新疆xx露天煤矿工程可行性研究报告 59页

'新疆xx露天煤矿工程第一章　基本情况第一节、概况一、矿区地理位置矿田位于奇台县城北东90km处，行政区划属奇台县管辖。矿田外部交通方便，东距228省道8km左右，北距乌准铁路10km左右。区内地形平缓，多数地段可通行汽车，内部交通方便。矿田交通位置见图1-1-1。准东煤电煤化工产业带二级公路，已建成通车。乌准铁路穿过此矿区，为国铁Ⅰ级，单线，预留双线，内燃牵引，预留电化条件，铁路已达五彩湾，五彩湾至本地铁路线正在建设中。二、矿区地理概况矿区位于克拉麦里山南麓，区域地势总的呈向南缓倾斜的斜坡。但勘探区内呈东、南、西三面略高、北面稍低的宽缓盆地，地貌形态为残丘状的剥蚀平原，海拔532～669m，最大比高137m，相对高差一般在30～50m左右。三、水文气象条件矿田属大陆干旱荒漠气候，年温差和昼夜温差较大，6～8月为夏季，气候炎热，白天气温常在40℃以上，绝对最高气温达43.2℃（2004年7月13日）。11月至次年2月为冬季，气候严寒，绝对最低气温达-49.8℃（1969年1月26日）。年平均降水量106mm，年蒸发量1202～2382mm，全年日照3053h，5～8月偶有雷阵雨，冬季积雪稀少，最大积雪厚0.3m，最大冻土深2m。区内常年多风，风力一般4～5级，最大可达10级以上，并伴有强沙尘暴天气。四、地震情况根据《中国地震动参数区划图》， 该矿区处于0.05g地震动峰值加速度分区内，地震基本烈度值VI度。区内相对平静，近20年间区内及周边未发生过较大的地震。五、矿区总体规划简介准东煤田位于新疆维吾尔自治区准噶尔盆地的东部，昌吉回族自治州境内的阜康市、奇台、吉木萨尔、木垒等县（市）。东起老君庙，西至火烧山，走向长约200km，南北宽40～70km，总面积11213km2。新疆是我国富煤省（区）之一，预测资源量1.82～2.19万亿t，约占全国的40.5%，在国家西部大开发战略和煤炭工业结构调整的历史进程中，新疆维吾尔自治区党委、政府为落实国家能源发展战略，实现资源优势向经济优势的转化，全面落实科学发展观，大力推进体制改革、体制创新，加快新型工业化和全面建设小康社会进程，发展循环经济，2004年9月，自治区主要领导就提出了“加快煤炭资源的开发利用，把新疆建设成全国重要的煤电、煤化工基地”的宏伟目标，并将其列入自治区国民经济和社会发展“十一五”规划。2007年9月《国务院关于进一步促进新疆经济社会大发展的若干意见》（国发［2007］32号）文件中深刻阐述了加快新疆发展的重要性和紧迫性，从全局和战略的高度，又明确了加快新疆经济社会发展的总体要求、指导原则、基本思路、战略目标和战略重点，提出了加快新疆发展的重点任务、建设布局、重大项目和政策措施。根据该地区的煤矿开发总体规划，ABC露天煤矿矿田东西走向长8.21km，南北倾向宽10.2km，面积87.2km2。矿田（333）级别及以上储量为3312.61Mt，可采储量为2484.46Mt，根据本矿田煤炭储量、煤炭赋存及开采技术条件，确定矿田建设规模为20.0Mt/a，服务年限95.56a。预测储量（334）?为1115.91Mt，预计矿田的远景规模为25.0Mt/a，预计服务年限达到93.6a。第二节、外部建设条件一、水源条件区内地表无常年水流，也无泉水点。水流多为夏季降雨或偶降瀑雨形成的暂时性水流。暂时性水流或向西北流出，或向低洼地段汇集、滞留在原地下渗或就地蒸发。矿田附近现有2个水源地，此外“引额济乌”南干渠修建东延干渠64km至准东煤化工工业园区。已经在北邻区石钱滩一带建成一大型水库，该水库已基本建成。这项工程的建设，可以从根本上保障园区用水的需求。二、电源条件 目前矿田周边已形成220kV、110kV及35kV供电电网，最近变电站距矿田约40km。三、交通运输条件228省道从矿田西部穿过，通往周边地市均为一级公路或高等级公路，外部交通条件方便顺畅。煤矿区内地形平坦，交通尚属方便。另外，准东煤电煤化工产业带基础设施规划的公路、铁路。第三节、资源条件一、矿区勘查史覆盖矿田的地质工作有煤炭资源远景调查、将军戈壁勘查区普、详查以及邻区地质勘查工作。上述勘查均已完成。二、煤层（一）含煤性西山窑组地层中各钻探工程控制该组大于0.30m以上的煤层23层,平均全层总厚51.95m，平均纯煤总厚50.45m，按地层总厚146.98m计，含煤系数为34.32%。（二）煤层垂向组合与分布特征由于矿田范围较大，控制的煤层厚度、结构、稳定性、可采性以及煤层间距、层间岩性都有一定变化。（三）可采煤层可采煤层共6层。三、煤质（一）煤的物理性质矿田内西山窑组各煤层的物理性质基本相同，煤呈黑色，块状，条痕灰黑-黑褐，暗淡光泽-沥青光泽，断口呈贝壳状-参差状，节理不发育，煤层呈条带状-均一状结构，层状构造，煤较致密。（二）煤质1、煤的工业分析 （1）水分（Mad）：全区各煤层之间的水分（Mad）变化幅度不大，总体以中水分煤为主，但从单煤层水分（Mad）看，低、中、高水分煤均有。（2）灰分（Ad）：原煤灰分（Ad）平均产率在10.01%～16.00%之间，总体属低灰煤（LA）。（3）挥发分（Vdaf）：各煤层的挥发分产率变化幅度不大。各煤层煤的挥发分平均产率介于28%～37%之间，均属中高挥发分煤。（4）全水（Mt）、收到基低位发热量（Qnet,ar）在B5、B3、B1煤层原煤煤芯煤样中全水（Mt）最低为4.0%～32.7%，平均为20.8%；在B5、B3、B1煤层原煤煤芯基低位发热量（Qnet,ar）在15.17～24.58MJ/kg之间，平均为19.97MJ/kg。（三）煤的工艺性能1、煤的发热量（Qgr,d）煤层平均干基发热量介于25.51～29.60MJ/kg之间，均属高热值煤（HQ）。大于煤炭资源量估算指标的最低发热量标准（17.0MJ/kg）。2、煤的粘结性区内西山窑组各煤层的粘结指为0。各煤层焦渣特征指数为1～2，各煤层为无粘结—极微弱熔融粘结。3、气化指标中等热稳定性煤（MTS）、活性小、弱结渣性煤、属易煤（EG）、低腐植酸煤，可选性好。（四）煤的分类依据浮煤的挥发分和粘结指标，确定B5、B3＇、B3、B2、B1、B1＇、B0＇、B0煤层煤类均为BN31号不粘煤；局部为CY41号长焰煤。四、资源量（一）工业指标根据《中华人民共和国地质矿产行业标准》DZ/T0215-2002，煤、泥炭地质勘查规范（以下简称规范），表E·2的规定，确定资源量估算的工业指标为：煤层厚度（m）≥1.0米；最高灰分（Ad）40%；最高硫份（St.d）3%；最低发热量（Qnet.d）17MJ/kg。 （二）资源量估算边界资源量估算总范围即矿田范围。估算边界为矿田边界、最低可采厚度边界、火烧界限等。煤层计算最高水平（B5）＋511.502米，最低水平（B1）59.662米，最小垂深（B5）25.87米，最大垂深（B1）515.15米。故矿田内资源量估算标高范围600～-50米。根据各煤层可采区域的不同，其估算范围大小有所区别。（三）资源量的类别资源量估算截止日期2010年7月30日。勘探区内查明矿产资源（331+332＋333）总资源量411636万t（西山窑组），其中探明的内蕴经济资源量（331）208444万t；控制的内蕴经济资源量（332）88876万t；推断的内蕴经济资源量（333）114316万t。（331）资源量占查明矿产资源总量的51%，（331+332）占查明矿产资源总量的72%。五、地质勘探程度评价1、区内可采煤层的煤是低灰、特低硫、低磷、31号不粘煤为主体的煤类，零星分布有少量41号长焰煤。具有中、高热值、含油、大多气化指标较好等特点，是良好的工业动力发电、民用煤。初步查明今后在开采中夹矸混入煤层对煤质影响不大。2、区内煤层瓦斯含量不高、煤尘具爆炸性危险，煤自燃倾向性分类等级均为自燃（Ⅱ级）、地温正常。区内火烧区有2处。分布在火北部和部，区内火烧面积约8.2km2左右。火烧深度5m～122m不等。3、估算区内西山窑组（B5、B3’、B3、B2、B1、B1’、B0’、B0）八煤层总量为411636万t，其中：探明的内蕴经济资源量（331）208444万t；控制的内蕴经济资源量（332）88876万t；推断的内蕴经济资源量（333）114316万t。第四节、建设条件综合评价综上所述，ABC公司**矿区ABC露天煤矿拥有丰富可靠的煤炭资源、十分便利的交通条件、巨大的市场潜力、充沛的水源、电源、雄厚的资金实力、完善的投资环境及良好的社会化服务，本工程的建设条件是非常成熟的，煤产品具有极强的市场竞争力。 第二章市场预测第一节产品目标市场分析一、产品市场供应预测新疆ABC公司**矿区ABC露天煤矿位于奇台县城北东90km处，行政区划属奇台县管辖。与准东煤田开发相关的地区有乌鲁木齐市、昌吉回族自治州、巴音郭楞蒙古自治州以及吐鲁番地区。到2007年全疆计有380处“十五”规划的矿井建成，并形成46.76Mt/a生产能力。其中，上述四个地区的生产能力为24.985Mt。“十一五”规划中后期将有70处矿井7.55Mt/a生产能力建成。乌鲁木齐、昌吉、巴州以及吐鲁番地区的煤炭年生产能力将达到28.64Mt，全疆煤炭生产能力达到54.31Mt。而2010年，昌吉回族自治州煤炭产量已达到36.22Mt，净增8.40Mt。ABC露天矿所处的准东煤田是新疆四大煤田之首。准东“十二五”规划将重点发展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制化肥等煤化工产业和煤电产业。到2015年，准东地区初步形成煤电、煤化工产业带框架，基础设施和公用工程设施初步形成，满足近期发展要求。煤炭生产能力达到1.36亿t/a，发电装机能力1200万kW，煤制油产能900万t/a，煤制天然气产能120亿m3/a，煤制烯烃产能240万t/a，煤制化肥产能240万t/a。煤化工产业规模达到1400万t油当量。煤电、煤化工项目预计总投资2904亿元，年销售收入1470亿元，利税713亿元。随着自治区“十二五”规划的开展和实施，煤电、煤化工产业必将迅猛发展，规划矿井的实施肯定将不能够满足煤炭市场的需求，煤炭市场必将存在较大的市场缺口。从矿产资源情况来看，本区资源储量大，适合建设大规模矿山。因此，从市场煤炭供应能力需求、自身发展需要、资源储量条件等综合来看，建设一个一期10.0Mt/a规模露天煤矿，实现本区煤炭资源规模化开发是必要的。二、产品市场需求预测1、煤化工市场及预测随着我国石油消费量及进口石油的快速增长，为保证能源安全，国家将能源替代战略放在非常重要的位置。 国家发改委组织编制的《中国替代能源研究报告》中提出：煤制油要重点示范不同工艺的煤炭直接液化和间接液化技术，2010年实现小规模应用。2010～2020年为产业化发展期，2020年形成大规模产业化生产。为保证能源安全，国家将能源替代战略放在非常重要的位置。根据国家发改委替代能源发展战略目标，到2020年我国替代燃料生产总量约4930万t，其中煤基燃料替代3000万t（甲醇替代560万t、二甲醚替代60万t、煤制油2400万t），这将推动煤炭液化技术产业化，开发石油替代资源将会作为长时期的一项战略任务。油价的长期持续高位运行有利于煤炭液化产业的发展。1999年我国原油产量为1.6亿t，而需求量为2亿t，原油和成品油的净进口量已突破了4000万t，约占总消费量的20%，2005年我国石油净进口量超过1.36亿t，已占总消费量的42.9%。预计2015年，我国石油需求量为3.6亿t，缺口达1.9亿t，石油自给率仅为47%。目前国际市场油价的长期持续高位运行，原油价格已超过100美元／桶，在此情况下煤炭间接液化项目的各项经济指标良好。根据有关专家比较保守地预测，就是今后原油合理价格在28美元／桶左右，煤液化项目也是具有很强的竞争力。新疆不仅煤炭资源丰富，而且煤的反应活性高，适合于煤气化和液化，合成聚烯烃、甲醇、二甲醚、化肥等，具有煤制油的优越条件。根据2009年2月编制的《新疆维吾尔自治区准东煤田西黑山矿区总体规划》中的资料表明，ABC露天矿周围的煤制油项目在正式建成投产后，预计总需煤量达76.90Mt/a。2、电力市场需煤量预测为实现人类社会的可持续发展，加快电力的发展，提高电气化程度是一个重要的途径。同时实施“西电东送”是我国资源分布与生产力布局的客观要求，也是变西部地区资源优势为经济优势，促进东西部地区经济共同发展的重要措施。当前新疆电力供需矛盾有所缓和，预计今后新疆电力需求仍然以较快速度持续增长。依据《新疆维吾尔自治区电力工业“十一五”规划及2020年远景目标》报告和《新疆“十一五”后三年电源建设规划》报告，通过采用平均增长率法、电力消费弹性系数法和回归分析三种方法，提出新疆需电量高、中、低三个方案，结合近年来新疆电力市场的变化走势，考虑今后新疆国民经济发展的不确定和不稳定性，以及电力市场变化和电力体制改革的作用，最新调整各方案预测水平，目前根据全疆需电量及电力负荷增长的情况，推荐采用中方案，但在规划电源电网前期项目，做好电源电网项目储备时，采用高方案预测结果见表2-1-1~2。表2-1-1新疆需电量预测高、中、低方案单位：亿kW·h类别2012年2015年2006～2012年年均增长率2012～2015年年均增长率 高方案1063174620%18%中方案964150518%16%低方案869128716%14%表2-1-2新疆最大电力负荷预测表单位：MW类别2012年2015年2006～2012年年均增长率2012～2015年年均增长率高方案186503064020%18%中方案169102639018%16%低方案152502260016%14%从电网负荷的今后发展趋势来看，北疆的乌鲁木齐市、昌吉州一带是新疆电网的负荷中心，基础设施完备，工业基础较为雄厚，随着八钢、乌石化、众和铝厂等大型重工业企业生产规模的进一步扩大，阜康重化工业基地的开发建设，准东煤化工工业的发展，乌-昌一体化的实施，以及居民生活水平的不断提高，乌鲁木齐市、昌吉州一带的工业用电和居民生活用电仍将以较快的速度增长，未来仍将是带动全疆电力市场发展的主力。“十一五”期间，全疆规划开工公用电源（包括目前在建电源）总装机规模达到10720MW，其中新开工电源装机规模为9940MW（含“十五”末），其中“十五”末已投产510MW，“十一五”期间投产8104MW，结转“十二五”2105MW。预计到2020年全疆发电总装机容量达到31000MW左右（含10000MW外送电力），水电、煤电、风电和油气电装机比例大致为19.5:75.6:3.3:1.7，基本形成伊犁河水电基地、开都河水电基地和叶尔羌河水电基地，以及哈密火电基地、库车火电基地、吐鲁番火电基地和准东准南火电基地，火电单机容量提升至300～600MW，节水发电、脱硫和洁净煤发电等新技术普遍采用。 目前西北电网水电比重较高，而水电机组的出力受水情、气候和调水的影响较大。新疆不但火电机组比重较高，而且煤炭资源丰富、非常适合建设大型坑口火电基地，将新疆电网联入西北电网，不仅能向西北提供稳定的电力，还可以实现水火电互补，有利于调整和优化电源结构、实现更大范围的资源优化配置。根据《西北电力开发及西电东送规划调研报告》，“十五”期间西北电网向华北及山东电网送电约1200MW，“十一五”期间约6000MW，“十二五”期间约10000MW。随着西北电网中温中压小机组的退役、负荷的增长，以及黄河水情等不确定因素的影响，西北电网送电压力将会逐步增大。新疆电网联入西北电网后，可将大型火电基地的电力通过750kV超高压输电线路外送，置换出西北电网装机容量，满足华北、山东等经济发达地区的电力需求，不仅将对新疆的经济发展带来难以估量的促进作用，极大地提升新疆电力工业发展水平，还会对西北电力的可靠东送，实现全国范围内的资源优化配置产生积极的影响。国家电网公司在《新疆电网“十一五”发展规划》中明确提出，国家电网公司积极支持哈密、准东煤电基地的开发建设，“十一五”期间。新疆电网将启动750kV电网建设，并通过750kV线路与西北主电网实现联网，力争在“十二五”期间实现新疆电网与西北电网的超高压联网。根据电力电量平衡，2010年新疆可通过1730km双回750kV送电线将3600MW电力送至甘肃省，送电量约216亿kW·h。“十二五”期间，进一步推进新疆电网与西北电网联网工程，配合大型火电基地的建设和新疆电网与西北电网750kV联网工程，建设由哈密—吐鲁番—乌鲁木齐的750kV输电线路，沟通准东火电基地—哈密火电基地—河西走廊—兰州的大功率送电通道，实现新疆电网向西北电网的大功率送电。随着地区间功率交换的增大，2020年哈密大南湖电厂新增装机容量6400MW，并通过±800kV直流输电线路将6400MW电力送至华中，送电量约600亿kW·h；2020年准东中部矿区煤电化基地新增装机容量20000MW，拟通过两回路±800kV直流输电线路将13000MW电力直送华东、华中负荷中心。到2020年新疆外送电力规模将达23000MW,其中通过三回路±800kV直流特高压外送19400MW，通过两回750kv外送电力3600MW。根据2009年2月编制的《新疆维吾尔自治区准东煤田西黑山矿区总体规划》中资料表明，ABC露天矿周围的电厂项目在正式建成投产后，预计总需煤量达74.66Mt/a。三、产品目标市场分析随着新疆自治区国民经济的发展，传统煤炭市场也将随之稳步发展，但由于风能、太阳能等新型能源的开发、发展及公民节能意识不断增强，传统煤炭市场的增长趋势将减缓，煤炭市场将主要向大型电厂、煤制气、煤变油、煤化工需求及煤炭东运的方向发展。随着“十一五”期间通往东部地区的输油管道的铺通，兰～新铁路电气化改造的实施，铁路运输能力也将大幅度增加，将置换出1000～1500万t/年的铁路运力，制约新疆煤炭出疆的运输条件逐步好转，预计可实现铁路运输出疆煤1000万t/a，出疆煤炭也会大幅度增加。新疆煤炭市场将发展成为开放的外向型市场。考虑出疆煤需求后，新疆自治区传统市场煤炭需求量预测值2015年10500万t，2020年13300万t。目前自治区煤炭市场需求主要是发电、供热、炼焦及建材等工业生产和居民生活的传统市场需求。随着自治区级石油石化、重化工及纺织等工业园区的建设和发展，新疆以实现国家级特大型煤炭基地为主体，依托煤种分布情况建设煤电、煤化工、煤制油、煤焦化、煤气化等项目，煤炭工业在国民经济中的基础地位，将是长期和稳固的。新疆ABC公司**矿区ABC露天煤矿拟列入自治区煤炭工业“十二五”发展规划，ABC公司在西黑山矿区ABC露天煤矿，其产品目标市场如下： ABC公司的两大股东特变电工和新疆众和发展的电厂、自备电站、煤电铝箔、煤电硅项目及特变电工能源有限公司40亿m3煤制天然气项目、奇台2×660MW电厂项目是与将军戈壁年产10.0Mt/a大型露天煤矿项目相配套的产业。特变电工能源有限公司40亿m3煤制天然气项目计划于2014年开工，2018～2019年建成投产。奇台电厂项目根据准东煤电基地输电系统规划设计工作大纲的外送进度安排，2×660MW机组工程计划于2013年6月开工，两台机组分别于2015年10月、12月建成投产；2×1000MW工程机组计划于2014年6月开工，两台机组分别于2016年12月、2017年2月建成投产。其它目标市场的发展规划概述如下：1、煤电铝箔新材料产业发展规划在2015年以前，新疆众和将建成世界最大的煤电铝新材料产业基地，具体包括：建成20000t电极箔生产基地;建成50000t精铝生产基地。产品主要保障中国军工、航空、电子信息等高精尖产业的需要。2、煤电硅新能源产业发展规划在2015年以前，特变电工将建成世界领先的煤电硅新能源产业基地，即年产20000t多晶硅原料；同步建成具备年产500MW硅片的生产基地。项目已与中国半导体研发生产的排头兵峨嵋半导体厂签订了合作协议，并联合无锡尚德等上下游产业链利益相关者进行战略投资。无论是铝箔新材料产业还是硅新能源产业，均属于高载能产业，其发展和全球竞争优势的形成，均需要依托新疆丰富的煤炭资源，通过自备电站和生产线的建设，实现资源优势向高新技术产品优势的转换。根据测算，2015年新材料铝箔项目建成后，年需供电67亿kW·h；新能源硅项目建成后，年需供电64亿kW·h，两个产业年供电需求131亿kW·h，与之配套的装机容量为240万kW，配套建设的煤矿规模需达到10.00Mt/a。按煤电硅，新能源和煤电铝箔新材料产业规划为三期滚动式发展，相应配套建设自备电站和大型露天坑口电站。按照规划，一期新疆众和公司2×150MW电站、特变电工硅业有限公司2×300MW电站、特变电工能源有限公司2×660MW电厂项目、40亿m3煤制天然气项目需煤量约20.00Mt/a，故一期配套建设10.0Mt/a露天煤矿。西黑山矿区将军戈壁煤矿煤炭开发是特变电工实施煤电转化、煤制气转化、煤电硅新能源和煤电铝箔新材料项目的重要资源保障，露天煤矿的建设可以满足新能源各新材料产业的需要。 除ABC公司内部各股东规划的产业链外，该公司还与中煤能源新疆甘泉堡电厂工程、国电新疆准东电厂、华能新疆阜康工业园热电厂工程、中电投准东煤电基地火电厂项目工程等项目达成多项供煤协议。加之新疆传统煤炭市场、正在兴起的新疆煤化工市场、继续加快发展的疆内电力市场、疆外煤炭市场都可以作为西黑山矿区ABC露天煤矿产品的部分销售市场。第二节产品竞争力分析一、同类产品的价格现状与预测该矿区的煤质，从煤的物理性质、宏观及显微煤炭特征、煤的化学性质、工艺性能等各种指标来衡量，都表明该矿田内的煤质良好。其煤质为特低～中灰、特低硫、特低～中磷、31号不粘煤为主体的煤类，具有高热值、含油、大多气化指标较好等特点，是良好的工业动力发电、民用煤，也可作为气化用煤和化工用煤,具备大力发展煤炭资源转化的资源基础。本区可采煤层厚度大，层位稳定。露天开采技术条件好，开采成本低，经济效益佳。随着国家经济的持续高速发展和西部大开发的实施，新疆的资源开发力度迅猛发展，煤价必将逐年上涨。目前，乌鲁木齐煤炭坑口价格政府限价为137元/t，据保守预测：未来几年内，煤矿交货销售估算价（含税）必将超过目前的政府限价，而且有升无降。二、产品的生产成本露天煤矿建成投产后经济计算期各年生产成本的计算是在充分借鉴其他既有生产露天煤矿近年来实际发生的财务报表资料的基础上，并参照能源基（1990）71号文的有关规定，采用以设备运营费为中心的指标体系及管理费、其他工料消耗等有关指标按实物组合法计算。具体计算原则详见第十八章经济部分。三、产品的煤质及主要用途依据浮煤的挥发分和粘结指标，确定B5、B3＇、B3、B2、B1、B1＇、B0＇、B0煤层煤类均为BN31号不粘煤；局部为CY41号长焰煤。可采煤层的煤是特低-中灰、特低硫、特低-中磷、31号不粘煤为主体的煤类，具有高热值、含油、大多气化指标较好等特点，是良好的工业动力发电、民用煤，也可作为气化用煤和化工用煤。四、产品的就地转化与外运ABC露天矿煤炭市场定位以就地转化和外运相结合，就地转化以发电为主，其中特变电工新疆能源有限公司准东将军庙坑口电厂，规划容量 2×660MW+2×1000MW，一期工程建设2×660MW超临界空冷燃煤机组，二期工程建设2×1000MW超超临界空冷燃煤机组。总需原煤量为8.50Mt/a。外运采用公路和铁路向结合的方式，露天矿一期10.0Mt/a外运以公路为主；二期20.0Mt/a外运以铁路为主。五、市场竞争力分析新疆ABC公司是特变电工股份有限公司响应国家西部大开发的号召，加快推进自治区优势资源转换战略，在昌吉州、吉木萨尔县两级党委、人民政府的大力支持与推动下，在吉木萨尔县发起成立的公司。公司注册资本8000万元，ABC公司总资产1.4亿元、净资产1.6亿元。公司立足于新疆优势煤炭资源转换的实施，在准东地区规划建设百万吨动力煤和百万吨煤焦化基地，发展煤电一体化、煤焦化、煤化工产业链。新疆ABC公司经营煤炭生产、煤化工及煤电产业，符合准东煤电煤化工产业“十二五”规划中重点发展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制化肥等煤化工产业和煤电产业的战略思想。新疆ABC公司ABC露天矿煤炭资源得天独厚，平均煤厚达50m，煤质好，开采技术条件优越，且储量丰富。说明具有资源竞争力。本矿一期规模10.0Mt/a，发挥露天开发方式的优势，可以提高回采率，最大限度的回收煤炭资源；发挥露天工艺和设备的作用，加大开采强度，提高产量，降低成本；选择先进的露天矿工艺和设备，采用现代化管理方式，减人提效；具备实施煤电、煤化工项目的外部建设条件。因此本矿的煤炭产品可以在市场上有很强的竞争力。更主要的是ABC公司的40亿m3煤制天然气项目和2×660MW+2×1000MW电厂项目是与该年产10.0Mt/a大型露天煤矿项目相配套的产业，形成自己的产业链，且煤电、煤制天然气都是国家鼓励的项目。二期提供给市场的产品是高附加值的化工产品，自然具有强大的市场竞争力。综上所述，分析认为，在煤炭及转化产品市场需求不断增加的大环境下，ABC公司ABC露天煤矿产品在市场上具有极强的市场竞争力。 第三章设计生产能力第一节资源储量一、资源/储量1、勘探报告提供的露天煤矿地质资源量依据《新疆准东煤田奇台县ABC露天煤矿勘探报告》，ABC露天煤矿勘探区内西山窑组钻孔控制煤层煤类以BN31号不粘煤为主，仅B3煤层局部为CY41号长焰煤且孤立分布，并且属于一个大类，在资源量估算时不予考虑。勘探区内查明矿产资源总量（331+332＋333）411636万t，其中探明的内蕴经济资源量（331）208444万t；控制的内蕴经济资源量（332）88876万t；推断的内蕴经济资源量（333）114316万t。（331）资源量占查明矿产资源总量的51%，（331+332）占查明矿产资源总量的72%。2、开采境界内煤、剥离量露天开采境界内的剥离量采用计算机计算，分采区、分岩种及平均剥采比计算结果见表。开采境界内剥离量表项目首采区其它采区全矿可采原煤量（Mt）220.062991.673211.73剥离量（Mm3）土25.15267.19292.34岩536.1613004.713540.86合计561.3113271.8913833.20平均剥采比（m3/t）2.554.444.31第二节设计生产能力与服务年限一、设计生产能力 （一）按市场需求确定的建设规模依据新疆ABC公司《新疆自治区**矿区ABC露天煤矿可行性研究报告设计委托书》的要求，ABC露天煤矿一期设计建设规模为10.0Mt/a。《总体规划》安排，ABC露天矿建设规模为20.0Mt/a，故设计为扩建至20.0Mt/a做了相应的预留。（二）按开采技术条件论证建设规模的可行性1、本露天煤矿可采煤层6层，从上至下编号为：B5、B3、B2、B1、B1’、B0。首采区开采对象主要为B5、B3及B1煤层，平均全层总厚47.84m，其中B5煤层平均厚度为21.94m，B3煤层平均厚度为6.02m，B1煤层平均厚度为19.88m。露天煤矿建设初期，采掘场由北向南推进，按10.0Mt/a规模计算，工作线年推进强度90～100m。根据国内外矿山生产经验，结合我国矿山管理水平，可以实现上述推进强度。2、首采区煤层平均总厚度为47.84m，采区宽度平均为1950m，主采煤层划分成4个采煤台阶，设2个采煤工作面，配2台斗容23m3电动液压挖掘机及1台斗容5.0m3液压反铲选采设备采掘，可实现年产原煤10.0Mt。（三）按露天矿设计服务年限确定的合理建设规模《煤炭工业露天矿设计规范》规定：设计建设规模10.0Mt/a以上新建露天煤矿，设计服务年限不少于35a。本矿开采境界内可采原煤3211.73Mt，其中首采区可采原煤量220.06Mt，按一期10.0Mt/a规模、储量备用系数1.10计算，首采区均衡服务年限为20a，全矿均衡服务年限为292a，符合《煤炭工业露天矿设计规范》之规定。（四）按外运条件确定的建设规模本露天矿原煤目标市场明确，根据《准东地区煤电化工产业带基础设施规划方案》，对产业带选址和交通（铁路、公路）、输水、供电、通讯等基础设施进行了统一规划，乌准铁路总长度为360km，总运输量达50.00Mt/a。远期考虑升级改造国道216线和省道228连接线、省道228线、县道166线。ABC露天煤矿外运条件是完全满足设计建设规模10.0Mt/a的。二、露天煤矿工作制度按《煤炭工业露天矿设计规范》规定，并根据我国不同地区露天矿生产经验，结合本矿自然条件和开采工艺等因素，确定本矿年工作日数为330d，每天3班，每班8h。根据确定的建设规模及工作制度，露天矿月、日、班产量如下：月平均商品煤产量：833.333kt；日平均商品煤产量：30.303kt； 班平均商品煤产量：10.101kt。三、露天煤矿服务年限本矿开采境界内可采原煤量3211.73Mt，首采区可采原煤量220.06Mt，按10.0Mt/a规模、储量备用系数1.10计算，首采区均衡服务年限为20a，全矿均衡服务年限为292a。由于本次设计要求建设规模为一期10.0Mt/a，本区总体规划ABC露天煤矿规划建设规模为20.0Mt/a，从一期10.0Mt/a规模扩大到20.0Mt/a规模的时间尚无法确定，故整个露天煤矿的均衡服务年限难以计算。但根据本矿开采境界内可采原煤量3211.73Mt，按20.0Mt/a规模考虑，储量备用系数取1.10计算，ABC露天煤矿均衡服务年限可达146a，因此从储量、建设规模与服务年限分析，完全可以符合规范要求。 第四章开拓与开采第一节首采区及初始拉沟位置一、首采区的选择（一）首采区选择原则首采区的选择，关系到未来露天煤矿开发时初期投资规模、经济效益及长期的经济效益。因此，首采区的选择应遵循一定的原则：1、煤层埋藏浅，基建工程量少；2、利于工程发展；3、初期煤质好；4、满足开采工艺布置要求；5、易于建设，建设期短；6、勘探程度较高；7、利于拉沟位置的确定。（二）首采区方案1、根据露天矿地形、剥采比等值线、煤层赋存特点及生产规模等因素，经比选，确定方案为：14勘探线以东露头区域作为露天矿首采区及拉沟位置是较优的。因此，本报告推荐方案一作为本矿首采区方案。2、首采区主要技术特征如下：首采区地表占地面积：6.35km2；首采区地表长度×宽度：3.2km×2.6km；首采区地表标高：530m～580m；首采区B1煤层底板标高：340m～450m；首采区最大开采深度：240m。二、初始拉沟方案根据本矿首采区位置、煤层赋存条件及地质结构特征，经综合分析，选择三个首采区初始拉沟位置方案见图5-1-5。1、在首采区西北部露头处走向拉沟 本方案拉沟位置选择在首采区西北部覆盖层最浅处，煤层顶板拉沟长度1000m，沿煤层露头拉沟后向南、东和北三向推进，东和北两个方向推进到境界后停止推进而南方向继续推进直至首采区南部境界。2、拉沟位置主要技术特征如下：初始拉沟地表长度：1.75km；沟底宽度：440～750m；移交时坑底标高：+465m。第二节采区划分及开采顺序一、采区划分本矿一期规模为10.0Mt/a，矿田内平均纯煤总厚为49.87m，根据首采区的划分区间，采煤工作线长度为1700m，年推荐速度为90m左右；本矿规划规模为20.0Mt/a，采煤工作线长度为1700m，年推进速度为180m左右；本矿远景规模为25.0Mt/a，采煤工作线长度为1700m，年推进速度为225m左右。故工作线长度为1700m是合理的。（二）采区划分1、采区划分基本原则（1）采区划分应根据开采工艺特点在已圈定的露天矿开采境界内进行；（2）在已选定的首采区基础上进行采区划分；（3）采区划分应满足工艺布置条件，并利于采区间的接续；（4）采区的开采顺序应由优到劣，并兼顾采场内外部衔接关系；（5）充分考虑煤层赋存条件、煤质因素和勘探程度。2、采区划分依据上述采区划分原则，结合首采区煤层埋藏条件、煤层结构、煤质等因素，并考虑工艺布置、矿山工程的接续及以后生产规模扩大的可能性，并将本矿划分为五个采区和一个后备区，即首采区、二采区、三采区、四采区、五采区和后备区，见图5-2-1。由于本露天矿矿权境界范围大于勘探范围和矿田西南部暂无勘探资料，本可研将此地段划分为后备区。 二、开采顺序本着先易后难，优先开采煤层赋存浅、初期剥采比较小、基建工程量小、经济效益好的地段的原则，并考虑便于采区接续等因素，确定开采顺序依次为：首采区→二采区→三采区→四采区→五采区，最后开采后备区。第三节开采工艺一、开采条件概述（一）地形地貌露天矿位于准噶尔盆地东南，区内呈东南高，西北稍低的地势，地貌形态为残丘状的剥蚀平原，海拔537～616m，相对高差一般在30～50m左右。区内地表无常年水流，也无泉水点。水流多为夏季降雨或偶降瀑雨形成的暂时性水流。暂时性水流或向西北流出，或向低洼地段汇集、滞留在原地下渗或就地蒸发。使区内形成多处淤积泥板地（俗称白板地）。（二）煤层赋存条件矿田主体位于区域性白砾滩向斜西端，向斜对区内的影响有限，区内未发现断层。受白砾滩向斜影响，矿田内煤岩层主体呈一单斜状，倾向130°～150°，倾角6°～10°，整个露天矿构造复杂程度属简单型。（三）采场和排土场条件首采区采场地表南北长度2.6km，地表东西宽度2.5km，地表面积5.20km2,最大开采深度120m。外排土场位于首采区的西北部，用于基建期和生产期间的剥离物排弃。达产第二年可实现剥离物部分内排，达产第五年可实现剥离物全部内排。（四）开采规模本露天矿一期生产规模为10.0Mt/a，达产时剥采比2.50m3/t，年剥离量25.0Mm3。二、工艺选择的原则（一）遵循市场经济原则，投资少、成本低、效率高，突出近期经济效益；（二）与市场经济及本矿区的具体情况相结合，主要耗能设备尽可能考虑以电代油，并作出合理的投资及成本分析，选择效益好和效率高的开采工艺； （三）重视本矿区冬季严寒，夏季炎热，风大等特殊性，开采工艺比选要确定合理的设备作业时间；（四）参考国内各大露天煤矿的经验，对那些已证明是先进的、成功的开采工艺要予以采纳；（五）因矿制宜，所选择的开采工艺应适应本矿煤层的开采技术条件；（六）保证剥采系统的可靠性，经济性，力求生产过程简单化，利于生产管理；（七）开采工艺布置要符合矿山的发展过程，在空间和时间上要满足设备的安装、调试及基础设施的施工要求。三、开采工艺方案选择经比选，确定工艺如下：工艺方案名称应用情况本矿应用可行性分析二方案单斗-半移动式半连续开采工艺国内、外应用广泛本开采工艺是我国露天矿中应用最广泛的采矿工艺，工艺先进、技术可靠，即有单斗-卡车机动灵活适应性强的优点，又具有带式输送机运输效率高、爬坡能力大、成本低的优点，但也存在使用卡车油耗较大、半移动式破碎站经常移设等问题。基础对比方案各方案运距统计并比选，确定方案如下：方案名称工作面（m）端帮（m）排土线（m）合计（m）备注卡车带式输送机（1400mm）卡车带式输送机（1800mm）卡车带式输送机（1800mm）卡车带式输送机二方案单斗-卡车-半移式破碎站2300240（1800mm）29002300801400mm经对（完成13.00Mm3剥离量）系统比各方案采运设备能力、总投资及生产成本，确定方案如下：名称设备名称及型号任务分配能力设备数量（台）单价（万元）合计（万元）总投资（万元）二方案单斗挖掘机斗容35m3采掘环节8.30Mm328360.0016720.0059170.70自卸卡车载重220t运输1.7082200.0017600.00半移动式破碎站4500t/h破碎环节4500t/h24660.009320.00排土机（含卸料车）9000t/h排土环节9000t/h18100.008100.00 履带推土机580HP辅助排土机作业1776.90776.90580HP辅助单斗挖掘机作业2776.901553.80带式输送机运输环节80m1.50120.001800mm3140m2.003180.00胶带移设机580HP胶带移设环节2900.001800.00各方案完成13.00Mm3剥离量年运营成本统计剥离方案环节设备名称规格及型号单位费用运距完成工程量（万ｍ３）年费用（万元）二方案采掘环节单斗挖掘机斗容35m3元/m33.501300.004550.0020101.00破碎环节半移动式破碎站4500t/h元/m31.101300.001430.00运输环节自卸卡车220t元/km·m33.002.301300.008970.00带式输送机B=1800mm（端帮）元/km·m31.000.081300.00104.00B=2400mm（排土）元/km·m31.003.141300.004082.00排土环节排土机9000t/h元/m30.551300.00715.00移设环节胶带移设机580HP带移设头万元/台·年150.00300.00通过以上综合分析，本可研推荐方案为：即单斗-卡车-半移动式破碎站-带式输送机-排土机半连续开采工艺完成13.00Mm3。 第五章开采进度计划第一节矿建工程量一、移交标准1、移交生产时，所需生产设施及辅助设施建成并可以投入运行；2、矿山煤及剥离运输系统已经形成；3、满足产量过渡增长要求，根据设计产量计划，移交后过渡2年，过渡年产量分别为3.00Mt和5.00Mt，达产时生产商品煤10.00Mt；移交生产时备采煤量0.50Mt,可采期2个月；4、剥离工作帮按开采参数及采装设备布置，具有足够的作业空间；5、防洪、排水系统具备应有的功能，确保采、运、排设备正常运营；6、其他配套工程也按移交时的进度要求同步完成。二、建设工期本可研确定矿建工期为24个月。基建剥离工程采用外包施工，外包采用招标方式，根据本矿基建期剥离量、剥离台阶数目和工作线长度，选择1～2家具有相应施工资质和能力的单位进行基建剥离施工。第二节剥采比本次可研在已建立的矿山地质模型基础上，通过计算机对露天矿内首采区的煤、岩量按剥、采空间发展关系进行了计算，其计算结果见下表。生产剥采比均衡结果表生产年度生产剥采比（m3/t）均衡期（a）备注基建----工程煤20万t移交（生产第1年）1.52过渡（生产第2年）达产1（生产第3年）2.521达产2（生产第4年） 达产3（生产第5年）…………达产21（生产第23年）第六章产品方案与生产系统第一节煤质分析与产品方案一、煤质分析（二）煤质特征1、煤的物理性质矿田内西山窑组各煤层的物理性质基本相同，煤呈黑色，块状，条痕灰黑～黑褐，暗淡光泽～沥青光泽，断口呈贝壳状～参差状，节理不发育，煤层呈条带状～均一状结构，层状构造，煤较致密。区内西山窑组编号煤层为B5、B3＇、B3、B2、B1、B1＇、B0＇、B0，平均视相对密度分别为1.32t/m3、1.37t/m3、1.32t/m3、1.38t/m3、1.31t/m3、1.31t/m3、1.33t/m3、1.35t/m3，见表8-1-1。2、煤岩特性西山窑组煤层宏观煤岩组份以暗煤、丝炭为主，亮煤少量。宏观煤岩类型为半暗煤～暗淡型煤。3、煤的化学性质（1）水分（Mad）：全区各煤层之间的水分（Mad）变化幅度不大，总体以中水分煤为主，但从单煤层水分（Mad）看，低、中、高水分煤均有。（2）灰分（Ad）：原煤灰分（Ad）平均产率在10.01%～16.00%之间，总体属低灰煤（LA）。（3）挥发分（Vdaf）：各煤层的挥发分产率变化幅度不大。各煤层煤的挥发分平均产率介于28%～37%之间，均属中高挥发分煤。4、煤的工艺性能（1）发热量（Qgr,d） 在B5、B3、B1煤层原煤煤芯煤样中全水（Mt）最低为4.0%～32.7%，平均为20.8%；在B5、B3、B1煤层原煤煤芯基低位发热量（Qnet,ar）在15.17～24.58MJ/kg之间，平均为19.97MJ/kg。（2）煤的粘结性区内西山窑组各煤层的粘结指数为0。各煤层焦渣特征指数为1～2，各煤层为无粘结～极微弱熔融粘结，（3）煤的低温干馏区内西山窑组各煤层煤的焦油产率在1.4%～11.2%之间，总平均4.1%；B5、B3、B2、B1、B1＇、B0煤层煤焦油平均产率低于7%标准，均属含油煤 第二节生产系统一、系统概述**矿区ABC露天煤矿设计规模10.0Mt/a（考虑预留扩建至20.0Mt/a）。本矿煤炭用户为神华新疆能源有限责任公司电厂项目以及民用大块煤地销。由于目前没有原煤筛分资料，原煤粒度组成无法确定。本设计产品煤的产量比例参考南露天煤矿。露天煤矿产品煤暂时按照300mm～200mm和＜50mm两个粒度品种考虑。粒度300mm～200mm的块煤用于地销；粒度≤50mm的混煤供给ABC公司电厂项目。根据开采进度计划，在达产第一年和第二年，由于电厂2×1000MW机组未投入运行，可以适当调整块煤粒度及产量，增加块煤销量。在电厂项目全部建成投产后，经过一次破碎后粒度≤300mm的原煤经过筛分后，粒度300mm～200mm的块煤产量约1.5Mt/a，用于地销；筛下粒度＜200mm的原煤产量约8.5Mt/a，经过二次破碎后粒度≤50mm，供给ABC公司电厂项目。露天煤矿生产系统由剥离生产系统和煤生产系统组成。根据采矿设计，露天煤矿达产时，每年有25Mm3(实方)剥离土石方，其中8.5Mm3(实方)外包的方式运营，3.5Mm3(实方)采用单斗-卡车开采工艺，其余13.0Mm3(实方)剥离土石方开采采用半连续工艺，采用单斗-卡车+半移动式破碎站-带式输送机-排土机半连续生产工艺。露天矿采煤生产系统采用单斗-卡车+半移动式破碎站-带式输送机半连续工艺。露天矿地面建有筛分破碎间、块煤汽车装车仓、储煤场（封闭圆形堆取料机储煤场）和配套的带式输送机运输系统等生产设施。2、工作制度生产系统工作制度与露天矿相同，年工作330d，每天16h。采煤生产年计算工时基数为5280h。二、生产系统布置（一）剥离系统根据采矿设计，露天煤矿达产时，剥离采用一套单斗-卡车+半移动式破碎站-带式输送机-排土机半连续生产系统，完成13.0Mm3/a(实方)剥离量。1、生产能力剥离岩石容重2.3t/m3（实方），采剥破碎后后剥离物松散系数1.35，松散容重1.7t/m3。根据采矿工艺设计，采用2套生产能力为2450m3/h(4000t/h)的半移动式破碎站，带式输送机的生产能力分别为4000t/h和8000t/h。 2、工艺布置根据采矿工艺设计，在采掘场标高为530m和515m的两个台阶上分别布置一台半移动式剥离破碎站，每台半移动式破碎站的生产能力为2450m3/h（4000t/h）。采矿剥离采用35m3单斗挖掘机，220t自卸卡车运至就近的半移动式破碎站，将剥离物破碎至粒度350mm以下后，通过带式输送机运输系统运至排土机排土场，经卸料车转载、由排土机排弃。排土场作业面采用平行推进方式，上排台阶高20m，下排台阶高30m，排土工作线长约1330m。（二）煤生产系统1、生产能力露天煤矿原煤产量10.0Mt/a，根据采矿设计，煤生产系统采用单斗-卡车+半移动式破碎站-带式输送机。M1828018300016004.56301×450固定式三、储煤场储煤场容量露天煤矿的设计规模为10Mt/a，每天产量为30.303kt。根据《露天煤矿设计规范》，考虑本地区自然气候情况，储煤场容量按露天矿约6天产量设计，即储煤场总容量为20×104m3。四、块煤汽车装车仓筛分车间生产的块煤由带式输送机输送到块煤汽车装车仓由汽车装车外运。装车仓，直径22m，容量10000t。主要设备有装车闸门、防寒门、汽车衡等。 第七章公共辅助工程主要内容如下：（一）机电维修设施机电设备维修车间承担露天煤矿主要生产设备和辅助生产设备的维护、保养任务。主要生产任务为机电设备的定期维护保养及小修，更换需要修复的总成和单元部件，对机电设备进行状态检测，确定合理的修理时机。机电设备维修车间由洗车间、自卸卡车维修保养间、工程机械维修保养间、综合维修间、外修队组成。（二）专业仓库主要有：加油站、材料库、爆破器材库（三）供配电系统（四）给水、排水系统（五）通信与计算机系统（六）供热与通风系统（七）建筑物与构筑物 第八章环境保护及水土保持第一节矿区环境现状一、地表水系区内地表无常年水流，也无泉水点。水流多为夏季降雨或偶降瀑雨形成的暂时性水流。暂时性水流或向西北流出，或向低洼地段汇集、滞留在原地下渗或就地蒸发。二、植被现状该矿位于准噶尔盆地东南，卡拉麦里山前洪积倾斜平原戈壁区，属大陆干旱荒漠气候区，年平均降水量仅为106mm。由于矿区环境恶劣，气候干旱，人迹罕至，评价范围内植物组成简单，类型单调，分布稀疏，这里的建群植物主要是由超旱生、旱生的半乔木、灌木、小半灌木以及旱生的一年生草本，多年生草本和中生的短命植物等荒漠植被组成，杂以菊科、藜科、豆科等多种草类，平均覆盖度低于20%。三、水土流失矿区范围内发生水土流失的类型主要以风蚀为主。根据《新疆维吾尔自治区人民政府关于全疆水土流失重点预防保护区、重点监督区、重点治理区划分的公告》，矿区所在地属于自治区级水土流失重点预防保护区。四、社会环境项目所在地奇台县位于新疆维吾尔自治区东北部，县域总面积1.93万平方公里，边境线长131.47公里，境内有对蒙古国开放的国家级一类口岸-乌拉斯台口岸，驻有农六师奇台中心团场和北塔山牧场。全县辖6镇9乡，总人口25万人，有汉、维、回、哈等22个民族，其中少数民族占总人口的25%。有全国唯一的塔塔尔族乡。第二节建设项目与生产对环境的影响一、主要污染源及污染物（一）空气污染 主要空气污染源及污染物有穿孔爆破扬尘；原煤在破碎、输送和储存过程中产生的煤尘；道路扬尘；排土场产生的扬尘及锅炉房排烟产生的烟尘和SO2。（二）污废水1、工业场地污水露天矿工业场地所排污水主要是工业场地的生产、生活污水。工业场地生产、生活污水包括一般生产生活污水、含油废水及冲洗地面水。一般生产、生活污水排放量为511.27m3/d，水中主要污染物为SS和COD，污水水质为CODcr≈250mg/l、BOD≈120mg/l、SS≈220mg/l；综合维修间及洗车间含油污水量为96m3/d，污水水质为悬浮油类≈60mg/L；车间冲洗地面废水量为25.6m3/d，主要污染物为SS。2、矿坑排水矿坑内排水量预计为2400m3/d，其水质中除悬浮物及少量悬浮油类超标外，污水水质为SS≈2000mg/L。其余各项指标均满足《城市污水再生利用城市杂用水水质标准》（GB/T18920-2002）。（三）固体废物1、排土场剥离土、岩基建期1年剥离量为1180万m3，达产第一年剥离量为2500万m3，全部排至外排土场。达产第二年实现内排，第五年实现全部内排。达产前18年累计外排量10912万m3，内排量46788万m3。2、锅炉灰渣工业场地锅炉房灰渣的产生量预计为117.8t/a，混装炸药车地面制备站锅炉灰渣的产生量预计为4.9t/a。该部分锅炉灰渣全部外售。3、生活垃圾生活垃圾排放量预计为267.3t/a，在工业场地定点设置垃圾箱，由垃圾车统一收集运往垃圾填埋场进行卫生填埋。（四）噪声污染露天矿噪声源主要包括采掘场设备噪声、外排土场设备噪声、原煤输送系统设备噪声和工业场地设备噪声，拟用设备等效噪声级在85～90dB（A）。二、资源开发可能引起的生态变化（一）地面植被露天剥离、开采、弃土和附属工程的建设占用土地630hm2，其中排土场占地208hm2。被占用的土地其地面植被将受到破坏，大面积的林地受到破坏。（二）水土流失 本露天矿在开采初期将形成外排土场，接受首采区的剥离物，外排土场土体结构松散，在没有植被防护的情况下，土体易受降雨侵蚀，产生水土流失。建设期间附属建筑工程主要有公路建设、铁路建设、运输皮带建设，建设区域地处荒地，建设填挖方土体结构松散，雨季产生溅蚀，将加剧建设区域的水土流失。第四节控制污染和环境保护措施一、空气污染治理（一）锅炉烟气治理工业场地锅炉房2台SZL14-1.0/115/70-AⅢ型热水锅炉采用HCH-20湿式脱硫除尘器除尘，1台SZL6-1.25-AⅢ型蒸汽锅炉采用HCH-6湿式脱硫除尘器除尘；混装炸药车地面制备站锅炉房1台DZL0.7-0.7/95/70-AⅢ型热水锅炉采用HCH-1湿式脱硫除尘器除尘。各除尘器除尘效率为96%，脱硫效率为65%，预计锅炉SO2排放浓度为241mg/m3,烟尘排放浓度为199mg/m3，均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）二类区Ⅱ时段标准。（二）粉尘治理开采过程中挖掘剥离、穿孔爆破、剥离物运输都能产生大量的粉尘。在挖掘剥离、爆破时采用微差爆破技术控制爆破产生的尘量，爆破后采用洒水降尘。本次可研配有洒水车，定时对采场道路进行洒水抑尘。内、外排土场扬尘污染来源于汽车卸料和平台、坡面松散土体。结合区内环境现状，本次可研采取复土绿化，种植防尘林带和碾压、洒水治理措施。胶带运输机设置在封闭皮带走廊内。原煤运输对周围环境没有污染。（三）煤尘治理工业场地设有圆形封闭储煤仓，可以防止煤尘扩散，减轻环境污染。二、水污染治理矿坑排水水量为2400m3/d，露天矿拟设矿坑内排水处理车间一座，处理工艺采用“混凝沉淀+消毒”的工艺，处理后的水质为SS<500mg/L，满足《城市污水再生利用城市杂用水水质》（GB18920—2002）标准要求。一般生产、生活污水排放量为511.27m3/d；综合维修间及洗车间含油污水量为96m3/d；车间冲洗地面废水量为25.6m3 /d。一般生活污水处理采用地埋式一体化污水处理设备，处理工艺为生化处理+深度处理+消毒，处理后的生活污水水质为CODcr<50mg/l、BOD<10mg/l、SS<50mg/l。该部分污水进入清水池复用于露天矿绿化用水或矿山道路降尘洒水。综合维修间及洗车间含油污水经含油污水排水管道收集后进入调节沉砂池，沉砂后经提升泵送至洗车间污水处理间，经立式陆用除油器除油，出水进入集水井，经集水井内潜水排污泵提升后送至净水间。车间冲洗地面废水加压后送至露天矿净水间。本项目处理后的生活污水、矿坑排水、生产废水水质均满足《城市污水再生利用城市杂用水水质》（GB18920—2002）标准要求，以上污水经处理后全部进入露天矿加水站，最终全部复用于露天矿生产用水、生产系统除尘用水、防尘洒水以及绿化用水等，均不外排，水重复利用率可达100%。本项目污水具体利用途径见图9-5-4露天矿水量平衡图。本项目污水站产生的污泥全部复用于土地复垦的有机肥料，不外排。三、噪声污染治理本矿噪声设备主要集中在露天采场和排土场。水泵、浴室、锅炉鼓引风机设置在砖混建筑体内。经隔声和距离衰减后厂界处噪声符合GB12348－90《工业企业厂界噪声标准》III类区标准要求。四、固体废物处置本矿固体废物中没有煤矸石，剥离物均为第三、第四系土岩。达产年前剥离物全部排至外排土场，达产第五年全部转为外排土场。外排土场与内排土场做为本矿固体废物处置场，锅炉灰渣全部出售给当地建材厂用于作制砖材料。工业场地生活垃圾送至当地环卫部门指定垃圾场统一处置。五、生态环境保护措施（一）目标工业场地建设扰动土地的治理率达到96％以上，外排土场堆土区林地覆盖率达到30％，自然水土流失状况得到明显改善。（二）工程措施1、工业场地场内设置地面排水沟，排水沟为浆砌片石结构，有规律地疏导地面降水。场内道路均为沥青路面，道路坡面采用护坡，场地填挖方地段的边坡个别地段护坡需砌护，其余采用植被护坡。2、外排土场矿区地形平坦，自然径流条件差，为防止雨水浸泡排土场基底，雨后汇水利用场地周边现有灌渠，采用人工疏排方式将水排至附近河道。排土场稳定平台内侧均修筑排水渠道，排土场平台均排弃成向内倾斜5%的反向坡度，将汇水导入内侧平台排水沟，同时在台阶边缘修筑平台挡水埂，防止水流对边坡的冲刷。 排土场边坡通过鱼鳞坑整地、水平沟整地等措施改变边坡微地形，拦蓄径流，保土保水，实现整地造田的目的。3、采场在备采区和采掘场底部东、西两侧最低点分别设置排水泵站，通过端帮排水管路将坑内汇水和疏干水排至地面水池。采场回填稳定平台经适当平整后即可进行复田治理。（三）生物措施1、工业场地绿化以美化环境，保土蓄水为目的，选择适宜当地生长植被，乔灌草适宜搭配，行道树和花坛布置相结合，场地绿化系数15％。2、周边防护林为防止采场及排土场扬尘污染周围环境，可研在采场周围种植防尘林带，以降低风速，控制风力侵蚀。防尘林带选用乔灌混交的疏透结构林带。3、排土场复垦绿化根据国内露天矿的复垦实践取得的生态、社会、经济的总体效益及当地生态环境特征，排土场土地复垦最终利用方向确定为林业用地。外排土场和内排土场均是开矿后形成的人工堆垫地貌，比原有地貌地面物种组成复杂，土壤结构松散，肥力不够，在雨季易形成沟蚀，面蚀和溅蚀，形成水土流失，因此，对其复垦绿化的第一步为：在开采时将表土直接排弃在终排地段的最上层，种植速生固氮草本植物迅速恢复植被，提高土壤肥力，加速土壤熟化，改善排土场的立地条件，第二步则种植生长期长，根系发达的乔灌木植被，长期改善排土场生态环境，第三步则根据用地途径种植经济林和农田防护林、农作物。4、植被恢复年度实施计划结合排弃计划，对内、外排土场排弃一年以上的稳定边坡和平台及时开展复垦绿化工作，尽快达到恢复植被、保护环境的目的。第五节环境保护投资固定估算本次环境保护投资包括烟气治理、防尘洒水费、绿化费，环境影响报告、水土保持报告编制费用，建设项目固定资产总投资为363885.19万元，环境保护总投资为3638.85万元。占项目总投资的1%。第六节水土保持投资估算一、水土保持投资估算 结合设计内容，露天矿建设期水土保持总投资为1695.18万元，水土流失治理费用1282.68万元。水土保持投资见表。水土保持总投资工程或费用名称投资（万元）水土流失治理费工程措施570.14植物措施489.29临时工程213.25合计1282.68水土流失补偿费322.50水土保持方案报告编制费90.00合计1695.18 第九章组织结构和人力资源配置第一节法人组建方案及法人治理结构本工程项目为新建工程，隶属于新疆ABC公司。新疆ABC公司是特变电工股份有限公司的控股子公司，由特变电工、新疆众和两家上市公司共同出资组建，其中特变电工占公司85.78％股份，新疆众和占公司14.22％股份。本露天煤矿建成投产后，其内部组织机构建议仿照目前国内大、中型煤炭企业的机构设置模式进行配置，具体设置详见图17-1-1。露天煤矿生产组织机构简图项目总经理生产作业管理行政财务管理驻外办事处销售及采购部行政管理部财务部电算中心安检部生产培训部采矿部维修部储煤系统工程及工程地质部第二节人力资源配置露天煤矿劳动定员的确定系根据设计生产规模，本着现代化企业“减员增效”的原则按岗位逐一排定。对于技术含量较低或季节性用工，如果发生局部定员不足，建议通过招募合同制工人或雇用临时用工调剂解决。露天煤矿达产后实现年产原煤10.0Mt，全矿在籍总定员为810人。 第十章投资估算与经济评价第一节投资估算一、投资范围露天矿基本建设工程投资计算范围包括：露天煤矿建成投产为实现年产原煤10.0Mt所需发生的各项工程投资及费用。具体由矿建工程投资、土建工程投资、设备及工器具购置、安装工程投资、工程建设其他费用、工程预备费、矿业权价款、建设期投资贷款利息及流动资金等组成。二、编制依据根据设计工程量按煤规字（2000）第183号文颁发的《煤炭建设地面建筑工程概算指标》、《煤炭建设机电安装工程概算指标》、中煤建协字【2011】72号文中的《煤炭工程建设其他费用规定（修订）》编制；矿建剥离工程按煤规字（1995）第176号文颁发的《煤炭露天剥离工程综合预算定额》编制，并结合实际外包剥离工程的具体情况经综合分析后适当进行调整；工程取费执行煤规字2000第（48）号文颁发的取费标准；矿山公路工程执行国家交通部2007年第33号文颁发的最新概算定额指标及配套的费用标准。对上述概算指标依据邻近地区价差最新批复的价差综合调整系数进行定额价差调整。主要装置性材料按收集的矿区现行材料预算价格资料计算。工程预备费按8%标准计列。主要工艺设备价格采用国内外厂家最新报价信息，不足部分参照《中国机电产品报价目录》编制。针对需要从国外引进的设备按国家现行税法目录规定，对部分相关设备计取关税。三、建设投资露天煤矿建成投产后实现年产原煤10.0Mt，所需基本建设工程总投资为363885.19万元。露天煤矿按生产工艺环节及费用要素汇总见表。具体的计算明细详见《新疆自治区**矿区ABC露天矿可行性研究报告估算书》。露天煤矿工程投资汇总表序号生产环节或费用名称估算价值（万元）矿建工程土建工程设备及工器具购置安装工程工程建设其他费用计 1采剥工程88967.7037185.99579.05126732.742矿岩运输276.9862911.721804.5364993.233排土系统11355.69731.2412086.934地面生产系统12140.9411090.451251.7124483.105地面运输1924.481924.486疏干及防排水343.54162.73374.38880.657通信及控制系统4010.251592.945603.198供电系统297.305567.124533.2310397.659室外给排水及供热3270.222507.762373.278151.2510机修厂4079.5510842.36363.9515285.8611专业仓库1512.651412.2397.583022.4612行政福利设施2956.50509.9313.913480.3413场区设施4439.824439.8214环保1272.681272.6815工程建设其他费用30579.6430579.64计88967.7032514.66147556.2313715.7930579.64313334.0216工程预备费8%25066.7225066.72小计88967.7032514.66147556.2313715.7955646.36338400.7417矿业权价款9600.009600.0018建设期贷款利息7898.857898.85建设项目总造价88967.7032514.66147556.2313715.7973145.21355899.59吨煤投资（元/吨）88.9732.51147.5613.7273.15355.90占总投资比重（%）25.009.1441.463.8520.55100.0019铺底流动资金7985.607985.60建设项目总资金88967.7032514.66147556.2313715.7981130.81363885.19三、建设期利息和流动资金本项目建设工期为36个月，债务资金按当前五年期以上贷款利率6.55%复利计算。项目建设期贷款利息为7898.85万元。露天矿生产期间流动资金需用量，系根据生产成本参数采用分项详细测算法计算，详见附表。 第二节资金筹措一、投资使用计划投资使用计划按本项目主要工程建设进度计划表编制。本项目具体实施阶段建设工期36个月，逐年投入资金详见附表。二、资金筹措企业资本金占建设投资、建设期利息和铺底流动资金的30.48%，，满足国发[2009]27号文《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》的具体要求。生产流动资金来源采用70%地方银行贷款、30%企业自筹的募集方式。流动资金贷款利率为6.00%。经计算项目流动资金总额为7985.60万元。三、资金筹措方案分析综上所述，项目建设资金的募集方式，企业集团计划投入本项目的资本金比例符合国家对煤炭行业建设投资资本金的要求。露天煤矿开发主—新疆ABC公司，隶属于中国特变电工集团有限公司。该企业集团资金实力雄厚，经营范围涉及变压器、电线电缆、太阳能、电子铝箔、房地产等领域。是国家重点高新技术企业，中国变压器行业首家上市公司。该集团公司银行信用等级很高（国有各类金融机构信用等级均为AA+），因此，露天煤矿开发项目资本金来源可靠。分析认为，由出资能力强的企业集团为项目投入资本金，即为项目的债务融资提供了信用基础，同时也为债权人承担了较高的市场风险，贷款的风险也就相对较低。第三节财务评价一、财务评价依据及范围本次财务评价是依据《煤炭建设项目经济评价方法-实施细则》所规定的方法和参数，在国家现行财税制度和价格体系的前提下，从项目的角度出发，计算项目范围内的财务效益和费用，分析项目的盈利能力、偿债能力和财务生存能力，评价项目在财务上的可行性。本次财务评价中计算范围仅包括露天煤矿工程。二、其他相关数据 本项目设定为“独立核算”经济实体，应缴纳增值税、城市维护建设费、教育费附加、资源税和所得税。增值税税率为17%，城市建设维护费和教育费附加分别为增值税的5%和5%；根据国家已经颁布实施的税法政策，所得税计取标准按利润总额的25%计取；资源税按3.00元/吨标准计列。基准财务内部收益率为项目融资前税前财务基准收益率10%，项目资本金税后财务基准收益率11%。三、成本费用露天煤矿建成投产后经济计算期各年生产成本的计算，是在充分借鉴其他既有露天煤矿近年来实际发生的财务报表资料的基础上，采用以设备运营费为中心的指标体系及管理费、其他工料消耗等有关指标按实物组合法计算。具体计算原则如下：（一）材料费：露天矿的火工材料按设计逐年消耗量及收集的实际材料价格估算，设备消耗材料依据设备价值及材料消耗百分率指标计算。（二）燃料费：根据设计提供的耗油量计算，柴油价格为8000元/吨。（三）动力费：本次设计将建成后的露天煤矿作为独立核算的经济实体考虑，生产电价按项目所在地区工业电价0.55元/kWh计算。（四）职工薪酬：根据劳动定员和类似生产矿区的实际工资单价水平计算。综合确定为:生产工人平均5万元/人年、管理人员10万元/人年、服务及其他人员3万元。福利费按职工工资的14%计算，“五险一金”等按工资总额的45%计列。（五）修理费：露天矿修理费用系依据相关设备价值及不同设备修理费率统计指标计算。（六）折旧费：土建工程折旧年限为40年，设备折旧年限为10至25年不等。（七）安全费：根据国家新颁发的文件法规，按5.0元/吨标准计取。（八）维简费：根据国家新颁发的文件法规，按8.50元/吨标准计取，其中井巷工程基金2.5元/吨。（九）摊销费：工程建设其他费用中的无形及递延资产按10年分摊，生产准备及开办费按5年摊销。（十）外包工程费：参照采煤、剥离运距及收集的实际发生的单价水平，经综合分析后确定。（十一）其他支出：由露天矿生产管理费、煤炭资源开发特别调节费、矿产资源补偿费、工会经费、生产期间发生的少量征地费用、土地复垦费、环保绿化等。具体费用标准依据相关文件的具体规定或参考临近矿区生产矿的统计资料并结合本项目具体情况经综合分析后确定。（十二）财务费用：由生产经营期发生的工程贷款利息、流动资金贷款利息及短期贷款利息等组成。露天矿投产后达产当年及经济计算期平均生产成本计算见表18-3-1。 四、商品煤销售收入本露天煤矿市场定位主要以就地转化和外运相结合。根据本地区近期动力用煤销售价格及市场销售情况的预测，本露天矿投产后商品煤折合原煤坑口售价（不含税）暂定为115元/t。逐年销售收入详见附表。五、财务分析（一）盈利能力分析项目建成投产后，企业财务评价主要经济指标详见汇总表。从下表的经济参数可见，该露天煤矿建成投产后，因受益于煤质好、生产工艺设备先进等一系列优势，项目企业财务评价各项经济指标先进。项目企业财务评价全部投资财务内部收益率指标分别为：项目投资财务内部收益率税前13.95%，资本金财务内部收益率税后13.77%，高于煤炭工业建设项目当前推荐的项目投资财务内部收益率税前10%，资本金财务内部收益率税后11%的判定标准。单位成本费用估算表序号费用要素单位达产年偿清长期借款年备注设计规模Mt/a10.010.0一经营成本元/吨41.2444.141材料费元/吨6.726.042燃料及动力费元/吨10.549.893职工薪酬元/吨6.646.644修理费元/吨3.773.395外包工程费元/吨8.7213.336其他支出元/吨4.854.85其中：企业管理费元/吨1.701.70其他费元/吨2.002.00矿产资源补偿费元/吨1.151.15二地方基金元/吨6.006.00三折旧费元/吨12.2512.25 四维简费元/吨6.006.00五井巷工程基金元/吨2.502.50六安全费用元/吨5.005.00七摊销费元/吨0.801.46八利息支出元/吨13.230.341流动资金贷款利息元/吨0.340.342长期贷款利息元/吨12.890.00合计元/吨87.0277.69财务评价主要经济指标汇总表序号项目名称单位财务评价主要经济指标备注设计规模Mt10.001财务内部收益率%11.08税后、项目投资2财务内部收益率%13.95税前、项目投资3资本金内部收益率%13.77税后、资本金4投资回收期年9.79税后、项目投资5财务净现值（i=10%）万元81376税前、项目投资（二）偿债能力分析从理论角度分析资产负债表的各项经济指标可见：本项目建设周期为36个月，经济计算期的资产负债指标从投产初期的67%左右，在投产后6年内下降到6%以下，理论指标水平先进。从流动与速动比率来看，项目以流动资产偿还流动负债的能力也是可以肯定的。项目工程贷款偿还期可控制在9年以内，达产后利息备付率不低于1，偿债备付率保持在1以上，均满足煤炭建设项目对偿债能力参数的基本要求，故预测的生产经营期均具备较强的抗风险能力。（三）财务生存能力分析本项目计算期总净现金流量为552431万元，达产年净现金流量为44826万元，累计盈余资金为16190万元。受益于露天矿总体规模较大的优势，达产后净现金流量较大，逐年变化趋势较为稳定，且未出现过负值。经济计算期内，累计盈余资金也未出现负值，企业可在达产年第6年开始分配利润，计算期内共分配利润391264万元。由此可见项目方案较为合理，无需依靠短期融资维持资金平衡，企业有足够能力维持正常的生产运营，财务生存能力较强。 第四节不确定性分析一、敏感性分析考虑到项目可能受到时间变动、设计深度、价格波动等诸多主客观因素变化的制约，评价中使用的基础数据可能含有若干不确定性因素，故对销售收入、经营成本和投资变化作敏感性分析。本项目的投资收益率指标与销售收入、经营成本和投资间的敏感性因变关系见表18-4-1和图18-4-1，临界点分析表见表18-4-2。从表18-4-1中的计算参数可见，销售收入的变化对项目的效益水平最为敏感，其次是经营成本及投资。该工程项目即使销售收入下浮10%，仍可保持一定的获利水平，故该项目在生产经营过程中具备一定的抗风险能力。投资收益率变动敏感性分析表序号变化因素变动幅度-30%-20%-10%基本方案10%20%30%1销售价格2.115.288.2511.0813.8016.4318.982产品产量6.818.269.6811.0812.4513.8015.133经营成本14.0513.0712.0911.0810.069.017.954建设投资17.3114.7312.7111.089.758.637.69临界点分析表序号指标名称单位临界点数值增加减少1建设投资相对变化率%26.712经营成本相对变化率%29.833售价相对变化率%10.93 图18-4-1敏感性分析示意图二、盈亏平衡分析盈亏平衡分析是分析项目对市场需求变化适应能力及观察项目对风险的承受能力的一种方法。盈亏平衡点用生产能力表示。项目偿清借款年盈亏平衡分析见图。图18-4-2盈亏平衡分析图从图中可以看出，本项目因具备生产规模大、煤质好及生产工艺先进等一系列优势，偿清借款年生产能力利用率为50.87%，盈亏平衡点为508.70吨。这进一步表明本项目的生产经营具有较强的抗风险能力。第五节综合评价 工程项目各项经济指标均较为优越。通过采用先进的生产工艺，选择高产高效的现代化设备，并结合对外承包的方式生产运营，全矿单位生产能力投资仅为348.00元/吨，与同类露天矿相比，投资较少。露天矿的财务分析结果表明，本露天矿收益较高，财务内部收益率（项目投资、税前）达13.95%，明显高于煤炭工业新建工程当前设定的10%行业标准。企业有足够的能力偿清贷款，且建设投资贷款偿还期可保持在9年以内，预测的生产经营期也具备较强的抗风险能力。综上可见，从财务评价的角度分析，本项目是可行的。 表1流动资金估算表序号名称2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年原煤产量或处理原煤量(Mt)3510101010101010101010101010101010101流动资产1482.482070.798827.028827.028597.028597.028597.028878.78878.78878.78878.78878.78878.78878.78878.78878.78878.78878.78878.71.1应收帐款1358.161863.64620.94620.94534.124534.124534.124903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.651.2存货63.69106.153727.373727.373584.153584.153584.153496.33496.33496.33496.33496.33496.33496.33496.33496.33496.33496.33496.31.2.1原材料1310.41310.41242.151242.151242.151177.81177.81177.81177.81177.81177.81177.81177.81177.81177.81177.81177.81.2.2燃料动力2055.32055.31989198919891928.551928.551928.551928.551928.551928.551928.551928.551928.551928.551928.551928.551.2.3在产品1.2.4产成品63.69106.15361.67361.67353353353389.95389.95389.95389.95389.95389.95389.95389.95389.95389.95389.95389.951.3现金60.62101.04478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.751.4预付帐款2流动负债841.42841.42807.79807.79807.79776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.592.1应付帐款841.42841.42807.79807.79807.79776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.592.2预收帐款3流动资金1482.482070.797985.67985.67789.237789.237789.238102.118102.118102.118102.118102.118102.118102.118102.118102.118102.118102.118102.114流动资金当期增加额1482.48588.325914.8-196.37312.884.1流动资金借款当期增加额1037.73411.824140.36-137.46219.014.2自有流动资金当期增加额444.74176.51774.44-58.9193.865流动资金借款利息62.2686.97335.4335.4327.15327.15327.15340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29 6吨煤流动资金占用量(元)4.944.147.997.997.797.797.798.18.18.18.18.18.18.18.18.18.18.18.1表2利润与利润分配表序号名称2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年1销售收入34500575001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150002销售税金及附加96016003869.814715.044730.174730.174730.174744.114744.114744.114744.114545.824387.194744.114453.714183.664744.114744.114744.113总成本费用30892.5848268.3687019.458448881519.7779295.476753.8678092.8977686.3877828.6177970.8577830.5374823.6774823.6774823.6771093.3571093.3571093.3571093.354利润总额2647.427631.6424110.7425796.9628750.0630974.4333515.973216332569.5132427.2832285.0432623.6535789.1435432.2235722.6239722.9839162.5439162.5439162.545弥补以前年度亏损6应纳税所得额2647.427631.6424110.7425796.9628750.0630974.4333515.973216332569.5132427.2832285.0432623.6535789.1435432.2235722.6239722.9839162.5439162.5439162.547所得税661.861907.916027.686449.247187.517743.618378.998040.758142.388106.828071.268155.918947.288858.058930.669930.759790.639790.639790.638净利润1985.575723.7318083.0519347.7221562.5423230.8225136.9824122.2524427.1324320.4624213.7824467.7426841.8526574.1626791.9729792.2429371.929371.929371.99期初未分配利润1787.016938.3623213.1140626.0660032.3580940.09103563.494731.9777350.1759836.842191.8632058.8134026.3815025.5813085.6230460.7214910.4710可供分配的利润1985.577510.7425021.4242560.8462188.6183263.17106077.1127685.6119159.1101670.684050.5866659.658900.6760600.5441817.5442877.8559832.6344282.3729371.911提取法定盈余公积金198.56572.371808.311934.772156.252323.082513.72412.232442.712432.052421.382446.772684.192657.422679.22979.222937.192937.192937.1912可供投资者分配的利润1787.016938.3623213.1140626.0660032.3580940.09103563.4125273.4116716.499238.5881629.264212.8256216.4857943.1239138.3539898.6356895.4441345.1826434.7113提取任意盈余公积金14提取公益金15投资方利润分配30541.4239366.2239401.7839437.3432154.0122190.1142917.5526052.739437.9141984.9741345.1826434.7115.1其中:投资方130541.4239366.2239401.7839437.3432154.0122190.1142917.5526052.739437.9141984.9741345.1826434.7116未分配利润1787.016938.3623213.1140626.0660032.3580940.09103563.494731.9777350.1759836.842191.8632058.8134026.3815025.5813085.6230460.7214910.47 17息税前利润7663.8620280.9537338.9136351.4537084.0836941.8536998.233052.0332909.832767.5632625.3332963.9436129.4235772.5136062.9140063.2739502.8339502.8339502.8318息税折旧摊销前利润215643594055890.1955044.9655919.8355919.8355919.8352115.8952115.8952115.8952115.8952314.1852472.8152115.8952406.2952676.3452115.8952115.8952115.89表3项目投资现金流量表序号名称1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年1现金流入40117.6566862.75123452.3115000115000115000115000115000115000115000115000116982.9118569.2115000117904120604.5115000115000319096.81.1销售收入34500575001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001.2设备增值税抵扣5617.659362.758452.291982.873569.172904.045604.461.3回收资产余值204096.81.3.1回收固定资产余值1703931.3.2回收无形及其他资产余值25601.71.4回收流动资金8102.112现金流出105672.6206743.572151.4469291.6264222.0463150.863347.1763347.1767463.9967151.1167151.1167151.1176332.6687091.4962884.1182580.36100895.562884.1162884.1162884.112.1建设投资105672.619232550003.122.2流动资金1482.48588.325914.8-196.37312.882.3经营成本77761296041240412404035040350403504414044140441404414044140441404414044140441404414044140441402.4销售税金及附加96016003869.814715.044730.174730.174730.174744.114744.114744.114744.114545.824387.194744.114453.714183.664744.114744.114744.112.5维持运营投资4200700018267182671826718267182671826718267182671826727646.8438564.31400033986.6652571.851400014000140002.5.1支付矿业权价款或转让费4267426742674267426742674267426742672.5.2安全生产投入3300550011000110001100011000110001100011000110001100011000110001100011000110001100011000110002.5.3固定资产更新投资13646.8424564.319986.6638571.852.5.4维简费投入9001500300030003000300030003000300030003000300030003000300030003000300030002.5.5开拓延深费 2.5.6追加投资3所得税前净现金流量-105673-166626-5288.6954160.6750777.9651849.251652.8351652.8347536.0147848.8947848.8947848.8940650.2131477.6852115.8935323.6819708.9452115.8952115.89256212.74累计所得税前净现金流量-105673-272298-277587-223426-172649-120799-69146.5-17493.730042.3777891.26125740.2173589214239.3245716.9297832.8333156.5352865.4404981.3457097.2713309.95调整所得税1915.975070.249334.739087.869271.029235.469249.558263.018227.458191.898156.338240.989032.368943.139015.7310015.829875.719875.719875.716所得税后净现金流量-105673-168542-10358.944825.9541690.142578.1742417.3742403.283927339621.443965739692.5632409.2222445.3243172.7626307.959693.1242240.1842240.182463377累计所得税后净现金流量-105673-274214-284573-239747-198057-155479-113062-70658.5-31385.58235.9747892.9787585.53119994.8142440.1185612.8211920.8221613.9263854.1306094.3552431.2计算指标所得税前：所得税后：项目投资财务内部收益率(%)：13.95项目投资财务内部收益率(%)：11.08项目投资财务净现值(万元)：81375.54项目投资财务净现值(万元)：72692.9项目投资静态投资回收期(年)：8.37项目投资静态投资回收期(年)：9.79表4项目资本金现金流量表序号名称1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年1现金流入40117.6566862.75123452.3115000115000115000115000115000115000115000115000116982.9118569.2115000117904120604.5115000115000319096.81.1销售收入34500575001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001.2设备增值税抵扣5617.659362.758452.291982.873569.172904.045604.461.3回收资产余值204096.81.3.1回收固定资产余值1703931.3.2回收无形及其他资产余值25601.71.4回收流动资金8102.112现金流出32434.8999531.8882300.1124891.3114664.6114613.9114672.9114672.984212.1575293.4975257.9375222.3784488.5796038.7871742.1691511.02110826.372674.7472674.7478346.222.1项目资本金32434.8959476.4915524.331774.44-58.9193.862.2借款本金偿还21503.3630745.5240819.6333774.2436131.2937941.839791.68377.695671.482.3借款利息支付4954.1812562.3412892.7710219.098006.885640.283155.09548.74 2.4经营成本77761296041240412404035040350403504414044140441404414044140441404414044140441404414044140441402.5销售税金及附加96016003869.814715.044730.174730.174730.174744.114744.114744.114744.114545.824387.194744.114453.714183.664744.114744.114744.112.6所得税661.861907.916027.686449.247187.517743.618378.998040.758142.388106.828071.268155.918947.288858.058930.669930.759790.639790.639790.632.7维持运营投资4200700018267182671826718267182671826718267182671826727646.8438564.31400033986.6652571.851400014000140002.7.1支付矿业权价款或转让费4267426742674267426742674267426742672.7.2安全生产投入3300550011000110001100011000110001100011000110001100011000110001100011000110001100011000110002.7.3固定资产更新投资13646.8424564.319986.6638571.852.7.4维简费投入9001500300030003000300030003000300030003000300030003000300030003000300030002.7.5开拓延深费2.7.6追加投资3净现金流量-32434.9-59414.2-15437.4-1439.05335.4386.06327.15327.1530787.8539706.5139742.0739777.6332494.322530.3943257.8426393.029778.242325.2642325.26240750.64净现金流量净现值-29220.6-48221.9-11287.7-947.94199.04206.4157.57141.9612035.7313984.0212609.511370.078367.745226.939041.084969.61658.76468.245827.2429861.235累计净现金流量净现值-29220.6-77442.6-88730.2-89678.2-89479.1-89272.7-89115.1-88973.2-76937.4-62953.4-50343.9-38973.9-30606.1-25379.2-16338.1-11368.5-9709.8-3241.562585.6832446.91计算指标所得税后项目资本金财务内部收益率(%):13.77项目资本金财务净现值(万元):32446.91表5投资方1现金流量表序号名称1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年1现金流入30541.4239366.2239401.7839437.3432154.0122190.1142917.5526052.739437.9141984.9741345.18232553.61.1实分利润30541.4239366.2239401.7839437.3432154.0122190.1142917.5526052.739437.9141984.9741345.1826434.711.2资产处置收益分配206118.9 1.3租赁费收入1.4其他现金流入2现金流出32434.8959476.4915524.331774.44-58.9193.862.1用于建设投资32434.8959031.7515347.832.2固定资产更新2.3用于流动资金444.74176.51774.44-58.9193.862.4其他现金流出3净现金流量-32434.9-59476.5-15524.3-1774.4458.9130447.5639366.2239401.7839437.3432154.0122190.1142917.5526052.739437.9141984.9741345.18232553.64净现金流量净现值-29220.6-48272.5-11351.3-1168.8831.511902.713864.1712501.5311272.88280.125147.998969.954905.531600.986416.235692.3128844.535累计净现金流量净现值-29220.6-77493.1-88844.3-90013.2-90013.2-89981.7-89981.7-89981.7-78079-64214.8-51713.3-40440.5-32160.4-27012.4-18042.5-13136.9-11535.9-5119.71572.629417.13计算指标所得税后投资方财务内部收益率(%):13.53投资方财务净现值(万元):29417.13表6财务计划现金流量表序号名称合计1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年1经营活动净现金流量110477630719.7950394.8472314.7962595.7262732.3262176.2261540.8458075.1457973.5158009.0758044.6360141.1361094.6957257.8460379.6862350.0556325.2656325.2656325.261.1现金流入239499040365672751345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501345501.1.1销售收入204700034500575001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001150001.1.2增值税销项税额347990586597751955019550195501955019550195501955019550195501955019550195501955019550195501955019550 1.1.4其他流入1.2现金流出12902149645.2116880.1662235.2171954.2871817.6872373.7873009.1676474.8676576.4976540.9376505.3774408.8773455.3177292.1674170.3272199.9578224.7478224.7478224.741.2.1经营成本75394677761296041240412404035040350403504414044140441404414044140441404414044140441404414044140441401.2.2增值税进项税额71510.5247.35412.254399.64399.64248.34248.34248.34108.94108.94108.94108.94108.94108.94108.94108.94108.94108.94108.94108.91.2.3销售税金及附加80858.6396016003869.814715.044730.174730.174730.174744.114744.114744.114744.114545.824387.194744.114453.714183.664744.114744.114744.111.2.4增值税238986.36698.1115150.415301.715301.715301.715441.115441.115441.115441.113458.2311871.9315441.112537.069836.6415441.115441.115441.11.2.5所得税144912.6661.861907.916027.686449.247187.517743.618378.998040.758142.388106.828071.268155.918947.288858.058930.669930.759790.639790.639790.631.2.6其他流出2投资活动净现金流量-740476-105673-198007-57591.4-24181.8-18267-18070.6-18267-18267-18579.9-18267-18267-18267-27646.8-38564.3-14000-33986.7-52571.9-14000-14000-140002.1现金流入2.2现金流出740475.5105672.6198007.557591.4424181.81826718070.63182671826718579.8818267182671826727646.8438564.31400033986.6652571.851400014000140002.2.1建设投资348000.7105672.619232550003.122.2.2流动资金8102.111482.48588.325914.8-196.37312.882.2.3维持运营投资384372.74200700018267182671826718267182671826718267182671826727646.8438564.31400033986.6652571.851400014000140002.2.3.1支付矿业权价款或转让费384034267426742674267426742674267426742672.2.3.2安全生产投入1958003300550011000110001100011000110001100011000110001100011000110001100011000110001100011000110002.2.3.3固定资产更新投资96769.6513646.8424564.319986.6638571.852.2.3.4维简费投入534009001500300030003000300030003000300030003000300030003000300030003000300030002.2.3.5开拓延深费2.2.3.6追加投资3筹资活动净现金流量-348111105672.6167287.77196.6-48133-44328.7-44661.7-43909.2-43273.8-39495.3-39706.5-39742.1-39777.6-32494.3-22530.4-43257.8-26393-9778.2-42325.3-41685.5-267753.1现金流入356102.9105672.6193807.550591.445914.8-196.36312.883.1.1项目资本金投入109245.132434.8959476.4915524.331774.44-58.9193.863.1.2建设投资借款241186.373237.73133293.334655.29 3.1.3流动资金借款5671.481037.73411.824140.36-137.46219.013.1.4短期借款3.1.5其他流入3.2现金流出704213.426519.843394.8454047.7944328.7244465.3243909.2243273.8439808.1439706.5139742.0739777.6332494.322530.3943257.8426393.029778.242325.2641685.47267753.2.1各种利息支出63864.35016.4412649.3213228.1710554.488334.025967.423482.24889.03340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.29340.293.2.2偿还债务本金249085.121503.3630745.5240819.6333774.2436131.2937941.839791.68377.693.2.3应付利润391263.930541.4239366.2239401.7839437.3432154.0122190.1142917.5526052.739437.9141984.9741345.1826434.713.2.4其他流出4净现金流量639.7815550.255累计盈余资金639.7816190.04表7借款还本付息计划表单位:万元序号名称1年2年3年4年5年6年7年8年9年1贷款银行11.1期初借款余额75636.27191791.5196836.2156016.6122242.486111.0948169.298377.691.2当期借款73237.73133293.334655.291.3建设期利息2398.544365.351134.961.4当期还本付息35188.2443307.8653712.443993.3244138.1743582.0842946.698926.43其中：还本21503.3630745.5240819.6333774.2436131.2937941.839791.68377.69付息13684.8812562.3412892.7710219.098006.885640.283155.09548.74 1.5期末借款余额75636.27191791.5196836.2156016.6122242.486111.0948169.298377.692短期借款2.1期初借款余额2.2当期借款2.3当期利息2.4当期还本付息其中：还本付息2.5期末借款余额3借款合计3.1期初借款余额75636.27191791.5196836.2156016.6122242.486111.0948169.298377.693.2当期借款73237.73133293.334655.293.3建设期利息2398.544365.351134.963.4当期还本付息35188.2443307.8653712.443993.3244138.1743582.0842946.698926.43其中：还本21503.3630745.5240819.6333774.2436131.2937941.839791.68377.69付息13684.8812562.3412892.7710219.098006.885640.283155.09548.743.5期末借款余额75636.27191791.5196836.2156016.6122242.486111.0948169.298377.69计算指标偿债备付率11111112.96利息备付率1.531.62.823.444.456.1910.6237.18 表8资产负债表序号名称1年2年3年4年5年6年7年8年9年10年11年12年13年14年15年16年17年18年19年20年1资产108071.16287626.20315830.80302850.46291423.95279625.20267914.22256259.59244744.41232805.32220723.99208500.43203814.16211465.90198122.52201861.75225216.09215603.02206629.74212566.931.1流动资产总额1482.482070.798827.028827.028597.028597.028597.028878.708878.708878.708878.708878.708878.708878.708878.708878.708878.709518.4825068.741.1.1货币资金60.63101.04478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.75478.751118.5316668.791.1.2应收账款1358.161863.604620.904620.904534.134534.134534.134903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.654903.651.1.3预付账款1.1.4存货63.69106.153727.373727.373584.153584.153584.153496.303496.303496.303496.303496.303496.303496.303496.303496.303496.303496.303496.301.2设备增值税进项税未抵扣余额17815.048452.291.3在建工程108071.160.005564.081.4固定资产净值268328.68288406.39279220.33264470.20249720.06234969.92220219.78205469.65190719.51175969.37161219.23158133.06167384.91155641.62160980.95185935.39177922.42169909.46161896.501.5无形及其他资产净值11337.2514803.1118126.7321308.1224347.2827442.7930396.0733207.1135875.9238402.5036802.4035202.3033602.2032002.1030402.0028801.9027201.8025601.702负债及所有者权益108071.16287626.20315830.80302850.46291423.95279625.20267914.22256259.59244744.41232805.31220723.99208500.43203814.16211465.91198122.52201861.76225216.09215603.03206629.75212566.942.1流动负债总额0.00841.43841.43807.79807.79807.79776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.592.1.1短期借款0.002.1.2应付账款841.43841.43807.79807.79807.79776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.59776.592.1.3预收账款2.1.4其他2.2建设投资借款75636.27191791.51196836.24156016.62122242.3886111.0948169.298377.692.3流动资金借款1037.731449.565589.925589.925452.465452.465452.465671.485671.485671.485671.485671.485671.485671.485671.485671.485671.485671.485671.482.4负债小计75636.27192829.25198285.80162447.96128673.7392371.3454429.5414637.946448.076448.076448.076448.076448.076448.076448.076448.076448.076448.076448.076448.072.5所有者权益32434.8994796.95117545.00140402.50162750.22187253.85213484.67241621.65238296.34226357.25214275.92202052.36197366.09205017.84191674.46195413.69218768.03209154.96200181.68206118.872.5.1权益资本32434.8991911.38107435.71109210.15109210.15109151.24109151.24109151.24109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10109245.10 2.5.2资本公积900.002400.005400.008400.0011400.0014400.0017400.0020400.0023400.0026400.0029400.0032400.0035400.0038400.0041400.0044400.0047400.0050400.0053400.002.5.3累计盈余公积金198.56770.932579.234514.016670.268993.3411507.0413919.2716361.9818794.0221215.4023662.1826346.3629003.7831682.9834662.2037599.3940536.5843473.772.5.4累计未分配利润1787.016938.3623213.1140626.0660032.3580940.09103563.3794731.9777350.1759836.8042191.8632058.8134026.3815025.5813085.6230460.7214910.47资产负债率(%)69.9967.0462.7853.6444.1533.0320.325.712.632.772.923.093.163.053.253.192.862.993.123.03流动比率(%)1049.061049.061064.271064.271064.271143.301143.301143.301143.301143.301143.301143.301143.301143.301143.301225.683228.06速动比率(%)606.07606.07620.57620.57620.57693.08693.08693.08693.08693.08693.08693.08693.08693.08693.08775.472777.85 第十一章风险分析投资项目风险分析是在市场预测、技术方案、融资方案和社会评价论证中已进行了初步风险分析的基础上，进一步综合分析评价拟建项目在规划、建设和运营中潜在的主要风险因素，揭示风险来源，判别风险程度，提出防范风险对策，降低风险损失。第一节项目主要风险分析一、技术风险分析1、因煤田地质条件、工程地质条件和水文地质条件等与预测值存在重大偏差，导致储量减少、工程量增加、投资增加、工期延长等。2、项目在实际建设与运营过程中因技术问题而导致的设备损坏，工期延长以及人员伤亡等。二、经济风险分析项目固定投资和流动资金需求量很大，一旦资金供应不足或者中断，将导致项目工期拖延甚至终止；利率、汇率的变化导致融资成本升高，引起项目的成本增大，获利空间减小。三、市场风险分析就本建设项目而言，市场风险有：1、市场实际供需情况与预测值发生偏离；2、项目的产品市场竞争力或者竞争对手情况发生重大变化，产品品位降低或不及其他项目的产品品位；3、项目产品（采运排大型设备）和主要原材料的实际价格发生较大的偏离。第二节防范和降低风险的对策从本项目预测的风险来看，风险程度均为一般风险。风险发生的可能性不大或者即使发生，所造成的损失较小，一般不会影响项目的可行性，也不会影响项目的策划、设计、施工、销售及运营。为进一步提高投资的安全性，防止风险发生，减少风险损失，将风险损失控制在最小范围内，可以采取一些针对性的风险对策。一、技术方面风险对策 在项目开工前一定要做好资源开发利用的可行性、合理性和资源的可靠性进行研究和评价，为本项目的开发建设提供可靠的依据，从而减少企业的经济损失。对主要采、运、排操作人员进行有计划的培训学习；掌握设备的操作技能和处理设备事故的技能，并积极参加设备安装调试，最大限度地发挥现代化设备的生产能力，降低生产成本，提高劳动生产率，减少经济损失。二、经济风险对策通过财务计划、自己筹措等经济手段对风险事故造成的经济损失进行补偿。三、市场风险对策用户签订产品长期销售合同，锁定产品的市场风险，提高项目的投资收益。第三节风险管理手段一、风险预测本可研通过对项目实施及生产运营过程中可能出现的问题、事故以及一些不确定因素进行分析，预测项目可能存在的风险。以此作为风险规避及控制的基础。从而预防事故发生和降低事故造成的损失。二、风险回避风险回避是指在完成项目风险分析与评价后，如果发现项目风险发生的概率很高，而且可能的损失也很大，又没有其他有效的对策来降低风险时，应采取放弃项目、放弃原有计划或改变目标等方法，使其不发生或不再发展，从而避免可能产生的潜在损失。由于本项目风险程度均为一般风险。风险发生的可能性不大或者即使发生，所造成的损失较小，一般不会影响项目的可行性，也不会影响项目的策划、设计、施工、销售及运营。所以不采取风险回避方式。三、风险转移通过合同或非合同的方式将风险转嫁给另一个人或单位的一种风险处理方式．一般说来，风险转移的方式可以分为财务型非保险转移和财务型保险转移。财务型非保险转移是指通过订立经济合同，将风险以及与风险有关的财务结果转移给别人。在经济生活中，常见的财务型非保险风险转移有租赁、互助保证、基金制度等等。财务型保险转移是指通过订立保险合同，将风险转移给保险公司(保险人)。个体在面临风险的时候，可以向保险人交纳一定的保险费，将风险转移。一旦预期风险发生并且造成了损失，则保险人必须在合同规定的责任范围之内进行经济赔偿。由于保险存在着许多优点，所以通过保险来转移风险是最常见的风险管理方式。需要指出的是，并不是所有的风险都能够通过保险来转移，因此，可保风险必须符合一定的条件。 四、风险控制总会有些事情是不能控制的，风险总是存在的。在项目实施过程中，管理者将会根据风险预测，做好风险可能发生的准备，尽可能把损失控制在一定的范围内，以避免在风险事件发生时带来的难以承担的损失。五、风险自担本项目财务状况稳定，管理严谨。已进行全面的风险预测，并有足够的准备和资金承担可能发生的风险、意外。第十二章社会评价社会评价的目的，在于在系统调查、分析和预测拟建项目的建设、运营产生的社会影响与社会效益，分析项目所在地区的社会环境对项目的适应性和可接受程度。通过分析项目涉及的各种社会因素，评价项目的社会可行性，提出项目与当地社会协调关系，规避社会风险，促进项目顺利实施，保持社会稳定的方案。第一节项目对社会影响分析一、正面影响（一）缓解乌、奇地区煤炭供需紧张矛盾根据市场预测,乌鲁木齐、奇台地区煤炭需求量缺口很大。按新疆ABC公司的规划，其煤炭产出计划缺口同样很大。唯有增加煤炭产量和开发新的煤炭建设项目,才有可能使煤炭紧张的供应局面得到缓解。本项目一期设计生产能力10.0Mt/a，可以弥补相当大的煤炭需求量缺口。（二）增加社会的就业机会目前该地区有大量的下岗失业人员和农村剩余劳动力。项目开发建设后，会使数百人就业上岗，产生有形和无形的产业链条，如机修、汽修、商业、服务业、餐饮业等将使相当数量的人员走上就业岗位，不仅减轻政府的就业压力、社会劳动保障部门的救济负担，还增加了农村贫困地区劳动力的收入。（三）增加税收，拉动当地经济 奇台县煤炭资源丰富，加大煤炭产业开发。最终在奇台县形成煤电一体化以及煤的焦化、液化、气化和化工等相关产业链，可使煤炭工业成为拉动该县经济快速发展的支柱产业之一。这些以煤炭为龙头的相关产业的兴起和发展，可大幅度增加地方财政税收，促进地方的经济建设和各行各业的发展。（四）提高就业人员的生活水平和生活质量重新上岗人员或新就业人员，将切实感受到项目实施后的生活变化，随着经济收入的提高，居住环境、交通出行、生活水平和方式都会有潜移默化的变化。（五）促进社会稳定性民以食为天。安居才能乐业。经济的发展必然带来社会的稳定，和谐社会的建立才会有牢固的社会基础。（六）有利于提高科技水平和收益项目的开发建设及相关产业链的形成，会调动多所相关大专院校、设计、科研机构加入到研究、开发和建设之中，在提供项目实施的技术支持的同时，使自身的技术水平与业务建设得以提高并获得经济利益。（七）产生积极的社会影响和社会效益该项目的开发建设，将会对社会作出积极贡献，促进当地的国民经济发展和经济繁荣，提升各相关企业的经济效益，促进社会稳定。因此项目的实施将产生积极的社会影响和社会效益。二、负面影响由于项目的开发建设，将引发矿区内的生态环境变化。运输产生的粉尘也会对大气环境造成一定影响。虽然项目的开发建设会对环境带来一定的影响，但可研对上述不良影响均采取了有效的防护和保护措施，如进行污水处理、粉尘治理、噪音治理、消烟防尘等，在水土保持方面也采取了有效的保护措施，将不良影响减小到最低限度。已开发矿区的实践证明，通过采取生物措施和工程措施以后，矿区所在的区域小环境明显好于开发前的自然环境。第二节社会评价结论ABC露天煤矿位于奇台县城北东方向,距奇台县城直线距离90km，地理位置优越。从奇台县城出发，沿303省道东行33km至三个庄子，再沿228省道（奇-青）公路北行80km即到矿区，交通运输较便利。区内地形平缓，除西部火烧区外，汽车均可通行。其丰富的矿产资源，较便利的交通网络，具备了形成以资源型工业为主导，全面实施优势资源转换战略的条件。ABC露天煤矿建设项目在此优越的条件下应运而生，是落实国家“西部大开发”战略部署的具体体现，是带动地区经济发展的有效途径，是落实“西电东送”加快电力发展的需要，本项目的开发建设是非常重要也是非常必要的。 通过项目对社会的影响分析、项目所在地互适性分析可以看出，该项目的实施，将会对社会产生积极影响和良好的社会效益，项目具有较强的社会可行性。项目在各级组织的大力支持下和社会各方的积极参与下，必将会得以顺利实施，达到预期的经济效果和社会效益。小组成员分工：整理项目资料（张生元、焦海华），核查整理数据（李靖、陈亮）、文字校对（谭兴力、梁明凤）'