国能新能[2011]92号国家能源局关于印发水电工程概算调整管理办法(试行)的通知
国家能源局关于印发水电工程概算调整管理办法(试行)的通知
可再生能源工程造价信息网 | 时间： 2011-04-19 | 文章来源：
国家能源局关于印发水电工程概算调整管理办法(试行)的通知 国能新能[2011]92号
各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局、国家电网公司、南方电网公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司、国家开发投资公司、中国长江三峡集团公司、中国水利水电建设集团公司、水电水利规划设计总院： 为加强水电工程建设管理，规范概算调整工作，保障工程建设顺利进行与工程效益有效发挥，促进水电建设持续健康发展，根据国家基本建设管理和水电工程造价管理有关规定，我局制定了《水电工程概算调整管理办法》(试行)，现予印发，请遵照执行。 附件：水电工程概算调整管理办法(试行) 附件：
水电工程概算调整管理办法
第一条 为加强水电工程建设管理，规范概算调整工作，根据国家基本建设管理和水电工程造价管理有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于在主要河流上建设的水电工程项目、总装机容量25万千瓦及以上水电工程项目、抽水蓄能电站项目，其他水电工程可参照执行。
第三条 对于经核准并开工建设的水电工程，在建设过程中由于国家政策调整、市场价格变化以及工程设计变更等原因，导致原批准设计概算不能满足工程实际需要，且投资完成额超过原批准设计概算80%及以上的，可向国家能源局申请调整概算。 第四条 申请调整概算时，应提交以下材料：
(一)项目核准文件;
(二)原工程可行性研究报告、设计概算文件及技术审查文件;
(三)工程调整概算报告(或称工程复核概算报告)，应包括调整后的概算文件及与原批准设计概算对比分析，分类定量说明投资变化原因、依据和计算方法;
(四)设计变更汇总专题报告及重大设计变更审查、核准意见;
(五)与调整概算有关的合同文件及结算资料;
(六)调整概算所需的其他材料。
第五条 工程调整概算报告由项目法人委托原设计概算编制单位编制。项目法人委托编制完成调整概算报告，并经工程所在地省级发展改革委、能源局和所属计划单列企业集团(或中央管理企业)同意后，方可向国家能源局申请调整概算。
第六条 国家能源局收到概算调整申请报告后，委托原设计概算审查单位，按照工程概算管理的有关规定，组织专家进行技术审查并出具审查意见。
第七条 工程调整概算报告应按照静态控制、动态管理的原则，以原设计概算为基础，根据设计变更汇总专题报告、建设征地和移民安置规划调整专项报告(含补偿投资概算调整)等复核调整设计概算相应项目及工程量，按原设计概算价格水平编制工程静态投资，并在分静态投资基础上，依据工程建设期国家政策调整、市场价格变化以及工程建设实际情况，编制工程建设期价差和贷款利息。
第八条 工程调整概算报告编制单位和编制人员，应严格执行国家的政策、法规和行业的有关规定，广泛、深入地了解工程实际，认真分析工程实施过程中的变化情况，实事求是，合理反映工程实际情况和造价水平。
第九条 工程调整概算报告的编制依据主要包括：
(一)国家有关法律、法规及行业有关规定;
(二)经审定、批准的可行性研究报告及设计概算;
(三)重大设计变更专题报告及审查、核准意见;
(四)建设征地和移民安置、环境保护工程、水土保持工程、劳动安全与工业卫生等专项调整报告及审查意见;
(五)一般工程设计变更报告;
(六)国家或行业主管部门发布的相关价格指数以及工程建设期间市场价格资料;
(七)机电及金属结构设备的采购合同文件、分材料采购合同文件、施工合同及其它重要合同文件、结算资料等;
(八)其他相关资料。
第十条 工程设计变更复核是编制工程调整概算报告的重要基础。工程设计变更包括重大设计变更和一般设计变更等内容。水电工程重大设计变更的界定及审查、核准程序按照国家及行业相关规定执行。在提交工程调整概算报告的同时，应提交工程设计变更汇总专题报告。
第十一条 工程设计变更汇总专题报告应按照设计概算项目划分，对工程项目和工程量变化情况进行说明，特别是对新增项目和工程投资变化较大的工程项目和工程量，应说明设计方案变更情况，分析变更原因，按照《水电工程设计工程量计算规定》有关要求编制变更工程量计算书，并附有关图纸。
第十二条 对申请调整概算的工程，审查单位应严格按照国家、行业的有关政策、法律、规定，结合市场价格变化及工程建设实际，区别不可抗力因素和人为因素，组织有关专家对工程调整概算报告及相关资料进行认真审查，提出审查意见。
第十三条 对由于地质条件变化或其他合理原因造成设计变更的工程项目和工程量，经审查认可后在调整概算中予以调整。属于重大设计变更的，须按规定已经履行设计变更审查、核准程序，并取得原设计审查单位的审查意见;未履行相关程序的，不予调整。
第十四条 对由于政策调整、市场价格上涨等不可抗力因素造成建安工程费用、设备价格、独立费用以及建设期利息增加的，经审查认可后予以调整。
第十五条 涉及环境保护、水土保持、安全设施等方面的设计变更，应以有关主管部门的变更审批文件作为依据。
第十六条 需对批准的建设征地和移民安置规划及补偿投资进行调整的水电工程，应当依照《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》及相关法律法规，编制建设征地和移民安置规划调整报告，同时对补偿投资进行调整，经专项审查后，按重新审定的补偿投资计入工程调整概算报告。
第十七条 对由于勘察、设计、施工、设备材料供应、监理单位过失造成工程投资超过原设计概算的，根据违约责任扣减有关责任单位的费用，超出的投资不作为计取独立费用的基数。对过失情节严重的责任单位，由相关部门依法予以处理。
第十八条 对由于项目法人单位管理不善、失职渎职，擅自扩大规模、提高标准、增加建设内容，以及因上述原因造成工程投资超过原设计概算的，其超出的投资不予调整，并将视情给予批评、通报或追究项目法人单位的法律责任。
第十九条 经国家能源局审查认可的工程调整概算，作为原项目核准机关对项目核准文件规定内容调整出具书面确认意见或重新核准的依据。同时，也是工程项目融资、投资控制管理、项目经济评价和对项目进行稽查、审计的依据。
第二十条 本办法由国家能源局负责解释，自印发之日起施行。
国家能源局关于印发水电工程概算调整管理办法(试行)的通知
国能新能[2011]92号
各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局、国家电网公司、南方电网公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司、国家开发投资公司、中国长江三峡集团公司、中国水利水电建设集团公司、水电水利规划设计总院：
为加强水电工程建设管理，规范概算调整工作，保障工程建设顺利进行与工程效益有效发挥，促进水电建设持续健康发展，根据国家基本建设管理和水电工程造价管理有关规定，我局制定了《水电工程概算调整管理办法》(试行)，现予印发，请遵照执行。
附件：水电工程概算调整管理办法(试行) 附件：
水电工程概算调整管理办法
第一条 为加强水电工程建设管理，规范概算调整工作，根据国家基本建设管理和水电工程造价管理有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于在主要河流上建设的水电工程项目、总装机容量25万千瓦及以上水电工程项目、抽水蓄能电站项目，其他水电工程可参照执行。 第三条 对于经核准并开工建设的水电工程，在建设过程中由于国家政策调整、市场价格变化以及工程设计变更等原因，导致原批准设计概算不能满足工程实际需要，且投资完成额超过原批准设计概算80%及以上的，可向国家能源局申请调整概算。
第四条 申请调整概算时，应提交以下材料：
(一)项目核准文件;
(二)原工程可行性研究报告、设计概算文件及技术审查文件;
(三)工程调整概算报告(或称工程复核概算报告)，应包括调整后的概算文件及与原批准设计概算对比分析，分类定量说明投资变化原因、依据和计算方法;
(四)设计变更汇总专题报告及重大设计变更审查、核准意见;
(五)与调整概算有关的合同文件及结算资料;
(六)调整概算所需的其他材料。
第五条 工程调整概算报告由项目法人委托原设计概算编制单位编制。项目法人委托编制完成调整概算报告，并经工程所在地省级发展改革委、能源局和所属计划单列企业集团(或中央管理企业)同意后，方可向国家能源局申请调整概算。 第六条 国家能源局收到概算调整申请报告后，委托原设计概算审查单位，按照工程概算管理的有关规定，组织专家进行技术审查并出具审查意见。
第七条 工程调整概算报告应按照静态控制、动态管理的原则，以原设计概算为基础，根据设计变更汇总专题报告、建设征地和移民安置规划调整专项报告(含补偿投资概算调整)等复核调整设计概算相应项目及工程量，按原设计概算价格水平编制工程静态投资，并在分静态投资基础上，依据工程建设期国家政策调整、市场价格变化以及工程建设实际情况，编制工程建设期价差和贷款利息。 第八条 工程调整概算报告编制单位和编制人员，应严格执行国家的政策、法规和行业的有关规定，广泛、深入地了解工程实际，认真分析工程实施过程中的变化情况，实事求是，合理反映工程实际情况和造价水平。
第九条 工程调整概算报告的编制依据主要包括：
(一)国家有关法律、法规及行业有关规定;
(二)经审定、批准的可行性研究报告及设计概算;
(三)重大设计变更专题报告及审查、核准意见;
(四)建设征地和移民安置、环境保护工程、水土保持工程、劳动安全与工业卫生等专项调整报告及审查意见;
(五)一般工程设计变更报告;
(六)国家或行业主管部门发布的相关价格指数以及工程建设期间市场价格资料;
(七)机电及金属结构设备的采购合同文件、分材料采购合同文件、施工合同及其它重要合同文件、结算资料等;
(八)其他相关资料。
第十条 工程设计变更复核是编制工程调整概算报告的重要基础。工程设计变更包括重大设计变更和一般设计变更等内容。水电工程重大设计变更的界定及审查、核准程序按照国家及行业相关规定执行。在提交工程调整概算报告的同时，应提交工程设计变更汇总专题报告。
第十一条 工程设计变更汇总专题报告应按照设计概算项目划分，对工程项目和工程量变化情况进行说明，特别是对新增项目和工程投资变化较大的工程项目和工程量，应说明设计方案变更情况，分析变更原因，按照《水电工程设计工程量计算规定》有关要求编制变更工程量计算书，并附有关图纸。
第十二条 对申请调整概算的工程，审查单位应严格按照国家、行业的有关政策、法律、规定，结合市场价格变化及工程建设实际，区别不可抗力因素和人为因素，组织有关专家对工程调整概算报告及相关资料进行认真审查，提出审查意见。 第十三条 对由于地质条件变化或其他合理原因造成设计变更的工程项目和工程量，经审查认可后在调整概算中予以调整。属于重大设计变更的，须按规定已经履行设计变更审查、核准程序，并取得原设计审查单位的审查意见;未履行相关程序的，不予调整。
第十四条 对由于政策调整、市场价格上涨等不可抗力因素造成建安工程费用、设备价格、独立费用以及建设期利息增加的，经审查认可后予以调整。 第十五条 涉及环境保护、水土保持、安全设施等方面的设计变更，应以有关主管部门的变更审批文件作为依据。
第十六条 需对批准的建设征地和移民安置规划及补偿投资进行调整的水电工程，应当依照《大中型水利水电工程建设征地补偿和移民安置条例》及相关法律法规，编制建设征地和移民安置规划调整报告，同时对补偿投资进行调整，经专项审查后，按重新审定的补偿投资计入工程调整概算报告。
第十七条 对由于勘察、设计、施工、设备材料供应、监理单位过失造成工程投资超过原设计概算的，根据违约责任扣减有关责任单位的费用，超出的投资不作为计取独立费用的基数。对过失情节严重的责任单位，由相关部门依法予以处理。 第十八条 对由于项目法人单位管理不善、失职渎职，擅自扩大规模、提高标准、增加建设内容，以及因上述原因造成工程投资超过原设计概算的，其超出的投资不予调整，并将视情给予批评、通报或追究项目法人单位的法律责任。 第十九条 经国家能源局审查认可的工程调整概算，作为原项目核准机关对项目核准文件规定内容调整出具书面确认意见或重新核准的依据。同时，也是工程项目融资、投资控制管理、项目经济评价和对项目进行稽查、审计的依据。 第二十条 本办法由国家能源局负责解释，自印发之日起施行。
国家能源局关于印发水电工程验收管理办法的通知
国能新能〔2011〕263号
各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，国家电网公司、南方电网公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司、国家开发投资公司、中国长江三峡集团公司、中国水利水电建设集团公司、葛洲坝集团公司，水电水利规划设计总院：
为加强水电工程建设管理，规范验收工作，保障水电工程安全及上下游人民生命财产安全，促进水电建设持续健康发展，根据国家基本建设管理有关规定，我局制定了《水电工程验收管理办法》，现予印发，请遵照执行。
附件：水电工程验收管理办法
二〇一一年八月十三日
附件：
水电工程验收管理办法
第一章 总
则
第一条 为加强水电工程建设管理，规范验收工作，保障水电工程安全及上下游人民生命财产安全，根据《水库大坝安全管理条例》、《建筑工程质量管理条例》和国家有关法规，制定本办法。
第二条 本办法适用于企业投资的，在主要河流上建设的水电工程项目、总装机容量25万千瓦及以上的水电工程项目和抽水蓄能电站项目(以下简称水电工程)。企业投资的其他水电工程可参照执行。
第三条 水电工程验收包括阶段验收和竣工验收。
阶段验收分为工程截流验收、蓄水验收和水轮发电机组启动验收。截流验收和蓄水验收前应进行建设征地移民安置专项验收。
工程竣工验收在枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案专项验收的基础上进行。
第四条 水电工程在截流、蓄水、机组启动前以及工程完工后，必须进行验收。
第五条 水电工程验收工作，应当做到科学、客观、公正、规范。
第六条 国家能源局负责水电工程验收的管理、指导、协调和监督。
各级能源主管部门按规定权限负责和参与本行政区域内水电工程验收的管理、指导、协调和监督。
第七条 工程蓄水验收、枢纽工程专项验收和工程竣工验收由国家能源局负责，并委托有资质单位作为验收主持单位，会同工程所在地省级发展改革委、能源局共同组织验收委员会进行。
工程截流验收由项目法人会同工程所在地省级发展改革委、能源局共同组织验收委员会进行;水轮发电机组启动验收由项目法人会同电网经营管理单位共同组织验收委员会进行，具体要求按相关规定执行。
建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算和工程档案验收按相关法规办理。
第八条 水电工程验收的主要依据是：
(一)国家有关法律、法规及行业有关规定;
(二)国家及行业相关规程规范与技术标准;
(三)项目审批、核准、备案文件;
(四)经批准的可行性研究设计、施工图设计、设计变更及概算调整等文件;
(五)工程建设的有关招标文件、合同文件及合同中明确采用的质量标准和技术文件等。
第九条 项目法人应组织协调设计、施工、监理、监测、设备制造安装、运行、安全鉴定、质量监督等单位提交验收所需的资料，协助验收委员会开展工作。
以上单位对各自在工程验收中所提交资料的真实性负责。
第二章 工程蓄水验收
第十条 项目法人应根据工程进度安排，在计划下闸蓄水前6个月，经工程所在地省级发展改革委、能源局初审并提出意见，向国家能源局报送工程蓄水验收申请。属于计划单列企业集团或中央管理企业的项目，还须经所属计划单列企业集团(或中央管理企业)报送验收申请。工程蓄水验收申请报告应同时抄送验收主持单位。
第十一条 工程蓄水验收申请材料应包括以下主要内容：
(一)项目基本情况。包括工程开发任务、建设规模、建设方案、投资规模、主要投资方、项目审批(核准)情况等;
(二)项目进展情况。包括工程进度、形象面貌、投资完成情况及其安全度汛措施等;
(三)蓄水验收计划安排;
(四)建设征地移民安置实施情况;
(五)工程蓄水安全鉴定单位建议。
第十二条 验收主持单位收到工程蓄水验收申请材料后，应会同工程所在地省级发展改革委、能源局，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团(或中央管理企业)、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。
验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任，副主任委员由工程所在地省级发展改革委、能源局和计划单列企业集团(或中央管理企业)有关负责同志担任。
第十三条 通过水电工程蓄水验收应当具备的基本条件：
(一)工程形象面貌满足水库蓄水要求，挡水、引水、泄水建筑物满足防洪度汛和工程安全要求;
(二)近坝区影响工程安全运行滑坡体、危岩体、崩塌堆积体等地质灾害已按设计要求进行处理;
(三)与蓄水有关的建筑物的内外部监测仪器、设备已按设计要求埋设和调试，并已测得初始值。需进行水库地震监测的工程，其水库地震监测系统已投入运行，并取得本底值;
(四)已编制下闸蓄水施工组织设计，制定水库调度和度汛规划，以及蓄水期事故应急救援预案;
(五)安全鉴定单位已提交工程蓄水安全鉴定报告，并有可以下闸蓄水的明确结论;
(六)建设征地移民安置已通过专项验收，并有不影响工程蓄水的明确结论。
第十四条 验收委员会完成蓄水验收工作后，应出具工程蓄水验收鉴定书。验收主持单位应在下闸蓄水前将验收鉴定书报送国家能源局。国家能源局认为不具备下闸蓄水条件的，应在5个工作日内通知验收主持单位和项目法人。
验收主持单位应在下闸蓄水1个月后、3个月内，将下闸蓄水及蓄水后的有关情况报国家能源局。
第十五条 水电工程分期蓄水的，可以分期进行验收。
第三章 枢纽工程专项验收
第十六条 项目法人应根据工程进度安排，在枢纽工程专项验收计划前3个月，经工程所在地省级发展改革委、能源局初审并提出意见，向国家能源局报送枢纽工程专项验收申请。属于计划单列企业集团或中央管理企业的项目，还须经所属计划单列企业集团(或中央管理企业)报送验收申请。枢纽工程专项验收申请报告应同时抄送验收主持单位。
第十七条 验收申请报告应包括以下主要内容：
(一)项目基本情况;
(二)项目建设情况。包括工程进度、工程面貌、投资完成情况等;
(三)工程运行情况。包括工程蓄水、水轮发电机组和各单项工程运行情况、工程运行效益情况等;
(四)枢纽工程专项验收计划安排。
第十八条 验收主持单位收到枢纽工程专项验收申请材料后，应会同工程所在地省级发展改革委、能源局，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团(或中央管理企业)、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。
验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任，副主任委员由工程所在地省级发展改革委、能源局和计划单列企业集团(或中央管理企业)有关负责同志担任。
第十九条 通过水电工程枢纽工程专项验收应当具备的基本条件：
(一)枢纽工程已按批准的设计文件全部建成，工程重大设计变更已完成变更手续;
(二)施工单位在质量保证期内已及时完成剩余尾工和质量缺陷处理工作;
(三)工程运行已经过至少一个洪水期的考验，多年调节水库需经过至少两个洪水期考验，最高库水位已经达到或基本达到正常蓄水位，全部机组均能按额定出力正常运行，每台机组至少正常运行2000小时(含电网调度安排的备用时间)，各单项工程运行正常;
(四)工程安全鉴定单位已提出工程竣工安全鉴定报告，并有可以安全运行的结论意见。
第二十条 验收委员会完成枢纽工程专项验收工作后，应出具枢纽工程专项验收鉴定书。验收主持单位应及时将验收鉴定书报送国家能源局。
第二十一条 水电工程分期建设的，可根据工程建设进度分期或一次性进行验收。
第四章 竣工验收
第二十二条 项目法人应在工程基本完工或全部机组投产发电后的一年内，开展竣工验收相关工作，单独或与枢纽工程专项一并报送开展工程竣工验收工作的申请。
单独报送的，须经工程所在地省级发展改革委、能源局初审并提出意见，向国家能源局报送验收申请。属于计划单列企业集团或中央管理企业的项目，还须经所属计划单列企业集团(或中央管理企业)报送验收申请。竣工验收申请报告应同时抄送验收主持单位。
第二十三条 验收申请报告应包括项目基本情况、工程建设运行情况、专项验收计划及竣工验收总体安排等内容。
第二十四条 验收主持单位收到竣工验收申请材料后，应会同工程所在地省级发展改革委、能源局，并邀请相关部门、项目法人所属计划单列企业集团(或中央管理企业)、有关单位和专家共同组成验收委员会进行验收。必要时可组织专家组进行现场检查和技术预验收。
验收委员会主任委员由验收主持单位有关负责同志担任，副主任委员由工程所在地省级发展改革委、能源局和计划单列企业集团(或中央管理企业)有关负责同志担任。
第二十五条 枢纽工程、建设征地移民安置、环境保护、水土保持、消防、劳动安全与工业卫生、工程决算、工程档案等专项验收完成后，项目法人应对验收工作进行总结，向验收委员会提交工程竣工验收总结报告。
工程竣工验收总结报告应包括项目基本情况，各专项验收鉴定书的主要结论以及所提主要问题和建议的处理情况，遗留单项工程的竣工验收计划安排等。
第二十六条 水电工程通过竣工验收的条件：
(一)已按规定完成各专项竣工验收的全部工作;
(二)各专项验收意见均有明确的可以通过工程竣工验收的结论;
(三)已妥善处理竣工验收中的遗留问题和完成尾工;
(四)符合其他有关规定。
第二十七条 验收委员会完成竣工验收工作后，应出具竣工验收鉴定书。验收主持单位应及时将工程竣工验收总结报告、验收鉴定书及相关资料报送国家能源局。
第二十八条 国家能源局在收到工程竣工验收总结报告和验收鉴定书后，对符合竣工验收条件的水电工程颁发竣工验收证书(批复)。
第二十九条 水电工程竣工验收完成后，项目法人应当按国家有关规定办理档案、固定资产移交等相关手续。
第五章 附
则
第三十条 验收结论应当经三分之二以上验收委员会成员同意，验收委员会成员应当在验收鉴定书上签字。验收委员会成员对验收结论持有异议的，应当将保留意见在验收鉴定书上明确记载并签字。
第三十一条 验收过程中如发生争议，由验收委员会主任委员协调、裁决，并将验收委员会成员提出的涉及重大问题的保留意见列入备忘录，作为验收鉴定书的附件。主任委员裁决意见有半数以上委员反对或难以裁决的重大问题，应由验收委员会报请验收主持单位决定，重大事项应及时上报国家能源局。
第三十二条 水电工程验收管理的其他有关要求按《水电站基本建设工程验收规程》执行。
第三十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。
川煤集团芙蓉公司白皎煤矿瓦斯治理汇报材料
一、矿井基本情况
1. 矿井于1965年4月开工建设，1970年7月简易投产，设计能力为120万吨/年。2011全年原煤综合产量完成101.1万吨，其中保护层开采煤量36万T，完成抽采打钻32.58万米,抽放瓦斯(纯量)1450万立方米， 杜绝了重死亡事故，创建矿41年最好成绩。
二、矿井灾情情况
我矿是一个典型的集瓦斯、火灾、水患、矿压于一体的“五毒俱全”矿井，灾害严重危险程度居全国前五位，国家“八五”攻关课题组认为：白皎煤矿为国内知名难治理的严重煤与瓦斯突出矿井。
(一)瓦斯灾害极其严重。矿井煤层瓦斯含量平均为24.7立方米/吨，已测煤层瓦斯压力最大为3.5兆帕。至今已发生突出231次，占四川省煤与瓦斯突出总量的60%左右，其中1000t以上的特大型突出7次，最大一次突出煤(岩)量3114t，涌出瓦斯49.75万m3，突出瓦斯逆流最远距离为1340m。平均每年突出5.7次。投产至今我矿发生瓦斯爆炸事故63起，瓦斯燃烧事故18起，其中死亡事故11起，死亡59人。1970年建矿至1993年期间，平均每5年发生1次特大瓦斯伤亡事故。
(二)煤层自燃发火与水患严重。我矿为易自燃煤层，投产至今，共发生煤层自然发火115次，因煤层自燃发火引起瓦斯爆炸50次，封闭采煤工作面48次。近十年百万吨发火率为2.38次，为一级自燃发火矿井。矿井水日涌出量最大为13.4万立方米。1998年因涌水骤增、
排水能力不足，导致矿井被淹，损失达1.8亿元。
(三)矿山压力大。井田内地质构造复杂，每平方公里就有断层多达34.3条，生产揭露落差大于2米的断层多达千余条，构造致使原岩水平和倾斜应力均大于垂直应力的2倍以上，为世界上极少有的矿压显现模式，导致巷道支护困难，失修率高，支护成本高，开拓井巷造价已在2万元/米以上。
三、瓦斯治理主要开展的主要工作及成效
多年来，白皎人在科技攻关、科技治灾时，将瓦斯灾害防治摆在了科研工作的重要地位安排布臵，培养了一支素质过硬、长期服务矿山、责任心、进取心强的防突治灾技术队伍。瓦斯的综合利用效果明显，以通风瓦斯治理和矿井防灭火为核心的白皎特色企业核心力逐步形成。
(一)坚持“治灾先行，科技兴矿”的发展思路
面对灾害重，难抽、难采、难治的局面， 我矿始终坚持“治灾先行，科技兴矿”的发展思路。坚持区域治理瓦斯为主，局部措施为辅的瓦斯治理方针。努力做到不掘突出层、不采突出面，努力实现“瓦斯零超限、煤层零突出、事故零发生”。
(二)完善治灾体系
1. 防突方面。从1964年建井发生第1次突出，就开始开展防突工作，经 “八五”课题攻关后得到提升。现主要坚持以开采保护层为主、底板网格穿层钻孔预抽瓦斯为辅、顺煤层钻孔预抽瓦斯做补充的区域防治瓦斯措施。坚持开展好大直径钻孔排放、边掘边抽、水力冲孔、水力疏松、煤层注水等局部防突措施;坚持深孔预裂爆破、水力
割缝等钻孔增透措施，以杜绝突出事故发生。
2. 瓦斯治理方面。坚持“以抽采为主，风排为辅”，“ 预抽为主，卸压抽为辅”。从1979年开始在矿区建立地面抽采系统，现主要坚持“四大一准”，即：大流量泵、大管道、大钻机、大钻孔、准确计量;高低负压、高低层位抽采系统，分源抽采卸压瓦斯和采空区瓦斯，确保抽采达标。通风上实现“四大二双”，即：大断面、大风机、大风筒、大风量、“双风机、双电源”，确保通风可靠。
3. 治灾管理方面。健全机构、配齐人员、完善管理制度，加大瓦斯超限事故的管理和考核，将瓦斯治超责任，层层落实，最终到现场，从根本上防止事故发生。
4. 科技创新方面。白皎煤矿以保障安全、提高产能为突破口，大打科技创新“牌”，取得了良好成效。从“七五”攻关开始开展科研治灾工作，共获省部级科技进步奖28项，其中一等奖2项，即 《“三高”近距离煤层群开采自然早期预报及防治技术研究》、《煤矿切顶卸压沿空成巷无煤柱开采关键技术研究》。
矿井火灾防治处于省内领先、国内先进水平。2000年，我矿在煤炭界首创提出“利用井下采空区高深度瓦斯窒息开区火源技术研究”的课题，这种“以毒攻毒”利用高浓度瓦斯防止煤层自燃发火的思路在国内外煤矿工程得到了广泛应用。
在防治煤矿煤与瓦斯突出方面处于国内先进水平。白皎煤矿主持的“八五攻关课题――严重突出矿井综合防突技术研究”等6个具有强烈空中色彩和安全实用性科研课题，这些技术和综合应用使白皎煤矿的煤与瓦斯突出威胁大大降低。
近年突破了煤厚0.5米的煤岩共采保护层开采技术，形成了世界领先的“切顶卸压自动沿空成巷无煤柱开采”新技术，并已在其它矿区推广应用。通过科技创新真正提高了治灾的可靠性和治灾的效率，使白皎煤矿最终得以生存下来，并在逐步发展。
(三)增投入，夯基础，促发展。近年来，在国家政策的扶持和各级领导的高度重视下，充分利用好煤矿安全改造和瓦斯治理示范矿井国债资金，配套好自筹资金，加大资金投入，提升了安全保障度，促使矿井产能快速提升。矿井生产能力以每年10至15万吨的速度快速提升，2007年原煤生产能力为46万吨，到2011年原煤生产突破100万吨，生产原煤101万吨，创建矿41年最好成绩，并首次实现了建矿41年来年度死亡率为零的好成绩。
在瓦斯灾害严重升级的情况下，灾害威胁和对生产的制约在逐年降低，瓦斯超限、瓦斯突出和煤层自然发火事故同比“十一五”分别下降了81.4%、25.6%、61.1%，瓦斯抽采量增加了3.15倍，企业安全快速发展的前景正在呈现。近两年公司投入大量资金，我矿率先进行保护层开采，保护层开采的吨煤瓦斯超限次数比正常生产降低了84%。
四、瓦斯治理示范矿井建设情况
(一)工作思路
以防止瓦斯事故为矿井安全工作主线，严格执行 “三区配套两超前”的整体治灾思路。通过完善制度，配备一流装备，建设一流治灾队伍，尽量开采保护层治灾，建成“通风可靠、抽采达标、监控有效、管理到位”的安全高效、节能环保型矿井。
(二)建设目标
根据矿井瓦斯治理现状，计划在两年内，通过采用先进的技术装备，结合矿井丰富的瓦斯治理实践经验和先进的管理模式，集中对矿井通风系统、防突系统(保护层开采、底板网格抽采)、瓦斯抽采及利用系统、安全监测监控系统、防灭火系统、综合防尘系统等进行技术改造，建立矿井瓦斯治理与利用示范工程，在西南地区发挥示范作用。主要目标如下：
1.努力消除煤与瓦斯突出事故，杜绝通风瓦斯伤亡事故。 2.瓦斯超限次数逐年下降30%以上，两年后力争消除落煤(矸)工艺中的瓦斯超限。
3.矿井瓦斯抽采达标，年抽采量由现在的1350万m3提高到2000万m3以上，矿井抽采率达到55%以上，瓦斯利用率达到95%以上。
4.采煤工作面个数由3个降为2个，实现综采率100%，综掘率30%以上，矿井产量逐年上升，吨煤工效达到2.0吨/工。
5.各种技术工种比例达到全矿职工总数的20%以上;大专以上学历职工在现有的基础上增长30%;技术标兵、技术工种带头人比例达到职工总数的2%以上，并建成西南片区瓦斯治理专业人才培训基地。
(三)建设情况
预计今年底能完成全国瓦斯治理示范矿井建设工作。
五、瓦斯治理示范矿井建设预期效果
(一)总体效果
两年建成高产高效矿井;三年建成芙蓉最好煤矿;五年建成生产规模最大，装备最先进，安全保障最好，利润最高，环境最优美，崭新的现代化的美好新白皎。
“十二五”末，把我矿建设成为“全国知名、川煤一流、芙蓉领先”安全高效现代化矿井。
(二)具体效果
1. 安全：消除“一通三防”事故，有效遏制零星事故，为建成本质安全矿井打下坚实的基础。
2. 生产：矿井生产能力得到释放，各项生产指标提升，预计到2015年原煤产量可达120万吨优质煤+60万吨保护层低热值煤，实现矿井设计以来从来没有达到的设计产能。
3. 瓦斯治超：抽采能力提高4倍，主要采掘头面的通风排放CH4能力提高2倍，通过抽采、增加风量排放CH4措施，CH4超限将逐年减少，预计每年下降幅度50%左右。
4. 瓦斯抽采量将由2011年的1426万m3，增加到2015年的2500万m3，利用率100%，可增加瓦斯发电量3800万度/年，每年可增加收入2000万元。
5.经营效益：按目前市场行情评估，到2015年企业经营总收入可达4.5亿元，职工人均收入再度翻番。
6. 环保效果：发电利用1000万m3纯瓦斯，可减少CO2排放量16万吨/年，根据已在联合国注册的CDM项目，企业可获得收益1400万元。同时，大量减少有毒有害气体排放，促进低碳经济的健康发展。
六、面临的困难
虽然我矿前期在瓦斯治理方面得到了国债资金的大力支持，促使我矿矿井产能快速提升，安全状况逐年好转，职工收入逐年大幅提升， 6
但是由于我矿还面临不少困难，导致在深化瓦斯治理方面显得后劲不足。
(一) 瓦斯抽采成本高，收益低。瓦斯抽放成本为4.12元/m3， 售价仅0.48元/m3 ，每抽采1 m3亏损3.29元，近3年我矿年平均抽采瓦斯1100多万 m3，每年亏损3000多万元。随着治灾需求的提高，矿井抽采量将逐年增加，亏损金额还将随之增加。
(二)保护层开采成本高。 保护层开采的低品位资源收益大大低于开采成本，保护层开采成本为330元/吨，售价仅280元/吨，吨煤亏损50元，每年保护层开采量为50万吨，亏损2500万元。但由于我矿煤层构造复杂，透气性低，钻孔增透技术不成熟，仅靠抽采来治理瓦斯难度大。同时国办发26号文下发后，对瓦斯超限次数限定非常严格，迫使我矿必须加大对保护层的开采。
(三)历史欠账多。地质情况特殊，导致开采成本较高，加之企业老，历史欠账多，企业积累有限，无法消化亏损。2011年吨煤平均完全成本为307.24元，但售价仅284.68元/吨，造成吨煤亏损22.56元，主要是靠国家财政补贴来弥补亏损，靠争取安全国债资金来减少企业自身投入，才能基本做到企业盈亏持平。
(四)税费过重，重灾矿井无法承受。我矿近三年平均税费为19.47%。约为其他工业企业税费率的2.5倍，再加上社会统筹性支出与其他资产性税费等，重灾矿井无力承担。
(五)矿井治灾体系建设需要大量资金投入。随着国家对煤矿安全工作的管理力度加大，为保证矿井安全生产，需要更多的软、硬件设施的投入，以完善矿井的各项治灾体系，这更需要大量的资金投入，
类似我矿的重灾矿井根本无此类资金来源。
七、建议
(一)为了鼓励煤矿企业将瓦斯作为资源进行开采，并且有一定的综合效益，改善当前抽采利用瓦斯亏损严重，积极性不高的局面。建议：提高瓦斯利用财政补贴。
(二)由于地质构造复杂，瓦斯含量和压力大，煤与瓦斯突出严重，目前最为有效的防治瓦斯办法就是开采保护层，同时抽采被保护层的卸压瓦斯，实现煤与瓦斯共采。但我矿保护层为不可采煤层或煤线，厚度仅有0.3～0.5米，是国家未计算工业储量的废弃资源，开采成本极高，而开采的煤炭经济效益差。虽多回收了资源，但亏损严重。建议：国家对企业开采保护层回收的煤炭资源应免除所有税费(如：增值税、资源价款、资源税、电煤调节基金等)，并按每开采1平方米给予220元补贴，以补偿资源利用和瓦斯治理成本，促进企业加大保护层开采这一根本性瓦斯治理技术的推广应用。
(三)我矿是全国著名的地质和开采条件复杂的严重煤与瓦斯突出矿井，因开采难度大，成本高;灾害治理困难，投入大，安全风险高。建议：一是应取消资源价款;二是煤炭增值税应先征后返，返还100%;三是应取消四川省规定的电煤价格调节基金和恢复矿山地质环境治理保证金。
(四)鉴于我矿是国有老矿，安全生产历史欠账较多，矿井灾害严重的实际情况。建议：国家对国有重点煤矿安全生产继续加大财政资金。
我们坚信，如果有国家各项政策的大力支持，通过 3-5年的时间，我矿各方面的能力将速的提升，走上良性的发展道路，为国家发展作出更大的贡献。
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2018年国考国家能源局华中监管局面试公告
资格复审
(一)时间地点
参加面试的考生请于2月22日8：30-17：00到国家能源局华中监管局进行面试资格复审。
资格复审地点：武汉市洪山区徐东大街113号国电大厦20楼一号会议室。
(二)所需材料
1、考生身份证或工作证原件及复印件。
2、本(专)科、研究生各阶段毕业证书、学位证书原件及复印件复印件。
3、社会在职人员提供所在单位人事部门出具的同意报考证明原件及复印件(详见附件2)，证明中需注明考生政治面貌，工作单位详细名称、地址，单位人事部门联系人和办公电话。如开具证明确有困难的，报经我局同意后，可在体检或考察前提供。现工作单位与报名时填写单位不一致的，还需提供离职证明原件及复印件。待业人员提供所在街道或存档人才中心出具的待业证明(详见附件3)，需注明考生政治面貌、出具证明单位联系人和办公电话。
体检和考察
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根据考生综合成绩从高到低的顺序，按照1：1的比例确定体检人选，按1：1的比例确定考察人选。对录用计划数与参加面试人数比例低于1：3的职位，考生面试成绩必须达到当日面试所有人员的平均分方可进入体检、考察。出现体检或考察不合格的情形，将按照综合考试成绩从高到低的顺序进行递补。体检由我局统一组织，费用由我局统一承担。体检具体事宜面试后另行通知。
4、《考生报名登记表》(从国家公务员局网站下载、打印)。要求贴好照片，信息准确，详细填写个人学习、工作经历，填写的个人学习、工作经历时间必须连续，并注明各学习阶段是否在职学习，取得何种学历、学位。
5、报考职位所要求的基层工作经历有关证明材料。需提供考生工作过的国有企事业单位人事部门出具的基层工作经历证明，并注明起止时间和工作地点。
6、本人近期1寸免冠同底证件照6张，须与办理报名确认手续时提供的照片一致，并在每张照片背面注明姓名。
(三)有关要求
考生所提供的证件、资料必须真实、准确，缺少上述材料者原则上不得参加面试。凡不符合报考资格条件者或者提供的有关材料主要信息不实，影响资格审查结果的，取消面试资格。其中有弄虚作假行为的，通知所在工作单位，并将有关情况报中央公务员主管部门备案。
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刚刚过去的2009年，是新世纪以来我国经济发展最为困难的一年。党中央、国务院审时度势，科学决策，实施了应对国际金融危机、扩大内需的一揽子计划，较快扭转了经济增速明显下滑的局面，实现了国民经济总体回升向好
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新世纪 41.76-0.03-0.07% 中国石化12.14-0.06-0.49% 工商银行5.03-0.05-0.98% 中国石油13.39-0.14-1.03%
。能源行业化危为机，在困难中前行，抓住全球能源需求放缓的有利时机，加大结构调整力度，加快推进发展方式转变，努力提升行业整体素质;把握国际能源资源价格下跌的难得机遇，创新模式加强能源国际互利合作;紧紧围绕构建稳定经济清洁安全的能源供应体系，团结奋进，开拓进取，能源运行总体平稳，有力地支持了国民经济的平稳较快发展。
一、2009年能源经济的总体情况
2009年全国原煤产量29.6亿吨，比上年增长12.7%。全年发电量36506亿千瓦时，增长7%;全社会用电量36430亿千瓦时，增长5.96%。原油产量1.89亿吨，大体持平，下降0.4 %;原油净进口1.99亿吨，增长13.6%。天然气产量829.9亿立方米，增长7.7%;煤层气(瓦斯)抽采量达到71.8亿立方米，利用量23.5亿立方米，分别增长23.8%和36.6%。
(一)全年能源运行前低后高，总体平稳
2009年宏观经济持续向好，能源需求逐步回升，呈现“前低后高”走势。年初国内外市场需求萎缩，能源运行低迷。二季度开始，宏观经济止跌企稳，能源需求逐渐回暖，煤炭、电力、石油消费结束了持续下滑的势头。上半年国内能源供应总体较为宽松，价格平稳。三季度，随着大规模基础设施建设和房地产开发项目的施工，企业开工率明显回升，加之夏季降温负荷高，能源消费转旺。进入四季度，钢铁、建材、化工和有色等行业快速恢复，拉动能源需求快速增长。入冬后，全国大部分地区长时间遭遇极端低温天气，居民取暖用能迅速攀升，华中、华东地区天然气、煤炭先后出现供应紧张。总体上看，下半年能源消费趋于活跃，全国能源供需总体仍保持平衡，部分地区、部分时段、部分能源品种出现供应紧张。
(二)积极转变能源发展方式，结构调整力度加大
1、煤炭主产省企业兼并重组、资源整合工作有序推进。至2009年底，山西省重组整合企业正式签订协议率达98%，主体接管到位率达94%。煤矿复工复产、改造建设、矿井关闭工作全面展开，“多、小、散、低”的产业格局发生根本转变。一是产业水平明显提升。矿井数由2598处压减到1053处，办矿企业由2200多家减少到130家。30万吨/年以下的小煤矿全部淘汰，平均单井规模由36万吨/年提高到100万吨/年以上，保留矿井将全部实现机械化开采。二是产业集中度明显提高。形成4个年生产能力亿吨级的特大型煤炭集团，3个5000万吨级、11个1000万吨级以上的大型煤炭企业集团。三是办矿机制明显优化。形成了以股份制为主要形式，国有、民营并存的办矿格局。其中，国有企业办矿占20%，民营企业占30%，股份制企业占50%。四是安全保障能力明显增强。整合后的保留矿井将建成安全质量标准化矿井，实现安全生产状况持续稳定好转。五是可持续发展能力明显增强。全省煤炭资源回收率和循环利用率、原煤洗选加工率、主要污染源治理达标率、煤层气(瓦斯)抽采和利用量都将得到显著提高。贵州省通过国有大矿托管、兼并、收购等形式整合小煤矿，河南省推进现有国有重点煤矿强强联合。2009年全国累计关闭小煤矿1000个，煤矿个数下降到1.5万个。
2、电力结构继续优化。一是火电比重下降，可再生能源比重上升。至2009年底，全国火电装机6.52亿千瓦，比上年增长8.2%，约占全国电力总装机的74.6%，较2008年底下降1.5个百分点;水电装机1.97亿千瓦，增长14%，约占22.5%，较2008年底上升0.74个百分点;风电装机突破2000万千瓦，光伏发电超过20万千瓦。二是火电建设继续向高参数、大容量、环保型机组发展。至2009年底，全国单机容量30万千瓦及以上火电机组比重达64.6%，比2005年底提高21个百分点。全国在运百万千瓦超超临界机组21台，在建12台。三是核电建设步伐加快。目前，全国在建核电机组20台，为全世界在建机组最多的国家，在建规模2192万千瓦。四是积极推进风电规模化发展。内蒙古自治区风电突破500万千瓦，我国第一座千万千瓦级风电示范基地——甘肃酒泉风电基地和国内第一个兆瓦级太阳能光伏发电示范项目——甘肃敦煌太阳能光伏电站开工建设。
(三)创新模式加大能源国际合作力度，努力实现互利双赢
2009年，我国分别与俄罗斯、巴西、委内瑞拉、哈萨克斯坦、土库曼斯坦等国签订总计600多亿美元的贷款换石油协议，每年可获得约7500万吨进口原油保障，约为2008年进口原油总量的42%。中俄原油管道俄方境内段和我境内段工程均已开工，2010年底投产。中亚天然气管道单线建成投产，中哈原油管道二期开工建设。中缅油气管道项目政府间协议已经签署，将建设通往云南昆明的油气管道。与我周边国家修建油气管道，不仅为我提供了稳定的能源资源，也为过境国创造了大量就业机会，带动沿线地区装备制造业、机械加工业以及服务业的发展，有利地促进了当地经济发展。
(四)依托重大工程开展科技创新，能源装备自主化成绩显著
国家把重大能源装备自主化作为提升我国能源产业素质和竞争力的重要环节，依托重大工程重点推进天然气长输管线、大型LNG成套技术和重型燃气轮机装备自主化。2009年三代核电超大型锻件、主管道、安全壳等关键设备自主化研制取得重大突破。国产1.5兆瓦风机已成为主力机型，亚洲首台3兆瓦海上风机成功并网发电。海上钻井平台、海洋工程设备、LNG运输船自主化水平大大提升，百万千瓦超超临界、空冷和循环流化床发电机组达到国际先进水平，建成世界上第一条±800千伏直流输电线路和1000千伏交流输电示范工程。2009年电站成套设备出口1800万千瓦。
二、2009年主要能源行业发展特点
2009年，在宏观经济复苏带动下，煤、电、油气行业发展呈现出不同的特点。具体看：
(一)煤炭供应前松后紧，我国从传统的煤炭出口国转为进口国
2009年煤炭经济总体保持了平稳运行的态势，煤炭产销稳定增长，需求经历了缓慢回升到加速增长的明显变化。上半年受需求疲软影响，煤炭供应总体宽松，价格平稳;下半年在宏观经济持续回暖带动下，主要用煤行业需求快速回升。前三季度，全国煤炭日均消费量环比分别增长8.2%、4.1%和5.3%，同比增长-1.9%、0.2%和11%。进入四季度，电力、钢铁、冶金等主要用煤行业加速增长，煤炭需求超过预期，煤炭供应从相对宽松、供需基本平衡转为紧平衡，部分地区、个别煤种供应偏紧。主产地煤炭坑口价、重点集散地动力煤市场交易价以及主要消费地煤炭交易价格普遍上涨，年末秦皇岛港山西优混(5500大卡)煤炭价格比7月份上涨了近40%。
秦皇岛港煤炭平仓价(山西优混5500大卡)
2009年累计进口煤1.26亿吨，比上年增长211.9%;出口煤2240万吨，下降50.7%;全年净进口1.03亿吨，第一次成为煤炭净进口国。煤炭进口大幅增长的主要原因是：受金融危机影响，2009年以来日本、韩国和菲律宾等亚太主要煤炭消费国需求锐减，国际煤炭价格及航运费大幅下跌，南方沿海电厂购买国际煤炭的成本低于从国内购买;我国经济率先恢复，煤炭需求稳步增长，价格从下半年开始持续上扬;从2007年开始，我国取消了煤炭等资源性产品的出口退税等。煤炭进口大幅增长，标志着我国煤炭供需已深度参与国际市场平衡。
(二)全国用电市场稳步恢复，产业素质显著提升
2009年全国发、用电增速稳步回升，全年发电量增速比上年提高1.28个百分点，全社会用电量增幅提高0.47个百分点，各季度用电量同比增幅分别为-4.02%、-0.59%、7.97%和20.72%，总体呈现逐步回暖、加速增长的态势。6月份月度用电量增速结束了八个月来的负增长，8月份累计用电量增速年内首次转正，12月份全社会用电量达到历史最高水平。
2009年
一、三产业和城乡居民生活用电受金融危机影响较小，比上年分别增长7.9%、12. 1%和11.9%，均超过全社会用电增速;第二产业用电量增长4.2%，低于其他行业用电增幅。主要用电行业中，建材行业从3月份开始最早实现正增长，化工行业7月份恢复正增长后持续好转，黑色金属冶炼行业在四季度带动全社会用电量高速增长，有色金属行业用电下滑幅度最大，但在12月末累计实现了正增长。工业增长是拉动电力需求的主要因素，2009年轻工业用电受金融危机影响小、恢复早，但增速较慢，重工业用电受影响深、恢复晚，但增长迅速。在经济走出增速低谷的背景下重工业增速快于轻工业，预示着用电量增长具有一定持续性。
受全社会用电需求持续回升带动，月度发电设备利用小时逐步恢复到常年水平。全年发电设备利用小时累计为4527小时，比上年下降121小时，降幅减小251小时。分季度看，
一、
二、三季度发电设备利用小时分别比上年同期低1
51、114和18小时，降幅明显缩小，而四季度比上年同期高出130小时。12月份，全国火电设备利用小时为462小时，高出上年同期59小时，比居于高峰的2007年同期仅低19小时，已恢复至常年水平。
至2009年底，全国累计关停小火电机组6006万千瓦，提前一年半实现“十一五”关停5000万千瓦的任务，每年可节约原煤6900万吨，减少二氧化硫排放约120万吨，减少二氧化碳排放1.39亿吨。为鼓励淘汰小火电，国家累计核准清洁、高效、环保的“上大压小”项目6552万千瓦，另有4260万千瓦开展了前期工作。全国燃煤火电机组平均供电标准煤耗由2005年底的每千瓦时370克，降至目前的342克，累计降低28克。2006年至今，由于燃煤火电机组煤耗降低、能效提高，全国累计节约原煤约2.1亿吨。南方电网区域内五省节能发电调度试点积极推进，两年来累计减排二氧化碳1850万吨、二氧化硫10万吨。
(三)成品油市场供大于求，天然气保供能力增强
2009年初石油石化行业市场需求萎缩，价格大幅下滑，炼厂开工率一度降至70%，成品油库存居高不下。二季度以后，随着一系列扩大内需政策效应逐步显现，石油石化产品需求逐渐恢复、价格回升。进入四季度，国内成品油需求趋于活跃。10月份成品油表观消费量创年内最高，达1926万吨，同比增长13%。11月、12月成品油表观消费量同比均为正增长，全年表观消费量为2.07亿吨，同比增长1.4%。
随着2009年国内重点炼化项目的顺利实施，新疆独山子石化千万吨炼油百万吨乙烯装置建成投产，广西石化千万吨炼油主体装置基本建成，四川炼化一体化工程开工建设，中海油惠州炼油装置顺利投产等，全年新增炼油能力近4000万吨。执行新的成品油价格机制以来，炼油企业生产积极性高涨，地方炼厂加工负荷提高，市场上非标、替代等隐性资源增加。相对于缓慢恢复的市场需求，国内成品油市场总体呈供大于求态势。
2009年国内油气骨干管网建设稳步推进。主要有：兰郑长成品油管道兰郑段建成投产，西气东输、陕京二线增输工程等建成投用。核准了涩宁兰复线、安阳——洛阳管道等项目。至2009年底，国内天然气管道里程达到3.4万公里，比上年增加1800公里。LNG项目取得新进展。江苏、大连LNG项目开工建设，核准浙江LNG项目，山东和海南LNG项目已开展前期工作。
三、近期能源运行新情况与应对措施
2009年冬季，我国遭遇罕见的强冷空气袭击，部分地区出现阶段性能源供应紧张现象。11月中旬，华中、华东等地陆续出现天然气供应紧张;12月下旬，湖北、湖南、江西等地电煤告急，部分城市甚至出现拉闸限电现象。分析原因，一是入冬以来，长江中下游地区来水较常年偏枯三至六成，华中地区水电出力明显不足，火力发电大幅上升，电煤需求迅速攀升。二是进入四季度，宏观经济加速回升，全国发、用电量大幅增长，其中，火电量11月、12月环比分别增长7.7%和9.8%。12月份全国直供电厂日均耗煤246.2万吨，达到历史最高水平，同比增长34.2%;库存2147万吨，可耗用8天。三是华中、华东地区煤炭资源匮乏，绝大部分需从省外调入，由于上半年煤价一直平稳，电力企业维持较低库存运行，而铁路运力短期内无法大幅提升。四是
11、12月份低温雨雪天气袭击全国大部分地区，居民取暖用能迅速攀升。
为缓解上述地区用煤、用气紧张状况，国家能源局紧急采取措施，协调有关地方和能源企业，从源头上抓起，加强需求侧管理，努力保障地方经济发展和人民生活需要。
一是组织协调跨区送电。主要是：通过灵宝背靠背直流工程，从陕西向河南送电111万千瓦;经宝鸡——德阳直流输电线路，从陕西向四川送电100万千瓦;利用晋东南——荆门特高压交流试验示范线路，送电湖北200万千瓦。上述三个通道，合计支援华中电网约400万千瓦电力。为解决西藏电网缺电问题，国家能源局组织实施援建西藏应急燃油机组工程，总装机10万千瓦。
二是组织增加煤炭市场供应。第一，指导煤矿企业合理组织生产。全国煤炭产量从7月份开始逐月增加，11月份达到2.9亿吨，同比增长26.3%。第二，积极协调主要产煤省和煤炭企业增加对缺煤省份的煤炭供应。湖北出现拉闸限电后，我局迅速与有关地方能源行业管理部门沟通，加大煤电双方衔接力度。
三是加大煤层气抽采及供应。一方面，积极指导晋城煤业集团、中联煤层气、中石油煤层气公司加大煤层气抽采量，提高输送能力，日抽采煤层气突破400万立方米，比最低时增加25%，保障河南、山西等地民用燃气和工业用气。另一方面，将煤层气液化成LNG(日供150吨左右)，向江苏、浙江、河南等地输送。
四是紧急协调增供天然气。第一，紧急进口LNG现货增加供应。协调中石油、中海油、上海申能集团等单位，利用上海LNG项目富余接收能力紧急采购一船LNG 现货供应上海市，将原供应上海的部分气量转供西气东输沿线其他省市。12月16—31日，西气东输管道实际减供上海气量2400万立方米(日均160万立方米)，1月份全月还可减供 6200 万立方米(日均200万立方米)。中石油采购的第一船LNG现货已于1月2日抵达上海，总气量860万立方米。第二，协调中石油向武汉市增供。11月份，武汉市天然气最低日用气需求急剧上升至210万立方米左右。经我局协调，中石油临时调集气源，通过淮武线向武汉市增供部分天然气，目前日供气约220万立方米，基本可以满足城市民用。
五是推动加快储气调峰设施建设。督促中石油、中石化加快现有地下储气库建设，已列入规划的储气库尽快开工;启动中原油田枯竭油气藏地下储气库前期工作;在东部用气负荷中心启动地下储气库选址工作;就建立城市 LNG 储气调峰体系与有关部门协商出台鼓励政策;组织编制天然气基础设施和市场运营管理条例，为解决供气安全问题提供法律保障。
四、2010年能源经济形势展望
2010年我国宏观经济有望保持较快增长势头。中央经济工作会议明确，将继续实施积极的财政政策和适度宽松的货币政策。中央应对金融危机一揽子计划中的投资项目大多数在2010年进入了大规模建设期，将带动全社会能源需求保持增长。我国正处于工业化、城镇化加速发展阶段，能源需求还有比较大的增长空间，将带动全社会能源生产稳步增长。但2010年我国经济发展面临的形势依然十分复杂。全球经济复苏基础仍不稳固，国际金融危机的影响仍然持续，石油等初级原材料产品价格振荡可能加剧，美元疲软态势持续。从国内环境看，我国经济中深层次矛盾特别是结构性矛盾仍然突出，经济增长内生动力不足，保持经济平稳较快发展、推动经济发展方式转变和经济结构调整难度增大，通货膨胀预期抬头等。2009年四季度以来，钢铁、建材以及化工等高载能重化工产品产量大幅回升，企业开工率显著提高，在通胀预期影响下，能源、原材料产品再库存化趋势明显，重工业快速反弹带来潜在的能源供给压力。
综上所述，预计2010年我国能源生产总量将继续保持增长态势，受基数和政策效应等因素影响，能源增速可能呈现典型的“前快后慢”特点。
煤炭。预计煤炭供应偏紧的格局将持续到一季度末。随着产煤省煤炭生产趋于正常和山西产能释放，煤炭供应量相应提高，市场将逐步趋于平稳，但其他产煤省企业重组和资源整合进程将对国内煤炭市场产生一定影响。全年原煤产量预计增长5%左右。2010年全球经济逐步复苏拉动煤炭需求增加，国际煤炭价格将保持目前的上升势头，预计2010年我国煤炭进口增势将明显减缓。
电力。综合考虑当前国内外经济形势、发展环境和国家转方式、调结构的要求，预计2010年全社会用电量将呈“前高后低”的发展态势，电力消费弹性为1左右，年底发电装机容量约9.6亿千瓦，全年发电设备利用小时将在2009年基础上略有下降。
油气。2010年国内成品油消费将呈恢复性增长。机动车仍然是成品油消费的主要推动力，汽车销量的增加将带动汽油消费继续增长，建筑施工用油、工矿企业及物流运输业的持续恢复将提升柴油需求，航空煤油在世界经济复苏和旅游业好转拉动下也将保持一定增长。但2010年全国将新增炼油能力2000万吨以上，加上地炼和社会资源，成品油市场总体仍将供大于求。预计全年成品油表观消费量将增长4%左右。
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