黄土煤矿采矿权评估报告书

发布时间：2024-11-08

黄土煤矿采矿权评估报告书

【内容提要】

黄土煤矿为国家出资勘查形成的矿产地，根据省人民政府国有资产监督管

理委员会企业改制批复，拟将黄土煤矿采矿权划转变更为黄土煤矿有限责任公

司。根据现行矿产资源法律法规规定，变更矿业权之前需对该矿权采矿权进行

评估，向国家交纳采矿权价款。黄土煤矿为生产矿山，主矿种为煤。采矿权人

提交了矿产资源储量报告并已经评审备案，资源储量总计6351.12万吨，其中

(111b)4223.79万吨，(2m22)96.57万吨，(2s11)138.51万吨，(2s22)1892.25

万吨。勘查类型为二类一型，开采技术条件复杂类型为中等。评估机构受矿业

权人书面委托开展评估工作，为评估需要，评估机构收集资料，核查现场，依

据资源条件选择了评估方法——收益法，矿山生产规模90万吨/年，开采方式

为井工，产品方案为原煤，评估计算年限18.83年, 黄土煤矿采矿权评估价值

为10217.40万元人民币元。

黄土煤矿采矿权评估报告书

北京评报字（2006）第560号

北京矿业权评估有限责任公司接受黄土煤矿的委托，根据国家有关采矿权评估的规定，本着客观、独立、公正、科学的原则，按照公认的采矿权评估方法，对将黄土煤矿采矿权划转变更为黄土煤矿有限责任公司所涉及的“黄土煤矿采矿权”进行了评估。本公司评估人员按照必要的评估程序对委托评估的黄土煤矿采矿权进行了市场调查与询证，对委托评估的黄土煤矿采矿权在2006年7月31日所表现的市场价值进行了估算。现将采矿权评估情况及评估结果报告如下：

1、评估机构

（略）

2、评估委托方及采矿权人

评估委托方及采矿权人：黄土煤矿。

住所：黄土市；

经营范围：煤炭开采、销售。

黄土煤矿1964年1月开始建设，1973年12月交付投产，设计生产能力45万吨/年，2005年核定生产能力90万吨/年。现有3个采煤区队、5个掘进区队和10个生产辅助单位，目前在册职工5000人。矿井开拓方式：立井、多水平，主要贯穿石门，采区上下山开拓。矿井提升及运输：采用主井提升，水平大巷10吨架线电机车，一吨矿车运输，采区上下山以皮带运输为主。采煤方法及顶板管理：主要采用单一及倾斜分层走向长壁采煤法，后退式开采，全部垮落法管理顶板。主要生产水平：一水平-120米水平现已基本结束；二水平-280米水平（现生产水平）；三水平-480米水平，即矿井延深水平，现正在开拓施工。

3、评估目的

根据省人民政府国有资产监督管理委员会企业改制批复，拟将黄土煤矿采矿权划转变更为黄土煤矿有限责任公司，该煤矿为国家出资勘查形成的矿产地，按照国家有关规定，需对黄土煤矿采矿权价值进行评估，本次评估即是为实现上述目的而向评估委托人提供在本评估报告中所述各种条件下和评估基准日时点上“黄土煤矿采矿权”公平、合理的价值参考意见。

4、评估对象和范围

本项目评估对象为：黄土煤矿采矿权。

黄土煤矿采矿许可证号：8500000420003；开采矿种：煤；开采方式：地下开采；生产规模：90.00万吨/年；矿区面积：9.852平方千米；有效期限：壹拾年，自2003年5月至2013年5月；矿区范围拐点坐标（略）

5、评估基准日

根据评估涉及行为及评估目的的实现，本项目评估确定的评估基准日为2006年7月31日。在本评估报告中所采用的一切取费标准均为2006年7月31日的有效时点价格标准。

6、评估依据

（略）

7、评估原则

（略）

8、评估过程

评估工作自2006年7月10日开始到2006年9月30日结束。

8.1 2006年7月10日－8月20日接受委托，协商有关事宜；组成评估小组，制定评估方案，确定评估方法，选择合理的评估参数；评估人员搜集、整理有关资料；

8.2 2006年8月21日－2006年9月30日评估人员按照既定的评估方法进行具体的评定估算，撰写并提交采矿权评估报告书初稿，并与委托方交换意见，最终提交正式采矿权评估报告书。

9、采矿权概况

9.1 位置与交通及自然经济地理概况

9.1.1位置与交通

（略）

9.1.2自然地理、经济概况

（略）

9.2地质工作概况

（略）

9.3矿区地质特征

9.3.1地层

黄土煤田属华北地台的一个组成部分。本井田地层包括寒武系、奥陶系（O）、石炭系本溪组、石炭系太原组、二叠系山西组、二叠系下石盒子组、二叠系上石盒子组、第四系。

9.3.2构造

井田地质条件为Ⅱ～ⅡaⅠdⅢ型，属二类矿井。

褶曲轴部小断层及裂隙发育，且走向与褶曲轴迹线大致平行或成小角度斜交，地应力较大。

本井田构造复杂程度属中等。东部断层纵横切割，构造较复杂；西部构造相对较简单。井田的构造组合特征是：小断层、小褶皱受大中型构造的控制，而大中型构造又受区域构造的控制。

9.4 矿产资源概况

9.4.1含煤地层及含煤性

井田含煤地层为石炭二迭系。山西组与太原组为上、下两个含煤组，总厚度248.70米。含煤15层，含煤系数为7.52%，可采及局部可采煤层有山西组的1、3煤层和太原组的6、7、8、9、102、11煤层共8层，煤层总厚13.89米。其中1、6、7、11煤层为薄煤层，8、9、102煤层为中厚煤层，3层为厚煤层。除1煤层较稳定，6、11煤层极不稳定外，其它煤层皆为稳定煤层。

9.4.2可采煤层及局部可采煤层

1煤层：厚0.64～1.41米，一般厚0.80～1.10米，平均0.94米，属较稳定薄煤层，结构简单，不含夹矸。经钻孔和生产揭露，煤层局部变薄，在0.70～0.60米之间。在井田的东深部，东补59钻孔与东补99钻孔煤层尖灭，形成局部无煤区。直接顶为粉砂岩，节理发育，局部受古河流冲刷。粉砂岩变薄尖灭，致使老顶中砂岩或细砂岩与煤层直接接触。底板为泥质胶结粉砂岩，其上部为薄层粘土岩。下距3煤层19.22米。

3煤层: 厚3.59～7.40米，平均5.42米，属稳定厚煤层，结构较复杂，含夹矸一～四。煤层上部含一层0.02米的黄铁矿化粉砂岩夹矸，赋存稳定，下部普遍有一层0.07～2.61米的粘土岩或粉砂岩夹矸。直接顶为粉砂岩，节理发育。局部受古河流冲刷，粉砂岩变薄尖灭，

致使老顶中砂岩和细砂岩互层与煤层直接接触。底板为粉砂岩，上部为薄层粘土岩。下距6煤层129.38米。

6煤层：厚0～0.85米，平均0.51米，属极不稳定薄煤层，结构简单，不含夹矸，厚度变化无规律，仅个别钻孔达到可采厚度。顶板为第二层石灰岩，简称二灰。底板为砂岩粉砂岩互层，局部为细砂岩或中砂岩。下距7煤层10.40米。

7煤层：厚0.83～1.59米，平均1.18米，属稳定薄煤层。结构简单，在煤层中部含有一层厚0.05～0.29米的泥岩夹矸，赋存稳定。伪顶为炭质页岩，易垮落，强度低；直接顶为粉砂岩，质细、性脆，节理发育，强度较低。底板为互层或细砂岩，强度较低。局部粉砂岩与煤层直接接触。下距8煤层32.56米。

8煤层：厚1.03～2.44米，平均1.78米，属稳定中厚煤层。结构简单，在煤层上部含一层炭质细砂岩或粉砂岩夹矸，赋存较稳定。直接顶为第四层石灰岩简称四灰，坚硬，裂隙发育。四灰底部层理呈透镜状，层理面夹有煤线及泥岩，构成复合顶板即二合顶，大面积悬露易冒落。底板为细砂岩或中砂岩，其顶部为薄层粘土岩；局部底板为粉砂岩。下距9煤层13.57米。

9煤层：厚0.88～2.24米，平均1.36米，属稳定中厚煤层。结构简单，局部地段煤层中部含有一层不连续的炭质粉砂岩夹矸，厚0.05～0.34米。直接顶为深灰色粉砂岩，质细、性脆，节理发育，强度较低。局部煤层顶板为泥质灰岩；底板为粉砂岩，强度较低。下距102煤层2.48米。

102煤层：厚0.90～2.50米，平均1.96米，属稳定中厚煤层，结构简单，局部煤层含一～二层粘土岩夹矸，夹矸分布无规律。直接顶为薄层煤即（101煤层，厚0～0.83米）、粘土岩构成的复合顶，层理、节理发育，易破碎，强度低。底板为灰白色粘土岩，塑性强，遇水易软化膨胀，强度低。下距11煤层8.86米。

11煤层：厚0.35～1.14米，平均0.74米，属极不稳定薄煤层，结构简单，一般不含夹矸。顶板为石灰岩或泥灰岩简称无名灰，局部为粘土岩或粉砂岩。底板为粉砂岩或粘土岩。

9.4.3煤质

黄土井田山西组煤层的煤岩类型以半暗型煤为主；太原组各煤层以半亮型煤为主。煤类：1、3、6、7、11煤层为气煤；8、9、102煤层为肥煤。

煤的可选性等级为中等可选。

煤的灰分产率5.05～38.46%，平均灰分7煤层最高，为37.5%；1煤层最低，为14.51%。发热量19.48～30.68MJ/kg，平均发热量1煤层最高，为29.54MJ/kg，7煤层最低，为19.51MJ/kg。

挥发分34.95～46.21%，平均挥发分以9煤层最高，为29.54%，3煤层最低，为37.34%。煤的有害成分有硫和磷，全硫量平均0.62（3层）～3.32%（8层），山西组煤以低硫分煤为主，太原组煤以高硫分煤为主。磷含量较低，对煤的利用影响不大。

9.5 水文地质概况

（略）

矿井水文地质类型为复杂类型。

9.6 矿床开采技术条件

9.6.1 工程地质条件

工程地质条件复杂类型为中等类型。

9.6.2其他开采技术条件

瓦斯：本井田属于低瓦斯、高二氧化碳矿井。

煤尘：各煤层煤尘均具有爆炸性。

煤的自燃：井田内1、7、8煤层无自燃倾向。3、9、102煤层有自燃发火倾向，其自燃发火期为6～12月。

地温：属地温正常区。

10、矿山开发利用现状

黄土煤矿1964年1月开始建设，1973年12月交付投产，设计生产能力45万吨/年，矿井投产后，产量呈历年增长趋势，历经多次矿井生产能力核定：1980年核定能力60万吨/年，1997年核定能力70万吨/年，2005年核定生产能力90万吨/年。矿井共有立井三座，分别为：-120米水平副井，-120米水平主井，-280米水平新副井。主要生产水平：一水平-120米水平现已基本结束；二水平-280米水平（现生产水平）；三水平-480米水平，即矿井延深水平，现正在开拓施工。矿井开拓方式：立井、多水平，主要贯穿石门，采区上下山开拓。矿井提升及运输：采用主井提升，水平大巷10吨架线电机车，一吨矿车运输，采区上下山以皮带运输为主。采煤方法及顶板管理：主要采用单一及倾斜分层走向长壁采煤法，后退式开采，全部垮落法管理顶板。

11、评估方法

黄土煤矿为正常生产矿山，其财务资料核算完整。根据本次评估目的和采矿权的具体特点，委托评估的采矿权具有一定规模、具有独立获利能力并能被测算，其未来的收益及承担的风险能用货币计量，其资源储量核实报告已核准备案，资源开发利用主要技术经济参数可参照矿山的实际数据确定。因此，评估认为本采矿权的地质研究程度较高，资料基本齐全、可靠，基本达到采用收益法评估的要求，根据《探矿权采矿权评估管理暂行办法》和《矿业权评估收益途径评估方法修改方案》的有关规定，本次评估确定采用收益法。其计算公式为：

WP Wai

i 111 ri 1

式中：Wp —采矿权评估价值；

Wai—年净利润（净利润=销售收入—总成本费用—销售税金及附加

—企业所得税）

r—折现率；

i —年序号（i=1,2,3, ,n）；

n—计算年限。

12、主要技术参数

本项目评估采用的技术经济指标和参数主要参考《黄土煤矿资源储量核实报告》、“《黄土煤矿资源储量核实报告》矿产资源储量评审备案证明”，黄土煤矿提供的2003年～2006年7月企业财务报表和评估人员掌握的其他资料确定，

12.1保有资源储量

依据《煤、泥炭地质勘查规范》(DZ/T0215－2002)、《固体矿产地质勘查规范总则》(GB/T13908－2002)和《固体矿产资源/储量分类》(GB/T17766-1999)，黄土煤矿勘探类型总体属二类一型，《黄土煤矿资源储量核实报告》采用地质块段法估算资源储量，计算方法正

确，块段划分和参数确定基本合理，计算结果较准确，符合有关规范要求，并通过了管理部门的评审备案。

根据《黄土煤矿资源储量核实报告》和“《黄土煤矿资源储量核实报告》矿产资源储量评审备案证明”，截止2006年6月底黄土煤矿保有资源储量总计为6351.12万吨，其中

探明的（可研）经济基础储量（111b）4223.79万吨，

控制的边际经济基础储量（2M22）96.57万吨，

探明的（可研）次边际经济资源量（2S11）138.51万吨，

控制的次边际经济资源量（2S22）1892.25万吨。

其中：(111b) 4223.79万吨包括正常块段1933.74万吨、村庄压煤1438.02万吨以及可回收的工广、风井煤柱852.03万吨；

（2M22）为受水威胁、但通过采取防治水措施后可以回收利用的8、9、102煤层-550米等高线以下块段；

(2S11)及(2S22)为断层煤柱、边界煤柱等永久煤柱资源量，以及受水威胁的采取各种防治水措施后仍不能开采或开采不经济的块段资源量、厚度0.60～0.69米的薄煤层（6煤层）资源量。

根据黄土煤矿提供的资料，自储量评审基准日2006年6月底至评估基准日2006年7月底共动用资源储量(111b)6.93万吨。

则截止2006年7月31日，黄土煤矿保有储量（111b+2M22＋2S11＋2S22）6344.19 万吨，其中（111b）正常区段1926.81万吨（1933.74-6.93）、村庄压煤1438.02万吨，工广及风井煤柱852.03万吨，受水威胁但通过采取防治水措施后可以回收利用的块段（2M22）96.57万吨，断层煤柱、边界煤柱等永久煤柱以及受水威胁不能开采或开采不经济的块段和薄煤层资源量（2S11）138.51万吨、(2S22) 1892.25万吨。

12.2评估利用资源储量

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，黄土煤矿（111b）全部参与评估计算；（2M22）为受水威胁但通过采取防治水措施后可以回收利用的8、9、102煤层-550米等高线以下块段，本次评估全部参与评估计算；(2S11)、 (2S22)为断层煤柱、边界煤柱等永久煤柱以及受水威胁不能开采或开采不经济的块段和薄煤层资源量，在现行技术经济和政策条件下不能开采利用，生产实际也未利用，因此不参与评估利用的资源储量计算。则评估利用的资源储量为：

评估利用的资源储量＝评估利用的资源储量＝∑(参与评估计算的基础储量

+参与评估计算的资源量×该级别资源量的可信度系数)

＝探明的（可研）经济基础储量（111b）

＋控制的边际经济基础储量(2M22)

＝1926.81+1438.02+852.03+96.57

＝4313.43（万吨）

则本项目评估利用的黄土煤矿资源储量为4313.43万吨。

12.3采区回采率

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》以及《煤炭工业矿井设计规范》GB50215—2005和《煤矿安全规程》，煤炭矿井的采区回采率按下列规定确定：

厚煤层（大于3.5米）不应小于75%；

中厚煤层（1.3～3.5米）不应小于80%；

薄煤层（小于1.3米）不应小于85%。

黄土煤矿1煤层、7煤层平均厚度分别为0.94米、1.18米，为薄煤层，1、7煤层正常块段采区回采率取值为85%；8煤层、9煤层、102煤层平均厚度分别为1.78米、1.36米、

1.96米，为中厚煤层，8、9、102煤层正常块段采区回采率取值为80%；3煤层平均厚度为

5.42米，为厚煤层，3煤层正常块段采区回采率取值为75%。

依据《黄土煤矿资源储量核实报告》，黄土煤矿村庄压煤、工业广场和风井煤柱采区回采率为40%。

12.4可采储量

可采储量计算公式：

可采储量＝评估利用资源储量-设计损失量-开采损失量

＝（评估利用资源储量－设计损失量）×采区回采率

本项目评估利用的资源储量为4313.43万吨。

根据《黄土煤矿资源储量核实报告》，(2S11)及(2S22)为断层、边界等永久煤柱，以及受水威胁不能开采或开采不经济的块段及薄煤层。永久煤柱设计损失量为(2S11)、(2S22)的一部分，由于(2S11)、(2S22)未参与评估利用的资源储量计算，即设计损失量为0。

黄土煤矿评估利用可采储量计算见下表：

黄土煤矿评估利用可采储量计算表

单位：万吨

则截止评估基准日2006年7月31日，黄土煤矿评估利用可采储量为2541.38万吨（101.15+347.80+294.02+550.91+478.22+769.28）。

【评述】

①由于该煤矿有多个可采煤层，各煤层的平均厚度各不相同，因此在计算评估利用可采

储量时，只要有可能，就应分别计算各煤层的可采储量；

②在计算可采储量时，确定“三下”压煤部分的采区回采率时，原则上要依据相关部门的有关批复。

12.5采煤工艺

矿井共有立井三座，分别为：-120米水平副井，-120米水平主井，-280米水平新副井。主要生产水平：一水平-120米水平现已基本结束；二水平-280米水平（现生产水平）；三水平-480米水平，即矿井延深水平，现正在开拓施工。矿井开拓方式：立井、多水平，主要贯穿石门，采区上下山开拓。矿井提升及运输：采用主井提升，水平大巷10吨架线电机车，一吨矿车运输，采区上下山以皮带运输为主。采煤方法及顶板管理：主要采用单一及倾斜分层走向长壁采煤法，后退式开采，全部垮落法管理顶板。

12.6产品方案

黄土煤矿产品为原煤，可用作动力用煤。则本项目评估采用的产品方案为原煤。 12.7生产规模

黄土煤矿采矿许可证载明生产规模为90万吨/年。根据矿产储量规模、矿山生产规模与矿山服务年限相匹配的原则，本项目评估确定其生产能力为年产原煤90万吨。

12.8 矿山服务年限

12.8.1 矿山合理服务年限根据下列公式计算： Q

T K A

式中：T—矿山服务年限

Q—矿山可采储量

K—储量备用系数

A—矿山生产规模

12.8.2 式中参数选取及计算结果

可采储量为2541.38万吨；矿山生产规模为90万吨/年。

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，矿井开采储量备用系数取值范围为1.3～1.5。黄土煤矿地质构造条件中等，开采技术条件复杂（水文地质条件复杂、工程地质条件中等），综合考虑受水威胁但通过采取防治水措施后回收利用8、9、102煤层-550米等高线以下块段因素，本次评估采用的储量备用系数取

1.5。

由上式计算：

T 2541.38 18.83(年) 90 1.5

矿山合理服务年限T为18.83年（约18年10月）。评估计算期即自2006年8月至2025年5月底。

13、主要经济参数

【评述】在采用收益法时，应特别重视区分和甄别企业所提供资料的真实性、可靠性、完整性，要重视应用采矿权评估原则和规范对企业提供的资料进行研究分析，要注意矿山实际生产统计数据与行业平均技术、管理水平的比较利用。如果矿山企业的实际生产技术和经济参数明显低于行业平均技术和管理水平的，采矿权评估不能采用本矿山企业的技术经济参

数采用收益法评估，而应采用代表设定的生产力水平的技术经济参数采用现金流量法评估。

13.1固定资产投资

依据黄土煤矿2006年7月财务资料，截止评估基准日2006年7月31日黄土煤矿生产用固定资产账面原值23268.86万元，其中

井巷工程（矿井建筑物）6325.49万元、

房屋2101.30万元、

地面建筑物1461.21万元、

生产设备（动力设备、传导设备、生产设备）12032.01万元、

运输设备714.78万元、

工具仪器及生产管理用具634.08万元；

生产用固定资产净值12676.62万元，其中

井巷工程（矿井建筑物）4452.53万元、

房屋1138.18万元、

地面建筑物171.00万元、

生产设备（动力设备、传导设备、生产设备）6230.60万元、

运输设备339.55万元、

工具仪器及生产管理用具344.76万元；

黄土煤矿财务报表反映的评估基准日生产用在建工程帐面值1055.72万元，其中：在建工程－井巷工程998.47万元，在建工程－生产设备57.25万元。

固定资产账面原值及在建工程账面值合计24324.58万元，固定资产账面净值及在建工程账面值合计13732.34万元。

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，本次评估根据黄土煤矿固定资产原值、净值及在建工程账面值确定固定资产投资合计为原值24324.58万元，净值13732.34万元（详见附表六，黄土煤矿采矿权评估固定资产投资估算表）。

13.2流动资金

采用扩大指标估算法。

依据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，流动资金估算可按固定资产资金率进行估算。煤矿企业固定资产资金率为15～20%。本项目评估采用的固定资产资金率为20%。

流动资金=13732.34万元×20%=2746.47万元。

13.3销售收入

13.3.1 计算公式

年销售收入=年产原煤量×原煤销售价格

13.3.2产品产量计量指标

本项目评估采用的生产能力为90万吨/年。

13.3.3产品销售价格

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，矿业权评估中，对服务年限较长的大中型矿山，原则上以评估基准日前的三个年度内的价格平均值或回归分析后合理预测确定评估计算中的价格参数。

依据黄土煤矿会计报表中的主营业务表（销售），评估人员认为2003年至2006年7月的原煤外销销售价格平均值可以综合反映黄土煤矿资源赋存条件（各煤层可采储量及煤质条件）的当地原煤公平市场价格，因此本次评估销售价格据此确定原煤销售价格。

黄土煤矿原煤产品大部分外销。原煤外销价格反映了产品公开销售市场价格水平。根据黄土煤矿财务报表(主营业务表)，黄土煤矿2003年全年外销（社会用）原煤682436吨，外销收入140813190。00元，平均外销价206.34元/吨（不含增值税价）；2004年全年外销(社会用)原煤374706吨，外销收入100542374.70元，平均外销价268.32元/吨（不含增值税价）；2005年外销(社会用)原煤322335吨，外销收入111651337.40元，平均外销价346.38元/吨（不含增值税价）；2006年1～7月外销(社会用)原煤128596吨，外销收入36790269.85元，平均外销价286.09元/吨（不含增值税价）；2003年～2006年7月加权平均外销价258.47元/吨。本次评估原煤销售价格按2003年～2006年7月平均外销价格确定为258.47元/吨。

13.3.4 年销售收入计算

正常生产年销售收入＝产品产量×销售价格

＝90万吨×258.47元/吨

＝23262.30万元

（详见附表二黄土煤矿采矿权评估企业所得税估算表）。

13.4总成本费用

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，正常生产矿山的矿业权评估成本费用的取值可依据选取企业的会计报表中的实际成本参数确定。因此本项目评估采用总成本费用的选取依据黄土煤矿2005年—2006年7月财务报表提供的实际成本指标及采矿权评估有关规定确定。详见下表：

单位：元/吨原煤

13.4.1外购原材料及辅助材料费：黄土煤矿2005年单位原煤外购原材料及辅助材料费为35.99元/吨；2006年1～7月单位原煤外购原材料及辅助材料费为31.95元/吨；根据黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤外购原材料及辅助材料费34.56元/吨，则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤外购原材料及辅助材料费为34.56元/吨。

13.4.2外购燃料动力费：黄土煤矿2005年单位原煤外购燃料动力费为11.78元/吨；2006年1～7月单位原煤外购燃料动力费为12.64元/吨；根据黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤外购燃料动力费12.08元/吨，则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤外购燃料动力费为12.08元/吨，。

13.4.3 工资及福利费：黄土煤矿2005年单位原煤工资为52.12元/吨；2006年1～7月单位原煤工资为35.15元/吨；黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤工资46.12元/吨，确定黄土煤矿单位原煤工资为46.12元/吨。2005年单位原煤福利费为7.30元/吨；2006年1～7月单位原煤福利费为4.92元/吨；黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤福利费6.46元/吨。则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤工资及福利费为52.58元/吨。

13.4.4 折旧费：根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》要求，本项目评估根据固定资产投资中房屋建筑物、机器设备原值重新计算折旧。房屋建筑物、机器设备分别依20年、8年进行折旧，残值率为3％。单位折旧费为18.02元/吨。

13.4.5 维简费：

根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，维简费应按财税制度及国家的有关规定提取，并全额纳入总成本费用中。

根据财政部等财建[2004]119号《关于印发<煤炭生产安全费用提取和使用管理办法>和<关于规范煤矿维简费管理问题的若干规定>的通知》，黄土煤矿维简费提取标准为吨煤8.50元（含2.5元/吨井巷工程基金），本次评估据此扣除2.5元/吨井巷工程基金后确定维简费为6.00元/吨，折旧性质维简费及更新性质的维简费各占50%，即更新性质的维简费3.00（6.00÷50%）元/吨列入经营成本。

13.4.6井巷工程基金：根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，井巷工程基金应按财税制度及国家的有关规定提取，并全额纳入总成本费用中。

根据财政部等财建[2004]119号《关于印发<煤炭生产安全费用提取和使用管理办法>和<关于规范煤矿维简费管理问题的若干规定>的通知》，黄土煤矿维简费提取标准为吨煤8.50元（含2.5元/吨井巷工程基金），本次评估确定黄土煤矿单位原煤井巷工程基金为2.50元/吨，。

13.4.7 安全生产费用: 根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》，安全生产费应按财税制度及国家的有关规定提取，并全额纳入总成本费用中。

根据财政部等财建[2005]168号“关于调整煤炭生产安全费用提取标准加强煤炭生产安

全费用使用管理与监督的通知”，大中型煤矿涌水量大的矿井安全费用提取标准为吨煤不低于8元，黄土煤矿为水文地质复杂矿井，其安全生产费用计提标准为8元/吨，本次评估确定单位原煤安全生产费用为8元/吨。

13.4.8 修理费：黄土煤矿2005年单位原煤修理费为7.47元/吨；2006年1～7月单位原煤修理费为6.97元/吨；黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤修理费7.29元/吨，则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤修理费为7.29元/吨。

13.4.9地面塌陷补偿费：黄土煤矿2005年单位原煤地面塌陷补偿费为5.32元/吨；2006年1～7月单位原煤地面塌陷补偿费为4.98元/吨；黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤地面塌陷补偿费5.20元/吨，则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤地面塌陷补偿费为

5.20元/吨。

13.4.10 煤矿发展费

根据省财政厅、省人民政府国有资产监督管理委员会、省煤炭工业局《关于省属重点煤炭企业建立煤矿发展专项基金的通知》，按照吨煤5元的标准提取煤矿发展专项基金，煤矿发展专项基金专项用于省属重点煤炭企业主辅分离辅业改制、分离办社会职能、解决历史拖欠、弥补资源枯竭矿井破产等费用资金缺口以及新矿井建设等方面，因该提取的费用与评估对象正常生产无关，本次评估不考虑该项费用提取。

【评述】由于《关于省属重点煤炭企业建立煤矿发展专项基金的通知》由矿山企业所在省制定、发布，只在该省实施而未能获得中国人民共和国财政部的批准（或备案），所以，采矿权评估时不采用未获财政部批复或备案的类似地方性规定。

13.4.11其他支出：包括办公费、保险费、排污费、试验检验费、差旅费、劳动保护费、造林育林费等其他制造费用。黄土煤矿2005年单位原煤其他支出为14.84元/吨；2006年1～7月单位原煤其他支出为15.14元/吨；黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤其他支出14.95元/吨，则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤其他支出为14.95元/吨。

13.4.12管理费用（包括劳动保险）：根据《矿业权评估指南》（2006年修订）—《矿业权评估收益途径评估方法和参数》及采矿权评估相关规定，除后续地质勘查投资可进行摊销外，评估中不考虑其他无形资产和其他资产的摊销费以及上交上级单位的管理费。

黄土煤矿2005年单位原煤劳动保险费为28.75元/吨；2006年1～7月单位原煤劳动保险费为30.84元/吨；黄土煤矿2005年～2006年7月加权平均单位原煤劳动保险费29.49元/吨，则评估采用黄土煤矿单位原煤劳动保险费为29.49元/吨。

黄土煤矿2005年单位原煤管理费用为45.64元/吨；2006年1～7月单位原煤管理费用为52.83元/吨。按2005年～2006年7月原煤产量计算，加权平均单位原煤管理费用为48.19元/吨（折旧费1.12元/吨、矿产资源补偿费2.19元/吨、上级管理费10.00元/吨、其他管理费用34.87元/吨）。根据1994年2月27日国务院令第150号发布《矿产资源补偿费征收管理规定》，矿产资源补偿费费率为销售收入的1%，重新计算单位矿产资源补偿费为2.58元/吨。本次评估扣除折旧费、摊销费、上级管理费，重新计算矿产资源补偿费后确定黄土煤矿单位原煤管理费用为37.45元/吨（34.87+2.58）。

则本次评估采用的黄土煤矿单位原煤管理费用(含劳动保险)为66.95元/吨。

13.4.13 营业费用：根据黄土煤矿主营业务表及营业费用明细表，2005年单位原煤营业费用为4.18元/吨；2006年1～7月单位原煤营业费用为2.69元/吨。2005年～2006年7月加权平均外销单位原煤营业费用3.76元/吨。则本次采用的黄土煤矿单位原煤营业费用为3.76元/吨。。

13.4.14财务费用：本项目评估按采矿权评估有关规定重新计算，根据中国人民银行于2006年8月19日公布的一年期银行贷款利率为6.12%，流动资金70％由银行贷款，30％企业自筹重新估算财务费用。

年财务费用估算为：2746.47万元×70%×6.12%=117.66（万元）

则本项目评估单位财务费用取值为1.31元/吨（117.66万元/90万吨）。

13.5销售税金及附加

13.5.1增值税

销售税金及附加包括城市维护建设税、教育费附加和资源税。城市维护建设税和教育费附加以应交增值税为税基，根据国发[1985]19号《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》和国务院令第448号《国务院关于修改<征收教育费附加的暂行规定>的决定》，黄土煤矿所在地适用的城市维护建设税税率为7%，教育费附加为3%。

应交增值税为销项税额减进项税额，销项税率为13%(以销售收入为税基)，进项税率为17% (以材料费、电力费为税基)。

年销项税额=年销售收入×销项税率

=23262.3×13％＝3024.10（万元）

年进项税额=（年外购原材料及辅助材料费+年外购燃料及动力费）×进项税率

=（3110.64万元＋1087.42万元）×17％

=713.67万元

年缴纳增值税=3024.10万元－713.67万元

=2310.43万元

13.5.2销售税金及附加

13.5.2.1 城市维护建设税

根据《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》的有关规定以及黄土煤矿实际缴纳标准，黄土煤矿城市维护建设税税率为7%。

年缴纳城市维护建设税=2310.43万元×7%=161.73万元