证券代码：900948 证券简称：伊泰 B股 公告编号：临 2026-009

内蒙古伊泰煤炭股份有限公司

关于对上海证券交易所监管工作函回复的公告

本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述

或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担法律责任。

内蒙古伊泰煤炭股份有限公司（以下简称“公司”）于近日收到上海证券交易所上市公司管理一部下发的《关于内蒙古伊泰煤炭股份有限公司现金收购控股股东所持子公司少数股权的监管工作函》（上证公函【2026】0007号）（以下简称“《工作函》”），公司积极组织相关人员对《工作函》中涉及的问题进行了研究讨论，现将有关情况回复如下：

问题一、本次交易的目的和必要性公告称，本次收购主要为减少公司与控股股东之间的关联交易，消除因少数股东导致的利润分流，实现战略自主与资源掌控，优化公司业务架构等。本次拟收购标的中，煤制油评估减值13.28%且2024年亏损达7.75亿元，伊犁能源评估基准日净资产为-2.25亿元且2024年亏损1.41亿元，伊犁矿业2024年亏损3.29亿元，石油化工2025年1-8月仅实现净利润465万元，较上年同期下降。

（1）结合标的公司的股权结构及历史沿革，说明形成与关联方共同投资的

背景和原因、合理性；（2）结合标的公司所处行业现状和发展趋势、项目建设

进度和战略规划，说明收购标的股权的必要性，如何有助于实现战略自主和资源掌控、减少关联交易、优化业务结构；（3）重点说明在煤制油公司评估减值

且持续亏损、伊犁能源净资产为负且尚未盈利、石油化工利润下滑的情况下，少数股权收购的必要性和合理性，是否存在向控股股东输送利益的情形。

回复内容：

一、形成与关联方共同投资的背景和原因、合理性

1（一）背景及原因

1.项目投入资金规模大，周期长，联合投资可分散风险

石油化工（2010年1月成立）、伊泰化工（2009年10月成立）、煤制油公司

（2006年3月成立）、伊犁能源（2009年9月成立）及伊犁矿业（2012年3月成立）均为公司在煤化工产业链上的重要经营主体。煤化工及煤制油项目普遍具有投资规模大、技术集成度高、建设周期与回报周期长的特点。在项目启动阶段，通过引入关联方共同投资，可有效分摊资金压力，实现风险共担。

2.发挥内部协同效应，提升产业一体化水平

伊泰集团旗下中科合成油技术股份有限公司（成立于2006年4月）拥有煤

炭间接液化领域的多项专利技术。作为中科合成油及公司的共同控股股东，伊泰集团参与投资有助于整合集团内部技术、资源与市场渠道，形成从研发、生产到销售的完整产业链，有利于各项目单位的协同调度，提升项目运营效率。

3.为实施长期激励储备股权资源

鉴于公司 B股不具备融资功能，集团参与投资并持有相关煤化工项目公司的原始股权，亦着眼于未来实施股权激励计划的需要，为吸引和保留核心人才、完善长效激励机制创造条件。

（二）合理性说明

在能源化工尤其是煤制油与煤化工领域，因项目投资规模巨大、技术及运营复杂度高，行业内普遍采用合资、合作模式推进项目开发。作为中科合成油及公司的共同控股股东，伊泰集团共同参与投资符合该类项目的常规管理模式，不仅有利于降低单一投资主体的财务与经营风险，也能够依托集团内部的技术、资源与市场渠道优势，促进资源高效配置与战略协同，具备充分的商业合理性与行业普遍性。

二、收购标的股权的必要性分析

本次收购完成后，预计将显著减少公司相关关联交易。母子公司间的业务往来在合并报表层面将实现完全抵销。未来与控股股东之间的服务、资金往来等潜在关联交易也将相应减少。此外，涉及与关联方共同投资的审议程序较为繁琐，可能对公司在建项目的建设进度造成影响；收购完成后，此类关联交易将明显减少，有助于提升决策与执行效率，保障项目顺利推进。

2从国家能源战略安全及新疆煤炭资源就地转化政策导向出发，公司将煤化工

定位为产业结构调整与转型发展的主攻方向，并坚定不移将其打造为公司的战略支柱产业。

通过本次交易，标的公司股权进一步向公司集中，完成业务结构的“一体化”整合，将实现公司对化工板块的完全控制，进一步促进公司业务的完整性和独立性。本次收购控股股东持有的五家公司少数股权，是实现公司向“煤化一体化运营”战略跃升的核心举措。收购后，公司进一步加强对相关业务的管控力度，推动产业链整体升级与协同发展。

三、重点公司少数股权收购的必要性和合理性

石油化工具备成品油批发资质和危险化学品经营资质，全面负责公司油品及煤基费托合成化工品的市场推广与销售，是公司煤化工产品唯一的销售主体。随着公司煤化工项目建设完成和产品结构持续升级，其业务规模与盈利水平有望进一步提升，从而带动石油化工公司整体财务表现增强。

煤制油公司为以煤炭深加工及销售为主营业务的现代化工企业。其核心的16万吨/年煤制油工业化示范项目源自国家“863”计划及中科院知识创新工程，技术积淀深厚。煤制油公司已成功建成并运行煤基合成气一步法制轻质芳烃中试项目，该技术路线具有原子经济性高、工艺流程短的优势，是煤炭清洁高效利用的重要方向，亦符合市场需求与政策导向。目前，煤制油公司因评估减值和持续亏损导致财务表现不佳。但煤制油行业具备长期战略价值，当前亏损主要受行业周期、产能利用率及能源价格波动等阶段性因素影响。随着新建项目产能利用率提升及产品结构进一步优化，煤制油业务具备逐步实现盈利的潜力。

伊犁能源拟建设的100万吨/年煤制油示范项目，主要承担3000吨级多喷嘴对置式水煤浆气化技术工业化、改进型费托合成反应器及新一代催化剂工业化应

用、机械蒸发加结晶处理浓盐水等示范任务。结合伊犁能源项目煤炭煤化工一体化协同优势，以及项目产品方案优化后经济性提升等因素，伊犁项目的推进符合公司整体发展战略，且能够为公司未来持续、健康发展奠定坚实基础。目前，项目尚处于建设阶段，尚未进入商业化运营。但作为公司重要的战略布局之一，项目建成投产后，预计将通过产能释放有效扩大营收规模，并依托一体化产业链形成协同效应，进一步增强公司市场竞争力和整体盈利水平。

3此次少数股权收购是基于公司长期战略考虑，所收购公司是公司在煤间接液

化制油和煤基化学品领域最核心的产业化平台。尽管部分公司短期财务表现不佳，但其在技术积累、产能布局及产业协同方面的长期发展潜力仍值得投入，符合公司战略发展方向。公司将通过后续的资源整合、管理优化、技术升级等措施，提升标的公司的运营效率与市场竞争力，逐步改善其经营表现，实现公司整体战略目标。本次交易遵循市场化原则，程序合规，不存在向控股股东输送利益的情形。

问题二、本次交易定价的公允性

（一）关于石油化工、伊泰化工和煤制油资产评估

本次拟收购资产中，石油化工、伊泰化工、煤制油公司最终选取收益法评估结论，其中，石油化工经收益法评估价值1.63亿元，评估增值14%，伊泰化工经收益法评估价值80.16亿元，增值43%，煤制油经收益法评估4.86亿元，评估减值13.28%。前期公告显示，公司已经停止推进煤制油公司200万吨/年煤炭间接液化示范项目并在2024年末计提资产减值17.88亿元。此外，本次交易就收益法评估标的设置业绩补偿，以2026-2028年扣非后归母净利润为指标。

请公司:(1)补充披露收益法评估核心参数预测依据以及测算过程，包括但不限于具体产品及其对应价格、销量、毛利率、营运资金、资本性支出、现金

流及增长率等，并说明主要参数取值是否符合谨慎性原则，说明业绩补偿指标设置与收益法预测是否匹配、合理；(2)补充披露煤制油公司2024年末计提减

值对应评估情况，包括但不限于采取的评估方法、主要评估假设和核心参数预测依据，并说明与本次评估是否存在重大差异及其合理性；结合煤制油公司两次评估减值具体情况，说明具体减值原因以及主要减值资产，论证在评估减值情况下收购控股股东持有的少数股权的必要性，是否有利于保护上市公司及中小股东的权益；(3)结合同行业可比相关交易案例、可比公司估值情况等，说明收益法估值是否公允，交易双方是否存在其他应披露未披露的利益安排。请评估机构发表意见。

回复内容：

一、补充披露收益法评估核心参数预测依据以及测算过程，包括但不限于

具体产品及其对应价格、销量、毛利率、营运资金、资本性支出、现金流及增长率等，并说明主要参数取值是否符合谨慎性原则，说明业绩补偿指标设置与

4收益法预测是否匹配、合理。

（一）石油化工收益法评估核心参数预测依据以及测算过程

1.关于石油化工具体产品对应价格、销量的预测依据及测算过程如下：

\ 2022 A 2023 A 2024 A 2025年 1-8月 2025 E 2026年及以项目 年份 单位 年 年 年 A 全年 后

主营收入合计万元142570.16171066.14216308.75121251.55181714.48194318.34

增长率19.99%26.45%-15.99%6.94%

费托合成蜡万元6651.606891.247279.555032.707549.048388.56

销售单价万元/吨0.460.440.420.390.390.43

销售数量吨14365.9815486.3417304.4213048.1819572.2719572.27

费托精制蜡系列万元101957.06137773.17184783.57107653.20161479.81175772.46

销售单价万元/吨0.700.660.640.600.600.65

销售数量吨145503.09207752.26289308.18180303.17270454.75270454.75

正构烷烃（出口）万元611.89389.21403.27161.34242.00221.85

销售单价万元/吨1.031.121.361.321.321.21

销售数量吨595.38346.02296.96122.56183.84183.84

其他化工品万元1343.09694.34688.5435.5653.3436.71

销售单价万元/吨0.400.380.600.780.780.54

销售数量吨3358.501839.301153.9745.3568.0368.03

柴油万元30388.4224623.4822574.244875.048772.019504.45

销售单价万元/吨0.770.720.660.650.650.70

销售数量吨39653.9234242.5533946.527558.1913600.0013600.00

汽油万元641.50659.10579.58249.12373.67394.32

销售单价万元/吨0.900.870.860.820.820.86

销售数量吨715.49754.47671.61304.74457.10457.10

其他化工品（非经常性销售）万元976.5935.59-3244.603244.60-

（1）产品销量预测

费托合成蜡、费托精制蜡系列：近年销量呈上涨趋势，结合历史年度的变化趋势及行业发展趋势，2025年全年销量结合2025年1-8月的实际销量及企业管理层预算进行预测，2026年及以后年度在2025年的基础上维持不变。

正构烷烃及其他化工品：近年销量呈下降趋势，但该类产品占比较小，2025年全年销量结合2025年1-8月的实际销量及企业管理层预算进行预测，2026年及以后年度在2025年的基础上维持不变。

柴油及汽油：近年销量呈下降趋势，2025年全年销量结合2025年1-8月的实际销量及企业管理层预算进行预测，2026年及以后年度在2025年的基础上维持不变。

本次预测期的销量自2026年开始维持稳定的理由主要如下：

伊泰石油化工是伊泰集团煤化工板块唯一的销售主体，其主要供应商为伊泰化工和煤制油，因此石油化工的贸易销量直接受制于伊泰化工和煤制油的产量，又因近年伊泰化工和煤制油的产量已趋于饱和且逐渐达到平衡，故本次预测自

2026年开始，伊泰石油化工的销量趋于稳定不变。

（2）产品单价预测

近年公司各产品单价均有一定波动，主要受宏观经济和石化贸易行业整体发展情况的影响，本次2025年全年各产品单价按照2025年1-8月的单价水平进行

5预测，2026年及以后年度按照前4年平均单价进行预测。

本次预测期的单价自2026年开始维持稳定的理由主要如下：

石油化工贸易行业具有一定的周期性，本次预测期单价维持历史年度均价且保持不变的原因系历史年度均价能够有效平滑短期价格波动带来的影响，且该平均价格是市场实际认可的价格水平，体现了企业产品在正常市场环境下的可实现价值，具备较强的历史数据支撑，排除极端价格波动的干扰，确保预测价格的稳定性与可靠性，避免对未来价格走势的乐观预判，符合谨慎性原则。

经对比，本次2025年全年及以后年度预测收入均低于2024年实际收入，故本次对于各产品的销量及单价预测具有一定谨慎性及合理性。

2.关于石油化工毛利率的预测依据及测算过程如下：

石油化工毛利率的历史及预测情况如下：

项目\年份 单位/比率 2022年 A 2023年 A 2024年 A 2025年 1-8月 A 2025 全年 E 2026 年

营业成本合计万元139851.35168688.26213906.57120242.03180087.45192436.53

综合毛利率7.55%5.40%3.74%3.55%4.19%4.10%

近年公司的综合毛利率具有一定波动性，主要受宏观经济和石化贸易行业整体发展情况的影响，本次2025年全年各产品贸易毛利率按照2025年1-8月的水平进行预测，2026年及以后年度按照2025年的毛利率水平进行预测。

同行业上市公司2024年度毛利率水平如下：

项目毛利率（%）

兖矿能源35.80

和顺石油9.92

广聚能源9.09

泰山石油15.60

平均值17.60

从上述数据可知，本次预测期毛利率低于历史年度平均毛利率，且远低于同行业可比上市公司毛利率水平，故本次预测期毛利率具有一定谨慎性和合理性。

3.关于石油化工营运资金的预测依据及测算过程如下：

本次营运资金预测如下：

单位：万元

2031年以后

项目名称\年份 2025E 年末 2026E 年末 2027E 年末 2028E 年末 2029E 年末 2030E 年末年末

营运资金增加-1601.72201.246.725.906.096.26-

期末营运资金609.45810.69817.41823.31829.40835.66835.66

运营现金15574.7516641.8716653.0816658.9916665.0916671.3616671.36

应收账款2448.982618.852619.732619.732619.732619.732619.73

预付款项182.02194.58194.64194.64194.64194.64194.64

经营性其他应收款84.3984.3984.3984.3984.3984.3984.39

6项目名称\年份 2025E 年末 2026E 年末 2027E 年末 2028E 年末 2029E 2030E 2031年以后年末 年末

年末

存货3147.233364.283365.403365.403365.403365.403365.40

应付账款15519.0916589.3616594.8916594.8916594.8916594.8916594.89

预收款项13.3514.2814.2814.2814.2814.2814.28

合同负债1145.741225.211225.621225.621225.621225.621225.62

应付职工薪酬1449.451549.411549.931549.931549.931549.931549.93

应交税费217.87232.60232.69232.70232.71232.72232.72

经营性其他应付款2482.422482.422482.422482.422482.422482.422482.42

本次对各个科目的营运资金按照相应的周转率计算：

应收账款＝营业收入总额/应收款项周转率

预付账款＝营业成本总额/预付账款周转率

存货＝营业成本总额/存货周转率

应付账款＝营业成本总额/应付账款周转率

预收账款＝营业收入总额/预收账款周转率。

应付职工薪酬＝营业成本总额/应付职工薪酬率

应交税费＝营业收入总额/应交税费周转率。

本次分析其他应收款及其他应付款不随营业收入和营业成本进行变动，按照剔除基准日非经营性资产、负债后的余额水平分析预测。

经分析，因本次预测期的收入、成本变动不大，故预测期内营运资金增加额整体无较大波动。

4.关于石油化工资本性支出的预测依据及测算过程如下：

本次资本性支出预测如下：

2025年

项目\年份单位9-1220262027202820292030

2031年以

月后

企业资本性支出总计万元20.04222.48222.48222.48222.48239.33239.33

其中：房屋建筑类资本性支出小计0.00162.38162.38162.38162.38162.38162.38

设备类的资本性支出小计16.2848.8448.8448.8448.8448.8448.84

其他长期资产的资本支出小计3.7611.2611.2611.2611.2628.1128.11本处定义的资本性支出是指企业为满足未来经营计划而需要更新现有固定资产设备和未来可能增加的资本支出及超过一年的长期资产投入的资本性支出。

基于本次收益法的假设前提之一为未来收益期限为无限期，所以目前使用的固定资产将在经济使用年限届满后，为了维持持续经营而必须投入的更新支出。

分析企业现有主要设备的成新率，大规模更新的时间在详细预测期之后，这样就存在在预测期内的现金流量与以后设备更新时的现金流量口径上不一致，为使两者能够匹配，本次按设备的账面原值/会计折旧年限的金额，假设该金额的累计

7数能够满足将来一次性资本性支出，故将其在预测期作为更新资本性支出。

软件的摊销，其可使用年限和企业的摊销年限相近，故维持现有生产规模的资本支出摊销与现有水平一致。

5.关于石油化工现金流及增长率的预测依据及测算过程如下：

本次预测期现金流及增长率的预测如下：

单位：万元

项目\年份2025年9-12月20262027202820292030企业自由现金流2093.40539.65673.38611.51546.91463.75

增长率24.78%-9.19%-10.56%-15.21%

本次评估，使用企业的自由现金流量作为评估对象的收益指标，其公式为：

企业自由现金流＝净利润＋税后的付息债务利息＋折旧和摊销－资本性支

出－营运资金增加本次详细预测期的企业自由现金流系根据评估对象的经营历史以及未来盈利预测，估算得到未来预期的自由现金流量，基于前述对于收益法评估核心参数预测依据以及测算过程的合理性分析，本次认为预测期的现金流及增长率具有合理性、谨慎性。

综上，本次石油化工收益法采用的主要参数取值均符合谨慎性原则。

（二）伊泰化工收益法评估核心参数预测依据以及测算过程

1.关于伊泰化工具体产品对应价格、销量的预测依据及测算过程如下：

企业历年主营业务收入情况如下：

2025年1-82026年及以

项目\年份 单位 2022 年 A 2023 年 A 2024 年 A 2025 全年 E

月 A 后

营业收入合计万元835118.15791928.00880290.78537654.42859029.51859040.12

增长率-5.17%11.16%-2.42%0.00%

其中：主营收入万元777624.91737368.94815948.04500595.24799631.68799631.68液化石油气产品

万元36230.1327125.7831972.0218426.4427639.6627639.66

收入（9%）

销售平均单价元/吨5071.424556.954549.004335.474335.474335.47

销售数量合计万吨7.145.957.034.256.386.38非液化石油气产

万元741394.78710243.16783976.02482168.80771992.02771992.02

品收入(13%)

销售单价6103.496208.666174.856012.436174.856174.85

销售数量121.47114.40126.9680.20125.38125.38

（1）企业销售产品介绍非液化石油气主要产品非液化石油气主要产品主要包括费托蜡类产品和稳定轻烃类产品。

费托蜡类产品2022年销售收入占主营业务收入的69.13%，2023年占62.81%，

2024年占57.41%，2025年1-8月占56.39%。

8稳定轻烃类产品2022年销售收入占主营业务收入的24.67%，2023年占

25.14%，2024年占30.93%，2025年1-8月占31.91%。

液化石油主要产品

液化石油气产品，包括低烯烃液化石油气、加氢液化石油气、液化石油气、高烯烃液化气等产品。2022年该类产品销售收入占主营业务收入的4.73%，2023年占3.71%2024年占3.92%，2025年1-8月占3.68%。该类产品销售额占企业销售额的比例较小。

（2）产品未来销量的预测

内蒙古伊泰化工有限责任公司120万吨/年精细化学品于2018年下半年完成

试生产并于2018年10月正式投产，2019年即实现达产。2019年销售各类煤化工产品121.42万吨（含副产品），2020年销售各类产品119.23万吨（含副产品），

2021年销售各类产品131.34万吨（含副产品），2022年销售各类产品128.61万吨（含副产品），2023年销售各类产品120.35万吨（含副产品），2024年销售各类产品133.99万吨（含副产品），目前已形成精细化学品的稳定生产线。同时，企业根据市场变化情况，动态地调整各类产品的生产比例，基本实现了产销平衡。

基于企业2019年达产后至2024年基本处于产销平衡状态，故本次按照2025年1-8月各产品销量预测未来各产品的销量。

本次对于产品未来销量在2026年及以后均保持2025年数据不变，主要原因为：企业目前设备产能基本达饱和状态，未来暂无产能扩张、大规模停工检修计划，且企业产品质量优良、市场需求稳定，具备持续维持与2025年基本相当销量水平的产能基础与市场承接能力。本次未假设销量增长，是以历史稳定期销量为基准，避免对未来产能提升、市场拓展等不确定事项的估计，符合谨慎性原则。

（3）产品销售单价的预测近年，受国际原油价格波动影响，企业各产品价格存在较大的波动，2022年处于较高水平，2023年至2025年呈现逐年缓慢降低趋势。为平缓波动差异，故本次按照2022年至2025年1-8月各类产品的平均售价预测2025年全年及以后的销售价格。

经对比，本次2025全年及以后年度预测收入均低于2024年实际收入，本次对于各产品的销量及单价预测具有一定谨慎性及合理性。

本次对于产品未来销量在2026年及以后均保持2025年数据不变，主要原因

9为：企业目前设备产能基本达饱和状态，未来暂无产能扩张、大规模停工检修计划，且企业产品质量优良、市场需求稳定，具备持续维持与2025年基本相当销量水平的产能基础与市场承接能力。本次未假设销量增长，是以历史稳定期销量为基准，避免对未来产能提升、市场拓展等不确定事项的估计，符合谨慎性原则。

2.关于伊泰化工具体产品毛利率的预测依据及测算过程如下：

企业历年主营业务成本情况如下：

单位：万元

2025 年 1-8 2025 全年 E 2026 年及以

项目\年份 2022 年 A 2023 年 A 2024 年 A

月 A 后

营业成本合计633315.60605675.16619337.43351244.38577444.99574463.26

综合毛利率24.16%23.52%29.64%34.67%32.78%33.13%

其中：主营业务成本576228.45550972.97561808.64312838.10519166.57516184.84

毛利率25.90%25.28%31.15%37.51%35.07%35.45%

可比上市公司毛利率情况如下表所示：

项目毛利率（%）

宝丰能源33.15

淮北矿业18.29

广汇能源20.68

兰花科创26.14

平均值24.56

公司历史年度毛利率表如下表所示：

2025年

年份2018年2019年2020年2021年2022年2023年2024年平均值

1-8月

销售毛利率（%）21.81%16.14%3.06%6.04%25.90%25.28%31.15%37.51%20.82%

公司预测年度毛利率表如下表所示：

项目\年份 2025 全年 E 2026 2027 2028 2029 2030 平均值

销售毛利率35.07%35.45%35.17%35.18%35.17%35.09%35.19%

从上面的表格可以看出，2018年至2020年公司历史期毛利率呈下降的趋势，主要原因为受前述分析中原煤价格上涨影响所致，2021年至2024年毛利率逐步上涨，总体水平略高于历史年度报告期内的毛利率平均水平。

预测期毛利率有所上涨主要原因系本次对煤炭价格预测剔除短期特殊情况考虑煤价相对稳定导致。

企业近年原料煤、燃料煤年成本均价如下：

项目\年份20182019202020212022202320242025.8

原料煤(元/吨)361.00330.50341.27658.69669.98628.45589.76460.41

燃料煤(元/吨)212.50209.55213.65451.61523.89476.13399.91299.87

企业历年采购价格显示，2018年至2020年煤炭价格处于小幅波动增长趋势，到2021年受全球能源危机、澳煤进口限制及国内“能耗双控”影响，煤炭价格

10高起，后2022年到2025年煤炭价格呈逐年回落趋势，煤炭价格趋势显示短期煤

炭价格出现长期大幅度上涨的可能性不大，未来煤炭价格将企稳回落，最终会趋于一个相对合理的水平。根据企业实际数据显示，2025年全年企业原料煤单价为471元/吨，燃料煤为307元/吨，其中原料煤单价、燃料煤单价均略低于本次预测单价，显示本次预测单价相对谨慎且具有一定合理性。

3.关于伊泰化工营运资金的预测依据及测算过程如下：

单位：万元

2031年以

项目名称\年份 单位 2025E年末 2026E 年末 2027E年末 2028E年末 2029E年末 2030E年末后年末

营运资金增加万元9983.84223.6182.9891.1852.2755.280.00

期末营运资金20716.5220940.1321023.1121114.2921166.5621221.8421221.84

0运营现金万元55021.0955080.2155284.4255372.3055429.9255521.1555521.15

1应收票据万元0.000.000.000.000.000.000.00

2应收账款万元27291.1827291.1827291.1827291.1827291.1827291.1827291.18

3应收款项融资万元0.000.000.000.000.000.000.00

4预付款项万元9473.849419.439459.429458.279459.969471.789471.78

5经营性其他应收款万元635.09635.09635.09635.09635.09635.09635.09

6存货万元48977.9848696.6848903.4348897.4548906.2348967.3148967.31

7合同资产万元0.000.000.000.000.000.000.00

8其他经营性资产万元0.000.000.000.000.000.000.00

9应付票据万元13210.3513134.4713190.2413188.6313190.9913207.4713207.47

10应付账款万元58996.2058657.3758906.4058899.2158909.7858983.3558983.35

11预收款项万元0.000.000.000.000.000.000.00

12合同负债万元5823.975823.975823.975823.975823.975823.975823.97

13应付职工薪酬万元14918.5814832.9014895.8714894.0514896.7314915.3314915.33

14应交税费万元15478.0115478.2015478.4015478.5915478.8015479.0015479.00

15经营性其他应付款万元12255.5512255.5512255.5512255.5512255.5512255.5512255.55

16其他的经营性负债万元0.000.000.000.000.000.000.00

其他的各个科目的营运资金按照相应的周转率计算：

应收账款＝主营业务收入/应收款项周转率

预付账款＝主营业务成本/预付账款周转率

存货＝主营业务成本/存货周转率

应付票据＝主营业务成本/应付账款周转率

应付账款＝主营业务成本/应付账款周转率

合同负债＝主营业务收入/预收账款周转率

应付职工薪酬＝主营业务成本/应付职工薪酬率

应交税费＝营业收入总额/应交税费周转率。

经分析，本次预测期2025年营运资金涨幅较大，主要原因系企业年末收入和成本增长，应收账款、预付账款、存货等金额增加，导致2025年全年较基准日营运资金增加。2026年后因收入、成本变动不大，故营运资金增加额变动较

11小。

4.关于伊泰化工资本性支出的预测依据及测算过程如下：

2025年2031年以

项目\年份单位20262027202820292030

9-12后

月

企业资本性支出总计万元5.4716.4016.4016.4050838.5766670.5966670.59

其中：房屋建筑类资本性支出小计万元0.000.000.000.000.0012660.7512660.75

设备类的资本性支出小计万元0.000.000.000.0050822.1750822.1750822.17

其他长期资产的资本支出小计万元5.4716.4016.4016.4016.403187.673187.67本处定义的资本性支出是指企业为满足未来经营计划而需要更新现有固定资产设备和未来可能增加的资本支出及超过一年的长期资产投入的资本性支出。

基于本次收益法的假设前提之一为未来收益期限为无限期，所以目前使用的固定资产将在经济使用年限届满后，为了维持持续经营而必须投入的更新支出。

分析企业现有主要设备的成新率，大规模更新的时间在详细预测期之后，这样就存在在预测期内的现金流量与以后设备更新时的现金流量口径上不一致，为使两者能够匹配，本次按设备的账面原值/会计折旧年限的金额，假设该金额的累计数能够满足将来一次性资本性支出，故将其在预测期作为更新资本性支出。

水权、长期待摊、专利、土地及软件的摊销，其可使用年限和企业的摊销年限相近，故维持现有生产规模的资本支出摊销与现有水平一致。

5.关于伊泰化工现金流及增长率的预测依据及测算过程如下：

单位：万元

项目\年份2025年9-12月20262027202820292030企业自由现金流51981.98196138.40193840.85192301.50140838.13123919.83

增长率---1.17%-0.79%-26.76%-12.01%

本次评估，使用企业的自由现金流量作为评估对象的收益指标，其基本定义为：

R＝净利润＋税后的付息债务利息＋折旧和摊销－资本性支出－营运资金增加

根据评估对象的经营历史以及未来盈利预测，估算其未来预期的自由现金流量。将未来经营期内的自由现金流量进行折现处理并加和，测算得到企业经营性资产价值。

综合上述从收入、成本、毛利率，到营运资金的计算下，综合判断本次在产品及其对应价格、销量、毛利率、营运资金、资本性支出、现金流及增长率等相

关的参数取值符合谨慎性原则，选取及预测存在合理性。

12（三）煤制油收益法评估核心参数预测依据以及测算过程

1.煤制油各类主营产品对应价格、销量及收入的历史及预测情况如下：

项目\年份 单位 2022 年 A 2023 年 A 2024 年 A 2025 年 1-8 月 A 2025 全年 E 2026 及以后年度

主营收入合计万元132762.79128265.57140020.3764156.64114798.66146910.38

增长率-3.39%9.16%-18.01%27.97%

液化石油气万元7568.435089.633789.231630.982971.994015.50

销售单价元/吨5112.164596.434455.234318.284721.274721.27

销售数量万吨1.481.110.850.380.630.85

非液化石油气万元125194.36123175.94136231.1562525.66111826.68142894.88

销售单价元/吨6332.416185.186072.185921.276354.096254.46

销售数量万吨19.7719.9122.4410.5617.6022.85

（1）产品销量的预测

企业2009年3月首次试车生产，2010年6月30日装置正式实现满负荷生产，2022年销售各类煤化工产品21.25万吨，2023年销售各类煤化工产品21.02万吨，2024年销售各类煤化工产品23.29万吨，目前已形成年产20万余吨的稳定生产线。同时，企业根据市场变化情况，动态地调整各类产品的生产比例，基本实现了产销平衡。

十年来，中国柴油表观消费量保持了较快增长，煤制油公司用于柴油生产原料的煤基费托合成全馏分液体石蜡的特点是馏分较轻，硫含量低，符合欧Ⅳ排放标准，可炼优质清洁柴油，适宜作为大中城市车用燃油。煤制油公司的石脑油产品特点是馏分较轻，硫含量低，烷烃含量高，符合中国石化1号石脑油企业标准，属于优质裂解原料，完全可以替代石油产化工轻油。国内液化气消费在经历了

90年代前期的高速增长后，市场逐渐走向成熟，近年来增长速度趋于缓和，由

于我国城市居民燃气覆盖率已经趋于饱和，农村地区将成为液化气消费的潜在市场。正构费托软蜡主要成分烷烃含量达93%以上，杂质含量低，可作为生产氯化石蜡和溶剂油的优质原料。

综上所述企业主营产品质量较好，历史年度基本达到产销平衡。对于企业未来的年销售量，本次按照企业预计的产品结构预测，同时企业市场人员根据目前各类产品的市场状况对未来各类产品产量及销量进行了动态调整。各项产品预测销量详情如下：

单位：万吨/年序号年份202520262027202820292030

1液化石油气0.630.850.850.850.850.85

2正构费托软蜡1.682.942.942.942.942.94

3煤基费托合成全馏分液体石蜡5.056.616.616.616.616.61

4费托精制蜡7.628.458.458.458.458.45

5正庚烷0.580.780.780.780.780.78

13序号年份202520262027202820292030

6正己烷0.510.730.730.730.730.73

7石脑油6440.600.810.810.810.810.81

8石脑油6450.871.281.281.281.281.28

9正构费托软蜡700.330.390.390.390.390.39

10 费托精制蜡 FM0180 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02

11硫磺0.050.050.050.050.050.05

12液氮0.090.350.350.350.350.35

13硫酸钠0.210.340.340.340.340.34

14氯化钠-0.100.100.100.100.10

合计18.2323.7023.7023.7023.7023.70

从上表数据可知，本次预测销量自2026年起按照稳定趋势预测，主要原因系企业目前设备产能基本达饱和状态，检修已基本完善，未来暂无产能扩张、大规模停工检修计划，且企业产品质量优良、市场需求稳定，具备持续维持与2024年基本相当销量水平的产能基础与市场承接能力。本次未假设销量增长，是以历史稳定期销量为基准，避免对未来产能提升、市场拓展等不确定事项的估计，符合谨慎性原则。

（2）产品单价的预测

原油价格作为能源化工体系的定价核心，通过各种直接或间接的方式对化工品价格产生影响，原油价格变化对化工品的影响主要通过煤化工的中介产品进行传导。故对于煤化工产品的销售价格预测应当从原油价格入手。

有统计数据以来，国际原油价格已历经一个半多世纪，国际原油价格走势的基本特点为短期价格剧烈波动，中期价格具有周期性，远期价格呈上涨趋势。对于国际原油价格的影响，近五年来主要为新冠疫情影响、俄乌战争和 OPEC+增产协议。

2020年初新型冠状病毒肺炎疫情突如其来，短时间爆发速度之快、波及地

域之广、致死规模之大，远远超出了各机构对国际原油价格的预期。截至俄乌战争爆发以前，疫情对全球石油需求的影响已经持续两年之久。以美国为例，美国的石油消费恢复至正常水平的85%左右，尤以航空煤油最甚，仅为正常水平的

60%左右。馏出燃料油基本恢复正常，汽油恢复至90%左右。疫情下的国际原油

价格水平对整个石油行业正常维持形成了巨大的冲击，这样的价格水平必然是不可持续的。但疫情对石油行业去除过剩产能应该有很好的积极作用，行业投资大幅削减，新建产能项目大幅减少，有利于国际原油价格更加可期待地稳定的进入新一轮上涨周期。

俄乌冲突导致俄罗斯与乌克兰两国石油需求在较长时间内处于低位。俄乌冲

14突期间，乌克兰石油需求将下降50%以上，而基础设施的破坏以及人口的流失将

导致其需求难以迅速反弹；俄罗斯受西方经济制裁的影响，石油需求可能下降

15~30%，而且将在制裁期间长期维持低位。俄乌冲突导致两国石油需求总计下

降超1百万桶/天，且在较长时间内难以恢复。

2025年美国页岩油产量在突破1330万桶/日，创历史新高，其低成本优势（二叠纪盆地盈亏平衡价 45-50美元/桶）持续挤压 OPEC+市场份额。同时，巴西、圭亚那等非 OPEC产油国供应增长迅猛，OPEC+全球市场份额从 2016年的 53%降至 2024年的 47%，迫使 OPEC+通过增产夺回市场主导权。2025年 4月，OPEC+增产 14万桶/日，开启 220万桶/日自愿减产的恢复进程；2025年 5-7月，OPEC+每月增产41.1万桶/日，单月增量相当于原计划三个月的合计规模；2025年8-9月，OPEC+每月增产 54.8万桶/日，提前一年完成 220万桶/日的自愿减产恢复，累计增产247万桶/日。2025年4-9月，布伦特原油价格从75美元/桶跌至60美元/桶以下，累计跌幅超20%，创2021年以来新低。

总体上，当前乃至未来一段时间，国际原油价格将在阶段性再平衡测试区间内震荡运行，夯实进入一个新的上行轨道的基础。

近年，受国际原油价格波动影响，企业各产品价格存在一定的波动。企业市场人员及管理层根据市场行情预计，2025年全年及以后各类产品的销售价格预计处于2022年至2024年中间水平。故本次各类产品销售价格按照2022年至2024年各类产品的平均售价进行预测。

本次预测单价按照历史年度均价未考虑增长预测，主要原因系历史年度均价能够有效平滑短期价格波动带来的影响，且该平均价格是市场实际认可的价格水平，体现了企业产品在正常市场环境下的可实现价值，具备较强的历史数据支撑，排除极端价格波动的干扰，确保预测价格的稳定性与可靠性，避免对未来价格走势的乐观预判，符合谨慎性原则。

本次预测期主营业务收入与历史年度相比在2025年呈现先下降，2026年上升，以后年度与2026年基本一致的趋势。2025年显示预测下降主要原因系2025年企业因计划性检修停产和非计划性停产累计停产约2个月，当年产量下降导致；

截至目前企业设备调试情况已得到改善，预计2026年恢复正常生产水平，预计与2024年水平相当，故2026年主营业务收入有所上涨，并在以后年度保持相对稳定状态。

15综上所述，本次对于各产品的销量及单价预测具有一定谨慎性及合理性。

2.关于煤制油具体产品毛利率的预测依据及测算过程如下：

单位：万元

2025年1-8

项目\年份 2022年A 2023年A 2024年A 2025全年E 2026 2027 2028 2029 2030月A

营业成本合计121741.56119091.53114887.9756099.8393972.77115114.94115442.81115762.10116092.40116433.71

综合毛利率9.70%8.69%19.01%14.22%19.37%22.81%22.61%22.40%22.18%21.95%

从上面的表格可以看出，煤制油公司近三年毛利率在2024年呈现大幅上涨趋势，主要原因系2024年煤炭价格较前两年相对下降，加之企业当年受设备产线调试、维护等停产因素影响较小，产能较前两年有所上升，单位生产成本相对下降导致。

预测期毛利率有所上涨主要原因系本次对煤炭价格预测剔除短期特殊情况考虑煤价相对稳定导致。

煤制油公司作为煤化工企业，煤炭价格为影响毛利率的主要因素，煤制油历史年度采购价格如下：

项目\年份单位20182019202020212022202320242025年1-8平均价格

原料煤单价元/吨368.39381.27358.86714.71684.60696.83672.68531.12551.06

燃料煤价格元/吨240.28197.65207.78403.29451.96388.60344.05265.65312.41

企业历年采购价格显示，2018年至2020年煤炭价格处于小幅波动增长趋势，到2021年受全球能源危机、澳煤进口限制及国内“能耗双控”影响，煤炭价格高起，后2022年到2025年煤炭价格呈逐年回落趋势，煤炭价格趋势显示短期煤炭价格出现长期大幅度上涨的可能性不大，未来煤炭价格将企稳回落，最终会趋于一个相对合理的水平。根据企业实际数据显示，2025年全年企业原料煤单价为558.93元/吨，燃料煤为266.99元/吨，其中原料煤单价与本次预测单价基本一致，燃料煤单价与本次预测相比相对偏低，但价格相对稳定的趋势与本次预测一致，显示本次预测单价相对谨慎且具有一定合理性。

结合历年煤炭价格波动情况和2025年全年企业实际采购单价，本次采用煤制油公司七年一期动力煤采购算术平均价做未来的平均不变价相对合理。

可比上市公司毛利率情况如下表所示：

项目毛利率（%）

宝丰能源33.15

淮北矿业18.29

广汇能源20.68

兰花科创26.14

平均值24.56

16本次预测期平均毛利率为21.89%，与可比上市公司相比，公司毛利率水平

相对较低，显示本次预测期毛利率具有一定谨慎性和合理性。

3.关于煤制油营运资金的预测依据及测算过程如下：

本次营运资金预测如下：

单位：万元

2031年以后

项目名称\年份 2025E 年末 2026E 年末 2027E 年末 2028E 年末 2029E 年末 2030E 年末年末

营运资金增加5963.353320.5955.7149.6454.6355.270.00

期末营运资金12311.7415632.3315688.0415737.6815792.3115847.5815847.58

运营现金8409.9810487.9810533.9510575.1110621.0010667.2210667.22

应收票据0.000.000.000.000.000.000.00

应收账款4432.385672.225674.105674.105674.105674.105674.10

应收款项融资0.000.000.000.000.000.000.00

预付款项8909.2210914.2710945.4810975.8911007.3411039.8511039.85

经营性其他应收款64.1864.1864.1864.1864.1864.1864.18

存货9171.2511235.2811267.4011298.7111331.0911364.5511364.55

合同资产0.000.000.000.000.000.000.00

其他经营性资产0.000.000.000.000.000.000.00

应付票据2487.953047.873056.583065.073073.863082.943082.94

应付账款7995.459794.869822.869850.159878.389907.569907.56

预收款项51.2565.5965.6165.6165.6165.6165.61

合同负债1087.111391.201391.661391.661391.661391.661391.66

应付职工薪酬5111.856262.286280.196297.646315.696334.346334.34

应交税费851.941090.081090.451090.461090.481090.491090.49

经营性其他应付款1089.721089.721089.721089.721089.721089.721089.72

其他的经营性负债0.000.000.000.000.000.000.00

本次对各个科目的营运资金按照相应的周转率计算：

应收账款＝主营业务收入/应收款项周转率；

预付账款＝主营业务成本/预付账款周转率；

存货＝主营业务成本/存货周转率；

应付票据＝主营业务成本/应付票据周转率；

应付账款＝主营业务成本/应付账款周转率；

预收账款＝主营业务收入/预收账款周转率；

合同负债＝主营业务收入/合同负债周转率；

应付职工薪酬＝主营业务成本/应付职工薪酬率；

应交税费＝营业收入总额/应交税费周转率。

本次分析经营性其他应收款、其他应付款为保证金、备用金等，本次按照基

17准日水平进行预测。

经分析，本次预测期2025年、2026年营运资金大幅上涨，主要原因系企业在实际经营中资金充裕情况下会进行年末集中囤煤，囤集行为产生大量预付款项导致期末预付账款余额较大，因本次基准日为8月31日，企业当期囤煤量较小，故基准日预付账款余额较小，本次按照2024年预付账款周转率预测2025年末预付账款时导致2025年营运资金大额增加；2025年因企业计划性检修停产和非计

划性停产导致累计停产约2个月，致使2025年企业产量有所下降，2026年企业预计正常生产经营，产量恢复2024年水平，故2026年营业收入、营业成本规模较2025年上涨，导致营运资金占用上涨，故2026年营运资金有所增加。2027年后因收入、成本变动不大，故营运资金增加额变动较小。

综上所述，本次营运资金预测具有一定合理性。

4.关于煤制油资本性支出的预测依据及测算过程如下：

项目\年份单位2025年9-12月20262027202820292030企业资本性支出总计万元85.429596.829871.479871.479871.4711700.68

其中：房屋建筑类资本性支出小计0.000.000.000.000.001796.07

设备类的资本性支出小计85.429020.139020.139020.139020.139020.13

其他长期资产的资本支出小计0.00576.69851.34851.34851.34884.48资本性支出是指企业为满足未来经营计划而需要更新现有固定资产设备和未来可能增加的资本支出及超过一年的长期资产投入的资本性支出。

基于本次收益法的假设前提之一为未来收益期限为无限期，所以目前使用的固定资产将在经济使用年限届满后，为了维持持续经营而必须投入的更新支出。

分析企业现有主要设备的成新率，大规模更新的时间在详细预测期之后，这样就存在在预测期内的现金流量与以后设备更新时的现金流量口径上不一致，为使两者能够匹配，本次按设备的账面原值/会计折旧年限的金额，假设该金额的累计数能够满足将来一次性资本性支出，故将其在预测期作为更新资本性支出。

装修以及软件的摊销，其可使用年限和企业的摊销年限相近，故维持现有生产规模的资本支出摊销与现有水平一致。

5.关于煤制油现金流及增长率的预测依据及测算过程如下：

单位：万元

项目/年份2025年9-12月20262027202820292030企业自由现金流3335.429985.2112474.5811888.7011335.038952.77

增长率199.37%24.93%-4.70%-4.66%-21.02%

本次评估，使用企业的自由现金流量作为评估对象的收益指标，其公式为：

企业自由现金流＝净利润＋税后的付息债务利息＋折旧和摊销－资本性支

18出－营运资金增加－税后的其他收益

本次详细预测期的企业自由现金流系根据评估对象的经营历史以及未来盈利预测，估算得到未来预期的自由现金流量，基于前述对于收益法评估核心参数预测依据以及测算过程的合理性分析，本次认为预测期的现金流及增长率具有合理性、谨慎性。

综上，本次煤制油收益法采用的主要参数取值均符合谨慎性、合理性原则。

（四）业绩补偿指标设置与收益法预测情况

本次对石油化工、伊泰化工和煤制油采用了收益法评估结果作为评估结论，因预测期内的现金流具有合理性、谨慎性，本次伊泰股份采用收益法中2026年、

2027年、2028年的预测数作为业绩补偿指标。

二、补充披露煤制油公司2024年末计提减值对应评估情况，包括但不限于

采取的评估方法、主要评估假设和核心参数预测依据，并说明与本次评估是否存在重大差异及其合理性；结合煤制油公司两次评估减值具体情况，说明具体减值原因以及主要减值资产，论证在评估减值情况下收购控股股东持有的少数股权的必要性，是否有利于保护上市公司及中小股东的权益。

（一）2024年末计提减值评估情况

伊泰股份因停止推进煤制油公司200万吨/年煤炭间接液化示范项目并在

2024年末计提资产减值17.88亿元，其中内蒙古伊泰煤炭股份有限公司对其持

有的原新疆能源转让资产计提资产减值11.14亿元（未在本次评估范围），对内蒙古伊泰煤制油有限责任公司持有的煤制油二期资产计提资产减值6.74亿元，煤制油二期包括车辆、电子设备、在建工程、土地使用权。

因煤制油公司200万吨/年煤炭间接液化示范项目已停止推进，故减值测试对各项资产评估方法为：

1.车辆及电子设备有较为活跃的二手交易市场，故采用市场法进行评估；

2.土建工程为咨询费、职工教育经费、印花税、设计费、业务费等建设前期费用，因项目已停止推进建设，将对各项资产进行处置，故相关费用评估为0；

3.设备安装工程因费托反应器为定制设备，无可转让市场，将进行处置，故

按可回收材料的实际重量乘以废旧物资市场回收单价计算评估值，其中可回收材料重量由企业提供的资产生产材料消耗登记确定，评估师通过现场查阅登记资料进行复核；

194.工程物资为热轧碳素结构钢板及电力电缆，企业可继续使用，故对其依据

基准日时点的物资价格确定评估值；

5.土地使用权根据《资产评估执业准则—不动产》采用市场法、基准地价法

对其土地使用权价值进行评估，并最终以市场法结果作为评估值。

截至本次评估基准日，车辆已经处置，不在本次评估范围内，且煤制油公司正对设备安装工程及工程物资以报废资产进行挂网拍卖，故本次评估除对工程物资按可回收材料的实际重量乘以废旧物资市场回收单价计算评估值外，其余资产评估方法均保持一致。故两次评估之间不存在重大差异。

（二）2022年末计提减值评估情况

1.减值原因

2022年8月，轻烃类产品按照石脑油标准征收消费税，以及煤价持续上涨，

年报审计师判断煤制油存在减值迹象，故需对内蒙古伊泰煤制油有限责任公司

16万吨/年煤制油示范项目资产组进行减值测试。

2.减值测试评估情况

2023年1月，对截至2022年12月31日内蒙古伊泰煤制油有限责任公司16

万吨/年煤制油示范项目资产组进行减值测试，评估情况如下：

评估基准日2022年12月31日评估目的减值测试评估结论采用的评估方法预计未来现金流量现值

资产组账面值（万元）664363.47

资产组评估值（万元）384000.00

3.减值资产

资产组的固定资产、在建工程、无形资产、长期待摊费用、其他非流动资产

等长期资产账面价值合计为189021.90万元。经评估，上述资产可收回金额

146300.00万元年报审计师计提资产减值损失42721.90万元(其中:固定资产

减值损失42547.92万元在建工程减值损失28.79万元，无形资产减值损失

145.19万元)。

2022年和2024年均在上述分析论证下应提尽提了减值准备，本次收购在前

次已计提减值准备基础上进行评估，有利于保护上市公司及中小股东的权益。

本次收购目的为减少伊泰股份与控股股东之间的关联交易。伊泰股份作为目标公司现有股东，增加股权比例有助于消除因少数股东权益导致的利润分流，最大化煤化工产业链的整体经济效益。煤化工产业共涉及五个标的公司，煤制油为

20其中一家。全资控股煤化工产业所有公司，可增强伊泰股份业务体系的完整性与独立性，符合公司长期战略布局与治理提升要求。

三、结合同行业可比相关交易案例、可比公司估值情况等，说明收益法估

值是否公允，交易双方是否存在其他应披露未披露的利益安排。

（一）石油化工与可比公司市盈率市净率比较

1.根据标的公司的审计报告和盈利预测，本次石油化工的股东全部权益价值

对应的市盈率、市净率水平如下：

归母净利润（万元）市盈率（倍）公司

2024A 2025E 2024A 2025E

石油化工1397.31896.511.6818.2

注1：市盈率=股东全部权益价值/归属于母公司净利润

注2：标的公司2024年的净利润采用审计报告口径，2025年的净利润采用本次收益法评估中对各标的公司的盈利预测口径

2.根据标的公司的审计报告，本次石油化工的股东全部权益价值对应2024年12月31日和2025年8月31日的市净率水平如下：

归属于母公司净资产（万元）市净率（倍）公司

2024年12月31日2025年8月31日2024年12月312025年8月31日

日

石油化工13911.2614375.841.171.14

注：市净率=股东全部权益价值/归属于母公司净资产

3.可比上市公司市盈率、市净率情况

本次交易的标的公司石油化工的主营业务为成品油及化工品贸易业务，因此本次分析选择 A股相关行业上市公司进行对比。可比公司的估值情况对比如下：

序号 证券代码 证券简称 市盈率（TTM） 市盈率（2024 年报） 市净率

1 600188.SH 兖矿能源 11.29 7.06 1.52

2 603353.SH 和顺石油 179.44 53.28 1.72

3 000096.SZ 广聚能源 74.08 73.44 2.21

4 000554.SZ 泰山石油 21.73 81.86 3.08

均值71.6453.912.13

注：数据来源同花顺 iFinD

由以上数据可见，本次交易标的石油化工的交易市盈率和交易市净率均明显低于可比上市公司的平均值。

A．石油化工交易市盈率低于可比上市公司的原因及评估合理性

石油化工的评估值对应2024年度的市盈率为11.68倍，大幅低于可比上市公司按照2024年实际净利润计算的平均市盈率，也低于可比上市公司按照基准

21日前最近12个月合计净利润计算的平均市盈率。石油化工的交易市盈率略高于

2024年市盈率水平，主要原因受2025年石油产品价格持续低位，叠加贸易摩擦

和关税壁垒升级、新能源替代加速等因素的冲击影响，2025年的产品销量和售价呈下降趋势，导致石油化工当期净利润水平显著低于正常水平，导致了其交易市盈率高于2024年的市盈率，但仍然大幅度低于可比上市公司的市盈率平均值。

反映了石油化工经营业绩具有一定成长性但公司实际盈利水平与行业头部企业

仍具有一定的客观差距，体现了本次石油化工作价的预测逻辑公允符合实际。

B．石油化工交易市净率低于可比上市公司的原因及评估合理性

石油化工属于传统的成品油及化工品贸易行业，本身行业利润增长空间不大，且无论是行业规模还是利润增长空间均远低于同行业可比上市公司，故其交易市净率低于可比上市公司具有一定合理性。

综上所述，本次标的资产的收益法估值合理、公允，交易双方不存在其他应披露未披露的利益安排。

（二）伊泰化工和煤制油与可比公司市盈率市净率比较

1.根据标的公司的审计报告和盈利预测，本次伊泰化工和煤制油的股东全部

权益价值对应的市盈率、市净率水平如下：

归母净利润（万元）市盈率（倍）公司

2024A 2025E 2024A 2025E

伊泰化工91774.02115211.3412.239.85

煤制油-79056.97-964.87-0.62-50.40

注1：市盈率=股东全部权益价值/归属于母公司净利润

注2：标的公司2024年的净利润采用审计报告口径，2025年的净利润均采用本次收益法评估中对各标的公司的盈利预测口径

2.根据标的公司的审计报告，本次伊泰化工和煤制油的股东全部权益价值对

应2024年12月31日和2025年8月31日的市净率水平如下：

归属于母公司净资产（万元）市净率（倍）公司

2024年12月31日2025年8月31日2024年12月31日2025年8月31日

伊泰化工723230.70805118.881.591.43

煤制油61630.4256078.530.790.87

注：市净率=股东全部权益价值/归属于母公司净资产

3.可比上市公司市盈率、市净率情况

本次交易的标的公司伊泰化工和煤制油的主营业务均为煤化工产品的生产、销售，因此本次分析选择 A 股煤化工行业相关上市公司进行对比。可比公司的

22估值情况对比如下：

序号 证券代码 证券简称 市盈率（TTM） 市盈率（2024A） 市净率

1 600123.SH 兰花科创 14.54 19.49 2.85

2 600256.SH 广汇能源 11.37 7.80 0.81

3 600985.SH 淮北矿业 14.26 14.92 1.72

4 600989.SH 宝丰能源 43.70 17.57 0.62

均值20.9714.951.50

注：数据来源同花顺 iFinD

4.可比交易案例市盈率、市净率情况

公司选取近期上市公司收购煤化工行业标的公司的交易案例进行比较分析，具体统计如下：

100%股权价值净利润（万净资产（万上市公司标的企业评估基准日市盈率市净率（万元）元）元）

广汇能源新疆广汇2021/6/301643687.6529591.7455.55537754.523.06

注1：上市公司公告文件

注2：市盈率=交易作价/评估基准日前一年度合并口径净利润；市净率=评估值/评估基准日合并口径净资产

（1）伊泰化工评估值合理性分析

由以上数据可见，本次交易标的伊泰化工的交易市盈率明显低于可比交易案例和可比上市公司的平均值，交易市净率基本与可比上市公司的平均值持平，明显低于可比交易案例。

A．伊泰化工交易市盈率低于可比交易案例和可比上市公司的平均值的原因及评估合理性

伊泰化工的盈利和估值受煤炭价格影响较大，近几年煤炭价格持续降低，但本次评估取历史年度七年一期的煤价作为预测价，涵盖了高位和低位的煤价，估值较为谨慎；非上市的交易长期面临投资者关注度低、交易不活跃、流动性不足的问题，反观主流的 A 股市场，流动性较好，交易活跃，致使可比上市公司市盈率普遍较非上市公司高出不少。

B.伊泰化工交易市净率低于可比交易案例的原因及评估合理性

可比交易案例建成时间较长，经营情况好，基准日时点估值较高，致使市净率较高，而伊泰化工建成时间不长，经营情况不如可比交易案例，综合影响下市净率明显低于可比交易案例。

综上所述，本次标的资产的收益法估值合理、公允，交易双方不存在其他应披露未披露的利益安排。

23（2）煤制油评估值合理性分析

由以上数据可见，本次交易标的煤制油的交易市盈率和交易市净率均明显低于可比交易案例和可比上市公司的平均值。

A.煤制油交易市盈率低于可比上市公司的原因及评估合理性

2024年煤制油因伊泰股份停止推进200万吨/年煤炭间接液化示范项目等原

因公司当年计提68398.52万元资产减值损失，导致当期归母净利润为-79056.97万元，远低于正常经营水平，亦导致2024年市盈率为负数且明显低于可比交易案例和可比上市公司的市盈率水平。

2025年企业受煤炭价格回暖影响，基准日当年毛利率有所上涨，但因企业

当年累计检修停产约2个月，致使当年产量下降，导致企业2025年营收规模下降，亦导致企业当年市盈率为负数且明显低于可比交易案例和可比上市公司的市盈率水平。

经对比企业近年煤价情况，截至评估基准日煤炭价格已有明显下降趋势，显示目前煤炭市场相对回暖，本次评估剔除煤价短期特殊情况后，在考虑煤价相对稳定的前提下对预测期净利润作出相对上涨的合理预测，但因煤制油受一期项目投资成本过高产生高单位生产成本、规模效应不足等多重因素影响，导致煤制油的成长性低于可比交易案例和可比上市公司。基于公司自身经营短板，预测期盈利规模仍相对有限，导致煤制油预测期市盈率有所上升但仍低于行业均值，反映了煤制油经营业绩具有一定成长性但公司实际盈利水平与行业头部企业的客观差距，体现了本次煤制油作价的预测逻辑公允符合实际。

B.煤制油交易市净率低于可比上市公司的原因及评估合理性

截至评估基准日，煤制油已停止推进二期200万吨/年煤炭间接液化示范项目，但二期项目相关的资产仍在公司账面留存，因该类资产无法为公司带来未来经济利益，仅考虑资产回收价值，导致公司市净率相对降低。

加之煤制油受一期项目投资成本过高产生高单位生产成本，同时项目生产规模较小，无法实现固定成本的有效摊薄，未能形成明显规模经济效益，导致项目存在明确的经济性贬值。本次评估过程中已充分考虑该贬值因素对评估值的影响，导致公司市净率低于行业均值。本次评估结果充分考虑了煤制油的实际资产和经营状况而作出的，具有合理性。

综上所述，本次标的资产的收益法估值合理、公允，交易双方不存在其他应

24披露未披露的利益安排。

问题二、本次交易定价的公允性

（二）关于伊犁矿业采矿权评估

公告显示，伊犁矿业主要资产为煤炭采矿权，采矿许可证载明生产规模为

450万吨/年，2025年2月已收到有关规划批复，改扩建为1500万吨/年，预计

2027年建成投产。该采矿权以未来现金流折现评估价值为53.91亿元，评估增

值365.14%。本次交易对伊犁矿业设置业绩补偿，补偿期间为2026-2028年，2026年无具体承诺利润金额，2027年承诺净利润2.74亿元，2028年承诺净利润8.15亿元。

请公司：（1）补充披露采矿权评估的逻辑和具体过程，包括但不限于主要评估假设和关键参数等重要数据的来源和测算过程，并结合2021年以来主要产品价格走势情况，说明主要评估假设和技术经济参数选择是否审慎、合理；（2）补充说明投产时间变化是否对评估价值产生影响，是否已充分考虑相关风险，并据此说明业绩承诺期设置的合理性，2026年作为业绩承诺期间但无具体承诺利润的合理性；（3）结合前述问题以及同行业可比交易案例，说明采矿权评估溢价率高的合理性，与同行业是否存在重大差异，评估价值是否公允合理。请评估机构发表意见。

回复内容：

一、补充披露采矿权评估的逻辑和具体过程，包括但不限于主要评估假设

和关键参数等重要数据的来源和测算过程，并结合2021年以来主要产品价格走势情况，说明主要评估假设和技术经济参数选择是否审慎、合理。

（一）采矿权评估逻辑

评估方法确定：被评估矿山为改扩建矿山截至评估基准日该矿山已具备现阶

段采矿许可证载明450万吨/年的生产规模。2025年2月11日国家发展和改革委员会印发文件《国家发展改革委关于新疆伊东矿区总体规划的批复》（发改能源[2025]174号），阿尔玛勒露天矿由450万吨/年改扩建为1500万吨/年。《伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿（露天）勘探报告（2020年）》已经新疆维吾尔自治区矿产资源储量评审中心评审通过并由新疆维吾尔自治区自然资源厅核准备案，新疆煤炭设计研究院有限责任公司根据《国家发展改

25革委关于新疆伊东矿区总体规划的批复》（发改能源[2025]174号）于2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》。根据《中国矿业权评估准则》的规定，委托评估的采矿权具有一定规模，具有独立获利能力，并能被测算，其未来的收益及承担的风险能用货币计量。且该采矿权地质研究程度高，资料齐全、可靠，符合采用收益途径评估方法—折现现金流量法（DCF 法）评估的适用要求，本项目评估采用收益途径评估方法—折现现金流量法。

资源储量确定：2025年2月11日国家发展和改革委员会印发了《国家发展改革委关于新疆伊东矿区总体规划的批复》（发改能源[2025]174号）规划阿尔

玛勒矿区开采方式为露天开采。本次评估依据以“新自然资储备字[2021]19号”备案的核工业二一六大队2020年9月编制的《伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿（露天）勘探报告（2020年）》进行计算，核实煤炭保有资源储量为210051.00万吨，其中，适合露天开采的保有资源量为136281.60万吨。根据现行煤炭政策，推荐伊泰伊犁矿业有限公司整合煤矿露天闭坑后，其深部、不具备露天开发区域的煤炭资源由井工方式开采。考虑矿山消耗资源储量后，经计算参与评估的保有资源储量为135909.37万吨。采矿权人提供的由新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》，根据总规对露天开采部分进行了设计，井工开采部分资源量未进行设计利用。本次评估基于谨慎性原则以采矿权范围内总规批复的露天开采境界内的资源储量为基础进行了评估。未来适合井工开采资源量约7.3亿吨未参与本次评估。

综上，本次评估基于谨慎性原则采用折现现金流量法对采矿权范围内总规批复的露天开采境界内的资源储量为基础进行了评估。

（二）主要评估假设和关键参数等重要数据的来源和测算过程

1.可采储量的计算过程

备案的保有资源储量：根据经新疆维吾尔自治区自然资源厅以新自然资储备字〔2021〕19号评审备案的核工业二一六大队2020年9月编制的《伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿（露天）勘探报告（2020年）》，伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿保有资源储量为

26210051.00万吨，其中：探明资源量82639.00万吨，控制资源量51481.00万吨，

推断资源量75931.00万吨。

参与评估的保有资源储量：根据新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》设计露天开采范围内保有资源量

为136203.00万吨，其中：探明资源量55116.00万吨，控制资源量25150.00万吨，推断资源量55937.00万吨。并依据评审备案的《勘探报告》重新建立了矿山三维煤层地质模型，经三维地质模型估算矿田内适合露天开采的保有资源量为136281.60万吨，其中：探明资源量55116.00万吨，控制资源量25150.00万吨，推断资源量56015.60万吨。

根据现行煤炭政策，推荐伊泰伊犁矿业有限公司整合煤矿露天闭坑后，其深部、不具备露天开发区域的煤炭资源由井工方式开采。即矿田范围内，露天开采区域以外均由井工回采。提醒报告使用方注意。

根据核工业二一六大队2025年1月编制的《伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿2024年储量年度报告》以及核工业二一六大队2025年10月10日出具的《伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿关于4煤、5煤开采动用资源说明》，储量核实基准日至评估基准日动用资源储量为372.23万吨。经计算，参与评估的保有资源储量为135909.37万吨。其中：

探明资源量54743.77万吨，控制资源量25150.00万吨，推断资源量56015.60万吨。

评估利用可采储量：根据《中国矿业权评估准则》及《矿业权评估参数确定指导意见》（2008年），计算评估利用的资源储量时，对评估基准日保有资源储量应结合煤炭资源《初步设计》或(预)可行性研究或矿山设计进行项目经济合理

性分析后分类处理：

*经济基础储量全部参与评估计算；

*探明的或控制的内蕴经济资源量全部参与评估计算（不做可信度系数调整）；

*推断的内蕴经济资源量（333）可参考《初步设计》（含可研、设计）取值。

《初步设计》（含可研、设计）中未予设计利用的，资源储量可信度系数在0.5～

270.8范围内取值；

本次评估参考新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》，露天开采推断的内蕴经济资源量可信度系数取

0.9。

露天开采评估利用矿产资源储量=∑（参与评估的基础储量＋资源量×相应类型可信度系数）=130307.81万吨

评估利用可采储量计算公式：

评估利用可采储量=(评估利用资源储量-设计损失量)×采矿回采率+回收可回收煤柱量设计损失量：参照新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》（333）可信度系数取0.9，河道及边帮压覆量

为53224.70万吨；

采矿回采率：参考《可行性研究报告（露天煤矿分册）》设计露天开采采矿

回采率3号煤层为96.11%，4号煤层为97.38%，4-1号煤层为95.56%，5号煤层为95.72%，6号煤层为97.73%。

经计算，截至评估基准日，本次评估露天开采利用可采储量74197.20万吨。

2.生产规模的确定过程

采矿许可证载明矿山生产规模为450万吨/年。

2025年2月11日国家发展和改革委员会印发文件《国家发展改革委关于新疆伊东矿区总体规划的批复》（发改能源[2025]174号）描述：“阿尔玛勒露天矿由450万吨/年改扩建为1500万吨/年”。

新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》中设计生产能力1500万吨/年。

综上，根据《矿业权评估参数确定指导意见》，本次评估依据《伊东矿区总体规划的批复》及《可行性研究报告（露天煤矿分册）》设定矿山生产规模为1500万吨/年。

283.评估基准日后的服务年限的确定过程

根据矿山可采储量和年生产规模确定矿山服务年限计算如下：

T= Q /（k×A）

其中：T —— 矿山服务年限

Q —— 可采储量

A —— 矿山生产规模

K —— 储量备用系数 （根据《可行性研究报告（露天煤矿分册）》露天开采取值1.1）

露天开采矿山服务年限＝74197.20÷（1500×1.1）＝44.97年新疆煤炭设计研究院有限责任公司编制的《可行性研究报告（露天煤矿分册）》设计矿田改扩建设工期为24个月。

综上，露天开采评估计算年限46.97年（含基建期24个月），即基建期为

2025年9月至2027年8月，生产期2027年9月至2114年8月。

4.产品方案的确定过程

矿田煤层煤质变化较小，属于特低～低灰、特低硫～低硫、特低～低磷、特低砷、特低～低氟、特低氯、中高～高发热量、含油、极易磨～难磨、易选～极难选煤。矿区煤层发热量高，有害元素含量相对较低，是优质的火力发电和煤化工用煤，也可做工业锅炉用煤及民用煤。

新疆煤炭设计研究院有限责任公司编制的《可行性研究报告（露天煤矿分册）》

设定产品方案为选煤产品。本次评估据此设定产品方案为选煤产品。详情见下表：

产率灰分水分发热量产品名称

（%） （%） （%） kcal/kg

块精煤（100~300mm） 8.73 8.67 19.75 5165.19

块煤 中块精煤（50~100mm） 6.44 8.93 19.75 5146.27

小计15.178.7819.755157.16

混煤 （0~50mm） 20.22 14.54 20 4717.61

干选精煤14.737.3319.755262.81原料煤

风选精煤24.978.0819.755208.21

小计39.717.819.755228.46

燃料煤 末原煤（0~13mm） 20.07 17.52 20.4 4466.42

干选矸石（50-300mm） 1.32 64.67 20.5矸石干选矸石（100-300mm) 1.64 65.25 21

29风选矸石（13-100mm） 1.88 61.5 21

小计4.8463.6420.86

合计10013.97204759.22

5.销售价格的确定过程

根据《矿业权评估参数确定指导意见》，评估用销售价格采用一定时段的历史价格平均值确定。

产品销售价格应根据产品类型、产品质量和销售条件一般采用当地价格口径确定，可以评估基准日前3个年度的价格平均值或回归分析后确定评估用的产品价格；对产品价格波动较大、服务年限较长的大中型矿山可以评估基准日前

5个年度内价格平均值确定评估用的产品价格；对服务年限短的小型矿山可以

采用评估基准日当年的平均值确定评估用的产品价格。

鉴于本次评估矿山服务年限长，生产规模为大型，评估基准日前5年产品销售价格波动较大，本次评估采用评估基准日前5个年度销售价格平均值设定为评估用的产品销售价格。

评估人员通过新疆煤炭交易中心（网址 www.xjcec.com）仅能查询到 2020年5月-2022年4月伊犁地区块煤、沫煤销售价格，无法查询到近五年煤炭销售价格。

委托方提供了部分伊犁当地煤炭销售发票、煤炭采购合同，其中块煤销售价不连续，无法作为销售价格基础利用。沫煤2020年-2025年的销售价格、煤质指标均具备，可作为评估利用销售价格的基础，经统计，近五年沫煤不含税销售价格如下表：

年平均5年平均时间备注销售价格销售价格

2020年9月-2021年8月159.29

2021年9月-2022年8月327.58

2022年9月-2023年8月320.41215.95（元/吨）不含税

2023年9月-2024年8月171.96

2024年9月-2025年8月100.52由于查询到的产品为沫煤，与本次评估的选煤产品的煤炭品种（块精煤、中块精煤、混煤（小块精煤）、原料煤、末原煤）不一致，评估人员依据中华人民共和国住房和城乡建设部发布公告（第366号）《煤炭建设项目经济评价方法与参数》，以沫煤为基础对煤炭品种进行了比价调整。

30由于查询到的沫煤的发热量，与本次评估的选煤产品的发热量（块精煤、中块精煤、混煤（小块精煤）、原料煤、末原煤）不一致。根据采矿权人提供的《煤炭购销中长期合同》，第4.3条：“质量调整价包括发热量调价，硫分调价和全水分调价，均按照月加权数值计算。（1）发热量调价：收到基低位热值高于

4200Kcal/kg，每上升 1Kcal/kg，奖励 0.028 元/吨。收到基低位热值低于

4000Kcal/kg，每下降 1Kcal/kg，扣减 0.028 元/吨。（2）硫分调价：硫分以 0.8%为基准，0.8＜硫分≤1.2%，每超0.01%价格降低0.1元/吨；1.2%＜硫分≤1.5%每超0.01%价格降低0.5元/吨；硫分＞1.5%，每超0.01%价格降低1元/吨。（3）全水分调价：全水:以30%为基准，超30%以上部分，每超0.1%价格降低0.2元/吨。”本次评估产品方案中各产品的水分均小于30%，硫分均小于0.8%。故本次评估根据《煤炭购销中长期合同》对发热量进行调整。经评估人员统计新疆煤炭交易中心（网址 www.xjcec.com）与企业提供的部分合同、煤质化验单中的发热量，详情如下：

年份发热量（大卡）

2020年9月-2021年8月5125

2021年9月-2022年8月4650

2022年9月-2023年8月5170

2023年9月-2024年8月4705

2024年9月-2025年8月4897

五年平均值4910综上，经对煤炭品种、发热量进行调整后评估利用不含税销售价格为：块精煤268.23元/吨、中块精煤262.81元/吨、混煤（小块精煤）211.99元/吨、原

料煤204.84元/吨、末原煤204.07元/吨。

6.固定资产投资确定的过程：

《可行性研究报告（露天煤矿分册）》设定矿山生产规模为1500万吨/年，与本次评估设定生产规模一致，本次评估固定资产投资参照《可行性研究报告（露天煤矿分册）》进行选取。

《可行性研究报告（露天煤矿分册）》投资估算包括矿建工程、土建工程、

设备及工器具购置、安装工程、工程建设其他费用、工程预备费、建设投资贷款利息和铺底流动资金等的全部投资。

新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰31伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》中本项目的建设投资467432.59万元，其中露天矿新增建设投资

102954.61万元，露天矿原有建设投资324790.26万元，选煤厂新增建设投资

5797.19万元，选煤厂原有建设投资33890.53万元。其中：（1）露天矿新增建

设投资102954.61万元，其中矿建工程76671.23万元，设备及工器具购置费8169.45万元，安装工程费用为1567.11万元，工程建设其他费用8920.55万元，

工程预备费7626.27万元。（2）露天矿原有建设投资324790.26万元，其中矿建工程58379.03万元，土建工程34892.26万元，设备及工器具购置费14109.64万元，安装工程费用为6378.80万元，工程建设其他费用207111.72万元（其中包含已完成两村搬迁费17535.00万元、地质勘探费15150.00万元、项目前期已

发生管理费11754.50万元，项目前期采空区、火区、塌陷区相应的安全隐患治理费用12871.35万元，前期已发生贷款利息22578.32万元，前期缴纳矿业权费用22797.00万元、小煤矿整合费用43754万元等），工程预备费3918.81万元。

（3）选煤厂新增建设投资5797.19万元，其中土建工程费用2783.68万元，设

备及工器具购置费839.79万元，安装工程费用为590.79万元，工程建设其他费用1153.51万元，工程预备费429.42万元。（4）选煤厂原有建设投资33890.53万元，其中土建工程费用14028.82万元，设备及工器具购置费6981.61万元，安装工程费用为4448.86万元，工程建设其他费用6844.13万元，工程预备费

1587.11万元。

根据《矿业权评估参数确定指导意见》，固定资产投资额是指矿山建设中建造和购置固定资产发生的全部费用支出，故本次评估不考虑小煤矿整合费

43754.00万元。建设用地费及两村搬迁费，土地费用在评估基准日投入，以摊

销方式逐年回收。故评估采用的固定资产中不考虑其他费用中两村搬迁费

17535.00万元。因该项目正处于改扩建阶段，固定资产投资中扣除地质勘探费

用15150.00万元；根据《矿业权评估参数确定指导意见》相关规定，评估时扣除矿山固定资产投资工程预备费用3918.81万元；前期已发生贷款利息22578.32万元；前期缴纳矿业权费用22797.00万元。

依据《可行性研究报告（露天煤矿分册）》，该矿剔除工程预备费、前期已发生贷款利息、小煤矿整合费、前期缴纳矿业权费用、两村搬迁费、地质勘探费后

32的原有固定资产投资为231360.55万元，其中矿建工程58379.03万元，房屋建

筑物48921.08万元，机器设备20488.44万元，其他费用103572.00万元；其他费用分摊后的原有固定资产投资为231360.55万元，其中：矿建工程105694.95万元，房屋建筑物88571.38万元，机器设备37094.22万元。

依据《可行性研究报告（露天煤矿分册）》，该矿新增固定资产投资为

109909.49万元，其中矿建工程76671.23万元，房屋建筑物2783.68万元，机

器设备11167.14万元，其他费用10074.06万元，工程预备费9213.38万元。剔除工程预备费后的新增固定资产投资为100696.11万元，其中矿建工程76671.23万元，房屋建筑物2783.68万元，机器设备11167.14万元，其他费用10074.06万元；其他费用分摊后的新增固定资产投资为100696.11万元，其中：矿建工程

85194.44万元，房屋建筑物3093.13万元，机器设备12408.54万元。

综上，该矿山为改扩建矿山，截止评估报告日伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿采矿权生产能力尚未达到1500万吨/年。露天开采原有固定资产投资231360.55万元于评估基准日一次性投入；新增的固定资产投资

100696.11万元于建设期均匀投入。

7.无形资产土地使用权确定过程

本次评估依据《中国矿业权评估准则》及《矿业权评估参数确定指导意见》，无形资产投资为土地使用权投资。根据上海东洲资产评估有限公司编制的《内蒙古伊泰煤炭股份有限公司拟收购伊泰伊犁矿业有限公司股权所涉及的伊泰伊犁矿业有限公司股东全部权益价值项目》（东洲评报字【2025】第3088号），无形资产投资-土地使用权评估价值为12129.09万元，对应面积为1004410.2平方米，折合单价为120.77元/平方米。

根据伊泰伊犁矿业有限公司2025年10月21日出具的《<新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）>设计的开采计划》：“露天矿采区划分时分别以苏阿苏河、阿尔玛勒河河道为界划分了三个区。分别为中区、东区、西区。各采区开采顺序、面积及对应服务年限见下表：”

33三个采区面积合计为29.28平方公里，参考上述折合单价120.77元/平方米，经估算，本项目评估无形资产投资共计353619.46万元，其中：12129.09万元于评估基准日一次性投入，剩余部分按照各采区开采顺序及对应服务年限对应投入。

8.经营成本确定过程本次评估的成本参数取值分成三种情况：一种是参照《可行性研究报告（露天煤矿分册）》进行取值的，如材料费、燃料及动力、职工薪酬费、其它支出等；

第二种是按国家有关法规进行取值的，如维简费、安全生产费等；第三种是按《中国矿业权评估准则》及《矿业权评估参数确定指导意见》（2008年）要求来计算的，如折旧、财务费用。

总成本费用采用“费用要素法”计算，由外购原材料费、燃料及动力费、职工薪酬费、修理费、煤炭生产安全费用、维简费、井巷工程基金、其他支出、折

旧费、财务费用等组成。

经营成本采用总成本费用扣除折旧费、折旧性质的维简费、井巷工程基金、

摊销费、财务费用设定。

各项成本费用设定过程如下：

外包剥离费：依据可行性研究报告（露天煤矿分册），外包剥离费为67.58元/吨。本次评估据此设定，单位外包剥离费为67.58元/吨，正常年单位外包爆破费用为101370.00万元。

材料费：可行性研究报告（露天煤矿分册）中单位材料费为1.86元/吨（含选煤厂材料费1.00元/吨），本项目评估据此设定单位材料费为1.86元/吨，正常年材料费为2790.00万元。

燃料动力费：可行性研究报告（露天煤矿分册）中单位动力费为0.93元/吨（含选煤厂动力费0.20元/吨），本项目评估据此设定单位燃料动力费为0.93

34元/吨，正常年燃料动力费为1395.00万元。

职工薪酬：可行性研究报告（露天煤矿分册）中单位职工薪酬为5.61元/吨（含选煤厂职工薪酬1.38元/吨），本次评估据此设定矿山单位职工薪酬为5.61元/吨，正常年职工薪酬8415.00万元。

修理费：可行性研究报告（露天煤矿分册）中单位修理费为1.24元/吨（含选煤厂修理费0.02元/吨），本次评估据此设定单位修理费为1.24元/吨，正常年修理费1860.00万元。

维简费：根据财政部、国家发展改革委、国家煤矿安全监察局财建〔2004〕119号《关于印发〈煤炭生产安全费用提取和使用管理办法〉和〈关于规范煤矿维简费管理问题的若干规定〉的通知》及新疆煤矿安全监察局新煤安监发〔2004〕

107号文，新疆煤矿维简费提取标准为8.50元/吨（含井巷费用），其中折旧性

质维简费3元/吨，更新性质维简费3元/吨，矿建工程基金（井巷工程基金）2.50元/吨。正常生产年份折旧性质维简费4500.00万元，正常生产年份更新性质维简费4500.00万元，井巷工程基金3750.00万元。

其他支出：可行性研究报告（露天煤矿分册）中单位其他支出为8元/吨（含选煤厂职工薪酬1.00元/吨），水土保持补偿费1元/吨、绿色矿山研发费2.79元/吨，共计11.79元/吨，本项目评估据此设定单位其他支出为11.79元/吨，正常年其他支出17685.00万元。

折旧费：固定资产折旧根据固定资产类别和有关部门的规定以及《矿业权评估参数确定指导意见》（2008年）采用直线法重新计算。

坑采的井巷工程或露采的剥离工程固定资产不再按其服务年限提取折旧，而是按财政部门规定的以原矿产量计提维简费，评估中折旧费只反映房屋建筑物和设备的计提的折旧。

本次评估房屋建筑物平均折旧年限取25年、残值率取5%，正常生产年份折旧费为3483.25万元。

露天矿机器设备平均折旧年限10年、残值率取5%，正常生产年份折旧费为

4702.76万元。

经测算，正常生产年份露天开采折旧费用为8186.01万元，单位折旧费用为

5.46元/吨。折旧费计算参见附表六。

35安全费用：根据财资[2022]136号关于印发《企业安全生产费用提取和使用管理办法》的通知的规定，露天矿吨煤5元，排土场安全费按照一等尾矿库4元/吨进行计提，经计算，排土场安全费为0.19元/吨。本矿山为现阶段为露天开采，则按照每吨5.19元计提煤炭生产安全费用，计入煤炭的生产成本，正常年安全费用7789.80万元。

矿山地质环境治理恢复费用：依据新疆维吾尔自治区自然资源厅新疆维吾

尔自治区财政厅新疆维吾尔自治区生态环境厅<关于印发<新疆维吾尔自治区矿山地质环境治理恢复基金管理办法>的通知》（新自然资规【2022】1号），吨煤年计提2.15元，经计算，开采年矿山地质环境治理恢复费用为3225.00万元。

摊销费：

本项目评估无形资产投资共计353619.46万元。根据《矿业权评估参数确定指导意见》，以评估计算的服务年限作为土地使用权摊销年限，露天开采年平均摊销费7863.80万元/年，折算为单位摊销费为5.24元/吨。

利息支出：利息支出按照《矿业权评估参数确定指导意见》及采矿权评估有关规定计算。露天开采流动资金77064.19万元，其资金来源为70%贷款，按评估基准日施行的六个月～一年期贷款利率4.35%计算，则正常年份露天开采流动资金贷款利息为：77064.19×70%×4.35%＝2346.60万元，折合单位财务费用

1.56元/吨。

综上所述，该矿露天开采正常年总成本费用175676.22万元，折合露天开采单位总成本费用117.12元/吨，露天开采年经营成本为149029.80万元，露天开采单位经营成本99.35元/吨。

9.折现率

根据《矿业权评估参数确定指导意见》，折现率的基本构成为：折现率=无风险报酬率+风险报酬率。自2014年11月22日起人民银行不再公布金融机构人民币五年期定期存款基准利率，近三年国家发布的国债最长期限为5年，因此本次以评估基准日近10年发布的五年期国债的票面利率的加权平均值作为本次评估

咨询的无风险报酬率，经计算为3.58%；风险报酬率依据矿产勘查开发阶段风险、行业风险、财务经营风险等。矿产勘查开发阶段风险主要是因为不同勘查开发阶段距开采实现收益的时间长短以及对未来开发建设条件、市场条件的判断的不确

36定性造成的，取值范围0.35～1.15%，该矿山目前处于改扩建状态，故本次评估

勘查开发阶段风险报酬率取1.07%；行业风险是指由行业特点、投资特点、开发

特点等因素造成的不确定性带来的风险，行业风险取值范围1.00～2.00%；由于现阶段煤炭市场尚不稳定，故本次评估行业风险报酬率取1.90%；财务经营风险包括产生于企业外部而影响财务状况的财务风险和产生于企业内部的经营风险两个方面。财务风险是企业资金融通、流动以及收益分配方面的风险，包括利息风险、汇率风险、购买力风险和税率风险。经营风险是企业内部风险，是企业经营过程中，在市场需求、要素供给、综合开发、企业管理等方面的不确定性所造成的风险。财务经营风险取值范围1.00～1.50%，由于近年来经济形势的不稳定、国家频繁下发相关政策，故本次评估财务经营风险报酬率取1.40%。据此，评估人员通过对上述因素进行分析后设定采矿权评估折现率取7.95%。

10.评估假设

（1）采矿权评估以经国土资储备字[2022]309号评审备案证明评审通过核工业二一六大队2020年9月编制的《伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿（露天）勘探报告（2020年）》中估算的资源储量为基础，储量计算准确可靠；

（2）矿山的采矿技术经济参数以新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》及企业提供的财务资料中的技

术水平为基准，并在尚可服务年限内不变；

（3）待评估矿山以最佳的生产方式（露天开采）、生产规模、产品结构进行生产，并在尚可服务年限内不变；

（4）在尚可服务年限内，矿产品价格及国家有关产业、财税、金融政策无重大变化；

（5）矿山的采矿技术指标以设定的技术水平为基准，国家对矿山的环保、地质方面的政策在预测期无重大变化；

（6）矿山服务年限长于现有采矿许可证有效期限，评估假设采矿许可证到期后可顺利延续；

（7）矿山按照《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿

37及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》设计的改扩建期完成改扩建，达到设计的生产规模。

（8）市场供需水平基本保持不变，矿山的矿产品能够全部正常销售。

（三）主要评估假设和技术经济参数的合理性

煤炭是世界上储量最多、分布最广的常规能源，也是廉价的能源。目前煤炭是我国的主体能源，它是关系国计民生的重要初级产品，维护煤炭市场稳定运行意义重大。我国存在大量的中小煤矿，中东部、西南地区存在大量产能规模60万吨以下的矿井，该部分产能合计5.23亿吨，预计2030年以前退出。中小煤矿产能加速退出，我国煤炭产能进一步收缩，造成煤炭供给的弹性空间进一步下滑。

2016年开始煤炭行业供给侧改革以来，至2020年底我国共淘汰落后产能8亿吨，

基本完成供给侧改革目标。

2021年-2025年，煤炭行业依旧在全球能源格局中占据着举足轻重的地位。

作为传统的基础能源，煤炭广泛应用于电力、钢铁、化工等众多关键产业，为全球经济的稳定运转提供了坚实支撑。

在国内，煤炭资源分布依旧呈现出“北多南少、西富东贫”的特点，新疆属于国家五大煤炭供应保障基地（山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆）之一，发挥着煤炭供应主力军的作用。国际上，澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯等煤炭出口大国，也在全球煤炭贸易市场中维持着重要影响力。

1.供应方面

国内产量保持稳定增长态势。得益于煤炭行业持续的智能化开采技术推广、大型现代化煤矿的建设以及产能核增等举措，像山西通过对众多老旧煤矿进行技术改造升级，提升了开采效率，煤炭产量稳步提升。2024年全国煤炭产量较上一年度实现了微增长，为保障国内能源需求奠定了基础。

进口方面，全年煤炭进口量出现了一定波动。年初受到国际煤炭价格走低以及国内部分地区需求增长预期的影响，进口量有所增加。然而，年中部分时段由于国内煤炭产能释放充足，加上部分进口煤炭质量等因素，进口量有所回调。总体来看，2025年煤炭进口量较2024年下降约3%，澳大利亚、印尼等传统煤炭出口国依旧是主要进口来源地。

2.需求情况

38电力行业依然是煤炭消耗的最大户。2025年，尽管我国在大力推进可再生

能源发电项目建设，但火力发电在整个电力结构中占比仍较高，尤其在迎峰度夏、迎峰度冬期间，电煤需求出现明显的高峰，对煤炭供应保障提出了较高要求。

钢铁行业需求相对平稳。随着建筑行业的结构性调整以及部分制造业对钢材需求的变化，钢铁产量维持在一定区间内，进而带动炼焦用煤的需求也处于相对平稳状态，并未出现大幅波动。

化工行业对煤炭的需求有一定的新变化。一些现代煤化工项目不断拓展，对于优质动力煤和化工用煤的需求在质量和数量上都有了更高要求，部分地区还出现了因优质化工煤供应紧张而导致相关化工企业调整生产计划的情况。

3.价格走势

2018年至2025年煤炭价格整体呈现出区间波动的特征，如下图：

2021年价格相对稳定，2022-2024年随产量增长和市场融合波动加剧，2025年因供需失衡和全国市场弱势，价格整体偏弱。

从新疆地区来看，2021年新疆煤炭价格相对稳定，主要受本地成本和需求影响，部分煤矿长期保持同一煤价，价格波动较小。2022年起，新疆煤炭产量高速增长，融入全国统一大市场，价格受外部因素影响加大。2024年，新疆煤炭价格震荡下行，4月因铁路运费下调刺激短暂回稳，5月达到年内高点，随后持续下跌，12月跌破年内新低。2025年疆内煤炭需求旺盛，煤电、煤化工产业持续增长，但产量增速高于本地消纳和外运能力，导致供应过剩，坑口煤价受压制。

39本次评估采用近五年销售价格的均价，形成趋势图如下，2020年9月至2022年8月销售价格快速增长，2022年9月至2023年8月相对稳定，2024年9月至

2025 年 8 月煤炭价格下行。从总体来看本次评估采用销售价格整体趋势与 CCTD

环渤海动力煤现货参考价、新疆煤炭价格趋势基本趋于一致。

受区域位置、交通、政策影响，伊犁地区煤炭销售价格低于全国煤炭销售价格。本次评估采用销售价格以当地近五年煤炭销售价格平均值为基础，销售价格选取符合《中国矿业权评估准则》的要求；经对比煤炭销售价格低于周边乌鲁木

齐、库车县、托克逊县地区煤炭销售价格，销售价格的确定审慎、合理。

技术、经济参数依据新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》确定，符合《中国矿业权评估准则》的要求，技术、经济参数的确定审慎、合理。

本次评估根据矿山现状、批复文件、可行性研究报告、备案的资源储量确定

评估假设审慎、合理。

二、补充说明投产时间变化是否对评估价值产生影响，是否已充分考虑相关风险，并据此说明业绩承诺期设置的合理性，2026年作为业绩承诺期间但无具体承诺利润的合理性。

投产时间变化会对矿业权评估价值产生影响。本次评估根据2025年2月11日国家发展和改革委员会印发文件《国家发展改革委关于新疆伊东矿区总体规划的批复》（发改能源[2025]174号）确定生产能力，根据新疆煤炭设计研究院有限责任公司2025年2月编制的《新疆伊东矿区伊泰伊犁矿业有限公司阿尔玛勒

40露天煤矿及选煤厂调整建设规模可行性研究报告（露天煤矿分册）》确定矿山建设期。已充分考虑相关风险。

截至评估基准日，被评估矿权已具备现阶段采矿许可证载明的450万吨/年的生产规模。2025年2月11日，国家发展和改革委员会印发文件《国家发展改革委关于新疆伊东矿区总体规划的批复》（发改能源[2025]174号），批准阿尔玛勒露天矿生产能力由450万吨/年改扩增为1500万吨/年。根据新疆煤炭设计研究院有限责任公司编制的《可行性研究报告（露天煤矿分册）》，本次采矿权评估依据上述总规及可研报告确定改扩建期为2025年9月-2027年8月。因此，在矿业权评估中，2026年度全年处于改扩建基建期，无法设定具体承诺利润。基于上述情况，经与伊泰集团协商，为切实保护中小股东利益，结合伊犁矿业的实际经营情况，决定将伊犁矿业的业绩承诺期相应顺延一年。调整后的业绩承诺如下：

目标公司2026年度2027年度2028年度2029年度

伊犁矿业-27364.2081466.0779830.29

此项安排符合煤矿改扩建的客观实际与工程建设周期，具有合理性。

三、结合前述问题以及同行业可比交易案例，说明采矿权评估溢价率高的合理性，与同行业是否存在重大差异，评估价值是否公允合理。

采矿权账面值仅为露天开采区一期对应的出让收益（对应拟动用资源储量

20861.00万吨）及整合时产生的相关矿业权补偿等费用。本次评估参与评估的

露天开采境界保有资源储量为135909.37万吨。以此计算增值率口径存在差异，不能直接与我公司出具的采矿权评估报告的评估结果进行对比分析。

对比分析思路：评估人员以本次评估单位保有资源储量价值与单位资源储量

出让收益的差额，计算单位资源储量增值额后与可比交易案例进行对比。

1.本次评估参与评估的露天开采境界保有资源储量为135909.37万吨，评估

价值为539083.49万元。单位保有资源储量价值为3.97元/吨。

2.根据新疆维吾尔自治区地质学会2022年1月25日出具的《<伊宁矿区中小型煤矿整合区伊泰伊犁矿业有限公司煤矿采矿权出让收益评估报告>告知函》（新地学采告函[2022]004号）可知：“评估方法为折现现金流量法，评估基准日为2021年8月31日，保有资源储量(探明+控制+推断)为130554.00万吨，矿石品级为动力用煤。开采方式为露天开采，矿山生产规模为450.00万吨/年，服

41务年限为169.22年；评估计算年限为30年(不含基建期)，拟动用资源储量为

21231.33万吨。服务年限30年评估价值为77680.65万元(大写人民币:柒亿柒

仟陆佰捌拾万陆仟伍佰元整);总服务年限169.22年出让收益总额为477667.65

万元(大写人民币:肆拾柒亿柒仟陆佰陆拾柒万陆仟伍佰元整);单位资源储量出让收益为3.66元/吨。”

3.本次评估单位保有资源储量价值3.97元/吨与出让收益评估单位资源储

量出让收益3.66元/吨的差额为0.31元/吨，即单位资源储量增值额为0.31元/吨。

4.评估人员通过巨潮资讯查询到由中国神华能源股份有限公司拟发行股份

及支付现金购买国家能源投资集团有限责任公司持有资产涉及的采矿权评估报告三宗，三宗采矿权评估信息如下：

综上，评估人员对比本次评估增值额为0.31元/吨，在上述查询案例单位增值额区间（0.05元/吨—1.59元/吨）内，与同行业不存在重大差异，评估价值公允合理。

问题二、本次交易定价的公允性

（三）关于伊犁能源资产评估

本次拟收购资产中，伊犁能源以资产基础法评估价值15.94亿元，评估增值808%，主要是在建工程增值15.39亿元；评估基准日后标的公司股东同比例增资31.09亿元，其中上市公司增资28.04亿元，伊泰集团增资3.05亿元。

请公司：（1）补充披露伊犁能源最近12个月内增资的背景和原因；（2）补

充披露伊犁能源在建工程明细以及具体评估过程，结合在建工程相关评估假设、选取参数以及依据；（3）结合同行业可比交易案例情况，说明在建工程评估增值的合理性，与同行业是否存在重大差异，评估价值是否公允合理。请评估机

42构对问题（2）和（3）发表意见。

回复内容：

一、补充披露伊犁能源最近12个月内增资的背景和原因。

按照可研规划，伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目将于2027年建成投产。

鉴于项目整体进展及新疆地区气候特点，2025年上半年及2026年将进入集中建设的关键阶段，短期内资金需求较大。为积极推动该项目建设，公司与伊泰集团按照持股比例共同对伊犁能源新增注册资本共计53.7865亿元。其中，公司增资

48.5154亿元，伊泰集团增资5.2711亿元。上述增资事项已于2025年4月28日及2025年9月22日经公司第九届董事会第十五次会议及第九届董事会第十八

次会议审议通过，增资完成后双方持股比例保持不变。

二、补充披露伊犁能源在建工程明细以及具体评估过程，结合在建工程相

关评估假设、选取参数以及依据。结合同行业可比交易案例情况，说明在建工程评估增值的合理性，与同行业是否存在重大差异，评估价值是否公允合理。

（一）伊犁能源在建工程明细以及具体评估过程

1.在建工程明细如下：

在建工程－土建工程明细序号项目名称开工日期预计完工日期账面价值评估价值备注

11#空分系统2014/7/82026/12/31241740058.88258662388.00

22#空分系统2014/7/82026/12/31202592884.43207930180.00

33#空分系统2014/7/82026/12/31173035967.75178690022.00

4空分机柜间2014/7/82026/12/31498810.00663097.00

5空分变电所2014/7/82026/12/31505649.00672189.00

61#低压配电室2014/7/82026/12/31280136.00372402.00

72#低压配电室2014/7/82026/12/31284950.00378801.00

8空分装置地下管网2014/5/42026/12/317073968.748733769.00

9煤浆制备厂房2014/7/152026/12/3130267140.1739852303.00

10煤浆给料厂房2014/7/152026/12/315927966.027880397.00

11气化框架一区2014/7/152026/12/3168227220.1180862359.00

12气化框架二区2014/7/152026/12/3130168749.4840653802.00

13渣水框架一区2014/7/152026/12/3129525965.7332675507.00

14渣水框架二区2014/7/152026/12/316587156.869383855.00

15真空过滤机厂房2014/7/152026/12/315298832.686225222.00

16烧嘴检修室2014/7/152026/12/311291287.001858350.00

17气化机柜间2014/7/152026/12/31329238.00763889.00

18气化装置变电所2014/7/152026/12/311829464.002479339.00

19煤浆制备变电所2014/7/152026/12/31797636.891060346.00

20气化装置地下管网2015/5/42026/12/314754342.125425872.00

21气化装置公用2014/8/302026/12/313636530.654433594.00

22 CO 变换单元 2014/8/30 2026/12/31 2110391.70 2611960.00

23低温甲醇洗单元2014/8/302026/12/3151594923.3461750122.00

24酸性水汽提单元2014/8/302026/12/31150402.28223962.00

25变换装置管廊2014/8/302026/12/31457293.75872114.00

43序号项目名称开工日期预计完工日期账面价值评估价值备注

26净化装置变电所2014/8/302026/12/31149523.00198770.00

27净化加工装置机柜间2014/8/302026/12/311330449.501880008.00

28净化装置压缩厂房2014/8/302026/12/31594945.42790896.00

29费托合成单元2014/8/252026/12/31132526358.19150792261.00

30催化剂还原单元2014/8/252026/12/31572887.00761573.00

31尾气脱碳单元2014/8/252026/12/3117691763.1518835955.00

32油品合成装置地下管网2014/8/252026/12/311950260.522082417.00

33油品合成装置变电所2014/8/252026/12/312982346.003964610.00

34油品合成装置机柜间2014/8/252026/12/311948481.002713686.00

35加氢精制单元2014/8/252026/12/3136954532.0038362138.00

36加氢裂化单元2014/8/252026/12/3138258745.3039805815.00

37合成水处理单元2014/8/252026/12/311414574.231855615.00

38低温油洗单元2014/8/252026/12/311134986.991462608.00

39油品加工装置地下管网2014/8/252026/12/314913207.045676944.00

40油品加工装置变电所2014/8/252026/12/311676583.942228782.00

41精制裂化变电所2014/8/252026/12/31699816.96930308.00

42油品加工装置机柜间12014/8/252026/12/311633367.002171331.00

43油品加工装置机柜间22014/8/252026/12/311399826.281860872.00

44油品加工装置公用2014/8/252026/12/311463569.501949429.00

45锅炉及发电系统2014/7/242026/12/3172988237.1089805293.00

46余热发电系统2014/7/242026/12/313884537.005190300.00

47烟气脱硫系统2014/7/242026/12/312846000.004065779.00

48生产、消防水池2014/8/252026/12/319406696.0012504879.00

49生产消防水泵房2014/8/252026/12/312235573.052847960.00

50吸水池2014/8/252026/12/311090808.321425552.00

51第一循环水场2014/7/82026/12/31384268.15465531.00

52全厂给排水管网2013/8/12026/12/31102022586.01132067756.00

53检维修中心及仓库设施换热站2014/5/302026/12/31650676.29864983.00全厂供配电系统（全厂供电外线及道路

542014/9/202026/12/312236479.663027913.00照明、全厂供配电公用）

55汽车卸煤系统2014/8/252026/12/316795308.017742096.00

56固体物料输送系统2014/9/62026/12/3114682548.7618176217.00

57圆形煤场2014/9/62026/12/3124313609.6433062825.00

58中间罐区2014/8/252026/12/315775705.766696994.00

59管廊2014/8/252026/12/31423593.47564299.00

60成品中间罐区2014/8/252026/12/3114461449.2818135036.00

61中间罐区地下管网2014/8/252026/12/31482102.75640888.00

62成品罐区地下管网2014/8/252026/12/31338236.96431630.00

63中间罐区变电所2014/8/252026/12/31349935.00468711.00

64成品罐区变电所2014/8/252026/12/31362447.00481823.00

65中间罐区机柜间2014/8/252026/12/311043905.001390686.00

66成品中间罐区及化学品罐区机柜间2014/8/252026/12/311073539.001437805.00

67全厂工艺及供热外管2014/8/252026/12/31309834.00411880.00

68仓库设施公用2013/8/12026/12/31861052.541001399.00

69 维修中心及仓库设施 35KV 变配电所 2013/8/1 2026/12/31 1194123.92 1600090.00

70维修车间公用2013/8/12026/12/31181897.72243738.00

71全厂信息管理系统2013/8/12026/12/311957547.152623055.00

72办公楼2011/8/12026/12/31203655939.05272109060.00

73车库（分摊配套费用）2026/12/3180319.24在固定资产中考虑，评为0

74厂前区弱电工程2013/5/12026/12/311188021.661892567.00

75厂前区公用工程其他2014/9/12026/12/3142183.0056077.00

76厂外供电系统2013/8/12026/12/3119356680.6423003606.00

仅发生前期费用，后续不再施工，

77铁路专用线及站场改造未施工未施工1418867.92

评为0

44序号项目名称开工日期预计完工日期账面价值评估价值备注

78空分装置公用2025/3/12026/12/311590797.101590797.10

79尾气制氢装置地下管网2025/8/12026/12/313876.303876.30

80尾气制氢装置公用2025/7/12026/12/31742.00742.00

81丙烯制冷单元2025/3/12026/12/313402390.573402390.57

82净化装置地下管网2025/3/12026/12/313114526.623114526.62

83变换界区地下管网2025/3/12026/12/31624416.74624416.74

84净化装置公用2025/3/12026/12/311653047.141653047.14

85蜡过滤单元2025/3/12026/12/31691003.00691003.00

86油品合成装置管廊2025/3/12026/12/3115925.0015925.00

87油品合成装置公用2025/3/12026/12/31352854.29352854.29

88热电装置公用2025/3/12026/12/31577926.32577926.32

89锅炉发电装置变电所2025/3/12026/12/315200.005200.00

90化学水处理公用2025/3/12026/12/319778268.579778268.57

91第二循环水场2025/3/12026/12/31185782.00185782.00

92废水处理及回用系统2025/3/12026/12/3122938040.7322938040.73

93浓盐水处理系统2025/3/12026/12/31179003.00179003.00

94总降压变电站2025/3/12026/12/314644572.484644572.48

95消防气防站2025/3/12026/12/3115056302.1815056302.18

96消防加压泵站2025/3/12026/12/31645298.40645298.40

97生产废水暂存池2025/3/12026/12/313353668.263353668.26

98高浓盐水暂存池2025/3/12026/12/3119901861.4319901861.43

99中间渣场2025/3/12026/6/30125210.00125210.00

100固体储运变电所2025/3/12026/12/31525077.36525077.36

101固体储运系统公用2025/3/12026/12/312250742.032250742.03

102液体汽车装车系统2025/3/12026/12/311042357.001042357.00

103液体储运系统公用2025/3/12026/12/311241.001241.00

104中心化验室和质量检测中心2025/3/12026/12/318573770.648573770.64

105至渣场道路2025/3/12026/12/314571145.234571145.23

106厂外渣场2025/5/32026/6/303525921.813525921.81

107厂外输煤（渣）系统2025/5/32026/5/15350940.84350940.84

108危险品库12015/6/1-210696.93转固，在固定资产中考虑，评为0

109普通化学品库12015/6/1-3243908.28转固，在固定资产中考虑，评为0

110润滑油库2015/6/17679768.86转固，在固定资产中考虑，评为0

111备品备件库2015/6/18638040.74转固，在固定资产中考虑，评为0

112劳保及仪电仪表库2015/6/1-6749016.70转固，在固定资产中考虑，评为0

113大件库2015/6/1-4453449.87转固，在固定资产中考虑，评为0

114普通化学品库22015/6/11045701.75转固，在固定资产中考虑，评为0

115危险品库22015/6/1-406144.34转固，在固定资产中考虑，评为0

116检维修中心2015/6/129.06转固，在固定资产中考虑，评为0

117综合楼2014/8/16837830.357720480.00已达到使用状态

118专家楼2013/12/19429687.1310470133.00已达到使用状态

119倒班宿舍2014/12/16688961.367552395.00已达到使用状态

120项目部2013/8/12854034.983168942.00已达到使用状态

121承包商项目部2014/5/1534907.90转固，在固定资产中考虑，评为0

122厂前区大门2014/10/179792.63转固，在固定资产中考虑，评为0

123项目部换热站22923.50转固，在固定资产中考虑，评为0

124厂前区办公设施其他2014/12/11150470.181013836.00已达到使用状态

125 厂前区 35KV 输变电 2013/7/1 4105453.09 4330516.00 已达到使用状态

126厂前区锅炉房2013/7/11210252.841276600.00已达到使用状态

127厂前区污水处理站2013/7/1182796.72192818.00已达到使用状态

128厂前区路网硬化2013/7/1-69101.730.00转固，在固定资产中考虑，评为0

129室外管网2013/7/1553743.670.00转固，在固定资产中考虑，评为0

130厂前区道路2013/7/13814593.363123671.00已达到使用状态

131世纪大道2011/9/30.00转固，在固定资产中考虑，评为0

45序号项目名称开工日期预计完工日期账面价值评估价值备注

132厂前区强电工程2014/12/14992062.914399185.00已达到使用状态

133小广场2014/12/11304757.00268563.00已达到使用状态

134厂前区消防泵房2013/7/16692892.227059800.00已达到使用状态

135全厂总平面图2013/8/1540095591.4233389722.00已达到使用状态

136围墙大门及护栏2014/10/1-2207593.85转固，在固定资产中考虑，评为0

137厂区道路布置及排雨水2014/10/15644509.374974143.00已达到使用状态

138全厂绿化2016/4/131080227.6144196192.00已达到使用状态

139厂外其它工程（治安岗亭）2014/12/10.00转固，在固定资产中考虑，评为0

140临时供排水设施2016/6/11184416.921162128.00已达到使用状态

141临建指挥部2011/5/51406635.001031679.00已达到使用状态

142网围栏设施2014/6/1-3952.72转固，在固定资产中考虑，评为0

143绿化用水水井工程2013/4/1715572.210.00转固，在固定资产中考虑，评为0

144刺围栏工程2013/10/10.000.00转固，在固定资产中考虑，评为0

145临时供电设施2014/4/1011429835.879757620.00已达到使用状态

146临建彩板房2019/11/10-440179.19转固，在固定资产中考虑，评为0

147临时设施高位水池2014/5/102998936.202560184.00已达到使用状态

148换热站零星工程2013/5/30420623.00344437.00已达到使用状态

149临时供热管线2014/9/10869439.21754210.00已达到使用状态

150临时露天堆货场及预留场地工程-27293.28转固，在固定资产中考虑，评为0

在建工程－土建工程合计1870892955.862136305449.04

在建工程－设备安装工程明细序号项目名称开工日期预计完工日期账面价值评估价值备注

1大型机械进出场费及安拆和租赁费2013/12/312026/6/131189673.0834164388.15项目已复建，考虑合理资金成本

2工器具及生产家具购置费2013/12/312026/6/12913004.763201028.11项目已复建，考虑合理资金成本

3强夯费用2013/12/312026/6/14430564.604853129.70项目已复建，考虑合理资金成本

4建设期利息2013/12/312026/6/11649783602.270.00已重新计算资金成本，评估为0

5其他资产费用2013/12/312026/6/1378467.96415888.98项目已复建，考虑合理资金成本

6煤气化2013/12/312026/6/146171000.0050736157.63项目已复建，考虑合理资金成本

7低温甲醇洗2013/12/312026/6/142613561.5146826977.40项目已复建，考虑合理资金成本

8硫回收2013/12/312026/6/12801320.753078301.34项目已复建，考虑合理资金成本

9油品合成、油品加工及尾气制氢2013/12/312026/6/1180000000.00197797500.00项目已复建，考虑合理资金成本

10土地使用权出让金2013/12/312026/6/111880765.490.00在无形资产-土地中评估

11工程建设管理费2013/12/312026/6/1495971576.76539369089.73项目已复建，考虑合理资金成本

12项目团队服务费2013/12/312026/6/18745300.859556427.50项目已复建，考虑合理资金成本

13 EPCM 管理费 2013/12/31 2026/6/1 159836744.58 173822459.73 项目已复建，考虑合理资金成本

14工程咨询费2013/12/312026/6/13195223.393491580.36项目已复建，考虑合理资金成本

15前期准备费2013/12/312026/6/18155828.518912281.60项目已复建，考虑合理资金成本

16环境影响咨询费2013/12/312026/6/118529275.7420247866.06项目已复建，考虑合理资金成本

17劳动安全卫生评价费2013/12/312026/6/1801886.77876261.77项目已复建，考虑合理资金成本

18水资源论证报告2013/12/312026/6/13900189.614261932.20项目已复建，考虑合理资金成本

19水土保持2013/12/312026/6/13717601.744062409.30项目已复建，考虑合理资金成本

20地震安全评价2013/12/312026/6/1520000.00568230.00项目已复建，考虑合理资金成本

地质灾害评估和职业病危害预评价

212013/12/312026/6/16122476.636690336.34项目已复建，考虑合理资金成本

等

22节能评估2013/12/312026/6/1949056.611037081.61项目已复建，考虑合理资金成本

23其他咨询费2013/12/312026/6/120359847.7722248223.65项目已复建，考虑合理资金成本

24可行性研究报告编制费2013/12/312026/6/15620598.076141908.54项目已复建，考虑合理资金成本

25工程勘察费2013/12/312026/6/111267415.7012312468.51项目已复建，考虑合理资金成本

26工程建设监理费2013/12/312026/6/110948407.7411963872.56项目已复建，考虑合理资金成本

27工程质量技术服务费2013/12/312026/6/14647998.075079099.89项目已复建，考虑合理资金成本

28工程咨询费2013/12/312026/6/130170.7532969.09项目已复建，考虑合理资金成本

29特种设备安全监督检验费2013/12/312026/6/1176772.83193168.51项目已复建，考虑合理资金成本

30设备监造费2013/12/312026/6/116590409.9818129170.51项目已复建，考虑合理资金成本

31折旧与摊销2013/12/312026/6/1147171237.67161722793.79项目已复建，考虑合理资金成本

46序号项目名称开工日期预计完工日期账面价值评估价值备注

32其他费用2013/12/312026/6/166134.8572673.93项目已复建，考虑合理资金成本

33仓储服务费2013/12/312026/6/112578837.5413745524.72项目已复建，考虑合理资金成本

34工程检测费2013/12/312026/6/13811.324164.82项目已复建，考虑合理资金成本

35基本设计收费2013/12/312026/6/1288589084.28315355721.85项目已复建，考虑合理资金成本

36其他设计费2013/12/312026/6/127120534.2029635963.75项目已复建，考虑合理资金成本

37清水湾项目2013/12/312026/6/11042240.000.00项目已不再进行建设，评估为0

38预付账款转在建工程2025/5/312026/6/1620841157.87623471972.28项目已复建，考虑合理资金成本

39原材料-目标项目（重分类）2025/5/312026/6/13680130.513695725.06项目已复建，考虑合理资金成本

40预付账款-目标项目（重分类）2025/5/312026/6/11089969223.791094587968.38项目已复建，考虑合理资金成本

41在建工程减值准备-2802731124.820.00项目已复建，对减值准备评估为0

在建工程－土建工程合计2140580009.733432362717.35

2.在建工程核查程序及具体评估过程：

评估人员对在建工程科目余额表、工程施工合同、设备购置合同、监理结算资料及相关会计凭证等原始凭证及基础资料进行了全面清查与核对。鉴于该项目存在历史缓建的特殊情形，核查过程中重点关注了项目历史建设工期、缓建背景及原因、复工批复文件等核心信息，确保对项目建设历程的完整性把控。

在现场勘查阶段，评估人员不仅实地核查了工程当前形象进度，还重点核实了项目复工的实际推进迹象；通过与现场管理人员及施工人员进行深入沟通核实，详细确认了自复工以来的实际施工进展、后续施工计划关键节点及最新预计完工时间，全面掌握项目建设的真实状态与推进规划。

综上，本次根据该在建工程的特点、评估价值类型、资料收集情况等相关条件，采用成本法进行评估，评估方法如下：

（1）已完工项目

对于评估基准日已完工，且已经结清工程款或已经确认应付工程款项目，按照固定资产的评估方法进行评估。

（2）未完工项目

对于开工时间距评估基准日半年内的在建项目，以核实后的账面价值作为评估值。

对于开工时间距评估基准日半年以上的在建项目，如果账面价值中不包含资金成本，则按照合理建设工期加计资金成本（合理工期 5年，LPR3.5%均匀投入)；如果账面值与评估基准日价格水平有较大差异，则按照评估基准日的价格水平进行工程造价调整。

3.在建工程相关评估假设：资产按现有用途使用假设

4.选取参数以及依据：

47本次评估分别按不同的付款金额和不同的资金占用周期，按银行同期贷款利

率加计资金成本，利率根据中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心公布的贷款利率 LPR。

5.在建工程评估增值的合理性

（1）项目建设背景

伊泰伊犁能源有限公司成立于2009年9月，拟建成100万吨/年煤制油示范项目，主要承担3000吨级多喷嘴对置式水煤浆气化技术工业化、改进型费托合成反应器及新一代催化剂工业化应用、机械蒸发加结晶处理浓盐水等示范任务。

项目的建设地点为新疆维吾尔自治区伊犁哈萨克自治州察布查尔锡伯自治县伊泰伊犁工业园，该项目于2017年7月26日收到《国家发展改革委关于伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目核准的批复》（发改能源[2017]1393号）。2017年9月27日收到中华人民共和国环境保护部“《关于伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目环境影响报告书的批复》环审[2017]151号”的批复文件。

（2）计提减值准备根据伊犁能源股东内蒙古伊泰煤炭股份有限公司于2023年2月9日发布的《伊泰 B股：内蒙古伊泰煤炭股份有限公司关于暂缓建设伊泰伊犁能源有限公司

100万吨/年煤制油示范项目的公告》，对煤制油项目缓建并计提减值准备，公告

主要内容如下：

“在煤化工产品用煤成本居高不下，国际油价波动较大，且税费成本存在重大不确定性的背景下，公司按照目前的产品结构继续建设大型煤化工项目的经济风险较大。结合项目的实际情况，目前决策伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目的产品方案及生产工艺路线存在较大难度，因此公司决定将“伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目”暂缓开工建设。该事项尚需提交公司股东大会审议。

煤化工产品用煤成本居高不下、税费成本增加以及项目暂缓建设等因素将导

致伊犁能源部分资产出现减值迹象，根据评估报告测算，预计需计提资产减值准备金额28.04亿元。相应减少公司2022年1-12月合并报表利润总额28.04亿元，减少净利润28.04亿元。上述金额未经审计，最终以公司经年审会计师审计的年度财务报告为准。

48根据伊犁能源2022年年度审计报告，鉴于以上原因，2022年年报中对伊犁

能源在建工程计提了2802731124.82元减值准备。

（3）复工情况根据伊犁能源股东内蒙古伊泰煤炭股份有限公司于2025年4月29日发布的《内蒙古伊泰煤炭股份有限公司关于伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目复工的公告》，对煤制油项目拟复工，公告主要内容如下：

*复工的必要性及可行性

A.煤化工作为公司的战略支柱产业，公司将坚定不移发展煤化工产业从国家能源战略安全角度出发，结合新疆地区煤炭资源就地转化政策，公司将煤化工作为产业结构调整的主攻方向，以“生态优先，绿色发展”为导向，充分发挥公司在煤化工领域已经形成的人才、技术、管理、产业体系优势，打造具有自身特色的产品体系和产业链条。与煤炭板块联合构建上下游一体化优势，实现煤化一体化健康发展格局，为公司建设成为具有国际竞争力的清洁能源和化工产业集团奠定基础。

B.优化产品方案提升经济性，驱动煤化工高端化低碳转型新产品方案中，柴油、石脑油等消费税应税产品比例减少；新增加的低组分汽油产品价值较高；α-烯烃、烷基苯、润滑油基础原料油、乙醇、菌体蛋白等

高附加值产品比例相应增加。因此，经优化的新产品方案经济性得到显著提升，可以进一步增强产业综合竞争力和抗风险能力，促进公司煤化工产业向高端化、多元化、低碳化转型升级。

C.低成本原料煤增强项目竞争力，形成煤炭煤化工上下游一体化优势伊泰伊犁矿业有限公司（以下简称“伊犁矿业”）煤矿资源储量大，距伊犁项目皮带运输16公里，运距较近，可为伊犁项目提供稳定煤源保障。同时，伊犁项目原料煤成本约为160元/吨，相较于晋陕蒙煤炭主产区煤炭价格具有明显优势。按照5吨煤转换为1吨油的转化率计算，原料成本约800元/吨；设备及加工成本约2000元/吨；粗略计算煤制油原料综合成本约2800元/吨。原油价格在70-75美元/桶情况下，原料成本差约为1600-1900元/吨。较低的用煤成本在成本竞争方面形成较大优势，为未来项目盈利奠定了良好的基础。

综上，基于项目煤炭煤化工一体化协同优势、项目产品方案优化后经济性提升等因素，伊犁项目复工符合公司的发展战略，且能够为公司后续持续、健康发

49展奠定坚实基础。因此，公司拟集中人力、物力、财力开展伊犁项目建设。

*项目审批情况2014年7月9日，国家发改委下发《关于同意伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目开展前期工作的复函》（发改办能源〔2014〕1578号），同意建设单位开展前期工作。

2016年3月4日，国家发展改革委办公厅下发《国家发展改革委办公厅关于伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目节能评估报告的审查意见》（发改办环资〔2016〕547号）。

2017年7月26日，收到《国家发展改革委关于伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目核准的批复》（发改能源〔2017〕1393号）。

2017年9月27日，收到中华人民共和国环境保护部《关于伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目环境影响报告书的批复》（环审〔2017〕151号）的批复文件。

项目水资源论证报告已获得水利部黄河水利委员会批复（黄水调〔2015〕303号）。

2025年1月16日，伊犁能源油品产品链延伸系列项目10万吨/年烷基苯装

置、6万吨/年费托合成α-烯烃分离提纯装置、10万吨/年工业尾气生物法制乙

醇及菌体蛋白装置、重整及异构化装置获得新疆维吾尔自治区项目备案。

根据《危险化学品建设项目安全管理办法》要求，伊犁能源已编制完成《伊泰伊犁能源有限公司100万吨/年煤制油示范项目安全预评价报告》与《项目安全设施设计专篇》。目前，两项报告均已完成专家评审，《安全预评价报告》已上报至新疆维吾尔自治区应急管理厅危化处待审批；《安全专篇》根据新疆自治区

应急管理科学研究院专家意见完成修改，并已提交专家复核。装置区部分建筑物施工许可证正在办理。下游延伸项目的环评审批正在进行中。

（4）资产减值因素变化

*企业管理层对伊犁能源现状以及未来规划如下：

A.盘活现有资产

企业前期在相关项目中已投入大量资金、设备及人力资源，但是前几年受资金、配套资源（如煤矿采矿权）等制约，资产处于闲置或未充分利用状态。经过这几年的积累，企业财力有所提升，配套煤矿已具备生产条件，公司也计划把这

50些资产有效地利用起来，使其创造价值。

B.伊犁项目配套资源情况较好

煤化工项目历来在布局上讲究近煤近水，特别是煤，具有大宗散装的属性，运输成本较高。与伊犁能源配套建设的伊犁矿业（关联方）已同步建设，其煤矿条件好，体现在：第一，资源量大，伊犁矿业光露天可采的部分就有约13亿吨，按年产1500万吨计算，服务年限可达30年以上。其次，伊犁矿业的煤质较好，在伊犁河谷地区，煤质仅次于永明矿。第三，伊犁矿业到项目的直线距离仅为

16公里，运输距离近似于坑口，在化工项目配套资源里条件好。第四，伊犁矿

业的吨煤成本较晋陕蒙地区低近400元／吨，按5吨煤生产1吨煤化工产品的转化率计算，新疆地区的原料成本相较于公司120项目及潞安、宁煤等煤化工项目每吨原料成本可降低近2000元。尽管新疆地区的运输成本高于主流煤炭市场，但其较低的用煤成本依然具备显著的竞争优势。

C.优化的产品方案提升项目经济性

近年来围绕企业煤制油产业布局建设的高碳醇、烷基苯、α－烯烃中试等项

目已陆续投产，正在实施和推动的脱碳尾气生物发酵制乙醇、万吨级α－烯烃和润滑油基础油等项目可以进一步增强产业综合竞争力和抗风险能力。上述项目的实施为伊犁项目产品方案优化、效益提升及项目建设运营提供了借鉴，据此优化的伊犁项目产品方案经济性可以得到有效提升。

D.顺应新疆地区的未来规划

国家对新疆的能源战略定位是将其建设成为国家重要的能源生产基地、能源

通道和战略储备基地。新疆地区依托丰富的煤炭资源，规划重点发展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃和煤制乙二醇等领域，并在准东、伊犁、哈密等地建设煤化工基地。公司在新疆地区布局煤化工项目符合国家的战略规划。

*产品方案变化

2023年，在煤化工产品用煤成本居高不下，国际油价波动较大，且税费成

本存在重大不确定性的背景下，企业按照之前的产品结构继续建设大型煤化工项目的经济风险较大，决策项目的产品方案及生产工艺路线存在较大难度。因此，企业于2023年2月8日召开第八届董事会第二十四次会议并于2023年3月27日召开2023年第一次临时股东大会，审慎决定将“伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目”暂缓建设，并继续优化工艺设计、论证产品方案。

512025年，企业在充分借鉴已建成煤制油项目延链展链成功经验的基础上，

拟在伊犁项目原油品方案基础上新建四套工艺装置，包括10万吨/年烷基苯装置、

6万吨/年费托合成α-烯烃分离提纯装置、10万吨/年工业尾气生物法制乙醇及菌体蛋白装置、20万吨/年重整单元及12万吨/年异构化单元装置（以下统称“油品产品链延伸系列项目”）。

油品产品链延伸系列项目完成后，伊犁项目建设总规模不变，产品方案由原来的柴油、石脑油、液化石油气（LPG）调整为柴油馏分油、调和前汽油、α-

烯烃、润滑油基础原料油、烷基苯、乙醇、LPG、菌体蛋白，产品合计 107.3 万吨（以下简称“新产品方案”）。新产品方案分两个阶段建设，第一阶段为煤制油装置建设阶段，计划2025年5月前土建开工，6月土建交安装，年底全场大件设备完成吊装，2027年初投产。

*市场情况变化

2024年以来，我国石油消费约7.6亿吨，对外依存度高达73.6%，预计在“十五五”中期达峰至8亿吨，巨大市场体量对伊犁项目的产品销售有一定保障。

伊犁煤化工项目主要产品为α烯烃、烷基苯、润滑油基础油等高附加值产品。

从目标市场的研究来看，产品方案符合市场的要求，产品质量优良，随着我国国民经济的快速发展，目标市场对主要产品的需求量日益增大。因此，本项目的产品将会有良好的销售市场，目标市场可靠。同时本项目的建设将推动伊犁地区的经济发展，符合国家的战略要求。

*按照现有产品方案进行减值测试测算情况

本次按照收益法评估中预测参数，采用未来折现现金流法对伊犁能源长期资产组进行了减值测试测算分析，测算结果为在现有账面值基础上未发生进一步减值。

综上，结合伊犁能源管理层的未来规划、资金保障、产品优化及市场需求来看，在建工程在历史年度已计提减值准备后本次评估增值具有一定合理性。

（二）在建工程评估值合理性分析

煤化工项目具有投资规模大、建设周期长、核心设备占比高、政策导向性强等特点，其在建工程增值本质是“历史账面成本与当前重置成本/市场价值的差异”，因此，本次伊犁能源在建工程增值的主要原因为账面已计提28亿减值，账面值较低，本次评估对在建工程考虑了自开工日期至评估基准日的工程造价涨幅

52和合理工期内形成的资金成本导致增值，具体分析如下：

1.工程造价涨幅：在建项目存在缓建后复工的特殊情形，部分发生成本距本

次评估基准日已达十年以上，期间建筑工程涉及的人工费、材料费、机械费均有不同程度的波动，针对该类情况需考虑账面建造成本与评估基准日造价水平的差异并进行相应调整，造成了评估值与账面值对比的差异。

2.合理资金成本：资金成本是指企业为了筹集和使用资金而付出的代价，因

企业停建时间较长，账面建设期利息（企业计提资金成本）与工程正常建设发生的资产成本有差异，故对账面建设期利息评估为零，按照合理建设工期加计资金成本（合理工期 5年，LPR3.5%均匀投入)，故造成评估值与账面值对比的差异。账面值和评估值拆解明细如下：

账面值（万评估值（万名称评估增减值增减值率增减值原因分析元，取整）元，取整）考虑开工日期（2014年）至

16400.00评估基准日造价涨幅影响，

在建土建未造价约上涨20%

172600.00198800.0026200.00

使用工程按照合理工期计算的资金

14%9800.00成本（合理工期5年，LPR3.5%均匀投入)在建土建已

14500.0014900.00400.00400.00与固定资产评估方法一致

使用工程按照合理工期计算的资金设备安装工329400.00343200.0013800.0013800.00成本（合理工期5年，程

LPR3.5%均匀投入)

评估为0，实际资金成本已

60%

建设期利息165000.00--165000.00-164900.00在在建工程各项明细中评估在建工程减

-280300.00-280300.00280300.00评估为0值准备考虑工程物资购置日至评

工程物资64600.0062800.00-1800.00-1800.00-3%估基准日价格变动影响

合计465800.00619700.00153900.00153900.0033%

问题三：关于期间损益和期间净资产

公告显示，本次收购审计基准日至2025年12月31日期间为过渡期，公司与伊泰集团约定，石油化工、伊泰化工、煤制油、伊犁矿业在初步标的股权转让对价基础上增加过渡期间收益或者核减亏损确定最终标的股权转让对价；伊犁能源在过渡期间增加或者核减净资产变动额确定最终股权转让对价。

请公司：结合标的公司的评估方法、历史业绩情况，对比其他收购资产交易过渡期损益的归属安排，说明期间损益和期间净资产调整是否公允、合理，是否损害上市公司和中小股东利益。

53回复内容：

根据公司与伊泰集团的《补偿承诺协议》，目标公司石油化工、伊泰化工、煤制油及伊犁矿业三年内每年实现的净利润低于约定净利润，伊犁能源净资产评估值低于本次交易采用的资产评估值，伊泰集团将对公司进行现金补偿。上述约定的执行确保了本次交易遵循市场规则，未损害上市公司整体利益及中小股东合法权益。

为全面保障公司及全体股东的合法权益，经进一步审慎评估并与伊泰集团协商，双方一致同意：石油化工、伊泰化工、煤制油及伊犁矿业四家标的公司股权转让价款最终交易作价依据评估基准日确定的股东全部权益价值评估值进行确定，过渡期内盈利归上市公司所有，过渡期内如出现亏损，由伊泰集团按股比对公司进行相应补偿。

特此公告。

内蒙古伊泰煤炭股份有限公司董事会

2026年1月26日

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