国家能源局与香港特别行政区政府关于

第一篇：国家能源局与香港特别行政区政府关于

國家能源局與香港特別行政區政府關於

供氣供電問題的諒解備忘錄

受中央政府委託，國家發展改革委副主任、國家能源局局長張國寶與香港特別行政區行政長官曾蔭權就向港供氣供電有關問題進行了會談。雙方達成如下共識：

一、香港的繁榮穩定符合祖國的根本利益，中央政府將繼續支持內地與香港特區的能源合作，確保長期穩定供應香港核電、天然氣，增加使用清潔能源，保持香港的長期繁榮穩定。

二、中央與香港特區政府支持中國廣東核電公司在原有協議基礎上，續簽20年供電協議，原則上供電量不低於現有供電水平，供電價格由企業間按商業原則商談。

三、中央政府支持向香港供應天然氣。支持中海油在現有海上天然氣供應基礎上，續簽20年長期供氣協議，價格按市場原則確定。原則同意利用已規劃的西氣東輸二線，開展向香港供氣的可行性研究，在內地一側共同建設LNG接收站向香港供氣。支持相關企業統籌考慮海上、管道、LNG天然氣供應，就供氣量、氣價及供氣方案儘快達成協議。

國家能源局

2008年8月28日

香港特別行政區政府 2008年8月28日

第二篇：国家能源局职责

国家能源局

国家能源局共设综合、政策法规、发展规划、能源节约和科技装备、电力、煤炭、石油天然气、新能源和可再生能源、国际合作司九个司，编制112人。2013年3月，《国务院关于提请审议国务院机构改革和职能转变方案》将现国家能源局、国家电力监管委员会的职责整合，重新组建国家能源局，由国家发展和改革委员会管理；不再保留国家电力监管委员会。现任局长 吴新雄 机构属性

副部级单位发改委直属机构 总部地址 北京

1机构职责

（一）研究提出能源发展战略的建议，拟订能源发展规划、产业政策并组织实施，起草有关能源法律法规草案和规章，推进能源体制改革，拟订有关改革方案，协调能源发展和改革中的重大问题。

（二）负责煤炭、石油、天然气、电力（含核电）、新能源和可再生能源等能源的行业管理，组织制定能源行业标准，监测能源发展情况，衔接能源生产建设和供需平衡，指导协调农村能源发展工作。

（三）负责能源行业节能和资源综合利用，组织推进能源重大设备研发，指导能源科技进步、成套设备的引进消化创新，组织协调相关重大示范工程和推广应用新产品、新技术、新设备。[1]

（四）按国务院规定权限，审批、核准、审核国家规划内和计划规模内能源固定资产投资项目。

（五）负责能源预测预警，发布能源信息，参与能源运行调节和应急保障。

（六）负责核电管理，拟订核电发展规划、准入条件、技术标准并组织实施，提出核电布局和重大项目审核意见，组织协调和指导核电科研工作，组织核电厂的核事故应急管理工作。

（七）拟订国家石油储备规划、政策并实施管理，监测国内外石油市场供求变化，提出国家石油储备订货、轮换和动用建议并组织实施，按规定权限审批或审核石油储备设施项目，监督管理商业石油储备。

（八）牵头开展能源国际合作，与外国能源主管部门和国际能源组织谈判并签订协议，协调境外能源开发利用工作，按规定权限核准或审核能源（煤炭、石油、天然气、电力、天然铀等）境外重大投资项目。

（九）参与制定与能源相关的资源、财税、环保及应对气候变化等政策，提出能源价格调整和进出口总量建议。

（十）承担国家能源委员会具体工作。

（十一）承办国务院及国家发展和改革委员会交办的其他事项。[1] 2机构重组

2013年3月10日披露的国务院机构改革和职能转变方案指出，国务院将重新组建国家能源局，完善能源监督管理体制。方案提出，将现国家能源局、电监会的职责整合，重新组建国家能源局。主要职责是，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，研究提出能源体制改革建议，负责能源监督管理等。同时，不再保留电监会。改革后，国家能源局继续由发展改革委管理。发展改革委主要是做好国民经济和社会发展规划与能源规划的协调衔接。[2]

重新组建国家能源局

3历史沿革 国家能源局

国家能源局的前身可以追溯到新中国成立时设立的燃料工业部。1982年国务院能源委员会成立，承担能源行业监管职能。1988年能源部成立。1993年能源部撤消。

2008年成立国家能源局，下辖11个局机关。现任局长是吴新雄。

2010年1月28日，为加强能源战略决策和统筹协调，国务院决定成立国家能源委员会。国务院总理温家宝任主任，国务院副总理李克强任副主任。[3]

国家电监会

国家电力监管委员会前身可以追溯到1955年设立的电力工业部。1988年电力管理相关职能划入新成立的能源部。

2003年国家电监会成立，开始履行电力市场监管者的职责，共有9个内设机构。现任电监会主席是吴新雄。[3]

4机构设置 内设机构

根据上述职责，国家能源局设9个内设机构（副司局级）：

（一）综合司。负责机关日常运转和人事、党群、监察、财务、资产管理、离退休干部工作;承担能源行业统计、预测预警工作;承担政务公开、新闻发布等工作。

（二）政策法规司。研究能源重大问题;组织起草有关能源法律法规和规章草案;承担有关规范性文件合法性审核工作;承担相关行政复议、行政应诉工作。

（三）发展规划司。研究提出能源发展战略的建议;组织拟订能源发展规划、计划和产业政策;承担能源综合业务;承担能源体制改革有关工作。

（四）能源节约和科技装备司。指导能源行业节能和资源综合利用工作;承担科技进步和装备相关工作;组织拟订能源行业标准。

（五）电力司。拟订火电、核电和电网有关发展规划、计划和政策并组织实施;承担电力体制改革有关工作;组织核电厂的核事故应急管理工作。

（六）煤炭司。承担煤炭行业管理工作;拟订煤炭开发、煤层气、煤炭加工转化为清洁能源产品的发展规划、计划和政策并组织实施;承担煤炭体制改革有关工作;协调有关部门开展煤层气开发、淘汰煤炭落后产能、煤矿瓦斯治理和利用工作。

（七）石油天然气司（国家石油储备办公室）。承担石油、天然气行业管理工作;拟订油气开发、炼油发展规划、计划和政策并组织实施;承担石油天然气体制改革有关工作;承担国家石油储备管理工作，监督管理商业石油储备。

（八）新能源和可再生能源司。指导协调新能源、可再生能源和农村能源发展;组织拟订新能源、水能、生物质能和其他可再生能源发展规划、计划和政策并组织实施。

（九）国际合作司。承担能源国际合作工作;拟订能源对外开放战略、规划及政策;协调境外能源开发利用;承担机关外事工作。机关党委负责机关和直属单位的党群工作，办事机构设在综合司。

国家能源局前身、原国家发改委能源局机构设置：综合处、信息政策处、电力处、煤炭处、石油天然气处、石油储备办、可再生能源处、国际合作处。[1]

第三篇：供电监管办法-国家能源局

附件

《供电监管办法（修订征求意见稿）》

第一章

总

则

第一条 为了加强供电监管，规范供电行为，维护供电市场秩序，保护电力使用者的合法权益和社会公共利益，根据《电力监管条例》和国家有关规定，制定本办法。

第二条 国家能源局依照本办法和国家有关规定，履行全国供电监管和行政执法职能。

国家能源局派出能源监管机构（以下简称派出机构）负责辖区内供电监管和行政执法工作。

第三条 供电监管应当依法进行，并遵循公开、公正和效率的原则。

第四条 供电企业应当依法从事供电业务，并接受国家能源局及其派出机构（以下简称能源监管机构）的监管。供电企业依法经营，其合法权益受法律保护。

本办法所称供电企业是指依法取得电力业务许可证、从事供电业务的企业。

第五条 任何单位和个人对供电企业违反本办法和国家有关供电监管规定的行为,有权向能源监管机构投诉和举报，能源监管机构应当依法处理。

第四篇：国家能源局印发水电工程验收管理办法(最新)

国家能源局文件

国能新能〔2011〕263号

国家能源局关于印发 水电工程验收管理办法的通知

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

（此页无正文）

—1—

国家能源局

二○一一年八月十三日

主题词：能源 水电 管理 通知

抄送：国家发展改革委、环境保护部、水利部、审计署、安全监管总局、国家档案局

—2— 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》、《建设工程质量管理条例》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

—3— 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，具体要求按有关规定执行。

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专项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

—4— 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应投入运行，并取得本底值；

—5—

（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

—6— 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审批手续；

（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。

—7— 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、工程决算和工程档案专项验收完成后，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

—8— 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

—9— 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。

—10—

第五篇：白皎煤矿汇报材料(国家能源局)

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。