(上接53版)
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基本预备费执行“计划[2012]534号”文，按固定资产投资、无形资产费用与递延资产费用之和的8%计取，未计取涨价预备费。
预备费支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（4）建设期利息
本项目原定的投资计划为60%的资金使用银行专项贷款，40%的资金使用公司自有资金，贷款利率为6.55%，据此测算得出建设期利息为618万元。由于公司拟全部使用自有资金及本次非公开发行募集资金投入本项目，因此将不会发生建设期利息支出。
（5）流动资金
本项目按分项详细估算法进行计算的流动资金估算额为145万元。其中30%为铺底流动资金，资金额为43万元。
流动资金支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（三）眉县至陇县天然气输气管道工程
1、募投项目的具体建设内容
本项目输气管道起于眉县首站，管道途经眉县、岐山县、凤翔县、千阳县、陇县最终抵达陇县末站，全长113.78km，设计压力4.0MPa，设计输气规模4.32亿立方米/年。
2、募投项目具体投资数额安排明细，投资数额的测算依据和测算过程，各项投资构成是否属于资本性支出
根据《眉县至陇县输气管道工程可行性研究报告》，眉县至陇县天然气输气管道工程投资构成明细如下：
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投资估算的编制依据主要包括《中国石油天然气集团公司建设项目其他费用和相关费用规定》（中油计[2012]534号、《中国石油天然气集团公司建设项目可行性研究投资估算编制规定》（中油计[2013]429号）、《长距离输送管道工程投资参考指标》（2012年）等，并参考陕西省建筑、安装、市政工程定额及同类工程概算指标。设备及主要材料价格均按现行市场价格。
本工程中建筑工程费用估算采用综合指标法，安装工程费用估算采用工程量法，其他费用采用分项估算法，并按照相关规定进行计算。
其中各分项的投资额明细、测算依据和测算过程及是否属于资本性支出说明如下：
（1）工程费用
单位：万元
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工程费用支出属于资本性支出，将使用募集资金投入。
（2）其他费用
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其他费用支出属于资本性支出，将使用募集资金投入。
（3）预备费
基本预备费执行“计划[2012]534号”文，按固定资产投资、无形资产费用与递延资产费用之和的8%计取，未计取涨价预备费。
预备费支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（4）建设期利息
本项目原定的投资计划为70%的资金使用银行专项贷款，30%的资金使用公司自有资金，贷款利率为5.15%，据此测算得出建设期利息为829万元。由于公司拟全部使用自有资金及本次非公开发行募集资金投入本项目，因此将不会发生建设期利息支出。
（5）流动资金
本项目按分项详细估算法进行计算的流动资金估算额为378万元。其中30%为铺底流动资金，资金额为113万元。
流动资金支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（四）商洛至洛南天然气输气管道工程
1、募投项目的具体建设内容
本项目输气管道起于商洛市雷凤阀室，管道途经商州区最终抵达洛南末站，全长38km，设计压力4.0MPa，设计输气规模2.2亿立方米/年。
2、募投项目具体投资数额安排明细，投资数额的测算依据和测算过程，各项投资构成是否属于资本性支出
根据《商洛至洛南输气管道工程可行性研究报告》，商洛至洛南天然气输气管道工程投资构成明细如下：
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投资估算编制依据主要包括：
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本工程投资估算编制采用工程量法，即按各专业推荐方案工程量，采用现行的指标、定额及设备材料价格对项目投资进行估算。
其中各分项的投资额明细、测算依据和测算过程及是否属于资本性支出说明如下：
（1）工程费用
单位：万元
■
工程费用支出属于资本性支出，将使用募集资金投入。
（2）其他费用
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其他费用支出属于资本性支出，将使用募集资金投入。
（3）预备费
基本预备费执行“计划[2012]534号”文，按固定资产投资、无形资产费用与递延资产费用之和的8%计取，未计取涨价预备费。
预备费支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（4）建设期利息
本项目原定的投资计划为70%的资金使用银行专项贷款，30%的资金使用公司自有资金，贷款利率为5.65%，据此测算得出建设期利息为189万元。由于公司拟全部使用自有资金及本次非公开发行募集资金投入本项目，因此将不会发生建设期利息支出。
（5）流动资金
本项目按分项详细估算法进行计算的流动资金估算额为142万元。其中30%为铺底流动资金，资金额为43万元。
流动资金支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（五）安康至旬阳天然气输气管道工程
1、募投项目的具体建设内容
本项目输气管道起于汉安线安康末站，途经旬阳县最终抵达旬阳末站，全长51.53km，管道设计压力4.0MPa，设计输气规模0.7亿立方米/年。
2、募投项目具体投资数额安排明细，投资数额的测算依据和测算过程，各项投资构成是否属于资本性支出
根据《安康至旬阳天然气输气管道工程可行性研究报告》，安康至旬阳天然气输气管道工程投资构成明细如下：
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投资估算的编制依据主要包括：中国石油天然气集团公司计划［2012］534号《中国石油天然气集团有限公司建设项目其他费用和相关费用规定》、中国石油油计字（2013）429号《中国石油天然气集团有限公司建设项目可行性研究投资估算编制规定》。高压输气管道指标采用中国石油《长距离输送管道工程投资参考指标》。场站工程按同类工程造价指标计算。设备及主要材料价格均按2015年12月厂家报价及市场询价计算。
其中各分项的投资额明细、测算依据和测算过程及是否属于资本性支出说明如下：
（1）工程费用
单位：万元
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工程费用支出属于资本性支出，将使用募集资金投入。
（2）其他费用
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其他费用支出属于资本性支出，将使用募集资金投入。
（3）预备费
基本预备费执行“计划[2012]534号”文，按固定资产投资、无形资产费用与递延资产费用之和的8%计取，未计取涨价预备费。
预备费支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
（4）建设期利息
本项目原定的投资计划为65%的资金使用银行专项贷款，35%的资金使用公司自有资金，贷款利率为4.90%，据此测算得出建设期利息为305万元。由于公司拟全部使用自有资金及本次非公开发行募集资金投入本项目，因此将不会发生建设期利息支出。
（5）流动资金
本项目按分项详细估算法进行计算的流动资金估算额为178万元。其中30%为铺底流动资金，资金额为55万元。
流动资金支出属于非资本性支出，将使用企业自有资金投入。
上述输气管道建设项目及公司近期输气管道项目单公里投资额数据统计如下：
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长输管道建设项目作为大型基础设施工程，其单公里投资额构成十分复杂，受途经地区地理环境、管道管径、设计压力、设计及建设期原材料价格等影响深刻，不同项目之间差异较大。其中，眉陇线单位投资较高，主要是因为该线途经地区为经济较为发达的关中地区，所设场站较多、场站费用占比高；并且预计将来该线所经地区用气量存在增长空间，因此单场站投资规模也高于其它线路。总体来看，公司本次输气管道建设募投项目单公里投资额与近期输气管道项目可比。
二、说明输气管道工程建设项目的募集资金使用和项目建设的进度安排。
（一）汉安线与中贵联络线输气管道工程
1、项目建设的进度
汉安线与中贵联络线输气管道工程的建设进度如下：
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2、募集资金使用的进度
汉安线与中贵联络线输气管道工程的资金使用进度如下：
单位：万元
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（二）商洛至商南天然气输气管道工程
1、项目建设的进度
商洛至商南天然气输气管道工程的建设进度如下：
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2、募集资金使用的进度
商洛至商南天然气输气管道工程的资金使用进度如下：
单位：万元
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（三）眉县至陇县天然气输气管道工程
1、项目建设的进度
眉县至陇县天然气输气管道工程的建设进度如下：
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2、募集资金使用的进度
眉县至陇县天然气输气管道工程的资金使用进度如下：
单位：万元
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（四）商洛至洛南天然气输气管道工程
1、项目建设的进度
商洛至洛南天然气输气管道工程的建设进度如下：
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2、募集资金使用的进度
商洛至洛南天然气输气管道工程的资金使用进度如下：
单位：万元
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（五）安康至旬阳天然气输气管道工程
1、项目建设的进度
安康至旬阳天然气输气管道工程的建设进度如下：
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2、募集资金使用的进度
安康至旬阳天然气输气管道工程的资金使用进度如下：
单位：万元
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三、结合近期国家相关产业政策的变化情况、气源的落实情况、下游的市场竞争情况、客户开发和储备情况，说明本次输气管道工程建设项目的可行性，并结合非公开发行预案显示输气管道工程建设项目难以测算投资收益的情况说明上述募投项目对公司增强持续盈利能力的贡献和相关测算的谨慎性。
（一）本次输气管道工程建设项目的可行性
1、国家政策积极支持天然气产业发展
2012年10月14日，国家发改委发布《天然气利用政策》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号），明确提出优化能源结构、发展低碳经济、促进节能减排、提高人民生活质量，提高天然气在一次能源消费结构中的比重，优化天然气消费结构，提高利用效率。
2014年4月14日，国务院办公厅发布《国务院办公厅转发发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》（国办发[2014]16号），明确提出增加天然气供应。到2020年天然气供应能力达到4,000亿立方米，力争达到4,200亿立方米。
2014年6 月7日，国务院办公厅发布《能源发展战略行动计划（2014-2020）》（国办发[2014]31号），提出大力发展天然气，按照陆地与海域并举、常规与非常规并重的原则，加快常规天然气增储上产，尽快突破非常规天然气发展瓶颈，促进天然气储量产量快速增长。
2016年12月24日，国家发改委发布《石油发展“十三五”规划》、《天然气发展“十三五”规划》，明确提出“十三五”期间，常规天然气新增探明地质储量3万亿立方米，到2020年累计探明地质储量16万亿立方米；新建天然气主干及配套管道4万公里，2020年总里程达到10.4万公里，干线输气能力超过4000亿立方米/年。加快推动天然气市场化改革，健全天然气产业法律法规体系，完善产业政策体系，建立覆盖全行业的天然气监管体制。
2、相关管线气源具备充分保障
天然气长输管网属于网络性资产，公司已建成靖边至西安一、二、三线等33条天然气输气管道，形成了纵贯陕西南北、延伸关中东西两翼、覆盖全省11个市（区）的输气网络，本次募投项目新建的各条输气管道是基于公司原有长输管网的进一步扩展。
公司天然气长输管网的气源为陕北长庆油田、延长石油集团、西气东输二线等；以长庆油田为例，长庆油田天然气年开采量约在300亿立方米左右，天然气自靖边至西安一、二、三线（三条干线合计输气能力135亿立方米/年）进入长输管网，通过各干、支（专、联络）线输送至各分输站，进一步输送至下游城市燃气公司及直供工业用户。
本次输气管道工程建设项目均与公司现有长输管网相连，其中商洛至商南天然气输气管道工程、眉县至陇县天然气输气管道工程、商洛至洛南天然气输气管道工程、安康至旬阳天然气输气管道工程主要利用公司现有气源，具体如下：
商洛至商南天然气输气管道工程通过西安至商洛天然气输气管道（以下简称“西商线”）与长输管网相连，西商线设计输气能力为1.9亿立方米/年；远期还可利用西气东输三线（在建），由商南末站进入本项目管道反输，反输时管道最大输气能力为2.92亿立方米/年。
眉县至陇县天然气输气管道工程通过关中环线与长输管网相连，关中环线眉县分输站设计输气能力6.1亿立方米/年。
商洛至洛南天然气输气管道工程通过西商线与长输管网相连；远期还可利用商洛至商南管道输气工程反输供气，反输时管道最大输气能力为2.92亿立方米/年。
安康至旬阳天然气输气管道工程通过汉中至安康天然气输气管道（以下简称“汉安线”）与长输管网相连，汉安线设计输气能力为6.89亿立方米/年；远期还可利用西康线作为气源。
汉安线与中贵联络线输气管道工程一端通过汉安线与长输管网相连，一端与中石油中卫-贵阳联络线（以下简称“中贵线”）相连；中贵线设计输气规模150亿立方米/年，其上游为中亚天然气管道，最终气源来自土库曼斯坦、哈萨克斯坦。
3、下游市场竞争相对可控、客户开发和储备较为充足
天然气输配行业属于资本密集性行业，投资规模大，项目周期长。发行人作为陕西省内唯一的省属天然气长输管道规划、建设和运营企业，目前建成的管道网络已覆盖陕北、关中、陕南大部分地区，基本形成了覆盖陕西全省并互联互通的完整管网格局。因此在区域市场具备较强的竞争优势，面临的竞争压力相对较小。
发行人的目标市场主要为陕西省内的居民用户及工业、商业等非居民用户。本次输气管道工程建设项目建成后，发行人将增加约488公里长输管道，进一步提升管网覆盖规模。长输管道沿线区域内的居民用户及非居民用户均为发行人潜在客户，客户储备较为充足。
综上，国家产业政策、气源落实情况、市场竞争及客户开发和储备等各方面情况均有利于发行人本次输气管道工程建设项目的实施，相关项目切实可行。
（二）募投项目对公司增强持续盈利能力的贡献和相关测算的谨慎性
天然气长输管网属于网络性资产，本次募投项目新建的各条输气管道是基于公司原有长输管网的进一步扩展，需依赖现有管网及气源运行，难以单独测算其经济效益。但是，本次募投项目通过扩大长输管网的覆盖范围，提升长输管网的利用效率，可增强公司整体的持续盈利能力，具体体现在如下方面：
1、扩大管网覆盖范围，提升整体运行效率
本次募投项目将进一步扩大公司长输管网规模，显著提升陕南地区管网覆盖率，使公司可覆盖更多潜在用户。随着地区能源结构改善，用气量逐步提升，公司输气规模将随之增加，原有管网的利用率亦将得到提升，从而增强公司整体盈利能力。此外，新管线的建成，也为下一步长输管网建设打下基础，有利于“气化陕西”工程的进一步推进。
2、引入新气源，为扩大输气规模、有效应急调峰创造有利条件
本次募投项目将为公司长输管网引入新的气源，其中汉安线与中贵联络线将接入中石油中卫-贵阳联络线，其上游为中亚天然气管道，输气能力达150亿立方米/年。商洛至商南线远期可引入西气东输三线气源（在建），由商南末站进行反输，反输时管道最大输气能力为2.92亿立方米/年。
多气源供气可使公司的气量供应更为充沛，在地区用气量不断增长的背景下，有利于公司进一步扩大输气规模，提升盈利能力。同时，新气源有利于更有效的实施应急调峰，提升管网整体的可靠性。
3、有利于进入沿线城市燃气市场，带动城市燃气业务发展
开拓下游城市燃气市场是公司未来业务发展的重点。随着公司长输管网接入新的区域，公司有机会进入沿线地区的城市燃气市场，以长输管道业务带动城市燃气业务发展，从而提升公司城市燃气业务板块的业务规模和盈利能力。
四、说明本次补充流动资金的测算过程，并说明自本次非公开发行相关董事会决议日前六个月起至今，除本次募集资金投资项目外公司实施或拟实施的重大投资或资产购买的交易内容交易金额，资金来源、交易完成情况或计划完成时间。同时，请申请人说明有无未来三个月进行重大投资或资产购买的计划。请申请人结合上述情况说明公司是否存在变相通过本次募集资金以实施重大投资或资产购买的情形。
（一）补充流动资金的测算过程
1、营运资金需求测算的假设
发行人2014年-2016年的营业收入复合增长率为21.12%。2016年9月陕西省物价局下发《关于降低我省非居民用天然气价格的通知》，规定省天然气公司供各城市燃气企业及直供用户的非居民用气（不包括执行优惠价格的化肥用气）管输价格在现行政府定价基础上每立方米下调0.121元，于2016年10月20日执行。受此影响，预计发行人2017年的营业收入与2016年持平。随着用气量的逐渐上升，保守估计2018年、2019年营业收入增长率均为10%。即未来三年预计发行人的营业收入分别为721,058.41万元、793,164.25万元、872,480.68万元。
发行人未来三年各项经营性流动资产/营业收入、各项经营性流动负债/营业收入的比例与报告期平均数相同。
营运资金=经营性流动资产-经营性流动负债，其中，经营性流动资产包括应收票据、应收账款、预付账款和存货；经营性流动负债包括应付票据、应付账款和预收款项。
营运资金缺口=未来三年预计增长的营运资金需求总额。
2、未来三年营运资金需求及缺口的测算
基于上述对未来三年营业收入的预测，以及报告期内经营性流动资产、经营性流动负债占营业收入的比例，对发行人未来三年营运资金需求额测算具体如下：
单位：万元
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根据上表的测算结果，发行人未来三年流动资金缺口（即新增营运资金占用额）为20,879.75万元。本次非公开发行募集资金用于补充流动资金的金额为20,845万元，未超过流动资金缺口。
（二）本次非公开发行董事会决议日前六个月起至本次反馈意见回复出具日及未来三个月的重大投资或资产购买
1、重大投资或资产购买的确认标准
《上市公司信息披露管理办法》第三十条规定：“发生可能对上市公司证券及其衍生品种交易价格产生较大影响的重大事件，投资者尚未得知时，上市公司应当立即披露，说明事件的起因、目前的状态和可能产生的影响。”
《深圳证券交易所股票上市规则》第9.2条规定如下：
“上市公司发生的交易达到下列标准之一的，应当及时披露：
（一）交易涉及的资产总额占上市公司最近一期经审计总资产的10%以上，该交易涉及的资产总额同时存在账面值和评估值的，以较高者作为计算数据；
（二）交易标的(如股权)在最近一个会计年度相关的营业收入占上市公司最近一个会计年度经审计营业收入的10％以上，且绝对金额超过一千万元；
（三）交易标的(如股权)在最近一个会计年度相关的净利润占上市公司最近一个会计年度经审计净利润的10％以上，且绝对金额超过一百万元；
（四）交易的成交金额（含承担债务和费用）占上市公司最近一期经审计净资产的10％以上，且绝对金额超过一千万元；
（五）交易产生的利润占上市公司最近一个会计年度经审计净利润的10％以上，且绝对金额超过一百万元。
上述指标计算中涉及的数据如为负值，取其绝对值计算。”
根据上述规定，以经希格玛会计师事务所（特殊普通合伙）审计的 2016 年的财务数据为基础，发行人重大投资或资产购买的披露标准如下：
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2、发行人在本次非公开发行董事会决议日前六个月起至本次反馈意见回复出具日的重大投资或资产购买
发行人在2016年11月29日第四届董事会第四次会议审议通过本次非公开发行相关事项。该次董事会决议日前六个月起至本次反馈意见回复出具之日，除本次募集资金投资项目以外，发行人没有通过自有资金和债务融资实施或拟实施的重大投资和资产购买情况。
3、发行人未来三个月的投资计划
发行人拟于未来三个月内实施靖西一、二线与靖西三线联络线输气管道工程，项目总投资81,025万元，拟全部使用自筹资金投资建设。
4、是否存在通过本次募集资金变相实施重大投资或资产购买的情形
综合上述情况，发行人不存在通过本次募集资金补充流动资金变相实施重大投资或资产购买的情形。
此外，发行人出具了《陕西省天然气股份有限公司关于本次非公开发行募集资金不会变相通过本次募集资金补充流动资金以实施其他重大投资的承诺函》，承诺“公司本次发行募集的资金将由公司董事会设立专户存储，并按照相关要求对募集资金实施三方监管。本次非公开发行募集资金用于补充流动资金系为满足公司主业发展的实际需求，公司确保不会变相通过本次募集资金用于补充流动资金以实施重大投资或资产购买”。
五、保荐机构核查意见
保荐机构认为：本次非公开发行募投项目中，工程费用及其他费用属于资本性支出；流动资金（包括铺底流动资金）、预备费属于非资本性支出。发行人拟以募集资金投入的金额仅包括本次募投项目中的工程费用及其他费用，不包括本次募投项目中的流动资金（包括铺底流动资金）、预备费。本次发行募集资金将全部投入项目的资本性支出。发行人所在的行业有国家政策的积极支持；募投项目的气源均已落实、具备充分保障；发行人的管网资产完整、覆盖范围广，具有区域竞争优势；下游客户开发和储备较为充足。本次募投项目建设具有充分的可行性。本次非公开发行相关董事会决议日前六个月至本反馈意见回复出具之日，及未来三个月内，除靖西一、二线与靖西三线联络线输气管道工程（拟通过自筹资金投资建设）以外，公司无其他实施或拟实施的重大投资和资产购买行为或计划。发行人已出具《陕西省天然气股份有限公司关于本次非公开发行募集资金不会变相通过本次募集资金补充流动资金以实施其他重大投资的承诺函》。资金到位后，发行人将严格按照《募集资金管理办法》使用该等资金，不存在变相通过本次募集资金用于补充流动资金以实施重大投资或资产购买的情形。
问题二
报告期内，申请人对陕西液化天然气投资发展有限公司（以下简称“陕西液化”）的销售金额逐年增长。分别为16.44万元、1,685.84万元、20,172.65万元，且双方交易的定价原则为参考成本加成协商定价，与对其他关联方交易定价原则（按陕西省物价局批准的价格执行）不同。
请申请人结合陕西液化的业务模式，说明陕西液化不同业务板块的独立核算情况，申请人与陕西液化关联交易定价的公允性。请保荐机构及会计师核查并发表意见。
回复：
一、陕西液化基本情况
（一）陕西液化基本信息
陕西液化主要承担省内天然气应急储备调峰任务，调峰主要指在采暖季来临前向发行人采购天然气，液化加工为LNG并进行储存，在采暖季用气高峰将LNG气化后反输至发行人，应急指平时具有一定储备量以应对事故状态，具有较强的公用事业属性。根据陕西省发改委2012年1月20日下发的《关于杨凌液化天然气（LNG）应急储备调峰项目核准的批复》（陕发改油气[2012]42号）：“为保障安全供气，进行冬季调峰和事故状态下的应急救援”，同意建设杨凌液化天然气（LNG）应急储备调峰项目（即陕西液化）。此外，陕西液化也利用槽车将LNG销售至天然气管网无法通达的地区，以提高全省气化率。
目前，发行人控股股东燃气集团为陕西液化第二大股东，持股比例为17.64%。
截至本反馈意见回复出具之日，陕西液化基本信息如下：
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陕西液化2015年、2016年及2017年1-6月主要财务数据如下：
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注：2015-2016年财务数据经天健会计师事务所（特殊普通合伙）审计；2017年1-6月财务数据未经审计。
（二）陕西液化成立的背景原因
1、国家产业政策鼓励LNG应急储备调峰设施建设
天然气作为国家战略能源之一，其安全及平稳供应对保障民生及开展社会经济活动具有重要的战略意义。因此，国家近年出台了一系列加强天然气储备应急调峰能力、保障用气安全的政策，具体如下：
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2、陕西省对LNG应急储备调峰设施存在客观需求
（1）陕西省天然气供需不匹配情况较为严重。从需求端来看，陕西省（尤其是关中地区）采暖季天然气需求量大，非采暖季天然气需求量小，而天然气消费结构中，用气相对稳定的工业、化工及发电等非居民用气比例远低于国内平均水平，而居民用气占比较高，导致需求峰谷差在3倍以上，体现为明显的季节不均衡性。从供应端来看，采暖季北方各省普遍天然气供应紧张，气源保障不足，而非采暖季气源充足。因此，陕西省存在周期性的天然气供需不匹配，采暖季天然气缺口问题尤为突出，对储备调峰设施存在客观需求。
（2）天然气的安全及平稳供应至关重要。天然气作为生活及工业生产中的重要能源，安全性及稳定性是其供应的基本要求。天然气长输管道沿途经过复杂地质地貌和人口密集区，自然或人为的灾难均有可能对长输管道的安全平稳供气造成威胁。一旦局部供气中断，将对生产生活造成严重不利影响。因此，天然气储备应急设施建设具有重要意义。
综上，应急储备调峰设施的建设具有必要性。由于该业务公用事业属性较强，经济效益较差，因此不适宜由上市公司独立承担。目前，燃气集团和发行人分别为陕西液化第二大和第三大股东，分别持股17.64%和12.35%。此外，陕西液化开展LNG销售业务，能够部分弥补应急储备调峰业务的亏损。
（三）陕西液化与发行人主营业务存在显著区别
发行人主营业务为天然气长输管道业务及城市燃气业务，是管道天然气的输送商；而陕西液化主营业务为采购管道天然气后生产LNG，用于应急储备调峰及LNG销售，是LNG的生产商。发行人与陕西液化分属产业链不同环节，在主营业务、资产构成、供应商及客户方面均存在显著区别，不存在同业竞争关系。具体如下：
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二、陕西液化不同业务板块的独立核算情况
发行人与陕西液化的关联交易包含两部分内容，一是用于应急储备调峰的LNG加工业务（应急储备调峰业务），陕西液化在非采暖季向发行人采购管道天然气并液化为LNG后储存，并在采暖季将LNG气化后反输至发行人；二是用于储备调峰以外的LNG加工及销售（LNG销售业务），即陕西液化在非采暖季向发行人采购管道天然气并液化为LNG后对外销售。其中，陕西液化应急储备调峰业务的收入为来自发行人的委托加工费，成本为液化加工设备及LNG汽化设备等的折旧、水电等制造费用、直接人工成本等；LNG销售业务的收入为LNG销售收入，成本为原料天然气的采购成本、液化加工设备等的折旧、水电等制造费用、直接人工成本等。
目前陕西液化上述两项业务在收入端实现了独立核算，而在成本端尚未实现独立核算。具体原因如下：
1、陕西液化的应急储备调峰设施与LNG生产设施是合而为一的整体，两种业务使用共同的液化装置、储存装置。因此，两种业务所使用的固定资产难以拆分。
2、两种业务共用LNG生产流程，应急储备调峰气是在LNG基础上经过气化产生。由于调峰主要发生在采暖季用气高峰期，而调峰用LNG的生产需要在更早的时间开始进行，与外销用LNG的生产同步。由于调峰期拟使用的气量难以在LNG生产期提前确定，因此直接人工、制造费用等成本科目难以合理分配归集。
3、陕西液化于2015年开始实质性生产经营，运营期限较短，财务核算工作尚未做到足够细致。
综上，陕西液化目前在成本端采用按成本类型进行核算的方法，而非按业务类型核算。
三、关联交易公允性
陕西液化于2014年开始筹建，当年与发行人发生的关联交易仅限于陕西液化自身的生活用气采购，因此关联交易金额较小，仅16.44万元。2015年陕西液化完成一期工程施工，开始正式生产LNG，其向发行人采购交易的金额增加至1,685.84万元。2016年，随着陕西液化全面展开运营，其向发行人采购交易的金额增加至20,172.65万元。相关交易定价的公允性论述如下：
（一）关联交易的公允性
1、应急储备调峰业务
根据现行天然气行业定价法规体系，天然气液化加工业务不属于政府定价范围，也不存在政府指导价，因此该项业务由企业自主定价。发行人与陕西液化的应急储备调峰业务的定价模式是参考周边LNG加工的市场价格、外购LNG市场价格及西气东输增量供气市场价格，计算委托加工价格并协商定价。其中委托加工价格以陕西西秦金周会计师事务所有限责任公司出具的《陕西省天然气股份有限公司委托陕西液化天然气投资发展有限公司LNG加工成本测算项目报告》的测算作为依据。
2、LNG销售业务
在此项业务中，与一般居民用气客户及非居民用气客户不同，陕西液化采购管道天然气是利用LNG便于运输的特点，将其配送销售至天然气管网无法通达的地区，以提高全省气化率。其业务实质是对天然气的加工再利用，而不是使用消耗天然气。陕西省及省内各地市未将该类业务纳入政府定价范围，也不存在政府指导价，因此该项业务由企业自主定价。
由于陕西液化不属于一般居民用气客户和非居民用气客户，因此发行人与陕西液化的该类交易缺乏市场同类交易参考。发行人在自主定价时，选择参照非居民用气价格进行定价。根据陕西省物价部门发布的省内各地市用气价格信息，管道输送距离为物价部门核定用气价格的核心考虑因素。因此，发行人根据靖西线非居民用气千公里管输费定价，结合陕西液化距西二线高陵分输压气站的长输管道运距96.4公里，以及根据用气量核定的气价执行系数，确定对陕西液化天然气销售价格为1.39元/方。
（二）关联交易履行的审议程序
2014、2015年度，发行人与陕西液化的关联交易金额未达到董事会审议标准。2016年度，发行人对双方的关联交易金额进行了预计并由第三届董事会第三十二次会议、2015年年度股东大会审议通过，独立董事就上述关联交易予以了事前认可并发表了独立意见，认为上述关联交易符合公司正常生产经营的需要，符合有关法律法规及《公司章程》的规定，没有违反公开、公平、公正的原则，不存在损害公司和中小股东利益的行为。
四、保荐机构和会计师核查意见
保荐机构认为：发行人与陕西液化分属产业链不同环节，在主营业务、资产构成、供应商及客户方面均存在显著区别，不存在同业竞争关系。陕西液化对应急储备调峰业务与LNG销售业务的收入进行了独立核算。成本方面，陕西液化从陕天然气采购原料天然气的交易核算规范。陕西液化的业务独立核算情况能保证其与陕天然气关联交易按照双方认可的公允价格进行结算。发行人与陕西液化对于应急储备调峰业务采用成本加成协商定价的方式依据恰当，定价公允；双方对于LNG销售业务的关联交易定价计算方式恰当，定价公允。
会计师认为：发行人与陕西液化分属产业链不同环节，在主营业务、资产构成、供应商及客户方面均存在显著区别，不存在同业竞争关系。陕西液化对应急储备调峰业务与LNG销售业务的收入进行了独立核算。成本方面，陕西液化从陕天然气采购原料天然气的交易核算规范。陕西液化的业务独立核算情况能保证其与陕天然气关联交易按照双方认可的公允价格进行结算。发行人与陕西液化对于应急储备调峰业务采用成本加成协商定价的方式依据恰当，定价公允；双方对于LNG销售业务的关联交易定价计算方式恰当，定价公允。
问题三
申请人2016年度、2017年1季度归属上市股东的扣除非经常性损益的净利润分别同比下降12.40%、35.25%，公司在第一季度报告中预计2017年1-6月归属于上市公司股东的净利润变化幅度为-45%到-25%。
结合最近一年一期业绩下滑的情况，请申请人：（1）分析影响公司经营业绩下滑的主要因素；（2）目前公司经营业绩是否已有改观，影响经营业绩下滑的主要因素是否消除，是否会对公司2017年及以后年度业绩产生重大不利影响；（3）经营业绩的变动情况或其他重大不利变动情况，是否会对本次募投项目产生重大不利影响。请申请人进行充分的风险提示，并做进一步信息披露。请保荐机构和会计师核查并发表意见。
回复：
一、影响公司经营业绩下滑的主要因素
发行人2016年度、2017年1季度、2017年1-6月、2017年1-9月归属上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润分别为50,443.91万元、21,909.99万元、25,031.64万元、25,678.68万元，分别同比下降12.40%、35.25%、34.11%、37.20%。与发行人经营业绩有关的主要财务数据及其变动情况如下：
单位:万元
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报告期内，随着业务规模扩大，发行人营业收入和营业成本均呈上升趋势，但毛利率有所下滑。发行人2016年、2017年1季度、2017年1-6月、2017年1-9月毛利率分别为12.40%、12.95%、10.98%和9.87%，同比分别下降2.85、5.87、4.69和4.19个百分点。发行人主营业务为长输管道业务和城市燃气业务，由于前者的收入及毛利占比均超过90%，因此该业务是影响发行人经营业绩的主要因素。发行人长输管道业务业绩下滑主要受政策因素影响，具体如下：
2015年6月19日，陕西省物价局下发《关于理顺我省天然气价格的通知》（陕价商发[2015]63号），通知规定自2015年6月20日起，非居民用气管输费平均降低10%。
2016年9月22日，陕西省物价局下发《关于降低我省非居民用天然气价格通知》（陕价商发[2016]96号），通知规定自2016年10月20日起，非居民用气（不包括执行优惠价格的化肥用气）管输价格在现行政府定价基础上每立方米下调0.121元。
2017年9月7日，陕西省物价局下发《关于理顺我省非居民用天然气价格通知》（陕价商发[2017]101号），为严格贯彻落实国家天然气增值税税率下调（由13%降为11%）的降价政策，通知规定自2017年9月1日起，非居民用气管输费在现行政府定价基础上每立方米统一降低0.014元，下降幅度为4.38%。
考虑到管道距离及各项配套设施等消耗的成本等因素，陕西省内非居民用气管输费各个城市定价略有不同，以西安市为例，上述三次价格下调具体体现如下表所示：
■
受上述政策影响，公司2016年的毛利同比下降13.66%，归属上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润同比下降12.40%。公司2017年1季度、2017年1-6月、2017年1-9月的毛利同比下降27.61%、25.63%、24.69%，同期归属上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润同比下降35.25%、34.11%、37.20%。
综上所述，2016年度、2017年1季度、2017年1-6月、2017年1-9月公司经营业绩下滑的主要因素是陕西省物价局在2015-2016年对陕西省内非居民用气管输价格的三次下调。
二、目前公司经营业绩是否已有改观，影响经营业绩下滑的主要因素是否消除，是否会对公司2017年及以后年度业绩产生重大不利影响
截至本反馈意见回复出具之日，由于前述影响公司经营业绩的价格调整政策属于持续性政策，因此其影响无法消除，公司经营业绩尚未出现显著改观。
2015年至今，陕西省天然气管输价格多次下调，虽在一定程度上降低了公司的毛利率水平，但也促进了下游用气量的增长。公司2015年、2016年、2017年1-6月、2017年1-9月销售天然气量分别为47.71亿立方米、52.10亿立方米、30.24亿立方米和39.84亿立方米，分别同比增长22.55%、9.20%、10.24%和9.79%。近年来，公司通过大力推动大用户长输管道直供用气、加快“煤改气”市场开拓等措施，不断提升销气量，对冲管输价格下调的不利影响，积极改善公司经营业绩。
从长期来看，天然气作为一种重要的清洁能源，其推广使用得到国家政策的大力支持。国家发改委2017年7月公布《加快推进天然气利用的意见》，明确逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到2020 年天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%。可以预见未来天然气的消费量将长期保持增长态势，具有广阔的发展前景。同时，近年来陕西省积极推进“铁腕治霾”和“煤改气”专项行动，支持推广使用天然气等清洁能源，控制煤炭消费总量。公司未来销气量有望稳步增长，实现经营业绩回升。
综上所述，从短期来看，价格调整政策对公司经营业绩的影响暂时无法消除，公司2017年经营业绩仍面临下滑。但是，从长期来看，随着价格政策趋稳，下游市场用气量在国家政策大力支持和用气成本处于低位的刺激下将不断提升，公司经营业绩预计将出现回升，因此不会对公司未来的经营业绩和持续经营能力造成重大不利影响。
三、经营业绩的变动情况或其他重大不利变动情况，是否会对本次募投项目产生重大不利影响
虽然近几年非居民用气管输价格的下调导致公司短期经营业绩有所下滑，但公司总体仍然保持了较强的盈利能力。上述政策短期内虽可能对募投项目造成一定影响，但从长期来看，随着国家及陕西省内优先发展天然气政策的出台，陕西省内工业化发展和城镇化水平的提高，陕西省下游用气需求不断增加，对公司的管网覆盖范围和天然气输运水平的要求也不断提高。本次募投项目实施后，公司将在现有的3,300公里长输管道的基础上，增加488余公里长输管道，年输气能力从135亿立方米增加到145亿立方米，能够进一步满足未来日益增长的用气需求。同时公司未来经营业绩和持续经营能力亦将有所改善。
综上所述，管输价格下调不会对本次募投项目产生重大不利影响。截至本反馈意见回复出具之日，发行人不存在其他重大不利变动情况对本次募投项目产生重大不利影响。
四、请申请人进行充分的风险提示，并做进一步信息披露
发行人已在《陕西省天然气股份有限公司 2016 年非公开发行 A 股股票预案》、《陕西省天然气股份有限公司 2016 年非公开发行 A 股股票预案（修订稿）》、《陕西省天然气股份有限公司 2016 年非公开发行 A 股股票预案（二次修订稿）》中公开披露的影响经营业绩的相关风险情况如下：
“一、行业风险
（三）政策风险
我国天然气产业主要由国家发改委管理，其他政府部门包括国土资源部门、环保部门、安监部门、住房及城乡建设等部门实行专项管理。扩大天然气利用规模，引导天然气产业有序、健康发展，是促进我国经济结构调整和节能减排的重要举措。近几年，国家和地方政府相继出台多项产业政策及发展规划，如国务院办公厅印发的《发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》及《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、国家发改委发布的《天然气产业利用政策》等均提出调整能源消费结构，促进天然气产销量的快速增长。但若国家关于天然气行业的政策出现较大的变动，将对天然气行业发展和市场需求产生重大影响，从而对公司生产经营产生较大影响。
二、业务与经营风险
（二）天然气价改影响短期效益的风险
公司目前的主营业务主要是天然气长输管道业务，即从上游天然气开发商处购入天然气，通过输气管道输送到省内沿线各城市或大型直供用户处，属于天然气领域的中游。2013年6月，国家发改委出台天然气价格调整方案，正式开启了天然气价格改革。2016年10月12日，国家发改委出台了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，要求跨省长输管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则制定，准许收益率按管道负荷率（实际输气量除以设计输气能力）不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定，为未来管输价格的制定提供了清晰的依据。随后于2016年10月20日，陕西省物价局发布《关于降低我省非居民用天然气价格的通知》，要求非居民用气管输价格在现行政府定价基础上每立方米下调0.121元。2017年9月7日，陕西省物价局发布《陕西省物价局关于理顺我省非居民用天然气价格的通知》，要求非居民用气管输价格在现行政府定价基础上每立方米下调0.014元。
最近三年及一期公司长输管道业务的收入均占报告期的90%以上，管输价格的调整会直接影响公司的收入与盈利情况。虽然公司近几年不断通过拓展城市燃气板块业务优化业务结构，但在短时间内，长输管道业务仍然占据较大比例。此外，天然气价格下调虽可促进用气量上升，但若无法弥补气价下调影响，公司仍可能面临收入和盈利下滑的风险。
（三）油气管网设施公平开放或面临下游用户流失风险
随着国家能源局《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》及《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》等相关文件的出台，要求油气管网设施运营企业在有剩余能力的情况下，应向第三方市场主体平等开放管网设施，提供输送、储存、气化、液化和压缩等服务，提高管网设施利用效率，保障油气安全稳定供应。
管网的公平开放可促进管道的互联互通，有效减少用气企业中间环节，随着行业进入壁垒的降低、资本的多元化、产品与服务的同质化、替代品的丰富化，市场竞争格局将更加激烈。部分燃气企业可直接与国家级过境管网对接，公司或将面临下游用户流失，存在因下游用户直接从上游用户采购天然气导致收入与盈利情况下滑的风险。”
发行人已在《陕西省天然气股份有限公司2017年半年度报告》中公开披露的影响经营业绩的相关风险情况如下：
“2. 天然气价格改革政策
公司主营业务为天然气长输管道业务，即从上游购入天然气，通过长输管道输送至用户并收取管输费。2016年10月12日，国家发改委出台了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，对跨省长输管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则制定，准许收益率按管道负荷率（实际输气量除以设计输气能力）不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定，同时要求各省参照国家办法结合自身实际出台省内长输管道价格管理办法，据了解，陕西省自建长输管道负荷率在全国同类省属长输管道运营企业中排名前列，但仍存在受管道负荷率影响导致公司管输费进一步下调的可能性。
目前，陕西省正在大力推动“铁腕治霾”、工业“稳增长、促投资”、“煤改气”及新增用户市场前景广阔，我公司将紧抓“铁腕治霾”市场机遇，通过大力推动大用户长输管道直供用气、加快“煤改气”市场开拓等措施，不断提升公司负荷率，确保公司经营业绩稳步增长。
3. 管网公平开放或面临下游用户流失风险
随着国家能源局《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》及《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》等相关文件的出台，要求油气管网设施运营企业在有剩余能力的情况下，应向第三方市场主体平等开放管网设施，提供输送、储存、气化、液化和压缩等服务，提高管网设施利用效率，保障油气安全稳定供应。管网的公平开放可促进管道的互联互通，有效减少用气企业中间环节，随着行业进入壁垒的降低、资本的多元化、产品与服务的同质化、替代品的丰富化，将会形成更加激烈的市场竞争格局，部分燃气企业直接与国家级过境管网对接，公司或将面临用户流失等风险，给公司未来的业务发展带来一定的挑战。
对此，公司积极对接上中下游企业，不断优化管网设施，避免管网重复建设和投资浪费。充分利用我省管网设施剩余输配能力，向省际之间、省内各资源单位以及各类燃气用户开放，提供天然气输送、储存、气化、液化、压缩等服务，提升我省长输管网利用效率。同时，加快推进下游城市燃气板块并购重组步伐，实现长输管网和城市燃气协调发展。”
发行人已在临时公告《陕西省天然气股份有限公司关于陕西省调整非居民天然气价格的公告》（公告编号：2016-049）中公开披露陕西省物价局下发的《关于降低我省非居民用天然气价格通知》（陕价商发〔2016〕96号），并作出如下风险提示：
(下转55版)
