[公告]沃施股份:关于《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》的回复

时间:2018年05月16日 21:35:23 中财网








上海沃施园艺股份有限公司

关于

《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知书》的

回复



信会师函字[2018]第ZA171号

中国证券监督管理委员会:

立信会计师事务所(特殊普通合伙)(以下简称“会计师”或“我们”)于2018
年3月22日收到贵会180239号《中国证监会行政许可项目审查一次反馈意见通知
书》(以下简称“《反馈意见》”)。根据反馈意见要求,我们对反馈意见的下列问
题进行了专项核查,具体回复如下:

第7题

7、申请文件显示:1)中海沃邦的天然气开采业务基于与中石油煤层气有限
责任公司(以下简称中油煤)签订的《合作合同》,若未来国家对石油天然气合
作开发进行改革,相关政策发生变化,不排除导致标的资产与中油煤对《合作合
同》进行调整的可能性。2)中海沃邦天然气勘探、开发、生产、销售业务基于
与中油煤签订的《合作合同》。尽管中海沃邦与中煤油建立了长期稳定的合作关
系,但由于合作方单一,不排除中煤油因产业政策、自身经营业务变化或与中海
沃邦合作关系发生重大不利变化,使得合作双方需对合作合同作出重大调整,而
中海沃邦在短期内又无法拓展新的合作方,会导致中海沃邦面临业绩大幅波动的
风险。请你公司:1)补充披露中海沃邦与中油煤签署《合作合同》的商业背景。

2)补充披露国家对石油天然气合作开发的相关政策以及政策动向。3)上述合同
执行后续是否存在重大不确定性以及对中海沃邦持续盈利能力的影响。4)结合
中海沃邦历史沿革中的股东背景情况,补充披露中海沃邦与中油煤、中国石油
否存在关联关系。请独立财务顾问、律师和会计师核查并发表明确意见。







7-(1)补充披露中海沃邦与中油煤签署《合作合同》的商业背景。


回复:

《合作合同》签订时,中海沃邦承担了极大的勘探、开发风险

中联煤于1996年经国务院批准设立,主要从事煤层气资源的勘探、开发、
输送、销售和利用,享有对外合作进行煤层气勘探、开发、生产的专营权。后逐
步调整为中国中煤能源集团公司与中国石油各持有50%股权。2008年,根据国
家关于对中联煤股权结构进行调整的意见,中国石油从中联煤撤出50%的投资,
并接管多个对外合作区块。


东方物探设立于2000年,为中国石油天然气集团公司的全资子公司,以地
球物理方法勘探油气资源为核心业务,是中国石油找油找气的主力军和战略部队。


中油煤设立于2008年9月,是中国石油在原中联煤划转的矿权、资产和人
员基础上,独资成立的中国石油内唯一专门从事煤层气业务的油气田企业。中油
煤业务范围包括:煤层气资源的勘探、开发;对外合作进行煤层气勘探、开发。


(一)东方物探在2005年至2008年的勘探期内未获得显著的勘探成果

2005年8月,中联煤与东方物探签署了《合作勘探开发山西省石楼西区块
煤层气协议》,签订上述协议时,中联煤为中国石油天然气集团有限公司持股50%
的公司,东方物探为中国石油天然气集团有限公司持股100%的公司。协议约定:
(1)中联煤作为石楼西区块煤层气探矿权人与东方物探进行合作,中联煤负责
提供石楼西区块已有的相关资料,由东方物探在合作区块勘探和先导性试验,承
担所发生的所有费用,双方就石楼西区块的勘探进行合作,并约定勘探后如进入
开发和生产期,双方应参考国内现有的对外合作开发生产产品分成合同另行签署
合作开发生产合同。(2)东方物探承担区块内所有的勘探、开发费用。(3)在东
方物探回收全部勘探、开发的投资前,中联煤、东方物探的分成比例分别为6%、
94%;收回全部勘探、开发的投资后,中联煤、东方物探的分成比例分别为12%、
88%。



上述协议签订后,东方物探对石楼西区块开展了地震勘探工作,部署完成常
规沿沟弯线二维地震14条共计242公里。在对前述结果处理解释的基础上,2006
年东方物探完成永和1井钻完井工作;2007年完成永和1-1井、永和2井钻完井
工作。其中,永和1井、永和1-1井通过压裂试气发现日产0.3至0.55万方的工
业气流,表现为单井产量较低;永和2井未发现工业气流,勘探前景极堪忧。2008
年,东方物探通过进一步论证,部署完成永和3井、永和4井2口探井的钻完井
工作,压裂试气结果显示永和4井获得日产0.39万方工业气流,永和3井未获
得工业气流,仍然未获得勘探成功。


东方物探通过约3年的勘探,累计钻井5口,二维地震242公里,累计投资
仅0.65亿元,未获得突破性进展。同时,结合当时石楼西区块周边区块的勘探
情况,均未发现明确的储量情况,东方物探认为区块地质条件较为复杂,勘探风
险巨大,不具备开发价值致使勘探工作处于停滞状态。


(二)中海沃邦对石楼西区块的投入巨大,承担了极大的勘探、开发风险

2008年2月2日,东方物探与中海沃邦签署了《合作勘探开发山西省石楼
西区块煤层气合同》,约定:(1)在中联煤与东方物探签署的《合作勘探开发山
西省石楼西区块煤层气协议》协议项下,中海沃邦协助东方物探投入勘探费用、
生产费用并进行作业;(2)在中海沃邦回收全部勘探、开发的投资前,中联煤、
东方物探、中海沃邦的分成比例分别为6%、6%、88%;收回全部勘探、开发的
投资后,中联煤、东方物探、中海沃邦的分成比例分别为12%、12%、76%。


上述协议签订后,中海沃邦在东方物探前期认识的基础上,认真组织研究,
引进高端技术人才,陆续投入约0.14亿元,不断加深对石楼西区块的认识。随
着对石楼西区块地质条件认识的深入,中海沃邦认为石楼西区块具有进一步勘探
的价值。


2009年4月7日,国务院国资委以《关于中联煤层气有限责任公司国有股
权协议转让有关问题的批复》(国资产权【2009】235号)同意将中国石油所持
中联煤50%国有股权协议转让给中煤集团,并接管中联煤的多个对外合作区块,
其中包括石楼西区块。随着中国石油设立中油煤并逐步接管石楼西区块,2009
年8月13日,中油煤、东方物探与中海沃邦签署《山西省石楼西地区煤层气资


源开采三方协议》,其中约定中海沃邦向东方物探支付其前期投入的勘探相关费
用0.65亿元。同时,东方物探与中联煤层气签订的《合作勘探开发山西省石楼
西区块煤层气协议》及东方物探与中海沃邦签署的《合作勘探开发山西省石楼西
区块煤层气合同》终止,不再继续履行。同日,中海沃邦与中油煤签署了现时双
方正在有效执行的《合作合同》。


《合作合同》签订后,随着中海沃邦对石楼西区块地质认识的不断加深,于
2010年至2011年陆续投入约5亿元,采用先进的非纵二维地震勘探技术和国际
知名的钻井队伍,借鉴鄂尔多斯盆地、四川盆地,以及美国非常规气田的勘探经
验,进行地震及探井勘探。期间,部署完成非纵二维地震1,024公里,在科学布
井的条件下完成32口勘探井的钻完井工作。在新技术引进和新工艺的应用下,
2011年永和18井获得勘探重大突破,直井单井日产量突破1万方,显示出较好
的勘探开发前景。


鉴于地质勘探不具有连续性、可保障性,当时仍有部分勘探井未达到工业气
流,勘探风险依然存在。为降低勘探风险,进一步落实储量,2012年至2014年,
中海沃邦继续加大勘探的开发投入力度,追加投资约6亿元,部署钻井20口。

2013年,中海沃邦在永和18井区开展先导实验工程并开展水平井实验,并于2014
年4月实现投产,获得成功。2013年9月,中海沃邦协助中油煤编制完成永和
18井区储量报告,并于2014年6月完成永和18井区157亿方探明储量在国土
资源部的备案。


为提高地质认识,继续加快石楼西区块全区天然气的勘探、开发,中海沃邦
继续加大投资力度,2015年钻井20口,投入约5亿元。2015年12月,中海沃
邦协助中油煤编制完成永和30井区储量报告,并于2016年3月完成永和30井
区484亿方探明储量在国土资源部的备案。


2017年4月,中海沃邦协助中油煤编制完成永和45井区储量报告,并于2017
年6月完成永和45井区635亿方探明储量在国土资源部的备案。


综上,截至2014年底,中海沃邦在石楼西区块累计投入约12亿元,相对于
东方物探于2005年至2008年的投资规模,有着显著的提升,落实了永和18井
区的储量情况,在此过程中承担了极大的投资风险。



(三)中海沃邦在石楼西区块取得勘探开发成果源于认识的不断提升、适用
技术的优化,但仍面临一定的开发风险

中海沃邦在前人认识的基础上,引进高端技术人才,不惜高成本投入进行地
震及探井勘探。


在改进生产技术、提升产量方面,中海沃邦对区块的地质认识不断提高,钻
井成功率逐步提升。通过多种工艺技术筛选,最终采用水平井钻井及无限级压裂
储层改造技术,提高了水平井砂体钻遇率。


在成本控制方面,中海沃邦核心团队通过不断累积和总结前期钻井压裂施工
经验,逐步建立和完善成本质量控制管理体系,提升了与施工队伍的议价能力,
使得中海沃邦的单井生产成本也得以有效的控制和降低。


尽管中海沃邦已在上述领域取得了一定的成果,但基于行业的特殊属性,未
来石楼西区块的进一步开发仍存在不确定因素,例如对区块的地质认识仍需加强
完善,由于储气层横向变化较大且不连贯,砂体非均质性极强,导致水平井砂体
钻遇率难以保证;同时由于井下工艺复杂,存在施工风险;由此可能导致部分井
不能达到工业气流或者与投入不成比例。


同时,根据《合作合同》的约定,区块内天然气作业的一切勘探费用、开发
费用和生产费用由中海沃邦提供。从现阶段来看,虽然勘探风险有所降低,但前
述开发、生产的投资风险由中海沃邦独自承担。


因此,中海沃邦在履行《合作合同》的过程中,承担了全部的勘探开发资金
筹措义务,面临了极大的投资风险。


(四)《合作合同》签订过程合法有效

1、《合作合同》的签订参照了《对外合作开采陆上石油资源条例》

对于国有石油企业在境内从事中外合作开采陆上石油资源活动,有《对外合
作开采陆上石油资源条例》进行特别规范;但是对于与境内民营企业的合作,目
前没有法律法规进行明确的授权性规定,但是也没有法律进行禁止性规定,适用
一般法律规范。从政策导向层面看,石油行业一直以来都是国家鼓励和引导民营
企业进入的行业。



《对外合作开采陆上石油资源条例》(2007修订)第八条规定:中方石油公
司在国务院批准的对外合作开采陆上石油资源的区域内,按划分的合作区块,通
过招标或者谈判,与外国企业签订合作开采陆上石油资源合同。


中海沃邦与中油煤《合作合同》的签署及《合作合同》的约定内容参照了《对
外合作开采陆上石油资源条例》的相关规定。


2、中国石油、中油煤对《合作合同》的合法有效性不存在疑议

2016年5月16日,中国石油法律事务部出具《关于石楼西项目合同者开展
融资事宜的意见》,意见明确石楼西项目经中央专案组调查后,该项目不涉案;
支持中海沃邦开展融资事宜。


2017年10月24日,中介机构对中油煤相关负责人员进行的访谈,中油煤
相关负责人认为中油煤与中海沃邦的合作良好、配合、协作不错,合作远景较好,
目前合作稳定;《合作合同》的签署依据中国石油内部管理规定,履行了相应的
决策程序。


2017年12月11日,中油煤经报中国石油同意,向中海沃邦出具了《关于<
关于恳请对北京中海沃邦能源投资有限公司重大资产重组予以支持的函>的复
函》,复函同意中海沃邦依法依规开展资产重组。


2018年4月13日,中油煤出具了《关于石楼西项目合作合同及其相关修改
协议签约背景的说明》,明确:2014年,中油煤根据其内部相关文件的要求,将
石楼西项目合作合同等相关资料上报至中国石油进行了审查,《合作合同》的相
关修改均履行了中国石油的上报审批程序,并获得中国石油授权签署。中油煤对
《合作合同》及《合作合同修改协议》的效力不存在疑议。石楼西项目履行情况
正常,后续双方将继续按照合作合同及相关修改协议的有关约定执行合作勘探开
发。


综上,中海沃邦与中油煤《合作合同》的签署系双方协商、意思自治、商业
谈判的结果,《合作合同》签署履行了中油煤的内部审批程序,并获得了矿业权
中国石油的授权认可,《合作合同》不存在违反《合同法》第五十二条规定法
定无效的情形,签署过程合法、合规,《合作合同》不存在效力待定、无效的情


形,合法、有效。








7-(2)补充披露国家对石油天然气合作开发的相关政策以及政策动向。


回复:

石油天然气合作开发的相关政策

(一)《合作开采条例》的四次修订推动了PSC合同合作开发模式在我国
石油天然气行业的推广与应用

《合作开采条例》自1993年10月7日发布以来,共经历了4次修订。通
过2001年9月23日第1次与2007年9月18日第2次修订,我国增加了若干拥
有对外合作开采煤层气资源专营权的企业,扩大了对外合作开采煤层气的试点范
围。2011年9月30日,国务院对《合作开采条例》进行了第3次修订,参照国
际上PSC合同的通行格式,取消了对外合作开采石油天然气应当缴纳矿区使用
费的规定,使我国PSC合同的合作开发模式与国际接轨。2013年7月18日,《合
作开采条例》的第4次修订简化了石油天然气对外合作开发的行政审批手续,给
予了中方石油公司在签订产品分成合同时更大的自主权,进一步推动了PSC合
同合作开发模式在我国石油天然气行业的推广与应用。


(二)《天然气发展“十三五”规划》、《加快推进天然气利用的意见》等
产业政策鼓励创新天然气开发模式

我国油气体制进入深化改革阶段后,针对处于快速发展气的天然气行业,国
家发改委出台了《天然气发展“十三五”规划》、《加快推进天然气利用的意见》
等产业政策鼓励加大国内天然气资源勘探开发投入,优化国内外资源配置,创新
天然气开发模式。


为理顺行政职能,避免对市场的不当干预,2013年5月15日《国务院关于
取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》(国发〔2013〕19号)取消了石油、


天然气、煤层气中外合作合同审批,2014年1月28日《国务院关于取消和下放
一批行政审批项目的决定》(国发〔2014〕5号)取消了中外合作勘查、开采矿
产资源前置性审查,石油、天然气、煤层气对外合作有关事宜由矿业权人依法自
主决定,与外方合作公司的权利义务由合同予以明确。


2016年12月24日,国家发改委发布的《天然气发展“十三五”规划》要
求“全面深化油气改革”、“鼓励改革试点和模式创新。持续推进新疆油气勘查
开采改革试点,总结经验、完善制度并加快向全国推广。加大页岩气矿业权出让,
鼓励多元投资主体进入。总结和发展新疆、川渝、鄂尔多斯盆地等地区常规油气、
页岩气、致密气勘探开发企地合作、合资混改、引入竞争等创新模式”。上述规
划继续鼓励我国现有的包括产品分成合同在内的天然气合作开发创新模式,对包
鄂尔多斯盆地石楼西区块项目在内的天然气企地合作表示肯定。


2017年6月23日,国家发改委发布的《加快推进天然气利用的意见》进一
步明确“加强对民间投资的金融服务,积极推广政府和社会资本合作(PPP)等
方式,吸引社会资本投资、建设、运营天然气基础设施”。这一意见进一步明确
了国家政策对引入社会资本合作进行天然气产业合作开发的支持。


(三)山西省作为能源大省,积极推进国家关于天然气的政策的落地

在国家天然气产业政策的背景下,为进一步推进山西省能源供给结构转型,
建设安全、绿色、集约、高效的清洁能源供应体系和现代产业体系,2017年9
月11日国务院发布了《国务院关于支持山西省进一步深化改革促进资源型经济
转型发展的意见》,鼓励和支持在山西省开展煤炭消费等量、减量替代行动,扩
大包括天然气在内的清洁能源和可再生能源替代试点范围。意见要求“将煤层气
对外合作开发项目审批制改为备案制,将煤炭采矿权范围内的地面煤层气开发项
目备案下放至山西省管理”,简化了山西省煤层气合作开发的行政审批程序。


2017年国土资源部委托山西省国土资源厅对山西省10个煤层气勘查区块探
矿权出让面向社会资本进行了公开招标,鼓励具有天然气或煤层气等气体矿产勘
查、开采经验及业绩的公有制或非公有制公司,通过独立开发或与符合条件的企
事业单位合作开发,对招标区块内煤层气资源项目的探矿权进行投标。这反映了
我国支持和鼓励社会资本通过合作开发等多种模式进入天然气行业的政策导向
正从政策层面向更深层次的产业具体实践中一步步推广与落实。


综上,我国油气体制进入深化改革阶段后,国家出台了一系列的天然气行业


政策与行业规划,对引入境内外合作企业、引入社会资本,推进天然气合作开发
整体上持鼓励态度。山西省作为国家能源供给结构转型的重点试点地区,政府通
过简化行政审批程序等措施,为天然气合作开发项目进一步提供了良好的投资环
境。




7-(3)上述合同执行后续是否存在重大不确定性以及对中海沃邦持续盈利
能力的影响。


回复:

一、《合作合同》签订过程合法有效

1、《合作合同》的签订参照了《对外合作开采陆上石油资源条例》

对于国有石油企业在境内从事中外合作开采陆上石油资源活动,有《对外合
作开采陆上石油资源条例》进行特别规范;但是对于与境内民营企业的合作,目
前没有法律法规进行明确的授权性规定,但是也没有法律进行禁止性规定,适用
一般法律规范。从政策导向层面看,石油行业一直以来都是国家鼓励和引导民营
企业进入的行业。


《对外合作开采陆上石油资源条例》(2007修订)第八条规定:中方石油公
司在国务院批准的对外合作开采陆上石油资源的区域内,按划分的合作区块,通
过招标或者谈判,与外国企业签订合作开采陆上石油资源合同。


中海沃邦与中油煤《合作合同》的签署及《合作合同》的约定内容参照了《对
外合作开采陆上石油资源条例》的相关规定。


2、中国石油、中油煤对《合作合同》的合法有效性不存在疑议

2016年5月16日,中国石油法律事务部出具《关于石楼西项目合同者开展
融资事宜的意见》,意见明确石楼西项目经中央专案组调查后,该项目不涉案;
支持中海沃邦开展融资事宜。


2017年10月24日,中介机构对中油煤相关负责人员进行的访谈,中油煤
相关负责人认为中油煤与中海沃邦的合作良好、配合、协作不错,合作远景较好,
目前合作稳定;《合作合同》的签署依据中国石油内部管理规定,履行了相应的
决策程序。



2017年12月11日,中油煤经报中国石油同意,向中海沃邦出具了《关于<
关于恳请对北京中海沃邦能源投资有限公司重大资产重组予以支持的函>的复
函》,复函同意中海沃邦依法依规开展资产重组。


2018年4月13日,中油煤出具了《关于石楼西项目合作合同及其相关修改
协议签约背景的说明》,明确:2014年,中油煤根据其内部相关文件的要求,将
石楼西项目合作合同等相关资料上报至中国石油进行了审查,《合作合同》的相
关修改均履行了中国石油的上报审批程序,并获得中国石油授权签署。中油煤对
《合作合同》及《合作合同修改协议》的效力不存在疑议。石楼西项目履行情况
正常,后续双方将继续按照合作合同及相关修改协议的有关约定执行合作勘探开
发。


综上,中海沃邦与中油煤《合作合同》的签署系双方协商、意思自治、商业
谈判的结果,《合作合同》签署履行了中油煤的内部审批程序,并获得了矿业权
中国石油的授权认可,《合作合同》不存在违反《合同法》第五十二条规定法
定无效的情形,签署过程合法、合规,《合作合同》不存在效力待定、无效的情
形,合法、有效。


二、双方业务合作稳定,《合作合同》的后续执行不存在重大不确定性

(一)《合作合同》执行以来,与中油煤不存在纠纷

自《合作合同》签署以来,中海沃邦与中油煤在合作开发过程中建立了长期
稳定的合作关系,合作关系良好,不存在争议和纠纷。


(二)双方稳步推进石楼西区块天然气资源的开发,并取得了良好的效果,
符合双方合作开采的初衷

目前,石楼西区块已取得经国土资源部备案的探明地质储量1,276亿方、技
术可采储量610亿方、经济可采储量443亿方,取得了良好的勘探成果。


石楼西区块永和18井区已经入生产期并取得了天然气5亿立方米/年的采矿
许可证。永和45-永和18井区天然气12亿立方米/年的开发方案已完成在国家能
源局的备案,正在按照相关规定办理天然气12亿立方米/年的采矿许可证。


中油煤、中海沃邦的合作加速了石楼西区块天然气资源的开发,符合中油煤、
中海沃邦签订《合作合同》时的初衷。石楼西项目是中油煤正在打造的对外合作
业务的品牌和示范项目,引领和带动中油煤对外合作业务有质量、有效益、可持


续发展。


中油煤与中海沃邦在石楼西区块内建立了良好的合作关系,能够稳步推进石
楼西区块天然气资源的开发。


(三)《合作合同》的条款设置保障了《合作合同》的持续可执行性

1、《合作合同》的合作期限较长

产品分成合同是国际油气田开发项目中所采取的一种惯常合作模式,为保持
经营的连贯性、稳定性,同时保证合同方的利益,一般合同期限均在几十年。中
油煤与中海沃邦签订的《合作合同》的期限为30年,对合同执行的可持续性提
供了契约保证。


2、《合作合同》对中油煤与中海沃邦的具体权利与义务进行了明确约定

中海沃邦与中油煤签署的《合作合同》对合作期间中油煤与中海沃邦的具体
权利与义务进行了明确约定,对石楼西区块的勘探、开发阶段的具体工作流程中
双方的职责进行了明确划分,保障了合作过程中相关工作的有序开展。


3、《合作合同》约定成立联管会作为石楼西区块项目合作中的管理机构

《合作合同》约定成立联管会作为石楼西区块项目的管理机构,共同管理合
作开发中的开采计划、开发方案等重大事项,联管会做出的决定对双方具体有同
等约束力,形成了合作中有效的沟通机制,保障了合作期间合作的顺利推进,保
证了石楼西项目生产、经营的稳定性。


4、《合作合同》约定了协商机制

在PSC合同中,资源方与合同方在签署合同时,通常已经秉持了审慎的态
度,对合同期限内合同执行的可行性与可持续性进行了仔细地分析与考量,针对
可能遇到的不利情形事先约定了沟通渠道与解决办法。当出现影响双方合作的不
利因素时,能够通过友好协商、签署补充协议等方式达成一致意见,以保障双方
利益并确保合同继续执行。


中油煤与中海沃邦签订的《合作合同》约定了可以通过友好协商、签署补充
协议等方式对合作中出现的《合作合同》中未明确的事项进行补充约定的协商、
沟通机制,以保障双方利益并确保合同继续执行。


三、中海沃邦建立了符合国家标准的健康安全环境管理体系,保障了《合


作合同》的有效执行

(一)生产过程中存在的主要风险及影响范围

结合区块勘探开发实际,在整个勘探环节中存在的潜在风险主要为钻井、试
气修井过程中可能出现的井涌溢流(严重时发生井喷)风险,以及生产过程中出
现的井口管线、阀门等刺穿漏气(严重时发生火灾)风险。


由于钻井及试气修井等工作基本是以单井为单位,若施工过程中出现井涌溢
流(严重时发生井喷),一般只会对该井有影响,不会对周边井产生影响;生产
井基本是单井单线,若井口发生刺穿漏气(严重时发生火灾),只需将其紧急切
断关停即可,对周边井亦无影响。


(二)中海沃邦的健康安全环境管理制度及保障措施

针对生产经营过程中可能存在的主要风险,中海沃邦根据GB/T24001-2004
《环境管理体系要求及使用指南》、GB/T28001-2011《职业健康安全管理体系要
求》和国际石油天然气公司良好的作业实践,结合中海沃邦的实际运营情况,中
海沃邦制定了《健康安全环境管理体系手册》。该手册是中海沃邦在健康、安全
与环境管理体系方面的制度性文件,中海沃邦的全体员工及相关供应商须遵照执
行,健康安全环境表现和业绩是奖励、聘用人员及雇佣供应商的原则。


总经理是中海沃邦健康、安全、环境管理的第一责任人,全面负责中海沃邦
的安全生产工作。中海沃邦下设健康安全环保部(HSE),全面负责健康安全环
境管理体系制度文件的制定、修改并协调中海沃邦各部门执行前述制度。健康安
全环保部的主要管理人员均为具有注册安全工程师、非煤矿山安全管理资格证、
危险化学品安全管理资格证等相应资质及经验的人员。


除健康安全环保部,中海沃邦下设生产运行部、地质油藏部、合同采办部、
钻井工程部、压裂工程部、地面工程部等职能部门,具体负责《危害因素识别与
风险评价管理程序》、《供(承包)方管理程序》、《环境保护管理程序》、《事故事
件管理程序》、《应急管理程序》、《作业许可管理程序》、《工程项目HSE管理规
定》、《安全环保隐患管理规定》、《防火防爆管理规定》、《作业安全分析规定》、
《污染物管理规定》等作业程序和作业指导文件的执行,负责危害因素辨识、风
险评价和风险控制、对工作安全进行分析,建立相应的应急管理措施,同时按照
前述制度、手册的规定对供应商进行管理。


通过上述制度管理及保障措施,中海沃邦能够有效预防、避免井涌溢流(严


重时发生井喷)、刺穿漏气(严重时发生火灾)等风险。


报告期内,中海沃邦健康安全环境管理体系有效运作,未发生重大安全事故,
未因安全生产受到行政处罚,中海沃邦对石楼西项目安全环境的有效管理保障了
《合作合同》后续执行的有效性。


四、因政策原因对《合作合同》进行调整的可能性较小

(一)PSC合同是国际油气田项目开发中所采取的一种惯常合作模式,目前
尚未出现过资源方单方面终止PSC合同的情况

PSC合同是国际油气田项目开发中所采取的一种惯常合作模式。1993年,《对
外合作开采陆上石油资源条例》首次发布,其目的在于保障石油工业的发展,促
进国际经济合作和技术交流。


在政策的支持下,我国石油天然气骨干企业签订了多份PSC合同,如中联
煤与美中能源有限公司(美国)于2003年签订的潘庄区块煤层气合作开发合同、
中联煤与亚美大陆煤炭有限公司于2004 年签订的马必区块煤层气合作开发合
同、中联煤与奥瑞安能源国际有限公司于2006年签订的三交区块煤层气合作开
发合同。此外,根据中国海洋石油总公司(以下简称“中海油”)的报道,中海
油已签订超过200份PSC合同。


经检索网络资料、查询中国石油天然气骨干企业的报道,在合同方(作业方)
遵守PSC合同约定的情况下,未出现过资源方单方面终止PSC合同的情况。


(二)天然气合作开发具有良好的政策环境

我国油气体制进入深化改革阶段后,国家出台了《天然气发展“十三五”规
划》、《加快推进天然气利用的意见》等一系列的天然气行业政策与行业规划,对
引入社会资本,推进天然气合作开发整体上持鼓励态度。山西省作为国家能源供
给结构转型的重点试点地区,政府通过简化行政审批程序等措施,为天然气合作
开发项目进一步提供了良好的投资环境。


我国石油天然气合作开发的相关政策正逐步从政策层面进一步推广落实到
具体实践,政策环境良好,出现因政策因素导致《合作合同》终止或者对《合作
合同》进行重大修改的可能性较小。


因此,结合PSC合作现状,以及现行天然气合作开发产业政策及政策方向,
《合作合同》因政策原因终止的可能性极小。



五、《合作合同》根据合同提前终止的可能性较低

《合作合同》中关于合同终止的相关条款如下:

“发生如下情形之一的,本合同终止:

1、中海沃邦在勘探期第一阶段期满时,选择终止本合同;

2、勘探期期满,或按照本合同第4.3款规定的勘探期的延长期期满时为止,
合同区内没有任何商业性煤层气的发现;

3、如合同区内只有一个商业性生产的煤层气田时,则该煤层气田的生产期
终止时;

4、如合同区内有两个或两个以上具有商业性生产的煤层气田时,则生产期
最晚终止的一个煤层气田的生产期终止时;

5、从本合同开始执行之日起的第30个合同年的最后一日结束时,本合同即
告终止,除非按本合同规定另外延长;

6、被有管辖权的法院判定以任何方式终止其存续。


7、本合同任一方有严重违反本合同的行为时,另一方有权要求该方在一个
合理的期限内改正该违反本合同的行为。如果在此期限内该违反本合同的行为没
有得到令人满意的改正,则要求改正违约行为的一方有权在书面通知违反合同的
一方90天后,终止本合同。


8、如中海沃邦未能执行下列任何一项义务,并且在收到中石油煤层气公司
以书面通知说明其违约事宜后60天内未能对该违约予以纠正,中石油煤层气公
司有权单方终止本合同:

按本合同的规定完成勘探期任一阶段最低勘探工作义务和预期的年度最低
限度勘探费用;按期支付本合同规定的协助费、探矿权和采矿权使用费、相关人
员的工资和其他费用。”

《合作合同》终止条款中第1至5条为合作区域内没有发现商业气田或商业
气田生产期结束的合同自然终止的情形,永和18井区已经进入生产期,不存在
因上述条款而提前终止的可能。


《合作合同》终止条款中第6条为有管辖权的法院判定终止的情形,中海沃
邦与中油煤的合作关系密切且稳定,不存在任何纠纷、争议及诉讼情况。



《合作合同》终止条款中第7至8条为由于中海沃邦严重违约,并在规定期
限内拒不改正致使合同终止的情形,中海沃邦已与中油煤合作多年且合作关系稳
定良好,根据中油煤的访谈记录及其出具的说明,中海沃邦与中油煤目前不存在
违约或合同终止的情形,未来出现该情况可能性较低。


因此,中海沃邦与中油煤发生《合作合同》中约定的提前终止情形的可能性
较低,《合作合同》的解约风险较低。


综上所述,从签约背景、条款设置、产业政策以及双方合作关系等多个角度
分析,《合作合同》的后续执行不存在重大不确定性,对双方业务合作的稳定性
不存在重大不利影响。通过分析《合作合同》的终止条款,其所约定的致使《合
作合同》终止的各种情形发生可能性均较低,故《合作合同》的解约风险较低。




7-(4)结合中海沃邦历史沿革中的股东背景情况,补充披露中海沃邦与中
油煤、中国石油是否存在关联关系。


回复:

一、中海沃邦历任股东主要背景

根据中海沃邦的工商档案记载,中海沃邦的历任股东包括兄弟姐妹、王国巨、
鑫都集团、沃邦能源、再智经贸、山西华谊、海阔实业、大捷山煤业、哲信天贸
易、博睿天晟、山西孝东、山西荣圆、山西汇景、山西瑞隆、上海慎逸、宁波众
泰等主体。前述各股东之间的关联关系及背景具体如下:

1、兄弟姐妹、再智经贸、沃邦能源是王国巨的关联企业。根据网络检索资
料,王国巨曾任中国石油化工股份有限公司管理的胜利油田电视台台长,自2005
年开始进入能源领域。


2、山西华谊、山西孝东、大捷山煤业为李景虎的关联企业。李景虎主要通
过其关联公司从事煤炭的开采及贸易。


3、山西荣圆、山西汇景为刘庆礼实际控制的企业。刘庆礼主要通过其关联
公司从事房地产项目、股权投资等。


二、中海沃邦现任及历任股东与中油煤、中国石油不存在关联关系


经查询中海沃邦原股东时任中海沃邦股东时的工商信息,公开查询了其董事、
监事、高级管理人员名单,并取得了中海沃邦各阶段实际控制人的确认,确认中
海沃邦原股东与中油煤、中国石油不存在关联关系。


查询了山西汇景、山西瑞隆、博睿天晟、耐曲尔的工商信息,取得了其股东、
董事、监事及高级管理人员、耐曲尔普通合伙人、有限合伙人出具的《关于不存
在关联关系之承诺函》,确认中海沃邦原股东与中油煤、中国石油不存在关联关
系。


中油煤出具了《关于石楼西项目合作合同及其相关修改协议签约背景的说
明》,确认中油煤与中海沃邦仅就石楼西项目进行合作,其各股东与中油煤无关
联关系;同时确认,2014年中国石油开展清理规范国内石油资源合资合作项目
的工作时,中油煤根据内部要求,将石楼西项目合作合同等相关资料上报至中国
石油重新审查确认。当前,石楼西项目执行中出现的重大事项,均需由中油煤按
中国石油的要求,将有关情况予以上报。中油煤对合作合同及其相关修改协议
的签署、效力不存在疑议,目前石楼西项目履行情况正常,后续双方将继续按照
合作合同及相关修改协议的有关约定执行合作勘探开发。




经核查,会计师认为:现行天然气合作开发产业政策及政策动向对《合作
合同》的执行不存在重大不确定性,对中海沃邦的持续经营能力不存在不利影
响。中油煤、中国石油与中海沃邦历任股东不存在关联关系。






第8题

8、申请文件显示,永和18井区产品收入分配如下:假定R=中海沃邦累计
获得的收入(不含回收的生产作业费)/中海沃邦投入的全部勘探费用和开发费
用。在永和18井区的勘探费用和开发费用回收完毕之前,即R<1时:(a)支付
增值税及其附加和资源税;(b)扣除上述费用后的13%作为留成气收入支付给中
石油煤层气公司;(c)扣除前述两项后剩余的部分作为回收气收入支付给中海沃


邦。请你公司:1)补充披露目前R的计算过程,具体数值。2)永和井区的勘
探费用和开发费用回收完毕的预计时间。3)1≤R<1.5、R≥1.5的预计时间和依据。

4)上述利润分配的依据以及商业合理性。请独立财务顾问和会计师核查并发表
明确意见。


8-(1)补充披露目前R的计算过程,具体数值。


回复:

一、目前R值的计算过程

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:

R =
合同者累计所获得的收入(不含回收的生产作业费)
(合同者投入的全部勘探费用和开发费用)


其中:

“合同者累计获得的收入”为中海沃邦公司生产销售以来截至2016年12
月31日和2017年12月31日的累计收入金额。


“合同者投入全部勘探费用和开发费用”是根据垂直井、水平井、地面工程
未来预测投入成本加计已经实际发生的油气资产、固定资产、在建工程的总成本
额。








根据2016年和2017年审定数据计算的R值计算过程见下表:

单位:万元

年度

2017年度

2016年度

累计获得的收入

136,788.00

59,631.44

投入的全部勘探费用和开发费用

775,315.81

775,315.81

R

0.18

0.08






8-(2)永和井区的勘探费用和开发费用回收完毕的预计时间。


回复:

一、勘探费用和开发费用回收完毕的预计时间

未来累计分成收入是根据预计销售单价、预计的年产量和年销量扣除相关费
用的收入金额。


经测算,永和45-永和18井区预计在2023年起分成率调整为76.00%,在
2026年起分成率调整为74.90%,具体数据如下表:



单位:万元

年份

2020年度

2023年度

2026年度

累计分成收入

359,330.88

821,245.90

1,244,680.78

总投资额

775,315.81

775,315.81

775,315.81

R值

0.46

1.06

1.61

分成比例R

87.00%

76.00%

74.90%

分成后获得的收入

140,815.03

139,573.37

139,701.28



根据上表,截至2023年永和井区的累计分成收入为821,245.90万元,勘探
费用和开发费用总投资额为775,315.81万元,回收完毕的预计时间为2023年。




8-(3)1≤R<1.5、R≥1.5的预计时间和依据。


回复:

一、预计时间和依据

R =
合同者累计所获得的收入(不含回收的生产作业费)
(探明矿区期末经济可采储量 探明矿区当期产量)


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%。


对预测年分成比例计算时,每年的分成比例结合累计获得的分成收入及永和
45井区及永和18井区总投资规模进行测算,后续年份按上述办法以此类推,根
据相关测算,预计在2023年起分成率调整为76.00%,在2026年起分成率调整
为74.90%,具体数据如下表:

单位:万元

年份

2020年

2023年

2026年

累计分成收入

359,330.88

821,245.90

1,244,680.78

总投资额

775,315.81

775,315.81

775,315.81

R值

0.46

1.06

1.61

分成比例R

87.00%

76.00%

74.90%

分成后获得的收入

140,815.03

139,573.37

139,701.28



依据上表计算:1≤R值<1.5预计为2023年至2025年,R值≥1.5为2026年
及以后。




8-(4)上述利润分配的依据以及商业合理性。


回复:

2015年12月31日,中海沃邦与中油煤签订了《合作合同修改协议》,该协
议对勘探费用和开发费用在不同回收阶段下,中海沃邦与中油煤的产品收入分成
比例进行了约定。上述分成比例的确定是合同双方在考虑了区块内天然气勘探开
发费用的承担、天然气勘探开发风险、合作开发的分配惯例等因素的影响,由商
业谈判得到的结果。


一、区块内天然气的勘探开发资金全部由中海沃邦提供

根据《合作合同》的约定,区块内天然气作业的一切勘探费用、开发费用和
生产费用由中海沃邦提供。天然气勘探开发行业区别于一般的生产型行业,是一
个资本密集型、技术密集型的行业。


石楼西区块位于黄河以东,吕梁山西麓,勘探面积1,524.34平方公里,区块
内多山地、丘陵地貌,交通条件差,勘探开发面积大,对区块的勘探开发资金需


求提出了较高的要求。石楼西区块的地貌特征、开发面积给适用的天然气勘探开
发技术亦提出了较高的要求,同时石楼西区块远离城市、生活工作条件较差,大
部分技术人员需常驻项目现场,中海沃邦需要提供有竞争力的薪酬以吸引天然气
勘探开发领域的专业技术人才。


因此,中海沃邦在履行《合作合同》的过程中,承担了全部的勘探开发资金
筹措义务,需要在勘探、开发费用回收之前,取得相对较高的分成比例。


二、中海沃邦承担了较高的投资风险

2009年,中海沃邦与中油煤签订《合作合同》时,中联煤、东方物探、中
油煤等相关单位已在石楼西区块陆续开展了3年左右的勘探工作,尚未取得任何
经国土资源部门备案的储量报告。因此,在签订《合作合同》时,中海沃邦面临
着较大的勘探风险。截至2015年12月《合作合同修改协议》签订时,经国土资
源部备案的储量仅有永和18井区,除此之外的其他区域勘探风险亦不可忽视。


除勘探风险外,天然气的开发风险亦是影响天然气投资风险的重要方面。天
然气的开采量与诸多因素相关,如科学配产、勘探开发工艺技术、天然气价格、
操作成本、增产措施等。在高额资金投入的情况下,可通过合作开发中的收入分
配获得一定的风险补偿。


因此,收入分配比例的确定,以及在不同勘探费用和开发费用回收阶段下进
行收入分配比例的调整具有合理性。


三、PSC合同是国际油气田项目开发中的惯常合作模式,作业方前期承担
较高勘探开发风险,不确定性高,因而通常分成比例较高

(一)分成比例较高符合PSC合作的惯例

PSC合同中作业方均能够获取相对较高的分成比例,源于作业方承担了全部
的勘探风险,且勘探损失的风险较高,由于天然气资源勘探的结果无法被准确预
测,企业需承担相应的不确定性的风险,进而提高了项目开发的前期成本。作业
方获得相对较高的分成收入比例,在一定程度上是对前期承担的勘探风险的补偿。


(二)分成比例因勘探开发费用承担比例不同而有所不同


根据我国对外合作开发天然气(煤层气)资源的惯例,资源方与合同方一般
按照开发费用的承担比例确定产品的分成比例。而中海沃邦需要承担石楼西区块
天然气勘探、开发阶段的所有费用,且在费用回收完毕前即需要与中油煤进行天
然气销售收入的分成,因此中海沃邦初始分成比例高于其他合作方。随着费用回
收比例的提高,中海沃邦取得分成收入的比例逐渐下降,分别为87%、76%、74.9%,
相较于其他天然气合作区块,中海沃邦取得分成收入比例符合PSC合作的惯例。

具体对比如下:

根据公开资料,天然气行业合作开发领域内其他公司的分配情况如下:

合作区块名


PSC合同资源方
(矿权所有人)

PSC合同作业


合同期限

开发费用承担
比例

分成比例

潘庄项目

中联煤

美中能源有限
公司

25年,2003
年至2028年

资源方:20%

作业方:80%

资源方:20%

作业方:80%

马必项目

中国石油

亚美大陆煤层
气有限公司

30年,2004
年至2034年

资源方:30%

作业方:70%

资源方:30%

作业方:70%

三交煤层气
区块项目

中国石油

奥瑞安能源国
际有限公司

30年,2006
年至2036年

资源方:30%

作业方:70%

资源方:30%

作业方:70%

石楼西项目

中国石油

中海沃邦

30年,2009
年至2039年

作业方:100%

资源方:13%

作业方:87%



注:美中能源有限公司、亚美大陆煤层气有限公司均为亚美能源(02686.HK)
的全资子公司;奥瑞安能源国际有限公司为油气控股(00702.HK)的全资子公
司。


(1)中联煤、美中能源有限公司合作的潘庄项目

潘庄区块位于沁水盆地南部,产品分成合同项下总面积为141.8平方公里。

潘庄区块的产品分成合同最初由中联煤层气有限责任公司(以下简称“中联煤”)
及美中能源有限公司(美国)(以下简称“美中能源(美国)”)于2003年3月3
日订立,随后由中联煤、美中能源(美国)、美中能源有限公司(以下简称“美中
能源”)于2005年7月8日作出修订,据此美中能源取代美中能源(美国)成为
潘庄项目的外方合同方及作业者。


(2)中国石油、亚美大陆煤层气有限公司合作的马必项目

马必项目位于山西晋城,沁水盆地南部,产品分成合同项下总面积为898.2
平方公里。马必区块的产品分成合同最初由中联煤、亚美大陆煤炭有限公司(以
下简称“亚美煤炭”,注册于美国)于2004 年7 月15 日订立。2005年8月25


日,中联煤、亚美煤炭、亚美大陆煤层气有限公司(以下简称“亚美大陆煤层气”)
作出修订,由亚美大陆煤层气替代亚美煤炭成为马必项目的外方合同方及作业者。

2008年,由于中联煤层气进行内部重组,中联煤于马必产品分成合同下的全部
权利及责任由中国石油天然气集团公司(以下简称“中国石油集团”)实际承担。

2012年7月,中国石油集团、中联煤、亚美大陆煤层气修订了马必项目的产品
分成合同,中联煤将其于马必产品分成合同下所有权利及责任正式转让予中国石
油集团,而中国石油集团其后将其于产品分成合同下的所有商业及营运权利及责
任出让予子公司中国石油天然气股份有限公司。


(3)中国石油、奥瑞安能源国际有限公司合作的三交煤层气区块项目

三交煤层气区块位于中国西北部山西及陕西省之间,鄂尔多斯盆地东缘,产
品分成合同项下总面积为461.74平方公里。奥瑞安能源国际有限公司(以下简
称“奥瑞安”)于2006年3月28日与中联煤签订三交区块煤层气产品分成合同。

2010年7月,油气控股收购了奥瑞安100%股权,从而间接取得了三交煤层气区
块的PSC合同权益。


(4)其他油气产量分成合同

区块名


资源方

作业者

公开资料主要内容

南海
17/08区


中国海
洋石油
总公司

爱思开新
技术株式
会社

2017年9月5日,中国海洋石油有限公司母公司中国海洋石油总
公司已与爱思开新技术株式会社就南海17/08区块签订了产品分
成合同。


在勘探期内,爱思开新技术株式会社担任17/08区块的作业者,
将在该区块进行勘探作业并承担100%的勘探费用。进入开发阶
段后,中国海油将有权参与合同区内任一商业油气发现最多51%
的权益。


南海
16/25区


中国海
洋石油
总公司

哈斯基石
油作业
(中国)
有限公司

2017年4月14日,中国海洋石油有限公司母公司中国海洋石油
总公司已与哈斯基石油作业(中国)有限公司就南海16/25区块
签订了产品分成合同。


在勘探期内,哈斯基担任16/25区块的作业者,将在该区块进行
勘探作业并承担100%的勘探费用。进入开发阶段后,中国海油
将有权参与合同区内任一商业油气发现最多51%的权益。


南海
15/33区


中国海
洋石油
总公司

哈斯基石
油作业
(中国)
有限公司

2015年12月3日,中国海洋石油有限公司母公司中国海洋石油
总公司已与哈斯基石油作业(中国)有限公司就南海15/33区块
签订了产品分成合同。


在勘探期内,哈斯基担任15/33区块的作业者,将在该区块进行
勘探作业并承担100%的勘探费用。进入开发阶段后,中国海油
将有权参与合同区内任一商业油气发现最多51%的权益。





区块名


资源方

作业者

公开资料主要内容

南海
16/07区
块、03/33
区块

中国海
洋石油
总公司

洛克石油
(中国)
公司

2015年8月19日,中国海洋石油有限公司母公司中国海洋石油
总公司已与洛克石油(中国)公司分别就南海16/07区块和03/33
区块签订了产品分成合同。


在勘探期内,洛克担任上述两个区块的作业者,将在上述区块进
行勘探作业并承担100%的勘探费用。进入开发阶段后,中国海
油将有权参与合同区内任一商业油气发现最多51%的权益。


渤海
05/31区


中国海
洋石油
总公司

智慧石油
投资有限
公司(潜
能恒信
300191.SZ全资子
公司)

2013年9月17日,中国海油宣布与智慧石油投资有限公司就渤
海05/31区块签订了产品分成合同。


在勘探期内,智慧石油将承担100%的勘探费用。中国海油将有
权参与合同区内任一商业油气发现最多51%的权益。








经核查,会计师认为:《合作合作》及相关补充协议中对分成比例R值的约
定是综合考虑了区块内天然气勘探开发费用的承担、天然气勘探开发风险、合
作开发的分配惯例等因素的影响,进而由商业谈判得到的结果,具有合理性。








第10题

10、申请文件显示,中海沃邦报告期内天然气产品毛利率分别为69%、75.06%,
高于同行业上市公司毛利率平均值22.36%、19.49%。


请你公司结合中海沃邦的核心竞争力、选取上市公司的可比性,补充披露中
海沃邦毛利率的合理性。请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。


回复:

一、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

(一)水平井技术的运用使得中海沃邦能够取得较低的开采成本


在天然气勘探与开采行业,水平井较直井的建造技术更复杂、难度更大、风
险更高,但单井可覆盖储量更多,经济效益更显著。中海沃邦深耕石楼西区块已
近10年的时间,对区块的地质构造、气藏分布有着独到深刻的认识,能够做到
较为准确地布井选址、适用技术选择及优化,对使用开发风险程度较高的水平井
技术有一定的把握。截至2017年12月31日,中海沃邦已投产气井共34口,其
中直井10口,水平井24口,已投产井中直井与水平井的单方折耗(当年油气资
产折耗/当年天然气总产量)如下表所示:

项目

2017年

2016年

水平井(元/立方米)

0.20

0.28

直井(元/立方米)

0.44

0.53



由上表可知,从经济效益角度看,水平井要远高于直井。我国天然气行业起
步较晚,相关天然气勘探与开采的水平井技术大部分仍处于试验性开发阶段。在
地质条件复杂或不充分熟悉地质条件的情况下,建造水平井的技术要求高、失败
风险高。中海沃邦凭借对石楼西区块的充分了解,拥有了一整套适用于石楼西区
块地质条件和气藏特征的天然气勘探、开采、生产技术体系及优秀的管理团队与
高水平的技术人员,使得专注于水平井技术开发及石楼西区块的地质研究的中海
沃邦获得了更高的投入产出比。


(二)中海沃邦核心人员的丰富经验及稳定性为石楼西项目的提供了技术保


中海沃邦自设立以来,技术团队一直致力于对石楼西区块的地质研究和地质
认识,为石楼西项目的开发和中海沃邦生产经营的稳定性提供了技术保证。中海
沃邦核心人员具有丰富的天然气勘探、开发经验,简历如下:

李晓斌,男,1969年12月出生,中国国籍,本科学历,毕业于中国石油
学油气储运工程专业。现任中海沃邦董事长、总经理。历任山西省经济建设投资
集团有限公司、山西省融资租赁有限公司项目经理,山西省煤运总公司阳泉分公
司科长、经理助理、副经理,阳泉通源公路煤炭运销有限责任公司董事长,山西
天然气股份有限公司总经理、董事长,山西省新能源发展集团有限公司董事、
山西省新能源股份有限公司副董事长,山西国新北斗卫星应用科技有限公司董
事长,山西国新物业管理有限公司执行董事。



罗传容,男,1963年5月出生,中国国籍,硕士学历,毕业于中国地质大
学石油地质专业。2008年1月加入中海沃邦,现任中海沃邦副总经理。历任地
质部石油地质综合大队地质员,中国新星石油公司荆州勘探院所长,中石化勘探
开发研究所荆州所副总工,北京志远科技发展有限公司总地质师。


高尚芳,男,1972年11月出生,中国国籍,本科学历,毕业于西南石油学
院石油地质专业,在石油天然气勘探开发领域有近20年的研究实践经验。2011
年4月加入中海沃邦,现任中海沃邦总地质师。历任辽河油田欢喜岭采油厂、辽
河油田供水公司水文地质研究所、长城钻探工程技术研究院油田开发所、长城钻
探地质研究院勘探所等机构技术员、钻采队队长、研究所副所长等职务。


中海沃邦十分重视对技术人员的培养和引进,以保证天然气勘探、开采工作
的有效组织和成功实施。中海沃邦技术团队主要人员核心技术人员未发生过重大
变化,合作共事多年,配合非常默契,对地质认识的理念一致,对石楼西区块有
深厚的情怀,并且形成了传帮带的人才梯队培养计划,重点培养有潜力的年轻骨
干,保障了中海沃邦的盈利能力。


(三)中海沃邦拥有先进且适用的技术

中海沃邦已在石楼西区块内深耕近10年,对区块内的地质构造、气藏分布
有着独到深刻的认识,能够做到较为准确的布井选址、适用技术选择及优化、合
理配产。在永和18井区、永和45井区的勘探开发过程中,中海沃邦积累并优化
了多种适用于石楼西区块的技术,能够有效支持石楼西区块天然气的勘探、开发
工作。由中海沃邦对现有技术的钻研改进及其自身独创的先进技术,使得专注于
水平井技术开发及石楼西区块的地质研究的中海沃邦获得了更高的投入产出比。


综上,中海沃邦核心技术人员的丰富经验及稳定性、核心技术的先进性为中
海沃邦的盈利能力奠定结实基础,天然气业务的毛利率水平具有合理性。




二、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


根据《合作合同》的规定,一切勘探费用、开发费用和生产作业费用由中海
沃邦单独提供,中油煤不参与投资。而在储量探明前,中海沃邦与中油煤均无法
预知石楼西区块是否存在商业价值。中海沃邦前期需投入巨额勘探费用,面临巨
大的勘探风险、开发风险,若最终探明储量不理想或者技术水平达不到经济开采
的条件,前期的巨额投入将会付之一炬。因此,中海沃邦获得的分成收入在一定
程度上是对前期承担风险的补偿。


三、中油煤取得的分成收入符合其利益需求

对中油煤而言,与中海沃邦合作开发石楼西区块无需投入任何资金,也无需
承担任何风险,现阶段即可获得13%分成收入。根据中国石油2017年年报,中
国石油净资产收益率仅为1.90%,对于不需自身资金投入也无任何风险的项目而
言,13%的分成收入符合其自身利益需求。


PSC合同的合作方式让合作双方实现双赢,也使得承担了高风险的中海沃邦
获得了高额收益。


四、中海沃邦与同行业上市公司因业务模式不同,毛利率不具有可比性

A股同行业上市公司报告期毛利率如下:

公司名称

选取毛利率口径

2017年

2016年度

中国石油

天然气与管道

9.47%

11.45%

中国石化

勘探开发及营销分销环节

7.24%

6.71%

广汇能源

天然气

36.43%

32.73%

新潮能源

石油勘探与开发

51.61%

6.11%

洲际油气

油气行业

65.47%

51.69%

蓝焰控股

石油和天然气开采业

36.26%

25.47%

平均值



34.41%

22.36%

中海沃邦

天然气勘探、开发、生产及销售

75.06%

69.00%



中海沃邦与与同行业上市公司业务模式存在较大的不同,同行业上市公司主
营业务情况如下:

公司名称

主营业务

中国石油

原油及天然气的勘探、开发、生产和销售;原油及石油产品的炼制,基本及衍生化工产
品、其他化工产品的生产和销售;炼油产品的销售以及贸易业务;天然气、原油和成品
油的输送及天然气的销售。





公司名称

主营业务

中国石化

石油及天然气和化工业务。石油及天然气业务包括勘探、开发及生产原油及天然气;管
输原油、天然气;将原油提炼为石油制成品;以及营销原油、天然气和成品油。化工业
务包括制造及营销广泛的工业用化工产品。


广汇能源

以煤炭、LNG、醇醚、煤焦油、石油为核心产品,以能源物流为支撑的天然气液化、煤
炭开采、煤化工转换、油气勘探开发四大业务板块。


新潮能源

海外石油及天然气的勘探、开采及销售。


洲际油气

石油勘探开发和石油化工项目的投资及相关工程的技术开发、咨询、服务;石油化工产
品、管道生产建设所需物资设备、器材的销售;油品贸易和进出口;能源基础产业投资、
开发、经营;新能源产品技术研发、生产、销售;股权投资;房屋租赁及物业管理。


蓝焰控股

煤矿瓦斯治理及煤层气勘探、开发与利用业务。




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。


从收入的角度看,中海沃邦的收入来源相对于其他同行业上市公司较为集中,
仅为天然气销售的分成收入。同行业上市公司的收入来源于多种产品,且天然气
相关业务的产业链较长或处于相对下游的阶段,如石油、煤层气、管道天然气、
液化天然气、天然管道运输、石油天然气服务等,由于天然气的勘探、开采承担
了较大的风险,因此作为天然气产业链上游的天然气开采业务具有较高的盈利水
平。报告期内,中海沃邦加大对气井的投入建设,特别是经济效益更显著的水平
井,报告期内共投产15口水平井,3口直井,2017年产气量已达到6.36亿方,
销售收入达到7.72亿,因水平井单方折耗较直井更低,使中海沃邦获得相对较
高的利润水平。


从成本的角度看,中海沃邦的营业成本主要为固定资产折旧及油气资产折耗,
占营业成本的比重在70%以上,明显高于石油天然气勘探、开发行业的其他公司,
具体情况如下:

对比公司名称

选取折旧及折耗口径

2017年度

2016年度




对比公司名称

选取折旧及折耗口径

2017年度

2016年度

中国石油

天然气与管道





中国石化

勘探开发及营销分销环节





广汇能源

天然气

8.83%

13.40%

新潮能源

石油勘探与开发

59.12%

52.87%

洲际油气

油气行业





蓝焰控股

石油和天然气开采业

35.31%

31.32%

平均值



34.42%

32.53%

中海沃邦

天然气勘探、开发、生产及销售

74.93%

80.06%



注:中国石油中国石化洲际油气2017年及2016年年报中未披露其成本构成。


由上表可见,2017年及2016年同行业上市公司平均折旧及折耗仅占天然气
相关行业总成本的34.42%及32.53%,而中海沃邦2017年及2016年度折旧及折
耗占营业成本分别为74.93%及80.06%。由此可见同行业上市公司由于天然气相
关业务的产业链较长或处于相对下游的阶段,营业成本、运营成本构成较中海沃
邦多样。因此,中海沃邦能够取得相对较高的利润水平。


综上,中海沃邦与同行业上市公司因业务模式不同,收入与成本的构成均有
较大差异,毛利率不具有可比性。


五、PSC合同是国际油气田项目开发中的惯常合作模式,作业方前期承担
较高勘探开发风险,不确定性高,因而通常分成比例较高,项目成熟后,盈利
能力较强

(一)分成比例较高符合PSC合作的惯例

PSC合同中作业方均能够获取相对较高的分成比例,源于作业方承担了全部
的勘探风险,且勘探损失的风险较高,由于天然气资源勘探的结果无法被准确预
测,企业需承担相应的不确定性的风险,进而提高了项目开发的前期成本。作业
方获得相对较高的分成收入比例,在一定程度上是对前期承担的勘探风险的补偿。


(二)分成比例因勘探开发费用的承担比例不同而有所不同

根据我国对外合作开发天然气(煤层气)资源的惯例,资源方与合同方一般
按照开发费用的承担比例确定产品的分成比例。而中海沃邦需要承担石楼西区块


天然气勘探、开发阶段的所有费用,且在费用回收完毕前即需要与中油煤进行天
然气销售收入的分成,因此中海沃邦初始分成比例高于其他合作方。随着费用回
收比例的提高,中海沃邦取得分成收入的比例逐渐下降,分别为87%、76%、74.9%,
相较于其他天然气合作区块,中海沃邦取得分成收入比例符合PSC合作的惯例。

具体对比如下:

根据公开资料,天然气行业合作开发领域内其他公司的分配情况如下:

合作区块名


PSC合同资源方
(矿权所有人)

PSC合同作业


合同期限

开发费用承担
比例

分成比例

潘庄项目

中联煤

美中能源有限
公司

25年,2003
年至2028年

资源方:20%

作业方:80%

资源方:20%

作业方:80%

马必项目

中国石油

亚美大陆煤层
气有限公司

30年,2004
年至2034年

资源方:30%

作业方:70%

资源方:30%

作业方:70%

三交煤层气
区块项目

中国石油

奥瑞安能源国
际有限公司

30年,2006
年至2036年

资源方:30%

作业方:70%

资源方:30%

作业方:70%

石楼西项目

中国石油

中海沃邦

30年,2009
年至2039年

作业方:100%

资源方:13%

作业方:87%



注:美中能源有限公司、亚美大陆煤层气有限公司均为亚美能源(02686.HK)
的全资子公司;奥瑞安能源国际有限公司为油气控股(00702.HK)的全资子公
司。


(二)其他合作开发区块盈利能力比较

1、油气控股与中海沃邦不具有可比性

2017年及2016年油气控股主要财务数据如下:

单位:万港元

项目

2017年

2016年

营业额

49,793.50

33,355.30

其中:原煤及精煤收入

41,763.70

27,608.60

煤层气收入

7,666.30

5,746.70

直接成本

48,754.00

32,343.90

年度亏损

-15,956.10

-9,406.90



油气控股2017年度及2016年度营业额中原煤及精煤收入为41,763.70万港
元及27,608.60万港元,煤层气收入为7,666.30万港元及5,746.70万港元,煤层
气收入仅占营业额15.40%及17.23%。2017及2016年直接成本分别为48,754.00


万港元及32,343.90万港元,但未拆分原煤及精煤与煤层气的成本,故无法进行
比较。


综上,油气控股年报因未拆分产品成本且由于自身经营问题长期处于亏损中,
与中海沃邦不具有可比性。


2、亚美能源马必区块仍在勘探阶段,处于亏损中,与中海沃邦不具有可比


亚美能源马必区块2017年及2016年财务主要财务数据如下:

单位:万元

项目

2017年

2016年

收入

2,871.20

-

其他收入

1,374.30

-

经营开支

8,476.00

5,013.50

EBIT

-4,226.40

-5,066.40



亚美能源马必区块截至2017年底仍在勘探阶段,目前处于亏损中,与中海
沃邦不具有可比性。


3、中海沃邦与亚美能源潘庄区块盈利能力基本一致

亚美能源潘庄区块于2016年11月进入生产开发阶段,因亚美能源年报数据
根据香港披露要求进行编制,无法获取毛利率相关计算数据,因此替代选取EBIT
指标进行比较,相关指标如下:

单位:万元

项目

2017年

2016年

亚美能源

潘庄项目

中海沃邦

亚美能源

潘庄项目

中海沃邦

EBIT

46,185.10

42,439.51

37,572.20

16,453.41

总收入

69,305.60

77,156.56

56,055.40

36,336.19

EBIT/总收入

66.64%

55.00%

67.03%

45.28%



由上表可知,潘庄2017年及2016年EBIT占总收入比例为66.64%及67.03%,
高于中海沃邦的55.00%及45.28%,主要原因系亚美能源每年有政府按每立方米
人民币0.3元的补贴及增值税退税等补贴政策,该部分收益金额2017年及2016


年分别为18,017.00万元及14,927.60万元,剔除补贴及增值税退税后,相关指标
如下:

单位:万元

项目

2017年

2016年

亚美能源

潘庄项目

中海沃邦

亚美能源

潘庄项目

中海沃邦

EBIT

28,168.10

42,439.51

22,644.60

16,453.41

销售收入

51,288.60

77,156.56

41,127.80

36,336.19

EBIT/销售收入

54.92%

55.00%

55.06%

45.28%



由上表可见,剔除补贴及增值税退税因素后,2017年潘庄EBIT占销售收入
比例与中海沃邦基本一致,2016年高于中海沃邦。具体从平均销售价格、单方
折耗两个因素进行比较分析:

(1)亚美能源潘庄区块平均销售价格略低于中海沃邦

亚美能源潘庄区块及中海沃邦的平均销售价格如下:

单位:元/立方米

平均价格

2017年

2016年

亚美能源潘庄区块

1.31

1.20

中海沃邦

1.41

1.49



亚美能源销售的产品为煤层气,而中海沃邦所在的石楼西区块气藏属于致密
砂岩气,煤层气相对致密砂岩气气质较低,故价格略低于致密砂岩气。


(2)亚美能源潘庄区块单方折耗略低于中海沃邦

因亚美能源年报披露数据有限,无法计算单方成本,而固定资产折旧及油气
资产折耗是成本中的主要组成部分,因此选取单方折耗进行比较分析,潘庄区块
与中海沃邦的单方折耗具体金额如下:

单方折耗

2017年

2016年

潘庄折耗及折旧(万元)

9,099.30

6,590.60

潘庄分成销量(万立方米)

39,050.00

34,320.00

潘庄区块单方折耗及折旧(元/立方米)

0.23

0.19

中海沃邦折耗及折旧(万元)

14,800.47

9,247.33




单方折耗

2017年

2016年

中海沃邦分成销量(万立方米)

54,793.97

24,371.28

中海沃邦单方折耗及折旧(元/立方米)

0.27

0.38



综上,亚美能源潘庄区块EBIT占收入比例高于中海沃邦,主要系政府补贴
及增值税退税的影响。中海沃邦销售价格及单方折耗均略高于潘庄项目,致使不
考虑补贴及增值税退税影响的EBIT基本处于同一水平,因此中海沃邦与潘庄的
盈利能力基本一致,毛利率具有合理性。




经核查,会计师认为:中海沃邦的毛利率水平是石楼西区块内适用技术、
承担巨大的勘探开发风险、天然气业务结构等多方面决定的,符合天然气勘探、
开采行业高投入、高风险、高收益的行业特征。




第11题

11、申请文件显示,通过本次交易,上市公司将进一步取得中海沃邦21.68%
的股权,上市公司控制的中海沃邦的股权将达到50.36%。该行为属于非同一控
制下企业合并,若支付的合并对价高于标的资产可辨认净资产公允价值,则公司
合并资产负债表将形成一定金额的商誉。


请你公司补充披露本次交易完成后的商誉金额、计算过程以及依据。请独立
财务顾问和会计师核查并发表明确意见。


回复:

一、商誉金额、计算过程以及依据

根据《企业会计准则》的规定,在编制沃施股份2017年度备考合并财务报
表时,商誉的计算过程如下:

1、基本假设

假设本次收购于2017年1月1日完成,中海沃邦自2017年1月1日起成为
沃施股份的全资子公司,并纳入备考合并财务报表的编制范围,沃施股份自2017


年1月1日起以合并中海沃邦后的主体持续运营。


2、合并成本的确定方法

根据上海东洲资产评估有限公司出具的东洲评报字[2018]第0079号《资产
评估报告》,截至评估基准日2017年12月31日,中海沃邦100%股权的评估值
为416,000.00万元。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450,000.00万元。根据沃施股份分别与山西汇景、山西瑞隆、博睿天晟签订
的《股权转让协议》,经交易各方协商,中海沃邦27.2%股权的交易作价为
122,400.00万元;根据沃施股份与山西汇景、山西瑞隆、博睿天晟、自然人於彩
君、桑康乔、许吉亭签订的《上海沃施园艺股份有限公司发行股份及支付现金购
买资产协议》,经交易各方协商,中海沃邦13.16%股权的交易作价为59,220.00
万元,耐曲尔持有的中海沃邦8.52%的股权交易作价为38,340.00万元。因此,
本次交易的合并成本确认为226,620.00万元。


3、被购买方即中海沃邦可辨认净资产公允价值的确定

根据上海东洲资产评估有限公司出具的东洲评报字[2018]第0079号《资产
评估报告》,截至2017年12月31日,中海沃邦的各项可辨认净资产的评估值为
307,533.93万元,因此下推得出2017年1月1日中海沃邦可辨认净资产公允价
值为282,356.89万元。具体推算过程如下:

(1)根据2017年12月31日中海沃邦的评估价值调整得出2017年12月
31日中海沃邦的公允价值报表;

(2)根据2017年12月31日公允价值报表与中海沃邦2017年1-12月账面
资产负债的变动情况,调整得出2017年1月1日中海沃邦的公允价值报表。


截至2017年12月31日,中海沃邦的各项可辨认净资产的评估值与账面价
值的差异主要系合同权益评估增值260,000.00万元。该项合同权益的评估价值系
以中海沃邦在《山西省石楼西地区煤层气资源开采合作合同》约定的合作期间内
的预计天然气开采量为基础计算得出。因此根据2017年度中海沃邦的实际天然
气开采量推算出2017年1月1日合同权益的公允价值。具体计算如下:




各项可辨认净资产的评估值与账面价值的主要差异
项目

《合作合同》、《合作合同修改协议》合同权益

合同权益评估方法

以剩余合作期限(2018年至2037年)内的预计天然
气开采量为基础计算出合同权益的价值。


合同权益评估价值(2017年12月31日)A

260,000.00万元

2018年至2037年预计天然气开采量 B

2,057,903万立方米

2017年1-12月实际开采量 C

63,565万立方米

推导2017年1月1日公允价值 D=A*(1+C/B)

268,030.95万元



根据上述方法推算中海沃邦2017年1月1日可辨认净资产公允价值明细如
下:

单位:万元

项目

2017年12月31日

2017年1月1日

账面价值

公允价值

公允价值

流动资产

61,018.89

61,018.89

77,050.34

非流动资产

198,295.86

458,311.45

440,148.74

其中:







合同权益



260,000.00

268,030.95

资产总计

259,314.75

519,330.34

517,199.09

流动负债

123,165.03

123,165.03

132,807.16

非流动负债

23,627.48

88,631.38

102,035.03

负债合计

146,792.51

211,796.41

234,842.19

净资产

112,522.24

307,533.93

282,356.89

减:专项储备

349.14

349.14

189.89

股东权益

112,173.10

307,184.79

282,167.00



如上表所示,截至评估基准日2017年12月31日,中海沃邦净资产的账面
价值为112,522.24万元,公允价值为307,533.93万元,2017年1月1日可辨认
净资产公允价值为282,356.89万元。


中海沃邦将预提的安全生产专项储备列示在所有者权益中。由于该项专项储
备将全部用于企业的安全生产支出,不得用于向所有者分配,因此在计算商誉时
予以扣除。





4、商誉的确定

单位:万元

项目

中海沃邦

被合并方可辨认净资产公允价值 A

282,167.00

取得的可辨认净资产公允价值份额 B=A*50.36%

142,099.30

合并成本 C

226,620.00

商誉 D=C-B

84,520.70



综上所述,沃施股份因本次收购而新增的商誉金额为84,520.70万元。




经核查,会计师认为:沃施股份因本次收购而新增的商誉金额为 84,520.70
万元,沃施股份因本次收购而新增的商誉金额、相关可辨认净资产公允价值的
确定依据符合《企业会计准则》的规定。




第12题

12、申请文件显示:1)中海沃邦报告期末的油气资产分别为71,861.12万元、
68,592.66万元,2016年底、2017年底累计投产井数分别为29口、34口。油气
资产主要为钻井勘探支出,钻井勘探支出的成本根据其是否发现探明经济可采储
量而决定是否资本化。2)中海沃邦2017年制造费用-固定资产折旧及油气资产
折耗费为14,417.49万元,同比增长59.88%,主要系报告期内中海沃邦天然气产
量持续提升,按照产量法计提的油气资产折耗相应增加所致。2017年,中海沃
邦在石楼西区块天然气的开采量为63,579.02万立方米,同比增长128%。请你公
司:1)补充披露中海沃邦钻井勘探支出的资本化、费用化情况。2)补充披露中
海沃邦报告期内制造费用-固定资产折旧及油气资产折耗费的具体计算过程以及
合理性。3)补充披露中海沃邦2017年制造费用-固定资产折旧及油气资产折耗
费增长幅度小于中海沃邦2017年天然气开采量增长幅度的原因以及合理性。请
独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。


12-(1)补充披露中海沃邦钻井勘探支出的资本化、费用化情况。


回复:


一、中海沃邦钻井勘探支出的资本化、费用化情况

(一)钻井勘探支出的资本化、费用化的规定

根据《企业会计准则》和中海沃邦会计政策,油气钻井勘探支出包括钻井勘
探支出、非钻井勘探支出。


1、非钻井勘探支出于发生时计入当期损益。


2、钻井勘探支出的成本根据其是否发现探明经济可采储量而决定是否资本
化。钻井勘探成本在确定该井是否已发现探明经济可采储量前暂时资本化为在建
工程,在确定该井未能发现探明经济可采储量时计入损益;若不能确定该井是否
发现了探明经济可采储量,在完井后一年内将钻探该井的支出暂时予以资本化。

在完井一年时仍未能确定该探井是否发现探明经济可采储量的,如果该井已发现
足够数量的储量,但要确定其是否属于探明经济可采储量,还需要实施进一步的
勘探活动,并且进一步的勘探活动已在实施中或已有明确计划并即将实施,则将
钻探该井的资本化支出继续暂时资本化,否则计入当期损益。


(二)中海沃邦钻井勘探支出的资本化、费用化金额

根据《合作合同》的约定,合同区内任一煤层气田的开发期应为煤层气田总
体开发方案被批准之日起至总体开发方案(可以延长至开始商业性生产之日后)
中所规定的开发作业全部完成之日止的时间。中海沃邦以开发方案批准之日作为
煤层气田的发现探明经济可采储量时点,即开发方案批准之日前后分别为煤层气
田的油气勘探阶段和油气开发阶段。


永和18井区开发方案已于2016年2月2日取得国家能源局的备案。截止
2017年12月31日,永和30井区、永和45井区尚未完成开发方案在国家能源
局的备案。报告期内,中海沃邦钻井勘探支出资本化、费用化情况如下:

单位:万元

类别

2017年

2016年

资本化金额

5,854.31

7,292.89

费用化金额

0.00

0.00






12-(2)补充披露中海沃邦报告期内制造费用-固定资产折旧及油气资产折
耗费的具体计算过程以及合理性。


回复:

一、固定资产折旧过程及合理性

根据中海沃邦制定的财务会计政策,固定资产折旧采用年限平均法分类计提,
各类固定资产折旧方法、折旧年限、残值率和年折旧率如下:

类别

折旧方法

折旧年限(年)

残值率(%)

年折旧率(%)

油气集输设施

年限平均

14



7.14

道路

年限平均

20



5.00

机器设备

年限平均

3-10

0-5

9.50-33.33

运输工具

年限平均

5-10

0-5

9.50-20.00

计算机及电子设备

年限平均

3-6

0-5

15.83-33.33

办公设备

年限平均

3-6

0-5

15.83-33.33



固定资产每年的折旧额的计算过程为:当期折旧金额=固定资产原值×折旧
率。


对固定资产进行折旧计算后根据其实际使用情况(生产经营或者是管理职能)
进行账务处理,对于生产经营类的固定资产当期发生的折旧金额计入相应制造费
用科目,并结转成本;对于管理职能类固定资产当期发生的折旧金额计入费用类
科目。具体计算金额见下表:

单位:万元

类别

2017年末固定资产原值

2017年当年计提的折旧金额

计入制造费用的固定资产折旧

18,422.88

1,234.85

计入其他费用的固定资产折旧

1,608.73

222.52



(续上表)

类别

2016年末固定资产原值

2016年当年计提的折旧金额

计入制造费用的固定资产折旧

16,726.22

963.98

计入其他费用的固定资产折旧

1,356.43

112.35








二、油气资产折耗费的具体计算过程以及合理性

根据中海沃邦制定的财务会计政策及《企业会计准则》,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。具体计
算过程如下:

探明矿区权益折耗额 =探明矿区权益账面价值×探明矿区权益折耗率。


探明矿区权益折耗率 =
探明矿区当期产量
(探明矿区期末经济可采储量 探明矿区当期产量)


=
探明矿区当期产量
(探明矿区总储量 以前年度已开采量)


2017年度相关油气资产折耗费计算金额如下:

单位:万元、万立方米

年度

矿井账面价值

总储量

以前年度产量

当期产量

当期折耗

2017年度

81,775.29

354,051.41

56,361.03

63,565.06

13,182.64

2016年度

79,914.95

315,607.87

28,496.95

27,864.08

8,053.83



2017年较2016年的产量上升35,700.98万立方米,增长128.13%,主要系
2016年投产的13口井中多数于2016年11月及12月投产,故2016年产量较小,
2017年产量较大。


综上中海沃邦报告期内制造费用-固定资产折旧及油气资产折耗费计算均按
《企业会计准则》和中海沃邦的会计政策计算得出,且计算合理。




12-(3)补充披露中海沃邦2017年制造费用-固定资产折旧及油气资产折耗
费增长幅度小于中海沃邦2017年天然气开采量增长幅度的原因以及合理性。


回复:

一、增长率差异系高储量低单方折耗气井气量权重增幅高于折耗权重增幅
所致

中海沃邦2016年和2017年计入与生产经营相关的固定资产折旧费用分别为
963.98万元和1,234.85万元。计入制造费用的固定资产折旧以年限平均法计算,
与天然气开采量无关。



中海沃邦2017年天然气产量为63,565.06万立方米,油气资产折耗费
13,182.64万元,2016年天然气产量为27,864.08万立方米,油气资产折耗8,053.83
万元,总产量增幅为128.13%,总折耗增幅为63.68%。影响折耗费与天然气开
采量增长幅度差异的主要原因系4口高储量低单方折耗的气井产气量权重增幅
高于折耗权重增幅,具体增长率数据如下:

上述4口井分别为永和18-27H、永和18-28H、永和18-38H和永和18-33H,
其2016年、2017年的产气量、折耗费及变动率见下表:

单位:万元、万立方米

项目

2016年

2017年

变动率

天然气产量

4,142.36

35,704.92

761.95%

占总产量比重

14.87%

56.17%

41.30个百分点

折耗金额

555.15

4,516.35

713.54%

占总折耗比重

6.89%

34.26%

27.37个百分点



上述4口气井于2016年11月、12月投产,2016年正式运行月份仅为1-2
个月,2017年运行全年,单井控制储量及产量均较高,平均控制储量为2.5亿立
方米,因此其产量增幅高达761.95%,折耗增幅713.54%,两者增长幅度基本匹
配。


其余气井报告期内的产气量、折耗费及增长率见下表:

单位:万元、万立方米

项目

2016年

2017年

变动率

天然气产量

23,721.72

27,860.14

17.45%

占总产量比重

85.13%

43.83%

-41.30个百分点

折耗金额

7,498.68

8,666.29

15.57%

占总折耗比重

93.11%

65.74%

-27.37个百分点



由上表可知,其余气井2017年较2016年产量增幅为17.45%,折耗增幅为
15.57%,两者增长幅度同样基本匹配。


综上,上述4口高储量低单方折耗的气井与其余气井的产量增幅和折耗增幅
均基本匹配。而导致总产量与总折耗增幅之间的差异系上述4口气井在2017年
产量占当年总产量比高达56.17%,较2016年增加了41.30个百分点,而因其单
方折耗较低,2017折耗占总折耗比为34.26%,较2016年增加了27.37个百分点,
小于产量的权重增幅。该4口井产气量权重增幅高于折耗增幅最终致使了总产量
增长率高于总折耗增长率。



经核查,会计师认为:报告期内中海沃邦固定资产折旧、油气资产折耗符
合《企业会计准则》的规定,计提金额准确、合理。中海沃邦2017年制造费用
-固定资产折旧及油气资产折耗费增长幅度小于中海沃邦2017年天然气开采量
增长幅度的原因合理。




第13题

13、申请文件显示,中海沃邦2017年底1-2年应收账款账面余额为11,042.57
万元,占比66.93%。


请你公司结合应收账款应收方情况、期后回款情况、向客户提供的信用政策、
同行业可比公司坏账准备计提情况等,补充披露中海沃邦应收账款坏账准备计提
的充分性、应收账款可回收性及相应的保障措施。请独立财务顾问和会计师核查
并发表明确意见。


回复:

一、应收账款基本情况

截至2017年12月末,应收账款余额16,499.11万元,其中账龄1-2年的金
额为11,042.57万元。2018年1季度,中海沃邦已收回2017年末账龄1-2年应收
款项1,584.49万元。


中海沃邦应收账款客户为中油煤,中海沃邦向中油煤提供的信用政策为双方
结算输气量后3至4月内付款。截至2017年12月31日,中海沃邦的账龄为1-2
年的应收款项主要源于如下原因:

2016年底,中海沃邦天然气产能迅速释放,终端客户本着省内气源优先使
用的原则,采购了中海沃邦所产的新增气量,但该新增采购未纳入其2016年度
款项支付计划,进而影响了终端客户对中油煤支付相关气款的进度,从而延迟了
中油煤对中海沃邦的款项支付。终端客户针对上述因计划调整而导致的应付气款,
会在后续年度内陆续予以支付。


二、应收账款期后汇款情况


单位:万元

项目

2016年12
月31日

2016年末
账龄

2017年新


2017年减


2017年12
月31日

2017年末
账龄

2018年1-3
月新增

2018年1-3
月减少

2018年3月
31日

未及时结
算款项

11,737.66

1年以内

0.00

695.09

11,042.57

1-2年

0.00

1,584.49

9,458.08

正常结算
款项

3,780.30

1年以内

75,988.17

74,311.93

5,456.54

1年以内

33,888.39

25,126.55

14,218.38

合计

15,517.96

-

75,988.17

75,007.02

16,499.11

-

33,888.39

26,711.04

23,676.47



由上表可以看出,正常结算的款项能够在期后得到及时回收,因此判断2016
年底的11,737.66万元未及时结算原因产生的应收账款为偶发因素。前述款项
2017年回收695.09万元,2018年1-3月回收1,584.49万元,处于陆续回款状态。


三、中油煤上述应收款项发生坏账的可能性较小

中油煤成立于2008年9月,注册资本10亿元,是中国石油全资设立的专门
从事煤层气业务的公司。2014年、2015年、2016年,中油煤连续三年获中石油
集团年度业绩考核A级单位。


中油煤立足鄂尔多斯盆地东缘,先后建成了陕西韩城、山西保德和大宁-吉
县等煤层气规模生产基地,培育形成了以三交、石楼西项目为代表的一批有影响
力、有潜力的合作项目,发现和探明了我国首个中低阶煤煤层气田,建成了国家
级煤层气产业示范基地。


目前国内地面煤层气开发企业主要有:中油煤、中联煤、蓝焰控股、亚美大
陆煤层气有限公司、格瑞克(郑州)煤层气技术服务有限公司、山西煤层气有限
责任公司等,其中规模较大的为中油煤、中联煤和蓝焰控股


中油煤盈利能力较强,财务状况良好,现金流充足,足以支付中海沃邦应收
账款,且相关款项正陆续归还,发生坏账的可能性较小。







四、同行业应收账款会计政策

同行业上市公司的应收账款坏账计提政策如下:

证券代码

证券名称

1年以内(含
1年)

1-2年

2-3年

3-4年

4-5年

5年以上

600256

广汇能源

5%

10%

15%

60%

60%

60%

600777

新潮能源

3%

10%

20%

30%

50%

100%

600759

洲际油气

5%

10%

30%

50%

50%

50%

000968

蓝焰控股

5%

10%

20%

50%

50%

100%



中海沃邦

5%

10%

30%

100%

100%

100%



根据中海沃邦制定的会计政策,应收账款的坏账准备计提政策为1年以内、
1-2年、2-3年和3年以上坏账计提比例为5%、10%、30%和100%,中海沃邦制
定的坏账计提政策较同比上市公司更为谨慎。


五、中海沃邦原股东对相关应收款项出具了承诺

截至2017年12月31日,经审计的中海沃邦财务报表中账龄1-2年应收款
项中存在应收中国石油煤层气有限责任公司账款11,042.57万元。山西汇景就前
述应收账款作出如下不可撤销的承诺:

“若截至2018年12月31日,中海沃邦尚未全部收回对中油煤的前述特定应
收账款的,山西汇景确认中海沃邦有权按照截至2018年12月31日的该笔应收
账余额账面值作价将该笔对中油煤的债权转让给山西汇景,中海沃邦向山西汇景
发出债权转让通知后,山西汇景应在接到通知后10个工作日内向中海沃邦支付
相应的价款受让债权。山西汇景之间按照本次交易前的股权相对比例受让前述债
权。”



经核查,会计师认为:中海沃邦应收账款坏账准备计提符合《企业会计准
则》与公司应收账款坏账计提政策的规定,与公司生产运营的实际情况相符;
中油煤作为中国石油的全资子公司,对其应收账款不可回收的可能性极低,应
收账款的回收不存在重大不确定性。



第14题

14、申请文件显示,截至2017年12月31日,中海沃邦账龄在1年以内的
其他应收款余额为21,017.06万元,其中借款21,000万元。


请你公司补充披露对外借款的背景、借款对象、利率合理性。请独立财务顾
问和会计师核查并发表明确意见。


回复:




一、对外借款背景为提高资金利用率

2017年12月中海沃邦现金流良好,中海沃邦短期内无大额支出需求,为了
提高资金利用率,企业于2017年12月在确保资金安全的情况下将21,000万元
短期拆借给了三家信用良好,经营稳定的企业。对外借款分别为山西易佳易贸易
有限公司借款6,000万元、佛山市宝千贸易有限公司借款6,600万和佛山市诺辉
贸易有限公司8,400万元,合计21,000万元。上述借款方在年底有短期资金需求,
故向中海沃邦提请借款需求。中海沃邦为了提高资金利用率,经股东会决议,中
海沃邦同意向上述借款方短期出借资金,并经协商确定7%借款利率,借款期限
一个月。该三笔借款已分别于2018年1月4日、2018年1月15日及2018年1
月15日在约定时间内偿还。


二、借款对象与中海沃邦无关联关系,除资金拆借外,无其他业务关系

山西易佳易贸易有限公司成立于2011年5月4日,注册资本30,000万元,
主营业务为水泥、钢材、铁路设备及配件、公路设备及配件、电力设备及配件、
煤矿设备及配件、家俱、办公用品、电线电缆、仪器仪表、橡胶制品、机电设备
(不含小轿车)、建材、五金交电、化工产品(不含危险品)、电子产品、金属材
料(不含贵、稀金属)、煤制品(不含洗选煤)、铁矿粉、球团、铝矾土、洗精煤、
铁矿、焦炭、煤炭、粉煤灰的销售。


佛山市宝千贸易有限公司成立于2016年10月27日,注册资本为100万元,
主营业务为国内商业、物资供销业。


佛山市诺辉贸易有限公司成立于2017年3月1日,注册资本为100万元,
主营业务为国内商业、物资供销业。


经查阅上述三家公司的工商资料、信用情况及资金流水,其与中海沃邦及其
关联方、主要供应商、合作方、终端客户均不存在关联关系,且上述三家公司已
出具说明函,说明“本公司及本公司董事、监事、高级管理人员与中海沃邦及其
关联方、中海沃邦主要供应商、合作方、终端客户无关联关系。本公司除与中海
沃邦存在上述资金拆借外,不存在其他业务关系。”




三、利率参照中海沃邦银行借款拟定,具有合理性

上述借款年利率均为7%,下表为中海沃邦截至2017年底银行借款的利率情
况:

借款银行

合同编号

期限

利率

昆仑银行

C7910081170329719

2年

7.125%

昆仑银行

C7910991160629344

2年

7.60%



由上表可知,中海沃邦银行借款期限为2年,年利率为7.125%及7.6%。上
述中海沃邦对外资金拆借性质为短期借款,期限为1个月,资金占用时间较短,
各方协商拟定年利率为7%,略低于中海沃邦2年期银行借款,具有合理性。




经核查,会计师认为:中海沃邦向山西易佳易贸易有限公司、佛山市宝千
贸易有限公司、佛山市诺辉贸易有限公司等三家公司进行了资金拆借履行了相
应的决策程序,具有合理的商业背景,利率水平合理,能够提高暂时闲置资金
的利用效率,不存在损害上市公司利益的情况。




第15题

15、申请文件显示: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%)。请你公司补充披露:1)中海
沃邦报告期内的销售管理费情况。2)上述销售管理费的定价依据以及合理性。

请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。


15-(1)中海沃邦报告期内的销售管理费情况。


回复:




一、销售管理费情况

中海沃邦与中煤油在《合作合同修改协议》中约定由中油煤进行销售,并约
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”。报告期内,中海沃邦销售管理费情况如下:

单位:万元

项目

2017年

2016年

销售管理费

2,135.98

1,020.66



15-(2)上述销售管理费的定价依据以及合理性。


回复:

一、中油煤承担开拓市场、商业谈判、日常结算、调整售价等销售职能

根据《合作合同修改协议》约定,《合作合同》下产出的全部天然气产品由
中油煤负责销售。中油煤负责开拓下游销售市场,会同中海沃邦与买方进行商务
谈判。为补偿中油煤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,
中海沃邦与中油煤友好谈判协商约定将中海沃邦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中油煤。


在日常销售中,中油煤需承担开拓下游销售市场、商业谈判签订合同、每日
气量计量交接、与各方结算气款及根据国家政策变动签订调价单等职责,上述繁
杂的日常工作均需中油煤付出一定的人力、物力、财力支出,中海沃邦向其获得
的天然气产品销售收入(税后)的3%作为销售管理费支付给中油煤具有合理性。


二、销售管理费的定价符合中油煤的合作惯例

中油煤向中海沃邦收取的销售管理费的费率是依据预计的销售成本支出、中
国石油内部定价标准,并参考其与其他类似PSC合同项下的销售管理费率拟定。

上述定价方式经双方友好谈判,遵循市场化原则,具有合理性。















经核查,会计师认为中油煤与中海沃邦关于销售管理费的约定符合中海沃
邦的业务特点,由双方谈判决定,具有合理性。






立信会计师事务所 中国注册会计师:张 勇

(特殊普通合伙)







中国注册会计师:张 盈









中国·上海 二O一八 年 五 月 日


  中财网
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