关于印发《石油天然气探明储量报告编制暂行规定》的通知
国土资源部
国土资源部文件
国土资发[2005] 74 号
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关于印发《石油天然气探明储量报告编制暂行规定》的通知
中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、各地方石油公司、各有关单位：
根据《关于贯彻实施新的<石油天然气资源∕储量分类>国家标准的通知》（国土资发［2004］162号）要求，国土资源部组织有关专家评审通过了《石油天然气探明储量报告编制暂行规定》，现予以发布试行。
附件：《石油天然气探明储量报告编制暂行规定》
二○○五年四月十八日
石油天然气探明储量报告编制暂行规定
(试 行)
国土资源部储量司
二OO五年四月
目 次
1 储量报告编制的基本要求 1
2文字报告的内容与要求 1
3 插表与附表的编制要求及格式 8
4插图及附图的编制要求与格式 10
附录A探明储量报告封面格式
附录B探明储量报告扉页格式
附录C探明储量报告目次格式
附录D探明储量报告插表格式
附录E探明储量报告附表格式
附录F探明储量报告附图格式
石油天然气探明储量报告编制暂行规定
为了规范石油天然气探明储量报告(以下简称储量报告)的编制，遵照《石油天然气资源/储量分类》(GB/T19492—2004)国家标准和《石油天然气储量计算规范》(DZ/T0217—2005)行业标准的要求，特制定本暂行规定。采用容积法计算、复算和核算石油天然气储量时均应按照本暂行规定编制储量报告。
1 储量报告编制的基本要求
1.1 储量报告应包括文字报告、插表、插图、附表及附图五个方面内容。文字报告、插表及插图统一编排，按A4(297mm×210mm)纸装订。附表、附图编排为附图表册，附图表册按A3纸(297mm×420mm)装订，大型图件可折叠后装入附图表册。附图和附表较少时可折页与报告统一装订。
1.2 储量报告的文字和图表要简明、清晰、美观，便于理解和阅读。文字与图表信息应相符，每张图表均应在文字中提及，并应按报告中出现的先后顺序，按章排序。各种量、取值位数、单位及符号应符合《石油天然气储量计算规范》(DZ/T0217—2005)及石油工业常用量和单位(SY/T 5895)。图例应符合石油天然气地质编图规范及图式(SY/T 5615-2004)。
1.3 本暂行规定列出的插表、插图及附表、附图的内容和数量，可根据油(气)藏地质特征、资料录取和储量研究工作的具体情况作相应调整。
1.4 储量报告应统一封面、扉页和目次。目次排在正文之前。封面格式见附录A，扉页格式见附录B，目次内容与格式见附录C。附件和附图表册的封面、扉页与目次格式参照附录A、B、C。
1.5 每个年度按油(气)田编写储量报告，若油(气)田中几个区块不宜统一编写时，除油(气)田概况统一编写外，其余部分可按区块分别编写。
2 文字报告的内容与要求
2.1 油(气)田概况
2.1.1 申报区的位置与矿权
申报区是指本次申报储量的油(气)田或区块。
1)申报区的位置应简述
申报区所处的盆地、一级构造单元和二级构造单元的名称，含油(气)区带或二级构造带名称。
申报区的地理条件、地表、水深、气候和交通等。
所处省区和县市名称，或海域名称和距岸边城市的距离。若跨省区要说明跨省区名称。
申报区在本油(气)田的位置，临近油(气)田的名称、方位和距离，与可依托的重要油(气)设施的距离等。
申报区东西边界的经度和南北边界的纬度。
2) 矿权应简述
逐一列出申报区所在的勘查(采矿)登记项目名称、许可证号、有效期，最后说明法人单位、法人储量权益比例、勘查(采矿)单位。
若为合资合作经营，要说明合作者名称和储量权益比例。合资合作区块的储量统一计算，剩余可采储量的净权益另行规定。
申报含油(气)面积是否超出登记项目边界线。
2.1.2 勘探开发与储量申报简况
申报区发现情况应说明发现时间、发现井井号、钻井、测试等情况。
油(气)田勘探开发简史应分阶段简述勘探开发程度和地质认识。重点对申报区发现后的总工作量做简要论述。
储量申报情况应简述：储量申报基准日；申报的油(气)田和区块名称、含油(气)层位、储量类型、储量类别、含油(气)面积、地质储量、技术可采储量；若为复、核算，首先应说明复、核算的依据，并列出核销的储量类别、含油(气)面积、地质储量、技术可采储量；若本区已开发或老油田扩边，应列出经济可采储量、累计采出量、剩余经济可采储量和申报区的投产时间及综合含水率等。分阶段情况可直接列表表述。
2.2油(气)田地质特征
2.2.1 区域地质简况
1) 简述申报区的区域构造特征，包括区域构造单元名称、类型和特征，申报区所在单元与周围单元的关系。
2) 简述地层划分与分层特征，包括申报区钻遇的地层和缺失的地层，含油(气)分布的层位，按地层分层简述岩相、岩性、地层厚度、接触关系、平面变化。
3) 简述申报区油(气)聚集条件，包括生油凹陷情况和位置关系，生、储、盖组合条件，油(气)分布与油(气)藏成因和充满程度分析等。
2.2.2 构造特征
1) 构造图编制情况
说明所用地震资料的测网密度和资料质量，处理解释和编图情况(如层位标定、时深转换和井斜校正等)，圈闭落实程度评价。
2)局部构造特征
说明构造的名称、要素和基本特征，断裂的分布和特征。
3)次级圈闭的特征与划分
若局部构造进一步划分为次级圈闭、区块或井块，应简述次级圈闭等的名称、要素和特征，次级圈闭的划分要与平面计算单元相一致。
4) 构造形态与断裂控制油(气)分布的情况
阐述油(气)藏的主控因素—构造、断层、地层与古构造形成与油(气)富集的配置关系等。
2.2.3 储层特征
油气层组划分：阐述油(气)层组的划分及主要依据，或引用的本油(气)田的老区方案。油(气)层组的划分要与纵向计算单元相一致。
储层分类评价：根据储层厚度、岩性、储集空间的宏观和微观特征等确定申报区的储层分类评价标准。
储层特征简述：按照油(气)层组划分情况简述地层厚度、岩性、岩相、储层厚度、储层岩性及成分、成岩作用、储层类型、物性、裂缝发育状况、储层分类结果等。
储、盖层对油(气)分布的控制情况：储层、盖层、隔层的发育情况及对油(气)的分隔作用，储层平面变化对油(气)分布的影响，岩性遮挡条件的分析。
2.2.4 油(气)藏特征
1) 油(气)藏控制因素与划分
根据油(气)层平面与纵向分布特征、控制因素(构造、断层、地层、岩性等)划分油(气)藏。阐述油(气)藏的空间分布及相互关系。油(气)藏的划分应与计算单元相一致。
2) 油(气)藏类型与要素
阐述油(气)藏类型、埋藏深度、油藏中部海拔、含油(气)高度及驱动类型等。
流体界面的确定：简述采用的方法(测井解释、试油证实、压力测试、毛管压力、及烃类检测等)和求得的界面海拔域综合确定结果。
3) 压力与温度
阐述地层压力、地层温度与深度的关系，确定油(气)藏中部的原始地层压力、饱和压力、地饱压差、压力系数与地层温度等，可直接用于储量计算。凝析气藏应论述临界凝析温度、临界点或露点压力等。
4) 流体性质
阐述流体组分、地层及地面条件下流体的物理性质及其变化规律。对于稠油油藏，应阐明粘、温关系；对于凝析气藏，应根据流体相态分析图阐明流体类型。
应分析所取高压物性资料的可靠性和代表性。对油藏，论述地层原油体积系数的变化规律，确定各油藏的地层原油体积系数、溶解气油比；对气藏，用实测资料确定凝析油含量和气体偏差系数，也可用组份分析资料求取气体偏差系数。
阐述原油密度的变化规律，确定各油藏的地面原油密度和凝析气藏的凝析油密度。
5) 油(气)藏产能情况
a) 根据试油、试采或稳定试井资料，阐述各油(气)藏的产能变化。确定合理工作制度下的各井的稳定产量。
b) 储量起算的单井下限日产量确定：阐述根据规范的规定或根据规范提出的方法自行研究的单井下限日产量。根据各井稳定产量与单井下限日产量的比较，确定达到储量起算标准的井号。
2.3 地质储量计算方法和储量类别与计算单元
2.3.1 计算方法
根据《石油天然气储量计算规范》(DZ/T0217—2005)选择确定，并注明公式中符号的名称和单位。
2.3.2 储量计算单元
储量计算单元划分的依据、单元数及各单元名称。
2.3.3储量类别
1) 勘探开发程度
阐述资料截止日期；
阐述申报储量范围内的勘探、开发及分析化验的总工作量。
列表说明分区块地震(二维、三维)、钻井(探井、开发井)、测井、取心、测试等工作量完成情况和分析化验项目与数量的基础上，阐述含油(气)范围内的井控程度等是否达到《规范》对勘探程度的要求。
复、核算报告要阐述复、核算前后的资料变化情况。
2) 地质研究与认识程度
本次重点开展的储量研究专题、提交的成果报告和主要的参考技术资料。
阐述主要的研究结论和认识，是否达到了规范规定的认识程度。
3) 储量类别
根据各计算单元的勘探开发程度、地质研究与认识程度以及储量可靠性分析，界定各计算单元的储量类别。单元较多时宜列表表述。
2. 4 地质储量计算参数
2.4.1 含油(气)面积
1) 油(气)藏顶、底面构造图的评价
阐述用于确定含油(气)面积的构造图的种类(地震、钻井、换算、借用等)、比例尺、置信度等；阐述做图层与有效储层顶面的距离。
2) 含油(气)边界确定
阐述含油(气)面积的圈定原则。若使用地震信息圈定含油(气)面积，应阐明所用地震属性与含油(气)的关系及置信度，并且井点至含油(气)边界的距离不超过开发井距的1~1.5倍。
对每个计算单元逐一论述含油(气)边界类型(油(气)水界面、含油(气)边界、断层、计算线等)和圈定依据。单元及边界类型较多时可列表表述。
3) 含油(气)面积选值
阐述各计算单元的计算面积、控制井数及申报区块的最大叠合面积。
复、核算储量时，应阐述含油(气)面积的变化情况及增减依据。
2.4.2有效储层下限标准
1) 测井曲线的选择及岩心分析资料的评述
阐述适用于解释孔隙度、渗透率、含油(气)饱和度及有效厚度划分等的测井曲线的选择依据及岩心分析资料的评述。
2)有效孔隙度解释方法
岩心分析孔隙度研究；测井解释孔隙度图版的建立；测井解释孔隙度结果与精度检验。
3)含油(气)饱和度解释方法
油基泥浆取心或密闭取心资料的研究成果，重视取心井所处油藏部位、储层物性及油气水系统等的影响；采用测井解释确定含油(气)饱和度时，应论述有关参数的确定依据；采用已建立的含油(气)饱和度经验关系式时，应说明其适用性和置信度。
4)有效厚度下限标准
阐述岩性、物性、含油性及电性等四性关系及有效厚度下限标准的研究；建立油(气)层有效厚度标准图版，确定有效厚度下限值包括本区实测和类比结果类比结果。明确有效厚度下限参数的物理属性；尽可能建立区域性下限标准，以弥补资料不足；也可采用统计性结果，或使用本区目前测试到的下限。
2.4.3有效厚度
根据2.4.2中的方法解释单层有效厚度，并计算单井有效厚度。阐述等值图勾绘及计算单元平均有效厚度的确定方法与取值结果。若使用地震资料编制的有效厚度等值图计算平均有效厚度时，应阐明所采用的地震属性的置信度。
2.4.4有效孔隙度
根据2.4.2中的方法解释单层有效孔隙度，并计算单井平均有效孔隙度。阐述计算单元平均孔隙度的确定方法及选值结果。孔隙度压缩校正方法的来源、应用条件与压实校正结果。
2.4.5原始含油(气)饱和度
根据2.4.2中的方法解释单层原始含油(气)饱和度，并计算单井平均原始含油(气)饱和度。阐述计算单元平均原始含油(气)饱和度的确定方法及选值结果。采用类比法确定原始含油(气)饱和度时，应列出类比条件。
2.4.6原始原油(天然气)体积系数
地层原油体积系数根据2.2.4.3中的研究结果确定。也可应用统计公式或类比法确定，但应说明公式适用性或类比条件。
原始天然气体积系数根据2.2.4.2和2.2.4.3中的地层温度、地层压力及气体偏差系数研究结果确定。气体偏差系数用组份分析资料计算求取时，应列出所使用的气体组分分析结果。
2.4.7原始气油比
油藏的原始溶解气油比根据2.2.4.3中的研究结果确定。
对凝析气藏和小型油(气)藏，采用合理的工作制度下的稳定生产气油比时，应列出统计的试油井的生产情况，并论证其合理性。
凝析气藏应论述天然气摩尔分量的确定方法及取值结果。
需计算二氧化碳(CO2)及硫化氢(H2S)储量的气藏应分别确定各自的摩尔分量。
2.4.8地面原油密度
地面原油密度或凝析油密度根据2.2.4.3中的研究结果确定。
2. 5 地质储量与技术可采储量
2.5.1地质储量
储量计算结果可使用文字叙述其合计数，具体数据应列表表述，包括原油、天然气、溶解气、凝析油等，采用体积单位与重量单位两种形式表述。
复、核算储量应论述复、核算前后储量参数的变化情况及对储量变动的影响。
2.5.2技术可采储量
1) 计算方法
技术可采储量计算方法根据《石油可采储量计算方法》(SY/T 5367—1998)《天然气可采储量计算方法》(SY/T6098—2000)选择确定，并注明公式中符号的名称、单位。根据选定的方法编写。
阐述油(气)藏的开采机理包括驱动类型、开采方式、井网与井距等。
采收率计算方法的选择依据及方法中有关参数的确定原则与合理性等。如采用类比法，应列出与其类比的油(气)田有关参数的对比；如采用经验公式法，应说明选择的经验公式的来源、应用条件与可信度等。如采用数模法，应论证参数选取的合理性。
论述动态法的适用条件和取值原则等。
2) 技术可采储量计算结果，包括原油、天然气、溶解气、凝析油等。
2.6 经济可采储量与剩余经济可采储量
2.6.1 开发可行性评价
1)储量综合评价
根据规范要求对油(气)藏的储量可靠性做出评价，并对储量规模、丰度、埋藏深度、储层物性等作出评价分类。
2)产能评价
根据试油、试采成果，论证平均有效厚度及合理工作制度下的单井产能和平均递减率等。
2.6.2 经济可采储量
1) 计算方法
论述经济可采储量计算方法的选择，包括类比法、现金流法及经济极限法等。根据选择的计算方法编写报告。
2) 类比法
a) 同类油(气)藏类比法
列出与其类比的油(气)藏有关参数的对比。
b) 商业油(气)流类比法
根据产能评价结果与商业油(气)流进行比较。
c) 确定经济采收率，计算经济可采储量
3)现金流法
a) 根据开发方案或开发概念设计，预测有关的开发指标并进行投资估算。
b) 经济指标(成本、价格、税率及折现率)。
c) 确定经济采收率，计算经济可采储量。
4) 经济极限法
a) 经济极限确定。
b) 动态方法的选择包括产量递减曲线和水驱曲线等。
c) 计算经济可采储量。
2.6.3 剩余经济可采储量与次经济可采储量
根据技术可采储量、经济可采储量计算结果与累计核实产量，求得剩余经济可采储量与次经济可采储量等。
2.7 问题与建议
提出储量计算和勘探开发方面存在的问题及下步工作建议。
3 插表与附表的编制要求及格式
3.1 插表名称
1) ××油气田申报储量和已有储量表
2) ××油气田地层简表
3) ××油(气)田(区块)圈闭构造要素表
4) ××油(气)田(区块)断层要素表
5) ××油气田(区块)油气层综合表
6) 储层分类评价表
7) ××油气田(区块)油气藏参数表
8) 油(气)水界面确定依据表
9) ××油田(区块)原始原油体积系数表
10) ××气田(区块)原始天然气体积系数、气体摩尔分量数据表
11) ××油田或凝析气田(区块)原始溶解(凝析)气油比数据表
12) ××油田或凝析气田(区块)原油密度数据表
13) ××油(气)田(区块)储量计算单元划分与储量类别表
14) ××油(气)田(区块)含油(气)面积圈定依据表
15) ××油(气)田(区块)油(气)层有效厚度下限标准
16) ××油(气)田(区块)单元平均有效厚度取值依据表
17) ××油(气)田(区块)单元平均有效孔隙度取值依据表
18) ××油(气)田(区块)单元平均原始含油(气)饱和度选值依据表
19) ××油(气)田(区块)石油(天然气)探明地质储量与技术可采储量数据表
20) ××油(气)田(区块)采收率选值依据表
21) ××油气田(区块)探明储量损益表
22) ××油(气)田(区块)未开发探明储量现金流量表
23) 石油(天然气)探明可采储量数据表
3.2 附表名称
附表1 ××油(气)田(区块)层组划分数据表(计算单元顶部深度)
附表2 ××油(气)田(区块)原油高压物性分析数据表
附表3 ××油(气)田(区块)地层原油分析数据表
附表4 ××油(气)田(区块)天然气分析数据表
附表5 ××油(气)田(区块)地层水分析数据表
附表6 ××油(气)田(区块)试油(气)成果表
附表7 ××油(气)田(区块)试采(投产)数据表
附表8 ××油(气)田(区块)勘探开发工作量统计表
附表9 ××油(气)田(区块)分析化验工作量统计表
附表10 ××油(气)田(区块)钻井基础数据表
附表11 ××油(气)田(区块)钻井取心及岩心分析情况统计表
附表12 ××油(气)田(区块)有效厚度岩性、含油(气)性、物性界限基础数据表
附表13 ××油(气)田(区块)有效厚度电性界限基础数据表
附表14 ××油(气)田(区块)单井有效厚度测井解释成果表
附表15 ××油(气)田(区块)岩心分析与测井解释孔隙度关系基础数据表
附表16 ××油田(区块)油基泥浆(密闭)取心饱和度分析基础数据表
附表17 ××气田(区块)天然气组分分析及偏差系数计算表
附表18 ××油(气)田(区块)类比法确定采收率基础数据表
附表19-1 ××油气田××区块未来开发投资估算表
附表19-2 ××油气田××区块生产成本和费用预测表
附表19-3 经济参数表
附表19-4 ××油气田××区块产量预测表
附表20 ××油(气)田(区块)石油(天然气)探明储量数据表
附表21 ××油(气)田(区块)石油(天然气)探明储量综合评价表
3.3 编制要求
3.3.1 每一表应有简短确切的表名。表号、表名置于表上居中位置，表号在左，表名在右。必要时应将表中的符号、标记、代码以及需要说明事项，横排于表题下作为表注，也可附注于表下。
3.3.2 表的各栏均应标明量或项目及标准规定的符号、单位。
3.3.3 表内同一栏数字的小数点上下对齐。表内均应填入具体数字或文字，用“—”表示无此项内容。
3.3.4 附表的右下方标明制表人、审核人与日期。
3.4 插表格式
插表格式详见附录D。
3.5 附表格式
附表格式详见附录E
4 插图及附图的编制要求与格式
4.1 插图及附图名称
1) ××油(气)田(区块)位置图
2) ××地区已登记项目区块分布图
3) 勘查(采矿)许可证划定范围与申报储量面积叠合图(有经纬网)
4) ××油(气)田(区块)储量综合图
5) 申报区块发现井部署图
6) ××油(气)田(区块)目地层段综合柱状图
7) ××油(气)田(区块)××层顶(底)面构造图
8) ××油(气)田(区块)地层对比图
9) ××油(气)田(区块)地震剖面图
10) ××油(气)田(区块)××层沉积相图
11) ××油(气)田 (区块)地震地质层位标定图
12) ××测线波阻抗等反演剖面
13) ××油(气)田 (区块)××层位储层平面分布预测图
14) ××油(气)田(区块)××层位砂岩或其它岩性等厚图
15) ××油(气)田(区块)××层位层组划分对比图
16) ××油(气)田(区块)储层及有效储层孔隙度、渗透率分布直方图
17) ××油(气)田(区块)有效储层岩心分析毛管压力曲线图
18) ××井××层位储层综合评价图
19) ××油(气)田(区块)不同方向油(气)藏剖面图或带油藏海拔的对比图
20) 原始地层压力与深度关系图
21) 地层温度与深度关系图
22) ××油(气)田(区块)地面原油密度分布图或随深度变化关系图
23) ××油(气)田(区块)地层水矿化度分布图
24) ××油(气)田(区块)凝析气藏流体相态分布图
25) ××油(气)田(区块)稠油油藏粘温关系曲线图
26) ××油(气)田(区块)产能分布图
27) ××油(气)田(区块)典型井单井试采曲线图
28) ××油(气)田(区块)各计算单元含油(气)面积图
29) ××油(气)田(区块)新增含油(气)面积叠合图
30) ××油(气)田(区块)与本油田已认定的探明含油(气)面积叠合图
31) ××油(气)田(区块)有效厚度下限标准研究图
32) ××油(气)田(区块)储层四性关系图
33) ××油(气)田(区块)有效厚度测井解释图版
34) ××油(气)田(区块)典型井测井解释综合图
35) ××油(气)田(区块)有效厚度等值线图或井点面积权衡法图
36) ××油(气)田(区块)测井孔隙度解释图版
37) ××油(气)田(区块)孔隙度压缩性校正图版
38) ××油(气)田(区块)有效孔隙度等值线图
39) ××油基泥浆取心或密闭取心分析资料与电性曲线关系研究成果图
40) ××油(气)田(区块)含油(气)饱和度等值线图
41) ××油(气)田(区块)地层原油(气)体积系数随深度(海拔)变化曲线
42) ××油(气)田(区块)动态法确定可采储量曲线图
4.2 编制要求
4.2.1图件主要包括油(气)藏地质研究、储量综合研究及经济可采储量计算等三大类。
油(气)藏地质研究图件主要包括构造图、典型地震地质解释剖面、控油断层断面图、地层综合柱状图、地层对比图、地层等厚图、油(气)层对比图及小层平面图等。
储量综合研究图主要包括储量综合图、油(气)藏剖面图、含油(气)面积图及叠合图、典型曲线图、有效厚度标准图、储量参数研究等值线图和各类关系曲线、直方图、参数图版等。
经济可采储量计算的有关图件主要包括产量递减曲线、水驱特征曲线、产量—时间剖
面及可采储量的敏感性分析曲线等。
4.2.2 插图和附图可根据图件的复杂程度自行决定。经济可采储量计算的有关图件可作为插图。
4.2.3 插图的图号与图名置于图下居中位置，图号在左，图名在右。附图的图号及图名置于图上居中位置。图号在左，图名在右。必要时，应将图中的符号、标记、代码、层位及有关条件等，用简练的文字横排于图名下方，作为图注。图例符合SY／T5615-2004要求。
4.3图件格式
4.3.1油(气)藏地质研究图的格式参见SY／T5615-2004的有关要求。
4.3.2 不同类型储量综合研究图件的格式详见附录G。
附录A
探明储量报告封面格式
附录B
探明储量报告扉页格式
附录C
探明储量报告目次格式
吉林省开发经营商品房价格管理办法
吉林省人民政府
吉林省人民政府令
（第４２号）
《吉林省开发经营商品房价格管理办法》已经１９９６年１月１５日省政府第３９次常务会议通过，现予发布施行。
代省长 王云坤
一九九六年一月二十二日
吉林省开发经营商品房价格管理办法
第一条 为了加强对我省开发经营商品房价格的管理，维护房地产市场正常秩序，促进房地产业健康发展，保障国家商品房开发企业、消费者的合法权益，结合我省实际情况，制定本办法。
第二条 本办法所称开发经营商品房是指具有开发经营资格的房地产开发企业开发经营的商品房。
第三条 凡本省行政区域内房地产开发企业开发经营的商品房（以下简称商品房）价格的确定，必须遵守本办法。
第四条 商品房价格实行国家定价、国家指导价和市场调节价三种价格管理形式。回迁安置房、解困房、安居工程等福利性住宅实行国家定价；普通商品住宅实行国家指导价；高级商品住宅和非住宅商品房实行市场调节价。
第五条 县级以上人民政府的物价部门会同同级房地产行政主管部门，对商品房价格实施管理。
第六条 商品房价格实行统一领导、分级管理原则。中直、省直、部队和外商投资房地产开发企业以及省外在本省开发经营的商品房的价格，属于国家定价和国家指导价的，由省物价部门审批。省物价部门对其审批的商品房价格可以委托项目所在地的物价部门办理。
市（州）、县（市）房地产开发企业开发经营的商品房的价格，属于国家定价和国家指导价的，按行政隶属关系，由各市（州）、县（市）物价部门负责审批。
第七条 实行国家定价和国家指导价的商品房，在出售以前（含预售），房屋开发经营企业应当在申报价格时按小区（零星按栋）如实填写《商品房价格申报表》，按商品房价格管理权限分别报送物价部门、房地产行政主管部门，并提交建设银行审定的工程预（结）算资料、拆迁还房面积、户数以及各项费用清单等资料。物价部门应及时会同房地产行政主管部门进行审批，对商品房价格申请人提交的材料齐全的，应当在接到书面申请３０日内审批完毕，特殊情况可延长１５日。物价部门逾期不进行审批的企业可以自行定价出售商品房。
第八条 商品房价格应当依据合法成本、国家规定的税金和适当的利润，本着按质论价的原则和市场供求状况以及国家政策要求制定。
第九条 商品房的基准价格，以预算成本为基础，由下列项目构成：
（一）成本构成。
１．土地征用及拆迁补偿费（或土地使用权出让金），包括土地征用费、耕地占用税、劳动力安置费及有关地上、地下附着物拆迁补偿的净支出、安置动迁用房支出等。处理拆迁征购房屋等收回的残值一律冲减商品住宅成本。
２．前期工程费，包括规划、设计、项目可行性研究和水文、地质、勘察、测绘、“三通一平”等支出。
３．建筑安装工程费，以当地建设银行审定的工程预（结）算为计算依据。
４．基础设施建设费，包括开发小区内道路、供水、供气、供电、排污、排洪、通讯、照明、环卫绿化等工程发生的支出。
５．公共设施配套费，包括不能有偿转让的开发小区公共配套设施发生的支出。安居工程住宅发生的公共配套设施费按５０％计入成本，其余５０％由城市政府承担。
６．商品房开发经营单位管理费（含间接开发费和三项费用中扣除利息部分），按本条１－５项费用总额计取。其中：一级开发单位为３．２％；二级开发单位为３．０％；三级开发单位为２．８％；四级开发单位为２．６％；五级开发单位为２．５％；福利性住宅建设单位一律按２．５％计取。
７．贷款利息（财务费用部分），按当年建设银行发放房屋贷款的年利息乘以本条１－５项费用总额的４０％计算。
（二）税金，按国家税法规定税率计算。
（三）利润，以成本中１－５项费用之和为基数计算，最高不超过８％。
第十条 成本中所列费用凡国家和省有规定标准的，按国家和省规定计算，国家和省没有规定标准的按实际发生的合理费用计算。商品房开发规划之外的市政建设项目费用不得进入成本。
第十一条 作价办法：
（一）回迁安置（不含偿还产权安置）住宅价格。由省价格主管部门会同有关部门根据全省平均住宅建筑造价并同住房制度改革进程相衔接，定期公布全省回迁安置住宅增加面积（不含超标准部分）的基准价格。各市（州）、县（市）价格管理部门会同有关部门可根据实际情况在不超过省公布基准价１５％的幅度内制定当地最高限价，并报省备案。
（二）解困房价格，按成本（含定额费用）加税金（按实际发生）作出基准价格，再根据当地解困费收缴情况予以补贴的数额确定出售价格，但平均出售价格不得低于当地政府确定的房改方案中规定的同类结构房屋的标准价格。
（三）安居工程住宅价格，按成本（含定额费用）加税金（按实际发生）核定。
（四）普通商品住宅基准价格，由成本、税金、利润三部分构成；普通商品房销售价格，由基准价格和经国务院、省政府批准的价外应收取的各项代缴费用（按实际发生）两部分构成，同时允许开发经营企业在物价部门核定的最高限价基础上，向下浮动，下浮幅度不限。
（五）高级商品住宅和非住宅商品房价格，由企业根据成本和市场情况自行确定。定价资料报同级房地产行政管理部门和物价部门备案。
（六）商品住宅在销售时，各经营单位可根据实际情况自行制定朝向差价和楼层差价，但其差价增减的代数和应为零。
（七）对当地政府利用好坏地号搭配办法调节开发企业利益的，作价中可平衡考虑利润率，但已在非住宅商品房价格中得到补偿的除外。
第十二条 对非住宅商品房和高级商品住宅实行高额利润调控机制，具体办法由省物价部门会同有关部门另行制定。
第十三条 房地产行政主管部门对未经价格管理部门审定价格的新建商品住
宅，不予办理交易手续和产权登记。
第十四条 商品房开发经营企业对非法的行政性、事业性以及省物价局公布的商品房建筑取费项目外的收费有权拒缴。如已缴纳，也不得计入商品房销售价格。
第十五条 对尚未实行土地有偿使用的地区，当地政府可在商品房价格外收取地段差价，其标准，市（州）物价部门可以参照国家和省有关城镇国有土地基准地价标准制定。
第十六条 由个人承担的购房款（含解困、安居工程和回迁安置扩大面积等）部分，可按有关规定，予以明确部分产权。
第十七条 对违反本办法有下列行为之一的，由物价部门依照《中华人民共和国价格管理条例》及有关规定予以处罚：
（一）不执行规定的计价原则、计价范围和计价办法的；
（二）越权定价和擅自提价的；
（三）不按规定如实申报商品住宅定价成本和备案资料的；
（四）擅自向商品房住宅开发经营单位摊派、收费的；
（五）其他违反本办法规定行为的。
第十八条 物价管理部门、房地产行政主管部门工作人员滥用职权、徇私舞弊，或者利用职务上的便利索取他人财物的，由本级或上级行政主管部门给予行政处分；构成犯罪的，依法追究其刑事责任。
第十九条 本办法自发布之日起施行，发布之前的有关规定与本办法相抵触的以本办法为准。
