首华燃气:首华燃气科技（上海）股份有限公司向不特定对象发行可转换公司债券募集说明书摘要
原标题:首华燃气:首华燃气科技（上海）股份有限公司向不特定对象发行可转换公司债券募集说明书摘要 首华燃气科技（上海）股份有限公司 111 （上海市闵行区元江路5000号） 向不特定对象发行可转换公司债券 募集说明书摘要 保荐人（联席主承销商） （注册地址：四川省成都市东城根上街95号） 二〇二一年十月 声明 本公司及全体董事、监事、高级管理人员承诺募集说明书及其他信息披露资料不存 在任何虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并对其真实性、准确性及完整性承担相应的 法律责任。 公司负责人、主管会计工作负责人及会计机构负责人保证募集说明书中财务会计资 料真实、完整。 中国证监会、交易所对本次发行所作的任何决定或意见，均不表明其对申请文件及 所披露信息的真实性、准确性、完整性作出保证，也不表明其对发行人的盈利能力、投 资价值或者对投资者的收益作出实质性判断或保证。任何与之相反的声明均属虚假不实 陈述。 根据《证券法》的规定，证券依法发行后，发行人经营与收益的变化，由发行人自 行负责。投资者自主判断发行人的投资价值，自主作出投资决策，自行承担证券依法发 行后因发行人经营与收益变化或者证券价格变动引致的投资风险。 重大事项提示 公司特别提醒投资者注意下列重大事项或风险因素。 一、与中油煤合作持续性、稳定性的风险 目前，公司天然气勘探、开发、生产、销售业务主要源于公司控股子公司中海沃邦 与中油煤2009年8月签订的《合作合同》。中海沃邦通过与中油煤签订了《合作合同》， 获得石楼西区块1,524平方公里30年的天然气勘探、开发和生产经营权。合同约定， 中海沃邦作为石楼西区块作业者，负责全区天然气勘探、开发项目的资金筹措、方案审 定、工程实施和项目日常管理等。 石楼西项目采用产量分成合同（PSC）的合作模式，是国际油气田开发项目中所采 取的一种惯常合作模式。PSC合作开发模式作为一种趋于成熟的油气开发模式，相比传 统的矿区租让制，平衡了双方的权利与义务，更有利于维持合作的稳定性。 我国油气体制进入深化改革阶段后，国家出台了《天然气发展“十三五”规划》、 《加快推进天然气利用的意见》等一系列的天然气行业政策与行业规划，对引入社会资 本，推进天然气合作开发整体上持鼓励态度。山西省作为国家能源供给结构转型的重点 试点地区，政府通过简化行政审批程序等措施，为天然气合作开发项目进一步提供了良 好的投资环境。 2018年9月，国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕 31号）（以下简称“《意见》”），明确天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。 加快天然气开发利用，促进协调稳定发展，是我国推进能源生产和消费革命，构建清洁 低碳、安全高效现代能源体系的重要路径。《意见》要求，建立已探明未动用储量加快 动用机制，综合利用区块企业内部流转、参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、 矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，多措并举盘活储量存量。 石楼西区块已取得经国土资源部（现自然资源部）备案的探明地质储量1,276亿方、 技术可采储量610亿方、经济可采储量443亿方，取得了良好的勘探成果。中油煤、中 海沃邦的合作加速了石楼西区块天然气资源的开发，符合中油煤、中海沃邦签订《合作 合同》时的初衷。石楼西项目是中油煤正在打造的对外合作业务的品牌和示范项目，引 领和带动中油煤对外合作业务有质量、有效益、可持续发展，是中油煤众多合作开发区 块中进展非常顺利的一个。自《合作合同》签署以来，中海沃邦与中油煤在合作开发过 程中建立了长期稳定的合作关系，合作关系良好，不存在争议和纠纷。 尽管中海沃邦与中油煤建立了长期稳定的合作关系，但由于合作方单一，不排除中 国石油、中油煤因产业政策、自身经营业务变化或与中海沃邦合作关系发生重大不利变 化，使得合作双方需对《合作合同》作出重大调整，进而对《合作合同》执行的持续性、 稳定性产生不利影响，而中海沃邦在短期内又无法拓展新的合作方、或者取得新的开发 区块，会导致中海沃邦面临业绩大幅波动的风险。 二、石楼西天然气开发所需临时用地无法及时取得的风险 本次募投项目的主要内容为在山西省石楼西区块钻完井39口天然气井，同时配套 建设井场、管网等地面工程。钻井和井场的地面作业在建设期主要是搭建井架、铺设管 网，展开钻井压裂等，需要施工用地；转入生产期后井场现场地面以上的设施主要有围 栏、管线、计量仪器等；这些设备在闭井时全部拆除运走，闭井后进行最后封孔，并在 清理现场后进行翻耕、平整，最后根据复垦利用方案进行复垦。井场具有点多面广的特 点，单一井场占地面积较小，且不会长时间占用土地。该项目实施用地涉及施工临时用 地和井场临时用地，不涉及建设用地。 《自然资源部办公厅关于石油天然气用地政策的复函》（自然资办函〔2018〕1668 号）对石油天然气用地政策进行明确，“石油、天然气、煤层气、页岩气、致密油、页 岩油、致密气等油气资源开发涉及的钻井及配套设施建设用地，可先由用地所在县级以 上人民政府自然资源主管部门按照有关法律法规的规定以临时用地批准使用，办理有关 手续。勘探结束转入生产的，办理建设用地审批手续；不转入生产的，油气企业进行土 地复垦后按期归还。” 山西省人民政府办公厅印发的《关于加大用地政策支持力度促进煤层气产业发展的 通知》（晋政办发[2016]127号）规定，煤层气勘查期间矿区内管网、井场等地面作业 设施用地和作业人员临时生活设施用地，属临时用地。煤层气储藏、压缩、液化、发电 （移动式除外）、集气站等用地，属于建设用地。转入抽采阶段，企业认为必要时，可 以按照规定申请将部分临时使用的地面设施用地转为建设用地。项目需要临时用地，由 市、县国土资源主管部门审批。临时用地使用两年期满后，需要继续使用的，重新办理 临时用地手续。如继续使用时间过长，按照建设用地报批。 因钻井和井场的地面作业期限较短，该部分土地使用临时用地。对于进入生产期后 保留的生产井场，将根据生产井的预计生命周期及占地面积同政府土地主管部门申请办 理临时用地续期。 天然气井的部署过程系在整体规划下动态调整的过程。鉴于石油天然气行业特点， 在实施开发计划时，随着对地质条件的认识和研究及已钻完井钻后数据和图件的更新， 公司募投项目的39口井的具体开采点均存在动态调整的可能。公司本次募投项目拟建 的39口天然气井将根据地质研究情况进行井位部署，确定井场位置后方可向永和县或 石楼县自然资源局办理临时用地申请。 石油天然气勘探、开发行业，对临时土地的使用是一种惯例，本次募投项目如需使 用临时用地，需向永和县自然资源局和石楼县自然资源局申请，经批准可在两年内使用 临时用地，到期后可申请办理续期或者及时复垦并恢复原状。 永和县自然资源局、石楼县自然资源局分别出具了确认函，确认：本次募投项目涉 及的钻井、井场及相关配套设施的地面作业设施用地在临时用地申请资料准备齐全并及 时、足额支付土地、附着物补偿费后可按规定办理相关手续，不存在障碍。 本次募投项目临时用地申请需要履行以下程序：确定井场位置、编制勘测定界报告、 县能源局组织进行现场踏勘，临时用地申请表、临时用地审批表（村、乡镇、国土所出 具意见）、临时用地合同书等资料的准备及缴纳复垦保证金，向自然资源局申报临时用 地的申请，取得临时用地批复文件。按照石楼西项目此前申请临时用地时间周期的经验 预计，临时用地申请获得批准的时间周期一般为4-5个月。如果公司无法及时取得相关 临时用地的批复，将对公司天然气开发进展产生一定的影响，进而影响公司的经营业绩。 三、营业收入、毛利率、净利润波动的风险，对政府补助依赖的风险 （一）营业收入、毛利率波动的风险 报告期内，公司营业收入分别为33,862.28万元、153,064.69万元、152,553.53万元 及47,301.11万元，综合毛利率分别为20.78%、48.55%、36.27%及37.66%，公司于2018 年末收购中海沃邦控制权，公司自2019年新增天然气业务，营业收入及毛利率均显著 增长。公司天然气业务的天然气售价受市场情况、宏观政策调控、新冠疫情等多种因素 影响，存在一定的波动性，进而影响公司的营业收入、毛利率。公司天然气开采量受气 井建设进度影响，新建井若无法及时、足额弥补老井产量的递减，则会导致公司天然气 开采量下降，进而引起营业收入规模下降。同时，公司也会因不同业务的结构变动、会 计准则变更引起的营业收入及营业成本的核算口径变动，使得综合毛利率出现波动。 1、营业收入波动的风险 最近两年及一期，公司营业收入构成情况如下： 单位：万元 业务类型 2021年1-3月 2020年度 2019年度 收入金额 占比 收入金额 占比 收入金额 占比 主营业务收入 47,181.28 99.75% 151,951.53 99.61% 152,493.43 99.63% 天然气业务 38,714.86 81.85% 126,225.68 82.74% 122,458.73 80.00% 其中：共同销售 24,424.22 51.64% 96,399.60 63.19% 113,965.79 74.64% 自主销售 14,290.63 30.21% 29,826.08 19.55% 8,492.94 5.55% 园艺用品等 8,466.43 17.90% 25,725.86 16.86% 30,034.69 19.62% 其他业务收入 119.82 0.25% 602.00 0.39% 571.26 0.37% 合计 47,301.11 100.00% 152,553.53 100.00% 153,064.69 100.00% 注：公司上述2021年1-3月数据未经审计。 2020年营业收入较2019年略有下降，主要系： （1）天然气销售单价对营业收入的影响 公司共同销售模式下平均单价由2019年度的1.47元/立方米下降至2020年度的 1.38元/立方米，自主销售模式下平均单价由2019年度的1.85元/立方米下降至2020年 度的1.56元/立方米。 2020年共同销售与自主销售的单价均低于2019年，系由于新冠疫情影响所致：① 临时调控。2020年度由于受新冠肺炎疫情影响，为保障企业复工复产，2020年2月国 家发展改革委下发《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》（发改 [2020]257号，以下简称《通知》），要求非居民用气门站价格提前执行非采暖季价格 政策。中海沃邦的天然气非采暖季销售价格从2020年4月1日提前至2020年2月22 日；②宏观影响。疫情影响，经济下行压力较大，阶段性导致国内天然气非采暖季价格 下降。 若未来国家对天然气销售价格出台其他宏观调控政策，导致天然气销售价格阶段性 上升或下降，则公司的营业收入也将相应上升或下降，产生营业收入波动的风险。 （2）天然气气井建设施工进度对营业收入的影响 2020年天然气开采量低于2019年，导致共同销售营业收入下降，主要系为管控新 冠肺炎疫情，相关部门对道路实行了管制，施工队伍无法达到现场，生产车辆和操作员 工也无法前往现场开展工作，2020年上半年生产进度较原计划有所延后。石楼西区块 所在的山西省永和县正在建设沿黄公路，受施工及封闭管理的影响，钻井作业、压裂作 业、物资运输均受到一定影响。因此，公司在石楼西区块的气井建设进度有所延缓，天 然气开采量有所下降，导致公司共同销售模式下的销售气量下降。 若未来出现道路管制等影响气井建设施工进度的情况，导致气井建设整体进度延后， 新建井无法及时、足额弥补老井产量的递减，导致整体天然气开采量下降，则公司的营 业收入也将受到影响，产生营业收入波动的风险。 （3）影响收入的不利因素是否消除及2021年1-4月的同比情况 2020年上述影响收入的不利因素主要为新冠疫情对天然气价格的影响，不具有持 续性。2020年12月公司采暖季的天然气平均销售价格为1.58元，已与2019年12月持 平。同时2021年1-3月公司采暖季的天然气平均销售价格为1.62元，天然气价格已恢 复至新冠疫情前的水平。随着疫情对交通、人员、物资等方面管制的逐步解除，公司自 2020年10月起，钻井作业、压裂作业、物资运输等气井建设施工、天然气生产已恢复 正常。 2021年1-4月子公司中海沃邦共同销售模式下同比量价收入情况如下： 期间 产量（万方） 分成销量（万方） 单价（元/立方米） 分成收入（万元） 2021年1-4月 27,120 23,595 1.46 34,463 2020年1-4月 26,684 23,215 1.42 33,038 增长率 2% 2% 3% 4% 注：公司上述2021年1-4月数据未经审计。 新冠疫情对公司天然气销售价格、天然气井施工的影响已基本消除，目前多点散发 的疫情现状对公司天然气的生产经营影响较小。具体如下： ①天然气销售价格已经恢复并有所提高 2020年2月国家发改委下发的《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复 产的通知》有效期至2020年6月30日，是我国为支持企业复工复产的一种短期措施， 不会对天然气价格产生长期影响。目前，随着新冠疫情影响的减弱，市场逐步向好，工 业开工率逐步增长，天然气价格将进一步稳中有升，公司已会同中油煤同下游客户商谈 价格调整事宜。 ②天然气井施工的影响已消除，正在按进度施工 随着疫情对交通、人员、物资等方面管制的逐步解除，公司自2020年10月起，钻 井作业、压裂作业、物资运输等气井建设施工、天然气生产已恢复正常。 2021年1-4月公司天然气产量较2020年同期略有增长，但增幅不大，主要原因为： 气井的生产都遵循一定的衰减规律，天然气生产企业需要不断新建气井以接续生产。 2020年1-4月份在产的生产井经过一年的生产，单井产量有所减少。受新冠疫情影响， 2020年上半年气井建设无法正常施工，直至2020年10月份生产、施工秩序才恢复正 常。气井建设的延后使得新建井无法及时、足额弥补老井产量的递减。在施工、生产秩 序恢复以后，公司制定了多项措施加快产能建设，包括优化施工方案和施工顺序、提高 钻井速度、适当增加生产作业时间、增加地面工程施工队伍、积极与地方政府沟通协调 减少因修路及疫情防控造成的等停时间等，赶在冬休前新建产能补足了由于新冠疫情所 影响的产量自然递减。但由于2020年疫情影响施工的时间较长，在补足老井衰减产量 的同时，新增产能尚未来得及得到大幅补充，导致新增产量不高。 2、毛利率波动风险 最近两年及一期，按业务类型区分的收入占比及毛利率情况成如下： 业务类型 2021年1-3月 2020年度 2019年度 收入占比 毛利率 收入占比 毛利率 占比 毛利率 主营业务收入 99.75% 37.53% 99.61% 36.20% 99.63% 48.55% 天然气业务 81.85% 42.82% 82.74% 39.15% 80.00% 55.34% 其中：共同销售 51.64% 48.99% 63.19% 46.33% 74.64% 55.06% 自主销售 30.21% 32.28% 19.55% 15.96% 5.55% 59.04% 园艺用品等 17.90% 13.31% 16.86% 21.74% 19.62% 20.85% 其他业务收入 0.25% 92.55% 0.39% 52.80% 0.37% 50.76% 合计 100.00% 37.66% 100.00% 36.27% 100.00% 48.55% 注：公司上述2021年1-3月数据未经审计。 2020年综合毛利率较2019年下降，主要系天然气业务整体毛利率下降，具体原因 包括： （1）天然气销售单价对毛利率的影响 公司共同销售模式下平均单价由2019年度的1.47元/立方米下降至2020年度的 1.38元/立方米，自主销售模式下平均单价由2019年度的1.85元/立方米下降至2020年 度的1.56元/立方米。 2020年共同销售与自主销售的单价均低于2019年，系由于新冠疫情影响所致：① 临时调控。2020年度由于受新冠肺炎疫情影响，为保障企业复工复产，2020年2月国 家发展改革委下发《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》（发改 [2020]257号，以下简称《通知》），要求非居民用气门站价格提前执行非采暖季价格 政策。中海沃邦的天然气非采暖季销售价格从2020年4月1日提前至2020年2月22 日；②宏观影响。疫情影响，经济下行压力较大，阶段性导致国内天然气非采暖季价格 下降。 2020年上述影响毛利率的不利因素主要为新冠疫情对天然气价格的影响，不具有 持续性。2020年12月公司采暖季的天然气平均销售价格为1.58元，已与2019年12 月持平。同时2021年1-3月公司采暖季的天然气平均销售价格为1.62元，天然气价格 已恢复至新冠疫情前的水平。 若未来国家对天然气销售价格出台其他宏观调控政策，导致天然气销售价格阶段性 上升或下降，则公司的毛利率也将相应上升或下降，产生毛利率波动的风险。 （2）业务结构对毛利率的影响 公司天然气业务包含共同销售及自主销售两种业务模式，共同销售模式系基于公司 控股子公司中海沃邦与中油煤签订的《合作合同》，根据《合作合同》，在石楼西区块 内所获得的天然气，由中海沃邦与中油煤共同销售并各自取得分成收入，毛利率较高； 自主销售模式下，公司自主寻找客户并协商谈判确定销售价格，与天然气买方独立签订 天然气购销协议实现对外销售，因从石楼西以外的区块购入天然气采购成本较高，毛利 率相对共同销售偏低。不同类型业务毛利率水平亦存在差异，公司也会因不同业务的结 构变动对综合毛利率产生一定的影响。 自主销售模式为公司在共同销售模式基础上的补充，能够为公司带来新的盈利点。 最近两年，公司自主销售业务规模显著增长，占营业收入比例自2019年的5.55%上升 至2020年度19.55%。同时，因2019年天然气自主销售的天然气均来自于中海沃邦与 中油煤合作开发的石楼西区块，采购成本主要为向中油煤采购其享有的分成气部分，平 均采购成本较低；而2020年天然气自主销售业务所销售的天然气主要来源石楼西区块 以外的外购天然气，占比约90%，平均采购成本有所提高，导致2020年自主销售毛利 率下降，进而导致2020年整体毛利率下降。 若未来公司基于业务发展计划调整业务结构，因不同业务毛利率存在差异，也将导 致公司整体毛利率出现波动。 （3）执行新收入准则对毛利率的影响 财政部于2017年度修订了《企业会计准则第14号——收入》（以下简称“新收入 准则”）。修订后的准则规定，首次执行该准则应当根据累积影响数调整当年年初留存 收益及财务报表其他相关项目金额，对可比期间信息不予调整。发行人自2020年1月 1日起执行新收入准则。 公司根据新收入准则及相关应用指南、应用案例的规定，将管道运输费及向中油煤 支付的销售管理费作为合同履约成本计入营业成本，共同销售模式下毛利率由50.01% 下降为46.33%，自主销售模式下毛利率由19.87%下降为15.96%，天然气业务总体毛利 率由42.89%下降为39.15%，具体变动情况如下： 销售模式 2020年度（含销售费用） 2020年度（不含销售费 用） 变动比例 共同销售 46.33% 50.01% 下降3.68个百分点 自主销售 15.96% 19.87% 下降3.90个百分点 天然气业务合计 39.15% 42.89% 下降3.73个百分点 若未来企业会计准则针对营业收入及营业成本的核算口径作出调整，则公司毛利率 也将产生变动。 （二）净利润波动的风险 报告期内，公司净利润分别为3,954.66万元、31,285.62万元、28,811.51万元及 8,428.88万元，扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润分别为121.91万元、 9,066.27万元、11,530.32万元及4,976.34万元，公司于2018年末收购中海沃邦控制权， 公司自2019年新增天然气业务，净利润显著增长。公司净利润受上述天然气销售价格、 天然气开采进度、业务结构等多种因素影响，若出现天然气价格波动、开采进度变化、 业务结构变动等情况，均会导致净利润波动的风险。此外，公司扣除非经常损益后归属 于上市公司股东的净利润还受其对控股子公司享有权益比例变动的影响，若公司改变重 要控股子公司的持股比例，也将导致扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润出 现波动。 最近两年，公司营业收入变动不大，净利润略有下降，利润表项目主要变动情况如 下： 单位：万元 项目 2020年度 2019年度 变动 变动比例 主要变动原因分析 营业收入 152,553.53 153,064.69 -511.16 -0.33% - 营业成本 97,222.52 78,744.83 18,477.69 23.47% 天然气自主销售业务外购天然气 成本增加，新收入准则将管道运 输费及销售管理费计入营业成本 税金及附加 5,087.53 6,303.47 1,215.94 -19.29% 天然气共同销售业务营业收入下 降导致相应资源税减少 销售费用 4,508.89 10,188.21 -5,679.32 -55.74% 新收入准则将管道运输费及销售 管理费计入营业成本 管理费用 8,767.98 7,920.11 847.87 10.71% - 研发费用 1,453.88 1,547.07 -93.19 -6.02% - 财务费用 6,198.60 4,827.89 1,370.71 28.39% 银行借款增加导致利息费用增加 加：其他收益 8,127.32 219.14 7,908.19 3,608.76% 2020年取得致密气开采补助 7,852.71万元 投资收益 175.64 -186.08 361.71 194.39% - 公允价值变动收 益 58.82 197.37 -138.55 -70.20% - 信用减值损失 -80.90 -23.45 -57.44 -244.94% - 资产减值损失 -1,047.49 -1,320.47 272.98 20.67% - 资产处置收益 -22.71 -3.70 -19.01 -514.06% - 营业利润 36,524.81 42,415.92 -5,891.12 -13.89% 主要为营业成本增加所致 加：营业外收入 1,107.55 49.57 1,057.98 2,134.40% 当期政府补助增加 减：营业外支出 2,325.46 3,575.73 -1,250.28 -34.97% 当期非流动资产毁损报废损失减 少 利润总额 35,306.90 38,889.76 -3,582.86 -9.21% 主要为营业成本增加所致 减：所得税费用 6,495.39 7,604.14 -1,108.75 -14.58% 利润总额有所下滑导致所得税费 用减少 净利润 28,811.51 31,285.62 -2,474.11 -7.91% - 少数股东损益 18,035.99 23,910.60 -5,874.61 -24.57% - 归属于母公司股东的 净利润 10,775.52 7,375.02 3,400.50 46.11% - 减：归属于母公司非 经常性损益（税后） -754.80 -1,691.25 -936.45 -55.37% - 扣除非经常性损益后 归属于母公司的净利 润 11,530.32 9,066.27 2,464.05 27.18% - 公司净利润同比下降7.91%，而扣非归母净利润上升27.18%，系公司对控股子公 司中海沃邦享有的权益比例上升所致。公司2019年1-12月对中海沃邦的持股比例为 50.50%，享有权益比例为37.17%。公司2019年末完成中海沃邦11.15%权益比例的收 购，2020年1-9月对中海沃邦的持股比例为50.50%，享有的权益比例为48.32%。2020 年9月，公司完成进一步收购中海沃邦17%股权的交易，2020年10-12月对中海沃邦 的持股比例为67.50%，享有权益比例为65.32%。 若未来出现天然气价格波动、开采进度变化、业务结构变动等情况，净利润也将产 生变动。此外，若未来公司改变重要控股子公司中海沃邦的持股比例，引起享有中海沃 邦权益比例的变动，也将导致扣除非经常损益后归属于上市公司股东的净利润出现波动。 （三）对政府补助依赖的风险 报告期各期，发行人政府补助合计金额分别为306.16万元、219.14万元、9,213.39 万元及5.81万元，占利润总额比例分别为7.39%、0.56%、26.10%及0.05%。其中2020 年度政府补助金额较高主要系当期收到致密气开采补助7,852.71万元，占当期利润总额 的22.24%，根据财政部《关于可再生资源发展专项资金管理暂行办法（财建〔2015〕 87号）》及《可再生能源发展专项资金管理暂行办法的补充通知（财建〔2019〕298 号）》的相关规定，公司取得的致密气开采利用补贴基于致密气的开采利用量计算得出， 与公司日常经营活动密切相关，同时专项资金的实施期限为2019至2023年，预计未来 一段时间，公司享受致密气开采补贴具有持续性，故公司将其作为经常性损益。 公司最近两年及一期政府补助金额及占利润比例情况如下： 单位：万元 项目 2021年1-3月 2020年 2019年 计入经常性损益的政府补助 0.00 7,852.71 0.00 计入非经常性损益的政府补助 5.81 1,360.68 219.14 政府补助合计 5.81 9,213.39 219.14 利润总额 10,588.41 35,306.90 38,889.76 净利润 8,428.88 28,811.51 31,285.62 政府补助/利润总额 0.05% 26.10% 0.56% 政府补助/净利润 0.07% 31.98% 0.70% 扣非归母净利润 4,976.34 11,530.32 9,066.27 剔除计入经常性损益的政府补助后扣非归母 净利润 4,976.34 8,304.79 9,066.27 注：公司上述2021年1-3月数据未经审计。 如未来国家相关政策出现变化或不再延期，公司无法持续取得致密气开采补助，将 对公司盈利能力产生不利影响。 四、合同权益、商誉减值风险 公司于2018年末收购中海沃邦控制权，形成非同一控制下的企业合并事项，确认 合同权益金额271,000.00万元、商誉金额39,617.83万元。未来期间，若中海沃邦经营 效益下降；中油煤因产业政策、自身经营业务变化或与中海沃邦合作关系发生重大不利 变化，使得合作双方需对《合作合同》作出重大调整；或未来出现对盈利能力产生重大 不利影响的情况，公司合并报表下的合同权益、商誉账面价值也将面临减值风险，从而 对公司经营业绩产生一定程度的影响。 （一）合同权益减值风险 公司合同权益源于中海沃邦与中石油煤层气有限责任公司（以下简称“中油煤”） 签署的《合作合同》及《合作合同修改协议》。2009年8月13日，中海沃邦与中油煤 签订了《合作合同》，获得石楼西区块1524平方公里30年独家勘探开发和生产经营权。 2015年12月31日，中海沃邦与中油煤签订的《合作合同修改协议》详细约定了井区 的开采年限、分成比例及结算方式等条款。发行人在合并中海沃邦财务报表时根据评估 值确认了无形资产-合同权益的初始公允价值，后续计量按产量法进行摊销。截至2020 年12月31日无形资产-合同权益的摊余价值为249,653.68万元。 2020年末，发行人对合同权益是否存在减值迹象进行了如下测算： 1、根据《企业会计准则-资产减值》中相关规定判断是否存在减值迹象 《企业会计准则-资产减值》对减值迹象的 判断标准 发行人合同权益相关情况 是否存在减 值迹象 ① 资产的市价当期大幅度下跌，其跌幅 明显高于因时间的推移或者正常使用而 预计的下跌。 合同权益源于中海沃邦与中石油煤层气 签订的《合作合同》中获得的石楼西区块 1524平方公里30年独家勘探开发和生产 经营权，不存在公开市场报价。 不适用 ② 企业经营所处的经济、技术或者法律 等环境以及资产所处的市场在当期或者 将在近期发生重大变化，从而对企业产生 不利影响。 合同权益价值来源为销售天然气所产生 的收益。天然气作为清洁能源具有巨大的 市场潜力，公司天然气销售市场持续稳定 增长。 不存在 ③ 市场利率或者其他市场投资报酬率 在当期已经提高，从而影响企业计算资产 预计未来现金流量现值的折现率，导致资 产可收回金额大幅度降低。 详见2、（1）的测算过程 不存在 ④ 有证据表明资产已经陈旧过时或者 其实体已经损坏。 合同权益属于无形资产 不适用 ⑤ 资产已经或者将被闲置、终止使用或 者计划提前处置。 合同权益源于的《合作合同》的期限为 2009年至2037年，《合作合同》执行情 况良好，未发生提前终止的情形 不存在 《企业会计准则-资产减值》对减值迹象的 判断标准 发行人合同权益相关情况 是否存在减 值迹象 ⑥ 企业内部报告的证据表明资产的经 济绩效已经低于或者将低于预期，如资产 所创造的净现金流量或者实现的营业利 润（或者亏损）远远低于（或者高于）预 计金额等。 详见2、（2）的测算过程 不存在 2、减值迹象判断标准的具体测算过程 （1）市场利率对折现率的影响 近5年根据中国证券市场指数计算社会平均收益率及同期的十年期国债到期收益 率如下： 期间 社会平均收益率 十年期国债到期收益率 2016年 10.38% 2.86% 2017年 10.53% 3.58% 2018年 10.48% 3.62% 2019年 9.87% 3.18% 2020年 9.90% 2.94% 由上表可见近5年市场利率呈下降趋势，未对计算合同权益预计未来现金流量现值 的折现率产生不利影响，不会导致资产可收回金额大幅度降低。 （2）合同权益未来现金流现值是否低于公允价值 ①计算合同权益未来现金流现值的主要参数 合同权益系根据未来整体盈利预测数据为计算基础，合理估算合同权益经济寿命期， 确定合同权益在未来收益期的超额现金流贡献。合同权益价值的关键参数为未来整体盈 利预测、合同权益经济寿命期和折现率。 合同权益的未来盈利来源于中海沃邦与中油煤《合作合同》合作期限内依据天然气 资源的经济可采储量而预测的天然气产量所产生的销售收入。合同权益初始确认时预测 的合同期总产气量为215.91亿立方米，2020年末预测合同期的总产量为218.91亿立方 米，预测的合同期总产量未发生重大变化。同时预测期平均销售单价亦未发生重大变化。 合同权益经济寿命期为中海沃邦与中油煤《合作合同》的合作期限，截至2020年 末《合作合同》的合作期限为2009年至2037年，未发生变化。 计算合同权益未来现金流现值使用的折现率为11.90%至12.10%，高于市场平均利 率。 ②合同权益未来现金流现值的测算过程 资产名称 金额（万元） 资产组未来现金流现值 680,600.00 减：油气资产公允价值 176,429.79 固定资产公允价值 68,907.88 在建工程公允价值 89,763.75 其他无形资产公允价值 2,434.57 其他非流动资产公允价值 4,202.59 合同权益及商誉未来现金流现值① 338,861.42 商誉（包含少数股东权益）账面价值 78,451.15 合同权益账面价值 249,653.68 小计② 328,104.83 合同权益与商誉系发行人非同一控制企业合并中海沃邦取得的资产，合同权益与商 誉的价值主要源于中海沃邦与中油煤的《合作合同》中获得的石楼西区块1524平方公 里30年独家勘探开发和生产经营权，该两项资产性质相似且均属于非实物资产。 由上表可以看出，经测算的资产组未来现金流现值扣除其他资产合计价值后的金额 （表中①）大于商誉与合同权益的账面价值（表中②）。同时，结合《合作合同》合作 期限、石楼西区块探明储量、合同期预测总产气量、折现率等均未发生或未发生较大变 化，综合判断合同权益不存在减值迹象，故未计提减值准备。 若未来期间，中海沃邦经营效益下降，中油煤因产业政策、自身经营业务变化或与 中海沃邦合作关系发生重大不利变化，使得合作双方需对《合作合同》作出重大调整， 或未来出现对盈利能力产生重大不利影响的情况，使得合同权益可能出现减值迹象，需 对其计提减值准备，进而影响公司利润水平及盈利能力。 （二）商誉减值风险 公司于2018年末完成对中海沃邦的收购，控制了中海沃邦50.50%的股权，将其纳 入公司合并范围，确认商誉金额39,617.83万元。 2020年末，发行人结合与商誉相关资产组的认定情况及依据、相关资产组可回收 金额的计算过程、测算依据等对商誉进行了减值评估，具体如下： 1、可收回金额计算 通过对资产组所对应的主营业务的业务类型、历史经营状况的变化趋势的分析，预 测未来各期间的收入、成本费用以及税金、折旧摊销、资本支出等，从而估算得出未来 各期间的资产组现金流量净额，通过折现得到资产组的可收回金额。根据上海东洲资产 评估有限公司于2021年3月5日出具的《首华燃气科技(上海)股份有限公司对合并北 京中海沃邦能源投资有限公司形成的商誉进行减值测试所涉及的资产组可回收价值》 （东洲评报字【2021】第0347 号）。截至2020年12月31日，中海沃邦相关资产组 的账面价值（含商誉）为669,843.41万元，资产组可回收金额为680,600万元，商誉不 存在减值迹象。 根据《山西省石楼西地区煤层气资源开采合作合同》及其补充合同约定，中海沃邦 开采年限到2037年截止，采用有限年度的预测期间，故预测期期间为2021年至2037 年。资产组未来现金流的具体计算如下： 预计未来现金流 量 预算或者预测期 2021年 2022年 2023年 2024年 2025年 2026年 现金净流量 47,286.98 39,413.43 59,825.79 69,353.59 114,778.35 94,935.86 折现期 6.00 18.00 30.00 42.00 54.00 66.00 折现率 12.10% 12.10% 12.10% 12.10% 12.10% 12.00% 折现系数 0.9445 0.8425 0.7516 0.6705 0.5981 0.5338 现值 44,662.55 33,205.82 44,965.07 46,501.58 68,648.93 50,676.76 预计未来现金流 量 预算或者预测期 2027年 2028年 2029年 2030年 2031年 2032年 现金净流量 161,840.76 95,624.14 142,703.55 108,653.03 127,743.62 109,207.60 折现期 78.00 90.00 102.00 114.00 126.00 138.00 折现率 12.00% 12.00% 12.00% 12.00% 12.00% 12.00% 折现系数 0.4766 0.4255 0.3799 0.3392 0.3029 0.2704 现值 77,133.30 40,688.07 54,213.08 36,855.11 38,693.54 29,529.73 预计未来现金流 量 预算或者预测期 2033年 2034年 2035年 2036年 2037年 现金净流量 118,332.78 123,361.80 172,119.80 123,303.94 77,128.77 - 折现期 150.00 162.00 174.00 186.00 198.00 - 折现率 11.90% 11.85% 11.85% 11.85% 11.85% - 折现系数 0.2415 0.2159 0.1930 0.1726 0.1543 - 现值 28,577.37 26,633.81 33,219.12 21,282.26 14,879.14 - 未来现金流量现 值合计 690,365.24 营运资金期初投 入 9,772.97 资产组未来现金 流量现值（取整 至百位） 680,600.00 2、商誉减值测试过程 项目 金额（万元） 商誉账面余额 ① 39,617.83 商誉减值准备余额 ② - 商誉的账面价值 ③=①-② 39,617.83 未确认归属于少数股东权益的商誉价值 ④ 38,833.32 包含未确认归属于少数股东权益的商誉价值 ⑤=③+④ 78,451.15 资产组的公允价值 ⑥ 591,392.25 包含整体商誉的资产组的公允价值 ⑦=⑤+⑥ 669,843.41 资产组预计未来现金流量的现值（可回收金额）⑧ 680,600.00 商誉减值损失 ⑨=⑧-⑦ （⑨>0，⑨=0） - 商誉所涉及资产组未来盈利预测主要参数如天然气产量、单价等均未发生重大变化， 商誉所涉及资产组可回收价值大于资产组（含商誉）的账面价值，未发生减值迹象，故 未计提减值准备。 3、2020年中海沃邦未完成承诺业绩的情况下未计提商誉减值的原因及合理性 中海沃邦为资源型企业，2020年疫情对中海沃邦的影响主要为当年销售价格的短 期下降，以及开发、生产的延后，并不存在对中海沃邦资源储量、所处行业、经营状况 具有重大不利且持续性的因素。中海沃邦2020年净利润较2019年度有所下滑，导致 2020年度未达到业绩承诺数，主要系由于受到新冠疫情的影响，天然气价格和产量较 2019年均有所下滑。随着国内新冠疫情得到有效控制，2020年第四季度开始天然气价 格已逐步恢复至疫情前水平，同时2021年第一季度中海沃邦天然气下游客户需求量 38,698万立方米，同比增加15,795万立方米；2021年一季度平均含税单价1.77元/立方 米，同比增加0.12元/立方米。影响中海沃邦2020年未完成业绩承诺的疫情因素已基本 消除。 2020年末对商誉减值的评估是基于对商誉所涉及的资产组未来盈利预测而计算的 资产组未来现金流可回收价值，虽然中海沃邦2020年受新冠疫情影响未完成当年的业 绩承诺，但并未对中海沃邦未来盈利情况产生持续影响，商誉所涉及资产组未来盈利预 测主要参数如天然气产量、单价等均未发生重大变化，商誉所涉及资产组可回收价值大 于资产组（含商誉）的账面价值。因此2020年中海沃邦的净利润低于承诺业绩并未对 商誉减值产生重大影响。因此，在2020年中海沃邦未完成承诺业绩的情况下未计提商 誉减值具有合理性。 若未来期间，中海沃邦经营效益下降，中油煤因产业政策、自身经营业务变化或与 中海沃邦合作关系发生重大不利变化，使得合作双方需对《合作合同》作出重大调整， 或未来出现对盈利能力产生重大不利影响的情况，使得商誉可能出现减值迹象，需对其 计提减值准备，进而影响公司利润水平及盈利能力。 五、在建工程减值风险及转固后新增资产折旧折耗影响公司经营业绩 的风险 报告期各期末，公司在建工程账面价值分别为114,442.42万元、96,566.62万元、 89,770.81万元及88,993.61万元，占总资产的比重分别为17.73%、13.59%、12.59%及 12.61%，主要为天然气业务相关的气井建设项目、输气管线建设项目等。若未来公司出 现经营所处的经济、技术及法律等环境发生重大变化，天然气生产经营出现不利变化， 在建工程出现损坏、废弃或由于生产计划改变预计不再使用等情况，则在建工程可能出 现减值迹象，需计提相应减值准备，从而对公司经营业绩产生一定程度的影响。未来在 建工程转入固定资产、油气资产后，将增加每年的固定资产折旧及油气资产折耗，若公 司天然气生产经营出现不利变化，导致上述资产实现效益不及预期，将对公司经营业绩 产生不利影响。 （一）在建工程减值风险 公司在建工程“气井建设项目”中的YH18-9H天然气井由于在施工过程中发生油 管断裂，发生额外的修理支出，导致该井的建造成本增加；此外，由于砂堵严重，后期 虽然可以通过修井作业恢复该井的生产能力，但产量仍会受到较大影响。基于上述原因， 公司管理层判断YH18-9H天然气井经济效益低于预期，存在难以覆盖建造成本的可能 性，存在减值迹象，已计提减值准备2,465.26万元。除YH18-9H天然气井外，其他在 建工程项目经公司管理层判断，均不存在减值迹象，未计提减值准备。 若未来公司出现经营所处的经济、技术及法律等环境发生重大变化，天然气生产经 营出现异常，在建工程出现损坏、废弃或由于生产计划改变预计不再使用等情况，则除 YH18-9H天然气井外其他在建工程也可能出现减值迹象，需计提相应减值准备，进而 影响公司利润水平及盈利能力。 （二）在建工程转固后新增资产折旧折耗影响公司经营业绩的风险 1、在建工程主要内容及预计转固时间 截至2021年3月31日，公司在建工程的主要内容、建设进度、预计转固时间如下： 单位：万元 项目 拟投资金额 累计发生 投资进度 已转固金额 预计完工日期 建设进度及转固情况 气井建设项目 尚未完成钻井工程的天 然气井 8,709.00 2,406.36 27.63% 建设中，尚未 转油气资产 2021年 待完钻、完井并管线连接后投产时转入油气资产 已完钻尚未完成完井工 程的天然气井 30,803.25 17,121.58 55.58% 2021年 待完井并管线连接后投产时转入油气资产 833 495.78 59.52% 2026年 待修理的天然气井 2,238.40 2,238.40 100% 2021年 正在按计划修理，准备投产时，转入油气资产【注1】 已完井尚未连接输气管 线的天然气井 7,924.96 7,924.96 100% 2021年 待管线连接后投产时转入油气资产 10,059.50 10,059.50 100% 2022年 15,785.18 15,785.18 100% 2023年 6,013.23 6,013.23 100% 2024年 2,281.70 2,281.70 100% 2025年 8,588.39 8,251.58 96.08% 2026年 钻前准备支出 9,528.40 5,598.10 58.75% 随气井投产时结转 随气井投产时结转 输气管线建设 永和一石楼联络线 5,657.25 4,120.83 72.84% 建设中，尚未 转固定资产 2021年 该工程系建设一条总长度20km，DN500的输气管线，已 铺设管道长度15.2km 34#-13#平台管线工程 629 605.36 96.24% 2021年 该工程系建设一条长度2.38km，DN200的输气管线，2020 年底管线建设完工，水工保护工程尚未完成 其他输气管线建设项目 2,909.90 560.22 19.25% 根据工程和水工保 护工程完成情况， 陆续投产 管线工程正在建设中 配套设施建设 其他配套设施建设项目 1,369.00 823.82 60.18% 后续根据建设进度 完成情况陆续投入 使用 主要包括井场标准化建设工程、晒水池建设工程等，工程 正在建设中 自动化仓储建造补充项目 30.00 27.42 91.40% 建设中，尚未 转固定资产 2021年 待验收完成后转入固定资产 合计 84,314.02 注：1.“待修理的天然气井”已于2021年4月转入油气资产。 2.公司上述2021年3月末数据未经审计。 报告期末，公司气井建设项目、输气管线建设项目均系未完工及未达到可使用状态的工程项目，不满足结转油气资产、固 定资产的条件，不存在延期转固的情形。 公司将“已完井尚未连接输气管线的天然气井”列示为在建工程符合会计准则的相 关规定及行业特点，具体原因如下： 天然气气田的建设期长，通常需要经过勘探、开发、生产三个阶段。勘探阶段主要 通过在全区选取有代表性点位钻取勘探井的方法寻找和评价储气层。通过钻取勘探井获 取天然气储层的参数及产气特征、为证实储量及进一步设计编制开发方案提供依据。开 发生产阶段，为高效地实现项目的商业价值，作业者在已探明储量区域优先选择富集区 （甜点区）进行开发生产。对尚未进入开发阶段的区域，且具备经济可采价值的已钻勘 探井，将其暂时封闭，并计入在建工程科目核算。随着整个区块的滚动开发，在开发计 划延伸至探井所在区域并连通管网后，该探井达到了预定可使用状态后，再将其由在建 工程转为油气资产作为生产井。 根据《企业会计准则第27号——石油天然气开采》及《企业会计准则应用指南— —会计科目和主要账务处理》，自行建造的油气资产，在油气勘探、开发工程达到预定 可使用状态时，计入油气资产。 故公司已完井尚未连接输气管线的天然气井符合天然气勘探、开采行业的行业特点； 公司将“已完井尚未连接输气管线的天然气井”列示为在建工程符合会计准则的相关规 定。 2、在建工程转固对净利润的影响 公司结合主要在建工程的转固时间和金额，测算对公司未来经营业绩的影响如下： （1）根据公司在建工程的预计转固时间和金额，公司各年新增折旧费用对净利润 的影响测算如下： 单位：万元 项目名称 预计完工时间 2021年 2022年 2023年 2024年 2025年 2026年 气井建设项目 2021年至 2026年 7,077.48 12,788.23 10,237.95 9,125.85 7,509.80 6,780.72 输气管线建设 项目 2021年至 2023年 241.17 486.82 486.82 496.72 546.19 546.19 配套设施 2021年 42.72 83.12 83.12 83.12 83.12 83.12 办公室装修工 程 2021年 7.79 93.50 93.50 93.50 93.50 93.50 新增折旧减少的净利润 7,369.16 13,451.67 10,901.39 9,799.19 8,232.61 7,503.53 注：上表中数据为基于现有情况进行的测算，不作为利润承诺。 （2）按照公司对在建项目的预测达产率及相关收益的情况，以上项目各年新增净 利润测算如下： 单位：万元 项目名称 预计完工时间 2021年 2022年 2023年 2024年 2025年 2026年 气井建设项 目 2021年至2026年 17,081.80 24,311.01 12,779.20 9,661.92 2,399.95 4,044.20 输气管线建 设项目 2021年至2023年 注1 配套设施 2021年 注1 办公室装修 工程 2021年 注2 项目效益新增净利润 17,081.80 24,311.01 12,779.20 9,661.92 2,399.95 4,044.20 注1：输气管线建设项目、配套设施系气井的辅助及配套设施工程，不直接产生经济效益。 注2：办公室装修工程系公司办公用房装修工程，不直接产生经济效益。 注3：上表中数据为基于现有情况进行的测算，不作为利润承诺。 综上，公司未来各年在建工程转固新增折旧与新增净利润比较情况如下： 单位：万元 项目名称 2021年 2022年 2023年 2024年 2025年 2026年 新增折旧减 少净利润 7,369.16 13,451.67 10,901.39 9,799.19 8,232.61 7,503.53 项目效益新 增净利润 17,081.80 24,311.01 12,779.20 9,661.92 2,399.95 4,044.20 注：上表中数据为基于现有情况进行的测算，不作为利润承诺。 截至2021年3月末，公司在建工程实施情况正常，不存在重大不确定性风险。若 在建工程按计划转固并顺利投产，将为公司经营业绩带来正向影响。 若未来公司天然气业务的天然气售价受市场情况、宏观政策调控等因素影响，或自 身生产经营出现不利变化，导致在建工程实际达产率及实现收益不及预期，则可能导致 大额在建工程转固后为企业增加的收益无法覆盖折旧折耗及其他费用支出，进而对公司 未来的经营业绩产生不利影响。 六、固定资产、油气资产减值风险 报告期各期末，公司固定资产账面价值分别为41,902.19万元、74,313.74万元、 80,086.93万元及78,359.29万元，占总资产的比重分别为6.49%、10.46%、11.23%及 11.10%，主要为天然气业务相关的油气集输设备等。报告期各期末，公司油气资产账面 金额分别为91,294.48万元、122,597.33万元、176,429.79万元及170,049.57万元，占总 资产的比重分别为14.14%、17.26%、24.75%及24.10%，为油气勘探与油气开发活动中 形成的油气井。若未来公司出现经营所处的经济、技术及法律等环境发生重大变化，天 然气生产经营出现异常，油气资产及油气集输设备等天然气业务相关固定资产出现损毁、 灭失或提前报废的情况，则固定资产、油气资产可能出现减值迹象，需计提相应减值准 备，从而对公司经营业绩产生一定程度的影响。 （一）固定资产减值风险 公司固定资产主要为天然气业务相关的油气集输设备等，包括集气中心处理站、天 然气输气管线及相关配套设备等。公司对天然气业务相关固定资产制定了《固定资产管 理办法》，对包括油气集输设备在内的金额较大使用年限1年以上的有形资产管理进行 了规定。报告期内，通过固定资产各项日常管理及维护措施，公司未发现油气集输设备 等天然气业务相关固定资产存在损毁、灭失或提前报废的情况。公司经营所处的经济、 技术及法律等环境未发生重大变化，天然气生产经营情况保持稳步增长，《合作合同》 执行情况良好，公司天然气业务相关固定资产不存在减值迹象，未计提减值准备。 若未来公司经营所处的经济、技术及法律等环境发生重大变化，《合作合同》发生 重大不利变动，油气集输设备等天然气业务相关固定资产出现损毁、灭失或提前报废的 情况，则固定资产可能出现减值迹象并需计提相应减值准备，进而影响公司利润水平及 盈利能力。 （二）油气资产减值风险 报告期内，公司油气资产只包含“井及相关设施”类资产，不存在“未探明矿区权 益”。公司已制定《固定资产管理办法》，对包括油气资产在内的金额较大使用年限1 年以上的有形资产管理进行了规定。报告期内，通过油气资产各项日常管理及维护措施， 公司未发现油气资产存在损毁、灭失或提前报废的情况。公司经营所处的经济、技术及 法律等环境未发生重大变化，天然气生产经营情况保持稳步增长，《合作合同》执行情 况良好，公司油气资产不存在减值迹象，未计提减值准备。 若未来公司经营所处的经济、技术及法律等环境发生重大变化，《合作合同》发生 重大不利变动，油气资产出现损毁、灭失或提前报废的情况，则油气资产可能出现减值 迹象并需计提相应减值准备，进而影响公司利润水平及盈利能力。 七、还本付息风险 在可转换公司债券的存续期限内，公司需按可转换公司债券的发行条款就可转换公 司债券未转股的部分每年偿付利息及到期兑付本金，并承兑投资者可能提出的回售要求。 目前，公司经营情况良好，盈利能力较强，通过流动资产变现、持续经营活动取得的现 金流入、控股子公司中海沃邦未来两年预计可贡献的净现金流、以及使用现有银行授信 额度，公司短期偿债能力有较好的保障；同时，公司当前资产负债结构合理，公司未来 获取现金流的能力能够保证经营资金需求以及本次可转债的偿还，为长期偿债能力提供 了保障。但未来受国家政策、法规、行业和市场等不可控因素的影响，公司的经营活动 可能没有带来预期的回报，进而使公司不能从预期的还款来源获得足够的资金，可能影 响公司对可转换公司债券本息的按时、足额兑付，以及对投资者回售要求的承兑能力。 公司对当前还本付息能力的分析如下： （一）公司具备短期偿债能力，具有支付本次可转债利息的能力 1、公司流动资产变现能力较强，能够保障短期偿债需求 截至2021年3月31日，公司一年内到期的有息负债如下： 单位：万元 项目 金额 短期借款余额 12,209.52 一年内到期的非流动负债余额 2,178.08 其他流动负债中对外借款及利息余额 38,436.60 合计 52,824.20 注：公司上述2021年3月末数据未经审计。 截至2021年3月31日，公司流动资产中变现能力较强的资产包括货币资金、应收 账款、应收款项融资（银行承兑汇票），具体金额如下： 单位：万元 项目 金额 货币资金 25,184.78 应收账款（账面余额） 23,167.79 应收款项融资 7,350.00 合计 55,702.57 注：公司上述2021年3月末数据未经审计。 公司变现能力较强的流动资产合计金额为55,702.57万元，高于一年内需偿还的有 息负债合计52,824.20万元，能够保障公司的短期偿债需求，及时偿还银行借款等有息 负债。 2、经营性现金流充裕，可进一步补充偿债资金 2018年、2019年、2020年及2021年1-3月，公司经营活动产生的现金流量净额分 别为644.88万元、67,777.20万元、62,805.40万元及6,736.83万元。 经测算，2021年及2022年，公司控股子公司中海沃邦天然气业务预计可为公司带 来净现金流47,286.98万元、39,413.43万元，具体测算数据详见下文“（二）公司具备 长期偿债能力，具有支付本次可转债本金的能力”之“2、未来重大资金支出取得的收 益可进一步提升长期偿债能力”。持续向好的经营性现金流及控股子公司中海沃邦未来 两年预计可贡献的净现金流均可进一步补充公司偿债资金来源，提升短期偿债能力。 3、公司经营情况良好，盈利能力较强 2018年、2019年、2020年及2021年1-3月，公司营业收入分别为33,862.28万元、 153,064.69万元、152,553.53万元及47,301.11万元，归属于母公司所有者的净利润分别 为561.28万元、7,375.02万元、10,775.52万元及4,973.17万元。报告期内，公司营业 收入和归属于母公司所有者的净利润显著增长，盈利能力增强，有助于公司提升整体资 金实力。 4、公司与银行等金融机构保持良好的融资合作关系 公司信贷记录良好，与银行等金融机构建立了长期、稳定的合作关系，截至2021 年3月末，公司取得的银行等金融机构授信总额度为12.25亿元，已使用授信额度10.22 亿元，未使用授信额度2.03亿元。未使用授信额度可以有效覆盖对当前短期借款到期 后的部分置换及其他短期资金需求。 综上所述，公司经营情况良好，盈利能力较强，通过流动资产变现、持续经营活动 取得的现金流入、控股子公司中海沃邦未来两年预计可贡献的净现金流，以及使用现有 银行授信额度，公司短期偿债能力有较好的保障。 按照目前市场可转债的市场同评级平均利率测算（第一至第六年分别为0.36%、 0.58%、1.00%、1.49%、1.82%、2.07%），以137,949.71万元发行规模为依据，假设本 次发行的可转债不转股，公司未来需支付的利息总额为10,097.92万元，公司当前具备 的短期偿债能力能够支付本次可转债的利息。 （二）公司具备长期偿债能力，具有支付本次可转债本金的能力 1、公司具有合理的资产负债结构，长期偿债能力有基本保障 2018年、2019年、2020年及2021年3月末，发行人合并口径资产负债率分别为 47.58%、40.94%、39.62%及37.79%，资产负债结构合理，长期偿债能力具有基本保障。 按照2021年3月末资产负债金额测算，公司本次可转债发行后预计资产负债率不 超过47.96%（按可转债全部计入负债测算，实际会计处理部分金额计入所有者权益）， 资产负债率仍在合理范围内，且随着可转债持有人未来陆续转股，负债减少，资产负债 率将逐步降低。故本次发行可转债对发行人长期偿债能力无明显不利影响。 2、未来重大资金支出取得的收益可进一步提升长期偿债能力 除一年内需偿还的有息负债外，公司未来的重大资金支出主要为中海沃邦天然气开 发所需的资本性支出以及归还中海沃邦2021年3月末长期借款9亿元。 根据公司的测算，中海沃邦天然气业务2021-2026年预计现金收入、支出情况如下： 单位：万元 年度 资本性支出① 营运资本增加支 出② 现金流入（息税折旧摊销 前利润EBITDA）③ 息税前净现金流（④ =③-①-②） 2021 13,448.34 27,021.44 87,756.77 47,286.98 2022 57,458.33 14,715.16 111,586.91 39,413.43 2023 60,059.42 20,924.33 140,809.54 59,825.79 2024 92,402.76 14,632.67 176,389.01 69,353.59 2025 68,903.91 1,676.84 185,359.09 114,778.35 2026 110,109.81 5,336.14 210,381.81 94,935.86 合计 402,382.55 84,306.58 912,283.14 425,594.00 经上述测算，天然气开发项目预计实现的现金净流入42.56亿元，高于本次发行募 集资金137,949.71万元以及中海沃邦2021年3月末长期借款余额9亿元，公司的长期 偿债能力能够得到保证。 综上所述，公司当前资产负债结构合理，盈利能力充足，为长期偿债能力提供了保 障；公司未来获取现金流的能力能够保证经营资金需求以及本次可转债的偿还，公司长 期偿债能力充足。 此外，因本次发行的可转债未来部分将在转股期内转换为股票，公司实际需支付的 本息低于上述测算值。因此，本次发行后公司具备还本付息的能力，不存在明显的流动 性风险。 八、实际控制人变更风险 截至本说明书摘要签署之日，股东吴海林、吴君亮、吴汝德、吴君美、海德投资合 计持有公司49,555,800股，占公司总股本的18.45%。控股股东海德投资为吴海林、吴 海江、吴君亮、吴汝德、吴君美共同控制的合伙企业。吴海林、吴海江、吴君亮、吴汝 德、吴君美为公司的实际控制人。 发行人于2018年12月、2019年12月实施了发行股份购买中海沃邦相关股权的交 易对方，历次交易对方及前十大股东（2021年3月末）出具的不谋求控制权的承诺情 况、表决权放弃情况如下表： 排 名 股东名称 2021年3月 末持股比例 承诺来源 不谋求控制 权承诺 放弃表 决权 1 海德投资 10.14% 实际控制人 - - 2 西藏科坚 9.03% 2019年发行股份购买资产 是 是 3 刘晋礼 6.40% 山西汇景的一致行动人 是 - 4 嘉泽创投 5.21% 2019年发行股份购买资产 是 是 5 吴海林 3.88% 实际控制人 - - 6 冯福荣 3.58% - - - 7 吴君亮 3.53% 实际控制人 - - 8 於彩君 3.27% 2018年发行股份购买资产 - 是 9 博睿天晟 3.17% 2018年发行股份购买资产 是 - 10 史秀梅 3.15% - - - 11 山西瑞隆 3.02% 2018年发行股份购买资产 是 - 12 山西汇景 2.96% 2018年发行股份购买资产 是 - 13 桑康乔 2.77% 2018年发行股份购买资产 - 是 20 许吉亭 0.94% 2018年发行股份购买资产 - 是 公司2018年发行股份购买资产时，实际控制人出具了维持控制权的承诺。 公司2018年发行股份购买资产的交易对方山西汇景及其一致行动人刘晋礼、山西 瑞隆、博睿天晟出具了不谋求上市公司控制权的承诺、未来60个月不增持的承诺；於 彩君、桑康乔、许吉亭出具了放弃表决权的承诺。 公司2019年发行股份购买资产的交易对方西藏科坚、嘉泽创投及其实际控制人曹 龙祥出具了不谋求上市公司控制权的承诺；西藏科坚、嘉泽创投出具了放弃表决权的承 诺。 公司上述重要股东出具了不谋求上市公司控制权、放弃上市公司表决权等承诺，公 司目前控制权稳定，随着相关股东限售期满，不排除有历次交易对方之外的其他投资者 通过购买公司股票或者签署一致行动协议的方式，对上市公司实际控制人的控制权地位 产生威胁的可能，进而导致公司实际控制人发生变更的风险。 九、汇率波动风险 报告期内，公司外销收入分别为31,443.33万元、26,400.48万元、23,633.21万元及 8,140.25万元，均源于园艺用品业务，占公司营业收入的比例分别为92.86%、17.25%、 15.49%及17.21%。公司境外销售以美元结算为主，2020年下半年以来人民币对美元汇 率呈现明显的升值趋势，人民币汇率波动对公司的经营业绩带来一定的不确定性。如果 人民币对美元汇率大幅度波动，将直接影响公司的园艺用品的出口收入、毛利率，并产 生汇兑损益，对公司业绩产生一定影响。公司通过缩短报价周期来及时调整产品价格、 远期结售汇锁定汇率等措施在一定程度上降低汇率波动带来的影响，但上述措施的实施 效果仍存在一定的滞后性及不确定性，公司的外销业务、外币结售汇仍有可能受到汇率 波动的影响，从而降低公司的盈利水平。因此，汇率波动对公司的生产经营和利润水平 都会带来一定影响，故公司面临汇率波动风险。 十、公司持股5%以上股东及现任董事、监事、高级管理人员认购可转 换公司债券的相关承诺 （一）持股5%以上股东 1、吴海林、吴海江、吴君亮、吴汝德、吴君美 吴海林、吴海江、吴君亮、吴汝德、吴君美作为公司的实际控制人，就公司本次发 行可转换公司债券有关事宜作出如下承诺： （1）届时本人及一致行动人将根据市场情况决定是否参与认购。 （2）在本承诺函出具之日前六个月内，本人及其一致行动人不存在减持所持公司 股份的情形。 （3）如公司启动本次可转债发行之日距本人及其一致行动人最近一次减持公司股 票之日在6个月以内的，则本人及其一致行动人将不参与本次可转债的发行认购。 （4）若本人及其一致行动人参与公司本次可转债的发行认购，自本人及其一致行 动人完成本次可转债认购之日起六个月内，不以任何方式减持本人及其一致行动人所持 有的公司股票及可转债。 2、西藏科坚企业管理有限公司、西藏嘉泽创业投资有限公司 西藏科坚企业管理有限公司、西藏嘉泽创业投资有限公司作为公司5%以上股东确 认： （1）自身及其一致行动人届时将根据首华燃气发行可转换公司债券时的市场情况 决定是否参与认购。 （2）在本承诺函出具之日前六个月内，本人/本公司及其一致行动人不存在减持所 持公司股份的情形。 （3）如公司启动本次可转债发行之日距本人/本公司及其一致行动人最近一次减持 公司股票之日在6个月以内的，则本人/本公司及其一致行动人将不参与本次可转债的 发行认购。 （4）若本人/本公司及其一致行动人参与公司本次可转债的发行认购，自本人/本公 司及其一致行动人完成本次可转债认购之日起六个月内，不以任何方式减持本人/本公 司及其一致行动人所持有的公司股票及可转债。 3、山西汇景企业管理咨询有限公司、刘晋礼 刘晋礼作为山西汇景企业管理咨询有限公司的一致行动人，合计持有公司5%以上 股份，山西汇景企业管理咨询有限公司、刘晋礼确认： （1）本公司/本人将根据公司发行可转换公司债券时的市场情况决定是否参与认购。 （2）若参与认购，在本承诺函出具之日前六个月内，本人/本公司及其一致行动人 不存在减持所持公司股份的情形。 （3）如公司启动本次可转债发行之日距本人/本公司及其一致行动人最近一次减持 公司股票之日在6个月以内的，则本人/本公司及其一致行动人将不参与本次可转债的 发行认购。 （4）若本人/本公司及其一致行动人参与公司本次可转债的发行认购，自本人/本公 司及其一致行动人完成本次可转债认购之日起六个月内，不以任何方式减持本人/本公 司及其一致行动人所持有的公司股票及可转债。 （二）发行人董事、监事及高级管理人员承诺： 1、董事吴君亮、董事会秘书吴茌帏 吴君亮、吴茌帏作为公司董事、高级管理人员确认： （1）本人及本人关系密切的家庭成员将根据公司发行可转换公司债券时的市场情 况决定是否参与认购。 （2）若参与认购，在本承诺函出具之日前六个月内，本人及本人关系密切的家庭 成员不存在减持所持公司股份的情形。 （3）如公司启动本次可转债发行之日距本人及本人关系密切的家庭成员最近一次 减持公司股票之日在6个月以内的，则本人及本人关系密切的家庭成员将不参与本次可 转债的发行认购。 （4）若本人及本人关系密切的家庭成员参与公司本次可转债的发行认购，自本人 及本人关系密切的家庭成员完成本次可转债认购之日起六个月内，不以任何方式减持本 人及本人关系密切的家庭成员所持有的公司股票及可转债。 2、其他董事、监事及高级管理人员 薛云、贾岱、周展、崔雯、于婷、蒋磊、郭桂飞、闫淑慧、王志红作为公司董事、 监事、高级管理人员确认： （未完）  |