中泰证券股份有限公司

关于深圳证券交易所

《关于山东胜利股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金申请

的审核问询函》回复之核查意见独立财务顾问

二〇二六年七月深圳证券交易所：

山东胜利股份有限公司（以下简称“上市公司”“公司”或“胜利股份”）于2026年6月15日收到贵所出具的《关于山东胜利股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金申请的审核问询函》（审核函〔2026〕130011号）（以下简称“审核问询函”）。公司会同相关中介机构就《审核问询函》所涉及的问题进行了认真核查，并按照要求在《山东胜利股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》（以下简称“重组报告书”）中进行了相应的修订和补充披露，现将相关回复说明如下。

如无特别说明，本核查意见使用的简称与重组报告书中的释义相同。

在本核查意见中，部分合计数与各明细数直接相加之和在尾数上如有差异，如无特殊说明，均系四舍五入造成。

审核问询函所列问题黑体（加粗）

审核问询函所列问题的回复、对重组报告书的引用宋体

对重组报告书的修改、补充楷体（加粗）

1目录

目录....................................................2

问题一、关于经营情况及持续经营能力.....................................3

问题二、关于财务状况..........................................155

问题三、关于关联交易..........................................172

问题四、关于评估预测..........................................191

问题五、关于参股公司..........................................484

问题六、关于资产剥离..........................................495

问题七、关于合规性...........................................508

问题八、关于本次交易安排........................................606

其他事项................................................646

2问题一、关于经营情况及持续经营能力

申请文件显示：（1）上市公司拟以发行股份及支付现金方式购买中油燃气（珠海横琴）有限公司（以下简称中油珠海）100%股权、天达胜通新能源（珠海）有限公司（以下简称天达胜通）100%股权、南通中油燃气有限责任公司（以下简称南通中油）51%股权及青海中油甘河工业园区燃气有限公司（以下简称甘河中油）40%股权。其中，中油珠海仅拥有1家参股公司扬州中油燃气有限责任公司（以下简称扬州中油），天达胜通下属核心资产为南京洁宁燃气有限公司（以下简称南京洁宁），其间接全资持股的中油燃气（珠海）投资有限公司（以下简称珠海投资）持有南通中油49%股权、甘河中油40%股权、南昌中油燃气有限责

任公司（以下简称南昌中油）76.35%股权、兴化中油金路燃气有限公司（以下简称兴化中油）44.94%股权和庆云中油燃气有限责任公司（以下简称庆云中油）38.91%股权。标的资产所从事的燃气运营业务属于公用事业，根据《城镇燃气管理条例》和《基础设施和公用事业特许经营管理办法》等相关规定，需要取得业务经营区域内的特许经营权。（2）天达胜通营业收入主要来源于南京洁宁和南昌中油。报告期内，天达胜通天然气销售业务收入分别为2.37亿元和2.14亿元，毛利率分别为9.53%和13.82%；南通中油的天然气销售业务收入分别为

5.61亿元和5.46亿元，毛利率分别为16.56%和18.20%；甘河中油的天然气销

售业务收入分别为1.72亿元和1.92亿元，毛利率分别为32.62%和33.03%。（3）报告期内，南京洁宁、南通中油、甘河中油的天然气销售业务收入主要来源于工商业用户，甘河中油报告期内前五大客户销售收入占比分别为86.38%和84.73%。

（4）我国天然气行业没有完全建立市场决定价格的机制，价格调整滞后于市场变化。近年来，国家及各地方政府出台天然气大用户可直接与上游工期企业签订购销合同，不经过城燃企业购销环节的大用户直购政策，天然气价格市场化改革及《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》等

价格机制政策，以及城燃企业进行规模化、集团化整合等政策。（5）报告期内，天达胜通主要向南京溧水中石油昆仑燃气有限公司、南昌市燃气集团有限公司

采购天然气，南通中油主要向中国石油天然气股份有限公司天然气销售江苏分公司采购天然气，甘河中油主要向中国石油天然气股份有限公司采购天然气。（6）报告期内，南通中油的天然气代输业务收入分别为0.28亿元和0.15亿元，毛

3利率分别为77.27%和83.28%；甘河中油的天然气管道输送服务收入分别为0.23

亿元和0.23亿元，毛利率分别为68.76%和76.96%。

请上市公司补充说明：（1）详细列示标的资产及控股、参股燃气公司（以下简称各燃气公司）特许经营权的具体情况，包括但不限于合同中关于授权区域、范围、有效期限、排他性约定、评估考核要求、违约责任、合同解除、续期条件

及优先续约权等方面的具体约定，并结合报告期内经营合规性和考核情况，国家及所在地关于城燃企业规模化、集团化整合相关政策情况，说明各燃气公司特许经营权是否存在无法续期或被提前收回的风险。（2）区分客户类型，结合报告期内客户数量、单客户用气量、定价规则、调价周期、销售单价、采购单价等具

体情况及其变化原因，以及上述因素与可比公司的对比情况，销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性等，补充说明各燃气公司天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性，与同一经营区域内可比公司同类业务相比是否存在差异。（3）各燃气公司各类业务毛利率水平及其变化趋势与同行业可比公司同类业务相比是否存在差异，如是，说明原因及合理性。（4）客户采购天然气的主要用途、是否存在其他替代性能源、天然气相对于替代能源

的竞争力、影响客户采购量的关键因素，并结合天然气管网公平开放、大用户直供相关政策及公司主要销售区域所在地最新直供政策、准入门槛、审批流程、代

输价格规则，说明特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势，是否存在客户用气减量、切换气源、自建供气设施分流业务等情况及风险，对各燃气公司持续经营能力的影响，采取的客户维护、业务拓展措施及其有效性。

（5）甘河中油报告期内客户集中度较高的原因及合理性，主要客户合作的稳定

性及可持续性，是否存在主要客户流失或采购减量风险。（6）各燃气公司与气源供应商的合同签署机制，供应期限、采购价格、采购数量等主要合同条款的约定情况，是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条款，如是，结合具体合同约定及执行情况，说明相关条款对公司经营的影响；各燃气公司的气源是否具有稳定性，是否存在替代性获取措施，是否存在影响特许经营权持续性的情形和风险。（7）报告期内及期后国际天然气（LNG、管道气）、国内陆上长协气、现货气等天然气市场价格走势，价格波动对公司气源采购成本、综合用气成本、毛利率及盈利能力的影响，各燃气公司采取的上下游价格联动机制等应对

4价格波动的措施及其有效性，是否存在阶段性价格倒挂、盈利承压的情况，并结

合天然气市场化定价政策、主要销售区域所在地管道燃气上下游价格联动机制及终端销售价格定价政策、《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》等政策文件的具体内容，分析相关价格机制变化对各燃气公司采购价格和销售价格、盈利水平的影响。（8）南通中油、甘河中油天然气代输业务的收入确认政策，采用总额法或净额法确认收入，是否符合《企业会计准则》的有关规定，报告期内相关收入存在波动的原因及合理性；天然气代输费用的定价依据及价格公允性和合规性。（9）结合特许经营区域内城镇化率、常住人口、居民户数、工商业企业数量及结构、产业规划、新增房地产开发规模、

工业投资项目规划、管网覆盖率、居民及工商业用户渗透率以及上述因素变化趋势，其他能源发展情况及与天然气的替代关系、市场竞争情况，分析各燃气公司各项细分业务的持续经营能力。

请独立财务顾问核查并发表明确意见，请会计师核查（2）（3）（7）（8）并发表明确意见，请律师核查（1）（4）（6）（7）并发表明确意见。

回复：

一、详细列示标的资产及控股、参股燃气公司（以下简称各燃气公司）特许

经营权的具体情况，包括但不限于合同中关于授权区域、范围、有效期限、排他性约定、评估考核要求、违约责任、合同解除、续期条件及优先续约权等方面的

具体约定，并结合报告期内经营合规性和考核情况，国家及所在地关于城燃企业规模化、集团化整合相关政策情况，说明各燃气公司特许经营权是否存在无法续期或被提前收回的风险

（一）详细列示标的资产及控股、参股燃气公司（以下简称各燃气公司）特

许经营权的具体情况，包括但不限于合同中关于授权区域、范围、有效期限、排他性约定、评估考核要求、违约责任、合同解除、续期条件及优先续约权等方面的具体约定

本次收购的标的公司中，中油珠海、天达胜通为投资平台公司，不从事具体经营业务，中油珠海仅持有扬州中油26%股权，天达胜通旗下主要运营主体是南京洁宁、南昌中油。标的资产及控股、参股燃气公司（以下简称各燃气公司）特

5许经营权的具体情况如下：

6优先续约

序号主体文件名称授权/批复机关授权区域范围有效期排他性约定评估考核要求违约责任合同解除续期条件权《关于授予江都中油燃气有限责任江都经济江都市人民政

公司沿江区开发区沿天然气-------府域天然气特江区域许经营权的批复》扬州中油在特许经营期限内有下

沿江开发列行为之一的，授权机关应当终扬州区范围，止协议，取消特许经营权并实施1协议任何一方违中油东至泰州临时接管：（1）擅自转让、出租（1）特许经营期反协议任一约定引江河，在特许经营特许经营权的；（2）擅自将所经限届满，特许经营的行为，均为违《江都区城南至长期限内独家营的财产进行处置或者抵押的；协议自动终止；城镇管2014.04.10约。违约方承担市管道燃气扬州市江都区江、夹江，-2044.04.0在特许经营（3）因管理不善，发生特别重大（2）双方协商一道天然赔偿责任，包括--特许经营协城乡建设局西与仙女9区域范围内质量、生产安全事故的；（4）擅致可以提前终止；气对方因违约方的议》镇接壤，从事管道燃自停业、歇业，严重影响到社会（3）特许经营权违约行为导致的

北至老宁气业务公共利益和安全的；（5）燃气管被取消，双方终止

向第三方支付的

通高速道敷设未按建设程序申报、擅自执行协议赔偿。

（除仙女违法违规建设或未经竣工验收及镇段）备案，拒不整改的；（6）法律禁止的其他行为。

协议任何一方违特许经营反协议任一约定南京洁宁在特许经营期限内有下期限届满的行为，均为违列行为之一的，授权机关有权通前一年，可约。违约方承担知南京洁宁终止协议，撤销特许（1）特许经营期按规定申赔偿责任，包括在特许经营经营权并实施临时接管：（1）转限届满，特许经营请延长经《南京市对方因违约方的溧水经济期限内独家让、出租、质押特许经营权的；协议自动终止；营期限；特

溧水区管管道燃2021.07.27违约行为导致的

2南京南京市溧水区技术开发-2051.07.2在特许经营（2）存在重大事故隐患且拒不整（2）双方协商一许经营期道燃气特气特许向第三方支付的-

洁宁城乡建设局区行政辖7区域范围内改的；（3）对发生重大、特别重致可以提前终止；限届满后，许经营协经营4赔偿。区范围从事管道燃大生产安全事故负有责任的（；）（3）特许经营权同等条件议》南京洁宁存在协

气业务擅自停业、歇业，严重影响社会

5议第11.2被取消，双方终止下，享有优约定事

公共利益和公共安全的；（）法执行协议先续订协项时，在授权机律、法规规定和特许经营协议规议，继续开关规定的合理期定可以终止的其他情形。展经营的限内仍未改正权利的，按照相关法

7优先续约

序号主体文件名称授权/批复机关授权区域范围有效期排他性约定评估考核要求违约责任合同解除续期条件权律法规进行处罚在经营期限内如

出现以下情况，有权撤消其经营权：

（1）未按要求履行合同（包括管道在经营期限内如出现以下情况，工程与该区建设、经营权期在经营期内有权撤销其经营权：（1）未按要生活需要滞后，未满前一在合同执行过程

南昌市红享有独家投求履行合同（包括管道工程与该相应同步），项目年，可按中，若一方未能谷滩地区资红谷滩地区建设、生活需要滞后，未相应的设计、建设不符规定申请《红谷滩管道液按合同规定的责经营期满

（八一大区（八一大同步），项目的设计、建设不符合有关燃气规范延长经营

管道液化化石油2001.08.23任履行，则该方后，在同等3南昌南昌市市政公桥至南昌-2051.08.2桥至南昌大合有关燃气规范要求；（2）未经要求；（2）未经期限，按石油气（空气（空被视为违约方，的条件下，中油用事业局大桥区2桥区域）管同意擅自转让经营权或变更经营同意擅自转让经规定的程混）特许经混）项另一方有权要求优先享有

域、约4道液化石油内容；（3）未经批准擅自停业、营权或变更经营序组织审营合同》目经营其改正。违约方经营权平方公里气（空混）歇业，影响到社会公共利益和安内容；（3）未经议并报政4依法承担相应的范围）的开发经营全；（）管理混乱、发生重大安批准擅自停业、歇府批准后责任。

权全事故或企业法人有重大违法违业，影响到社会公可以延长纪行为。共利益和安全；经营期限

（4）管理混乱、发生重大安全事故或企业法人有重大违法违纪行为。

现行行政南通中油在特许经营期限内有下特许经营

管辖区域列行为之一的，授权机关应当依期限届满协议任何一方违

内法终止协议，取消特许经营权并（1）特许经营期前一年，可《如皋市（除:反协议任一约定南至在特许经营实施临时接管：（1）擅自转让、限届满，特许经营按规定申城市管道334的行为，均为违省道期限内独家出租特许经营权的；（2）擅自将协议自动终止；请延长经3172008.08.20约。违约方承担4南通燃气特许如皋市住房和（原管道燃-2038.08.2在特许经营所经营的财产进行处置或者抵押（

2）双方协商一营期限；特

赔偿责任，包括-中油经营协议》城乡建设局省道）北，气业务0区域范围内的；（3）因管理不善，发生特别致可以提前终止；许经营期对方因违约方的及其补充北至白毛从事管道燃重大质量、生产安全事故的；（4）（3）特许经营权限届满后，违约行为导致的

协议港河、南气业务擅自停业、歇业，严重影响到社被取消，双方终止在同等条

向第三方支付的

凌河南会公共利益和安全的；（5）存在执行协议件下，享有赔偿。

岸，东至重大安全隐患且拒不整改；（6）续约经营丁堡河西法律、法规规定可以终止特许经的优先权

8优先续约

序号主体文件名称授权/批复机关授权区域范围有效期排他性约定评估考核要求违约责任合同解除续期条件权岸，西至营协议的其他情形。

如海运河

东岸）以外的区域进行燃气管网

5甘河甘河工业园区甘河工业的建设《协议书》-------

中油管委会园区和经营相关燃气产品兴化市江苏省兴化在特许经营期间经济开发有下列行为之一

区和沙沟的，兴化市住房和协议任何一方违

镇、周城乡建设局应当反本协议的任一

奋乡、李依法终止特许经

约定的行为，均中镇、缸营协议，取消其特在特许经营期间有下列行为之一为违约。违约方将在法定顾乡、中许经营权，并实施的，兴化市住房和城乡建设局应承担赔偿责任，1程序框架堡镇西部临时接管：（）在特许当依法终止特许经营协议，取消包括对方因违约内，结合兴片区五乡擅自转让、出租特

经营期其特许经营权，并实施临时接管：方的违约行为导化中油协《兴化市镇以及大1许经营权的；（2）限和特享有特许经（）擅自转让、出租特许经营权致的向第三方支议履行实城市管道邹镇、钓2擅自将所经营的许经营2014.08.18营权范围内的；（）擅自将所经营的财产进付的赔偿。非违际及综合

6兴化燃气特许兴化市住房和鱼镇、海财产进行处置或范围内-2044.08.1的管道燃气行处置或者抵押的；（3）因管理约方应当最大程3-服务能力，中油经营协议》城乡建设局南镇、西7者抵押的；（）投资建业务独家经不善，发生特别重大质量、生产度地减少因违约重点考虑

及其补充鲍乡、林因管理不善，发生设、运营的权利安全事故的；（4）擅自停业、歇方违约引起的损与兴化中

协议湖乡北部特别重大质量、生

营管道业，严重影响到社会公共利益和失。如部分损失油续签管片区五乡产安全事故的；

燃气安全的；（5）存在重大安全隐患是由于非违约方道燃气特

镇行政区（4）擅自停业、

且拒不整改的；（6）法律、法规作为或不作为造许经营协

域范围歇业，严重影响到禁止的其他行为。成的，则应从获议内。特许社会公共利益和赔金额中扣除因

经营权地安全的；（5）存此而造成的损域范围随在重大安全隐患失。

兴化经济且拒不整改的；

开发区和（6）法律、法规上述十乡禁止的其他行为。

镇行政区

9优先续约

序号主体文件名称授权/批复机关授权区域范围有效期排他性约定评估考核要求违约责任合同解除续期条件权域的扩大而自动扩展及临城街道老阁村《中油中关于管道独泰燃气有家开口权的限公司与问题，由庆庆云县人城市管50年（2002云县人民政

7庆云民政府关庆云县人民政庆云县道天然年4月4日府负责协-----

中油于在庆云府气起算）调，并保证县合作开优先向乐陵发利用天

市、无棣县然气项目供气协议书》

10（二）结合报告期内经营合规性和考核情况，国家及所在地关于城燃企业规

模化、集团化整合相关政策情况，说明各燃气公司特许经营权是否存在无法续期或被提前收回的风险

1、报告期内经营合规性和考核情况

根据各燃气公司出具的说明、提供的燃气经营许可证、企业信用报告、所在

地公共信用信息平台出具的信用报告（替代无违法违规证明版）并通过登录国家

企业信用信息公示系统等网站查询的方式进行核查，截至本核查意见出具日，各燃气公司自取得特许经营权至今未发生特许经营协议及批复文件中约定的导致

特许经营权提前终止的情形，未发生违约情形，未因特许经营协议履行而发生任何争议或纠纷，未发生授予部门单方面终止特许经营权的情形。

2、国家及所在地关于城燃企业规模化、集团化整合相关政策情况及影响

根据各燃气公司的说明并查阅相关政策，近年来，天然气在新型能源体系建设中的战略地位愈发凸显，为此，国家层面逐步推出一系列政策，通过城燃企业规模化、集团化整合来解决部分小型城燃企业安全投入不足、运维能力薄弱、气

源统筹调度能力有限等问题，相关政策情况如下：

政策发布/施行政策名称政策主旨阶段时间首次在国家层面提出推动城倡导2018.08.30《国务院关于促进天然气协调稳定发镇燃气企业整合重组，鼓励有阶段展的若干意见》（国发〔2018〕31号）资质市场主体开展相关业务并降低服务性收费水平《国务院办公厅关于印发城市燃气管完善准入条件，设立退出机明确2022.05.10道等老化更新改造实施方案制，支持燃气等行业兼并重

意见（2022—2025年）的通知》（国办发组，促进燃气市场规模化、专〔2022〕22号）业化发展强化特许经营全生命周期管2024.05.01《基础设施和公用事业特许经营管理理，明确并细化相关评估机办法》（2024年修订）制，完善了城燃企业定期评估细化与退出机制的法律基础管理进一步明确燃气基础设施的2026.01.01《石油天然气基础设施规划建设与运规划及后续运营相关要求，进营管理办法》一步提高准入门槛

在上述国家政策的指导下，部分如浙江省、山西省、河南省、山东省等省份出台配套政策开展城燃企业规模化、集团化整合试点，倡导大型城燃企业发挥优势，市场化整合区域内小型薄弱燃气经营主体，推动燃气管网集约化运营。202511年8月，山东省发展改革委等6部门联合印发《关于进一步深化天然气体制机制改革推动行业高质量发展的实施意见》（鲁发改能源〔2025〕606号）提出，推进城镇燃气企业规模化发展。以市、县（市、区）为单位，通过企业并购、协议转让、联合重组、控股参股等多种形式，依法依规推进城镇燃气企业整合规范，逐步整合或淘汰规模小、效益差、安全投入不足和供应保障能力有缺口的企业，但未出台具体的实施细则或实施方案。

截至本核查意见出具日，上述省份中的部分地区已推进了相关试点工作，但由于城镇燃气企业整合系市场行为，实施模式多样而非简单合并为单一经营主体，因此对于具备持续合规运营能力的市场主体，多地采取划分经营区域、多家企业并存的方式规范市场，例如2021年7月，南京市溧水区城建局根据《溧水区六家燃气公司特许经营中期评估（2019-2020）》的评估结果制定整合方案，将溧水区划分为三个市场区域，由南京洁宁等三家企业分别经营并签订了特许经营协议，规范相关管道燃气特许经营活动。

本次交易完成后，上市公司将在扬州市、南京市、南昌市、南通市及西宁市的部分区域开展特许经营业务，除南京市溧水区的城燃企业已完成整合外，该等特许经营授权区域所在的省级、市级相关主管部门尚未落地实施关于城燃企业规

模化、集团化整合相关的具体政策，本次交易标的各燃气公司具有合规持续运营能力，具备稳定终端客户、成熟管网设施、标准化安全运维体系和经营实力，未发生特许运营协议及批复的违约情形，符合燃气经营监管要求，因此预计不会对各燃气公司的经营模式、经营业绩及持续经营能力产生重大不利影响。

3、各燃气公司特许经营权无法续期的风险较小《市政公用事业特许经营管理办法》第七条规定，“参与特许经营权竞标者应当具备以下条件：（一）依法注册的企业法人；（二）有相应的设施、设备；

（三）有良好的银行资信、财务状况及相应的偿债能力；（四）有相应的从业经

历和良好的业绩；（五）有相应数量的技术、财务、经营等关键岗位人员；（六）有切实可行的经营方案；（七）地方性法规、规章规定的其他条件。”根据各燃气公司出具的说明、提供的燃气经营许可证、企业信用报告、所在

地公共信用信息平台出具的信用报告（替代无违法违规证明版）并通过登录国家

12企业信用信息公示系统等网站查询的方式进行核查，截至本核查意见出具日，各

燃气公司系依法注册的企业法人，符合燃气发展规划要求，拥有符合国家标准的燃气气源和燃气设施，有良好的银行资信、财务状况及相应的偿债能力，有相应的履约能力及责任承担能力，有相应的从业经历和良好的业绩，有固定的经营场所、完善的安全管理制度和健全的经营方案，并拥有企业的主要负责人、安全生产管理人员以及运行、维护和抢修人员，且已持有燃气经营许可，符合《市政公用事业特许经营管理办法》规定的取得特许经营权的条件。

根据各燃气公司提供的特许经营协议、协议书及批复文件，除甘河中油（未约定期限）、扬州中油、庆云中油外，各燃气公司在特许经营许可期限届满后均享有同等条件下优先续期的权利。此外，《基础设施和公用事业特许经营管理办

法》第四十三条规定，“特许经营期限届满终止或者提前终止，对该基础设施和公用事业继续采用特许经营方式的，实施机构应当根据本办法规定重新选择特许经营者；同等条件下，可以优先选择原特许经营者。特许经营期限内因确需改扩建等原因需要重新选择特许经营者的，同等条件下可以优先选择原特许经营者。”因此，扬州中油、庆云中油即使在特许协议中没有优先续期的安排，在实际操作中，基于其管线建设、运维、管理、安全和民生及能源供应的可持续性、可行性角度，未来在同等条件下亦具有优先续期的机会。

此外，各燃气公司的特许经营权期限较长，其中，南昌中油、庆云中油特许经营期限为50年，其余各燃气公司（除甘河中油未约定期限外）特许经营期限均为30年。根据各燃气公司出具的说明，各燃气公司自取得特许经营权至今未发生重大不利影响事件和违约情形，未因特许经营协议履行而发生争议或纠纷。

基于上述，各燃气公司符合《市政公用事业特许经营管理办法》规定的取得特许经营权的条件，根据《基础设施和公用事业特许经营管理办法》的规定及各燃气公司与当地政府签署的特许经营协议的约定，各燃气公司享有的特许经营权期限届满后，同等条件下，各燃气公司享有优先取得特许经营权的权利，各燃气公司特许经营权无法续期的风险较小。

4、各燃气公司特许经营权被提前收回的风险较小

根据各燃气公司提供的特许经营协议及批复文件，仅在被授权主体发生严重

13违约情形时，授权机关有权单方面通知被授权主体提前终止特许经营协议、取消被授权主体的特许经营权并实施临时接管，具体详见本题回复之“（一）详细列示标的资产及控股、参股燃气公司（以下简称各燃气公司）特许经营权的具体情况，包括但不限于合同中关于授权区域、范围、有效期限、排他性约定、评估考核要求、违约责任、合同解除、续期条件及优先续约权等方面的具体约定”。

《基础设施和公用事业特许经营管理办法》第四十一条规定，“在特许经营期限内，因特许经营协议一方严重违约或不可抗力等原因，导致特许经营者无法继续履行协议约定义务，或者出现特许经营协议约定的提前终止协议情形的，在与债权人协商一致后，可以提前终止协议。”《市政公用事业特许经营管理办法》第十八条规定，“获得特许经营权的企业在特许经营期间有下列行为之一的，主管部门应当依法终止特许经营协议，取消其特许经营权，并可以实施临时接管：（一）擅自转让、出租特许经营权的；

（二）擅自将所经营的财产进行处置或者抵押的；（三）因管理不善，发生重大

质量、生产安全事故的；（四）擅自停业、歇业，严重影响到社会公共利益和安全的；（五）法律、法规禁止的其他行为。”根据各燃气公司出具的说明、企业信用报告、所在地公共信用信息平台出具

的信用报告（替代无违法违规证明版）并通过登录国家企业信用信息公示系统等

网站查询的方式进行核查，截至本核查意见出具日，各燃气公司未发生特许经营协议及批复文件中约定的导致特许经营权提前终止的情形，未发生违约情形，未因特许经营协议履行而发生任何争议或纠纷，未发生授予部门单方面终止特许经营权的情形，各燃气公司持有的特许经营权被提前收回的风险较小。

14二、区分客户类型，结合报告期内客户数量、单客户用气量、定价规则、调

价周期、销售单价、采购单价等具体情况及其变化原因，以及上述因素与可比公司的对比情况，销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性等，补充说明各燃气公司天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性，与同一经营区域内可比公司同类业务相比是否存在差异

（一）甘河中油

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，甘河中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）171.5818641.62384.1519197.34销量（万立方米）112.667815.12131.298059.07

2025客户数量（户数）74593/838年度单客户用气量（万立方米/户）0.1584.03/9.46

销售单价（元/立方米）1.522.392.932.38

采购单价（元/立方米）///1.63收入（万元）136.0216526.61517.6617180.28销量（万立方米）91.206819.40162.397072.99

2024客户数量（户数）73592/827年度单客户用气量（万立方米/户）0.1274.12/8.36

销售单价（元/立方米）1.492.423.192.43

采购单价（元/立方米）///1.67

客户数量1.36%1.09%/1.33%

变动单客户用气量21.87%13.37%/13.21%

幅度销售单价2.01%-1.24%-8.15%-2.06%

采购单价///-2.40%

注：其他用气为加气站业务收入，客户以零散流动车辆为主，不参与计算客户数量及单客户用气量；变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，甘河中油客户数量分别为827户和838户，2025年度较2024年度上升1.33%，其中居民客户数量分别为735户和745户，2025年度较2024年度上升1.36%，非居民客户数量分别为92户和93户，2025年度较2024年度上

15升1.09%。客户数量变动幅度不大，整体较为稳定。

报告期内，甘河中油综合单客户用气量分别为8.36万立方米/户和9.46万立方米/户，2025年度较2024年度上升13.21%，其中居民单客户用气量分别为0.12万立方米/户和0.15万立方米/户，2025年度较2024年度上升21.87%，非居民单客户用气量分别为74.12万立方米/户和84.03万立方米/户，2025年度较2024年度上升13.37%。天然气销售客户基本全部为非居民客户，综合单客户用气量变动主要受非居民单客户用气量波动影响。2024年至2025年非居民用户数量基本维持不变，单客户用气量波动主要系黄河鑫业有限公司、青海银河新能源材料有限公司等大客户由于扩产等原因增加用气量所致。

报告期内，甘河中油综合销售单价分别为2.43元/立方米和2.38元/立方米

2025年度较2024年度下降2.06%，其中居民销售单价分别为1.49元/立方米和

1.52元/立方米，2025年度较2024年度上升2.01%，非居民销售单价分别为2.42

元/立方米和2.39元/立方米，2025年度较2024年度下降1.24%，其他销售单价分别为3.19元/立方米和2.93元/立方米2025年度较2024年度下降8.15%。报告期内，甘河中油综合采购单价分别为1.67元/立方米和1.63元/立方米，2025年度较2024年度下降2.40%。综合销售单价及综合采购单价变动幅度不大，受政府调价及市场影响略有变动，整体较为稳定，其他销售主要为加气站销售天然气，加气站销售价格随行就市，报告期内，受 LNG供求关系影响，销售价格和采购价格均有所下降。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

甘河中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格采取政府定价方式确定。

湟中区发改局以西宁华润燃气有限公司成本监审为依据，核定居民、集中供暖、非居、CNG 等的配气价格；依据西宁华润燃气有限公司签订的年度气量合同，推算年度综合购气单价，核定以上各类用户的销售单价，对外发布价格文件。

燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

报告期内，甘河中油各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，定价

16政策在报告期内得到一贯执行。

3、上述因素与可比公司的对比情况

（1）客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，甘河中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比如下：

可比公司项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源甘河中油均值

居民用气未披露未披露282.00282.000.0745

2025非居民用气未披露未披露未披露/0.0093年度其他用气未披露未披露未披露//

客户数量合计183.35未披露未披露183.350.0838（万户）居民用气未披露未披露272.00272.000.0735

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.0092年度其他用气未披露未披露未披露//

合计180.24未披露未披露180.240.0827

居民用气未披露未披露未披露/0.15

2025非居民用气未披露未披露未披露/84.03年度其他用气未披露未披露未披露//单客户用

气量（万合计0.03未披露未披露0.039.46立方米/居民用气未披露未披露未披露/0.12

户）

2024非居民用气未披露未披露未披露/74.12年度其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/8.36

居民用气未披露未披露未披露/1.52

2025非居民用气未披露未披露未披露/2.39年度其他用气未披露未披露未披露/2.93

销售单价合计未披露2.433.022.722.38

（元/立方米）居民用气2.82未披露未披露2.821.49

2024非居民用气3.24未披露未披露3.242.42年度其他用气未披露未披露未披露/3.19

合计3.132.473.112.902.43

采购单价2025居民用气未披露未披露未披露//

17可比公司

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源甘河中油均值

（元/立年度非居民用气未披露未披露未披露//方米）

其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/1.63

居民用气未披露未披露未披露//

2024非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

合计2.39未披露未披露2.391.67

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得；（2）报告期内，可比公司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数据均未披露，因此上表未包含该等可比公司；（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价等信息，其余信息未单独列示，上表信息根据已披露信息测算得出。

报告期内，甘河中油客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，甘河中油单客户用气量高于长春燃气，主要系客户构成不同所致。甘河中油的经营范围为甘河工业园区，甘河工业园区是青海传统工业的聚集地，以有色金属冶炼及压延加工、盐湖化工等产业为主，故甘河中油的天然气销售业务收入以工业为主，民用和商业的占比很少，工业大客户用气量远高于民用、商业户，拉高了单客户用气量。

销售单价方面，甘河中油2024年、2025年销售单价均低于同行业可比公司均值，与重庆燃气基本持平，低于长春燃气、百川能源较多，总体处于可比公司价格区间内的偏低位。采购单价方面，甘河中油采购单价2024年低于可比公司长春燃气，主要系区域气源结构及管输距离差异所致。

甘河中油与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，核心在于各公司经营区域不同。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门定价等因素影响，存在较大差异。

甘河中油与重庆燃气同属西部城市，区域经济发展水平和居民收入水平相近，因此终端销售价格水平较为接近，符合区域定价逻辑；长春燃气位于东北地区，冬季采暖用气量大、长距离管输成本高，气源采购成本偏高，进而销售单价相对较

18高；百川能源主要覆盖京津冀地区，非居民用气定价水平整体偏高。因此甘河中

油与可比公司销售单价、采购单价不具有完全可比性，价格存在一定差异属于行业正常现象。

综上，由于甘河中油与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地甘河中油政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格采取政府定价方式确定。

报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，甘河中油定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，甘河中油定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，甘河中油天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间《关于调整湟中区天然气1、居民用气销售价格仍执行原价格1.59元/立方米。2023年12价格的通知》（湟发改价格2、居民集中供暖用气销售价格仍执行原价格1.60元/月15日

19政策依据调整情况发布时间[2023]407号）立方米，不做调整。

3、CNG加气站销售价格仍执行原价格3.81元/立方米，不做调整。

4、非居民用气（行政事业等单位锅炉供暖用气、商业用气、公交CNG加气站购气、社会CNG加气站购气、工业用气）销售价格为2.69元/立方米，从2023年12月

15日执行。

5、学校、幼儿园、养老福利机构、托育机构按居民用气价格执行。

《关于理顺居民用管道天从2024年7月25日开始，居民用管道天然气销售价格2024年7然气销售价格的通知》（湟[2024]164调整至1.66元/立方米。月25日发改价格号）居民用气阶梯价格制度从2025年1月1日开始执行，学校、幼儿园、养老福利机构、托育机构用气阶梯价格制度从2025年7月1日开始执行；

《关于建立湟中区居民用1、居民生活及采暖用气，第一档执行价格为现行政管道天然气阶梯价格制度府定价；第二档价格为第一档价格的1.2倍执行，第三2025年6的通知》（湟发改价格档价格为第一档价格的1.5倍执行。月26日[2025]164号）2、困难群体（低保家庭）不执行阶梯气价，按第一档价格执行。

3、执行居民用气价格的学校、幼儿园、养老福利机

构、托育机构按第一档价格1.1倍执行。

报告期内，甘河中油天然气销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米

客户类型期间平均销售价格（含税）政府定价

2024年1月1日至

20247241.591.59年月日

2024年7月25日至

居民2024年12311.661.66月日

2025年1月1日至1.66一、二、三档阶梯价格分2025年12月31日别为1.66、1.99、2.49

2024年1月1日至

非居民2025年12312.622.69月日

CNG 2024年1月1日至销售

2025年12313.813.81月日

2024年1月1日至

20243.36年12月31日

LNG销售 市场化定价

2025年1月1日至

2025年12312.97月日

注：公福用户2024年1月1日-2024年12月31日参照居民用气价格执行，2025年1月1日-2025年12月31日参照居民用气第一档价格1.1倍执行，非居民用户互保互供采用采购价+双方协商确定。

上表可见，甘河中油居民、非居民、CNG 销售各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，LNG销售采用市场化定价政策，销售价格与政府定价匹配。对于居民、非居民、CNG 销售各项业务，受限于同区域燃气公司未公开披

20露销售价格，甘河中油销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；但由于

各方均受相同的政府指导定价政策约束，可以合理推测甘河中油的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。对于 LNG销售业务，当地市场加气站的零售价格未公开，随市场需求而动态变化，甘河中油销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；公司执行采购成本加成的定价策略，每日/每周根据上游液厂报价及周边甘河、湟中、西宁加气站市场竞争价调整挂牌价，与同行业可比公司的定价策略基本一致，定价具有合理性。

（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，甘河中油与主要天然气供应单位签署的协议约定“管制气”用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮一定比例执行，上浮比例未超过国家发展改革委规定的居民用气价格上浮20%上限；“非管制气”执行市场调节价格。

报告期内，甘河中油采购价格与当地市场价格的对比如下：

单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格

2025年度1.78未取得

2024年度1.82未取得

除甘河中油外，西宁市城市燃气公司主要为西宁中油燃气有限责任公司、青海中油管道燃气有限公司、西宁华润燃气有限公司、西宁中油中泰管道燃气有限

公司、大通县金地燃气有限公司、青海中油燃气投资有限责任公司湟源分公司等，相关公司并非公众公司，从公开渠道无法取得上述城市燃气公司的采购价格等经营数据用于比较。

5、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，甘河中油天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

单位：万元项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气171.58136.0226.14%销售收入

非居民用气18641.6216526.6112.80%

21项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

其他用气384.15517.66-25.79%

合计19197.3417180.2811.74%

居民用气17.90%17.13%上升0.77个百分点

非居民用气33.44%33.18%上升0.26个百分点销售毛利率

其他用气20.02%18.86%上升1.16个百分点

合计33.03%32.62%上升0.41个百分点

报告期内，甘河中油天然气销售收入分别为17180.28万元和19197.34万元，

2025年度较2024年度上涨11.74%，其中居民销售收入分别为136.02万元和

171.58万元，2025年度较2024年度上涨26.14%，非居民销售收入分别为16526.61

万元和18641.62万元，2025年度较2024年度上涨12.80%，其他销售收入分别为517.66万元和384.15万元，2025年度较2024年度下降25.79%。

报告期内，甘河中油天然气销售毛利率分别为32.62%和33.03%，2025年度较2024年度上升0.41个百分点，其中居民销售毛利率分别为17.13%和17.90%，

2025年度较2024年度上升0.77个百分点，非居民销售毛利率分别为33.18%和

33.44%，2025年度较2024年度上升0.26个百分点，其他销售毛利率分别为

18.86%和20.02%，2025年度较2024年度上升1.16个百分点，天然气销售业务

毛利率及客户类型毛利率波动较为平稳。

据前述分析，报告期内甘河中油天然气销售业务中，居民天然气销售收入增加，主要系客户数量、单客户用气量及销售单价均上升所致，客户数量增加，不同客户用气习惯不同导致单客户用气量上升，销售单价变动系2024年7月25日开始政府指导价上调以及2025年1月1日开始执行阶梯定价制度所致；非居民

客户数量、销售单价比较平稳，天然气销售收入增加，主要系黄河鑫业有限公司、青海银河新能源材料有限公司等大客户由于扩产等原因增加用气量所致；其他天

然气销售收入减少，主要系市场需求变化影响销售单价、销量所致。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

除甘河中油外，西宁市城市燃气公司主要为西宁中油燃气有限责任公司、青海中油管道燃气有限公司、西宁华润燃气有限公司、西宁中油中泰管道燃气有限

公司、大通县金地燃气有限公司、青海中油燃气投资有限责任公司湟源分公司等，

22相关公司并非公众公司，从公开渠道无法取得上述城市燃气公司的营业收入、毛

利率等经营数据用于比较。

（二）南通中油

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，南通中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）1557.0753042.3154599.38销量（万立方米）627.5915991.7416619.33

2025客户数量（户）5379947354272年度单客户用气量（万立方米/户）0.0133.810.31

销售单价（元/立方米）2.483.323.29

采购单价（元/立方米）//2.59收入（万元）1596.1153960.21576.0456132.35销量（万立方米）645.6416225.24175.0117045.89

2024客户数量（户）49496437249935年度单客户用气量（万立方米/户）0.0137.1387.510.34

销售单价（元/立方米）2.473.333.293.29

采购单价（元/立方米）///2.68

客户数量8.69%8.24%-100.00%8.69%

变动单客户用气量-10.57%-8.94%-100.00%-10.29%

幅度销售单价0.40%-0.30%/0.00%

采购单价///-3.36%

注：其他用气主要是 CNG销售批发业务，2025年无此业务；变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，南通中油客户数量分别为49935户和54272户，2025年度较2024年度上升8.69%，其中居民客户数量分别为49496户和53799户，2025年度较

2024年度上升8.69%，非居民客户数量分别为437户和473户，2025年度较2024年度上升8.24%，其他用气客户数量分别为2户和0户，2025年度较2024年度下降100.00%。居民和非居民客户数量变动幅度较为一致。

23报告期内，南通中油综合单客户用气量分别为0.34万立方米/户和0.31万立

方米/户，2025年度较2024年度下降10.30%，其中居民单客户用气量分别为0.01万立方米/户和0.01万立方米/户，2025年度较2024年度下降10.57%，非居民单客户用气量分别为37.47万立方米/户和33.95万立方米/户，2025年度较2024年度下降9.39%，其他单客户用气量2024年为87.51万立方米/户，2025年未发生该类业务。综合单客户用气量下降主要系当年采暖季平均气温同比上升，用户金桥油脂自2025年8月受政府协议约束能源使用方式以蒸汽替代部分天然气，以及 2025年不再开展 CNG销售批发业务等原因导致。

报告期内，南通中油综合销售单价分别为3.29元/立方米和3.29元/立方米2025年度和2024年度保持不变，其中居民销售单价分别为2.47元/立方米和

2.48元/立方米，2025年度较2024年度上升0.40%，非居民销售单价分别为3.33

元/立方米和3.32元/立方米，2025年度较2024年度下降0.30%；综合销售单价变动幅度不大，整体较为稳定。

报告期内，南通中油综合采购单价分别为2.68元/立方米和2.59元/立方米，

2025年度较2024年度下降3.36%。综合采购单价变动幅度不大。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

南通中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格以政府指导价为上限。

在上游价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布居民、非居民销售价格指导价，南通中油根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

报告期内，南通中油各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，定价政策在报告期内得到一贯执行。

3、上述因素与可比公司的对比情况

（1）客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，南通中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比

24公司的对比如下：

可比公司项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源南通中油均值

居民用气未披露未披露282.00282.005.38

2025非居民用气未披露未披露未披露/0.0473年度其他用气未披露未披露未披露//

客户数合计183.35未披露未披露183.355.43

量（万户）居民用气未披露未披露272.00272.004.95

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.0437年度其他用气未披露未披露未披露/0.0002

合计180.24未披露未披露180.244.99

居民用气未披露未披露未披露/0.01

2025非居民用气未披露未披露未披露/33.81年度

单客户其他用气未披露未披露未披露//

用气量合计0.03未披露未披露0.030.31

（万立方米/居民用气未披露未披露未披露/0.01

户）2024非居民用气未披露未披露未披露/37.13年度其他用气未披露未披露未披露/87.51

合计未披露未披露未披露/0.34

居民用气未披露未披露未披露/2.48

2025非居民用气未披露未披露未披露/3.32年度其他用气未披露未披露未披露//销售单

价（元/合计未披露2.433.022.723.29立方居民用气2.82未披露未披露2.822.47

米）

2024非居民用气3.24未披露未披露3.243.33年度其他用气未披露未披露未披露/3.29

合计3.132.473.112.903.29

居民用气未披露未披露未披露//

2025非居民用气未披露未披露未披露//

采购单年度其他用气未披露未披露未披露//

价（元/合计未披露未披露未披露/2.59立方

米）居民用气未披露未披露未披露//

2024

非居民用气未披露未披露未披露//年度

其他用气未披露未披露未披露//

25可比公司

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源南通中油均值

合计2.39未披露未披露2.392.68

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，可比公司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数据均未披露，因此上表未包含该等可比公司。（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价等信息，其余信息未单独列示，上述信息根据已披露信息测算得出。

报告期内，南通中油客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，南通中油单客户用气量高于长春燃气，主要系客户构成不同所致。工业用户天然气销售收入是南通中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。虽然南通中油居民客户数量基数占比较高，但居民客户单客户用气量远低于非居民客户单客户用气量，非居民销售气量占比高达90%以上，南通中油的天然气销售业务收入以工业为主，居民和商业的占比很少，工业大客户用气量远高于民用、商业户，拉高了单客户用气量。

南通中油与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，核心在于各公司经营区域不同。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门定价等因素影响，存在较大差异。

南通中油位于江苏省如皋市，地处长江三角洲经济活跃地带，气源充足，长三角地区工商业发达，用气需求旺盛，终端销售价格承受能力较强，进而采购单价、销售单价相对较高；长春燃气位于东北地区，冬季采暖用气量大、长距离管输成本高，气源采购成本偏高，进而销售单价相对较高；百川能源主要覆盖京津冀地区，非居民用气定价水平整体偏高。因此南通中油与可比公司销售单价、采购单价不具有完全可比性，价格存在一定差异属于行业正常现象。

综上所述，由于南通中油与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则

26公司名称定价规则

新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地南通中油政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格以政府指导价为上限。

报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，南通中油定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，南通中油定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，南通中油天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间自2023年1月1日起执行

第一阶梯（年用气量≦400立方米）销售价关于调整优化居民生活用管格2.66元/立方米；第二阶梯（400立方米<道天然气阶梯气价政策的通10003.19/2022年12月15日2022124年用气量≦立方米）元立方米；知（皋发改〔〕号）

第三阶梯（年用气量>1000立方米）3.99元/立方米。

关于调整我市冬季月非居民自2023年11月1日至2024年3月31日执行用管道天然气最高销售价格20247冬季月非居民用管道天然气最高销售价格2024年1月22日的通知（皋发改〔〕调整为4.45元/立方米，下浮不限。

号）关于调整我市非居民用管道自2024年4月1日至2024年6月30日执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2024年7月5日（皋发改〔2024〕45号）3.60元/立方。

关于调整我市非居民用管道自2024年7月1日至2024年9月30日执行2024年11月12日天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为

27政策依据调整情况发布时间（皋发改〔2024〕66号）3.63元/立方。

关于调整我市非居民用管道自2024年10月1日起执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2024年11月18日（皋发改〔2024〕75号）3.70元/立方米，下浮不限。

关于调整我市非居民用管道自2024年11月1日起执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2024年12月25日（皋发改〔2024〕84号）3.77元/立方米，下浮不限。

关于调整我市非居民用管道自2024年12月1日起执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2025年2月12日（皋发改〔2025〕3号）3.98元/立方米，下浮不限。

关于调整我市非居民用管道自2025年4月1日起执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2025年6月16日（皋发改〔2025〕26号）3.95元/立方米，下浮不限。

关于调整我市非居民用管道自2025年7月1日起执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2025年8月25日（皋发改〔2025〕38号）3.73元/立方米，下浮不限。

关于调整我市非居民用管道自2025年12月1日起执行天然气最高销售价格的通知非居民用管道天然气最高销售价格调整为2026年1月27日（皋发改〔2026〕3号）3.80元/立方米，下浮不限。

报告期内，南通中油天然气销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米

客户类型期间平均销售价格（含税）政府定价

2024年1月1日至一、二、三档阶梯价格分别

居民2025年12月312.70日为2.66、3.19、3.99

2024年1月1日至

最高4.45

20244.13年3月31日

2024年4月1日至

2024年63.52最高3.60月30日

2024年7月1日至

20249303.48最高3.63年月日

2024年10月1日至

2024年10月313.47最高3.70日

2024年11月1日至

非居民202411303.37最高3.77年月日

2024年12月1日至

20253.64最高3.98年3月31日

2025年4月1日至

20256303.78最高3.95年月日

2025年7月1日至

202511303.48最高3.73年月日

2025年12月1日至

2025年12月313.48最高3.80日

CNG销售 2024年1月1日至 3.59 市场化定价批发2024年12月31日

上表可见，南通中油居民、非居民各项业务均严格执行区域内的政府指导定

28价政策，由于受限于同区域燃气公司未公开披露销售价格，南通中油销售价格无

法直接与当地市场价格进行数据对比；但由于各方均受相同的政府指导定价政策约束，可以合理推测南通中油的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。

（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，南通中油与主要天然气供应单位签署的协议约定“管制气”用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮一定比例执行，上浮比例未超过国家发展改革委规定的居民用气价格上浮20%上限；“非管制气”执行市场调节价格。

报告期内，公司采购价格与当地市场价格的对比如下：

单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格（含税）差异率

2025年度2.822.704.44%

2024年度2.922.804.29%

注：上表列的当地市场价格采用南通大众燃气有限公司（以下简称“南通大众”）采购均价。南通大众是南通市区唯一的管道燃气供应商，上市公司大众公用在《2026年度上海大众公用事业（集团）股份有限公司信用评级报告》中披露了南通大众采购均价。

报告期内，南通中油采购价格与当地市场价格变动趋势一致，采购价格略高于当地市场价格主要系由于南通大众与南通中油在气源集中度、应急保供配套等

方面存在差异，具有合理性。南通中油采购价格与当地市场价格具有匹配性。

5、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，南通中油天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

单位：万元项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气1557.071596.11-2.45%

非居民用气53042.3153960.21-1.70%销售收入

其他用气0.00576.04-100.00%

合计54599.3856132.35-2.73%

居民用气6.57%5.44%上升1.13个百分点销售毛利率

非居民用气18.54%16.93%上升1.61个百分点

29项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

其他用气/12.55%下降12.55个百分点

合计18.20%16.56%上升1.64个百分点

注：其他用气主要系 CNG 业务销售批发，因占比较小，且 2025 年南通中油已无该业务，因此仅对主要业务进行分析。

报告期内，南通中油天然气销售收入分别为56132.35万元和54599.38万元，

2025年度较2024年度下降2.73%，其中居民销售收入分别为1596.11万元和

1557.07万元，2025年度较2024年度下降2.45%，非居民销售收入分别为

53960.21万元和53042.31万元，2025年度较2024年度下降1.70%，其他用气

销售收入分别为576.04万元和0.00万元，2025年度较2024年度下降100.00%。

报告期内，南通中油毛利率分别为16.56%、18.20%，2025年度较2024年度上升1.64个百分点，其中居民销售毛利率分别为5.44%和6.57%，2025年度较2024年度上升1.13个百分点，非居民销售毛利率分别为16.93%和18.54%，

2025年度较2024年度上升1.61个百分点，其他用气销售2024年度毛利率为

12.55%，2025年度未发生该类业务。

报告期内，南通中油天然气销售居民及非居民用气量和销售单价基本稳定，居民及非居民收入金额波动较小。

报告期内，南通中油天然气销售居民用气及非居民用气毛利率略有上升，主要系平均采购单价下降所致。

报告期内平均销售单价、平均单位成本对南通中油毛利率变化的影响如下：

单位：元/立方米项目2025年度2024因素变动对毛年度变动幅度利率的影响

平均销售单价3.293.29-0.23%-0.20%

平均单位成本2.692.75-2.19%1.84%

其中：天然气采购单价2.592.68-3.36%2.74%

其他单位成本0.100.0743.81%-0.90%

合计///1.64%

注：销售单价变动对毛利率的影响=（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价-（上年销售单价-上年单位成本）/上年销售单价，单位成本变动对毛利率的影响=（当年销售单价-当年单位成本）/当年销售单价-（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价。

如上表可见，2025年度毛利率略有上升，变动主要系天然气采购单价下降

30所致。

综上所述，报告期内，南通中油天然气销售居民及非居民用气量和销售单价基本稳定，居民及非居民收入金额波动较小，南通中油天然气销售居民用气及非居民用气毛利率略有上升，主要系平均采购单价下降所致。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

报告期内，南通中油天然气销售业务收入及毛利率与同一经营区域内可比公司同类业务的对比情况具体如下：

单位：万元项目期间公司名称居民用气非居民用气其他用气合计

2025大众公用未披露未披露未披露173953.82年度

销售南通中油1557.0753042.310.0054599.38

收入2024大众公用未披露未披露未披露168932.39年度南通中油1596.1153960.21576.0456132.35

2025大众公用未披露未披露未披露10.07%

销售年度南通中油6.57%18.54%0.00%18.20%毛利

率2024大众公用未披露未披露未披露10.03%

年度南通中油5.44%16.93%12.55%16.56%注：（1）上述“大众公用”为上市公司上海大众公用事业（集团）股份有限公司简称，收入数据来源于公司年报之子公司南通大众燃气有限公司披露数据，毛利率来源于公司年报燃气能源业务。（2）其他用气主要是 CNG销售批发业务，因占比较小，且 2025年南通中油已无该业务，因此仅对主要业务进行分析。

报告期内，南通中油销售收入低于大众公用，主要系经营区域覆盖范围不同所致。南通中油的经营区域为如皋市（县级市）行政区域全域，公司拥有如皋市区域燃气特许经营权，是该行政区域内的主要管道燃气供应商之一；大众公用之子公司南通大众燃气有限公司是江苏省南通市区唯一的管道燃气供应商。不同经营区域内客户群体、规模不同，大众公用之子公司南通大众燃气有限公司经营区域范围大于南通中油。南通中油销售收入低于大众公用，具有合理性。

报告期内，南通中油天然气销售业务毛利率高于大众公用，南通中油毛利率上升幅度大于大众公用。大众公用主要经营区域位于上海市、南通市的市区，居民用户占比较高，毛利率低于南通中油具有合理性。

31（三）南京洁宁

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，南京洁宁客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）2204.2712935.88-15140.15销量（万立方米）743.923338.72-4082.64

客户数量（户）6034437960723

2025年度单客户用气量（万立方/0.018.810.07米户）

销售单价（元/立方米）2.963.873.71

采购单价（元/立方米）///2.94收入（万元）2084.1814545.6316629.80销量（万立方米）731.53607.594339.08

客户数量（户）5559131255903

2024年度单客户用气量（万立方/0.0111.560.08米户）

销售单价（元/立方米）2.854.033.83

采购单价（元/立方米）///3.16

客户数量8.55%21.47%8.62%

变动单客户用气量-6.31%-23.81%-13.38%

幅度销售单价4.00%-3.90%-3.24%

采购单价///-7.00%

注：变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，南京洁宁客户数量分别为55903户和60723户，2025年度较2024年度上升8.62%，其中居民客户数量分别为55591户和60344户，2025年度较

2024年度上升8.55%，居民数量变动幅度不大，较为稳定；非居民客户数量分别

为312户和379户，2025年度较2024年度上升21.47%新增用户以小型商业用户为主。

报告期内，南京洁宁单客户用气量分别为0.08万立方米/户和0.07万立方米/户，2025年度较2024年度下降13.38%，其中居民单客户用气量分别为0.01万

32立方米/户和0.01万立方米/户，2025年度较2024年度下降6.31%，非居民单客

户用气量分别为11.56万立方米/户和8.81万立方米/户，2025年度较2024年度下降23.81%，主要系2025年新增非居民用户初期用气量尚未充分释放所致。

报告期内，综合销售单价分别为3.83元/立方米和3.71元/立方米2025年度较2024年度下降3.24%，其中居民销售单价分别为2.85元/立方米和2.96元/立方米，2025年度较2024年度上升4.00%，非居民销售单价分别为4.03元/立方米和3.87元/立方米，2025年度较2024年度下降3.90%；综合销售单价变动幅度不大，整体较为稳定。

综合采购单价分别为3.16元/立方米和2.94元/立方米，2025年度较2024年度下降7.00%，综合采购单价变动幅度不大，整体较为稳定。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

南京洁宁天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用气销售价格执行南京市发展和改革委员会天然气价格文件中的代购代销价格政策，代购代销销售价格=代购天然气实际采购价格+配气价格，销售价格根据实际采购价格变动调整。对个别工业大客户，南京洁宁按照销量给与一定价格优惠。

报告期内，公司各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，定价政策在报告期内得到一贯执行。

3、上述因素与可比公司的对比情况

（1）客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，南京洁宁客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比如下：

可比公司项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源南京洁宁均值

居民用气未披露未披露282.00282.006.03

客户数量2025非居民用气未披露未披露未披露/0.04（万户）年度其他用气未披露未披露未披露//

合计183.35未披露未披露183.356.07

33可比公司

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源南京洁宁均值

居民用气未披露未披露272.00272.005.56

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.03年度其他用气未披露未披露未披露//

合计180.24未披露未披露180.245.59

居民用气未披露未披露未披露/0.01

2025非居民用气未披露未披露未披露/8.81年度其他用气未披露未披露未披露//单客户用

气量（万合计0.03未披露未披露0.030.07立方米/居民用气未披露未披露未披露/0.01

户）

2024非居民用气未披露未披露未披露/11.56年度其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/0.08

居民用气未披露未披露未披露/2.96

2025非居民用气未披露未披露未披露/3.87年度其他用气未披露未披露未披露//

销售单价合计未披露2.433.022.723.71

（元/立方米）居民用气2.82未披露未披露2.822.85

2024非居民用气3.24未披露未披露3.244.03年度其他用气未披露未披露未披露//

合计3.132.473.112.903.83

居民用气未披露未披露未披露//

2025非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

采购单价合计未披露未披露未披露/2.94

（元/立方米）居民用气未披露未披露未披露//

2024非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

合计2.39未披露未披露2.393.16

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，可比公司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数据均未披露，因此上表未包含该等可比公司。（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价等信息，其余信息未单独列示，上述信息根据已披露信息测算得出。

报告期内，南京洁宁客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变

34动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，南京洁宁单客户用气量高于长春燃气，主要原因在于用户结构的差异。长春燃气业务规模较大、覆盖区域广泛，但其庞大的居民用户基数（超

180万户）大幅拉低了包含居民在内的综合单客户平均用气量；而南京洁宁的工

商业用户占比相对较高，且存在少量用气量集中的工业用户，因此其工商业用户的户均用气量表现更高。两家公司在用户结构、统计口径及地域气候上存在客观差异，相关差异具有商业合理性。

销售单价方面，南京洁宁2024年、2025年销售单价均高于同行业可比公司均值及公司销售单价高于可比公司价格区间。采购单价方面，南京洁宁2024年采购单价高于可比公司长春燃气。南京洁宁与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，主要系各公司经营区域不同所致。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门

定价等因素影响，存在较大差异，因此销售单价、采购单价不具有完全可比性。

价格存在一定差异属于行业正常现象。

综上所述，由于南京洁宁与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用气销售价格执行南京市发展和改革委员会天然气价格文件中的代购代销价格政策，代购代南京洁宁

销销售价格=代购天然气实际采购价格+配气价格，销售价格根据实际采购价格变动调整。对个别工业大客户，南京洁宁按照销量给与一定价格优惠。

35报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，南京洁宁定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，南京洁宁定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，南京洁宁天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间《市发改委关于调整自2023年7月1日起执行：居民用管道天然气销1、居民用户第一、二、三档销售价格分别调整为

售价格有关事项的通3.03元/立方米、3.64/2023年6月元立方米、4.24元/立方米；12日知》（宁发改价费字2、执行居民用管道天然气销售价格的非居民用户，〔2023〕410号）管道天然气销售价格调整为3.34元/立方米。

自2023年11月1日起执行：

一、合同购气量非居民最高销售价格调整为3.304元/立方米。其中，合同购气量是指天然气经营企业与中国石油天然气股份有限公司天然气销售江苏《市发展改革委关于分公司签订的合同管制气量，即均衡1气量。调整非居民用气销售二、为鼓励天然气经营企业积极组织气源保供，按2023年11价格有关事项的通知》照用户自愿委托的原则，对合同购气量以外的气量月17日

（宁发改价费字实行代购代销价格政策。作价公式为：【2023】776号）代购代销销售价格=代购天然气实际采购价格+配气价格其中，代购天然气实际采购价格按采购价格和采购量加权平均计算；配气价格为0.80元/立方米，最高上浮幅度10%，下浮不限。

一、合同购气量非居民用气最高销售价格调整为

3.2737元/立方米。其中，合同购气量是指天然气经

营企业与中国石油天然气股份有限公司天然气销《市发展改革委关于售江苏分公司签订的合同管制气量。

调整非居民用气销售

二、为鼓励天然气经营企业积极组织气源保供，按2024年4月价格有关事项的通知》

照用户自愿委托的原则，对合同购气量以外的气量28日（宁发改价费字

2024311实行代购代销价格政策。作价公式为:代购代销销〔〕号）

售价格=代购天然气实际采购价格+配气价格其中，代购天然气实际采购价格按采购价格和采购量加权平均计算；配气基准价格为0.80元/立方米，

36政策依据调整情况发布时间

最高上浮幅度为10%，下浮不限。上述价格政策自

2024年4月1日起执行。

报告期内，南京洁宁销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米平均销售价客户类型期间政府定价格（含税）

2024年11居民用户第一、二、三档执行销售价月日至

居民2025年12月313.17格分别为3.03元/立方米、3.64元/立方日

米、4.24元/立方米；

合同购气量非居民用气销售基准价格

调整为3.304元/立方米。

对合同购气量以外的气量实行代购代

202411销价格政策。作价公式为:代购代销年月日至

20243314.75销售价格=代购天然气实际采购价格+年月日配气价格。其中，代购天然气实际采购价格按采购价格和采购量加权平均计算；配气基准价格为0.80元/立方米，最高上浮幅度为10%，下浮不限。

非居民合同购气量非居民用气最高销售价格

调整为3.2737元/立方米。

对合同购气量以外的气量实行代购代

202441销价格政策。作价公式为:代购代销年月日至

202512314.25销售价格=代购天然气实际采购价格+年月日配气价格。其中，代购天然气实际采购价格按采购价格和采购量加权平均计算；配气基准价格为0.80元/立方米，最高上浮幅度为10%，下浮不限。

报告期内，南京洁宁对非居民用户的平均销售价格与政府定价规则下的最高价格比较如下：

2024年4月1日至2025年2024年1月1日至2024年3

项目12月31日月31日

非居民成本单价（A） 3.44 3.95

配气价格（B） 0.88 0.88

代销代购销售价格（C=A+B） 4.32 4.83

平均销售价格4.254.75

报告期内，南京洁宁居民、非居民销售各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策。对于居民、非居民销售各项业务，受限于同区域燃气公司未公开披露销售价格，南京洁宁销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；但由于各方均受相同的政府指导定价政策约束，可以合理推测南京洁宁的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。

37（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，南京洁宁与主要天然气供应单位签署的协议约定，管道天然气采用基础价加固定价差的模式结算：基础价参照供应单位自气源供应商采购的非居气量总

额采购单价确定，固定价差按年协商确定。

报告期内，南京洁宁采购价格与当地市场价格的对比如下：

单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格（含税）差异率

2025年度3.203.112.89%

2024年度3.443.275.20%

注：当地市场价格（含税）=南京公用燃气销售原材料成本/燃气销售量*（1+9%）。上表列示的当地市场价格采用上市公司南京公用年报披露数据测算，南京公用下属经营燃气销售业务的主体主要系南京港华燃气有限公司，主要经营区域位于南京市，其燃气销售业务的单位原材料成本可近似代表其天然气采购均价。

报告期内，南京洁宁采购价格与当地市场价格变动趋势一致，采购价格略高于当地市场价格系由于南京洁宁未与中石油等气源供应商的销售分公司直接签

订采购合同，采购过程承担了一定的额外成本，具有合理性。南京洁宁采购价格与当地市场价格具有匹配性。

5、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，南京洁宁天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

单位：万元项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气2204.272084.185.76%

销售收入非居民用气12935.8814545.63-11.07%

合计15140.1516629.80-8.96%

居民用气1.91%-3.90%上升5.81个百分点

销售毛利率非居民用气17.15%10.09%上升7.06个百分点

合计14.93%8.34%上升6.59个百分点

报告期内，南京洁宁天然气销售收入分别为16629.80万元和15140.15万元，

2025年度较2024年度下降8.96%，其中居民销售收入分别为2084.18万元和

2204.27万元，2025年度较2024年度上涨5.76%，非居民销售收入分别为

14545.63万元和12935.88万元，2025年度较2024年度下降11.07%。

38报告期内，南京洁宁天然气销售毛利率分别为8.34%和14.93%，2025年度

较2024年度上升6.59个百分点，其中居民销售毛利率分别为-3.90%和1.91%，

2025年度较2024年度上升5.81个百分点，非居民销售毛利率分别为10.09%和

17.15%，2025年度较2024年度上升7.06个百分点。

据前述分析，报告期内，南京洁宁天然气销售收入有所减少，其中居民销售收入小幅增长，主要系客户数量、销售单价小幅上升所致；非居民销售收入小幅减少，主要系单客户用气量、销售单价小幅下降所致。

报告期内，南京洁宁天然气销售毛利率上升幅度较大，主要系销售价格下降幅度小于采购单价下降幅度及其他单位成本大幅下降所致。

报告期内平均销售单价、平均单位成本对南京洁宁毛利率变动的影响如下：

单位：元/立方米项目2025年度2024年度变动幅度对毛利率变动的影响

平均销售单价3.713.83-3.24%-3.07%

平均单位成本3.153.51-10.20%9.66%

其中：天然气采购单价2.943.16-6.96%5.93%

其他单位成本0.210.35-39.17%3.73%

注：销售单价变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价-（上年销售单价-上年单位成本）/上年销售单价，单位成本变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-当年单位成本）/当年销售单价-（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价。

由上表可见，单位单位成本变动对毛利率变动影响较大，其中天然气采购单价下降主要系2025年天然气供应端行情价格有所下降，以及主要供应商结算的计量依据更新计量误差减少所致；其他单位成本下降主要系2025年安全生产费

达到规定计提限额停止计提，当年度安全生产费计提金额大幅减少所致。

综上所述，报告期内南京洁宁居民天然气销售收入增加主要系销售单价上升及销气量增加所致，非居民天然气销售收入下降主要系单客户用气量略有下降，销售单价略有下降所致；毛利率上升主要系销售价格下降幅度小于采购单价下降幅度及其他单位成本下降所致。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

报告期内，南京洁宁天然气销售业务收入及毛利率与同一经营区域内可比公司同类业务的对比情况具体如下：

39单位：万元

公司名其他居民项目期间居民用气非居民用气合计称用气

南京公用未取得未取得/270349.67

2025年度

销售南京洁宁2204.2712935.88/15140.15

收入南京公用未取得未取得/296000.58

2024年度

南京洁宁2084.1814545.63/16629.80

南京公用未取得未取得/12.59%

2025年度

销售南京洁宁1.91%17.15%/14.93%毛利

率南京公用未取得未取得/11.34%2024年度

南京洁宁-3.90%10.09%/8.34%

注：上述“南京公用”为上市公司南京公用发展股份有限公司简称，数据来源于公司年报燃气销售业务。

报告期内，南京洁宁与南京公用燃气销售业务收入均有所减少，变动趋势一致。南京公用燃气销售收入高于南京洁宁，主要系南京公用与南京洁宁经营区域覆盖范围不同所致。南京洁宁经营区域为南京市溧水经济开发区内；而南京公用的子公司南京港华燃气有限公司业务范围覆盖江南主城玄武区、鼓楼区、秦淮区、

建邺区、雨花台区、栖霞区及江宁区汤山部分区域，南京公用经营区域远大于南京洁宁，故南京公用的燃气销售业务收入高于南京洁宁。

报告期内，南京洁宁与南京公用燃气销售业务毛利率较为接近，变动趋势一致，2025年度南京洁宁毛利率上升幅度大于南京公用，主要系供应商结算依据更新及安全生产费达限额不再计提导致采购单价及其他单位成本下降所致。

（四）南昌中油

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，南昌中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）2113.034173.76-6286.78

2025销量（万立方米）673.491095.17-1768.66年度客户数量（户）4147943441913单客户用气量（万立方0.022.520.04

40米/户）

销售单价（元/立方米）3.143.813.55

采购单价（元/立方米）///2.98收入（万元）2378.264726.347104.60销量（万立方米）731.991201.291933.27

客户数量（户）4111039041500

2024年度单客户用气量（万立方/0.023.080.05米户）

销售单价（元/立方米）3.253.933.67

采购单价（元/立方米）///3.02

客户数量0.90%11.28%1.00%

变动单客户用气量-8.81%-18.08%-9.42%

幅度销售单价-3.43%-3.13%-3.28%

采购单价///-1.32%

注：变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，南昌中油客户数量分别为41500户和41913户，2025年度较2024年度增加1.00%，其中居民客户数量分别为41110户和41479户，2025年度较

2024年度增加0.90%，居民用户数量变动幅度不大，较为稳定。非居民客户数量

分别为390户和434户，2025年度较2024年度增加11.28%，新增用户以小型商业用户为主。

报告期内，南昌中油单客户用气量分别为0.04万立方米/户和0.05万立方米/户，2025年度较2024年度下降9.42%，其中居民单客户用气量分别为0.02万立方米/户和0.02万立方米/户，2025年度较2024年度下降8.81%，非居民单客户用气量分别为2.52万立方米/户和3.93万立方米/户，2025年度较2024年度下降18.08%，报告期内南昌中油天然气销售单客户用气量变动是受市场需求影响，居民商业用户售气量下降所致。

报告期内，南昌中油综合销售单价分别为3.67元/立方米和3.55元/立方米2025年度较2024年度下降3.28%，其中居民销售单价分别为3.25元/立方米和3.14元/立方米，2025年度较2024年度下降3.44%，非居民销售单价分别为

3.93元/立方米和3.81元/立方米，2025年度较2024年度下降3.13%，综合销售

单价变动幅度不大，整体较为稳定。

41综合采购单价分别为3.02元/立方米和2.98元/立方米，2025年度较2024年

度下降1.32%，综合采购单价变动幅度不大，但高于综合销售单价变动幅度。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

南昌中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格以政府指导价为上限。

在上游价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布居民、非居民销售价格指导价，南昌中油根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

报告期内，南昌中油各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，定价政策在报告期内得到一贯执行。

3、上述因素与可比公司的对比情况

（1）客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，南昌中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比如下：

可比公司南昌项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源均值中油

居民用气未披露未披露282.00282.004.15

2025非居民用气未披露未披露未披露/0.04年度其他用气未披露未披露未披露//客户

数量合计183.35未披露未披露183.354.19

（万居民用气未披露未披露272.00272.004.11户）

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.04年度其他用气未披露未披露未披露//

合计180.24未披露未披露180.244.15

单客居民用气未披露未披露未披露/0.02户用

气量2025非居民用气未披露未披露未披露/2.52

（万年度其他用气未披露未披露未披露//立方

/合计0.03未披露未披露0.030.04米

户）2024居民用气未披露未披露未披露/0.02

42可比公司南昌

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源均值中油

年度非居民用气未披露未披露未披露/3.08

其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/0.05

居民用气未披露未披露未披露/3.14

2025非居民用气未披露未披露未披露/3.81年度

销售其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露2.433.022.723.55

（元/立方居民用气2.82未披露未披露2.823.25

米）2024非居民用气3.24未披露未披露3.243.93年度其他用气未披露未披露未披露//

合计3.132.473.112.903.67

居民用气未披露未披露未披露//

2025非居民用气未披露未披露未披露//

年度

采购其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露未披露未披露/2.98

（元/立方居民用气未披露未披露未披露//

米）2024非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

合计2.39未披露未披露2.393.02

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，可比公司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数据均未披露，因此上表未包含该等可比公司。（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价等信息，其余信息未单独列示，上述信息根据已披露信息测算得出。

报告期内，南昌中油客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，南昌中油单客户用气量与长春燃气较为接近，不存在重大差异。

销售单价方面，南昌中油2024年、2025年销售单价均高于同行业可比公司平均水平。采购单价方面，南昌中油2024年采购单价高于可比公司长春燃气。

南昌中油与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，主要系各公司经营区域不同所致。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受43当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门定价等因素影响，存在较大差异，

因此销售单价、采购单价不具有完全可比性，存在一定差异属于行业正常现象。

综上所述，由于南昌中油与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地南昌中油政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格以政府指导价为上限。

报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，南昌中油定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，南昌中油定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，南昌中油天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间《关于调整我市非1、南昌市（不含安义县、进贤县）非居民用天然气居民用管道天然气最高销售价调整为4.43元/立方米（含税）。各燃气2023年12月20日销售价格的通知》经营企业可根据用户用气的实际情况，在上述价格（洪发改价管字的基础上进行下浮，幅度不限。44政策依据调整情况发布时间〔2023〕17号）2、价格执行期为2024年1月1日至2024年3月31日，如遇国家政策或上游供气价格发生变动，则仍按联动机制进行调整。

因上游供气企业与燃气应经企业目前没有签订2024《关于继续执行洪

2023年度采购合同，经研究，市各燃气经营企业非居民发改价管字〔〕

17用天然气价格在2024年3月31日后继续按《关于调整号文件的通知》2024年4月10日我市非居民用管道天然气销售价格的通知》（发改（洪发改价管字〔20249价管字〔2023〕17号）文件执行，采购合同确定后〕号）按照规定程序重新明确。

1、南昌市（不含安义县、进贤县）非居民用天然气《关于调整我市非最高销售价调整为4.12元/立方米（含税）。各燃气居民用管道天然气经营企业可根据用户用气的实际情况，在上述价格销售价格的通知》的基础上进行下浮，幅度不限。2024年8月28日（洪发改价管字2、价格执行期为2024年9月1日至2024年11月30日，〔2024〕18号）如遇国家政策或上游供气价格发生变动，则仍按联动机制进行调整。

1、联动上调南昌市（不含安义县、进贤县）居民第

一档用气价格，额度为0.01元/立方米，联动上调后

的第一、二、三档居民用气终端销售价格分别为3.21《关于联动调整我元/立方米，3.53元/立方米、4.17元/立方米，自2024市管道天然气销售年12月1日起执行。

价格的通知》（洪发2、联动上调南昌市（不含安义县，进贤县）非居民2024年11月29日改价管字[2024]24）用气价格，额度为0.05元/立方米，联动上调后的非号居民用天然气最高销售价格调整为4.17元/立方米（含税）。各燃气经营企业可根据用户用气的实际情况，在上述价格的基础上进行下浮，幅度不限。

价格执行期为2024年12月1日至2025年2月28日。

《关于继续执行我市现行非居民用天根据上游天然气采购价格变化情况，按照我市现行然气销售价格的通管道天然气上下游价格联动机制，非居民用天然气2025年3月4日知》（洪发改价管字最高销售价格继续按4.17元/立方米（含税）执行。

〔2025〕8号）

1、联动下调南昌市（不含安义县、进贤县）非居民

用气价格，额度为0.05元/立方米，联动下调后的非《关于联动调整我居民用天然气最高销售价格调整为4.12元/立方米市管道天然气销售（含税）。各燃气经营企业可根据用户用气的实际价格的通知》（洪发2025年5月26日202512情况，在上述价格的基础上进行下浮，幅度不限。改价管字〔〕2、价格执行期为2025年6月1日至2025年8月31日，

号）

如遇国家政策或上游供气价格发生变动，则仍按联动机制进行调整。

《关于继续执行我市现行非居民用天根据上游天然气采购价格变化情况，按照我市现行然气销售价格的通管道天然气上下游价格联动机制，非居民用天然气2025年8月29日知》（洪发改价管字最高销售价格继续按4.12元/立方米（含税）执行。

〔2025〕22号）《南昌市物价局关一、居民类用气销售价格不调整。居民生活用气、于进一步降低非居学校教学和学生生活用气、养老福利机构用气等销2015年7月14日

民用天然气销售价售价格此次不作调整，仍维持每立方米3.2元。

格的通知》（洪价商二、非居民（工业、商业）用气最高销售价格由每

45政策依据调整情况发布时间价字〔2015〕23号）立方米3.97元降价优惠至3.87元，每立方米降价优惠

0.1元，从2015年7月1日起执行。

《江西省发展改革委关于印发《江西省各档气量价格实行超额累进加价，其中:第一档气价，居民生活用天然气为当地现行居民生活用气价格；第二档气价，为当

1.12015年12月15日实行阶梯价格方案》地现行居民生活用气价格的倍；第三档气价，为的通知》（赣发改商当地现行居民生活用气价格的1.3倍。价[2015]1416号）

报告期内，南昌中油销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米平均销售价格客户类型期间政府定价（含税）

20241居民用户第一、二、三档执行销售年月1日至

2024113.52价格分别为3.20元/立方米、3.52元/年月30日

立方米、4.16元/立方米；

居民

2024121居民用户第一、二、三档执行销售年月日至

202512313.46价格分别为3.21元/立方米、3.53元/年月日

立方米、4.17元/立方米；

2024年1月1日至

2024年3月314.38最高4.43日

2024年4月1日至

20244.35最高4.43年8月31日

2024年9月1日至

2024年11月304.12最高4.12日

非居民

2024年12月1日至

2025年5月314.15最高4.17日

2025年6月1日至

20254.11最高4.12年8月31日

2025年9月1日至

20254.11最高4.12年12月31日

上表可见，南昌中油居民、非居民销售各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策。对于居民、非居民销售各项业务，受限于同区域燃气公司未公开披露销售价格，南昌中油销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；但由于各方均受相同的政府指导定价政策约束，可以合理推测南昌中油的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。

（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，南昌中油与主要天然气供应单位签署协议约定，管道天然气采用综合购进单价加转输费的模式结算：综合购进单价由供应单位当月各实际购进气源占比46对应气源价格加权核算确定，转输费参照政府指导定价执行（综合结算价计算公式：综合结算价=天然气供应单位当月天然气购进加权平均综合单价+转输费）。

报告期内，南昌中油采购价格与当地市场价格的对比如下：

单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格（含税）差异率

2025年度3.253.162.85%

2024年度3.293.222.17%

注：当地市场价格（含税）=洪城环境燃气销售原材料成本/燃气销售量*（1+9%）。上表列示的当地市场价格采用上市公司洪城环境年报披露数据测算，洪城环境下属经营燃气销售业务的主体主要系南昌市燃气集团有限公司，主要经营区域位于南昌市，其燃气销售业务的单位原材料成本可近似代表其天然气采购均价。

报告期内，南昌中油采购价格与当地市场价格变动趋势一致，采购价格略高于当地市场价格系由于南昌中油未与中石油等气源供应商的销售分公司直接签

订采购合同，采购过程承担了一定的额外成本，具有合理性。南昌中油采购价格与当地市场价格具有匹配性。

5、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，南昌中油天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

单位：万元项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气2113.032378.26-11.15%

销售收入非居民用气4173.764726.34-11.69%

合计6286.787104.60-11.51%

居民用气-0.14%1.08%下降1.22个百分点

销售毛利率非居民用气16.88%17.97%下降1.09个百分点

合计11.16%12.31%下降1.16个百分点

报告期内，南昌中油天然气销售收入分别为7104.60万元和6286.78万元，

2025年度较2024年度下降11.51%，其中居民销售收入分别为2378.26万元和

2113.03万元，2025年度较2024年度下降11.15%，非居民销售收入分别为

4726.34万元和4173.76万元，2025年度较2024年度下降11.69%。

据前述分析，报告期内，南昌中油天然气销售收入有所减少，居民及非居民收入减少幅度接近，主要系单客户用气量下降及销售单价下降所致。

47报告期内，南昌中油天然气销售毛利率分别为12.31%和11.16%，2025年

度较2024年度下降1.16个百分点，其中居民销售毛利率分别为1.08%和-0.14%，

2025年度较2024年度下降1.22个百分点，非居民销售毛利率分别为17.97%

和16.88%，2025年度较2024年度下降1.09个百分点。

各客户类型的毛利率贡献度如下：

客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气-0.05%0.36%-0.41%

非居民用气11.20%11.95%-0.75%

合计11.16%12.31%-1.16%

注：毛利率贡献度=客户类型收入占比*对应的毛利率。

由上表可见，天然气销售毛利率2025年度较2024年度减少1.16%，整体变动较为平稳，其中居民用气对毛利率变动的贡献度为-0.41%，非居民用气对毛利率变动的贡献度为-0.75%，两者对毛利率变动的贡献度基本一致。

报告期内，南昌中油天然气销售业务毛利率的变动较为平稳，平均销售单价及平均单位成本明细对毛利率影响如下：

单位：元/立方米项目2025年度2024年度变动幅度对毛利率变动的影响

平均销售单价3.553.67-3.28%-2.97%

平均单位成本3.163.22-2.00%1.81%

其中：天然气采购单价2.983.02-1.32%1.13%

其他单位成本0.180.20-12.10%0.69%

注：销售单价变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价-（上年销售单价-上年单位成本）/上年销售单价，单位成本变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-当年单位成本）/当年销售单价-（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价。

由上表可见，天然气销售毛利率2025年度较2024年度下降1.16%，平均销售单价变动对居民毛利率变动的影响为-2.97%，平均单位成本变动对居民毛利率变动的影响为1.81%，其中天然气采购单价变动对毛利率变动的影响为1.13%，其他单位成本变动对居民毛利率变动的影响为0.69%；毛利率的变动主要系销售价格下降幅度大于采购单价下降幅度所致。

综上所述，报告期内南昌中油天然气销售业务收入有所减少，主要系单客户用气量及销售单价下降所致；毛利率略有下降，主要系销售单价下降幅度大于采

48购单价下降幅度所致。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

报告期内，南昌中油天然气销售业务收入及毛利率与同一经营区域内可比公司同类业务的对比情况具体如下：

单位：万元其他居民项目期间公司名称居民用气非居民用气合计用气

洪城环境未取得未取得179667.68

2025年度

销售南昌中油2113.034173.766286.78

收入洪城环境未取得未取得198758.47

2024年度

南昌中油2378.264726.347104.60

洪城环境未取得未取得7.77%

2025年度

销售毛南昌中油-0.14%16.88%11.16%

利率洪城环境未取得未取得9.72%

2024年度

南昌中油1.08%17.97%12.31%

注：上述“洪城环境”为上市公司江西洪城环境股份有限公司简称，数据来源于公司年报燃气销售业务。

报告期内，南昌中油与洪城环境燃气销售业务收入均为下降趋势，两者变动一致。洪城环境燃气销售收入高于南昌中油，主要系洪城环境与南昌中油经营区域覆盖范围不同所致。南昌中油业务范围为红谷滩新区；而洪城环境旗下燃气集团是江西省用户规模最大的城市燃气运营商，拥有南昌市主要行政区域的管道燃气特许经营权。天然气用户150.25万户、燃气管网长6445公里；洪城环境经营区域远大于南昌中油，故洪城环境的燃气销售业务收入高于南昌中油。

报告期内，南昌中油天然气销售业务毛利率高于洪城环境，主要系客户结构不同所致。洪城环境经营区域覆盖南昌市主要行政区域，居民用户占比较高，拉低了综合毛利率。

报告期内，受市场用气量需求影响，南昌中油销售收入下降，与洪城环境变动趋势一致；南昌中油天然气销售业务毛利率波动较为平稳，略有下降，与洪城环境波动趋势一致。

49（五）扬州中油

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，扬州中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）578.9321812.4222391.35销量（万立方米）211.636345.556557.18

2025客户数量（户）1368513013815年度单客户用气量（万立方米/户）0.0248.810.47

销售单价（元/立方米）2.743.443.41

采购单价（元/立方米）//2.73收入（万元）519.7229086.6529606.37销量（万立方米）206.008401.948607.94

2024客户数量（户）1297613513111年度单客户用气量（万立方米/户）0.0262.240.66

销售单价（元/立方米）2.523.463.44

采购单价（元/立方米）//2.80

客户数量5.46%-3.70%5.37%

变动单客户用气量-2.59%-21.57%-27.71%

幅度销售单价8.43%-0.71%-0.72%

采购单价//-2.69%

注：变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，扬州中油客户数量分别为13111户和13815户，2025年度较2024年度上升5.37%，其中居民客户数量分别为12976户和13685户，2025年度较

2024年度上升5.46%；非居民客户数量分别为135户和130户，2025年度较2024年度下降3.70%。客户数量变动幅度不大，整体较为稳定。

报告期内，扬州中油综合单客户用气量分别为0.66万立方米/户和0.47万立方米/户，2025年度较2024年度下降27.71%，其中居民单客户用气量分别为0.02万立方米/户和0.02万立方米/户，2025年度较2024年度下降2.59%；非居民单客户用气量分别为62.24万立方米/户和48.81万立方米/户，2025年度较2024年

50度下降21.57%。天然气销售客户主要为非居民客户，综合单客户用气量变动主

要受非居民单客户用气量波动影响，2025年度较2024年度非居民用户数量变动幅度较小，单客户用气量大幅下降主要系大客户江苏华电扬州中燃能源有限公司取得中石油购气指标，2025年度不再自扬州中油采购天然气，以及个别客户因环保要求阶段性停产用气量减少所致。

报告期内，扬州中油综合销售单价分别为3.44元/立方米和3.41元/立方米

2025年度较2024年度下降0.72%，其中居民销售单价分别为2.52元/立方米和

2.74元/立方米，2025年度较2024年度上升8.43%；非居民销售单价分别为3.46

元/立方米和3.44元/立方米，2025年度较2024年度下降0.71%。综合销售单价变动幅度不大，整体较为稳定。

报告期内，扬州中油综合采购单价分别为2.80元/立方米和2.73元/立方米，

2025年度较2024年度下降2.69%，综合采购单价变动幅度不大，整体较为稳定。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

扬州中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用气销售价格发改委只核定中石油天然气销售公司江苏分公司固定价格气量的销售价格，扬州中油每月向发改委备案采购单价，采购单价加配气价格为顺价最高价格，扬州中油根据市场情况进行优惠调整，其中工业用户一般在最高指导价格范围内协商下浮，商业用户一般不下浮。

报告期内，扬州中油各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，定价政策在报告期内得到一贯执行。

3、上述因素与可比公司的对比情况

（1）客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，扬州中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比如下：

可比公司扬州项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源均值中油

51可比公司扬州

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源均值中油

居民用气未披露未披露282.00282.001.37

2025非居民用气未披露未披露未披露/0.0130年度其他用气未披露未披露未披露//客户

数量合计183.35未披露未披露183.351.38

（万居民用气未披露未披露272.00272.001.30户）

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.0135年度其他用气未披露未披露未披露//

合计180.24未披露未披露180.241.31

居民用气未披露未披露未披露/0.02

2025非居民用气未披露未披露未披露/48.81

单客年度其他用气未披露未披露未披露//户用

气量合计0.03未披露未披露0.030.47

（万居民用气未披露未披露未披露/0.02立方米/户）2024非居民用气未披露未披露未披露/62.24年度其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/0.66

居民用气未披露未披露未披露/2.74

2025非居民用气未披露未披露未披露/3.44年度

销售其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露2.433.022.723.41

（元/立方居民用气2.82未披露未披露2.822.52

米）2024非居民用气3.24未披露未披露3.243.46年度其他用气未披露未披露未披露//

合计3.132.473.112.903.44

居民用气未披露未披露未披露//

2025非居民用气未披露未披露未披露//

年度

采购其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露未披露未披露/2.73

（元/立方居民用气未披露未披露未披露//

米）2024非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

合计2.39未披露未披露2.392.80

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，可比公

52司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数

据均未披露，因此上表未包含该等可比公司。（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价、采购量等信息，其余信息未单独列示，上表信息根据已披露信息测算得出。

报告期内，扬州中油客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，扬州中油单客户用气量高于长春燃气，主要系客户构成不同所致。长春燃气以居民销售为主，单客户用气量少。扬州中油经营范围在工业开发区，住宅居民较少且开发程度不高，扬州中油的天然气销售业务收入以工业为主，民用和商业的收入占比很少，工业大客户用气量远高于民用、商业户，拉高了单客户用气量。

销售单价及采购单价方面，扬州中油2024年度、2025年度均高于同行业可比公司均值。扬州中油与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，主要系各公司经营区域不同所致。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门定价等因素影响，存在较大差异，因此销售单价、采购单价不具有完全可比性。

综上所述，由于扬州中油与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用气销售价格发改委只核定中石油天然气销售公司江苏分公司固定价格气量的销售价格，扬州中油扬州中油

每月向发改委备案采购单价，采购单价加配气价格为顺价最高价格，扬州中油根据市场情况进行优惠调整，其中工业用户一般在最高指导价格范围内协商下浮，商业用户一般不下浮。

53报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，扬州中油定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，扬州中油定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，扬州中油天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间

自2019年4月1日起执行：

关于调整居民生活

民用气一档、二档、三档价格分别为2.70元/立方米、用管道天然气销售2.94元/立方米、3.67/2019年4月元立方米，学校食堂、福利院（养价格的通知（扬江发28日[2019]73老院）等执行居民用气类别的价格为2.82元/立方米，改号）其他相关政策保持不变。

自2024年4月1日起执行：

1、居民用户第一、二、三阶梯销售价格分别调整为

2.98元/立方米、3.58元/立方米、4.17元/立方米，阶梯

价差比例调整为1：1.2：1.4。学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户价格调整为3.28元/立方关于调整居民用管米。

道天然气销售价格2、户籍4人以上家庭，每户每增加1人，一、二档年2024年3月有关事项的通知（扬用气量上限分别增加100立方米、200立方米。13日江发改〔2024〕28号）3、对民政部门确认的城乡低保户和“五保户”、农

业农村部门确认的“建档立卡”低收入农户、区总工

会确认的特困职工家庭，由原每月每户免5立方米优惠，调整为每月每户免8立方米，同时，采取淡季月指标可结转至旺季月使用的措施，即一年不超过96立方米。

2023年11月至2024年3月：

1、中石油江苏分公司、中海油江苏分公司、泰州昆

关于疏导2023年采仑燃气公司上游供气企业合同（固定价格气量）供应

暖季工商业管道天的管道天然气，销售价格为4.30元/立方米。2024年2月然气销售价格的通2、中石油江苏分公司供应的浮动价格气量以及中海27日

知（扬江发改〔2024〕油江苏分公司、泰州昆仑燃气公司外其他供应商供应

21号）的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购销差价

不得高于固定气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

54政策依据调整情况发布时间

2024年4月至2024年10月：

1、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业

关于疏导2024年非管道天然气（固定价格气量）销售价格为3.54元/立方采暖季工商业管道米。

22024年5月天然气销售价格的、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价8日

通知（扬江发改格气量以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价〔2024〕50号）模式顺价销售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

2024年11月至2025年3月：

1、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业

关于疏导2024年采管道天然气（固定价格气量）销售价格为3.69元/立方暖季工商业管道天米。

22024年12然气销售价格的通、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价

月30日

知（扬江发改〔2024〕格气量以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价

124号）模式顺价销售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

2025年4月至2025年10月：

1、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业

关于疏导2025年非管道天然气（固定价格气量）销售价格为3.57元/立方采暖季工商业管道米。

22025年5月天然气销售价格的、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价8日

通知（扬江发改格气量以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价〔2025〕34号）模式顺价销售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

2025年11月至2026年3月：

1、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业

关于疏导2025年采管道天然气（固定价格气量）销售价格为3.72元/立方暖季工商业管道天米。2026年1月然气销售价格的通2、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价20264日知（扬江发改〔〕格气量以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价

3号）模式顺价销售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

报告期内，扬州中油天然气销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米平均销售价格客户类型期间政府定价（含税）

2024年1月1日至一、二、三档阶梯价格分别为2.70、2.94、

2024年3月312.70日3.67

2024年4月1日至

居民2024年12月312.78日一、二、三档阶梯价格分别为2.98、3.58、

2025年1月1日至4.17

2025年12月312.98日

非居民2024年1月1日至3.771、2024年度中石油天然气销售公司江

55平均销售价格

客户类型期间政府定价（含税）2024年12月31日苏分公司供应的工商业管道天然气（固定价格气量）销售价格为4.30、3.54、

3.69。

2、中石油天然气销售公司江苏分公司

供应的浮动价格气量以及其他供应商

供应的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。公司与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

1、2025年度中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业管道天然气（固定价格气量）销售价格为3.69、3.57、

3.72。

2025年1月1日至3.752、中石油天然气销售公司江苏分公司2025年12月31日供应的浮动价格气量以及其他供应商

供应的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。公司与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

注：（1）学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户价格；（2）居民大部分是IC卡预充值用户，2024年 4月调价前卡内留存大部分低价气，该部分低价气在 2025 年初基本使用完毕，导致2024年4月至2024年12月平均价格低于2024年4月指导价；（3）非居民用气销售价格发改委只核定中石油天然气销售公司江苏分公司固定价格气量的销售价格，公司每月向发改委备案采购单价，采购单价加配气价格为顺价最高价格，公司根据市场情况进行优惠调整，故实际执行的销售价格一般高于中石油江苏分公司固定价格气量对应的销售价格

上表可见，扬州中油居民、非居民各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，由于受限于同区域燃气公司未公开披露销售价格，扬州中油销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；但由于各方均受相同的政府指导定价政策约束，可以合理推测扬州中油的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。

（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，扬州中油与主要天然气供应单位签署的协议约定“管制气”用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮一定比例执行，上浮比例未超过国家发展改革委规定的居民用气价格上浮20%上限；“非管制气”执行市场调节价格。

报告期内，扬州中油采购价格与当地市场价格的对比如下：

56单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格

2025年度2.97未取得

2024年度3.06未取得

除扬州中油外，扬州市江都区城市燃气公司主要包括扬州万安燃气有限公司、江苏深燃清洁能源有限公司等，从公开渠道无法取得上述城市燃气公司的采购价格等经营数据用于比较。

5、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，扬州中油天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

单位：万元项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气578.93519.7211.39%

销售收入非居民用气21812.4229086.65-25.01%

合计22391.3529606.37-24.37%

居民用气-8.80%-20.53%上升11.73个百分点

销售毛利率非居民用气14.46%14.18%上升0.28个百分点

合计13.86%13.57%上升0.29个百分点

报告期内，扬州中油天然气销售收入分别为29606.37万元和22391.35万元，

2025年度较2024年度下降24.37%，其中居民销售收入分别为519.72万元和

578.93万元，2025年度较2024年度上升11.39%，非居民销售收入分别为29086.65

万元和21812.42万元，2025年度较2024年度下降25.01%。

据前述分析，扬州中油的销售收入整体为下降趋势，其中居民用气收入为上升趋势，主要是居民用气的客户数量及销售单价上涨导致，对整体收入变动影响较小；对整体收入影响较大的是非居民用气收入，非居民用气的客户数量及销售单价变动不大，其收入的变动主要是用气量变动导致，用气量的变动主要系某大客户2025年不再使用公司天然气及个别客户因环保要求个别月份停产，整体用气量减少导致。

报告期内，扬州中油天然气销售毛利率分别为13.57%和13.86%，2025年度较2024年度上升0.29个百分点，其中居民用气销售毛利率分别为-20.53%和-8.80%，2025年度较2024年度上升11.73个百分点，非居民用气销售毛利率分

57别为14.18%和14.46%，2025年度较2024年度上升0.28个百分点。

各客户类型的毛利率贡献度如下：

客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气-0.23%-0.36%0.13%

非居民用气14.09%13.93%0.16%

合计13.86%13.57%0.29%

注：毛利率贡献度=客户类型收入占比*对应的毛利率。

由上表可见，天然气销售毛利率2025年度较2024年度增加0.29%，整体变动较为平稳，其中居民用气对毛利率变动的贡献度为0.13%，非居民用气对毛利率变动的贡献度为0.16%，两者对毛利率变动的贡献度基本一致。

报告期内，扬州中油非居民用气的毛利率变动较为平稳，居民用气的毛利率变动较大，具体原因如下：

扬州中油居民平均销售单价及平均单位成本明细：

单位：元/立方米对毛利率变动的项目2025年度2024年度变动幅度影响

平均销售单价2.742.528.43%9.37%

平均单位成本2.983.04-2.12%2.36%

其中：天然气采购单价2.732.80-2.69%2.76%

其他单位成本0.250.244.66%-0.40%

注：销售单价变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价-（上年销售单价-上年单位成本）/上年销售单价，单位成本变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-当年单位成本）/当年销售单价-（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价。

由上表可见，居民用气的销售毛利率2025年度较2024年度增加11.73%，居民平均销售单价变动对居民毛利率变动的影响为9.37%，居民平均单位成本变动对居民毛利率变动的影响为2.36%，其中天然气采购单价变动对居民毛利率变动的影响为2.76%，居民其他单位成本变动对居民毛利率变动的影响为-0.40%；

故居民毛利率的变动主要由于政策变动居民销售单价升高及市场行情变化天然气采购单价降低所致。

综上所述，扬州中油销售收入的变动主要由于非居民用气某大客户2025年不再使用公司天然气及个别客户因环保要求个别月份停产，整体用气量减少导致；

整体的毛利率变动较为平稳，居民用气毛利率大幅上升主要由于居民销售单价升

58高及天然气采购单价降低所致。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

报告期内，扬州中油天然气销售业务销量及销售单价与同一经营区域内可比公司同类业务的对比情况具体如下：

项目期间公司名称居民用气非居民用气其他居民用气合计

南京公用未披露未披露270349.67

2025年度

销售扬州中油578.9321812.4222391.35

收入南京公用未披露未披露296000.58

2024年度

扬州中油519.7229086.6529606.37

南京公用未披露未披露12.59%

2025年度

销售扬州中油-8.80%14.46%13.86%毛利

率南京公用未披露未披露11.34%2024年度

扬州中油-20.53%14.18%13.57%

注：上述“南京公用”为上市公司南京公用发展股份有限公司简称，数据来源于公司年报燃气销售业务。

报告期内，扬州中油与南京公用燃气销售业务收入均为下降趋势，两者变动一致。南京公用燃气销售收入高于扬州中油，主要系南京公用与扬州中油经营区域范围不同所致。扬州中油经营区域为扬州市江都区现行行政管辖区域内沿江开发区范围，东至泰州引江河，南至长江、夹江，西与仙女镇接壤，北至老宁通高速（除仙女镇段）；而南京公用的子公司南京港华燃气有限公司经营区域覆盖江

南主城玄武区、鼓楼区、秦淮区、建邺区、雨花台区、栖霞区及江宁区汤山部分区域，南京公用业务范围远大于扬州中油，故南京公用的燃气销售业务收入高于扬州中油，具有合理性。

报告期内，扬州中油与南京公用燃气销售业务毛利率均为上升趋势，两者变动一致；且扬州中油与南京公用燃气销售业务的毛利率相近，较为平稳。

（六）庆云中油

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，庆云中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

59期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）3451.815435.99-8887.80销量（万立方米）1239.911577.62-2817.53

2025客户数量（户）632171077-64294年度单客户用气量（万立方米/户）0.021.46-0.04

销售单价（元/立方米）2.783.45-3.15

采购单价（元/立方米）///2.71收入（万元）3676.144486.80-8162.94销量（万立方米）1310.531304.19-2614.72

2024客户数量（户）599161000-60916年度单客户用气量（万立方米/户）0.021.30-0.04

销售单价（元/立方米）2.813.44-3.12

采购单价（元/立方米）///2.73

客户数量5.51%7.70%-5.55%

变动单客户用气量-10.33%12.32%-2.09%

幅度销售单价-0.75%0.16%-1.04%

采购单价///-0.66%

注：变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，庆云中油客户数量分别为60916户和64294户，2025年度较2024年度上升5.55%，其中居民客户数量分别为59916户和63217户，2025年度较

2024年度上升5.51%，非居民客户数量分别为1000户和1077户，2025年度较

2024年度上升7.70%，客户数量平稳上升，整体较为稳定。

报告期内，庆云中油综合单客户用气量分别为0.04万立方米/户和0.04万立方米/户，2025年度较2024年度上升2.09%，其中居民单客户用气量分别为0.02万立方米/户和0.02万立方米/户，2025年度较2024年度下降10.33%，非居民单客户用气量分别为1.30万立方米/户和1.46万立方米/户，2025年度较2024年度上升12.32%，两年单客户用气量变动幅度不大，整体较为稳定。

报告期内，庆云中油综合销售单价分别为3.12元/立方米和3.15元/立方米2025年度较2024年度上升1.04%，其中居民销售单价分别为2.81元/立方米和2.78元/立方米，2025年度较2024年度下降0.75%，非居民销售单价分别为

3.44元/立方米和3.45元/立方米，2025年度较2024年度上升0.16%，两年变动

60幅度不大，整体较为稳定。

报告期内，庆云中油综合采购单价分别为2.73元/立方米和2.71元/立方米，

2025年度较2024年度下降0.66%，综合采购单价变动幅度不大，整体较为稳定。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

（1）定价规则

庆云中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用气实行阶梯制度，由当地政府价格主管部门定价，需严格按政府公示阶梯单价足额收取，不得擅自上浮、下调或变通计价；非居民用气销售价格的中准价格或最高价格由当地政府

价格主管部门制定，具体非居民用气定价规则如下：*政府管控基准：属地价格主管部门制定非居民用气中准价或最高限价，所有非居民销售单价必须控制在政府核定最高价格以内，严禁超限价销售；*工业用户定价执行：在政府最高限价区间内，结合市场气源成本、用气规模、用气稳定性等因素，与工业用气客户协商价格，普遍实行价格下浮；*商业用户定价执行：在政府限价范围内原则上不实施价格下浮，统一按管控区间常规标准执行，特殊政策情形除外。

（2）调价周期

属地发改局实行一年两调常态化调价机制，固定调价窗口期：*年度第一次调价：每年4月，结合上半年气源成本预判、上年度全年运营成本完成情况开展成本监审并调整售价；*年度第二次调价：每年11月，针对冬季采暖供气季气源波动、四季度实际采购成本变动，重新核算调整天然气销售价格；*调价完成后由发改局下发正式调价文件，庆云中油按文件规定时限执行新气价，并同步完成用户公示、收费系统价目更新工作。

3、以上因素与可比公司的对比情况

（1）报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，庆云中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比如下：

可比公司庆云项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源均值中油

61可比公司庆云

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源均值中油

居民用气未披露未披露282.00282.006.32

2025非居民用气未披露未披露未披露/0.11年度其他用气未披露未披露未披露//客户

数量合计183.35未披露未披露183.356.43

（万居民用气未披露未披露272.00272.005.99户）

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.10年度其他用气未披露未披露未披露//

合计180.24未披露未披露180.246.09

居民用气未披露未披露未披露/0.02

2025非居民用气未披露未披露未披露/1.46

单客年度其他用气未披露未披露未披露//户用

气量合计0.03未披露未披露0.030.04

（万居民用气未披露未披露未披露/0.02立方米/户）2024非居民用气未披露未披露未披露/1.32年度其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/0.04

居民用气未披露未披露未披露/2.88

2025非居民用气未披露未披露未披露/3.37年度

销售其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露2.433.022.723.15

（元/立方居民用气2.82未披露未披露2.822.84

米）2024非居民用气3.24未披露未披露3.243.40年度其他用气未披露未披露未披露//

合计3.132.473.112.903.12

居民用气未披露未披露未披露//

2025非居民用气未披露未披露未披露//

年度

采购其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露未披露未披露/2.71

（元/立方居民用气未披露未披露未披露//

米）2024非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

合计2.39未披露未披露2.392.73

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，可比公

62司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数

据均未披露，因此上表未包含该等可比公司。（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价等信息，其余信息未单独列示，上表信息根据已披露信息测算得出。

报告期内，公司客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，庆云中油单客户用气量与长春燃气较为接近，不存在重大差异。

销售单价方面，公司2024年、2025年销售单价均高于同行业可比公司均值，与长春燃气基本持平，高于重庆燃气、百川能源，处于可比公司价格区间内。采购单价方面，2024年公司采购单价高于可比公司长春燃气。公司与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，主要系各公司经营区域不同所致。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门定价等因素影响，存在较大差异，销售单价、采购单价不具有完全可比性。

综上所述，由于公司与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

63天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用气实行阶梯制度，由

当地政府价格主管部门定价，需严格按政府公示阶梯单价足额收取，不得擅自上浮、下调或变通计价；非居民用气销售价格的中准价格或最高

价格由当地政府价格主管部门制定，具体非居民用气定价规则如下：*政府管控基准：属地价格主管部门制定非居民用气中准价或最高限价，庆云中油

所有非居民销售单价必须控制在政府核定最高价格以内，严禁超限价销售；*工业用户定价执行：在政府最高限价区间内，结合市场气源成本、用气规模、用气稳定性等因素，与工业用气客户协商价格，普遍实行价格下浮；*商业用户定价执行：在政府限价范围内原则上不实施价格下浮，统一按管控区间常规标准执行，特殊政策情形除外。

报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，庆云中油定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，庆云中油定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，庆云中油天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间《关于公布我县

2022-2023年取暖季

自2023年4月1日起至2023年10月31日止，非居民非居民天然气销售价2023年4月1日

天然气销售价格执行3.77元/立方米。

格的通知》（庆发改价格[2023]17号）

自2023年11月1日起执行：

1、第一阶梯216立方米（含）内执行2.95元/立方

米；第二阶梯217立方米至1216立方米（含）执

行3.41元/立方米；第三阶梯1217立方米（含）《关于公布我县取暖以上执行4.09元/立方米；执行居民用气价格政策季天然气销售价格的的非居民用户不执行阶梯气价政策，销售价格执2023年11月1日通知》（庆发改价格行3.18元/立方米；对于民政部门认定的城乡低保[2023]105号）家庭，继续实行价格优惠政策，第一阶梯216立方米（含）内执行2.00元/立方米，其余气量价格政策与普通居民相同。

2、自2023年11月1日至2024年3月31日非居民天

然气销售价格为不超过4.5元/立方米。

64政策依据调整情况发布时间

3、本通知自2023年11月1日起执行。取暖季结束后，居民用气价格政策继续执行；本通知非居民用气价格政策停止执行，恢复执行非取暖季价格。（即非居民用气价格非取暖季价格采用《关于公布我县2022-2023年取暖季非居民天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2023]17号）文件规定的价格。）《关于稳定我县取暖取暖季天然气销售价格继续执行《关于公布我县季天然气销售价格的取暖季天然气销售价格的通知（庆发改价格2024年10月15日通知》[2023]105号）》文件规定的价格。

1、依据《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2023]105号）文件精神，《关于稳定2025年非取暖季结束后，居民用气价格政策继续执行，非取暖季非居民天然气居民用气价格政策停止执行，恢复执行非取暖季2025年3月27日价格的通知》价格。

2、从2025年4月1日起我县非居民天然气销售价

格执行非取暖季价格为不超过3.77元/立方米。

自2025年11月1日起执行：

1、第一阶梯216立方米（含）内执行3.05元/立方

米；第二阶梯217立方米至1216立方米（含）执

行3.53元/立方米；第三阶梯1217立方米（含）

以上执行4.24元/立方米；执行居民用气价格政策的非居民用户不执行阶梯气价政策，根据《国家《关于公布我县取暖发展和改革委关于建立健全居民生活用气阶梯季天然气销售价格的价格制度的指导意见》销售价格按当地居民第一2025年10月29日通知》（庆发改价格[2025]85档、第二档气价平均水平执行，执行3.29元/立方号）米；对于民政部门认定的城乡低保家庭，继续实行价格优惠政策，第一阶梯216立方米（含）内执行2.00元/立方米，其余气量价格政策与普通居民相同。

2、自2025年11月1日至2026年3月31日非居民天

然气销售价格为不超过4.5元/立方米。

注：上述政府政策文件单价均为含税价。

报告期内，庆云中油销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米平均销客户期间售价格政府定价类型（含税）

2024年1月1日至3.06一、二、三档阶梯价格分别为2.95、3.41、4.09；2024年12月31日城乡低保家庭，第一阶梯执行价格为2.00元/立方米

2025年1月1日至2.99一、二、三档阶梯价格分别为2.95、3.41、4.09；居民2025年10月31日城乡低保家庭，第一阶梯执行价格为2.00元/立方米

2025年11月1日至3.17一、二、三档阶梯价格分别为3.05、3.53、4.24；2025年12月31日城乡低保家庭，第一阶梯执行价格为2.00元/立方米

2024年1月1日至

非居20243314.47非居民天然气销售价格为不超过4.5元/立方米；年月日民

2024年4月1日至3.45非居民天然气执行价格为3.77元/立方米；

65平均销

客户期间售价格政府定价类型（含税）

2024年10月31日

2024年11月1日至

202412313.98非居民天然气销售价格为不超过4.5元/立方米；年月日

2025年1月1日至

20254.20非居民天然气销售价格为不超过4.5元/立方米；年3月31日

2025年4月1日至3.47非居民天然气执行价格为不超过3.77元/立方米；2025年10月31日

2025年11月1日至

2025年12313.98非居民天然气销售价格为不超过4.5元/立方米；月日

上表可见，庆云中油各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，受限于同区域城市燃气公司未公开披露销售价格，庆云中油销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；由于同区域城市燃气公司共同受政府指导定价政策约束，可以合理推测庆云中油的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。

（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，庆云中油与主要天然气供应单位签署的协议约定“管制气”、“政府指导价资源”用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮一

定比例执行，上浮比例未超过国家发展改革委规定的居民用气价格上浮20%上限；

“非管制气”、“市场调节价资源”用气价格执行市场调节价格。

报告期内，庆云中油采购价格与当地市场价格的对比如下：

单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格（含税）

2025年度2.95未取得

2024年度2.97未取得

除庆云中油外，德州市庆云县城市燃气公司主要包括庆云浩通天然气有限公司、庆云中石燃气有限公司等，从公开渠道无法取得上述城市燃气公司的采购价格等经营数据用于比较。

5、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，庆云中油天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

66单位：万元

项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气3451.813676.14-6.10%

销售收入非居民用气5435.994486.8021.16%

合计8887.808162.948.88%

居民用气-15.72%-17.78%上升2.06个百分点

销售毛利率非居民用气12.86%8.35%上升4.51个百分点

合计1.76%-3.42%上升5.18个百分点

报告期内，庆云中油天然气销售收入分别为8162.94万元和8887.80万元，

2025年度较2024年度上升8.88%，其中居民销售收入分别为3676.14万元和

3451.81万元，2025年度较2024年度下降6.10%，非居民销售收入分别为4486.80

万元和5435.99万元，2025年度较2024年度上涨21.16%，天然气销售收入增长主要系非居民收入用气规模上升所致，具有合理性。

报告期内，庆云中油天然气销售毛利率分别为-3.42%和1.76%，2025年度较2024年度上升5.18个百分点，其中居民销售毛利率分别为-17.78%和-15.72%，

2025年度较2024年度上升2.06个百分点，非居民销售毛利率分别为8.35%和

12.86%，2025年度较2024年度上升4.51个百分点。

各客户类型的毛利率贡献度如下：

客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气-6.11%-8.01%1.90%

非居民用气7.86%4.59%3.28%

合计1.76%-3.42%5.18%

注：毛利率贡献度=客户类型收入占比*对应的毛利率。

由上表可见，天然气销售毛利率2025年度较2024年度增加5.18%，毛利率呈上升趋势，其中居民用气对毛利率变动的贡献度为1.90%，非居民用气对毛利率变动的贡献度为3.28%，非居民用气对毛利率变动的贡献度较高。

报告期内，庆云中油平均销售单价、平均单位成本及对毛利率变动影响明细如下：

单位：元/立方米项目2025对毛利率变动的年度2024年度变动幅度影响

67项目2025年度2024对毛利率变动的年度变动幅度

影响

平均销售单价3.153.121.04%1.07%

平均单位成本3.103.23-4.02%4.11%

其中：天然气采购单价2.712.73-0.66%0.57%

其他单位成本0.390.50-22.27%3.54%

注：销售单价变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价-（上年销售单价-上年单位成本）/上年销售单价，单位成本变动对毛利率变动的影响=（当年销售单价-当年单位成本）/当年销售单价-（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价。

由上表可见，庆云中油天然气销售毛利率2025年度较2024年度增加5.18%，平均销售单价变动对毛利率变动的影响为1.07%，主要系单价较高的非居民用气规模和占比上升，拉高了平均销售单价所致；平均单位成本变动对毛利率变动的影响为4.11%，其中其他单位成本（主要为薪酬、安全生产费、折旧等其他成本）对毛利率变动的影响为3.54%，主要系2025年安全生产费达到规定计提限额停止计提，当年度安全生产费计提金额大幅减少所致。

综上，庆云中油天然气销售毛利率上升系销售单价上行与单位成本下行共同驱动，其他单位成本变动对毛利率的影响最为显著，具有合理性。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

报告期内，庆云中油经营业务以燃气销售为主，客户结构中居民用户较多，无较大工商业用户，销售规模较小，经查询公开披露数据，未找到同一经营区域内完全可比公司，仅查询到交运燃气有限公司（以下简称交运燃气）与庆云中油属于相同业务模式，交运燃气为山东省高密市天然气运营商，于2022年在港交所上市，主要经营业务为燃气销售业务，工业用户为主要收入来源，其未披露按客户类型的销售收入、销售成本、销售毛利率等数据，仅取到天然气销售业务合计数进行对比，因客户结构存在显著差异，与庆云中油的销售收入、销售毛利率不完全可比。

庆云中油天然气销售业务收入及毛利率与交运燃气的对比情况具体如下：

单位：万元项目期间公司名称居民用气非居民用气其他用气合计

销售2025交运燃气未披露未披露未披露28750.00

收入年度庆云中油3357.835529.97/8887.80

68项目期间公司名称居民用气非居民用气其他用气合计

2024交运燃气未披露未披露未披露29550.00年度庆云中油3676.144486.80/8162.94

2025交运燃气未披露未披露未披露18.40%

销售年度庆云中油-18.00%13.76%/1.76%毛利

率2024交运燃气未披露未披露未披露12.58%

年度庆云中油-15.70%6.64%/-3.42%

注:（1）同一经营区域内可比公司取交运燃气有限公司（简称“交运燃气”），相关数据由公开披露数据计算取得；（2）因交运燃气公开披露数据仅能查询到管道气材料成本，未查询到人工、折旧等辅助成本数据，因此销售毛利率仅以管道气材料成本为基础计算。

上表可见，报告期内庆云中油与交运燃气的燃气销售收入呈现相反变动趋势：

报告期内庆云中油销售收入平稳上升，交运燃气总销售收入呈下降趋势。该差异主要源于客户结构的显著不同，庆云中油以居民用户及小型工商业用户为主，受益于区域城镇化进程加快、新建住宅小区陆续交付，居民及小型非居民用户数量稳步增加，带动非居民用气销售收入提升，进而推动整体收入上行。交运燃气以工业用户为主，因市场整体经济放缓，导致制造业活动需求减少，交运燃气的工业用户又以纺织或制造工厂经营者为主，导致收入下降。

报告期内，庆云中油销售收入低于交运燃气，主要原因系交运燃气有大工业用户使得销售规模较大，销售收入较高。

报告期内，庆云中油燃气销售毛利率上升，与交运燃气毛利率变动趋势一致。

报告期内，庆云中油燃气销售毛利率低于交运燃气，主要系庆云中油与交运燃气客户结构不同所致，交运燃气用户以工业用户为主毛利率较高，而庆云中油居民用户占比较高拉低了综合毛利率。此外，由于公开信息未披露交运燃气的天然气销售业务营业成本，销售毛利率以燃气采购成本为基础测算，计算的销售毛利率高于实际销售毛利率。

综上，庆云中油毛利率波动趋势与相近经营区域内可比公司接近，毛利率水平低于同一经营区域内可比公司，主要系客户结构差异及测算误差所致，具有合理性。

69（七）兴化中油

1、报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价具体情况及其

变化

报告期内，兴化中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价及变动情况如下：

期间项目居民用气非居民用气其他用气合计收入（万元）232.894507.49-4740.38销量（万立方米）85.191234.07-1319.26

客户数量（户）4684.00207.004891.00

2025年度单客户用气量（万立方/0.025.960.27米户）

销售单价（元/立方米）2.733.65-3.59

采购单价（元/立方米）///2.72收入（万元）158.984317.724476.70销量（万立方米）63.731197.461261.19

客户数量（户）3923.00177.004100.00

2024年度单客户用气量（万立方/0.026.770.31米户）

销售单价（元/立方米）2.493.613.55

采购单价（元/立方米）///2.73

客户数量19.40%16.95%19.29%

变动单客户用气量11.97%-11.88%-12.31%

幅度销售单价9.58%1.30%1.23%

采购单价///-0.37%

注：变动幅度比例是基于未经四舍五入近似的数据计算。

报告期内，兴化中油客户数量分别为4100户和4891户，2025年度较2024年度上升19.29%，其中居民客户数量分别为3923户和4684户，2025年度较

2024年度上升19.40%，非居民客户数量分别为177户和207户，2025年度较2024年度上升16.95%。客户数量变动幅度较大，系公司业务扩展正常情况。

报告期内，兴化中油综合单客户用气量分别为0.31万立方米/户和0.27万立方米/户，2025年度较2024年度下降12.31%，其中居民单客户用气量分别为0.02万立方米/户和0.02万立方米/户，2025年度较2024年度上升11.97%，非居民单

70客户用气量分别为6.77万立方米/户和5.96万立方米/户，2025年度较2024年度

下降11.88%。报告期内兴化中油单客户用气量下降，主要系新增较多小规模用户所致。

报告期内，兴化中油综合销售单价分别为3.55元/立方米和3.59元/立方米

2025年度较2024年度上升1.23%，其中居民销售单价分别为2.49元/立方米和

2.73元/立方米，2025年度较2024年度上升9.58%，非居民销售单价分别为3.61

元/立方米和3.65元/立方米，2025年度较2024年度上升1.30%。销售单价总体变动较小。

报告期内，兴化中油综合采购单价分别为2.73元/立方米和2.72元/立方米，

2025年度较2024年度下降0.37%，采购单价下降幅度较小。

2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因

兴化中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格以政府指导价为上限。

在上游价格变动时，政府根据销售价格联动机制，依据变动幅度发布居民、非居民销售价格指导价，兴化中油根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

报告期内，兴化中油各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，定价政策在报告期内得到一贯执行。

3、上述因素与可比公司的对比情况

（1）报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比情况

报告期内，兴化中油客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价与可比公司的对比如下：

可比公司项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源兴化中油均值

客户居民用气未披露未披露282.00282.000.47数量2025

非居民用气未披露未披露未披露/0.0207

（万年度户）其他用气未披露未披露未披露//

71可比公司

项目期间客户类型长春燃气重庆燃气百川能源兴化中油均值

合计183.35未披露未披露183.350.49

居民用气未披露未披露272.00272.000.39

2024非居民用气未披露未披露未披露/0.0177年度其他用气未披露未披露未披露//

合计180.24未披露未披露180.240.41

居民用气未披露未披露未披露/0.02

2025非居民用气未披露未披露未披露/5.96

单客年度其他用气未披露未披露未披露//户用

气量合计0.03未披露未披露0.030.27

（立居民用气未披露未披露未披露/0.02方米/

户）2024非居民用气未披露未披露未披露/6.77年度其他用气未披露未披露未披露//

合计未披露未披露未披露/0.31

居民用气未披露未披露未披露/2.73

2025非居民用气未披露未披露未披露/3.65年度

销售其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露2.433.022.723.59

（元/立方居民用气2.82未披露未披露2.822.49

米）2024非居民用气3.24未披露未披露3.243.61年度其他用气未披露未披露未披露//

合计3.132.473.112.903.55

居民用气未披露未披露未披露//

2025非居民用气未披露未披露未披露//

年度

采购其他用气未披露未披露未披露//

单价合计未披露未披露未披露/2.72

（元/立方居民用气未披露未披露未披露//

米）2024非居民用气未披露未披露未披露//

年度其他用气未披露未披露未披露//

合计2.39未披露未披露2.392.73

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，可比公司相关信息披露较少，无法获取完全可比的相关数据。其中新疆火炬和水发燃气上述相关数据均未披露，因此上表未包含该等可比公司。（3）长春燃气、重庆燃气、百川能源部分年度披露了部分客户类型的客户数量、销售量、销售收入、采购单价等信息，其余信息未单独列示，上述信息根据已披露信息测算得出。

72报告期内，兴化中油客户数量呈平稳上升趋势，与长春燃气、百川能源的变

动趋势一致，客户数量差异主要系各公司经营区域内用户规模不同所致，具有商业合理性。

2025年度，兴化中油单客户用气量高于长春燃气，主要系客户构成不同所致。虽然兴化中油居民客户数量基数占比较高，但居民用户单客户用户气量远低于非居民用户单客户用气量，非居民销售气量占比高达90%以上，故兴化中油的天然气销售业务收入以工业为主，居民和商业的占比很少，工业大客户用气量远高于民用、商业户，拉高了单客户用气量。

销售单价方面，兴化中油2024年、2025年销售单价均高于同行业可比公司均值，采购单价方面，兴化中油采购单价高于可比公司长春燃气。兴化中油与可比公司在销售单价、采购单价上的差异，主要系各公司经营区域不同所致。可比公司分布于我国各地不同省市，各地天然气购进价格、销售价格受当地气源结构、管输距离、地方价格主管部门定价等因素影响，存在较大差异，因此销售单价、采购单价不具有完全可比性。

综上所述，由于兴化中油与同行业可比公司用户规模、用户结构、所处区域不同，客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价存在一定差异，符合行业状况，具有合理性。

（2）定价规则、调价周期与可比公司的对比情况公司名称定价规则新疆火炬未披露相关定价规则长春燃气未披露相关定价规则水发燃气未披露相关定价规则重庆燃气未披露相关定价规则

居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，百川能源目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

兴化中油天然气销售定价按居民和非居民用户分类，居民用户销售价格采兴化中油取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度；非居民用户的销售价格以政府指导价为上限。

报告期内，可比公司披露信息较少，仅公开查询到百川能源的销售定价规则。

上表可见，兴化中油定价规则与百川能源基本一致。

由于涉及基础民生，同行业可比公司的天然气销售定价也主要执行区域内地

73方政府价格主管部门核定的指导定价，在上游门站价格变动时，政府根据销售价

格联动机制，依据变动幅度发布非居民销售价格指导价，燃气企业根据市场情况在规定的价格范围进行调整。

综上所述，报告期内，在可获取的披露信息范围内对比，兴化中油定价规则、调价周期与可比公司不存在显著差异。

4、销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

（1）销售价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，兴化中油天然气销售定价具体政策依据及调整情况如下：

政策依据调整情况发布时间

（1）调整后的价格自2019年7月1日供（售）气量起执行。

（2）居民用管道天然气销售价格（一、二、三阶梯价格比例仍保持原规定的1:1.2:1.5水平不变）第一阶梯，年用气量300（含）立方米以下的部分，关于理顺我市居民用

由每立方米2.60元调整为2.83元；第二阶梯，年用管道天然气销售价格2019年6月气量300立方米以上至600立方米（含）部分，由的通知（兴发改发[2019]73每立方米3.12元调整为3.40

21日

元；第三阶梯，年用气

号）

量600立方米以上的部分，由每立方米3.90元调整为

4.25元。

（3）对学校和民政福利机构等执行居民气价的非

居民用户，其价格水平按居民用气一、二阶梯气价

的平均水平确定，即执行每立方米3.12元标准。

（1）调整后的销售价格自2024年4月1日供（售）气量起执行。

（2）居民用管道天然气销售价格调整为:第一阶梯（年用气量三400立方米）销售价格3.03元/立方米；

第二阶梯（400立方米<年用气量≦1000立方米）3.64

元/立方米；第三阶梯（年用气量>1000立方米）4.24

关于调整我市居民用元/立方米。第一、二、三阶梯价格比例调整为

管道天然气销售价格1:1.2:1.4。2024年3月的通知（兴发改发（3）学校（幼儿园、中小学、大中专院校、职业14日[2024]14号）学校及其不对外营业的食堂、浴室）、民政福利机构（孤儿院、社会福利院）及驻军办公等执行居民

用天然气价格的非居民用户，管道天然气销售价格按居民阶梯第一、二档气价的平均确定，销售价格

调整为3.34元/立方米

（4）阶梯用气量计量周期为当年的1月1日至12月

31日，周期之间不累计、不结转。

关于明确我市2023年（1）执行时间2023年11月1日起至2024年3月31日

-2024年冬供期非居民（2）根据苏价规[2010]287号文件精神，结合天然2024年3月用管道天然气销售价气上游价格采购情况合同内非居民用天然气销售14日格的通知（兴发改发基准价格调整为4.14元/立方米（气源成本3.22元/

74政策依据调整情况发布时间[2024]15号） M3、配气价格0.78元/ M3、管输价格0.14元/M3 ）。

（3）合同内天然气销售价格浮动幅度销售价格最

高浮动幅度:兴化新奥燃气有限公司10%，最高不超过4.55元/ M3，下浮不限；泰州中油燃气有限公司、兴化中油金路燃气有限公司9%，最高不超过4.51元/ M3，下浮不限。

关于明确兴化中油金

路燃气有限公司非居执行时间:2024年4月1日至2024年9月30日

民用管道天然气销售 非居民用管道天然气最高销售价格4.16元/m3 2024年8月下浮 16日价格的通知（兴发改不限。发[2024]48号）关于明确非居民用管

执行时间:2024年10月1日至2024年12月31日

道天然气销售价格的4.34/2025年1月非居民用管道天然气最高销售价格元立方米，通知（兴发改发17日[2025]6下浮不限号）关于明确非居民用管

执行时间:2025年1月1日至2025年3月31日。

道天然气销售价格的2025年4月非居民用管道天然气最高销售价格4.34元/立方米，通知（兴发改发22日下浮不限。

[2025]34号）关于明确非居民用管

执行时间:2025年4月1日至2025年6月30日。

道天然气销售价格的4.08/2025年7月3非居民用管道天然气最高销售价格元立方米，通知（兴发改发日[2025]54下浮不限。号）关于明确非居民用管

执行时间:2025年7月1日至2025年9月30日。

道天然气销售价格的2025年9月非居民用管道天然气最高销售价格4.08元/立方米，通知（兴发改发15日[2025]70下浮不限。号）关于明确非居民用管

执行时间:2025年10月1日至2025年12月31日道天然气销售价格的2025年11月非居民用管道天然气最高销售价格4.25元/立方米，通知（兴发改发26日下浮不限。

[2025]91号）

报告期内，兴化中油公司销售价格与政府定价或指导价的对比如下：

单位：元/立方米

客户类型期间平均销售价格（含税）政府定价

2024年1月1日至一、二、三档阶梯价格分别为

202432.72年月31日2.83、3.40、4.25

居民

2024年4月1日至2.90一、二、三档阶梯价格分别为2025年12月31日3.03、3.64、4.24

2024年1月1日至

20243313.62最高4.51年月日

2024年4月1日至

非居民2024年930

3.95最高4.16月日

2024年10月1日至

202412314.15最高4.34年月日

2025年1月1日至

2025年3月313.99最高4.34日

75客户类型期间平均销售价格（含税）政府定价

2025年4月1日至

20256304.02最高4.08年月日

2025年7月1日至

2025年94.05最高4.08月30日

2025年10月1日至

202512313.89最高4.25年月日

注：公福用户2024年1月1日-2024年3月31日参照居民用气价格第一、二阶梯价的

平均水平3.12元/立方米执行，2024年4月1日-2025年12月31日参照居民用气新指导价

格第一、二阶梯价的平均价格3.34元/立方米执行。

报告期内，兴化中油的部分居民用气存在使用优惠券享受价格优惠，因此销售价格略低于当地价格主管部门制定的销售价格。除上述情形外，兴化中油居民、非居民各项业务均严格执行区域内的政府指导定价政策，受限于同区域城市燃气公司未公开披露销售价格，兴化中油销售价格无法直接与当地市场价格进行数据对比；由于同区域城市燃气公司共同受政府指导定价政策约束，可以合理推测兴化中油的销售价格在定价原则与执行标准上与当地市场价格具有匹配性。

（2）采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的匹配性

报告期内，当地政府部门并未发布对城市燃气企业采购天然气价格的定价或指导价，兴化中油与主要天然气供应单位签署的协议约定“管制气”用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮一定比例执行，上浮比例未超过国家发展改革委规定的居民用气价格上浮20%上限；“非管制气”执行市场调节价格。

报告期内，兴化中油采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格的对比如下：

单位：元/立方米

期间平均采购价格（含税）当地市场价格

2025年度2.96未取得

2024年度2.98未取得

除兴化中油外，兴化市城市燃气公司主要包括兴化新奥燃气有限公司、泰州中油燃气有限责任公司、兴化东方燃气有限公司等，从公开渠道无法取得上述城市燃气公司的采购价格等经营数据用于比较。

765、天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性

报告期内，兴化中油天然气销售业务收入及毛利率数据如下：

单位：万元项目客户类型2025年度2024年度变动幅度

居民用气232.89158.9846.49%

销售收入非居民用气4507.494317.724.40%

合计4740.384476.705.89%

居民用气6.35%2.20%上升4.15个百分点

销售毛利率非居民用气14.36%6.99%上升7.37个百分点

合计13.96%6.82%上升7.14个百分点

报告期内，兴化中油天然气销售收入分别为4476.70万元和4740.38万元，

2025年度较2024年度上涨5.89%，其中居民销售收入分别为158.98万元和232.89万元，2025年度较2024年度上涨46.49%，非居民销售收入分别为4317.72万元和4507.49万元，2025年度较2024年度上涨4.40%。

报告期内，兴化中油天然气销售毛利率分别为6.82%和13.96%，2025年度较2024年度上升7.14个百分点，其中居民销售毛利率分别为2.20%和6.35%，

2025年度较2024年度上升4.15个百分点，非居民销售毛利率分别为6.99%和

14.36%，2025年度较2024年度上升7.37个百分点。

据前述分析，报告期内，兴化中油天然气销售收入影响因素中，居民、非居民客户数量均上涨，单客户用气量均下降，总销气量略有上升。居民销售收入大幅增加主要系销售单价上升以及用户数量和销气量增加所致；非居民收入波动较为平稳，受总销气量、销售单价变动影响而小幅增长。

报告期内，兴化中油天然气销售毛利率上升幅度较大，主要系平均销售单价上涨及其他单位成本大幅下降所致。

报告期内平均销售单价、平均单位成本对兴化中油毛利率变化的影响如下：

单位：元/立方米

20252024因素变动对毛项目年度年度变动幅度

利率的影响

平均销售单价3.593.551.23%1.13%

平均单位成本3.093.31-6.53%6.01%

其中：天然气采购单价2.722.73-0.37%0.28%

7720252024因素变动对毛项目年度年度变动幅度

利率的影响

其他单位成本0.370.58-35.67%5.73%

合计///7.14%

注：销售单价变动对毛利率的影响=（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价-（上年销售单价-上年单位成本）/上年销售单价，单位成本变动对毛利率的影响=（当年销售单价-当年单位成本）/当年销售单价-（当年销售单价-上年单位成本）/当年销售单价。

如上表可见，其他单位成本变化对毛利率影响较大，主要系2025年安全生产费达到规定计提限额不再计提，当年度安全生产费计提金额大幅减少导致。

综上所述，报告期内兴化中油居民天然气销售收入增加主要系销售单价上升及销气量增加所致，非居民天然气销售收入较为稳定，略有增加，主要受总销气量、销售单价略有上涨影响；毛利率上升主要系2025年销售单价略有上涨及其他单位成本下降所致。

6、与同一经营区域内可比公司同类业务相比情况

报告期内，兴化中油天然气销售业务收入及毛利率与同一经营区域内可比公司同类业务的对比情况具体如下：

单位：万元项目期间公司名称居民用气非居民用气合计

南京公用未披露未披露270349.67

2025年度

兴化中油232.894507.494740.38销售收入

南京公用未披露未披露296000.58

2024年度

兴化中油158.984317.724476.70

南京公用未披露未披露12.59%

2025年度

兴化中油6.35%14.36%13.96%销售毛利率

南京公用未披露未披露11.34%

2024年度

兴化中油2.20%6.99%6.82%

注：上述“南京公用”为上市公司南京公用发展股份有限公司简称，数据来源于公司年报燃气销售业务。

报告期内，兴化中油销售收入为上升趋势，南京公用的销售收入为下降趋势，两者变动幅度均不大。南京公用燃气销售收入高于兴化中油，主要系南京公用与兴化中油经营区域覆盖范围不同所致。兴化中油的经营区域涵盖兴化经济开发区及多个乡镇；而南京公用的子公司南京港华燃气有限公司业务范围覆盖江南主城

玄武区、鼓楼区、秦淮区、建邺区、雨花台区、栖霞区及江宁区汤山部分区域，

78南京公用经营区域远大于兴化中油，故南京公用的燃气销售业务收入高于兴化中油，具有合理性。

报告期内，兴化中油与南京公用燃气销售业务毛利率均为上升趋势，两者变动一致；南京公用燃气销售业务的毛利率变动较为平稳，兴化中油2025年度的毛利率与南京公用的毛利率较为相近，兴化中油2024年度的毛利率大幅低于南京公用，主要系当年度除采购成本之外的其他成本金额较大，拉低了毛利率。

综上所述，报告期内各燃气公司各客户类型天然气销售业务收入及毛利率的波动，主要系客户数量、单客户用气量、销售单价及采购单价等多重因素正常联动影响结果，其中客户数量及单客户用气量由业务发展和市场需求驱动，销售单价及采购单价严格执行区域内的政府指导定价或市场定价政策，波动具有合理性。

受限于公开披露信息可取得性，同一经营区域内可比公司同类业务直接可比性较弱；与现有公开数据进行比较，差异系由各自的经营区域、客户特征及成本结构等差异决定，具有合理性。

三、各燃气公司各类业务毛利率水平及其变化趋势与同行业可比公司同类业

务相比是否存在差异，如是，说明原因及合理性报告期内，各燃气公司主要业务毛利率与同行业可比公司同类业务对比情况如下：

天然气销售天然气代输天然气工程安装公司名称

2025年度2024年度2025年度2024年度2025年度2024年度

新疆火炬20.56%20.09%未披露未披露58.97%57.87%

长春燃气12.97%10.81%未披露未披露20.62%39.43%水发燃气未披露未披露未披露未披露未披露未披露

重庆燃气0.34%3.09%未披露未披露47.69%40.75%

百川能源5.97%7.17%未披露未披露68.70%69.56%

可比公司均值9.96%10.29%//49.00%51.90%

甘河中油33.03%32.62%76.96%68.76%//

南通中油18.20%16.56%83.28%77.27%42.12%24.48%

南京洁宁14.93%8.34%//34.15%35.89%

南昌中油11.16%12.31%//47.95%33.74%

扬州中油13.86%13.57%69.53%74.31%9.93%5.19%

79天然气销售天然气代输天然气工程安装

公司名称

2025年度2024年度2025年度2024年度2025年度2024年度

庆云中油1.76%-3.42%//30.12%64.16%

兴化中油13.96%6.82%//46.90%37.39%

注：（1）相关数据由同行业可比公司公开披露数据计算取得。（2）报告期内，水发燃气未披露按业务类型的销售收入、销售成本数据，故无法取得各年度各业务类型毛利率情况。

（3）报告期内，各燃气公司的主要业务为天然气销售、天然气代输及天然气工程安装业务，各年度收入占比均在98%以上，其他业务收入占比较低，对毛利率影响较小，因此仅对主要业务进行对比分析。

（一）天然气销售毛利率对比分析

报告期内，可比公司毛利率均值分别为10.29%和9.96%，两年毛利率水平基本一致。新疆火炬销售毛利率分别为20.09%和20.56%，毛利率水平比较平稳。

长春燃气销售毛利率分别为10.81%和12.97%，毛利率水平比较平稳，略有上涨，长春燃气毛利率略有上涨主要原因系优化采购结构，采用多方气源采购的方式降低采购成本所致。重庆燃气销售毛利率分别为3.09%和0.34%，2025年较2024年下降较多，主要原因系重庆燃气采购价格上涨而销售价格下降所致。根据公开披露信息及重庆市发改委的价格调整文件，采购成本上涨，销售单价下降，导致重庆燃气毛利率呈下降趋势。百川能源销售毛利率分别为7.17%和5.97%，毛利率略有下降主要原因系天然气采购成本增加以及售气结构变化所致，整体较为平稳。

新疆火炬位于气源地，气源就近获取，采购价格较低，同时由于地域位置影响，销售价格相对也较低，毛利率水平相对较高。长春燃气及百川能源位于北方地区，冬季采暖用气量大、长距离管输成本高，采购成本相对较高；销售单价相对较高，但其居民用户占比高，拉低了综合销售单价水平，导致其毛利率水平处于低位。重庆燃气受限于其处于页岩气重镇，页岩气价格高于常规气且供应不足，气源依赖外部调入，同时供应商集中度高，议价能力较弱，采购成本相对较高，同时其为西部地区，终端销售价格水平较低，导致其毛利率水平处于低位，远低于可比公司均值。

由于天然气采购、销售价格系在国家发改委、当地价格主管部门的指导下制

定及执行，天然气购销价格差对天然气销售毛利率起主要决定作用。

1、甘河中油

80报告期内，甘河中油天然气销售毛利率分别为32.62%和33.03%，甘河中油

天然气销售毛利率高于同行业可比公司平均水平，变动趋势与同行业可比公司平均水平基本一致。

甘河中油地处青海省甘河工业园区，气源主要来自青海省内气田，管输距离短，并且以工业用户为主，用气量大且稳定，有利于与上游气源方协商更优的采购价格，叠加因素导致采购成本处于行业较低水平；因此虽甘河中油为西部地区，其基础门站价和终端售价水平本身就较低，但受采购成本优势明显因素影响，毛利率高于可比公司毛利率均值，且属于同行业中较高水平，高于各可比公司，具有合理性。

2、南通中油

报告期内，南通中油天然气销售毛利率分别为16.56%和18.20%，南通中油天然气销售毛利率高于同行业可比公司平均水平，变动趋势与同行业可比公司平均水平差异不大。

南通中油天然气销售毛利率水平较高主要原因系：（1）南通中油主要客户

群体为工业用户，工业用气定价机制更灵活、购销价差更大，毛利率天然高于居民用气；（2）南通中油地处长江三角洲经济活跃地带，工商业发达，用气需求旺盛，终端销售价格承受能力较强，为燃气企业提供了较为充足的定价空间。受南通中油客户类型、销售单价特征影响，毛利率处于较高水平，高于可比公司毛利率均值，略低于新疆火炬，长春燃气、百川能源和重庆燃气本身毛利率就处于低位，低于南通中油，具有合理性。

3、南京洁宁

报告期内，南京洁宁天然气销售毛利率分别为8.34%和14.93%，2024年天然气销售毛利率与同行业可比公司平均水平基本一致，2025年毛利率大幅上涨，高于同行业可比公司平均水平，主要原因系南京洁宁2025年度天然气采购单价下降，而销售价格下降幅度小于采购单价下降幅度，购销价差增加。南京洁宁天然气销售毛利率变动趋势与同行业可比公司差异具有合理性。

南京洁宁由于管输距离长，同时气源为转供气，采购成本相对较高，销售单价虽相对较高，与高采购成本因素影响抵消，毛利率处于可比公司均值水平。受81可比公司特征影响，毛利率低于新疆火炬，高于长春燃气、百川能源和重庆燃气，具有合理性。

4、南昌中油

报告期内，南昌中油天然气销售毛利率分别为12.31%和11.16%，南昌中油天然气销售毛利率与同行业可比公司处于同一水平，变动趋势与同行业可比公司平均水平基本一致。

南昌中油管道并未与供应商门站直接联通，因此气源为转供气，采购成本相对较高，销售单价虽相对较高，与高采购成本因素影响抵消，毛利率处于可比公司均值水平。受可比公司特征影响，毛利率低于新疆火炬，高于长春燃气、百川能源和重庆燃气，具有合理性。

5、扬州中油

报告期内，扬州中油天然气销售毛利率分别为13.57%和13.86%，与同行业可比公司处于同一水平，变动趋势与同行业可比公司平均水平基本一致。

扬州中油经营区域内无高压管线，采购成本中含有管输费，同时一部分气源为非合同气，综合采购成本相对较高，销售单价虽相对较高，与高采购成本因素影响抵消，毛利率处于可比公司均值水平。受可比公司特征影响，毛利率低于新疆火炬，高于长春燃气、百川能源和重庆燃气，具有合理性。

6、庆云中油

报告期内，庆云中油天然气销售毛利率分别为-3.42%和1.76%，受客户类型影响，庆云中油居民燃气用户较多，低毛利率特征导致天然气销售毛利率处于低位，另因2025年度固定成本减少，毛利率上涨明显，变动趋势与同行业可比公司平均水平差异具有合理性。

庆云中油天然气销售毛利率低于同行业可比公司，主要系：（1）经营区域所处地理位置与气源的远近对采购价格有较大影响，庆云中油处于华东地区，距离气源产地较远，且气源为转供气，采购成本较高；（2）天然气销售单价受区域内地方政府价格主管部门指导定价影响较大，庆云县政府主管部门仅在2025年10月出具调价文件，对居民用气销售单价上浮0.1元/立方米（第一阶梯），

82非居民用气价格未进行调整，价格调整传导延迟，使得庆云中油销售定价未发生

较大变化，庆云中油居民燃气用户较多，基于稳定民生需求，居民用户销售单价较低，经营区域内又无较大非居民客户，使得综合销售单价较低，拉低了销售毛利率。

受采购成本较高以及居民用户占比较高的特征影响，庆云中油毛利率长期处于较低水平，远低于可比公司新疆火炬、长春燃气和百川能源。重庆燃气由于气源成本高、议价能力较弱，采购成本相对较高，同时由于处于西部地区，售价相对较低，毛利率处于较低水平，庆云中油与重庆燃气毛利率水平接近，具有合理性。

7、兴化中油

报告期内，兴化中油天然气销售毛利率分别为6.82%和13.96%，兴化中油专注于区域燃气经营，业务相对集中，收入规模较小，2025年通过成本端深度优化实现了毛利率的跃升，变动趋势与同行业可比公司平均水平差异具有合理性。

兴化中油天然气销售毛利率2024年低于可比公司毛利率均值，2025年高于同行业可比公司毛利率均值。两年毛利率均处于可比公司毛利区间内，与可比公司均值差异具有合理性。

兴化中油管输距离较长，计入管输费后的综合采购成本相对较高，销售单价虽相对较高，与高采购成本因素影响抵消，毛利率处于可比公司均值水平。受可比公司特征影响，毛利率低于新疆火炬，高于长春燃气、百川能源和重庆燃气，具有合理性。

（二）天然气代输毛利率对比分析

报告期内，可比公司均未披露天然气代输业务销售收入、销售成本或毛利率情况。

报告期内，甘河中油天然气代输毛利率分别为68.76%和76.96%，南通中油天然气代输毛利率分别为77.27%和83.28%，扬州中油天然气代输毛利率分别为

74.31%和69.53%，两年毛利率水平变动不大，整体较为稳定。

各燃气公司的天然气代输业务是指城市燃气公司或大工业用户自天然气卖

83方购入或委托标的公司购买管道天然气后，无法直接从天然气卖方处或通过上游

管网接入该气量，由各燃气公司通过自建及经营的管道、设施输送至指定交气点并收取代输费用的方式。

报告期内，各燃气公司代输天然气成本主要系代输业务分摊的相关管网折旧等。由于报告期内发生规模较小，主要系利用燃气管道富余输送能力合理开展代输业务，导致相关成本较小，因此该类业务毛利率水平较高。报告期内，各燃气公司代输业务毛利率总体较为稳定，波动来自客户间的定价差异以及分摊折旧成本的变化，具有合理性。

（三）天然气工程安装毛利率对比分析

报告期内，可比公司毛利率均值分别为51.90%和49.00%，两年毛利率水平基本一致受房地产市场持续底部调整影响略有下降。新疆火炬毛利率分别为

57.87%和58.97%，长春燃气毛利率分别为39.43%和20.62%，重庆燃气毛利率分

别为40.75%和47.69%，百川能源毛利率分别为69.56%和68.70%，除长春燃气外整体不存在较大波动。长春燃气主要受老旧管网改造和“瓶改管”工作的推进影响，施工成本增长，毛利率下滑。

城市燃气行业居民用户安装业务通常采取政府指导定价（具体根据经营所处地区物价部门的核定标准为收费依据）；非居民安装服务业务定价主要根据用户

需求个性化设计的工程量预算由双方按市场价格协商定价，由于不同工程间在施工量大小、工程难度、设计要求等方面存在显著的个体差异，收费模式为一户一议。受天然气安装服务定价区域政策、项目性质（多层、高层、平房）、用户类型（居民、非居民）及成本控制等因素影响，不同区域、不同年度、不同公司的业务毛利率差异较大，且不存在一致的变化趋势，整体公司间可比性较弱，受项目个体影响略有变动。

报告期内，南通中油天然气工程安装毛利率分别为24.48%和42.12%，呈上升趋势，受项目特征影响毛利率水平低于可比公司均值。2024年南通中油天然气工程安装业务承接乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；同时承接了大量乡镇零散中压管道改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了业务成本。2025

84年南通中油缩减零散小微工业改造项目，优先承接标准化园区配套、中型规上企

业成套接驳及成片安置小区项目，项目单体规模、施工标准化程度提升，低毛利零散业务占比大幅下降，毛利率提升至与可比公司接近水平。南通中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

报告期内，南京洁宁天然气工程安装毛利率分别为35.89%和34.15%，两年毛利率水平基本一致，整体较为稳定，与同行业可比公司均值变动趋势一致。南京洁宁毛利率水平低于可比公司均值，主要受项目类型特征影响，南京洁宁项目主要为居民小区建设项目，毛利率特征呈现为偏低的水平，毛利率水平低于可比公司均值具有合理性。

报告期内，南昌中油天然气工程安装毛利率分别为33.74%和47.95%，呈上升趋势，主要系以前年度小区零散用户后缴费仅涉及表具及表配件安装费导致毛利率上升。南昌中油天然气工程安装毛利率低于行业平均水平差异处于行业合理区间，因其项目主要为小而分散的商业，毛利率特征呈现为偏低的水平，南昌中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

报告期内，扬州中油天然气工程安装毛利率分别为5.19%和9.93%，呈上升趋势，波动较为明显，主要受工程安装收入结构的影响。扬州中油工程安装业务以居民用户工程为主，且多为老小区改造项目，需对全小区进行管道敷设，敷设成本高，但老居民小区天然气的报装率存在差异，2025年度的报装率高于2024年度报装率，导致2025年度毛利率高于2024年度。可比公司毛利率受房地产市场持续底部调整影响略有下降；扬州中油老小区整体报装率偏低，在一定程度上拉低了公司毛利率水平，使其低于同行业可比公司均值，故扬州中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

报告期内，庆云中油天然气工程安装毛利率分别为64.16%和30.12%，呈下降趋势，与可比公司均值毛利率呈相同波动趋势，但毛利率波动幅度较大，主要原因为：庆云中油以居民工程安装为主，为房地产开发公司开发的商品房、政府建设主管单位或集体开发的房产以及个人住宅等提供入户安装服务，2024年房地产公司新增开发楼盘导致居民安装工程较多，同时存在相对较大工商业安装工程，使得收入较多，毛利较高；2025年随着房地产行业的下行趋势，导致居民安装业务规模大幅缩减，居民安装收入下降，导致毛利下降。庆云中油天然气工

85程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

报告期内，兴化中油天然气工程安装毛利率分别为37.39%和46.90%，2025年毛利率增幅较为显著，主要系业务结构优化所致，受项目特征影响毛利率水平低于可比公司均值，2025年差距大幅收窄，改善趋势明显，差异处于行业合理区间。兴化中油2025年安装毛利率较2024年提升，主要系2024年乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；同时承接大量乡镇零散中压改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了板块整体成本，导致2024年毛利率处于同行业较低水平。2025年，随着低毛利零散业务的主动收缩，以及区域内成片安置小区、工业园区配套项目等高质量工程收入占比提升，安装业务毛利率得以修复回升。

兴化中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

综上所述，由于经营区域、客户类型、定价政策及成本管控等因素存在差异，报告期内各燃气公司各类业务毛利率水平及其变化趋势与同行业可比公司同类

业务相比存在一定差异，具备合理性。

四、客户采购天然气的主要用途、是否存在其他替代性能源、天然气相对于

替代能源的竞争力、影响客户采购量的关键因素，并结合天然气管网公平开放、大用户直供相关政策及公司主要销售区域所在地最新直供政策、准入门槛、审批

流程、代输价格规则，说明特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势，是否存在客户用气减量、切换气源、自建供气设施分流业务等情况及风险，对各燃气公司持续经营能力的影响，采取的客户维护、业务拓展措施及其有效性

（一）客户采购天然气的主要用途、是否存在其他替代性能源、天然气相对

于替代能源的竞争力、影响客户采购量的关键因素

1、客户采购天然气的主要用途

根据各燃气公司出具的说明并访谈各燃气公司的主要客户，天然气销售服务对象主要包括居民用户、工业用户、商业用户、公福用户，以及加气站的汽车用户，各类用户使用天然气主要用途如下：

86序号客户类型客户采购天然气的主要用途

1居民用户居民日常炊事、生活热水、浴室热水、冬季采暖等。

2生产加工供热、高耗能冶炼加工、分布式燃气热电联产、工业锅炉等能源用工业用户途。

3餐饮后厨蒸煮、商超采暖制冷、酒店供暖、办公写字楼、商业综合体的独立商业用户采暖等。

4公福用户政府、医院、学校后勤食堂、生活热水等。

5 汽车用户 各类CNG、LNG 车辆用气。

2、是否存在其他替代性能源、天然气相对于替代能源的竞争力

根据各燃气公司出具的说明，相关替代性能源主要包括蒸汽、生物质燃料、煤炭、重油/柴油、电力、LPG 及 CNG/LNG 液态供气等，相较于前述替代性能源，天然气的主要竞争力在于：*天然气燃烧无粉尘、低硫低氮，满足相关大气污染防治管控要求，且相关非居民用户客户无需配套相关环保设备，环保层面具备优势；*天然气依托于长输管道持续供气，不受原料运输、仓储、电网错峰限电、生物质原料季节性短缺限制，供应稳定性层面具备优势；*相较于煤炭、电力等能源，天然气设备通用度高，设备改造成本相对较低；*管道天然气可连续输送、无运输装卸损耗，使用成本相对较低；*管道天然气可实现全自动调压计量，无燃料仓储、转运、灰渣处理工序，运维管理成本相对较低。

3、影响客户采购量的关键因素

根据各燃气公司出具的说明，影响客户采购量的关键因素主要包括：

（1）宏观经济与消费景气度：由于各燃气公司的销气量核心依赖工业、商

业餐饮与居民生活用气，纺织、化工、制造业景气度直接决定企业产能，经济增速放缓、订单减少将直接导致企业减产、压减用气；商业餐饮线下餐饮的翻台率、

商圈的客流量以及餐饮商户的开店/闭店转让频率，是决定商业用气量的主要因素之一。

（2）外部宏观政策因素：高耗能行业限产管控会压降用气规模；此外，持

续推进煤改气、淘汰高污染燃料政策会新增用气需求；反之若光伏、蓄热电价补贴加码，会分流部分供热用气。

（3）价格与市场因素：国家天然气门站基准价、上游采购成本上涨会传导

至终端销售价格；若煤炭、工业电价、LNG 现货价格大幅下行，部分企业会阶

87段性降低天然气使用比例。

（4）基础设施因素：新建工业园区管网配套进度、管网供气压力、调峰储备能力，会限制新增企业用气增量。

（5）客户自身经营因素：厂区搬迁、生产线技改、季节性停产检修、新增

产能扩建，造成月度、年度用气量波动等客户自身经营因素也将影响其天然气采购量。

（二）结合天然气管网公平开放、大用户直供相关政策及公司主要销售区域

所在地最新直供政策、准入门槛、审批流程、代输价格规则，说明特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势，是否存在客户用气减量、切换气源、自建供气设施分流业务等情况及风险，对各燃气公司持续经营能力的影响，采取的客户维护、业务拓展措施及其有效性

1、结合天然气管网公平开放、大用户直供相关政策及公司主要销售区域所

在地最新直供政策、准入门槛、审批流程、代输价格规则，说明特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势近年来，国家、部分省份出台一系列政策，将开展天然气直供作为国家油气体制改革的重要内容之一，全面确立了“放开两头、管住中间”的制度框架，通过管网公平开放、价格市场化、用户自主选择等方式，支持天然气大用户直接对接上游气源，减少中间环节，并以自建管道、合建管道、现有管网代输三种模式供气，实现降本增效。

（1）国家层面天然气管网公平开放、大用户直供相关政策

发布/施行时间政策名称主要内容各省（自治区、直辖市）人民政府应推进所辖行政区域管网管输和销售分开，管输业务实行财务独立核

2026.01.01《石油天然气基础设施规划建设与运施行35算，条件成熟时实现产权独立。政营管理办法》（国家发改委号令）

府核定管输价格，确保设施第三方准入和使用，支持上游企业和下游城燃、工业等用户间直购直销。

油气管网设施运营企业是油气管网

设施公平开放的责任主体，应当按

2025.11.01《油气管网设施公平开放监管办法》施行202533照国家要求建立相应制度，公开与（国家发改年第号令）

公平开放服务相关信息，公平、无歧视地为符合条件用户提供油气管

88发布/施行时间政策名称主要内容

网设施服务；在具备服务能力的情况下，不得拒绝为符合条件用户提供服务或者提出不合理要求。

建立用户自主选择资源和供气路径的机制。用户可自主选择资源方和供气路径，减少供气层级，降低用2017.06.23《加快推进天然气利用的意见》（发气成本。用户自主选择资源方和供施行改能源〔2017〕1217号）气路径的，应当符合当地城乡发展规划、天然气和燃气发展等专项规划，地方人民政府应加强统筹协调给予支持。

（2）公司主要销售区域所在地最新直供政策、准入门槛、审批流程、代输

价格规则，说明特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势

根据各燃气公司出具的说明并查阅有关直供政策，各燃气公司特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势如下：

89燃气

序号所在地政策准入门槛审批流程代输价格直供业务现状未来发展趋势公司国家持续推进扬州市暂未落地城

“X+1+X”油气市场镇配气管网大用户化改革，逐步放宽工直供政策，仅允许上业大用户直购限制，游气源与企业自主《江苏省政府关于促未来年用气千万方以

1扬州协商气源采购，城镇进天然气协调稳定发---上规上工业客户直购

中油燃气保留配送服务；

展的实施意见》（苏通道将持续畅通，管江都区未出台直供政发〔2018〕150号）：道代输常态化；分层

审批细则，当前区内鼓励城镇燃气企业、客户分流分化；直购无大规模长输直购上游直供大用户自主模式下扬州中油将稳代输落地项目。

选择供气路径，大力发定收取配气管输费。

2南京展双、多气源供应，苏---大用户直供业务目近期预计不会有相关

洁宁北苏中地区通过沿海输前暂无成功案例。政策出台。

气管道联通多个气源实省内直供试点范围或如皋市域不存在直

现多气源供应，苏南地将适度扩大，但居民、供项目，绝大部分中区通过新建供气通道或中小微工商业用气仍

小工业、商业居民用通过管道公平开放实现归属城镇燃气统一供户仍依赖南通中油多气源供应。坚持直供销范畴；政策层面会统一购气、管道配

南通模式，降低用气成本，3---强化代输业务规范送；南通中油全面落中油供气管网可以实现供气化，管网代输将成为实管网公平开放义的区域，各设区市不得城燃企业稳定补充收务，对所有符合准入在供应侧和城镇燃气企入来源；政府将严控标准企业均正常受业及大用户等用户侧之企业私自自建长输供

理代输协商，无排间增加中间供气输配环气管道，避免无序分他、限制准入行为。

节，坚决杜绝新建管道流市场。

“拦截收费”现象。兴化中油经营区域短期内不涉及直供业未落地大客户直供务；中长期若管网公

4兴化---政策，也无客户达到平开放政策落地，区

中油大用户价格直接交域内大型高耗气工业

易的门槛，经营区域存在申请直供可能

90燃气

序号所在地政策准入门槛审批流程代输价格直供业务现状未来发展趋势公司

没有客户进入大用性，公司将同步优化户价格直接交易准气源采购、客户维护

入企业名单（注1）。机制对冲业务分流风险。

《江西省人民政府办公厅关于印发加快天然气推广使用实施意见的通知》（赣府厅发〔2011〕

42号）明确提出：大力

发展天然气直供大用户。各市、县（区）政目前，南昌中油特许未来区域内仍将长期府要加大重点企业扶持经营权区域内不存保持以城市燃气管网力度，加快发展天然气在大用户直供业务，统一供应、统筹销售

5南昌大用户。在省级天然气---区域内所有商业用的格局，无受大用户

中油管网覆盖的地区内，具户均由南昌中油城直供政策分流和管网备直供条件的重点用市燃气管网统一统公平开放带来的直接户，经省发展改革和能筹供应。冲击的风险。

源主管部门审核同意后，可安排单列气量计划，并采取由省天然气管网对其实施天然气直供或由城市天然气管网

代输直供方式，降低直供大用户用气成本。

《青海省关于促进天园区内无独立高压中长期直供准入门槛然气协调稳定发展实接口对接省级干线，持续下调，省内支线6甘河施方案》（青政办--硬件不满足直供接开放力度加大，头部-中油〔2019〕16号）：推入条件，暂无企业落超大工业客户具备直动上游供气企业与城地完全直供模式；中供落地可能性；直供

市燃气企业、直供工小工业企业气量未仅分流气源采购环

91燃气

序号所在地政策准入门槛审批流程代输价格直供业务现状未来发展趋势公司业企业，以及城市燃达门槛，无直供意节，厂区内部输配、气企业与下游工商业愿；园区高压干线接运维、安检、抢修仍

用户全面实行天然气口稀缺，国家管网、依赖本地城燃企业，购销合同制度，规范省级支线管容趋于催生“上游直购+城天然气供销市场秩饱和，短期内新增直燃代配”新模式；监序。供开口物理空间有管趋严，杜绝违规无限。资质自建点供无序分流，合规直供与城燃终端服务形成互补，而非完全替代；中小

工业、商业用户因气

量不达标，仍将长期依赖城市燃气企业采购供气，构成业务基本盘。

山东省发展改革委等六、实施流程：

6部门联合印发《关于（一）项目申报和以现有管道代输的进一步深化天然气体制审查。用户向市发方式实施天然气直短期内本地暂无工业

机制改革推动行业高展改革委提出天然供的，管道代输费用区域内没有满足用气直供，存量工商业零质量发展的实施意见》年新增用气量在气直供申请，市发由用户同所属区域（鲁发改能源〔2025〕1000量在1000万立方米以售供气业务保持稳万立方米以展改革委会同住城燃企业协商；协商

606上直供条件的用户，定；中长期区域内大号）明确提出“有上的天然气用户，建、城管、审批等不成的，原则上参照

7庆云3000无直供企业，全部工型高耗气工业若满足序开展天然气直供试支持年新增市直部门及项目属山东省发展和改革

中油商业客户均通过庆云直供条件，存在申请直点”，德州市发改委等万立方米以上的地县级相关部门、委员会《关于核定省中油统一采购天然供可能性，公司将同部门印发了《关于印发用户通过新建管有关方面专家对直内天然气管道运输<气，不存在第三方直步优化气源采购、客工业大用户天然气供道方式实施供应供用户用气情况、价格的通知》（鲁发>2025714供供气情形。户维护机制对冲业务应改革试点方案的通相关资质证明材料改价格〔〕分流风险。

知》（德发改油区〔2024〕等进行审查，确定号）等文件进行核375号）、《关于印发<该用户是否符合直算。天然气直供试点项目供条件，形成专题

92燃气

序号所在地政策准入门槛审批流程代输价格直供业务现状未来发展趋势公司

“多业联审”助力企业会议纪要。需新办降本增效改革方案>的燃气经营许可的企通知》（德发改油区业，可同步开展相〔2026〕76号），在直关工作。

供路径选择及管道手续（二）选择直供路办理等方面制定了实径。资质审查通过施细则后启动直供路径选择，具体由市发展改革委会同相关部门和项目涉及的气

源方、管输方、城

燃企业、用户，结合供气实际，选择直供路径。尊重特许经营制度，由城燃企业优先选择路径，项目涉及的上述四方协商签订相关协议。

（三）新建管道项

目“多业联审”。

天然气直供项目中

涉及自建、合建直

供天然气管道的，新建管道项目纳

规、管道路由方案

审查、社会稳定风

险评估、核准等手续由市发展改革委

牵头、多部门联审

93燃气

序号所在地政策准入门槛审批流程代输价格直供业务现状未来发展趋势公司联办。相关影响评价及用地征收等手续由联审小组相关部门依法依规办理。

注1：2016年5月，泰州市人民政府印发了《关于转发市物价局经济和信息化委住房城乡建设局关于实施市区水气热大用户价格直接交易的通知》（泰政办发〔2016〕62号），决定在泰州市区（含海陵区、高港区、姜堰区、泰州医药高新区，下同）实施水、气、热大用户与供水、供气、供热企业价格直接交易，参加价格直接交易的天然气用户准入条件为上一年度用气量在100万立方米及以上的企业，市物价局对符合价格直接交易条件的用水、用气、用热企业进行核实，并在泰州价格信息网上公布价格直接交易企业和用户名单，价格直接交易实行双边协商模式，合同期限为1年。该政策主要是针对天然气大用户执行价格优惠政策，即按政府大用户价格直接交易价格指导价给予优惠。

94除庆云中油外，其余燃气公司所在地仅省级层面鼓励上游与工业企业直签购销合同，减少供气环节层级，降低天然气成本，但未出台明确天然气直供政策的专项实施细则或具体实施办法，无明文规定天然气直供模式、直供客户年用气量准入门槛、审批流程、代输价格规则等，短期内预计也不会落地直供实施细则。

截至目前，庆云中油经营区域内没有满足用气量在1000万立方米以上直供条件的用户，不存在大客户直供的情况。

国家推进“X+1+X”油气体制改革（放开上游气源、管住中间管网、放开下游大工业用户），地方不得通过特许经营协议变相禁止工业直供，城燃企业开放自有管网提供代输，不再赚气源差价，仅收取政府核定固定输配费。目前全国已实施的多数成熟省份统一降至1000万立方米/年，若全国直供改革持续推进，各燃气公司所在地发布直供政策，管网公平开放政策落地，区域内工业大客户存在申请直供可能性，但大量中小工业企业年用气低于1000万立方米，将持续向标的公司采购气源，形成稳定增量基本盘，不受直供政策影响，标的公司也将同步实行气源多元化采购、降低采购成本、一企一策差异化定价、缩小与直供气源价

差、提升工业大客户黏性，同时大力拓展中小工业企业、居民及商业用气增量，分散工业大客户依赖，对冲业务分流风险，因此不会对标的公司持续经营能力产生重大不利影响。

2、是否存在客户用气减量、切换气源、自建供气设施分流业务等情况及风险，对各燃气公司持续经营能力的影响报告期内，各燃气公司天然气销量及变动情况如下：

单位：万 m3序号燃气公司2025年度2024年度变动量变动率

1扬州中油6557.188607.94-2050.76-23.82%

2南京洁宁4082.634339.08-256.45-5.91%

3南昌中油1768.661933.27-164.61-8.51%

4南通中油16619.3317045.89-426.56-2.50%

5甘河中油8059.077072.99986.0813.94%

6兴化中油1319.271261.1958.084.60%

7庆云中油2817.532614.72202.817.20%

报告期内，标的公司甘河中油、兴化中油、庆云中油不存在客户用气减量情

95形，其余燃气公司客户用气量有所减少，具体原因如下：

（1）扬州中油报告期内客户用气量减少23.82%，主要系工业用户减少用气

2061.78 万 m3，其中江苏华电因产业规划调整，将原有天然气锅炉蒸汽设备扩

建为分布式能源热电联产并申请了发电天然气指标，导致原来直接供气方式于

2025年变更为管道代输模式而减少用气 1143.04万 m3。扬州中油特许经营区域

面临“点供”气源的价格竞争，部分工业企业为降低用气成本，选择自建供气设施并直接采用 LNG作为气源，导致传统管道天然气销量受到分流，扬州江汉针纺有限公司及扬州马力纺织新材料有限公司等客户2025年部分用气改用蒸汽减

少用气 247.84 万 m3；华伦新材料（江苏）有限公司 2025 年因环保管控要求临

时停产整改导致减少用气 667.75 万 m3，其他客户因 2025 年中美贸易战增加关税导致出口订单减少、生产下降导致用气量下降，如江苏长青农化股份有限公司减少用气 66.03万 m3、扬州中远海运重工有限公司减少用气 65.69万 m3、江苏

天和制药有限公司减少用气 60.33 万 m3，造成工业用户天然气销售收入减少。

随着部分客户产能扩建，如扬州诚德钢管有限公司设备升级改造，产能增加每年会增加用气约400万方，以及环保整改验收后恢复正常生产、中美关系缓和出口订单恢复，预计扬州中油未来工业用户用气会小幅增长。

（2）南京洁宁报告期内客户用气量减少5.91%，略微下降，主要系受市场

需求影响，工业用户、商业用户用气量分别减少 217.16万 m3、46.88万 m3。工业用户用气量下降主要系大客户南京市欣旺达新能源有限公司2025年产品结构

调整同时产量较 2024 年下降，从而减少用气 281.00 万 m3；商业用户用气量下降主要系南京蒙迪塞罗酒店管理有限公司、南京市溧水区晧为大酒店、溧水区爱

琴故事酒店等酒店更换了部分供热方式，导致减少用气量 17.37 万 m3，南京市溧水区柘塘中心卫生院因 2025年受天气暖冬的影响导致减少用气量 5.93万m3。

大客户南京市欣旺达新能源有限公司承接华东区域储能大单，随着储能产线逐步投产、产能持续释放，用气量预计会回升，以及暖冬情况并非长久的因素，叠加

2025年新增商业用户数量较多，新增用户初期用气量尚未充分释放，待用户用

气习惯及经营状况稳定后，用气量也会增加，因此预计未来南京洁宁客户用气会小幅增加。

（3）南昌中油报告期内客户用气量减少8.51%，主要系2025年受天气暖冬

96的影响造成居民采暖用气需求降低而减少用气量 58.43万 m3；受整体经济环境、消费复苏偏弱及商业地产交付放缓的影响，区域商户的用气量需求下降减少

106.19万 m3。但暖冬情况并非长久的因素，叠加居民用户取暖需求增加，以及

随着南昌市持续深化商业领域“瓶改管”、清洁能源替代政策，预计未来南昌中油客户用气会有所增加。

（4）南通中油报告期内客户用气量减少2.50%，略微下降，主要系工业大

客户江苏金桥油脂科技有限公司（以下简称“金桥油脂”）2025年部分改用蒸汽，从而减少用气 627.57万 m3；同时 2025年暂停 CNG 售气业务（2024年 CNG售气 175.01万 m3）导致售气量减少。南通中油将持续完善产业园区、城郊工业片区市政管网敷设，不断拓展特许经营区域居民、工商业用户，客户日达污水厂因园区扩建而产能满负荷运转、西东纺织订单增长而扩大产能、华永汽车和汤臣

新依托商用车及新能源行业利好而订单稳定增长，预计南通中油未来客户用气量会小幅上升。

报告期内扬州中油、南通中油存在部分客户改用蒸汽导致用气量减少，南京洁宁存在部分商业用户更换了供热方式导致用气量减少，以及扬州中油特许经营区域存在部分客户选择自建 LNG气化站进行“点供”分流，除上述情况外，其余燃气公司不存在切换气源、自建供气设施分流业务等情况。扬州中油、南通中油面对经营区域内的蒸汽竞争，采取为用户提供安全、无忧服务的“保姆式”能源方案，再通过“一企一策”价格模式，以提高企业对公司的信任和依赖，增加企业黏性，留住销气量；同时积极与区域内蒸汽企业开展“合作代销”的经营模式，即蒸汽企业产生的蒸汽销售给公司后由公司统一销售给企业终端用户，扬州中油和江苏华电初步达成共识；南通中油与江苏富港热电有限公司自2025年6月开始合作，客户金桥油脂的蒸汽由南通中油代供。南京洁宁面对其他替代能源竞争，通过客户分级管理，定期拜访沟通，增加企业黏性，并借助燃气平台积极寻求新的业务合作机会。随着监管部门对环保、危化品安全专项整治，近几年新增自建点供项目被严格管控甚至叫停，如溧水区2022年已全部清理了LNG点供，且管道天然气较 LNG具备气源充足、价格稳定、供气安全等优势，各燃气公司特许经营区域也不存在大客户直供情况，因此预计不会新增自建供气设施分流业务情形。

97综上，报告期内，甘河中油、兴化中油、庆云中油不存在客户用气减量情形，

扬州中油、南通中油存在部分工业客户改用蒸汽导致用气量减少，南京洁宁存在部分商业用户更换了供热方式导致用气量减少，上述标的公司通过差异化定价、提升服务来增加企业黏性，并借助燃气平台积极开展业务合作；扬州中油特许经营区域存在部分客户自建供气设施分流情形，但管道天然气较 LNG具备气源充足、价格稳定、供气安全等优势，分流情况影响较小，除上述情况外，其余燃气公司不存在切换气源、自建供气设施分流业务等情况，因此，不会对各燃气公司持续经营能力产生重大不利影响。

3、采取的客户维护、业务拓展措施及其有效性

根据各燃气公司出具的说明，各燃气公司采取的客户维护、业务拓展措施及其有效性如下：

燃气是否

序号客户维护、业务拓展措施公司有效

客户维护措施主要包括：

（1）管道化整合点供存量客户：针对区域 7家LNG/CNG点供企业，推动统

一接入市政管网，改用管道天然气；

（2）长协锁价、阶梯定价机制：对龙头企业签订年度大额供气长期协议，锁

定采购量与阶梯优惠气价，稳定核心大客户；

（3）一站式配套增值服务：免费提供管网巡检、用气节能改造、燃气安全培

训、计量设备运维，降低企业用气综合管理成本，提升客户黏性，对中小工商、商业客户效果显著；

（4）分片区专属客户经理制度：船舶产业园、新材料园区、小微产业园专人对接，实时跟进产能、用气需求变动，提前预判减量风险，应急调整供气方案。

1扬州业务拓展措施主要包括：是

中油

（1）居民端集中片区优先开发：聚焦滨江科技城商品房、人才公寓、农村集

中安置区，放弃零散远郊散户开发；依托江都“瓶改管”政府补贴政策，推动餐饮商户管道改造；

（2）工业端绑定园区新建项目：对接万洋众创城、桃园小微企业产业园、临

港重制造预留地块，新项目落地同步配套燃气管道，前置锁定新增制造企业用气需求；对接十五五市级重大工业项目，提前配套管网；

（3）产业配套综合能源方案：为园区企业提供“天然气+蒸汽联动”节能方案、分布式燃气供热一体化服务，对冲单一蒸汽替代竞争；

（4）管网基础设施扩容：开发区建成区由45平方公里拓展至60平方公里，同步新建工业支管、农村安置区管网，扩大覆盖范围，挖掘潜在用气客户。

客户维护措施主要包括：

对于现有用户，通过客户分级管理，定期拜访沟通，增加企业黏性。

2南京业务拓展措施主要包括：是

洁宁

在日常安检及拜访中寻找新的业务合作商机，借助燃气平台达成合作，目前增值类整体业务开展尚可。

客户维护措施主要包括：

3南昌（1）头部商业用户分级包联机制：建立用气前十名的商业用户台账，定期安是

中油

排专人上门走访，对接用户经营动态、用气需求，协调解决用气故障、合规整

98燃气是否

序号客户维护、业务拓展措施公司有效改等问题；

（2）用户节能优化服务：针对用气成本敏感的商户，免费提供用气成本测算、节能灶具改造建议，帮助用户降低单位能耗成本。

业务拓展措施主要包括：

（1）“瓶改管”专项攻坚行动：联合区城管、街道办事处，推动瓶装液化气餐饮商户改造为管道燃气

（2）居民常态化开发：开展社区扫楼，针对已通气小区的未报装散户、未通气老小区进行精准攻坚。

客户维护措施主要包括：

（1）工业大用户按月上门走访，动态掌握企业产能、用气计划，提前匹配供气保障方案；

（2）推行气量阶梯优惠、长协价锁定机制，与核心工业客户签订长期供气合同，锁定基础气量；

（3）为客户提供用气报装、管道改造、年度安全巡检、泄漏检测免费配套服

务等全流程一站式服务，提升客户黏性；

（4）通过管网常态化巡检、冬季提前落实调峰气源，最大限度减少停供、降

4南通压情况，保障供气稳定性。是

中油

业务拓展措施主要包括：

（1）跟进当地新建工业园区、招商落地制造企业，前置配套管网建设，同步

推进煤改气、油改气替代改造；

（2）拓展分布式能源、企业供热托管、燃气设备维保增值业务，拓宽非气收入渠道；

（3）推进区域管网互联互通，提升管网输送能力，承接周边增量用气需求；

（4）主动对接政府能源、发改部门，参与直供政策研讨，争取存量大用户管

网代输业务，弥补零售气量损失。

客户维护措施主要包括：

（1）设立“一企一策”专属服务小组：对万吨级用气工业客户配备客户经理

及技术运维专员，月度上门走访，预判产能、用气变化，提前匹配气源增量，协助企业申报节能、绿色制造补贴，降低综合用能成本；

（2）建立价格联动协商机制：结合上游气源采购波动，在政策允许区间内优

化长期供气合同定价条款，锁定大客户年度用气总量，减少客户转向直供、点供的价格诉求；

（3）提供全流程配套技术服务：免费为企业提供燃气管网改造、窑炉节能技改方案，优化燃烧效率，降低单位产品耗气量，24小时专属抢修、计量校准服务，保障连续生产稳定用气；

（4）遏制自建LNG点供分流合规管控：联动住建、应急、园区管委会开展常

5 甘河 态化专项排查，对管网覆盖区内违规未批先建LNG储罐、点供设施限期整改 是

中油清退；向工业企业宣讲自建点供安全风险、高额投资、物流不稳定短板，对比管道燃气综合优势，引导企业依托市政管网供气；提供厂区支线配套建设优惠方案，降低企业接入管道燃气一次性投资成本；

（5）采取气源与保供配套保障措施：搭建多气源采购渠道，冬季保供足量稳定供气，避免上游限供导致客户减产、切换替代能源，通过LNG应急储备设施，极端工况下兜底供气，形成差异化竞争优势。

业务拓展措施主要包括：

（1）园区新增招商引资项目前置对接：在企业落地建厂阶段提前介入，同步

规划配套燃气管线，锁定新增用气负荷；

（2）推进“煤改气、油改气”技改服务：协助存量高耗能企业完成燃煤、重

油炉具改造，配套优惠供气方案，挖掘存量客户用气增量；

99燃气是否

序号客户维护、业务拓展措施公司有效

（3）拓展分布式能源、厂区供热配套业务：开发燃气锅炉集中供热项目，新增稳定采暖用气；

（4）布局增值服务：燃气设施运维、智慧计量监测、安全托管、节能诊断等

收费服务，拓宽收入渠道，降低对购销差价单一依赖；

（5）政策协同应对措施：主动对接发改委、园区管委会，反馈园区管网基础

设施现状、直供接入硬件瓶颈，推动本地直供政策差异化落地。

客户维护措施主要包括：

（1）工商业客户：建立市场部客户维护跟进计划及市场开发服务专员，定期

跟踪拜访客户发展动态及实施方案，绑定长期稳定意向协议或供气合同；

（2）居民客户：开展小区通气一站式服务、燃气安全上门巡检，提升开户率与复购黏性；

（3）差异化经营：减少西北乡镇低效、高管网投入业务资源倾斜，集中资源

6兴化深耕开发区高毛利供气、配套工程业务，优化业务结构。是

中油业务拓展措施主要包括：

（1）工业端：深度对接兴化经济开发区招商办，跟进近五年发展规划所提及

的多个亿元级新建工业项目，提前介入食品加工、新材料、精密装备企业供气配套；同步承接园区锅炉、炉煤改气清洁改造工程，抢占存量工业用气市场；

（2）居民端：前置对接开发区安置房、人才公寓、商住地块开发企业，2026-2027

区域内将新建42万㎡住宅同步配套管道天然气，有望锁定3800户新增居民用气；西北乡镇仅聚焦集镇小型安置房供气，选择性布局低投入配套项目。

客户维护措施：专人对接、月度用气规划指导、定期安全巡检、采暖季保供。

7庆云业务拓展措施：园区新项目开发、煤改气政策推广、工业差异化报价；措施有是

中油效，客户留存稳定，每年新增用气量。

五、甘河中油报告期内客户集中度较高的原因及合理性，主要客户合作的稳

定性及可持续性，是否存在主要客户流失或采购减量风险

2024年度及2025年度，甘河中油对主要客户（各期前五大）销售占比分别

为86.38%和84.73%，具体情况如下：

2025年度2024年度

序号主要客户合作情况客户主营业务金额占比金额占比（万元）（%）（万元）（%）自2009年开始合作，与该主要生产铝锭、铝合

1黄河鑫业公司建立了金及铝型材、碳素制7323.0033.826563.1433.44

有限公司长期稳定的品合作关系青海银河新能源材自2013年开

主要生产铝铸轧卷、

料有限公始合作，与该2电池壳坯料、大规格司（青海鲁公司建立了4101.5018.943360.3717.12铝扁锭、复合带材坯丰新型材长期稳定的料料有限公合作关系

司）

3青海华鑫自2013年开有价金属综合回收及3109.4114.362933.7214.95

再生资源始合作，与该深加工，锌、铅、铜、

1002025年度2024年度

序号主要客户合作情况客户主营业务金额占比金额占比（万元）（%）（万元）（%）

有限公司公司建立了银、锡、铋、铟、碲长期稳定的等多种有价金属冶炼合作关系自2010年开青海云天始合作，与该

4化国际化主要从事肥料和化工公司建立了2789.0112.882573.5413.11

肥有限公产品生产销售长期稳定的司合作关系自2013年开

铝及铝合金深加工，力同铝业始合作，与该

5产品主要用于车辆及（青海）有公司建立了1024.054.731521.937.75

船舶板材、制罐料、限公司长期稳定的铝箔坯料等合作关系

合计18346.9884.7316952.7086.38

甘河中油主要经营区域为青海西宁甘河工业园区，以有色金属冶炼加工为主导，同步发展盐湖化工、新材料等产业，形成了铅锌铜铝冶炼、碳纤维材料、新能源组件等产业集群。上述前五大客户均为入驻甘河工业园区的大型企业，甘河中油除对第四大客户青海云天化国际化肥有限公司收入类型为管道输送服务收入外，对其余四家企业收入类型均为天然气销售收入。

青海云天化国际化肥有限公司为上市公司云南云天化股份有限公司全资子公司，主营业务为化肥制造，主要产品为尿素、复合肥、磷肥等。天然气是生产尿素的主要原材料之一，根据云南云天化股份有限公司2025年年报，青海云天化尿素产能为60万吨/年，由于对天然气需求量较大，青海云天化直接与中国石油天然气股份有限公司天然气销售青海分公司签订供气合同，经过甘河中油管道运输并支付管道输送费。除青海云天化外，甘河中油其他四家主要客户主营业务均为有色金属冶炼加工。有色金属冶炼加工行业属于高耗能行业，在熔炼、煅烧、保温等步骤均需要消耗大量天然气且需求量与企业产值规模成正比。与此同时，青海西宁甘河工业园区东区目前仅甘河中油和华润燃气两家公司可供上述客户选择，因此报告期内甘河中油前五大客户集中度较高，具有合理性。

根据《城镇燃气管理条例》规定，国家对于燃气经营实行许可证制度。根据《基础设施和公用事业特许经营管理办法》《市政公用事业特许经营管理办法》，城市燃气行业依法实施特许经营，由市、县人民政府市政公用事业主管部门依据

101人民政府的授权负责本行政区域内的市政公用事业特许经营的具体实施，其他企

业在特许经营期限内将无法进入该区域从事相关业务。甘河中油目前经营区域为青海西宁甘河工业园区东区，该区域仅甘河中油及华润燃气两家燃气公司，华润燃气主要面向居民客户，甘河中油主要面向园区内工业客户，占该区域业务量

70%~80%，具有绝对优势。相较于华润燃气的居民客户，工业客户用气量较好预测，同时甘河中油与供应商中国石油天然气股份有限公司建立了成熟稳定的合作关系，加之甘河中油具有丰富的工业客户合作经验，天然气供应更加稳定。其次，青海甘河工业园开发建设有限公司持有甘河中油20%股权，为西宁经济技术开发区管理委员会（以下简称“管委会”）子公司，管委会通常优先向入驻企业推荐甘河中油，在企业前期建设阶段即同步接通水电气等，后期如更换燃气公司，需要重新接装管道，所需时间在3个月左右，将极大影响客户的生产作业，因此如无特殊情况，几乎没有客户更换燃气供应商，且甘河中油前五大客户均为成立以来或开始采购天然气以来即向甘河中油进行天然气采购，合作年限较长，且历史上从未出现客户换天然气供应商的情况，因此客户流失风险较小。

2023年至2025年度，甘河中油对上述主要客户销售金额如下：

单位：万元序号主要客户2025年度2024年度2023年度

1黄河鑫业有限公司7323.006563.145218.24

2青海银河新能源材料有限公司4101.503360.372522.71（青海鲁丰新型材料有限公司）

3青海华鑫再生资源有限公司3109.412933.722174.18

4青海云天化国际化肥有限公司2789.012573.541623.48

5力同铝业（青海）有限公司1024.051521.931123.32

注：2023年度销售金额未经审计。

根据上表，2023年度至2025年度，除力同铝业（青海）有限公司由于铝材市场供过于求，产量下降导致其天然气采购量暂时下降外，甘河中油对其他主要客户销售金额保持稳定增长。同时，根据客户访谈，黄河鑫业有限公司、青海银河新能源材料有限公司、青海华鑫再生资源有限公司及青海云天化国际化肥有限

公司均在未来有扩产计划，预计天然气采购量将进一步上升，因此，甘河中油对上述主要客户的合作具有稳定性和可持续性，客户采购减量风险较小。

102六、各燃气公司与气源供应商的合同签署机制，供应期限、采购价格、采购

数量等主要合同条款的约定情况，是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条款，如是，结合具体合同约定及执行情况，说明相关条款对公司经营的影响；各燃气公司的气源是否具有稳定性，是否存在替代性获取措施，是否存在影响特许经营权持续性的情形和风险

（一）各燃气公司与气源供应商的合同签署机制，供应期限、采购价格、采

购数量等主要合同条款的约定情况，是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条款，如是，结合具体合同约定及执行情况，说明相关条款对公司经营的影响

根据各燃气公司的说明及其与主要供应商签署的气源供应合同等资料，截至

2025年12月31日，各燃气公司与其主要气源供应商的合同签署机制，供应期

限、采购价格、采购数量等主要合同条款的约定情况具体如下：

103燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制

存在：

1（1）短提气量:指供气月买方实际提取气量少于最小月（）“管制气”不区分用气结气量的气量。因不可抗力、管道维检修或其他不可控原构，用气价格按照国家发展改革因无法提取的天然气量不计入月短提气量。（2）短提罚中国石委发布的该省天然气基准门站

18.5%2则:除本合同另行约定外，如果买方在某个供气月内未能油天然价格上浮执行；（）“非提取本合同规定的最小月气量，则买方必须向卖方支付气股份管制气”执行市场调节价格，用

3年合同量短提气量的价款，短提气量按照该供气月约定综合价格1有限公年度2025.4.1-2026.3.31气价格按照本合同附件约定的34952万立方的30%计价。（3）短供气量:指供气月卖方实际供气量司天然合同价格公式执行；（）线下额外

米少于最小月气量的气量。因不可抗力、可中断调峰、管气销售气供气价格按照买方所在区域道维检修或其他不可控原因无法供应的天然气量不计入江苏分交易中心线上交易当月最高成

1.1月短供气量。（4）短供罚则：除本合同另行约定外，如公司交价格的【】倍执行，如无交

果卖方在某个供气月内未能供应本合同规定的最小月气

易中心交易价格参照，则按照卖量，卖方同意买方就该供气月内实际供应的天然气量中方调峰成本加合理收益确定。

与短供气量相等的气量按照该供气月合同约定综合价格

的70%进行支付。

报告期内未触发偏

（1）2025年4月—10存在：月，分月差结算、短提条款，扬州合同量综合销售价格为2.9元/（1）短提气量:指供气月买方实际提取气量少于最小月扬州中油亦可提交气量的气量。因不可抗力、管道维检修或其他不可控原中油方；2025年11月-2026年3月，减免申请进行审分月合同量综合销售价格为3.2因无法提取的天然气量不计入月短提气量。除本合同另批，按照实际采购/行约定外，如果买方在某个供气月内未能提取本合同规泰州中元方。若当月卖方综合采购单价量进行结算定的最小月气量，则买方必须向卖方支付短提气量的价石油昆高于当月综合销售价格，由双方年合同量

2年度仑燃气2025.4.1-2026.3.31以书面形式确认当月销售价格。1592款，短提气量按照该供气月约定综合价格的30%计价。万立方

合同2（2）短供气量:指供气月卖方实际供气量少于最小月气有限公（）线下额外气供气价格按照米量的气量。因不可抗力、可中断调峰、管道维检修或其司买方所在区域交易中心线上交

1.1他不可控原因无法供应的天然气量不计入月短供气量。易当月最高成交价格的【】倍

除本合同另行约定外，如果卖方在某个供气月内未能供执行，如无交易中心交易价格参应本合同规定的最小月气量，卖方同意买方就该供气月照，则按照卖方调峰成本加合理内实际供应的天然气量中与短供气量相等的气量按照该收益确定。

供气月合同约定综合价格的70%进行支付。

中海石（1）非采暖季：基础量1价格存在：

油气电为2.5000元/立方米（含税），（1）增提气气量：供气期内任一合同月，如买方有超过年合同量

3集团有年度2025.4.1-2026.3.31基础量2价格为2.9000元/立方182.50分月合同量的百分之一百零三（103%）增量需求，双方万立

限责任合同米（含税），浮动价格气量价格应协商一致并签署《增提气确认函》。

P 方米公司江 为 元/立方米（含税）； （2）短缺气量：对于任一合同月发生的短缺气量，卖方苏分公（2）采暖季：基础量1价格为应向买方支付偏差结算款，偏差结算款的计算方式为：

104燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制

司2.5000元/立方米（含税），基础月度短缺气量*短缺月天然气加权价格*10%。

量2价格为3.2000元/立方米（含（3）欠提气量：对于任一合同月产生的欠提气量，买方税），浮动价格气量价格为 P元 应向卖方支付偏差结算款，偏差结算款的计算方式为：

/立方米（含税）月度欠提气量*欠提月天然气加权价格*10%。

其中：P=上海石油天然气交易中心公布的供气当月中国进口现

货 LNG到岸价格（CLD）月均

价*汇率*0.03696*1.09+0.38

存在：

1（1）短提罚则：除本合同另行约定外，如果买方在某个（）年合同基础量销售价格参供气月内未能提取本合同规定的最小月气量，则买方必江苏深照卖方采购综合价格+0.05元/立须向卖方支付短提气量的价款。短提气量价格按照该供燃压缩方米，其中非采暖季价格原则不年合同基础

4年度2025.4.1-2026.3.312.93/600气月的天然气价格的20%执行。天然气超元立方米，如遇上游价量为万

合同（2）短供罚则：除本合同另行约定外，如果卖方发生短

有限公格政策调整，双方另行协商；（2）立方米供气量，卖方同意买方就该供气月内实际供应的天然气司乙方增量部分销售价格，以每月气量中与短供气量相等的气量按照该供气月的天然气价

甲方出具的《价格确认函》执行。

格的80%进行支付，卖方该供气月内实际供应的剩余天然气气量，买方应按照该供气月的天然气价格进行支付。

存在偏差结算条款：南京洁宁与用户保

1.1 最小月气量=最小日量×所在月天数-D 持密切沟通，在与

1.2 “D”为供气月内因不可抗力、管道维检修或其他 上游签订购气协议

1不可控原因未能供应的全部数量之和。之前统计分析用户（）结算价由两部分组成：基

+1.3短提气量：指供气月买方实际提取气量少于最小月需求量，以书面的础价固定价差。其中基础价依6.1气量的气量。因不可抗力、管道维检修或其他不可控原形式确认需求量，据条款约定的分月合同量，

南京溧因无法提取的天然气量不计入月短提气量。并要求其上报需求按照中国石油天然气股份有限

水中石年合同量1.4短提罚则：除本合同另行约定外，如果买方在某个量的周期和上游合

5南京年度油燃气2025.4.1-2026.3.31公司天然气销售江苏分公司统3520万立方供气月内未能提取本合同规定的最小月气量，则买方必同签订周期保持一

洁宁合同一销售价格政策计算得出，计算有限公米须向卖方支付短提气量的价款，短提气量按照该供气月致，同时书面告知方法参见【附件】固定价差为

司0.25/约定综合价格的30%计价。用户超短提的风元方。

21.5短供气量：指供气月卖方实际供气量少于最小月气险，要求用户尽可（）线下额外气供气价格双方量的气量。因不可抗力、可中断调峰、管道维检修或其能精确的落实用气通过价格确认函进行确认。

他不可控原因无法供应的天然气量不计入月短供气量。需求，每日进行用

1.6短供罚则：除本合同另行约定外，如果卖方在某个户的用气量跟踪做

供气月内未能供应本合同规定的最小月气量，卖方同意到及时提醒、及时买方就该供气月内实际供应的天然气量中与短供气量相告知，避免后期造

105燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制

等的气量按照该供气月合同约定综合价格的70%进行支成用量偏差带来不付。必要的损失。通过对用户每周、每月、每季度进行用量分析，综合研判用户的用气情况，做到用户需求量的尽量准确；如确实遇到用户突发减产或国际形势变动等因素造成的短提则充分与溧水昆仑沟通争取免除偏差结算；

报告期内未发生左述条款

安徽中甲方按照采购综合单价+0.35元/年合同量6油燃气年度2025.4.1-2026.3.31方作为给乙方的气价。（甲方应480万立方不存在-有限公合同提供每个月采购依据或与上游米司的合同）。

中海油管道气价格（元/方）=到站价（资+以价格确认南京空源采购价）气化管输费，经双

7年度南京港能源2025.9.26-2026.9.25方协商一致，每月25函的方式确日前以价不存在-

合同认次月用气洁宁有限公格确认函的方式确认次月用气计划量司计划量及价格买卖双方根据上游气源情况协南京滨商约定，通过“价格确认函”进

8海燃气年度2021-至今行确认，如果出现上游限气，若53.31万方不存在-

有限公合同

买方需保供，则双方对限供部分司气体的供气价格另行协商。

转供管道天然气价格按综合单存在：虽存在左述条款约

南昌市价加转输费结算。甲方购进天然1.照付不议：定，在实际结算过

9南昌燃气集年度-气综合单价：甲方每月实际支付1685在任一年度，乙方无论是否提取均有义务按照付不议量程中，公司与供应万方

中油团有限合同上游公司天然气费和管输费、采向甲方付款。商实际未执行相关公司 购 LNG费用，以及其它额外气 2.照付不议量任一年度的照付不议量按下列公式确定:照 照付不议条款，实源天然气费用总和。按甲方上游付不议量=年计划量*照付不议系数-双方因不可抗力事际系每月结算气

106燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制

购进的各气源比例乘以各气源件而受影响的气量量，严格以双方现价格，分开核算后得出。照付不议系数：90%场共同计量交接的转输费：根据南昌市行政审批局其中:双方因不可抗力事件而受影响的气量=（平均日计实际输气量为准，《关于明确我市燃气管网代输划量*不可抗力事件的影响持续的日数）-（不可抗力事按实际用气据实结价格的通知》（洪行审字【2019】件持续期间实际提取的天然气气量）。算

167号）要求，转输费自2020年3.照付不议量的付款义务

9月1日起按0.225元/立方米人乙方对照付不议量的付款义务按下述方式计算:民币结算。照付不议金额=（照付不议量-已付款的年实际气量）*转供价格。

最小用量：

日合同量为月合同量除以当月实际天数所确定的天然气数量。交付期内每一日的最大日合同量应为该日的日合同量乘以一点一（1.1）；最小日合同量应为该日的日合

同量乘以零点九（0.9）。若日用气范围不在标准范围

（0.9-1.1），月用气量达到标准范围，则不产生超提罚金。

补提气：

（1）如果在某个交付年度的任何时候，一旦乙方已提取的年实际气量达到该交付年度的年合同量的百分之九十

（90%），则在符合本合同规定的最大小时流量、最大

日合同量前提下，乙方有权提取其已付款但尚未提取的天然气气量（“补提气量”），直至达到该交付年度的年合同量为止。

（2）为避免疑义，甲方应免收乙方提取补提气的一切费用，但若提取补提气之日的交付点价格已按规定被上调，则乙方应将提取补提气之日的交付点价格（以适用者为准）与第十三款所述的适用于补提气发生之交付年度的

交付点价格（以适用者为准）的差价，乘以实际提取的补提气量而计算得出的差价总额支付予甲方。若提取补提气之日的交付点价格已按规定被下调核减后的价款作为乙方的预付款。

10南通中国石年度2025.4.1-2026.3.31（1）“管制气”不区分用气结年合同量存在短提罚则：虽存在左述条款约

中油油天然合同构，用气价格按照国家发展改革24478万立除本合同另行约定外，如果买方在某个供气月内未能提定，在实际结算过

107燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制

气股份委发布的该省天然气基准门站方米取本合同规定的最小月气量，则买方必须向卖方支付短程中，通过用户自有限公价格上浮18.5%执行；（2）“非提气量的价款，短提气量按照该供气月约定综合价格的主申报月度气量、司天然管制气”执行市场调节价格，用30%计价。用户的日常用气量气销售气价格按照本合同附件3约定的短供罚则：除本合同另行约定外，如果卖方在某个供气分析以及气源筹划江苏分价格公式执行；（3）线下额外月内未能供应本合同规定的最小月气量，卖方同意买方等措施，南通中油公司气供气价格按照买方所在区域就该供气月内实际供应的天然气量中与短供气量相等的报告期内未触发这

交易中心线上交易当月最高成气量按照该供气月合同约定综合价格的70%进行支付。一条款交价格的【1.1】倍执行，如无交易中心交易价格参照，则按照卖方调峰成本加合理收益确定。

存在偏差结算条款：

15偏差结算

15.1最小月气量-最小日量 x所在月天数-D

15.2“D”为供气月内因不可抗力、管道维检修或其他

不可控原因未能供应的全部数量之和。

15.3短提气量：指供气月买方实际提取气量少于最小月

1气量的气量。因不可抗力、管道维检修或其他不可控原（）“管制气”不区分用气结

因无法提取的天然气量不计入月短提气量。

构，用气价格按照国家发展改革15.4短提罚则：除本合同另行约定外，如果买方在某个中国石委发布的该省天然气基准门站甘河中油的提气量

供气月内未能提取本合同规定的最小月气量，则买方必油天然价格上浮18.5%执行；（2）“非与上游签署的天然年度须向卖方支付短提气量的价款，短提气量按照该供气月气股份管制气”执行市场调节价格，用气购销合同、甘河天然2年合同量约定综合价格的30%计价。11甘河有限公气价格按照本合同附件约定的中油的月度销气计气购2025.4.1-2026.3.3138650万立方15.5短供气量：指供气月卖方实际供气量少于最小月气中油司天然价格公式执行；（）线下额外划及用户用气计划销合米量的气量。因不可抗力、可中断调峰、管道维检修或其气销售气供气价格按照买方所在区域基本一致，报告期同他不可控原因无法供应的天然气量不计入月短供气量。

青海分交易中心线上交易当月最高成

1.115.6

内未触发偏差结

短供罚则：除本合同另行约定外，如果卖方在某个公司交价格的【】倍执行，如无交算、短提条款供气月内未能供应本合同规定的最小月气量，卖方同意易中心交易价格参照，则按照卖买方就该供气月内实际供应的天然气量中与短供气量相方调峰成本加合理收益确定。

等的气量按照该供气月合同约定综合价格的70%进行支付。

15.7除本合同另行约定外，界定买方短提气或卖方短供

气责任依据本合同第5.4款规定的月平均交付压力。实际完成气量低于用户最小月量时，如月平均交付压力高于约定的最低平均交付压力，则买方承担短提责任，按照本合同第15.3款、第15.4款约定进行违约赔偿。如月

108燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制

平均交付压力低于约定的最低平均交付压力，则卖方承担短供责任，按照本合同第15.5款、第15.6款约定进行违约赔偿。

存在：

15偏差结算

15.1 最小月气量=最小日量 x所在月天数-D

15.2 “D”为供气月内因不可抗力、管道维检修或其他

不可控原因未能供应的全部数量之和。兴化中油已建立全

15.3短提气量:指供气月买方实际提取气量少于最小月周期用气预测，根

1气量的气量。因不可抗力、管道维检修或其他不可控原据客户用气量及生（）“管制气”不区分用气结

因无法提取的天然气量不计入月短提气量。产能力等多方面综构，用气价格按照国家发展改革15.4短提罚则:除本合同另行约定外，如果买方在某个供合数据，按周按月中国石委发布的该省天然气基准门站油天然价格上浮18.5%2气月内未能提取本合同规定的最小月气量，则买方必须进行调研统计工商执行；（）“非向卖方支付短提气量的价款，短提气量按照该供气月约业终端用气数据，气股份管制气”执行市场调节价格，用

2年合同量定综合价格的30%计价。并根据合同月度指12有限公年度2025.4.1-2026.3.31气价格按照本合同附件约定的31224万立方15.6短供罚则：除本合同另行约定外，如果卖方在某个标量提前与中石油司天然合同价格公式执行；（）线下额外

米供气月内未能供应本合同规定的最小月气量，卖方同意沟通调整月度、年气销售气供气价格按照买方所在区域

买方就该供气月内实际供应的天然气量中与短供气量相度提气计划，将实江苏分交易中心线上交易当月最高成

兴化1.1等的气量按照该供气月合同约定综合价格的70%进行支际用气量与合同约公司交价格的【】倍执行，如无交中油付。定基础气量偏差控易中心交易价格参照，则按照卖15.7除本合同另行约定外，界定买方短提气或卖方短供制在允许浮动范围方调峰成本加合理收益确定。

气责任依据本合同第5.4款规定的月平均交付压力。实内，报告期内未触际完成气量低于用户最小月量时，如月平均交付压力高发偏差结算、短提于约定的最低平均交付压力，则买方承担短提责任，按条款照本合同第15.3款、第15.4款约定进行违约赔偿。如月平均交付压力低于约定的最低平均交付压力，则卖方承担短供责任，按照本合同第15.5款、第15.6款约定进行违约赔偿。

泰州金6.2液化天然气价格由供气方制

13路天然框架2025.1.2定，执行当前市场价格，以电子起长期有效58.94万方不存在-

气有限协议渠道报价提前通知购气方3.46

公司元/方中油中具体以双方14年度泰能源2025.01.01-2025.12.31价格以双方盖章的《价格确认盖章确认的不存在-合同函》为价格依据，3.41元/方（珠海）《计划确认

109燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制有限公单》为供气

司量依据11.57万方

（1）“管制气”不区分用气结构，用气价格按照国家发展改革存在：

委发布的山东省天然气基准门（1）短提气量:指供气月买方实际提取气量少于最小月站价格上浮18.5%执行；（2）“非气量的气量。因不可抗力、管道维检修或其他不可控原中国石管制气”执行市场调节价格，用因无法提取的天然气量不计入月短提气量。除本合同另油天然气价格按照本合同附件2约定的行约定外，如果买方在某个供气月内未能提取本合同规气股份价格公式执行；（3）线下额外定的最小月气量，则买方必须向卖方支付短提气量的价年合同量

15有限公年度2025.4.1-2026.3.31气供气价格按照买方所在区域1583.96款，短提气量按照该供气月约定综合价格的30%计价。报告期内未触发短万立

司天然合同交易中心线上交易当月最高成（2）短供气量:指供气月卖方实际供气量少于最小月气提条款方米

气销售交价格的【1.1】倍执行，如无交量的气量。因不可抗力、可中断调峰、管道维检修或其山东分易中心交易价格参照，则按照卖他不可控原因无法供应的天然气量不计入月短供气量。

公司方调峰成本加合理收益确定。除本合同另行约定外，如果卖方在某个供气月内未能供注：本合同及附件中价格均不含应本合同规定的最小月气量，卖方同意买方就该供气月山东省内管输费，卖方按照山东内实际供应的天然气量中与短供气量相等的气量按照该省发展改革委核定的山东省内供气月合同约定综合价格的70%进行支付。

庆云管输费一并收取。

中油（1）综合结算价格：综合结算

存在：（1）短提：若买方在短提量产生后次月内完成补

价格为政府指导价资源价格、市提的，则补提量应按照短提量产生时有效的综合结算价场调节价资源价格（由基础量、格支付天然气价款外无需支付额外费用。若买方在短提定价量、顺价量和调峰量组成），中国石量产生的次月后完成补提的，除按照短提量产生时有效所有分类价格加权平均计算的油化工3的综合结算价格支付天然气价款外，还应向卖方支付延单价（结果保留至小数点后股份有期补提调节费。

位）。其中，政府指导价资源价限公司年合同量延期补提调节费按下列方式计算：非采暖季延期补提非

16年度2025.3.31-2026.3.31格按照买方适用的省基准门站报告期内未触发短天然气1.84/18%1076.80万立采暖季产生的短提量或采暖季延期补提采暖季产生的短合同价【】元方上浮确定，

分公司2.171/方米提量的，延期补提调节费按补提量乘以0.1元/提条款方计算。

即含税价元方；市场调节

山东天（2）短供：合同期内，当存在短供量时，经卖方要求，价资源价格按照本合同附件一

然气销买方应尽合理努力安排用气需求，尽可能提取卖方补供确定。自长输管线与所在省（市）售中心的短供量，补供气量应自短供量中扣除。合同期结束时，级管线连接点至交付点之间的

若仍存在短供量的，则在供气期内最后一期结算时由卖管输费将另行支付。

2方向买方支付短供补偿：短供补偿金额=剩余短供量×该（）额外量按照附件一所述额

等剩余短供量产生时的天然气综合结算价格×15%。

外量结算价格进行结算。

110燃气主要气合同

是否存在“照付不议”“偏差结算”“欠提”等补偿条补偿条款报告期内序号公司源供应签署供应期限采购价格采购数量款执行情况名称商名称机制乐陵中合同有效期内根据买卖期间上经双方协石油昆

17框架合同签订之日起至游市场价格行情变化，由双方协定，卖方根仑燃气

协议2028.12.31不存在-商确定，不同时段的价格调整以据买方实际有限公价格确认函为准需求量供气司

供气量为2-3

山东中万方/日，具

18邑燃气年度2025.4.1-2026.3.31按照双方签章确认的量价确认体以每月双不存在-

有限公合同函为准方签章确认司的量价确认函为准

注1：主要供应商指各燃气公司2025年度前五大供应商，如单一供应商采购金额占比在50%及以上的，则未列举其他供应商情况。

111如上表所述，各燃气公司与其部分气源供应商（如中石油、中海油、中石化等）签署了包含“偏差结算”、“短提罚则”等补偿条款的采购合同，该类条款为上游天然气供应合同中常见的格式条款，具备行业普遍性。根据合同约定，如果各燃气公司在某个供气月内未能提取合同规定的最小月气量，则必须支付最小月气量与该供气月买方实际提取气量差值部分的价款，该部分天然气按照该供气月本合同约定综合价格的一定比例计价，如中石油为30%、中海油10%。虽然各燃气公司报告期内未触发“偏差结算”和“短提罚则”条款，不存在实际执行的影响，但未来在履行过程中，若各燃气公司因提取气量不足而触发上述条款，则各燃气公司需要额外支付经营成本，会对其业务、财务状况以及经营业绩造成不利影响。

针对标的公司“偏差结算”、“短提罚则”等补偿条款可能面临的风险，上市公司已在重组报告书“重大风险提示”之“二、与标的公司相关的风险”及

“第十二章风险因素分析”之“二、与标的公司相关的风险”中补充披露，具

体如下：

“（二）天然气采购合同中“偏差结算”、“短提罚则”条款对标的公司经营带来的风险标的公司与其气源供应商如中石油、中海油、中石化等签署了包含“偏差结算”、“短提罚则”等补偿条款的采购合同。根据合同约定，如果标的公司在某个供气月内未能提取合同规定的最小月气量，则必须支付最小月气量与该供气月买方实际提取气量差值部分的价款，该部分天然气按照该供气月本合同约定综合价格的一定比例计价。若标的公司因提取气量不足而触发上述条款，则标的公司需要额外支付经营成本，并对其业务、财务状况以及经营业绩造成不利影响。”

（二）各燃气公司的气源是否具有稳定性，是否存在替代性获取措施

根据各燃气公司的说明及其提供的资料，各燃气公司的气源均具有稳定性，且具备替代性获取措施，具体如下：

序号燃气公司名称气源稳定性替代性获取措施

1 扬州中油目前气源主要由西气东 多渠道上游采购、自建 LNG应急扬州中油

输冀宁联络线江都分输清管站输调峰储罐、跨区域管网互济调度、

112序号燃气公司名称气源稳定性替代性获取措施送，与上游中石油天然气销售江市场化现货平台交易竞拍补充采苏分公司、江苏深燃长期签订稳购、需求侧调峰配套等。

定供气协议；此外，2024年从西气东输泰州分输站建成高压管道，与泰州昆仑开始稳定合作，具备多重替代性补充渠道，可规避断供、季节性缺口风险。

目前南京洁宁以中石油溧水昆仑

南京洁宁通过中石油溧水昆仑公司的气源为主，安徽中油气源与上游供应商保持密切沟通，及作为补充，中海油南京空港气源时了解和研判当前合同量批复的作为调峰，同时与江宁华润签署

2政策，尽可能争取充足的合同内了备用资源采购框架协议。提前南京洁宁气量，特别是冬季燃气紧缺期的预测每月、每日跟进用量，并做计划内气源，及时了解超短提方好与周边燃气公司的互联互通，面的政策及信息，使得其气源稳在需求量增加或某一气源出现波定。动的情况下及时与其他公司做好应急保供，多气源供应。

为进一步丰富气源获取渠道、降

低单一气源依赖、筑牢供气安全底线，结合区域燃气供应布局及行业运营模式，南昌中油后续可通过两种合规可行的方式实现气

源替代补充，具体方案如下：

（1）可独立向中石油天然气销售江西省分公司申请开立专属用气账户，每年自主申报年度用气指标、完成气量结算，气源输送环为应对上游管输气气量波动、用节依托南昌市燃气现有管网进行

气高峰缺口等保供风险，南昌市代输，在不新增大规模管网建设燃气集团配套建有云湾 LNG储 成本的前提下，实现气源渠道多备站，可在气源供应不足时及时元化；

启动调峰保供，有效弥补气量缺（2）内部兄弟管网对接转供模

3南昌中油口、平抑供气波动。依托成熟的式：安义县燃气公司为集团内部

上游保供机制与应急调峰保障能兄弟单位，具备成熟的气源供应力，双方已保持十余年稳定合作，与管网运营条件。南昌中油可依南昌中油上游转供气源持续平规向南昌市自然资源和规划局申

稳、可靠，至今未出现断供、气请管线路由规划审批，新建输气量大幅波动等问题。管线实现与安义县燃气管网互联互通，依托内部单位资源优势，由安义县燃气公司提供天然气转供保障。

该内部协同供气方案具备沟通成

本低、落地效率高、供气稳定性

强的显著优势，可快速形成备用供气通道，构建“外部主供+内部互保”的双重气源保障体系，大幅提升公司整体供气安全与抗风险能力。

113序号燃气公司名称气源稳定性替代性获取措施

（1）多上游气源合作：除核心管

道气源外，计划同步与中石化、中海油、省内地方燃气平台签订

备用供气框架协议，形成多上游气源备选渠道；依托全国天然气

交易中心平台，灵活采购现货LNG 补充日常缺口；

南通中油供气以西气东输冀宁联

（2）LNG 应急储备兜底：自有

4络线管道天然气为主力气源，配南通中油储配站常态化保持足额库存，管

套自建 LNG 储配站调峰，整体道气源紧张时即时气化补充管气源供应稳定可靠。

网；非采暖季低价窗口期提前囤货，平抑冬季气源采购成本；

（3）跨区域气源互济机制：与南

通市区、海安、靖江等周边燃气

企业签订应急气源互供协议，突发气源短缺时可通过互联互通管道临时调配气量。

甘河中油气源采用长输管道输送，整体供应稳定，常规生产周期气源足额稳定；极端冬季保供

期仅存在增量气量约束，基础生 上游多主体气源采购替代、LNG

5甘河中油产用气不受影响；双气源体系可液态气源兜底替代、基础设施互

有效对冲单一管道气源波动、检联互通替代保障等。

修、限供风险，整体保供可靠，未发生过长时间大范围停供气事件。

兴化中油同步与泰州金路天然

气、中油中泰能源签订长期购销框架，两家企业具备独立气源采购渠道与本地储配能力，可分峰调配用气，在冬季用气高峰、中兴化中油第一大气源为中石油天

石油气源调度收紧时段，分担用然气销售江苏分公司，长期签署气需求，均衡月度用气负荷，大年度供气协议，拥有固定年度基幅降低单一气源依赖风险；泰州

6础供气额度，中石油作为省内核兴化中油金路天然气、中油中泰能源作为

心管道气源方，管网覆盖泰州全固定替代管道气源，可在中石油域，气源资源、输配管网供应能气源减量或计划不足时，提升供力具备强保障，是其稳定供气核气负荷，足额填补用气缺口，两心支撑，气源稳定。

家供应商均具备随时增供能力，可快速切换补充 LNG 进行供应。

多渠道气源搭配可对冲单一渠道

价格上涨风险，气源切换不会对经营成本造成突发冲击。

（1）与上游（中石油、中石化） （1）与多家LNG贸易企业签订应

供气企业签订的天然气购销合急供气框架协议，当管道气源减量、

7 同，约定年度基础供气量、供气 限供时，可快速采购液态LNG，通庆云中油压力，明确上游保供责任、气量过气化站气化后接入市政管网，快违约补偿条款，锁定基础用气总速补足供气缺口，作为核心替代气量，保障居民、工商业日常用气源；

114序号燃气公司名称气源稳定性替代性获取措施

基本盘稳定；（2）与周边同行业燃气企业签订供

（2）公司燃气管网分别与山东中气协议，极端供气短缺时期，可通

邑燃气有限公司、乐陵中石油昆过互联互通管网实施跨区域气量调

仑燃气有限公司两家燃气公司燃剂，作为外部气源补充替代手段；

气管网互联互通，实现不同气源（3）建立日气量监测、周气源研判、管网之间气量互转、调度互补，冬季保供专项调度机制，实时跟踪提升管网供气抗波动能力。上游供气、储气存量、管网负荷，提前预判气量缺口，第一时间启动LNG采购、气源切换、可中断用户限供等替代保障措施。

（三）是否存在影响特许经营权持续性的情形和风险如本题回复之“一、详细列示标的资产及控股、参股燃气公司（以下简称各燃气公司）特许经营权的具体情况，包括但不限于合同中关于授权区域、范围、有效期限、排他性约定、评估考核要求、违约责任、合同解除、续期条件及优先

续约权等方面的具体约定，并结合报告期内经营合规性和考核情况，国家及所在地关于城燃企业规模化、集团化整合相关政策情况，说明各燃气公司特许经营权是否存在无法续期或被提前收回的风险”所述，各燃气公司特许经营权无法续期的风险较小，持有的特许经营权被提前收回的风险较小，不存在影响特许经营权持续性的情形和风险。

七、报告期内及期后国际天然气（LNG、管道气）、国内陆上长协气、现

货气等天然气市场价格走势，价格波动对公司气源采购成本、综合用气成本、毛利率及盈利能力的影响，各燃气公司采取的上下游价格联动机制等应对价格波动的措施及其有效性，是否存在阶段性价格倒挂、盈利承压的情况，并结合天然气市场化定价政策、主要销售区域所在地管道燃气上下游价格联动机制及终端销售价格定价政策、《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》等政策文件的具体内容，分析相关价格机制变化对各燃气公司采购价格和销售价格、盈利水平的影响

（一）报告期内及期后国际天然气（LNG、管道气）、国内陆上长协气、现货气等天然气市场价格走势

报告期内及期后，国际天然气市场价格走势如下：

115单位：美元/百万英热单位

注：数据取自同花顺 iFinD 数据库

国际天然气价格的主要基准包括美国 HH、欧洲 TTF 及亚洲 JKM，美国的天然气供应形式主要是本国生产的管道气，欧洲、东北亚的天然气供应主要依赖LNG。上图以美国 HH现货价、欧洲 TTF现货价和日韩 LNG到岸价反映国际天然气价格走势。

报告期内，受国际政治局势、气候变动及产能释放等因素影响，全球天然气市场价格在波动中呈现先涨后跌趋势。报告期后，受中东地缘风险影响，国际天然气市场价格在2026年3月左右达到顶峰超过20美元/百万英热单位，后逐渐回落。2026年 6月末，美国 HH现货价、欧洲 TTF现货价和日韩 LNG到岸价分别回落至3-4美元/百万英热单位、14-15美元/百万英热单位和16-17美元/百万英热单位水平。

报告期内及期后国内天然气市场价格走势如下：

116单位：元/立方米

注：数据取自同花顺 iFinD 数据库、上海石油天然气交易中心、隆众资讯

国内陆上长协气主要系通过跨境陆地管道自独联体国家输入的管道天然气，上图以海关总署发布的气态天然气进口均价反映报告期内及期后国内陆上长协

气的价格走势；国内主流机构发布的天然气现货价格以 LNG价格为主，管道气价格信息相对分散，中国管道天然气现货价格由上海石油天然气交易中心自2025年 12月起首次发布，无法覆盖报告期，上图引用国内 LNG市场价走势反映国内天然气价格走势。

报告期内，国内天然气市场价格呈现略微下降的总体趋势。报告期后，陆上长协气价格仍然保持稳定，受中东地缘风险影响，LNG价格自 2026年 3月起大幅上升，管道天然气现货价格自2026年4月起大幅上升，在2026年5月达到峰值后开始回落。

（二）价格波动对公司气源采购成本、综合用气成本、毛利率及盈利能力的影响

报告期内，各燃气公司天然气采购单价及天然气销售业务毛利率情况如下：

2025年度2024年度

燃气公司采购单价毛利率采购单价毛利率

甘河中油1.6333.03%1.6732.62%

南通中油2.5918.20%2.6816.56%

1172025年度2024年度

燃气公司采购单价毛利率采购单价毛利率

南京洁宁2.9414.93%3.168.34%

南昌中油2.9811.16%3.0212.31%

扬州中油2.7313.86%2.8013.57%

庆云中油2.711.76%2.73-3.42%

兴化中油2.7213.96%2.736.82%

各燃气公司的上游气源主要来自中石油，其气源主要由自产气及管道进口气构成，受国际局势和地缘政治影响较小，是国内天然气供应的压舱石。报告期内国内天然气价格呈略微下降趋势，未发生大幅波动，对各燃气公司采购成本、综合用气成本、毛利率及盈利能力未造成重大影响。

（三）各燃气公司采取的上下游价格联动机制等应对价格波动的措施及其有效性，是否存在阶段性价格倒挂、盈利承压的情况价格联动政策逐步深化，改善了天然气上下游供需矛盾，各燃气公司通过积极推动顺价、调价，保障公司合理的营收效益。各燃气公司实行上下游价格联动应对价格波动的具体措施包括：对接政府价格监管部门，沟通区域内天然气调价周期与调价机制；以月度、季度（非采暖季、采暖季）为周期，测算公司采购成本，对比现行销售价格，若存在综合价差低于配气价格，向监管部门汇报申请采取价格联动机制。报告内及期后，各燃气公司未出现价格倒挂及因此导致的盈利承压情况。

（四）结合天然气市场化定价政策、主要销售区域所在地管道燃气上下游价格联动机制及终端销售价格定价政策、《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》等政策文件的具体内容，分析相关价格机制变化对各燃气公司采购价格和销售价格、盈利水平的影响

各燃气公司的销售定价政策、主要销售区域所在地管道燃气上下游价格联动机制及终端销售价格定价政策详见本核查意见“问题一、关于经营情况及持续经营能力”回复之“二、分客户类型，结合报告期内客户数量、单客户用气量、定价规则、调价周期、销售单价、采购单价等具体情况及其变化原因，以及上述因素与可比公司的对比情况，销售及采购价格与政府定价或指导价、当地市场价格

118的匹配性等，补充说明各燃气公司天然气销售业务收入及毛利率存在波动的原因及合理性，与同一经营区域内可比公司同类业务相比是否存在差异”之“2、报告期内按客户类型的定价规则、调价周期具体情况及其变化原因”。

2025年7月28日，国家发展改革委、国家能源局下发《国家发展改革委国家能源局关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》（发改价格〔2025〕1014号），就完善省内天然气管道运输价格机制提出指导意见，包括明确定价权限和范围、合理确定定价模式、科学核定价格水平等，与各燃气公司现行的销售定价政策、采购定价政策基本吻合。

报告期内及期后，各燃气公司适用的定价机制并无重大变化，对各燃气公司采购价格、销售价格、盈利水平无重大影响。

八、南通中油、甘河中油天然气代输业务的收入确认政策，采用总额法或净

额法确认收入，是否符合《企业会计准则》的有关规定，报告期内相关收入存在波动的原因及合理性；天然气代输费用的定价依据及价格公允性和合规性

（一）南通中油、甘河中油天然气代输业务的收入确认政策，采用总额法或

净额法确认收入，是否符合《企业会计准则》的有关规定天然气代输业务是指城市燃气公司或大工业用户自天然气卖方购入或委托

标的公司购买管道天然气后，无法直接从天然气卖方处或通过上游管网接入该气量，由标的公司通过自建及经营的管道、设施输送至指定交气点并收取代输费用的方式。

在我国现行天然气管理体制下，上游气源供应商对管道天然气的采购实行用气指标管理，只有取得用气指标的企业才可以和上游气源供应商签订采购合同采购管道天然气，未取得用气指标的用户，无法直接从上游气源方采购管道天然气，据此标的公司代输业务分为以下两种模式：

1、有气源指标客户：代输客户（一般为城市燃气公司或大工业用户）从上

游天然气供应商购入管道天然气，并向标的公司申报调度，标的公司在其预付合同款后，通过自有下载点代其从上游管网下载该气量并计量，通过自建及经营的管道、设施输送至指定交气点并收取代输费用，完成财务结算。

该方式下标的公司仅收取管输费，不涉及转让商品，按照收取的管输费金额

119确认天然气代输收入。

2、无气源指标客户：代输客户委托标的公司自上游供应商购买管道天然气，

标的公司按合同量购买管道天然气后，通过自建及经营的管道、设施输送至指定交气点，代输客户按标的公司采购综合单价加上代购气量管输费与标的公司结算。

该方式下标的公司为代理人，按照加收的代购气量管输费金额确认天然气代输收入，即按照净额法确认天然气代输收入。

根据《企业会计准则第14号——收入》第三十四条规定：“企业应当根据其在向客户转让商品前是否拥有对该商品的控制权，来判断其从事交易时的身份是主要责任人还是代理人。企业在向客户转让商品前能够控制该商品的，该企业为主要责任人，应当按照已收或应收对价总额确认收入；否则，该企业为代理人，应当按照预期有权收取的佣金或手续费的金额确认收入，该金额应当按照已收或应收对价总额扣除应支付给其他相关方的价款后的净额，或者按照既定的佣金金额或比例等确定。

企业向客户转让商品前能够控制该商品的情形包括：（一）企业自第三方取

得商品或其他资产控制权后，再转让给客户。（二）企业能够主导第三方代表本企业向客户提供服务。（三）企业自第三方取得商品控制权后，通过提供重大的服务将该商品与其他商品整合成某组合产出转让给客户。

在具体判断向客户转让商品前是否拥有对该商品的控制权时，企业不应仅局限于合同的法律形式，而应当综合考虑所有相关事实和情况，这些事实和情况包

括：（一）企业承担向客户转让商品的主要责任。（二）企业在转让商品之前或之后承担了该商品的存货风险。（三）企业有权自主决定所交易商品的价格。（四）其他相关事实和情况。”具体分析如下：

判断因素公司实际情况结论

虽然公司与上游供应商、下游客户分别签订采购合同

1、企业承担和销售合同，形式上公司承担合同责任，但若上游供

向客户转让应商限供，公司履约能力将受限，且燃气质量由气源公司未承担主要责任

商品的主要方决定，公司作为中间方不具备质量控制能力。

责任客户因自身无指标而选择与公司交易，本质上是购买公司的“指标资源”而非商品本身。

120判断因素公司实际情况结论

2交易具有瞬时性特征，采购与销售在时间上高度匹、企业在转配，公司未实质承担存货积压风险；

让商品之前

售价为公司上游采购单价为基础固定加价，公司未实或之后承担公司未承担存货风险质承担存货价格变动风险；

了该商品的

客户提供月度用气计划，公司根据客户用气计划确定存货风险采购量，“以销定采”，公司未实质承担风险。

3、企业有权销售价格以上游采购成本为基础加固定加价，该加价

自主决定所幅度远低于正常市场销售价格差，仅为覆盖运营成本公司定价权受限

交易商品的及获取合理服务费，且受到政府定价指导，公司不具价格备完整的销售定价权综上，标的公司向客户转让商品前不拥有对该商品的控制权，为代理人，因此采用净额法核算合理，符合《企业会计准则》的有关规定。

（二）报告期内相关收入存在波动的原因及合理性

报告期内，南通中油和甘河中油代输量、代输收入及单价数据如下：

2025年2024年项目代输量（万代输收入单价（元代输量（万代输收入单价（元/立方米）（万元）/立方米）立方米）（万元）立方米）

南通中油17535.471522.750.0931197.892753.360.09

甘河中油55956.802305.730.0456155.702327.240.04

报告期内，标的公司天然气代输业务单价保持稳定，天然气代输业务收入的变动主要受下游客户生产经营的用气需求影响。2025年度，南通中油天然气代输业务收入减少，主要系代输业务客户的个别终端用户自建输气渠道，输气需求减少所致，收入波动具有合理性。

（三）天然气代输费用的定价依据及价格公允性和合规性《国家发展改革委关于印发〈天然气管道运输价格管理办法（暂行）〉和〈天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）〉的通知》（发改价格规〔2021〕818号）规定：管道运输价格实行政府定价，按照“准许成本加合理收益”的方法制定。

《国家发展改革委国家能源局关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》（发改价格〔2025〕1014号）规定：省级发展改

革部门应在严格开展成本监审的基础上，按照“准许成本加合理收益”的方法核定省内天然气管道运输价格，即通过核定准许成本、监管准许收益确定准许收入，

121考虑输气量（周转量）确定管道运输价格。

1、南通中油系根据上述两个文件及《省发展改革委关于印发<江苏省城镇管道燃气配气价格管理办法>的通知》（苏发改规发〔2025〕3号）文件第十八条：

“燃气企业之间的转供和为第三方提供代输服务的价格，由双方协商确定”。公司综合考虑客户年度代输量及代输成本后，经和客户协商确定代输价格，代输价格公允合规。

2、甘河中油所在区域无政府出台的关于天然气管道运输价格政策，公司系

参照上述两个文件规定，综合考虑客户年度代输量及代输成本后，经和客户协商确定代输价格，代输价格公允合规。

九、结合特许经营区域内城镇化率、常住人口、居民户数、工商业企业数量

及结构、产业规划、新增房地产开发规模、工业投资项目规划、管网覆盖率、居

民及工商业用户渗透率以及上述因素变化趋势，其他能源发展情况及与天然气的替代关系、市场竞争情况，分析各燃气公司各项细分业务的持续经营能力

（一）南通中油

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率南通中油特许经营区域覆盖江苏省南通市如皋市除主城区合围片区以外的全部乡镇区域。2023年末全市常住人口121.91万人，城镇人口77.83万人，城镇化率为63.8%；2024年末如皋市常住人口121.78万人，城镇人口78.73万人，城镇化率为64.65%，2025年末如皋市户籍人口135.88万人，2025年末常住人口、城镇常住人口、常住人口城镇化率未在官方统计公报公布。根据近年数据，呈逐年稳步提升态势。随着各镇产业集聚、农民集中安置及港产城一体化持续推进，城镇化水平仍有进一步提升空间。

（2）居民户数

2024年度如皋市居民住户43.8万户，其中在用管道燃气居民住户17.22万户。2025年度如皋市居民住户43.5万户，其中在用管道燃气居民住户18.56万户。户数总量基本稳定，在用管道燃气居民户数呈持续增长态势。各镇农民集中

122安置、全域土地综合整治持续落地，住宅开发具备持续性。

（3）工商业企业数量及结构

截至2024年末，如皋市市场主体总量达21.63万户，工商业经营主体体量庞大。工业领域拥有规上工业企业1019家，工业经营主体总量超3600家，形成高端装备制造、新材料两大主导产业与生命健康、新能源汽车零部件两大优

势赛道协同发展的产业格局；全市资质建筑业企业703家，现代建筑产业优势突出。商贸流通、零售服务类市场主体数量众多，大量个体工商户扎根城乡市场。

整体市场呈现小微企业为主体、规上企业为骨干、民营经济为主力的格局，工业制造与商贸服务业相互支撑，城乡工商业网点全域覆盖。

截至2025年末，如皋市市场主体总量突破22.4万户，工商业经营主体规模持续壮大。工业领域拥有规上工业企业1112家，工业经营主体总量超3600家，构建 “3+2+X” 先进制造业体系，聚焦新型电力装备、汽车零部件、高端装备、新材料、生命健康主导赛道；全市资质建筑业企业720余家，现代建筑产业优势突出。商贸流通领域市场主体数量庞大，批发零售、居民服务业态覆盖城乡。整体呈现小微企业为主体、规上企业为骨干、民营经济为主力的格局，工业制造与商贸服务业协同发展。

市场主体总量逐年稳步增长，商业占比最高，工业集中于长江镇、城北街道等重点园区，公共服务机构覆盖各镇中小学、卫生院及养老设施。

2、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

南通中油经营区域产业布局呈现差异化特征。长江镇构建先进新材料、高端装备制造、智能终端、商贸物流“3+1”产业体系，同步发展滨江文旅及生活服务业；白蒲镇定位液压装备及精密新材料配套；磨头镇建设智能制造园区，主导精密零部件、电力电子及光伏配套产业；石庄镇承接船舶海工及智能装备配套加工；高新区重点发展软件开发、大数据、直播电商、低空经济等数字经济产业；

城北街道布局汽车零部件、氢能储能及新型电力装备，构建"前港后园"临港配套协同格局。其余乡镇以特色农业、文旅餐饮及小微加工为主。整体产业体系多元，工业与服务业协同发展。

123（2）新增房地产开发规模

2024年如皋市住宅竣工面积249.07万平方米，结合区域商品住宅平均单

套建筑面积约110平方米测算，全年新增竣工住宅约22640套；全年商品住宅销售面积212.11万平方米，折算成交住宅约19280套。2025年如皋市住宅竣工面积约232万平方米，按照区域商品住宅平均单套建筑面积110平方米测算，全年新增竣工住宅约21090套；全年商品住宅销售面积约203万平方米，折算商品住宅成交约18450套。

南通中油特许经营区域房地产开发呈现“零星商品房、集中安置为主、老旧改造持续配套、商业存量焕新迭代”的结构性特点。长江镇为开发核心板块，人才公寓、滨江商业带来最大增量；高新区、城北街道以园区配套、集镇老旧改

造为主；其余乡镇依托农房集聚、集镇更新形成稳定补充。新增住宅多为改善型户型，燃气采暖配套普及率高，单户用气规模提升；长期各镇全域土地综合整治、农村安置规划持续落地，住宅与商业开发具备持续性，为居民、商业用气业务提供稳定新增客户支撑。

（3）工业投资项目规划

长江镇2025-2030年聚焦高端船舶海工装备、精细化工新材料、新能源配套

及现代冷链物流加工四大赛道，每年落地亿元以上工业技改及新建项目8-12个；

城北街道重点布局汽车零部件、氢能储能、电力智能装备及生命健康制造，每年实施千万元以上技改项目20个以上；其余地区不再新增工业用地指标，不规划规模化产业园。工业投资集中于重点园区，增量稳定可控。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

市政中压管网各镇区已基本覆盖到位，能够满足重点镇区及产业园区用户接入需求。

（2）居民用户渗透率

2024年末，南通中油累计在用气居民用户4.9万户，按区域内总居民户数约

39.75万户计算，居民用户管道燃气渗透率18.6%，2025年末，南通中油累计在

124用气居民用户5.38万户，按区域内总居民户数约39.45万户计算，居民用户管道

燃气渗透率20.6%。渗透率逐年稳步提升但整体仍处较低水平，市场开发空间较为广阔。随着政府推进燃气进村及农民集中安置配套工作，后续居民用户开发规模将持续上升。

（3）工业用户渗透率

2024年末，南通中油累计已通气工业用户192户，区域内工业用户0.61万户，有生产加热用气需求工业主体421户，渗透率46%，2025年末，公司累计已通气工业用户223户，区域内工业用户0.62万户，有生产加热用气需求工业主体442户，渗透率50%。

（4）商业用户渗透率

2024年末，南通中油经营区域内合规具备管道燃气通气条件的餐饮、住宿、公服类商业经营主体共约13200户，公司累计在用气商业用户168户，整体渗透率约1.3%；2025年末，经营区域内合规具备管道燃气通气条件的餐饮、住宿、公服类商业经营主体共约14050户，公司累计在用气商业用户212户，整体渗透率约1.5%。

4、其他能源发展及替代关系

南通中油经营区域内替代能源主要包括瓶装液化气、电能及生物油。瓶装液化气为管道燃气在零散商业及未通气居民场景的直接竞争品类，随着燃气安全整治及“瓶改管”政策持续推进，长期来看管道燃气对瓶装液化气呈正向替代趋势。

电能在中小规模、低负荷用气场景具备一定替代效应，但在大火力烹饪及工业加热场景，天然气在使用成本及加热效率方面优势较为明显。生物油仅在少量餐饮商户使用，不构成系统性替代。

5、市场竞争情况

同行业管道燃气竞争方面，如皋市共有两家管道燃气企业，双方特许经营区域边界明确，实行同城同价，不存在直接市场竞争。

替代能源竞争方面，以瓶装液化气、电能、生物油为核心竞争品类，具体替代关系如前述。目前经营区域内无 LNG点供、自建供气站等其他违规供气主体，

125管道燃气仍是区域内居民及非居民用户供气的主流方式。

6、各项细分业务持续经营能力分析

（1）居民燃气业务

居民用气属复购式刚性需求，受宏观经济周期波动影响较小。当前居民渗透率约14%，存量待开发规模较大，政府推进燃气进村及农民集中安置配套将持续释放新增用户。居民业务能够提供长期稳定的基础现金流，对冲工商业用气周期性波动，持续经营能力稳固。

（2）商业燃气业务

餐饮、学校、卫生院、养老食堂等属民生刚需用气，宏观下行期需求下滑幅度远小于工业。当前商业渗透率较低，存量瓶装气及醇基燃料用户在燃气安全整治及“瓶改管”政策推动下将批量转化；各镇集镇焕新、滨江文旅及农贸市场持

续新增餐饮商户，新增资源不存在断档风险。商业业务中长期增长确定性较强，持续经营能力良好。

（3）工业燃气业务

长江镇临港化工、海工及合金热处理企业连续生产、单户用气量较高，是公司营收核心支柱。长江港工业园区规划期末管道燃气普及率目标为全覆盖，长江镇及城北街道持续落地新建及技改工业项目，用气增量较为稳定。工业业务为公司贡献核心营收及利润，具备较强持续经营能力。

综合来看，南通中油居民、商业、工业三类业务结构均衡，工业用气贡献核心营收。特许经营区域边界清晰、无同业管道竞争，存量待开发用户储备充足，叠加各镇长期产业规划及安置住宅开发持续释放新增客户，整体持续经营能力较强。

（二）甘河中油

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率甘河中油特许经营区域位于青海省西宁市经济技术开发区甘河工业园区东区，园区主要承载工业生产职能，常住人口规模较小且多为产业工人，不具备传

126统意义上独立计算城镇化率的完整统计基础，相关数据纳入西宁市及湟中区整体城镇化统计。

（2）常住人口

截至2026年5月底，工业园东区入驻企业从业人员约2万人，配套常住居民约0.4万人，整体人口规模偏小，以务工流动人口为主，常住人口增速平缓，人口自然增长空间有限。

（3）居民户数甘河中油居民通气户数745户，均为外围村镇（甘河滩镇坡东村、坡西村及鲁沙尔镇海马全村）。上述三个行政村共计1168户，常住户数941户。居民用户规模较小，集中于园区周边村落。

（4）工商业企业数量及结构

截至2025年末，甘河中油经营区域内工业企业约81户，占比39%；餐饮住宿类经营商户约120户，占比57%；商务办公类企业1户；公共服务机构约8户，占比3%。实际产生燃气用气需求的企业、餐饮、住宿及食堂类经营主体约

130余户。产业结构以电解铝、锌铜冶炼、大型复合肥化工等重工业为主体，商

业及公服配套为辅，工业占比突出。

2、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

根据甘河工业园区“十五五”规划，园区做强有色冶金与盐湖化工两大核心产业：巩固电解铝、锌等现有产能，以绿电改造升级存量、承接新增铝产能，同步发展再生金属、稀贵金属提取、炭素配套及铝镁/铝锂等合金深加工；稳定

硅铁、铬铁产能，拓展硅钙等特种合金。依托盐湖锂钾镁硼资源，布局锂电、钠电、镁基化工、高端硼材等精深加工并搭建产业研发平台；壮大各类工业及医用

气体产业，依托冶炼尾气生产甲醇，实现冶金化工循环耦合。同步搭建固废综合利用体系，推进冶炼渣、粉煤灰有价金属回收，布局动力电池、光伏风电设备等废旧资源回收及绿色可降解材料产业。配套完善储能、绿氢绿氨、绿色算力、CCUS 碳利用等新能源低碳业态，补齐仓储物流、水热气电路网、人才公寓等生

127产生活公共配套，健全全链条产业支撑体系。

（2）新增房地产开发规模

甘河工业园区以工业用地为主，商住配套用地供给严格管控，房地产开发规模较小，仅配套企业职工保障性宿舍及小型园区商业配套公寓，无大规模商品住宅开发，居民用气市场增长空间相对有限。

（3）工业投资项目规划

2026年1月，园区成功引进青海硅基新材料科技有限公司硅碳高性能纳米

新材料一体化项目（总投资19亿元）及成都蜀虹装备制造股份有限公司低氧铜

杆连铸连轧项目（总投资3亿元），合计总投资22亿元。目前，硅基公司项目已完成备案，正全力推进用地等前期工作；蜀虹公司项目已完成企业注册，为完善产业链条、提升产业集聚效应注入了新活力。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

甘河工业园区次高压及中压管网已基本覆盖到位，覆盖率100%，基础设施较为完善。

（2）居民用户渗透率

截至2026年5月底，甘河中油累计在用气居民用户745户，开发通气居民均为外围村镇居民，居民渗透率为79.17%。

（3）商业用户渗透率

截至2026年5月底，甘河中油经营区域内合规具备管道燃气通气条件的餐饮、住宿、公服类商业经营主体共约130户，公司累计在用气商业用户53户，整体渗透率约40.77%。其中酒店、机关及食堂等规模以上商业主体渗透率为98%；

小型个体餐饮及背街零散商户渗透率约40%。剩余未通气商户多使用瓶装液化石油气、生物油或全电气化设备经营，部分存在合规硬伤，暂不作为市场开发主力。

（4）工业用户渗透率

截至2026年5月底，甘河中油经营区域内合规具备管道燃气通气条件的工128业用户约67户（81户中14户为低效企业），公司累计在用气工业用户40户，

整体渗透率约60%。

4、其他能源发展及替代关系

甘河中油经营区域内的替代能源主要包括电能、煤炭、瓶装液化石油气及生物油等，各类能源与管道天然气的替代关系具体如下：

电力方面，青海地区光伏、风电资源禀赋突出，园区配套大型煤电项目相继落地，工业电价呈持续下行趋势；同时，电解铝行业逐步推行全绿电生产模式，电炉、电阻炉及电加热设备成为企业技术改造的优先选择，对工艺热源用天然气形成直接替代。截至目前，园区内铝加工企业已于2022年全面完成热源技改工作，现阶段主要用气点集中于碳素车间、铸轧车间等环节，园区生产经营条件未发生实质性不利变化，不会出现铝加工企业客户大规模流失的情形。

煤炭方面，受政策严控新增燃煤锅炉、存量燃煤设施限期改造等因素影响，区域内仅少量备用热源得以保留，长期来看煤炭对天然气的替代空间有限，但短期内仍具备一定成本优势。

自建 LNG 点供方面，部分龙头企业具备自建低温储罐及气化装置、脱离公共管网供气的技术可行性，但鉴于前期投入较大、安全用气标准较高且安全风险相对突出，该模式对管道零售气量的分流影响较为有限。

光伏+储能一体化方面，综合能源服务商以打包形式向中小工业及商业客户提供光伏加电制热解决方案，对采暖、烘干等用气需求形成持续分流。

瓶装液化石油气方面，其作为管道燃气在零散商业及未通气居民场景下的直接竞争品类，商业端主要覆盖背街小巷底商及小型餐饮商户，居民端则以少量未通气老旧住宅住户为主，相关用户主要因管道燃气初装费用较高、经营租期较短或居住流动性较大等因素选择使用瓶装液化石油气。

5、市场竞争情况

特许经营零售端方面，工业园东区全域管道燃气终端零售、居民接驳及园区公共管网运维由甘河中油与华润燃气两家特许经营。园区东区总用气户数130余家，甘河中油客户93户（工业40户、商业53户），占比约72%，华润燃气占

129比约28%。目前园区市场已接近饱和，格局相对稳定，大客户燃气供应合同签订

周期为五年，客户持续签约率100%。

跨主体分流竞争方面，上游中石油直接对接三千万方级大用户直供，仅依托公司管网代输，影响购销差价利润；LNG 贸易商及点供企业面向未通管网小微企业及有意自建储罐大厂提供液态气源点供；电力综合能源服务商打包光伏、电

制热及储能，争夺采暖及烘干用气市场；外围县域燃气企业仅可拓展园区外村镇散户，无法进入工业核心区。竞争核心在于特许经营权仅保护终端零售，管网公平开放及大用户直供政策打破工业气源独家购销权，竞争由“区域排他”转为“气源购销、综合能源服务”全方位竞争。

6、各项细分业务持续经营能力分析

（1）居民燃气业务

居民炊事用气电力替代较弱，需求具有刚性，外围村镇具备待开发用户储备，中长期存在小幅增量空间。但区域人口基数较小、新增住宅规模有限，年度新增用户数量较少，规模效应不足。冬季居民采暖多选择电采暖，采暖用气渗透率较低，单户用气量远低于城市居民。居民管网运维人工成本具有刚性，单用户毛利相对微薄。居民业务不会出现萎缩，可提供稳定小额现金流、摊薄管网固定成本，但无法成为核心盈利支柱，仅作为配套兜底业务，具备基本持续经营能力。

（2）工商业零售业务

中等规模工业及商业客户未达直供门槛，形成稳定基本盘。精细化工及保护气工艺具备不可替代性，留存刚性用气。园区持续引进新材料及循环化工项目，带来新增中等用气负荷，可对冲部分减量，具备基本持续经营能力。

（3）管网代输业务

管网公平开放政策要求大用户直供必须依托现有园区公共管网代输，代输费用由双方协商确定，收益可预期、波动较小。龙头企业即便直购气源仍无法自建全覆盖高压管网，持续产生代输现金流。管网负荷提升可摊薄折旧及巡检固定成本，提升整体资产回报率。该业务不受上游气价波动影响，仅与管网输送气量挂钩，抗大宗商品周期能力较强。极少数超大型企业自建专属高压分输管线的影响有限，大范围脱网概率较低。管网代输业务中长期增长确定性较强，将逐步替代130工商业零售成为公司第一大稳定现金流业务，是保障企业持续运营的核心压舱石，

持续经营能力较强。

（4）增值业务

公司具备成熟的场站运维、管网检修、设备维保及用户安全检查专业团队，依托现有人员、技术、设备及属地服务资源，无需新增大量固定投入，即可拓展用户技术服务、设备维保、隐患整改、安全托管等增值业务。依托园区稳定的工业用户及供暖用户资源，市场需求稳定、获客成本低，能够在主营业务基础上持续挖掘增量收益，进一步拓宽营收渠道、提升整体盈利水平，同时盘活现有人力技术资源，提升团队综合利用率与经营效益。

综合来看，公司增值业务具备较强的持续经营能力。从基础条件来看，公司深耕园区供气服务多年，熟悉辖区内用户设备工况、管网布局及安全风险特点，具备属地化、专业化、快速化服务优势，相较于外部服务商响应更快、适配性更强、信任度更高，核心竞争优势明显。从市场需求来看，园区工业企业、供暖用户基数稳定，设备定期维保、安全隐患排查属于刚性需求，市场存量充足、持续性强。从经营模式来看，增值业务依托现有团队开展，边际成本极低、抗风险能力强，可长期作为主营业务的有效补充。后续随着公司服务体系标准化、品牌化建设完善，客户黏性与市场占有率将持续提升，增值业务可实现长期稳定、可持续经营。

（三）扬州中油

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率扬州中油特许经营范围为江苏省江都经济开发区大桥镇。2024年江都区城镇化率为63.74%，2025年提升至64.31%，呈稳步提升态势。集镇老城区、滨江科技城及产业配套安置区构成城镇集中建成区，随产业集聚及人口导入持续推进，城镇化水平仍有提升空间。

（2）常住人口

2024年末江都区常住人口92.96万人，其中户籍人口约98.51万。2025年末

131常住人口92.95万人，户籍人口97.63万人。近两年数据小幅回落，人口规模整

体保持平稳，数值细微变动主要源于外来务工人员正常流动调整。

（3）居民户数

受江都区2025年度相关数据暂未更新影响，本次列示2023年、2024年居民户数，分别为33.55万户、33.38万户。整体居民户数规模保持平稳态势。

（4）工商业企业数量及结构

2024年全区有922家规模以上工业企业，新增规上?业企业103家。2025年，全区规上工业企业突破1000家、亿元以上企业167家，较“十三五”期末分别净增419家、44家，五大产业集群规上工业开票销售1180亿元，占全区规上企业比重达90%。工业企业以船舶制造、钢管加工、化工、机械装备为主，企业规模及质量较高。服务业企业方面，城市商业集聚效应持续增强，商服用户用气规模保持平稳运行。

2、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

开发区聚焦船舶海工、高端装备、新材料、汽车零部件等先进制造业，打造沿江临港制造基地。中信泰富、中远海运等龙头企业引领产业升级，重点发展新能源海工、半导体封装、碳基新材料、高端液压电气等方向，构建“前港后厂”临港产业格局。产业定位高端、龙头企业带动效应显著。

（2）新增房地产开发规模。

房地产开发以产业配套住宅为主。2024年新增人才公寓竣工12万平方米，

2025年新增集中公寓竣工8万平方米，2026年规划新增8万平方米，“十五五”

合计规划新增集中公寓总建筑面积约28万平方米。商品住宅供应有限，主要为人才公寓、产业配套宿舍及集中安置住宅，新增住宅与产业发展高度协同。

（3）工业投资项目规划

2025年全年固定资产总投资98.32亿元，工业技改及新建制造投资75.20亿元，当年新签约亿元制造项目31个，新增10亿级落地项目5个。2026年市级重大工业项目包括扬州中远海运绿色智能造船升级百亿级技改项目、高性能水处

132理膜及智能清洁设备项目、海工涂装焊接机器人智能制造项目、三江营工业地块

新材料项目、商用车智能操作平台研发制造项目等。工业载体平台方面，万洋众创城、桃园路小微企业产业园及临港重制造预留地块持续推进。中长期"十五五"期间每年技改投入不低于30亿元，优先招引新能源海工、碳基新材料项目，新增标准厂房累计超80万平方米。工业投资强度较大、项目储备较为充足，工业用气增量具备长期支撑。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

扬州中油经营区大桥镇全域实行开发区加镇域一体化输配体系，配套双高压气源及LNG应急储罐。2024年全域综合管网覆盖率83.5%，2025年提升至 86.7%，

2026年规划提升至90%。城镇及产业片区持续全覆盖，农村片区管线通达率逐年提升。

（2）居民用户渗透率

扬州中油经营片区全域具备管道入户条件居民合计约3.88万户。2024年已通气开户1.42万户，综合居民气化率36.6%，其中城镇社区气化率84.2%。2025年已通气开户1.65万户，综合气化率43.4%，城镇社区气化率89.5%。2026年目标新增3200户，年末通气户数1.97万户，综合气化率提升至50.8%。城镇区域已接近饱和，农村集中村居及远郊零散农村仍有开发空间，整体渗透率呈稳步提升态势。

（3）工商业用户渗透率

截至2026年5月底，扬州中油管网覆盖工商业用户953户。2024年已通气

126户，综合渗透率13.2%，其中规上工业渗透率92.1%，商业渗透率81.3%。

2025年已通气148户，综合渗透率16.6%，规上工业渗透率95.5%，商业渗透率

84.7%。规上工业及规模商业渗透率已处高位，综合渗透率偏低主要系大量贸易

类企业不使用天然气所致。实际用气企业渗透率较高，增量主要来自新建项目及“瓶改管”改造。

1334、其他能源发展及替代关系

蒸汽为工业领域主要替代能源。扬州地区蒸汽价格2025年为260-270元/蒸吨，折算天然气约3.15-3.3元/立方米。部分纺织、医药、化工企业同时使用天然气与蒸汽，集中供热覆盖范围内企业优先选择管道蒸汽。天然气在供热管网未覆盖区域及特定工艺环节仍具备不可替代性。

CNG/LNG自建点供为另一类竞争形态。经营范围内历史形成 7家CNG/LNG接收站，主要服务船舶制造及钢管加工等大型企业。通过“管道化”整合策略，存量点供企业已逐步置换为管道天然气，目前仅剩少量存量待替代。

5、市场竞争情况

同行业管道燃气竞争方面，公司拥有全域管道天然气特许经营权，区域边界明确，无直接同业管道竞争，市场边界清晰。

替代能源竞争方面，主要为集中供热蒸汽及历史遗留的自建 CNG/LNG点供站。自建站治理持续推进，2024年完成 2家船厂 CNG点供管道置换，2025年完成诚德钢管替代规划编制，2026 年全面推进存量 7家 CNG/LNG 接收站管道化改造，逐步清退点供存量。上游中石化廉价井口气通过点供形式渗入特许经营区域，对销量及价格形成一定冲击，但随着管道化整合推进，竞争格局持续优化。

6、各项细分业务持续经营能力分析

天然气销售为公司核心主营业务，近年业务规模稳步攀升。客户群体以工业用户为核心，广泛覆盖化工、机械制造、船舶制造、钢管加工等多个行业，单用户用气规模较大。公司针对大客户建立“一户一策”专属服务体系，客户黏性较强。依托中远海运等龙头企业技改扩产及新建项目落地，工业用气增量稳定，天然气销售业务持续经营能力突出。

伴随城镇化、新农村建设持续推进，乡村居民生活品质稳步提升。加之人居环境整治、“瓶改管”及乡镇管网贯通等专项工作落地，区域居民通气户数持续增长，居民用气需求稳步提升。城镇区域已接近饱和，农村集中村居仍有开发空间，居民业务提供稳定基础现金流，持续经营能力稳固。

餐饮、酒店、学校、医院等商用场景属民生刚需用气领域。依托城市生活品

134质升级、商业布局优化及特色商业街区建设，城市商业集聚效应持续增强，区域

商服用户用气规模保持平稳运行，基本面稳健。

扬州中油核心主营天然气销售业务规模稳步增长，工业龙头企业带动效应显著，居民及商服业务提供稳定补充，增值业务持续培育。区域临港产业定位清晰、工业投资强度较大、重大项目储备充足，叠加自建站管道化整合持续释放增量，各项细分业务均具备良好的持续经营能力。

（四）南京洁宁

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率

南京洁宁特许经营区域位于南京市溧水区经济开发区，下辖15个社区和2个行政村，全域以产业新城、城镇居住片区为主。2024年溧水区城镇化率为

67.02%，2025年城镇化率为67.16%，城镇化已处于较高阶段。

（2）常住人口

2024年末溧水区常住人口51.42万人，比上年增长0.2%。2025年末常住人

口51.85万人，比上年增长0.8%。人口规模整体保持稳定增长，无大规模人口流入或流出趋势。

（3）居民户数

根据官方最新统计数据，溧水区2023年居民户数为17.43万户，2024年增长为17.76万户，用户规模实现稳步提升。

（4）工商业企业数量及结构

截至本核查意见出具日，南京洁宁经营区域内有620余户工业企业、3600余户商业用户、136户公服用户，登记在册的经营类商事主体共约1万户。其中餐饮住宿类经营商户538户，占比5.4%；商务办公类企业约9400户，占比94%；

公共服务机构136户，占比1.4%。实际产生燃气用气需求的餐饮、住宿及食堂类经营主体约350户。规上企业309家，“四上”工业企业463家，高新技术企业533家，国家级专精特新“小巨人”11家，省专精特新中小企业53家，企业质量较高，以高端制造业为主。

1352、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

溧水经济开发区已形成“四大制造产业链加临空现代服务业”的双轮驱动格局，制造业占园区总产值75%以上。四大制造产业链分别为千亿级新能源汽车、200亿级智能装备制造、智能家居与智能终端、医药与食品制造。产业定位高端，

制造业集群效应显著。

（2）新增房地产开发规模

居民用户已安装入户7万余户。根据近期规划，围绕四大制造业集群布局租赁型公寓，除大型工业企业自建宿舍外，规划租赁性公寓3000套，无大规模商品住宅开发，新增住宅以产业配套租赁为主。

（3）工业投资项目规划

短期三年即2026—2028年，规划累计完成工业投资600亿元以上，年均工业投资增速不低于12%。每年签约亿元以上工业项目不少于20个，其中10亿元以上链主项目不少于6个。2028年经开区规上工业总产值突破1200亿元，新能源汽车产业链产值冲击1000亿元。中长期“十五五”期间累计工业总投资超1000亿元，建成新能源汽车及临空智造两大千亿级产业集群。工业投资强度较大，重大项目持续落地，工业用气需求具备长期增长支撑。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

溧水经济开发区行政面积138平方公里，南京洁宁市政管网160多公里，管网覆盖率约85%，主要产业园区及城镇建成区已实现覆盖。

（2）居民用户渗透率

截至2026年5月底，居民用户管道燃气渗透率超89%，整体处于较高水平。

剩余未通气用户主要为长期空置房源、零散出租住户、特殊户型老旧住宅及少量

瓶装液化石油气用户。通过网格化管理、安全宣传及“瓶改气”推进，渗透率仍可小幅提升。

（3）商业用户渗透率

136截至2026年5月底，商业用户整体渗透率约75%。其中连锁品牌餐饮、大

中型酒店、机关及写字楼食堂等规模以上商业主体渗透率超85%，小型个体餐饮及背街零散商户渗透率约70%，学校、社区、养老福利机构及医院等社会服务型用户渗透率超90%。剩余未通气商户多使用全电气化设备经营，部分存在暗厨房、无自然通风等合规硬伤。整体渗透率已处较高水平，增量以存量转化及新增商户配套为主。

4、其他能源发展及替代关系

南京洁宁经营区域内替代能源主要包括瓶装液化石油气、电力、管道蒸汽及生物质能源。

瓶装液化气方面，依托“瓶改管”补贴政策，沿街餐饮及老旧小区逐步完成钢瓶气置换，瓶装液化气市场持续萎缩，管道天然气为政策优先推广的替代方案。

电力方面呈双向替代、场景分化特征。安全监管要求密闭地下室餐饮及通风不足商铺改为全电厨房，分流部分用气需求。但工业高温加热、持续稳定热源及冬季采暖场景，用电高峰时段电价较高，燃气锅炉经济性更强，天然气存在反替代效应。受毗邻机场限批光伏项目政策影响，光伏发电替代规模有限。总体来看制造业领域电力对天然气利用影响较小。

管道蒸汽为大型工业锅炉的主要替代热源。开发区集中供热管网覆盖范围内，规模企业优先采购管道蒸汽，部分食品制造企业改用管道蒸汽，不再自建燃气蒸汽锅炉，直接减少工业天然气消费量。2021年大唐南京热电投产供热后对天然气市场形成一定冲击，2024年后已逐步消除原天然气锅炉用户减量后的业绩下滑现象，2025年天然气市场略有回升。远离热网的中小企业仍使用燃气锅炉。

生物质能源方面，南京对生物质燃料开放态度尚不明确，且受区域污染物排放指标约束，暂不构成主要替代。

5、市场竞争情况

同行业管道燃气竞争方面，南京洁宁特许经营区域边界明确为南京溧水区经济开发区，无直接同业管道竞争，市场边界清晰。

替代能源竞争方面，主要为管道蒸汽及存量瓶装液化气。管道蒸汽对工业用

137气存在一定分流，但天然气气源价格下浮时仍可争取回流。生物质燃料竞争存在政策不确定性。目前经营区域内无 LNG点供、自建供气站等其他违规供气主体，管道燃气仍是区域内合规供气的主要能源。

6、各项细分业务持续经营能力分析

（1）居民燃气业务

居民用户刚需属性突出，存量底盘稳固，新建产业配套公寓持续补充增量，用户规模不会出现萎缩，业务可长期稳定存续。虽然面临气价管制及运维成本上升等问题，售气利润增长有限，但始终是企业经营最稳定的基础板块。6万多居民用户也是增值服务的重要平台，持续经营能力充足。

（2）工业燃气业务

工业用户客户结构优良，高端制造业刚性用气构成稳定底盘，政策壁垒有效守住核心市场，气价顺价机制保障盈利水平。虽然面临集中供热及电能替代带来的分流压力，但通过深耕大客户、开发新建项目等措施，工业用气业务能够保持平稳运营。随着千亿级新能源汽车产业链持续扩容，工业用气增量具备支撑，持续经营能力较强。

（3）商业燃气业务

商业用气占比较大的多为大中型酒店、连锁餐饮、医院等用户，经营周期较长，停业风险较低，用气连续且稳定。中小型餐饮用户虽受行情影响较大，存在闭店或转让风险，但区域内推行的"瓶改管"政策持续扩大商业用户基数，整体商业气量逐步提升。大中型优质客户占比较高，商业用气基本盘稳固，持续经营能力良好。

（4）用户工程业务

用户工程依托特许经营优势，订单来源多元，总体回款质量良好，业务具备较强可持续性。短期面临住宅开发减量、成本上涨及收费受限等压力，但通过大力拓展“瓶改管”与老旧小区改造项目，优化施工成本管控，可有效对冲增量下滑影响。工程业务能够长期保持稳定营收与利润，持续经营能力较强。

南京洁宁各项细分业务均具备稳固的经营基础，居民业务托底、工业业务支

138撑、商业业务补充、工程业务协同，叠加区域高端制造业集群持续扩容带来的增量空间，整体持续经营能力较强。

（五）南昌中油

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率

南昌中油特许经营区域位于南昌市红谷滩区核心建成区，属纯城市建成区域，经营区域城镇化率为100%，城镇化已处于饱和状态，不存在进一步提升空间。

（2）常住人口

南昌中油经营区域覆盖沙井街道全域及卫东街道部分核心片区，常住人口约

14万人。区域属红谷滩区最早成片开发的成熟居住板块，人口密度高于周边平均水平，人口规模整体保持稳定，无大规模人口流入或流出趋势。

（3）居民户数

南昌中油经营区内居民住宅约5.14万户，截至2026年6月底，在用管道燃气居民住户4.17万户。区域住宅开发已基本完成，存量住宅规模稳定，新增住宅供应较为零星。

（4）工商业企业数量及结构

南昌中油经营区内工商业市场主体合计约11223家，其中企业约6376家、个体工商户约4887家。南昌中油经营区域内无工业业态，全部为商业及公共服务类主体。截至2026年6月底，从在用燃气客户结构看，餐饮业占比约58.17%，

为第一大用气主体。写字楼及商业综合体占比7.83%，酒店住宿占比8.05%，银

行金融占比7.38%，学校教育、政府机关、公司食堂、医疗、生活服务及休闲娱乐等其余业态合计占比约18.57%。整体以现代服务业为主，业态结构多元。

2、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

根据政府文件“南昌市红谷滩区生产性服务业高质量发展三年行动计划”提出，红谷滩区重点发展生产性服务业，主攻现代金融、批发贸易、专业服务、

139人力资源、会展经济、科技服务、信息服务、工业设计八大方向，目标到2027年生产性服务业增加值占服务业增加值比重达到68%。产业升级将带动楼宇经济、商业配套及办公后勤用气需求持续释放。

（2）新增房地产开发规模

区域为成熟建成区，房地产开发呈现“住宅零星供应、商业存量焕新”的结构性特征。住宅端仅有少量高端楼盘规划，同时城市更新、老旧片区改造持续推进，存量地块出让及既有住宅加装燃气配套仍有稳定需求，居民采暖用气需求亦呈增长态势。商业端虽无大规模新增综合体，但存量楼宇业态升级、核心商圈改造、社区底商迭代持续推进，每年均有新入驻商业主体产生燃气配套需求，燃气供冷供热等楼宇能源提升需求市场空间较大。

（3）工业投资项目规划经营区域内无工业规划及工业投资项目。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

市政中压管网已基本实现全域覆盖，覆盖率约98%，管网基础设施完善，能够充分满足区域内用户接入需求。

（2）居民用户渗透率

居民管道燃气渗透率处于85%-90%区间，已处于较高水平。剩余未通气用户主要为长期空置房源、零散出租住户、特殊户型老旧住宅及少量瓶装液化石油气用户。通过网格化扫楼攻坚、老旧小区改造同步配套、租房群体精准推广等方式，渗透率仍可稳步小幅提升，居民用气基本盘稳固。

（3）商业用户渗透率

商业用户用气渗透率约28.31%，仍有较大提升空间。其中规模以上商业主体渗透率相对较高，小型零散商户及背街底商仍大量使用瓶装液化石油气。随着燃气安全监管趋严及“瓶改管”工作推进，存量瓶装商户转化空间充足。

1404、其他能源发展及替代关系

经营区域内替代能源主要为电能、瓶装液化石油气及生物油三类。

电能是最核心的长期替代能源。居民端电磁炉、电热水器、电采暖设备持续普及，分流炊事、热水及采暖用气。商业端电灶、电蒸箱、电热水炉在中小餐饮及写字楼快速推广，空气源热泵逐步替代燃气锅炉用于采暖及集中热水供应。但在大火力餐饮烹饪、大流量集中热水等场景，天然气仍具备使用成本低、加热效率高的不可替代优势。

瓶装液化石油气为管道燃气的直接存量竞品，主要分布于背街小巷底商、小型餐饮商户及少量未通气居民。随着燃气安全监管常态化趋严，瓶装气合规使用成本及安全风险持续上升，长期来看管道燃气对瓶装气呈正向替代趋势。

5、市场竞争情况

同行业管道燃气竞争方面，公司特许经营区域边界明确，与相邻燃气企业以丰和大道、庐山南大道为法定经营分界，无交叉经营区域。双方均严格遵守城镇燃气特许经营管理规定，不存在越界开发、低价抢客等不正当竞争行为，区域管道燃气市场秩序稳定。

替代能源竞争方面，以瓶装液化气、电能为核心竞争品类。目前经营区域内无 LNG点供、自建供气站等其他违规供气主体，管道燃气仍是区域内合规民用、商用供气的主流方式。

6、各项细分业务持续经营能力分析

（1）天然气销售业务

天然气销售是公司核心主业，为整体营收与利润提供基础支撑。2022年5月，为弥补疫情期间居民气价购销倒挂造成的亏损，当地政府上调商业用气价格，最高执行至4.5元/方，依靠商业高价气抹平居民业务亏损。2024年之后，居民用气倒挂幅度明显收窄，叠加上游气源供给充足、采购均价下行，政府依托上下游价格联动机制逐年下调商业用气价格，气价逐步回归正常水平。

当前辖区燃气市场发展趋于成熟，未来业务增量主要依托环保能源替代、城市更新两大渠道释放用气需求，包括商业楼宇升级、存量物业改造配套新增大型

141锅炉用气及各类商业用气场景。

（2）接驳工程业务

接驳业务受区域土地开发饱和影响，新建楼盘配套规模有所下滑，业务重心已转向存量市场开发。老旧小区改造、零散散户通气开发持续落地，仍能稳定贡献新增通气用户。中长期该业务将以存量市场挖潜为核心发展思路，整体业务体量及利润贡献维持在中等区间，作为供气主业的配套补充业务稳步运营，具备持续经营基础。

（3）非气增值业务

公司依托现有用户资源及老旧项目改造，稳步拓展燃气具销售、户内安检、燃气保险、壁挂炉运维等增值服务，持续做大其他业务营收，逐步降低经营对销气、接驳两大传统业务的依赖。增值业务尚处培育阶段，但增长态势明确，有望

打造第二增长曲线。

（4）降本增效支撑

公司精细化全流程费用管控持续落地，各项运营费用同比回落，可控成本压降成效显著。管网输配及燃气损耗全链条管理不断升级，气损率稳定控制在合理区间且逐年优化。同时常态化对接政府价格主管部门及上游气源单位，充分用好上下游价格联动调控机制，动态统筹购销价差空间，有效对冲气源价格波动影响。

稳定可控的成本体系为公司保持盈利水平提供关键支撑。

综合来看，南昌公司天然气销售主业牢牢托底持续经营基本盘，接驳业务转型存量开发平滑地产周期影响，非气增值业务稳步培育优化收入结构，叠加常态化降本增效夯实盈利基础，能够有效对冲气价调整及新房开发萎缩的双重压力，经营基本面稳健，各项细分业务均具备持续经营能力。

（六）兴化中油

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率

兴化中油金路特许经营区域覆盖兴化经济开发区及西北乡镇，包括沙沟、千垛、中堡、大邹、钓鱼、海南、林湖、西鲍，为城郊产业园区加水乡农业文旅复

142合区域。兴化市2024年常住人口111.03万人，常住人口城镇化率60.65%，2025年末常住人口110.13万人，常住人口城镇化率61.45%，呈逐年稳步抬升态势。

（2）居民户数

经营区内农村户数占比偏高，近年全域推进农房集聚、集中安置小区、老旧小区燃气改造，居民用气开发空间充足。兴化市2024年末在用管道燃气居民住户14.3万户，2025年末在用管道燃气居民住户17.1万户，呈持续增长态势，居民业务增量稳定。

（3）工商业企业数量及结构

截至2025年末，经营区域内市场主体约15.5万户，其中工业用户2.89万户，占比18.6%；商业用户6.13万户，占比39.5%；其余农业、牧渔、建筑、物流服务业6.48万户，占比41.9%。工业主体集中于兴化经开区预制菜、调味品及粮油深加工领域。商业主体以各镇餐饮、民宿、生鲜商超及乡村农家乐为主。

2、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

经营区域分为四大板块。兴化经济开发区为核心工业增量板块，依托省级农副产品加工区及预制菜产业园，构建调味品、速冻预制菜、粮油精深加工及水产食品加工主导产业体系，2025-2030年持续招引亿元级食品加工项目。西鲍片区承接经开区食品配套小微企业。千垛、沙沟、中堡等水乡文旅镇依托景区资源发展特色餐饮、民宿及农家乐。其余农业乡镇以粮油果蔬初加工及乡土餐饮为主。

整体形成"经开区工业托底、水乡文旅配套、乡镇公服补充"的多元产业格局。

（2）新增房地产开发规模

兴化经开区为住宅开发核心，人才公寓、园区配套商品房持续落地；千垛、沙沟、中堡同步新增文旅配套民宿、沿街餐饮商铺；其余乡镇全域推进农房集聚、

老旧小区燃气配套改造。新建住宅以改善型户型为主，燃气采暖、管道燃气配套全覆盖，单户用气规模提升；中长期全市土地综合整治、水乡安置规划持续落地，居民、商业用气新增客户具备稳定供给。

（3）工业投资项目规划

143兴化市2026年一季度拟开工泰州市级重点项目21个，其中10亿元以上项

目9个（50亿元以上重大项目2个），计划总投资241.21亿元。5个项目列入省重大项目清单，其中结转项目2个、新开工项目3个，新开工的3个项目预计一季度全部实现开工。在要素保障方面，梳理出2026-2028年全市可提供超4640亩土地资源，其中可供工业项目用地3867亩，商业项目用地773亩，分布在特色产业片区内有1727亩。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

兴化市已累计敷设燃气中压管道915.9公里、低压管1860.67公里，行政村管道燃气覆盖率达75%；市政中压管网全域镇区主干道、集中安置小区、经开区

产业园区全覆盖；千垛、沙沟文旅集镇核心街区、景区配套管网已敷设到位；农

村安置点、中心村同步配套低压支管；远期随农房集聚、集镇更新持续延伸村级管网，管网覆盖能力可满足中长期新增用户开发需求。

（2）居民用户渗透率

2024年末，在用居民用户14.3万户，区域总住户111.03万户，居民管道

燃气渗透率12.88%；2025年末在用居民用户17.1万户，区域总住户110.13万户，居民管道燃气渗透率15.53%；整体渗透率不足20%，远低于饱和水平。政府燃气进村、老旧小区改造、农民集中安置配套政策持续落地，居民开发空间广阔。

（3）工商业用户渗透率

2024年末累计通气工商业用户1926户，区域工商业在册数9.25万户，具备

加热用气需求工商业主体3411户，渗透率为56.46%。2025年末累计通气工商业用户2063户，区域工商业在册数9.02万户，具备加热用气需求工商业主体3462户，渗透率为59.59%。兴化市大量食品加工企业仍使用瓶装液化气，“瓶改管”政策推动下转化空间较大，工业渗透率仍有持续提升空间。

4、其他能源发展及替代关系

核心替代品类为瓶装液化气、电能及少量生物油。瓶装液化气方面，兴化已完成瓶装燃气市场统一整合，瓶装气安全管控趋严，餐饮及工业用户"瓶改管"政144策持续推进，瓶装替代优势持续弱化。电能方面，电灶及电加热适用于小型散户，

食品加工及餐饮爆炒场景火力不足、运营成本偏高，难以替代管道天然气。区域内无 LNG点供及私人自建供气站等违规供气主体，管道天然气是片区居民及工商业稳定、合规的主流供气方式。

5、市场竞争情况

同业管道燃气竞争方面，兴化市实行特许经营分区管理，兴化中油金路燃气拥有本片区独家管道燃气特许经营权。市域其他管道燃气企业经营区域与本片区边界清晰，无跨区域直接竞争。全市管道燃气执行统一政府指导终端价格，竞争环境稳定。

替代能源竞争方面，核心为瓶装液化气及电能。整体替代压力可控，管道天然气优势明显。

6、各项细分业务持续经营能力分析

（1）居民燃气业务

居民用气属于民生刚性复购需求，受宏观经济周期波动影响极小。当前片区居民管道燃气渗透率仅15.53%，市场存量待开发规模庞大；叠加政府推进燃气进村、农村集中安置配套、老旧小区燃气改造专项政策，每年稳定新增安置小区、城郊商品房通气客户。新建改善型住宅普遍配套燃气采暖，单户年均用气量持续提升，居民业务可提供长期稳定基础营收，对冲行业周期波动。

（2）商业燃气业务

片区商业用气分为两大刚需赛道：一是千垛、沙沟、中堡水乡文旅配套餐饮、

民宿、农家乐，旅游经济长期稳定发展，每年新增大量特色餐饮商户；二是中小学、卫生院、敬老院、园区员工食堂等公共服务机构，属于政策保障型刚需用气，下行周期需求下滑幅度极小。当前绝大多数商户仍使用瓶装液化气。随着全市燃气安全专项整治、餐饮场所“瓶改管”强制落地，存量瓶装商业用户将批量转化管道燃气；集镇更新、文旅街区持续新增商铺，商业用气新增资源无断档风险，中长期增长确定性强。

（3）工业燃气业务

145兴化经开区预制菜、调味品、水产深加工产业是公司工业用气核心支柱，食

品加工蒸煮、油炸、杀菌工序持续稳定用气，单户用气量远高于普通工商业。有近半数具备加热需求企业使用瓶装液化气，技改、瓶改管转化空间充足；2025—2030年经开区持续落地食品加工新建、技改项目，每年稳定新增工业用气主体。其余乡镇农业加工小微企业形成补充，工业用气贡献核心营收，为公司现金流提供强力支撑。

综上所述，兴化中油金路燃气居民、商业、工业三类业务结构均衡，形成工业业务托底核心营收、居民业务提供稳定基础盘、商业业务释放长期增量的良性结构，能够有效对冲单一行业周期波动风险。且经营片区拥有独家特许经营权，无同业管道燃气竞争。居民、商业、工业渗透率均处于低位，存量待转化瓶装用户规模较大。经开区食品工业长期扩容、水乡文旅餐饮稳步增长、全域农民集中安置持续落地，新增用气客户供给具备持续性。多重政策红利同步落地加速市场开发，整体持续经营能力突出。

（七）庆云中油

1、特许经营区域市场基础要素

（1）城镇化率

庆云中油特许经营区域覆盖山东省德州市庆云县城区四环以内、严务乡及崔口镇所辖区域。2024年全县常住人口城镇化率为48.35%，2025年末提升至

49.57%。在以县城为载体的城镇化建设推动下，城镇化率呈稳步提升态势。

（2）常住人口

2024年全县常住人口为30.61万人，其中城镇人口14.8万人。2025年末全

县常住人口30.3万人，其中城镇人口15.02万人。乡镇暂无大型商圈，仅乡镇工厂、卫生院、中小学及集镇商铺产生日间流动。整体人口规模保持稳定，城区为人口集聚核心。

（3）居民户数

2025年全县户籍总户数11.16万户，庆云中油经营区域内在用管道燃气居民

住户6.8万户。依据县域国土空间规划，划定城东滨河新区、城北城中村更新片

146区、城南商业居住新区、成德路老城更新片区、石佛大街以西产业配套居住区、金山寺文旅配套居住片区、昆仑路新兴居住片区等7大片更新及新建开发片区，全部规划新建商品住宅及安置社区，是未来新增报装居民户的主要来源。崔口镇及严务乡村落分布零散，整体气化率偏低，增量潜力较大。

（4）工商业企业数量及结构

经营区域内工商业用户共1115户，其中商业类用户1046户，工业类用户69户。商业用户中，公共服务与福利类90户，占比8.6%；商业餐饮类118户，

占比11.28%；五小行业类838户，占比80.12%。工业用户覆盖化工、食品加工、体育器材、饲料、纺织、建筑建材、陶瓷制造、金属铸造等多个领域，其中化工、食品加工、体育器材各10户，为主要工业用气行业。

2、产业规划与新增开发情况

（1）产业规划

工业领域重点扶持体育器材、食品加工、化工等优势行业做大做强，推动中小制造企业技术改造，引导零散工业企业向标准化产业片区集聚发展。商业领域重点完善五小行业便民服务布局，优化商业餐饮网点配置，配套公共服务机构建设，打造便民商业网络。同时依托城区区位优势逐步培育生活服务及商务配套类新兴业态，形成"便民服务支撑民生、优势工业带动增长"的产业发展格局。

（2）新增房地产开发规模

近年来辖区累计完成新增房地产开发65197户，其中居民单灶用户41347户，城区壁挂炉用户11923户，气代煤用户11927户。开发项目主要集中于城区，以满足本地新增居住需求及完善城区生活配套为主。7大片区更新及新建开发规划持续推进，城东滨河新区、城南商业居住新区等板块分期建设、分批通气，新增住宅开发具备持续性。

（3）工业投资项目规划

庆云县工业经济加速起势，新签约过亿元项目15个、总投资31.85亿元，新开工过亿元项目14个、总投资29.85亿元。谋划实施省重大项目3个、省技改导向计划项目10个，27个县级实施类重点工业项目竣工投产。电力装备、新

147材料等6个产业被认定为市级特色产业集群，中庆新能源绿色近零碳产业园入选

省级绿电产业园试点。工业投资稳步推进，存量企业技改及新增项目落地持续释放工业用气需求。

3、管网覆盖与用户渗透率

（1）管网覆盖率

目前庆云中油辖区燃气管网已基本实现建成区全域覆盖，城区四环以内、严务乡、崔口镇及红云高新技术产业开发区全域均已覆盖。管网布设与城镇化建设同步推进，覆盖范围随城区外拓及居住集中区开发持续延伸。

（2）居民用户渗透率

辖区内符合接入条件的居民小区燃气渗透率约98%，已处于较高水平。随着城区新建住宅开发同步配套燃气管道建设，新建住宅交付即实现燃气配套通达，渗透率未来将长期保持高位稳定，仅随新增居住项目交付逐步小幅提升。乡镇区域气化率偏低，仍有较大下沉开发空间。

（3）工业用户渗透率

现有已投产工业用户基本完成燃气接入，渗透率已处于较高水平，短期内渗透率不会出现大幅变动，后续随存量工业企业改造及能源结构调整实现小幅提升。

（4）商业用户渗透率

随着城区生活配套不断完善，新增商业网点随居住开发同步落地，现有未接入燃气的存量商业主体也存在能源升级需求，商业用户渗透率将保持稳步提升趋势。

4、其他能源发展及替代关系

居民端电力是天然气最主要的替代能源。少量老旧用户仍使用瓶装液化石油气，随着瓶装气安全管控收紧及老旧小区改造推进，瓶装气占比持续下降，已基本完成向天然气的替代。

工业端现有工业用户主要使用天然气作为生产能源，部分高能耗企业保留煤炭作为备用能源。按照区域能源转型要求，煤炭将逐步退出生产用能体系，后续替代增量主要向天然气倾斜。

148商业端替代能源以电力为主，部分餐饮商户仍使用瓶装液化石油气。出于安

全规范经营要求，后续存量瓶装气商户将逐步完成天然气改造，电力对天然气的替代仅集中于少部分小型轻商用场所。

公共服务类用户能源选择多元，天然气主要用于采暖及热水供应，电力仅在部分小型配套场所作为补充，不存在大规模能源替代。

5、市场竞争情况

目前本区域燃气市场主要由本公司负责供应运营，其他市场主体暂未大规模进入居民、工业、商业及公共服务类用户领域，仅存在少量液化石油气零散经营主体面向小规模散户提供服务。区域内已完成覆盖全域的输配管网布局，在供气稳定性及运维服务保障方面具备明显优势。区域燃气市场整体竞争格局相对稳定。

6、各项细分业务持续经营能力分析

（1）居民燃气业务

居民用气需求随常住人口增长和城镇化推进稳定释放，现已实现建成区管网全覆盖，不存在大规模其他能源替代情况，用户基数稳定、用气需求具有刚性。

7大片区新建及更新开发持续推进，乡镇下沉市场仍有空间，居民业务长期增长

空间明确，持续经营能力稳固。

（2）工业燃气业务

现有工业用户用气结构稳定，除少部分高耗能项目存在电能替代外，多数工业用户对天然气的需求稳定，且无新增大型替代能源项目落地，整体业务规模将维持稳定增长，经营持续性较强。

（3）商业燃气业务

仅存量瓶装液化石油气改造及少部分轻商用场所存在能源替代，不会影响天然气在商业领域的整体增长趋势。叠加区域商业规模稳步发展及"瓶改管"政策推动，商业用户业务能够保持稳定增长，可持续经营能力良好。

（4）公共服务类业务

公共服务类用户不存在大规模能源替代风险，用气规模长期保持稳定，能够为燃气公司提供稳定的收益支撑，业务经营持续性较强。

149综上所述，庆云中油区域燃气市场竞争格局稳定，居民、工业、商业及公共

服务各项细分业务均具备清晰稳定的增长逻辑，整体持续经营能力稳健。

（八）总体结论

综合上述七家标的公司分析，各燃气公司在其特许经营区域内均具备持续经营能力，主要支撑因素如下：

1、特许经营壁垒

7家标的公司均拥有明确的管道燃气特许经营权，区域边界清晰，同业直接

竞争有限，独家特许格局构成持续经营的制度性保障。

2、用户需求突出

居民用气属基本民生需求，商业用气中餐饮、酒店、学校、医院等场景刚需属性强，工业用气中食品加工、化工热处理、保护气等工艺具备不可替代性。三大用气板块均不受宏观周期大幅波动影响，现金流稳定。

3、市场空间储备充足南通、兴化、庆云乡镇、扬州农村等区域居民及商业渗透率仍处低位，“瓶改管”、燃气进村、老旧小区改造等政策持续推进，存量瓶装用户转化空间较大。

南京、扬州、甘河等工业园区工业投资持续落地，新增项目稳定贡献用气增量。

4、业务结构多元

多数标的公司形成居民托底、工业支撑、商业补充的多元业务结构，能够有效对冲单一行业周期波动。接驳工程、增值服务等协同业务进一步丰富收入来源，平滑主业波动。

5、降本增效

各公司通过精细化费用管控、管网气损治理、气源价格统筹等措施，持续夯实盈利基础，对冲气价调整及增量放缓影响。

6、转型路径清晰

面对能源结构调整及管网公平开放等长期趋势，具备条件的公司已布局管网代输、综合能源服务等转型方向，为中长期持续经营提供新的增长支撑。

150综上，七家标的公司各项细分业务均具备持续经营能力，经营基本面稳健，

能够为本次交易完成后上市公司的持续盈利能力提供有效支撑。

十、核查程序和核查意见

（一）核查程序

独立财务顾问履行的主要核查程序如下：

1、取得并查阅各燃气公司的特许经营协议及相关补充协议、批复等文件，

核查各燃气公司特许经营权的具体情况；取得并查阅国家及各燃气公司所在地关

于城燃企业规模化、集团化整合相关政策情况及各燃气公司出具的说明，了解各燃气公司报告期内经营合规性和考核情况，核查国家及各燃气公司所在地关于城燃企业规模化、集团化整合相关政策；查阅《市政公用事业特许经营管理办法》

《基础设施和公用事业特许经营管理办法》等适用法规，了解特许经营权续期的条件；取得并查阅各燃气公司出具的说明、提供的燃气经营许可证、企业信用报

告、所在地公共信用信息平台出具的信用报告（替代无违法违规证明版）并通过

登录国家企业信用信息公示系统等网站查询的方式进行核查，核查各燃气公司特许经营权是否存在无法续期或被提前收回的风险；

2、了解各燃气公司报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价，分析数据变动的原因及合理性，并与可比公司进行对比分析；了解各燃气公司报告期内定价规则、调价周期，检查销售价格、采购价格与政府指导价之间的匹配性；了解各燃气公司的天然气销售业务收入及毛利率变动的原因及合理性，并与可比公司、同一经营区域内可比公司同类业务进行对比分析；

3、查阅各燃气公司各类业务毛利率水平，分析毛利率及变动趋势的原因及合理性，并与同行业公司进行对比，分析差异原因；

4、取得各燃气公司的说明并走访其报告期内主要客户，了解各燃气公司客

户采购天然气的主要用途、是否存在其他替代性能源、天然气相对于替代能源的

竞争力、影响客户采购量的关键因素；查阅相关天然气管网公平开放、大用户直

供相关政策、各燃气公司出具的说明、提供的相关销售合同，了解特许经营区域内工商业客户天然气直供业务现状及未来发展趋势、是否存在客户用气减量、切

换气源、自建供气设施分流业务等情况及风险，对各燃气公司持续经营能力的影

151响，采取的客户维护、业务拓展措施及其有效性等；

5、（1）对公司财务总监和业务人员进行了访谈，对公司经营区域、行业壁

垒进行了解；（2）获取甘河中油收入明细表，统计分析报告期内前五大客户销售情况，查阅了甘河中油与主要客户签订的销售合同，了解与主要客户的合作历

史；（3）对前五大客户进行了走访，了解其与甘河中油的合作情况、产能规划

等；（4）取得并查阅了前五大客户的营业执照和公司章程；（5）查询青海西宁甘河工业园区官网，对工业园区产业布局、主要入驻企业及工业园区发展情况进行了解；

6、取得并查阅各燃气公司与其主要供应商签署的气源供应合同、各燃气公

司出具的说明、走访各燃气公司报告期内主要气源供应商，了解各燃气公司与气源供应商的合同签署及约定情况，核查是否存在“照付不议”、“偏差结算”、“欠提”等补偿条款及相关情况对公司经营的影响，核查各燃气公司的气源是否具有稳定性，是否存在替代性获取措施，是否存在影响特许经营权持续性的情形和风险；

7、查询国际及国内天然气的价格走势，核查各燃气公司的采购成本及毛利率变动，分析采购单价变化对毛利率的影响；取得各燃气公司出具的说明，了解公司应对价格波动的具体措施，核查联动机制的实际执行情况及有效性；获取并查阅了《国家发展改革委国家能源局关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》，分析相关政策对燃气公司采购价格、销售价格及盈利水平的影响；

8、检查南通中油、甘河中油天然气代输业务合同，分析关键业务条款，判

断公司是主要责任人还是代理人，判断公司采用净额法确认收入是否合理；复核报告期内代输收入及变动数据，分析报告期内代输收入波动的原因；查询代输费用政府定价规则，复核公司确定代输费价格的依据，判断价格是否合理、合规；

9、获取并查阅各标的公司城镇燃气特许经营协议；查阅标的资产当地相关

政府部门公示文件的相关数据；访谈各标的公司管理层及业务负责人，了解区域能源结构、替代能源发展、市场竞争态势及业务发展规划。

152（二）核查意见经核查，独立财务顾问认为：

1、各燃气公司自取得特许经营权以来未发生重大不利影响事件和违约情形，

未因特许经营协议履行而发生争议或纠纷；本次交易完成后，上市公司将在扬州市、南京市、南昌市、南通市及西宁市的部分区域开展特许经营业务，除南京市溧水区的城燃企业已完成整合外，该等特许经营授权区域所在的省级、市级相关相关主管部门尚未落地实施关于城燃企业规模化、集团化整合相关的具体政策，各燃气公司特许经营权无法续期或被提前收回的风险较小；

2、各燃气公司报告期内客户数量、单客户用气量、销售单价、采购单价合理，与可比公司存在差异原因合理；各燃气公司报告期内定价规则、调价周期符合相关文件规定，销售价格、采购价格与政府指导价之间具有匹配性；各燃气公司的天然气销售业务收入及毛利率变动的原因合理，可比公司、同一经营区域内可比公司同类业务存在差异原因合理；

3、各燃气公司各类业务毛利率水平及其变化趋势具有合理性，与可比公司

相比存在差异具有合理性；

4、各燃气公司客户采购天然气的主要用途包括居民生活用气、工业生产生

活用气、商业餐饮供暖及公福机构生活用气等；各燃气公司客户存在其他替代性能源，但天然气相较于其他替代性能源具备竞争力；影响客户采购量的关键因素主要包括宏观经济与消费景气度、外部宏观政策因素、价格与市场因素、基础设

施因素、客户自身经营因素等；除庆云中油外，其余燃气公司所在地未出台明确天然气直供政策的专项实施细则或具体实施办法，庆云中油经营区域内没有满足直供条件的用户，不存在大客户直供的情况；报告期内，甘河中油、兴化中油、庆云中油不存在客户用气减量情形，扬州中油、南通中油存在部分客户改用蒸汽导致用气量减少，南京洁宁存在部分商业用户更换了供热方式导致用气量减少，上述标的公司通过差异化定价、提升服务来增加企业黏性，并借助燃气平台积极开展业务合作；扬州中油特许经营区域存在部分客户自建供气设施分流情形，但管道天然气较 LNG具备气源充足、价格稳定、供气安全等优势，分流情况影响较小，除上述情况外，其余燃气公司不存在切换气源、自建供气设施分流业务等

153情况，因此不会对各燃气公司持续经营能力产生重大不利影响，各燃气公司已采

取有效的客户维护、业务拓展措施；

5、报告期内甘河中油客户集中度较高原因合理，甘河中油与主要客户合作

具有较高稳定性及可持续性，主要客户流失或采购减量风险较小；

6、各燃气公司与主要气源供应商一般一年一签，合同会约定供应期限、采

购价格、采购数量等主要条款，存在“偏差结算”、“短提罚则”等补偿条款，虽然相关补偿条款报告期内未触发，不存在实际执行的影响，但未来在履行过程中，若各燃气公司因提取气量不足而触发上述条款，则各燃气公司需要额外支付经营成本，会对其业务、财务状况以及经营业绩造成不利影响；各燃气公司的气源具有稳定性，存在替代性获取措施，不存在影响特许经营权持续性的情形和风险；

7、报告期内各燃气公司采购价格成本的变动与市场价格走势总体匹配，不

存在重大异常；各燃气公司采取有效措施应对价格波动，不存在价格倒挂、盈利承压的情况；报告期内及期后，各燃气公司适用的定价机制并无重大变化，对各燃气公司采购价格、销售价格、盈利水平无重大影响；

8、南通中油、甘河中油天然气代输业务中公司为代理人，采用净额法确认

收入符合《企业会计准则》的有关规定；报告期内相关收入存在波动系代输量变动引起，收入波动合理；天然气代输费用的定价符合相关文件规定，价格公允合规；

9、根据各标的公司特许经营区域内市场基础要素、产业规划、管网覆盖与

用户渗透率、替代能源及市场竞争等情况的披露与实际经营情况相符，各项细分业务具备持续经营能力，相关分析客观、合理。

154问题二、关于财务状况

申请文件显示：（1）报告期各期末，中油珠海资产负债率分别为84.46%和75.10%，资产负债率较高主要系分红款及股权转让款尚未支付所致。（2）报告期各期末，天达胜通其他应收款分别为8.63亿元和10.73亿元，主要系关联方资金池归集应收往来款及应收子公司股利；其他应付款分别为1.11亿元和

9.29亿元，主要系应付股利、往来款。（3）报告期各期末，南通中油其他应收

款分别为2.32亿元和2.25亿元，主要系资金归集款、往来款；其他应付款分别为0.28亿元和1.22亿元，主要系尚未支付的分红款，其中存在应付中油燃气集团投资有限公司的股利0.21亿元。（4）报告期各期末，甘河中油其他应收款分别为1.90亿元和1.98亿元，主要系集团资金池归集应收往来款。2025年末，甘河中油应付股利余额为0.95亿元。（5）天达胜通母公司及三级子公司珠海投资为控股型企业，无实际经营业务，二级子公司江苏高佳物流有限公司（以下简称高佳物流）自2024年起无实际经营业务，上述公司营业收入极少但仍有大量资产。（6）报告期各期末，天达胜通应收账款账面余额分别为0.53亿元和0.44亿元，账龄在1年以内的应收账款占比分别为50.36%和52.32%。

（7）南通中油、甘河中油2025年3月发生会计估计变更，将管线资产折旧年限由20年调整至30年。

请上市公司补充说明：（1）各公司在报告期内及期后的分红情况，实施大额现金分红的原因及合理性，支付分红款的资金来源，是否会对公司的财务状况、现金流及生产经营产生重大不利影响；南通中油对中油燃气集团投资有限公司

的应付股利的形成原因，相关信息披露是否准确。（2）各公司同时存在大额其他应收款及其他应付款的原因及合理性，其中股权转让款、往来款的形成原因、坏账准备计提充分性。（3）结合资产具体构成，说明天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资在无实际经营业务的情况下保留大量资产的原因及合理性，相关资产是否充分计提减值准备。（4）结合报告期各期客户逾期付款的金额及比例、期后回款情况、相关客户的财务状况与支付能力等，补充说明天达胜通应收账款坏账准备计提是否充分。（5）标的资产调整管线资产折旧年限的原因及合理性，相关会计处理是否符合《企业会计准则》的有关规定；各类固定资产折旧年限及

无形资产摊销年限和同行业可比公司是否存在差异，是否存在折旧或摊销年限

155超过土地使用权及特许经营权年限的情况，如是，说明原因及合理性。

请独立财务顾问、会计师核查并发表明确意见。

回复：

一、各公司在报告期内及期后的分红情况，实施大额现金分红的原因及合理性，支付分红款的资金来源，是否会对公司的财务状况、现金流及生产经营产生重大不利影响；南通中油对中油燃气集团投资有限公司的应付股利的形成原因，相关信息披露是否准确

（一）各公司在报告期内及期后的分红情况，实施大额现金分红的原因及合理性，支付分红款的资金来源报告期内及报告期后，各标的公司分红情况如下，其中实施大额现金分红主要发生在2025年度：

单位：万元

公司2026年1-2月分红金额2025年分红金额2024年分红金额

中油珠海-1500.00-

天达胜通4185.1082000.00-

南通中油-20659.056578.43

甘河中油5500.0015274.052672.19

合计9685.10119433.109250.63

注：南通中油、甘河中油分红金额中包括分配给天达胜通子公司珠海投资的部分。

标的公司系中油燃气下属企业，积累的日常经营盈余主要通过向上资金归集的方式实现资金集中管理调度，历史上的分红金额较少，形成了标的公司其他应收款（主要为资金归集款）以及未分配利润均较高的情况，截至2024年底的相关情况如下：

单位：万元公司资金归集款项未分配利润

中油珠海850.871187.46

天达胜通70639.4786094.10

南通中油22598.6018357.55

甘河中油19011.9614852.40

合计113100.90120491.50

在上市公司启动本次交易后，为解决标的公司其他应收款的归还问题，且考

156虑上市公司本次收购主要基于标的公司的业务与盈利能力，而非账面大量的溢余资产（该等溢余资产还将大额提高标的公司评估值），经与交易对方沟通协商，通过标的公司2025年大额分红的方式解决上述问题，该等操作有利于解决资金归集导致的资金占用问题，并充分保障上市公司利益，具有合理性。

本次分红款项中部分通过现金支付（中油珠海、天达胜通支付分红款的资金主要来源于收到的下属公司分红款项，南通中油、甘河中油支付分红款的资金主要来源于日常经营盈余部分），部分通过其他应收款与应付股利抵消的方式完成支付。

（二）是否会对公司的财务状况、现金流及生产经营产生重大不利影响

如前所述，本次2025年实施的大额现金分红，主要是为了解决标的公司其他应收款的归还问题以及上市公司收购资产范围合理性，该等溢余资金日常由中油燃气下属企业进行归集与调度，并非标的公司正常经营所需，通过2025年大额分红解决其他应收款的归还问题，并不会对公司的财务状况、现金流及生产经营产生重大不利影响。

报告期各期末，各标的公司偿债能力指标情况如下：

标的公司2025年12月31日2024年12月31日

流动比率（倍）

中油珠海0.280.54

天达胜通1.184.58

南通中油1.132.09

甘河中油1.413.45

速动比率（倍）

中油珠海0.280.54

天达胜通1.184.55

南通中油1.122.07

甘河中油1.413.44资产负债率

中油珠海75.10%84.46%

天达胜通74.55%15.69%

南通中油70.90%47.24%

157标的公司2025年12月31日2024年12月31日

甘河中油57.63%23.24%

报告期各期，各标的公司现金流量指标情况如下：

单位：万元项目2025年度2024年度中油珠海

经营活动产生的现金流量净额-8.42-0.48

投资活动产生的现金流量净额-1327.56614.15

筹资活动产生的现金流量净额1320.00-850.00

现金及现金等价物净增加额-15.98-236.33天达胜通

经营活动产生的现金流量净额3221.892517.02

投资活动产生的现金流量净额20254.0413471.83

筹资活动产生的现金流量净额-16714.30-16172.86

现金及现金等价物净增加额6761.63-184.01南通中油

经营活动产生的现金流量净额12238.585283.30

投资活动产生的现金流量净额-2075.26-798.55

筹资活动产生的现金流量净额-10568.97-5442.19

现金及现金等价物净增加额-405.65-957.43甘河中油

经营活动产生的现金流量净额6611.6210696.68

投资活动产生的现金流量净额-189.11-226.22

筹资活动产生的现金流量净额-6411.47-10052.92

现金及现金等价物净增加额11.04417.54

基于上表，在实施2025年分红后，标的公司的偿债能力指标及现金流量指标并未出现重大不利变动。其中，中油珠海作为投资平台公司，仅持有扬州中油参股权，不从事具体经营业务，对日常营运资金的需求较低；南通中油、甘河中油及标的公司天达胜通下属的主要经营主体均为成立多年的城市燃气公司，已在特许经营区域内建设了较为完善的燃气管网等基础设施，维护了一定规模的长期客户群体，保持了较为稳定的营业收入、净利润和经营性现金流入，实现了连续、稳定和可预期的业绩表现和经营积累。

158（三）南通中油对中油燃气集团投资有限公司的应付股利的形成原因，相关

信息披露是否准确

中油燃气集团投资有限公司，原名称为“中油燃气（山东）有限公司”（以下简称“山东中油”），系2007年注册设立于中国香港的有限公司，该公司于

2015年更名为现名称“中油燃气集团投资有限公司”。

2014年2月，南通中油对股东实施分红，山东中油为其当时持有49%股权的股东，分红后南通中油形成对山东中油应付股利2053.31万元。2014年10月，山东中油将持有的南通中油49%股权转让予珠海投资，山东中油不再持有南通中油股权。但由于银行跨境转账审批未通过，南通中油暂无法向香港公司山东中油支付应付股利。申请文件中，南通中油按山东中油更名后的名称“中油燃气集团投资有限公司”列示该笔应付股利的债权人，相关信息披露准确。

二、各公司同时存在大额其他应收款及其他应付款的原因及合理性，其中股

权转让款、往来款的形成原因、坏账准备计提充分性

（一）各公司同时存在大额其他应收款及其他应付款的原因及合理性

报告期各期末，各公司按款项性质分类的其他应收款及其他应付款情况如下：

单位：万元公司项目款项性质2025年12月31日2024年12月31日

应收股利356.01316.23

股权转让款1920.01

减资款300.00800.00其他应收款

资金归集款536.64850.87

其他往来2.73中油珠海

合计1195.383887.11

应付股利1500.00

股权购买款2821.937241.93其他应付款

关联方往来款2.002.00

合计4323.937243.93

应收股利15985.768510.67

天达胜通其他应收款资金归集款85023.0867885.83

股权转让款6150.929735.17

159公司项目款项性质2025年12月31日2024年12月31日

关联方其他款88.7872.97

其他往来182.09181.16

合计107430.6386385.80

应付股利82335.08335.08

关联方款项789.42927.18

其他应付款股权购买款9596.329596.32

其他往来款188.52250.38

合计92909.3411108.96

资金归集款21592.6022598.60

关联往来款668.82466.91

其他应收款往来款141.69168.77

保证金、押金106.806.80

南通中油合计22509.9023241.07

应付股利11453.312053.31

关联方往来款458.09293.55其他应付款

其他往来款331.84442.23

合计12243.232789.09

资金归集19783.7119011.96

关联方往来1.260.08其他应收款

其他往来款31.9415.66

合计19816.9019027.69甘河中油

应付股利9489.27

关联方往来款261.75311.03其他应付款

其他往来款396.9739.30

合计10147.99350.33

报告期各期末，各公司其他应收款的主要构成为应收股利、资金归集款、股权转让款等，其他应付款的主要构成为应付股利、股权购买款等。2024年底，天达胜通、南通中油、甘河中油主要存在其他应收款余额，其他应付款余额相对较小。由于实施上述大额分红，使得天达胜通、南通中油、甘河中油的同时存在大额其他应收款及其他应付款，具有合理性，同时随着2026年上半年对标的公司资金归集款项的归还或与应付股利的抵消，天达胜通、南通中油、甘河中油的其他应收款及其他应付款均出现大幅下降。

160（二）股权转让款、往来款的形成原因、坏账准备计提充分性

1、股权转让款、往来款的形成原因

（1）报告期各期末，中油珠海其他应收款中股权转让款金额为1920.01万

元和0元，系2025年10月份转让马鞍山高佳能源有限公司、马鞍山中油燃气物流有限公司股权形成，根据模拟财务报表编制原则该笔款项在2024年初即确认，因此2024年末其他应收款余额为1920.01万元，已于2025年12月收回了该款项。

（2）报告期各期末，天达胜通其他应收款中股权转让款金额为9735.17万

元和6150.92万元，系天达胜通及其子公司转让股权形成，根据模拟财务报表编制原则该笔款项在2024年初即确认，相关款项已于2026年6月全部收回。具体信息如下：

单位：万元股权转让方已转让股权股权转让时间2025年末余额2024年末余额

天达胜通新能源重庆天环能源有2025年10月623.30623.30（珠海）有限公司限公司

天达胜通新能源马鞍山齐智科技2025年10月682.45682.45（珠海）有限公司有限公司

南京洁宁燃气有限南京洁蓝燃气有2025年10月1074.811074.81公司限公司

南京洁宁燃气有限西宁利和天然气2024年12月365.44365.44公司开发有限公司

中油燃气（珠海）西宁市天环能源2024年12月582.991394.39投资有限公司有限公司齐智智家科技

中油燃气（珠海）（珠海市）有限2025年10月2753.64投资有限公司责任公司

中油燃气（珠海）马鞍山高佳能源2023年8月1118.051137.26投资有限公司有限公司马鞍山中油燃气

高佳物流有限公司2023年8月1703.891703.89物流有限公司

合计6150.929735.17

（3）报告期各期末，往来款主要系南通中油的关联方往来款，金额分别为

466.91万元和668.82万元，主要系中油燃气下属公司资金往来形成。

2、坏账准备计提充分性

报告期各期末，各公司对应收中油燃气下属公司的股权转让款、往来款设置了还款计划，并已于2026年6月全部清理完毕，因此未对相关款项计提坏账准

161备。除此以外，其他应收款均按照坏账政策计提了坏账准备，坏账准备计提充分。

三、结合资产具体构成，说明天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资在无实

际经营业务的情况下保留大量资产的原因及合理性，相关资产是否充分计提减值准备

（一）结合资产具体构成，说明天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资在无实际经营业务的情况下保留大量资产的原因及合理性

报告期各期末，天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资资产构成如下：

单位：万元公司项目2025年12月31日2024年12月31日

货币资金3.610.50

其他应收款92658.1014601.83天达胜通母公司

长期股权投资86762.9594762.95

合计179424.67109365.28

货币资金4.257.73

其他应收款70918.903942.73

其他流动资产1.211.21高佳物流

长期股权投资1000.001000.00

固定资产0.170.21

合计71924.534951.88

货币资金57.3249.74

其他应收款70978.6854548.05

珠海投资其他流动资产3.68

长期股权投资15777.3625963.55

合计86817.0580561.33

1、报告期各期末，天达胜通母公司其他应收款金额分别为14601.83万元和

92658.10万元，款项性质为应收股利、资金归集款、减资款及股权转让款，为

中油燃气内部往来款项，长期股权投资系对子公司南京洁宁的投资。

2、报告期各期末，高佳物流其他应收款金额分别为3942.73万元和70918.90万元，款项性质为应收股利、资金归集款、股权转让款及其他款项，基本全部为中油燃气内部往来款项，长期股权投资系对子公司珠海投资的投资。

3、报告期各期末，珠海投资其他应收款金额分别为54548.05万元和

16270978.68万元，款项性质为应收股利、资金归集款、股权转让款及其他款项，

全部为中油燃气内部往来款项，长期股权投资系对子公司南昌中油及对联营公司甘河中油、南通中油、兴化中油、庆云中油的投资。

综上，天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资除其他应收款和长期股权投资外，无其他大额资产，其他应收款主要系中油燃气内部款项，保留大额资产具有合理性。

（二）相关资产是否充分计提减值准备

报告期各期末，各子公司对中油燃气内部成员单位形成的其他应收款，由于中油燃气针对本次重组交易设置了还款计划，并于2026年6月全部清理完毕，因此没有计提坏账准备。除对中油燃气内部成员单位形成的其他应收款外，上述三家公司其他应收款主要系保证金押金等，合计金额为182.09万元，各公司已经按照坏账准备计提政策计提了坏账准备，期末坏账准备金额为113.89万元，坏账准备计提充分。长期股权投资本次交易进行了评估，没有出现评估减值，无需计提减值准备。

四、结合报告期各期客户逾期付款的金额及比例、期后回款情况、相关客户

的财务状况与支付能力等，补充说明天达胜通应收账款坏账准备计提是否充分

（一）报告期各期客户逾期付款的金额及比例、期后回款情况

2025年末天达胜通逾期客户信息如下：

单位：万元期末应坏账坏账准款项逾期逾期期后期后回客户收账款准备备计提性质金额比例回款款比例金额金额比例

南京润科置工程977.60434.0044.39%742.6265.1015.00%75.96%业有限公司款南京溧水经

济技术开发工程974.28529.6854.37%88.03264.8049.99%9.04%集团有限公款司南京市溧水

区交通建设工程409.44409.44100.00%-390.5095.37%0.00%投资有限公款司南京银涵房工程

地产开发有203.98203.98100.00%-30.6015.00%0.00%款限公司

163期末应坏账坏账准

款项逾期逾期期后期后回客户收账款准备备计提性质金额比例回款款比例金额金额比例南京溧水经工程

济开发区管177.58137.3077.32%-20.5915.00%0.00%款理委员会南京鼎通园工程

区建设发展101.18101.18100.00%-50.5950.00%0.00%款有限公司南京卧龙湖工程

置业有限公94.7694.76100.00%-37.9040.00%0.00%款司南京新今达工程

置业有限公65.8065.80100.00%-65.80100.00%0.00%款司南京蒙迪塞

罗酒店管理气款39.5739.57100.00%-6.3316.00%0.00%有限公司南京联众工工程

程技术有限22.5022.50100.00%-9.0040.00%0.00%款公司南京鼎达建工程

设发展有限16.6016.60100.00%-8.3049.99%0.00%款公司南京空港会工程

展投资管理14.1314.13100.00%-5.6540.00%0.00%款有限公司

芮城中油燃设备12.6212.62100.00%12.621.8915.00%100.00%气有限公司款逾期金额10

万以下的客34.9822.9065.45%11.9712.2953.66%34.21%户汇总

合计3145.012104.4466.91%855.23969.3446.06%27.19%

注：上表中“坏账准备金额”为应收账款逾期金额部分对应计提的坏账准备，“坏账准备计提比例”为逾期应收账款坏账准备金额占逾期金额的比例，下同。

2024年末天达胜通逾期客户信息如下：

单位：万元期末应坏账准款项逾期逾期期后坏账准期后回客户收账款备计提性质金额比例回款备金额款比例金额比例南京润科工程

置业有限1402.94784.1455.89%1402.94117.6215.00%100.00%款公司南京溧水

经济技术工程1002.23873.4787.15%88.03380.6043.57%8.78%开发集团款有限公司

164期末应坏账准

款项逾期逾期期后坏账准期后回客户收账款备计提性质金额比例回款备金额款比例金额比例南京市溧

水区交通工程409.44409.44100.00%-314.7276.87%0.00%建设投资款有限公司南京溧水中石油昆

气款111.86111.86100.00%111.8616.7815.00%100.00%仑燃气有限公司南京鼎通

园区建设工程101.18101.18100.00%-40.4740.00%0.00%发展有限款公司南京卧龙工程

湖置业有94.7694.76100.00%-14.2115.00%0.00%款限公司南京新今工程

达置业有65.8065.80100.00%-65.80100.00%0.00%款限公司南京滨海

燃气有限气款54.8454.84100.00%54.848.2315.00%100.00%公司南京溧水

商贸旅游工程26.6926.69100.00%-13.3450.00%0.00%集团有限款公司南京联众工程

工程技术22.5022.50100.00%-3.3815.00%0.00%款有限公司南京丰东

热处理工工程17.0317.03100.00%-2.5515.00%0.00%程有限公款司南京鼎达工程

建设发展16.6016.60100.00%-6.6439.98%0.00%款有限公司南京空港

会展投资工程14.1314.13100.00%-2.1215.00%0.00%管理有限款公司南京润立工程

供销集团10.0110.01100.00%10.014.0140.00%100.00%款有限公司逾期金额

10万以下工程81.9639.6248.34%26.8113.9235.13%32.71%

的客户汇款总

合计3431.952642.0576.98%1694.481004.3838.02%49.37%

165报告期各期末，天达胜通期末逾期应收账款的金额为2642.05万元和

2104.44万元，占期末应收账款的比例为76.98%和66.91%，截至2026年6月

18日期后回款金额为1694.48万元和855.23万元，占应收账款的比例为49.37%

和27.19%，期后回款正常；逾期应收账款的坏账准备金额为1004.38万元和969.34万元，逾期应收账款坏账准备金额占逾期金额的比例为38.02%和46.06%，

坏账准备计提充分。

（二）相关客户的财务状况与支付能力

扣除期后回款后，逾期金额大于50万元的客户相关信息如下：

坏账准备客户公司性质逾期金额账龄金额

政府投资平台，最终控制人为南京溧水经济技术南京市溧水区财政局（南京市529.68264.801-4年及5年开发集团有限公司溧水区人民政府国有资产监督以上管理办公室）

政府投资平台，最终控制人为南京市溧水区交通南京市溧水区财政局（南京市409.44390.504-5年及5年建设投资有限公司溧水区人民政府国有资产监督以上管理办公室）南京银涵房地产开

房地产开发203.9830.601-2年发有限公司南京溧水经济开发

政府单位137.3020.591-2年区管理委员会南京鼎通园区建设

土地整理等101.1850.593-4年发展有限公司南京卧龙湖置业有

房地产开发94.7637.902-3年限公司南京新今达置业有

房地产开发65.8065.805年以上限公司

合计1542.13860.79

1、南京溧水经济技术开发集团有限公司、南京市溧水区交通建设投资有限

公司为政府投资平台，最终控制人为南京市溧水区财政局，南京溧水经济开发区管理委员会为政府单位，受制于财政资金预算及审批流程，回款周期较长，公司对相关款项按照坏账政策计提坏账准备，坏账准备计提充分；

2、南京银涵房地产开发有限公司逾期款项为“君荟淮居二期”项目的工程款，为保证开发商按时交付项目楼盘，公司应政府要求参与燃气管道和燃气设备的安装和调试，款项最终由开发区政府支付给公司，受制于财政资金预算及审批流程，回款周期较长，公司按照坏账政策计提坏账准备，坏账准备计提充分；

1663、南京鼎通园区建设发展有限公司逾期款项为“S123省道迁移工程”的工程款，因客户资金紧张，没有及时偿还；

4、南京卧龙湖置业有限公司逾期款项为卧龙湖 C6 项目的工程款，因客户

资金紧张，暂未及时偿还；

5、南京新今达置业有限公司逾期款项为“一品俪城”项目工程款，因客户

资金紧张，暂未及时偿还，公司计划提起诉讼程序。

（三）天达胜通应收账款坏账准备计提是否充分

报告期各期末，天达胜通应收账款坏账准备情况如下：

单位：万元项目2025年12月31日2024年12月31日

应收账款余额4426.045331.82

坏账准备金额1083.471139.32

计提比例24.48%21.37%

报告期各期末，天达胜通应收账款坏账准备总体计提比例为21.37%和

24.48%。

报告期各期末，公司与同行业可比公司坏账准备计提比例对比如下：

公司2025年12月31日2024年12月31日

新疆火炬25.11%31.44%

长春燃气10.78%17.66%

水发燃气23.67%27.21%

重庆燃气7.03%6.33%

百川能源56.74%51.22%

平均值24.67%26.77%

天达胜通24.48%21.37%

报告期各期末，天达胜通与可比公司坏账准备计提比例平均值基本一致，不存在重大差异，天达胜通坏账准备计提充分。

167五、标的资产调整管线资产折旧年限的原因及合理性，相关会计处理是否符

合《企业会计准则》的有关规定；各类固定资产折旧年限及无形资产摊销年限和

同行业可比公司是否存在差异，是否存在折旧或摊销年限超过土地使用权及特许经营权年限的情况，如是，说明原因及合理性

（一）标的资产调整管线资产折旧年限的原因及合理性，相关会计处理是否

符合《企业会计准则》的有关规定根据国家发展改革委下发的《关于加强配气价格监管的指导意见》（发改价格〔2017〕1171号）的文件规定，准许成本的核定原则上执行管网折旧年限不低于30年。同时中油投资为了解其持有的燃气管道经济耐用年限，委托中联资产评估集团山东有限公司进行了相关咨询工作，并出具了《中油燃气投资集团有限公司拟了解其持有的燃气管道经济耐用年限咨询项目咨询报告》（中联鲁评咨字【2025】第13057号）。综合上述信息，标的公司更新了对管线资产预期使用寿命的判断，各标的资产自2025年3月份将管线资产折旧年限由20年调整至

30年。各标的公司已在当地税务机构进行报备并根据税务相关规定完成本次资

产折旧年限调整的工作。

根据《企业会计准则第4号——固定资产》第十五条“企业应当根据固定资产的性质和使用情况，合理确定固定资产的使用寿命和预计净残值。固定资产的使用寿命、预计净残值一经确定，不得随意变更。但是，符合本准则第十九条规定的除外。”，第十九条“企业至少应当于每年年度终了，对固定资产的使用寿命、预计净残值和折旧方法进行复核，使用寿命预计数与原先估计数有差异的，应当调整固定资产使用寿命。”，公司调整管线资产折旧年限具有合理性。

根据《企业会计准则第28号——会计政策、会计估计变更和差错更正》第八条“企业据以进行估计的基础发生了变化，或者由于取得新信息、积累更多经验以及后来的发展变化，可能需要对会计估计进行修订。会计估计变更的依据应当真实、可靠。”，第九条“企业对会计估计变更应当采用未来适用法处理”，各标的资产按照未来适用法进行了会计处理。

综上，标的资产调整管线资产折旧年限的原因合理，相关会计处理符合《企业会计准则》的有关规定。

168（二）各类固定资产折旧年限及无形资产摊销年限和同行业可比公司是否存在差异，是否存在折旧或摊销年限超过土地使用权及特许经营权年限的情况，如是，说明原因及合理性

1、各类固定资产折旧年限及无形资产摊销年限和同行业可比公司对比如下：

固定资产房屋及建筑物机器设备运输工具输气设备其他

标的资产10-404-406-820-3010

新疆火炬5-503-105-105-303-10

长春燃气15-458-5010.00/5.00

水发燃气10-305-304-520-303-30

重庆燃气4-506-256-2520-304-8

百川能源20-3010-305305

注：1、长春燃气机器设备折旧年限为专用设备和通用设备合并表示，输气设备未单独列示；2、水发燃气其他固定资产折旧年限为电子设备、办公设备、其他合并表示。

无形资产土地使用权软件特许经营权

标的资产36-501050

新疆火炬40-503-58-30

长春燃气根据土地使用年限10/

水发燃气503-5/重庆燃气501030百川能源使用期限5协议期限综上，标的资产各类固定资产折旧年限及无形资产摊销年限和同行业可比公司不存在重大差异。

2、是否存在折旧或摊销年限超过土地使用权及特许经营权年限的情况，如是，说明原因及合理性报告期内，标的公司存在部分固定资产折旧或无形资产摊销年限超过特许经营权年限的情况，主要系固定资产折旧年限根据资产预期使用寿命确定，而非特许经营权年限到期剩余年限。根据各标的公司签订的特许经营权及补充协议，南京洁宁、南昌中油、南通中油均有优先续约条款，标的资产享有优先续约权。截至报告期末，并无确凿证据表明标的公司在现有特许经营权到期后不能续期，亦无确凿证据表明标的公司固定资产和无形资产的预期消耗方式发生了重大变化，因此标的公司未对相关资产的折旧或摊销年限做变更，相关资产折旧或摊销年限

169超过特许经营权年限具有合理性。

报告期内，标的资产不存在固定资产折旧年限或无形资产摊销年限超过土地使用权年限的情况。

六、中介机构核查程序及核查意见

（一）核查程序

针对上述事项，独立财务顾问履行了以下核查程序：

1、获取标的公司报告期内及报告期后分红的决策文件、分红款支付的银行

回单、分红款支付日近期的银行流水及报告期后应付股利与应收款项抵消的协议，核实分红的原因、合理性及支付分红款的资金来源；获取标的公司的财务报表，复核偿债能力指标计算的准确性，查阅现金流量指标，分析现金分红对标的公司财务状况、现金流及生产经营的影响；获取南通中油对山东中油分红形成应付股

利的决策文件、山东中油注册证书及更改名称证明书，了解南通中油对中油燃气集团投资有限公司应付股利的形成原因，检查信息披露的准确性；

2、了解各公司大额其他应收款和其他应付款的金额、构成及形成原因；了

解股权转让款、往来款的形成原因、期后清理情况及坏账准备计提情况；

3、了解天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资主要资产金额及构成，以及

没有计提减值准备的原因及合理性；

4、获取天达胜通逾期客户明细、金额及期后回款情况；了解逾期客户坏账

准备计提情况；查询大额逾期客户的工商登记信息及征信情况，了解客户逾期付款的原因及合理性；查询可比公司的总体坏账准备计提比例并和公司的计提比例进行比较；

5、了解各标的资产调整管线资产折旧的原因、依据，及相关审批程序；检

查相关会计处理是否符合《企业会计准则》的有关规定；对各类固定资产折旧年

限及无形资产摊销年限和同行业可比公司进行对比，判断是否存在明显差异，是否存在折旧或摊销年限超过土地使用权及特许经营权年限的情况。

（二）核查意见经核查，独立财务顾问认为：

1701、标的公司2025年实施的大额现金分红，主要是为了解决标的公司其他应

收款的归还问题以及上市公司收购资产范围合理性，具有合理性，不会对标的公司的财务状况、现金流及生产经营产生重大不利影响；南通中油对中油燃气集团投资有限公司的应付股利的相关信息披露准确；

2、各公司同时存在大额其他应收款及其他应付款的原因已进行补充说明，

具有合理性，其中股权转让款、往来款的形成原因已补充说明、股权转让款主要系中油投资内部转让股权形成，往来款主要系中油燃气内部往来，存在原因合理；

由于针对本次交易，中油投资制定了偿还计划，并于2026年6月清理完毕，不计提坏账准备具有合理性；

3、天达胜通母公司、高佳物流、珠海投资资产主要系其他应收款及长期股权投资，其中，其他应收款主要系资金归集款、股权转让款、减资款等中油投资内部成员单位往来，长期股权投资系本次交易范围内的公司，保留大量资产具有合理性；其他应收款主要系中油投资内部往来，由于针对本次交易，中油投资制定了偿还计划，并于2026年6月清理完毕，不计提坏账准备合理；

4、天达胜通存在较大金额的逾期应收款原因合理，期后回款正常，坏账准

备计提比例和同行业相比不存在重大差异，坏账准备计提充分；

5、标的资产调整管线资产折旧年限的原因系根据管线资产的实际使用年限，

并参照同类上市公司的折旧年限进行的调整，变动原因合理，折旧年限变更属于会计估计变更，应采用未来适用法，相关会计处理符合《企业会计准则》的有关规定；各类固定资产折旧年限及无形资产摊销年限和同行业可比公司不存在重大差异，不存在固定资产折旧年限或无形资产摊销年限超过土地使用权年限的情况，存在固定资产折旧年限、无形资产摊销年限超过特许经营权年限的情况，具有合理性。

171问题三、关于关联交易

申请文件显示：（1）报告期内，天达胜通关联采购金额分别为1.18亿元和

1.20亿元，主要系向关联方采购管道天然气。（2）报告期内，南通中油关联采

购金额分别为 0.51 亿元和 0.23 亿元，主要包括向关联方采购 LNG、材料物资、服务费、工程设计、监理、施工等；关联销售金额分别为0.25亿元和0.15亿元，主要系向关联方提供天然气代输服务。（3）报告期内，甘河中油关联采购金额分别为 0.38 亿元和 0.06 亿元，主要系向关联方采购 LNG、管道天然气；关联销售金额分别为0.08亿元和0.11亿元，主要系向关联方提供管输服务和销售天然气。（4）本次交易后，上市公司关联采购占比将由1.01%上升至4.32%，关联销售占比将由1.55%上升至1.76%。

请上市公司补充说明：（1）标的资产向关联方采购管道天然气、LNG，材料物资的明细情况，包括但不限于采购数量、单价、金额等情况及变动原因，相关关联采购的发生原因、合理性、必要性，并结合定价原则，采购价格与独立第三方采购价、市场可比价格的对比情况，说明相关关联采购定价的公允性。（2）标的资产向关联方提供管输服务、销售天然气的明细情况、原因、合理性、必要性，并结合定价原则，销售价格与独立第三方销售价、市场可比价格的对比情况，说明相关关联销售定价的公允性。（3）结合上述情况、本次交易后关联交易金额及占比情况，上市公司拟采取的保障关联交易公允性，避免相关方通过关联交易调节业绩、输送利益的具体措施等，说明本次交易是否新增严重影响独立性或显失公平的关联交易，本次交易是否符合《重组办法》第四十四条的有关规定。

请独立财务顾问、会计师核查并发表明确意见，请律师核查（3）并发表明确意见。

回复：

一、标的资产向关联方采购管道天然气、LNG，材料物资的明细情况，包

括但不限于采购数量、单价、金额等情况及变动原因，相关关联采购的发生原因、合理性、必要性，并结合定价原则，采购价格与独立第三方采购价、市场可比价格的对比情况，说明相关关联采购定价的公允性

（一）标的资产向关联方采购管道天然气、LNG

1721、标的资产向关联方采购管道天然气、LNG的明细情况，包括但不限于采

购数量、单价、金额等情况及变动原因，相关关联采购的发生原因、合理性、必要性

报告期内，标的公司及子公司甘河中油、南通中油、南京洁宁、南昌中油存在向关联方采购管道天然气和 LNG情况。甘河中油向青海中油管道燃气有限公司（以下简称“青海管道”）、西宁中油燃气有限责任公司（以下简称“西宁中油”）采购管道气，向青海管道、中油中泰物流（珠海）有限公司（以下简称“中泰物流”）采购 LNG；南通中油向中油中泰能源（珠海）有限公司（以下简称“中泰能源”）采购管道气，向中泰能源、中泰物流采购 LNG；南京洁宁向南京溧水中石油昆仑燃气有限公司（以下简称“溧水昆仑”）、安徽中油燃气有限公司（以下简称“安徽中油”）采购管道气，向中泰能源采购 LNG；南昌中油向中泰物流采购 LNG。

报告期内，标的公司向关联方采购管道天然气明细情况如下：

单位：万立方米、元/立方米、万元

2025年度2024年度

标的资产关联方数量单价金额数量单价金额

甘河中油青海管道///318.052.14680.90

甘河中油西宁中油17.712.1437.821072.722.232395.01

南通中油中泰能源29.012.7579.84910.173.643312.24

南京洁宁溧水昆仑3425.732.919970.622737.763.208749.11

南京洁宁安徽中油371.932.921086.71349.093.131093.79

注：上表中“单价”、“金额”均不含增值税。

报告期内，标的公司向关联方采购 LNG明细情况如下：

单位：吨、元/吨、万元

2025年度2024年度

标的资产关联方数量单价金额数量单价金额

甘河中油青海管道665.743927.90261.50846.734393.86372.04

甘河中油中泰物流107.824061.2043.7951.754422.1622.88

南通中油中泰能源1506.504398.66662.66207.674803.9299.76

南通中油中泰物流172.224495.4177.42///

南京洁宁中泰能源///1591.974554.39725.04

南昌中油中泰物流20.844155.968.6620.964311.939.04

173注：上表中“单价”、“金额”均不含增值税，采购金额按总额列示。

报告期内，标的公司甘河中油存在向关联方青海管道、西宁中油采购管道天然气，标的公司南通中油存在向关联方中泰能源采购管道天然气，主要系为弥补气源指标的短期缺口，以维持标的公司正常开展天然气销售业务，相关关联方从事燃气相关业务，关联采购具有合理性和必要性，因年度气源指标缺口不同，年度采购金额存在一定变动；南京洁宁存在向关联方溧水昆仑、安徽中油采购管道天然气，主要系因南京洁宁未取得中石油、中石化等上游供应商购气指标，需通过溧水昆仑、安徽中油及其他燃气企业采购管道天然气用于开展日常经营，相关关联方从事燃气相关业务，关联采购具有合理性和必要性。

报告期内，标的公司甘河中油存在向关联方青海管道、中泰物流采购 LNG，主要系甘河中油下设的海鑫油气站经营汽车加气业务所需，相关关联方从事燃气相关业务，关联采购具有合理性和必要性；标的公司南通中油存在向关联方中泰能源、中泰物流采购 LNG，南昌中油存在向关联方中泰物流采购 LNG，主要系用于弥补气源指标的短期缺口，采购 LNG进行气化作为补充气源，以维持标的公司正常开展天然气销售业务，相关关联方从事燃气相关业务，关联采购具有合理性和必要性，因年度气源指标缺口不同，年度采购金额存在一定变动；南京洁宁存在向关联方中泰能源采购LNG，主要用于气化补充气源以及LNG贸易业务，公司按照净额法确认了贸易收入，相关关联方从事燃气相关业务，关联采购具有合理性和必要性。

2、结合定价原则，采购价格与独立第三方采购价、市场可比价格的对比情况，说明相关关联采购定价的公允性报告期内，标的资产向关联方采购管道天然气、LNG价格与可比价格的比较情况如下：

（1）管道气采购

单位：元/立方米

2025年度2024年度

标的关联可比价格资产方采购可比采购可比定价原则差异率差异率说明价格价格价格价格

甘河青海///2.142.035.46%标的公司竞拍价加中油管道自中石油管输费

甘河西宁2.142.17-1.60%2.232.039.98%采购非管根据市场

174中油中油制气价格气源情况

协商确定

南通中泰2.752.740.36%3.643.630.28%关联方采采购价略中油能源购价格微加价

南京溧水2.912.852.09%3.203.006.51%采购价+固洁宁昆仑定价差上市公司根据市场南京公用供需情况燃气销售

南京安徽2.922.852.44%3.133.004.18%协商确定；单位原材洁宁中油综合采购料成本

单价+固定价格

注：上表中“销售价格”、“可比价格”均不含增值税。

2024年，甘河中油因气源紧张，委托青海管道在供应商平台进行网络竞拍

采购天然气，采购价格为实际网络竞拍价格加管输费，与甘河中油自中石油上游供应商非管制气采购价格不存在重大差异，采购价格公允。

报告期内，甘河中油自关联方西宁中油采购管道天然气，系为弥补气源指标缺口，双方根据市场供需情况协商确定采购价格，与标的公司自非关联供应商中石油采购非管制气价格不存在重大差异，采购价格公允。

报告期内，南通中油通过关联方中泰能源采购管道天然气，系为弥补气源指标缺口，采购价格为关联方自上游供应商采购管道天然气的实际采购价略微加价确定，与关联方自外部采购的采购价差异较小，采购价格公允。

报告期内，南京洁宁自关联方溧水昆仑、安徽中油采购管道天然气，系由于未取得中石油、中石化等上游供应商购气指标。根据合同约定，南京洁宁与溧水昆仑采购价格按采购价+固定价差确定；与安徽中油自2024年至2025年3月间

采购价格系根据市场供需情况协商确定，自2025年4月至12月间采购价格按综合采购单价+固定价格方式确定，定价方式合理，采购价格较同区域内燃气公司可比价格不存在重大差异，采购价格公允。

（2）LNG采购

单位：元/千克

2025年度2024年度

标的关联可比价格定价资产方采购可比采购可比差异率差异率说明原则价格价格价格价格

甘河青海3927.904066.40-3.41%4393.864744.29-7.39%根据市场

中油 管道 LNG供

甘河中泰4061.204138.17-1.86%4422.164568.03-3.19%需情况，

175中油物流标的公司当协商确定

地 LNG月度 采购价格

南通中泰4398.664333.651.50%4803.924666.532.94%市场价按标中油能源的公司各月

南通中泰4495.414368.282.91%///销量加权平中油物流均计算的年

南京中泰///4554.394397.973.56%度均价洁宁能源

南昌中泰4155.964089.711.62%4311.934379.64-1.55%中油物流

注：1、上表中“销售价格”、“可比价格”均不含增值税；2、标的公司当地 LNG月度市场价取自隆众资讯数据库。

报告期内，甘河中油自关联方青海管道、中泰物流采购 LNG，南通中油自关联方中泰能源、中泰物流采购 LNG，南京洁宁自关联方中泰能源采购 LNG，南昌中油自关联方中泰物流采购 LNG，购销双方根据当地市场 LNG供需情况，协商确定采购价格。各标的公司及子公司向关联方采购 LNG价格与当地市场价格不存在重大差异，采购价格公允。

（二）标的资产向关联方采购材料物资

标的资产向关联方材料物资采购系燃气表、燃气管、燃气调压箱、超声波

流量计、计量柜、球阀等，主要供应商为阳光汇采供应链管理（珠海市）有限责任公司、齐智智家科技（珠海市）有限责任公司及其子公司等。

中油集团为提高采购议价能力，降低采购成本，针对物资种类多、物资标准不统一，导致库存积压，资金使用效率低下，供应商资质参差不齐，质量与交付风险难控，影响燃气运营安全等行业痛点，对标新奥股份、中国燃气等燃气行业头部企业，推行规模化集中采购、数字化管控与共享仓储模式，通过整合中油集团采购资源、规范采购流程标准，设立了阳光汇采供应链管理（珠海市）有限责任公司、齐智智家科技（珠海市）有限责任公司等采购平台，负责下属成员单位的物资集中采购管理，通过整合全集团采购量，大幅提高议价能力，获取远低于零散采购的供货价格优势，在保障质量、定价公允的前提下，切实降低全集团燃气具与安防产品的综合采购成本，实现了安全、成本、效率的多重提升。

各采购平台以市场价格为基准，跟踪上游物资市场报价及供应商价格动态，确保集采物资的采购价格具有成本优势、销售价格具备市场竞争力，以各采购平台实际采购成本为基础，合理叠加物流仓储费、平台服务费、采购服务费、资金占用成本等相关支出，合理确定内购销售价格，并在集团采购平台统一公示执行。

176因此，标的资产向关联方采购材料物资具有合理必要性，采购价格公允。

由于各类物资的规格型号不同，采购单价区间有所不同，各标的公司具体采购情况如下：

1、甘河中油物资采购明细如下：

单位：万元

2025年度2024年度

项目采购金额采购占比采购金额采购占比

自闭阀2.9211.78%

智能涡轮流量计4.2717.23%

过滤器滤芯1.696.82%

IC卡控制器 1.60 6.46%

加臭装置控制器1.335.37%

截止阀1.174.72%

检漏检测仪1.154.64%

燃气计量撬60.7085.59%

温度变送器2.874.05%

其他物资10.6542.98%7.3510.36%

合计24.78100.00%70.92100.00%

营业成本13429.2612345.66

采购金额占营业成本的比重0.18%0.57%

报告期各期，甘河中油向关联方采购物资的金额分别为70.92万元和24.78万元，总体采购金额较小，占营业成本的比重分别为0.57%和0.18%，关联采购金额占营业成本的比重较小，关联采购对甘河中油经营业绩基本无影响。

2024年甘河中油向关联方青海域安科技有限公司（原名“西宁卓燃商贸有限公司”）采购燃气计量撬60.70万元，占关联采购金额的比重较大，该关联公司在采购发生当年从事供应链业务，关联采购发生具有合理性，所采购的产品属于定制化产品，由双方协商确定价格。

2、南通中油物资采购明细如下：

单位：万元

2025年度2024年度

项目采购金额采购占比采购金额采购占比

1772025年度2024年度

项目采购金额采购占比采购金额采购占比

燃气表313.0334.65%169.5123.47%

燃气管130.5414.45%140.6519.47%

燃气调压箱78.508.69%91.7412.70%

四氢噻吩59.176.55%80.7711.18%

超声波流量计72.868.07%51.967.19%

计量柜35.653.95%50.226.95%

球阀43.034.76%47.146.53%

自闭阀39.394.36%18.622.58%

IC卡控制器 16.90 1.87% 12.91 1.79%

工业用可燃气体报警器11.551.60%

带颈平焊法兰3.790.42%6.680.92%

汇气管43.814.85%

LNG 站低温监测报警装置 12.02 1.33%

其他物资54.676.05%40.495.61%

合计903.36100.00%722.24100.00%

营业成本45663.7448656.84

采购金额占营业成本的比重1.98%1.48%

报告期各期，南通中油向关联方采购物资的金额分别为722.24万元和903.36万元，采购金额较小，占营业成本的比重分别为1.48%和1.98%，关联采购金额占营业成本的比重较小，关联采购对南通中油经营业绩影响较小。

报告期各期，南通中油关联采购以燃气表和燃气管为主，由于不同型号产品采购价格差异较大，因此选取不同型号的燃气表和燃气管对关联方采购价格及销售价格进行对比分析。

（1）燃气表

单位：万元、元/只关联方采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

远传膜式燃气表_NB_G1.6_右_1.5

2025年度级_碳钢_不带温压补偿_金额预付120.90243.46243.460.00%

费_不可升级

2025 远传膜式燃气表_NB_G1.6_左_1.5年度

级_碳钢_不带温压补偿_120.90243.46243.460.00%金额预付

178关联方

采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

费_不可升级

2025 远传膜式燃气表_NB_G1.6_左_钢年度 _1.5级_不带温压补偿_GB/T 6968 26.23 283.28 283.28 0.00%

合计268.03

全部燃气表采购金额313.03

选取采购金额占全部燃气表采购金额的比重85.62%

2024 远传膜式燃气表_NB_G1.6_右_钢年度 _1.5 _ _GB/T 6968 74.07 275.98 273.89 0.76%级 不带温压补偿

2024 远传膜式燃气表_NB_G1.6_左_钢年度 _1.5级_不带温压补偿_GB/T 6968 74.10 275.98 274.23 0.64%

合计148.17

全部燃气表采购金额169.51

选取采购金额占全部燃气表采购金额的比重87.41%

注：关联方平均销售价格系销售方年度平均销售单价。

从选取的主要型号的燃气表数据可以看出，南通中油燃气表的平均采购价格和关联方平均销售价格基本一致，南通中油燃气表采购价格公允合理。

（2）燃气管

单位：万元、元/米关联方采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

PE100燃气管

2025年度 _PE100_SDR11_dn160_黑色 11.67 94.40 94.30 0.11%

_GB/T 15558.1

PE100燃气管

2025年度 _PE100_SDR11_dn250_黑色 12.92 229.05 257.99 -11.22%

_GB/T 15558.1

2025 PE燃气管_dn160_PE100_SDR11_年度

黑色_GB/T 15558.1 7.53 88.43 92.04 -3.92%

2025 PE燃气管_dn160_PE100_SDR11_年度 _GB/T 15558.2 7.54 88.44 90.97 -2.78%黑色

2025 PE燃气管_dn250_PE100_SDR11_年度

黑色_GB/T 15558.1 7.98 214.58 251.36 -14.63%

2025 PE燃气管_dn250_PE100_SDR11_年度

黑色_GB/T 15558.2 27.81 214.59 241.42 -11.11%

2025 PE燃气管_dn63_PE100_SDR11_年度 _GB/T 15558.2 12.00 13.96 14.27 -2.17%黑色

合计87.45

全部燃气管购金额130.54

179关联方

采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

选取采购金额占全部燃气管采购金额的比重66.99%

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn110_黑色 14.83 43.52 45.04 -3.37%

_GB/T 15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn160_黑色 19.80 93.21 95.84 -2.74%

_GB/T 15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn200_黑色 17.67 140.26 150.01 -6.50%

_GB/T 15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn250_黑色 13.47 229.05 246.36 -7.03%

_GB/T 15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn63_黑色_GB/T 18.40 14.48 14.95 -3.14%

15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn90_黑色_GB/T 18.93 29.44 30.35 -3.00%

15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR17_dn90_黑色_GB/T 13.54 20.14 20.11 0.15%

15558.1

合计116.64

全部燃气管购金额140.65

选取采购金额占全部燃气管采购金额的比重82.93%

注：关联方平均销售价格系销售方年度平均销售单价。

从选取的主要型号的燃气管数据可以看出，南通中油燃气管的平均采购价格和关联方平均销售价格不存在重大差异，南通中油燃气表采购价格公允合理。

3、南京洁宁物资采购明细如下：

单位：万元

2025年度2024年度

项目采购金额采购占比采购金额采购占比

燃气表157.8948.72%241.1942.18%

燃气管39.2412.11%207.2536.24%

球阀14.704.54%25.654.49%

波纹管18.445.69%0.150.03%

流量计6.251.93%15.702.75%

自闭阀7.072.18%14.012.45%

1802025年度2024年度

项目采购金额采购占比采购金额采购占比

控制器4.511.39%9.641.69%

报警器38.2511.80%6.051.06%

体积修正仪0.00%7.291.27%

其他37.7411.64%44.937.86%

合计324.09100.00%571.86100.00%

营业成本14157.9516917.75

采购金额占营业成本的比重2.29%3.38%

报告期各期，南京洁宁向关联方采购物资的金额分别为571.86万元和324.09万元，采购金额较小，占营业成本的比重分别为3.38%和2.29%，关联采购金额占营业成本的比重较小，关联采购对南京洁宁经营业绩影响较小。

报告期各期，南京洁宁关联采购以燃气表和燃气管为主，由于不同型号产品采购价格差异较大，因此选取不同型号的燃气表和燃气管对关联方采购价格及销售价格进行对比分析。

（1）燃气表

单位：万元、元/只关联方采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

远传膜式燃气表_NB_G2.5_右_1.5

2025年度级_碳钢_不带温压补偿_金额预付28.24243.46245.73-0.92%

费_不可升级

远传膜式燃气表_NB_G2.5_右_1.5

2025年度级_碳钢_机械温度补偿_金额预付39.57263.81263.810.00%

费_可升级

远传膜式燃气表_NB_G2.5_左_1.5

2025年度级_碳钢_不带温压补偿_金额预付28.24243.46245.96-1.02%

费_不可升级

远传膜式燃气表_NB_G2.5_左_1.5

2025年度级_碳钢_机械温度补偿_金额预付39.57263.81263.810.00%

费_可升级

合计135.62

全部燃气表采购金额157.89

选取采购金额占全部燃气表采购金额的比重85.90%

2024 远传膜式燃气表_NB_G2.5_右_钢年度 _1.5级_不带温压补偿_GB/T 6968 111.37 278.43 283.09 -1.65%

181关联方

采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

2024 远传膜式燃气表_NB_G2.5_左_钢年度 _1.5 _ _GB/T 6968 111.37 278.43 282.65 -1.49%级 不带温压补偿

合计222.74

全部燃气表采购金额241.19

选取采购金额占全部燃气表采购金额的比重92.35%

注：关联方平均销售价格系销售方年度平均销售单价。

从选取的主要型号的燃气表数据可以看出，南京洁宁燃气表的平均采购价格和关联方平均销售价格基本一致，南京洁宁燃气表采购价格公允合理。

（2）燃气管

单位：万元、元/米关联方采购平均采采购年度采购具体内容平均销差异率金额购单价售价格

2025 PE燃气管_dn160_PE100_SDR11_黑年度 _GB/T 15558.2 21.23 88.44 90.97 -2.78%色

2025 PE燃气管_dn110_PE100_SDR11_黑年度

_GB/T 15558.2 5.00 41.67 42.73 -2.48%色

2025 PE燃气管_dn200_PE100_SDR11_黑年度

色_GB/T 15558.2 4.96 137.84 140.26 -1.73%

合计31.19

全部燃气管采购金额39.24

选取采购金额占全部燃气管采购金额的比重79.49%

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn200_黑色_GB/T 51.02 145.59 150.01 -2.95%

15558.1

PE100燃气管

2024年度 _PE100_SDR11_dn315_黑色_GB/T 127.18 349.78 348.83 0.27%

15558.1

合计178.20

全部燃气管采购金额207.25

选取采购金额占全部燃气管采购金额的比重85.98%

注：关联方平均销售价格系销售方年度平均销售单价。

从选取的主要型号的燃气管数据可以看出，南通洁宁燃气管的平均采购价格和关联方平均销售价格基本一致，南通洁宁燃气管采购价格公允合理。

1824、南昌中油物资采购明细如下：

单位：万元

2025年度2024年度

项目采购金额采购占比采购金额采购占比

燃气表107.7273.25%92.8251.04%

探测器7.395.03%

报警控制器6.504.42%12.276.75%

电磁阀5.073.45%7.624.19%

燃气管2.231.52%15.848.71%

报警器1.761.20%19.2510.59%

自闭阀1.280.87%11.926.56%

球阀2.531.72%4.692.58%

流量计3.792.08%

调压箱2.061.40%2.071.14%

IC卡控制器 1.96 1.08%

其他10.527.15%9.615.28%

合计147.06100.00%181.84100.00%

营业成本5865.846482.40

采购金额占营业成本的比重2.51%2.81%

报告期各期，南昌中油向关联方采购物资的金额分别为181.84万元和147.06万元，采购金额较小，占营业成本的比重分别为2.81%和2.51%，关联采购金额占营业成本的比重较小，关联采购对南昌中油经营业绩影响较小。

报告期各期，南昌中油关联采购以燃气表为主，由于不同型号产品采购价格差异较大，因此选取不同型号的燃气表对关联方采购价格及销售价格进行对比分析。

单位：万元、元/只关联方采购平均采购采购年度采购具体内容平均销差异率金额单价售价格

2025 卡式膜式燃气表_G1.6_右_钢_1.5年度 _ _ 17.88 178.80 183.09 -2.34%级 国产 不带温压补偿

2025 卡式膜式燃气表_G1.6_左_钢_1.5年度

级_国产_19.71179.19183.09-2.13%不带温压补偿

2025 远传膜式燃气表_NB_G16_左_钢年度 _1.5级_不带温压补偿_GB/T 6968 14.44 2947.54 3032.16 -2.79%

183关联方

采购平均采购采购年度采购具体内容平均销差异率金额单价售价格

2025 远传膜式燃气表_NB_G10_左_钢年度 _1.5级_不带温压补偿_GB/T 6968 4.65 2446.90 2446.90 0.00%

合计56.68

全部燃气表采购金额107.72

选取采购金额占全部燃气表采购金额的比重52.62%

2024 卡式膜式燃气表_G1.6_左_钢_1.5年度

级__26.13165.39179.27-7.74%国产不带温压补偿

2024 卡式膜式燃气表_G1.6_右_钢_1.5年度 _ _ 28.78 165.39 179.27 -7.74%级 国产 不带温压补偿

合计54.91

全部燃气表采购金额92.82

选取采购金额占全部燃气表采购金额的比重59.16%

注：关联方平均销售价格系销售方年度平均销售单价。

从选取的主要型号的燃气表数据可以看出，南昌中油燃气表的平均采购价格和关联方平均销售价格基本一致，南昌中油燃气表采购价格公允合理。

二、标的资产向关联方提供管输服务、销售天然气的明细情况、原因、合理

性、必要性，并结合定价原则，销售价格与独立第三方销售价、市场可比价格的对比情况，说明相关关联销售定价的公允性

（一）标的资产向关联方提供管输服务、销售天然气的明细情况、原因、合

理性、必要性

报告期内，标的公司南通中油、甘河中油存在向关联方提供天然气代输服务，南京洁宁、甘河中油存在向关联方销售天然气。南通中油向海安中油燃气有限责任公司（以下简称“海安中油”）、东台中油燃气有限公司（以下简称“东台中油”）提供天然气代输服务；南京洁宁向关联方江苏永洁能源有限公司（以下简称“江苏永洁”）销售天然气；甘河中油向青海甘河中油中泰燃气管输有限公司（以下简称“甘河管输”）、西宁中油燃气有限责任公司（以下简称“西宁中油”）提供天然气代输服务，向西宁中油、青海中油管道燃气有限公司（以下简称“青海管道”）、青海甘河工业园西矿水电管理有限责任公司（以下简称“西矿水电”）、青海甘河水务有限责任公司（以下简称“甘河水务”）、青海甘河工业

园区公共服务有限公司（以下简称“甘河公服”）销售天然气。标的公司向关联

184方提供管输服务、销售天然气的明细情况如下：

单位：万立方米、元/立方米、万元关联2025年度2024年度销售标的公司关联方内容数量单价金额数量单价金额

南通中油海安中油17535.470.091522.7528810.330.092455.17

天然甘河中油西宁中油8000.000.06440.378000.010.06440.37气代

输甘河中油甘河管输742.290.0640.863826.940.06210.66

南通中油东台中油---231.070.0921.20

南京洁宁江苏永洁17.473.9368.61---

甘河中油西宁中油201.541.70342.29---

销售甘河中油青海管道71.101.74123.93---天然

气甘河中油甘河公服41.202.47101.6850.742.47125.21

甘河中油甘河水务4.222.4710.404.802.4711.84

甘河中油西矿水电2.442.476.011.912.474.72

注：上表中“单价”、“金额”均不含增值税。

报告期内，标的公司南通中油存在向关联方海安中油、东台中油提供天然气代输服务。由于海安中油并未建设与分输站连通的输气管道，长期经由南通中油的输气管道输送天然气实现气源供应，南通中油按输气量向海安中油收取管输费用，相关交易具有合理性和必要性。2024年四季度，东台中油为弥补短期气源缺口，经由南通中油的输气管道输送补充气源，南通中油按输气量向东台中油收取管输费用，形成少量天然气代输收入，相关交易具有合理性和必要性。

报告期内，标的公司甘河中油存在向关联方西宁中油、甘河管输提供天然气代输服务。西宁中油主要经营区域位于西宁市主城区，并未建设与城郊分输站连通的输气管道，长期经由甘河中油的输气管道向其城西门站输送天然气实现气源供应，配合城西门站的输配能力，年代输气量为8000万立方米，甘河中油按输气量向西宁中油收取管输费用，相关交易具有合理性和必要性。甘河管输经营区域位于甘河工业园区西区，与分输站之间的管道路径经过甘河中油所在的甘河工业园区东区，长期经由甘河中油的输气管道输送天然气实现气源供应，甘河中油按输气量向甘河管输收取管输费用，相关交易具有合理性和必要性。

2025年度，南京洁宁存在向关联方江苏永洁销售天然气。江苏永洁2025年

11月开始经营热力生产和供应业务，需采购天然气用于生产蒸汽，其蒸汽生产

185设施所在地临近南京洁宁供气管道，就近向南京洁宁采购管道天然气，相关交易

具有合理性和必要性。

报告期内，标的公司甘河中油存在向关联方西宁中油、青海管道、甘河公服、甘河水务、西矿水电销售天然气。西宁中油、青海管道系燃气经营企业，甘河中油2025年对其销售天然气主要系处置短期气源指标盈余的临时性措施，而非长期稳定业务，相关交易具有合理性和必要性。甘河公服、甘河水务、西矿水电系甘河中油股东甘河开发的全资子公司，主要在甘河工业园区内从事水电供应等公共基础设施相关业务，其生产经营过程中存在少量天然气耗用需求，甘河中油就近向其销售供应天然气，相关交易具有合理性和必要性。

（二）结合定价原则，销售价格与独立第三方销售价、市场可比价格的对比情况，说明相关关联销售定价的公允性报告期内，标的公司向关联方提供管输服务、销售天然气价格与可比价格的比较情况如下：

单位：元/立方米关联销销售标的公司关联方可比价格可比价格说明定价原则售内容价格

南通中油海安中油0.09

0.090.11相近地域管道运输企、南通中油东台中油0.09业政府核定价格天然气协商确定合理价

代输甘河中油西宁中油0.06格，长期执行

0.04对非关联方客户销售

甘河中油甘河管输0.06价格

少量试供气，暂南京洁宁江苏永洁3.933.872025年非居民用户平按同期工商业用均销售价格户平均售价定价

甘河中油西宁中油1.70

销售天1.632025在当月采购均价年平均采购单价

甘河中油青海管道1.74基础上略微上浮然气

甘河中油甘河公服2.47

2.472.47政府部门发布的非居按照政府部门定甘河中油甘河水务

民用户用气价格价执行

甘河中油西矿水电2.47

注：上表中“销售价格”、“可比价格”均不含增值税。

报告期内，南通中油向海安中油、东台中油提供天然气代输服务的均价为

0.09元/立方米，南通中油所在地政府部门并未发文核定南通中油天然气代输业务价格。参考江苏省发展改革委发布的苏发改价格发〔2021〕838号、苏发改价格发〔2024〕1139号文件，对宿迁市润城管输天然气有限公司天然气管道运输186价格进行了核定，其在报告期内执行的天然气管道运输价格为0.11元/立方米（不含税，2024年1月至2024年10月期间执行）、0.09元/立方米（不含税，2024年11月至2025年12月期间执行）。经比较，南通中油向关联方提供天然气代输服务的价格与可比价格接近，销售定价具备公允性。

报告期内，甘河中油向西宁中油、甘河管输提供天然气代输服务的均价为

0.06元/立方米，甘河中油所在地政府部门并未发文核定甘河中油天然气代输业务价格。作为参考，报告期内甘河中油向甘河工业园区东区内的无关联关系客户青海云天化国际化肥有限公司（以下简称“云天化”）提供天然气代输服务的均

价约为0.04元/立方米，约为甘河中油对关联方代输服务价格的70%。报告期内，云天化通过甘河中油代输天然气的年均输送量超过4.5亿立方米，远超甘河中油对西宁中油、甘河管输的代输量，大客户采购存在一定价格优势具备合理性。经比较，甘河中油向关联方提供天然气代输服务的价格与可比价格的差异合理，销售定价具备公允性。

2025年11月，南京洁宁开始向江苏永洁销售管道天然气，前期少量试供气，

平均售价为3.93元/立方米，与南京洁宁同期同类用户供气价格接近，销售定价具备公允性。

报告期内，甘河中油向甘河公服、甘河水务、西矿水电销售管道天然气的均价为2.47元/立方米，在2025年度向西宁中油、青海管道销售天然气的平均售价分别为1.70元/立方米、1.74元/立方米。甘河公服、甘河水务、西矿水电属于天然气非居民用户，参考西宁市湟中区发展和改革局发布的湟发改价格〔2023〕407号文件，规定甘河中油向非居民用户销售价格为2.47元/立方米（不含税）。西宁中油、青海管道系燃气经营企业，甘河中油对其销售天然气主要系为处置短期气源指标盈余，相关销售发生时供过于求，因此销售价格仅在当月甘河中油天然气采购均价基础上略微上浮。经比较，甘河中油向关联方销售天然气的价格与业务实质相匹配，销售定价具备公允性。

187三、结合上述情况、本次交易后关联交易金额及占比情况，上市公司拟采取

的保障关联交易公允性，避免相关方通过关联交易调节业绩、输送利益的具体措施等，说明本次交易是否新增严重影响独立性或显失公平的关联交易，本次交易是否符合《重组办法》第四十四条的有关规定

（一）本次交易后关联交易金额及占比情况

根据备考审阅报告本次交易完成后，关联采购的金额为18466.00万元，占营业成本的比例为4.32%，关联销售的金额为9144.80万元，占营业收入的比重为1.76%，整体占比仍保持较低水平，标的公司关联购销交易定价公允，相关交易的发生具有商业理由和必要性，本次交易不会导致上市公司新增严重影响独立性或显失公平的关联交易。

（二）上市公司拟采取的保障关联交易公允性，避免相关方通过关联交易调

节业绩、输送利益的具体措施

为防范关联方利用关联交易调节业绩、输送不当利益，上市公司将建立全流程闭环管控机制：一是严格按照上市公司治理相关要求，对标的公司全面执行上市公司已建立的《关联交易管理制度》和相关内控管理制度体系，确保必要发生的关联交易依法依规、公开透明、公平合理推进；二是实施关联方穿透式动态管理，严格做好控股股东、实际控制人、董事、监事、高级管理人员及相关关联主体管理，杜绝隐性关联、交易非关联化；三是严格执行关联方回避表决制度，关联交易均需上市公司独立董事和审计委员会事前认可并出具专项公允性意见，重大资产、股权类关联交易须聘请独立第三方机构出具相关报告；四是建立公允定价体系，采用公开招投标、市场比询价、政府定价等方式，确保合同价格和结算条款公平、公允；五是业务、财务、资金实行全流程内控隔离，关联业务操作全流程留痕，严格执行关联交易的会计确认和核算，杜绝跨期调节利润；六是严格执行追责机制，对存在隐瞒关联关系、规避审议、定价失公允及利益输送情形，依法追究相关责任人责任；七是严格履行信息披露义务，依法向投资者公开，接受社会监督。要求控股股东、实际控制人出具书面承诺保证不通过关联交易侵占上市公司及中小股东合法权益，并为此承担责任。通过全方位体系杜绝利益输送、业绩调节情形的发生。

188（三）本次交易是否新增严重影响独立性或显失公平的关联交易，本次交易

是否符合《重组办法》第四十四条的有关规定

根据上述分析，报告期内标的公司相关关联采购及相关关联销售交易定价具有公允性，本次交易后关联采购及关联销售交易占比仍处于较低水平，本次交易不会新增严重影响独立性或显失公平的关联交易，本次交易符合《重组办法》第四十四条的有关规定。

四、中介机构核查程序及核查意见

（一）核查程序

针对上述事项，独立财务顾问履行了以下核查程序：

1、了解关联采购原因，判断关联采购的合理性和必要性；检查采购合同的

关键条款，了解关联交易的定价原则；获取报告期内标的公司发生关联采购的数量、单价及金额，了解变动原因，将采购单价与独立第三方采购价、市场可比价进行对比，判断关联采购定价的公允性；

2、取得标的公司关联销售明细，取得标的公司管理层关于标的公司向关联

方提供天然气代输服务及销售天然气原因和定价原则的说明，判断相关业务发生的合理性和必要性，获取相关业务可比价格的资料，比较判断相关关联销售定价的公允性；

3、取得并查阅大信会计师事务所（特殊普通合伙）出具的《山东胜利股份有限公司备考审阅报告》，复核本次交易后关联交易金额及占比情况，判断是否导致上市公司新增严重影响独立性或显失公平的关联交易，本次交易是否符合《重组办法》第四十四条的有关规定；取得并查阅上市公司提供的《关联交易管理制度》，了解上市公司拟采取的保障关联交易公允性，避免相关方通过关联交易调节业绩、输送利益的具体措施。

（二）核查意见经核查，独立财务顾问认为：

1、标的资产关联采购具有合理性和必要性，报告期内采购数量、采购金额

变动原因合理；采购价格与独立第三方采购价、市场可比价格不存在重大差异，

189关联采购定价公允；

2、标的公司向关联方提供天然气代输服务及销售天然气系基于合理的业务原因，相关业务发生具有必要性，结合业务实质与可比价格对比，相关关联销售定价具备公允性；

3、本次交易完成后，关联交易整体占比仍保持较低水平，标的公司关联购

销交易定价公允，相关交易的发生具有商业理由和必要性，上市公司已采取相关措施保障关联交易公允性，避免相关方通过关联交易调节业绩、输送利益，本次交易不会导致上市公司新增严重影响独立性或显失公平的关联交易，本次交易符合《重组办法》第四十四条的有关规定。

190问题四、关于评估预测

申请文件显示：（1）本次交易采用资产基础法对中油珠海进行评估，中油珠海股东全部权益评估值为0.65亿元，增值率为353.40%；采用收益法、市场法对天达胜通、南通中油、甘河中油进行评估，并选用收益法评估结果作为最终评估结论，天达胜通股东全部权益评估值为10.16亿元，增值率为6.46%；南通中油股东全部权益评估值为8.44亿元，增值率为491.11%；甘河中油股东全部权益评估值为7.58亿元，增值率为584.41%。（2）2026年至2030年（以下简称预测期），天达胜通天然气销售业务收入由2.10亿元逐年增长至2.23亿元；

南通中油天然气销售业务收入由5.50亿元逐年增长值5.86亿元；甘河中油天

然气销售业务收入由1.92亿元逐年增长至1.98亿元。（3）收益法评估中，天达胜通、南通中油、甘河中油的折现率均为8.95%。（4）收益法评估中考虑了增值税即征即退政策相关的其他收益。（5）本次交易采用收益法对3家参股公司扬州中油、庆云中油、兴化中油对应长期股权投资价值进行评估。（5）标的资产市净率高于同行业上市公司市净率的中位值及平均值，高于可比交易市净率的中位值。（6）2023年，中油燃气集团有限公司（以下简称中油燃气）将持有的扬州中油26%的股权转让给中油珠海，转让价格为4420万元。2023年，天达国际集团有限公司（以下简称天达国际）将其持有的南京洁宁100%股权作价

1.68亿元向天达胜通出资。（7）以2026年6月12日收盘价计算，港交所上市

公司中油燃气的总市值为7.45亿元。

请上市公司补充说明：（1）在特许经营权存在有效期限的情况下，收益期按永续确定的合理性，与可比案例是否一致。（2）标的资产预测期各年天然气销售业务各类用户数量、单用户平均用气量、销售单价，天然气代输业务主要客户及其用气量、销售单价，天然气工程安装服务费用，以及各业务成本的具体预测情况、预测过程、预测依据及其合理性。（3）区分各类业务，结合定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导价历史变化情况、行业最新价

格机制政策影响等，说明预测期各年天然气销售及代输业务销售单价预测是否合理、谨慎、合规。（4）结合标的资产报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因，客户合作稳定性及新客户开拓情况，特许经营区域内各类天然气用户及潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势

191等，说明天然气销售及代输业务销售数量的预测是否合理、谨慎。（5）结合上述情况，补充说明报告期内天达胜通、南通中油天然气销售业务收入下降情况下，预测相关销售收入持续增长的合理性。（6）结合报告期内各项业务毛利率变动的主要原因，同行业可比公司同类业务毛利率变动趋势，市场竞争情况，天然气市场价格变化趋势，行业最新价格机制政策影响，标的资产为维持毛利率稳定拟采取的措施及其有效性等，说明各业务毛利率预测是否合理、谨慎。（7）各项期间费用的具体预测情况、预测过程，并结合报告期内标的资产及同行业可比公司的期间费用率，分析期间费用预测是否合理、谨慎。（8）预测期内标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程、测算依据及其合理性。（9）折现率确定过程中选取的可比公司与市场法评估、财务分析中选取的可比公司

不一致的原因及合理性，本次评估的折现率与可比交易是否存在较大差异，折现率的预测是否合理、谨慎。（10）税收优惠款项的可收回性，标的资产所处行业增值税即征即退政策是否具有可持续性，如否，补充说明对评估值的影响。（11）庆云中油、兴化中油收益法、市场法评估的具体过程；参照问题（1）-（10），结合3家参股公司报告期内的经营情况、财务数据，评估市盈率、市净率与同行业可比公司及可比交易的对比情况及差异原因，补充说明其收益法评估是否合理、谨慎。（12）标的资产市净率高于同行业上市公司及可比交易市净率的原因及合理性，标的资产及其参股公司最近三年股权转让价格与本次交易作价的存在差异的原因及合理性，并结合截至回函日标的资产及其参股公司的实际经营与期后业绩情况，天然气行业政策变化对标的资产及其参股公司经营及估值的影响，港交所上市公司中油燃气的整体估值水平、标的资产占中油燃气资产比重情况、本次交易与中油燃气估值水平差异的合理性等，补充说明本次交易定价是否公允，是否符合《重组办法》第十一条的有关规定。（13）本次重组相关披露信息、财务数据与在港交所披露信息是否存在重大差异，如是，说明差异产生的原因及其合规性、合理性。

请独立财务顾问核查并发表明确意见，请评估师核查（1）-（12）并发表明确意见。

回复：

192一、在特许经营权存在有效期限的情况下，收益期按永续确定的合理性，与

可比案例是否一致

标的资产拥有的城市燃气特许经营权存在有效期限，本次评估在采用收益法进行评估时，将收益期设定为永续期，主要基于以下法律政策、行业惯例及商业逻辑的综合考量，分析如下：

1、符合现行法规关于特许经营期限的延展性规定

根据2024年最新修订的《基础设施和公用事业特许经营管理办法》第八条规定，基础设施和公用事业特许经营期限应当根据行业特点、所提供公共产品或服务需求、项目生命周期、项目建设投资和运营成本、投资回收期等综合因素确定，充分保障特许经营者合法权益。特许经营期限原则上不超过40年，投资规模大、回报周期长的特许经营项目可以根据实际情况适当延长，法律法规另有规定的除外。此外，第四十三条明确规定，在特许经营权到期后，同等条件下原特许经营者享有优先选择权。这表明，燃气特许经营权在法律法规上具备到期后延续的制度基础。

2、符合燃气行业“到期优先续约”的商业惯例与历史实践

城市燃气属于涉及民生的公用事业，具有显著的自然垄断属性和极高的资产专用性。在实务操作中，只要企业在特许经营期内未出现重大违约、未发生严重安全事故且持续提供合格服务，地方政府出于保障城市运行安全和公共服务连续性的考量，在特许经营期满后通常会优先与原经营者续约。标的资产历史经营合规，且根据管理层判断及行业惯例，到期后继续取得特许经营权不存在实质性障碍。

3、同行业可比交易案例对比情况

将燃气特许经营权收益期按永续确定，与近年来 A股上市公司在同类燃气资产收购案例中具有燃气特许经营权的评估实务保持一致，其中《山东胜利股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》中可比交易案例评估的收益期确定情况如下：

193序交易涉及/评估/估值基代码标的公司评估估值方法收益期

号上市公司准日

1新奥股份600803新奥能源控股有限公司市场法2025-3-18不涉及

2收益法、资产水发燃气603318鄂尔多斯水发燃气有限公司2022-4-30永续期

基础法

3蓝天燃气605368收益法、资产长葛蓝天新能源有限公司2021-12-31永续期

基础法

注：序号1对应新奥股份通过增发收购新奥能源65.89%股权的交易案例，该项目已于2026年6月13日发布公告，宣告终止。鄂尔多斯水发燃气有限公司不涉及燃气特许经营权，

收益法采用永续期评估。

此外，本次根据同花顺 iFinD金融数据终端，查询了近年来 A股上市公司收购案例中与标的资产同属于燃气行业的交易案例，选取了另外2个可比的交易案例，可比交易案例详情如下：

序交易涉及代码标的公司评估方法评估基准日收益期号上市公司

1新疆火炬603080玉山县利泰天然气有限公司收益法、资产基础法2025-3-31永续期

2新疆火炬603080江西国能燃气有限公司收益法、资产基础法2023-5-31永续期

综上所述，标的资产特许经营权虽存在有效期限，但基于法定优先续期权利、民生刚需行业属性、区域独家经营壁垒，其持续经营具备确定性；本次评估收益法采用永续收益期测算符合资产评估准则及行业评估逻辑，具备充分合理性。同时，本次评估收益期假设与同行业可比交易案例也一致，具备合理性与审慎性。

二、标的资产预测期各年天然气销售业务各类用户数量、单用户平均用气量、

销售单价，天然气代输业务主要客户及其用气量、销售单价，天然气工程安装服务费用，以及各业务成本的具体预测情况、预测过程、预测依据及其合理性。

各标的资产预测期营业收入及营业成本相关预测过程、预测依据及合理性分

析如下：

（一）南通中油

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气销售业务包括管输天然气销售业务、CNG 销售业务，其中管输天然气销售业务分为居民用户售气业务（含公福）、商业用户售气业务、工业用户售

气业务及其他用户售气业务；CNG 销售业务为中石化和加油加气站等企业提供供气服务。

194本次结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量。具体测算

方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气销售收入（含公福）

居民用户收入主要为居民及学校、社会福利机构日常燃气使用产生的收入，对于居民用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价从而确认销售收入。

居民用户2026年4月之后的售气单价根据如皋市发展和改革委员会于2025年12月23日发布的《关于调整优化居民生活用管道天然气阶梯气价政策的通知》（皋发改[2025]66号）发布的第一阶梯价进行预测。文件通知如下：居民用气阶梯价格制度从2026年4月1日开始执行，第一阶梯销售价格为2.92元/立方米；

第二阶梯销售价格为3.36元/立方米；第三阶梯销售价格为4.09元/立方米。学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户价格调整为2.92元/立方米。

居民用户2026年4月之前的售气单价根据如皋市发展和改革委员会于2022年12月15日发布的《关于调整优化居民生活用管道天然气阶梯气价政策的通知》（皋发改[2022]124号）发布的第一阶梯价进行预测。文件通知如下：居民用气阶梯价格制度从2023年1月1日开始执行，第一档执行价格为现行政府定价2.66元/立方米；第二档价格为3.19元/立方米，第三档价格为3.99元/立方米。

B、工业用户天然气销售收入

工业用户天然气销售收入是南通中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。

南通中油工业用户天然气销售业务的销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。根据如皋市发展和改革委员会于2026年1月27日发布的《关于调整如皋市非居民管道天然气最高销售价格的通知》（皋发改[2026]3号），非居民用管道天然气最高销售价格为3.80元/立方米，下浮不限，从2025年12月1日起执行。非居民管道天然气最高销售价格通常一季度一调整，截至报告出具日，如皋市发展和改革委员会尚未发布最新的价格通知。根据对企业管理层的访谈，

195以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量、客户2026年的用气量的申报与对客户未来生产计划的了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。

C、商业用户天然气销售收入

商业用户主要为酒店、餐饮、食堂等。对于商业用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的非居民用气销售单价从而确认销售收入。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

D、其他用户天然气销售收入

其他用户均为城市燃气经营企业，本次根据历史客户销售气量进行预测，预计其他用户销售气量基本维持稳定。销售单价结合企业2025年度销售单价进行预测。

E、CNG销售业务

企业 2025年已暂停 CNG销售业务，本次评估不予预测。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）49517538205562057220586206002061420

其中：公福用户数21212121212121

居民净增加用户数（户）430318001600140014001400

用户 日均用气量（m3） 0.44 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38

销售气量（万立方米）747.90723.75766.49790.30811.31830.93850.54

其中：公福用户销售102.2696.16-----

196报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

气量

销售单价（元/m3） 2.4682 2.4755 2.6193 2.6789 2.6789 2.6789 2.6789

收入小计1845.981791.662007.672117.132173.422225.982278.51

其中：公福用户销售249.87234.59-----收入

用户数（户）199212220227233239245

净增加用户数（户）1387666非居

民－ 日均用气量（m3） 32.43 27.60 27.60 27.60 27.60 27.60 27.60

商业销售气量（万立方米）219.00207.02217.60225.15231.70237.74243.79用户

销售单价（元/m3） 3.6308 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283

收入小计795.15730.42767.76794.40817.51838.82860.16

用户数（户）213238258274286294300

净增加用户数（户）2520161286非居

民－ 日均用气量（m3） 2086.69 1823.97 1663.46 1588.59 1536.22 1503.65 1479.28

工业销售气量（万立方米）15232.8715012.6615057.6315423.6315700.1315916.1316036.13用户

销售单价（元/m3） 3.3347 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313

收入小计50796.3350012.3550161.4851380.7452301.8453021.4053421.16

用户数（户）4222222非居

民－销售气量（万立方米）671.11675.91680.00680.00680.00680.00680.00

其他 销售单价（元/m3） 3.1572 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551用户

收入小计2118.852064.952077.472077.472077.472077.472077.47

用户数（户）2------其他

－销售气量（万立方米）175.01------

CNG 销售单价（元/m3） 3.2914用户

收入小计576.04------

天然气销售业务17045.8916619.3316721.7217119.0817423.1417664.8017810.46

销气量合计（万立方米）

天然气销售业务收入合计56132.3554599.3855014.3856369.7457370.2458163.6758637.30

增长率-2.73%0.76%2.46%1.77%1.38%0.81%

注：鉴于公福用户与居民用户的政府定价一致，本次评估将公福用户合并在居民用户里预测。

由上表可见，南通中油报告期内2025年的天然气销售收入较2024年有所下滑，主要原因系其工业大客户江苏金桥油脂科技有限公司（简称“金桥油脂”）

197部分用气改用蒸汽，造成工业用户天然气销售收入减少，同时南通中油2025年

暂停 CNG售气业务，进一步拉低营收规模。预测期 2026年已完整覆盖上述减收因素对全年用气减量的影响，叠加区域居民、工商业用户持续拓展，各类用气客户数量稳步提升，整体销气量将逐年增加，天然气销售收入随之呈逐年上升态势。

综上，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气代输业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气代输业务为利用公司现有管网为其他城市燃气经营企业输送其在上游采购的天然气的代输业务以及通过管网供应其向公司购买的天然气的代输业务。

南通中油的天然气代输服务客户系城市燃气经营企业海安中油燃气有限责任公司，由于其一个终端客户海安新奥燃气有限公司（以下简称“海安新奥”）

2025年已建成自己的门站接口，可自行向上游购买管输天然气，与其相关的管

道输送服务销气量随之减少，预计2026年较2025年明显下降。此外，海安中油燃气有限责任公司已与南通中油签订长期的合作协议，预计未来代输业务收入基本维持稳定，服务单价按南通中油与客户签订的合同约定的单价进行预测。

报告期和预测期的天然气代输业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售气量（万立方米）21353.089374.883000.003000.003000.003000.003000.00

代输 1 销售单价（元/m3） 0.0866 0.0826 0.0826 0.0826 0.0826 0.0826 0.0826

小计1850.17774.07247.80247.80247.80247.80247.80

销售气量（万立方米）9844.808160.597122.497122.497122.497122.497122.49

代输 2 销售单价（元/m3） 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917

小计903.19748.68653.13653.13653.13653.13653.13

天然气代输业务31197.8917535.4710122.4910122.4910122.4910122.4910122.49

销气量合计（万立方米）

天然气代输业务收入合计2753.361522.75900.93900.93900.93900.93900.93

增长率-44.69%-40.84%0.00%0.00%0.00%0.00%

由上表可见，本次2026年的预测已充分考量海安中油燃气有限责任公司的终端客户海安新奥燃气有限公司气量下滑带来的天然气代输业务收入减少，2027

198年及以后年度相关预测规模维持2026年水平不变。综上，本次天然气代输业务

收入预测具备谨慎性与合理性。

3、天然气工程安装服务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气工程安装服务业务是指公司根据城镇居民用户、工商业等各类用户的

不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务。

根据当年居民、工业、商业配套预计新增用户，结合不同类型的收费标准进行预测。其中居民燃气工程安装费收费标准根据皋发改[2020]9号《关于规范燃气工程安装收费有关事项的通知》发布的如皋市居民燃气工程安装费统一为

2200.00元/户进行预测，工业配套工程和商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

报告期和预测期的天然气工程安装服务业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

工业用户工程491.77350.47183.49146.79110.0973.3955.05

居民用户工程976.22811.74363.30322.94282.57282.57282.57

商业用户工程110.87118.2320.5517.9815.4115.4115.41

天然气工程安装服务收入1578.861280.44567.34487.71408.07371.37353.03

增长率-18.90%-55.69%-14.04%-16.33%-8.99%-4.94%

本次评估对工程安装业务各类型用户工程量预测逐年下降，与预测期各类型新增用户数是匹配的，因此本次天然气工程安装服务业务收入预测具备谨慎性与合理性。

4、其他业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

历史年度其他业务收入为上海交易中心转让费、材料销售、蒸汽贸易业务。

蒸汽贸易业务为转供新能源蒸汽业务，为客户金桥油脂进行蒸汽贸易服务。

南通中油2025年8月开始提供蒸汽贸易服务，根据企业管理层访谈，客户用气量较为稳定，预计未来年度新能源蒸汽业务量基本维持稳定。销售单价按南通中油与客户签订的合同约定的服务单价进行预测。

其他收入为不可预知的收入，本次预测不予以考虑。

199报告期和预测期的其他业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

上海交易中心转让费32.55------

材料销售业务-3.66-----

蒸汽贸易业务-42.04114.68114.68114.68114.68114.68

其他业务收入合计32.5545.70114.68114.68114.68114.68114.68

增长率40.40%150.97%0.00%0.00%0.00%0.00%

由上表可见，报告期内其他业务收入增加主要是因为2025年8月南通中油开始提供蒸汽贸易服务，预测期蒸汽业务基本维持稳定。综上，其他业务收入具备谨慎性与合理性。

5、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

对于天然气成本，由于企业 CNG 销售业务已暂停，故本次 CNG 成本不予预测；LNG气源为应急储备使用，对于该气源的采购计划历史年度均为临时市场采购，本次从谨慎角度考虑，在天然气成本中考虑了 LNG气源采购成本导致的单价差异。

考虑到南通中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的成本量按总销售量确定，成本单价主要参考2025年度综合成本单价进行预测。

报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

气量（万立16840.7516380.2316721.7217119.0817423.1417664.8017810.46方米）管输气单价（元/m3 2.5793 2.5576 2.5656 2.5656 2.5656 2.5656 2.5656）

小计43438.0341894.2442901.2443920.7144700.8145320.8145694.52

气量（万立175.01------方米）CNG 单价（元/m3 2.7277）

小计477.38------LNG 气量（万立 30.13 239.10 - - - - -

200报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

方米）

单价（元/m3 4.5872 3.1154 - - - - -）

小计138.23744.89-----

天然气成本合计44053.6342639.1342901.2443920.7144700.8145320.8145694.52

占天然气销售收入比率78.48%78.09%77.98%77.92%77.92%77.92%77.93%

由上表可见，报告期内的天然气成本整体较平稳，波动幅度较小。企业的LNG气源主要用作应急调峰储备，历史采购价格随现货采购行情存在较大波动。

预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期内基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

6、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括职工薪酬、折旧摊销、修理及维护费、安全生产费、租赁

费、其他直接材料等。

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧摊销，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧摊销。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（一）”。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

对于其他直接材料，结合历史年度占天然气工程安装服务收入比进行预测。

对于修理及维护费、办公费、燃料及动力费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

201单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

职工薪酬625.18514.04529.36544.94560.77576.87582.63

折旧费1435.901004.001068.691071.481108.781132.621146.25

摊销15.7815.78121.74198.54198.54198.54198.54

租赁费2.103.1012.0112.0112.0112.0112.01

修理及维护费411.56280.24280.00280.00280.00280.00280.00

燃料及动力34.2621.8321.8321.8321.8321.8321.83

其他直接材料343.27247.19116.44100.1083.7576.2272.45

安全生产费461.36131.41305.07302.27306.48309.52312.02

车辆使用费33.1631.8831.8831.8831.8831.8831.88

办公费13.1713.4313.4013.4013.4013.4013.40

其他直接成本35.1817.3217.3017.3017.3017.3017.30

生产成本合计3410.922280.222517.722593.742634.742670.182688.31

占（天然气销售收入+天5.79%4.06%4.50%4.53%4.52%4.52%4.52%然气代输收入）比率

由上表可见，报告期2025年生产成本占收入比重较2024年有所回落，主要系2025年相关生产成本部分支出有所下降所致，一是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；二是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提；三是其他直接材料支出减少，系天然气工程安装业务收入同比下滑，配套表具等工程耗材投入同步减少；四是修理及维护费用在报告期内有所下降，主要系2024年因门站出站管道应急抢修产生大额维修支出，该支出具备偶发属性，不具备持续性。

预测期参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况对安全生产费用进行预测，故预测期内生产成本占天然气销售收入的比率略高于2025年水平，因此本次对生产成本的预测具备谨慎性与合理性。

7、天然气工程安装服务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的毛利率水平。

202报告期和预测期的天然气工程安装成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

工业用户工程421.91211.60165.14132.1199.0866.0549.55

居民用户工程707.44440.65236.15209.91183.67183.67183.67

商业用户工程62.9488.8116.4414.3812.3312.3312.33

天然气工程安装服务1192.28741.07417.73356.40295.08262.05245.55成本

综合毛利率24.48%42.12%26.37%26.92%27.69%29.44%30.45%

由上表可见，报告期内2025年天然气工程安装服务综合毛利率较2024年有所上升，主要系两年承接的工程项目结构、业务类型存在差异所致。预测期内，公司分业务类型测算各类工程安装服务毛利，受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，天然气工程安装服务毛利将呈现一定波动，相关预测逻辑具备合理性。

综上所述，本次收益预测过程中，针对南通中油预测期内天然气销售分各类用户规模、单户平均用气量、销售单价、天然气代输业务收入、工程安装服务收

入及对应成本、天然气采购成本、生产成本等核心指标均结合历史经营情况、行

业政策及区域用气发展趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

（二）甘河中油

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气销售业务包括管输天然气销售业务和加气站业务，其中管输天然气销售业务分为居民用户售气业务、商业用户售气业务及工业用户售气业务。

管输天然气销售收入结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量，销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气销售收入

甘河中油的经营范围为甘河工业园区，居民用户收入主要为甘河工业园区内的居民住户，截至2025年12月31日，已通气居民为745户，剩余居民户数较

203少，且历史年度一直未开通天然气，未来使用天然气的可能性较小，未来居民用

户数预计保持不变。居民用户天然气销售收入根据总用气户数乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价确认。

根据西宁市湟中区发展和改革局于2024年7月25日发布的《关于理顺居民用管道天然气销售价格的通知》（湟发改价格[2024]164号），居民用管道天然气销售价格调整至1.66元/立方米。根据西宁市湟中区发展和改革局于2025年6月26日发布的《关于建立湟中区居民用管道天然气阶梯价格制度的通知》（湟发改价格[2025]164号），居民用气阶梯价格制度从2025年1月1日开始执行，

第一档执行价格为现行政府定价1.66元/立方米；第二档价格为第一档价格的1.2

倍，第三档价格为第一档价格的1.5倍。

B、商业用户天然气销售收入

商业用户主要为甘河工业园区的酒店、餐饮等，2024年至2025年用户数量基本维持不变，共计53户，预计未来维持稳定。商业用户天然气销售收入根据总用气户数乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的非居民用气销售单价确认。

根据西宁市湟中区发展和改革局于2023年12月15日发布的《关于调整湟中区天然气价格的通知》（湟发改价格[2023]407号），非居民用气（行政事业等单位锅炉供暖用气、商业用气、公交 CNG 加气站购气、社会 CNG 加气站购气、工业用气）销售价格为2.69元/立方米，自2023年12月15日起执行。

C、工业用户天然气销售收入

甘河中油的经营范围为甘河工业园区，甘河工业园区是青海传统工业的聚集地，以有色金属冶炼及压延加工、盐湖化工等产业为主，工业用户天然气销售收入是甘河中油的核心业务。截至2025年12月31日，甘河中油的工业客户共计

40户，甘河中油管理层基于现有客户构成、历史用气量、客户2026年的用气量

的申报与对客户未来生产计划的了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间及园区供气特征对被评估单位管理层的预测进

行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。

204D、加气站业务

甘河中油经营的海鑫油气站位于甘河工业园区内，往来的车辆主要为园区内的货运重卡和企业办公车辆等，由于园区内的货运重卡主要为 LNG货车，CNG需求用车主要为办公或者私家车辆，故甘河中油管理层根据加气站目前客车的往来情况和周边企业的经营情况预计 LNG 销售量与 2025 年基本维持稳定，CNG销售量因园区内 CNG需求用车的减少而逐年下降。本次评估结合历史销量波动区间对预测数据进行分析，据此确定未来年度销量预测。

根据西宁市湟中区发展和改革局于2023年12月15日发布的《关于调整湟中区天然气价格的通知》（湟发改价格[2023]407号），CNG加气站销售价格仍执行原价格 3.81元/立方米，不做调整。加气站 LNG销售价格随市场定价变动，本次评估预测期按照2025年全年的平均单价进行预测。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数735745745745745745745

（户）净增加用户数1000000

（户）日均用

气量3.404.174.144.144.144.144.14

居民 （m3）用户销售气

量（万91.20112.66112.64112.64112.64112.64112.64立方

米）销售单

价（元1.49141.52291.52291.52291.52291.52291.5229/m3）

小计136.02171.58171.55171.55171.55171.55171.55用户数53535353535353

（户）非居净增加

民－用户数000000商业（户）用户日均用

气量22.5322.1922.1922.1922.1922.1922.19（m3）

205报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售气

量（万43.5842.9142.9342.9342.9342.9342.93立方

米）销售单

价（元2.47272.46792.46792.46792.46792.46792.4679/m3）

小计107.77105.91105.95105.95105.95105.95105.95用户数39403939393939

（户）净增加

用户数1-10000

（户）日均用

非居气量4759.975323.435408.665530.165603.225603.225603.22

民－ （m3）工业销售气用户量（万6775.817772.207699.237872.187976.187976.187976.18立方

米）销售单

价（元2.42322.38492.40772.40902.40982.40982.4098/m3）

小计16418.8318535.7118537.3118964.1319220.7919220.7919220.79销售气

量（万其他41.5434.2830.0025.0020.0020.0020.00立方－加米）气站销售单CNG 价（元 3.4955 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954业务 /m3）

小计145.19119.83104.8687.3969.9169.9169.91销售气

量（万其他120.8697.00100.00100.00100.00100.00100.00立方－加米）气站销售单LNG 价（元 3.0820 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248业务 /m3）

小计372.47264.32272.48272.48272.48272.48272.48天然气销售业

务7072.998059.077984.808152.758251.758251.758251.75销气量合计（万立方米）

天然气销售业17180.2819197.3419192.1519601.5019840.6819840.6819840.68

206报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

务收入合计

增长率11.74%-0.03%2.13%1.22%0.00%0.00%

由上表可见，甘河中油2025年的天然气销售收入较2024年有所上升，预测期内天然气销售收入增加，主要是由于部分工业大客户因生产需要，用气量增加所致。

综上，预测期随着销气量增加，天然气销售业务收入增加，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气代输业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气代输业务为利用公司现有管网为其他公司输送其在上游采购的天然气的代输业务及通过管网供应其向公司购买的天然气的代输业务。

甘河中油的代输业务客户用气量较为稳定，甘河中油已与客户签订长期的合作协议，甘河中油管理层基于现有客户构成、历史用气量与对客户未来生产计划的了解，预计未来代输业务收入基本维持稳定。

报告期和预测期的天然气代输业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年代输气量（万56155.7055956.8052000.0052000.0052000.0052000.0052000.00立方米）代输单价（元/m3 0.0414 0.0412 0.0413 0.0413 0.0413 0.0413 0.0413）

天然气代输2327.242305.732146.422146.422146.422146.422146.42业务收入

增长率-0.92%-6.91%0.00%0.00%0.00%0.00%

由上表可见，报告期内，企业的代输业务客户稳定，代输气量基本维持稳定，预测期代输气量下降主要是因为其中一个客户未来代输业务是否延续存在不确定性，故本次谨慎考虑未预测该客户未来的代输气量，其他客户代输量较为稳定，预计未来基本维持现有水平不变。综上，本次天然气代输业务收入预测具备谨慎性与合理性。

2073、其他业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

其他业务主要包含技术服务收入和租赁收入等，技术服务业务是为客户提供管网维护或其他相关技术服务取得的收入，租赁服务收入是出租海鑫油气站部分动产和不动产取得的收入。甘河中油管理层根据已签订的技术服务合同并参考历史收入情况对技术服务收入进行预测，租赁服务收入根据已签订的租赁合同进行预测。

报告期和预测期的其他业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

技术服务收入59.2584.8170.0070.0070.0070.0070.00

租赁收入59.5262.9362.9362.9362.9362.9362.93

其他收入0.321.73

其他业务收入合计119.10149.47132.93132.93132.93132.93132.93

增长率25.50%-11.07%0.00%0.00%0.00%0.00%

由上表可见，报告期内其他业务收入增加主要是因为2025年技术服务收入增加，预测期其他业务收入基本维持稳定，其他业务收入具备谨慎性与合理性。

4、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

考虑到甘河中油对天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气总购气量按总销售量确定，成本单价参考企业经营计划以及与中国石油天然气股份有限公司天然气销售青海分公司约定的购气价格，主要根据2025年全年的管输天然气成本单价确定。

报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量（万立方米）6952.147962.067884.808052.758151.758151.758151.75

管输气 单价（元/m3） 1.5742 1.5566 1.5566 1.5566 1.5566 1.5566 1.5566

小计10943.8212393.4712273.4912534.9212689.0212689.0212689.02

LNG 气量（万立方米） 120.86 97.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

208报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年单价（元/m3） 3.0382 2.6738 2.6738 2.6738 2.6738 2.6738 2.6738

小计367.19259.37267.38267.38267.38267.38267.38

天然气成本合计11311.0112652.8412540.8712802.3012956.4012956.4012956.40

占天然气销售收入比率65.84%65.91%65.34%65.31%65.30%65.30%65.30%

由上表可见，报告期内的管输天然气和 LNG的成本整体较平稳，波动幅度较小。预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期内基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

5、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括职工薪酬、折旧摊销、维护及修理费、安全生产费、燃料

及动力、其他等。

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量等因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（二）”。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于燃料及动力、维护及修理费、办公费、业务招待费、车辆费用等其他费

用结合公司历史年度的水平，根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

职工薪酬308.29345.66356.16359.80363.44367.08370.72

折旧费561.42279.13341.17364.48381.97321.60292.40

安全生产费用0.000.00200.10198.59199.94200.73200.73

209报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

燃料及动力15.1614.3012.0412.2912.4412.4412.44

维护及修理费66.3246.8045.5246.4847.0547.0547.05

办公费7.602.814.064.154.204.204.20

业务招待费1.270.750.800.820.830.830.83

差旅费0.071.680.790.810.810.810.81

车辆费用12.3210.929.479.679.789.789.78

技术服务费7.8313.1613.1613.1613.1613.1613.16

物业管理费3.325.705.765.765.765.765.76

物料消耗1.091.030.870.880.890.890.89

其他7.4912.3510.0010.0010.0010.0010.00

生产成本合计992.18734.29999.901026.891050.27994.33968.77

占（天然气销售收入+天然气代输收5.09%3.41%4.69%4.72%4.78%4.52%4.41%

入）比率

由上表可见，报告期2025年生产成本占收入比重较2024年有所回落，主要原因是固定资产折旧减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，

2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低。

预测期内生产成本占天然气销售收入的比率高于2025年水平，主要原因如下：一是安全生产费计提金额上升，报告期内公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提，预测期参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测；二是固定资产折旧增加，公司2025年年中新增固定资产导致预测期固定资产折旧高于2025年。综上，本次对生产成本的预测具备谨慎性与合理性。

6、其他业务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的其他业务成本为加气站租赁收入对应的固定资产折旧，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（二）”。

报告期和预测期的其他业务成本情况具体如下：

210单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

租赁业务

-42.4742.1351.4754.9957.6348.5244.12成本折旧

综上所述，本次收益预测过程中，针对甘河中油预测期内天然气销售分品类用户规模、单户平均耗气量、终端销售单价、天然气代输业务收入及对应成本、

天然气采购成本、生产成本等核心指标均结合历史经营情况、行业政策及区域用

气发展趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

（三）中油珠海-扬州中油

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

扬州中油天然气销售业务客户类型以工业为主，民用、商业及其他用户的占比相对较少。本次综合考虑当前天然气市场整体环境、区域经济稳定及企业经营计划，对未来年度各类客户用气量分别进行预测。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气收入：

对于居民用户天然气收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价确认销售收入。

考虑到扬州中油特许经营范围所限，居民用户基数本身较小，同时近年来房地产行业增速放缓，导致每年新增居民用户呈下降趋势。因此，本次对居民用气户数的预测，将基于历史存量用户数，并综合企业根据其工程安装业务计划所预估的未来新增用户数进行确认。平均每户年用气量根据历史居民用气水平进行测算。扬州中油居民燃气销售单价执行政府定价。根据扬州市江都区发展和改革委员会《关于调整居民用管道天然气销售价格有关事项的通知》（扬江发改〔2024〕

28号），现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三档阶梯价格执行。本次在预测期居民销售单价测算过程中，统一参照最新政府定价文件，采用2025年居民综合平均销售单价作为后续年度测算标准。

B、商业用户天然气收入：

211由于商业用气客户实际用气量差异较大，本次结合历史用气数据将商业用气

客户划分为大客户与一般客户两类。大客户用气量结合企业经营计划、历史用气数据及市场实地走访情况单独测算；一般商业用户用气规模以用户数量乘以户均用气量估算。

价格层面，公司对商业用户实行一企一策差异化定价策略，同时燃气销售价格受物价主管部门监管并执行上下游价格联动机制，未来售价存在不确定性。本次评估未来年度销售单价取值如下：大客户销售单价参照其2025年度销售单价确定；存量一般客户及未来新增商业客户统一采用2025年平均销售单价测算。

C、其他用户天然气收入：

其他用户共4户，该类用户的用气量及销售单价根据历史市场销售情况结合企业的未来年度经营计划确认。

D、工业用户天然气收入

工业用户天然气收入作为扬州中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。扬州中油对于工业用户采取一企一策的价格优惠策略，由于用户对于天然气的需求及价格敏感度不同，市场部还根据《大用户管理制度》对用户制定不同的调价策略。

被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量、客户2026年的用气量的申报与对客户未来生产计划的了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。销售单价预测结合企业2025年度销售单价进行预测。最终，通过加总所有客户的预测用气量×单价计算工业用户天然气总收入。

E、LNG贸易业务

LNG（液化天然气）贸易业务主要为扬州中油销售给扬州市开达气体有限公

司的偶发性业务，根据企业与客户的沟通，预计该类业务后续不会发生。未来不再预测。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

212单位：万元

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）12976136851398514285145851488515185净增加用户数709300300300300300

（户）日均用气量

m3 0.43 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42居民 （ ）用户销售气量（万立206.00211.63213.95218.59223.23227.87232.51方米）销售单价（元/m3 2.5229 2.7355 2.7355 2.7355 2.7355 2.7355 2.7355）小计（万元）519.72578.93585.26597.96610.65623.34636.03

用户数（户）787596114126136146

净增加用户数-32118.121010

（户）非居日均用气量

m3 27.49 29.41 23.51 20.63 19.17 18.08 17.15民－ （ ）商业销售气量（万立78.2780.5182.3985.8288.1589.7591.40用户方米）销售单价（元/m3 3.8099 3.6721 3.6885 3.6881 3.6878 3.6876 3.6875）小计（万元）298.19295.65303.89316.52325.09330.95337.02

用户数（户）53514952525252

净增加用户数-2-23000

（户）非居日均用气量

m3 4290.32 3350.98 3771.53 3718.99 3844.82 3899.74 3903.34民－ （ ）工业销售气量（万立8299.626237.846745.387058.647297.477401.717408.54用户方米）销售单价（元/m3 3.4585 3.4337 3.4337 3.4337 3.4337 3.4337 3.4337）小计（万元）28704.2121418.6023161.6124237.2625057.3125415.2725438.71

用户数（户）4444444净增加用户数000000非居（户）民－销售气量（万立24.0527.1927.1927.1927.1927.1927.19其他方米）用户销售单价（元/m3 3.5023 3.6097 3.6097 3.6097 3.6097 3.6097 3.6097）小计（万元）84.2598.1798.1698.1698.1698.1698.16

天然气销售业务销气量8607.946557.187068.917390.257636.047746.527759.64合计（万立方米）

天然气销售业务收入29606.3722391.3524148.9225249.9026091.2126467.7226509.92合计

213报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

增长率-24.37%7.85%4.56%3.33%1.44%0.16%

LNG 贸易业务销气量 0.00 245.86 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00合计（万立方米）

LNG 贸易业务收入合 0.00 144.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00计

由上表可见，公司2024-2025年的整体天然气销售收入呈现下降趋势，其中居民用气收入呈上升趋势，主要是居民用气的客户数量及销售单价上涨导致，对整体收入变动影响较小；对整体收入影响较大的是非居民用气收入，这一变化主要源于以下几方面因素：其一，重点大客户江苏华电扬州中燃能源有限公司受政策调整影响销户，该部分大额用气需求减少；其二，部分工业客户调整了自身能源结构，造成工业用户天然气销售收入减少；其三，扬州悦之达能源工程有限公司（终端客户为华伦化工）受环保管控要求存在临时性停产，导致收入减少。此外，由于当前天然气市场供应整体增加而需求增长放缓，扬州中油积极与上游天然气供应商协调，确保基础合同气量的落实，并同步寻求其他低价气源进行补充，以此降低综合天然气成本，从而为终端定价创造有利空间。

扬州中油通过多措并举实现经营策略的调整：一方面严格控制天然气成本，拓宽利润空间；另一方面根据客户结构与需求实施个性化的调价与顺价机制，并灵活拓展气源来源，以提升市场覆盖能力与销气规模。尽管上述举措导致销售单价有所下降，进而对整体营业收入产生一定程度的影响，但由于天然气成本的有效控制，公司的实际利润水平仍保持了相对稳定态势。随着客户流失风险的控制，评估基准日的存量客户结构趋于稳定，叠加区域各类用气客户的增加，整体销气量将逐渐增长，天然气销售收入随之呈逐年上升态势。综上，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气代输业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气代输业务分为管输业务和代输业务，其中管输业务为扬州中油为泰州中石油昆仑燃气有限公司提供的天然气管输服务，按照合同约定的金额进行结算；

代输业务为扬州中油为部分客户代输的天然气并取得的收入。

报告期和预测期的天然气代输业务收入情况具体如下：

214单位：万元

报告期内预测期类别客户名称项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

泰州中石油昆管输收入小计

仑燃气有限公76.33458.53458.72458.72458.72458.72458.72业务（万元）司销售气量

（万立方556.47------扬州市开达气米）体有限公司销售单价（龙川钢管） （元/m3 0.0917）

小计51.05------销售气量

（万立方190.99156.66161.36166.20167.86167.86167.86扬州悦之达能代输米）源工程有限公业务销售单价司（中天管桩） /m3 0.3211 0.3211 0.3074 0.3074 0.3074 0.3074 0.3074（元 ）

小计61.3350.3049.6151.0951.6051.6051.60销售气量

（万立方1219.172278.402346.762417.162441.332441.332441.33扬州悦之达能米）源工程有限公销售单价司（龙川钢管） /m3 0.0862 0.0917 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781（元 ）

小计105.14209.03183.18188.68190.56190.56190.56

天然气代输业务收入合计293.85717.86691.51698.49700.88700.88700.88

增长率144.29%-3.67%1.01%0.34%0.00%0.00%管输业务：根据扬州中油和泰州中石油昆仑燃气有限公司签订的《天然气管输服务合同》，由扬州中油提供管输服务，根据合同约定按照固定管输费500万元/年（含税）进行结算，故预测期按照合同约定的金额进行预测。

代输业务：系公司为扬州市开达气体有限公司、扬州悦之达能源工程有限公

司代输的天然气（终端客户为龙川钢管、中天管桩公司），2025年起扬州市开达气体有限公司停止供气，所有代输气源切换至扬州悦之达能源工程有限公司。

本次收入测算依托历史代输气量数据，结合下游企业用气需求预测。扬州中油对代输业务采用净额法确认收入，即以实际取得的价差作为营业收入确认金额。结合扬州悦之达能源工程有限公司及下游工业企业生产规划，代输业务规模整体小幅波动调整，2028年起业务规模趋于平稳并保持稳定。综上，本次天然气代输业务收入预测具备谨慎性与合理性。

2153、天然气工程安装服务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气工程安装服务主要包括居民小区和工商业客户工程安装。近年来，由于特许经营区域内客户趋于稳定，新增客户较少，叠加房地产行业整体低迷，该业务收入2025年较2024年下降明显。对于该部分收入的预测，主要依据历史年度居民与工商业新增天然气用户数及对应管道敷设的平均收入水平，并结合企业针对待开发居民用户的施工计划与收费标准进行综合测算。目前扬州中油根据客户类型确定工程安装费，其中商品住宅工程安装费收费标准根据“扬江发改[2020]33号”《关于调整居民管道燃气工程安装费标准的通知》发布的燃气工程

安装费统一为2200.00元/户执行；针对乡镇自建、代建、统建等非商品住房燃

气工程安装费按照当地政府（代建统建单位）、燃气经营企业、用户共同承担的原则商定资金筹措方案：其中由用户承担的燃气工程安装费2200元/户（不超过文件规定上限标准）；剩余1500元/户工程建设按多方协商机制另行确定分摊主体；目前部分在建项目剩余工程建设补差费1500元/户按大桥镇人民政府要求由扬州群悦物业服务有限公司负责资金筹措。工业配套工程和商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

报告期和预测期的天然气工程安装服务业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

工业用户工程7.0533.19237.54183.49---

居民用户工程379.10198.40101.83101.83101.83101.83101.83

商业用户工程25.314.8336.2631.2718.5016.8716.87

天然气工程安装服务收入411.46236.41375.63316.59120.33118.70118.70合计

增长率-42.54%58.89%-15.72%-61.99%-1.35%0.00%

由上表可见，本次对工程安装业务各类型用户天然气工程安装服务业务收入预测存在一定的波动，其中2026年较上年增长，主要原因是当期新增了部分工业用户工程，扬州中油目前建设中的工业用户项目共4项，预计2026年年底完工，2028年以后基于谨慎性不再预测；对于居民用户及商业用户，根据企业工程计划逐年下滑预测，因此本次天然气工程安装服务业务收入预测具备谨慎性与合理性。

2164、其他业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

其他业务（除天然气工程安装服务）主要包含燃气设备、改管服务、波纹管

销售等增值业务，本次根据历史年度的经营数据结合企业的经营计划对其进行预测。

报告期和预测期的其他业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

增值业务123.13111.63117.21123.07129.22135.68142.46

其他业务收入合计123.13111.63117.21123.07129.22135.68142.46

增长率-9.34%5.00%5.00%5.00%5.00%5.00%

由上表可见，报告期内其他业务收入减少主要是因为2024年扬州中油不再自行开展波纹管、燃气灶具终端零售业务，公司原有产品库存全部平价处置，故

2024年收入较高。2025年扬州中油主要依托新开发的管阀两件套、其他燃气产

品、饮用水等销售及管线改造业务维持板块整体收入。根据扬州中油业务发展规划，公司后续将搭建增值业务团队，统筹产品销售与市场推广，分小区制定专项燃气产品营销方案，并常态化开展市场调研，持续拓展增值业务规模，故预测

2026至2030年增值业务收入增长。综上，其他业务收入具备谨慎性与合理性。

5、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

根据扬州中油与中国石油天然气股份有限公司天然气销售江苏分公司签订

的《2025-2026年度天然气购销合同》，“管制气”不区分用气结构，用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮18.5%执行；“非管制气”执行市场调节价格，用气价格按照合同约定的价格公式执行；线下额外气供气价格按照买方所在区域交易中心线上交易当月最高成交价格的1.1倍执行。

考虑到扬州中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的成本气量按总销售量及供气损耗确定，成本单价主要参考2025年度天然气成本单价。

报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

217单位：万元

类报告期内预测期项目别2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量

（万立8641.806600.527102.827425.707672.677783.687796.86管方米）输单价

气（元2.80652.72892.72922.72922.72922.72922.7292/m3）

小计24253.4118012.2219385.0120266.2120940.2521243.2321279.19

天然气成本24253.4118012.2219385.0120266.2120940.2521243.2321279.19合计

占天然气销81.92%80.44%80.27%80.26%80.26%80.26%80.27%售收入比率

由上表可见：报告期内的天然气成本整体较平稳，波动幅度较小。预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期内基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

6、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括其他材料成本、职工薪酬、折旧费、修理及维护费、安全

生产费、业务招待费、其他等。

其他材料成本：其他材料成本主要为满足工业用户（船厂）切割用气需求而向天然气中添加的增效剂。该部分成本随客户实际天然气使用量的变化而相应变动。该部分成本根据客户（船厂）天然气用气量结合历史单位成本进行预测。

职工薪酬：对于工资，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

折旧：对于折旧，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧，详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（三）”。

安全生产费：对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求进行预测。

其他成本根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

218单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

职工薪酬337.88350.59361.20372.00375.60379.50379.50

折旧费467.82485.44511.10524.90540.34549.82542.08

租赁费0.106.024.384.514.654.794.93

修理及维护费63.3960.9962.1962.8163.4464.0764.71

燃料及动力11.6713.5112.5912.7212.8512.9813.11

其他材料476.54424.94431.82444.77449.22453.71458.25

安全生产费0.0089.9777.8983.6087.0889.2490.50

车辆使用费10.109.379.739.839.9310.0310.13

办公费8.399.378.888.979.069.159.24

业务招待费46.7063.3055.0055.5556.1156.6757.24

其他直接成本-10.6315.5229.5017.6417.7917.9418.09

生产成本合计1411.971529.041564.281597.301626.071647.901647.78

占（天然气销售收入+天然气代输收4.72%6.62%6.30%6.16%6.07%6.07%6.06%

入）比率

由上表可见，报告期2025年生产成本占收入比重较2024年有所增长，主要原因如下：一是高压管道新建工程完工转固导致年折旧额相应增加；二是安全生

产费计提金额增加，2024年公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提，2025年恢复计提安全生产费。预测期生产成本2026年较2025年上升，主要原因为伴随用气规模增长对应材料耗用成本及部分费用同步增加。预测期内生产成本占天然气销售收入的比率略低于2025年水平，主要为生产成本多为固定支出、总额相对稳定，收入规模提升摊薄成本占比。因此本次对生产成本的预测具备谨慎性与合理性。

7、天然气工程安装服务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的毛利率水平。

报告期和预测期的天然气工程安装成本情况具体如下：

219单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

工业用户工程4.4823.64217.61165.14---

居民用户工程370.99185.4495.1995.1995.1995.1995.19

商业用户工程14.643.8428.5524.9914.7513.3913.39

天然气工程安装390.11212.92341.35285.32109.94108.58108.58服务成本合计

综合毛利率5.19%9.93%9.13%9.88%8.64%8.53%8.53%

由上表可见，2025年综合毛利率呈上升趋势，波动较为明显，主要受工程安装收入结构的影响。扬州中油工程安装业务以居民用户工程为主，且多为老旧小区改造项目，需对全小区进行管道敷设，敷设成本高，但老居民小区天然气的报装率存在差异，2025年的报装率高于2024年报装率，导致2025年毛利率高于2024年，同时2025年新增工业用户安装，这部分毛利率较高，对整体毛利率有所提升。扬州中油老小区整体报装率偏低，在一定程度上拉低了公司毛利率水平。预测期公司分业务类型测算各类工程安装服务毛利，受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，天然气工程安装服务毛利将呈现一定波动，相关预测逻辑具备合理性。

综上所述，本次收益预测过程中，针对扬州中油预测期内天然气销售分品类用户规模、单户平均耗气量、终端销售单价、天然气代输业务收入、工程安装服

务收入及对应成本、天然气采购成本、生产成本等核心指标均结合历史经营情况、

行业政策及区域用气发展趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

（四）天达胜通-南京洁宁

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气销售业务为管输天然气销售业务，分为居民用户售气业务、商业用户售气业务、工业用户售气业务及公福用户售气业务。

本次结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气销售收入

220对于居民用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价从而确认销售收入。

考虑到南京洁宁特许经营范围所限，居民用户基数本身较小，同时近年来房地产行业增速放缓，导致每年新增居民用户呈下降趋势。因此，本次对居民用气户数的预测，将基于历史存量用户数，并综合企业根据其工程安装业务计划所预估的未来新增用户数进行确认。平均每户年用气量根据历史居民用气水平进行测算。南京洁宁居民燃气销售单价执行政府定价。根据南京市发展和改革委员会《关于调整居民用管道天然气销售价格有关事项的通知》（宁发改价费字〔2023〕410号），现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三档阶梯价格执行。具体执行价格如下：第一阶梯销售价格为3.03元/立方米；第二阶梯销售价格为3.64元/立方米；第三阶梯销售价格为4.24元/立方米。本次结合企业

2025年度销售单价进行预测。

B、工业用户天然气销售收入

工业用户天然气销售收入是南京洁宁的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。

南京洁宁工业用户天然气销售业务的销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。根据南京市发展和改革委员会于2024年4月28日发布的《关于调整非居民用气销售价格有关事项的通知》（宁发改价费字[2024]311号），为鼓励天然气经营企业积极组织气源保供，按照用户自愿委托的原则，对合同购气量以外的气量实行代购代销价格政策。作价公式为：代购代销销售价格=代购天然气实际采购价格+配气价格，其中，代购天然气实际采购价格按采购价格和采购量加权平均计算；配气价格为0.80元/立方米，最高上浮幅度10%，下浮不限，价格政策自2024年4月1日起执行。截至报告出具日，南京市发展和改革委员会尚未发布最新的价格通知。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量、客户2026年的用气量的申报与对客户未来生产计划的了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客

221户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。

C、商业用户天然气销售收入

商业用户主要为商场、酒店、餐饮、银行等。对于商业用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的非居民用气销售单价从而确认销售收入。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

D、公福用户天然气销售收入

公福用户主要为学校、医院等用户，对于上述用户的用气量及销售单价根据历史市场销售情况结合企业的未来年度经营计划确认。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）55591603446084461344618446224462644净增加用户数4753500500500400400

（户）日均用气量

m3 0.38 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35（ ）居民用户销售气量（万731.50743.92777.62784.04790.46796.23801.36立方米）销售单价（元/m3 2.8492 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631）

小计2084.182204.272304.172323.192342.212359.312374.51

用户数（户）164228240252262272282净增加用户数641212101010

（户）

日均用气量37.2024.1924.1924.1924.1924.1924.19

非居民－ （m3）商业用户销售气量（万219.95173.07206.62217.22226.93235.76244.59立方米）销售单价（元/m3 3.9020 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114）

小计858.25694.25828.84871.36910.31945.73981.15

222报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）126128130132134136138净增加用户数222222

（户）日均用气量

m3 731.44 673.53 616.77 616.59 613.15 604.94 596.97非居民－ （ ）工业用户销售气量（万3363.883146.722926.592970.732998.923002.923006.92立方米）销售单价（元/m3 4.0471 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735）

小计13613.8012188.8011336.1511507.1211616.3011631.8011647.29

用户数（户）22232323232323净增加用户数100000

（户）日均用气量

m3 33.38 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05非居民－ （ ）公福用户销售气量（万23.7518.9319.3519.3519.3519.3519.35立方米）销售单价（元/m3 3.0971 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907）

小计73.5752.8354.0054.0054.0054.0054.00

天然气销售业务4339.084082.633930.183991.344035.664054.264072.22

销气量合计（万立方米）

天然气销售业务收入合计16629.8015140.1514523.1614755.6714922.8214990.8415056.95

增长率-8.96%-4.08%1.60%1.13%0.46%0.44%

由上表可见，南京洁宁报告期内2025年的天然气销售收入较2024年有所下滑，主要是工业用户售气量下降，2025年较2024年工业用气量下降的主要原因系大客户南京市欣旺达新能源有限公司因2025年产品结构调整同时产量较2024年下降，从而减少使用281万立方气。本次预测期谨慎考虑2026年会有小幅下降，另外结合企业了解，大客户南京市欣旺达新能源有限公司承接华东储能大单，随着产能释放，用气量也会回升，叠加区域居民、工商业用户持续拓展，整体销气量将逐年增加，天然气销售收入随之呈逐年上升态势。综上，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气工程安装服务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气工程安装服务业务是指公司根据城镇居民用户、工商业等各类用户的

不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务。

223根据当年居民、工业、商业配套预计新增用户结合不同类型的收费标准进行预测。其中居民配套工程收费标准根据宁发改价费字[2019]674号《关于规范燃气工程安装收费有关事项的通知》发布的城镇新建商品住房（不含别墅，下同）燃气工程安装收费标准统一调整为2200.00元/户，同时取消地下共用低压管延长米收费；城镇老旧居民住房（不含别墅，下同）燃气工程安装收费标准调整为

700元/户。因溧水经济开发区目前没有城镇新建商品住房的开发项目，故居民配

套增量主要考虑城镇老旧居民住房，南京市城镇老旧居民住房燃气工程安装费统一按照700.00元/户预测，工业配套工程和商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

报告期和预测期的天然气工程安装服务业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程2178.241462.0432.1132.1132.1125.6925.69

工业用户工程31.70180.0055.0555.0555.0555.0555.05

商业用户工程83.32274.3615.1412.8414.6814.6814.68

其他用户工程293.543.870.000.000.000.000.00

天然气工程安装服务2586.801920.27102.30100.00101.8495.4295.42收入合计

增长率-25.77%-94.67%-2.25%1.84%-6.30%0.00%

由上表可见，预测期居民工程逐年递减，工商业仅按零散小额项目保守测算。

因此本次天然气工程安装服务业务收入预测具备谨慎性与合理性。

3、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

考虑到南京洁宁对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的成本量按总销售量确定，成本单价主要参考2025年度综合成本单价进行预测。

报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量（万立方米）4339.084082.633930.183991.344035.664054.264072.22管输气单价（元/m3） 3.2405 2.9448 2.9448 2.9448 2.9448 2.9448 2.9448

224报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

小计14060.6312022.5311573.5911753.7011884.2011938.9711991.86

天然气成本合计14060.6312022.5311573.5911753.7011884.2011938.9711991.86

占天然气销售收入比率84.55%79.41%79.69%79.66%79.64%79.64%79.64%

由上表可见，报告期天然气成本下降的原因主要是采购单价下降，与上游供应商签订的采购定价机制中，价格构成包含固定价差部分，本期上游下调采购定价中的固定价差水平，直接降低单位气源采购成本，进而带动整体天然气采购成本下行。预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期2025年基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

4、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括职工薪酬、折旧摊销、修理及维护费、安全生产费、租赁费、其他等。

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧摊销，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧摊销。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（四）”。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

对于修理及维护费、办公费、燃料及动力费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

225单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

职工薪酬296.93270.48315.20342.28361.80361.80361.80

折旧费505.58341.42329.51332.80337.96335.64337.89

摊销4.124.000.320.320.320.290.00

租赁费5.3115.7711.4911.7211.9512.1912.43

修理及维护费56.2926.7327.2727.8228.3828.9529.53

燃料及动力3.101.441.471.501.531.561.59

安全生产费299.67174.04171.86163.76164.52165.08165.28

车辆使用费0.482.462.512.562.612.662.71

办公费6.318.929.109.289.479.669.85

其他直接成本4.4912.0112.2512.5012.7513.0013.26

生产成本合计1182.28857.28880.98904.53931.30930.84934.35

占天然气销售收入7.11%5.66%6.07%6.13%6.24%6.21%6.21%比率

由上表可见，报告期2025年生产成本占天然气销售收入比重较2024年有所回落，主要原因如下：一是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；

二是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的

3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提。

预测期参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况对安全生产费用进行预测，故预测期内生产成本占天然气销售收入的比率略高于2025年水平，因此本次对生产成本的预测具备谨慎性与合理性。

5、天然气工程安装服务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务计划测算，其中未来年度的单位成本主要参考历史年度的单位成本水平情况确定。

报告期和预测期的天然气工程安装成本情况具体如下：

226单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程1303.17980.5822.4822.4822.4817.9817.98

工业用户工程19.49111.6238.5338.5338.5338.5338.53

商业用户工程94.97170.2510.558.9410.2310.2310.23

其他用户工程240.782.080.000.000.000.000.00

天然气工程安装服务1658.411264.5371.5669.9571.2466.7466.74成本合计

综合毛利率35.89%34.15%30.05%30.05%30.05%30.05%30.05%

预测期天然气工程安装业务毛利率参考报告期毛利率谨慎预测，因此本次对于天然气工程安装成本的预测具备谨慎性与合理性。

综上所述，本次收益预测过程中，针对南京洁宁预测期内天然气销售分品类用户规模、单户平均耗气量、终端销售单价、工程安装服务收入及对应成本、天

然气采购成本、生产成本等核心指标均结合历史经营情况、行业政策及区域用气

发展趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

（五）天达胜通-南昌中油

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气销售业务主要为管输天然气销售业务，其中管输天然气销售业务分为居民用户售气业务、商业用户售气业务。

管输天然气销售收入结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量，销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气销售收入

南昌中油经营供气区域为南昌市红谷滩中心区，居民用气营收均来自片区内居民住户。截至2025年末，累计通气居民41479户，区域居民气化率90%。片区开发趋于成熟，未来仅少量老旧小区改造可带来新增用户，居民新增开户量将持续回落。居民用户天然气销售收入根据总用气户数乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价确认。

227根据南昌市发展和改革委员会于2024年11月29日发布的《关于联动调整我市管道天然气销售价格的通知》（洪发改价管字[2024]24号）发布的第一阶梯价进行预测。文件通知如下：居民用气阶梯价格制度从2024年12月1日开始执

行，第一阶梯气量基数为420（含）立方米以下，销售价格为3.21元/立方米；

第二阶梯气量基数为420-660（含）立方米，销售价格为3.53元/立方米；第三阶

梯气量基数为660立方米以上，销售价格为4.17元/立方米。本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

B、商业用户天然气销售收入

公司商业用气服务对象集中于南昌市红谷滩中心区范围内商场、酒店、餐饮

商铺等经营主体。截至2025年末，累计通气商业用户434户。经过多年市场拓展，叠加区域“瓶改管”专项改造政策落地实施，辖区内优质商业用气客户已基本开发饱和，后续新增商业用气需求仅来自少量零散商户改造，未来商业新增开户数量将持续走低。商业用户天然气销售收入根据总用气户数乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的非居民用气销售单价确认。

根据南昌市发展和改革委员会于2025年8月29日发布的《关于继续执行我市现行非居民用天然气销售价格的通知》（洪发改价管字[2025]22号）。文件通知如下：根据上游天然气采购价格变化情况，按照我市现行管道天然气上下游价格联动机制，非居民用天然气最高销售价格继续按4.12元/立方米（含税）执行。

受气源供给、成本变动、历史价格疏导及政策调控等多重因素影响，未来销售单价将有所下降，本次预测商业用户用气综合销售单价按4.05元/立方米（含税）进行预测。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）41110414794158741677417274177741827

净增加用户数（户）36910890505050居民

日均用气量（m3） 0.49 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45用户

销售气量（万立方米）731.99673.56677.45679.06680.21681.02681.84

销售单价（元/m3） 3.2490 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374

228报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

小计2378.262113.222125.432130.482134.092136.632139.20

用户数（户）390434456474490506522

净增加用户数（户）442218161616非居

民-商 日均用气量（m3） 95.67 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82

业用销售气量（万立方米）1201.291095.101182.821235.981281.171323.691366.22户

销售单价（元/m3） 3.9344 3.8111 3.7156 3.7156 3.7156 3.7156 3.7156

小计4726.344173.564394.894592.414760.324918.305076.33

天然气销售业务1933.271768.661860.271915.041961.382004.712048.06

销气量合计（万立方米）

天然气销售业务收入合计7104.606286.786520.326722.896894.417054.937215.53

增长率-11.51%3.71%3.11%2.55%2.33%2.28%

由上表可见，南昌中油2025年的天然气销售收入较2024年有所下降，主要是2025年受天气的影响造成用气量下降，造成用气量处于第一档的户数较多，造成整体收入的下降，而暖冬情况并非长久的因素；受整体经济环境的影响，区域商户的用气量需求也下降。预测期内天然气销售收入小幅增加，主要是由于南昌市持续深化商业领域“瓶改管”、清洁能源替代政策，公司经营区内仍有零星小型商业体、沿街商铺待开发，存量商业用户也存在用气扩容、业态升级带来的用气量提升空间，叠加居民用户取暖需求增加等因素导致用气量增加。综上，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气工程安装服务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气工程安装服务业务是指公司根据城镇居民用户、商业等各类用户的不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务。

根据当年居民、商业配套预计新增用户结合不同类型的收费标准进行预测。

其中，居民燃气工程安装费收费标准根据洪行审字（2019）176号《南昌市行政审批局关于降低我市老住宅居民管道燃气安装费有关问题的通知》发布的居民燃

气工程安装费统一为2350.00元/户预测，商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

报告期和预测期的天然气工程安装服务业务收入情况具体如下：

229单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程58.94265.9059.4321.1511.7511.7511.75

工业用户工程244.46135.8789.6654.0048.0048.0048.00

天然气工程安装服务303.40401.77149.0975.1559.7559.7559.75收入合计

增长率32.42%-62.89%-49.59%-20.49%0.00%0.00%

由上表可见，本次对工程安装业务各类型用户工程量预测与未来年度新增用户数是匹配的，因此本次天然气工程安装服务业务收入预测具备谨慎性与合理性。

3、其他业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

其他业务主要包含租赁收入和其他收入等，租赁服务收入是出租红谷八路气站土地和滨江豪园的办公室取得的租赁收入。租赁服务收入根据已签订的租赁合同进行预测。

其他收入为不可预知的收入，本次预测不予以考虑。

报告期和预测期的其他业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

租赁收入31.1954.1742.7638.9527.5227.5227.52

其他收入18.634.910.000.000.000.000.00

其他业务收入合计49.8259.0842.7638.9527.5227.5227.52

增长率18.57%-27.62%-8.91%-29.34%0.00%0.00%

由上表可见，报告期内其他业务收入增加主要是因为2025年租赁收入增加，预测期其他业务收入根据企业实际情况进行预测，其他业务收入具备谨慎性与合理性。

4、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

考虑到南昌中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的总购气量按总销售量确定，结合企业经营计划以及与南昌市燃气集团有限公司约定的购气价格，本次预测期天然气成本单价主要参考2025年度综合购气成本单价略微下降进行谨慎预测。

230报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

单位：万元分报告期内预测期项目类2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量（万立1933.271768.661860.271915.041961.382004.712048.06管方米）输单价（元/m3 3.0882 3.0417 3.0404 3.0404 3.0404 3.0404 3.0404气 ）

小计5970.245379.745655.985822.505963.406095.146226.94

天然气成本合计5970.245379.745655.985822.505963.406095.146226.94

占天然气销售收84.03%85.57%86.74%86.61%86.50%86.40%86.30%入比率

由上表可见：报告期内的天然气成本整体较平稳，波动幅度较小。预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期内基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

5、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括职工薪酬、折旧摊销、维护及修理费、安全生产费、业务

招待费、其他等。

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（四）”。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于维护及修理费、办公费、业务招待费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

231单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

员工薪酬93.8883.2384.9086.6088.3390.1091.90

折旧费101.1566.4069.5472.1370.2667.4861.55

维护及修理费33.4025.3130.0030.0030.0030.0030.00

安全生产费0.000.00104.59104.11105.80107.75109.92

车辆费用1.110.981.501.501.502.002.00

差旅费0.600.000.800.800.800.800.80

办公费0.500.830.800.800.800.800.80

印刷费3.833.834.004.004.504.805.00

业务招待费0.000.110.500.500.500.500.50

其他25.1324.8815.7815.7816.0316.2316.28

生产成本合计259.60205.59312.41316.22318.52320.46318.75

占天然气销售3.65%3.27%4.79%4.70%4.62%4.54%4.42%收入比率

由上表可见，报告期2025年生产成本占天然气销售收入比重较2024年有所回落，主要原因是固定资产折旧减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低。

预测期内生产成本占天然气销售收入的比率高于2025年水平，主要原因如下：一是安全生产费计提金额上升，报告期内公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提，预测期参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

6、天然气工程安装服务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的毛利率水平。

报告期和预测期的天然气工程安装成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程4.5098.1441.6014.818.238.238.23

232报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

商业用户工程196.52111.0062.7637.8033.6033.6033.60

天然气工程安装服201.02209.14104.3652.6141.8341.8341.83务成本合计

综合毛利率33.74%47.95%30.00%30.00%30.00%30.00%30.00%

由上表可见，报告期内2025年天然气工程安装服务毛利较2024年有所上升，主要系以前年度小区零散用户后缴费仅涉及表具及表配件安装费导致毛利率上升。预测期天然气工程安装业务毛利率参考报告期毛利率谨慎预测，因此本次对于天然气工程安装成本的预测具备谨慎性与合理性。

7、其他业务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的其他业务成本为红谷八路气站土地租赁和滨江豪园的办公室租

赁收入对应的固定资产折旧，以后各年根据对应资产测算年折旧。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（四）”。

报告期和预测期的其他业务成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

租赁业务成本

-32.0363.2857.0144.529.770.000.00折旧

综上所述，本次收益预测过程中，针对南昌中油预测期内天然气销售分品类用户规模、单户平均耗气量、终端销售单价、天然气采购成本、生产成本等核心

指标均结合历史经营情况、行业政策及区域用气发展趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

（六）兴化中油

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气销售业务为管输天然气销售业务，可分为居民用户售气业务、商业用户售气业务及工业用户售气业务。

本次在天然气市场价格下降、当地经济复苏的背景下，结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量。具体测算方式如下：

233天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气销售收入

兴化中油经营区域为兴化市辖区内的十一个乡镇，经营范围较大，居民用户较多，对于居民用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价从而确认销售收入。

兴化市发展和改革委员会于2024年3月14日发布的《关于调整我市居民用管道天然气销售价格的通知》（兴发改发[2024]14号），居民用管道天然气销售价格调整为：第一阶梯（年用气量≤400立方米）销售价格3.03元/立方米；第

二阶梯（400立方米＜年用气量≤1000立方米）3.64元/立方米；第三阶梯（年用气量＞1000立方米）4.24元/立方米。调整后的销售价格自2024年4月1日供（售）气量起执行。

B、商业用户天然气销售收入

由于商业用气客户实际用气量差异较大，本次结合历史用气数据将商业用气客户划分为大客户与一般客户两类。大客户用气量结合企业经营计划、历史用气数据情况单独测算；一般商业用户用气规模以用户数量乘以户均用气量估算。再乘以由政府定价的非居民用气销售单价从而确认销售收入。

兴化中油商业用户天然气销售业务的销售价格由当地发展改革部门负责制

定和调整，非居民管道天然气最高销售价格一季度一调整。根据兴化市发展和改革委员会于2025年发布的《关于明确非居民用管道天然气销售价格的通知》（兴发改发[2025]34、54、70、91号）文件，兴化中油金路燃气有限公司的非居民用管道天然气2025年第一季度至第四季度的最高销售价格分别为4.34元/立方米、

4.08元/立方米、4.08元/立方米、4.25元/立方米，下浮不限，执行时间为2025年1月1日至2025年12月31日。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

C、工业用户天然气销售收入

工业用户天然气销售收入是兴化中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。

234被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量与对客户未来生产计划的

了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）3923468456346854775486549554

净增加用户数（户）7619501220900900900

居民 日均用气量（m3） 0.50 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60

用户销售气量（万立方米）63.7385.19113.60137.50160.84180.66200.47

销售单价（元/m3） 2.4948 2.7337 2.7337 2.7798 2.7798 2.7798 2.7798

小计158.98232.89310.55382.22447.10502.20557.27

用户数（户）84101112118124130136

净增加用户数（户）17116666非居

民－ 日均用气量（m3） 20.86 15.82 14.50 14.32 13.96 13.64 13.35

商业销售气量（万立方米）63.9658.3159.2761.6863.2064.7266.25用户

销售单价（元/m3） 4.0076 3.9004 3.8417 3.8417 3.8417 3.8417 3.8417

小计256.32227.42227.70236.96242.80248.63254.51

用户数（户）93106116126136146156

非居净增加用户数（户）131010101010

民－

销售气量（万立方米）1133.511175.771237.831275.051302.831308.281313.74工业

用户 销售单价（元/m3） 3.5830 3.6402 3.6381 3.6371 3.6366 3.6368 3.6371

小计4061.404280.074503.344637.504737.804758.004778.24

天然气销售业务1261.191319.271410.701474.231526.871553.661580.46

销气量合计（万立方米）

天然气销售业务收入合计4476.704740.385041.595256.685427.705508.835590.02

增长率5.89%6.35%4.27%3.25%1.49%1.47%

由上表可见，兴化中油报告期内2025年的天然气销售收入较2024年有所上升，主要原因系其工业用户销气量增加所致。随着经营区域发展，预测期居民用

235户数量稳步提升、工商业用户持续拓展，整体销气量将逐年增加，天然气销售收

入随之呈逐年上升态势。综上，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气工程安装服务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气工程安装服务业务是指公司根据城镇居民用户、工商业等各类用户的

不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务。

根据兴化市发展和改革委员会于2020年5月14日发布的《市发展改革委关于降低并规范管道燃气工程安装费有关事项的通知》（兴发改发[2020]74号），兴化市范围内新建住宅商品房和老住宅小区管道燃气工程安装费实行政府指导价格。别墅、排屋、居民自建住房、营业房、办公用房以及其他非住宅商品房的燃气工程安装费实行市场调节价。城区新建住宅商品房单建11层以上的，燃气工程安装费基准收费标准调整为2200元/户，单建11层及以下的和复式等商品房可在上述基准收费标准基础上浮20%；城区老住宅小区管道燃气工程安装费标

准按上述基准收费标准下浮20%；对持有低保、特困证的居民家庭按标准减半收取；乡镇新建住宅商品房、老住宅小区，按照“同城同价”的原则，管道燃气工程安装收费标准参照城区执行。居民用户参照上述收费标准和对应安装户数进行预测，工商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

报告期和预测期的天然气工程安装服务业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程171.78340.92236.11218.99201.83201.83201.83

工商业用户工程538.50235.71117.78133.39122.20122.20122.20

天然气工程安装服务收710.28576.63353.89352.38324.03324.03324.03入合计

增长率-18.82%-38.63%-0.42%-8.05%0.00%0.00%

由上表可见，2026年工程安装服务业务收入较报告期内大幅下降，主要是因为企业根据经营区域发展情况保守制定的工程安装计划，预测期工程安装业务各类型用户工程量预测基本与2026年保持一致水平，因此本次天然气工程安装服务业务收入预测具备谨慎性与合理性。

2363、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

考虑到兴化中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的总购气量按总销售量确定，成本单价参考企业经营计划以及与中国石油天然气股份有限公司天然气销售江苏分公司约定的购气价格，主要根据2025年全年的管输天然气成本单价确定，LNG气源为应急储备使用，采购价格随市场定价变动，本次按照2025年全年的平均单价对未来进行测算。

报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

单位：万元类报告期内预测期项目别2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量（万立方米）1210.621255.891343.451404.271454.641480.231505.83

购气单价（元/m3） 2.7805 2.7253 2.7253 2.7253 2.7253 2.7253 2.7253

管输单价（元/m3） 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284管

输管输成本3649.004005.164249.614421.224564.444640.204716.03气新奥管输单价（元/m3 0.2294 0.2294 0.2294 0.2294 0.2294 0.2294 0.2294）

新奥管输成本23.3349.0249.5250.0150.5151.0251.53

小计3504.883537.043786.393959.444102.714175.284247.84气量（万立方米）50.5763.3867.2569.9672.2373.4374.63

LN

G 单价（元/m3） 4.5143 3.9090 3.9090 3.9090 3.9090 3.9090 3.9090

小计228.29247.75262.87273.49282.35287.04291.73

天然气成本合计3733.173784.794049.264232.934385.064462.324539.57

占天然气销售收入比率83.39%79.84%80.32%80.52%80.79%81.00%81.21%

由于兴化中油无高压管网，其所有从上游采购的管输天然气均需通过泰州中油管输天然气有限公司（简称“泰州中油”）的管网到达兴化中油的经营区域，故与泰州中油签订代输协议，管输费按照0.14元/立方米执行。由于兴化中油经营区域较大，部分客户通过兴化新奥燃气有限公司（简称“兴化新奥”）的管道输送天然气更为方便，故与兴化新奥签订协议，部分客户的管输天然气通过兴化新奥的管网代输并支付0.25元/立方米的管输费。故兴化中油的管输天然气成本由采购成本和管输成本构成。

由上表可见，报告期内的管输天然气和 LNG的成本整体较平稳，波动幅度

237较小。预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期内基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

4、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括职工薪酬、折旧摊销、维护及修理费、安全生产费、办公费、其他等。

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧摊销，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧摊销。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（五）”。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于维护及修理费、办公费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

人工成本93.8297.1195.4895.4895.4895.4895.48

折旧费204.27179.90185.08184.39184.80180.58182.45

安全生产费用91.62-85.2886.3489.2291.1592.24

维护及修理费42.3011.4313.2813.2812.2112.2112.21

办公费1.201.061.281.331.371.401.42

车辆费用1.221.681.621.691.741.771.80

试验检验费1.100.360.840.880.910.920.94

其他2.612.122.682.792.882.932.98

生产成本合计438.12293.65385.54386.18388.61386.44389.52

占天然气销售收入比9.79%6.19%7.65%7.35%7.16%7.01%6.97%率

238由上表可见，报告期2025年生产成本占天然气销售收入比重较2024年有所回落，主要原因如下：一是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；

二是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的

3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提。

预测期参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况对安全生产费用进行预测，故预测期内生产成本占天然气销售收入的比率略高于2025年水平，因此本次对生产成本的预测具备谨慎性与合理性。

5、天然气工程安装服务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的平均毛利率水平。

报告期和预测期的天然气工程安装成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程70.81209.62129.86120.44111.01111.01111.01

工商业用户工程373.8896.5670.6780.0473.3273.3273.32

天然气工程安装服务444.69306.18200.53200.48184.33184.33184.33成本合计

综合毛利率37.39%46.90%43.34%43.11%43.11%43.11%43.11%

由上表可见，报告期内2025年用户工程毛利率较2024年有所上升，主要系业务结构优化所致，2024年乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；同时承接大量乡镇零散中压改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了整体成本，随着低毛利零散业务的占比下降，以及区域内成片安置小区、工业园区配套项目等高质量工程收入占比提升，安装业务毛利率得以修复回升。由于兴化中油经营区域较广，乡镇业务、成片安置小区、工业园区等配套项目均有所涵盖，故预测期参考报告期内平均毛利率进行预测。

预测期内，公司分业务类型测算各类工程安装服务毛利，受居民、工商业等

239各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，天然气工程安装服务毛利率与2025年基本一致，相关预测逻辑具备合理性。

综上所述，本次收益预测过程中，针对兴化中油预测期内天然气销售分品类用户规模、单户平均耗气量、终端销售单价、工程安装服务收入及对应成本、天

然气采购成本、生产成本等核心指标均结合历史经营情况、行业政策及区域用气

发展趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

（七）庆云中油

1、天然气销售业务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气销售业务为管输天然气销售业务，分为居民用户售气业务、商业用户售气业务、工业用户售气业务及锅炉（采暖）用户售气业务。

本次在天然气市场价格下降、当地经济复苏的背景下，结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

A、居民用户天然气销售收入对于居民用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价从而确认销售收入。

考虑到庆云中油特许经营范围所限，区域居民前期开发体量较大，经过阶段性集中建设后，新增居民开发节奏明显放缓，同时近年来房地产行业增速放缓，导致每年新增居民用户呈下降趋势。因此，本次对居民用气户数的预测，将基于历史存量用户数，并综合企业根据其工程安装业务计划所预估的未来新增用户数进行确认。平均每户年用气量根据历史居民用气水平进行测算。庆云中油居民燃气销售单价执行政府定价。根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），自2025年11月1日，现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三

档阶梯价格执行。具体执行价格表如下：第一阶梯销售价格为3.05元/立方米；

第二阶梯销售价格为3.53元/立方米；第三阶梯销售价格为4.24元/立方米。本次

240在预测期居民销售单价测算过程中，统一依据最新政府定价文件规定的居民第一

阶梯气价进行取值，未叠加、预判第二阶梯、第三阶梯增量用气销量带来的单价提升因素。

B、工业用户天然气销售收入

工业用户天然气销售收入是庆云中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。

庆云中油工业用户天然气销售业务的销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），依据天然气销售价格等于购进价格加配气价格的原则，考虑非居民用户承受能力，核定2025-2026年取暖季（自2025年11月1日至2026年3月31日）非居民天然气销售价格为不超

过4.5元/立方米。取暖季结束后，非居民用气价格政策停止执行，恢复执行非取暖季价格，即按照庆云发展和改革局2025年3月27日发布《关于稳定2025年非取暖季非居民天然气价格的通知》，从2025年4月1日起我县非居民天然气销售价格执行非取暖季价格为不超过3.77元/立方米。截至报告出具日，庆云发展和改革局尚未发布最新的价格通知。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量、客户2026年的用气量的申报与对客户未来生产计划的了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。

C、商业用户天然气销售收入商业用户主要为酒店、餐饮等。对于商业用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的非居民用气销售单价从而确认销售收入。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业

2025年度销售单价进行预测。

241D、锅炉（采暖）用户天然气销售收入锅炉（采暖）用户主要为学校、医院等用户，对于上述用户的用气量及销售单价根据历史市场销售情况结合企业的未来年度经营计划确认。

报告期和预测期的天然气销售业务收入情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）59916632176371764117644176441764417

净增加用户数（户）330150040030000日均用气量（m3） 0.61 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55居民用户销售气量（万立方1310.531239.911278.191287.251294.301297.321297.32米）

销售单价（元/m3） 2.8051 2.7839 2.7982 2.7982 2.7982 2.7982 2.7982

小计3676.143451.813576.633601.983621.713630.163630.16

用户数（户）9169779971017103710371037

净增加用户数（户）61222000

非居民 日均用气量（m3） 5.07 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92－商业销售气量（万立方用户168.15169.91177.19180.78184.37186.16186.16米）

销售单价（元/m3） 3.7242 3.8306 3.8306 3.8306 3.8306 3.8306 3.8306

小计626.21650.87678.74692.50706.25713.10713.10

用户数（户）53686873787878

净增加用户数（户）1555500

非居民 日均用气量（m3） 527.96 533.38 536.37 503.39 474.63 474.63 474.63－工业销售气量（万立方用户1021.341323.861331.281341.281351.281351.281351.28米）

销售单价（元/m3） 3.3205 3.3554 3.3554 3.3554 3.3554 3.3554 3.3554

小计3391.354442.074466.984500.534534.084534.084534.08

用户数（户）31323232323232

净增加用户数（户）100000非居民

－锅炉 日均用气量（m3） 101.37 71.78 71.78 71.78 71.78 71.78 71.78（采销售气量（万立方暖）用114.7083.8483.8483.8483.8483.8483.84米）户

销售单价（元/m3） 4.0909 4.0915 4.0909 4.0909 4.0909 4.0909 4.0909

小计469.23343.05342.98342.98342.98342.98342.98

242报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务2614.722817.532870.502893.152913.792918.602918.60

销气量合计（万立方米）

天然气销售业务收入合计8162.938887.809065.339137.999205.029220.329220.32

增长率8.88%2.00%0.80%0.73%0.17%0.00%

由上表可见，庆云中油报告期内2025年的天然气销售收入较2024年有所上升，主要是工业用户售气量上升。商业用户日均用气量有所下降，主要原因是

2025年新增商业用户数量较多，新增用户初期用气量尚未充分释放，待用户用

气习惯及经营状况稳定后，预计日均用气量可维持在当前水平；2025年较2024年工业用气量上升的主要原因系大客户山东诠道科技有限公司因2025年订单量

增加引起用气量使用增加，另一个原因是大客户山东滨庆新能源开发有限公司

2024年下半年才启用天然气，2025年为全年使用天然气，用气量翻倍。2025年

11月起居民执行新的价格文件，叠加区域居民、工商业用户持续拓展，整体销

气量将逐年增加，天然气销售收入随之呈逐年上升态势。综上，本次对天然气销售业务收入的预测具备合理性与谨慎性。

2、天然气工程安装服务收入的预测过程、预测依据及合理性分析

天然气工程安装服务业务是指公司根据城镇居民用户、工商业等各类用户的

不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务。

根据当年居民、工业、商业配套预计新增用户结合不同类型的收费标准进行预测。其中居民配套工程收费标准根据《庆云县人民政府办公室关于印发庆云县城市基础设施配套费征收使用管理办法的通知》（庆政办发〔2025〕1号）发布

的城市基础设施配套费和建设项目规划红线内供水、供气、供热等相关配套建设

安装费用统一纳入房屋（工程）开发建设成本，建设项目规划红线内供水、供气、供热等相关配套设施，建设单位委托专营企业施工建设的，专营企业除正常建设安装费用外，不得收取其他不合理费用，目前（居民用户）按建筑面积每平方米27元征收。结合庆云县当地居民的居住喜好，单户按照2000.00元进行测算，

工业配套工程和商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

报告期和预测期的天然气工程安装服务业务收入情况具体如下：

243单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户工程1391.07159.33100.0080.0060.000.000.00

工业用户工程61.010.007.509.0010.500.000.00

商业用户工程93.4233.5630.0030.0030.000.000.00锅炉（采暖）用户工程0.001.180.000.000.000.000.00

其他用户工程0.000.00200.00200.00200.00230.00230.00

天然气工程安装服务收1545.50194.07337.50319.00300.50230.00230.00入合计

增长率-87.44%73.91%-5.48%-5.80%-23.46%0.00%

由上表可见，本次对工程安装业务各类型用户工程量预测逐年下降，与未来年度新增用户数是匹配的。其中其他用户工程为2017年至2022年承接的庆云县农村“气代煤”改造工程，系落实国家及省、市清洁取暖政策的重要民生工程，对改善农村居民生活条件发挥了积极作用。该项目总投资7528.6476万元，主要建设内容包括居民户内燃气设施安装、村内管网敷设、调压设施等。该项目已通过竣工验收通气并交付使用。经双方核对确认，截至2025年12月31日，庆云县住房和城乡建设局累计支付农村“气代煤”工程款3728.95万元，剩余未拨付工程款3799.6976万元，该笔款项为公司垫资完成工程的应收款，由于县财政出现短期困难，未能及时拨付，对于该工程款项，已谨慎考虑回收金额，因此本次天然气工程安装服务业务收入预测具备谨慎性与合理性。

3、天然气成本的预测过程、预测依据及合理性分析

考虑到庆云中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的成本量按总销售量确定，成本单价主要参考2025年度综合成本单价进行预测。

报告期和预测期的天然气成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量（万立方米）2614.722817.532870.502893.152913.792918.602918.60

管输气 单价（元/m3） 2.8562 2.8170 2.8170 2.8170 2.8170 2.8170 2.8170

小计7468.167936.918086.208150.008208.158221.708221.70

天然气成本合计7468.167936.918086.208150.008208.158221.708221.70

244报告期内预测期

项目项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

占天然气销售收入比率91.49%89.30%89.20%89.19%89.17%89.17%89.17%

由上表可见，报告期内的天然气成本整体较平稳，波动幅度较小。预测期的天然气购买成本占天然气销售收入的比例与报告期2025年基本保持一致。故本次对天然气成本的预测具备谨慎性及合理性。

4、生产成本的预测过程、预测依据及合理性分析

生产成本主要包括职工薪酬、折旧摊销、维护及修理费、安全生产费、办公

费、燃料及动力费、其他等。

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧摊销，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧摊销。详见本回复之“问题四、关于评估预测/八/（六）”。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

对于修理及维护费、办公费、燃料及动力费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的生产成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

职工薪酬353.21400.64360.72360.72360.72360.72360.72

折旧费232.70181.81196.04175.64171.50167.00162.37

摊销1.961.961.961.961.961.961.96

245报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

租赁费10.614.424.424.424.424.424.42

修理及维护费65.0859.0011.8011.8011.8011.8011.80

燃料及动力4.744.284.374.464.554.644.73

安全生产费270.3082.47136.82140.44141.17141.82141.08

车辆使用费0.000.130.130.130.130.130.13

办公费4.834.164.164.164.164.164.16

其他直接成本30.6555.7458.1158.1158.1158.1158.11

生产成本合计974.07794.62778.53761.84758.52754.76749.47

占天然气销售收入比率11.93%8.94%8.59%8.34%8.24%8.19%8.13%

由上表可见，报告期2025年生产成本占天然气销售收入比重较2024年有所回落，主要原因如下：一是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；

二是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的

3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提。

预测期内生产成本占天然气销售收入的比率略低于2025年水平，因此本次对生产成本的预测具备谨慎性与合理性。

5、天然气工程安装服务成本的预测过程、预测依据及合理性分析

未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的毛利率水平。

报告期和预测期的天然气工程安装成本情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

工业用户工程483.26108.8069.8855.9141.930.000.00

居民用户工程36.050.005.246.297.340.000.00

商业用户工程34.6126.5420.9620.9620.960.000.00锅炉（采暖）用户工程0.000.280.000.000.000.000.00

其他用户工程0.000.000.000.000.000.000.00

天然气工程安装服务553.92135.6296.0883.1670.230.000.00

246报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

成本合计

综合成本率35.84%69.88%28.47%26.07%23.37%0.00%0.00%

综合毛利率64.16%30.12%71.53%73.93%76.63%100.00%100.00%预测期毛利率逐步上升是因为其他用户工程为2017年至2022年承接的庆云

县农村“气代煤”改造工程，系落实国家及省、市清洁取暖政策的重要民生工程，该项目总投资7528.6476万元，主要建设内容包括居民户内燃气设施安装、村内管网敷设、调压设施等。该项目已通过竣工验收通气并交付使用。经双方核对确认，截至2025年12月31日，庆云县住房和城乡建设局累计支付农村“气代煤”工程款3728.95万元，剩余未拨付工程款3799.6976万元，该笔款项为公司垫资完成工程的应收款，由于县财政出现短期困难，未能及时拨付，对于该工程款项预测期逐年确认收入，但对应工程施工已全额计提减值，无对应成本产生，故导致毛利率逐年上升。

综上所述，本次收益预测过程中，针对庆云中油预测期内天然气销售分各类用户规模、单户平均用气量、销售单价、工程安装服务收入及对应成本、天然气

采购成本、生产成本等核心指标均结合历史经营情况、行业政策及区域用气发展

趋势审慎测算，相关预测具备合理性与谨慎性。

三、区分各类业务，结合定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府

定价及指导价历史变化情况、行业最新价格机制政策影响等，说明预测期各年天然气销售及代输业务销售单价预测是否合理、谨慎、合规。

（一）南通中油

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售及天然气代输业务销售单价的预测过程和预测依据详见关

于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（一）”。

南通中油各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

247报告期内预测期

项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 2.4682 2.4755 2.6193 2.6789 2.6789 2.6789 2.6789

商业用户 元/m3 3.6308 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283

工业用户 元/m3 3.3347 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313

其他用户 元/m3 3.1572 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551

代输 1 元/m3 0.0866 0.0826 0.0826 0.0826 0.0826 0.0826 0.0826

代输 2 元/m3 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917 0.0917

（1）居民（含公福）用户：居民（含公福）的销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

报告期内的政府定价文件：如皋市发展和改革委员会于2022年12月15日发布的《关于调整优化居民生活用管道天然气阶梯气价政策的通知》（皋发改[2022]124号）发布的第一阶梯价进行预测。文件通知如下：居民用气阶梯价格制度从2023年1月1日开始执行，第一档执行价格为现行政府定价2.66元/立方

米；第二档价格为3.19元/立方米，第三档价格为3.99元/立方米。

预测期的政府定价文件：如皋市发展和改革委员会于2025年12月23日发布的《关于调整优化居民生活用管道天然气阶梯气价政策的通知》（皋发改[2025]66号）发布的第一阶梯价进行预测。文件通知如下：居民用气阶梯价格制度从2026年4月1日开始执行，第一阶梯销售价格为2.92元/立方米；第二阶梯销售价格为3.36元/立方米；第三阶梯销售价格为4.09元/立方米。学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户价格调整为2.92元/立方米。

报告期内，居民用户天然气销售单价存在波动，主要系居民用户第二、三阶

梯用气销量占比变动所致，但销售单价变动幅度不大，整体较为稳定。

本次在预测期居民销售单价测算过程中，统一依据最新政府定价文件规定的

居民第一阶梯气价进行取值，未叠加、预判第二阶梯、第三阶梯增量用气销量带

来的单价提升因素，测算口径相对保守。因此，本次居民（含公福）用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）工商业用户：工商业用户的销售价格由当地政府价格主管部门负责制

定和调整，制定最高销售价格，下浮不限。工业用气销售为南通中油核心经营业

248务。公司针对工业用气客户建立大客户专项管理机制，由市场部实行一户一策、全流程跟踪服务；同时针对部分规模以上工业大客户执行差异化价格优惠政策。

商业用户一般不实施价格下浮。

报告期内及截至本核查意见出具日，如皋市发展和改革委员会发布的如皋市非居民用管道天然气最高销售价格文件情况详见下表：

发布政策依据调整情况发布时间单位《关于调整我市冬季月非居民用2023年11月1日至2024年3月31日非居民如皋市2024年1管道天然气最高销售价格的通用管道天然气最高销售价格调整为4.45元发改委月22日知》 /m3，下浮不限

2024年4月1日至2024年6月30日非居民《关于调整我市非居民用管道天如皋市2024年7用管道天然气最高销售价格调整为3.60元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 5日，下浮不限

2024年7月1日至2024年9月30日非居民《关于调整我市非居民用管道天如皋市2024年11用管道天然气最高销售价格调整为3.63元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 12日，下浮不限

2024年10月1日至2024年10月31日非居《关于调整我市非居民用管道天民用管道天然气最高销售价格调整为3.70如皋市2024年11元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 18日，下浮不限

2024年11月1日至2024年11月30日非居《关于调整我市非居民用管道天如皋市2024年12民用管道天然气最高销售价格调整为3.77元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 25日，下浮不限

2024年12月1日至2025年3月31日非居民《关于调整我市非居民用管道天用管道天然气最高销售价格调整为3.98如皋市2025年2元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 20日，下浮不限

2025年4月1日至2025年6月30日非居民《关于调整我市非居民用管道天如皋市2025年6用管道天然气最高销售价格调整为3.95元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 19日，下浮不限

2025年7月1日至2025年10月31日非居民《关于调整我市非居民用管道天如皋市2025年8用管道天然气最高销售价格调整为3.73元然气最高销售价格的通知》 /m3 发改委 月 26日，下浮不限《关于调整我市非居民用管道天2025年12月1日起执行非居民用管道天然气如皋市2026年1然气最高销售价格的通知》 最高销售价格调整为 3.80元/m3，下浮不限 发改委 月 27日《关于调整我市非居民用管道天2026年4月1日起执行非居民用管道天然气如皋市2026年5然气最高销售价格的通知》 最高销售价格调整为 3.95元/m3，下浮不限 发改委 月 27日报告期内，2025年商业用户、工业用户天然气平均销售单价均较2024年略有波动，主要是因为非居民政府指导销售价格采暖季和非采暖季不同，采暖季和非采暖季销气量占比存在差异。

综上，本次对于工商业用户的销售单价按照2025年的平均销售单价预测是谨慎合理的。

（3）其他用户：其他用户均为同行业城市燃气经营企业，该类客户天然气

249销售价格按照公司与其签署的供气合同约定条款执行，与南通中油的天然气综合

采购单价是联动的。其他用户报告期的销售明细详见下表：

2024年2025年其他用户销量（立单价（元销售收入销量（立单价（元销售收入方米）/立方米）（万元）方米）/立方米）（万元）

南通润宏燃气有限公司184.653.1358579.02580.703.03251760.98

如皋市益有管道燃气有195.993.0091589.7595.213.1927303.97限公司

南通鸿迪能源科技有限228.463.1949729.92公司

靖江天力燃气有限公司62.013.5505220.16

合计671.113.15722118.85675.913.05512064.95

报告期内其他用户销售单价存在波动，该类客户均按照各自与公司签订的供气合同约定价格结算，同一客户采暖季和非采暖季的定价不同形成销售单价差异；

同时受合作客户数量减少影响，报告期综合平均销售单价发生变动。考虑到其他用户的销售单价与南通中油的综合采购单价是联动的。故本次预测按照2025年的销售单价预测。

本次预测期测算其他用户销售单价时，未调整客户结构，以2025年其他用户综合销售单价作为预测依据，相关销售单价预测具备谨慎合理性。

（4）代输用户：南通中油的天然气代输服务客户系城市燃气经营企业，服务单价按南通中油与客户签订的合同约定的单价执行。代输用户的销售明细详见下表：

2024年2025年代输客户销量（立方单价（元/销售收入销量（立单价（元/销售收入米）立方米）（万元）方米）立方米）（万元）

海安中油燃气有20490.280.08261691.869374.880.0826774.07限责任公司

泰兴中燃燃气发862.810.1835158.31展有限公司

代输1合计21353.080.08661850.179374.880.0826774.07

海安中油燃气有9844.800.0917903.198160.590.0917748.68限责任公司

代输2合计9844.800.0917903.198160.590.0917748.68

报告期内代输用户销售单价发生波动，主要系2024年合作的代输用户泰兴中燃燃气发展有限公司的结算单价存在差异导致，该客户自2024年7月后已停

250止代输服务。当前客户海安中油燃气有限责任公司报告期内的销售单价未发生变化，保持稳定。

本次预测代输用户的销售单价，依据海安中油燃气有限责任公司与南通中油签订的长期合同约定的服务单价确认，故本次对于代输业务销售单价的预测具备合理性。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

标的资产南通中油经营区域为如皋市，当地天然气上下游价格联动机制依据如皋市发展和改革委员会2024年9月12日发布的《市发展改革委关于建立健全如皋市天然气上下游价格联动机制的实施意见》（皋发改〔2024〕62号）执行，联动机制主要内容为：

（1）联动范围终端销售价格与燃气企业采购价格（含通过管道、汽车、船舶等方式的运输费用）实施联动。采购价格原则上按照燃气企业采购的全部气源加权平均价格确定。当采购市场化气源对本地区非居民终端销售价格实行购销价差模式，其购销价差不得高于核定的配气价格。

（2）联动周期

非居民用气终端销售价格原则上按月度或季度联动，居民用气终端销售价格按半年或一年联动。

（3）联动方式

终端销售价格根据采购价格变动相应调整，与上期实际采购价格或当期预测采购价格进行联动。价格低的气源优先保障居民用气。

（4）联动公式

首次建立联动机制时，终端销售价格=加权平均采购价格+配气价格

251联动机制建立后，按实际采购价格联动时，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应

调未调金额/本期供气量按预测采购价格联动时，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应调未调金额/本期供

气量±偏差金额/本期供气量

供销差率按照上一年度燃气企业实际供销差量确定，最高不超过4%。

（5）联动幅度限制

居民用气终端销售价格调整应坚持平稳从紧原则，设置上调幅度限制，避免过度增加居民用气负担。综合考虑我市居民承受能力及往年调价情况，设定上调金额或涨幅上限，原则上居民用气第一阶梯价格单次上调不得超过0.50元/立方米，下调幅度不限。当天然气市场价格持续大幅上涨，可能对居民正常生活和经济平稳运行产生严重不利影响时，应暂时中止联动。本期应调未调金额，可纳入后期联动统筹考虑或分期逐步实施。配气价格调整时，终端销售价格相应调整，不受联动机制限制。

如皋市的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，长期以来我国天然气行业一直受到政府或天然气供应商的价格管控，历史年度的定价模式可以为未来燃气定价提供参考。本次评估中对于预测期的销售单价按报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与南通中油签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测是合理、谨慎、合规的。

（二）甘河中油

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售及天然气代输业务销售单价的预测过程和预测依据详见关

于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（二）”。

252甘河中油各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 1.4914 1.5229 1.5229 1.5229 1.5229 1.5229 1.5229

商业用户 元/m3 2.4727 2.4679 2.4679 2.4679 2.4679 2.4679 2.4679

工业用户 元/m3 2.4232 2.3849 2.4077 2.4090 2.4098 2.4098 2.4098

加气站-CNG 元/m3 3.4955 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954

加气站-LNG 元/m3 3.0820 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248

代输业务 元/m3 0.0414 0.0412 0.0413 0.0413 0.0413 0.0413 0.0413

（1）居民用户：居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

报告期内的政府定价文件：西宁市湟中区发展和改革局于2023年12月15日发布《关于调整湟中区天然气价格的通知》（湟发改价格[2023]407号），居民用气销售价格仍执行原价格1.59元/立方米。

西宁市湟中区发展和改革局发布《关于理顺居民用管道天然气销售价格的通知》（湟发改价格[2024]164号），居民用管道天然气销售价格调整至1.66元/立方米，该价格于2024年7月25日起执行。

西宁市湟中区发展和改革局于2025年6月26日发布的《关于建立湟中区居民用管道天然气阶梯价格制度的通知》（湟发改价格[2025]164号），居民用气阶梯价格制度从2025年1月1日开始执行，第一档执行价格为现行政府定价1.66元/立方米；第二档价格为第一档价格的1.2倍执行，第三档价格为第一档价格的

1.5倍执行。截至本核查意见出具日，甘河中油仍执行上述价格文件，西宁市湟

中区发展和改革局未发布新的定价文件。

报告期内，居民用户天然气销售单价变动，系价格文件更新所致，2025年居民用户价格均执行第一档政府定价1.66元/立方米。预测期居民销售单价统一依据最新政府定价文件规定的居民第一档气价进行取值，与报告期保持一致。因此，本次居民用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）工商业用户：非居民的销售定价由当地政府价格主管部门统一定价，无浮动空间。

253西宁市湟中区发展和改革局于2023年12月15日发布的《关于调整湟中区天然气价格的通知》（湟发改价格[2023]407号），非居民用气（行政事业等单位锅炉供暖用气、商业用气、公交 CNG 加气站购气、社会 CNG 加气站购气、工业用气）销售价格为2.69元/立方米，从2023年12月15日执行。截至本核查意见出具日，甘河中油仍执行上述价格文件，西宁市湟中区发展和改革局未发布新的定价文件。

由于天然气商品的特殊性，当下游用户实际需求量小于合同气量97%时，需要支付给上游供应商差量气综合单价30%的“照付不议”款项，为减少不必要的额外损失，若当月因客户生产经营原因出现剩余情况，甘河中油会将剩余气量以月度综合单价销售给个别工业客户（互联互通客户），同时可以确保下一年度合同存量气。该类用户报告期内的销售单价为1.7633元/立方米、1.6952元/立方米，

2026年1-5月互联互通客户销售单价为1.7927元/立方米。

报告期内，工业用户天然气销售单价变动，系互联互通客户销售量占比变动所致。预测期内，互联互通客户按照2025年平均销售单价预测，其余工商业客户按照政府发布的执行价格预测。预测期内工业用户单价有微量波动，是因为工业大客户预测销量增加，导致互联互通客户销售量占比下降。综上，工商业用户预测期采用的销售单价是合理的。

（3）加气站 CNG/LNG销售单价

加气站 CNG的销售定价由当地政府价格主管部门统一定价，无浮动空间。

西宁市湟中区发展和改革局于2023年12月15日发布的《关于调整湟中区天然气价格的通知》（湟发改价格[2023]407号），CNG加气站销售价格仍执行原价格3.81元/立方米，不作调整。截至本核查意见出具日，甘河中油仍执行上述价格文件，西宁市湟中区发展和改革局未发布新的定价文件。

加气站 LNG销售价格随市场定价变动，2025 年加气站 LNG 的平均销售单价为 2.7248元/立方米，2026年 1-5月加气站 LNG的平均销售单价为 2.8286元/立方米，与 2025年的平均销售单价接近。故本次评估采用 2025年的加气站 LNG的平均销售单价是谨慎合理的。

（4）代输用户：甘河中油的代输业务客户较为稳定，服务单价按甘河中油

254与客户签订的合同约定的单价执行。

甘河中油与代输业务大客户云天化签署的协议约定：管道输送费用综合价（人民币）为：年输送量2亿立方米以下（含2亿立方米）按0.045元/立方米计算，年输送量2亿立方米以上按0.04元/立方米计算。管道输送费用综合价包括管道、调压计量站及附属设施维护、管理以及气损等费用，预测期内仍执行该合同约定单价。由于云天化代输量占代输业务约85%，故报告期内平均销售单价轻微浮动是因为云天化代输量超过了2亿立方米，年代输量变动引起。甘河中油与其余客户签署的协议约定管道运输费为0.06元/立方米，预测期内仍执行该合同约定单价。

本次预测代输用户的销售单价，未假设新增代输客户带来结构变动，依据代输客户与甘河中油签订的长期合同约定的服务单价确认，故本次对于代输业务销售单价的预测具备合理性。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

甘河中油经营区域位于西宁市湟中区，其天然气价格联动执行西宁市级统一机制，并依据青海省省级政策框架实施。

根据湟发改价格[2023]407号、湟发改价格[2024]164号和湟发改价格

[2025]164号等现行价格文件，甘河中油的天然气销售价格实行政府定价与上下游联动相结合的机制，企业不具有自主定价权。企业终端销售价格由两部分构成：

一是由政府按“准许成本加合理收益”原则核定的固定配气价格（居民用气配气价格为 0.40元/立方米，非居民用气配气价格为 0.55 元/立方米，CNG 加气站配气价格为1.03元/立方米）；二是随上游购气成本变动而同步调整的购气价格，二者相加形成终端销售价格，其中非居民用气销售价格为2.69元/立方米（自2023年12月15日起执行）。在居民用气方面，自2025年1月1日起已全面实施阶梯价格制度，其中居民生活用气第一档气量为260立方米以内、执行现行政府定

255价，第二档气量为261-360立方米、按第一档价格的1.2倍执行，第三档气量为

361立方米以上、按第一档价格的1.5倍执行。

西宁市湟中区的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，长期以来我国天然气行业一直受到政府或天然气供应商的价格管控，历史年度的定价模式可以为未来燃气定价提供参考。本次评估中对于预测期的销售单价按报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与甘河中油签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测是合理的。

（三）中油珠海-扬州中油

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售及天然气代输业务销售单价的预测过程和预测依据详见关

于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（三）”。

扬州中油各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 2.5229 2.7355 2.7355 2.7355 2.7355 2.7355 2.7355

商业用户 元/m3 3.8099 3.6721 3.6885 3.6881 3.6878 3.6876 3.6875

工业用户 元/m3 3.4585 3.4337 3.4337 3.4337 3.4337 3.4337 3.4337

其他用户 元/m3 3.5023 3.6097 3.6097 3.6097 3.6097 3.6097 3.6097

代输 元/m3 0.1106 0.1065 0.0928 0.0928 0.0928 0.0928 0.0928

（1）居民用户：居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

报告期内2024年4月之前政府定价文件：根据扬州市江都区发展和改革委

员会《关于调整居民生活用管道天然气销售价格的通知》（扬江发改[2019]73号）：

自2019年4月1日起，居民用气一档、二档、三档价格分别为2.70元/立方米、

2.94元/立方米、3.67元/立方米；学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民

256用户价格调整为2.82元/立方米。

报告期内2024年4月之后及预测期的政府定价文件一致：根据扬州市江都区发展和改革委员会《关于调整居民用管道天然气销售价格有关事项的通知》（扬江发改〔2024〕28号），现行居民用气实行阶梯价格制度，按文件公布的一、

二、三档阶梯价格执行：自2024年4月1日起，居民用户第一、二、三阶梯销

售价格分别调整为2.98元/立方米、3.58元/立方米、4.17元/立方米；学校、养老

福利机构等执行居民气价的非居民用户价格调整为3.28元/立方米。

报告期内，居民用户天然气销售单价变动，系价格文件更新所致。本次在预测期居民销售单价测算过程中，统一参照政府定价文件，采用2025年居民综合平均单价作为后续年度测算标准，未考虑居民阶梯用气结构变化带来的均价上浮影响，测算口径相对保守，本次居民用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）工商业用户：非居民用气销售价格由发改委核定中石油天然气销售公

司江苏分公司固定价格气量的销售价格，燃气公司每月向发改委备案采购单价，采购单价加配气价格为顺价最高价格；上游门站价格发生变动时，主管部门将按照价格联动机制同步调整非居民用气最高销售指导价，公司结合市场行情在限价区间内自主进行优惠调整，工业用户一般在最高指导价格范围内协商下浮，商业用户一般不实施价格下浮。

扬州中油工商业用气执行两类定价政策，分别为固定价格气量销售、购销差价顺价销售：最高限价只是固定价格，其余是每月顺价（按固定价格气量以外的采购加权平均单价+配气价格为0.79元/立方米）。工业用气销售为扬州中油核心经营业务。公司针对工业用气客户建立大客户专项管理机制，由市场部实行一户一策、全流程跟踪服务；同时针对部分规模以上工业大客户执行差异化价格优惠政策。商业用户整体实行最高限价内协商定价模式。

报告期内及截至本核查意见出具日，扬州市江都区发展和改革委员会发布的江都区非居民用管道天然气最高销售价格文件情况详见下表：

发布政策依据调整情况时间

关于调整居民生活用自2019年4月1日起执行：2019年4管道天然气销售价格民用气一档、二档、三档价格分别为2.70元/立方米、2.94元月28日

257发布

政策依据调整情况时间

的通知（扬江发改/立方米、3.67元/立方米，学校食堂、福利院（养老院）等[2019]73号）执行居民用气类别的价格为2.82元/立方米，其他相关政策保持不变。

自2024年4月1日起执行：

1、居民用户第一、二、三阶梯销售价格分别调整为2.98元/

立方米、3.58元/立方米、4.17元/立方米，阶梯价差比例调整为1：1.2：1.4。学校、养老福利机构等执行居民气价的非居关于调整居民用管道民用户价格调整为3.28元/立方米。

天然气销售价格有关2、户籍4人以上家庭，每户每增加1人，一、二档年用气量2024年3事项的通知（扬江发上限分别增加100立方米、200立方米。月13日改〔2024）28号）3、对民政部门确认的城乡低保户和“五保户”、农业农村

部门确认的“建档立卡”低收入农户、区总工会确认的特困

职工家庭，由原每月每户免5立方米优惠，调整为每月每户免8立方米，同时，采取淡季月指标可结转至旺季月使用的措施，即一年不超过96立方米。

2023年11月至2024年3月：

1、中石油江苏分公司、中海油江苏分公司、泰州昆仑燃气

关于疏导2023公司上游供气企业合同（固定价格气量）供应的管道天然气，年采暖销售价格为4.30元/立方米。

季工商业管道天然气22024年2、中石油江苏分公司供应的浮动价格气量以及中海油江苏销售价格的通知（扬月27日

202421分公司、泰州昆仑燃气公司外其他供应商供应的天然气，实江发改〔〕号）

行购销差价模式顺价销售，其购销差价不得高于固定气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

2024年4月至2024年10月：

20241、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业管道天关于疏导年非采然气（固定价格气量）销售价格为3.54元/立方米。

暖季工商业管道天然2、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价格气量2024年5气销售价格的通知202450以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销月8日（扬江发改〔〕售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励号）

燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

2024年11月至2025年3月：

20241、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业管道天关于疏导年采暖然气（固定价格气量）销售价格为3.69元/立方米。

季工商业管道天然气22024年、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价格气量销售价格的通知（扬12月30

2024124以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销江发改〔〕日售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励号）

燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

2025年4月至2025年10月：

20251、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业管道天关于疏导年非采然气（固定价格气量）销售价格为3.57元/立方米。

暖季工商业管道天然2、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价格气量2025年5气销售价格的通知202534以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销月8日（扬江发改〔〕售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励号）

燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

258发布

政策依据调整情况时间

2025年11月至2026年3月：

1、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的工商业管道天

关于疏导2025年采暖然气（固定价格气量）销售价格为3.72元/立方米。

季工商业管道天然气2、中石油天然气销售公司江苏分公司供应的浮动价格气量2026年1销售价格的通知（扬以及其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销月4日江发改〔2026）3号）售，其购销差价不得高于固定价格气量部分加价水平。鼓励燃气经营企业与天然气大用户之间直接协商，合同约定结算价格。

报告期内，2025年工商业用户天然气平均销售单价较2024年略有回落，主要因2024年1-3月执行的政府基准气价处于较高水平抬升了全年均价。

对于工业用户，执行差异化价格优惠政策，销售单价整体较为稳定，本次预测期对于工业用户的销售单价按照2025年的平均销售单价预测。

对于商业用户，主要为商业用户以餐饮、零散中小商铺为主，执行限价内协商定价，单户气量小、优惠空间有限，2025年销售价格下调，因商业用户缺少大额折扣缓冲，气价变动影响更敏感，故2025年平均销售单价较2024年下降明显。商业用户气价预测思路：对规模较大的大型餐饮、酒店等核心商业客户，以其2025年实际销售均价作为后续年度测算单价；其余存量零散商铺统一按2025年商业综合平均单价测算；未来新增商业商户均为小型餐馆，本次结合瓶改气商户台账、配套资料以及企业现场走访获取的用气预估数据综合测算，新增用气客户以乡镇小型餐馆、小吃店为主，此类小微商业业态经营规模有限，单户日均耗气量整体偏低，新增商户销售单价按2025年存量零散商户的综合平均单价测算。

上述商业用户预测单价基准存在差异，后续年度各类客户用气占比发生变化，因此2026年及以后各年度商业综合平均气价会呈现一定波动。

综上，工商业用户预测期采用的销售单价是合理的。

（3）其他用户：其他用户共4户。报告期内其他用户销售单价存在波动，该类客户均按照各自与公司签订的供气合同约定价格结算。本次预测期测算其他用户销售单价时，未调整客户结构，以2025年实际平均销售单价作为预测依据，相关销售单价预测具备谨慎合理性。

（4）代输用户：扬州中油的天然气代输服务客户系城市燃气经营企业，服务单价按扬州中油与客户签订的合同约定的单价执行。代输用户的销售明细详见

259下表：

2024年2025年代输客户销量（万单价（元销售收入销量（万单价（元销售收入立方米）/立方米）（万元）立方米）/立方米）（万元）

扬州市开达气体有限公556.470.091751.05---司（龙川钢管）

扬州悦之达能源工程有190.990.321161.33156.660.321150.30

限公司（中天管桩）

扬州悦之达能源工程有1219.170.0862105.142278.400.0917209.03

限公司（龙川钢管）

合计1966.630.1106217.522435.070.1065259.33

代输业务系公司为扬州市开达气体有限公司、扬州悦之达能源工程有限公司

代输的天然气（终端客户为龙川钢管、中天管桩公司），2025年起扬州市开达气体有限公司停止供气，全部代输气源切换至扬州悦之达能源工程有限公司。扬州中油对代输业务采用净额法确认收入，即以实际取得的价差作为营业收入确认金额。

报告期内代输用户为固定单价（价差固定），当前客户报告期内的销售单价未发生变化，保持稳定。

本次预测代输用户的销售单价，未假设新增代输客户带来结构变动，依据扬州悦之达能源工程有限公司与扬州中油签订的长期合同约定的服务单价确认，故本次对于代输业务销售单价的预测具备合理性。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

标的资产扬州中油经营区域为扬州市江都区，当地天然气上下游价格联动机制依据扬州市江都区发展和改革委员会2024年3月20日发布的《扬州市江都区管道天然气上下游价格联动机制》执行，联动机制主要内容为：

（1）联动范围终端销售价格与燃气企业采购价格（含通过管道、汽车、船舶等方式的运输

260费用）实施联动。采购价格原则上按照燃气企业采购的全部气源加权平均价格确定。当采购市场化气源对本地区非居民终端销售价格影响较大时，可按照用户自愿委托的原则，对非居民终端销售价格实行购销价差模式，其购销价差不得高于本地区配气价格。

（2）联动周期非居民用气终端销售价格原则上按季度或月度联动。居民用气终端销售价格可按半年或一年联动。

（3）联动方式

终端销售价格根据采购价格变动相应调整，价格低的气源优先保障居民用气。

终端销售价格与上期实际采购价格，条件成熟时可与当期预测采购价格进行联动。

按实际采购价格联动的，应严格审核燃气企业购气合同和发票，根据企业实际发生的采购成本计算采购价格。

按预测采购价格联动的，要根据燃气企业已签订合同明确的未来天然气购进数量、价格和往年同期用气需求情况等，对采购价格进行合理预测。同时建立偏差校核机制，对预测价格与实际采购价格的差异部分，纳入后期联动统筹考虑。

（4）联动公式按实际采购价格联动的，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格—上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应调未调金额/本期供气量。

按预测采购价格联动的，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应调未调金额/本期供

气量±偏差金额/本期供气量。

供销差率按照上一年度燃气企业实际供销差量确定，最高不超过4%。

（5）联动幅度限制

居民用气终端销售价格调整应坚持平稳从紧原则，设置上调幅度限制，避免过度增加居民用气负担。综合考虑当地居民承受能力并参考往年调价情况，设定上调金额或幅度上限，原则上居民用气第一阶梯价格单次上调不得超过0.50元，

261下调幅度不限。当天然气市场价格持续大幅上涨，可能对居民正常生活和经济平

稳运行产生严重不利影响时，应暂时中止联动。本期应调未调金额，可纳入后期联动统筹考虑或分期逐步实施。配气价格调整时，终端销售价格相应调整，不受联动机制限制。

（6）联动程序

首次建立居民用气终端销售价格联动机制的，要依法履行听证等程序。依据已经生效实施的联动机制调整具体价格水平时，可以不再开展定价听证，但应当对联动机制进行完善，广泛征求意见，综合考虑本地气源特点、用户结构和市场情况，严格、规范、科学、合理设置联动程序并报区人民政府同意。联动程序可分为一般程序、简易程序。适用一般程序的价格联动，报区政府审定后实施。适用简易程序的价格联动，由价格主管部门按联动机制调整终端销售价格，提高联动时效。天然气价格下调、居民用气第一阶梯价格单次上调不超过0.50元、非居民用气单次上调不超过1.00元时，适用简易程序。居民用气第一阶梯价格单次上调超过0.50元、非居民用气单次上调超过1.00元时，适用一般程序。

扬州市江都区的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，故本次预测期的销售单价按报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与扬州中油签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测是合理、谨慎、合规的。

（四）天达胜通-南京洁宁

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售业务销售单价的预测过程和预测依据详见关于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（四）”。

南京洁宁各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 2.8492 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631

262报告期内预测期

项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

商业用户 元/m3 3.9020 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114

工业用户 元/m3 4.0471 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735

公福用户 元/m3 3.0971 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907

（1）居民用户：居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

报告期及预测期的政府定价文件：根据南京市发展和改革委员会《关于调整居民用管道天然气销售价格有关事项的通知》（宁发改价费字[2023]410号），现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三档阶梯价格执行。

具体执行价格表如下：第一阶梯销售价格为3.03元/立方米；第二阶梯销售价格

为3.64元/立方米；第三阶梯销售价格为4.24元/立方米。

报告期内，居民用户天然气销售单价存在波动，主要系居民用户第一、二阶梯用气销量占比变动所致。

本次结合企业2025年销售单价进行预测。本次居民用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）工商业用户：工商业用户的销售价格由当地政府价格主管部门负责制

定和调整，按照用户自愿委托的原则，对合同购气量以外的气量实行代购代销价格政策。工业用气销售为南京洁宁核心经营业务。公司针对工业用气客户建立大客户专项管理机制，由市场部实行一户一策、全流程跟踪服务；同时针对部分规模以上工业大客户执行差异化价格优惠政策。商业用户一般不实施价格下浮。

报告期内及截至本核查意见出具日，南京市发展和改革委员会发布的南京市非居民用管道天然气最高销售价格文件情况详见下表：

政策依据调整情况发布单位发布时间

作价公式为：代购代销销售价格=代购天然气《市发展改革委关于调整非实际采购价格+配气价格其中，代购天然气实南京市发2023年11居民用气销售价格有关事项际采购价格按采购价格和采购量加权平均计展和改革月17日的通知》算；配气基准价格为0.80元/立方米，最高上委员会浮幅度为10%，下浮不限。

作价公式为：代购代销销售价格=代购天然气南京市发《关于调整非居民用气销售2024年4实际采购价格+配气价格其中，代购天然气实展和改革价格有关事项的通知》月28日际采购价格按采购价格和采购量加权平均计委员会

263政策依据调整情况发布单位发布时间算；配气基准价格为0.80元/立方米，最高上浮幅度为10%，下浮不限。

报告期内，2025年商业用户天然气平均销售单价较2024年有所上升，主要系财务确认口径差异对价格变动有影响，剔除该因素影响，2024年商业用户销售单价为4.14元，2025年销售单价较2024年单价下降，主要系采购单价下降导致销售单价下浮。

报告期内2025年工业用户天然气平均销售单价较2024年有所下降，主要系南京洁宁工业第一大客户蜂巢能源科技（南京）有限公司2025年开始实行一企一策的价格优惠政策且采购单价下降导致销售单价下降。

综上，本次对于工商业用户的销售单价按照2025年的销售单价预测是谨慎合理的。

（3）公福用户：公福用户的销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行

阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序。

报告期的政府定价文件：根据南京市发展和改革委员会《关于调整居民用管道天然气销售价格有关事项的通知》（宁发改价费字[2023]410号），执行居民气价的非居民用户，包括学校、社会福利机构等非居民用户不执行分档气量，销售价格为3.34元/立方米。

报告期内，公福用户天然气销售单价存在波动，主要系报告期内存在财务确认口径差异，本次公福用户销售单价按照2025年的销售单价谨慎预测。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

标的资产南京洁宁经营区域为溧水区经济开发区，当地天然气上下游价格联动机制依据江苏省发展改革委2023年9月19日发布的《省发展改革委关于建立健全天然气上下游价格联动机制的实施意见》（苏发改价格发〔2023〕989号）

264执行，联动机制主要内容为：

（1）联动范围终端销售价格与燃气企业采购价格（含通过管道、汽车、船舶等方式的运输费用）实施联动。采购价格原则上按照燃气企业采购的全部气源加权平均价格确定。当采购市场化气源对本地区非居民终端销售价格影响较大时，可按照用户自愿委托的原则，对非居民终端销售价格实行购销价差模式，其购销价差不得高于本地区配气价格。

（2）联动周期

非居民用气终端销售价格原则上按季度或月度联动，目前联动周期为半年及以上的，到2025年逐步过渡到按季度联动，有条件的地区可按月联动。居民用气终端销售价格可按半年或一年联动。

（3）联动方式

终端销售价格根据采购价格变动相应调整，价格低的气源优先保障居民用气。

各地可结合实际情况，明确终端销售价格与上期实际采购价格或当期预测采购价格进行联动。

按实际采购价格联动的，应严格审核燃气企业购气合同和发票，根据企业实际发生的采购成本计算采购价格。

按预测采购价格联动的，要根据燃气企业已签订合同明确的未来天然气购进数量、价格和往年同期用气需求情况等，对采购价格进行合理预测。同时建立偏差校核机制，对预测价格与实际采购价格的差异部分，纳入后期联动统筹考虑。

（4）联动公式

首次建立联动机制时，终端销售价格=加权平均采购价格+配气价格联动机制建立后，按实际采购价格联动时，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期

应调未调金额/本期供气量按预测采购价格联动时，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应调未调金额/本期

265供气量±偏差金额/本期供气量

供销差率按照上一年度燃气企业实际供销差量确定，最高不超过4%。

（5）联动幅度限制

居民用气终端销售价格调整应坚持平稳从紧原则，设置上调幅度限制，避免过度增加居民用气负担。各地可考虑当地居民承受能力并参考往年调价情况，设定上调金额或幅度上限，原则上居民用气第一阶梯价格单次上调不得超过0.50元，下调幅度不限。当天然气市场价格持续大幅上涨，可能对居民正常生活和经济平稳运行产生严重不利影响时，应暂时中止联动。本期应调未调金额，可纳入后期联动统筹考虑或分期逐步实施。配气价格调整时，终端销售价格相应调整，不受联动机制限制。

南京市的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，故本次预测期的销售单价按报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与南京洁宁签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测是合理的。

（五）天达胜通-南昌中油

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售业务销售单价的预测过程和预测依据详见关于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（五）”。

南昌中油各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 3.2490 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374

商业用户 元/m3 3.9344 3.8111 3.7156 3.7156 3.7156 3.7156 3.7156

（1）居民用户：居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

266报告期内的政府定价文件：南昌市发展和改革委员会于2024年11月29日发布的《关于联动调整我市管道天然气销售价格的通知》（洪发改价管字[2024]24号）发布的第一阶梯价进行预测。文件通知如下：居民用气阶梯价格制度从2024年12月1日开始执行，第一阶梯气量基数为420（含）立方米以下，销售价格为3.21元/立方米；第二阶梯气量基数为420-660（含）立方米，销售价格为3.53元/立方米；第三阶梯气量基数为660立方米以上，销售价格为4.17元/立方米。

截至本核查意见出具日，南昌中油仍执行上述价格文件。

报告期内，居民用户天然气销售单价变动主要系居民用户第二、三阶梯用气销量占比变动所致。

本次在预测期居民销售单价测算过程中，统一参照政府定价文件，采用2025年居民综合平均单价作为后续年度测算标准，未考虑居民阶梯用气结构变化带来的均价上浮影响，测算口径相对保守，本次居民用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）商业用户：商业用户的销售价格由当地政府价格主管部门负责制定和调整，制定最高销售价格，下浮不限。报告期内及截至本核查意见出具日，南昌市发展和改革委员会发布的南昌市非居民用管道天然气最高销售价格文件情况

详见下表：

政策依据调整情况发布单位发布时间

2024年1月1日至2024年3月31《关于调整我市非居民用日非居民用天然气最高销售价调整2023年12月管道天然气销售价格的通

为4.43南昌市发改委元/立方米（含税），下浮不20日知》限。

2024年9月1日至2024年11月30《关于调整我市非居民用日非居民用天然气最高销售价调整2024年8月管道天然气销售价格的通

为4.12/南昌市发改委元立方米（含税），下浮不28日知》限。

2024年12月1日至2025年2月28《关于联动调整我市管道2024年11月日非居民用管道天然气最高销售价南昌市发改委天然气销售价格的通知》 4.17 /m 29日格调整为 元 3，下浮不限

2025年6月1日至2025年8月31《关于联动调整我市管道2025年5月日非居民用管道天然气最高销售价南昌市发改委天然气销售价格的通知》

格调整为 4.12 元/m 26日3，下浮不限《关于继续执行我市现行非居民用天然气最高销售价格继续2025年8月非居民用天然气销售价格

按4.12南昌市发改委元/立方米（含税）执行。29日的通知》《关于继续执行我市现行非居民用天然气最高销售价格继续南昌市发改委2026年5月

267政策依据调整情况发布单位发布时间

非居民用天然气销售价格按4.12元/立方米（含税）执行。价25日的通知》格执行期为2026年6月1日至2026年8月31日。

报告期内，2025年商业用户天然气平均销售单价较2024年有所回落，主要因2024年执行的政府基准气价处于较高水平抬升了全年均价。未来预测考虑气源供应、成本变化、历史价格疏导及政策调控，未来销售单价较2025年将有所下降，原因一是2025年天然气资源供应充裕，上游综合购进价格下降，带动当年政府定价从上半年4.17元/方下调至下半年4.12元/方，且南昌非居气价高于周边市县，也受区域资源与定价差异影响；二是疫情期间资源短缺推高采购成本，居民气价关乎民生无法调价，导致城燃企业购销倒挂亏损严重，2023年起上调非居气价至4元以上，以此弥补居民端长期倒挂亏损，而随着居民倒挂疏导逐步推进，非居价格回归合理区间；三是结合市场资源行情，定价部门统筹企业经营与用户承受能力，严控调价波动幅度，因此2026年非居气价预测有所下调。综上，本次对于商业用户的销售单价预测是谨慎合理的。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

标的资产南昌中油经营区域为南昌市红谷滩区核心区，当地管道天然气上下游价格联动机制依据南昌市发展和改革委员会2024年8月26日发布的关于印发

《南昌市管道天然气上下游价格联动机制的实施办法》的通知执行，联动机制主要内容为：

（1）联动范围

天然气终端销售价格与城镇燃气企业采购价格（含运输费用）实行联动。采购价格原则上按照同一市县内城镇燃气企业采购的全部气源含税加权平均价格确定，包括管道天然气、液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）等。当采购价格明显高于市场公允价格时，可不予联动或降低联动标准。

268（2）联动周期

居民用气终端销售价格原则上联动调整周期不超过12个月，调整次数最多

1次；非居民用气终端销售价格按3个月为一个联动调整周期。

（3）联动方式

终端销售价格根据采购价格变动相应调整，与上期实际采购价格或当期预测采购价格进行联动。价格低的气源优先保障居民用气。

（4）联动公式

首次建立联动机制时，终端销售价格可按如下公式确定：

终端销售价格=加权平均采购价格+配气价格。

机制建立后，调整终端销售价格按以下公式确定：终端销售价格=上期终端销售价格+价格联动调整额度。

价格联动调整额度=（本期预测加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）

/（1-供销差率）±上期累计应调未调金额及偏差金额。

供销差率最高不超过4%，低于4%的，据实计算。

（5）联动幅度限制

为保持居民用气终端销售价格相对平稳，避免过度增加居民用户负担，考虑当地居民承受能力等因素，设置居民用气价格单次上调幅度上限，原则上不超过每立方米0.5元。当市场价格持续大幅上涨，可能对居民生活和经济平稳运行产生严重不利影响时，可暂时中止联动。应调未调金额纳入后期统筹考虑。

居民用气价格下调及非居民用气价格调整可不设幅度限制。省管输价格和城镇燃气企业配气价格调整时，终端销售价格相应调整，不受联动机制限制；国家和省政策性调整天然气价格，不受联动机制限制。

南昌市的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，故本次预测期的销售单价参考报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与南昌中油签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测

269是合理的。

（六）兴化中油

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售单价的预测过程和预测依据详见关于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（六）”。

兴化中油各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 2.4948 2.7337 2.7337 2.7798 2.7798 2.7798 2.7798

商业用户 元/m3 4.0076 3.9004 3.8417 3.8417 3.8417 3.8417 3.8417

工业用户 元/m3 3.5830 3.6402 3.6381 3.6371 3.6366 3.6368 3.6371

（1）居民用户：居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

报告期内的政府定价文件：兴化市发展和改革委员会于2019年6月21日发布的《市发展改革委关于优化调整居民阶梯气价政策有关事项的通知》（兴发改发[2019]73号），于2022年5月17日发布的《市发展改革委关于优化调整居民阶梯气价政策有关事项的通知》（兴发改发[2022]71号），居民用管道天然气销售价格及分档气量调整为：第一阶梯（年用气量≤400立方米）销售价格2.83元

/立方米；第二阶梯（400立方米〈年用气量≤1000立方米）3.40元/立方米；第

三阶梯（年用气量>1000立方米）4.25元/立方米。调整后的销售价格自2023年

1月1日起执行。

兴化市发展和改革委员会于2024年3月14日发布的《关于调整我市居民用管道天然气销售价格的通知》（兴发改发[2024]14号），居民用管道天然气销售价格调整为：第一阶梯（年用气量≤400立方米）销售价格3.03元/立方米；第二

阶梯（400立方米〈年用气量≤1000立方米）3.64元/立方米；第三阶梯（年用气量>1000立方米）4.24元/立方米。调整后的销售价格自2024年4月1日供（售）气量起执行。截至本核查意见出具日，兴化中油仍执行上述价格文件，兴化市发

270展和改革委员会未发布新的居民用气定价文件。

报告期内，居民用户天然气用气量均处于第一阶梯，居民用气销售单价存在波动，主要原因如下：一是报告期内政府指导价格变动；二是2024年因经营原因兴化中油为部分居民用户提供了少量购气优惠券，导致销售单价低于第一阶梯销售价格。

由于上述优惠券企业经营中处理的偶发性事件引起，后续不会发放，经企业统计剩余居民优惠券较少，出于谨慎原则，本次预测期测算过程中，2026年采用2025年的平均销售单价，2027年以后采用价格文件中规定的第一阶梯销售价格。因此，本次居民用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）工商业用户：工商业用户的销售价格由当地政府价格主管部门负责制

定和调整，制定最高销售价格，下浮不限。工业用气销售为兴化中油核心经营业务。公司针对工业用气客户建立大客户专项管理机制，由市场部实行一户一策、全流程跟踪服务；同时针对部分规模以上工业大客户执行差异化价格优惠政策。

报告期内及截至本核查意见出具日，兴化市发展和改革委员会发布的非居民用管道天然气最高销售价格文件情况详见下表：

政策依据调整情况执行年份发布时间

结合天然气上游价格采购情况，合同内非居民用天然气销售基准价格《关于明确我市2023年-2024年冬供期调整为4.14元/立方米（气源成本

3.22/0.78/2023.11.1-22024年3月非居民用管道天然气销售价格的通知》元立方米、配气价格元024.3.31

[2024]1514日（兴发改发号）立方米、管输价格0.14元/立方米）。

销售价格最高浮动幅度9%，最高不超过4.51元/立方米，下浮不限。

《关于明确兴化中油金路燃气有限公非居民用管道天然气最高销售价格2024.4.1-202024年8月司非居民用管道天然气销售价格的通

[2024]484.16元/立方米，下浮不限。

24.9.3016日知》（兴发改发号）《关于明确非居民用管道天然气销售非居民用管道天然气最高销售价格2024.10.1-22025年1月价格的通知》（兴发改发[2025]6号）4.34元/立方米，下浮不限。024.12.3117日《关于明确非居民用管道天然气销售非居民用管道天然气最高销售价格2025.1.1-202025年4月价格的通知》（兴发改发[2025]34号）4.34元/立方米，下浮不限。25.3.3122日《关于明确非居民用管道天然气销售非居民用管道天然气最高销售价格2025.4.1-202025年7月价格的通知》（兴发改发[2025]54号）4.08元/立方米，下浮不限。25.6.303日《关于明确非居民用管道天然气销售非居民用管道天然气最高销售价格2025.7.1-202025年9月价格的通知》（兴发改发[2025]70号）4.08元/立方米，下浮不限。25.9.3015日《关于明确非居民用管道天然气销售非居民用管道天然气最高销售价格2025.10.1-22025年11价格的通知》（兴发改发[2025]91号）4.25元/立方米，下浮不限。025.12.31月26日

2026.1.1-20《关于明确非居民用管道天然气销售非居民用管道天然气最高销售价格26.3.312026年3月

271政策依据调整情况执行年份发布时间价格的通知》（兴发改发[2026]23号）4.27元/立方米，下浮不限。20日报告期内，商业用户平均销售单价微量下降，主要是因为政府指导价格变动，由于非居民政府指导销售价格一个季度一变，商业用户每个季度销气量占比存在差异，本次评估出于谨慎原则，预测期销售单价采用2025年价格文件的平均销售单价进行测算。报告期内工业用户平均销售单价基本稳定，本次采用2025年的平均销售单价进行测算，预测期工业用户平均销售单价微量波动，主要是由于净额法调整收入占比波动所致。

综上，本次对于工商业用户的销售单价预测是谨慎合理的。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

标的资产兴化中油经营区域为兴化市，当地天然气上下游价格联动机制依据《省发展改革委关于建立健全天然气上下游价格联动机制的实施意见》（苏发改价格发﹝2023﹞989号）和《关于转发泰州市发展改革委〈关于完善泰州市主城区天然气上下游价格联动机制的通知〉的通知》（兴发改发﹝2024﹞34号）执行，联动机制主要内容为：

（1）联动范围终端销售价格与燃气企业采购价格（含通过管道、汽车、船舶等方式的运输费用）实施联动。采购价格原则上按照燃气企业采购的全部气源加权平均价格确定。当采购市场化气源对本地区非居民终端销售价格影响较大时，可按照用户自愿委托的原则，对非居民终端销售价格实行购销价差模式，其购销价差不得高于本地区配气价格。

（2）联动周期

非居民用气终端销售价格原则上按月度或季度联动，居民用气终端销售价格按半年或一年联动。

272（3）联动方式

终端销售价格根据采购价格变动相应调整，与上期实际采购价格或当期预测采购价格进行联动。价格低的气源优先保障居民用气。

按实际采购价格联动的，应严格审核燃气企业购气合同和发票，根据企业实际发生的采购成本计算采购价格。

按预测采购价格联动的，要根据燃气企业已签订合同明确的未来天然气购进数量、价格和往年同期用气需求情况等，对采购价格进行合理预测。同时建立偏差校核机制，对预测价格与实际采购价格的差异部分，纳入后期联动统筹考虑。

（4）联动公式按实际采购价格联动时，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应调未调金额/本期供气量按预测采购价格联动时，终端销售价格=上期终端销售价格+（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1-供销差率）±上期应调未调金额/本期

供气量±偏差金额/本期供气量

供销差率按照上一年度燃气企业实际供销差量确定，最高不超过4%。

（5）联动幅度限制

居民用气第一阶梯价格单次上调不得超过0.50元/立方米，下调幅度不限。

当天然气市场价格持续大幅上涨，可能对居民正常生活和经济平稳运行产生严重不利影响时，应暂时中止联动。本期应调未调金额，可纳入后期联动统筹考虑或分期逐步实施。配气价格调整时，终端销售价格相应调整，不受联动机制限制。

（6）联动程序。

居民用气第一阶梯价格单次上调超过0.30元、非居民用气单次上调超过

1.00元时，适用一般程序，报当地政府审定后实施。天然气价格下调、居民用

气第一阶梯价格单次上调不超过0.30元、非居民用气单次上调不超过1.00元时，适用简易程序，由价格主管部门按联动机制调整终端销售价格，提高联动时效。

兴化市的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，故本次预测期的销售

273单价按报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与兴化中油签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测是合理的。

（七）庆云中油

1、各类业务定价模式、报告期内销售单价及其变动原因、政府定价及指导

价历史变化情况对于天然气销售业务销售单价的预测过程和预测依据详见关于本回复之“问题四、关于评估预测/二/（七）”。

庆云中油各类业务销售单价报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期项目单位

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户 元/m3 2.8051 2.7839 2.7982 2.7982 2.7982 2.7982 2.7982

商业用户 元/m3 3.7242 3.8306 3.8306 3.8306 3.8306 3.8306 3.8306

工业用户 元/m3 3.3205 3.3554 3.3554 3.3554 3.3554 3.3554 3.3554

锅炉采暖用户 元/m3 4.0909 4.0915 4.0909 4.0909 4.0909 4.0909 4.0909

（1）居民用户：居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度。

报告期内的政府定价文件：根据庆云发展和改革局2023年11月1日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2023]105号），自2023年11月1日，现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三

档阶梯价格执行。具体执行价格表如下：第一阶梯销售价格为2.95元/立方米；

第二阶梯销售价格为3.41元/立方米；第三阶梯销售价格为4.09元/立方米。

根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），自2025年11月1日，现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三档阶梯价格执行。具体

执行价格表如下：第一阶梯销售价格为3.05元/立方米；第二阶梯销售价格为3.53

元/立方米；第三阶梯销售价格为4.24元/立方米。

274预测期的政府定价文件：根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），自2025年11月1日，现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三

档阶梯价格执行。具体执行价格表如下：第一阶梯销售价格为3.05元/立方米；

第二阶梯销售价格为3.53元/立方米；第三阶梯销售价格为4.24元/立方米。

报告期内，居民用户天然气销售单价存在波动，主要系居民用户第一、二阶梯用气销量占比变动所致。

本次在预测期居民销售单价测算过程中，统一依据最新政府定价文件规定的

居民第一阶梯气价进行取值，未叠加、预判第二阶梯、第三阶梯增量用气销量带

来的单价提升因素，测算口径相对保守。因此，本次居民用户销售单价预测具备充分的谨慎性与合理性。

（2）工商业用户：工商业用户的销售价格由当地政府价格主管部门负责制

定和调整，制定最高销售价格，下浮不限。工业用气销售为庆云中油的主要经营业务。公司针对工业用气客户建立大客户专项管理机制，由市场部实行一户一策、全流程跟踪服务；同时针对部分规模以上工业大客户执行差异化价格优惠政策。

报告期内及截至本核查意见出具日，庆云县发展和改革局发布的庆云县非居民用管道天然气最高销售价格文件情况详见下表：

政策依据调整情况发布单位发布时间依据天然气销售价格等于购进价格加

配气价格的原则，考虑非居民用户承《关于公布我县取暖季天然受能力，核定2023-2024年取暖季（自庆云县发展2023年11气销售价格的通知》2023年11月1日至2024年3月31和改革局月1日

日）非居民天然气销售价格为不超过

4.5元/立方米。

取暖季天然气销售价格继续执行《关《关于稳定我县取暖季天然于公布我县取暖季天然气销售价格的庆云县发展2024年10气销售价格的通知》通知（庆发改价格[2023】105号）》和改革局月15日文件规定的价格《关于稳定2025从2025年4月1日起我县非居民天然年非取暖季庆云县发展2025年3气销售价格执行非取暖季价格为不超非居民天然气价格的通知》3.77/和改革局月27日过元立方米。

依据天然气销售价格等于购进价格加

配气价格的原则，核定2025-2026年《关于公布我县取暖季天然取暖季（自2025年11月1日至2026庆云县发展2025年10气销售价格的通知》和改革局月29日年3月31日）非居民天然气销售价格

为不超过4.5元/立方米。

275报告期内，2025年商业用户、工业用户天然气平均销售单价均较2024年有所上升，主要是因为非居民政府指导销售价格取暖季和非取暖季不同，取暖季和非取暖季销气量占比存在差异，导致2024年和2025年的平均销售单价略有波动。

综上，本次对于工商业用户的销售单价按照2025年的平均销售单价预测是谨慎合理的。

（3）锅炉采暖用户：锅炉采暖用户的销售定价同工商业用户。报告期内，单价基本维持稳定，本次对于锅炉采暖用户的销售单价按照历史年度平均销售单价预测是谨慎合理的。

2、行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

标的资产庆云中油经营区域为庆云县东环路外延800米以内、南环路外延

1000米以内、西环路外延800米以内、北四环路外延500米以内及严务乡和崔

口镇所辖区域，当地天然气上下游价格联动机制依据德州市发展和改革委员会2020年9月10日发布的《德州市管道天然气价格上下游联动办法》（德发改价格〔2020〕502号）执行，联动机制主要内容为：

（1）联动范围

城镇天然气城市门站价格、销售价格。

（2）联动周期

原则上居民用气销售价格联动周期不少于1年，非居民用气销售价格不少于

3个月。

（3）联动方式

居民用气销售价格与城市门站价格涨跌同向调整，非居民用气销售价格与当地天然气综合城市门站价格涨跌同向调整。

（4）联动公式276居民用气联动价格幅度按下列公式测算：联动价格幅度=（计算期居民天然气城市门站价格-基期居民天然气城市门站价格）÷（1-供销差率）。

居民用气联动价格=基期天然气城市门站价格+居民联动价格幅度+城镇配气价格。

非居民用气联动价格幅度按照下列公式测算：联动价格幅度=（计算期非居民天然气综合城市门站价格-基期非居民天然气综合城市门站价格）÷（1-供销差率）。非居民用气联动价格=基期天然气综合城市门站价格+非居民联动价格幅度+城镇配气价格。

公式用于计算天然气购气价格变动后，居民、非居民用气销售价格联动调整水平。供销差率（管网损耗率）不高于5%。

（5）联动幅度限制在联动周期内居民城市门站价格或非居民当地天然气综合城市门站价格变

动幅度达到或超过8%时，销售价格根据购气价格变动情况进行相应调整，未达到8%时，销售价格不作调整，其加权平均购气价格增减额纳入下一周期累计计算。国家另有规定的，从其规定。

庆云县的最新价格机制政策与报告期内执行政策一致，故本次预测期的销售单价按报告期2025年的销售单价预测是合理谨慎的。

综上，结合各类业务的定价模式，当地的政府定价文件，用户与庆云中油签订的合同，行业最新价格机制政策影响，本次对于各业务类型的销售单价的预测是合理的。

四、结合标的资产报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及

其变动原因，客户合作稳定性及新客户开拓情况，特许经营区域内各类天然气用户及潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，说明天然气销售及代输业务销售数量的预测是否合理、谨慎。

各标的资产天然气销售数量及天然气代输业务销售数量合理性分析如下：

277（一）南通中油

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因

对于天然气销售及天然气代输业务销售数量的预测过程和预测依据详见关

于本回复“问题四、关于评估预测/二/（一）”。

南通中油天然气销售和天然气代输销售数量报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）49517538205562057220586206002061420

居民用净增加用户数（户）430318001600140014001400

户（含公福） 日均用气量（m3/户） 0.44 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38

销售气量（万立方米）747.90723.75766.49790.30811.31830.93850.54

用户数（户）199212220227233239245

商业用净增加用户数（户）1387666

户 日均用气量（m3/户） 32.43 27.60 27.60 27.60 27.60 27.60 27.60

销售气量（万立方米）219.00207.02217.60225.15231.70237.74243.79

用户数（户）213238258274286294300

工业用净增加用户数（户）2520161286

户 日均用气量（m3/户） 2086.69 1823.97 1663.46 1588.59 1536.22 1503.65 1479.28

销售气量（万立方米）15232.8715012.6615057.6315423.6315700.1315916.1316036.13

用户数（户）4222222其他用

户净增加用户数（户）-200000

销售气量（万立方米）671.11675.91680.00680.00680.00680.00680.00

用户数（户）20

CNG 净增加用户数（户） -2

销售气量（万立方米）175.010.00

用户数（户）2111111

代输1净增加用户数（户）-100000

销售气量（万立方米）21353.089374.883000.003000.003000.003000.003000.00

用户数（户）1111111

代输2净增加用户数（户）000000

销售气量（万立方米）9844.808160.597122.497122.497122.497122.497122.49

销售量合计（万立方米）48243.7834154.8026844.2127241.5727545.6327787.2927932.95

278报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销量增长率-29.02%-21.40%1.48%1.12%0.88%0.52%

南通中油报告期和预测期天然气销售量变动情况见下表：

单位：万立方米报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

居民用户销量变动量--24.1542.7423.8121.0119.6219.61

商业用户销量变动量--11.9810.587.556.556.046.05

工业用户销量变动量--220.2144.97366.00276.50216.00120.00

其他用户销量变动量-4.804.09----

CNG 销量变动量 - -175.01 - - - - -

销量变动合计--426.56102.39397.36304.06241.66145.66

注：企业 2025年已暂停 CNG销售业务，本次评估不予预测。

（1）居民（含公福）用户

2025年较2024年居民用户数净增加4303户，受区域城镇化建设、政府老

旧小区燃气改造等城市建设红利，叠加公司管网配套完善等内部经营举措共同作用。

2025年较2024年日均用气量下降，主要是当年冬季平均气温偏高，采暖用

气需求同比大幅减少。

2025年居民用气量723.75万方，较2024年居民用气量747.90万方同比减

少24.15万方，气量下降主要受当年气候因素影响。

（2）工业用户

2025年较2024年工业用户数净增加25户，工业客户规模实现稳步扩容。

外部层面，属地持续深化清洁能源替代政策，大力推进辖区企业煤改气、油改气改造，同时产业园区招商引资落地一批企业，工业用气市场需求持续释放；内部经营层面，公司持续完善产业园区、城郊工业片区市政管网敷设与延伸配套，打通工业项目供气硬件条件，并组建专项市场开拓团队，提前对接企业，提供用气方案定制等配套服务。在外部产业及政策利好、内部管网建设与市场拓客举措的双重推动下，2025年新增工业开户用户，扣除少量关停搬迁销户后，全年工业

279用户实现净增25户。

2025年较2024年日均用气量下降，主要系两方面因素共同影响：一是2025年新增工业用户对全年日均用气量形成摊薄效应；二是大客户金桥油脂调整了用气结构，日均用气量同比下降，拉低了整体日均用气水平。两项因素叠加，导致报告期整体日均用气量同比回落。

2025年工业用气量15012.66万方，较2024年工业用气量15232.87万方减

少了220.21万方，主要系大客户金桥油脂部分用气改用蒸汽替代天然气，对应的天然气销量减少了627.57万方。

（3）商业用户

2025年较2024年商业用户数净增加13户，主要受商户煤改气改造带动，

叠加公司管网配套与便民拓客服务加持，新增开户户数超过当期销户数量，实现净增长。

2025年较2024年日均用气量下降，主要系两方面因素共同影响：一是2025年新增商业用户对全年日均用气量形成摊薄效应；二是商业大客户如皋丽禧酒店

更换经营主体停业装修影响，日均用气量同比下降，拉低了整体日均用气水平。

两项因素叠加，导致报告期整体日均用气量同比回落。

2025年商业用户用气量较2024年减少11.98万方，主要受商业大客户如皋

丽禧酒店更换经营主体停业装修影响，该客户2024年用气量为20.11万方，2025年的用气量为5.17万方，气量同比减少约15万方。

（4）其他用户

报告期内的其他用户销量详见下表：

客户名称项目2024年2025年南通润宏燃气有限公司气量（万立方米）184.65580.70

如皋市益有管道燃气有限公司气量（万立方米）195.9995.21

南通鸿迪能源科技有限公司气量（万立方米）228.46

靖江天力燃气有限公司气量（万立方米）62.01

合计671.11675.91

由上表可见，其他用户均为城市燃气经营企业，报告期内该类用户整体销气

280量2025年较2024年略有上升，合作用户数量由4户减少至2户。其中，客户南

通润宏燃气有限公司报告期内购气规模呈大幅增长态势；客户如皋市益有管道燃

气有限公司的用气需求受季节因素影响较大，冬季用气波动明显、需求稳定性较弱；客户南通鸿迪能源科技有限公司已于2024年10月注销，故此后无业务发生；

客户靖江天力燃气有限公司2024年1月存在少量购气需求，后续未再开展合作。

（5）代输用户

报告期内的代输用户销量详见下表：

客户名称项目2024年2025年海安中油燃气有限责任公司气量（万立方米）20490.289374.88

泰兴中燃燃气发展有限公司气量（万立方米）862.81

代输1合计气量（万立方米）21353.089374.88

海安中油燃气有限责任公司气量（万立方米）9844.808160.59

代输2合计9844.808160.59

报告期内代输用户由2户减少至1户，主要原因为泰兴中燃燃气发展有限公司自2024年7月后已停止代输服务。

2、客户合作稳定性及新客户开拓情况、特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势，及天然气销售及代输业务销售数量的预测合理性分析

南通中油的经营区域如皋市辖3个街道、11个镇：如城街道、城南街道、

城北街道、东陈镇、丁堰镇、白蒲镇、下原镇、九华镇、石庄镇、吴窑镇、江安

镇、搬经镇、磨头镇、长江镇，除了如城街道是如皋市益友燃气有限责任公司的经营区域，其他乡镇均为南通中油的经营区域。

（1）居民用户

经营区域居民用气属于刚性民生需求，客户整体稳定性较强。公司通过持续完善区域燃气管网配套、优化线上线下便民服务、常态化开展入户安检与安全宣传，持续提升居民用气黏性；同时依托成片老旧小区以及农村自建房燃气改造持续开发新增居民用户，新增开户量可充分覆盖少量销户减量。居民用户用气金额较小、气费履约情况良好，存量居民客群留存基础扎实，客户规模具备持续增长的稳定支撑。

281截至本核查意见出具日，居民用户新增工程安装合同涉及的户数为1667户，

其中工程项目未通气涉及的用户1274户，区域内潜在用户尚有7000余户，潜在用气量约100万方。现阶段新房开发量不足，居民用户数新增主要依靠老旧小区改造、农村自建房通气，随着老旧小区燃气配套改造稳步推进，叠加乡村通气工程落地，居民用户将逐步转化，居民用气保持缓慢稳步增长，增长节奏受老旧小区改造、农村管网敷设进度影响较大。本次预测已结合报告期居民用户净新增规模予以审慎考量。

综上，结合公司新增用户安装规划及当前在建配套管网工程进度，预测期居民用户数量将保持增长，本次评估预测期依据2025年日均用气量系数作为测算标准，故预测期居民天然气销售气量逐年增长具备合理性与谨慎性。

（2）工业用户

公司工业用户整体合作稳定，存量重点工业客户均签订长期供气协议，天然气为企业生产刚需能源，合作关系稳固，报告期内无核心大客户终止供气合作情况。年度少量销户主要系小企业关停等客观因素，不存在批量客户因供气服务、价格问题流失情形。公司实行工业客户专人对接服务，实时跟踪企业生产及用能规划，同步持续完善园区管网配套。部分大客户虽调整生产用气结构、日均耗气量有所下降，但用气主体持续留存。结合本次评估对工业用户的前十大客户逐一开展了访谈，其中部分客户存在新增锅炉、二期扩建建厂等扩产用气规划，其余存量大客户暂无用气增量计划，但用气规模可维持报告期现有水平。整体工业用户客群留存基础扎实，稳定性良好。

截至本核查意见出具日，工业用户新增客户16户，其中未通气工业用户11户，区域内潜在工业用户约90个，潜在用气量约2700万方，是未来工业用气规模增长核心储备来源。潜在用户转化及气量释放主要受区域招商引资落地进度、企业投资投产计划、天然气与替代能源比价、环保政策执行力度等外部因素，以及工业片区管网配套建设节奏、市场拓客服务推进效率等内部因素共同影响。从预期变化趋势来看，短期年内根据项目建设进度分批次逐步通气投产，潜在气量平稳分批释放；中长期随着园区项目持续落地、管网配套持续完善、清洁能源替

代政策持续推行，储备潜在工业用户将逐步完成全部转化，潜在用气规模持续兑现，有效支撑公司未来工业用气规模稳步提升。若宏观经济、能源价格出现大幅

282波动，可能延缓客户新增及气量释放节奏。本次预测已结合报告期工业用户净新

增规模予以审慎考量。

因工业大客户金桥油脂自2025年8月起改变用气结构，仅对当年工业销售气量形成阶段性的影响，本次2026年预测已完整覆盖该客户全年用气减量的影响，叠加新增工业用户增量后，2026年预测的工业用户销售气量较2025年仅小幅回升。2027年及以后年度工业气量增长，一方面来源于存量大客户扩产带来的用气增量，另一方面依托新增工业用户贡献气量。预测期工业销售气量随用户数量扩容持续增长是合理的。

综上，本次对于工业用户销售气量的预测2026年小幅回升，2027年实现小幅增长，后续年度增速逐步放缓，整体测算具备合理性与谨慎性。

（3）商业用户

经营区域内商业用户整体合作稳定，存量商业客户主要以企业食堂、餐饮、酒店为主，商业业态均存在持续用气刚需，管道燃气综合使用优势明显，客户主动弃用燃气情况较少。年度少量销户主要系商铺转让、个体门店经营关停等服务业正常迭代，不存在因供气服务、气源供应问题导致的批量客户流失。针对商业大客户，公司实行常态化上门对接服务，及时跟进商户经营及设备改造需求，维系长期合作；同时新增沿街商铺持续落地带来新增开户，新增客户规模可对冲存量门店自然关停减量，商业用户整体客群留存平稳。

截至本核查意见出具日，商业用户新增客户14户，其中未通气商业用户3户，区域内潜在商业用户大约55个，潜在用气量约55万方。伴随政府瓶改管政策持续加码，小型商铺用气需求将持续释放，企业食堂管道改造潜力充足，为潜在商业客户进一步带来增量，整体商业用气长期呈稳步增长态势，仅受餐饮经营行情小幅扰动。本次预测已结合报告期商业用户净新增规模予以审慎考量。

综上，综合存量商业客户用气需求及预测期新增商户拓展计划，预测期商业用户的销售气量随着新增用户数实现稳步增长是合理的。

（4）其他用户

其他用户亦是城市燃气经营企业，其终端客户亦是居民用户、工商业用户，用气需求具备长期持续性，短期波动仅为季节性特征，双方合作不存在终止的实

283质性风险，依托下游稳定终端用气刚需，南通中油与南通润宏燃气有限公司和如

皋市益有管道燃气有限公司的合作持续性具备充分支撑。

本次预测期对其他用户的销售气量维持2025年水平稳定预测，未考虑新用户的增加，亦未考虑存量用户的购气需求增长，因此本次其他用户销售气量预测具备谨慎性与合理性。

（5）代输用户

代输客户海安中油燃气有限责任公司亦是城市燃气经营企业，其终端客户亦是居民用户、工商业用户及其他用户，用气需求具备长期持续性，双方合作不存在终止的实质性风险，依托下游稳定终端用气刚需，海安中油作为批发客户的合作持续性具备充分支撑。

报告期内代输用户的销售气量大幅度减少主要原因系其一个终端客户海安

新奥燃气有限公司2025年已建成自己的门站接口，可自行向上游购买管输天然气，与其相关的管道输送服务销气量随之减少。

本次2026年预测已充分考量海安中油燃气有限责任公司的终端客户海安新

奥燃气有限公司气量下滑，2027年及以后年度相关预测规模维持2026年水平不变，故本次对于天然气代输业务销量的预测是谨慎合理的。

（二）甘河中油

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因

对于天然气销售及天然气代输业务销售数量的预测过程和预测依据详见关

于本回复“问题四、关于评估预测/二/（二）”。

甘河中油各类业务销售数量报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）735745745745745745745净增加用户数1000000居民用户

日均用气量（m3/户） 3.40 4.17 4.14 4.14 4.14 4.14 4.14

销售气量（万立方米）91.20112.66112.64112.64112.64112.64112.64

商业用户用户数（户）53535353535353

284报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

净增加用户数000000日均用气量（m3/户） 22.53 22.19 22.19 22.19 22.19 22.19 22.19

销售气量（万立方米）43.5842.9142.9342.9342.9342.9342.93

用户数（户）39403939393939

净增加用户数1-10000工业用户

日均用气量（m3/户） 4759.97 5323.43 5408.66 5530.16 5603.22 5603.22 5603.22

销售气量（万立方米）6775.817772.207699.237872.187976.187976.187976.18

加气站-CNG 销售气量（万立方米） 41.54 34.28 30.00 25.00 20.00 20.00 20.00

加气站-LNG 销售气量（万立方米） 120.86 97.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

天然气销售量（万立方米）7072.998059.077984.808152.758251.758251.758251.75

天然气代输量（万立方米）56155.7055956.8052000.0052000.0052000.0052000.0052000.00

（1）居民用户

2025年较2024年居民用户数净增加10户，为尚未通气的存量居民开通用气。2025年较2024年单户用气量增加，主要因为居民增加壁挂炉等导致用气量增加。2025年居民用气量112.66万方，较2024年居民用气量91.20万方同比增加21.46万方，主要是因为单户用气量增加以及用户数增加导致。

（2）商业用户

2025年较2024年商业用户未发生变动，2025年单户用气量较2024年减少，

属于商户正常经营波动，2025年商业用气量43.58万方，较2024年商业用气量

42.91万方同比减少0.67万方，变动较小，属于正常经营用气波动。

（3）工业用户

2025年工业用气量7772.20万方，较2024年工业用气量6775.81万方增加

了996.39万方，主要原因为部分大客户因生产需要导致用气量增加，而工业用户较为稳定，2025年较2024年工业用户数仅增加1户，故平均单户用气量增加。

（4）加气站-CNG

2025年加气站 CNG 销量 34.28 万方，较 2024 年加气站 CNG 销量 41.54 万

方下降了 7.25万方，主要系甘河工业园区内 CNG需求用车减少所致。甘河工业

285园区内 CNG需求用车主要为办公或者私家车辆，受新能源汽车快速发展和 CNG

汽车市场萎缩的影响，园区内 CNG需求用车减少，加气站 CNG销量下降。

（5）加气站-LNG

2025年加气站 LNG销量 97.00万方，较 2024年加气站 LNG销量 120.86万

方下降了23.85万方，主要系甘河工业园区内工业景气度短暂下行，园区内从事工业产品及原料运输的 LNG重卡及货运车辆需求减少所致。

（6）代输用户

报告期内，甘河中油的代输业务客户未发生变化，2025年代输气量增加主要是客户的产量增加导致耗能增加，故代输气量增加。

2、客户合作稳定性及新客户开拓情况，特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，及天然气销售及代输业务销售数量的预测合理性分析

（1）居民用户及商业用户

甘河中油经营区域为甘河工业园区，园区以电解铝、锌铜冶炼、大型复合肥化工等企业为主体，辅以部分商业服务业及公共服务类企事业单位，园区内居民生活及商业经营区域稳定，故居民用户及商业用户稳定，截至本核查意见出具日，甘河中油居民用户及商业用户均未发生变动。

园区内居民用户及商业用户市场已经饱和，居民生活及商业经营稳定，故预测期内居民用户及商业用户与报告期保持一致，总用气量参考2025年单用户平均用气量进行预测。

综上，结合园区内居民及商业市场的饱和及稳定情况，预测期居民及商业用户天然气销售气量维持稳定具备合理性与谨慎性。

（2）工业用户及代输用户

甘河工业园区燃气经营权由甘河中油和华润燃气共同取得，甘河中油的经营区域与管道敷设集中在园区东区，园区东区工商业总用气户数130余家，甘河中油约占70%，园区现有市场已接近饱和。

“十四五”期间，甘河工业园区规模以上工业总产值累计达3539亿元，年

286均增长率达17.83%。在产业体系日趋成熟、企业生产运营稳定的背景下，现有

客户用气需求具备较强刚性，客户黏性较高，流失风险极低。甘河中油与大客户签订的燃气供应合同周期为五年，长期合同模式进一步锁定了客户关系，客户持续签约率达100%，充分体现了客户对供气服务的高度认可。截至本核查意见出具日，甘河中油工业用户及代输客户均未发生变动，无新增客户，亦无客户流失。

2026年，甘河工业园区聚焦合金新材料、氟化工、碳纤维应用等高附加值领域，持续强化招商引资。上半年，园区已储备年度重点招商项目32项，总投资约260亿元；同时储备“十五五”招商项目百余项，总投资规模达605亿元。

2026年1月，园区成功引进青海硅基新材料科技有限公司硅碳高性能纳米新材

料一体化项目（总投资19亿元）及成都蜀虹装备制造股份有限公司低氧铜杆连

铸连轧项目（总投资3亿元），合计总投资22亿元。目前，硅基公司项目已完成备案，正全力推进用地等前期工作；蜀虹公司项目已完成企业注册，为完善产业链条、提升产业集聚效应注入了新活力。

本次评估已对工业用户的大客户进行了访谈，其中部分客户2026年-2027年产量增加达到满产，部分客户计划增加生产工序预计用气量增加，其余存量大客户暂无用气增量计划，但用气规模可维持报告期现有水平。

2026年工业气量下降主要是因为其中一个工业客户未来存在不确定性，本

次出于谨慎原则预测期未将该客户销气量纳入，2027年及2028年工业气量少量增长，主要因为存量大客户扩产带来的用气增量。同时，出于谨慎考虑，本次评估测算仅基于园区现有客户进行预测，未将后续尚未明确入驻工业园区的新企业所带来的用气增量纳入考量，故预测期工业销气量整体测算具备合理性与谨慎性。

对于代输客户，参考报告期输气量情况，测算仅基于园区现有客户进行预测，预测期保守按照2024年的输气量进行预测，具备合理性与谨慎性。

（3）加气站 CNG业务

甘河工业园区内 CNG需求用车主要为办公或者私家车辆，2026年 1-5月，加气站 CNG销量为 14.69万方，2025年 1-5月加气站 CNG销量为 14.52万方，两年同比基本保持稳定。

预测期加气站 CNG 销量考虑了新能源汽车保有量持续增长对 CNG 汽车的

287替代效应、CNG 汽车“油改气”政策收紧导致的新增车辆减少、油气价差收窄

带来的 CNG经济性优势减弱，以及园区内办公及私家车辆电动化转型趋势等因素，结合报告期加气站 CNG 销量的走势情况，预计预测期内加气站 CNG 销量将持续下降并达到稳定水平，结合 2026年 CNG实际销售情况，加气站 CNG销量预测具备谨慎性与合理性。

（4）加气站 LNG业务

甘河工业园区内LNG需求用车主要为从事工业产品及原料运输的LNG重卡

及货运车辆，2026 年 1-5月，加气站 LNG销量为 40.09万方，2025 年 1-5月加气站 LNG销量为 36.64万方，2026年同比增加 9.42%。

随着经济逐步复苏向好，园区内工业企业生产经营情况有所改善，货运需求预计将随之回暖，LNG重卡及货运车辆的用气需求较 2025年止跌企稳。结合报告期加气站 LNG 销量的走势情况及园区经济复苏预期，预计预测期内加气站LNG销量将趋于稳定。

本次预测期加气站 LNG销量考虑了园区工业经济复苏带动的货运需求恢复、

LNG重卡保有量在当前市场环境下的稳态水平，以及经济逐步好转对物流运输需求的支撑作用等因素，预计未来加气站 LNG销量将维持在 2025年的水平，因此本次加气站 LNG销量预测具备谨慎性与合理性。

（三）中油珠海-扬州中油

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因

对于天然气销售及天然气代输业务销售数量的预测过程和预测依据详见关

于本回复“问题四、关于评估预测/二/（三）”。

扬州中油各类业务销售数量报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）12976136851398514285145851488515185

净增加用户数（户）/709300300300300300居民用

户 日均用气量（m3/户） 0.43 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42销售气量（万立方206.00211.63213.95218.59223.23227.87232.51米）

288报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）787596114126136146

净增加用户数（户）/-32118121010商业用

户 日均用气量（m3/户） 27.49 29.41 23.51 20.63 19.17 18.08 17.15销售气量（万立方78.2780.5182.3985.8288.1589.7591.40米）

用户数（户）53514952525252

净增加用户数（户）/-2-23000工业用

户 日均用气量（m3/户） 4290.32 3350.98 3771.53 3718.99 3844.82 3899.74 3903.34销售气量（万立方8299.626237.846745.387058.647297.477401.717408.54米）

用户数（户）4444444

其他用净增加用户数（户）/000000户销售气量（万立方24.0527.1927.1927.1927.1927.1927.19米）

用户数（户）3.002.002.002.002.002.002.00

代输1净增加用户数（户）/-100000销售气量（万立方1966.632435.072508.122583.362609.192609.192609.19米）

天然气销售量合计（万立方米）10574.578992.249577.039973.6110245.2310355.7110368.83

销量增长率-14.96%6.50%4.14%2.72%1.08%0.13%

扬州中油报告期和预测期天然气销售量变动情况见下表：

单位：万立方米报告期内预测期类别项目2024202520262027202820292030年年年年年年年

居民用户销量变动量-5.632.324.644.644.644.64

商业用户销量变动量-2.241.883.442.331.591.65

工业用户销量变动量--2061.78507.54313.26238.82104.256.83

其他用户销量变动量-3.140.000.000.000.000.00

非居民-代

销量变动量-468.4373.0575.2425.830.000.00输

销量变动合计--1582.33584.79396.58271.62110.4813.12

（1）居民用户：2025年居民用气量211.63万方，较2024年居民用气量206.00

万方同比增加5.63万方，报告期居民用气总量上升主要由于新增用户数的增长；

报告期内日均用气量总体较为稳定。2025年居民平均用气量较2024年存在一定

289的下降，主要原因为当地2025年冬季气温整体偏高，采暖用气需求较2024年明显减少。

（2）工业用户：2025年工业用户数量较2024年净减少2户，用户流失主

要源于相关产业政策调整与企业自身经营困难而停止用气；本次销户中，江苏华电扬州中燃能源有限公司作为重点大客户，受政策调整影响销户，该部分大额用气需求减少，其余新增及销户用户均为体量偏小的工业企业，头部核心工业客户群体保持稳定，未出现批量重点客户流失情况。

2025年工业用气量6237.84万方，较2024年工业用气量8299.62万方减少

了2061.78万方，主要系大客户江苏华电扬州中燃能源有限公司因产业规划调整，将原有天然气锅炉蒸汽设备扩建为分布式能源热电联产并申请了发电天然气指标，导致直接供气方式于2025年变更为管道代输模式而减少用气1143.04万方；

江汉纺织及马力纺织等客户部分用气改用蒸汽，造成工业用户天然气销量减少

247.85万方。上述客户供气结构的变化仅对当年销售气量形成阶段性影响。

2025年公司日均用气量较2024年出现明显下滑，核心受多家长期稳定用气

客户气量收缩、停止供气影响：一是重点大客户江苏华电扬州中燃能源有限公司

受政策调整影响销户，该部分大额用气需求减少；二是扬州悦之达能源工程有限公司（终端客户为华伦化工）因环保管控要求存在临时性停产，用气规模大幅缩减；三是江汉纺织、马力纺织等纺织类企业调整了自身能源结构，直接减少燃气消耗。多重大额用气客户气量减量叠加，最终造成全年日均用气量同比显著下降。

（3）商业用户：2025年商业用户数量较2024年净减少3户，本次销户流

失的均为片区中小型餐饮、沿街零散商铺，不存在大型酒店、餐馆等核心用气客户流失；片区持续有新增零散商铺开户补充客源，整体核心商业客群基础稳定。

2025年商业用户总用气量较2024年增加2.24万方，日均用气量由27.4914

方提升至29.4111方；其中前六大核心商业用户2025年用气量同比减少0.75万方，主要原因综合如下：大型酒店、餐馆等头部商业客户受消费行情波动、自身经营等因素影响，用气总量有所下滑；片区大量中小餐饮、沿街商铺经营回暖，单户用气需求提升，另一方面年度持续新增零散商业商户形成稳定用气增量，最终实现全年商业总用气量、日均用气量同比同步上涨，整体商业用气规模保持增

290长态势。

（4）其他用户：报告期内的其他用户销量详见下表：

客户名称项目2024年2025年扬州市江都区大桥镇敬老院气量（立方米）5845.006200.00

扬州市江都区消防救援大队气量（立方米）1602.001727.00

扬州市江都沿江开发有限公司气量（立方米）231046.00261773.00

中华人民共和国扬州出入境边防检查站气量（立方米）2053.002233.00

合计240546.00271933.00

由上表可见，报告期内其他用户销气量的变动主要是扬州市江都沿江开发有限公司用气数量的增长所致，其用气需求受季节因素影响较大，冬季用气波动明显、需求稳定性较强。本次预测期对其他用户的销售气量维持2025年水平稳定预测，未考虑增长，因此本次其他用户销气量预测具备谨慎性与合理性。

（5）代输用户：扬州中油代输用户分为管输及代输，其中管输业务为扬州

中油为泰州中石油昆仑燃气有限公司提供的天然气管输服务，根据合同约定的金额结算；代输业务为扬州中油为部分客户代输的天然气并取得的收入。

2024年2025年

代输客户销量（万立方米）销量（万立方米）

扬州市开达气体有限公司（龙川钢管）556.470.00

扬州悦之达能源工程有限公司（中天管桩）190.99156.66

扬州悦之达能源工程有限公司（龙川钢管）1219.172278.40

合计1966.632435.07

报告期内扬州市开达气体有限公司2025年不再供气，其客户均转为扬州悦之达能源工程有限公司。代输用户的销气量增长主要原因系扬州悦之达能源工程有限公司终端客户龙川钢管经营情况较好，2025年扩产及新厂房投入使用导致相关用气量增长。

2、客户合作稳定性及新客户开拓情况、特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，及天然气销售及代输业务销售数量的预测合理性分析

扬州中油已取得了扬州市江都区住房和城乡建设局颁发的《燃气经营许可证》（许可证编号：苏 202210030007G），特许经营权行使地域范围为扬州市江都区

291现行行政管辖区域内沿江开发区范围，东至泰州引江河，南至长江、夹江，西与

仙女镇接壤，北至老宁通高速（除仙女镇段）。江都区沿江开发区位于大桥镇，是省级经济开发区及重要的沿江工业重镇，已形成特种材料、特种船舶、特种医化3个百亿级产业集群，主导产业为船舶制造及配套件、特钢生产加工。

（1）居民用户

经营区域当前以工业产业为核心功能，现有居民用户体量有限，历史居民用气量偏低，居民用气仅占公司总气量约3%，存量居民用户基数小、单户用气规模平稳，短期对整体供气规模贡献有限。居民用气属于刚性民生需求，客户整体稳定性较强。当前居民新客户开拓主要依托新建产业项目配套员工宿舍、人才公寓，中长期受益于片区产城融合规划下沿江产业居住组团、商品住宅地块持续出让，存在稳定的潜在居民开户增量，但片区以工业发展为核心，居住用地供给节奏受限、生活配套尚在完善，会约束居民用户增长速度；同时依托成片老小区以及农村自建房燃气改造持续开发新增居民用户；受产业导入带来的需求，中长期居民用户将保持一定的增长，但居民用气始终作为工业供气的补充板块，整体占比仍维持在较低水平。

截至本核查意见出具日，短期内居民用户新增涉及的户数为650户，潜在用气量7万方，主要是大桥镇长江社区、嘶马村等居民用户，未来5年内存量小区潜在用户尚有1500余户。现阶段新房开发量不足，居民用户数新增主要依靠老旧小区改造、农村自建房通气，随着老旧小区燃气配套改造稳步推进，叠加乡村通气工程落地，居民用户将逐步转化，居民用气保持缓慢稳步增长，增长节奏受老旧小区改造、农村管网敷设进度影响较大。本次预测已结合报告期居民用户净新增规模予以审慎考量。

综上，结合公司新增用户安装规划及当前在建配套管网工程进度，预测期居民用户数量将保持持续增长，本次评估预测期依据2025年日均用气量系数作为测算标准，故预测期居民天然气销售气量逐年增长具备合理性与谨慎性。

（2）工业用户

公司工业用户整体合作基础扎实，存量重点工业客户均签订长期供气协议，天然气为企业生产刚需能源，合作关系整体稳固；报告期内仅少部分客户因产业

292政策调整、生产端能源转型等客观原因终止供气合作，未出现批量客户因供气服

务、气价问题流失情形。公司实行工业客户专人对接服务，实时跟踪企业生产及用能规划，同步持续完善园区管网配套。部分存续大客户虽调整生产用气结构、日均耗气量有所波动，但用气主体持续留存。结合本次评估对工业用户部分大客户开展了访谈，其中部分客户存在新增锅炉、二期扩建、厂区搬迁等扩产用气规划；其他客户结合自身实际产能及用气安排，在现有产能规划框架内，其天然气消耗量预计呈小幅增减或基本维持报告期现有水平。整体工业用户客群留存稳定，抗流失能力较强。

目前全球天然气市场正从“卖方市场”转向“买方市场”，供应将趋于宽松，这意味着扬州中油未来采购成本可能获得更多优化空间，同时下游工业用户（尤其是大客户）的议价能力也可能增强。国内天然气消费进入“减速但优化”的增长期，虽然“煤改气”等一次性红利见顶，但高端制造等新质生产力领域，正成为工业用气新的、稳定的增长点，同时扬州中油特许经营范围内造船企业、钢管制造上下游企业等传统制造业近年来效益趋好，整体用气量增长明显。

截至本核查意见出具日，工业用户尚在开发用户3户，潜在用气量约80万方，长期来看区域内潜在工业用户大约9个，潜在用气量约1000余万方，是未来工业用气规模增长核心储备来源。潜在用户转化及气量释放主要受区域招商引资落地进度、企业投资投产计划、天然气与替代能源比价、环保政策执行力度等

外部因素，以及工业片区管网配套建设节奏、市场拓客服务推进效率等内部因素共同影响。从预期变化趋势来看，短期年内根据项目建设进度分批次逐步通气投产，潜在气量平稳分批释放；中长期片区新增产业项目尚处于招商引资前期阶段，暂未实现落地投产，结合客户访谈情况，此类远期项目实际落地投产、转化为用气客户存在较强不确定性；出于评估审慎性原则，本次测算未纳入该类远期招商项目对应的工业用气增量。本次预测已结合报告期工业用户净新增规模予以审慎考量。

2026年及以后年度工业气量增长，一方面来源于存量大客户扩产带来的用

气增量及新厂区投入使用，另一方面依托新增工业用户贡献气量。同时，本次新增工业用户测算仅基于现有潜在意向客户预估，未纳入后续招商引资引入新企业带来的用气增量，预测期工业销气量随用户数量扩容持续增长是合理的。

293综上，本次对于工业用户销气量的预测2026年实现小幅增长，后续年度增

速逐步放缓，整体测算具备合理性与谨慎性。

（3）商业用户

经营区域内商业用户整体合作稳定，存量商业客户主要以企业食堂、餐饮、酒店为主，商业业态均存在持续用气刚需，管道燃气综合使用优势明显，客户主动弃用燃气情况较少。年度少量销户主要系商铺转让、个体门店经营关停等服务业正常迭代，不存在因供气服务、气源供应问题导致的批量客户流失。针对商业大客户，公司实行常态化上门对接服务，及时跟进商户经营及设备改造需求，维系长期合作；同时新增沿街商铺持续落地带来新增客户，新增客户规模可对冲存量门店自然关停减量，商业用户整体客群留存平稳。

截至本核查意见出具日，尚未存在商业用户的变动，根据扬州市住房和城乡建设局发布的《关于持续推进餐饮等公共场所“瓶改管”、“气改电”的实施方案》，结合瓶改气商户统计表及相关资料，2026年计划开发用户预计30户，潜在用气量为1万方；区域内整体潜在商业用户200余户，根据企业走访存在改造意愿的商户约110户。伴随政府“瓶改管”、“气改电”政策持续加码，结合商户统计表及相关资料，小型商铺用气需求将持续释放，为潜在商业客户进一步带来增量，整体商业用气长期呈稳步增长态势，仅受餐饮经营行情小幅扰动。本次新增商业用户的预测，结合瓶改气商户台账、配套资料以及企业现场走访获取的用气预估数据综合测算，新增用气客户以乡镇小型餐馆、小吃店为主，此类小微商业业态经营规模有限，单户日均耗气量整体偏低，因此商业用户预测期整体日均用气量将呈现下行趋势。本次预测已结合报告期商业用户及用气量净新增规模予以审慎考量。

综上，综合存量商业客户用气需求及预测期新增商户拓展计划，预测期商业用户的销售气量随着新增用户数实现稳步增长是合理的。

（4）其他用户

其他用户为政府机关单位等，用气需求具备长期持续性及稳定性，短期波动仅为季节性特征，双方合作不存在终止的实质性风险。

本次预测期对其他用户的销售气量维持2025年水平稳定预测，未考虑新用

294户的增加，亦未考虑存量用户的购气需求增长，因此本次其他用户销售气量预测

具备谨慎性与合理性。

（5）代输用户

扬州中油的天然气代输服务客户系城市燃气经营企业，服务单价按扬州中油与客户签订的合同约定的单价执行。其终端客户亦是工业用户，用气需求具备长期持续性，双方合作不存在终止的实质性风险，依托下游稳定终端用气刚需，扬州悦之达能源工程有限公司作为批发客户的合作持续性具备充分支撑。

本次2026年预测已充分考量扬州悦之达能源工程有限公司的终端客户气量增长，2028年及以后年度相关预测规模维持2028年水平不变，故本次对于天然气代输业务销量的预测是谨慎合理的。

（四）天达胜通-南京洁宁

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因对于天然气销售数量的预测过程和预测依据详见关于本回复“问题四、关于评估预测/二/（四）”。

南京洁宁各类业务销售数量报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）55591603446084461344618446224462644净增加用户数4753500500500400400居民（户）用户日均用气量

m3 0.38 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35（ ）销售气量（万731.50743.92777.62784.04790.46796.23801.36立方米）

用户数（户）164228240252262272282净增加用户数641212101010商业（户）用户日均用气量

m3 37.20 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19（ ）销售气量（万219.95173.07206.62217.22226.93235.76244.59立方米）

用户数（户）126128130132134136138工业用户净增加用户数222222

（户）

295报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

日均用气量

m3 731.44 673.53 616.77 616.59 613.15 604.94 596.97（ ）销售气量（万3363.883146.722926.592970.732998.923002.923006.92立方米）

用户数（户）22232323232323净增加用户数100000公福（户）用户日均用气量

m3 33.38 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05（ ）销售气量（万23.7518.9319.3519.3519.3519.3519.35立方米）

天然气销售业务4339.084082.633930.183991.344035.664054.264072.22

销气量合计（万立方米）

（1）居民用户

2025年较2024年居民用户数净增加4753户，受区域城镇化建设、政府老

旧小区燃气改造等城市建设红利，叠加公司管网配套完善等内部经营举措共同作用。

2025年较2024年日均用气量下降，主要原因系新增用户初期用气量尚未充分释放，待用户用气习惯及经营状况稳定后，预计日均用气量可维持在当前水平。

2025年居民用气量743.92万方，较2024年居民用气量731.50万方同比增

加12.42万方，报告期居民用气总量上升主要系居民用户数增加。

（2）工业用户

2025年较2024年工业用户数净增加2户，工业客户规模实现稳步扩容。南

京洁宁的特许经营区域为南京市溧水经济开发区，园区以制造业为主、服务业为辅，集聚形成以新能源汽车、智能制造装备、智能家居、新医药与生命健康为特色的主导产业，招商引资落地一批企业，工业用气市场需求持续释放；内部经营层面，公司持续完善产业园区、城郊工业片区市政管网敷设与延伸配套，打通工业项目供气硬件条件，并组建专项市场开拓团队，提前对接企业、技改项目，提供用气方案定制等配套服务。2025年全年工业用户实现净增2户。

2025年较2024年日均用气量下降，主要系两方面因素共同影响：一是2025年新增工业用户对全年日均用气量形成摊薄效应；二是大客户南京市欣旺达新能

296源有限公司调整了产品结构同时产量下降，日均用气量同比下降，拉低了整体日均用气水平。两项因素叠加，导致报告期整体日均用气量同比回落。

2025年工业用气量3146.72万方，较2024年工业用气量3363.88万方减少

了217.16万方，主要原因系大客户南京市欣旺达新能源有限公司因2025年产品结构调整同时产量较2024年下降，从而用气量减少281万方。

（3）商业用户

2025年较2024年商业用户数净增加64户，主要受商户煤改气改造带动，

叠加公司管网配套与便民拓客服务加持。

2025年较2024年日均用气量下降，主要系两方面因素共同影响：一是2025年新增商业用户对全年日均用气量形成摊薄效应；二是部分商业用户的部分用气

更换供热方式，天然气用气量出现不同程度缩减，该类客户日均用气量同比下滑。

两项因素叠加，导致报告期整体日均用气量同比回落。

2025年商业用户用气量较2024年减少46.89万方，主要原因是南京蒙迪塞

罗酒店管理有限公司、南京市溧水区皓为大酒店、溧水区爱琴故事酒店、溧水区

海之星洗浴休闲中心等商业客户更换了部分供热方式，导致减少用气量17.87万方；南京市溧水区柘塘中心卫生院因2025年受天气暖冬的影响导致减少用气量

5.93万方；2024年财务确认口径差异导致减少用气量14.82万方。

（4）公福用户

2025年较2024年公福用户数净增加1户，主要受煤改气改造带动新增。

2025年较2024年日均用气量下降，主要系两方面因素共同影响：一是2025年新增公福用户对全年日均用气量形成摊薄效应；二是部分用户更换了供热方式，减少了天然气用气量，拉低了整体日均用气水平。两项因素叠加，导致报告期整体日均用气量同比回落。

2025年公福用气量52.83万方，较2024年公福用气量73.57万方同比减少

20.74万方，主要系区域部分学校更换了供热方式，用气量较同期减少。

2972、客户合作稳定性及新客户开拓情况、特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，及天然气销售数量的预测合理性分析

南京洁宁燃气有限公司特许经营区域为南京市溧水经济开发区，区域行政面积138平方公里，公司市政管网超160公里，管网覆盖率约85%，区域城镇化率达82%，城镇化发展成熟、基础设施配套完善。区域常住人口基础稳固、产业规划明确、清洁能源替代政策持续落地，公司依托独家特许经营优势，下游各类用气客户刚需属性突出、合作稳定性较强，存量用户底盘扎实、增量储备清晰。结合区域人口基数、用户渗透率、产业投资规划、替代能源竞争格局，对公司居民、工业、商业、其他用户经营稳定性、潜在增量、影响因素及预测期气量变化趋势

分析如下：

（1）居民用户

公司经营区域常住人口基数稳定，截至2026年5月底，区域常住居民约15万人，叠加商业、办公流动人口，区域日均总人口约17.5万人，居民用气属于刚性民生需求，客户整体稳定性极强。公司依托区域完善的市政管网体系，持续推进网格化安全运维、常态化入户安检与燃气安全宣传，联动小区物业开展通气推广与用户服务优化，持续强化居民用户用气黏性；同时持续推进老旧小区改造、零散住户瓶改气工程，稳步挖掘存量未通气用户潜力，存量用户销户减量规模极小，新增开户可充分覆盖自然减量，居民客群留存基础稳固。

截至本核查意见出具日，居民用户新增工程安装合同涉及的户数为58户，潜在用气量约0.74万方。剩余未通气用户主要为长期空置房源、零散出租住户、户型老旧住宅及少量瓶装液化气用户，无大规模未开发空白住宅资源。根据溧水经开区最新规划，该区域不再布局大型商品住宅，新增居住配套以产业租赁型公寓、企业自建宿舍为主，规划租赁公寓合计3000套，为未来居民气量小幅增长提供有限增量支撑。本次预测已结合报告期居民用户净新增规模予以审慎考量。

综上，结合公司新增用户安装规划及当前在建配套管网工程进度，预测期居民用户数量将保持增长，本次评估预测期依据2025年日均用气量系数作为测算标准，故预测期居民天然气销售气量逐年增长具备合理性与谨慎性。

298（2）工业用户

公司经营区域产业基础雄厚、工业底盘扎实，溧水经开区聚焦四大制造业集群，产业定位高端、企业质量优质，工业用气为企业生产刚需，整体客户合作稳定性良好。区域内现有工业企业620余户，存量规上工业客户均建立常态化专属对接服务机制，实时跟踪企业生产经营、产能规划及用能调整情况，持续完善工业园区管网配套，保障企业稳定供气。报告期内公司无核心工业大客户终止合作、批量流失情形，少量用户气量波动主要源于企业产能调整、生产线优化等正常生产经营变动，不存在因供气服务、气源价格、供应稳定性问题导致的客户流失。

受区域集中供热替代影响，2021年大唐南京热电投产后，部分大型食品、制造企业改用管道蒸汽替代自建燃气锅炉，2022年工业气量减量影响达到峰值，

2024年后存量替代减量已充分出清，2025年区域工业用气市场已企稳回升，替

代带来的业绩下行压力已基本消除。虽然部分存量大客户阶段性调整用气结构、日均耗气量小幅回落，但核心生产主体持续留存，合作关系稳固。

截至本核查意见出具日，工业用户新增客户2户，潜在用气量约49万方，长期区域内潜在工业用户大约10个，为未来工业用气增量的核心储备来源。潜在用户转化及气量释放主要受区域招商引资落地进度、企业投资投产计划、天然

气与替代能源比价、环保政策执行力度等外部因素，以及工业片区管网配套建设节奏、市场拓客服务推进效率等内部因素共同影响。从预期变化趋势来看，短期年内根据项目建设进度分批次逐步通气投产，潜在气量平稳分批释放；中长期随着园区项目持续落地、管网配套持续完善、清洁能源替代政策持续推行，储备潜在工业用户将逐步完成全部转化，潜在用气规模持续兑现，有效支撑公司未来工业用气规模稳步提升。若宏观经济、能源价格出现大幅波动，可能延缓客户新增及气量释放节奏。本次预测已结合报告期工业用户净新增规模予以审慎考量。

本次预测谨慎考虑2026年会有小幅下降，结合企业了解，大客户南京市欣旺达新能源有限公司承接华东储能大单，随着产能释放，用气量也会回升，叠加工业用户持续拓展，2027年后整体销气量将逐年小幅上升。

（3）商业用户

公司经营区域商业业态丰富、用气需求稳定，存量商业用户主要为连锁餐饮、

299大中型酒店、企业食堂等，均具备持续稳定的经营与用气刚需，管道燃气相较瓶

装气、电气化设备具备安全、稳定、经济的综合优势，客户主动弃用管道燃气的概率极低。区域商业用户年度少量销户仅为个体商铺转让、小微门店正常经营迭代，不存在因供气服务、气源供应、价格问题引发的批量客户流失，整体客群留存平稳。

截至本核查意见出具日，商业用户尚在开发用户15户，潜在用气量约13.24万方，长期区域内潜在商业用户大约54个。截至2026年1-5月，商业用户的销气量已达155万方，占2026年全年预测商业用气量的75.40%。伴随政府瓶改管政策持续加码，小型商铺用气需求将持续释放，企业食堂管道改造潜力充足，为潜在商业客户进一步带来增量，整体商业用气长期呈稳步增长态势，仅受餐饮经营行情小幅扰动。本次预测已结合存量商业用户规模、历史新增情况及潜在储备体量审慎考量。

综上，综合存量商业客户用气需求及预测期新增商户拓展计划，预测期商业用户的销售气量随着新增用户数实现稳步增长是合理的。

（4）公福用户

公福用户主要为区域内学校、社区居委会、养老服务中心等，用气需求具备长期持续性及稳定性，短期波动仅为季节性特征，双方合作不存在终止的实质性风险。

本次预测期对公福用户销售气量采取保守测算口径，维持2025年现有用气规模稳定预测，未新增假设新用户拓展及存量用户用气增量，因此本次公福用户销售气量预测具备谨慎性与合理性。

（五）天达胜通-南昌中油

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因对于天然气销售数量的预测过程和预测依据详见关于本回复“问题四、关于评估预测/二/（五）”。

南昌中油各类业务销售数量报告期及预测期情况见下表：

300报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）41110414794158741677417274177741827

居民净增加用户数（户）36910890505050

用户 日均用气量（m3/户） 0.49 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45

销售气量（万立方米）731.99673.56677.45679.06680.21681.02681.84

用户数（户）390434456474490506522

商业净增加用户数（户）442218161616

用户 日均用气量（m3/户） 95.67 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82

销售气量（万立方米）1201.291095.101182.821235.981281.171323.691366.22

天然气销售量（万立方米）1933.271768.661860.271915.041961.382004.712048.06

（1）居民用户：报告期内，公司居民用户数量小幅增长，但单户日均用气

量明显下降，共同带动居民总销售气量同比回落。具体来看，居民用户数由2024年41110户增至2025年41479户，全年新增369户，保持低速增长，主要原因是区域居民燃气配套设施已较为成熟，城区住宅通气覆盖率处于高位，暂无大规模新建住宅配套通气增量，用户增长仅依靠少量新建小区交付及老旧小区通气改造，增长空间有限。用气效率方面，居民单户日均用气量由 2024 年 0.4882m3/户回落至 2025 年 0.4469m3/户，核心影响因素为 2025 年冬季气温偏高、暖冬特征明显，居民冬季采暖、热水保温用气需求显著减少，而日常炊事等基础用气需求保持稳定。受以上两项参数综合影响，尽管用户户数小幅增长，但单户用气降幅更为突出，增量无法抵消气候带来的用气减量，使得居民年度销售气量由2024年731.99万立方米下降至2025年673.56万立方米，同比减少58.43万立方米。

（2）商业用户：报告期内，商业用户数量稳步增长，但单户日均用气量大幅下滑，最终造成商业总销售气量同比回落，存量用气下滑幅度远超新增用户气量贡献。用户层面，商业用户数从2024年390户增至2025年434户，年度新增

44户，用户规模持续扩容，主要得益于区域商业配套持续完善，新增小微商业、餐饮服务类主体持续通气落地，公司通气配套服务持续优化，即便整体商业经营承压，仍保持正向增长。用气强度方面，商业单户日均用气量由 2024年 95.67m3/户大幅降至 2025 年 72.82m3/户，下滑幅度显著，系多重因素叠加导致：一是暖冬气候减少商业场所采暖、生活热水用气需求；二是辖区中小商铺、餐饮经营压力较大，部分商户收缩经营、缩短营业时间甚至闭店，活跃用气主体经营强度下

301降；三是商业领域“气改电”节能改造持续推进，电厨具、空气能等设备替代效应明显，分流大量燃气需求；四是线下消费复苏偏弱，商户经营活跃度不足。受单户用气大幅下行主导，2025年新增商业用户带来的气量增量有限，无法对冲存量商户用气规模萎缩，商业总销售气量由2024年1201.29万立方米降至

1095.10万立方米，同比减少106.18万立方米。

2、客户合作稳定性及新客户开拓情况、特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，及天然气销售数量的预测合理性分析

（1）居民用户

根据住建部“十四五”城镇燃气规划统计口径，“十三五”末南昌市城市燃气普及率（含瓶装液化气）已达97.9%，主城区燃气需求基本实现全覆盖；结合红谷滩区经营区域为红谷滩核心建成区、燃气管网全域覆盖的实际情况，推算区域居民管道燃气渗透率约为85%-90%。剩余未通气用户主要为长期空置房源、零散出租住户、特殊户型老旧住宅及少量瓶装液化石油气用户，通过网格化扫楼攻坚、老旧小区改造同步配套、租房群体精准推广、安全用气宣传引导等方式，可稳步推进未通气用户转化，持续扩大居民用户覆盖规模，夯实居民用气基本盘。

截至本核查意见出具日，2026年居民新增开户45户，新增用户开发进度与年度既定开发计划保持一致。综上，结合公司居民用户开发计划，预测期居民用户数量将保持小幅增长。

（2）商业用户

当前南昌中油辖区燃气市场发展趋于成熟，未来业务增量主要依托环保能源替代、城市更新两大渠道释放用气需求，包括商业楼宇升级、存量物业改造配套新增大型锅炉用气及各类商业用气场景。截至本核查意见出具日，2026年商业用户新增开户稳步推进，已完成签约通气8户、合同签订待通气5户、审批中2户。随着存量用户积累及新增用户的持续转化，商业用气量和销售收入均保持增长；但预计后续新增用户数量将逐步回落并趋于稳定，销售收入增长率将随之呈下行态势。

总体来看，南昌中油经营区域内用户数量及用气量均有望保持稳步上升态势。

302本次评估测算基于南昌中油现有客户及已签约工程施工用户进行预测，未高估新增需求，数据趋势符合经营区域实际发展节奏，预测期内销气量整体测算具备合理性与谨慎性。

（六）兴化中油

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因对于天然气销售数量的预测过程和预测依据详见关于本回复“问题四、关于评估预测/二/（六）”。

兴化中油各类业务销售数量报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）3923468456346854775486549554居民净增加用户数7619501220900900900

用户 日均用气量（m3/户） 0.50 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60

销售气量（万立方米）63.7385.19113.60137.50160.84180.66200.47

用户数（户）84101112118124130136商业净增加用户数17116666

用户 日均用气量（m3/户） 20.86 15.82 14.50 14.32 13.96 13.64 13.35

销售气量（万立方米）63.9658.3159.2761.6863.2064.7266.25

用户数（户）93106116126136146156工业净增加用户数131010101010

用户 日均用气量（m3/户） 333.92 303.89 292.36 277.25 262.46 245.50 230.72

销售气量（万立方米）1133.511175.771237.831275.051302.831308.281313.74

天然气销售1261.191319.271410.701474.231526.871553.661580.46

销量合计（万立方米）

（1）居民用户

2025年较2024年居民用户数净增加761户，受区域城镇化建设叠加公司管

网配套完善等内部经营举措共同作用。2025年较2024年单用户平均用气量微量上涨，系居民生活正常用气波动。2025年居民用气量85.19万方，较2024年居民用气量63.73万方同比增加21.47万方，报告期居民用气总量增加系总用户数增加导致。

303（2）商业用户

2025年较2024年商业用户数净增加17户，主要受经营区域内经济发展带动，叠加公司管网配套与便民拓客服务加持，新增开户户数超过当期销户数量，实现净增长。2025年较2024年单用户平均用气量下降，主要系2025年新增商业用户对全年单用户平均用气量形成摊薄效应。2025年商业用户用气量较2024年减少5.65万方，主要因为部分商业于2024年末关停，2025年新增商业用户大部分为下半年入住，导致新增用户用气量低于关停用户用气量。

（3）工业用户

兴化中油经营区域内持续深化清洁能源替代政策，大力推进辖区企业煤改气、油改气改造，同时兴化经济开发区招商引资落地一批企业，工业用气市场需求持续释放；另外，兴化中油持续完善经营区域内管网敷设与延伸配套，打通工业项目供气硬件条件。在产业及政策利好与公司管网建设的双重推动下，2025年较

2024年工业用户数净增加13户，工业客户规模实现稳步扩容。

2025年较2024年单用户平均用气量下降，主要系2025年新增工业用户对

全年单用户平均用气量形成摊薄效应。2025年工业用户用气量较2024年增加

42.26万方，主要因为存量工业用户用气量较2024年有所上升，又新增了工业用户，导致2025年工业用气量增加。

2、客户合作稳定性及新客户开拓情况，特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，及天然气销售数量的预测合理性分析

兴化中油特许经营区域为江苏省兴化经济开发区及原沙沟镇、原周奋乡、原

李中镇、原缸顾乡、中堡镇、大邹镇、钓鱼镇、海南镇、林湖乡、原西鲍乡等十

一个乡镇行政区域，经营区域覆盖范围较广，既包含以工业经济为主导的兴化经济开发区，也包含多个以农业和乡镇居民生活为主的乡镇区域。兴化经济开发区以健康食品、装备制造等工业为主导，集聚美乐肥料、东华链条、特味浓等大客户，属于稳定用气刚需工业主体，下辖乡镇配套餐饮、民宿、商超等商业业态，农村集中安置区持续推进管道燃气配套改造，民生用气需求稳定可持续。存量工业、商业企业生产经营具备持续性，天然气作为清洁生产燃料、民生炊事采暖基

304础能源，客户用气刚性较强。

（1）居民用户

经营区域居民用气属于刚性民生需求，客户整体稳定性较强。公司通过持续完善区域燃气管网配套、优化线上线下便民服务、常态化开展入户安检与安全宣传，持续提升居民用气黏性；同时依托区域城镇化建设以及农村自建房燃气改造持续开发新增居民用户。居民用户用气金额较小、气费履约情况良好，存量居民客群留存基础扎实，客户规模具备持续增长的稳定支撑。截至本核查意见出具日，居民燃气配套工程施工签约364户，居民用气总户数5120户，较2025年净增

436户，增量已完成全年预测新增户数的46%。

居民潜在用户主要为兴化中油经营区域内十一个乡镇中尚未接通管道天然

气的居民住户，随着燃气基础设施的持续完善和管网覆盖面的扩大，经营区域内各乡镇居民用户的管道燃气接入率持续提升。本次预测已结合报告期居民用户净新增规模予以审慎考量。

综上，本次评估预测期依据2025年单户平均用气量作为测算标准，结合公司新增用户安装规划及当前在建配套管网工程进度，预测期居民用户数量将保持增长，故预测期居民天然气销售气量逐年增长具备合理性与谨慎性。

（2）商业用户

经营区域内商业用户整体合作稳定，存量商业客户主要以企业食堂、餐饮、酒店为主，商业业态均存在持续用气刚需，管道燃气综合使用优势明显，客户主动弃用燃气情况较少。年度少量销户主要系商铺转让、个体门店经营关停等服务业正常迭代，不存在因供气服务、气源供应问题导致的批量客户流失。针对商业大客户，公司实行常态化上门对接服务，及时跟进商户经营及设备改造需求，维系长期合作；同时新增沿街商铺持续落地带来新增开户，新增客户规模可对冲存量门店自然关停减量，商业用户整体客群留存平稳。

截至本核查意见出具日，商业用户新增客户6户，伴随政府瓶改管政策持续加码，小型商铺用气需求将持续释放，企业食堂管道改造潜力充足，为潜在商业客户进一步带来增量，整体商业用气长期呈稳步增长态势，仅受餐饮经营行情小幅扰动。本次预测已结合报告期商业用户净新增规模予以审慎考量。

305综上，综合存量商业客户用气需求及预测期新增商户拓展计划，预测期商业

用户的销售气量随着新增用户数实现稳步增长是合理的。

（3）工业用户

公司工业用户整体合作稳定，与规模工业客户签订中长期供气协议，配套定期上门安检、管线维保、用气方案优化等增值服务，客户黏性较强，工业客户均签订长期供气协议，存量客户流失风险较低，整体工业用户客群留存基础扎实，稳定性良好。截至本核查意见出具日，新增工业用气用户3户，另有4户工业用户燃气管网配套工程正在施工建设，待完工通气后将形成稳定新增用气负荷，整体新客户开拓节奏有序、增量来源清晰。

2026年是“十五五”开局之年，兴化经济开发区正全力推动“1+6”特色产

业片区建设，力争2026年项目签约数量同比增长16%，5亿元以上项目占比超

50%。2026年一季度，已有20个亿元以上增资扩产项目落地兴化经济开发区，3月春季经贸洽谈会完成15个项目集中交地，涵盖金属新材料、健康食品等领域。

上述项目的陆续落地和投产，将为兴化中油带来持续的工商业用户增量。

根据区域经济发展情况和企业未来规划，对于2025年新增用户以及2026年计划增加新设备、投建新厂房的客户或增加产量的客户，参考客户2026年的用气计划进行测算，其余存量客户保守估计无用气增量计划，但用气规模可维持报告期现有水平。2027年及以后年度工业气量增长依托新增工业用户贡献气量。

出于谨慎考虑，预测期新增用户的体量较小，故预测期月均用气量逐年下降，预测期销气量增长幅度亦逐年下降，故预测期工业销气量整体测算具备合理性与谨慎性。

总体来看，兴化中油经营区域内用户数量及用气量均有望保持稳步上升态势。

本次评估测算基于兴化中油现有客户及已签约工程施工用户进行预测，未高估新增需求，数据趋势符合经营区域实际发展节奏，预测期内销气量整体测算具备合理性与谨慎性。

（七）庆云中油

1、报告期内各类用户数量、单用户平均用气量等主要参数及其变动原因对于天然气销售数量的预测过程和预测依据详见关于本回复“问题四、关于

306评估预测/二/（七）”。

庆云中油各类业务销售数量报告期及预测期情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数（户）59916632176371764117644176441764417

净增加用户数（户）330150040030000居民用

户 日均用气量（m3） 0.61 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55销售气量（万立方1310.531239.911278.191287.251294.301297.321297.32米）

用户数（户）9169779971017103710371037

净增加用户数（户）6120202000商业用

户 日均用气量（m3） 5.07 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92 4.92销售气量（万立方168.15169.91177.19180.78184.37186.16186.16米）

用户数（户）53686873787878

净增加用户数（户）1555500工业用

户 日均用气量（m3） 527.96 533.38 536.37 503.39 474.63 474.63 474.63销售气量（万立方1021.341323.861331.281341.281351.281351.281351.28米）

用户数（户）31323232323232锅炉

净增加用户数（户）100000

（采暖）用 日均用气量（m3） 101.37 71.78 71.78 71.78 71.78 71.78 71.78户销售气量（万立方114.7083.8483.8483.8483.8483.8483.84米）

天然气销售业务销气量合计2614.722817.532870.502893.152913.792918.602918.60（万立方米）

（1）居民用户

2025年较2024年居民用户数净增加3301户，受区域城镇化建设、政府老

旧小区燃气改造等城市建设红利，叠加公司管网配套完善等内部经营举措共同作用。

2025年公司居民用气量1239.91万方，较2024年1310.53万方同比减少

70.62万方，全年日均用气量同比有所下降。主要原因系公司存量分户壁挂炉采

暖居民约2.5万余户，2025年采暖季整体气温偏高，居民采暖用气需求降低，带动居民销气量回落。

307（2）工业用户

2025年较2024年工业用户净增加15户，工业客户规模稳步扩容。外部层面，当地持续推行清洁能源替代政策，积极引导辖区制造企业实施煤改气改造，区域产业园区招商引进多家生产型企业，工业用气潜在需求持续释放；内部经营层面，公司持续完善工业园区、城郊工业片区燃气管网延伸敷设，补齐工业项目供气配套硬件，同时依托现有业务渠道主动对接园区企业及技改项目，为企业定制供气配套方案，稳步挖掘工业用气增量。在地方清洁能源政策、园区招商的外部利好，以及管网配套完善、主动对接拓客的内部举措共同作用下，2025年工业用户全年净增15户。

2025年较2024年日均用气量上升，受益于地方煤改气政策推进、园区招商

新增企业，叠加公司主动拓客开发，2025年工业用户净增15户。新增投产企业及存量企业清洁能源改造形成稳定用气增量，用气基数显著扩大，推动工业用户日均用气量同比上升。

2025年工业用气量1323.86万方，较2024年工业用气量1021.34万方增加

了302.52万方，2025年较2024年工业用气量上升的主要原因系大客户山东诠道科技有限公司因2025年订单量增加引起用气量使用增加，另一个原因是大客户山东滨庆新能源开发有限公司2024年下半年才启用天然气，2025年为全年使用天然气，用气量翻倍。

（3）商业用户

2025年较2024年商业用户数净增加61户，主要受商户煤改气改造带动，

叠加公司管网配套与便民拓客服务加持。

2025年较2024年日均用气量下降，主要原因是2025年新增商业用户数量较多，新增用户初期用气量尚未充分释放，待用户用气习惯及经营状况稳定后，预计日均用气量可维持在当前水平。

2025年商业用户用气量较2024年增加约1.76万方，主要原因是2025年新

增商业用户带来的增量，新增用户初期用气量尚未充分释放，待用户用气习惯及经营状况稳定后，预计日均用气量可维持在当前水平，能形成稳定的商业用气存量。

308（4）锅炉（采暖）用户

2025年较2024年锅炉（采暖）用户数净增加1户，主要受煤改气改造带动，

叠加公司管网配套与便民拓客服务加持，新增开户户数超过当期销户数量，实现净增长。

2025年公司锅炉（采暖）用气量83.84万方，较2024年114.70万方同比减

少30.86万方，带动全年日均用气量较2024年有所下滑。下滑核心原因为2025年采暖季气温偏高，采暖用户用气需求减弱，采暖类销气量随之回落；短期内不存在大规模替代能源冲击、极端政策调整或用气结构颠覆性变化，锅炉（采暖）用气需求整体平稳，因此维持2025年日均用气量具备现实可实现性。

2、客户合作稳定性及新客户开拓情况、特许经营区域内各类天然气用户及

潜在用户数量、用气量及其主要影响因素、预期变化趋势等，及天然气销售数量的预测合理性分析

庆云中油特许经营区域覆盖庆云县东环路外延800米以内、南环路外延1000

米以内、西环路外延800米以内、北四环路外延500米以内及严务乡和崔口镇所辖区域，拥有合法、独立的区域管道燃气独家经营权，经营区域边界清晰、无同业竞争。依托稳定的城乡居民刚需用气、区域工商业存量企业稳定生产用气及常态化市场开发，公司存量客户合作稳定、经营基本面稳健，潜在用户增量清晰可控，各类用户用气规模及未来增长趋势具备合理依据，具体分析如下：

（1）居民用户

经营区域居民用气属于刚性民生需求，客户整体稳定性较强。公司通过持续完善县域及乡镇燃气管网配套、优化线上线下便民服务、常态化开展入户安检与

安全宣传，持续提升居民用气黏性；同时依托乡镇老旧村居改造、散户用气改造持续挖掘存量市场，新增开户量可覆盖日常少量销户、停气减量，存量居民客群留存基础扎实，整体用户结构稳定。

截至本核查意见出具日，短期内居民用户新增涉及的户数为216户，潜在用气量4.4万方，未来5年内存量小区潜在用户尚有1200余户。现阶段区域成熟小区燃气配套率已处于较高水平，新房集中开发规模有限，居民用户新增主要依靠老旧村居改造、零散散户通气改造实现，居民用气整体呈现平稳、低速增长特

309征，增长节奏主要受区域村居改造进度、零散用户改造意愿、末端管网完善进度影响。本次预测已结合报告期居民用户存量规模、历史净新增情况及区域开发节奏予以审慎考量，未高估居民增量空间。

综上，结合公司存量居民用户稳定特征及区域潜在用户储备规模较小的现状，预测期居民用户数量保持平稳小幅增长，本次评估依据历史日均用气量系数审慎测算，预测期居民天然气销售气量平稳变动具备合理性与谨慎性。

（2）工业用户

公司工业用户整体合作稳定，存量重点工业客户均为区域长期经营的生产型企业，天然气为企业生产刚需能源，合作关系稳固，报告期内无核心大客户终止供气合作情形。年度少量用气波动主要系企业产能调节、季节性开工波动等正常经营因素，不存在批量客户因供气服务、气源价格、保供能力问题流失情形。公司对重点工业客户实行专人对接、动态跟进，实时掌握企业生产规划与用能调整情况，持续完善乡镇及园区管网配套，保障存量客户稳定用气。

截至本核查意见出具日，工业用户新增用户3户，已通气1户，潜在用气量约58万方，长期来看区域内潜在工业用户大约15个，为未来工业用气增量的核心储备来源。潜在工业用户气量释放主要受区域招商引资落地进度、企业投产节奏、天然气与替代能源比价、区域环保及能耗政策、片区管网配套落地进度等内

外部因素共同影响。整体来看，区域新增工业储备项目体量有限，短期将根据企业建设、投产进度分批释放气量；中长期无大规模新增工业项目储备，工业用气增长以存量稳量、小幅增量为主，整体增长空间相对有限。本次预测已充分结合存量工业用户稳定性、潜在用户储备体量及区域产业现状审慎测算。

综上，区域工业潜在用户储备规模偏小、增量有限，预测期工业气量以存量稳定为主、小幅增量为辅，整体测算审慎、增速可控，具备合理性与谨慎性。

（3）商业用户

经营区域内商业用户整体合作稳定，存量商业客户主要以乡镇沿街餐饮、商铺、小型企业食堂、本地服务业商户为主，用气具备持续刚需，管道燃气使用便捷、安全稳定，客户主动弃用燃气比例较低。年度少量销户主要系商铺转让、个体门店经营关停等服务业正常迭代，不存在因供气服务、气源供应、价格问题导

310致的批量客户流失。公司常态化跟进重点商业商户经营动态及设备改造需求，持

续维系存量客户稳定合作。

截至本核查意见出具日，商业用户新增用户5户，已通气4户，潜在用气量约0.9万方，长期来看区域内潜在商业用户大约60个。区域商业用户增量主要依托乡镇零散商铺改造、瓶改气推广落地实现，整体潜在储备体量较小，对整体商业气量拉动有限，商业用气整体以存量稳定运行为主，仅受本地消费行情、小微商户迭代小幅扰动。本次预测已结合存量商业用户规模、历史新增情况及潜在储备体量审慎考量。

综上，区域商业潜在用户储备有限，存量商业用气需求稳定，预测期商业销售气量保持平稳运行，小幅稳步变动，预测逻辑具备合理性与谨慎性。

综上，本次天然气销售预测，已充分结合各标的资产报告期存量用户规模、单用户用气量历史波动逻辑、存量客户合作存续稳定性、新增客户拓展落地节奏，同时覆盖特许经营区域现有各类用气群体基数、潜在可开发用户储备及区域用气需求，各项参数取值均匹配历史经营数据、区域产业及民生用气客观发展规律，整体测算具备合理性与谨慎性。

五、结合上述情况，补充说明报告期内天达胜通、南通中油天然气销售业务

收入下降情况下，预测相关销售收入持续增长的合理性。

（一）南通中油天然气销售业务收入下降情况下，预测相关销售收入持续增长的合理性分析

南通中油报告期和预测期天然气销售收入见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数49517538205562057220586206002061420净增加用户数430318001600140014001400居民

（含 日均用气量（m3/户） 0.44 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38

公销售气量（万立方米）747.90723.75766.49790.30811.31830.93850.54

福）

销售单价（元/m3） 2.4682 2.4755 2.6193 2.6789 2.6789 2.6789 2.6789

小计1845.981791.662007.672117.132173.422225.982278.51商业用户数199212220227233239245

311报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

净增加用户数1387666日均用气量（m3/户） 32.43 32.43 32.43 32.43 32.43 32.43 32.43

销售气量（万立方米）219.00207.02217.60225.15231.70237.74243.79

销售单价（元/m3） 3.6308 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283 3.5283

小计795.15730.42767.76794.40817.51838.82860.16用户数213238258274286294300净增加用户数2520161286日均用气量（m3/户） 2086.69 1823.97 1663.46 1588.59 1536.22 1503.65 1479.28工业

销售气量（万立方米）15232.8715012.6615057.6315423.6315700.1315916.1316036.13

销售单价（元/m3） 3.3347 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313 3.3313

小计50796.3350012.3550161.4851380.7452301.8453021.4053421.16用户数4222222

销售气量（万立方米）671.11675.91680.00680.00680.00680.00680.00其他

销售单价（元/m3） 3.1572 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551

小计2118.852064.952077.472077.472077.472077.472077.47

销售气量（万立方米）175.01------

CNG 销售单价（元/m3） 3.2914

小计576.04------

天然气销售业务销气量合计17045.8916619.3316721.7217119.0817423.1417664.8017810.46

天然气销售业务收入合计56132.3554599.3855014.3856369.7457370.2458163.6758637.30

增长率-2.73%0.76%2.46%1.77%1.38%0.81%

南通中油报告期和预测期天然气销售量和销售收入变动情况见下表：

报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年销量变动量（万立--24.1542.7423.8121.0119.6219.61居民方米）

用户销售收入变动量--54.32216.01109.4656.2952.5652.53（万元）销量变动量（万立--11.9810.587.556.556.046.05商业方米）

用户销售收入变动量--64.7337.3426.6423.1121.3121.34（万元）销量变动量（万立工业--220.2144.97366.00276.50216.00120.00

方米）

312报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户销售收入变动量--783.98149.131219.26921.10719.56399.76（万元）销量变动量（万立-4.804.09----其他方米）

用户销售收入变动量--53.9012.52----（万元）销量变动量（万立--175.01-----方米）

CNG

销售收入变动量--576.04-----（万元）

销量变动合计--426.56102.39397.36304.06241.66145.66

天然气销售收入变动合计--1532.98415.001355.361000.50793.43473.63

1、报告期内天然气销售收入下降的原因分析如下：

（1）居民用户（含公福）：2025年居民用气量723.75万方，较2024年居

民用气量747.90万方同比减少24.15万方，气量下降主要受当年气候因素影响。

继而导致居民用户天然气销售收入的减少。

（2）商业用户：2025年商业用户用气量较2024年减少11.98万方，主要受

商业大客户如皋丽禧酒店更换经营主体停业装修影响，该客户2024年用气量为

20.11万方，2025年的用气量为5.17万方，气量同比减少约15万方，其相应销

售收入同比减少了57.49万元。叠加2024年1-3月的政府定价高于2025年同期的因素，拉低了2025年商业用户的整体天然气销售收入。

（3）工业用户：2025年工业用气量较2024年下降了220.21万方，主要系

大客户金桥油脂部分用气改用蒸汽替代天然气，其对应的天然气销量减少了

627.57万方，其相应销售收入下降了1876.09万元，造成工业用户的天然气销售

收入规模阶段性缩减。

（4）其他用户：2025年其他用户销售气量较2024年略有提升，但全年销

售收入同比小幅下降，主要系该类客户均按照各自与公司签订的供气合同约定价格结算，各合作客户均严格按照双方签署的供气合同约定价格结算，同一客户采暖季、非采暖季执行差异化供气价格，不同客户购气量占比发生变动致使2025年气量小幅增长的情况下销售收入略有下滑。

（5）CNG 销售业务：企业 2024 年 CNG 的销售收入为 576.04 万元，企业

3132025年当期暂停 CNG售气业务，进一步拉低营收规模。

2、预测期天然气销售收入增长合理性分析如下：

（1）居民用户：销售单价方面：2026年政府发布新的定价文件，4月1日

之后第一阶梯价为2.92元，较历史年度的第一阶梯价2.66元，增长了10%左右。

销售量方面：结合公司新增用户安装规划及当前在建配套管网工程进度，预测期居民用户数量将保持持续增长，本次评估预测期依据2025年日均用气量作为测算依据，预测期居民天然气销售气量随着居民用户数量增长逐年增长，随之居民用户天然气销售收入逐步增长，但随着居民用户新增用户数逐年下降，增长率呈下降趋势。

（2）商业用户：商业大客户如皋丽禧酒店2025年11-12月的月均用气量是

5000立方，恢复至2024年同期月均7500立方的67%，结合2026年1-5月的用

气规模测算较2025年是上升的，故预测期2026年该客户停业装修带来的气量下滑影响已缓解。本次评估预测期依据2025年日均用气量作为测算依据，预测期商业用户的销售气量随着客户新增有所增长，随之商业用户天然气销售收入亦稳步增长，但随着商业用户新增用户数逐年下降，增长率呈下降趋势。

（3）工业用户：大客户金桥油脂自2025年8月起更改用气结构，仅对当年

工业销售气量形成阶段性的影响，本次2026年预测已完整覆盖该客户全年用气减量的影响，叠加新增工业用户增量后，2026年预测的工业用户销售气量较2025年仅小幅回升。2027年及以后年度工业气量增长，一方面来源于存量大客户扩产带来的用气增量，另一方面依托新增工业用户贡献气量。预测期工业销气量随用户数量扩容持续增长，工业用户天然气销售收入亦稳步增长，但随着工业用户新增用户数逐年下降，增长率是下降趋势。本次对于工业用户销售收入的预测

2026年小幅回升，2027年实现小幅增长，后续年度增速逐步放缓，整体测算具

备合理性与谨慎性。

（4）其他用户：客户南通润宏燃气有限公司报告期内呈大幅增长态势，客

户如皋市益有管道燃气有限公司的用气需求受季节因素影响较大，冬季用气波动明显、需求稳定性较弱。本次预测期对其他用户销售收入维持2025年水平稳定预测，未考虑增长，亦是谨慎合理的。

314综上，南通中油报告期内影响收入的阶段性减收因素已消除，结合公司经营

发展规划及未来新增用户拓展情况，预测期天然气销售收入实现持续增长的预测具备合理性与审慎性。

（二）天达胜通天然气销售业务收入下降情况下，预测相关销售收入持续增长的合理性分析天达胜通的天然气销售收入预测数据由南京洁宁和南昌中油构成。故本题回复分别对南京洁宁、南昌中油的销售收入的合理性进行分析。

1、南京洁宁

南京洁宁报告期和预测期天然气销售收入见下表：

单位：万元报告期内预测期类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

用户数55591603446084461344618446224462644

（户）净增加用4753500500500400400户数（户）日均用气

m3 0.38 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35居民 量（ ）用户销售气量

（万立方731.50743.92777.62784.04790.46796.23801.36米）销售单价

/m3 2.8492 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631 2.9631（元 ）

小计2084.182204.272304.172323.192342.212359.312374.51用户数164228240252262272282

（户）净增加用641212101010户数（户）日均用气

m3 37.20 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19商业 量（ ）用户销售气量

（万立方219.95173.07206.62217.22226.93235.76244.59米）销售单价

/m3 3.9020 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114 4.0114（元 ）

小计858.25694.25828.84871.36910.31945.73981.15用户数126128130132134136138工业（户）用户净增加用222222户数（户）

315报告期内预测期

类别项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

日均用气

m3 731.44 673.53 616.77 616.59 613.15 604.94 596.97量（ ）销售气量

（万立方3363.883146.722926.592970.732998.923002.923006.92米）销售单价

/m3 4.0471 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735 3.8735（元 ）

小计13613.8012188.8011336.1511507.1211616.3011631.8011647.29用户数22232323232323

（户）净增加用100000户数（户）

日均用气33.3823.0523.0523.0523.0523.0523.05

公福 量（m3）用户销售气量

（万立方23.7518.9319.3519.3519.3519.3519.35米）销售单价

/m3 3.0971 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907 2.7907（元 ）

小计73.5752.8354.0054.0054.0054.0054.00天然气销售业务销气量合计（万立4339.084082.633930.183991.344035.664054.264072.22方米）

天然气销售业务16629.8015140.1514523.1614755.6714922.8214990.8415056.95收入合计

增长率-8.96%-4.08%1.60%1.13%0.46%0.44%

南京洁宁报告期和预测期商业、工业用户天然气销售量变动情况见下表：

报告期内预测期项目项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年销量变动量（万--46.8933.5510.609.718.838.83商业立方米）

用户销售收入变动量--164.01134.5942.5238.9535.4235.42（万元）销量变动量（万--217.16-220.1344.1428.194.004.00工业立方米）

用户销售收入变动量--1425.00-852.65170.97109.1815.5015.49（万元）

销量变动合计--264.05186.5854.7437.9012.8312.83

天然气销售收入变动合--1589.01-718.06213.49148.1350.9250.91计

（1）报告期内商业、工业用户天然气销售收入下降的原因分析如下：

316*商业用户：2025年商业用户用气量较2024年减少46.89万方，主要原因

南京蒙迪塞罗酒店管理有限公司、南京市溧水区皓为大酒店、溧水区爱琴故事酒

店、溧水区海之星洗浴休闲中心等商业客户更换了部分供热方式，导致减少用气量17.87万方；南京市溧水区柘塘中心卫生院因2025年受天气暖冬的影响导致

减少用气量5.93万方；2024年财务确认口径差异导致减少用气量14.82万方；

另外2025年新增商业用户数量较多，新增用户初期用气量尚未充分释放，待用户用气习惯及经营状况稳定后，预计日均用气量可维持在当前水平。

*工业用户：2025年工业用气量3146.72万方，较2024年工业用气量

3363.88万方减少了217.16万方，主要原因系大客户南京市欣旺达新能源有限公

司因2025年产品结构调整同时产量较2024年下降，从而用气量减少281万方。

（2）预测期天然气销售收入增长的合理性分析如下：

*商业用户：商业用户的销售气量随着预测期客户新增有所增长，商业用户天然气销售收入亦稳步增长，但随着商业用户新增用户数下降而趋于稳定。截至

2026年1-5月，商业用户的销气量已达155万方，占2026年全年预测商业用气

量的75.40%。

*工业用户：南京洁宁2025年工业用气量3146.72万方，较2024年工业用气量3363.88万方减少了217.16万方，主要原因系大客户南京市欣旺达新能源有限公司因2025年产品结构调整同时产量较2024年下降，从而减少使用281万立方气，若剔除该大客户减产带来的用气减量影响，南京洁宁2025年其余工业客户合计用气量实际呈增长态势，本次预测谨慎考虑2026年会有小幅下降，结合企业了解，南京市欣旺达新能源有限公司已落地华东区域储能大额订单，储能电池生产属于企业核心产能板块，随着储能电池产量持续扩张，能够对冲、抵消前期产品结构调整、原有品类产量下滑带来的负面影响，企业整体生产负荷回升，生产热力、工艺用气需求随之增长，长期将拉动上游天然气消耗量回升，叠加南京洁宁工业用户持续拓展，2027年后整体销气量将逐年小幅上升。

综上，南京洁宁报告期内影响收入的阶段性减收因素已消除，结合公司经营发展规划及未来新增用户拓展情况，预测期天然气销售收入实现持续增长的预测具备合理性与审慎性。

3172、南昌中油

南昌中油报告期和预测期天然气销售收入见下表：

单位：万元项报告期内预测期项目目2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年用户数（户）41110414794158741677417274177741827净增加用户数36910890505050

（户）日均用气量

m3/ 0.49 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45居 （ 户）民销售气量（万立731.99673.56677.45679.06680.21681.02681.84方米）销售单价（元/m3 3.2490 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374 3.1374）

小计2378.262113.222125.432130.482134.092136.632139.20

用户数（户）390434456474490506522净增加用户数442218161616

（户）

日均用气量95.6772.8272.8272.8272.8272.8272.82商 （m3/户）业销售气量（万立1201.291095.101182.821235.981281.171323.691366.22方米）销售单价（元/m3 3.9344 3.8111 3.7156 3.7156 3.7156 3.7156 3.7156）

小计4726.344173.564394.894592.414760.324918.305076.33天然气销售业务销气量合计（万立方1933.271768.661860.271915.041961.382004.712048.06米）

天然气销售业务收入7104.606286.786520.326722.896894.417054.937215.53合计

增长率-11.51%3.71%3.11%2.55%2.33%2.28%

南昌中油报告期和预测期天然气销售量变动情况见下表：

报告期内预测期项目项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年销量变动量（万立--58.433.891.611.150.810.82居民方米）

用户销售收入变动量--265.0412.215.053.612.542.57（万元）销量变动量（万立--106.1887.7253.1645.1942.5242.53商业方米）

用户销售收入变动量--552.78221.33197.52167.91157.98158.03（万元）

318报告期内预测期

项目项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销量变动合计--164.6191.6154.7746.3443.3343.35

天然气销售收入变动合计--817.82233.54202.57171.52160.52160.60

（1）报告期内天然气销售收入下降的原因分析如下：

*居民用户：2025年居民用气总量673.56万立方米，较2024年731.99万立方米同比减少58.43万立方米，气量下滑主要系2025年冬季气温偏高、暖冬效应导致采暖用气需求降低。继而导致居民用户天然气销售收入的减少。

*商业用户：2025年商业用户用气量较2024年减少106.18万方，系多重因素综合影响：一是全年暖冬大幅减少酒店、商场、餐饮冬季采暖及热水用气需求；

二是辖区中小型餐饮、商铺经营承压，部分商户收缩经营或闭店，存量稳定用气主体减少；三是“气改电”节能改造持续推进，空气能、电厨具分流大量商业用气负荷；四是商业地产交付放缓，新增通气商户增量不足以对冲存量气量下滑，叠加线下餐饮消费复苏偏弱，商户日均用气强度降低，最终形成全年商业用气总量同比回落。继而影响了商业用户的天然气销售收入。

（2）预测期天然气销售收入增长的合理性分析如下：

*居民用户：销售量方面：结合公司新增用户安装规划及当前在建配套管网

工程进度，截至本核查意见出具日，2026年居民新增开户45户，预测期居民用户数量将保持持续增长，本次评估预测期依据2025年日均用气量系数作为测算标准，故预测期居民天然气销售气量逐年增长，随之居民用户天然气销售收入逐步增长，但随着居民用户新增用户数下降并趋于稳定，增长率呈下降趋势。

*商业用户：当前辖区燃气市场发展趋于成熟，未来业务增量主要依托环保能源替代、城市更新两大渠道释放用气需求，包括商业楼宇升级、存量物业改造配套新增大型锅炉用气及各类商业用气场景。截至本核查意见出具日，2026年商业用户新增开户稳步推进，已完成签约通气8户、合同签订待通气5户、审批中2户。随着存量用户积累及新增用户的持续转化，商业用气量和销售收入均保持增长；但预计后续新增用户数量将逐步回落并趋于稳定，销售收入增长率将随之呈下行态势。

319综上，结合公司经营发展规划及未来新增用户拓展情况，预测期天然气销售

收入实现持续增长的预测具备合理性与审慎性。

六、结合报告期内各项业务毛利率变动的主要原因，同行业可比公司同类业

务毛利率变动趋势，市场竞争情况，天然气市场价格变化趋势，行业最新价格机制政策影响，标的资产为维持毛利率稳定拟采取的措施及其有效性等，说明各业务毛利率预测是否合理、谨慎。

（一）各标的资产预测期毛利率变动原因、毛利率预测合理性分析如下：

1、南通中油

南通中油各业务类型毛利率变动情况见下表：

单位：万元报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务收入56132.3554599.3855014.3856369.7457370.2458163.6758637.30

天然气销售业务成本46838.8444664.6845244.6646339.4147160.6347815.9648207.88

天然气销售业务毛利率16.56%18.20%17.76%17.79%17.80%17.79%17.79%

天然气代输业务收入2753.361522.75900.93900.93900.93900.93900.93

天然气代输业务成本625.72254.68174.30175.04174.92175.04174.95

天然气代输业务毛利率77.27%83.28%80.65%80.57%80.58%80.57%80.58%

天然气销售综合毛利率19.40%19.96%18.77%18.78%18.77%18.75%18.74%

天然气工程安装收入1578.861280.44567.34487.71408.07371.37353.03

天然气工程安装成本1192.28741.07417.73356.40295.08262.05245.55

天然气工程安装毛利率24.48%42.12%26.37%26.92%27.69%29.44%30.45%

南通中油毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期2025年公司天然气销售、天然气代输业务毛利率较2024年均有所提升，主要系天然气采购单价下降及相关生产成本部分支出有所下降所致。生产成本下降主要原因如下：一是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；

二是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的

3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提；三是其他直接材料支出减少，系天然

气工程安装业务收入同比下滑，配套表具等工程耗材投入同步减少；四是修理及

320维护费用报告期内有所下降，主要系2024年因门站出站管道应急抢修产生大额

维修支出，该支出具备偶发属性，不具备持续性。本次预测期对安全生产费参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。故预测期的天然气销售业务和天然气代输业务的毛利率较报告期有所下降。

报告期内2025年天然气工程安装服务综合毛利率较2024年有所上升，主要系2024年南通中油天然气工程安装业务承接乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；

同时承接了大量乡镇零散中压管道改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了业务成本。2025年南通中油缩减零散小微工业改造项目，优先承接标准化园区配套、中型规上企业成套接驳及成片安置小区项目，项目单体规模、施工标准化程度提升，低毛利零散业务占比大幅下降，毛利率提升。预测期分业务类型测算各类工程安装服务毛利，受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，天然气工程安装服务毛利将呈现一定波动是合理的。

2、甘河中油

甘河中油各业务毛利率变动情况见下表：

单位：万元报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务收入17180.2819197.3419192.1519601.5019840.6819840.6819840.68

天然气销售业务成本11576.2712855.9912817.5113086.4013246.9713231.5013224.42

天然气销售业务毛利32.62%33.03%33.21%33.24%33.23%33.31%33.35%率

天然气代输业务收入2327.242305.732146.422146.422146.422146.422146.42

天然气代输业务成本726.92531.14723.26742.79759.70719.24700.75

天然气代输业务毛利68.76%76.96%66.30%65.39%64.61%66.49%67.35%率

天然气销售综合毛利36.93%37.74%36.54%36.41%36.30%36.55%36.67%率

甘河中油毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期内毛利率增加主要原因为一是天然气采购单价下降，二是固定资产折旧减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧

321年限至30年，年折旧额相应降低。

预测期毛利率较2025年下降主要原因如下：一是安全生产费计提金额上升，报告期内公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提；本次预测期对安全生产费参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。二是固定资产折旧增加，公司2025年年中新增固定资产导致预测期固定资产折旧高于2025年。故预测期的毛利率较报告期有所下降。

从甘河中油的毛利率变动表可以看出，报告期内天然气销售综合毛利率分别为36.93%和37.74%，预测期综合毛利率在36.30%至36.67%之间波动，预测期与报告期的综合毛利率整体保持平稳。报告期及预测期，甘河中油天然气销售业务占总营收比重均维持在90%左右，是决定甘河中油整体综合毛利率的核心因素；

天然气代输业务营收占比仅10%左右，但该业务毛利率远高于天然气销售业务，起到拉高整体综合毛利率的作用，两大业务结构稳定，为毛利率平稳预测提供了经营基础。

3、中油珠海-扬州中油

扬州中油各业务毛利率变动情况见下表：

单位：万元报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务收入29606.3722391.3524148.9225249.9026091.2126467.7226509.92

天然气销售业务成本25589.8919287.6620776.1421691.3022394.8922719.2622755.28

天然气销售业务毛利13.57%13.86%13.97%14.09%14.17%14.16%14.16%率

天然气代输业务收入293.85717.86691.51698.49700.88700.88700.88

天然气代输业务成本75.48218.76173.15172.21171.43171.86171.70

天然气代输业务毛利74.31%69.53%74.96%75.34%75.54%75.48%75.50%率

LNG 贸易业务收入 0.00 144.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

LNG 贸易业务成本 0.00 34.83 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

LNG 贸易业务毛利率 0.00% 75.92% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

天然气销售综合毛利14.16%15.97%15.66%15.74%15.77%15.74%15.74%率

322报告期内预测期

业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气工程安装收入411.46236.41375.63316.59120.33118.70118.70

天然气工程安装成本390.11212.92341.35285.32109.94108.58108.58

天然气工程安装毛利5.19%9.93%9.13%9.88%8.64%8.53%8.53%率

扬州中油毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期内天然气销售业务毛利率及天然气代输业务毛利率下降主要原因：一是天然气采购单价下降；二是高压管道新建工程完工转固导致年折旧额相应增加；

三是安全生产费计提金额增加，2024年公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提，2025年恢复计提安全生产费。预测期毛利率呈先降后升趋势，主要原因系 2026年 LNG贸易业务不再发生，导致毛利率阶段性下行；后续随着用户用气量持续提升，供气业务规模不断扩大，带动毛利率稳步回升。

报告期内天然气工程安装服务毛利率呈上升趋势，波动较为明显，主要受工程安装收入结构的影响。扬州中油工程安装业务以居民用户工程为主，且多为老旧小区改造项目，需对全小区进行管道敷设，敷设成本高，但老居民小区天然气的报装率存在差异，2025年的报装率高于2024年报装率，导致2025年毛利率高于2024年，同时2025年新增工业用户安装，这部分毛利率较高，对整体毛利率有所提升。扬州中油老小区整体报装率偏低，在一定程度上拉低了公司毛利率水平。预测期公司分业务类型测算各类工程安装服务毛利，受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，天然气工程安装服务毛利将呈现一定波动。

4、天达胜通-南京洁宁

南京洁宁各业务毛利率变动情况见下表：

单位：万元报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务收入16629.8015140.1514523.1614755.6714922.8214990.8415056.95

天然气销售业务成本15243.5612879.8112454.5712658.2312815.5012869.8112926.21

323报告期内预测期

业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务毛利率8.34%14.93%14.24%14.21%14.12%14.15%14.15%

天然气工程安装服务收入2586.801920.27102.30100.00101.8495.4295.42

天然气工程安装服务成本1658.411264.5371.5669.9571.2466.7466.74

天然气工程安装服务毛利35.89%34.15%30.05%30.05%30.05%30.05%30.05%率

南京洁宁毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期内天然气销售业务的毛利率增加主要原因如下：一是天然气采购单价下降，与上游供应商签订的采购定价机制中，价格构成包含固定价差部分，本期上游下调采购定价中的固定价差水平，直接降低单位气源采购成本，进而带动整体天然气采购成本下行；二是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；

三是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提。本次预测期对安全生产费参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。故预测期的天然气销售业务的毛利率较报告期有所下降。

报告期内2025年天然气工程安装服务毛利较2024年略有下降，主要是受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比变动影响。考虑工程分布较分散等因素，因此预测期毛利率参考报告期毛利率谨慎预测。

5、天达胜通-南昌中油

南昌中油各业务毛利率变动情况见下表：

单位：万元报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务收入7104.606286.786520.326722.896894.417054.937215.53

天然气销售业务成本6229.845585.345968.396138.726281.926415.606545.69

天然气销售业务毛利率12.31%11.16%8.46%8.69%8.88%9.06%9.28%

天然气工程安装服务收303.40401.77149.0975.1559.7559.7559.75入

324报告期内预测期

业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气工程安装服务成201.02209.14104.3652.6141.8341.8341.83本

天然气工程安装毛利率33.74%47.95%30.00%30.00%30.00%30.00%30.00%

南昌中油毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期内，公司2024年、2025年天然气销售毛利率分别为12.31%和11.16%，略有。该变化是多重因素叠加的结果：2025年上游气源短缺，公司被动增加 LNG补充采购，导致综合采购价格提高。由于公司无上游直采渠道，依赖本地燃气龙头的二次转供，采购成本较一级采购主体具有天然劣势。同时2025年受暖冬气候、商业经营承压及能源替代改造推进影响，高毛利的商业用气量下降，而低毛利的居民用气占比上升，拉低了整体盈利水平。

报告期内2025年天然气工程安装毛利率较2024年有所上升，主要系以前年度小区零散用户后缴费仅涉及表具及表配件安装费导致毛利率上升。

从长期经营基本面来看，区域房地产新增需求持续走弱，新建楼盘燃气配套大额订单稀缺，预测期业务以零散存量改造、小额散户安装业务为主，难以持续承接规模化高毛利项目，2025年高毛利水平不具备可持续基础。因此预测期毛利率有所下降是合理谨慎的。

6、兴化中油

兴化中油各业务毛利率变动情况见下表：

报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售业务收入4476.704740.385041.595256.685427.705508.835590.02

天然气销售业务成本4171.294078.454434.804619.114773.674848.764929.09

天然气销售业务毛利率6.82%13.96%12.04%12.13%12.05%11.98%11.82%

天然气工程安装收入710.28576.63353.89352.38324.03324.03324.03

天然气工程安装成本444.69306.18200.53200.48184.33184.33184.33

天然气工程安装毛利率37.39%46.90%43.34%43.11%43.11%43.11%43.11%

兴化中油毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期内天然气销售业务毛利率增加主要原因：一是天然气采购单价下降；

325二是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，

2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；三是安全生产费计提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政策规定当期可暂停计提。本次预测期对安全生产费参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。故预测期的天然气销售业务毛利率较报告期有所下降。

报告期内2025年用户工程毛利率较2024年有所上升，主要系业务结构优化所致，2024年乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；同时承接大量乡镇零散中压改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了整体成本，随着低毛利零散业务的占比下降，以及区域内成片安置小区、工业园区配套项目等高质量工程收入占比提升，安装业务毛利率得以修复回升。由于兴化中油经营区域较广，乡镇业务、成片安置小区、工业园区配套项目均有涵盖，故未来参考报告期内平均毛利率进行预测。

7、庆云中油

庆云中油各业务毛利率变动情况见下表：

单位：万元报告期内预测期业务

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气销售收入8162.938887.809065.339137.999205.029220.329220.32

天然气销售成本8442.238731.528864.738911.848966.678976.468971.17

天然气销售业务毛利-3.42%1.76%2.21%2.47%2.59%2.64%2.70%率

天然气工程安装收入1545.50194.07337.50319.00300.50230.00230.00

天然气工程安装成本553.92135.6296.0883.1670.230.000.00

天然气工程安装毛利64.16%30.12%71.53%73.93%76.63%100.00%100.00%率

庆云中油毛利率变动原因及合理性分析如下：

报告期内天然气销售业务的毛利率增加主要原因如下：一是天然气采购单价下降；二是固定资产折旧摊销减少，公司2024年管道沟槽类固定资产按20年计提折旧，2025年调整折旧年限至30年，年折旧额相应降低；三是安全生产费计

326提金额下降，公司专项储备账面结余已超过规定应计提金额的3倍，依据相关政

策规定当期可暂停计提；四是2025年11月庆云县居民用气开始实行新的阶梯价格制度，根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），自2025年11月1日，现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三档阶梯价格执行。

具体执行价格表如下:第一阶梯销售价格为3.05元/立方米；第二阶梯销售价格为

3.53元/立方米；第三阶梯销售价格为4.24元/立方米。相较庆云发展和改革局2023年11月1日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2023]105号），自2023年11月1日，具体执行价格表如下：第一阶梯销售价格为2.95元/立方米；第二阶梯销售价格为3.41元/立方米；第三阶梯销售价格为

4.09元/立方米；居民销售价格有所上升。预测期居民销售单价测算过程中，统

一依据最新政府定价文件规定的居民第一阶梯气价进行取值。故预测期的天然气销售业务的毛利率较报告期有所上升。

报告期内2025年天然气工程安装服务毛利较2024年有所下降，主要是受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，毛利波动幅度较大，主要原因为：庆云中油以居民工程安装为主，为房地产开发公司开发的商品房、政府建设主管单位或集体开发的房产以及个人住宅等提供入户安装服务，2024年房地产公司新增开发楼盘导致居民安装工程较多，同时存在相对较大工商业安装工程，使得收入较多，毛利较高；2025年随着房地产行业的下行趋势，导致居民安装业务规模大幅缩减，居民安装收入下降，随之毛利下降。预测期公司分业务类型测算各类工程安装服务毛利，毛利率逐步上升。主要系其他用户工程为

2017年至2022年承接的庆云县农村“气代煤”改造工程，系落实国家及省、市

清洁取暖政策的重要民生工程，该项目总投资7528.6476万元，主要建设内容包括居民户内燃气设施安装、村内管网敷设、调压设施等，该项目已通过竣工验收通气并交付使用。经双方核对确认，截至2025年12月31日，庆云县住房和城乡建设局累计支付农村“气代煤”工程款3728.95万元，剩余未拨付工程款

3799.6976万元，该笔款项为公司垫资完成工程的应收款，由于县财政出现短期困难，未能及时拨付，对于该工程款项预测期逐年确认收入，但对应工程施工已全额计提减值，无对应成本产生，故导致毛利率逐年上升。

327（二）同行业可比上市公司同类业务毛利率变动趋势比较

1、天然气销售毛利率与同行业可比上市公司对比及合理性分析

鉴于同行业可比上市公司未单独区分管道运输（即代输业务）的毛利率，本次分析将部分标的资产的天然气销售和天然气代输业务合并计算天然气销售毛利率。

报告期内及预测期各标的资产的天然气销售毛利率水平详见下表：

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

南通中油19.40%19.96%18.77%18.78%18.77%18.75%18.74%

甘河中油36.93%37.74%36.54%36.41%36.30%36.55%36.67%

中油珠海-扬州中油14.16%15.97%15.66%15.74%15.77%15.74%15.74%

天达胜通-南京洁宁8.34%14.93%14.24%14.21%14.12%14.15%14.15%

天达胜通-南昌中油12.31%11.16%8.46%8.69%8.88%9.06%9.28%

兴化中油6.82%13.96%12.04%12.13%12.05%11.98%11.82%

庆云中油-3.42%1.76%2.21%2.47%2.59%2.64%2.70%

各标的资产与同行业可比上市公司的天然气销售毛利率对比情况如下：

可比公司简称2024年度2025年度

百川能源7.17%5.97%

美能能源13.33%14.94%

陕天然气9.75%7.55%

新奥股份9.86%9.54%

重庆燃气3.09%0.34%

深圳燃气14.43%13.73%

新疆火炬20.09%20.56%

新天然气22.26%9.58%

可比公司平均值12.50%10.28%

南通中油19.40%19.96%

甘河中油36.93%37.74%

中油珠海-扬州中油14.16%15.97%

天达胜通-南京洁宁8.34%14.93%

天达胜通-南昌中油12.31%11.16%

328可比公司简称2024年度2025年度

兴化中油6.82%13.96%

庆云中油-3.42%1.76%

可比公司间指标分化明显，各上市公司天然气销售毛利率存在差异，具备客观行业与区域合理性，主要受多重因素共同影响：一是气源采购成本存在分化，企业气源渠道分为长协管道气、LNG 现货、低成本非常规气等，采购规模、输送管输费用、冬季保供高价 LNG采购量不同，形成单位购气成本差距；二是各地终端气价监管及顺价机制不一，居民用气实行刚性政府定价，调价周期长，非居民用气市场化传导空间各省存在明显区别；三是终端用户结构差异显著，居民、工商业、供暖、对外批发售气单立方毛利水平不同，各类气量占比变化直接影响综合毛利率，大型工业客户议价让利会进一步压缩单位价差；四是保供调峰、管网损耗成本不同，自有储气设施、管网运维水平决定气损与调峰成本，采暖季高价气源采购会摊薄全年毛利；五是各公司天然气批发、加气站、管道零售业务配比不同，薄利批发业务占比越高综合毛利越低；同时不同企业管网折旧、运维费用归集、政府补助核算等会计口径存在差异，进一步拉大同行毛利率区间。

各标的资产与同行业可比上市公司毛利率对比分析如下：

（1）南通中油

南通中油2024年及2025年天然气销售毛利率分别为19.40%、19.96%，高于同行业可比公司平均水平（12.50%、10.28%），主要得益于其工业用户主导的业务结构所带来的多重经营优势，具体分析如下：

*工业用户占比高，配气价格及单位毛利空间更大南通中油工业用户占比超过90%，业务结构以工业用气为主导。城燃企业的用户结构中，工业用气配气价格通常高于居民用气，且工业用户用气量大、用气负荷稳定，单位毛利空间更大。工业用气占比高的城燃企业普遍具备更强的盈利能力，南通中油凭借工业用户主导的业务结构，在配气价格和单位毛利空间上均优于以居民用户为主的城燃企业，是其毛利率高于行业均值的基础原因。

*工业用户顺价能力强，成本传导更为通畅工业用气价格采用市场化方式，顺价机制更为灵活。南通中油所在地如皋市

329已建立天然气上下游价格联动机制，非居民用管道天然气最高销售价格定期调整。

在联动机制下，当上游购气成本变动时，工业用气销售价格可及时同向调整，成本传导时滞较短。相比之下，居民用气价格调整需经听证等程序，频次较低、周期较长，居民用户占比较高的城燃企业往往面临成本传导滞后导致的毛利压缩。

南通中油以工业用户为主的业务结构使其在联动机制下能够更及时地将上游成

本变化传导至终端，保障了毛利率的稳定性。

*工业用户用气量大且稳定，管网负荷率高，单位固定成本摊薄工业用户用气规模大、用气规律稳定，使得供气管网始终保持较高负荷率。

较高的管网负荷率有效摊薄了管网折旧、维护等固定成本，降低了单位供气成本。

同时，工业客户集中于各个工业园区，管网敷设密度高、服务半径小，无需像服务分散的居民用户那样投入大量管网建设和维护资源，进一步降低了单位配送成本。

综上，南通中油天然气销售毛利率高于同行业可比公司平均水平，主要系其工业用户占比超过90%的业务结构所决定的，工业用气配气价格更高、顺价能力更强、管网负荷率更高、单位固定成本更低，多重因素共同作用，但处于同行业合理区间。

（2）甘河中油

甘河中油报告期及预测期销售毛利率显著高于同行业可比公司平均水平，主要得益于其在经营区域、业务结构、客户构成及资产配置等方面的差异化优势，具体原因如下：

*经营区域集中，业务模式精简甘河中油经营区域集中于甘河工业园区，服务范围相对集中，管网敷设密度高、长度较短，无需大范围敷设长距离输配管道，有效降低了管网建设投入和后续维护成本。同时，公司业务结构以天然气销售为主，代输业务占比较小，无需承担多元化业务带来的额外管理成本和资金占用，整体经营模式较为精简。

*工业客户占比高，客户集中度优势显著甘河中油工业客户占比接近90%，客户结构以园区内大型工业企业为主，客

330户集中度高。工业客户用气量大且用气规律稳定，使得公司无需配置大量销售人

员和服务网点进行市场开拓与用户维护，降低了销售费用和服务成本。工业园区内工业客户由园区管委会统一招商引资进驻，企业无需投入营销推广费用即可获得稳定的大客户资源。

*气源采购成本较低，资产结构较为优化甘河中油地处青海省，气源主要来自青海油田等本地及周边气源，运输距离短、管输费用低，综合采购成本天然优于依赖进口 LNG或长距离管输的内地城燃企业。同时，公司管网等主要固定资产建设较早，部分资产已提足折旧或进入折旧后期，单位固定成本分摊压力较小，进一步降低了单位供气成本。客户集中于工业园区，管道及配套设施使用效率高、负荷饱满，进一步摊薄了单位固定成本。

*综合成本控制有力，盈利能力稳定由于销售价格受政府定价管理，公司无法通过提价扩大利润空间，但在成本端的上述多重优势支撑下，毛利率得以保持在高于行业平均水平的合理区间。

综上，甘河中油凭借工业园区集中供气的经营模式、高比例的工业客户结构、低成本的气源优势及优化的资产配置，获取高于行业平均的毛利率，符合行业个体差异的客观规律，其报告期及预测期毛利率水平具备合理性。

（3）中油珠海-扬州中油、天达胜通-南京洁宁、天达胜通-南昌中油、兴化中油

中油珠海－扬州中油、天达胜通－南京洁宁、天达胜通－南昌中油及兴化中

油四家公司2024年及2025年天然气销售毛利率均围绕行业平均水平波动，处于合理区间内。

（4）庆云中油

庆云中油报告期及预测期销售毛利率显著低于同行业可比公司平均水平，主要受其经营区域禀赋、客户结构特征、气源采购条件及资产运营模式等方面的差

异化因素影响，具体原因如下：

*经营区域分散，管网固定成本分摊压力大331庆云中油经营区域覆盖城区、乡镇及农村散户，管网敷设范围广、战线长，

相较于园区集中供气模式，管网建设投入及后期巡检、维保等运维成本更高。同时，业务覆盖城乡全域需配套完善的基层服务站点与运维人员，刚性运营成本显著高于园区型城燃企业，固定成本摊销压力持续压低单位供气毛利。

*居民用气占比偏高，高毛利工商业客户体量有限公司客户结构中居民用户占比偏高，大型稳定工商业用气客户体量不足。居民用气具备单户用气量低、运维成本高的特点；且居民气价受严格民生管控，调价流程长、顺价滞后性强，气源成本上涨时无法及时疏导，易出现阶段性购销价差收窄甚至毛利为负的情形，持续压制整体毛利率水平。

*气源采购成本偏高，无区域低成本气源优势庆云中油地处华北区域，本地无自产油气资源，气源高度依赖外部长距离管道气及冬季调峰 LNG 采购，管输路径长、中转费用高、冬季现货溢价显著。对比新疆、青海等具备本地低价气源的区域燃气企业，综合采购成本天然偏高；华北冬季采暖季用气缺口大，需大量采购合同外高价管道气或市场化 LNG 补缺口，进一步推高年度加权采购成本，压缩购销毛利空间。

*管网负荷率偏低，成本传导存在刚性约束公司城乡管网覆盖面广，但乡镇及农村居民用气负荷分散、户均用气量低，整体管网资产利用饱和度不足，单位气量分摊的折旧及运维固定成本更高。叠加居民气价联动调价存在审批周期，成本无法及时、足额向下游传导，多重因素叠加导致毛利率持续处于行业偏低水平。

综上，庆云中油受县域城乡分散经营、居民低毛利业务占比高、无本地低价气源、管网固定成本偏高及负荷率不足等因素综合影响，毛利率整体低于行业平均水平，符合县域普通城燃企业的经营现状与行业差异化规律，毛利率水平具备合理性与客观性。

综上，各标的资产的毛利率水平与同行业可比公司对比是合理的，变动趋势与同行业各可比公司差异具有合理性。

3322、天然气工程安装毛利率与同行业可比上市公司对比及合理性分析

报告期内及预测期各标的资产的天然气工程安装综合毛利率水平详见下表：

报告期内预测期公司名称

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

南通中油24.48%42.12%26.37%26.92%27.69%29.44%30.45%

甘河中油-------

中油珠海-扬州中油5.19%9.93%9.13%9.88%8.64%8.53%8.53%

天达胜通-南京洁宁35.89%34.15%30.05%30.05%30.05%30.05%30.05%

天达胜通-南昌中油33.74%47.95%30.00%30.00%30.00%30.00%30.00%

兴化中油37.39%46.90%43.34%43.11%43.11%43.11%43.11%

庆云中油64.16%30.12%71.53%73.93%76.63%100.00%100.00%各标的资产与同行业可比上市公司的天然气工程安装综合毛利率对比情况

见下表：

可比公司简称2024年度2025年度

百川能源69.56%68.70%

美能能源49.72%51.96%

陕天然气45.21%49.88%

新奥股份38.88%44.22%

重庆燃气40.75%47.69%

深圳燃气46.18%46.65%

新疆火炬57.87%58.97%

新天然气39.12%37.96%

可比公司平均值48.41%50.75%

南通中油24.48%42.12%

甘河中油--

中油珠海－扬州中油5.19%9.93%

天达胜通－南京洁宁35.89%34.15%

天达胜通－南昌中油33.74%47.95%

兴化中油37.39%46.90%

庆云中油64.16%30.12%

可比上市公司天然气工程安装毛利率存在差异，系多重内外部因素共同作用所致：一是各地燃气安装收费监管政策、居民工程安装费政府限价标准不同，工

333商业项目区域市场竞争程度分化，直接决定项目定价空间；二是企业业务结构存在区别，居民安装与工商业工程、新建配套项目与老旧改造项目收入占比不同，带来综合毛利率分化；三是材料集采规模、区域施工条件、人工成本、施工管理

水平形成成本端差距；四是各公司工程成本归集、费用分摊等会计核算口径存在差异；此外房地产开工周期、大宗商品价格波动、政府惠民改造硬性任务等阶段性因素，会进一步拉大同行间毛利率差距。整体来看，毛利率差异具备行业与区域客观合理性。

（1）南通中油

报告期内，南通中油天然气工程安装毛利率分别为24.48%和42.12%，呈上升趋势，受项目特征影响毛利率水平低于可比公司均值。南通中油天然气工程安装毛利率低于同行业可比公司，2025年差距大幅收窄，改善趋势明显，差异处于行业合理区间。南通中油天然气工程安装毛利率波动主要原因系两年承接的工程项目结构、业务类型存在差异所致。2024年南通中油天然气工程安装业务承接乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；同时承接了大量乡镇零散中压管道改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了业务成本。2025年南通中油缩减零散小微工业改造项目，优先承接标准化园区配套、中型规上企业成套接驳及成片安置小区项目，项目单体规模、施工标准化程度提升，低毛利零散业务占比大幅下降，毛利率提升。南通中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

南通中油报告期内和预测期的天然气工程安装毛利率低于可比上市公司平均水平，南通中油的毛利率预测具有合理性。

（2）甘河中油

甘河中油报告期内无天然气工程安装业务，故未对其进行分析。

（3）中油珠海-扬州中油

报告期内，扬州中油天然气工程安装毛利率分别为5.19%和9.93%，呈上升趋势，波动较为明显，主要受工程安装收入结构的影响。扬州中油工程安装业务以居民用户工程为主，且多为老旧小区改造项目，需对全小区进行管道敷设，敷

334设成本高，但老居民小区天然气的报装率存在差异，2025年的报装率高于2024年报装率，导致2025年毛利率高于2024年，同时2025年新增工业用户安装，这部分毛利率较高，对整体毛利率有所提升。扬州中油老小区整体报装率偏低，在一定程度上拉低了公司毛利率水平，使其低于同行业可比公司均值。故扬州中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。预测期公司分业务类型测算各类工程安装服务毛利，受居民、工商业等各类安装工程业务结构占比逐年变动影响，天然气工程安装服务毛利将呈现一定波动，相关预测逻辑具备合理性。

综上，扬州中油报告期内和预测期的天然气工程安装毛利率低于可比上市公司平均水平，扬州中油的毛利率预测具有合理性。

（4）天达胜通-南京洁宁

报告期内，南京洁宁天然气工程安装毛利率分别为35.89%和34.15%，两年毛利率水平基本一致，整体较为稳定，与同行业可比公司均值变动趋势一致。南京洁宁毛利率水平低于可比公司均值，主要受项目类型特征影响，南京洁宁项目主要为居民小区建设项目，毛利率特征呈现为偏低的水平，毛利率水平低于可比公司均值具有合理性。

南京洁宁报告期内和预测期的天然气工程安装毛利率低于可比上市公司平均水平，南京洁宁的毛利率预测具有合理性。

（5）天达胜通-南昌中油

报告期内，南昌中油天然气工程安装毛利率分别为33.74%和47.95%，呈上升趋势，主要系以前年度小区零散用户后缴费仅涉及表具及表配件安装费导致毛利率上升。南昌中油天然气工程安装毛利率低于行业平均水平，差异处于行业合理区间，因其项目主要为小而分散的商业，毛利率特征呈现为偏低的水平，南昌中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

南昌中油报告期内和预测期的天然气工程安装毛利率低于可比上市公司平均水平，南昌中油的毛利率预测具有合理性。

（6）兴化中油

335报告期内，兴化中油天然气工程安装毛利率分别为37.39%和46.90%，2025年毛利率增幅较为显著，主要系业务结构优化所致，受项目特征影响毛利率水平低于可比公司均值，2025年差距大幅收窄，改善趋势明显，差异处于行业合理区间。兴化中油2025年安装毛利率较2024年提升，主要系2024年乡镇老旧用户、零散开户业务量高，单户管线距离长、单独开挖施工、无法批量集采，单位成本远高于市区批量项目；同时承接大量乡镇零散中压改造，管线短、配套多、报价低，毛利极薄，拉高了板块整体成本，导致2024年毛利率处于同行业较低水平。2025年，随着低毛利零散业务的占比下降，以及区域内成片安置小区、工业园区配套项目等高质量工程收入占比提升，安装业务毛利率得以修复回升。

兴化中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

兴化中油报告期内和预测期的天然气工程安装毛利率低于可比上市公司平均水平，兴化中油的毛利率预测具有合理性。

（7）庆云中油

报告期内，庆云中油天然气工程安装毛利率分别为64.16%和30.12%，毛利波动幅度较大，主要原因为庆云中油以居民工程安装为主，为房地产开发公司开发的商品房、政府建设主管单位或集体开发的房产以及个人住宅等提供入户安装服务，2024年房地产公司新增开发楼盘导致居民安装工程较多，同时存在相对较大工商业安装工程，使得收入较多，毛利较高；2025年随着房地产行业的下行趋势，导致居民安装业务规模大幅缩减，居民安装收入下降，导致毛利下降。

庆云中油天然气工程安装毛利率水平及变化趋势与可比公司差异具有合理性。

预测期毛利率逐步上升是因为其他用户工程为2017年至2022年承接的庆云

县农村“气代煤”改造工程，系落实国家及省、市清洁取暖政策的重要民生工程，该项目总投资7528.6476万元，主要建设内容包括居民户内燃气设施安装、村内管网敷设、调压设施等。该项目已通过竣工验收通气并交付使用。经双方核对确认，截至2025年12月31日，庆云县住房和城乡建设局累计支付农村“气代煤”工程款3728.95万元，剩余未拨付工程款3799.6976万元，该笔款项为公司垫资完成工程的应收款，由于县财政出现短期困难，未能及时拨付，对于该工程款项预测期逐年确认收入，但对应工程施工已全额计提减值，无对应成本产生，故导致毛利率逐年上升。

336综上，报告期内各燃气公司各类业务毛利率水平及其变化趋势与同行业可比

公司同类业务相比，受各公司经营区域、客户类型、定价政策及成本管控等方面不同，导致存在一定差异，具备合理性。本次预测基于谨慎性原则，对预测期各标的资产的工程安装毛利率是合理的。

（三）市场竞争情况

1、核心竞争格局：特许经营权形成区域排他壁垒，直接同业竞争极小

各标的资产均持有当地政府核发的管道燃气特许经营协议，经营区域内享有管道燃气独家建设、运营、供气权利，区域内不允许其他企业重复敷设市政管道管网开展居民、工商业管道供气业务，不存在其他管道燃气经营主体的直接同业竞争。

存量用户锁定稳定，无恶性价格竞争压力，区域居民用户管网入户改造成本高、切换替代能源成本较高，客户黏性强；存量工商业用户均配套专属管线，长期签署年度供气框架协议，合作周期稳定。不存在同区域燃气企业低价抢客、大幅压缩购销价差的情形，终端销售定价严格执行地方发改部门核定的政府指导价、配气价格标准，企业自主调价空间有限，购销价差具备政策刚性支撑，不会因同业竞争出现毛利率大幅下滑。

区域外燃气企业无法跨区渗透，其他区域城燃企业仅可在自身特许范围内经营，受行政区划、管网资产、特许协议约束，不能跨区域开展管道零售业务，不存在外来燃气主体分流核心存量用气、挤压毛利空间的情形。

综上，由于标的资产所处的行业具有一定程度的区域排他性和自然垄断性，各标的资产在其经营区域内已取得特许经营权，其他竞争者短时间内很难再次进入。

2、其他能源的替代竞争在特许经营区域终端用气市场，标的资产管道天然气主要面临电力（热泵/电锅炉/光伏直供）、LNG点供、煤炭、生物质、氢能五类能源替代竞争，不同能源适用场景、分流压力、对公司气量与毛利冲击存在显著差异，中低温工商业、零散小型工业客户存在持续分流压力；但高温工业、长期稳定用气存量客户存在

场景刚性，替代冲击可控。

337综上，虽然市场存在电力、LNG点供、生物质等其他能源替代竞争，但该

类竞争仅对零散小众用气需求形成小幅分流，公司核心存量居民、大型连续生产工业刚需客户用气具备不可替代性，竞争未造成购销价差持续收窄，对公司整体毛利率不存在实质性不利影响。

本次对于各标的资产的毛利率预测已结合特许经营壁垒、稳定气源成本及能

源竞争客观现状，毛利率预测具备合理性与审慎性。

（四）天然气市场价格变化趋势报告期内及期后，天然气市场价格走势分析详见“问题一、关于经营情况及持续经营能力/七/（一）”。

各标的资产气源采购主要向中石油采购，中石油自产气及管道进口气合计供气占比达95%，气源供给受国际地缘局势扰动程度较低，为国内天然气供应核心稳定保障。近年来，中石油持续优化气源供给结构，供气规模与采购价格稳定性持续提升，天然气价格波动对各燃气公司采购成本、综合用气成本、毛利率及整体盈利水平影响有限。基于上述气源稳定、成本波动可控的客观情况，本次毛利率预测具备合理性。

（五）行业最新价格机制政策影响

根据我国目前的天然气价格定价机制，上游天然气采购价格实行基准门站价格管理，由国家发改委发布，具体分为居民价格和非居民价格两类，居民价格由政府定价，非居民价格由供需双方在国家规定的基准门站价格浮动范围内协商确定，标的资产天然气采购价均按上述原则与上游供气单位协商确定。

南通中油对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，其中居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序；对于工业、商业用户等非居民用户通常以当地政府价格主管部门制定的销售指导价格为上限协商定价。

甘河中油对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，销售价格由地方政府价格主管部门统一定价。

扬州中油对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，其中居民用户销售价

338格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序；对于工业、商业用户等非居民用户实行固定价格气量和购销差价顺价气量两类定价模式。发改委核定中石油天然气销售江苏分公司固定价格气量售价，该部分气量适用最高限价；超出额度的气量按月顺价，燃气公司按月向发改委备案采购单价，采购单价加配气价格为顺价最高价格。扬州中油对非居民用户在相应最高限价内协商确定实际销售价格。

南京洁宁对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，其中居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序；对于工业、商业用户等非居民用户通常以当地政府价格主管部门制定的销售指导价格为上限协商定价。

南昌中油对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，其中居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序；对于商业用户等非居民用户通常以当地政府价格主管部门制定的销售指导价格为上限协商定价。

兴化中油对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，其中居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序；对于工业、商业用户等非居民用户通常以当地政府价格主管部门制定的销售指导价格为上限协商定价。

庆云中油对下游各类用户执行不同的天然气销售价格，其中居民用户销售价格采取当地政府定价的方式，一般实行阶梯价格制度，价格调整需要履行听证程序；对于工业、商业用户等非居民用户通常以当地政府价格主管部门制定的销售指导价格为上限协商定价。

综上，各标的资产所在经营区域的最新价格机制政策与行业的最新价格机制政策是一致的，故本次预测期的毛利率是合理谨慎的。

（六）标的资产拟采取的措施及其有效性

1、进一步保障上游天然气源稳定

标的资产依托国家管网和中石油合同气源，在气源获取的量与价上具备行业竞争力，成本控制能力较强，可在价格竞争中占据一定优势。因此，公司产品在

339量和价方面具备优势，能够保障燃气供应的稳定性和可靠性。

2、完善天然气管网，加强下游客户关系管理

在特许经营区域内，各标的资产已建成各层级管线。目前的管网条件可以保障现有业务运营。标的资产会进一步加强管网的日常检修和维护，保障天然气管网及相关设备的正常运行，使得气损率继续维持在较低水平，同时根据未来业务发展需要投资敷设新的管网。

依靠品牌及管理优势，部分标的资产在特许经营区域内工业用户饱和度较高，与客户之间建立了关于生产安排和用气需求的高效、及时沟通渠道，合作关系融洽，这有利于对下游客户的用气量把握，安排采购计划。未来标的资产将继续加强与下游客户的日常工作，提高对下游用气量的管控精准度。同时，标的资产将发挥既有优势积极开拓特许经营区域内的新增产业用户，提高营收规模。

3、加强安全生产管理

天然气属于易燃、易爆气体，一旦发生泄漏，极易引起火灾、爆炸等安全事故，因此安全经营历来是燃气经营企业的工作重点。公司制定了一系列较为健全的安全经营管理制度，按照内部管理制度执行安全经营相关措施，从安全生产的制度化、规范化、加强员工培训及考核机制等方面进一步强化对安全生产的重视程度，从而将安全生产风险尽可能降低。

4、提高管理团队能力，提高内控管理水平

各标的资产将持续强化团队管理效能，全面提升内部管控规范化水平，持续优化内部组织架构体系，进一步厘清各层级管理人员岗位职责、工作边界与权责划分，理顺管理流程，推动各岗位权责清晰、分工明确，夯实高效管理与内控落地的组织基础。

5、根据产业政策要求，及时优化经营策略

天然气作为一种可持续发展的清洁能源，受到产业政策支持与鼓励。2021年3月，“十四五”规划纲要提出，“落实2030年应对气候变化国家自主贡献目标，制定2030年前碳排放达峰行动方案。完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费。实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度，

340支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达到碳排放峰值。推动能源清洁低碳安全高效利用，深入推进工业、建筑、交通等领域低碳转型”。

产业政策或相关法律法规的变动将会对燃气行业的市场需求产生一定程度的影响，从而影响公司的业务。各标的资产将积极关注我国天然气产业政策的变化，深入贯彻国家对于天然气产业健康发展的要求，配合相关部门对燃气公司的管控要求，预计产业政策发生变化时，提前有针对性地优化公司经营策略，争取将产业政策的不利影响降到最低程度。

综上，标的资产从气源保障、管网建设与客户运营、安全生产、内部治理、政策适配五大维度制定完善经营保障举措，各项措施贴合自身经营实际、落地路径清晰可行，能够有效对冲气源波动、管网运营、安全风险及政策变动等各类经营不确定性，持续巩固区域燃气经营核心竞争力，保障经营业绩稳定可持续。故本次预测期的毛利率是合理谨慎的。

七、各项期间费用的具体预测情况、预测过程，并结合报告期内标的资产及

同行业可比公司的期间费用率，分析期间费用预测是否合理、谨慎。

（一）各标的资产预测期期间费用相关预测过程、预测依据

1、南通中油

（1）管理费用的具体预测过程、测算依据及合理性

管理费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、业务招待费、车辆费用、租赁

费、信息系统维护费、其他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

341报告期和预测期的管理费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

管理费用合计1021.081041.841024.691030.021048.471054.371060.16

管理费用率1.69%1.81%1.81%1.78%1.79%1.77%1.77%

平均管理费用率1.75%1.79%

南通中油报告期的平均管理费用率为1.75%，预测期的平均管理费用率为

1.79%，预测期管理费用率与报告期管理费用率相近。

（2）销售费用的具体预测过程、测算依据及合理性

销售费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、租赁费、信息系统维护费和其他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的销售费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计399.63382.13299.27297.28299.54301.60303.52

销售费用率0.66%0.67%0.53%0.51%0.51%0.51%0.51%

平均销售费用率0.66%0.51%

南通中油报告期的平均销售费用率为0.66%，预测期的平均销售费用率为

0.51%，预测期销售费用率与报告期销售费用率相比有所下降是由于信息系统维

342护费下降及租赁费下降导致，对于信息系统维护费，由于报告期内为信息系统前期阶段，收取费用较高，预测期之后维护费用有所下降，本次评估根据新签合同预测。对于租赁费，由于长江营业厅到期将不续租，会搬迁至企业自购的商铺开展营业，故预测期对搬迁涉及的租赁费未预测。

（3）财务费用的具体预测过程、测算依据及合理性

历史年度财务费用主要为利息收入、利息支出和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。

对于利息支出，由于南通中油已在评估基准日后报告出具日前偿还长期借款，本次仅预测评估基准日后至偿还债务期间的利息支出，之后不予预测相关支出。

对于手续费支出和其他，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

报告期和预测期的财务费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

财务费用合计133.90153.7878.4616.0916.3416.5616.68

财务费用率0.22%0.27%0.14%0.03%0.03%0.03%0.03%

平均财务费用率0.24%0.05%

南通中油报告期的平均财务费用率为0.24%，预测期的平均财务费用率为

0.05%，预测期财务费用率相较于报告期财务费用率下降是由于南通中油已在评

估基准日后报告出具日前偿还长期借款，故导致财务费用中利息支出下降。

2、甘河中油

（1）管理费用的具体预测过程、测算依据及合理性

管理费用主要包括职工薪酬、折旧摊销、业务招待费、车辆费用、租赁费、信息系统维护费和物业管理费等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经

343营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据

企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的管理费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

管理费用合计468.57440.63430.29427.82431.75427.88427.17

管理费用率2.40%2.05%2.02%1.97%1.96%1.95%1.94%

平均管理费用率2.22%1.97%

甘河中油报告期的平均管理费用率为2.22%，预测期的平均管理费用率为

1.97%，预测期管理费用率下降主要原因如下：一是主营业务收入逐年增加；二

是办公地点租赁合同于2025年底到期，2026年签订新的租赁合同，合同约定的年租金较2025年下降所致。

（2）销售费用的具体预测过程、测算依据及合理性

销售费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、车辆费用、技术服务费、水电费和其他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的销售费用情况具体如下：

344单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计75.4751.8053.8854.3454.7754.7454.91

销售费用率0.39%0.24%0.25%0.25%0.25%0.25%0.25%

平均销售费用率0.31%0.25%

甘河中油2025年销售费用率0.24%，较2024年销售费用率0.39%有所下降，主要是因为2024年支付了一笔不具延续性的仓储费用，2025年开始企业仅有零星运输装卸费用，预测期延续2025年企业的经营需求情况预测，预测期的平均销售费用率为0.25%，与2025年销售费用率基本一致。

（3）财务费用的具体预测过程、测算依据及合理性历史年度财务费用主要为利息收入和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。

对于手续费支出，经资产评估专业人员分析及与企业相关人员沟通了解，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

报告期和预测期的财务费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

财务费用合计-140.35-143.162.392.442.462.462.46

手续费2.232.352.392.442.462.462.46

财务费用率-0.72%-0.67%0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%

手续费用率0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%

平均财务费用率-0.69%0.01%

甘河中油报告期的平均财务费用率为-0.69%，主要是因为甘河中油无有息负债，报告期内账面留存的货币资金产生的利息收入大于经营需要的手续费支出。

预测期平均财务费用率为0.01%，主要是因为财务费用中不预测利息收入，手续费用与报告期内基本一致。

3453、中油珠海-扬州中油

（1）管理费用的具体预测过程、测算依据及合理性

管理费用主要包括工资、折旧费、咨询审计费、摊销费和技术服务费等。

对于差旅费、广告宣传费、业务招待费，本次根据其历史年度占收入的比例确定。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。其余费用根据未来年度业务量的增加每年保持适当增长。

报告期和预测期的管理费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

管理费用合计581.96555.56567.16582.08590.28597.53598.99

管理费用率1.95%2.39%2.28%2.24%2.20%2.20%2.20%

平均管理费用率2.17%2.23%

扬州中油报告期的平均管理费用率为2.17%，预测期的平均管理费用率为

2.23%，预测期管理费用率与报告期管理费用率相近。

（2）销售费用的具体预测过程、测算依据及合理性

销售费用主要包括折旧、工资、信息系统维护费、业务招待费和办公费等。

对于业务招待费，本次根据其历史年度占收入的比例确定。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。其余费用根据未来年度业务量的增

346加每年保持适当增长。

报告期和预测期的销售费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计103.31125.79132.01134.79136.33137.72138.38

销售费用率0.35%0.54%0.53%0.52%0.51%0.51%0.51%

平均销售费用率0.44%0.52%

扬州中油报告期销售费用率由2024年0.35%增加至2025年0.54%，主要是销售人员扩编、营收下滑共同作用的客观经营结果。预测期销售费用率与报告期销售费用率相比有所上升，主要是预测期以2025年常态化销售团队配置为基础测算，0.52%的平均费率略高于两年历史均值，符合公司维持现有销售人员规模的经营规划，取值贴合实际经营现状，具备合理性。

（3）财务费用的具体预测过程、测算依据及合理性

历史年度财务费用主要为利息收入、利息支出和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。

对于利息支出，本次根据企业未来年度的资本结构和平均债务成本进行预测。

对于手续费支出和其他，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

报告期和预测期的财务费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

财务费用合计-76.33-42.9427.7527.8427.9227.9527.95

财务费用率-0.26%-0.14%0.09%0.09%0.09%0.09%0.09%

平均财务费用率-0.20%0.09%

扬州中油报告期的平均财务费用率为-0.20%，预测期的平均财务费用率为

0.09%，预测期财务费用率相较于报告期财务费用率增长主要是预测期未考虑利息收入的预测。

3474、天达胜通

鉴于天达胜通的期间费用数据由天达胜通、南京洁宁、高佳物流、珠海投资、南昌中油合并预测。故本题回复按天达胜通合并数据作为基础。

（1）管理费用的具体预测过程、测算依据及合理性

管理费用主要包括职工薪酬、折旧费、租赁费、信息系统维护费、业务招待

费、咨询审计费、车辆费用和其他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的管理费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

管理费用合计959.93817.20912.48935.34967.78970.96972.49

管理费用率3.61%3.44%4.28%4.32%4.40%4.37%4.34%

平均管理费用率3.52%4.34%

天达胜通报告期的平均管理费用率为3.52%，预测期的平均管理费用率为

4.34%，预测期管理费用率高于报告期管理费用率，主要是预测期增加考虑了天

达胜通平台公司的职工薪酬。

（2）销售费用的具体预测过程、测算依据及合理性

销售费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、信息系统维护费、办公费、其他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近

348几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的销售费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计191.21178.33132.24133.29134.51135.60136.58

销售费用率0.72%0.75%0.62%0.62%0.61%0.61%0.61%

平均销售费用率0.73%0.61%

天达胜通报告期的平均销售费用率为0.73%，预测期的平均销售费用率为

0.61%，预测期销售费用率与报告期销售费用率相比有所降低是由于信息系统维

护费下降导致，对于信息系统维护费，由于报告期内为信息系统前期阶段，收取费用较高，预测期之后维护费用有所下降，本次评估根据新签合同预测。

（3）财务费用的具体预测过程、测算依据及合理性历史年度财务费用主要为利息收入和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。对于手续费支出和其他，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

报告期和预测期的财务费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

财务费用合计-230.46-396.7612.1912.4112.6312.8313.02

财务费用率-0.87%-1.67%0.06%0.06%0.06%0.06%0.06%

平均财务费用率-1.27%0.06%

天达胜通报告期的平均财务费用率为-1.27%，预测期的平均财务费用率为

3490.06%，预测期财务费用率相较于报告期财务费用率上升是由于本次评估未对利

息收入进行预测。

5、兴化中油

（1）管理费用的具体预测过程、测算依据及合理性

管理费用主要包括职工薪酬、折旧摊销、业务招待费、车辆费用、租赁费、

信息系统维护费、其他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的管理费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

管理费用合计351.55311.76323.21323.17343.83343.58343.69

管理费用率6.74%5.86%5.99%5.76%5.98%5.89%5.81%

平均管理费用率6.30%5.89%

兴化中油2025年管理费用率5.86%，较2024年管理费用率6.74%有所下降，主要是因为2025年管理人员减少导致人工成本减少，人员减少的管理岗位为经营必备的岗位，预计2026年需补充管理人员，故2026年管理费用率较2025年上升。兴化中油报告期的平均管理费用率为6.30%，预测期的平均管理费用率为

5.89%，预测期管理费用率与报告期管理费用率相近，具备合理性。

（2）销售费用的具体预测过程、测算依据及合理性

销售费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、租赁费、信息系统维护费和其

350他等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的销售费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计28.2426.6927.8227.8227.8227.8227.82

销售费用率0.54%0.50%0.52%0.50%0.48%0.48%0.47%

平均销售费用率0.52%0.49%

兴化中油报告期的平均销售费用率为0.52%，预测期的平均销售费用率为

0.49%，预测期销售费用率与报告期销售费用率基本一致，预测期销售费用率微

量下降系营业收入增加引起，故预测期销售费用率具备合理性。

（3）财务费用的具体预测过程、测算依据及合理性历史年度财务费用主要为利息收入和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。

对于手续费支出和其他，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

报告期和预测期的财务费用情况具体如下：

351单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

财务费用合计-2.08-0.730.500.500.500.500.50

手续费0.470.430.500.500.500.500.50

财务费用率-0.04%-0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%

手续费用率0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%0.01%

平均财务费用率-0.03%0.01%

兴化中油报告期的平均财务费用率为-0.03%，主要是因为兴化中油无有息负债，报告期内账面留存的货币资金产生的利息收入大于经营需要的手续费支出。

预测期平均财务费用率为0.01%，主要是因为财务费用中不预测利息收入，手续费用与报告期内基本一致。

6、庆云中油

（1）管理费用的具体预测过程、测算依据及合理性

管理费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、业务招待费、车辆费用、水费、电费等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的管理费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

管理费用合计345.18323.87320.87314.48313.18311.77310.32

管理费用率3.56%3.57%3.41%3.33%3.29%3.30%3.28%

平均管理费用率3.56%3.32%

庆云中油报告期的平均管理费用率为3.56%，预测期的平均管理费用率为

3523.32%，预测期管理费用率与报告期管理费用率相近。

（2）销售费用的具体预测过程、测算依据及合理性

销售费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、水费、电费和车辆费用等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

报告期和预测期的销售费用情况具体如下：

单位：万元报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计36.0848.1848.2448.1748.1548.1448.12

销售费用率0.37%0.53%0.51%0.51%0.51%0.51%0.51%

平均销售费用率0.45%0.51%

庆云中油报告期的平均销售费用率为0.45%，预测期的平均销售费用率为

0.51%，预测期销售费用率与报告期销售费用率相近。

（3）财务费用的具体预测过程、测算依据及合理性

历史年度财务费用主要为利息收入、利息支出和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。

对于利息支出，由于庆云中油在评估基准日后报告出具日前无长期借款，故不予预测相关支出。

对于手续费支出和其他，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

报告期和预测期的财务费用情况具体如下：

353单位：万元

报告期内预测期项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

财务费用合计-29.83-17.229.809.869.919.859.85

财务费用率-0.31%-0.19%0.10%0.10%0.10%0.10%0.10%

平均财务费用率-0.25%0.10%

庆云中油报告期的平均财务费用率为-0.25%，预测期的平均财务费用率为

0.10%，预测期财务费用率相较于报告期财务费用率上升是由于本次评估未对利

息收入进行预测。

（二）各标的资产与同行业可比公司期间费用率对比及合理性分析

1、管理费用率对比分析

各标的资产与同行业可比上市公司的管理费用率对比情况如下：

可比公司简称2024年度2025年度

百川能源2.92%2.91%

美能能源5.93%5.97%

陕天然气2.92%3.31%

新奥股份2.91%3.07%

重庆燃气2.91%3.08%

深圳燃气1.32%1.32%

新疆火炬4.26%4.37%

新天然气7.73%7.25%

平均值3.86%3.91%标的资产报告期平均值预测期平均值

南通中油1.75%1.79%

甘河中油2.22%1.97%

中油珠海-扬州中油2.17%2.23%

天达胜通3.52%4.34%

兴化中油6.30%5.89%

庆云中油3.56%3.32%

从同行业可比公司数据来看，2024年、2025年可比公司管理费用率区间分别为1.32%-7.73%、1.32%-7.25%之间，可比公司间指标分化明显。该差异由业

354务业态、资产规模、人员架构、区域管理模式及费用核算等因素影响。

标的资产南通中油、甘河中油、扬州中油经营区域单一，供气客户中工业客户占比90%以上，管理费用成本相对较低，与同行业相比，标的资产南通中油、甘河中油、扬州中油报告期与预测期的管理费用率均低于可比公司平均水平，但处于合理区间范围内。

标的资产天达胜通、庆云中油的报告期与预测期的管理费用率与同行业可比公司平均水平相匹配。

标的资产兴化中油的报告期与预测期的管理费用率高于同行业可比公司平均水平，兴化地处县级市，主营业务收入规模有限，远小于同行业上市公司体量。

城燃企业的管理费用中，管理人员薪酬、办公场所及车辆费用、信息系统运维费用等均为相对固定的刚性支出，不会随收入规模的扩大而同比例增加。当收入基数较小时，上述固定管理成本分摊至单位收入的比率即被抬高，导致管理费用率高于行业均值。兴化中油自身无高压管网资产，从上游采购的管输气均需通过第三方高压管网输送，需额外支付管输费用。该部分管输费用虽在会计准则中计入主营业务成本，但管输协调、气量调度、计量交接及与上游供气方的对接管理工作量较大，相关的管理人员成本及协调管理费用无法通过收入规模的扩张而充分摊薄，进一步推高了管理费用率，兴化中油的管理费用率虽高于行业均值，处于个体差异范围内，具备合理性。

综上所述，各标的资产的管理费用预测与行业发展特征及自身实际经营情况相符，管理费用的预测具有合理性。

2、销售费用率对比分析

各标的资产与同行业可比上市公司的销售费用率对比情况如下：

可比公司简称2024年度2025年度

百川能源0.96%0.92%

美能能源1.66%1.52%

陕天然气0.49%0.56%

新奥股份1.11%1.18%

重庆燃气2.10%2.17%

深圳燃气5.63%5.28%

355可比公司简称2024年度2025年度

新疆火炬6.74%5.84%

新天然气1.00%1.01%

平均值2.46%2.31%标的资产报告期平均值预测期平均值

南通中油0.66%0.51%

甘河中油0.31%0.25%

中油珠海-扬州中油0.44%0.52%

天达胜通0.73%0.61%

兴化中油0.52%0.49%

庆云中油0.37%0.53%

从同行业可比公司数据来看，2024年、2025年可比公司销售费用率区间分别为0.49%-6.74%、0.56%-5.84%，可比公司间指标分化明显。该差异充分反映，各地城市燃气企业主要由业务布局、客户结构、市场拓展投入、区域运营模式四

类核心因素影响，其中主营天然气长输管道批发，下游客户均为城燃企业，不直接面向居民、商户开展终端零售，无需发生入户推广、灶具配套、客户维保等终端销售支出，销售相关投入较少；工商业大客户占比较高，客户合作稳定，终端市场拓客、售后运维投入可控；以居民零售用气业务为核心，需持续投入小区通气推广、入户安检、灶具置换补贴、线下客户服务等开支；同时整体营收规模相对偏小，收入端摊薄效应较弱，推高自身销售费用率。

标的资产中南通中油、甘河中油、扬州中油、兴化中油经营区域均为单一区域，供气客户中工业客户占比90%以上，故其销售费用率较低，报告期与预测期的销售费用率均低于可比公司平均水平，但处于合理区间范围内。在同行业企业个体差异的大背景下，属于合理的个体水平，差异具备客观经营基础。预测期内，上述标的资产的工业客户占比仍保持在报告期的水平，销售费用率维持在与报告期一致的水平是合理的。

标的资产天达胜通下属子公司南京洁宁业务结构以工业用户为主、南昌中油

以居民用户为主，其中南京洁宁营收规模占比更高，综合子公司客户结构，公司整体销售费用率仍低于可比公司平均水平具备合理性。

标的资产庆云中油主营区域集中，客户群体稳定，公司居民客户依托住建局

356配套名单获取，配套款项由住建局统一结算，无需大额拓客推广支出，存量居民、工业用气客户黏性强，无需大规模广告、渠道推广、异地市场拓展等营销开支，销售费用与公司经营范围、拓客模式相符，在同行业企业个体差异的大背景下，属于合理的个体水平，差异具备客观经营基础。公司整体销售费用率仍低于可比公司平均水平具备合理性。

综上所述，各标的资产的销售费用预测与行业发展特征及自身实际经营情况相符，销售费用的预测具有合理性。

3、财务费用率对比分析

各标的资产与同行业可比上市公司的财务费用率对比情况如下：

可比公司简称2024年度2025年度

百川能源1.48%1.24%

美能能源-1.18%-0.49%

陕天然气0.85%1.14%

新奥股份0.82%0.36%

重庆燃气0.12%0.20%

深圳燃气1.05%0.97%

新疆火炬0.19%0.06%

新天然气3.70%6.17%

平均值0.88%1.21%标的资产报告期平均值预测期平均值

南通中油0.24%0.05%

甘河中油-0.69%0.01%

中油珠海-扬州中油-0.20%0.09%

天达胜通-1.27%0.03%

兴化中油-0.03%0.01%

庆云中油-0.25%0.10%

从同行业可比公司数据来看，2024年、2025年可比公司财务费用率区间分别为-1.18%-3.70%、-0.49%-6.17%之间，可比公司间指标分化明显。该差异主要受各主体融资规模、债务结构、融资成本、资金使用安排、项目投资节奏、自有资金充裕程度等多重客观因素综合影响。

各标的资产报告期和预测期财务费用率均显著低于可比上市公司平均水平，

357差异为标的资产均为单一区域经营、无大规模扩张计划、有息负债规模低、经营

性现金流充裕，各标的资产的财务费用率均处于同行业可比公司的合理区间范围内。本次对于各标的资产财务费用的预测主要考虑其现有资本结构、现金流，后续在维持现有规模下无需大规模借款等，故取值具备客观合理性。

综上所述，各标的资产的财务费用预测与企业历史年度情况及未来规划相符，财务费用的预测具有合理性。

综上所述，结合预测期内期间费用率与报告期内期间费用率、同行业可比公司期间费用率对比情况，标的资产的期间费用预测与企业历史年度情况及未来规划情况相符，标的资产各项期间费用预测具有合理性。

八、预测期内标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程、测算依据及其合理性。

各标的资产预测期折旧与摊销、资本性支出、营运资金相关预测过程、预测

依据及合理性分析如下：

（一）南通中油

预测期及永续期南通中油折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过

程及测算依据如下：

1、折旧与摊销预测过程及测算依据

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额进行测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

折旧分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物43.3047.7869.5767.5364.6658.36

2构筑物38.5836.9734.8834.7233.3818.16

3管道沟槽821.37861.82891.72920.69941.82871.70

4机器设备156.2695.9584.1280.9673.76190.15

5运输设备8.047.387.387.737.753.20

358序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

6电子设备35.7956.3157.0557.7062.0494.45

折旧小计1103.341106.211144.721169.341183.411236.02

摊销分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1长期待摊费用105.96182.76182.76182.76182.7648.35

2土地使用权15.7815.7815.7815.7815.7819.95

摊销小计121.74198.54198.54198.54198.5468.30

根据以上资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。未来折旧与摊销的预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1主营业务成本1068.691071.481108.781132.621146.251197.21

2销售费用16.9917.0417.6318.0118.2219.03

3管理费用17.6517.7018.3218.7118.9319.78

折旧小计1103.341106.211144.721169.341183.411236.02

1主营业务成本121.74198.54198.54198.54198.5468.30

摊销小计121.74198.54198.54198.54198.5468.30

折旧摊销合计1225.081304.751343.261367.881381.951304.32

2、资本性支出预测过程及测算依据

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的存量及增量资本性支出进行预测。

南通中油存量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

LNG 综合办公楼改造，

1房屋建筑物917.433.03企业现有房屋建筑物、存

量资产更新

226.91企业现有构筑物、存量资构筑物

产更新

3592.10企业现有管道沟槽、存量管道沟槽

资产更新

4机器设备286.41企业现有设备、存量资产

35920262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年更新

5企业现有设备、存量资产运输设备20.0020.001.67

更新

6企业现有设备、存量资产电子设备2.002.002.002.002.0093.86

更新

7长期待摊费用0.00

8其他无形资产0.00

98.90企业现有土地、存量资产土地使用权

更新

合计22.00919.432.0022.002.001012.88

南通中油增量资产的更新支出具体如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1管道沟槽918.16902.83985.95843.50491.05根据安装计

划敷设管道

2电子设备40.0040.0040.0040.0040.00表具更新

362.39长江营业厅长期待摊费用

装修费

合计1020.54942.831025.95883.50531.05

南通中油在建工程后续资本性支出的更新明细具体如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注在建管道

1管道沟槽42.43沟槽后续

支出在建国债

2长期待摊229.68项目后续

费用支出

合计272.10-----

根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期存量资产的资本性支出

1房屋建筑物917.433.03

2构筑物26.91

3管道沟槽592.10

4机器设备286.41

360序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

存量资产的资本性支出

5车辆20.0020.001.67

6电子设备2.002.002.002.002.0093.86

7长期待摊费用0.00

8其他无形资产0.00

9土地使用权8.90

小计22.00919.432.0022.002.001012.88增量资产的资本性支出

1房屋建筑物

2构筑物

3管道沟槽918.16902.83985.95843.50491.05-

4机器设备

5车辆

6电子设备40.0040.0040.0040.0040.00-

7长期待摊费用62.39

8其他无形资产

9土地使用权

小计1020.54942.831025.95883.50531.050.00在建工程后续资本性支出

1管道沟槽42.43-----

2土地使用权229.68-----

小计272.100.000.000.000.000.00

资本性支出合计1314.641862.261027.95905.50533.051012.88

3、永续期折旧摊销和资本性支出的测算过程

对于永续期折旧与摊销和永续期资本性支出的测算，本次评估的总体思路为，在标的资产进入永续期后，将每年不同的资本性支出和折旧摊销数额，在折现值相同的基础上，估算出每年的资本性支出和折旧摊销数额，使得上述两个现金流的折现值趋同。上述思路对应的模型公式如下：

上述公式中：P为永续期年资本性支出额，Rt为资产预计的重置价值，t为

361资产 2026年 1月至资产更新的年限，m为资产的平均使用年限，r为折现率。

本次评估，对永续期资本性支出和折旧摊销年金化金额，采用永续年金资本化模型测算。对于标的资产的各项资产（不包括溢余资产及非经营性资产），根据其购置成本、经济寿命年限、尚可使用年限等因素分别代入上述公式，将永续期内各更新时点的资产更新支出现值在永续期年金化，并进行汇总，得到本次评估的永续期折旧摊销和永续期资本性支出金额。

4、营运资金增加额预测过程

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应收款、应付职工薪酬、其他应付款、一年内到期的非流动负债、合同资产、预收款项等科目因核算内容多为关联

方的经营性往来或周转快、拖欠时间较短及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、应收账款、预付款项、存货、其他流动资产、应付账款、合同负债、其他流动负债等几个因素。

（1）基准日营运资金的确定

基准日营运资金根据流动资产和流动负债评估值进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定。经计算评估基准日的营运资金为-7216.80万元。

（2）未来年度最低现金保有量的预测

一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过对南通中油营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，南通中油营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。预测期各年日常现金保有量测算过程如下表：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注根据除天然气

成本、折旧摊销

1年付现5538.275558.435567.345587.255604.17外的成本费用、成本税金及附加、企业所得税加计确定

362序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

2月付现461.52463.20463.95465.60467.01

成本

3周转月11111

数付现周

4转现金461.52463.20463.95465.60467.01

保有量

5现金保461.52463.20463.95465.60467.01

有量

（3）未来年度营运资金的预测

在参考2025年各科目周转天数的基础上并结合企业访谈、行业平均水平情况，综合确定未来年度周转天数按2025年的周转天数进行预测，并结合未来年度营业收入和营业成本的预测来确定未来年度的营运资金情况。对于周转快，且金额相对较小的其他营运资金科目，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。

报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年应收账款周转天数101010101010预付款项周转天数161616161616合同负债周转天数222222222222

营运资金预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1货币资金461.52463.20463.95465.60467.01根据现金保有量测算

2应收账款2229.292264.242289.472310.202322.68根据周转天数测算

3预付款项3095.163140.503173.803201.093217.54根据周转天数测算

4其他应收款55.5655.5655.5655.5655.56保持基准日余额

5存货159.08150.73142.06137.66135.55根据各业务类型周转天

数测算

6其他流动资产6.246.246.246.246.24保持基准日余额

一营运资产合计6006.866080.476131.076176.356204.58

1应付账款2010.581911.601821.231775.071753.21根据各业务类型周转天

数测算

2合同负债4904.444981.335036.835082.445109.89根据周转天数测算

3应付职工薪酬355.04355.04355.04355.04355.04保持基准日余额

363序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

4应交税费610.02628.28636.06643.74647.96根据当期所得税/4+基准

日其他税费余额确定

5其他应付款776.80776.80776.80776.80776.80保持基准日余额

6其他流动负债441.40448.32453.32457.42459.89根据合同负债测算

二营运负债合计9098.289101.379079.289090.539102.79

三营运资金-3091.42-3020.90-2948.21-2914.18-2898.22营运资金的

四4125.3870.5272.6934.0315.96变动

由于永续期收入、成本、付现成本等不再变动，故相应的营运资金需求净增加为0。

综上所述，预测期及永续期标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程具有合理性。

（二）甘河中油

预测期及永续期甘河中油折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过

程及测算依据如下：

1、折旧与摊销预测过程及测算依据

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额进行测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

折旧分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物71.9771.9771.9771.9771.9719.54

2构筑物39.5839.5839.5839.5839.5833.99

3管道沟槽246.00278.10302.80228.30206.79283.81

4机器设备51.1949.7449.5949.4242.57113.53

5运输设备11.0710.027.607.244.336.31

6电子设备9.509.239.128.182.7122.47

折旧小计429.31458.64480.65404.68367.94479.65

摊销分摊测算过程如下：

364单位：万元

序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1土地使用权9.319.319.319.319.319.20

摊销小计9.319.319.319.319.319.20

根据以上资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。未来折旧与摊销的预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1主营业务成本341.17364.48381.97321.60292.40381.18

2销售费用2.062.202.311.941.772.30

3管理费用34.6036.9738.7432.6229.6638.66

4其他业务成本51.4754.9957.6348.5244.1257.51

折旧小计429.31458.64480.65404.68367.94479.65

1管理费用9.319.319.319.319.319.20

摊销小计9.319.319.319.319.319.20

折旧摊销合计438.62467.95489.96413.99377.25488.85

2、资本性支出预测过程及测算依据

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的存量及增量资本性支出进行预测。

甘河中油存量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

16.51企业现有房屋建筑物、存房屋建筑物

量资产更新

261.69企业现有构筑物、存量资构筑物

产更新

3管道沟槽367.98企业现有管道沟槽、存量

资产更新

42.53182.69企业现有设备、存量资产机器设备

更新

5运输设备24.007.89企业现有设备、存量资产

更新

6电子设备1.001.001.001.001.0029.52企业现有设备、存量资产

更新

7长期待摊费用0.00

8其他无形资产0.00

36520262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

9土地使用权2.48企业现有土地、存量资产

更新

合计25.001.001.001.003.53658.76

甘河中油增量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

1管道沟槽779.82779.82建设管道哨兵

甘河中油在建工程后续资本性支出的更新明细具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

1管道沟槽466.06在建管道沟槽后续

支出

根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期存量资产的资本性支出

1房屋建筑物6.51

2构筑物61.69

3管道沟槽367.98

4机器设备2.53182.69

5车辆24.007.89

6电子设备1.001.001.001.001.0029.52

7长期待摊费用0.00

8其他无形资产0.00

9土地使用权2.48

小计25.001.001.001.003.53658.76增量资产的资本性支出

1房屋建筑物

2构筑物

3管道沟槽779.82779.82

4机器设备

5车辆

366序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

存量资产的资本性支出

6电子设备

7长期待摊费用

8其他无形资产

9土地使用权

小计0.00779.82779.820.000.000.00在建工程后续资本性支出

1管道沟槽466.06

小计466.060.000.000.000.000.00

资本性支出合计491.06780.82780.821.003.53658.76

3、永续期折旧摊销和资本性支出的测算过程

对于永续期折旧与摊销和永续期资本性支出的测算，本次评估的总体思路为，在标的资产进入永续期后，将每年不同的资本性支出和折旧摊销数额，在折现值相同的基础上，估算出每年的资本性支出和折旧摊销数额，使得上述两个现金流的折现值趋同。上述思路对应的模型公式如下：

m

P (1 + r )= R t * r * m * (1 + r )

- t

(1 + r ) - 1

上述公式中：P为永续期年资本性支出额，Rt为资产预计的重置价值，t为资产 2026年 1月至资产更新的年限，m为资产的平均使用年限，r为折现率。

本次评估，对永续期资本性支出和折旧摊销年金化金额，采用永续年金资本化模型测算。对于标的资产的各项资产（不包括溢余资产及非经营性资产），根据其购置成本、经济寿命年限、尚可使用年限等因素分别代入上述公式，将永续期内各更新时点的资产更新支出现值在永续期年金化，并进行汇总，得到本次评估的永续期折旧摊销和永续期资本性支出金额。

4、营运资金增加额预测过程

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应付款、应付职工薪酬、存货、其

367他应收款等科目因核算内容多为关联方的经营性往来或周转快、拖欠时间较短及

金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、其他流动负债、合同负债、应付账款、预付

款项、应收账款等几个因素。

（1）基准日营运资金的确定

基准日营运资金根据流动资产和流动负债评估值进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定。经计算评估基准日的营运资金为-3089.88万元。

（2）未来年度最低现金保有量的预测

一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过对甘河中油营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，甘河中油营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。预测期各年日常现金保有量测算过程如下表：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

根据除天然气成本、折旧

1年付现成本2303.292334.332350.902377.552388.18摊销外的成本费用、税金

及附加、企业所得税加计确定

2月付现成本191.94194.53195.91198.13199.02

3周转月数11111

4付现周转现191.94194.53195.91198.13199.02

金保有量

5现金保有量191.94194.53195.91198.13199.02

（3）未来年度营运资金的预测

在参考2025年各科目周转天数的基础上并结合企业访谈、行业平均水平情况，综合确定未来年度周转天数按2025年的周转天数进行预测，并结合未来年度营业收入和营业成本的预测来确定未来年度的营运资金情况。对于周转快，且金额相对较小的其他营运资金科目，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。

报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年应收账款周转天数444444

368项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年

预付款项周转天数171717171717应付账款周转天数545454545454合同负债周转天数272727272727

营运资金预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1货币资金191.94194.53195.91198.13199.02根据现金保有量测算

2应收账款235.30239.79242.41242.41242.41根据周转天数测算

3预付款项633.06646.66655.05652.02650.62根据周转天数测算

4其他应收款30.3430.3430.3430.3430.34保持基准日余额

5存货4.994.994.994.994.99保持基准日余额

一营运资产合计1095.641116.311128.701127.891127.38

1应付账款2010.912054.102080.752071.122066.69根据周转天数测算

2合同负债1588.301618.581636.281636.281636.28根据周转天数测算

3应付职工薪酬117.71117.71117.71117.71117.71保持基准日余额

4应交税费343.61351.65353.44356.25357.36根据当期所得税/4+基准

日其他税费余额确定

5其他应付款125.86125.86125.86125.86125.86保持基准日余额

6其他流动负债142.95145.67147.26147.26147.26根据合同负债测算

二营运负债合计4329.334413.574461.294454.474451.15

三营运资金-3233.69-3297.26-3332.58-3326.58-3323.76

四营运资金的变动-143.81-63.57-35.336.012.81

由于永续期收入、成本、付现成本等不再变动，故相应的营运资金需求净增加为0。

综上所述，预测期及永续期标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程具有合理性。

（三）中油珠海-扬州中油

预测期及永续期扬州中油折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过

程及测算依据如下：

3691、折旧与摊销预测过程及测算依据

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额逐一进行了测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

折旧分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物39.8539.8539.8539.8521.333.55

2构筑物54.8254.8254.6051.1251.1228.45

3管道沟槽434.26439.76442.73444.77446.75408.63

4机器设备33.9643.7250.5557.0563.5763.27

5运输设备6.294.554.141.110.801.18

6电子设备4.386.3514.4923.1124.7623.50

折旧小计573.56589.05606.38617.02608.33528.58

摊销分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1长期待摊费用0.000.000.000.000.009.53

2土地使用权5.085.085.085.085.085.27

摊销小计5.085.085.085.085.0814.80

根据以上资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。未来折旧与摊销的预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1主营业务成本511.10524.90540.34549.82542.08471.02

2管理费用62.4664.1566.0367.1966.2557.56

小计573.56589.05606.38617.02608.33528.58

1管理费用5.085.085.085.085.0814.80

小计5.085.085.085.085.0814.80

折旧摊销合计578.65594.13611.46622.10613.41543.38

2、资本性支出预测过程及测算依据

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对

370需要投入的存量及增量资本性支出进行预测。

扬州中油存量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号项目永续期备注年年年年年

1企业现有房屋建筑物、房屋建筑物3.77

存量资产更新

217.43企业现有构筑物、存量构筑物

资产更新

3企业现有管道沟槽、存管道沟槽225.80

量资产更新

4机器设备22.067.692.052.520.0058.60企业现有设备、存量资

产更新

51.501.60企业现有设备、存量资车辆

产更新

60.9126.8767.5827.417.5523.86企业现有设备、存量资电子设备

产更新

7长期待摊费用11.26企业现有装修、存量资

产更新

8土地使用权2.30企业现有土地、存量资

产更新

合计22.9734.5671.1429.937.55344.62

扬州中油增量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号项目永续期备注年年年年年

1管道沟槽135.78121.8865.9662.6162.610.00根据安装计划敷设管道

2机器设备84.8854.9053.9153.6353.630.00表具及设备更新

合计220.66176.78119.87116.24116.240.00

扬州中油在建工程后续资本性支出的更新明细具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号项目永续期备注年年年年年

1在建管道沟槽后续管道沟槽136.51

支出

根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期存量资产的资本性支出

1房屋建筑物3.77

2构筑物17.43

371序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

3管道沟槽225.80

4机器设备22.067.692.052.520.0058.60

5车辆1.501.60

6电子设备0.9126.8767.5827.417.5523.86

7长期待摊费用11.26

8土地使用权2.30

小计22.9734.5671.1429.937.55344.62增量资产的资本性支出

1管道沟槽135.78121.8865.9662.6162.610.00

2机器设备84.8854.9053.9153.6353.630.00

小计220.66176.78119.87116.24116.240.00在建工程后续资本性支出

1管道沟槽136.51

小计136.510.000.000.000.000.00

资本性支出合计380.15211.34191.01146.17123.79344.62

3、永续期折旧摊销和资本性支出的测算过程

对于永续期折旧与摊销和永续期资本性支出的测算，本次评估的总体思路为，在标的资产进入永续期后，将每年不同的资本性支出和折旧摊销数额，在折现值相同的基础上，估算出每年的资本性支出和折旧摊销数额，使得上述两个现金流的折现值趋同。上述思路对应的模型公式如下：

m

P = R t * r

(1 + r )

* * (1 + r ) - t

(1 + r )m - 1

上述公式中：P为永续期年资本性支出额，Rt为资产预计的重置价值，t为资产 2026年 1月至资产更新的年限，m为资产的平均使用年限，r为折现率。

本次评估，对永续期资本性支出和折旧摊销年金化金额，采用永续年金资本化模型测算。对于标的资产的各项资产（不包括溢余资产及非经营性资产），根据其购置成本、经济寿命年限、尚可使用年限等因素分别代入上述公式，将永续期内各更新时点的资产更新支出现值在永续期年金化，并进行汇总，得到本次评估的永续期折旧摊销和永续期资本性支出金额。

3724、营运资金增加额预测过程

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应收款、应付职工薪酬、应付股利、其他应付款等科目因核算内容多为关联方的经营性往来或周转快、拖欠时间较短

及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、应收票据、应收账款、预付款项、存货、

其他流动资产、应付账款、应交税费、一年内到期的非流动负债、合同负债、工程物资等几个因素。

（1）基准日营运资金的确定

企业基准日营运资金根据基准日相关科目明细进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定，调整后评估基准日的营运资金为2395.99万元。

（2）未来年度最低现金保有量的预测

一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过对扬州中油燃气有限责任公司营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，扬州中油燃气有限责任公司营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。

预测期各年日常现金保有量测算过程如下表：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年备注

根据除天然气成本、

1年付现成本2558.122641.962692.222723.972736.20折旧摊销外的成本费

用、税金及附加、企业所得税加计确定

2月付现成本213.18220.16224.35227.00228.02

3周转月数1.001.001.001.001.00

4付现周转现213.18220.16224.35227.00228.02

金保有量

5现金保有量213.18220.16224.35227.00228.02

（3）未来年度营运资金的预测

在参考2025年各科目周转天数的基础上并结合企业访谈、行业平均水平情况，综合确定未来年度周转天数按2025年的周转天数进行预测，并结合未来年

373度营业收入和营业成本的预测来确定未来年度的营运资金情况。对于周转快，且

金额相对较小的其他营运资金科目，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。

报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年应收票据周转天数181818181818应收账款周转天数414141414141预付款项周转天数101010101010应付账款周转天数222222222222合同负债周转天数171717171717

营运资金预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1货币资金213.18220.16224.35227.00228.02根据现金保有量测算

2应收票据1579.591644.871690.131708.701710.78根据周转天数测算

3应收账款3597.973746.653849.743892.033896.77根据周转天数测算

4预付款项770.95801.90823.19832.09833.07根据周转天数测算

5其他应收款116.87116.87116.87116.87116.87保持基准日余额

6存货308.38320.76329.27332.83333.23根据周转天数测算

7工程物资77.0980.1982.3283.2183.31根据周转天数测算

一营运资产合计6664.036931.417115.877192.737202.04

1应付账款1696.081764.191811.011830.591832.75根据周转天数测算

2应付职工薪酬216.40216.40216.40216.40216.40保持基准日余额

3应交税费209.55219.99226.83229.48229.78保持基准日余额

4其他应付款17.0317.0317.0317.0317.03保持基准日余额

5合同负债1491.841553.491596.231613.771615.74根据周转天数测算

二营运负债合计3630.913771.103867.513907.273911.70

三营运资金3033.123160.313248.363285.453290.34

四营运资金的变动637.12127.1988.0537.094.88

由于永续期收入、成本、付现成本等不再变动，故相应的营运资金需求净增加为0。

综上所述，预测期及永续期标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程具有合理性。

374（四）天达胜通

预测期及永续期天达胜通折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过

程及测算依据如下：

1、折旧与摊销预测过程及测算依据

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额进行测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

折旧分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物37.0537.0518.52--2.32

2构筑物3.013.013.011.800.941.89

3管道沟槽387.09392.73398.05403.37390.48385.44

4机器设备2.523.474.425.375.522.55

5运输设备1.451.451.450.36-1.19

6电子设备60.6861.8566.9864.7771.6898.46

折旧小计491.80499.56492.44475.68468.62491.85

摊销分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1长期待摊费用0.320.320.320.300.000.00

2其他无形资产8.368.368.368.368.363.88

3土地使用权56.2056.2056.2056.2056.2056.32

摊销小计64.8964.8964.8964.8664.5660.20

根据以上资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。未来折旧与摊销的预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1主营业务成本399.05404.93408.22403.13399.44413.55

2销售费用0.720.750.730.700.640.80

3管理费用72.4974.3473.7271.8568.5477.50

375序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

4其他业务成本19.5419.549.77---

折旧小计491.80499.56492.44475.68468.62491.85

1主营业务成本0.320.320.320.29--

2销售费用------

3管理费用27.1039.5964.5764.5764.5660.20

4其他业务成本37.4724.98----

摊销小计64.8964.8964.8964.8664.5660.20

折旧摊销合计556.69564.45557.33540.54533.19552.05

2、资本性支出预测过程及测算依据

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的存量及增量资本性支出进行预测。

天达胜通存量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

LNG综合办公楼改造，企

1房屋建筑物5.07业现有房屋建筑物、存量

资产更新

22.40企业现有构筑物、存量资构筑物

产更新

3管道沟槽50.0050.0050.0050.0050.00291.06企业现有管道沟槽、存量

资产更新

4机器设备10.0010.0010.0010.0010.000.57企业现有设备、存量资产

更新

5运输设备1.72企业现有设备、存量资产

更新

6电子设备2.002.002.002.002.00114.39企业现有设备、存量资产

更新

7长期待摊费用-

8其他无形资产-

9企业现有土地、存量资产土地使用权14.26

更新

合计62.0062.0062.0062.0062.00429.47

天达胜通增量资产的更新支出具体如下：

376单位：万元

20262027202820292030序号科目年永续期备注

年年年年

1管道沟槽138.00118.00118.00118.00118.00-根据安装计划敷

设管道

2电子设备33.6933.2154.9393.1074.73表具更新

合计171.69151.21172.93211.10192.73

根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期存量资产的资本性支出

1房屋建筑物5.07

2构筑物2.40

3管道沟槽50.0050.0050.0050.0050.00291.06

4机器设备10.0010.0010.0010.0010.000.57

5车辆1.72

6电子设备2.002.002.002.002.00114.39

7长期待摊费用-

8其他无形资产-

9土地使用权14.26

小计62.0062.0062.0062.0062.00429.47增量资产的资本性支出

1房屋建筑物

2构筑物

3管道沟槽38.00118.00118.00118.00118.00-

4机器设备

5车辆

6电子设备33.6933.2154.9393.1074.73-

7长期待摊费用

8其他无形资产

9土地使用权

小计171.69151.21172.93211.10192.730.00在建工程后续资本性支出

1管道沟槽------

小计0.000.000.000.000.000.00

377序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

存量资产的资本性支出

资本性支出合计233.69213.21234.93273.1254.73429.47

3、永续期折旧摊销和资本性支出的测算过程

对于永续期折旧与摊销和永续期资本性支出的测算，本次评估的总体思路为，在标的资产进入永续期后，将每年不同的资本性支出和折旧摊销数额，在折现值相同的基础上，估算出每年的资本性支出和折旧摊销数额，使得上述两个现金流的折现值趋同。上述思路对应的模型公式如下：

m

P R (1 + r )= t * r * m * (1 + r )

- t

(1 + r ) - 1

上述公式中：P为永续期年资本性支出额，Rt为资产预计的重置价值，t为资产 2026年 1月至资产更新的年限，m为资产的平均使用年限，r为折现率。

本次评估，对永续期资本性支出和折旧摊销年金化金额，采用永续年金资本化模型测算。对于标的资产的各项资产（不包括溢余资产及非经营性资产），根据其购置成本、经济寿命年限、尚可使用年限等因素分别代入上述公式，将永续期内各更新时点的资产更新支出现值在永续期年金化，并进行汇总，得到本次评估的永续期折旧摊销和永续期资本性支出金额。

4、营运资金增加额预测过程

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应收款、应付职工薪酬、其他应付款、一年内到期的非流动负债、合同资产、预收款项等科目因核算内容多为关联

方的经营性往来或周转快、拖欠时间较短及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、应收账款、预付款项、存货、其他流动资产、应付账款、合同负债、其他流动负债等几个因素。

（1）基准日营运资金的确定

基准日营运资金根据流动资产和流动负债评估值进行调整，剔除溢余资产、

378非经营性资产及负债后确定。经计算评估基准日的营运资金为-2360.35万元。

（2）未来年度最低现金保有量的预测

一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过对天达胜通营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，天达胜通营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。预测期各年日常现金保有量测算过程如下表：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注根据除天然

气成本、折旧摊销外的成

1年付现成本2371.702374.362406.292425.672447.50本费用、税金

及附加、企业所得税加计确定

2月付现成本197.64197.86200.52202.14203.96

3周转月数11111

4付现周转现197.64197.86200.52202.14203.96

金保有量

5现金保有量197.64197.86200.52202.14203.96

（3）未来年度营运资金的预测

在参考2025年各科目周转天数的基础上并结合企业访谈、行业平均水平情况，综合确定未来年度周转天数按2025年的周转天数进行预测，并结合未来年度营业收入和营业成本的预测来确定未来年度的营运资金情况。对于周转快，且金额相对较小的其他营运资金科目，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。本次预测将南京洁宁和南昌中油分别预测后相加求得天达胜通的未来年度营运资金。

南京洁宁报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年应收账款周转天数222222预付款项周转天数363636363616合同负债周转天数575757575757

南昌中油报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

379项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年

应收账款周转天数111111预付款项周转天数252525252525合同负债周转天数101101101101101101

营运资金预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1货币资金197.64197.86200.52202.14203.96根据现金保有量测算

2应收票据138.26138.26138.26138.26138.26保持基准日余额

3应收账款3223.853274.663312.133326.073341.00根据周转天数测算

4预付款项1285.371306.271323.001329.011335.64根据周转天数测算

5其他应收款49.2049.2049.2049.2049.20保持基准日余额

6存货184.92184.54187.64189.12191.69根据各业务类型周转天

数测算

7其他流动资产21.7621.7621.7621.7621.76保持基准日余额

一营运资产合计5100.995172.555232.505255.555281.50

1应付账款1524.191095.651112.211120.681132.81根据各业务类型周转天

数测算

2合同负债4129.484201.034270.624324.664379.42根据周转天数测算

3应付职工薪酬112.52112.52112.52112.52112.52保持基准日余额

4应交税费110.46110.46110.46110.46110.46根据当期所得税/4+基准

日其他税费余额确定

5其他应付款221.45221.45221.45221.45221.45保持基准日余额

6其他流动负债371.65378.09384.36389.22394.15根据合同负债测算

二营运负债合计6469.766119.206211.616278.986350.81

三营运资金-1368.77-946.65-979.11-1023.43-1069.31营运资金的

四991.58422.11-32.46-44.32-45.87变动

由于永续期收入、成本、付现成本等不再变动，故相应的营运资金需求净增加为0。

综上所述，预测期及永续期标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程具有合理性。

（五）兴化中油

预测期及永续期兴化中油折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过

380程及测算依据如下：

1、折旧与摊销预测过程及测算依据

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额进行测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

折旧分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物10.2610.2610.2610.2610.266.06

2构筑物18.0718.0718.0718.0718.0717.70

3管道沟槽108.50112.55116.32119.83123.35121.40

4机器设备55.5251.3048.2040.7739.9156.24

5运输设备2.612.112.111.470.823.06

6电子设备0.980.930.700.790.762.07

折旧小计195.94195.21195.65191.18193.17206.53

摊销分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1土地使用权6.636.636.636.636.636.72

摊销小计6.636.636.636.636.636.72

根据以上资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。未来折旧与摊销的预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1主营业务成本185.08184.39184.80180.58182.45195.08

2管理费用10.8710.8310.8510.6010.7111.45

小计195.94195.21195.65191.18193.17206.53

1管理费用6.636.636.636.636.636.72

小计6.636.636.636.636.636.72

折旧摊销合计202.57201.84202.27197.81199.79213.25

3812、资本性支出预测过程及测算依据

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的存量及增量资本性支出进行预测。

兴化中油存量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

1企业现有房屋建筑物、存房屋建筑物0.79

量资产更新

219.29企业现有构筑物、存量资构筑物

产更新

357.03企业现有管道沟槽、存量管道沟槽

资产更新

4机器设备81.02企业现有设备、存量资产

更新

5企业现有设备、存量资产运输设备4.21

更新

6电子设备1.001.001.001.001.002.50企业现有设备、存量资产

更新

7长期待摊费用0.00

8其他无形资产0.00

91.84企业现有土地、存量资产土地使用权

更新

合计1.001.001.001.001.00166.68

兴化中油增量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

1管道沟槽105.00127.00111.00111.00111.00根据安装计划敷

设管道

兴化中油在建工程后续资本性支出的更新明细具体如下：

单位：万元

2027202820292030

序号科目2026年永续期备注年年年年

120.34在建管道沟槽后管道沟槽

续支出

根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期存量资产的资本性支出

382序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物0.79

2构筑物19.29

3管道沟槽57.03

4机器设备81.02

5车辆4.21

6电子设备1.001.001.001.001.002.50

7长期待摊费用0.00

8其他无形资产0.00

9土地使用权1.84

小计1.001.001.001.001.00166.68增量资产的资本性支出

1房屋建筑物

2构筑物

3管道沟槽105.00127.00111.00111.00111.00

4机器设备

5车辆

6电子设备

7长期待摊费用

8其他无形资产

9土地使用权

小计105.00127.00111.00111.00111.00在建工程后续资本性支出

1管道沟槽20.34

小计20.340.000.000.000.000.00

资本性支出合计126.34128.00112.00112.00112.00166.68

3、永续期折旧摊销和资本性支出的测算过程

对于永续期折旧与摊销和永续期资本性支出的测算，本次评估的总体思路为，在标的资产进入永续期后，将每年不同的资本性支出和折旧摊销数额，在折现值相同的基础上，估算出每年的资本性支出和折旧摊销数额，使得上述两个现金流的折现值趋同。上述思路对应的模型公式如下：

383P R r (1 + r )

m

= t * * m * (1 + r )

- t

(1 + r ) - 1

上述公式中：P为永续期年资本性支出额，Rt为资产预计的重置价值，t为资产 2026年 1月至资产更新的年限，m为资产的平均使用年限，r为折现率。

本次评估，对永续期资本性支出和折旧摊销年金化金额，采用永续年金资本化模型测算。对于标的资产的各项资产（不包括溢余资产及非经营性资产），根据其购置成本、经济寿命年限、尚可使用年限等因素分别代入上述公式，将永续期内各更新时点的资产更新支出现值在永续期年金化，并进行汇总，得到本次评估的永续期折旧摊销和永续期资本性支出金额。

4、营运资金增加额预测过程

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应付款、应付职工薪酬、其他应收款等科目因核算内容多为关联方的经营性往来或周转快、拖欠时间较短及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、存货、其他流动负债、合同负债、应付账款、预付

款项、应收账款等几个因素。

（1）基准日营运资金的确定

基准日营运资金根据流动资产和流动负债评估值进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定。经计算评估基准日的营运资金为-2298.14万元。

（2）未来年度最低现金保有量的预测

一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过对兴化中油营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，兴化中油营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。预测期各年日常现金保有量测算过程如下表：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1年付现成本854.54863.48866.12869.81871.28根据除天然气成本、折旧

摊销外的成本费用、税金

384序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

及附加、企业所得税加计确定

2月付现成本71.2171.9672.1872.4872.61

3周转月数11111

4付现周转现71.2171.9672.1872.4872.61

金保有量

5现金保有量71.2171.9672.1872.4872.61

（3）未来年度营运资金的预测

在参考2025年各科目周转天数的基础上并结合企业访谈、行业平均水平情况，综合确定未来年度周转天数按2025年的周转天数进行预测，并结合未来年度营业收入和营业成本的预测来确定未来年度的营运资金情况。对于周转快，且金额相对较小的其他营运资金科目，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。

报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年应收账款周转天数444444预付款项周转天数444444存货周转天数121212121212合同负债周转天数535353535353

营运资金预测如下：

单位：万元序项目2026年2027年2028年2029年2030年备注号

1货币资71.2171.9672.1872.4872.61根据现金保有量测

金算

2应收账66.9469.3671.0071.9772.94根据周转天数测算

款

3预付款58.6160.7162.3063.2164.17根据周转天数测算

项

4其他应11.5711.5711.5711.5711.57保持基准日余额

收款

5存货175.83182.13186.91189.62192.50根据周转天数测算

营运资

一384.17395.73403.97408.85413.80产合计

1应付账1237.161240.451214.451211.001218.16根据各类型业务周

款转天数测算

2合同负886.98919.03940.79953.63966.48根据周转天数测算

债

385序

项目2026年2027年2028年2029年2030年备注号

3应付职63.4963.4963.4963.4963.49保持基准日余额

工薪酬

根据当期所得税/4+

4应交税30.4832.2931.2431.6331.67基准日其他税费余

费额确定

5其他应205.12205.12205.12205.12205.12保持基准日余额

付款

6其他流0.500.500.500.500.50根据合同负债测算

动负债营运负

二2423.732460.882455.592465.362485.42债合计营运资

三-2039.56-2065.15-2051.62-2056.51-2071.63金营运资

四金的变258.59-25.6013.53-4.89-15.11动

由于永续期收入、成本、付现成本等不再变动，故相应的营运资金需求净增加为0。

综上所述，预测期及永续期标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程具有合理性。

（六）庆云中油

预测期及永续期庆云中油折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过

程及测算依据如下：

1、折旧与摊销预测过程及测算依据

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额进行测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

折旧分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1房屋建筑物77.9376.9576.9576.9576.9534.59

2构筑物12.3312.338.356.216.1611.89

3管道沟槽90.2081.5879.9080.5381.1579.18

4机器设备44.1236.0836.0836.0135.8845.98

386序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

5运输设备10.158.918.917.101.082.39

6电子设备23.3215.3515.5613.0212.5120.99

折旧小计258.06231.21225.76219.83213.73195.02

摊销分摊测算过程如下：

单位：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1土地使用权12.4312.4312.4312.4312.4312.83

摊销小计12.4312.4312.4312.4312.4312.83

根据以上资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。未来折旧与摊销的预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

1主营业务成本196.04175.64171.50167.00162.37148.15

2销售费用0.650.580.560.550.530.49

3管理费用61.3754.9953.6952.2850.8346.38

小计258.06231.21225.76219.83213.73195.02

1主营业务成本1.961.961.961.961.962.02

2管理费用10.4710.4710.4710.4710.4710.81

小计12.4312.4312.4312.4312.4312.83

折旧摊销合计270.49243.64238.18232.26226.16207.85

2、资本性支出预测过程及测算依据

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的存量及增量资本性支出进行预测。

庆云中油存量资产的更新支出具体如下：

单位：万元

20262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

1房屋建筑物9.91企业现有房屋建筑物、存量资产更新

222.50企业现有构筑物、存量构筑物

资产更新

3管道沟槽20.0020.0020.0020.0020.0061.10企业现有管道沟槽、存

量资产更新

38720262027202820292030

序号科目永续期备注年年年年年

456.99企业现有设备、存量资机器设备

产更新

53.39企业现有设备、存量资运输设备

产更新

6电子设备2.002.002.002.002.0025.26企业现有设备、存量资

产更新

7长期待摊费用

8其他无形资产

94.40企业现有土地、存量资土地使用权

产更新

合计22.0022.0022.0022.0022.00183.55庆云中油无增量资产的更新支出。

庆云中油在建工程后续无资本性支出的更新。

根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期存量资产的资本性支出

1房屋建筑物9.91

2构筑物22.50

3管道沟槽20.0020.0020.0020.0020.0061.10

4机器设备56.99

5车辆3.39

6电子设备2.002.002.002.002.0025.26

7长期待摊费用

8其他无形资产

9土地使用权4.40

小计22.0022.0022.0022.0022.00183.55

3、永续期折旧摊销和资本性支出的测算过程

对于永续期折旧与摊销和永续期资本性支出的测算，本次评估的总体思路为，在标的资产进入永续期后，将每年不同的资本性支出和折旧摊销数额，在折现值相同的基础上，估算出每年的资本性支出和折旧摊销数额，使得上述两个现金流的折现值趋同。上述思路对应的模型公式如下：

388P (1 + r )

m

= R * r * * (1 + r ) - tt (1 + r ) m - 1

上述公式中：P为永续期年资本性支出额，Rt为资产预计的重置价值，t为资产 2026年 1月至资产更新的年限，m为资产的平均使用年限，r为折现率。

本次评估，对永续期资本性支出和折旧摊销年金化金额，采用永续年金资本化模型测算。对于标的资产的各项资产（不包括溢余资产及非经营性资产），根据其购置成本、经济寿命年限、尚可使用年限等因素分别代入上述公式，将永续期内各更新时点的资产更新支出现值在永续期年金化，并进行汇总，得到本次评估的永续期折旧摊销和永续期资本性支出金额。

4、营运资金增加额预测过程

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应收款、应付职工薪酬、其他应付款、其他流动负债等科目因核算内容多为关联方的经营性往来或周转快、拖欠时

间较短及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、预付款项、存货、其他流动资产、

应付账款、合同负债等几个因素。

（1）基准日营运资金的确定

基准日营运资金根据流动资产和流动负债评估值进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定。经计算评估基准日的营运资金为-3231.09万元。

（2）未来年度最低现金保有量的预测

一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过对庆云中油营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，庆云中油营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。预测期各年日常现金保有量测算过程如下表：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1年付现成本1018.211009.411001.90944.98946.01根据除天然

389序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

气成本、折旧摊销外的成

本费用、税金

及附加、企业所得税加计确定

2月付现成本84.8584.1283.4978.7578.83

3周转月数11111

4付现周转现84.8584.1283.4978.7578.83

金保有量

5现金保有量84.8584.1283.4978.7578.83

（3）未来年度营运资金的预测

在参考2025年各科目周转天数的基础上并结合企业访谈、行业平均水平情况，综合确定未来年度周转天数按2025年的周转天数进行预测，并结合未来年度营业收入和营业成本的预测来确定未来年度的营运资金情况。对于周转快，且金额相对较小的其他营运资金科目，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。

报告期和预测期营运资金周转天数情况如下：

项目2025年2026年2027年2028年2029年2030年预付款项周转天数414141414141合同负债周转天数152152152152152152

营运资金预测如下：

单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

1货币资金84.8584.1283.4978.7578.83根据现金保有量测算

3预付款项1006.561010.401015.101008.311007.72根据周转天数测算

4其他应收款2.972.972.972.972.97保持基准日余额

5存货311.56302.48290.53222.00221.35根据各业务类型周转

天数测算

一营运资产合计1405.941399.971392.101312.041310.88

1应付账款501.96487.32468.08357.67356.63根据各业务类型周转

天数测算

2合同负债3915.703938.253958.463935.483935.48根据周转天数测算

3应付职工薪酬133.19133.19133.19133.19133.19保持基准日余额

4应交税费38.3138.3138.3138.3138.31根据当期所得税/4+

基准日其他税费余额

390序号项目2026年2027年2028年2029年2030年备注

确定

5其他应付款5.765.765.765.765.76保持基准日余额

6其他流动负债42.1142.1142.1142.1142.11根据合同负债测算

二营运负债合计4637.034644.954645.924512.524511.48

三营运资金-3231.09-3244.98-3253.82-3200.48-3200.60营运资金的

四708.72-13.89-8.8353.34-0.12变动

由于永续期收入、成本、付现成本等不再变动，故相应的营运资金需求净增加为0。

综上所述，预测期及永续期标的资产折旧与摊销、资本性支出、营运资金的具体测算过程具有合理性。

九、折现率确定过程中选取的可比公司与市场法评估、财务分析中选取的可

比公司不一致的原因及合理性，本次评估的折现率与可比交易是否存在较大差异，折现率的预测是否合理、谨慎。

（一）折现率确定过程中选取的可比公司与市场法评估、财务分析中选取的可比公司不一致的原因及合理性

1、收益法评估场景下可比公司的选取原则

本次收益法评估对于折现率计算时可比上市公司的确定过程如下：

报告期内，标的资产的主营业务收入主要来自天然气销售业务、天然气代输业务和天然气工程安装服务，故本次β系数选取细分行业为公用事业--燃气Ⅱ--燃气Ⅲ的可比上市公司。

本次根据同花顺 iFinD 金融数据终端查询沪深 A 股中所属申万行业名称为

“公用事业--燃气Ⅱ--燃气Ⅲ”的上市公司共有29家，收益法评估确定的可比公司选择原则如下：*可比公司上市时间不少于两年，确保有足够的交易数据可供β值测算；*评估基准日前两年内，可比公司未发生因重大重组、负面事件、信息泄露等导致的股价剧烈异常波动；*近三年经营情况稳定，成长性可比，盈利能力相当，财务信息完备的可比公司；*与标的资产处于同一细分行业，主营业务相同或相似，业务结构和经营模式类似的可比公司。筛选后符合条件的上市公

391司如下：

证券代码 证券简称 上市日期 βU

600681.SH 百川能源 1993-10-18 0.6529

600803.SH 新奥股份 1994-01-03 0.3512

600917.SH 重庆燃气 2014-09-30 0.5465

601139.SH 深圳燃气 2009-12-25 0.6462

603080.SH 新疆火炬 2018-01-03 0.7970

603393.SH 新天然气 2016-09-12 0.7085

001299.SZ 美能能源 2022-10-31 0.6991

002267.SZ 陕天然气 2008-08-13 0.6769

2、市场法评估场景下可比公司的选取原则

在上述8家收益法可比公司的基础上，市场法评估进一步筛选出与标的资产在主营业务结构、经营模式、企业规模、盈利能力、成长性等方面最为接近的上市公司。筛选后符合条件的上市公司共3家，具体如下：

主营收入构成-2025年序号股票代码股票简称主营业务

报－按产品

天然气销售：75.75%；

城市燃气供应、加油加气站

1 603080.SH 安装业务：15.46%；供新疆火炬 运营管理、燃气设施设备安

热业务：3.26%；其他业

装服务、城市热力供应

务：5.53%

天然气销售：82.87%；

管道燃气供应及燃气设施、

2 600917.SH 天 然 气 安 装 业 务 ：重庆燃气 设备的安装服务，综合服务、

9.43%；其他业务：

综合能源服务

7.70%

天然气销售：85.20%；

3 600681.SH 城市管道燃气销售、燃气工 天 然 气 安 装 业 务 ：百川能源

程安装、燃气具销售7.78%；其他业务：

7.02%

3、财务分析场景下可比公司的选取原则

财务分析场景是在沪深 A股同行业的 29家上市公司中筛选与标的资产处于

同一细分行业，主营业务相同或相似，业务结构、营收规模和毛利率类似的可比公司。筛选后符合条件的上市公司共5家，具体如下：

主营收入构成-2025年序号股票代码股票简称营业收入（万元）毛利率

报－按产品

天然气销售：75.75%；

1 603080.SH 162928.35 安装业务：15.46%；新疆火炬

供热业务：3.26%25.13%；其

他业务：5.53%

392主营收入构成-2025年

序号股票代码股票简称营业收入（万元）毛利率

报－按产品

天然气销售：68.87%；

2 600333.SH 长春燃气 246180.00 天然气安装业务： 17.24%

18.97%；其他业务：

12.16%

天然气销售：50.21%；

LNG 业务：28.33%；

3 603318.SH 水发燃气 255037.97 燃气设备：14.32%； 17.61%

分布式能源：6.53%；

其他业务：0.61%

天然气销售：82.87%；

4 600917.SH 重庆燃气 1030518.00 天然气安装业务： 9.27%

9.43%；其他业务：

7.70%

天然气销售：85.20%；

5 600681.SH 天然气安装业务：百川能源 520536.13 15.34%

7.78%；其他业务：

7.02%

4、不同场景使用不同可比公司的原因

本次收益法评估选取的可比公司是用于测算折现率中的β系数，以量化系统性风险，需要足够多的样本来平滑个体差异，确保计算出的β系数能准确反映行业整体的平均风险水平，符合《监管规则适用指引——评估类第1号》中关于应“充分考虑可比公司数量与可比性的平衡”的要求。

本次市场法评估选取可比公司是通过比较分析，确定标的资产的市场价值或对比标的资产的财务指标，侧重于个体间的直接可比性。评估过程中，从收益法选取可比公司样本中筛选出在主营业务、经营规模、盈利能力、经营阶段及财务

特征上与标的资产最为接近的可比公司进行深度比较。在本次评估中，部分收益法层面的可比公司未被市场法所采用，是由于这些公司业务规模和细分业务规模结构与标的资产存在一定差异。

财务分析场景选取可比公司，主要目的是为标的资产的各项财务指标提供行业参照基准，通过横向对比，判断标的资产财务状况的合理性。与市场法评估通过可比公司市场交易价格推算标的资产价值不同，财务分析侧重于财务指标的比较分析，而非直接估值，因此对可比公司的选取标准存在差异。财务分析中的可比公司，是在综合考量同行业上市公司业务结构、经营模式、资产规模、收入规模等因素后，选取主营业务与标的资产具有较高相似度的公司，其选取侧重于主营业务、财务指标的可比性。

393综上所述，本次收益法评估选取的可比公司样本覆盖了标的资产所处的天然

气销售行业，虽然个别公司在细分产品类型上存在差异，但是需要足够多的样本来平滑个体差异，以确保计算出的β系数能准确反映行业整体的平均风险水平；

在市场法评估和财务分析可比公司选取时，则需要选择与标的资产具有高度可比性的公司进行深度比较，所以不同场景使用不同的可比公司具有合理性。

（二）折现率与可比交易是否存在较大差异，折现率的预测是否合理、谨慎

经查找同行业相关案例，近年来同行业交易案例的折现率具体如下：

无风险收序号公司简称标的简称评估基准日折现率备注益率

12025/3/18//该案例为市场法定新奥股份新奥能源价，未采用收益法

2鄂尔多斯水发燃气2022/4/309.64%2.84%

水发

3蓝天燃气长葛蓝天2021/12/3110.29%2.78%

4新疆火炬玉山利泰2025/3/317.96%2.09%

5新疆火炬国能燃气2023/5/319.61%3.15%

平均数9.38%2.72%

1甘河中油8.95%

2南通中油8.95%

3扬州中油8.83%

4本次交易南京中油2025/12/318.95%1.85%

5南昌中油8.95%

6兴化中油8.95%

7庆云中油8.95%

注：序号1对应新奥股份通过增发收购新奥能源65.89%股权的交易案例，该项目已于

2026年6月13日发布公告，宣告终止。

由上表可知，交易案例的折现率普遍高于本次评估的折现率，主要是因为本次评估时无风险收益率受降息等因素影响整体较低。在无风险利率更低的情况下，本次评估折现率高于基准日最为接近的交易案例，表明本次评估在风险溢价等参数选取上更为审慎。

本次评估基准日的无风险收益率低于历次交易案例的平均数，本次折现率亦略低于历次交易案例的平均数，折现率与同时期同类交易案例折现率不存在较大差异，故本次折现率的预测较为谨慎，具有合理性。

394十、税收优惠款项的可收回性，标的资产所处行业增值税即征即退政策是否

具有可持续性，如否，补充说明对评估值的影响。

（一）增值税即征即退款项的可收回性分析

1、政策适用资质合规性根据财政部、国家税务总局于2016年3月23日发布《财政部国家税务总局关于全面推开营业税改征增值税试点的通知》（财税〔2016〕36号），在附件3《营业税改征增值税试点过渡政策的规定》第二条第（一）项中规定：“一般纳税人提供管道运输服务，对其增值税实际税负超过3%的部分实行增值税即征即退政策。”2026年《中华人民共和国增值税法》施行后，财政部、国家税务总局于2026年1月30日发布《关于增值税法施行后增值税优惠政策衔接事项的公

告》（2026年第10号公告），在第五条第（一）项中明确：“自2026年1月1日至2027年12月31日，一般纳税人提供管道运输服务，对其增值税实际税负超过3%的部分实行增值税即征即退政策。”甘河中油作为一般纳税人，主营业务为天然气管道运输及销售，且其管道运输业务与销售业务实现了财务核算独立，符合政策适用条件。企业已取得燃气经营许可证等相关经营资质，在可预见的未来将持续满足政策适用条件。甘河中油往期已合规完成纳税申报、退税资料备案，并于2023年至2024年取得2020年至2021年相关收入的即征即退税收优惠共计185.42万元。

2、回款延迟的原因及可收回性分析

2025年甘河中油未能持续取得2022年及以后年度税收优惠，主要原因系青

海省地方财政阶段性资金紧张，财政退税拨付周期延长所致，而非企业不符合政策条件或政策本身发生变化。即征即退款项属于法定税收优惠，其退还义务由税务机关依法承担，具有明确的法律依据和制度保障。地方财政的阶段性紧张属于暂时的支付延迟，仅影响退税款项的到账时间，不影响退税权利的成立。

3、退税申报最新进展情况

甘河中油已于2026年6月初与甘河工业园税务部门确认可正常办理退税事宜。企业已备齐全套退税申报资料，并于2026年6月正式提交甘河工业园税务部门办理退税手续。目前退税款项尚未收到，但退税申请已进入税务机关正常审

395核拨付流程，进一步佐证了该等退税款项的法定可收回性。

（二）关于增值税即征即退政策的可持续性

1、政策现状与执行期限

管道运输服务增值税即征即退政策最早规定源于财政部、国家税务总局于2016年3月23日发布的《财政部国家税务总局关于全面推开营业税改征增值税试点的通知》（财税〔2016〕36号），2026年《中华人民共和国增值税法》施行后，财政部、国家税务总局发布《关于增值税法施行后增值税优惠政策衔接事项的公告》（2026年第10号公告），在第五条第（一）项中明确：“自2026年1月1日至2027年12月31日，一般纳税人提供管道运输服务，对其增值税实际税负超过3%的部分实行增值税即征即退政策。”该公告为增值税法施行后的衔接性规定，现行政策有效期明确截至2027年12月31日。即征即退政策是否到期后继续执行，取决于届时国家财政状况和政策评估结果，因此，2027年之后该政策存在较大的不确定性。

2、评估测算对应处理口径

本次评估已在甘河中油的收益法预测中对即征即退政策作出如下处理：

经与企业访谈了解，由于地方财政紧张，企业预计2027年开始可以取得2022年及以后年度的即征即退税收优惠。本次评估假设2027年至2030年可持续取得即征即退税收优惠。考虑到目前没有任何政策文件规定2027年12月31日之后该即征即退政策是否继续执行，出于谨慎原则，本次评估永续期不预测即征即退税收优惠。

（三）关于对评估值的影响

1、本次评估已纳入税收优惠影响

本次甘河中油收益法评估中，2027年至2030年的企业自由现金流量预测已包含管道运输服务增值税即征即退带来的现金流贡献。该部分税收优惠直接增加了预测期内的经营活动现金流入，进而影响评估结论，本次评估甘河中油最终选取收益法结果作为结论值75757.00万元。

3962、若预测期退税收入无法实现对评估值的影响

本次评估在永续期并未对即征即退税收优惠进行预测，因此评估结论并未考虑该政策在2027年之后的持续享受问题。评估预测期所预测的退税收入，系依据现行有效政策规定的退税执行期间内，企业应取得的法定退税优惠。

若因地方财政拨付等客观原因，导致甘河中油在预测期内实际未能收到上述退税款项，维持原有折现率、营收增速、成本费用、用气需求等全部参数不变，仅剔除对应年度增值税即征即退现金流，则甘河中油收益法评估值为75499.00万元，较调整前变动-258.00万元，变动率为-0.34%。

（四）结论

综上所述：

1、税收优惠款项的可收回性：即征即退款项系法定税收优惠，虽因地方财

政紧张出现阶段性延迟，但款项的法定可收回性不存在实质性障碍。2022年至

2027年期间已发生的管道运输服务对应的退税权利已依法成立，支付延迟不影响权利实质。甘河中油已于2026年6月提交全套退税资料至甘河工业园税务部门，退税办理正在正常推进中。

2、税收优惠政策的可持续性：管道运输服务增值税即征即退政策目前已明

确延续至2027年12月31日，2027年之后是否继续执行存在较大不确定性。

3、税收优惠对评估值的影响：本次评估甘河中油收益法预测期考虑了该税收优惠，评估值为75757.00万元；假设预测期内甘河中油实际未能收到退税收入，评估值为75499.00万元，较调整前变动-258.00万元，变动率为-0.34%。

十一、庆云中油、兴化中油收益法、市场法评估的具体过程；参照问题（1）

－（10），结合3家参股公司报告期内的经营情况、财务数据，评估市盈率、市

净率与同行业可比公司及可比交易的对比情况及差异原因，补充说明其收益法评估是否合理、谨慎。

（一）兴化中油收益法、市场法评估的具体过程

1、收益法计算及分析过程

（1）主营业务收入的预测

397*历史主营业务收入分析

本次评估对于公司未来主营业务收入的预测是根据公司目前的经营状况、竞争情况及市场销售情况等因素综合分析的基础上进行的。公司历史主营业务收入情况如下：

金额单位：万元序号项目2024年2025年

1天然气销售业务4476.704740.38

2工程安装服务业务710.28576.63

3其他业务26.630.00

主营业务收入合计5213.615317.01

兴化中油的主营业务具体为天然气销售业务、工程安装服务业务和其他业务。

其中天然气销售业务分为居民、商业和工业管道气售气业务；天然气工程安装服

务业务是指公司根据城镇居民用户、工商业等各类用户的不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务；其他业务为企业的零星收入。2024年度-2025年的主营业务收入明细统计情况如下表：

金额单位：万元序号项目2024年2025年

1天然气销售业务4476.704740.38

总用气量（万方）：1261.191319.27

销售单价（元/m3）： 3.5496 3.5932

1-1居民158.98232.89

总用气量（万方）：63.7385.19

销售单价（元/m3）： 2.4948 2.7337

1-2商业256.32227.42

总用气量（万方）：63.9658.31

销售单价（元/m3）： 4.0076 3.9004

1-3工业4061.404280.07

总用气量（万方）：1133.511175.77

销售单价（元/m3）： 3.5830 3.6402

2工程安装服务业务710.28576.63

3其他业务26.630.00

从上表可以看出，2025年企业的主营业务收入和销售量较2024年有所增加，

398主要因为天然气销售业务增加导致。

*未来年度主营业务收入预测

A、天然气销售业务

结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

（A）居民用户天然气销售收入对于居民用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价从而确认销售收入。

本次对居民用气户数的预测，将基于历史存量用户数，并综合企业根据其工程安装业务计划所预估的未来新增用户数进行确认。平均每户年用气量根据历史居民用气水平进行测算。兴化中油居民燃气销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。根据兴化市发展和改革委员会于2024年3月14日发布的《关于调整我市居民用管道天然气销售价格的通知》（兴发改发[2024]14号），居民用管道天然气销售价格调整为：第一阶梯（年用气量≤400立方米）销售价格3.03元/

立方米；第二阶梯（400立方米〈年用气量≤1000立方米）3.64元/立方米；第

三阶梯（年用气量>1000立方米）4.24元/立方米。调整后的销售价格自2024年

4月1日供（售）气量起执行。本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

（B）商业用户天然气销售收入

由于商业用气客户实际用气量差异较大，本次结合历史用气数据将商业用气客户划分为大客户与一般客户两类。大客户用气量结合企业经营计划、历史用气数据情况单独测算；一般商业用户用气规模以用户数量乘以户均用气量估算。再乘以由政府定价的非居民用气销售单价从而确认销售收入。

兴化中油商业用户天然气销售业务的销售价格由当地发展改革部门负责制

定和调整，非居民管道天然气最高销售价格一季度一调整。根据兴化市发展和改革委员会于2025年发布的《关于明确非居民用管道天然气销售价格的通知》（兴

399发改发[2025]34、54、70、91号）文件，兴化中油金路燃气有限公司的非居民用

管道天然气2025年第一季度至第四季度的最高销售价格分别为4.34元/立方米、

4.08元/立方米、4.08元/立方米、4.25元/立方米，下浮不限，执行时间为2025年1月1日至2025年12月31日。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

（C）工业用户天然气销售收入

工业用户天然气销售收入是兴化中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。

被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量与对客户未来生产计划的

了解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

B、工程安装服务业务根据兴化市发展和改革委员会于2020年5月14日发布的《市发展改革委关于降低并规范管道燃气工程安装费有关事项的通知》（兴发改发[2020]74号），兴化市范围内新建住宅商品房和老住宅小区管道燃气工程安装费实行政府指导价格。别墅、排屋、居民自建住房、营业房、办公用房以及其他非住宅商品房的燃气工程安装费实行市场调节价。城区新建住宅商品房单建11层以上的，燃气工程安装费基准收费标准调整为2200.00元/户，单建11层及以下的和复式等商品房可在上述基准收费标准基础上浮20%；城区老住宅小区管道燃气工程安装费

标准按上述基准收费标准下浮20%；对持有低保、特困证的居民家庭按标准减半收取；乡镇新建住宅商品房、老住宅小区，按照“同城同价”的原则，管道燃气工程安装收费标准参照城区执行。居民用户参照上述收费标准和对应安装户数进行预测，工商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

C、其他业务

其他业务为零星材料收入，为偶发性业务，未来不做预测。

400综上，未来年度主营业务收入预测如下：

金额单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年

1天然气销售业务5041.595256.685427.705508.835590.02

2工程安装服务业务353.89352.38324.03324.03324.03

3其他业务0.000.000.000.000.00

主营业务收入合计5395.485609.065751.735832.865914.05

（2）主营业务成本的预测

*主营业务成本分析

按照生产要素口径，企业主营业务成本如下：

金额单位：万元序号项目2024年2025年

1天然气成本3733.173784.79

1-1管输天然气成本3504.883537.04气量（万方）：1312.361469.62

成本单价（元/m3）： 2.6707 2.4068

1-2 LNG 成本 228.29 247.75气量（万方）：50.5763.38

成本单价（元/m3）： 4.5143 3.9090

2生产成本438.12293.65

3工程安装成本444.69306.18

4其他业务成本5.780.00

主营业务成本合计4621.764384.62

天然气成本单价的变动主要与天然气市场价格有关，主营业务成本下降主要是因为平均成本单价下降导致。由于兴化中油无高压管线，兴化中油采购的管输气需通过泰州中油管输天然气有限公司的管网并缴纳0.14元/方管输费；部分管

输气需再次通过兴化新奥燃气有限公司的管网并缴纳0.25元/方管输费，故上述管输气成本包含管输成本与采购成本并包含净额法核算的影响。

生产成本由人工成本、安全生产经费、办公费、维护及修理费、折旧、车辆

费用、试验检验费等组成。工程安装服务成本根据实际的工程成本进行核算，分为居民用户工程和工商业用户工程等。

401*未来主营业务成本预测

A、天然气成本根据兴化中油与中国石油天然气股份有限公司天然气销售江苏分公司签订

的《2025-2026年度天然气购销合同》，“管制气”不区分用气结构，用气价格按照国家发展改革委发布的该省天然气基准门站价格上浮18.5%执行，为2.3937元/方，“非管制气”执行市场调节价格。考虑到兴化中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度天然气的总购气量按总销售量确定，采购成本单价主要参考2025年度综合采购成本单价进行预测，并考虑相应的管输成本。

企业的 LNG气源为应急储备使用，采购价格随市场定价变动，本次按照 2025年全年的平均单价对未来进行测算。

B、生产成本

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧摊销，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧摊销，详见折旧摊销计算表。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于修理及维护费、办公费、试验检验费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

C、工程安装服务成本未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的平均毛利率水平。

D、其他业务成本

其他业务成本为零星材料成本，为偶发性业务，未来不做预测。

综上，未来年度主营业务成本预测如下：

402金额单位：万元

序号项目2026年2027年2028年2029年2030年

1购气成本4049.264232.934385.064462.324539.57

2生产成本385.54386.18388.61386.44389.52

3工程安装成本200.53200.48184.33184.33184.33

4其他业务成本0.000.000.000.000.00

主营业务成本合计4635.324819.594957.995033.095113.42

（3）税金及附加的预测

税金及附加包括城建税、教育费附加、地方教育费附加、房产税、土地使用

税、印花税、车船使用税。

地方教育费附加按增值税的2.00%计缴；教育费附加按增值税的3.00%计缴；

城建税按增值税的7.00%计缴。

应交流转税根据增值税销项抵扣进项税后的余额确定，其中销项税按不含税销售收入的13%、9%，进项税按照不含税材料13%、9%、6%，能耗及固定资产的13%、5%、6%、9%确定。

印花税按占收入的比重进行预测；房产税、土地使用税结合目前公司缴纳的基数进行预测；车船使用税按照企业历史情况水平预测。

税金及附加的预测数据详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年税金及附加合计23.1423.5723.8923.9824.07

（4）销售费用的预测

销售费用主要包括工资及奖金、业务招待费、车辆费用、办公费和差旅费等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

其余费用根据历史情况及未来年度业务量的增加情况进行预测。

销售费用的预测数据详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年

403项目2026年2027年2028年2029年2030年

销售费用合计27.8227.8227.8227.8227.82

（5）管理费用的预测

管理费用主要包括工资及奖金、租赁费、信息系统维护费、折旧和业务招待费等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

其余费用根据历史情况及未来年度业务量的增加情况进行预测。

管理费用的预测数据详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年管理费用合计323.21323.17343.83343.58343.69

（6）财务费用的预测历史年度财务费用主要为利息收入和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。对于手续费支出和其他，经资产评估专业人员分析及与企业相关人员沟通了解，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年财务费用合计0.500.500.500.500.50

（7）其他收益的预测

企业其他收益包括个人手续费退回、稳岗补贴。其他收益均为不可预知的收入，故本次不予考虑。

404其他收益预测见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年其他收益合计0.000.000.000.000.00

（8）信用减值损失的预测

企业往来款周转较快，根据公司的收款政策及历史情况进行分析，货款收不回从而形成损失的情况较少。故本次对于信用减值损失不进行预测。

（9）营业外收支的预测兴化中油金路燃气有限公司营业外收入为其他收入；营业外支出包括罚款支出和其他支出。

由于营业外收入、支出均为不可预知的收支，故本次不予考虑。

（10）所得税的预测

兴化中油金路燃气有限公司的所得税率为25%。

未来年度所得税预测情况如下：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年所得税96.37103.6099.42100.97101.14

（11）折旧与摊销的预测

*预测期折旧与摊销

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额逐一进行了测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

*永续期折旧与摊销

根据企业计提折旧和摊销的政策、企业预测期资产的折旧摊销余额及预测期

后资本性支出金额，测算预测期后未来年度的折旧摊销金额并折现至预测期末年，将其年金化处理后得出永续期折旧摊销金额。

预测期企业的折旧摊销预测数据详见下表：

405金额单位：万元

项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

折旧合计195.94195.21195.65191.18193.17206.53

摊销合计6.636.636.636.636.636.72

折旧摊销合计202.57201.84202.27197.81199.79213.25

（12）资本性支出的预测

*预测期资本性支出

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的资本性支出进行预测。

*永续期资本性支出

为了保持企业持续生产经营，永续期仍需对各类资产进行更新改造。不同类别的资产更新周期是不同的，本次评估根据企业的资产类别确定其更新周期。按照资产的更新周期预测未来资本性支出金额并折现至预测期末年，将其年金化处理后得出永续期资本性支出金额。

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

资本性支出合计126.34128.00112.00112.00112.00166.68

（13）营运资金增加额的预测

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应付款、应付职工薪酬、其他应收款等科目因核算内容多为关联方的经营性往来或周转快、拖欠时间较短及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、存货、其他流动负债、合同负债、应付账款、预付

款项、应收账款等几个因素。

*基准日营运资金的确定

企业基准日营运资金根据基准日相关科目明细进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定，调整后评估基准日的营运资金为-2298.14万元。

*最低现金保有量的预测

406一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过

对兴化中油金路燃气有限公司营运资金的现金持有量与付现成本情况进行分析，兴化中油金路燃气有限公司营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。

预测期内各年日常现金保有量如下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年现金保有量71.2171.9672.1872.4872.61

*非现金营运资金的预测

评估人员分析历史年度应收账款、预付款项、应付账款、合同负债的周转情况，综合分析评估基准日以上科目内容及金额的构成情况及历史年度的周转情况，预测了未来周转天数。则：

预测年度应收账款=当年销售收入×该年预测应收账款周转天数/365

预测年度预付款项=当年销售成本×该年预测预付款项周转天数/365

预测年度存货=当年销售成本×该年预测存货周转天数/365

预测年度应付账款=当年销售成本×该年预测应付账款周转天数/365

预测年度合同负债=当年销售收入×该年预测合同负债周转天数/365

根据以上思路对未来营运资金预测如下：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年营运资金的变动258.59-25.6013.53-4.89-15.11

（14）折现率的确定

*折现率计算模型

按照收益额与折现率口径一致的原则，本次评估收益额口径为企业自由现金流量，则折现率选取加权平均资本成本（WACC）。

公式：WACC=Ke×E/（D+E）+Kd×D/（D+E）×（1－T）

式中：Ke：权益资本成本；

Kd：债务资本成本；

407T：所得税率；

E/（D+E）：股权占总资本比率；

D/（D+E）：债务占总资本比率；

其中：Ke=Rf+β×MRP+Rc

Rf=无风险报酬率；

β=企业风险系数；

MRP=市场风险溢价；

Rc=企业特定风险调整系数。

*相关参数计算过程

A、无风险收益率的确定

根据同花顺 iFinD金融数据终端查询评估基准日银行间固定利率国债收益率

（10年期）的平均收益率确定，因此本次无风险报酬率 Rf取 1.85%。

B、权益系统风险系数的确定

被评估单位的权益系统风险系数计算公式如下：

βL=[1+（1-t）×D/E]×βU

式中：βL：有财务杠杆的权益系统风险系数；

βU：无财务杠杆的权益系统风险系数；

t：被评估单位的所得税税率；

D/E：被评估单位的资本结构。

本次根据同花顺 iFinD金融数据终端查询的A股可比上市公司 100周βL值、

资本结构和所得税率计算确定可比上市公司的βU值，并取其平均值作为被评估单位的βU值，经计算βU值为 0.5236。具体情况如下：

序号 股票代码 股票简称 Beta（无财务杠杆）

1603393新天然气0.4861

2603080新疆火炬0.7965

408序号 股票代码 股票简称 Beta（无财务杠杆）

3601139深圳燃气0.4091

4600917重庆燃气0.5070

5600803新奥股份0.2945

6600681百川能源0.5064

7002267陕天然气0.4903

8001299美能能源0.6987

平均0.5236

根据被评估单位预测期的所得税税率及资本结构测算被评估单位的βL值。

企业无有息负债，本次资本结构确定为零。则被评估单位的βL值如下表：

项目2026年2027年2028年2029年2030年可比上市公司平

β 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236均 U值

资本结构（D/E） 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%综合所得税率

T 25.00% 25.00% 25.00% 25.00% 25.00%（ ）

被评估单位βL值 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236

C、市场风险溢价的确定

市场风险溢价是市场投资报酬率与无风险报酬率之差。其中，市场投资报酬率以上海证券交易所和深圳证券交易所股票交易价格指数为基础，选取1992年至评估基准日的年化周收益率加权平均值，经计算市场投资报酬率为8.72%，无风险报酬率取评估基准日10年期国债的到期收益率1.85%，即市场风险溢价为

6.87%。

D、企业特定风险调整系数的确定企业特定风险调整系数是对被评估单位与所选择的可比上市公司在经营环

境、企业规模、经营管理、抗风险能力、特殊因素等方面的差异进行的调整。

（A）区域集中度

由于城市燃气行业实行由地方政府垄断的进入管制，在对管道燃气实施特许经营制度中，设置市场准入的边界条件。公司目前的燃气经营市场局限在兴化市十一个乡镇，客户的发展受乡镇发展、招商引资政策等条件的制约。

409（B）安全生产

天然气为危险化学品，尽管公司整个生产过程处于受控状态，发生安全事故的可能性很小，但也不排除因燃气输送管道腐蚀、故障或其他不可预测因素造成天然气泄漏、爆炸等事故可能导致的环境污染和人员伤亡等风险。在公司规模扩大、业务快速发展过程中，可能存在安全管理措施不到位，员工违章作业，安全生产得不到有力保障的现象，如果公司发生重大安全事故，可能对公司的业务经营造成负面影响并带来经济和声誉损失。

（C）客户集中度

公司的前十大工业客户的用气量占比已超过公司总销气量的65%，这种高度集中的客户结构，使得公司经营业绩与个别客户的用气需求和生产稳定性深度绑定。一旦主要客户因自身经营问题、能源替代或搬迁而减少用气量，公司的营收和利润便会遭受直接、剧烈的冲击，业务缺乏缓冲和分散性，经营波动性极大。

（D）政策/价格管制

燃气行业受政府价格管制影响深，目前公司的销售价格几乎完全受政府价格政策文件调控，导致公司在面对上游气源成本上涨时，向下游传导成本的能力较弱，尤其在居民用气等受严格调控的领域，容易形成“价格倒挂”导致亏损。同时，行业“管住中间、放开两头”的改革趋势，将持续压缩管输等环节的利润，对规模小、议价能力弱的非上市公司构成持续的盈利压力。

（E）规模与融资

相对同类型的上市公司，公司的规模较小，业务局限于特定区域，且融资渠道有限，高度依赖银行贷款和股东借款，限制了其进行管网投资、市场扩张和抵御行业周期性波动的能力，抗风险能力相对较弱。

根据以上分析，企业特定风险调整系数 Rc取 3.50%。

E、债务资本成本的确定

由于企业无有息负债，故本次债务资本成本取0。

F、预测期折现率的确定

（A）计算权益资本成本

410将上述参数代入权益资本成本计算公式，计算得出被评估单位权益资本成本，

如下：

项目2026年2027年2028年2029年2030年无风险报酬率

Rf 1.85% 1.85% 1.85% 1.85% 1.85%（ ）市场风险溢价

MRP 6.87% 6.87% 6.87% 6.87% 6.87%（ ）

被评估单位βL值 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236企业特定风险调

Rc 3.50% 3.50% 3.50% 3.50% 3.50%整系数（ ）权益资本成本

Ke 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%（ ）

（B）计算加权平均资本成本

将上述参数代入加权平均资本成本计算公式，计算得出被评估单位加权平均资本成本，详见如下：

项目2026年2027年2028年2029年2030年资本结构（D/E） 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

综合所得税率（T） 25.00% 25.00% 25.00% 25.00% 25.00%权益资本成本

Ke 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%（ ）平均债务成本

Kd 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%（ ）

WACC=Ke×[E/

（E+D）]+Kd×[D/ 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%

（E+D）]×（1-T）*预测期后的价值确定

因收益期按永续确定，预测期后经营按稳定预测，故永续经营期年自由现金流，按预测末年自由现金流调整确定。主要调整包括：

资本性支出：按企业未来规划，若确保企业能够正常地稳定地持续地运营下去，结合目前企业资产的状况和更新投入资产的情况，确定预测期后每年的资本性支出金额为166.68万元；

折旧摊销费：根据企业预测期后的年资本性支出，结合企业的固定资产折旧政策，确定预测期后每年的折旧摊销费为213.25万元；

安全生产费：根据企业预测期后的年安全生产支出，结合《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕136号）的提取要求，确定预测期后每

411年的安全生产费为62.50万元；

主营业务成本：由于折旧摊销费用和安全生产费发生变化，企业主营业务成本也相应变化，折旧摊销和安全生产费的变化额，就是主营业务成本的调整数，故确定预测期后的主营业务成本为5005.05万元；

管理费用：由于折旧摊销发生变化，企业管理费用也相应变化，折旧摊销的变化额，就是管理费用的调整数，故确定预测期后的管理费用为344.52万元；

则预测期后按上述调整后的年自由现金流为189.62万元。

（15）测算过程和结果

*未来年度企业自由现金流量

根据上述各项预测，未来年度企业自由现金流量预测如下：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

一、主营业务收入5395.485609.065751.735832.865914.055590.02

加：其他业务利润0.000.000.000.000.000.00

减：主营业务成本4635.324819.594957.995033.095113.425005.05

税金及附加23.1423.5723.8923.9824.0721.39

销售费用27.8227.8227.8227.8227.8227.82

管理费用323.21323.17343.83343.58343.69344.52

研发费用0.000.000.000.000.000.00

财务费用0.500.500.500.500.500.50

加：投资收益0.000.000.000.000.000.00

资产减值损失0.000.000.000.000.000.00

公允价值变动损益0.000.000.000.000.000.00

信用减值损失0.000.000.000.000.000.00

资产处置收益0.000.000.000.000.000.00

其他收益0.000.000.000.000.000.00

二、营业利润385.48414.41397.70403.89404.55190.74

加：营业外收入0.000.000.000.000.000.00

减：营业外支出0.000.000.000.000.000.00

三、利润总额385.48414.41397.70403.89404.55190.74

减：所得税费用96.37103.6099.42100.97101.1447.68

412项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

四、净利润289.11310.81298.27302.92303.41143.05

扣税后财务费用0.000.000.000.000.000.00

五、息前税后净利润289.11310.81298.27302.92303.41143.05

加：折旧及摊销202.57201.84202.27197.81199.79213.25

减：资本性支出126.34128.00112.00112.00112.00166.68

营运资金需求净增加258.59-25.6013.53-4.89-15.110.00

六、企业自由现金流量106.75410.24375.01393.62406.32189.62

*企业的经营性资产价值

将收益期内各年预测自由现金流量折现，从而得出企业的经营性资产价值。

计算结果详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

一、企业自由现金流量106.75410.24375.01393.62406.32189.62

折现期0.50001.50002.50003.50004.5000

二、折现率8.95%8.95%8.95%8.95%8.95%8.95%

折现系数0.95800.87930.80710.74080.68007.5978

三、各年企业自由现金流102.27360.73302.67291.59276.301440.72量折现值

四、经营性资产价值2774.28

（16）其他资产和负债的评估

*非经营性资产和负债的评估

非经营性资产、负债是指与被评估单位生产经营无关的，评估基准日后自由现金流量预测不涉及的资产与负债。

非经营性资产具体如下：

金额单位：元序号资产负债表科目账面价值评估价值评估方法

1应收账款32578.7932578.79成本法

2递延所得税资产4115.334115.33成本法

合计36694.1236694.12

非经营性负债具体如下：

413金额单位：元

序号资产负债表科目账面价值评估价值评估方法

1应付账款809562.82809562.82成本法

2其他应付款1200.001200.00成本法

合计810762.82810762.82

*溢余资产的评估

溢余资产是指评估基准日超过企业生产经营所需，评估基准日后自由现金流量预测不涉及的货币资金。

被评估单位评估基准日溢余资产采用成本法评估，评估值为1771.39万元。

*有息负债的评估

有息负债是指评估基准日被评估单位需要支付利息的负债，被评估单位无有息负债。

（17）收益法评估结果

金额单位：万元项目评估价值

一、经营性资产价值2774.28

加：溢余资产1771.39

非经营性资产3.67

长期股权价值0.00

减：非经营性负债81.08

二、企业整体价值4468.26

减：有息负债0.00

三、股东全部权益价值（取整）4468.00

2、市场法评估计算和分析过程

（1）可比公司的筛选

根据可比公司筛选原则，本次通过同花顺 iFinD 金融数据终端对与被评估单位处于同一行业的可比上市公司进行筛选。最终选取了符合选取原则的3家上市公司作为对比公司：

序号股票代码股票简称

1603080新疆火炬

414序号股票代码股票简称

2600917重庆燃气

3600681百川能源

（2）可比公司基本情况

*新疆火炬燃气股份有限公司（证券名称：新疆火炬，股票代码：603080）A、可比公司简介

新疆火炬燃气股份有限公司的主营业务是城市燃气供应、加油加气站运营管

理、城市热力供应、燃气设施设备安装服务。公司的主要产品是城市燃气业务、加油加气站运营管理、燃气设施、设备的安装业务、城市热力供应。

公司城市燃气业务模式主要是经营下游终端的燃气销售业务，销售对象包括居民用户、工商业用户。经营模式是公司向中石油天然气销售新疆分公司、塔西南、新捷公司、中石油天然气销售江西分公司等上游气源方采购天然气，通过公司自有管网体系，充分发挥区域中压环网优势，科学规划、互联互通，精准对接下游用户，向公司特许经营区域内的用户提供服务。

加油加气站运营管理业务模式依托公司遍布在喀什地区、克州地区、图木舒

克市部分区域的在建及建成投产的40余座加气站或油气合建站，形成网状布局，向私家车、公交车、运输车等社会车辆提供经济、安全、环保的天然气燃料及汽油柴油等燃料。

B、财务及经营状况

新疆火炬近年财务与经营状况如下：

金额单位：万元名称2023年12月31日2024年12月31日2025年09月30日

资产总计233236.60240299.87238016.34

负债总计78643.7574229.5871270.88

净资产154592.85166070.29166745.46

名称2023年2024年2025年1-9月营业总收入109077.20147785.84111735.94

营业利润15291.0719111.2019655.57

净利润13685.6216992.5216541.87

415新疆火炬主营业务占全部经营业务的比重及相关数据：

类型名称2023年2024年2025年1-6月营业收入（万元）84085.37108080.1161697.67

天然气销售收入构成77.09%73.13%78.84%

毛利率24.57%20.09%19.51%

营业收入（万元）16580.8328131.9010325.16

安装业务收入构成15.20%19.04%13.19%

毛利率55.44%57.87%64.26%

营业收入（万元）4088.305877.463318.61

供热业务收入构成3.75%3.98%4.24%

毛利率-27.38%-31.76%-13.29%

*重庆燃气集团股份有限公司（证券名称：重庆燃气，股票代码：600917）A、可比公司简介

重庆燃气集团股份有限公司的主营业务是重庆市管道燃气供应及燃气设施、

设备的安装服务，综合服务、综合能源等。公司的主要产品是天然气销售、天然气工程安装。

B、财务及经营状况

重庆燃气近年来财务与经营状况如下：

金额单位：万元名称2023年12月31日2024年12月31日2025年9月30日

资产总计1034690.921107514.101109284.55

负债总计456328.47485935.53476621.57

净资产578362.45621578.57632662.98

名称2023年2024年2025年1-9月营业总收入1020451.251016185.77738382.11

营业利润56664.7447870.2020397.20

净利润51650.2440366.3216237.10

重庆燃气主营业务占全部经营业务的比重及相关数据：

类型名称2023年2024年2025年1-6月营业收入（万元）823824.27829046.95463458.51天然气销售

收入构成80.73%81.58%88.71%

416类型名称2023年2024年2025年1-6月

毛利率1.18%3.09%

营业收入（万元）136794.39115619.6941238.38

天然气安装收入构成13.41%11.38%7.89%

毛利率45.58%40.75%

*百川能源股份有限公司（证券名称：百川能源，股票代码：600681）A、可比公司简介

百川能源股份有限公司的主营业务是城市管道燃气销售、燃气工程安装、燃气具销售。

截至2025年6月，公司已在河北省廊坊市、张家口市、沧州市、保定市以及天津市武清区、湖北省荆州市、安徽省阜阳市、辽宁省葫芦岛市等地区进行燃气经营。公司气源主要为管道天然气，公司从中石油等上游气源方采购天然气后，通过所属城镇门站后再经由管道、CNG 加气站等方式向下游用户销售。在采购定价方面，管道天然气上游气源方根据市场供需情况，在国家发改委制定的基准门站价格基础上进行上下浮动。在销售价格方面，居民用户销售价格采取政府定价，工商业用户销售价格采取政府指导价，目前终端天然气销售价格已基本建立起上下游价格联动调整机制。

B、财务及经营状况

百川能源近年来财务与经营状况如下：

金额单位：万元名称2023年12月31日2024年12月31日2025年09月30日

资产总计787115.04770799.07786482.30

负债总计407078.17388628.92421207.11

净资产380036.87382170.15365275.19

名称2023年2024年2025年1-9月营业总收入522330.32509070.48368848.76

营业利润53927.2646134.9128984.32

净利润38655.3532599.0019659.24

百川能源主营业务占全部经营业务的比重及相关数据：

417类型名称2023年2024年2025年1-6月

营业收入（万元）505237.97492352.03287741.31

燃气分部收入构成96.73%96.72%98.93%

毛利率13.49%13.57%

（3）价值比率的选择

价值比率是指企业整体价值或股权价值与其自身某一密切相关、能反映经营

特点的参数之间的比值。即：被评估单位与可比公司进行对比分析的参数。价值比率通常包括盈利价值比率、收入价值比率、资产价值比率和其他特定价值比率。

盈利价值比率主要包括：市盈率（P/E）、企业价值/息税前利润（EV/EBIT）、

企业价值 /息税折旧及摊销前利润（EV/EBITDA）、企业价值 /税后现金流

（EV/NOIAT）、企业价值/税后净营业利润（EV/NOPAT）等指标。收入价值比率主要包括：市销率（P/S）和企业价值/销售收入（EV/S）。

资产价值比率主要包括：市净率（P/B）、企业价值/总资产或有形资产净值

（EV/TBVIC）、企业价值/重置成本等指标。

为进一步判断不同价值比率对于被评估单位所属行业的适用性，对上述价值比率对应数据的相关性进行了回归分析。为加强分析有效性，统计中去除了数据不全的公司后，共有19家上市公司。资产评估专业人员选取自评估基准日前两年平均净利润与前两年区间日均总市值、平均净资产与区间日均总市值、平均营

业收入与区间日均总市值，以及平均 EBITDA与平均 EV、平均 EBIT与平均 EV，五组计算价值比率的数据，进行回归分析，情况如下：

企业价值企业价值市场价值市场价值市场价值

序号自变量\因变量

（P）E （P）S （P）B （EV） （EV）EBIT EBITDA

1 相关性MultipleR 0.9839 0.9815 0.9471 0.9900 0.9932

2 拟合优度 RSquare 0.9680 0.9634 0.8970 0.9801 0.9864

3样本拟合优度0.96770.96310.89620.97990.9863

AdjustedRSquare

由上可知，被评估单位所处行业 EBIT、EBITDA 作为自变量与企业价值之间，E、B、S作为自变量与股东权益价值之间相关性均比较显著。考虑到被评估单位和可比公司目前所处的经营阶段已是能比较稳定产生盈利的阶段，且经营现金流均较为稳定，而企业价值倍数 EV/EBITDA不受各公司资本结构、税收政策

418和折旧摊销等差异的影响，故本次采用 EV/EBITDA估值模型进行测算。

（4）市场法评估公式

被评估单位股东全部权益价值（P）=被评估单位企业价值 EV-有息负债-少

数股东权益价值+溢余资产+非经营性资产、负债净额+长期股权投资价值

其中：被评估单位企业价值 EV=比准企业价值倍数 EV/EBITDA×被评估单

位 EBITDA比准企业价值倍数 EV/EBITDA=修正后可比公司 EV/EBITDA（考虑流通折扣）的算术平均值

修正后可比公司 EV/EBITDA=（可比公司总市值×（1-缺少流通性折扣率）+

可比公司付息债务+可比公司少数股东权益-可比公司溢余资产-可比公司非经营性资产、负债净额）/可比公司 EBITDA×可比公司修正系数

（5）缺少流通性折扣的确定流通性修正是将可比公司价格修正为与被评估单位流通性一致的过程。

本次评估选用可比上市公司比较法，而被评估单位属于非上市公司，其股东权益缺乏市场流通性，因此需要考虑评估对象流通性影响因素，即需进行缺少流通性折扣的修正。

缺少流通性折扣定义为：在资产或权益价值基础上扣除一定数量或一定比例，以体现该资产或权益缺少流通性。

股权的自由流通性是对其价值有重要影响的。由于本次评估的企业是非上市公司，其股权是不可以在股票交易市场上交易的，这种不可流通性对其价值存在一定的影响。

借鉴国际上定量研究缺少流通性折扣率的方式，本次评估结合国内实际情况采用非上市公司并购市盈率与上市公司市盈率对比方式估算缺少流通性折扣率。

其基本思路是收集分析非上市公司并购案例的市盈率（P/E），然后与同期的上市公司市盈率进行对比分析，通过上述两类市盈率的差异来估算缺少流通性折扣率。

本次评估采用非上市公司并购市盈率与上市公司市盈率比较所估算的缺少

419流通性折扣率，确定本次评估缺少流通性折扣率为21.8%。

（6）价值比率的计算

本次评估基准日为2025年12月31日，各可比上市公司财务数据未公告，但距基准日较近的2025年9月30日财务数据已公告，因此以可比公司公告的

2025年9月30日的财务数据作为基准日的财务数据进行计算、调整，以确定可

比上市公司各财务指标及价值比率。

*可比价值的确定

本次评估根据可比上市公司20日均总市值（考虑流通性折扣）确定可比公司的权益价值。另外考虑到各可比公司存在溢余资产、非经营性资产（含长期股权投资）、非经营性负债、付息债务和少数股东权益的情况，为便于各公司之间的比较，在信息可以获取的前提下，将溢余资产、非经营性资产（含长期股权投资）、非经营性负债、付息债务和少数股东权益对可比价值的影响进行调整，调整后的可比价值的公式如下：

调整后企业价值=可比公司总市值×（1-缺少流通性折扣率）-可比公司溢余

资产-可比公司非经营性资产、负债净额+可比公司付息债务+可比公司少数股东权益

调整后可比公司的企业价值的具体情况见下表：

序号内容新疆火炬重庆燃气百川能源

1基准日市值（考虑流通性折扣）257932.14678727.60432001.97

2减：溢余资金13315.898360.9919175.69

3减：非经营性资产12567.58207947.0823255.73

4加：非经营性负债7506.0017169.6157811.65

5调整后股权价值239554.67479589.14447382.20

6加：少数股东权益14402.0160602.6014048.06

7加：有息负债226.9285098.03230603.20

8 调整后企业价值 EV 254183.60 625289.77 692033.47

* 可比公司 EBITDA的确定

本次评估可比公司价值因子 EBITDA采用 2025年年化 EBITDA进行测算。

根据可比公司财务报表调整情况对可比公司 EBITDA进行调整，调整后 EBITDA

420公式为：

调整后 EBITDA=EBITDA-非经营性收入+非经营性支出

*价值比率的计算

经可比价值调整后计算的各可比公司价值比率结果如下：

金额单位：万元序号内容新疆火炬重庆燃气百川能源

1 调整后企业价值 EV 254183.60 625289.77 692033.47

2 EBITDA 36592.44 78263.26 87447.62

3减：非经收入1649.5317490.488488.45

4加：非经支出-195.061890.532187.00

5 调整后 EBITDA 34747.86 62663.31 81146.17

6 EV/EBITDA 7.32 9.98 8.53

注：经同花顺 iFinD导出数据计算调整。

（7）价值比率影响因素修正系数的确定

通过对比分析，考虑到评估对象和各可比公司各项指标间仍有差异，采取对相关指标进行评价，并对价值比率进行调整的方式，以消除这些差异。本次评估考虑的修正因素如下：

*交易日期修正

本次评估取上市公司比较法，故无需对交易日期进行修正，交易日期修正系数为1。

*资产规模修正

由于可比公司和被评估单位的体量有一定差异，通过对被评估单位和可比公司的分析，选取总资产作为资产规模修正指标。以被评估单位指标为基准，具体评分和相应修正系数情况见下表：

序号内容兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源

1资产规模（万元）5924.60238016.341109284.55786482.30

2分值99.00100.00105.00103.00

3资产规模修正系数0.990.940.96

*营收规模修正

421由于可比公司和被评估单位的营收规模有一定的差异，通过对被评估单位和

可比公司的分析，选取公司营业收入作为营收规模修正指标。具体评分结果和相应修正系数情况见下表：

序号内容兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源

1营收规模（万元）5317.01145641.221139478.56613418.85

2分值99.00100.00105.00102.00

3营收规模修正系数0.990.940.97

*财务指标修正

由于可比公司和被评估单位在财务指标方面具备一定差异，故需对其进行修正调整。为使可比公司与被评估单位更加可比，本次选取多维度财务指标进行修正。

A、财务指标的计算

根据各项可比指标的内涵，本次评估搜集了被评估单位及各可比公司财务数据。根据财务数据计算得到被评估单位及可比公司的各项指标数据，计算结果如下表：

财务指标兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源盈利能力状况

净资产收益率4.67%10.64%6.91%8.73%

总资产报酬率3.77%8.10%4.73%6.78%

主营业务利润率11.01%24.54%8.78%14.85%

成本费用利润率3.99%14.88%5.00%9.88%营运能力状况

总资产周转率0.99140.62420.94870.6535

应收账款周转率41.304910.017713.788422.5760

流动资产周转率2.92592.60453.73603.7684

存货周转率23.161013.0521149.556415.7604偿债能力状况

资产负债率44.70%30.89%43.88%50.42%

速动比率63.80%66.51%59.19%31.44%

流动比率71.74%93.45%73.44%47.88%发展能力状况

422财务指标兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源

销售增长率3.52%35.49%-0.42%-2.54%

资本保值增值率104.64%110.99%106.98%108.58%

销售利润增长率-9.17%26.35%5.65%-4.02%

总资产增长率13.80%3.03%7.04%-2.07%其他指标状况

EBITDA利润率 8.03% 20.52% 7.84% 15.30%

成本费用率8.17%14.94%5.70%6.41%

注：总资产周转率=主营业务收入/[（期初资产总额+期末资产总额）/2]

应收账款周转率＝主营业务收入/[（期初应收账款净额+期末应收账款净额）/2]

存货周转率＝主营业务成本/[（期初存货净额+期末存货净额）/2]

速动比率=（流动资产合计-存货-预付款项-一年内到期的非流动资产-其他流动资产）/流动负债合计

B、财务指标修正标准

为与被评估单位口径财务指标相匹配，本次评估采用同行业上市公司财务数据，并剔除不可用的样本，以上市公司各指标的行业平均数为基准，对各指标进行档次划分并打分，档次划分表如下：

财务指标优秀良好平均较低较差盈利能力状况

净资产收益率12.89%10.74%8.95%7.16%5.73%

总资产报酬率8.89%7.41%6.17%4.94%3.95%

主营业务利润率23.08%19.23%16.03%12.82%10.26%

成本费用利润率17.22%14.35%11.96%9.57%7.65%营运能力状况

总资产周转率1.08330.90270.75230.60180.4815

应收账款周转率42.648535.540429.617023.693618.9549

流动资产周转率3.35202.79342.32781.86221.4898

存货周转率50.562842.135735.113128.090522.4724偿债能力状况

资产负债率29.49%36.86%46.08%55.29%66.35%

速动比率159.14%132.62%110.51%88.41%70.73%

流动比率197.39%164.49%137.07%109.66%87.73%发展能力状况

销售增长率21.08%17.56%14.64%11.71%9.37%

423财务指标优秀良好平均较低较差

资本保值增值率153.33%127.77%106.48%85.18%68.15%

销售利润增长率17.30%14.41%12.01%9.61%7.69%

总资产增长率10.67%8.89%7.41%5.93%4.74%其他指标状况

EBITDA 利润率 22.55% 18.79% 15.66% 12.53% 10.02%

成本费用率6.74%8.43%10.53%12.64%15.17%

C、财务指标修正结果

根据评分参照表列示的优秀、良好、平均、较低、较差、差六个档次分别对

被评估单位及可比公司打分，评分结果见下表：

财务指标兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源盈利能力状况

净资产收益率85.00100.0090.0095.00

总资产报酬率85.00105.0090.00100.00

主营业务利润率90.00110.0085.0095.00

成本费用利润率85.00105.0085.0095.00营运能力状况

总资产周转率105.0095.00105.0095.00

应收账款周转率105.0085.0085.0090.00

流动资产周转率105.00100.00110.00110.00

存货周转率90.0085.00110.0085.00偿债能力状况

资产负债率100.00105.00100.0095.00

速动比率85.0085.0085.0085.00

流动比率85.0090.0085.0085.00发展能力状况

销售增长率85.00110.0085.0085.00

资本保值增值率95.00100.00100.00100.00

销售利润增长率85.00110.0085.0085.00

总资产增长率110.0085.0095.0085.00其他指标状况

EBITDA利润率 85.00 105.00 85.00 95.00

成本费用率105.0090.00110.00110.00

424根据计算得出的可比公司及被评估单位财务指标各维度得分，采用被评估单

位各维度财务指标得分÷可比公司各维度财务指标得分，具体情况如下表：

财务指标新疆火炬重庆燃气百川能源盈利能力状况

净资产收益率0.850.940.89

总资产报酬率0.810.940.85

主营业务利润率0.821.060.95

成本费用利润率0.811.000.89营运能力状况

总资产周转率1.111.001.11

应收账款周转率1.241.241.17

流动资产周转率1.050.950.95

存货周转率1.060.821.06偿债能力状况

资产负债率0.951.001.05

速动比率1.001.001.00

流动比率0.941.001.00发展能力状况

销售增长率0.771.001.00

资本保值增值率0.950.950.95

销售利润增长率0.771.001.00

总资产增长率1.291.161.29其他指标状况

EBITDA 利润率 0.81 1.00 0.89

成本费用率1.170.950.95

经加权平均计算得出财务指标修正系数，具体情况如下表：

财务指标新疆火炬重庆燃气百川能源

盈利能力状况0.820.990.90

营运能力状况1.121.001.07

偿债能力状况0.961.001.02

发展能力状况0.951.031.06

其他指标状况0.990.980.92

财务指标修正系数0.971.000.99

425*编制因素修正系数表

根据上述对影响因素的描述及修正系数确定的方法，计算得到各影响因素的修正系数，从而计算得出可比公司修正系数，具体情况如下表：

内容新疆火炬重庆燃气百川能源

交易日期修正1.001.001.00

资产规模修正0.990.940.96

营收规模修正0.990.940.97

财务指标修正0.971.000.99

修正系数0.950.880.92

（8）经营性资产价值的确定

以修正后的可比公司的价值比率的算术平均值作为比准价值比率，结合被评估单位的财务数据，确定被评估单位经营性资产价值。

价值比率为 EV/EBITDA时对应的被评估单位企业经营性资产价值如下表：

金额单位：万元序号内容新疆火炬重庆燃气百川能源

1 EV/EBITDA 7.32 9.98 8.53

2比率乘数修正系数0.950.880.92

3 调整后 EV/EBITDA 6.95 8.78 7.85

4权重0.330.330.33

5 比准 EV/EBITDA 7.86

6 被评估单位 EBITDA 591.24

7经营性资产价值4647.17

（9）其他调整因素的确定

*溢余资产价值的确定

企业的溢余资产主要为评估基准日非正常需要的货币资金，计算得出溢余资金为1771.39万元，具体测算过程参见收益法相关内容。

*非经营性资产、负债的确定

根据企业提供的评估基准日经审计的资产负债表，资产评估专业人员对被评估单位提供的财务报表进行了必要的审查，对其资产和收益项目根据评估的需要

426进行必要的分类和调整，经测算，非经营性资产及负债净额为-77.41万元。有关

对非经营性资产、负债的确定，参见收益法相关内容。

*未纳入合并口径的长期股权投资价值的确定本次评估不存在未纳入合并口径的长期股权投资。

*有息负债的确定

被评估单位有息负债主要为向金融机构等借入的款项。截至评估基准日，被评估单位有息负债价值为0.00万元。

（10）市场法评估结果

市场法计算结果如下表：

金额单位：万元序号内容金额

1 被评估单位 EBITDA 591.24

2 比准 EV/EBITDA 7.86

3经营性资产价值4647.17

4减：有息负债0.00

5少数股东权益0.00

6核心股权价值4647.17

7加：溢余资产1771.39

8非经营性资产、负债净额0.00

9未纳入合并范围的长期股权价值0.00

10股东全部权益价值（取整）6341.00

11基准日账面净资产3225.06

12评估增值3115.94

13评估增值率（%）96.62

经市场法评估，被评估单位股东全部权益账面价值为3225.06万元，股东全部权益评估值为6341.00万元，评估增值3115.94万元，增值率为96.62%。

本次评估考虑了股权流动性对股权价值的影响。

427（二）庆云中油收益法、市场法评估的具体过程

1、收益法计算及分析过程

（1）主营业务收入的预测

*历史主营业务收入分析

本次评估对于公司未来主营业务收入的预测是根据公司目前的经营状况、竞争情况及市场销售情况等因素综合分析的基础上进行的。公司历史主营业务收入情况如下：

金额单位：万元序号项目2024年2025年

1天然气销售业务8162.948887.80

2工程安装服务业务1545.50194.07

主营业务收入合计9708.449081.87庆云中油的主营业务具体为天然气销售业务和工程安装服务业务。其中天然气销售业务分为居民、商业、工业和锅炉采暖管道气售气业务；天然气工程安装

服务业务是指公司根据城镇居民用户、工商业等各类用户的不同需求，提供的配套设施设备安装工程及售后服务。2024年度-2025年的主营业务收入明细统计情况如下表：

金额单位：人民币万元序号项目2024年2025年

1管输天然气销售业务8162.948887.80

1-1居民3676.143451.81

总用气量（万方）：1310.531239.91

销售单价（元/m3）： 2.8051 2.7839

1-2工业3391.354442.07

总用气量（万方）：1021.341323.86

销售单价（元/m3）： 3.3205 3.3554

1-3商业626.21650.87

总用气量（万方）：168.15169.91

销售单价（元/m3）： 3.7242 3.8306

1-4锅炉采暖469.23343.05

总用气量（万方）：114.7083.84

428销售单价（元/m3）： 4.0909 4.0915

2工程安装服务业务1545.50194.07

合计9708.449081.87

从上表可以看出，2025年企业的主营业务收入和销售量较2024年有所减少，主要因为工程安装服务业务减少导致。

*未来年度主营业务收入预测

A、天然气销售业务

结合企业的经营计划，分别预计未来年度各类客户的用气量。具体测算方式如下：

天然气销售收入（元）=未来年度用气量（m3）×销售单价（元/m3）

（A）居民用户天然气销售收入对于居民用户天然气销售收入，采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的居民用气销售单价从而确认销售收入。

本次对居民用气户数的预测，将基于历史存量用户数，并综合企业根据其工程安装业务计划所预估的未来新增用户数进行确认。平均每户年用气量根据历史居民用气水平进行测算。庆云中油居民燃气销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。庆云中油居民燃气销售单价执行政府定价。根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），自2025年11月1日，现行居民用气实行阶梯价格制度，具体按文件公布的一、二、三档阶梯价格执行。具体执行价格表如下：第一阶梯

销售价格为3.05元/立方米；第二阶梯销售价格为3.53元/立方米；第三阶梯销售

价格为4.24元/立方米。本次在预测期居民销售单价测算过程中，统一依据最新政府定价文件规定的居民第一阶梯气价进行取值，未叠加、预判第二阶梯、第三阶梯增量用气销量带来的单价提升因素。

（B）商业用户天然气销售收入

商业用户主要为商场、酒店、餐饮、银行等。对于商业用户天然气销售收入，

429采用“基准日现有用户数加预测期内新增用户数”来测算总用气户数，乘以单户

平均用气量得到总用气量，再乘以由政府定价的非居民用气销售单价从而确认销售收入。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

（C）工业用户天然气销售收入

工业用户天然气销售收入是庆云中油的核心业务，对工业客户实行大客户管理制度，由市场部对其逐一进行管理和服务。

庆云中油工业用户天然气销售业务的销售价格由当地发展改革部门负责制定和调整。根据庆云发展和改革局2025年10月29日发布《关于公布我县取暖季天然气销售价格的通知》（庆发改价格[2025]85号），依据天然气销售价格等于购进价格加配气价格的原则，考虑非居民用户承受能力，核定2025-2026年取暖季（自2025年11月1日至2026年3月31日）非居民天然气销售价格为不超

过4.5元/立方米。取暖季结束后，非居民用气价格政策停止执行，恢复执行非取暖季价格，即按照庆云发展和改革局2025年3月27日发布《关于稳定2025年非取暖季非居民天然气价格的通知》，从2025年4月1日起我县非居民天然气销售价格执行非取暖季价格为不超过3.77元/立方米。根据对企业管理层的访谈，以及历史年度政府发布的历次价格通知，本次结合企业2025年度销售单价进行预测。

被评估单位管理层基于现有客户构成、历史用气量与客户未来生产计划的了

解编制了未来销量预测。本次评估结合主要客户的访谈情况、历史销量波动区间对被评估单位管理层的预测进行了核查与分析判断，认为该预测总体与历史数据及现有经营条件相匹配，据此确定未来年度销量预测。

（D）锅炉（采暖）用户天然气销售收入锅炉（采暖）用户主要为学校、医院等用户，对于上述用户的用气量及销售单价根据历史市场销售情况结合企业的未来年度经营计划确认。

B、工程安装服务业务

根据当年居民、工业、商业配套预计新增用户结合不同类型的收费标准进行预测。其中居民配套工程收费标准根据《庆云县人民政府办公室关于印发庆云县

430城市基础设施配套费征收使用管理办法的通知》（庆政办发〔2025〕1号）发布

的城市基础设施配套费和建设项目规划红线内供水、供气、供热等相关配套建设

安装费用统一纳入房屋（工程）开发建设成本，建设项目规划红线内供水、供气、供热等相关配套设施，建设单位委托专营企业施工建设的，专营企业除正常建设安装费用外，不得收取其他不合理费用，目前（居民用户）按建筑面积每平方米27元征收。结合庆云县当地居民的居住喜好，单户按照2000.00元进行测算，

工业配套工程和商业配套工程结合企业历史年度收费情况进行预测。

综上，未来年度主营业务收入预测如下：

金额单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年

1天然气销售业务9065.339065.339065.339065.339065.33

2工程安装服务业务337.5337.5337.5337.5337.5

主营业务收入合计9402.839402.839402.839402.839402.83

（2）主营业务成本的预测

*主营业务成本分析

按照生产要素口径，企业主营业务成本如下：

金额单位：万元序号项目2024年2025年

1天然气成本7468.167936.91

1-1管输天然气成本7468.167936.91气量（万方）：2614.722817.53

成本单价（元/m3）： 2.8257 2.8170

2生产成本974.07794.62

3工程安装成本553.92135.62

主营业务成本合计8996.168867.14

天然气成本单价的变动主要与天然气市场价格有关。生产成本由人工成本、安全生产经费、办公费、维护及修理费、折旧、车辆费用、试验检验费等组成。

工程安装服务成本根据实际的工程成本进行核算，分为居民用户工程和工商业用户工程等。

*未来主营业务成本预测

431A、天然气成本

考虑到庆云中油对于天然气销售实行联动调整价格机制，未来年度的天然气的总购气量按总销售量确定，采购成本单价主要参考2025年度综合采购成本单价进行预测。

B、生产成本

对于职工薪酬，包括工资、奖金、津贴、社会保险等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于折旧摊销，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产，根据未来投资计划测算年折旧摊销。

对于安全生产费，参考《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财企〔2022〕

136号）的提取要求，结合企业安全生产费的实际发生情况进行预测。

对于租赁费，在合同期内根据合同约定进行预测，合同期外根据已经履行完毕的合同情况，并结合未来的规划进行预测。

对于修理及维护费、办公费、燃料及动力费、车辆费用等其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

C、工程安装服务成本未来年度的工程安装服务成本根据未来年度的工程安装服务收入与毛利率

计算得出，其中未来年度的毛利率主要参考历史年度的毛利率水平。

综上，未来年度主营业务成本预测如下：

金额单位：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年

1购气成本8086.208150.008208.158221.708221.70

2生产成本778.53761.84758.52754.76749.47

3工程安装成本96.0883.1670.230.000.00

主营业务成本合计8960.818995.009036.908976.468971.17

（3）税金及附加的预测

税金及附加包括城建税、教育费附加、地方教育费附加、房产税、土地使用

432税、印花税、车船使用税。

地方教育费附加按增值税的2.00%计缴；教育费附加按增值税的3.00%计缴；

城建税按增值税的5.00%计缴。

应交流转税根据增值税销项抵扣进项税后的余额确定，其中销项税按不含税销售收入的13%、9%，进项税按照不含税材料13%、9%、6%，能耗及固定资产的13%、5%、6%、9%确定。

印花税按占收入的比重进行预测；房产税、土地使用税结合目前公司缴纳的基数进行预测；车船使用税按照企业历史情况水平预测。

税金及附加的预测数据详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年税金及附加合计35.1935.5435.5935.5935.58

（4）销售费用的预测

销售费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、水费、电费和车辆费用等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

销售费用的预测数据详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年销售费用合计48.2448.1748.1548.1448.12

（5）管理费用的预测

管理费用主要包括职工薪酬、固定资产折旧、业务招待费、车辆费用、水费、电费等。

对于人工工资等，参考人事部门提供的未来年度人工需求量因素，并考虑近

433几年当地社会平均工资的增长水平，预测未来年度员工人数、工资总额。

对于累计折旧摊销的测算，除了现有存量资产外，以后各年为了维持正常经营，随着业务的增长，需要每年投入资金新增资产或对原有资产进行更新，根据企业的资本性支出情况，来测算年折旧摊销。

其他费用结合公司历史年度的水平根据具体情况进行预测。

管理费用的预测数据详见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年管理费用合计320.87314.48313.18311.77310.32

（6）财务费用的预测

历史年度财务费用主要为利息收入、利息支出和手续费支出等。

对于利息收入，由于已在溢余资产中考虑相应的资产价值，故不在财务费用中对其进行预测。

对于利息支出，由于庆云中油在评估基准日后报告出具日前无长期借款，故不予预测相关支出。

对于手续费支出和其他，经资产评估专业人员分析及与企业相关人员沟通了解，根据历史年度手续费和收入的比例关系进行预测。

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年财务费用合计9.809.869.919.859.85

（7）其他收益的预测

企业其他收益包括政府补助。其他收益均为不可预知的收入，故本次不予考虑。

其他收益预测见下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年其他收益合计0.000.000.000.000.00

（8）信用减值损失的预测

434企业往来款周转较快，根据公司的收款政策及历史情况进行分析，货款收不

回从而形成损失的情况较少。故本次对于信用减值损失不进行预测。

（9）营业外收支的预测庆云中油燃气有限责任公司营业外收入为其他收入；营业外支出为非流动资产处置损失。

由于营业外收入、支出均为不可预知的收支，故本次不予考虑。

（10）所得税的预测

庆云中油燃气有限责任公司的所得税率为25%。

根据《中华人民共和国企业所得税法》相关规定：纳税人发生年度亏损的，可以用下一纳税年度的所得弥补；下一纳税年度的所得不足弥补的，可以逐年延续弥补，但是延续弥补期最长不得超过五年。本次评估考虑以前年度亏损弥补对未来年度的所得税金额的影响。

未来年度所得税预测情况如下：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年所得税0.000.004.5017.1318.82

（11）折旧与摊销的预测

*预测期折旧与摊销

根据企业计提折旧和摊销的政策，对存量、增量资产，按照企业现行的折旧（摊销）年限、残值率和已计提折旧（摊销）的金额逐一进行了测算。并根据原有资产的分类，将测算的折旧及摊销分摊至对应的成本费用。

*永续期折旧与摊销

根据企业计提折旧和摊销的政策、企业预测期资产的折旧摊销余额及预测期

后资本性支出金额，测算预测期后未来年度的折旧摊销金额并折现至预测期末年，将其年金化处理后得出永续期折旧摊销金额。

预测期企业的折旧摊销预测数据详见下表：

435金额单位：万元

项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

折旧合计258.06231.21225.76219.83213.73195.02

摊销合计12.4312.4312.4312.4312.4312.83

折旧摊销合计270.49243.64238.18232.26226.16207.85

（12）资本性支出的预测

*预测期资本性支出

根据企业的发展规划及目前实际执行情况，并结合企业业务的发展情况，对需要投入的资本性支出进行预测。

*永续期资本性支出

为了保持企业持续生产经营，永续期仍需对各类资产进行更新改造。不同类别的资产更新周期是不同的，本次评估根据企业的资产类别确定其更新周期。按照资产的更新周期预测未来资本性支出金额并折现至预测期末年，将其年金化处理后得出永续期资本性支出金额。

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

资本性支出合计22.0022.0022.0022.0022.00183.55

（13）营运资金增加额的预测

营运资金的追加是指随着企业经营活动的变化，因提供商业信用而占用的现金，正常经营所需保持的现金等；同时，在经济活动中，获取他人提供的商业信用，相应可以减少现金的即时支付。通常其他应收款、应付职工薪酬、其他应付款、其他流动负债等科目因核算内容多为关联方的经营性往来或周转快、拖欠时

间较短及金额相对较小，预测时假定其保持基准日余额持续稳定。所以计算营运资金的增加需考虑正常经营所需保持的现金、预付款项、存货、其他流动资产、

应付账款、合同负债等几个因素。

*基准日营运资金的确定

企业基准日营运资金根据基准日相关科目明细进行调整，剔除溢余资产、非经营性资产及负债后确定，调整后评估基准日的营运资金为-3231.09万元。

*最低现金保有量的预测

436一般情况下，企业要维持正常运营，通常需要一定数量的现金保有量。通过

对庆云中油燃气有限责任公司营运资金的现金持有量与付现成本情况进行的分析，庆云中油燃气有限责任公司营运资金中现金持有量约为1个月的付现成本费用。预测期内各年日常现金保有量如下表：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年现金保有量84.8584.1283.4978.7578.83

*非现金营运资金的预测

评估人员分析历史年度应收账款、预付款项、应付账款、合同负债的周转情况，综合分析评估基准日以上科目内容及金额的构成情况及历史年度的周转情况，预测了未来周转天数。则：

预测年度应收账款=当年销售收入×该年预测应收账款周转天数/365

预测年度预付款项=当年销售成本×该年预测预付款项周转天数/365

预测年度存货=当年销售成本×该年预测存货周转天数/365

预测年度应付账款=当年销售成本×该年预测应付账款周转天数/365

预测年度合同负债=当年销售收入×该年预测合同负债周转天数/365

根据以上思路对未来营运资金预测如下：

金额单位：万元项目2026年2027年2028年2029年2030年营运资金的变动708.72-13.89-8.8353.34-0.12

（14）折现率的确定

*折现率计算模型

按照收益额与折现率口径一致的原则，本次评估收益额口径为企业自由现金流量，则折现率选取加权平均资本成本（WACC）。

公式：WACC=Ke×E/（D+E）+Kd×D/（D+E）×（1－T）

式中：Ke：权益资本成本；

Kd：债务资本成本；

437T：所得税率；

E/（D+E）：股权占总资本比率；

D/（D+E）：债务占总资本比率；

其中：Ke=Rf+β×MRP+Rc

Rf=无风险报酬率；

β=企业风险系数；

MRP=市场风险溢价；

Rc=企业特定风险调整系数。

*相关参数计算过程

A、无风险收益率的确定

根据同花顺 iFinD金融数据终端查询评估基准日银行间固定利率国债收益率

（10年期）的平均收益率确定，因此本次无风险报酬率 Rf取 1.85%。

B、权益系统风险系数的确定

被评估单位的权益系统风险系数计算公式如下：

βL=[1+（1-t）×D/E]×βU

式中：βL：有财务杠杆的权益系统风险系数；

βU：无财务杠杆的权益系统风险系数；

t：被评估单位的所得税税率；

D/E：被评估单位的资本结构。

本次根据同花顺 iFinD金融数据终端查询的A股可比上市公司 100周βL值、

资本结构和所得税率计算确定可比上市公司的βU值，并取其平均值作为被评估单位的βU值，经计算βU值为 0.5236。具体情况如下：

序号 股票代码 股票简称 Beta（无财务杠杆）

1603393新天然气0.4861

2603080新疆火炬0.7965

438序号 股票代码 股票简称 Beta（无财务杠杆）

3601139深圳燃气0.4091

4600917重庆燃气0.5070

5600803新奥股份0.2945

6600681百川能源0.5064

7002267陕天然气0.4903

8001299美能能源0.6987

平均0.5236

根据被评估单位预测期的所得税税率及资本结构测算被评估单位的βL值。

企业无有息负债，本次资本结构确定为零。则被评估单位的βL值如下表：

项目2026年2027年2028年2029年2030年可比上市公司平

均β 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236U值

资本结构（D/E） 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%综合所得税率

T 25.00% 25.00% 25.00% 25.00% 25.00%（ ）

被评估单位βL值 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236

C、市场风险溢价的确定

市场风险溢价是市场投资报酬率与无风险报酬率之差。其中，市场投资报酬率以上海证券交易所和深圳证券交易所股票交易价格指数为基础，选取1992年至评估基准日的年化周收益率加权平均值，经计算市场投资报酬率为8.72%，无风险报酬率取评估基准日10年期国债的到期收益率1.85%，即市场风险溢价为

6.87%。

D、企业特定风险调整系数的确定企业特定风险调整系数是对被评估单位与所选择的可比上市公司在经营环

境、企业规模、经营管理、抗风险能力、特殊因素等方面的差异进行的调整。

（A）区域集中度

由于城市燃气行业实行由地方政府垄断的进入管制，对管道燃气实施特许经营制度中，设置市场准入的边界条件。公司目前的燃气经营市场局限在庆云县东环路外延800米以内、南环路外延1000米以内、西环路外延800米以内、北四

环路外延500米以内及严务乡和崔口镇所辖区域，客户的发展受乡镇发展、招商

439引资政策等条件的制约。

（B）安全生产

天然气为危险化学品，尽管公司整个生产过程处于受控状态，发生安全事故的可能性很小，但也不排除因燃气输送管道腐蚀、故障或其他不可预测因素造成天然气泄漏、爆炸等事故可能导致的环境污染和人员伤亡等风险。在公司规模扩大、业务快速发展过程中，可能存在安全管理措施不到位，员工违章作业，安全生产得不到有力保障的现象，如果公司发生重大安全事故，可能对公司的业务经营造成负面影响并带来经济和声誉损失。

（C）客户集中度

公司的前十大工业客户的用气量占比已超过公司总销气量的75%，这种高度集中的客户结构，使得公司经营业绩与个别客户的用气需求和生产稳定性深度绑定。一旦主要客户因自身经营问题、能源替代或搬迁而减少用气量，公司的营收和利润便会遭受直接、剧烈的冲击，业务缺乏缓冲和分散性，经营波动性极大。

（D）政策/价格管制

燃气行业受政府价格管制影响深，目前公司的销售价格几乎完全受政府价格政策文件调控，导致公司在面对上游气源成本上涨时，向下游传导成本的能力较弱，尤其在居民用气等受严格调控的领域，容易形成“价格倒挂”导致亏损。同时，行业“管住中间、放开两头”的改革趋势，将持续压缩管输等环节的利润，对规模小、议价能力弱的非上市公司构成持续的盈利压力。

（E）规模与融资

相对同类型的上市公司，公司的规模较小，业务局限于特定区域，且融资渠道有限，高度依赖银行贷款和股东借款，限制了其进行管网投资、市场扩张和抵御行业周期性波动的能力，抗风险能力相对较弱。

根据以上分析，企业特定风险调整系数 Rc取 3.50%。

E、债务资本成本的确定

由于企业无有息负债，故本次债务资本成本取0。

F、预测期折现率的确定

440（A）计算权益资本成本

将上述参数代入权益资本成本计算公式，计算得出被评估单位权益资本成本，如下：

项目2026年2027年2028年2029年2030年无风险报酬率

Rf 1.85% 1.85% 1.85% 1.85% 1.85%（ ）市场风险溢价

MRP 6.87% 6.87% 6.87% 6.87% 6.87%（ ）

被评估单位βL值 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236企业特定风险调

Rc 3.50% 3.50% 3.50% 3.50% 3.50%整系数（ ）权益资本成本

Ke 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%（ ）

（B）计算加权平均资本成本

将上述参数代入加权平均资本成本计算公式，计算得出被评估单位加权平均资本成本，详见如下：

项目2026年2027年2028年2029年2030年资本结构（D/E） 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

综合所得税率（T） 25.00% 25.00% 25.00% 25.00% 25.00%权益资本成本

Ke 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%（ ）平均债务成本

Kd 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%（ ）

WACC=Ke×[E/