浙江中企华资产评估有限公司

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》

回复之核查意见浙江中企华资产评估有限公司

二〇二六年七月深圳证券交易所：

贵所于2026年6月15日下发了《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”），浙江中企华资产评估有限公司作为山东胜利股份有限公司发行股份购买资产暨关联交易的资产评估机构，对有关问题进行了认真分析，现就《审核问询函》中相关问题的核查回复如下，请予审核。

如无特别说明，本审核问询函回复（以下简称“本回复”）所述的词语或简称与重组报告书中“释义”所定义的词语或简称具有相关的含义。在本回复中，若合计数与各分项数值相加之和在尾数上存在差异，均为四舍五入所致。本回复所引用的财务数据和财务指标，如无特殊说明，指合并报表口径的财务数据和根据该类财务数据计算的财务指标。

1目录

问题四.关于评估预测............................................4

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...............................................6

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。

......................................................7

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。...........................56四、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。...............................87五、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。............................120六、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。.....................................127七、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。..............149八、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。..........................................166九、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。......................................199

2十、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。...............................203十一、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。..........................................206十二、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，并结合截至本核查意见出具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。..........................270十三、评估机构核查程序和核查意见....................................288

3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5.50亿元逐年增长至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、

4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。

（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。

5回复：

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：

6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水发燃气603318鄂尔多斯水发燃气有限公司收益法、资产基础法2022-4-30永续期

3蓝天燃气605368长葛蓝天新能源有限公司收益法、资产基础法2021-12-31永续期

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。序号2对应的标的公司鄂尔多斯水发燃气有限公司

不涉及燃气特许经营权，收益法收益期采用永续期评估。

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：

序交易涉及评估基准代码标的公司评估方法收益期号上市公司日

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。

7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，8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，

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

9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

其中：公福用户销售气量102.2696.16-----

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：公福用户销售收入249.87234.59-----

用户数（户）199212220227233239245

非居净增加用户数（户）1387666

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

非居净增加用户数（户）2520161286

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

非居用户数（户）4222222

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”）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。

102、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。

11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。

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

12报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

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（万立方米）16840.7516380.2316721.7217119.0817423.1417664.8017810.46管输单价（元/m3） 2.5793 2.5576 2.5656 2.5656 2.5656 2.5656 2.5656气

小计43438.0341894.2442901.2443920.7144700.8145320.8145694.52气量（万立方米）175.01------

CNG 单价（元/m3） 2.7277

小计477.38------气量（万立方米）30.13239.10-----

LNG 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。

136、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：

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

14报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

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。

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成本1192.28741.07417.73356.40295.08262.05245.55

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，

15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

16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。

D.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

17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（户）735745745745745745745

净增加用户数（户）1000000

居民用 日均用气量（m3） 3.40 4.17 4.14 4.14 4.14 4.14 4.14

户销售气量（万立方米）91.20112.66112.64112.64112.64112.64112.64

销售单价（元/m3） 1.4914 1.5229 1.5229 1.5229 1.5229 1.5229 1.5229

小计136.02171.58171.55171.55171.55171.55171.55

用户数（户）53535353535353

净增加用户数（户）000000非居民

日均用气量（m3） 22.53 22.19 22.19 22.19 22.19 22.19 22.19

－商业

销售气量（万立方米）43.5842.9142.9342.9342.9342.9342.93用户

销售单价（元/m3） 2.4727 2.4679 2.4679 2.4679 2.4679 2.4679 2.4679

小计107.77105.91105.95105.95105.95105.95105.95

用户数（户）39403939393939

净增加用户数（户）1-10000非居民

日均用气量（m3） 4759.97 5323.43 5408.66 5530.16 5603.22 5603.22 5603.22

－工业

销售气量（万立方米）6775.817772.207699.237872.187976.187976.187976.18用户

销售单价（元/m3） 2.4232 2.3849 2.4077 2.4090 2.4098 2.4098 2.4098

小计16418.8318535.7118537.3118964.1319220.7919220.7919220.79

其他－销售气量（万立方米）41.5434.283025.0020.0020.0020.00

加气站 销售单价（元/m3） 3.4955 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954 3.4954

CNG 业务 小计 145.19 119.83 104.86 87.39 69.91 69.91 69.91

其他－销售气量（万立方米）120.8697.00100.00100.00100.00100.00100.00

加气站 销售单价（元/m3） 3.0820 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248 2.7248

LNG 业务 小计 372.47 264.32 272.48 272.48 272.48 272.48 272.48天然气销售业务

7072.998059.077984.808152.758251.758251.758251.75

销气量合计（万立方米）

天然气销售业务收入合计17180.2819197.3419192.1519601.5019840.6819840.6819840.68

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。

18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（万立方米）56155.7055956.8052000.0052000.0052000.0052000.0052000.00

代输单价（元/m3） 0.0414 0.0412 0.0413 0.0413 0.0413 0.0413 0.0413

天然气代输业务收入2327.242305.732146.422146.422146.422146.422146.42

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。

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：

19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管输单价（元/m3） 1.5742 1.5566 1.5566 1.5566 1.5566 1.5566 1.5566气

小计10943.8212393.4712273.4912534.9212689.0212689.0212689.02气量（万立方米）120.8697.00100.00100.00100.00100.00100.00

LNG 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。

20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

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

5.09%3.41%4.69%4.72%4.78%4.52%4.41%

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。

21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：

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-折旧42.4742.1351.4754.9957.6348.5244.12

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：

22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：

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

23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：

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（户）709300300300300300日均用气量（m3）

居民0.430.420.420.420.420.420.42

用户销售气量（万立方米）206.00211.63213.95218.59223.23227.87232.51

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

非居净增加用户数（户）-32118121010

民－ 日均用气量（m3） 27.49 29.41 23.51 20.63 19.17 18.08 17.15

商业销售气量（万立方米）78.2780.5182.3985.8288.1589.7591.40

用户 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（户）-2-23000非居

民－ 日均用气量（m3） 4290.32 3350.98 3771.53 3718.99 3844.82 3899.74 3903.34

工业销售气量（万立方米）8299.626237.846745.387058.647297.477401.717408.54

用户 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

非居用户数（户）4444444

24报告期内预测期

类别项目2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年民－净增加用户数（户）000000其他

销售气量（万立方米）24.0527.1927.1927.1927.1927.1927.19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合计8607.946557.187068.917390.257636.047746.527759.64（万立方米）

天然气销售业务收入合计29606.3722391.3524148.9225249.9026091.2126467.7226509.92

增长率-24.37%7.85%4.56%3.33%1.44%0.16%LNG 贸易业务销气量合计（万 0.00 245.86 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00立方米）

LNG 贸易业务收入合计 0.00 144.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

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

25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：

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年管输泰州中石油昆仑收入小计（万76.33458.53458.72458.72458.72458.72458.72业务燃气有限公司元）销售气量（万556.47------扬州市开达气体立方米）有限公司（龙川销售单价（元/m3 0.0917钢管） ）

小计51.05------销售气量（万190.99156.66161.36166.20167.86167.86167.86扬州悦之达能源立方米）代输工程有限公司销售单价（元业务 /m3 0.3211 0.3211 0.3074 0.3074 0.3074 0.3074 0.3074（中天管桩） ）

小计61.3350.3049.6151.0951.6051.6051.60销售气量（万1219.172278.402346.762417.162441.332441.332441.33扬州悦之达能源立方米）工程有限公司销售单价（元/m3 0.0862 0.0917 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781（龙川钢管） ）

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。

263、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合计411.46236.41375.63316.59120.33118.70118.70

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。

274、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：

单位：万元

28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）8641.806600.527102.827425.707672.677783.687796.86

管输气 单价（元/m3） 2.8065 2.7289 2.7292 2.7292 2.7292 2.7292 2.7292

小计24253.4118012.2219385.0120266.2120940.2521243.2321279.19

天然气成本合计24253.4118012.2219385.0120266.2120940.2521243.2321279.19

占天然气销售收入比率81.92%80.44%80.27%80.26%80.26%80.26%80.27%

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：

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

29报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

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

4.72%6.62%6.30%6.16%6.07%6.07%6.06%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：

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

30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

31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，

32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（户）4753500500500400400

居民 日均用气量（m3） 0.38 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35

用户销售气量（万立方米）731.50743.92777.62784.04790.46796.23801.36

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

非居净增加用户数（户）641212101010

民－ 日均用气量（m3） 37.20 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19

商业销售气量（万立方米）219.95173.07206.62217.22226.93235.76244.59

用户 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

用户数（户）126128130132134136138

非居净增加用户数（户）222222

民－ 日均用气量（m3） 731.44 673.53 616.77 616.59 613.15 604.94 596.97

工业销售气量（万立方米）3363.883146.722926.592970.732998.923002.923006.92

用户 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

非居净增加用户数（户）100000

民－ 日均用气量（m3） 33.38 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05

公福销售气量（万立方米）23.7518.9319.3519.3519.3519.3519.35

用户 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

33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-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。

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

34报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年

天然气工程安装服务收入合计2586.801920.27102.30100.00101.8495.4295.42

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管输单价（元/m3） 3.2405 2.9448 2.9448 2.9448 2.9448 2.9448 2.9448气

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

35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：

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

占天然气销售收入比率7.11%5.66%6.07%6.13%6.24%6.21%6.21%

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

36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：

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成本合计1658.411264.5371.5669.9571.2466.7466.74

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

37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。

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：

38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

小计2378.262113.222125.432130.482134.092136.632139.20

用户数（户）390434456474490506522

非居净增加用户数（户）442218161616

民－ 日均用气量（m3） 95.67 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82

商业销售气量（万立方米）1201.291095.101182.821235.981281.171323.691366.22

用户 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

39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收入合计303.40401.77149.0975.1559.7559.7559.75

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

40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。

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分类项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年气量（万立方米）1933.271768.661860.271915.041961.382004.712048.06管输单价（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

占天然气销售收入比率84.03%85.57%86.74%86.61%86.50%86.40%86.30%

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：

41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

占天然气销售收入比率3.65%3.27%4.79%4.70%4.62%4.54%4.42%

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

商业用户工程196.52111.0062.7637.8033.6033.6033.60

天然气工程安装服务成本合计201.02209.14104.3652.6141.8341.8341.83

综合毛利率33.74%47.95%30.00%30.00%30.00%30.00%30.00%

42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-折旧32.0363.2857.0144.529.770.000.00

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：

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

43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。

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

44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

居民用 日均用气量（m3） 0.50 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60

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

非居民净增加用户数（户）131010101010

－工业销售气量（万立方米）1133.511175.771237.831275.051302.831308.281313.74

用户 销售单价（元/m3） 3.5830 3.6402 3.6381 3.6371 3.6366 3.6368 3.6371

小计4061.404280.074503.344637.504737.8047584778.24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。

45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入合计710.28576.63353.89352.38324.03324.03324.03

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。

3、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：

46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 管输单价（元/m3） 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284 0.1284

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

LNG 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

47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率9.79%6.19%7.65%7.35%7.16%7.01%6.97%

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

48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成本合计444.69306.18200.53200.48184.33184.33184.33

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，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，

49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日起，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.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

50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。

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。

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

居民用 日均用气量（m3） 0.61 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55 0.55

户销售气量（万立方米）1310.531239.911278.191287.251294.301297.321297.32

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

51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）9169779971017103710371037

净增加用户数（户）6120202000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（万立方米）168.15169.91177.19180.78184.37186.16186.16用户

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（万立方米）1021.341323.861331.281341.281351.281351.281351.28用户

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

非居民净增加用户数（户）100000

－锅炉 日均用气量（m3） 101.37 71.78 71.78 71.78 71.78 71.78 71.78（采暖）销售气量（万立方米）114.7083.8483.8483.8483.8483.8483.84

用户 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8162.948887.809065.339137.999205.029220.329220.32

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

52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：

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入合计1545.50194.07337.50319.00300.50230.00230.00

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。

533、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

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

54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

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

55报告期内预测期

项目

2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年锅炉（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成本合计553.92135.6296.0883.1670.230.000.00

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：

56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、

57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：

发布单发布时政策依据调整情况位间《关于调整我市冬季月非居民用管2023年11月1日至2024年3月31日非居民用管道如皋市发2024年1道天然气最高销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 4.45元/m3，下浮不限 改委 月 22日《关于调整我市非居民用管道天然2024年4月1日至2024年6月30日非居民用管道如皋市发2024年7气最高销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 3.60元/m3，下浮不限 改委 月 5日《关于调整我市非居民用管道天然2024年7月1日至2024年9月30日非居民用管道如皋市发2024年11气最高销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 3.63元/m3，下浮不限 改委 月 12日《关于调整我市非居民用管道天然2024年10月1日至2024年10月31日非居民用管如皋市发2024年11气最高销售价格的通知》 道天然气最高销售价格调整为 3.70元/m3，下浮不限 改委 月 18日《关于调整我市非居民用管道天然2024年11月1日至2024年11月30日非居民用管如皋市发2024年12气最高销售价格的通知》 道天然气最高销售价格调整为 3.77元/m3，下浮不限 改委 月 25日《关于调整我市非居民用管道天然2024年12月1日至2025年3月31日非居民用管道如皋市发2025年2气最高销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 3.98元/m3，下浮不限 改委 月 20日《关于调整我市非居民用管道天然2025年4月1日至2025年6月30日非居民用管道如皋市发2025年6气最高销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 3.95元/m3，下浮不限 改委 月 19日《关于调整我市非居民用管道天然2025年7月1日至2025年10月31日非居民用管道如皋市发2025年8气最高销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 3.73元/m3，下浮不限 改委 月 26日《关于调整我市非居民用管道天然2025年12月1日起执行非居民用管道天然气最高销如皋市发2026年1气最高销售价格的通知》 售价格调整为 3.80元/m3，下浮不限 改委 月 27日《关于调整我市非居民用管道天然2026年4月1日起执行非居民用管道天然气最高销如皋市发2026年5气最高销售价格的通知》 售价格调整为 3.95元/m3，下浮不限 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（立方单价（元销售收入销量（立单价（元销售收入58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限公司195.993.0091589.7595.213.1927303.97

南通鸿迪能源科技有限公司228.463.1949729.92

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年单价（元单价（元代输客户销量（立方/立方销售收入销量（立/立方销售收入米）米）（万元）方米）米）（万元）

海安中油燃气有限责任公司20490.280.08261691.869374.880.0826774.07

泰兴中燃燃气发展有限公司862.810.1835158.31

代输1合计21353.080.08661850.179374.880.0826774.07

海安中油燃气有限责任公司9844.800.0917903.198160.590.0917748.68

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。

592、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60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）”。

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

61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。

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

62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与客户签订的合同约定的单价执行。

63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

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

64361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

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65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：

发布时政策依据调整情况间

关于调整居民生活用自2019年4月1日起执行：

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/立2019年4的通知（扬江发改方米、3.67元/立方米，学校食堂、福利院(养老院)等执行居民月28日[2019]73号）用气类别的价格为2.82元/立方米，其他相关政策保持不变。

关于调整居民用管道自2024年4月1日起执行：2024年3

66发布时

政策依据调整情况间

天然气销售价格有关1、居民用户第一、二、三阶梯销售价格分别调整为2.98元/立月13日事项的通知（扬江发改方米、3.58元/立方米、4.17元/立方米，阶梯价差比例调整为1〔2024〕28号）：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/立方米。

2、户籍4人以上家庭，每户每增加1人，一、二档年用气量上限

分别增加100立方米、200立方米。

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、泰州昆仑燃气公司

2023上游供气企业合同（固定价格气量）供应的管道天然气，销售关于疏导年采暖

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分公销售价格的通知（扬江月27日

202421司、泰州昆仑燃气公司外其他供应商供应的天然气，实行购销发改〔〕号）

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然气关于疏导年非采（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22024年5、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气销售价格的通知（扬月8日

202450其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购江发改〔〕号）

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：

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然气关于疏导年采暖（固定价格气量）销售价格为3.69元/立方米。2024年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以及12月30销售价格的通知（扬江

2024124其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购日发改〔〕号）

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：

关于疏导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然气年非采（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2025年5

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气销售价格的通知（扬月8日

202534其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购江发改〔〕号）

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：

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然气关于疏导年采暖（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22026年1、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销售价格的通知（扬江月4日

20263其他供应商供应的天然气，实行购销差价模式顺价销售，其购发改〔〕号）

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

67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556.470.091751.05---公司（龙川钢管）

扬州悦之达能源工程190.990.321161.33156.660.321150.30

有限公司（中天管桩）

扬州悦之达能源工程1219.170.0862105.142278.400.0917209.03

有限公司（龙川钢管）

合计1966.630.1106217.522435.070.1065259.33

68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

69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，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

70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

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71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：

发布单发布时政策依据调整情况位间

作价公式为：代购代销销售价格=代购天然气实际采南京市发《市发展改革委关于调整非居民用购价格+配气价格其中，代购天然气实际采购价格按2023年11展和改革气销售价格有关事项的通知》采购价格和采购量加权平均计算；配气基准价格为月17日委员会

0.80元/立方米，最高上浮幅度为10%，下浮不限。

作价公式为：代购代销销售价格=代购天然气实际采南京市发《关于调整非居民用气销售价格有购价格+配气价格其中，代购天然气实际采购价格按2024年4展和改革关事项的通知》采购价格和采购量加权平均计算；配气基准价格为月28日委员会

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

72一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）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。

73（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

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

74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。

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。

75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：

发布发布政策依据调整情况单位时间《关于调整我市非居民用管道天2024年1月1日至2024年3月31日非居民用天然气南昌市发2023年12然气销售价格的通知》最高销售价调整为4.43元/立方米(含税)，下浮不限。改委月20日《关于调整我市非居民用管道天2024年9月1日至2024年11月30日非居民用天然南昌市发2024年8然气销售价格的通知》气最高销售价调整为4.12元/立方米(含税)，下浮不限。改委月28日《关于联动调整我市管道天然气2024年12月1日至2025年2月28日非居民用管道南昌市发2024年11销售价格的通知》 天然气最高销售价格调整为 4.17元/m3，下浮不限 改委 月 29日《关于联动调整我市管道天然气2025年6月1日至2025年8月31日非居民用管道天南昌市发2025年5销售价格的通知》 然气最高销售价格调整为 4.12元/m3，下浮不限 改委 月 26日《关于继续执行我市现行非居民非居民用天然气最高销售价格继续按4.12元/立方米南昌市发2025年8用天然气销售价格的通知》（含税）执行。改委月29日非居民用天然气最高销售价格继续按4.12元/立方米《关于继续执行我市现行非居民南昌市发2026年5（含税）执行。价格执行期为2026年6月1日至2026用天然气销售价格的通知》改委月25日年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，

76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。

（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

77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）”。

78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

79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年调整为4.14元/立方米（气源成本冬供期非居民用管道天然气销售2023.11.1-22024年3月14

3.22元/立方米、配气价格0.78元/价格的通知》（兴发改发[2024]15024.3.31日立方米、管输价格0.14元/立方米）。

号）

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司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2024.4.1-202024年8月16价格的通知》（兴发改发[2024]484.16元/立方米，下浮不限。24.9.30日号）《关于明确非居民用管道天然气非居民用管道天然气最高销售价格2024.10.1-22025年1月17销售价格的通知》（兴发改发

4.34元/立方米，下浮不限。024.12.31日[2025]6号）《关于明确非居民用管道天然气非居民用管道天然气最高销售价格2025.1.1-202025年4月22销售价格的通知》（兴发改发

4.34元/立方米，下浮不限。25.3.31日[2025]34号）《关于明确非居民用管道天然气非居民用管道天然气最高销售价格2025.4.1-20销售价格的通知》（兴发改发2025年7月3日

4.08元/立方米，下浮不限。25.6.30[2025]54号）《关于明确非居民用管道天然气非居民用管道天然气最高销售价格2025.7.1-202025年9月15销售价格的通知》（兴发改发

4.08元/立方米，下浮不限。25.9.30日[2025]70号）《关于明确非居民用管道天然气非居民用管道天然气最高销售价格2025.10.1-22025年11月26销售价格的通知》（兴发改发

4.25元/立方米，下浮不限。025.12.31日[2025]91号）《关于明确非居民用管道天然气非居民用管道天然气最高销售价格2026.1.1-202026年3月20销售价格的通知》（兴发改发

4.27元/立方米，下浮不限。26.3.31日[2026]23号）

80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。

81（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。

82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

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。

83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：

发布单发布时政策依据调整情况位间依据天然气销售价格等于购进价格加配气价

格的原则，考虑非居民用户承受能力，核定庆云县2023年《关于公布我县取暖季天然

2023-2024年取暖季(自2023年11月1日至发展和11月1气销售价格的通知》

2024年3月31日)非居民天然气销售价格为改革局日

不超过4.5元/立方米。

取暖季天然气销售价格继续执行《关于公布庆云县2024年《关于稳定我县取暖季天然我县取暖季天然气销售价格的通知(庆发改发展和10月15气销售价格的通知》价格[2023】105号)》文件规定的价格改革局日从2025年4月1日起我县非居民天然气销售庆云县2025年《关于稳定2025年非取暖季价格执行非取暖季价格为不超过3.77元/立方发展和3月27非居民天然气价格的通知》米。改革局日依据天然气销售价格等于购进价格加配气价庆云县2025年《关于公布我县取暖季天然格的原则，核定2025-2026年取暖季（自2025发展和10月29气销售价格的通知》年11月1日至2026年3月31日）非居民天改革局日

84发布单发布时

政策依据调整情况位间

然气销售价格为不超过4.5元/立方米。

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。

85（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。

86四、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：

（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（含日均用气量（m3/户） 0.44 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38 0.38

公福）

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

净增加用户数（户）-200000户

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

87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

销售量合计（万立方米）48243.7834154.8026844.2127241.5727545.6327787.2927932.95

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

88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

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

89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

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

90的稳定支撑。

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

91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。

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。

92（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

居民用户用户数（户）735745745745745745745

93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1000000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

用户数（户）53535353535353净增加用户数000000商业用户

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

94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

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

95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，96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

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

97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

居民用净增加用户数（户）/709300300300300300

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（万立方米）206.00211.63213.95218.59223.23227.87232.51

用户数（户）787596114126136146

商业用净增加用户数（户）/-32118121010

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（万立方米）78.2780.5182.3985.8288.1589.7591.40

用户数（户）53514952525252

工业用净增加用户数（户）/-2-23000

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（万立方米）8299.626237.846745.387058.647297.477401.717408.54

用户数（户）4444444其他用

净增加用户数（户）/000000户

销售气量（万立方米）24.0527.1927.1927.1927.1927.1927.19

用户数（户）3222222

代输1净增加用户数（户）/-100000

销售气量（万立方米）1966.632435.072508.122583.362609.192609.192609.19

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202420262027202820292030年2025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-代输销量变动量-468.4373.0575.2425.830.000.00

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

98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长态势。

（4）其他用户：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

99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

100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，101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。

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

102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。

103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

居民净增加用户数（户）4753500500500400400

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（万立方米）731.50743.92777.62784.04790.46796.23801.36

用户数（户）164228240252262272282

商业净增加用户数（户）641212101010

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（万立方米）219.95173.07206.62217.22226.93235.76244.59

用户数（户）126128130132134136138

工业净增加用户数（户）222222

用户 日均用气量（m3） 731.44 673.53 616.77 616.59 613.15 604.94 596.97

销售气量（万立方米）3363.883146.722926.592970.732998.923002.923006.92

用户数（户）22232323232323

公福净增加用户数（户）100000

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（万立方米）23.7518.9319.3519.3519.3519.3519.35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

104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

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

105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。

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

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

106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。

（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，

107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、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。

108（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：

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

109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，

110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。

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

商业用户数（户）84101112118124130136用户净增加用户数17116666

111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/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。

（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

112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。

113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。

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

114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

居民用净增加用户数（户）330150040030000

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（万立方米）1310.531239.911278.191287.251294.301297.321297.32

用户数（户）9169779971017103710371037

商业用净增加用户数（户）6120202000

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（万立方米）168.15169.91177.19180.78184.37186.16186.16

用户数（户）53686873787878

工业用净增加用户数（户）1555500

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（万立方米）1021.341323.861331.281341.281351.281351.281351.28

115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

锅炉用户数（户）31323232323232

（采净增加用户数（户）100000

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（万立方米）114.7083.8483.8483.8483.8483.8483.84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。

（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

116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；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，能形成稳定的商业用气存量。

（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。

1172、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

118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。

119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：

类报告期内预测期项目别2024年2025年2026年2027年2028年2029年2030年用户数49517538205562057220586206002061420居民净增加用户数430318001600140014001400

（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用户数199212220227233239245净增加用户数1387666日均用气量（m3/户） 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

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

其他销售气量（万立方米）671.11675.91680.00680.00680.00680.00680.00

销售单价（元/m3） 3.1572 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551 3.0551

120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

居民销量变动量（万立方米）--24.1542.7423.8121.0119.6219.61

用户销售收入变动量（万元）--54.32216.01109.4656.2952.5652.53

商业销量变动量（万立方米）--11.9810.587.556.556.046.05

用户销售收入变动量（万元）--64.7337.3426.6423.1121.3121.34

工业销量变动量（万立方米）--220.2144.97366.00276.50216.00120.00

用户销售收入变动量（万元）--783.98149.131219.26921.10719.56399.76

其他销量变动量（万立方米）-4.804.09----

用户销售收入变动量（万元）--53.9012.52----

销量变动量（万立方米）--175.01-----

CNG

销售收入变动量（万元）--576.04-----

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

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

121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 2025年当期暂停 CNG售气业务，进一步拉低营收规模。

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：大客户金桥油脂是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

122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。

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（户）55591603446084461344618446224462644

净增加用户数（户）4753500500500400400

居民 日均用气量（m3） 0.38 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35

用户销售气量（万立方米）731.50743.92777.62784.04790.46796.23801.36

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商业

净增加用户数（户）641212101010用户

日均用气量（m3） 37.20 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19 24.19

123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）219.95173.07206.62217.22226.93235.76244.59

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

用户数（户）126128130132134136138

净增加用户数（户）222222

工业 日均用气量（m3） 731.44 673.53 616.77 616.59 613.15 604.94 596.97

用户销售气量（万立方米）3363.883146.722926.592970.732998.923002.923006.92

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（户）100000

公福 日均用气量（m3） 33.38 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05 23.05

用户销售气量（万立方米）23.7518.9319.3519.3519.3519.3519.35

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%

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

商业销量变动量（万立方米）--46.8933.5510.609.718.838.83

用户销售收入变动量（万元）--164.01134.5942.5238.9535.4235.42

工业销量变动量（万立方米）--217.16-220.1344.1428.194.004.00

用户销售收入变动量（万元）--1425.00-852.65170.97109.1815.5015.49

销量变动合计--264.05-186.5854.7437.9012.8312.83

天然气销售收入变动合计--1589.01-718.06213.49148.1350.9250.91

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：

*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。

124*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。

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，叠加南京洁宁对工业用户持续拓展，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。

2、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

用户数（户）41110414794158741677417274177741827

居民净增加用户数（户）36910890505050日均用气量（m3/户） 0.49 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45 0.45

125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

小计2378.262113.222125.432130.482134.092136.632139.20

用户数（户）390434456474490506522

净增加用户数（户）442218161616日均用气量（m3/户） 95.67 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82 72.82商业

销售气量（万立方米）1201.291095.101182.821235.981281.171323.691366.22

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%

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（万-58.433.891.611.150.810.82立方米）-居民用户销售收入变动量

-265.0412.215.053.612.542.57（万元）-销量变动量（万-106.1887.7253.1645.1942.5242.53立方米）-商业用户销售收入变动量

-552.78221.33197.52167.91157.98158.03（万元）-

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

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126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。

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。

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

127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

128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率32.62%33.03%33.21%33.24%33.23%33.31%33.35%

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率68.76%76.96%66.30%65.39%64.61%66.49%67.35%

天然气销售综合毛利率36.93%37.74%36.54%36.41%36.30%36.55%36.67%

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

129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率13.57%13.86%13.97%14.09%14.17%14.16%14.16%

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率74.31%69.53%74.96%75.34%75.54%75.48%75.50%

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率14.16%15.97%15.66%15.74%15.77%15.74%15.74%

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率5.19%9.93%9.13%9.88%8.64%8.53%8.53%

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

130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

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率35.89%34.15%30.05%30.05%30.05%30.05%30.05%

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。

1315、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入303.40401.77149.0975.1559.7559.7559.75

天然气工程安装服务成本201.02209.14104.3652.6141.8341.8341.83

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%，略有下降。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%

132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；

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率-3.42%1.76%2.21%2.47%2.59%2.64%2.70%

133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率64.16%30.12%71.53%73.93%76.63%100.00%100.00%

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

134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。

（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%

135可比公司简称2024年度2025年度

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%

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：

136*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，

137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

138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，

139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。

2、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%

140可比公司简称2024年度2025年度

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

141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

142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

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

143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。

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

144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。

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

145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

146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。

1473、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，及时优化经营战略

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，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

148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。

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

149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

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。

150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，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。

151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：

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

152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。

3、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。

153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%

154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，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-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。

4、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

155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

156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，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-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

0.06%，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

157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

158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，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：

159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%

160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

3.32%，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，经资产评估专业人员分析及与企业相关人员沟通了

161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-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%

162可比公司简称2024年度2025年度

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：

163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%

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%之间，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

164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%

165可比公司简称2024年度2025年度

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，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：

1661、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

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：万元序科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号

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

167序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1 917.43 3.03 LNG 综合办公楼改造，企业现有房房屋建筑物

屋建筑物、存量资产更新

2构筑物26.91企业现有构筑物、存量资产更新

3管道沟槽592.10企业现有管道沟槽、存量资产更新

4机器设备286.41企业现有设备、存量资产更新

5运输设备20.0020.001.67企业现有设备、存量资产更新

6电子设备2.002.002.002.002.0093.86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

9土地使用权8.90企业现有土地、存量资产更新

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

3长期待摊费用62.39长江营业厅装修费

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

1管道沟槽42.43在建管道沟

槽后续支出

168序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

2长期待摊费用229.68在建国债项

目后续支出

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：万元序项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号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

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

169序

项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号存量资产的资本性支出

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：

P (1 + r )

m

= R t * 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。

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

170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、

1年付现成本5538.275558.435567.345587.255604.17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461.52463.20463.95465.60467.01

3周转月数11111

4付现周转现461.52463.20463.95465.60467.01

金保有量

5现金保有量461.52463.20463.95465.60467.01

（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：

171单位：万元

序项目2026年2027年2028年2029年2030年备注号

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

根据当期所得税

4应交税费610.02628.28636.06643.74647.96/4+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

172（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：

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

173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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1房屋建筑物6.51企业现有房屋建筑物、存量资产更新

2构筑物61.69企业现有构筑物、存量资产更新

3管道沟槽367.98企业现有管道沟槽、存量资产更新

4机器设备2.53182.69企业现有设备、存量资产更新

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

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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

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

174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

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

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：

P 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

175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、折旧摊

1年付现成本2303.292334.332350.902377.552388.18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

付现周转现

4191.94194.53195.91198.13199.02

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

176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

根据当期所得税/4+基准

4应交税费343.61351.65353.44356.25357.36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。

177（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：

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

178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：万元序项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注号

1企业现有房屋建筑物、存量资房屋建筑物3.77

产更新

217.43企业现有构筑物、存量资产更构筑物

新

3225.80企业现有管道沟槽、存量资产管道沟槽

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

5车辆1.501.60企业现有设备、存量资产更新

6电子设备0.9126.8767.5827.417.5523.86企业现有设备、存量资产更新

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：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

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：万元序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1管道沟槽136.51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3.77

179序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

2构筑物17.43

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 (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

180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、折

1年付现成本2558.122641.962692.222723.972736.20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。

181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。

（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：

1821、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：万元序科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号

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

4其他业务成本19.5419.549.77---

折旧小计491.80499.56492.44475.68468.62491.85

183序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1 5.07 LNG综合办公楼改造，企业现有房屋建筑物

房屋建筑物、存量资产更新

2构筑物2.40企业现有构筑物、存量资产更新

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土地使用权14.26企业现有土地、存量资产更新

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：

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

184根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号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

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

185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：

P 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-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

186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

1年付现成本2371.702374.362406.292425.672447.50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：

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

187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

根据当期所得税

4应交税费110.46110.46110.46110.46110.46/4+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

程及测算依据如下：

1881、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

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

189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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1房屋建筑物0.79企业现有房屋建筑物、存量资产

更新

2构筑物19.29企业现有构筑物、存量资产更新

357.03企业现有管道沟槽、存量资产更管道沟槽

新

4机器设备81.02企业现有设备、存量资产更新

5运输设备4.21企业现有设备、存量资产更新

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

9土地使用权1.84企业现有土地、存量资产更新

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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

1管道沟槽20.34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0.79

2构筑物19.29

3管道沟槽57.03

4机器设备81.02

190序号项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

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：

(1 + r ) mP = 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

191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

根据除天然气成本、折

1年付现成本854.54863.48866.12869.81871.28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

192（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货币资金71.2171.9672.1872.4872.61根据现金保有量测算

2应收账款66.9469.3671.0071.9772.94根据周转天数测算

3预付款项58.6160.7162.3063.2164.17根据周转天数测算

4其他应收款11.5711.5711.5711.5711.57保持基准日余额

5存货175.83182.13186.91189.62192.50根据周转天数测算

一营运资产合计384.17395.73403.97408.85413.80

1根据各类型业务周转天应付账款1237.161240.451214.451211.001218.16

数测算

2合同负债886.98919.03940.79953.63966.48根据周转天数测算

3应付职工薪酬63.4963.4963.4963.4963.49保持基准日余额

4应交税费30.4832.2931.2431.6331.67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205.12205.12205.12205.12205.12保持基准日余额

6其他流动负债0.500.500.500.500.50根据合同负债测算

二营运负债合计2423.732460.882455.592465.362485.42

-2039.5-2065.1-2051.6-2056.5-2071.6三营运资金

65213

四营运资金的变动258.59-25.6013.53-4.89-15.11

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。

193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

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：万元序科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号

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

194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：万元序号科目2026年2027年2028年2029年2030年永续期备注

19.91企业现有房屋建筑物、存量资产房屋建筑物

更新

2构筑物22.50企业现有构筑物、存量资产更新

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

4机器设备56.99企业现有设备、存量资产更新

5运输设备3.39企业现有设备、存量资产更新

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

9土地使用权4.40企业现有土地、存量资产更新

合计22.0022.0022.0022.0022.00183.55庆云中油无增量资产的更新支出。

庆云中油无在建工程后续资本性支出的更新。

195根据上述预测，未来资本性支出的预测具体如下：

单位：万元序项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期号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：

P R (1 + r )

m

= t * 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。

1964、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年备注根据除天然气

成本、折旧摊销

1年付现成本1018.211009.411001.90944.98946.01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

197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：万元序项目2026年2027年2028年2029年2030年备注号

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

5311.56302.48290.53222.00221.35根据各业务类型周存货

转天数测算

一营运资产合计1405.941399.971392.101312.041310.88

1根据各业务类型周应付账款501.96487.32468.08357.67356.63

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

根据当期所得税/4+

4应交税费38.3138.3138.3138.3138.31基准日其他税费余

额确定

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

变动708.72-13.89-8.8353.34-0.12

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

198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

1992.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年报序号股票代码股票简称主营业务

－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%

管道燃气供应及燃气设施、天然气销售：82.87%；

2 600917.SH 重庆燃气 设备的安装服务，综合服 天 然 气 安 装 业 务 ：

务、综合能源服务9.43%；其他业务：7.70%

城市管道燃气销售、燃气工天然气销售：85.20%；

3 600681.SH 百川能源 程安装、燃气具销售 天 然 气 安 装 业 务 ：

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年报

序号股票代码股票简称营业收入（万元）毛利率

－按产品

天然气销售：75.75%；

1 603080.SH 162928.35 安装业务：15.46%；供新疆火炬 25.13%

热业务：3.26%；其他业

务：5.53%

天然气销售：68.87%；

2 600333.SH 天 然 气 安 装 业 务 ：长春燃气 246180.00 17.24%

18.97%；其他业务：

12.16%

天然气销售：50.21%；

LNG 业务：28.33%；燃

3 603318.SH 水发燃气 255037.97 气设备：14.32%；分布 17.61%

式能源：6.53%；其他业

务：0.61%

4 600917.SH 重庆燃气 1030518.00 天然气销售：82.87%； 9.27%

天然气安装业务：

200主营收入构成-2025年报

序号股票代码股票简称营业收入（万元）毛利率

－按产品

9.43%；其他业务：7.70%

天然气销售：85.20%；

5 600681.SH 百川能源 520536.13 天 然 气 安 装 业 务 ： 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。

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。

201（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该案例为市场法定

1新奥股份新奥能源2025/3/18//价，未采用收益法鄂尔多斯

2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。

202十、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

203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

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

204取收益法结果作为结论值75757.00万元。

2.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%。

205十一、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

*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

206金额单位：万元

序号项目2024年2025年总用气量（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，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

207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208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。

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

209序号项目2024年2025年气量（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。

*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，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。

210B.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：

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。

211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。

212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。

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

213（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：

金额单位：万元

214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。

215*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）。

216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；

T：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。

217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

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

0.52360.52360.52360.52360.5236

均βU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

218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。

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

219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

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，详见如下：

项目2026年2027年2028年2029年2030年无风险报酬率

1.85%1.85%1.85%1.85%1.85%（Rf）市场风险溢价

6.87%6.87%6.87%6.87%6.87%（MRP）

被评估单位βL值 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236 0.5236企业特定风险调

3.50%3.50%3.50%3.50%3.50%

整系数（Rc）权益资本成本

8.95%8.95%8.95%8.95%8.95%（Ke）

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/(E+D)]×(1-T) 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%

220*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

221项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

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

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

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

222项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

三、各年企业自由现金102.27360.73302.67291.59276.301440.72流量折现值

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：

非经营性资产按科目披露汇总表

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：

非经营性负债按科目披露汇总表

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

223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

根据可比公司筛选的原则，我们利用同花顺 iFinD金融数据终端对和被评估单位处于同一行业的可比上市公司进行了筛选。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

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。

224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

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%

225*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%

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

226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：

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

227（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 （EV） （EV）（ ）E （P）S （P）B 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AdjustedRSquare 0.9677 0.9631 0.8962 0.9799 0.9863

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

228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，本次评估我们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

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。

229*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257932.14678727.60432001.97扣）

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 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

230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，我们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

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：

231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（次）0.99140.62420.94870.6535

应收账款周转率（次）41.304910.017713.788422.5760

流动资产周转率（次）2.92592.60453.73603.7684

存货周转率（次）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

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%

232财务指标兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源

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

（次）

应收账款周转率42.648535.540429.617023.693618.9549

（次）

流动资产周转率3.35202.79342.32781.86221.4898

（次）

存货周转率（次）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%

233财务指标优秀良好平均较低较差

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%

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（次）105.0095.00105.0095.00

应收账款周转率（次）105.0085.0085.0090.00

流动资产周转率（次）105.00100.00110.00110.00

存货周转率（次）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

234财务指标兴化中油新疆火炬重庆燃气百川能源

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

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（次）1.111.001.11

应收账款周转率（次）1.241.241.17

流动资产周转率（次）1.050.950.95

存货周转率（次）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：

235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

*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

236*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

237序号内容金额

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。

（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

238金额单位：人民币万元

序号项目2024年2025年

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

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2392025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，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。

240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。

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：

241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

A.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。

242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

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

243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。

244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

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%。

245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：

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。

246*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

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

247*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；

T：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

248Rf=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

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

249序号 股票代码 股票简称 Beta（无财务杠杆）

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、招商引资政策等条件的制约。

b.安全生产

250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

a.计算权益资本成本

251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，

详见如下：

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/(E+D)]×(1-T) 8.95% 8.95% 8.95% 8.95% 8.95%

*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，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183.55万元；

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207.85万元；

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

252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

年的安全生产费为235.13万元；

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9051.07万元；

销售费用：由于折旧摊销发生变化，企业销售费用也相应变化，折旧摊销的变化额，就是销售费用的调整数，故确定预测期后的销售费用为48.08万元；

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306.21万元；

则预测期后按上述调整后的年自由现金流为-20.88万元。

（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9402.839456.999505.529450.329450.329405.61

加：其他业务利润0.000.000.000.000.000.00

减：主营业务成本8960.818995.009036.908976.468971.179051.07

税金及附加35.1935.5435.5935.5935.5835.58

销售费用48.2448.1748.1548.1448.1248.08

管理费用320.87314.48313.18311.77310.32306.21

研发费用0.000.000.000.000.000.00

财务费用9.809.869.919.859.859.85

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

253项目2026年2027年2028年2029年2030年永续期

二、营业利润27.9353.9461.7868.5175.26-45.18

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27.9353.9461.7868.5175.26-45.18

减：所得税费用0.000.004.5017.1318.820.00

四、净利润27.9353.9457.2851.3856.45-45.18

扣税后财务费用0.000.000.000.000.000.00

五、息前税后净利润27.9353.9457.2851.3856.45-45.18

加：折旧及摊销270.49243.64238.18232.26226.16207.85

减：资本性支出22.0022.0022.0022.0022.00183.55

营运资金需求净增加708.72-13.89-8.8353.34-0.120.00

六、企业自由现金流量-432.30289.47282.30208.30260.73-20.88

*企业的经营性资产价值

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：

经营性资产价值测算表

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-432.30289.47282.30208.30260.73-20.88

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-414.15254.53227.85154.31177.30-158.68流量折现值

四、经营性资产价值241.16

（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：

254非经营性资产按科目披露汇总表

金额单位：万元序号资产负债表科目账面价值评估价值评估方法

1其他应收款3242.343242.34成本法

2递延所得税资产653.46653.46成本法

3固定资产20.6351.39成本法

合计3916.423947.18

非经营性负债具体如下：

非经营性负债按科目披露汇总表

金额单位：万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589.34589.34成本法

2其他应付款98.0898.08成本法

合计687.42687.42

*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23.98万元。

*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241.16

加：溢余资产23.98

非经营性资产3947.18

长期股权价值0.00

减：非经营性负债687.42

二、企业整体价值3524.91

255项目评估价值

减：有息负债0.00

三、股东全部权益价值（取整）3525.00

2、市场法评估计算和分析过程

（1）可比公司的筛选

根据可比公司筛选的原则，我们利用同花顺 iFinD金融数据终端对和被评估单位处于同一行业的可比上市公司进行了筛选。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

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。

256B.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

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

257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%

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：

258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：

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：

259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 （EV） （EV）） （ ）S （P）B 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AdjustedRSquare 0.9677 0.9631 0.8962 0.9799 0.9863

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，

260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，本次评估我们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

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

261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257932.14678727.60432001.97扣）

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，我们采

262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：

序号内容庆云中油新疆火炬重庆燃气百川能源

1资产规模（万元）9172.40238016.341109284.55786482.30

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

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：

序号内容庆云中油新疆火炬重庆燃气百川能源

1营收规模（万元）9134.72145641.221139478.56613418.85

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

263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：

财务指标庆云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5.91%10.64%6.91%8.73%

总资产报酬率3.66%8.10%4.73%6.78%

主营业务利润率7.05%24.54%8.78%14.85%

成本费用利润率4.29%14.88%5.00%9.88%营运能力状况

总资产周转率（次）0.95370.62420.94870.6535

应收账款周转率（次）77527.314410.017713.788422.5760

流动资产周转率（次）1.75372.60453.73603.7684

存货周转率（次）27.996813.0521149.556415.7604偿债能力状况

资产负债率62.55%30.89%43.88%50.42%

速动比率60.86%66.51%59.19%31.44%

流动比率84.28%93.45%73.44%47.88%发展能力状况

销售增长率-28.33%35.49%-0.42%-2.54%

资本保值增值率105.98%110.99%106.98%108.58%

销售利润增长率-77.63%26.35%5.65%-4.02%

总资产增长率-9.44%3.03%7.04%-2.07%其他指标状况

EBITDA利润率 6.90% 20.52% 7.84% 15.30%

成本费用率3.91%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

264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

（次）

应收账款周转率42.648535.540429.617023.693618.9549

（次）

流动资产周转率3.35202.79342.32781.86221.4898

（次）

存货周转率（次）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%

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：

265财务指标庆云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90.00100.0090.0095.00

总资产报酬率85.00105.0090.00100.00

主营业务利润率85.00110.0085.0095.00

成本费用利润率85.00105.0085.0095.00营运能力状况

总资产周转率（次）105.0095.00105.0095.00

应收账款周转率（次）110.0085.0085.0090.00

流动资产周转率（次）90.00100.00110.00110.00

存货周转率（次）90.0085.00110.0085.00偿债能力状况

资产负债率90.00105.00100.0095.00

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85.0085.0095.0085.00其他指标状况

EBITDA利润率 85.00 105.00 85.00 95.00

成本费用率110.0090.00110.00110.00

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0.901.000.95

总资产报酬率0.810.940.85

主营业务利润率0.771.000.89

成本费用利润率0.811.000.89营运能力状况

266财务指标新疆火炬重庆燃气百川能源

总资产周转率（次）1.111.001.11

应收账款周转率（次）1.291.291.22

流动资产周转率（次）0.900.820.82

存货周转率（次）1.060.821.06偿债能力状况

资产负债率0.860.900.95

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1.000.891.00其他指标状况

EBITDA 利润率 0.81 1.00 0.89

成本费用率1.221.001.00

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1.090.981.05

偿债能力状况0.930.970.98

发展能力状况0.870.960.99

其他指标状况1.021.000.95

财务指标修正系数0.950.980.97

*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

267内容新疆火炬重庆燃气百川能源

营收规模修正0.990.940.97

财务指标修正0.950.980.97

修正系数0.930.870.90

（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0.930.870.90

3 调整后 EV/EBITDA 6.81 8.68 7.68

4权重0.330.330.33

5 比准 EV/EBITDA 7.72

6 被评估单位 EBITDA 105.63

7经营性资产价值815.50

（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23.98万元，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3259.77万元。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。

268*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 105.63

2 比准 EV/EBITDA 7.22

3经营性资产价值815.50

4减：有息负债0.00

5少数股东权益0.00

6核心股权价值815.50

7加：溢余资产23.98

8非经营性资产、负债净额3259.77

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）4099.00

11基准日账面净资产3737.63

12评估增值361.31

13评估增值率（%）9.67

经市场法评估，被评估单位股东全部权益账面价值为3737.63万元，股东全部权益评估值为4099.00万元，评估增值361.31万元，增值率为9.67%。

本次评估考虑了股权流动性对股权价值的影响。

（三）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、谨慎庆云中油、兴化中油、扬州中油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，及其收益法评估的合理性分析详见本回复之“问题四、关于评估预测/二、三、四、六、七、

269八”。

十二、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，并结合截至本核查意见出具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。

（一）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

1、与同行业可比交易公司平均市盈率、市净率对比分析

根据同花顺 iFinD金融数据终端，查询了近年 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。可比交易公司的市净率统计如下表：

评估/估值序号上市公司代码交易标的公司市盈率市净率基准日

1新奥股份600803新奥能源控股有限公司2025-3-1813.691.93

2水发燃气603318鄂尔多斯水发燃气有限公司2022-4-3034.451.15

3蓝天燃气605368长葛蓝天新能源有限公司2021-12-3112.2710.37

4新疆火炬603080玉山县利泰天然气有限公司2025-3-3111.773.03

5新疆火炬603080江西国能燃气有限公司2023-5-3112.385.44

平均值12.146.28

南通中油2025-12-3111.275.91

甘河中油2025-12-3111.486.84

天达胜通2025-12-3111.352.86

中油珠海2025-12-3110.774.53

兴化中油2025-12-3110.361.39

庆云中油2025-12-31-26.220.94

平均值11.043.75

注：数据来源于同花顺。*可比交易市盈率=评估值/最近一年归母净利润，标的资产市盈率=标的资产100%股权评估结果/2025年度归属于母公司股东的净利润；*可比交易市净率=评估

值/评估基准日归母净资产，标的资产市净率=评估基准日2025年12月31日评估值/2025年12月31日归属于母公司所有者权益；*序号1对应新奥股份通过增发收购新奥能源65.89%股权的

270交易案例，该项目已于2026年6月13日发布公告，宣告终止，本次对比予以剔除；*序号2

交易标的公司鄂尔多斯水发燃气有限公司评估值包含8.4亿元的非经营性资产，且主营业务为LNG 的生产销售，本次对比予以剔除；* 标的资产天达胜通的评估值包含了本次标的资产南通中油、甘河中油的长期股权投资价值；*平均值已剔除负值。

如上表所示，标的资产的平均市盈率11.04低于可比交易案例的平均市盈率

12.14，标的资产平均市净率3.75低于可比交易案例的平均市净率6.28，故本次

评估标的资产的定价是合理的。

可比交易案例公司的业务和资产结构情况见下表：

公司名称鄂尔多斯水发长葛蓝天玉山利泰江西国能

天然气销售、天然气天然气销售、天然气安

天然气销售、天然气

业务结构 LNG生产销售 安装，工商业占比 装，贸易量占比 30%左安装，工业占比60%

95%右，工业占比50%左右

其他应收款中关联方借款比管道资产约206公管道资产约350公主要资产管道资产账面原值余约重极高，固定资里，账面原值约3000里，账面原值约1.36结构6000万元

产账面约5.3亿万元亿元元

标的资产的业务和资产结构情况见下表：

标的资南通中油甘河中油天达胜通中油珠海兴化中油庆云中油产天然气销天然气销

天然气销售，天然气销售、天售、天然气天然气销售、天售、天然气天然气销售、天

业务结天然气代输，然气安装，工业安装，工业然气安装，工业安装，工业然气安装，工业构工业占比占比50%左右，占比90%左占比60%左右占比90%左占比85%左右

95%左右居民占比40%

右右南京洁宁200公

主要资管道资产约管道资产约里，南昌中油管管道资产约管道资产约100管道资产约174产结构560公里74公里道资产47公里及135公里公里公里办公用房地产

其中可比交易案例公司鄂尔多斯水发燃气有限公司的市净率显著偏低，主要原因系鄂尔多斯水发燃气有限公司主营 LNG生产销售，LNG业务指从上游客户采购管道气，通过自建的 LNG工厂液化后再销售给下游客户，LNG液化工厂项目固定资产投入规模大、建设投资总额高，一方面公司 LNG液化工厂为重资产项目，大额资本投入推高账面净资产，另一方面公司业务包含低毛利贸易商渠道，

271盈利水平较弱。净资产基数高、净利润偏弱双重因素叠加，致使鄂尔多斯水发燃

气有限公司市净率水平低于同行业可比公司。

标的资产与可比公司均以管道燃气配售业务为主，客户集中、管网敷设里程短、固定资产投入及账面净资产规模相对有限，依托较轻的资产体量，其资产盈利效率更高、净资产收益率相对优异，因此市净率水平相对更高。而工业用气客户占比较高的公司，供气负荷集中、管网配套投入更少，资产周转及盈利效率更优，对应市净率水平整体高于工业用户占比偏低的公司。

2、与同行业可比上市公司市盈率、市净率对比分析根据标的资产的主营业务，通过同花顺 iFinD金融数据终端查询了属于“电力、热力、燃气及水生产和供应业--燃气生产和供应业”行业在沪深交易所上市的企业，剔除部分业务结构及风险因素明显差异的公司（详见本回复之问题四、关于评估预测/十二），以2025年12月31日进行计算，同行业可比上市公司市盈率、市净率情况如下：

序号证券代码证券简称市盈率市净率

1600681百川能源24.421.63

2001299美能能源34.832.94

3002267陕天然气14.341.27

4600803新奥股份13.732.61

5600917重庆燃气40.701.45

6601139深圳燃气13.481.17

7603080新疆火炬15.852.12

8603393新天然气13.971.23

平均值21.421.80标的资产

南通中油11.275.91

甘河中油11.486.84

天达胜通11.352.86

中油珠海10.774.53

兴化中油10.361.39

272庆云中油-26.220.94

平均值11.043.75

注：数据来源同花顺，可比公司的市盈率=2025年12月31日收盘市值/2025年12月31日归属于母公司所有者的净利润；可比公司的市净率=2025年12月31日收盘市值/2025年12月

31日归属于母公司所有者权益。

由上表可知，同行业可比上市公司的平均市盈率为21.42倍，根据标的资产本次评估值计算的市盈率为11.04倍，显著低于同行业可比上市公司的市盈率平均值，同行业可比上市公司的平均市净率为1.80倍，根据标的资产本次评估值计算的市净率为3.75倍。

本次测算标的资产南通中油、甘河中油及中油珠海的市净率均高于各可比上市公司，具体原因分析如下：

1.相较于上市企业，标的资产经营周期较短、资本积累有限，账面净资产规

模本身偏小；部分标的（如南通中油）在评估基准日前实施大额现金分红，大幅减少基准日未分配利润，直接压低账面净资产，在同等估值水平下推高市净率。

2.可比上市企业过往多开展跨区域并购整合，账面沉淀大额并购商誉；同时

上市主体经营年限久、持续盈利滚存形成高额未分配利润，双重因素抬升账面净资产规模，拉低自身市净率水平，与标的不具备直接可比基础。

3.南通中油、甘河中油、中油珠海以工业客户为主，一方面工业客户购销价差较大，导致标的资产盈利能力较强，标的资产净资产收益率、总资产报酬率均高于可比上市公司平均水平；另一方面，标的资产经营区域内集聚多处工业园区，工业用气客户集中度较高。公司依托集中的用气负荷，在实现较大供气规模的前提下，所需配套燃气管网敷设里程较短，固定资产投入相对有限，账面净资产规模因此偏低。

综上，标的资产市盈率低于同行可比上市公司平均值，说明本次评估定价具备合理性；市净率偏高系净资产规模、分红行为、企业资产结构及自身高盈利水

平等多重客观因素共同作用，估值差异具备合理依据。

273（二）截至本核查意见出具日标的资产及其参股公司的实际经营与期后业

绩情况

各标的资产的实际经营与期后业绩与上年同期对比情况见下表：

单位：万元中油珠海天达胜通天达胜通年份项目南通中油甘河中油兴化中油庆云中油扬州中油南京洁宁南昌中油

2025年主营业务收入23883.858853.459053.286880.623603.851986.954347.32

1-5月净利润3092.062675.43930.13673.5254.26172.88-132.45

主营业务收入57402.5621503.0823253.8117060.426688.565317.019081.87

2025年

净利润7491.106601.122336.201535.55425.88431.23-134.44

主营业务收入（%）41.61%41.17%38.93%40.33%53.88%37.37%47.87%占全年比

净利润（%）41.28%40.53%39.81%43.86%12.74%40.09%98.52%

2026年主营业务收入22096.509207.6210144.007303.813357.912323.314200.25

1-5月净利润2954.912632.65986.76711.45211.85181.8251.01

2026年主营业务收入56482.6521338.5724840.4314625.466669.415395.489402.83

预测数净利润6967.516188.712369.421060.17175.40289.1127.93

主营业务收入（%）39.12%43.15%40.84%49.94%50.35%43.06%44.67%占全年比

净利润（%）42.41%42.54%41.65%67.11%120.78%62.89%182.66%

同比变动主营业务收入-1787.35354.171090.72423.19-245.94336.35-147.07

额净利润-137.15-42.7856.6337.93157.598.94183.46

注：各标的资产的2025年1-5月及2026年1-5月财务数据均未经审计。

各标的资产期后经营业绩同期对比及预测合理性分析：

1、南通中油

南通中油2026年1-5月主营业务收入和净利润占全年预测数分别为39.12%、

42.41%，其中净利润较2025年同期小幅增长，主营业务收入较2025年同期有所下滑，主要原因系工业客户金桥油脂自2025年8月受政府协议约束能源使用方式而调整了用气结构，以蒸汽替代部分天然气，导致了南通中油2025年全年营业收入规模缩减，而2025年1-5月尚未受客户能源结构调整影响，当期营收基数较高，因此本期营收同比出现回落。

根据南通中油自身实际用气销售数据统计，天然气销售业务全年销气量呈现“前四后六”的刚性分布规律，每年1-5月销气量占全年总销气量比重约40%，

6-12月销气量占全年总销气量比重约60%，下半年包含夏季工业满产、冬季采暖

274两大用气高峰，用气规模天然高于上半年，业绩释放主要集中于下半年。故本次

2026年1-5月的经营数据是符合预期的。

南通中油目前新增客户储备超额完成预期，为下半年业绩提供坚实增量。截至本核查意见出具日，2026年新增签约客户数量情况见下表：

序新增签约已通气户未通气户评估预测2026客户新增完类别号客户数数数年新增户数成率

1居民用户16673931274180092.67%

2工业用户165112080%

3商业用户141138175%

由上表数据可见，公司新增签约工商业用户、居民用户数量占本次评估预测的完成率远超预期。客户拓展成果充分印证，公司市场获客、供气保供、客户运维服务等核心经营竞争力未发生弱化，业务稳定增长的底层逻辑保持不变。

综上，南通中油2026年1-5月主营业务收入较同期回落，系大客户阶段性波动，公司自身核心经营能力、基本面未发生任何不利变化。目前南通中油新增客户储备充足、成本管控成效显著，下半年业绩增长基本面扎实，全年主营业务收入、净利润预测具备充分的可实现性。

2、甘河中油

甘河中油2026年1-5月主营业务收入和净利润占全年预测数分别为43.15%

和42.54%，均高于2025年同期占比，天然气行业季节性较强，第四季度的用气量占全年比重较大，1-5月时间跨度为全年41.67%，收入和净利润完成度均高于时间进度，说明甘河中油2026年1-5月经营业绩整体达成情况良好。

3、扬州中油

扬州中油2026年1-5月主营业务收入、净利润分别完成全年预测值的

40.84%、41.65%，均高于2025年同期占比，反映扬州中油本年度前期经营业绩

兑现情况较好，阶段性经营数据印证了燃气业务稳步增长的整体趋势。截至2026年5月末，全年仍有近六成营收、利润将在后续七个月实现，当前业绩进度仅小幅优于上年同期，预测测算不存在过度乐观情形；同时本次预测充分结合燃气行业季节性用气特征与辖区工业客户扩产增量规划，贴合企业真实经营规划，因此

275全年主营业务收入及净利润预测取值具备合理性。

4、南京洁宁

南京洁宁2026年1-5月主营业务收入和净利润占全年预测数分别为49.94%

和67.11%，均高于2025年同期占比，天然气行业季节性较强，第四季度的用气量占全年比重较大，1-5月时间跨度为全年41.67%，收入和净利润完成度均高于时间进度，说明南京洁宁2026年1-5月经营业绩整体达成情况良好。

5、南昌中油

南昌中油2026年1-5月，公司实现主营业务收入3357.91万元，较2025年同期的3603.85万元同比减少245.94万元，营收略有回落。从年度营收贡献结构来看，2025年1-5月营收占全年营收比例为53.88%，2026年1-5月营收占全年预测营收比例为50.35%，两年同期营收占比基本匹配，收入年度分布结构整体稳定。2026年1-5月营收同比小幅下滑，核心系非居民天然气终端售价下调所致。非居民用气最高售价于2025年6月1日由4.17元/方下调至4.12元/方，并延续执行至本核查意见出具日。虽然本期综合销气量同比增长约50万方，但终端售价同比回落拉低单位收入，抵消气量增量贡献，最终导致整体主营业务收入同比下降。同时，区域房地产市场持续疲软，燃气配套工程需求收缩，工程安装业务收入有所回落，进一步加剧营收小幅下行，整体变动符合行业政策及区域经营基本面。2026年1-5月公司实现净利润211.85万元，较2025年同期54.26万元同比增加157.59万元，盈利同比增幅显著，主要系2026年1-5月的综合购气成本较上年同期有所下降所致。两年利润年度结构差异突出：2025年利润集中于下半年释放，2025年1-5月净利润仅占全年的12.74%；2026年1-5月净利润已超额完成全年预测目标，占比达120.78%，阶段性盈利表现显著优于往年同期。

6、兴化中油

兴化中油2026年1-5月主营业务收入和净利润占全年预测数分别为43.06%

和62.89%，均高于2025年同期占比，天然气行业季节性较强，第四季度的用气量占全年比重较大，1-5月时间跨度为全年41.67%，收入和净利润完成度均高于

276时间进度，说明兴化中油2026年1-5月经营业绩整体达成情况良好。

7、庆云中油

庆云中油2026年1-5月主营业务收入和净利润占全年预测数分别为44.67%

和182.66%，收入低于2025年同期占比，净利润高于2025年同期占比，主要是

2025年11月庆云中油居民按照最新政府定价文件规定，销售单价有所提升，带

动居民用气毛利率提升，受居民用气定价调整、部分居民采暖用气需求回落影响，居民销气量有所下滑，但单位毛利提升幅度覆盖气量减量带来的收入缺口，毛利总额增厚，最终呈现收入下降、利润抬升的经营态势；天然气行业季节性较强，

第四季度的用气量占全年比重较大，1-5月时间跨度为全年41.67%，收入和净利

润完成度均高于时间进度，说明庆云中油2026年1-5月经营业绩整体达成情况良好。

截至本核查意见出具日，标的资产及各参股公司生产经营稳定有序，核心经营指标、盈利实现情况与评估预测趋势基本匹配，不存在发生重大不利变化、大幅偏离评估预测的情形，本次评估收益预测具备合理性与可实现性。

（三）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

1、标的资产近三年的股权转让情况

（1）中油珠海

中油珠海最近三年股权转让情况如下：

事项交易双方转让价格转让原因作价依据及合理性关联关系香港中油燃气将持有的中油珠海1000万元股权本次转让为同一控受让方中油投

2023年6（占总股权100%）以同一控制

制下的股权转让，资系转让方香月，股权转1000万元的价格转让予0元/注册资本下股权架因未实缴按照0元港中油燃气全让中油燃气投资集团有限构调整转让，具有合理性资子公司公司（2023年7月支付对价变更为0元）

注：因香港中油燃气未实际出资，转让价格为0元，由受让方中油燃气投资集团有限公司完成实缴。

本次交易与前次股权转让的作价差异的原因具体如下：

277A.交易背景不同

2023年0元转让属于实控人体系内股权梳理操作，交易双方均为同一控制

下全资主体，定价仅围绕注册资本实缴状态确定，未开展完整企业价值评估，未能充分体现中油珠海的价值，定价仅反映账面出资层面价值。

本次交易系上市公司发行股份收购资产，评估机构以资产基础法的评估结果作为评估结论。中油珠海为投资平台公司，不从事具体经营业务，利润主要来自参股公司扬州中油，整体属于天然气行业，资产结构清晰，资产基础法从成本加和角度能够反映资产的公平市场价值。两类交易在交易背景不同的情况下的作价存在差异是具备客观合理性的。

B.风险承担与业绩补偿机制不同

2023年内部划转属于集团内部资产平移，交易双方归属同一实控人，经营

收益、亏损最终均由同一控制主体承担，未设置跨主体业绩兜底、风险分摊相关约定，对价中无需额外考虑经营不确定性对应的风险溢价。

本次交易为面向上市公司全体股东的市场化收购，交易对方同步签署《业绩承诺及补偿协议》，承诺重组交割后连续三年累计实现净利润；若标的资产实际经营业绩未达承诺标准，交易对方将以股份、现金相结合的方式向上市公司补足差额。前述业绩兜底机制形成相应风险保障价值，相关价值已在本次交易作价中综合体现，是两次交易价格存在差距的重要因素。

（2）天达胜通

天达胜通最近三年股权转让情况如下：

事项交易双方转让价格转让原因作价依据及合理性关联关系本次转让为同一控

制下的股权转让，天达国际将持有的天达本次转让作价系以胜通1000万元股权（占天达国际对天达胜受让方天达利

2023年6总股权100%）以1000同一控制通的出资成本

16.82元/注册通系转让方天月，股权转万元的价格转让予天达下股权架16820.59万元为依资本达国际全资子让利通（2025年12月支付构调整据（对应2023年1公司

对价变更为16820.59万月天达国际以南京

元）洁宁100%股权向天达胜通出资成本），具有合理性

278A.交易背景不同

前次转让属于实控人体系内资产归集操作，定价仅还原历史原始出资成本，未采用收益法对企业长期收益能力开展量化测算，未体现标的资产天达胜通市场价值，定价仅反映账面历史投入。

本次交易系上市公司发行股份收购资产，评估采用收益法作为评估结果，收益法的评估较为充分地考虑了企业经营区域的影响和应享有的优惠政策及其运营特点，能够客观、全面的反映被评估单位未来的盈利能力、经营渠道及实现的经营成果和股东权益价值。因此，交易背景的不同导致本次交易作价不同，具有合理性。

B.风险分担与业绩补偿安排存在区别

前次内部转让交易双方均为实控人全资主体，标的经营盈亏最终由同一实控人统一承接，未设置业绩承诺、差额补偿等相关条款，对价无需预留覆盖经营不确定性的风险溢价。

本次交易服务于上市公司及全体中小股东权益保障，交易对方需承担三年业绩承诺补偿义务，若标的经营业绩不及预期，将足额弥补上市公司损失；该兜底安排对应的价值增量已纳入本次评估作价区间，致使本次交易对价高于历史内部划转价格。

2、控股子公司或参股公司

（1）扬州中油

扬州中油最近三年股权转让的原因、作价依据及合理性、股权变动相关方的

关联关系如下：

事项交易双方转让价格转让原因作价依据及合理性关联关系

香港中油燃气参考2023年6月，将持有的扬州股权架中联资产评估集团

中油1040.00构调整，山东有限公司出具受让方中油珠

2023年4万元股权（占4.25元/注以中油的《资产评估报告》海当时系转让月、7月，总股权26%）册资本珠海作（中联鲁评报字方香港中油燃股权转让以4420万元为持股[2023]第13166号），气全资子公司的价格转让予平台以2023年3月31日

中油珠海为评估基准日，净资

279产评估值为

16975.05万元

本次交易与前次股权转让的作价差异的原因具体如下：

A.交易背景不同

前次交易系同一控制下的股权结构调整，交易双方均为中油燃气100%控股的企业，采用资产基础法评估，对于企业的燃气经营权、经验丰富的管理团队等无法反映相应价值，导致评估增值较低。

本次交易系上市公司发行股份购买资产，采用收益法评估，是基于扬州中油未来收益预测的基础上计算的评估价值，不仅考虑了各分项资产是否在企业中得到合理和充分利用、组合在一起时是否发挥了其应有的贡献等因素对企业股东全

部权益价值的影响，也考虑了企业所享受的各项优惠政策、运营资质、行业竞争力、公司的管理水平、人力资源、要素协同作用等因素对股东全部权益价值的影响，因此，交易背景的不同导致本次交易作价较前次增加，具有合理性。

B.风险承担主体与补偿机制设置不同

本次交易中，上市公司与交易对方约定设置了业绩承诺及补偿机制，双方签署了《业绩承诺及补偿协议》。协议约定业绩承诺期为本次重组完成起三年，交易对方对标的资产在业绩承诺期的累计实现净利润作出了承诺，若未实现业绩承诺将使用股份及现金对上市公司补偿。前次交易中，交易双方未约定业绩承诺及补偿机制。因此，是否设置业绩承诺及补偿导致本次交易作价较前次增加，具有合理性。

（2）南京洁宁

南京洁宁最近三年股权转让的原因、作价依据及合理性、股权变动相关方的

关联关系如下：

事项交易双方转让价格转让原因作价依据及合理性关联关系天达国际将其持有

的南京洁宁100%的本次转让为同一控受让方天达

2023年1同一控制下

股权（对应注册资本1元/注册制下的股权转让，胜通系转让月，股权股权架构调

16820.59万元）以资本按照注册资本平价方天达国际

转让整

人民币16820.59万转让具有合理性全资孙公司元转让给天达胜通

本次交易与前次股权转让的作价差异的原因具体如下：

280A.交易背景不同

2023年转让属于实控人体系内资产归集操作，定价仅还原历史原始出资成本，未采用收益法对企业长期收益能力开展量化测算，未体现标的资产市场价值，定价仅反映账面历史投入，无法完整反映企业持续经营价值。

本次交易系上市公司发行股份购买资产，评估采用收益法作为评估结果，能够充分反映特许经营权、客户资源、稳定现金流等核心价值，评估参数选取基于行业平均水平、企业历史经营数据及区域实际经营情况，假设审慎、依据充分，估值结果公允反映了标的资产的股东全部权益价值。两类交易在交易背景不同的情况下的作价存在差异是具备客观合理性的。

B.风险承担主体与补偿机制设置不同

前次内部划转属于集团内部资产平移，标的经营收益、亏损全部由同一实控人承接，无需额外设置业绩保障条款，交易对价无需叠加风险溢价。

本次交易需兼顾上市公司全体股东权益，交易对方独立承担三年业绩承诺补偿义务，若标的盈利水平未达预期，将通过股份、现金补足利润差额；前述补偿机制对应的价值保障已体现在本次评估作价中，由此形成两次交易对价的明显差距。

综上所述，中油珠海、天达胜通、扬州中油、南京洁宁近三年股权转让均属于实控人体系内同一控制下股权架构整合操作，定价以历史出资成本或注册资本原值为基础，仅体现账面出资价值，无法客观反映标的资产市场公允价值。本次交易属于上市公司市场化重大资产重组，交易作价以具备证券期货评估资质的独

立第三方机构出具的评估报告为基础确定，通过收益法、资产基础法相结合的方

式完整还原标的全部内在经营价值。历史内部转让与本次市场化收购在交易性质、定价原则、评估测算方法、是否包含经营风险溢价及控制权价值等方面存在根本性差异，两类交易作价存在差异具备充分、合理的商业依据。

（四）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

1、天然气行业主要政策变化近年来，国家出台了一系列支持天然气行业发展的产业政策，为行业长

281期健康发展提供了坚实的政策保障，主要包括：

（1）储气能力建设政策：国家发展和改革委员会印发《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，提出进一步加快储气基础设施建设，提升天然气储备能力，优化规划建设布局，建立完善标准体系；

（2）中长期发展规划：十四届全国人大四次会议审议通过的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，加快健全适应新型能源体系的价格机制，深化天然气价格改革，坚持油气核心需求自主保障，实施中长期油气增储上产战略行动，确保天然气产量稳步增长，增强天然气储备调节保障能力；

（3）碳达峰行动方案：国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，提出

大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站，合理引导工业用气和化工原料用气，支持车船使用液化天然气作为燃料。

上述国家产业政策的持续支持，为天然气在我国多元能源体系中的广泛应用提供了良好的政策环境，行业整体具备稳定发展的基础。

2、对标的资产及参股公司经营的影响

本次收购四家标的资产所处的城市燃气行业属于天然气产业链下游，主要从事燃气销售业务。国家产业政策对标的资产及其参股公司经营的积极影响主要体现在以下方面：

（1）市场需求持续增长

在节能减排、产业升级的宏观背景下，随着城镇化与市场化进程的加快，我国天然气需求有望持续增长。碳达峰行动方案推动天然气作为清洁过渡能源的替代效应逐步释放，居民生活用气及工商业用气需求均具备长期增长空间，为标的资产及参股公司燃气销售业务的稳定发展提供了广阔的市场基础。

（2）价格机制逐步完善

“十五五”规划明确提出深化天然气价格改革、健全适应新型能源体系

的价格机制，有利于理顺上下游价格传导关系，增强城市燃气企业盈利的稳定性，降低气源采购成本波动对经营业绩的影响。标的资产及参股公司作为城市燃气运营商，将直接受益于价格改革带来的经营环境改善。

（3）业务发展空间拓展

282国家加快推进储气能力建设的政策导向，以及天然气与多种能源融合发

展的战略部署，为标的资产及参股公司在传统燃气销售业务基础上，探索储气调峰、综合能源服务等新业务领域提供了政策机遇，有助于丰富业务结构、增强持续盈利能力。

截至本回复出具日，标的资产及参股公司经营中所需遵循的有关法律法规及政策、国家宏观经济形势无重大变化，本次交易各方所处地区的政治、经济和社会环境无重大变化，无其他不可预测和不可抗力因素造成的重大不利影响。在可预见的未来发展时期，标的资产及参股公司后续经营过程中相关政策、宏观环境、技术、行业、税收优惠等方面不存在重大不利变化。

3、对标的资产及参股公司估值的影响

天然气行业政策的持续向好对标的资产及其参股公司的估值均具有积极影响，行业政策支持下天然气需求长期增长的确定性增强，叠加价格改革带来的盈利稳定性提升，有利于标的资产及参股公司未来经营业绩的稳定增长，为其估值提供了坚实的盈利预期支撑。

行业存续发展的情况不会产生较大变化，标的资产及参股公司在评估基准日后持续经营的假设基础牢固，不会对评估值造成不利影响；在政策支持下行业长期增长逻辑清晰，标的资产及参股公司业务发展前景良好，有助于提升其长期估值水平；参股公司经营业绩的改善与估值提升，将通过投资收益及权益法核算等方式增厚标的资产的整体价值，进而对标的资产评估值形成正向贡献。

综上，国家产业政策的持续支持为天然气行业及标的资产、参股公司的稳定发展提供了坚实保障，行业政策变化整体上对标的资产及其参股公司的经营与估值形成积极影响，不存在重大不利变化。

（五）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

1、中油燃气整体估值水平、标的资产占中油燃气资产比重

港股上市公司中油燃气与标的资产相关估值及资产指标如下：

283单位：万元

本次股权本次股权转让对总资产名称估值占比总资产市盈率市净率

转让比例应估值/市值占比

中油珠海100%6504.468.14%5761.750.30%10.774.53

天达胜通100%101609.00127.12%145553.507.60%11.352.86

南通中油51%43053.1853.87%25027.931.31%11.275.91

甘河中油40%30302.8037.91%10448.890.55%11.486.84

小计/181469.44227.03%186792.079.75%//

中油燃气/79933.00100.00%1916008.89100.00%10.960.24

注：数据来源于同花顺。*上表中油燃气数据取2025年12月31日收盘数据，1港元兑人民币为0.90322元；*估值占比=标的资产估值/中油燃气市值，总资产占比=标的资产2025年12月31日资产负债表总资产余额/中油燃气2025年12月31日合并资产负债表总资产余额；*中

油燃气市盈率=2025年12月31日收盘日总市值/2025年度归属于母公司股东的净利润，标的资产静态市盈率=标的资产100%股权评估结果/2025年度归属于母公司股东的净利润；*中油燃气

市净率=2025年12月31日收盘日总市值/2025年12月31日归母净资产，标的资产市净率=评估基准日2025年12月31日评估值/2025年12月31日归属于母公司所有者权益。

中油燃气作为港股上市公司，其估值水平整体偏低，四家标的资产平均市净率为5.04倍，是中油燃气0.24倍的约20倍；四家标的资产平均市盈率为11.22倍，与中油燃气市盈率水平基本接近。

2、本次交易与中油燃气估值水平差异的合理性分析

结合标的主营业务范围，通过同花顺提取2025年12月31日同行业境内外上市企业市盈率、市净率数据如下：

序号证券代码证券简称市盈率市净率

A 股可比上市公司

1600681百川能源24.421.63

2001299美能能源34.832.94

3002267陕天然气14.341.27

4600803新奥股份13.732.61

5600917重庆燃气40.701.45

6601139深圳燃气13.481.17

2847603080新疆火炬15.852.12

8603393新天然气13.971.23

平均值21.421.80港股可比上市公司

1 00135.HK 昆仑能源 10.87 0.86

2 01193.HK 华润燃气 14.76 1.18

3 02688.HK 新奥能源 12.98 1.48

4 00384.HK 中国燃气 12.87 0.78

5 01083.HK 港华智慧能源 8.94 0.55

6 06828.HK 北京燃气蓝天 7.54 0.48

7 09908.HK 嘉兴能源 6.77 0.83

8 06661.HK 湖州燃气 9.69 0.72

平均值10.430.86

注：数据来源同花顺，可比公司的市盈率=2025年12月31日收盘市值/2025年12月31日归属于母公司所有者的净利润；可比公司的市净率=2025年12月31日收盘市值/2025年12月

31日归属于母公司所有者权益。

截至 2025年 12月 31日，8家 A股可比城燃企业平均市盈率 21.42倍、平均市净率1.80倍；8家港股可比城燃企业平均市盈率10.43倍、平均市净率

0.86倍，港股整体估值中枢低于 A股市场。其中中油燃气市盈率 10.96 倍、市净率 0.24倍，仅为 A股可比公司市净率均值的 13.3%、港股可比公司市净率均值的27.91%，二级市场估值显著低于行业可比上市公司平均水平。

本次四家标的平均静态市盈率 11.22 倍，低于 A 股可比公司均值 21.42倍，与港股可比公司均值10.43倍基本持平，处于行业常规合理区间；标的平均市净率5.04倍虽高于境内外上市企业平均水平，但结合标的地处经济发达区域、盈利稳定性较强、中长期成长性相对突出等客观因素，同时本次以收益法为核心评估方式更能完整反映企业持续经营内在价值，相关估值水平具备合理支撑。

本次标的收益法评估对应市盈率、市净率与港股中油燃气估值存在明显差距，系多重客观商业因素共同作用所致，具体说明如下：

（1）资本市场流动性、估值体系存在跨市场差异

285港股中油燃气属于流通盘较小、二级市场交易活跃度偏低的标的，长期

存在流动性折价；A股主板城市燃气并购交易市场交易活跃度充足，境内成熟区域城燃经营性资产已形成相对独立的并购估值体系，近年来华润燃气、区域民营城燃同类并购案例静态市盈率多集中于10-15倍区间，境内单体优质城燃经营性资产普遍享有一定估值溢价，港股集团整体二级市场市值与境内单体经营性资产收购定价不具备直接对标基础。

（2）资产结构、业务盈利波动风险存在显著区分

港股中油燃气合并报表范围包含海外油气勘探业务、低毛利大宗商品贸

易、持续亏损加气站等周期性、低效益业务，整体盈利波动幅度较大；本次四家标的聚焦优质工业园区及成熟居民燃气市场，依托区域独家特许经营权开展刚需公用事业业务，现金流可预测性较强，不存在高周期、持续亏损业务拖累，资产质量差异自然形成估值价差。

本次交易同时选取近三年股权区域城燃并购案例作为可比交易参考，标的评估对应估值倍数落在行业并购常规区间内，可佐证本次标的定价具备公允性；本次标的与港股中油燃气估值差异由多重客观因素共同导致。

3、本次交易定价公允性补充说明，以及本次重组符合《重组办法》第十一

条相关规定的论证

（1）本次交易定价具备公允性

A.本次评估机构具备证券期货相关资产评估业务资质，与本次交易各方不存在利害关系，具备独立性；评估方法选取、参数假设设定严格遵循资产评估相关准则，在测算过程中已充分、审慎纳入天然气行业各项潜在利空政策影响，评估整体假设客观、保守。

B.港股中油燃气与本次收购标的在上市板块、股权架构、资产结构、业

务质量、中长期成长性等多个维度均存在明显差异，二者不具备直接可比性，不能仅以中油燃气偏低的市值直接判定境内优质城燃资产定价偏高。

C.本次交易同步参考 A股同行业城市燃气并购案例，标的评估对应市盈率、市净率均处于市场常规合理区间，不存在高估标的资产价值的情形；交易最终作价以合规评估结果为基础，经交易各方多轮市场化协商后确定。

D.本次交易配套足额业绩承诺与补偿安排，交易对方承诺标的未来三年

286累计实现净利润，若承诺业绩未能达成，将通过股份、现金相结合的方式向

上市公司补足差额，能够有效对冲标的未来盈利波动、估值变动带来的风险，充分维护上市公司及全体中小股东合法权益。

上市公司独立董事、独立财务顾问已分别针对本次资产定价公允性出具

专项核查意见，确认本次交易不存在向关联方输送利益的情形。

（2）本次重组完全符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条全部要求

A.本次重组符合国家产业政策及环保、土地、反垄断等相关法律法规要求

标的主营业务为城市天然气供应，契合国家能源结构转型、持续提升天然气消费占比的中长期产业导向；四家标的特许经营、环保、土地、安全生

产相关资质手续完整齐备；本次交易已完成经营者集中申报及审查，相关合规要求均已落实。

B.不会导致上市公司不再满足股票上市条件

发行股份购买资产交割完成后，上市公司股本、净资产、盈利规模同步增厚，股权分布、各项财务指标均能够持续满足深交所主板上市标准。

C.资产定价公允，不存在损害上市公司及股东合法权益的情形前文已完整说明评估测算过程审慎、可比标的及可比交易选取具备合理性，配套足额业绩补偿机制对冲经营风险，交易定价公允，不存在损害上市公司及中小股东利益的相关安排。

D.标的资产权属清晰，资产过户、转移不存在实质性法律障碍四家标的资产股权均未设置抵押、质押，不存在司法查封、冻结等权利受限情形；所持燃气特许经营权合法、持续有效；标的资产仅涉及股权交割，未涉及资产交割、债权债务承接等，方案符合法律法规要求，股权交割落地不存在实质性阻碍。

E.有利于上市公司提升持续经营能力

本次收购将显著扩充上市公司燃气主业经营规模，新增多块现金流稳定的公用事业类核心资产，能够有效提升公司整体盈利水平与抗周期、抗政策风险能力；重组完成后上市公司核心业务仍为燃气运营，不存在主要资产为

287现金、无实质经营性业务的情形。

F.有利于维持上市公司独立性

重组交割完成后，上市公司在业务、资产、财务、人员、机构层面均能够与实际控制人及其关联方保持独立；本次重组不会新增重大不利同业竞争，关联交易定价均遵循市场化原则，同时配套长效规范管控机制。

G.有利于维持健全有效的法人治理结构

重组落地后，上市公司将配套完善燃气业务专项治理架构，持续规范三会一层日常运作，优化内部控制与全流程风险管控体系，保持完善、有效的法人治理机制。

综合上述分析，天然气行业各项现行及预期政策变动，均已充分、审慎纳入标的资产评估全部测算流程；港股上市公司中油燃气与本次交易标的估

值水平存在差异具备充分客观依据；本次交易定价公允，配套业绩补偿机制能够充分保障上市公司及中小股东权益，本次重大资产重组整体符合《上市公司重大资产重组管理办法》第十一条全部规定。

十三、评估机构核查程序和核查意见

（一）核查程序

针对上述事项，评估机构履行了以下核查程序：

1.查阅标的资产的《燃气特许经营协议》，查询《基础设施和公用事业特许经营管理办法》关于特许经营期限的延展性规定；

2.同花顺检索 A股燃气企业重组报告书、评估报告、证监会反馈回复，整理

同行业特许经营权到期但收益法采用永续经营假设的可比案例；

3.查阅标的资产报告期内天然气销售业务客户数量、单户日均用气量、销

售单价、采购单价，分析数据变动的原因及合理性；

4.了解标的资产报告期内定价规则、调价周期，分析销售价格与政府指导

价之间的匹配性；

5.查阅标的资产报告期天然气代输业务的客户数量、销售气量、销售单价，

分析数据变动的原因及合理性，查阅天然气代输业务合同，核实预测销售单价

288是否一致；

6.查阅标的资产报告期生产成本明细，分析数据变动的原因及合理性；

7.查阅标的资产报告期内天然气安装工程各类工程收入、成本明细，分析

数据变动的原因及合理性；

8.整理分析标的资产各业务类型收入及毛利率变动的原因及合理性，并与

可比公司同类业务进行对比分析；

9.查阅并分析标的资产报告期内的销售费用、管理费用及财务费用情况；查

阅同行业可比公司期间费用率情况，与标的资产各项期间费用进行对比，分析各项期间费用预测是否合理；

10.查阅标的资产本次收益法评估中折旧摊销、资本性支出、营运资本的测

算过程；查阅标的资产折旧摊销政策、在建工程转固情况，分析预测期折旧与摊销金额下降的原因及合理性，分析营运资本增加额与未来销售规模的匹配性；

11.通过同花顺等方式查询同行业上市公司主营业务、主要经营区域、经营

规模、市场地位、资本结构等基本信息，分析不同场景选取不同可比公司的原因；

查询相关案例，分析折现率测算的合理性；

12.统计标的资产甘河中油报告期即征即退税收优惠享受情况，查阅《营业税改征增值税试点过渡政策的规定》和《关于增值税法施行后增值税优惠政策衔接事项的公告》等相关税收优惠政策，分析税收优惠政策到期或税收优惠变动对标的资产业绩及评估结果的影响；

13.查阅标的资产期后财务报表及上年同期财务报表，分析主营业务收入和

净利润占全年预测比例，分析期后业绩的可实现性，分析本次交易定价的公允性；

14.查阅标的资产及参股公司历次股权转让协议、工商档案等文件；

15.查询国际及国内天然气的价格走势，了解标的资产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《国家发展改革委关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，分析相关政策对标的资产采购价格、销售价格及盈利水平的影响；

28916、查阅中油燃气关于本次交易的公告文件，比较公告文件中的披露信息与

本次交易的相关披露信息、财务数据，检查是否存在重大差异。

（二）核查意见经核查，评估机构认为：

1、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，具备充分的合理性与审慎性；

2、本次收益预测过程中，标的资产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；

3、标的资产报告期内各类用户销售单价变动是合理的，结合标的资产各类

业务的定价模式与当地的政府定价文件具有匹配性，标的资产最新价格机制政策与报告期内的一致，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，本次对各业务类型的销售单价的预测是合理、谨慎、合规的；

4、标的资产报告期内各类用户数量、单户平均用气量等参数变动是符合行

业经营逻辑的；各类客群留存基础扎实，稳定性良好；新增用户拓展计划依托区域内潜在用户数量，增量可实现性较强，整体预测审慎、具备充分依据，销量预测合理；

5、标的资产南通中油、天达胜通报告期内天然气销售收入系阶段性外部因素导致，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；

6、标的资产报告期内各项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。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，天然气价格波动对各燃气公司采购成本、综

290合用气成本、毛利率及整体盈利水平影响有限。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，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。本次评估预测期对毛利率预测具备合理性与审慎性；

7.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；

8.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。结合折旧摊销政策、在建工程转固情况、预计资本性支出及相应折旧摊销情况等，预测期折旧与摊销金额预测具有合理性。营运资本增加额与未来销售规模具有匹配性；

9.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。标的资产与可比公司在主营业务、主要经营区域、经营规模等方面具有可比性。本次折现率的预测较为谨慎，具有合理性。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；

10.标的资产甘河中油的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。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。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

291-258.00万元，变动率为-0.34%；

11.标的资产庆云中油、兴化中油、扬州中油收益法预测具有合理性、谨慎性；

12.标的资产市盈率低于同行业平均水平，说明本次评估定价具备合理性；

市净率偏高系净资产规模、分红行为、企业资产结构及自身高盈利水平等多重客

观因素共同作用，估值差异具备合理依据。标的资产实际经营情况优于预期，预测业绩具有可实现性。标的资产历史股权转让均为同一控制下内部架构调整，仅按出资/注册资本定价、无业绩补偿，本次为市场化并购，采用收益法完整评估并配套业绩补偿，两类交易作价差异具备合理商业逻辑。标的资产及参股公司后续经营过程中相关政策、宏观环境、技术、行业、税收优惠等方面不存在重大不利变化。中油燃气二级市场估值显著偏低，系跨市场流动性、业务结构、盈利稳定性等多重因素导致；本次标的市盈率贴合港股行业均值、低于 A 股均值，市净率结合区位与成长性具备支撑，估值差异具备合理性。本次收益法评估相关参数选取谨慎、合理，预测过程准确客观，本次交易定价公允，不存在损害上市公司和股东合法权益的情形，符合《重组管理办法》第十一条的规定。

292（本页无正文，为浙江中企华资产评估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》回复之核查意见之盖章页）

资产评估机构负责人：

丁杰琍

资产评估师：

李素陈昕许聪毅浙江中企华资产评估有限公司年月日

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