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1、 1 首华燃气科技（上海）股份有限公司首华燃气科技（上海）股份有限公司 （上海市闵行区元江路（上海市闵行区元江路 5000 号）号） 向不特定对象发行可转换公司债券向不特定对象发行可转换公司债券 募集说明书摘要募集说明书摘要 保荐人（保荐人（联席联席主承销商）主承销商） （注册地址：四川省成都市东城根上街（注册地址：四川省成都市东城根上街 95 号）号） 二二二二一一年年十十月月 2 声明声明 本公司及全体董事、监事、高级管理人员承诺募集说明书及其他信息披露资料不存在任何虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并对其真实性、准确性及完整性承担相应的法律责任。 公司负责人、 主管会计工作负责人及会计机构
2、负责人保证募集说明书中财务会计资料真实、完整。 中国证监会、交易所对本次发行所作的任何决定或意见，均不表明其对申请文件及所披露信息的真实性、准确性、完整性作出保证，也不表明其对发行人的盈利能力、投资价值或者对投资者的收益作出实质性判断或保证。 任何与之相反的声明均属虚假不实陈述。 根据证券法的规定，证券依法发行后，发行人经营与收益的变化，由发行人自行负责。投资者自主判断发行人的投资价值，自主作出投资决策，自行承担证券依法发行后因发行人经营与收益变化或者证券价格变动引致的投资风险。 3 重大事项提示重大事项提示 公司特别提醒投资者注意下列重大事项或风险因素。 一、与中油煤合作持续性、稳定性的风险
3、一、与中油煤合作持续性、稳定性的风险 目前，公司天然气勘探、开发、生产、销售业务主要源于公司控股子公司中海沃邦与中油煤 2009 年 8 月签订的 合作合同 。 中海沃邦通过与中油煤签订了 合作合同 ，获得石楼西区块 1,524 平方公里 30 年的天然气勘探、开发和生产经营权。合同约定，中海沃邦作为石楼西区块作业者，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。 石楼西项目采用产量分成合同（PSC）的合作模式，是国际油气田开发项目中所采取的一种惯常合作模式。PSC 合作开发模式作为一种趋于成熟的油气开发模式，相比传统的矿区租让制，平衡了双方的权利与义务，更有利于
4、维持合作的稳定性。 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。 2018 年 9月， 国务院发布 关于促进天然气协调稳定发展的若干意见（国发 201831 号）（以下简称“意见”），明确天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。加快天然气开发利用，促进协调稳定发展，是我国推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的重要路
5、径。意见要求，建立已探明未动用储量加快动用机制， 综合利用区块企业内部流转、 参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，多措并举盘活储量存量。 石楼西区块已取得经国土资源部 （现自然资源部） 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。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，是中油煤众多合作开发区 4 块中进展非常顺利的一
6、个。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。 尽管中海沃邦与中油煤建立了长期稳定的合作关系，但由于合作方单一，不排除中国石油、 中油煤因产业政策、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， 进而对 合作合同 执行的持续性、稳定性产生不利影响，而中海沃邦在短期内又无法拓展新的合作方、或者取得新的开发区块，会导致中海沃邦面临业绩大幅波动的风险。 二、石楼西天然气开发所需临时用地无法及时取得的风险二、石楼西天然气开发所需临时用地无法及时取得的风险 本次募投项目的主要内容为在山
7、西省石楼西区块钻完井 39 口天然气井，同时配套建设井场、管网等地面工程。钻井和井场的地面作业在建设期主要是搭建井架、铺设管网，展开钻井压裂等，需要施工用地；转入生产期后井场现场地面以上的设施主要有围栏、管线、计量仪器等；这些设备在闭井时全部拆除运走，闭井后进行最后封孔，并在清理现场后进行翻耕、平整，最后根据复垦利用方案进行复垦。井场具有点多面广的特点，单一井场占地面积较小，且不会长时间占用土地。该项目实施用地涉及施工临时用地和井场临时用地，不涉及建设用地。 自然资源部办公厅关于石油天然气用地政策的复函（自然资办函20181668号）对石油天然气用地政策进行明确，“石油、天然气、煤层气、页岩气
8、、致密油、页岩油、 致密气等油气资源开发涉及的钻井及配套设施建设用地，可先由用地所在县级以上人民政府自然资源主管部门按照有关法律法规的规定以临时用地批准使用， 办理有关手续。勘探结束转入生产的，办理建设用地审批手续；不转入生产的，油气企业进行土地复垦后按期归还。” 山西省人民政府办公厅印发的 关于加大用地政策支持力度促进煤层气产业发展的通知（晋政办发2016127 号）规定，煤层气勘查期间矿区内管网、井场等地面作业设施用地和作业人员临时生活设施用地，属临时用地。煤层气储藏、压缩、液化、发电（移动式除外）、集气站等用地，属于建设用地。转入抽采阶段，企业认为必要时，可以按照规定申请将部分临时使用的
9、地面设施用地转为建设用地。项目需要临时用地，由市、县国土资源主管部门审批。临时用地使用两年期满后，需要继续使用的，重新办理临时用地手续。如继续使用时间过长，按照建设用地报批。 5 因钻井和井场的地面作业期限较短，该部分土地使用临时用地。对于进入生产期后保留的生产井场， 将根据生产井的预计生命周期及占地面积同政府土地主管部门申请办理临时用地续期。 天然气井的部署过程系在整体规划下动态调整的过程。鉴于石油天然气行业特点，在实施开发计划时，随着对地质条件的认识和研究及已钻完井钻后数据和图件的更新，公司募投项目的 39 口井的具体开采点均存在动态调整的可能。公司本次募投项目拟建的 39 口天然气井将根
10、据地质研究情况进行井位部署，确定井场位置后方可向永和县或石楼县自然资源局办理临时用地申请。 石油天然气勘探、开发行业，对临时土地的使用是一种惯例，本次募投项目如需使用临时用地，需向永和县自然资源局和石楼县自然资源局申请，经批准可在两年内使用临时用地，到期后可申请办理续期或者及时复垦并恢复原状。 永和县自然资源局、石楼县自然资源局分别出具了确认函，确认：本次募投项目涉及的钻井、 井场及相关配套设施的地面作业设施用地在临时用地申请资料准备齐全并及时、足额支付土地、附着物补偿费后可按规定办理相关手续，不存在障碍。 本次募投项目临时用地申请需要履行以下程序： 确定井场位置、 编制勘测定界报告、县能源局
11、组织进行现场踏勘，临时用地申请表、临时用地审批表（村、乡镇、国土所出具意见）、临时用地合同书等资料的准备及缴纳复垦保证金，向自然资源局申报临时用地的申请，取得临时用地批复文件。按照石楼西项目此前申请临时用地时间周期的经验预计，临时用地申请获得批准的时间周期一般为 4-5 个月。如果公司无法及时取得相关临时用地的批复， 将对公司天然气开发进展产生一定的影响， 进而影响公司的经营业绩。 三、营业收入、毛利率、净利润波动的风险，对政府补助依赖的风险三、营业收入、毛利率、净利润波动的风险，对政府补助依赖的风险 （一）营业收入、毛利率波动的风险（一）营业收入、毛利率波动的风险 报告期内，公司营业收入分别
12、为 33,862.28 万元、153,064.69 万元、152,553.53 万元及 47,301.11 万元， 综合毛利率分别为 20.78%、 48.55%、 36.27%及 37.66%， 公司于 2018年末收购中海沃邦控制权，公司自 2019 年新增天然气业务，营业收入及毛利率均显著增长。公司天然气业务的天然气售价受市场情况、宏观政策调控、新冠疫情等多种因素影响，存在一定的波动性，进而影响公司的营业收入、毛利率。公司天然气开采量受气井建设进度影响，新建井若无法及时、足额弥补老井产量的递减，则会导致公司天然气 6 开采量下降，进而引起营业收入规模下降。同时，公司也会因不同业务的结构变
13、动、会计准则变更引起的营业收入及营业成本的核算口径变动，使得综合毛利率出现波动。 1、营业收入波动的风险 最近两年及一期，公司营业收入构成情况如下： 单位：万元 业务类型业务类型 2021 年年 1-3 月月 2020 年度年度 2019 年度年度 收入金额收入金额 占比占比 收入金额收入金额 占比占比 收入金额收入金额 占比占比 主营业务收入 47,181.28 99.75% 151,951.53 99.61% 152,493.43 99.63% 天然气业务 38,714.86 81.85% 126,225.68 82.74% 122,458.73 80.00% 其中：共同销售 24,424
14、.22 51.64% 96,399.60 63.19% 113,965.79 74.64% 自主销售 14,290.63 30.21% 29,826.08 19.55% 8,492.94 5.55% 园艺用品等 8,466.43 17.90% 25,725.86 16.86% 30,034.69 19.62% 其他业务收入 119.82 0.25% 602.00 0.39% 571.26 0.37% 合计 47,301.11 100.00% 152,553.53 100.00% 153,064.69 100.00% 注：公司上述 2021 年 1-3 月数据未经审计。 2020 年营业收入较
15、2019 年略有下降，主要系： （1）天然气销售单价对营业收入的影响 公司共同销售模式下平均单价由 2019 年度的 1.47 元/立方米下降至 2020 年度的1.38 元/立方米，自主销售模式下平均单价由 2019 年度的 1.85 元/立方米下降至 2020 年度的 1.56 元/立方米。 2020 年共同销售与自主销售的单价均低于 2019 年，系由于新冠疫情影响所致：临时调控。2020 年度由于受新冠肺炎疫情影响，为保障企业复工复产，2020 年 2 月国家发展改革委下发关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知 （发改2020257 号，以下简称通知），要求非居民用气门站价
16、格提前执行非采暖季价格政策。中海沃邦的天然气非采暖季销售价格从 2020 年 4 月 1 日提前至 2020 年 2 月 22日；宏观影响。疫情影响，经济下行压力较大，阶段性导致国内天然气非采暖季价格下降。 若未来国家对天然气销售价格出台其他宏观调控政策， 导致天然气销售价格阶段性上升或下降，则公司的营业收入也将相应上升或下降，产生营业收入波动的风险。 （2）天然气气井建设施工进度对营业收入的影响 7 2020 年天然气开采量低于 2019 年，导致共同销售营业收入下降，主要系为管控新冠肺炎疫情，相关部门对道路实行了管制，施工队伍无法达到现场，生产车辆和操作员工也无法前往现场开展工作，2020
17、 年上半年生产进度较原计划有所延后。石楼西区块所在的山西省永和县正在建设沿黄公路，受施工及封闭管理的影响，钻井作业、压裂作业、物资运输均受到一定影响。因此，公司在石楼西区块的气井建设进度有所延缓，天然气开采量有所下降，导致公司共同销售模式下的销售气量下降。 若未来出现道路管制等影响气井建设施工进度的情况， 导致气井建设整体进度延后，新建井无法及时、足额弥补老井产量的递减，导致整体天然气开采量下降，则公司的营业收入也将受到影响，产生营业收入波动的风险。 （3）影响收入的不利因素是否消除及 2021 年 1-4 月的同比情况 2020 年上述影响收入的不利因素主要为新冠疫情对天然气价格的影响，不具
18、有持续性。2020 年 12 月公司采暖季的天然气平均销售价格为 1.58 元，已与 2019 年 12 月持平。同时 2021 年 1-3 月公司采暖季的天然气平均销售价格为 1.62 元，天然气价格已恢复至新冠疫情前的水平。随着疫情对交通、人员、物资等方面管制的逐步解除，公司自2020 年 10 月起，钻井作业、压裂作业、物资运输等气井建设施工、天然气生产已恢复正常。 2021 年 1-4 月子公司中海沃邦共同销售模式下同比量价收入情况如下： 期间期间 产量（万方）产量（万方） 分成销量（万方）分成销量（万方） 单价（元单价（元/立方米）立方米） 分成收入（万元）分成收入（万元） 2021
19、 年 1-4 月 27,120 23,595 1.46 34,463 2020 年 1-4 月 26,684 23,215 1.42 33,038 增长率增长率 2% 2% 3% 4% 注：公司上述 2021 年 1-4 月数据未经审计。 新冠疫情对公司天然气销售价格、天然气井施工的影响已基本消除，目前多点散发的疫情现状对公司天然气的生产经营影响较小。具体如下： 天然气销售价格已经恢复并有所提高 2020 年 2 月国家发改委下发的关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知有效期至 2020 年 6 月 30 日，是我国为支持企业复工复产的一种短期措施，不会对天然气价格产生长期影响。目
20、前，随着新冠疫情影响的减弱，市场逐步向好，工 8 业开工率逐步增长，天然气价格将进一步稳中有升，公司已会同中油煤同下游客户商谈价格调整事宜。 天然气井施工的影响已消除，正在按进度施工 随着疫情对交通、人员、物资等方面管制的逐步解除，公司自 2020 年 10 月起，钻井作业、压裂作业、物资运输等气井建设施工、天然气生产已恢复正常。 2021 年 1-4 月公司天然气产量较 2020 年同期略有增长， 但增幅不大， 主要原因为：气井的生产都遵循一定的衰减规律，天然气生产企业需要不断新建气井以接续生产。2020 年 1-4 月份在产的生产井经过一年的生产，单井产量有所减少。受新冠疫情影响，2020
21、 年上半年气井建设无法正常施工，直至 2020 年 10 月份生产、施工秩序才恢复正常。气井建设的延后使得新建井无法及时、足额弥补老井产量的递减。在施工、生产秩序恢复以后，公司制定了多项措施加快产能建设，包括优化施工方案和施工顺序、提高钻井速度、适当增加生产作业时间、增加地面工程施工队伍、积极与地方政府沟通协调减少因修路及疫情防控造成的等停时间等， 赶在冬休前新建产能补足了由于新冠疫情所影响的产量自然递减。但由于 2020 年疫情影响施工的时间较长，在补足老井衰减产量的同时，新增产能尚未来得及得到大幅补充，导致新增产量不高。 2、毛利率波动风险 最近两年及一期，按业务类型区分的收入占比及毛利率
22、情况成如下： 业务类型业务类型 2021 年年 1-3 月月 2020 年度年度 2019 年度年度 收入占比收入占比 毛利率毛利率 收入占比收入占比 毛利率毛利率 占比占比 毛利率毛利率 主营业务收入 99.75% 37.53% 99.61% 36.20% 99.63% 48.55% 天然气业务 81.85% 42.82% 82.74% 39.15% 80.00% 55.34% 其中：共同销售 51.64% 48.99% 63.19% 46.33% 74.64% 55.06% 自主销售 30.21% 32.28% 19.55% 15.96% 5.55% 59.04% 园艺用品等 17.90%
23、 13.31% 16.86% 21.74% 19.62% 20.85% 其他业务收入 0.25% 92.55% 0.39% 52.80% 0.37% 50.76% 合计 100.00% 37.66% 100.00% 36.27% 100.00% 48.55% 注：公司上述 2021 年 1-3 月数据未经审计。 2020 年综合毛利率较 2019 年下降，主要系天然气业务整体毛利率下降，具体原因包括： （1）天然气销售单价对毛利率的影响 9 公司共同销售模式下平均单价由 2019 年度的 1.47 元/立方米下降至 2020 年度的1.38 元/立方米，自主销售模式下平均单价由 2019 年度
24、的 1.85 元/立方米下降至 2020 年度的 1.56 元/立方米。 2020 年共同销售与自主销售的单价均低于 2019 年，系由于新冠疫情影响所致：临时调控。2020 年度由于受新冠肺炎疫情影响，为保障企业复工复产，2020 年 2 月国家发展改革委下发关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知 （发改2020257 号，以下简称通知），要求非居民用气门站价格提前执行非采暖季价格政策。中海沃邦的天然气非采暖季销售价格从 2020 年 4 月 1 日提前至 2020 年 2 月 22日；宏观影响。疫情影响，经济下行压力较大，阶段性导致国内天然气非采暖季价格下降。 2020 年上述
25、影响毛利率的不利因素主要为新冠疫情对天然气价格的影响，不具有持续性。2020 年 12 月公司采暖季的天然气平均销售价格为 1.58 元，已与 2019 年 12月持平。同时 2021 年 1-3 月公司采暖季的天然气平均销售价格为 1.62 元，天然气价格已恢复至新冠疫情前的水平。 若未来国家对天然气销售价格出台其他宏观调控政策， 导致天然气销售价格阶段性上升或下降，则公司的毛利率也将相应上升或下降，产生毛利率波动的风险。 （2）业务结构对毛利率的影响 公司天然气业务包含共同销售及自主销售两种业务模式， 共同销售模式系基于公司控股子公司中海沃邦与中油煤签订的合作合同，根据合作合同，在石楼西区
26、块内所获得的天然气，由中海沃邦与中油煤共同销售并各自取得分成收入，毛利率较高；自主销售模式下，公司自主寻找客户并协商谈判确定销售价格，与天然气买方独立签订天然气购销协议实现对外销售，因从石楼西以外的区块购入天然气采购成本较高，毛利率相对共同销售偏低。不同类型业务毛利率水平亦存在差异，公司也会因不同业务的结构变动对综合毛利率产生一定的影响。 自主销售模式为公司在共同销售模式基础上的补充，能够为公司带来新的盈利点。最近两年，公司自主销售业务规模显著增长，占营业收入比例自 2019 年的 5.55%上升至 2020 年度 19.55%。同时，因 2019 年天然气自主销售的天然气均来自于中海沃邦与中
27、油煤合作开发的石楼西区块，采购成本主要为向中油煤采购其享有的分成气部分，平 10 均采购成本较低；而 2020 年天然气自主销售业务所销售的天然气主要来源石楼西区块以外的外购天然气，占比约 90%，平均采购成本有所提高，导致 2020 年自主销售毛利率下降，进而导致 2020 年整体毛利率下降。 若未来公司基于业务发展计划调整业务结构，因不同业务毛利率存在差异，也将导致公司整体毛利率出现波动。 （3）执行新收入准则对毛利率的影响 财政部于 2017 年度修订了企业会计准则第 14 号收入（以下简称“新收入准则”）。修订后的准则规定，首次执行该准则应当根据累积影响数调整当年年初留存收益及财务报表
28、其他相关项目金额，对可比期间信息不予调整。发行人自 2020 年 1 月1 日起执行新收入准则。 公司根据新收入准则及相关应用指南、应用案例的规定，将管道运输费及向中油煤支付的销售管理费作为合同履约成本计入营业成本，共同销售模式下毛利率由 50.01%下降为 46.33%，自主销售模式下毛利率由 19.87%下降为 15.96%，天然气业务总体毛利率由 42.89%下降为 39.15%，具体变动情况如下： 销售模式销售模式 2020 年度（含销售费用）年度（含销售费用） 2020 年度（不含销售费年度（不含销售费用）用） 变动比例变动比例 共同销售 46.33% 50.01% 下降 3.68
29、个百分点 自主销售 15.96% 19.87% 下降 3.90 个百分点 天然气业务合计 39.15% 42.89% 下降 3.73 个百分点 若未来企业会计准则针对营业收入及营业成本的核算口径作出调整， 则公司毛利率也将产生变动。 （二）净利润波动的风险（二）净利润波动的风险 报告期内，公司净利润分别为 3,954.66 万元、31,285.62 万元、28,811.51 万元及8,428.88 万元，扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润分别为 121.91 万元、9,066.27 万元、 11,530.32 万元及 4,976.34 万元， 公司于 2018 年末收购中海沃邦控制权，
30、公司自 2019 年新增天然气业务， 净利润显著增长。 公司净利润受上述天然气销售价格、天然气开采进度、业务结构等多种因素影响，若出现天然气价格波动、开采进度变化、业务结构变动等情况，均会导致净利润波动的风险。此外，公司扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润还受其对控股子公司享有权益比例变动的影响， 若公司改变重 11 要控股子公司的持股比例， 也将导致扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润出现波动。 最近两年，公司营业收入变动不大，净利润略有下降，利润表项目主要变动情况如下： 单位：万元 项目项目 2020 年度年度 2019 年度年度 变动变动 变动比例变动比例 主要变动原因分析主
31、要变动原因分析 营业收入 152,553.53 153,064.69 -511.16 -0.33% - 营业成本 97,222.52 78,744.83 18,477.69 23.47% 天然气自主销售业务外购天然气成本增加，新收入准则将管道运输费及销售管理费计入营业成本 税金及附加 5,087.53 6,303.47 1,215.94 -19.29% 天然气共同销售业务营业收入下降导致相应资源税减少 销售费用 4,508.89 10,188.21 -5,679.32 -55.74% 新收入准则将管道运输费及销售管理费计入营业成本 管理费用 8,767.98 7,920.11 847.87 1
32、0.71% - 研发费用 1,453.88 1,547.07 -93.19 -6.02% - 财务费用 6,198.60 4,827.89 1,370.71 28.39% 银行借款增加导致利息费用增加 加：其他收益 8,127.32 219.14 7,908.19 3,608.76% 2020 年取得致密气开采补助7,852.71 万元 投资收益 175.64 -186.08 361.71 194.39% - 公允价值变动收益 58.82 197.37 -138.55 -70.20% - 信用减值损失 -80.90 -23.45 -57.44 -244.94% - 资产减值损失 -1,047.
33、49 -1,320.47 272.98 20.67% - 资产处置收益 -22.71 -3.70 -19.01 -514.06% - 营业利润 36,524.81 42,415.92 -5,891.12 -13.89% 主要为营业成本增加所致 加：营业外收入 1,107.55 49.57 1,057.98 2,134.40% 当期政府补助增加 减：营业外支出 2,325.46 3,575.73 -1,250.28 -34.97% 当期非流动资产毁损报废损失减少 利润总额 35,306.90 38,889.76 -3,582.86 -9.21% 主要为营业成本增加所致 减：所得税费用 6,495
34、.39 7,604.14 -1,108.75 -14.58% 利润总额有所下滑导致所得税费用减少 净利润 28,811.51 31,285.62 -2,474.11 -7.91% - 少数股东损益 18,035.99 23,910.60 -5,874.61 -24.57% - 归属于母公司股东的净利润 10,775.52 7,375.02 3,400.50 46.11% - 减：归属于母公司非经常性损益（税后） -754.80 -1,691.25 -936.45 -55.37% - 扣除非经常性损益后归属于母公司的净利润 11,530.32 9,066.27 2,464.05 27.18% -
35、 公司净利润同比下降 7.91%，而扣非归母净利润上升 27.18%，系公司对控股子公司中海沃邦享有的权益比例上升所致。公司 2019 年 1-12 月对中海沃邦的持股比例为50.50%，享有权益比例为 37.17%。公司 2019 年末完成中海沃邦 11.15%权益比例的收 12 购，2020 年 1-9 月对中海沃邦的持股比例为 50.50%，享有的权益比例为 48.32%。2020年 9 月，公司完成进一步收购中海沃邦 17%股权的交易，2020 年 10-12 月对中海沃邦的持股比例为 67.50%，享有权益比例为 65.32%。 若未来出现天然气价格波动、开采进度变化、业务结构变动等
36、情况，净利润也将产生变动。此外，若未来公司改变重要控股子公司中海沃邦的持股比例，引起享有中海沃邦权益比例的变动， 也将导致扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润出现波动。 （三）对政府补助依赖的风险（三）对政府补助依赖的风险 报告期各期，发行人政府补助合计金额分别为 306.16 万元、219.14 万元、9,213.39万元及 5.81 万元，占利润总额比例分别为 7.39%、0.56%、26.10%及 0.05%。其中 2020年度政府补助金额较高主要系当期收到致密气开采补助 7,852.71 万元， 占当期利润总额的 22.24%，根据财政部关于可再生资源发展专项资金管理暂行办法（财
37、建201587 号）及可再生能源发展专项资金管理暂行办法的补充通知（财建2019298号） 的相关规定， 公司取得的致密气开采利用补贴基于致密气的开采利用量计算得出，与公司日常经营活动密切相关，同时专项资金的实施期限为 2019 至 2023 年，预计未来一段时间，公司享受致密气开采补贴具有持续性，故公司将其作为经常性损益。 公司最近两年及一期政府补助金额及占利润比例情况如下： 单位：万元 项目项目 2021 年年 1-3 月月 2020 年年 2019 年年 计入经常性损益的政府补助 0.00 7,852.71 0.00 计入非经常性损益的政府补助 5.81 1,360.68 219.14
38、政府补助合计 5.81 9,213.39 219.14 利润总额 10,588.41 35,306.90 38,889.76 净利润 8,428.88 28,811.51 31,285.62 政府补助/利润总额 0.05% 26.10% 0.56% 政府补助/净利润 0.07% 31.98% 0.70% 扣非归母净利润 4,976.34 11,530.32 9,066.27 剔除计入经常性损益的政府补助后扣非归母净利润 4,976.34 8,304.79 9,066.27 注：公司上述 2021 年 1-3 月数据未经审计。 如未来国家相关政策出现变化或不再延期，公司无法持续取得致密气开采补助
39、，将对公司盈利能力产生不利影响。 13 四、合同权益、商誉减值风险四、合同权益、商誉减值风险 公司于 2018 年末收购中海沃邦控制权，形成非同一控制下的企业合并事项，确认合同权益金额 271,000.00 万元、商誉金额 39,617.83 万元。未来期间，若中海沃邦经营效益下降；中油煤因产业政策、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；或未来出现对盈利能力产生重大不利影响的情况，公司合并报表下的合同权益、商誉账面价值也将面临减值风险，从而对公司经营业绩产生一定程度的影响。 （一）合同权益减值风险（一）合同权益减值风险 公司合同权益源于中海
40、沃邦与中石油煤层气有限责任公司（以下简称“中油煤”）签署的合作合同及合作合同修改协议。2009 年 8 月 13 日，中海沃邦与中油煤签订了 合作合同 ， 获得石楼西区块 1524 平方公里 30 年独家勘探开发和生产经营权。2015 年 12 月 31 日，中海沃邦与中油煤签订的合作合同修改协议详细约定了井区的开采年限、分成比例及结算方式等条款。发行人在合并中海沃邦财务报表时根据评估值确认了无形资产-合同权益的初始公允价值，后续计量按产量法进行摊销。截至 2020年 12 月 31 日无形资产-合同权益的摊余价值为 249,653.68 万元。 2020 年末，发行人对合同权益是否存在减值迹
41、象进行了如下测算： 1、根据企业会计准则-资产减值中相关规定判断是否存在减值迹象 企业会计准则企业会计准则-资产减值 对减值迹象的资产减值 对减值迹象的判断标准判断标准 发行人合同权益相关情况发行人合同权益相关情况 是否存在减是否存在减值迹象值迹象 资产的市价当期大幅度下跌，其跌幅明显高于因时间的推移或者正常使用而预计的下跌。 合同权益源于中海沃邦与中石油煤层气签订的合作合同中获得的石楼西区块1524 平方公里 30 年独家勘探开发和生产经营权，不存在公开市场报价。 不适用 企业经营所处的经济、技术或者法律等环境以及资产所处的市场在当期或者将在近期发生重大变化，从而对企业产生不利影响。 合同权
42、益价值来源为销售天然气所产生的收益。 天然气作为清洁能源具有巨大的市场潜力， 公司天然气销售市场持续稳定增长。 不存在 市场利率或者其他市场投资报酬率在当期已经提高，从而影响企业计算资产预计未来现金流量现值的折现率，导致资产可收回金额大幅度降低。 详见 2、 （1）的测算过程 不存在 有证据表明资产已经陈旧过时或者其实体已经损坏。 合同权益属于无形资产 不适用 资产已经或者将被闲置、终止使用或者计划提前处置。 合同权益源于的合作合同的期限为2009 年至 2037 年， 合作合同执行情况良好，未发生提前终止的情形 不存在 14 企业会计准则企业会计准则-资产减值 对减值迹象的资产减值 对减值迹
43、象的判断标准判断标准 发行人合同权益相关情况发行人合同权益相关情况 是否存在减是否存在减值迹象值迹象 企业内部报告的证据表明资产的经济绩效已经低于或者将低于预期，如资产所创造的净现金流量或者实现的营业利润（或者亏损）远远低于（或者高于）预计金额等。 详见 2、 （2）的测算过程 不存在 2、减值迹象判断标准的具体测算过程 （1）市场利率对折现率的影响 近 5 年根据中国证券市场指数计算社会平均收益率及同期的十年期国债到期收益率如下： 期间期间 社会平均收益率社会平均收益率 十年期国债到期收益率十年期国债到期收益率 2016 年 10.38% 2.86% 2017 年 10.53% 3.58%
44、2018 年 10.48% 3.62% 2019 年 9.87% 3.18% 2020 年 9.90% 2.94% 由上表可见近 5 年市场利率呈下降趋势， 未对计算合同权益预计未来现金流量现值的折现率产生不利影响，不会导致资产可收回金额大幅度降低。 （2）合同权益未来现金流现值是否低于公允价值 计算合同权益未来现金流现值的主要参数 合同权益系根据未来整体盈利预测数据为计算基础， 合理估算合同权益经济寿命期，确定合同权益在未来收益期的超额现金流贡献。 合同权益价值的关键参数为未来整体盈利预测、合同权益经济寿命期和折现率。 合同权益的未来盈利来源于中海沃邦与中油煤合作合同合作期限内依据天然气资源
45、的经济可采储量而预测的天然气产量所产生的销售收入。 合同权益初始确认时预测的合同期总产气量为 215.91 亿立方米，2020 年末预测合同期的总产量为 218.91 亿立方米， 预测的合同期总产量未发生重大变化。 同时预测期平均销售单价亦未发生重大变化。 合同权益经济寿命期为中海沃邦与中油煤合作合同的合作期限，截至 2020 年末合作合同的合作期限为 2009 年至 2037 年，未发生变化。 15 计算合同权益未来现金流现值使用的折现率为 11.90%至 12.10%，高于市场平均利率。 合同权益未来现金流现值的测算过程 资产名称资产名称 金额（万元）金额（万元） 资产组未来现金流现值 6
46、80,600.00 减：油气资产公允价值 176,429.79 固定资产公允价值 68,907.88 在建工程公允价值 89,763.75 其他无形资产公允价值 2,434.57 其他非流动资产公允价值 4,202.59 合同权益及商誉未来现金流现值 338,861.42 商誉（包含少数股东权益）账面价值 78,451.15 合同权益账面价值 249,653.68 小计 328,104.83 合同权益与商誉系发行人非同一控制企业合并中海沃邦取得的资产， 合同权益与商誉的价值主要源于中海沃邦与中油煤的合作合同中获得的石楼西区块 1524 平方公里 30 年独家勘探开发和生产经营权，该两项资产性质
47、相似且均属于非实物资产。 由上表可以看出， 经测算的资产组未来现金流现值扣除其他资产合计价值后的金额（表中）大于商誉与合同权益的账面价值（表中）。同时，结合合作合同合作期限、石楼西区块探明储量、合同期预测总产气量、折现率等均未发生或未发生较大变化，综合判断合同权益不存在减值迹象，故未计提减值准备。 若未来期间，中海沃邦经营效益下降，中油煤因产业政策、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，或未来出现对盈利能力产生重大不利影响的情况，使得合同权益可能出现减值迹象，需对其计提减值准备，进而影响公司利润水平及盈利能力。 （二）商誉减值风险（二）商誉
48、减值风险 公司于 2018 年末完成对中海沃邦的收购，控制了中海沃邦 50.50%的股权，将其纳入公司合并范围，确认商誉金额 39,617.83 万元。 2020 年末，发行人结合与商誉相关资产组的认定情况及依据、相关资产组可回收金额的计算过程、测算依据等对商誉进行了减值评估，具体如下： 16 1、可收回金额计算 通过对资产组所对应的主营业务的业务类型、历史经营状况的变化趋势的分析，预测未来各期间的收入、成本费用以及税金、折旧摊销、资本支出等，从而估算得出未来各期间的资产组现金流量净额，通过折现得到资产组的可收回金额。根据上海东洲资产评估有限公司于 2021 年 3 月 5 日出具的首华燃气科
49、技(上海)股份有限公司对合并北京中海沃邦能源投资有限公司形成的商誉进行减值测试所涉及的资产组可回收价值（东洲评报字【2021】第 0347 号）。截至 2020 年 12 月 31 日，中海沃邦相关资产组的账面价值（含商誉）为 669,843.41 万元，资产组可回收金额为 680,600 万元，商誉不存在减值迹象。 根据山西省石楼西地区煤层气资源开采合作合同及其补充合同约定，中海沃邦开采年限到 2037 年截止，采用有限年度的预测期间，故预测期期间为 2021 年至 2037年。资产组未来现金流的具体计算如下： 预计未来现金流预计未来现金流量量 预算或者预测期预算或者预测期 2021 年年
50、2022 年年 2023 年年 2024 年年 2025 年年 2026 年年 现金净流量 47,286.98 39,413.43 59,825.79 69,353.59 114,778.35 94,935.86 折现期 6.00 18.00 30.00 42.00 54.00 66.00 折现率 12.10% 12.10% 12.10% 12.10% 12.10% 12.00% 折现系数 0.9445 0.8425 0.7516 0.6705 0.5981 0.5338 现值 44,662.55 33,205.82 44,965.07 46,501.58 68,648.93 50,676.7