 10 月为天然气淡季，市
10
场对 LNG 需求量小，为 LNG 使用淡季，执行较低档价格，具有竞争优势。报
告期内，标的公司结合行业季节性特点、市场供需及公司自身的经营状况进行的
价格政策摸索，经调整的淡旺季政策更加符合市场化原则、更具灵活性，有利于
提升标的公司的竞争力，提升接收站使用效率，整体上有利于标的公司经营业绩
的提升。舟山新奥能源、新奥新能（浙江）均与标的公司签署 TUA 补充协议，
而标的公司与福睿斯舟山一直处于 TUA 补充协议谈判阶段，尚未签署 TUA 补
充协议，故福睿斯舟山 2021 年全年采购气液态服务参照原协议约定的 0.34 元/
方价格标准执行。
2）与国家管网接收站服务价格标准对比
根据国家管网 2022 年 5 月 9 日公布 LNG 接收站服务价格标准，其 LNG 接
收站的交易价格（含税）如下表：
单位：元/方
广西防城港 海南 深圳 天津 粤东 大连
北海 LNG
设施名称 LNG LNG LNG LNG LNG LNG
接收站
接收站 接收站 接收站 接收站 接收站 接收站
气态交付 0.18 0.2532 0.263 0.3118 0.30 无 0.335
液态交付 0.18 0.2375 0.263 0.3118 0.26 0.26 0.3144
注：北海 LNG 接收站以提供液态交付服务为主，故交付价格较低。
上述 7 家接收站收费范围为 0.18 元/方-0.335 元/方。接收站的收费标准与项
目总投资、加工量、内部收益率、投资回收期、生产运营成本、运营损耗等多种
因素相关，受建站时间、地区经济发展水平的影响，不同地区接收站间存在定价
差异。目前我国在运营的 LNG 接收站有些采用政府核定价格，有些采用内部定
价或协议定价的方式。
标的公司根据项目总投资额、投资回收期、生产运营成本、舟山市场情况、
产能利用率以及内部收益率等因素综合进行市场定价，并根据公司的经营状况，
适应市场变化，调整价格政策。报告期初，标的公司运行时间较短，2020 年 6
月前，管道公司尚未投运，标的公司气态外输服务量较少，向关联方销售液化天
然气气态外输服务平均价格执行 TUA 长期协议约定 0.34 元/方价格标准，略高
11
于国家管网接收站收费范围。报告期内，随着标的公司产能利用率不断提高，交
易定价有所下降，标的公司 2021 年开始与接收站使用方签订 TUA 补充协议，
执行淡旺季价格，向同一控制下关联方销售平均价格处于国家管网接收站价格范
围之内，符合市场定价情况；2021 年，标的公司向非同一控制下的关联方销售
平均价格略高于国家管网接收站收费范围，主要原因如前述，系标的公司与福睿
斯舟山一直处于 TUA 补充协议谈判阶段，未签署补充协议，福睿斯舟山采购接
收站气液态服务未执行淡旺季价格标准。
标的公司向关联方提供服务价格符合接收站行业收费惯例及市场定价原则，
与国家管网接收站收费范围差异在合理范围内，交易定价公允。
（2）提供天然气管道输送服务
报告期内，标的公司向同一控制下关联方舟山新奥能源、新奥新能（浙江）
提供天然气管道输送服务。标的公司连接管道起自新奥舟山LNG接收站首站，
终点位于宁波镇海分输末站，马目站为中途分输站。根据新奥舟山与客户签署的
天然气管道输送合同，其中接收站首站到镇海站管输单价为0.11元/方，接收站首
站到马目分输站管输单价为0.07元/方。
序号 名称 合同日期 单价（含税）
接收站首站到镇海站 0.11 元/方；接
1 新奥新能（浙江） 2021.01.01-2028.03.31 收站首站到马目分输站 0.07 元/
方
2 舟山新奥能源 2021.01.01-2028.03.31 0.11 元/方
标的公司连接管道总长约 81 千米，其中海域管道 59.3 千米，陆域管道 21.7
千米，其中，海域管道服役条件较苛刻，建造成本高，检修频次、维护成本均较
陆域管道高，标的公司考虑管道建设总投资、运行维护成本、参照《天然气管道
运输价格管理办法（试行）》（以下简称“管输价格管理办法”），按照“准许
成本加合理收益”原则确定管道输送服务价格，短途天然气管道运输价格大多为
非公开信息，目前市场上尚无可比的公开第三方短途管输单价，根据《浙江省物
价局关于核定省级天然气管道运输价格的通知》（浙价资〔2018〕140 号）（以
12
下简称“浙江省天然气管道运输价格通知”），核定省级天然气管道代购、代输
管输价格最高为每立方米 0.20 元，下浮不限。标的公司管输服务定价参照管输
价格管理办法确定，且处于浙江省天然气管道运输价格通知核定单价范围内，交
易定价公允。
综上所述，报告期内，标的公司向同一控制下的关联方提供服务价格，与非
同一控制下关联方、非关联方价格存在一定差异，该差异具有合理性，交易定价
公允；标的公司向关联方提供服务价格符合接收站行业收费惯例及市场定价原
则，与国家管网接收站收费范围差异在合理范围内，交易定价公允；标的公司向
同一控制下关联方提供管输服务定价参照管输价格管理办法确定，交易定价公
允。
三、结合 LNG 接收及加注站项目的具体内容、招标程序、开展模式、定价
依据、款项结算方式及周期、与非关联方交易的具体价格等，补充披露标的资
产进行关联采购的原因、必要性及定价公允性。
（一）LNG 接收及加注站项目的具体内容及开展模式
报告期内，标的公司投资建设的浙江舟山液化天然气（LNG）接收及加注
站项目一期项目（不含储罐工程）、二期项目（不含储罐工程），以及浙江舟山
液化天然气（LNG）接收及加注站连接管道项目中的主要工程的设计、施工和
建设由关联方新地能源工程技术有限公司（简称“新地工程”，为上市公司子公
司）承包，承包方式均为 EPC 总承包。
新地工程承包一期项目工程范围包括一期项目配套码头工程采购及施工的
组织管理总承包服务，接卸和加注 LNG 所需配套的工艺、公用工程及辅助工程
设施；码头工程一标段（包含一个 8-26.6 万立方米 LNG 卸船泊位、两个 0.3~4
万立方米 LNG 装船泊位等）施工由中国铁建港航局集团有限公司实施，码头工
程二标段（包含一个滚装船装船泊位等）施工由宁波交通工程建设集团有限公司
实施；作为一期项目重要组成的两座 16 万立方 LNG 储罐由非关联方南京扬子
13
石油化工设计工程有限公司、上海梯杰易气体工程技术有限公司和梯杰易气体工
程有限公司联合实施，并共同负责储罐设计、设备采购及施工。
新地工程承包二期项目工程范围包括气化外输装置（3 台高压泵、3 台气化
器、调压计量撬一套）、海水系统（3 台海水泵）、以及接卸、外输和加注 LNG
所需配套的工艺设计、设备采购、公用工程及辅助工程设施。两座 16 万立方 LNG
储罐为二期项目主要投资事项，由非关联方由南京扬子石油化工设计工程有限公
司、上海梯杰易气体工程技术有限公司和梯杰易气体工程有限公司联合实施，并
共同负责储罐设计、设备采购及施工。
新地工程承包管道项目工程范围包括舟山液化天然气（LNG）接收及加注
站连接管道项目舟山段管道、马目-镇海海上段管道和宁波段管道三段工程项目
的可研编制、勘察、初步设计及安全设施设计专篇等相关技术文件的报批、施工
图设计、采购及安装、调试、配合投产试运行，并包括工程范围内的地貌恢复、
水土保持、环境保护等工作。
（二）标的公司向新地工程关联采购均履行邀请招标程序
标的公司制定了《新奥（舟山）液化天然气有限公司招标管理办法》，向新
地工程关联采购均履行邀请招标程序。根据国家能源局批复，舟山 LNG 接收及
加注站项目全部为非国有资本投资，《工程建设项目招标范围和规模标准规定》
并未要求此类项目须公开招标，且 LNG 接收及加注站勘查、设计、制造、施工
技术性较强，国内有资质的单位较少，国外也为数不多，为确保工程质量和进度，
项目采取邀请招标的方式。标的公司招标评分标准包括企业资信、企业业绩、个
人资质业绩、施工方案与技术措施、采购方案、安全管理体系与措施以及投标价
格等，考虑投标方近年国内签署、独立承担、在建或已完的 LNG 项目 EPC 总承
包项目数量或类似规模工程数量，经评标委员会评分比选评定中标人。
（三）关联采购定价依据
截至 2021 年末，国内共有 22 座接收站投入运营，各 LNG 接收站位于我国
14
不同区域，接收站投资总额及项目相关模块建造施工合同金额受总体建设规模、
接收处理能力、功能（如：LNG 船舶接卸、LNG 储存、液化装卸和外输、气化
外输、内河船舶 LNG 燃料加注等）等因素影响，不同 LNG 接收站工程项目造
价可比性较低，且市场并无公开的同类项目第三方可比造价。舟山 LNG 接收站
一期、二期和管道项目工程招标定价主要参照标的公司经批准的可行性研究报告
投资估算中的工程建设投资额度。标的公司通过招投标程序选定中标人之后签署
EPC 总承包合同，施工过程中标的公司聘请具有专业资质的第三方监理公司监
理，对施工过程进行质量和进度控制，且最终工程价款的结算和支付依据第三方
出具的工程竣工结算报告确定。一期、二期及连接管道项目工程量及工程造价均
已经第三方结算审核机构核定，并经第三方竣工财务决算审计机构审计。综上所
述，标的公司工程造价具有商业合理性，定价公允。
（四）关联采购款项结算方式及周期
标的公司按照合同勘察设计、设备采购、建安工程、总承包管理服务的里程
碑节点分阶段支付合同款，在承包商充分履行其义务、满足合同的要求条件并提
交对应里程碑节点所需的付款文件后，标的公司按照合同约定的支付日期及支付
百分比向承包商付款，支付日期均在 20 个工作日内。
综上所述，标的公司向新地工程关联采购均履行邀请招标程序，定价主要参
照标的公司经批准的可行性研究报告投资估算中的工程建设投资额度，项目工程
量及工程造价均已经第三方结算审核机构核定，并经第三方竣工财务决算审计机
构审计，标的公司向新地工程采购一期项目、连接管道项目和二期项目具有商业
合理性，工程定价公允。
15
四、结合标的资产核心竞争优势、上市公司业务与标的资产接收站的区域
协同性、接收站的区域局限性、标的资产定价与同行业可比公司定价差异、标
的资产评估增值率较高、大额现金支付安排等，补充披露本次交易必要性，是
否存在向关联方输送利益的情况。
（一）标的资产核心竞争优势
详见本题回复“一、结合标的资产核心竞争力、技术成熟度、区域特点、行
业竞争地位等，补充披露标的资产是否具有独立销售主要产品的能力，产品销售
是否存在对上市公司的重大依赖，是否存在影响标的资产独立性的情形”之“（一）
标的资产具有突出的行业地位及显著的核心竞争优势”。
（二）上市公司业务与标的资产接收站的区域协同性
目前，浙江市场有着庞大的 LNG 进口需要，通过舟山接收站进口的 LNG
已成为浙江省第二大稳定气源，为华东地区天然气迎峰度夏、冬季保供发挥着重
要作用，作为我国 LNG 进口的唯一窗口，LNG 接收站是满足市场需求的关键基
础设施。
新奥股份拥有巨大的城市燃气分销市场。截至 2021 年 12 月 31 日，新奥股
份在浙江省内拥有 21 个城市燃气项目，约 1.5 万个工商业用户，全年浙江省销
售气量达 51 亿方，占浙江省天然气消费量 180 亿方的 28%，对兼具经济竞争力
与灵活跨区域交易形式的进口 LNG 需求较大。新奥股份利用其强大的海外寻源
能力，与舟山接收站协同配合，既促进舟山接收站设施高效运转，又实现新奥股
份海外进口 LNG，通过多元化气源组合灵活调配资源，以满足市场需求的目标。
通过本次交易，新奥舟山将进一步协助新奥股份实现包括寻源创新、销售创
新、上下游直供模式及接收站罐容交易模式等在内的业务创新，引领行业发展。
藉由寻源及销售创新，新奥股份将打破与上游资源的区隔，更便利、灵活地以舟
山接收站为战略支点，撬动三方设施资源，通过三方窗口期使用、窗口期串换等
方式进行国际资源采购，放大其在海外及国内两个市场的乘数效应。一方面降低
16
资源成本、提升公司运营效率，实现更高效益；另一方面更好地为保障国家能源
供应安全服务。同时，通过持续推进直供、设施能力互换等业务，形成上下游直
供模式。此外，新奥股份将充分利用罐容稀缺资源属性，积极开展罐容交易，包
括申请保税罐资质、开展国际船舶 LNG 加注和国际 LNG 离岸保税仓业务等创
新业务。
同时，本次交易将提升新奥股份在 LNG 接卸储存、气液外输、分拨转运、
LNG 船舶加注、应急调峰等领域的产业协同便利与灵活性，显著提升新奥股份
天然气中游储运能力，助力新奥股份稳步提升海外和国内天然气市场份额；并将
通过窗口串换等生态合作方式，形成覆盖华北、华东、华南的沿海 LNG 进口通
道，将舟山接收站打造为 LNG 资源全球配置能力的重要平台，实现海外 LNG
资源采购长中短约的动态调整，形成更加稳定、有市场竞争力的资源池。
综上所述，上市公司业务与标的资产接收站的区域协同性较强，本次交易有
利于上市公司以舟山接收站为战略支点连接全国市场，进一步发挥其区域协同效
应。
（三）接收站的区域局限性
舟山 LNG 接收站位于舟山本岛，周边目前仅有上海洋山 LNG 和宁波 LNG，
该区域接收站资源较为稀缺。另外，根据新闻公开报道，位于杭州湾北岸嘉兴港
东部的浙江嘉兴（平湖）LNG 应急调峰储运站项目（以下简称“嘉兴 LNG”）
预计将于 2022 年 7 月投产。嘉兴 LNG 与标的公司在建设规模、功能布局和目
标市场都不相同，不存在竞争关系。
接收站所服务区域经济发展强劲，市场需求巨大，相较于国内其他区域，舟
山接收站核心稀缺资产属性在浙江省内更为突出。2021 年浙江省天然气消费量
180 亿方，同比增长 25.9%，两年平均增长 10.4%。其中城市用气 129.7 亿方，
同比增长 20.1%；电厂用气 50.3 亿方，同比增长 43.8%。LNG 消费量为 44 亿方，
占比 24%。浙江十四五规划中明确指出，天然气消费量在 2025 年将达到 315 亿
17
立方米，较 2020 年浙江省天然气消费量有 120%的增长。
此外，舟山接收站所处的舟山本岛紧邻国际航道且进出航道不受限制，有利
于新增产能充分释放；位于长三角东部中间地带、靠近长江出海口，紧邻浙江、
江苏和上海市场，并通过海底管道连接浙江省天然气管网，可便捷地服务华东地
区并辐射长江沿岸。
由于天然气的运输成本较高，所以中国各个接收站的主要市场均有其覆盖半
径。典型来说，管道气市场覆盖主要取决于管道接入和管输成本，液态市场覆盖
主要取决于公路运输距离，典型经济运输半径约为 300-400 公里，舟山接收站具
有一定的经济运输局限性。
本次交易后，一方面，上市公司能够通过舟山接收站窗口期及管道气串换与
其他供气方进行资源互换，为其在山东、江苏、河北市场提供具备市场竞争力的
LNG 供应保障，扩展上市公司海外资源在全国天然气市场的覆盖范围；同时，
窗口期及管道气串换将进一步释放市场和接收站产能，扩展接收站获客半径，有
利于降低舟山接收站区域局限性。
综上所述，舟山接收站区位优势较强，且本次交易可有效降低其区域局限性。
（四）标的资产定价与同行业可比公司定价存在差异、标的资产评估增值
率较高
1、标的资产评估值水平与同行业运营 LNG 接收站 A 股的上市公司比较
新奥舟山主营业务为液化天然气接卸、仓储、液态外输、气化加工及气化外
输、管输服务等，属于天然气产业链的重要环节之一，所处行业为天然气行业。
截至 2021 年末，我国一共 22 座 LNG 接收站，除中国石油等大型油气集团外，
其中拥有并运营 LNG 接收站的上市公司包括广汇能源、九丰能源、深圳燃气，
其余均为非上市公司。标的公司及同行业运营 LNG 接收站的 A 股上市公司市盈
率及市净率指标如下：
18
序号 股票代码 股票简称 市盈率 市净率
1 600256.SH 广汇能源 12.67 2.25
2 605090.SH 九丰能源 20.97 2.68
3 601139.SH 深圳燃气 17.72 2.06
平均 17.12 2.33
标的公司 14.99 3.25
注：市盈率=市值/归属于母公司股东净利润；市净率=市值/归属于母公司股东净资产；上表可
比上市公司相关数据取值时间为 2021/12/31。
本次评估中新奥舟山 2021 年 12 月 31 日市盈率取值为 14.99 倍，市净率取
值为 3.25 倍。截至 2021 年 12 月 31 日，新奥舟山的市盈率指标低于同行业运营
LNG 接收站 A 股上市公司的平均值 17.12，市净率指标高于同行业运营 LNG 接
收站 A 股上市公司的平均值 2.33。考虑到行业内无以 LNG 接收站运营为主要业
务的上市公司，上述公司资本结构根据主营业务类型差异亦有所差异，其中广汇
能源的主营业务除天然气销售外还涵盖煤炭和煤化工产品销售，九丰能源的主要
产品除 LNG 外还涵盖 LPG、甲醇、二甲醚等，深圳燃气主要业务为城市燃气供
应，上述主营业务差异导致部分市净率较低业务拉低了同行业 LNG 运营公司的
市净率水平。同时新奥舟山二期在 2021 年投产，其处理能力处于上升阶段，与
同行业运营 LNG 接收站的 A 股上市公司的运营周期存在差异，因此新奥舟山的
市净率指标与同行业运营 LNG 接收站 A 股上市公司相比处于合理范围内，估值
水平具有合理性。
2、标的资产评估值水平与市场可比交易比较
选取近年来交易标的主要业态为接卸、仓储、液态外输、气化加工及气化外
输、管输服务以及相关业务的重组案例作为可比交易，与标的公司在本次交易中
的评估值水平进行对比，情况如下：
时间 事件 标的情况 定价方法 市盈率 市净率
长葛蓝天（中广核宇龙）主要
蓝天燃气收购长葛蓝
业务为天然气管道输送及
2022/5/27 天（中广核宇龙） 收益法 14.84 10.37
供应、燃气配套设施施工
52%股权
与安装
19
中广核宇龙的主要业务为天
蓝天燃气收购中广核
2022/1/19 然气管道输送及供应、燃 收益法 15.87 7.39
宇龙 48%股权
气配套设施施工与安装
防城港天然气主要业务为泊
北部湾港收购防城港
2022/1/6 位装卸的 LNG、LPG 提供配 资产基础法 - 1.13
天然气 49%股权
套仓储服务
大连 LNG 公司主要负责国外采
昆仑能源出售大连 购的 LNG 在大连地区的接
2021/2/9 收益法 14.14 2.84
LNG 公司 75%股权 卸工作，并对 LNG 进行气
化、外输和装车工作
京唐公司的主要经营范围包
括：液化天然气的接收、
昆仑燃气收购京唐公 储存并重新汽化；为船舶
2017/9/28 资产基础法 18.27 1.01
司 51%股权 提供码头施；在港区内提
供货物装卸、仓储服务以
及提供装车服务等
平均 15.78 4.55
标的公司 14.99 3.25
注 1：市盈率=标的资产评估值/评估基准日最近一年归属于母公司股东净利润；市净率=标的资
产评估值/评估基准日标的资产归属于母公司净资产账面价值
注 2：防城港天然气净利润为负，故均未列示市盈率指标
注 3：蓝天燃气收购长葛蓝天（中广核宇龙）52%股权项目于 2022 年 4 月 21 日披露草案，2022
年 5 月 27 日获得并购重组委审核有条件通过，由于该交易在本重组报告书（草案）首次披
露及本项目首次申报时尚未完成，因此未作为可比交易，考虑到该交易与蓝天燃气收购中
广核宇龙 48%股权为相同收购方和标的资产，具有相似性，且截至本反馈回复出具日已经获
得重组委审核通过，因此补充选取作为可比交易
由上表可知，本次交易标的公司的市盈率低于可比案例的平均水平。
本次交易中新奥舟山市净率高于部分可比交易案例的市净率，主要原因系评
估方法选择的差异。由于新奥舟山的核心价值为客户关系、渠道优势、规模优势、
地理位置优势等未能在账面体现的无形资源，竞争优势明显，未来持续盈利能力
较强，收益法更能合理体现新奥舟山的上述特点，因此选用收益法评估结果作为
评估结论。由于不同交易中标的资产的业务发展、行业地位、所处区位的差异导
致了定价方法的选取差异，从而导致了不同交易标的资产的市净率水平存在一定
差异。可比交易中选择收益法结果作为评估结论的案例平均市净率为 6.87，高于
新奥舟山的市净率水平，而与新奥舟山市净率偏离较多的可比交易均为采用资产
基础法评估结果作为评估结论。因此，本次交易中新奥舟山的市净率指标与可比
20
交易相比处于合理范围内，估值水平具有合理性。
3、标的资产评估增值率较高具有合理性
国内 LNG 行业以及标的公司所处市场区域的需求呈稳步增长的趋势下，根
据《"十四五"现代能源体系规划》测算，2025 年中国天然气消费量约为 4,231-4,615
亿方，预计 2022-2025 年中国天然气需求将保持 5%左右的年均复合增长率。根
据《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》，浙江省天然气消费量在 2025
年将达到 315 亿立方米，较 2020 年有 120%的增长。
综合主流市场观点研判，2022 年初以来的地缘政治因素影响有限，预计 2023
年开始我国 LNG 进口将恢复正常水平，预测期内新奥舟山市场环境整体向好。
同时，新奥舟山先发优势明显、规模优势突出、地理位置优越、管理及运营形成
了丰富的经验，具有较强竞争优势和较高的行业地位，新奥舟山在手合同和长期
协议充足，预测期内每年需求量覆盖率介于 110%至 208%，产能利用率由 32%
稳步增长至 76%，处于合理范围，处理量预测合理，处理单价具备合同支撑且
在同行业定价的区间范围内。
本次采用收益法估值能更全面、合理地反映标的资产上述无形价值，并体现
标的资产的稀缺性价值，其未来的收益预测具有合理性和可实现性，建立在未来
收益预测基础上的收益法结论具有合理性。本次交易对应的市盈率、市净率水平
亦和可比公司、可比交易案例无重大差异。本次交易作价具有合理性。
（五）本次交易大额现金支付安排的主要考虑
1、上市公司经营现金流稳定，在满足经营所需的前提下使用现金支付部分
交易对价有利于上市公司和股东价值最大化
截至 2021 年 12 月 31 日，新奥股份不受限货币资金余额为 1,234,759 万元，
可使用货币资金余额较高。上市公司盈利能力良好，经营现金流稳定，最近三年，
上市公司经营活动产生的现金流量净额分别为 140,847 万元、1,244,768 万元和
1,351,038 万元。因此，在满足经营和其他资本支出所需的前提下，上市公司使
21
用现金支付部分交易对价有利于提高资金使用效率，进而有利于上市公司和股东
价值最大化。
2、本次现金支付安排有利于减少对上市公司每股收益的摊薄，维护上市公
司中小股东利益
如本次交易不采用现金支付，相较 50%交易对价以现金支付，交易完成后
上市公司基本每股收益情况如下：
单位：元
2021 年度 2020 年度
基本每股收益 交易后 交易后
交易前 交易前
（备考） （备考）
50%交易对价以现金支付 1.46 1.52 0.82 0.82
不采用现金支付 1.46 1.41 0.82 0.76
在现有交易方案支付安排情形下，本次交易完成后，上市公司 2021 年度基
本每股收益由 1.46 元提升至 1.52 元；如本次交易不采用现金支付，则交易完成
后上市公司每股收益会被摊薄，上市公司 2021 年度基本每股收益由 1.46 元降至
1.41 元。相较不采用现金支付，本次交易 50%交易对价以现金进行支付，有利
于增厚上市公司每股收益，能够更好地保障上市公司中小股东利益。
3、上市公司控股股东及其一致行动人持股比例相对较高，本次交易的现金
支付安排有利于完善交易完成后上市公司的股权结构
本次交易前，上市公司实际控制人王玉锁先生及其一致行动人合计持有上市
公司 69.95%股份；本次交易完成后，上市公司实际控制人王玉锁先生及其一致
行动人合计持有上市公司 72.36%股份；若本次交易对价全部由发行股份支付，
则上市公司实际控制人王玉锁先生及其一致行动人合计持有上市公司股份将进
一步增加。本次交易 50%交易对价以现金进行支付，有利于社会公众股在上市
公司股权结构中保持一定的比例和上市公司股票的流通交易。
4、对上市公司现金流状况不会产生不利影响
22
上市公司布局天然气全产业链，下游城市燃气销售业务为上市公司贡献稳定
充裕的经营活动现金流，同时上市公司为保障国内气源以及国际资源采购等营运
资金需求和管网固定资产投资资金需求而需维持较高的货币资金余额，截至
2021 年 12 月 31 日，新奥股份不受限货币资金余额为 1,234,759 万元；此外，上
市公司整体融资成本较低，上市公司也安排了一部分有息负债，用于生产经营的
应急资金和日常资金需求的补充。上市公司前述货币资金、有息债务情况符合自
身业务经营模式和行业特点，具备合理性。
本次交易支付现金对价安排不会对上市公司现金流状况产生重大不利影响：
首先，上市公司盈利能力良好，经营现金流稳定，最近三年，上市公司经营活动
产生的现金流量净额分别为 140,847 万元、1,244,768 万元和 1,351,038 万元；其
次，上市公司所获得的银行授信额度充足，截至 2021 年末，上市公司未使用的
银行授信额度为 424 亿元，可满足公司业务经营方面的资金需求；第三，标的公
司盈利能力和经营现金流较好，2020 年度、2021 年度，标的公司经营活动产生
的现金流量净额分别为 108,963 万元和 121,513 万元，本次交易完成后，基于标
的公司的盈利能力和与上市公司的协同效应，预计上市公司的盈利能力和经营现
金流将进一步增强。
因此，本次交易现金支付的安排及比例有利于增厚上市公司每股收益并且可
以使上市公司交易完成后股权结构更加合理。本次交易现金支付的安排及比例有
利于保护上市公司中小投资者权益，现金支付安排及比例具备合理性。上市公司
现金流状况良好，银行授信额度充足，本次交易完成后上市公司的经营现金流将
进一步增强。因此，本次交易支付现金对价不会影响上市公司日常经营、资本支
出等所需现金流，不会对上市公司现金流状况造成重大不利影响。
综上所述，标的公司竞争优势明显，行业地位突出；上市公司业务与标的资
产接收站的区域协同性较强，本次交易有利于上市公司以舟山接收站为战略支点
连接全国市场，进一步发挥其区域协同效应；舟山接收站区位优势较强，且本次
交易可有效降低其区域局限性；本次交易作价公允，新奥舟山的市净率、市盈率
23
指标与可比交易相比处于合理范围内，未来的收益预测具有合理性和可实现性，
建立在未来收益预测基础上的收益法结论具有合理性；同时，本次交易现金支付
的安排及比例有利于保护上市公司中小投资者权益，不会对上市公司现金流状况
造成重大不利影响，现金支付安排及比例具备合理性。综上所述，本次交易具有
必要性，不存在向关联方利益输送的情形。
五、评估机构核查意见
经核查，评估师认为：
上市公司补充披露了标的标的公司的行业地位及核心竞争优势，地理位置优
势，标的公司市场开拓和产品销售的能力，补充披露了标的资产随着舟山接收站
二期投产，其产能不断扩大、运营稳定、市场化程度提升，标的公司将合理规划
并公平地向第三方开放，提高第三方使用比例的情况，对标的公司具有独立销售
主要产品的能力，产品销售不存在对上市公司的重大依赖，不存在影响标的资产
独立性的情形进行了分析。上市公司补充披露了标的公司接收站业务具有延续
性、对外开放窗口有限，LNG 接收站资源具有稀缺性，以及新奥股份通过标的
公司处理、接收、输送 LNG 具有行业合理性的情况。对相关关联销售真实且具
有其合理性和标的公司关联销售具有必要性进行了分析；对报告期内，标的公司
向同一控制下的关联方提供服务价格，与非同一控制下关联方、非关联方价格存
在一定差异，该差异具有合理性，交易定价公允进行对比分析；公司对标的公司
向关联方提供服务价格符合接收站行业收费惯例及市场定价原则，与国家管网接
收站收费范围差异在合理范围内的情况进行了补充分析，结合以上情况，对交易
定价公允性和合理性进行了披露分析。相关补充披露内容及分析具有合理性。
问题 9. 申请文件显示，报告期各期末，新奥舟山的固定资产账面价值分别
为 556,020.56 万元和 656,112.85 万元，占非流动资产的比例为 75.18%和 92.23%，
主要为房屋及建筑物、机器设备、LNG 储存设备。请你公司：1）补充披露标
的资产固定资产折旧政策和折旧年限与同行业可比公司同类资产相比是否存在
显著差异，如是，分析差异原因，并补充披露固定资产折旧是否审慎、合理，
24
是否符合《企业会计准则》的规定。2）结合机器设备的市场价值、更新换代情
况、成新率、目前使用情况等，补充披露报告期内固定资产均未计提减值准备
的合理性和谨慎性，是否符合行业惯例。3）补充披露针对标的资产报告期内主
要在建工程和固定资产建造成本、工程建设进度、转固时点等的核查情况。请
独立财务顾问、会计师和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、补充披露标的资产固定资产折旧政策和折旧年限与同行业可比公司同
类资产相比是否存在显著差异，如是，分析差异原因，并补充披露固定资产折
旧是否审慎、合理，是否符合《企业会计准则》的规定。
（一）标的公司与同行业上市公司折旧政策比较
标的公司固定资产按资产类别分为房屋及构筑物、储存设备、管道、机器设
备、运输工具、电子设备及其他共六类，从固定资产达到预定可使用状态的次月
起，采用年限平均法提取折旧，其折旧政策、折旧年限与同行业上市公司比较如
下：
房屋及构筑 储存设
公司 折旧方法 管道 机器设备 运输工具 电子设备及其他
物 备
年限平 均
标的公司 30 年 25 年 25-30 年 10-30 年 6年 6年
法
年限平 均
九丰能源 5-30 年 - - 5-20 年 5-30 年 5-10 年
法
年限平 均
深圳燃气 4-50 年 - - 6-25 年 - 2-20 年
法
年限平 均
广汇能源 20-40 年 - 25-30 年 10-22 年 5-8 年 5年
法
标的公司固定资产分类折旧率与同行业上市公司比较如下：
储存
电子设备及
公司 房屋及构筑物 设 管道 机器设备 运输工具
其他
备
标的公司 3% 3.6% 3.33%-3.6% 3%-9% 15%-15.83% 15%-15.83%
25
九丰能源 3.17%-19% - - 4.75%-19% 3.17%-19% 9.5%-19%
深圳燃气 1.9%-23.75% - - 3.8%-16.67% - 4.75%-50%
广汇能源 2.38%-4.75% - 3.23%-3.88% 4.41%-9.7% 12.13%-19.4% 19.4%
注：同行业上市公司九丰能源、深圳燃气、广汇能源的折旧方法及折旧年限来源于其
2021 年年度报告。
标的公司采用年限平均法计提折旧，与上述同行业可比公司一致。各类固定
资产具体折旧年限及相应年折旧率基于该类资产的具体组成物实际情况确定数
值区间，且部分资产类别因涵盖资产种类较多，数值区间范围较大。标的公司的
各类固定资产具体构成与可比公司或存在不同，因此折旧年限上下限不完全一
致，但不具有实质性差异。整体而言，标的公司固定资产折旧计提政策的各项要
素均处于行业合理范围内，其固定资产折旧计提政策具备合理性。具体如下：
（1）标的公司房屋及构筑物折旧年限为 30 年，且均为生产用房，与九丰能
源相近，与深圳燃气及广汇能源比较更为谨慎，与同行业上市公司房屋及构筑物
折旧年限相比在合理范围内；
（2）同行业上市公司九丰能源及深圳燃气未详细披露管道资产的折旧年限，
广汇能源管网资产折旧年限为 30 年。标的公司与接收站储罐相连接的附属管网，
根据其 LNG 储罐设施工艺说明其附属管网设计年限为 25 年，因此折旧年限确
定为 25 年；外输管道根据标的公司建设时的《管道壁厚设计报告》确定管道设
计寿命 30 年，其折旧年限确定为 30 年，与广汇能源管网资产折旧年限一致；
（3）标的公司储存设备原值及折旧如下：
单位：万元
账面原值 折旧额
折旧年限
金额 占比 金额 占比
25 年 153,946.64 100.00% 4,410.23 100.00%
合计 153,946.64 100.00% 4,410.23 100.00%
同行业上市公司年度报告中未单独披露储存设备折旧年限之会计政策。标的
26
公司《浙江舟山液化天然气（LNG）接收及加注站项目一期工程工艺设计说明》
中舟山 LNG 项目设计寿命为 25 年，《浙江舟山液化天然气（LNG）接收及加
注站项目一期工程 LNG 储罐设施技术说明》中 LNG 储罐设计寿命为 50 年，相
应管道和机械设备设计寿命为 25 年，基于谨慎性原则，标的公司储存设备使用
年限确定为 25 年，同时与国家发展改革委印发的《天然气管道运输定价成本监
审办法（暂行）》（发改价格规〔2021〕818 号）（以下简称“监审办法”）规
定的储油气水及化学化工容器折旧年限为 25 年一致。
因此，标的公司储存设备折旧年限为 25 年，略高于九丰能源与广汇能源之
机器设备折旧年限（九丰能源与广汇能源未单独列示储存设备折旧年限），与深
圳燃气的机器设备折旧率范围部分重合（深圳燃气未单独列示储存设备折旧年
限）。标的公司储存设备折旧年限符合公司 LNG 储罐设计寿命年限，且与国家
发展改革委监审办法之相关资产折旧年限一致；
（4）标的公司机器设备折旧限为 10～30 年，具体构成如下表：
单位：万元
账面原值 折旧额
折旧年限
金额 占比 金额 占比
10 年 100,858.64 79.72% 8,492.88 90.25%
25 年 24,664.34 19.50% 887.92 9.44%
30 年 992.94 0.78% 29.79 0.31%
合计 126,515.91 100.00% 9,410.58 100.00%
截至 2021 年末，标的公司使用年限为 10 年的主要为发电机系统、BOG 压
缩机、LNG 高压输送泵、海水制氯装置等机器设备，账面原值占比 79.72%，折
旧额占比 90.25%；使用年限 25 年的是与储罐相关的机器设备，账面原值占比
19.50%，折旧额占比 9.44%；使用年限 30 年的是与管道系统相关的计量撬等专
用设备，账面原值占比 0.78%，折旧额占比 0.31%。标的公司主要机器设备使用
年限与同行业相比在合理范围内。
此外，因上述三家同行业上市公司未单独披露储存设备的原值及折旧额，为
27
便于比较将标的公司储存设备及机器设备进行汇总，经测算对比同行业公司年度
报告披露的折旧数据，标的公司 2021 年机器设备（含储存设备）的年平均折旧
率（即当期折旧额/[(期初账面原值+期末账面原值)/2]为 5.90%，略高于同行业公
司九丰能源的 5.87%、深圳燃气的 5.18%、广汇能源的 4.20%，标的公司机器设
备折旧政策较为谨慎，与同行业公司相比不存在显著差异。同行业公司机器设备
（含储存设备）年平均折旧率测算如下：
单位：万元
公司 2021 年初原值 2021 年末原值 2021 年折旧额 年平均折旧率
九丰能源 158,704.79 161,868.29 8,305.98 5.18%
深圳燃气 1,373,987.69 1,524,494.72 60,871.35 4.20%
广汇能源 1,352,779.42 1,436,403.53 81,908.94 5.87%
标的公司 188,119.97 280,462.55 13,820.82 5.90%
注：九丰能源、广汇能源的数据为其年度报告中机器设备原值及折旧数据；深圳燃气
的数据为其年度报告中机器设备与石油化工专用设备汇总金额。
（5）运输工具的折旧年限均为 6 年，与同行业上市公司同类别相比在合理
范围内趋于谨慎；
（6）电子设备及其他资产的折旧年限均为 6 年，与同行业上市公司同类别
相比在范围内趋于谨慎。
根据比较情况，标的公司固定资产中房屋及构筑物、机器设备类、运输工具、
电子设备及其他资产的折旧政策及折旧年限与同行业上市公司同类资产比较在
合理范围内；储存设备及管道资产折旧年限，符合标的公司资产特征及相关建设
工艺设计标准。标的公司固定资产折旧政策总体与同行业公司同类资产相比没有
显著差异，符合行业惯例，折旧计提政策谨慎合理。
（二）标的公司固定资产折旧政策与行业指导政策比较
国家发展改革委 2021 年 6 月印发的监审办法对天然气管道运输企业固定资
产折旧年限及残值率予以指导性规定，其中管道资产折旧年限为 40 年，储油气
28
水及化学化工容器折旧年限为 25 年。标的公司固定资产折旧政策与监审办法折
旧政策比较如下：
标的公司资产折旧率 发改 818 号文件指导政策
对应监管文件的资产类
固定资产类别 折旧年限 折旧率 折旧年限 折旧率
别
生产经营用房、非生产性
房屋及构筑物 30 年 3% 30-50 年 1.9%-3.8%
用房
储油气水及化学化工容
储存设备 25 年 3.60% 25 年 3.8%
器设施
管道 25-30 年 3.33%-3.6% 天然气管道 40 年 2.5%
机器设备 10-30 年 3%-9% 机器设备、工艺管网等 12-20 年 4.75%-7.92%
15%-15.83
运输工具 6年 工程机械、道路运输设备 10 年 9.5%
%
计算机类设备，办公设
15%-15.83
电子设备及其他 6年 备、生产、生活辅助 5-15 年 6.33%-19%
%
配套设备
根据比较情况，标的公司固定资产折旧年限与监管文件关于天然气管道运输
企业的折旧年限相比趋于谨慎，无显著差异，标的公司固定资产折旧政策审慎、
合理。
综上，标的公司固定资产折旧政策和折旧年限与同行业上市公司同类资产及
行业指导政策相比不存在显著差异，折旧政策审慎、合理，不存在少计提折旧的
情形，符合《企业会计准则》规定。
二、结合机器设备的市场价值、更新换代情况、成新率、目前使用情况等，
补充披露报告期内固定资产均未计提减值准备的合理性和谨慎性，是否符合行
业惯例。
（一）机器设备市场价值
中联评估对标的资产股东权益进行了评估，目的是确定标的资产于评估基准
日的市场价值，为本次交易提供价值参考依据。本次评估采用了资产基础法和收
益法两种评估方法对拟购买资产价值进行了评估，并且选择收益法作为最终评估
29
结论。其中，资产基础法对纳入评估范围的单项资产进行评估，对资产基础法评
估的单项固定资产账面价值、评估价值、增值额、增值率进行分类汇总如下：
单位：万元
账面价值 评估价值 增值额 增值率
类别
原值 净值 原值 净值 原值 净值 原值 净值
房屋建筑物 211,328.35 196,666.16 222,150.09 207,631.82 10,821.74 10,965.66 5.12% 5.58%
机器设备 126,515.91 106,215.97 125,524.36 115,728.18 -991.55 9,512.22 -0.78% 8.96%
运输设备 680.75 230.44 643.86 434.41 -36.89 203.97 -5.42% 88.51%
储存设备 153,946.64 144,618.83 155,253.34 148,456.02 1,306.70 3,837.19 0.85% 2.65%
电子设备及
2,008.43 1,308.43 1,942.99 1,489.98 -65.44 181.55 -3.26% 13.88%
其他
管道 213,778.26 207,073.01 224,112.02 211,969.40 10,333.76 4,896.39 4.83% 2.36%
合计 708,258.34 656,112.85 729,626.66 685,709.81 21,368.32 29,596.96 3.02% 4.51%
扣除房屋建
筑物外
设备及 496,929.99 459,446.68 507,476.57 478,077.99 10,546.58 18,631.31 2.12% 4.06%
管道合
计
资 产基础法评 估结 果显示，报 告期末，标 的公司 的固 定资产 账 面价 值
656,112.85 万元，市场价值（评估价值）685,709.81 万元，增值额 29,596.96 万元，
增值率 4.51%。其中，扣除房屋建筑物后，机器设备、运输设备、储存设备、电
子设备及其他、管道等合计账面价值 459,446.68 万元，市场价值 478,077.99 万元，
增值额 18,631.31 万元，增值率 4.06%。
标的公司的固定资产主要由接收站一期、二期项目和管道项目组成。舟山接
收站一期工程项目于 2016 年 1 月开工建设，2018 年 8 月完工并进入试运行，2019
年 6 月转入固定资产。舟山接收站二期项目于 2018 年 12 月开工建设，2021 年 5
月完工并进入试运行，2021 年 6 月转入固定资产。管道项目于 2018 年 8 月开工
建设，2020 年 8 月完工并进入试运行，2020 年 12 月转入固定资产。标的公司固
定资产均在 2019 年至 2021 年期间投入使用，且均正常使用中，无闲置与报废情
况，目前不存在更新换代情况。
30
（二）机器设备成新率
报告期末，标的公司机器设备主要为发电机系统、LNG 气化系统撬、BOG
压缩机、DCS/SIS 系统、LNG 高压输送泵（HP 泵）、LNG 储罐用罐内泵吊机、
海水制氯装置等设备；运输设备包括奥迪牌轿车、别克旅行车、大切诺基越野车
和丰田牌轿车等车辆；储存设备主要为 4 个 LNG 储罐；电子设备主要为计算机，
数码相机、打印机、复印机、空调、交换机、摄像机、服务器及办公家具等设备；
管道主要为与储罐相连接的陆上管道与海底运输管道。
资产基础法评估是以资产的成本重置为价值标准，评估值=重置全价×成新
率。
重置全价=设备购置价＋运杂费＋设备基础费＋安装调试费＋前期及其他
费用＋资金成本－可抵扣的增值税进项税
成新率按以下方法确定：
1、机器成新率
对于专用设备和通用机器设备主要依据设备经济寿命年限、已使用年限，通
过对设备使用状况、技术状况的现场勘查了解，确定其尚可使用年限。
综合成新率=尚可使用年限/(尚可使用年限+已使用年限)×100%
2、车辆成新率
对于车辆，根据商务部、国家发展和改革委员会、公安部、环境保护部令
2012 年第 12 号《机动车强制报废标准规定》的有关规定，按以下方法确定成新
率，即：
使用年限成新率＝(1－已使用年限/规定或经济使用年限)×100%
行驶里程成新率＝(1－已行驶里程/规定行驶里程)×100%
成新率＝Min(使用年限成新率，行驶里程成新率)+a
31
a：车辆特殊情况调整系数
3、电子设备成新率
主要依据其经济寿命年限来确定其综合成新率；对于大型的电子设备还参考
其工作环境、设备的运行状况等来确定其综合成新率。计算公式如下：
综合成新率=尚可使用年限/(尚可使用年限+已使用年限)×100%
因标的资产投入使用期间较短，经营稳健，机器设备使用状态良好，因此综
合成新率较高，中联评估报告汇总数据显示，其中机器设备类资产成新率 80%
以上的占比 99.92%，储存设备类资产成新率均在 90%以上，管道类资产成新率
均在 85%以上；运输设备类资产成新率 50%以上的占比 82.29%，电子设备及其
他类资产成新率 50%以上的占比 73.25%。
（三）机器设备使用情况
截至报告期末，标的公司运营状况良好，不存在经营所处的经济、技术或法
律等环境以及资产所处的市场将发生长期重大不利影响的情形；资产投入运营时
间较短，不存在资产已经陈旧过时或其实体已经损坏的情形，不存在被闲置、终
止使用或者计划提前处置的情形；标的资产盈利能力较好，不存在资产的经济绩
效已经低于或者将低于预期的情形，也不存在其他表明资产可能已经发生减值迹
象的情形。
综上，标的公司机器设备投入使用时间较短，目前均在正常运转中，无闲置
与报废、不存在更新换代的情况，固定资产不存在减值迹象。报告期内，固定资
产未计提减值准备是谨慎、合理的，符合行业惯例要求。
三、补充披露针对标的资产报告期内主要在建工程和固定资产建造成本、
工程建设进度、转固时点等的核查情况
报告期内，标的公司的在建工程和固定资产主要为接收站一期项目、接收站
二期项目和管道项目，其建造成本、工程建设进度及转固时点情况如下：
32
单位：万元
在建工程 固定资产
2020 年 12 月 2021 年 12
项目名称 2020 年 12 月 31 日 转固时点
31 日 月 31 日
账面价值 工程进度 账面原值 账面原值
接收站一期项目 - - 373,549.35 373,549.35 2019 年 6 月 30 日
接收站二期项目 90,153.28 78.21% - 115,271.59 2021 年 6 月 30 日
管道项目 - - 206,210.93 217,103.27 2020 年 12 月 25 日
合计 90,153.28 - 579,760.28 705,924.21 -
（一）报告期内主要在建工程和固定资产工程进度及建造成本情况
接收站一期项目核准 LNG 处理能力为 300 万吨/年，于 2016 年 1 月开工建
设，2018 年 8 月完工并进入试运行，2019 年 6 月 30 日结转固定资产。项目建造
成 本 为 373,549.35 万 元 ， 主 要 包 括 储 罐 工 程 86,714.84 万 元 、 接 收 站 工 程
141,044.16 万元、地基工程 11,199.83 万元，码头工程 97,646.27 万元及其他公共
工程 36,944.25 万元；
接收站二期项目核准 LNG 处理能力为 200 万吨/年。项目于 2018 年 12 月开
工建设，截至 2020 年 12 月 31 日累计发生工程成本 90,153.28 万元，累计工程进
度为 78.21%。2021 年工程发生额为 25,118.31 万元，2021 年 5 月完工并进入试
运行，2021 年 6 月 30 日结转固定资产。项目建造成本 115,271.59 万元，其中主
要包括储罐工程 63,478.80 万元，接收站工程 40,659.00 万元，装车站工程 3,790.53
万元，及其他公共工程 7,343.26 万元。
管道项目于 2018 年 8 月开工建设，于 2020 年 12 月 25 日预结转固定资产
206,210.03 万元。2021 年发生尾项工程及前期暂估调整金额 10,892.34 万元，于
2021 年 11 月结转固定资产。项目累计建造成本 217,103.27 万元，主要包括舟山
段天然气管道、宁波段天然气管道、蓝焰段天然气管道、马目-镇海段海底天然
气管道及其他。
针对在建工程及固定资产建造成本，本次核查程序如下：
33
（1）了解、评估标的公司固定资产及在建工程相关的内部控制，并测试关
键控制执行的有效性；
（2）检查项目立项审批文件、招标文件，均经过适当的审批和评比；
（3）索取合同台账及付款台账，抽取合同检查其审批、采购内容、结算方
式、付款进度等确认与合同约定一致，其暂估金额合理，记账完整；
（4）对其施工方与设备供应商进行实地走访及视频访谈，确认交易内容、
交易金额等，未发现异常；
（5）抽取大额凭证检查工程结算单、发票以及银行付款回单等，未发现异
常；
（6）对于资本化工程管理费，检查其类别、发生时点及部门，并结合管理
费用等科目，确认资本化金额合理；
（7）对于资本化利息，检查其资本化期间，对资本化利息进行重新计算，
确认资本化利息准确；
（8）将工程结算报告、工程竣工决算报告与在建工程账面价值进行核对，
无差异；
（9）核对在建工程与固定资产账面价值，确认结转固定资产金额一致；
（10）获取标的公司的固定资产盘点明细表，对重要资产进行现场抽盘，确
定资产的存在、完整性及运行状态。标的公司资产完整，运行状态良好。
针对项目工程进度，本次核查程序如下：
（1）检查工程建设中各里程碑时点的完工或交工证书，抽取检查工程月报，
核对工程进度，未发现异常；
（2）结合资产盘点程序，确认工程进度，确定资产状态，未发现异常。
（二）工程完工结转固定资产情况
34
在建工程达到预定可使用状态时结转固定资产。根据《企业会计准则第 17
号-借款费用》第十三条：“购建或者生产符合资本化条件的资产达到预定可使
用或者可销售状态，可从下列几个方面进行判断：（一）符合资本化条件的资产
的实体建造（包括安装）或者生产工作已经全部完成或者实质上已经完成。（二）
所购建或者生产的符合资本化条件的资产与设计要求、合同规定或者生产要求相
符或者基本相符，即使有极个别与设计、合同或者生产要求不相符的地方，也不
影响其正常使用或者销售。（三）继续发生在所购建或生产的符合资本化条件的
资产上的支出金额很少或者几乎不再发生。
购建或者生产符合资本化条件的资产需要试生产或者试运行的，在试生产结
果表明资产能够正常生产出合格产品、或者试运行结果表明资产能够正常运转或
者营业时，应当认为该资产已经达到预定可使用或者可销售状态。”
针对标的公司工程结转固定资产时点，本次核查程序如下：
（1）接收站一期项目于 2019 年 6 月 30 日结转固定资产。取得并检查了接
收站一期项目各单项工程的运行调试报告，显示工程于 2019 年 6 月具备装车运
行条件；检查一期配套码头工程第三方机构出具的竣工质量检测报告，确认各项
工程参数是否达到预期标准，是否达到预定可使用状态，未发现异常；检查一期
工程竣工决算审计报告，相关竣工时点与实际转固时点核对一致。
（2）接收站二期项目于 2021 年 6 月 30 日结转固定资产。取得并检查了接
收站二期项目试运行工作总结报告，显示 2021 年 6 月项目试车完毕项目投入使
用；检查二期工程竣工决算审核报告，相关竣工时点与实际转固时点核对一致。
（3）管道项目于 2020 年 12 月 25 日预结转固定资产，部分尾项工程及前期
暂估调整于 2021 年 11 月结转固定资产。取得并检查连接管道项目调试试运行工
作总结报告，显示调试运行期间各设备及安全设施运行良好，截至 2020 年 12
月 25 日各项工艺指标的控制达到设计要求；检查管道连接工程竣工决算审核报
告，相关竣工时点与实际转固时点核对一致。
35
四、评估机构核查意见
经核查，评估师认为：
上市公司对标的公司报告期内主要在建工程和固定资产建造成本核算准确、
工程建设进度与实际情况相符、转固时点准确的情况进行了披露分析，相关补充
披露内容及分析具有合理性。
问题 10.申请文件显示，标的资产本次收益法评估中采用资本资产加权平均
成本模型（WACC）确定折现率 r，标的资产预测期折现率在 10.37%-10.52%之
间。请你公司：结合近期可比案例、具体行业分类情况，补充披露本次交易收
益法评估折现率相关参数（无风险收益率、市场期望报酬率、β值、特定风险系
数等）选取的合理性、预测过程中可比公司选择的合理性。请独立财务顾问和
评估师核查并发表明确意见。
回复:
一、折现率主要参数选取的依据
（一）无风险收益率 rf 的确定
本次评估以持续经营为假设前提，标的公司的收益期限为无限年期，根据《资
产评估专家指引第 12 号——收益法评估企业价值中折现率的测算》（中评协
〔2020〕38 号）的要求，可采用剩余期限为十年期或十年期以上国债的到期收
益率作为无风险利率，本次评估采用中央国债登记结算公司（CCDC）公布的 10
年期国债收益率作为无风险利率，即 rf＝2.78%。
（二）市场期望报酬率 rm 的确定
根据《资产评估专家指引第 12 号——收益法评估企业价值中折现率的测算》
（中评协〔2020〕38 号）的要求，利用中国的证券市场指数计算市场风险溢价
时，通常选择有代表性的指数，例如沪深 300 指数、上海证券综合指数等，计算
指数一段历史时间内的超额收益率，时间跨度可以选择 10 年以上、数据频率可
36
以选择周数据或者月数据、计算方法可以采取算术平均或者几何平均。
结合上述指引的规定，评估过程中选取有代表性的上证综指作为标的指数，
分别以周、月为数据频率采用算术平均值进行计算并年化至年收益率，并分别计
算其算术平均值、几何平均值、调和平均值，经综合分析后确定市场期望报酬率，
即 rm=10.46%。
（三）值的确定
新奥舟山主营业务为液化天然气接卸、仓储、液态外输、气化加工及气化外
输、管输服务等，属于天然气储存环节，位于天然气产业链的中游。根据中国证
监会颁布的《上市公司行业分类指引》（2012 年修订）及国家统计局发布的《国
民经济行业分类》（GB/T4754-2017），新奥舟山主营的 LNG 接收站建设和运
营业务所属行业为“电力、热力、燃气及水生产和供应业”中的“燃气生产和供应
业”，行业代码为 D45。
考虑到样本数量对参数计算的影响，本次选取燃气行业 A 股上市公司股票，
剔除 ST、2021 年新上市公司，最终选择 24 家可比上市公司，以上证综指为标
的指数，经查询 WIND 资讯金融终端，以截至评估基准日的市场价格进行测算，
计算周期为评估基准日前 250 周，得到可比上市公司股票预期无财务杠杆风险系
数的估计βu=0.8011，按照企业自身资本结构进行计算，得到被评估单位权益资
本的预期市场风险系数βe。
（四）特性风险系数
在确定折现率时需考虑评估对象与上市公司在企业规模、企业发展阶段、核
心竞争力、对大客户和关键供应商的依赖、企业融资能力及融资成本、盈利预测
的稳健程度等方面的差异，确定特定风险系数。在评估过程中，评估人员对企业
与可比上市公司进行了比较分析，得出特性风险系数为 2.00%。
（五）权益资本成本 re
37
结合无风险收益率、市场期望报酬率和贝塔系数，采用 CAPM 模型确定被
评估单位的权益资本成本。
（六）扣税后付息债务利率
根据被评估单位付息债务本金及利率结构，结合其所得税率情况计算扣税后
付息债务利率为 3.79%。
（七）折现率 WACC
结合以上参数由资本资产加权平均成本模型得到 WACC，考虑到后续还款
情况，其折现率为 10.37%-10.52%。
二、可比交易案例的折现率情况
考虑到重组报告书中选取的可比交易，包括 2022 年蓝天燃气收购中广核宇
龙 48%股权及北部湾港收购防城港天然气 49%股权、2021 年昆仑能源出售大连
LNG 公司 75%股权、2017 年昆仑燃气收购京唐公司 51%股权，未详细披露折现
率（WACC）计算过程，可参考折现率（WACC）样本较少，因此扩大可比案例
选取范围，增加选择近 3 年涉及燃气行业产业链中下游的重组案例，可比交易折
现率参数情况如下：
股票代码 股票名称 收购标的 评估基准日 折现率
605368 蓝天燃气 长葛蓝天 52%股权 2021/12/31 10.29%
605368 蓝天燃气 中广核宇龙 48%股权 2021/6/30 10.30%
603318 水发燃气 美源辰能源 100%股权 2020/4/30 10.64%
平均值 10.41%
如上表所示，本次交易评估折现率与可比交易案例折现率均值存在差异，主
要系折现率计算过程中因基准日不同导致无风险收益率、市场风险溢价、无财务
杠杆 beta 存在差异；本次标的资产与可比交易案例中的标的资产在公司规模、
企业发展阶段、核心竞争力不同导致特定风险系数存在差异，进而导致折现率存
在差异。
38
标的资产预测期折现率在 10.37%-10.52%之间，在近期可比交易的折现率区
间范围内。
三、评估机构核查意见
经核查，评估师认为：上市公司披露了本次交易收益法评估折现率相关参数
和预测过程中可比公司的选择方法，并对折现率相关参数的选取方式和计算过程
以及折现率在近期可比交易的折现率区间范围内的情况进行了披露分析，相关补
充披露内容及分析具有合理性。
问题 11.申请文件显示，1）标的资产收益法评估后拟购买资产的评估价值
为 952,800.00 万元，评估增值 659,933.20 万元，增值率 225.34%。2）标的资产
收入、净利润预测期增长较快。3）本次评估中新奥舟山 2021 年 12 月 31 日市
盈率取值为 14.99 倍，市净率取值为 3.25 倍；同行业可比上市公司市盈率取值
为 17.55 倍、市净率取值为 2.26 倍；近期可比交易市盈率取值为 17.07 倍、市净
率取值为 3.09 倍。请你公司：1）结合同行业可比案例评估方法选择情况及评估
增值率、收益法和资产基础法评估值差异较大、行业特点、标的资产业务发展
情况等，补充披露选择收益法评估结果作为评估结论的原因及合理性。2）列表
补充披露与预测期收入具体预测数据相对应的报告期收入具体数据，以增强预
测期数据的可比性。3）结合市场环境及竞争情况、行业竞争地位、生产线建设
情况、预测期每年 LNG 实际处理量、不同产品发展情况及前景分析、报告期分
产品产销量情况、地缘政治形势等，分产品补充披露预测期销量增长较大的原
因及合理性，并对销量变动对估值的影响进行敏感性分析。4）补充披露预测期
主要产品销售单价的预测依据及谨慎性。5）结合市场供求关系、主要客户行业
景气度、竞争对手情况、行业竞争地位、LNG 处理能力和利用率预测、上市公
司报告期及未来需求量、第三方客户情况、报告期经营情况及财务数据、地缘
政治形势等，补充披露标的资产预测期收入和净利润大幅增长的原因及合理性，
是否有足够数量客户以支撑未来 750 万吨的实际处理能力。6）结合上市公司、
可比交易案例的选取依据及可比性、标的资产市净率高于同行业可比上市公司
39
和近期可比案例等，补充披露标的资产评估增值和交易作价的合理性。7）补充
披露收益法评估预测中是否充分考虑本次交易完成后，上市公司与标的资产内
部交易合并抵消的影响。8）结合上述情况，补充披露本次评估溢价较高的原因
及合理性。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。
回复：
一、结合同行业可比案例评估方法选择情况及评估增值率、收益法和资产
基础法评估值差异较大、行业特点、标的资产业务发展情况等，补充披露选择
收益法评估结果作为评估结论的原因及合理性
（一）本次交易标的公司评估增值率与同行业可比交易案例相比，本次交
易所采用的评估方法及评估结果具备合理性
结合新奥舟山的主营业务，选取收购标的与新奥舟山同属于天然气产业链中
游的并购案例，本次交易与可比交易案例的评估方法选择及评估增值率的对比情
况如下：
可比案例 评估基准日 定价方法 增值率
蓝天燃气收购长葛蓝天（中广核宇龙）52%股
2021/12/31 收益法 937.46%
权
蓝天燃气收购中广核宇龙 48%股权 2021/6/30 收益法 639.32%
北部港湾收购防城港天然气 49%股权 2021/7/31 资产基础法 13.03%
昆仑能源出售大连 LNG 公司 75%股权 2019/12/31 收益法 184.38%
昆仑燃气收购京唐公司 51%股权 2016/12/31 资产基础法 1.25%
平均值 355.09%
采用收益法案例平均值 587.05%
新奥舟山 225.34%
注：蓝天燃气收购长葛蓝天（中广核宇龙）52%股权项目于 2022 年 4 月 21 日披露草案，2022
年 5 月 27 日获得并购重组委审核有条件通过，由于该交易在本重组报告书（草案）首次披
露及本项目首次申报时尚未完成，因此未作为可比交易，考虑到该交易与蓝天燃气收购中
广核宇龙 48%股权为相同收购方和标的资产，具有相似性，且截至本反馈回复出具日已经
获得重组委审核通过，因此补充选取作为可比交易。
新奥舟山先发优势明显、规模优势突出、地理位置优越、管理及运营形成了
40
丰富的经验，具有较强竞争优势和较高的竞争地位。收益法能更全面、合理地反
映标的公司资产的无形价值，体现标的资产的稀缺性价值，而资产基础法评估是
以资产的成本重置为价值标准，反映的是资产投入（购建成本）所耗费的社会必
要劳动，从而导致收益法和资产基础法评估值差异较大。且根据上表，可比交易
案例中采用收益法进行评估较为普遍，因此本次交易选择收益法进行评估具备合
理性。
新奥舟山采用收益法进行估值的评估增值率为 225.34%，低于可比交易案例
的平均评估增值率且低于采用收益法案例的平均增值率，本次新奥舟山的评估增
值率水平具备合理性。
（二）天然气行业前景广阔，标的公司业务发展稳定、规模增幅明显且具
备可持续性，采用收益法估值具备合理性
1、天然气消费量快速增长，进口占比逐年提升，未来浙江省庞大的天然气
消费需求为新奥舟山提供了广阔的市场空间
（1）国内LNG行业整体情况
受“煤改气”政策的推动、供给侧改革、社会用电需求增长等政策导向和经
济驱动的多重因素影响，我国城镇居民、工业及发电用天然气的需求增长显著，
2011-2021 年我国天然气消费量复合增长率超 10%，天然气需求保持快速增长势
头。在践行“双碳”战略、加速能源结构转型的背景下，天然气在我国能源结构
中的地位将逐渐提升，2021 年我国天然气占能源消费总量占比为 8.6%，根据《能
源生产和消费革命战略（2016-2030）》，2021-2030 年，天然气逐步占比达到
15.0%左右的战略目标。
近年来，由于我国油气勘探开发速度放缓、天然气新建产能不足。根据国家
统计局数据，2011-2020 年在天然气市场需求复合增长率超 10%的情形下，国内
天然气产量的复合增速仅为 7.02%，2022-2025 年，中国天然气需求将保持 5.7%
的年均复合增长率，在 2025 年达到 4,570 亿立方米，导致国内天然气供需缺口
41
不断扩大，天然气和 LNG 进口量逐年提升。
我国 LNG 进口量的快速增长愈发凸显 LNG 接收站资源的重要性。LNG 接
收站作为我国 LNG 进口的唯一窗口，在整个天然气产业链中具有接收、气化和
调峰功能，是产业链上的重要基础设施，截至 2021 年末，我国已投运 LNG 接
收站 22 座，仍较为稀缺，未来其在稳定天然气能源供应方面的作用愈加突出。
（2）作为东部沿海经济强省，新奥舟山所在的浙江省具有庞大的LNG需求
2021 年浙江省天然气消费量 180 亿方，同比增长 25.9%，最近两年平均增
长 10.4%，其中 LNG 消费量 44 亿方，占比 24%。《浙江省煤炭石油天然气发展
“十四五”规划》中提出，天然气消费量在 2025 年将达到 315 亿立方米，较 2020
年浙江省天然气消费量有 120%的增长。作为我国 LNG 进口的唯一窗口，LNG
接收站是满足市场需求的关键基础设施，除舟山接收站外，浙江省内宁波 LNG、
上海洋山 LNG（主要供应上海区域市场）近两年利用率均达到甚至超过 100%。
目前，通过舟山接收站进口的 LNG 已成为浙江省第二大稳定气源，为华东地区
天然气迎峰度夏、冬季保供发挥着重要作用，有利于提升浙江省整体应急储气和
调峰能力。
《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中指出，加快建设舟山新奥
LNG 接收站二期项目、推进舟山新奥三期 LNG 接收站项目前期工作，充分发挥
LNG 接收站的储存和运输能力，逐步推行长输管网、LNG 接收站及储运设施等
向市场主体公平开放，到 2025 年，全省 LNG 接收能力达到 3,000 万吨以上，储
气能力达到 18.4 亿立方米以上，舟山、宁波、温州三大 LNG 外输通道建成，完
成与国家天然气干线对接，实现双向输送。
综上所述，舟山接收站位于东部沿海经济发达地区，拥有港口资源优势，同
时紧靠长江口，LNG 供应可直接覆盖整个华东地区和长江沿线各省市，工业企
业和城镇居民的天然气消费需求巨大，为标的公司后续新增产能的消化提供了需
求保障。
42
2、新奥舟山竞争优势突出，处理能力在业内位居前列，规模增幅明显且具
备可持续性
新奥舟山主营业务为液化天然气接卸、仓储、液态外输、气化加工、管输服
务、罐容租赁等，属于天然气产业链的重要环节之一。新奥舟山是较早进入 LNG
接收站领域的民营企业，且集 LNG 接卸储存、气液外输、应急调峰等多业务、
多功能于一体，具备先发优势。
舟山接收站一期工程于 2018 年顺利投产，其二期工程已于 2021 年 6 月完工
并进入试运行。根据国家能源局于 2018 年 10 月发布的《液化天然气接收站能力
核定办法》（SY/T7434-2018），舟山接收站实际处理能力可达 750 万吨/年，2021
年全年舟山接收站处理量为 334.94 万吨，仍存在较大开发空间。新奥舟山的处
理能力在业内位居前列，且规模增幅明显，规模优势突出。
新奥舟山已与主要客户签署了可覆盖预测期的长期接收站使用协议，能够提
供较为稳定的预期收益，为业务的可持续性发展提供基础。同时新奥舟山管理层
在天然气行业 LNG 接收站管理及运营形成了丰富的经验，为公司未来的运营和
可持续发展提供了有力的保障，综上所述，新奥舟山具备较强的可持续盈利能力。
（三）本次交易选择收益法评估结果作为评估结论具有合理性
在天然气消费量快速增长，进口占比逐年提升，未来浙江省庞大的天然气消
费需求能够为新奥舟山提供广阔市场空间的行业背景下，新奥舟山先发优势明
显，规模优势突出，地理位置优越，未来发展前景可观，因此以资产的成本重置
为价值标准、反映资产投入（购建成本）所耗费的社会必要劳动的资产基础法无
法像收益法评估能够更能全面、合理地反映和体现该等无形价值。同时，新奥舟
山作为基础设施运营企业，其已与主要客户签署了可覆盖预测期的长期接收站使
用协议，能够提供较为稳定的预期收益，采用收益法评估可准确体现稳定的预期
收益。
43
结合前述，本次交易选择收益法评估结果作为评估结论，是由于收益法能更
全面、合理地反映和体现标的资产的稀缺性价值和核心竞争力等无形价值，本次
交易标的公司评估增值率与同行业可比交易案例相比，本次交易所采用的评估方
法较为普遍，评估增值率在合理区间范围内。因此，本次采用收益法评估结果作
为最终评估结论具有合理性。
二、列表补充披露与预测期收入具体预测数据相对应的报告期收入具体数
据，以增强预测期数据的可比性
新奥舟山报告期及预测期收入数据情况如下：
科目 单位 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
处理量 万吨 256.62 334.94 240.00 360.00 450.00 530.00 570.00
气化量 万吨 75.05 187.91 155.00 210.00 280.00 340.00 370.00
气态外输平均单价 元/方 0.331 0.2437 0.2437 0.2437 0.2437 0.2437 0.2437
气态外输收入 万元 35,237.00 65,419.95 52,878.53 71,641.87 95,522.50 115,991.60 126,226.16
装车量-液化 万吨 181.58 147.03 85.00 150.00 170.00 190.00 200.00
单价 元/方 0.2122 0.2067 0.2067 0.2067 0.2067 0.2067 0.2067
液态外输收入 万元 53,949.59 42,557.74 24,602.57 43,416.29 49,205.13 54,993.97 57,888.39
管输量-镇海段 万吨 - 187.91 145.00 136.06 176.06 213.79 232.65
单价 元/方 - 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1
管输收入 万元 - 25,978.84 20,486.24 19,223.04 24,874.41 30,204.64 32,869.76
管输量-马目段 万吨 - - 10.00 73.94 103.94 126.21 137.35
单价 元/方 - - 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
管输收入 万元 - - 899.08 6,647.89 9,345.14 11,347.67 12,348.93
管输收入合计 万元 - 25,978.84 21,385.32 25,870.93 34,219.55 41,552.31 45,218.70
其他收入 万元 2,701.24 3,780.64 12,601.27 9,027.47 10,366.54 11,550.72 12,142.80
收入合计 万元 91,887.83 137,737.17 111,467.69 149,956.56 189,313.72 224,088.60 241,476.05
2020年和2021年，新奥舟山气态外输量分别为75.05万吨和187.91万吨，实现
收入分别为35,237.00万元和65,419.95万元；液态外输量分别为181.58万吨和
147.03万吨，实现收入分别为53,949.59万元和42,557.74万元；由于管道项目于
44
2021年正式投运，2020年新奥舟山未实现管输收入，2021年新奥舟山管输量为
187.91万吨，实现收入25,978.84万元。
预测期内其他业务收入相对报告期有所增长主要系舟山接收站为客户提供
罐容指标租赁服务，未来罐容租赁收入根据舟山LNG接收站已签署的罐容租赁
协议、结合罐容租赁业务的市场增长情况进行预测；舟山接收站通过持续的技术
改进和精益管理，减少和回收甲烷放散量并进行销售，该项收入根据接收站的处
理量以及天然气价格进行预测。此外，预测期内其他业务收入还包括港口服务等
收入。具体来看：
（一）罐容租赁收入
2018年4月国家发改委和国家能源局印发《关于加快储气设施建设和完善储
气调峰辅助服务市场机制的意见》，明确“供气企业储气能力不低于其年合同销
售量的10%，县级以上地方人民政府储气能力不低于行政区域3天日均用气量，
城镇燃气企业储气能力不低于其年用气量的5%”的储气指标要求。
2020年4月国家发改委等五部委发布《关于加快推进天然气储备能力建设的
实施意见》（发改价格〔2020〕567号），鼓励储气设施经营企业通过出租库容、
利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益，各城镇燃气企业可按比例租
赁库容。2021年1月《浙江省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五
年远景目标纲要》发布，提出提升天然气储气能力，推进宁波舟山LNG接收中
心建设，接收中转能力达2,300万吨/年以上。
在政策支持背景下，新奥舟山积极拓展罐容租赁业务。根据天然气接收站使
用协议（TUA合同），新奥舟山能够预测未来一定期间内接收站使用方需占用
的罐容，进而确定剩余的罐容，并将这部分剩余罐容容量使用权向需求方出租，
满足其冬季调峰、调峰保障等需求。
45
根据新奥舟山已签署的罐容租赁协议及对于未来市场的预测，预计预测期内
各年度罐容租赁将产生3,706万元收入。截至2022年5月末，标的公司罐容租赁开
展情况、协议约定情况如下：
租赁容量 单价（元/
序号 企业名称 收入（万元） 备注
（万方) 方/年）
新奥股份下属
1 7,004.70 0.46 3,238.02
城市燃气公司
某省能源主管 自 2020 年至 2022 年，每年储气调峰量为 4500 万
2 4,500.00 - 314.46
部门 方/年，租赁期内调峰保障租金为 1,000 万元
主协议约定自 2020 年至 2022 年，储气调峰量为
烟台新奥燃气 8000 万方/年；补充协议一约定 2020 年租赁
3 3,000.00 - 477.36
发展有限公司 为 767.38 万元；补充协议二约定 2022 年调
峰量为 3000 万方，租金为 506 万元
浙江某城燃公
4 300 0.38 113.21 罐容容量服务期限为 2022 年 1 月至 2023 年 12 月
司
合计 14,804.70 - 4,143.05
上表可见，标的公司罐容租赁业务开展情况较好，业务收入已超预测。
（二）直销气收入
直销气业务是指通过提升设施处理效率，降低接卸、存储、气化等环节的损
耗率，实际损耗率低于合同约定损耗率的部分成为标的公司自有余气，通过出售
这类余气获得收入。预测期各年度直销气收入介于2,423.28万元-4,102.58万元，
整体保持稳定。
（三）港口服务等其他收入
预测期内产生的港口服务等其他收入以港口服务为主。标的公司获得的港口
服务收入主要为代收的货物港务费。预测期各年度港口服务收入由633.96万元/
年稳步增长至1,505.66万元/年，与标的公司预计年处理量由240万吨/年稳步增长
至570万吨/年的趋势一致。
三、结合市场环境及竞争情况、行业竞争地位、生产线建设情况、预测期
每年 LNG 实际处理量、不同产品发展情况及前景分析、报告期分产品产销量情
46
况、地缘政治形势等，分产品补充披露预测期销量增长较大的原因及合理性，
并对销量变动对估值的影响进行敏感性分析
（一）在未来天然气广阔的市场空间及浙江省庞大的天然气消费需求下，
新奥舟山突出的行业地位及显著的核心竞争优势为其预测期销量增长提供保障
随着“双碳”战略的推出，预计2022-2025年，国内天然气需求稳定增长，
供需缺口不断扩大、天然气进口占比逐年提升，其中浙江省天然气消费需求和供
需缺口亦呈现增长趋势，2021年浙江省天然气消费量180亿方，同比增长25.9%，
最近两年平均增长10.4%。《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中提
出，天然气消费量在2025年将达到315亿立方米，较2020年浙江省天然气消费量
有120%的增长。LNG进口需求的快速增长愈发凸显LNG接收站资源的重要性，
而LNG接收站核心稀缺资产属性在华东地区尤为突出。
1、国内LNG接收站行业尚未形成充分竞争市场，市场集中度较高
国内LNG的上游供应主要来源于国际LNG进口和国内开采生产，其中LNG
接收站是国际LNG进口的唯一窗口。由于LNG接收站的技术门槛高、建设耗资
巨大且审批流程复杂，长期以来国内LNG接收站的建设和运营以国家管网、中
海油、中石油、中石化为主。
近年来，为加速推进天然气调峰储备等基础设施的建设，国家开始鼓励引导
民营企业参与LNG产业链竞争。前期新奥舟山、九丰能源、广汇能源等民营企
业已参与布局，当前包括潮州华瀛、山东环亚等民营企业陆续参与建设与运营的
LNG储备接收设施也将陆续投入运营。虽然国内LNG接收站市场正逐步实现市
场化，但受传统市场格局影响，建设和运营企业依然以国家管网、中海油、中石
油、中石化等国有企业为主。当前，国内LNG接收站行业内运营企业的数量不
多，尚未形成充分竞争市场，市场集中度较高。
2、新奥舟山具备显著的核心竞争优势，行业地位突出，华东地区和长江沿
线各省市庞大的天然气消费需求为新奥舟山的预测期销量增长提供保障
47
舟山接收站是首个国家能源局核准的由民营企业投资、建设和管理的大型
LNG接收站，集LNG接卸储存、气液外输、分拨转运、船舶加注、应急调峰等
多业务、多功能于一体，也是我国第一个可为国际航运船舶加注LNG清洁燃料
的项目。舟山接收站投产后，标的公司具备高效的运营效率，是在管线连接之后
最快达产的接收站之一，处理能力利用率也排名靠前，技术成熟度较高。
由于天然气的运输成本较高，我国各个接收站的主要市场均有其覆盖半径。
一般来说，气态交付市场覆盖主要取决于管道接入和管输成本，液态交付市场覆
盖主要取决于公路运输距离，一般经济运输半径约为300-400公里。舟山接收站
所处的舟山本岛位于长三角东部中间地带、靠近长江出海口，紧邻浙江、江苏和
上海市场，可便捷地服务华东地区并辐射长江沿岸市场；同时靠近日本和韩国，
未来可进一步打造东北亚交易中心。
舟山接收站周边目前仅有上海洋山LNG和宁波LNG两座接收站，此外根据
新闻公开报道，位于杭州湾北岸嘉兴港东部的嘉兴LNG预计将于2022年7月投
产。其中上海洋山LNG仅接入上海市本地环网，未接入国家管网，且受安全监
管影响无法进行液态装车，在气态交付市场和液态交付市场均不与舟山接收站产
生直接竞争。宁波LNG与舟山接收站距离较近，但舟山接收站气态交付市场终
端用户以新奥股份自有城市燃气客户和新奥股份自行开发的外部城市燃气客户
为主，宁波LNG的气态交付终端用户以浙能集团供应的城市燃气和燃气电厂为
主，双方不存在直接正面竞争；液态交付市场双方覆盖市场重合率较高，主要覆
盖区域为浙江、安徽、江西、闽北和苏南，但上述区域为中国液化天然气应用最
广的区域之一，区域内总体需求足以容纳两座LNG接收站液态交付供应。
嘉兴LNG码头设计最大可靠泊8万方LNG船舶，而国际LNG运输船中超过14
万方的运输船舶数量占比最大，嘉兴LNG接收大型LNG船舶、辐射较大市场的
困难较大，功能更多用于满足当地需求。而标的公司以浙江省市场为主、并辐射
华东市场，是舟山推进国际油气储运基地以及LNG登陆中心建设的重要项目之
一，功能是面向全球市场提供LNG接收站设施，与嘉兴LNG的功能定位不同，
48
且实际处理能力可达750万吨/年，远超嘉兴LNG的100万吨/年，可辐射国际市场。
综合来看，嘉兴LNG与标的公司在建设规模、功能布局和目标市场都不相同，
不存在竞争关系。
目前，通过舟山接收站进口的LNG已成为浙江省第二大稳定气源。舟山接
收站位于东部沿海经济发达地区，拥有港口资源优势，同时紧靠长江口，LNG
供应可直接覆盖整个华东地区和长江沿线各省市，该区域内工业企业和城镇居民
的天然气消费需求巨大，可为预测期销量增长提供保障。
（二）新奥舟山现有产能情况可覆盖预测期处理量增长
新奥舟山LNG项目由码头工程、接收站工程和外输管道工程3部分组成，根
据《液化天然气接收站能力核定办法》（SY/T 7434-2018），项目进口LNG接收
能力的确定要综合考虑码头接卸能力、接收站设备设施周转和外输能力等因素。
新奥舟山码头接收能力达到750万吨，储罐周转能力1,459万吨/年，外输设施能力
1,167万吨/年。根据《液化天然气接收站能力核定办法》所规定的核定原则，三
项之中选取最小值，即新奥舟山实际处理能力可达750万吨/年。预测期内新奥舟
山预计处理量最高达570万吨/年，对应产能利用率为76%，新奥舟山目前生产线
的产能情况足以覆盖预测期内的处理量增长。
（三）地缘政治对天然气市场产生的短期影响逐渐消退，不会对新奥舟山
预测期销量的增长产生重大影响
接收站使用方的进口LNG资源分为长协资源和现货资源，长协资源价格相
对稳定，现货资源价格受俄乌冲突等多重因素影响在2022年出现价格倒挂，导致
部分接收站使用方减少/延迟了部分现货LNG进口，新奥舟山LNG接收量同比出
现下降，2022年新奥舟山预测的业绩相比2021年出现下滑。
俄乌冲突发生后，全球天然气价格快速上涨，欧洲天然气基准价格从战争开
始前的30美元/百万英热最高飙升至68.6美元/百万英热。随着俄乌冲突的持续，
以及欧美对俄罗斯制裁的逐步推进，俄乌冲突对天然气市场产生的短期影响逐渐
49
消退，目前欧洲天然气基准价已经降至26美元/百万英热左右，相较战争初期的
最高点下降超过60%，如果地缘政治影响不再升级，预计未来全球LNG的价格将
继续逐步回落。
1、天然气市场 2022 年至今价格走势
2020 年至今，LNG 国际现货价格与国内现货价格走势如下：
数据来源：国际现货价格为 JKM 价格并考虑税费影响，其中 JKM 价格数据来源于普氏；国内
现货价格为新奥股份实际采购北仑 LNG 的结算价格
上图可见，2022 年之前 LNG 国内现货价格长期高于国际现货价格、属于行
业正常现象，2021 年受短期市场因素影响，出现过短暂的价格倒挂现象。2022
年以来，受俄乌冲突等地缘政治等多重因素影响，价格倒挂持续时间较长、且在
2022 年 2 月底、3 月初前后价格差异进一步拉大。随着国际 LNG 市场逐步回归
正轨、国内 LNG 市场动态调整，自 2022 年 4 月以来，价格差异正逐步向正常
水平靠拢。
2、未来年度价格预测、地缘政治形势
当前，国内 LNG 进口价格主要包括现货价格和长协价格。地缘政治形势主
要影响现货价格，长协价格相对稳定。俄乌冲突等地缘政治事件发生后，全球天
然气价格快速上涨，欧洲天然气基准价格从冲突开始前的 30 美元/百万英热最高
飙升至 68.6 美元/百万英热。随着事态的发展，市场上的短期紧张情绪逐步消散，
50
地缘政治事件对天然气市场的短期影响逐渐降低，市场关注点转为长期市场供需
平衡。目前欧洲天然气基准价已经降至 26 美元/百万英热左右，较高点下降超过
60%，具体如下：
数据来源：彭博
花旗银行认为，俄乌冲突带来的地缘政治问题对全球天然气价格的影响高峰
已过，未来价格变动将更加反映全球天然气供需基本面。根据普氏最新预测，全
球 LNG 供应将在未来几年持续增加，2027 年全球 LNG 液化装置产能将达到 6.05
亿吨/年。主要供应增加来源国为美国、卡塔尔和俄罗斯，具体如下：
数
据来源：普氏
51
美国作为全球最大的天然气产销国，本土供应稳定充足，并且成本低廉。而
且美国天然气生产主要依靠页岩气，具备巨大的增长潜力，未来全球供应将持续
增长；卡塔尔的 LNG 增产计划比较确定，预计其年产能将从 7,000 万吨提升至
1.1 亿吨。
在全球的“碳中和”浪潮下，天然气作为一种重要的低碳清洁能源，需求将
稳步上升。根据普氏的最新预测，2027 年全球 LNG 需求将达到 5.17 亿吨，各
主要地区 LNG 需求量及其预测如下：
数据来源：普氏
综上所述，未来几年全球 LNG 装置建设加速，市场将逐步恢复供需平衡的
状态。如果地缘政治影响不再升级，预计未来全球 LNG 的价格将逐步回落。彭
博及花旗银行对未来年度价格预测也与此观点一致，具体来看：
①花旗银行在 2022 年 5 月 23 日对于未来 LNG 价格预测如下：
单位：美元/百万英热
地区 23Q1 23Q2 23Q3 23Q4
欧洲 13 10 10 12
亚洲 11 8 8 10
美国 4.2 4.0 3.8 4.0
52
②彭博对于全球各地天然气基准及远期价格预测如下：
数据来源：彭博
根据费氏全球能源咨询公司(FGE)、思亚能源（SIA）的研究成果、新华社
下属中国经济信息社发布的《中经社能源年报》以及壳牌石油（Shell）发布的
《LNG展望2022》，市场普遍认为中长期来看全球天然气供应将逐步恢复，现
货价格倒挂为短期现象，市场预计将逐步恢复正常。综合市场行情走势、主流市
场观点研判，预计2023年开始我国LNG进口将恢复正常水平。
综上所述，从长期看，地缘政治对LNG市场影响将逐步淡化，未来俄乌冲
突对新奥舟山的业务开展不会产生重大影响，亦不会对预测期销量增长产生重大
影响。
（四）报告期分产品产销量情况、不同产品发展情况及前景、预测期每年
LNG 实际处理量情况
新奥舟山处于天然气产业链的中游，主要业务模式为：托运商通过海外长协
和海外现货市场采购LNG，然后通过新奥舟山接收LNG，部分从液态转换成气
态通过管道进行销售，部分直接通过槽车以液态的形式销售。LNG接收站的主
要客户一般为城市燃气公司或者天然气贸易公司，下游客户的行业景气度与天然
气市场息息相关。受“煤改气”政策的推动、供给侧改革、社会用电需求增长等
政策导向和经济驱动的多重因素影响，我国城镇居民、工业及发电用天然气的需
求增长显著。
53
新奥舟山在2020年以液态销售为主，随着管道项目投产，其气化销售量比例
在2021年有所提高，未来预测中根据客户液态运输需求的趋势，液化量逐步恢复
到2020年的水平之后略有上涨，最终达到200万吨/年，其他需求由气态管道运输
满足。新奥舟山报告期分产品处理量情况及预测期每年LNG实际处理量情况如
下：
项目 单位 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
处理量 万吨 256.62 334.94 240.00 360.00 450.00 530.00 570.00
-气化量 万吨 75.05 187.91 155.00 210.00 280.00 340.00 370.00
-液化量 万吨 181.58 147.03 85.00 150.00 170.00 190.00 200.00
管输量 万吨 - 187.91 155.00 210.00 280.00 340.00 370.00
其中，新奥舟山预测期内每年LNG预测处理量和总需求量的分析如下：
单位：万吨
序
需求方 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
号
1 城燃公司及小型终端 204 271 145 219 232 246 261
2 浙江某大型能源公司 - - - 280 280 280 280
3 某国有大型能源公司 41 45 70 200 200 200 200
4 福睿斯舟山 12 19 50 50 50 50 50
5 某舟山大型燃气发电公司 - - - - 80 80 80
总需求量 257 336 265 749 842 856 871
预测处理量 - - 240 360 450 530 570
覆盖率（需求量/处理量） - - 110% 208% 187% 162% 153%
新奥舟山的托运商主要为新奥股份下属天然气销售公司（以下简称“新奥销
售公司”）、福睿斯舟山以及其他第三方客户等。
1、预测期内新奥销售公司作为托运商的LNG处理量需求
新奥销售公司下游LNG需求主要来自浙江省内城燃公司、小型终端以及某
浙江省内的大型能源公司。
54
（1）浙江省内城燃公司及小型终端的用气需求
2021年新奥销售公司通过新奥舟山供应的浙江省内城燃公司及小型终端处
理量总计为271万吨，考虑到2022年初俄乌冲突导致的进口天然气现货价格倒挂
影响，预计2022年全年新奥销售公司通过新奥舟山供应的浙江省内城燃公司及小
型终端处理量有所下降，之后每年小型终端需求保持稳定，由于城燃公司为刚性
需求，且根据历史数据统计，浙江区域城燃公司供气量年增幅在10%以上，因此
预计之后每年城燃公司需求保持约10%的增长。
（2）浙江省内某大型能源公司的LNG处理需求
根据新奥销售公司与浙江省内某大型能源公司签订的《管输天然气购销框架
协议》，该公司的炼化项目投产后对舟山接收站的LNG处理需求达到280万吨/
年。《管输天然气购销框架协议》签署后，新奥销售公司与该客户继续签署了《天
然气销售与购买合同》，对于少提与短供、质量与标准、偏差结算等合作内容进
一步明确，细化了双方合作的约束措施。在“双碳”政策背景下，该能源公司亟
需向以天然气为主的能源结构转型。目前，标的公司与该能源公司已通过管线实
现物理联通，双方合作空间较大、未来按合同履行实现的可能性较高。
（3）某国有大型能源公司LNG处理需求
根据新奥股份与某国有大型能源公司签订的《合作框架协议》，舟山接收站
二期投产后，该大型能源公司要求在舟山接收站拥有年加工量不低于200万吨的
窗口期使用权，其中2022年预计代加工70万吨。该《合作框架协议》对于合作模
式、资源获取、费用支付、合作气量等合作内容做出了具体约定，交易双方属于
业内知名企业，且该国有大型能源公司是一家上中下游一体化、石油石化主业突
出、拥有比较完备销售网络、境内外上市的股份制企业，接收站资源需求比较确
定，未来按合同履行实现的可能性较高。
2、第三方客户作为托运商的处理量需求
（1）福睿斯舟山LNG处理需求
55
根据福睿斯舟山与新奥舟山签订的《液化天然气接收站使用协议》，确定在
舟山接收站二期竣工并投入商业运营后，福睿斯舟山的合同处理量为50万吨/年。
该《液化天然气接收站使用协议》对于LNG的接收、天然气的交付、付款等事
项做出了明确约定，制定了双方合作的约束措施，未来按合同履行实现的可能性
较高。
（2）舟山某大型燃气发电公司LNG处理需求
2021年8月，舟山某大型燃气发电公司已向新奥舟山发出关于出具发电项目
供气支持性文件的商请函，预计2023年底项目一期投产后，LNG需求量为80万
吨/年。商请函由该大型燃气发电公司向新奥舟山发出，并经新奥舟山复函确认，
且对应项目已列入浙江省“十四五”电力规划，需求较为明确，未来按合同履行
实现的可能性较高。
3、2022年的实际完成情况
根据新奥舟山提供的运营数据，2022年1-3月，标的公司的LNG处理量为
41.15万吨，其中气化处理量为27.42万吨，液态处理量为13.73万吨；新奥舟山一
季度实现总收入2.81亿元，净利润1.04亿元（未经审计）。按照全年占比计算，
一季度处理量完成比例约为17%，净利润完成比例约为30%，与预测情况基本一
致。
2022年1-6月，公司预计能完成的LNG处理量为73.74万吨，预计实现净利润
1.56亿，完成全年利润预测的45%、处理量预测的31%。2021年1-6月处理量为
176.18万吨，占当年全年处理量的53%。由于2022年上半年受LNG现货价格倒挂
等因素影响较大，导致处理量完成率低于上年同期、前后两期可比性较弱。随着
市场逐步回归正常，预计2022年下半年处理量实现的可能性较大，具体分析如下：
（1）地缘政治因素影响逐步消退，市场回归正常
俄乌冲突等地缘政治事件发生后，全球天然气价格快速上涨，欧洲天然气基
准价格从冲突开始前的30美元/百万英热最高飙升至68.6美元/百万英热。随着事
56
态的发展，市场上的短期紧张情绪逐步消散，地缘政治事件对天然气市场的短期
影响逐渐降低，市场关注点转为长期市场供需平衡。目前欧洲天然气基准价已经
降至26美元/百万英热左右，较高点下降超过60%。市场普遍认为中长期来看全
球天然气供应将逐步恢复、现货价格倒挂现象是短期现象，市场将回归正常。
（2）国内复工复产稳步推进，下半年LNG需求快速上升
2022年上半年，全国疫情出现点多、面广、频发的特点，各地疫情防控措施
升级，经济活动减弱、交通及商业需求减少，进而导致城燃需求下降。随着疫情
逐步得到控制、各地复工复产有序推进，下半年是国内消费复苏和经济稳增长的
关键时期，根据重庆石油天然气交易中心统计，2022年5月我国城市燃气消费量
较去年同期增长5.90%，LNG需求预计将快速回升至正常水平。
（3）客户需求保障度较高
随着国内LNG市场逐步恢复，接收站使用方也开始提升LNG进口量。新奥
股份作为接收站的主要用户，在现有的每年144万吨LNG长约采购量基础上，
2022年下半年起开始执行与上游资源方切尼尔能源签订的每年90万吨的长约采
购协议，为新奥舟山全年处理量和业绩目标的达成提供了有利支撑。2022年下半
年，标的公司预计处理量合计约166.26万吨。
（4）下半年预计处理量与去年同期基本持平，基础牢固
2022年下半年预计处理量及2021年下半年实际处理量情况对比如下：
单位：万吨
期间 7-12 月处理量 全年处理量
2022 年度（预计） 166.26 240.00
2021 年度（实际） 158.76 334.94
上表可见，虽然2022年下半年预计处理量占全年预计处理量的比例高于2021
年同期，但是绝对处理量与2021年同期相比基本持平，略增4.72%。在市场逐步
恢复正常的预期下，该预测处理量实现可能性较高。
57
此外，2022年标的公司积极拓展罐容租赁、直销气等业务，新型业务利润贡
献增加等因素导致2022年上半年净利润完成率高于处理量完成率。其中，罐容租
赁业务是指新奥舟山扣除接收站使用方需占用的罐容，将剩余罐容容量使用权向
需求方出租，满足其冬季调峰、调峰保障等需求并获得收入；直销气业务是指通
过提升设施处理效率，降低接卸、存储、气化等环节的损耗率，实际损耗率低于
合同约定损耗率的部分成为标的公司自有余气，通过出售这类余气获得收入。
鉴于在出具评估报告时，已经考虑地缘政策因素等情况导致的市场情况变
化，并对2022年处理量和利润已经做了下调处理，且考虑到市场需求季节性规律
影响和淡旺季价格策略，预计2022年全年预测处理量及业绩实现具备可行性，评
估预测合理、审慎。
综上所述，预测期内上述具有合同/框架协议等支持的预计需求量能够足额
覆盖预测处理量，结合新奥舟山报告期分产品处理量情况、气液态处理量未来预
测情况以及预测期每年LNG实际处理量对应的客户需求情况以及2022年至今的
实际运营情况，新奥舟山预测期内销量增长较大具备合理性。
（五）销量变动估值敏感性分析
新奥舟山估值对新奥舟山销量变动的敏感性分析如下：
单位：万元
幅度 10% 5% 0% -5% -10%
原评估值 952,800 952,800 952,800 952,800 952,800
调整后评估值 1,138,900 1,045,700 952,800 856,300 761,100
变动率 19.53% 9.75% 0.00% -10.13% -20.12%
从上表可知，因新奥舟山营业成本中主要为固定资产折旧等固定成本，报告
期内固定资产折旧占营业成本比例超过70%，变动成本占比较小，所以估值对销
量变动较为敏感。
四、补充披露预测期主要产品销售单价的预测依据及谨慎性
58
（一）标的公司预测期销售单价根据已签署业务合同确定
新奥舟山销售单价通常根据天然气接收站使用协议（TUA合同）确定。预
测期内新奥舟山的销售单价根据与客户已签署的合同约定单价并参考历史期淡
旺季的处理量权重比例情况确定，具体参考2021年平均气态服务费0.2437元（不
含税）/方、平均液态服务费0.2067元（不含税）/方进行确定。
为满足淡旺季不同客户对价格的需求，保持接收站的收益性和价格的竞争
性，新奥舟山于2021年开始执行淡旺季价格，每年的11-12月及来年的1-3月份为
旺季，每年的4-10月为淡季。以下为新奥舟山与客户签署的天然气接收站使用协
议（TUA合同）中对销售单价的约定情况：
序号 名称 合同日期 单价（含税）
2020.07.31-2030
1 福睿斯 0.34 元/方
.07.30
补充协议约定自 2022-1-1 起：
每年的 1-3 月和 11-12 月为旺季，价格为单位
2021.01.01-2028 储存费用 0.25 元/方，单位气化费用 0.09 元/
2 新奥新能（浙江）
.12.31 方；
每年的 4-10 月为淡季，价格为单位储存费用
0.18 元/方,单位气化费用 0.02 元/方
补充协议约定自 2021-1-1 起：
每年的 1-3 月和 11-12 月为旺季，价格为单位
2019.01.01-2028 储存费用 0.25 元/方，单位气化费用 0.09 元/
3 舟山新奥能源
.12.31 方；
每年的 4-10 月为淡季，价格为单位储存费用
0.18 元/方,单位气化费用 0.02 元/方
新奥舟山的管输单位价格根据新奥舟山与客户签署的天然气管道输送合同
确定，其中镇海段管输单价为0.11元/方，马目段管输单价为0.07元/方。
序号 名称 合同日期 单价（含税）
接收站首站到镇海站 0.11 元/方；接
1 新奥新能（浙江） 2021.01.01-2028.03.31
收站首站到马目分输站 0.07 元/方
2 舟山新奥能源 2021.01.01-2028.03.31 0.11 元/方
（二）标的公司主要产品销售单价预测与行业内可比价格相比处于合理区
间内，具备谨慎性
59
根据国家管网2022年5月9日公布LNG接收站服务价格标准，其LNG接收站
的交易价格如下表：
单位：元/方
北海 广西防城港 海南 深圳 天津 粤东 大连
设施名称 LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG
接收站 接收站 接收站 接收站 接收站 接收站 接收站
气态交付 0.18 0.2532 0.263 0.3118 0.30 无 0.335
液态交付 0.18 0.2375 0.263 0.3118 0.26 0.26 0.3144
根据合同约定以及历史期淡旺季的处理量权重比例情况，在预测期新奥舟山
内的气态交付服务费预测为0.2437元/方、液态交付服务费预测为0.2067元/方，
由于气态交付相比于液态交付增加了气化工序，导致交付服务费相对较高。根据
上表，新奥舟山服务收费定价处于行业内接收站收费的合理范围内，具有竞争性
和可持续性。
综上所述，本次主要产品销售单价的预测依据较为充分且具有谨慎性。
五、结合市场供求关系、主要客户行业景气度、竞争对手情况、行业竞争
地位、LNG 处理能力和利用率预测、上市公司报告期及未来需求量、第三方客
户情况、报告期经营情况及财务数据、地缘政治形势等，补充披露标的资产预
测期收入和净利润大幅增长的原因及合理性，是否有足够数量客户以支撑未来
750 万吨的实际处理能力
（一）天然气消费量快速增长，进口占比逐年提升以及浙江省庞大的天然
气消费需求为新奥舟山预测期收入和净利润大幅增长提供实现基础
LNG接收站的主要客户一般为城市燃气公司或者天然气贸易公司，下游客
户的行业景气度与天然气市场息息相关。受“煤改气”政策的推动、供给侧改革、
社会用电需求增长等政策导向和经济驱动的多重因素影响，我国城镇居民、工业
及发电用天然气的需求增长显著，2011-2021年我国天然气消费量复合增长率超
10%，天然气需求保持快速增长势头。2021年我国天然气占能源消费总量占比为
60
8.6%，根据《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》，2021-2030年，天然气
逐步占比达到15.0%左右的战略目标。
近年来，由于我国油气勘探开发速度放缓、天然气新建产能不足，国内天然
气供需缺口不断扩大、天然气进口占比逐年提升。我国LNG进口量的快速增长
愈发凸显LNG接收站资源的重要性。
2021年浙江省天然气消费量180亿方，同比增长25.9%，最近两年平均增长
10.4%。《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中提出，天然气消费量
在2025年将达到315亿立方米，较2020年浙江省天然气消费量有120%的增长。目
前，通过舟山接收站进口的LNG已成为浙江省第二大稳定气源。
舟山接收站位于东部沿海经济发达地区，拥有港口资源优势，同时紧靠长江
口，LNG供应可直接覆盖整个华东地区和长江沿线各省市，工业企业和城镇居
民的天然气消费需求巨大，为预测期收入和净利润大幅增长提供实现基础。
（二）新奥舟山行业地位突出，地理位置优越，面临竞争较小，有利于预
测期收入和净利润的实现
国内LNG接收站行业尚未形成充分竞争市场，市场集中度较高，长期以来
国内LNG接收站的建设和运营以国家管网、中海油、中石油、中石化为主。当
前，国内LNG接收站行业内运营企业的数量不多，尚未形成充分竞争市场，市
场集中度较高。
舟山接收站是首个国家能源局核准的由民营企业投资、建设和管理的大型
LNG接收站，集LNG接卸储存、气液外输、分拨转运、船舶加注、应急调峰等
多业务、多功能于一体，也是我国第一个可为国际航运船舶加注LNG清洁燃料
的项目。舟山接收站投产后，标的公司具备高效的运营效率，是在管线连接之后
最快达产的接收站之一，处理能力利用率也排名靠前，技术成熟度较高。
61
舟山接收站所处的舟山本岛位于长三角东部中间地带、靠近长江出海口，紧
邻浙江、江苏和上海市场，可便捷地服务华东地区并辐射长江沿岸市场；同时靠
近日本和韩国，未来可进一步打造东北亚交易中心。
舟山接收站周边目前仅有上海洋山LNG和宁波LNG两座接收站，其中上海
洋山LNG仅接入上海市本地环网，未接入国家管网，且受安全监管影响无法进
行液态装车，在气态交付市场和液态交付市场均不与舟山接收站产生直接竞争。
宁波LNG与舟山接收站距离较近，但双方气态交付客户不重叠，不存在直接正
面竞争；液态交付市场双方覆盖市场重合率较高，主要覆盖区域为浙江、安徽、
江西、闽北和苏南，但上述区域内总体需求足以容纳两座LNG接收站液态交付
供应。另外，根据新闻公开报道，位于杭州湾北岸嘉兴港东部的嘉兴LNG预计
将于2022年7月投产。嘉兴LNG与标的公司在建设规模、功能布局和目标市场都
不相同，不存在竞争关系。
综上所述，新奥舟山行业地位突出，地理位置优越，面临竞争较小，有利于
预测期收入和净利润的实现。
（三）LNG 处理能力和利用率预测处于合理范围，能够支撑预测期内收入
和利润增长
截至 2021 年末，国内共有 22 座接收站投入运营。2021 年及 2020 年各接收
站的处理能力利用率情况如下：
地区 LNG 接收站名称 2021 年 2020 年
新奥舟山 91%1 88%
中石油如东 98% 86%
华东 中海油宁波 100% 169%
（合计 6 座） 申能洋山 132% 115%
申能五号沟 89% 88%
广汇启东 72% 86%
北方 国家管网天津 125% 159%
62
地区 LNG 接收站名称 2021 年 2020 年
（合计 5 座） 国家管网大连 42% 44%
中石油唐山 68% 71%
中石化天津 112% 128%
中石化青岛 112% 114%
国家管网北海 52% 41%
国家管网迭福 104% 38%
国家管网洋浦 45% 29%
国家管网粤东 166% 62%
国家管网防城港 2 - -
华南
（合计 11 座） 中石油深南 29% 28%
中海油大鹏 117% 112%
中海油莆田 65% 42%
中海油珠海 134% 93%
九丰东莞 40% 71%
深圳燃气华安 14% 39%
数据来源：思亚能源咨询（北京）有限公司根据航运数据整理
注 1：标的公司 2021 年度处理能力利用率系按照年设计处理能力计算
注 2：国家管网防城港未纳入思亚能源咨询（北京）有限公司统计范围，故未列示其利用率数据
根据思亚能源咨询（北京）有限公司统计数据，2021年度舟山接收站的处理
能力利用率处于行业中上游水平，运营效率较高。
新奥舟山未来预测的处理能力和利用率情况如下：
项目 单位 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
处理量 万吨 240.00 360.00 450.00 530.00 570.00
实际处理能力 万吨 750.00 750.00 750.00 750.00 750.00
利用率 % 32% 48% 60% 71% 76%
预测期内，新奥舟山根据实际处理能力预测的利用率自32%逐步提升至
76%，相关预测较为谨慎，处于合理范围内，能够支撑预测期内收入和利润增长。
（四）上市公司报告期及未来需求量、第三方客户情况
63
上市公司的下游需求主要通过新奥销售公司销售实现，第三方客户主要为福
睿斯舟山和某舟山大型燃气发电公司，新奥舟山报告期及预测期内需求量分析如
下：
单位：万吨
序
需求方 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
号
1 城燃公司及小型终端 204 271 145 219 232 246 261
2 浙江某大型能源公司 - - - 280 280 280 280
3 某国有大型能源公司 41 45 70 200 200 200 200
- 上市公司需求合计 245 316 215 699 712 726 741
4 福睿斯舟山 12 19 50 50 50 50 50
5 某舟山大型燃气发电公司 - - - - 80 80 80
总需求量 257 336 265 749 842 856 871
预测处理量 - - 240 360 450 530 570
覆盖率（需求量/处理量） - - 110% 208% 187% 162% 153%
1、上市公司作为托运商的需求量情况
新奥销售公司下游LNG需求主要来自浙江省内城燃公司、小型终端以及某
浙江省内的大型能源公司。
（1）浙江省内城燃公司及小型终端的用气需求
2021年新奥销售公司通过新奥舟山供应的浙江省内城燃公司及小型终端处
理量总计为271万吨，考虑到2022年初俄乌冲突导致的进口天然气现货价格倒挂
影响，预计2022年全年新奥销售公司通过新奥舟山供应的浙江省内城燃公司及小
型终端处理量有所下降，之后每年小型终端需求保持稳定，由于城燃公司为刚性
需求，且根据历史数据统计，浙江区域城燃公司供气量年增幅在10%以上，因此
预计之后每年城燃公司需求保持约10%的增长。
（2）浙江省内某大型能源公司的LNG处理需求
64
根据新奥销售公司与浙江省内某大型能源公司签订的十年期《管输天然气购
销框架协议》，该公司的炼化项目投产后对舟山接收站的LNG处理需求达到280
万吨/年。《管输天然气购销框架协议》签署后，新奥销售公司与该客户继续签
署了《天然气销售与购买合同》，对于少提与短供、质量与标准、偏差结算等合
作内容进一步明确，细化了双方合作的约束措施。在“双碳”政策背景下，该能
源公司亟需向以天然气为主的能源结构转型。目前，标的公司与该能源公司已通
过管线实现物理联通，双方合作空间较大、未来按合同履行实现的可能性较高。
（3）某国有大型能源公司LNG处理需求
根据新奥股份与某国有大型能源公司签订的《合作框架协议》，舟山接收站
二期投产后，该大型能源公司要求在舟山接收站拥有年加工量不低于200万吨的
窗口期使用权，其中2022年预计代加工70万吨。该《合作框架协议》对于合作模
式、资源获取、费用支付、合作气量等合作内容做出了具体约定，交易双方属于
业内知名企业，且该国有大型能源公司是一家上中下游一体化、石油石化主业突
出、拥有比较完备销售网络、境内外上市的股份制企业，接收站资源需求比较确
定，未来按合同履行实现的可能性较高。
2、第三方客户作为托运商的需求量情况
（1）福睿斯舟山LNG处理需求
根据福睿斯舟山与新奥舟山签订的十年期《液化天然气接收站使用协议》，
确定在舟山接收站二期竣工并投入商业运营后，福睿斯舟山的合同处理量为50
万吨/年。该《液化天然气接收站使用协议》对于LNG的接收、天然气的交付、
付款等事项做出了明确约定，制定了双方合作的约束措施，未来按合同履行实现
的可能性较高。
（2）舟山某大型燃气发电公司LNG处理需求
2021年8月，舟山某大型燃气发电公司已向新奥舟山发出关于出具发电项目
供气支持性文件的商请函，预计2023年底项目一期投产后，LNG需求量为80万
65
吨/年。商请函由该大型燃气发电公司向新奥舟山发出，并经新奥舟山复函确认，
且对应项目已列入浙江省“十四五”电力规划，需求较为明确，未来按合同履行
实现的可能性较高。
（六）新奥舟山报告期内经营情况良好，业绩快速增长，为预测期内收入
和利润的增长打下基础
报告期内，新奥舟山的主要经营数据和财务数据如下所示：
项目 2021 年 2020 年 增长率
LNG 处理量（万吨） 334.94 256.62 30.52%
营业收入（万元） 137,737.16 91,887.84 49.90%
净利润（万元） 63,578.30 37,311.51 70.40%
报告期内，新奥舟山的管道项目、接收站二期项目陆续完工和投入运营，带
动其 LNG 处理量快速提升，从 2020 年的 256.62 万吨增长至 2021 年的 334.94
万吨，增长幅度为 30.52%。由于处理量的快速提升，新奥舟山的营业收入及净
利润水平也大幅提升。报告期内，新奥舟山分别实现营业收入 137,737.16 万元和
91,887.84 万元，同比增长 49.90%，分别实现净利润 63,578.30 万元和 37,311.51
万元，同比增长 70.40%。新奥舟山报告期内经营情况良好，业绩快速增长，为
预测期内收入和利润的增长打下基础。
（七）地缘政治对天然气市场产生的短期影响逐渐消退，不会对新奥舟山
预测期长期的收入和利润的增长产生重大影响
接收站使用方的进口LNG资源分为长协资源和现货资源，长协资源价格相
对稳定，现货资源价格受俄乌冲突等多重因素影响在2022年出现价格倒挂，导致
部分接收站使用方减少/延迟了部分LNG进口，新奥舟山LNG接收量同比出现下
降，预测2022年新奥舟山的业绩相比2021年出现下滑。
俄乌冲突发生后，全球天然气价格快速上涨，欧洲天然气基准价格从战争开
始前的30美元/百万英热最高飙升至68.6美元/百万英热。随着俄乌冲突的持续，
66
以及欧美对俄罗斯制裁的逐步推进，俄乌冲突对天然气市场产生的短期影响逐渐
消退，目前欧洲天然气基准价已经降至26美元/百万英热左右，相较战争初期的
最高点下降超过60%，如果地缘政治影响不再升级，预计未来全球LNG的价格将
逐步回落。详见本题回复“三、结合市场环境及竞争情况、行业竞争地位、生产
线建设情况、预测期每年LNG实际处理量、不同产品发展情况及前景分析、报
告期分产品产销量情况、地缘政治形势等，分产品补充披露预测期销量增长较大
的原因及合理性，并对销量变动对估值的影响进行敏感性分析”之“（三）地缘
政治对天然气市场产生的短期影响逐渐消退，不会对新奥舟山预测期销量的增长
产生重大影响”。
根据费氏全球能源咨询公司(FGE)、思亚能源（SIA）的研究成果、新华社
下属中国经济信息社发布的《中经社能源年报》以及壳牌石油（Shell）发布的
《LNG展望2022》，市场普遍认为中长期来看全球天然气供应将逐步恢复，现
货价格倒挂为短期现象，市场预计将逐步恢复正常。综合市场行情走势、主流市
场观点研判，预计2023年开始我国LNG进口将恢复正常水平。
综上所述，从长期看，地缘政治对LNG市场影响将逐步淡化，未来俄乌冲
突对新奥舟山的业务开展不会产生重大影响，亦不会对预测期内收入和利润的增
长产生重大影响。
（八）预测期收入及净利润大幅增长具备合理性
1、收入增长的合理性
（1）国内LNG市场增长空间较大
未来天然气市场空间广阔，随着“双碳”战略的推出，预计2022-2025年，
国内天然气需求稳定增长，供需缺口不断扩大、天然气进口占比逐年提升。标的
公司当前主要服务的浙江市场同样存在庞大的天然气消费需求。2021年浙江省天
然气消费量180亿方，同比增长25.9%；LNG消费量44亿方，占比24%。《浙江省
67
煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中提出，天然气消费量在2025年将达到315
亿立方米，较2020年浙江省天然气消费量有120%的增长。
（2）标的公司可利用处理能力充分、客户需求旺盛
新奥舟山突出的行业地位及显著的核心竞争优势为其预测期收入增长提供
保障，新奥舟山预测期内产能利用率由32%稳步增长至76%，处于合理范围。下
游客户需求充足且稳定增长，预测期内每年需求量覆盖率介于110%至208%，预
测期收入实现的可能性较高。
（3）地缘政治因素影响逐步消退
目前欧洲天然气基准价已经较高点下降超过60%，我国LNG国际现货价格与
国内现货价格差异也已逐步回归正常水平。综合主流市场观点研判，未来LNG
价格变动将更加反映全球天然气供需基本面，预计2023年开始我国LNG进口将
恢复正常水平。此外，考虑到短期地缘政治因素对进口气价的影响，预测期内2022
年的收入及利润情况已做下调处理，相关预测合理谨慎。
（4）国内复工复产稳步推进，下半年LNG需求快速上升
2022年上半年，全国疫情出现点多、面广、频发的特点，各地疫情防控措施
升级，经济活动减弱、交通及商业需求减少，进而导致城燃需求下降。随着疫情
逐步得到控制、各地复工复产有序推进，下半年是国内消费复苏和经济稳增长的
关键时期，根据重庆石油天然气交易中心统计，2022年5月我国城市燃气消费量
较去年同期增长5.90%，LNG需求预计将快速回升至正常水平。
综上，在前述充分论证了预测量合理增长以及价格稳定的情况下，预测期收
入增长具备合理性。
2、净利润大幅增长的合理性
除收入增长带动利润增长的因素外，新奥舟山预测期内净利润大幅增长还受
成本及费用影响。报告期及预测期新奥舟山的毛利率情况如下：
68
项目 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
毛利率 76.09% 74.21% 63.14% 69.96% 74.73% 77.62% 78.57%
新奥舟山收入的增长主要依靠LNG处理量的增长，新奥舟山主营业务成本
主要为固定资产折旧，报告期内固定资产折旧占营业成本比例超过70%，变动成
本占比较少，从而导致未来预测中，随着处理量的增加毛利率将有所上升。
预测期内，新奥舟山期间费用中的变动费用按照报告期的变动趋势进行预
测，固定费用根据计提标准进行测算。报告期及预测期新奥舟山期间费用情况如
下：
单位：万元
项目 2020 年 2021 年 2022 年 2023 年 2024 年 2025 年 2026 年
收入 91,887.84 137,737.16 111,467.69 149,956.58 189,313.73 224,088.62 241,476.06
销售费用 31.81 88.78 153.43 184.11 220.93 265.12 318.15
销售费用占比 0.03% 0.06% 0.14% 0.12% 0.12% 0.12% 0.13%
管理费用 3,064.68 4,066.61 6,338.80 6,936.40 7,694.49 8,375.76 9,141.75
管理费用占比 3.34% 2.95% 5.69% 4.63% 4.06% 3.74% 3.79%
研发费用 2,836.82 4,560.32 4,504.12 5,211.60 6,203.77 6,936.38 7,457.78
研发费用占比 3.09% 3.31% 4.04% 3.48% 3.28% 3.10% 3.09%
综上所述，预测期内，随着处理量及收入规模的扩大，新奥舟山毛利率变动
合理，期间费用占比与历史数据整体不存在较大差异，各项预测的依据较为充分，
净利润大幅增长具有合理性。
六、结合上市公司、可比交易案例的选取依据及可比性、标的资产市净率
高于同行业可比上市公司和近期可比案例等，补充披露标的资产评估增值和交
易作价的合理性
（一）标的资产评估值水平与同行业运营 LNG 接收站 A 股的上市公司比较
新奥舟山主营业务为液化天然气接卸、仓储、液态外输、气化加工及气化外
输、管输服务等，属于天然气产业链的重要环节之一，所处行业为天然气行业。
69
截至2021年末，我国一共22座LNG接收站，除中国石油等大型油气集团外，其
中拥有并运营LNG接收站的上市公司包括广汇能源、九丰能源、深圳燃气，其
余均为非上市公司。标的公司及同行业运营LNG接收站的A股上市公司市盈率及
市净率指标如下：
序号 股票代码 股票简称 市盈率 市净率
1 600256.SH 广汇能源 12.67 2.25
2 605090.SH 九丰能源 20.97 2.68
3 601139.SH 深圳燃气 17.72 2.06
平均 17.12 2.33
标的公司 14.99 3.25
注：市盈率=市值/归属于母公司股东净利润；市净率=市值/归属于母公司股东净资产；上表可
比上市公司相关数据取值时间为 2021/12/31。
本次评估中新奥舟山2021年12月31日市盈率取值为14.99倍，市净率取值为
3.25倍。截至2021年12月31日，新奥舟山的市盈率指标低于同行业运营LNG接收
站A股上市公司的平均值，市净率指标高于同行业运营LNG接收站A股上市公司
的平均值。考虑到行业内无以LNG接收站运营为主要业务的上市公司，上述公
司资本结构根据主营业务类型差异亦有所差异，其中广汇能源的主营业务除天然
气销售外还涵盖煤炭和煤化工产品销售，九丰能源的主要产品除LNG外还涵盖
LPG、甲醇、二甲醚等，深圳燃气主要业务为城市燃气供应，上述主营业务差异
导致部分市净率较低业务拉低了同行业LNG运营公司的市净率水平。同时新奥
舟山二期在2021年投产，其处理能力处于上升阶段，与上市公司的运营周期存在
差异，因此新奥舟山的市净率指标与同行业运营LNG接收站A股上市公司相比处
于合理范围内，估值水平具有合理性。
（二）标的资产评估值水平与市场可比交易比较
选取近年来交易标的主要业态为接卸、仓储、液态外输、气化加工及气化外
输、管输服务以及相关业务的重组案例作为可比交易，与标的公司在本次交易中
的评估值水平进行对比，情况如下：
70
时间 事件 标的情况 定价方法 市盈率 市净率
长葛蓝天（中广核宇龙）主要
蓝天燃气收购长葛蓝
业务为天然气管道输送及
2022/5/27 天（中广核宇龙） 收益法 14.84 10.37
供应、燃气配套设施施工
52%股权
与安装
中广核宇龙的主要业务为天
蓝天燃气收购中广核
2022/1/19 然气管道输送及供应、燃 收益法 15.87 7.39
宇龙 48%股权
气配套设施施工与安装
防城港天然气主要业务为泊
北部湾港收购防城港
2022/1/6 位装卸的 LNG、LPG 提供 资产基础法 - 1.13
天然气 49%股权
配套仓储服务
大连 LNG 公司主要负责国外
昆仑能源出售大连
采购的 LNG 在大连地区
2021/2/9 LNG 公司 75%股 收益法 14.14 2.84
的接卸工作，并对 LNG 进
权
行气化、外输和装车工作
京唐公司的主要经营范围包
括：液化天然气的接收、
昆仑燃气收购京唐公 储存并重新汽化；为船舶
2017/9/28 资产基础法 18.27 1.01
司 51%股权 提供码头施；在港区内提
供货物装卸、仓储服务以
及提供装车服务等
平均 15.78 4.55
标的公司 14.99 3.25
注 1：市盈率=标的资产评估值/评估基准日最近一年归属于母公司股东净利润；市净率=标的资
产评估值/评估基准日标的资产归属于母公司净资产账面价值
注 2：防城港天然气净利润为负，故均未列示市盈率指标
注 3：蓝天燃气收购长葛蓝天（中广核宇龙）52%股权项目于 2022 年 4 月 21 日披露草案，2022
年 5 月 27 日获得并购重组委审核有条件通过，由于该交易在本重组报告书（草案）首次披
露及本项目首次申报时尚未完成，因此未作为可比交易，考虑到该交易与蓝天燃气收购中
广核宇龙 48%股权为相同收购方和标的资产，具有相似性，且截至本反馈回复出具日已经
获得重组委审核通过，因此补充选取作为可比交易
由上表可知，本次交易标的公司的市盈率低于可比案例的平均水平。
本次交易中新奥舟山市净率高于部分可比交易案例的市净率，主要原因系评
估方法选择的差异。由于新奥舟山的核心价值为客户关系、渠道优势、规模优势、
地理位置优势等未能在账面体现的无形资源，竞争优势明显，未来持续盈利能力
较强，收益法更能合理体现新奥舟山的上述特点，因此选用收益法评估结果作为
评估结论，而由于不同交易中标的资产的业务发展、行业地位、所处区位的差异
导致了定价方法的选取差异，从而导致了不同交易标的资产的市净率水平存在一
71
定差异。可比交易中选择收益法结果作为评估结论的案例平均市净率为6.87，高
于新奥舟山的市净率水平，而与新奥舟山市净率偏离较多的可比交易均为采用资
产基础法评估结果作为评估结论。因此，本次交易中新奥舟山的市净率指标与可
比交易相比处于合理范围内，估值水平具有合理性。
七、补充披露收益法评估预测中是否充分考虑本次交易完成后，上市公司
与标的资产内部交易合并抵消的影响
根据本次交易的《备考审阅报告》，鉴于标的公司与上市公司之间内部交易
为逆流交易，本次交易完成后上市公司的营业收入与交易前基本保持持平，但是
成本减少将导致2021年归属于母公司所有者的净利润将由交易前的410,165万元
增至465,491万元，增幅为13.49%，主要系上市公司掌握舟山接收站的接卸和储
运能力后，可以增强公司获取和储备LNG资源的能力，减少接卸和储运成本。
本次评估对象为新奥舟山，在基准日的评估假设下，新奥舟山为独立法人主
体，根据评估准则故本次收益法评估预测无需考虑交易完成后，上市公司与标的
资产内部交易合并抵消的影响，仅从新奥舟山自身的经营历史以及未来市场发展
等，估算其未来经营期内的自由现金流量。
八、结合上述情况，补充披露本次评估溢价较高的原因及合理性
综合前述，本次评估溢价存在合理性，具体来看：
（一）选择收益法评估结果作为评估结论具备合理性
新奥舟山采用收益法进行估值的评估增值率为225.34%，低于可比交易案例
的平均评估增值率且低于采用收益法案例的平均增值率，本次新奥舟山的评估增
值率水平具备合理性。同时，天然气行业前景广阔，根据《“十四五”现代能源
体系规划》测算，2025年中国天然气消费量约为4,231-4,615亿方，预计2022-2025
年中国天然气需求将保持5%左右的年均复合增长率。
72
在市场增长预期下，标的公司业务发展稳定、规模增幅明显且具备可持续性。
收益法能更全面、合理地反映和体现标的资产的稀缺性价值和核心竞争力等无形
价值，采用收益法评估结果作为最终评估结论具有合理性。
（二）预测期销量具备充足的客户需求保障，增长具备合理性
国内LNG进口需求的快速增长愈发凸显LNG接收站资源的重要性，而LNG
接收站核心稀缺资产属性在华东地区尤为突出。新奥舟山具备显著的核心竞争优
势，行业地位突出，华东地区和长江沿线各省市庞大的天然气消费需求为新奥舟
山的预测期销量增长提供保障。同时，预测期内新奥舟山预计处理量最高达570
万吨/年，对应产能利用率为76%，其产能情况足以覆盖预测期内的处理量增长。
并且，新奥舟山在手合同和长期协议充足，预测期内每年需求量覆盖率介于110%
至208%，具备充足的客户需求保障，预测期处理量增长具备合理性。
（三）预测期主要产品销售单价的预测依据充分、合理谨慎
预测期内新奥舟山的销售单价根据与客户已签署的合同约定单价并参考历
史期淡旺季的处理量权重比例情况确定，且与行业内可比价格相比处于合理区间
内。综合来看，本次主要产品销售单价的预测依据较为充分且具有谨慎性。
（四）预测期收入和净利润增长具备合理性
目前，通过舟山接收站进口的LNG已成为浙江省第二大稳定气源。根据《浙
江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》，浙江省天然气消费量在2025年将达
到315亿立方米，较2020年有120%的增长。新奥舟山预测期收入和净利润增长具
备坚实基础。同时，新奥舟山行业地位突出，地理位置优越，面临竞争较小，有
利于预测期收入和净利润的实现。并且，预测期内新奥舟山根据实际处理能力预
测的利用率自32%逐步提升至76%、每年需求量覆盖率介于110%至208%，相关
预测较为谨慎，处于合理范围内，能够支撑预测期内收入和利润增长。
（五）地缘政治因素影响逐步消退
73
目前欧洲天然气基准价已经较高点下降超过60%，我国LNG国际现货价格与
国内现货价格差异也已逐步回归正常水平。综合主流市场观点研判，未来LNG
价格变动将更加反映全球天然气供需基本面，预计2023年开始我国LNG进口将
恢复正常水平。
（六）本次交易中市净率指标与可比交易相比处于合理范围内、估值合理
新奥舟山2021年12月31日市盈率取值为14.99倍，市净率取值为3.25倍，与同
行业运营LNG接收站A股上市公司相比处于合理范围内，且略低于可比案例的平
均水平、处于合理区间。整体来看，本次交易估值合理。
综上所述，本次评估溢价较高原因合理、依据充分。
九、评估机构核查意见
经核查，评估师认为：
上市公司补充披露了本次交易选择收益法评估结果作为评估结论，是由于收
益法能更全面、合理地反映和体现标的资产的稀缺性价值和核心竞争力等无形价
值。
上市公司补充披露了新奥舟山突出的行业地位、显著的核心竞争优势、产能
设计和建设情况、地缘政治影响的逐渐消退、下游客户意向性协议签署为预测期
销量增长提供保障，并对预测期销量、收入和利润的增长进行了合理性分析。
上市公司补充披露结合标的公司预测期销售单价是根据已签署业务合同确
定，且单价预测与行业内可比价格相比处于合理区间内的情况，上市公司对本次
交易对应的市盈率、市净率水平和可比公司、可比交易案例无重大差异的情况以
及本次交易作价具有合理性进行了披露和分析。相关补充披露内容及分析具有合
理性。
74
问题 12.申请文件显示，1）标的资产本次评估作价与前四次股权转让作价
相比增长较大。2）2020 年 4 月，新奥舟山与新奥聚能科技（廊坊）有限公司签
订《股权转让协议》，约定新奥舟山将其持有新奥舟山管道 100%股权以 33,180.00
万元价格转让给新奥聚能科技（廊坊）有限公司。3）2021 年 10 月，新奥科技
与新奥舟山签订《股权转让协议》，约定新奥科技将其持有新奥舟山管道 100%
股权以 65,216.00 万元价格转让给新奥舟山。请你公司：1）结合标的资产近两
年的市场环境、经营情况、业务发展情况、财务数据、历次收益法评估主要参
数差异情况及原因、资产置入等因素，逐次量化分析并补充披露前四次股权转
让作价与本次交易评估作价差异的原因及合理性，以及本次评估作价的公允性，
是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第三项有关规定，是否
存在关联方利益输送。2）补充披露新奥舟山管道报告期内先被置出后又被置入
标的资产的原因及合理性，以及交易定价的公允性。请独立财务顾问和评估师
核查并发表明确意见。
回复：
一、前四次股权转让作价与本次交易评估作价差异的原因及合理性，以及
本次评估作价的公允性，是否符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一
条第三项有关规定，是否存在关联方利益输送
（一）前四次股权转让作价与本次交易评估作价差异的原因及合理性
2019 年 12 月，新奥舟山召开股东会并作出决议，新奥清洁能源开发有限公
司、新奥资本管理有限公司将其持有的新奥舟山部分股权转让给新奥集团、新奥
控股、新奥科技，转让价格为 1 元/注册资本，定价依据参照新奥舟山接收站建
设及运行情况由双方协商确定。2019 年 12 月，标的公司第一次股权转让系同一
控制下股权转让，转让价格为 1 元/注册资本，与本次交易作价不具有可比性。
除此之外，本次交易所涉及的资产评估与标的公司进行的其他资产评估或估
值对比情况如下：
75
2021 年 7 月第四 2020 年 12 月第三次 2020 年 7 月第二
项目 本次评估
次股权转让 股权转让 次股权转让
评估基准日 2021 年 12 月 31 日 - 2020 年 6 月 30 日 -
评估值/
952,800.00 800,000.00 775,937.34 767,980.00
股权转让整体作价
截至评估基准日净
292,866.80 - 202,123.95 -
资产
一期已投运，二 一期已投运，二期在 一期已投运，二
舟山接收站状态 一期、二期均已投运
期在建 建 期在建
资产范围是否包含
新奥舟山管道、
包含 不包含 不包含 不包含
新奥舟山管道
技术
注：2020 年 12 月第三次股权转让价格以评估值为参考确定，评估方法为市场法。
本次交易所涉及的资产评估作价与标的公司进行的其他资产评估或估值作
价差异的原因及合理性如下：
1、我国天然气进口占比逐年提升，LNG 接收站资源的重要性愈加突出
近年来，我国油气勘探开发速度放缓、天然气新建产能不足。根据国家统计
局数据，2020 年度、2021 年度，我国石油和天然气开采业固定资产投资完成额
分别较上一年度减少 176.40%、35.20%。近年我国主要以提高储采比的手段增加
天然气产量，但是产量增速不及消费增速，2011-2020 年在天然气市场需求复合
增长率超 10%的情形下，国内天然气产量的复合增速仅为 7.02%，导致国内天然
气供需缺口不断扩大、天然气进口占比逐年提升。
76
单位：亿立方米
数据来源：国家统计局、Wind
此外，我国天然气管网建设速度放缓、互通互联程度不够等因素进一步限制
了我国天然气资源的调配，导致近年来我国天然气进口量持续走高，对外依存度
不断上升。2018 年我国进口天然气达 1,256.81 亿立方米，同比增长 31.5%，占
2018 年消费量的 44.4%；2019 年我国天然气进口量进一步增加至 1,342.64 亿立
方米，2020、2021 年年则分别增长至 1,413.52 亿立方米、1,675.00 亿立方米，近
三年增幅明显。
77
数据来源：海关总署、Wind
我国 LNG 进口量的快速增长愈发凸显 LNG 接收站资源的重要性。LNG 接
收站作为我国 LNG 进口的唯一窗口，在整个天然气产业链中具有接收、气化和
调峰功能，是产业链上的重要基础设施，截至 2021 年末，我国已投运 LNG 接
收站 22 座，仍较为稀缺，未来其在稳定天然气能源供应方面的作用愈加突出。
2、新奥舟山新建产能逐步释放，经营业绩提升
舟山接收站一期工程于 2018 年 8 月完工并进入试运行；舟山接收站二期工
程已于 2021 年 6 月完工并进入试运行，处理能力得到大幅提高。本次评估基准
日与前次股权转让基准日之间，标的公司的产能规模发生了较大变化，经营业绩
得到进一步改善，最近两年，标的公司主要财务数据如下所示：
单位：万元
项目 2021-12-31/2021 年度 2020-12-31/2020 年度
资产总计 732,393.93 832,959.52
所有者权益 292,866.80 292,278.17
营业收入 137,737.16 91,887.84
净利润 63,578.30 37,311.51
经营活动产生的现金流量净额 121,512.90 108,962.54
78
3、2021 年 10 月，新奥舟山管道 100%股权、新奥舟山管道技术 100%股权
置入新奥舟山，标的公司资产范围有所增加
新奥舟山管道、新奥舟山管道技术均为舟山接收站的配套公司，基于业务完
整性和协同性考虑，2021 年 10 月，新奥科技将所持新奥舟山管道 100%股权转
让给新奥舟山，新奥控股子公司新奥聚能科技（廊坊）有限公司将所持新奥舟山
管道技术 100%股权转让给新奥舟山，其中，新奥舟山管道 100%股权作价
65,216.00 万元，新奥舟山管道技术 100%股权作价 714.00 万元。上述两家公司
置入后，通过三家公司的密切协作，舟山接收站的功能得以充分发挥。本次评估
基准日与前次股权转让基准日之间，标的公司新增了新奥舟山管道、新奥舟山管
道技术两家子公司，标的公司资产范围有所增加。
综上所述，标的公司最近三年股权转让系当时交易双方基于交易时自身情况
并参照新奥舟山当时净资产、评估值及产能建设等情况，由交易双方充分协商后
确定的交易价格。最近三年股权转让与本次评估基准日之间，从标的公司所处市
场环境来看，我国天然气进口占比逐年提升，LNG 接收站资源的重要性愈加突
出，标的公司的舟山接收站下游市场需求持续增大；从标的公司经营情况、业务
发展情况、财务数据等方面来看，标的公司新建产能逐步释放，舟山接收站二期
工程于 2021 年 6 月完工并进入试运行，标的公司处理能力得到大幅提高，经营
业绩也随之提升，2020 年度、2021 年度实现的净利润分别为 37,311.51 万元、
63,578.30 万元；从标的公司资产置入来看，基于业务完整性和协同性考虑，2021
年 10 月，新奥舟山管道 100%股权、新奥舟山管道技术 100%股权置入新奥舟山，
标的公司资产范围有所增加。本次评估以 2021 年 12 月 31 日为基准日，采取资
产基础法和收益法进行对新奥舟山全部股东权益价值进行评估，并选用收益法评
估结果作为最终评估结果。由于本次评估时新奥舟山所处市场环境、自身经营情
况和盈利能力以及资产置入情况与历史转让时存在明显差异，且本次交易以评估
值为基础交易各方协商确定，因此本次交易作价高于历史转让作价具备合理性。
（二）本次评估作价的公允性，是否符合《上市公司重大资产重组管理办
79
法》第十一条第三项有关规定，是否存在关联方利益输送
详见问题 11 回复“六、结合上市公司、可比交易案例的选取依据及可比性、
标的资产市净率高于同行业可比上市公司和近期可比案例等，补充披露标的资产
评估增值和交易作价的合理性。”
本次交易估值是交易双方基于标的公司所处行业发展前景、业务成长性、盈
利预测增长率等一揽子方案综合考虑、公平谈判的结果，新奥舟山的市净率、市
盈率指标与可比交易相比处于合理范围内，估值水平具有合理性。
综上所述，本次交易估值与同行业可比上市公司及可比交易案例相比，具有
公允性，符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条第三项有关规定，不
存在关联方利益输送的情形。
二、新奥舟山管道报告期内先被置出后又被置入标的资产的原因及合理性，
以及交易定价的公允性
（一）新奥舟山管道报告期内先被置出后又被置入标的资产的原因及合理
性
2020 年 4 月 8 日，新奥舟山与新奥聚能科技（廊坊）有限公司签订《股权
转让协议》，约定新奥舟山将其持有的新奥舟山管道 100%股权转让给新奥聚能
科技（廊坊）有限公司。2020 年 4 月，外部股东 Prism Energy 入股新奥舟山接
收站资产之前，新奥舟山管道项目尚处于建设过程中，未投入运营，因此将新奥
舟山管道置出。
新奥舟山管道为舟山接收站的配套公司，新奥舟山管道项目于 2020 年 8 月
正式投入调试试运行，经过一年多运行已达到稳定运行状态，基于业务完整性和
协同性考虑，2021 年 10 月，新奥科技将所持新奥舟山管道 100%股权转让给新
奥舟山。新奥舟山、新奥舟山管道及新奥舟山管道技术的职能定位清晰、业务高
度分工，共同构成舟山接收站接卸、存储及外输等功能的有机整体。新奥舟山的
主要功能包括码头接卸、储罐存储、气态外输及液态外输，其中液态外输主要通
80
过槽车实现，气态外输主要通过管道实现，新奥舟山管道主要功能为通过管道提
供天然气管输服务。因此，在本次交易前，将新奥舟山管道注入标的公司，业务
方面能够进一步提升标的公司业务完整性及对天然气管道输送服务的业务管控
能力，并通过持续的产业协同增强标的公司的盈利能力及持续发展能力；财务方
面将减少既有及潜在关联交易，提升盈利质量。
（二）新奥舟山管道交易定价的公允性
新奥舟山管道先置出后置入标的公司涉及的股权转让均系同一控制下的股
权转让，转让价格参考基准日净资产额或评估值定价，具体如下：
2020 年 4 月 8 日，新奥舟山与新奥聚能科技（廊坊）有限公司签订《股权
转让协议》，约定新奥舟山将其持有的新奥舟山管道 100%股权以 33,180 万元价
格转让给新奥聚能科技（廊坊）有限公司，此时新奥舟山管道项目尚处于建设过
程中，未投入运营。新奥舟山管道于 2020 年 3 月 31 日未经审计的净资产为
33,180.00 万元，双方参考该净资产额并经协商一致确定转让价格，交易定价公
允。
2021 年 10 月，新奥科技与新奥舟山签订《股权转让协议》，约定新奥科技
将其持有新奥舟山管道 100%股权以 65,216.00 万元价格转让给新奥舟山，此时
新奥舟山管道已于 2020 年 8 月完工并进入试运行。该次股权转让定价系根据河
北宗威资产评估有限公司出具《新奥（舟山）天然气管道有限公司股东全部权益
估值报告书》为基础确定，该次评估选取市场法为评估方法，结合新奥舟山管道
的特点，选取市净率作为价值比率进行测算。截至估值基准日为 2021 年 6 月 30
日，新奥舟山管道全部股东权益价值为 65,216.81 万元，相较估值基准日为 2021
年 6 月 30 日净资产 56,561.30 万元增值 15.30%，经双方协议定价为 65,216.00 万
元，交易定价公允。
三、评估机构核查意见
经核查，评估师认为：
81
上市公司补充披露了本次评估时新奥舟山所处市场环境、自身经营情况和盈
利能力以及资产置入情况与历史转让时存在明显差异的情况，并对本次交易作价
高于历史转让作价以及本次评估作价的公允性的合理性进行分析，相关补充披露
内容及分析具有合理性。
82
