第一篇：示范文本国家能源局
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。
第二篇：2017年能源工作指导意见-国家能源局资质中心
附件
2017年能源工作指导意见
2017年是全面实施“十三五”规划的重要一年，是供给侧结构性改革的深化之年。要深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，牢固树立和落实“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，遵循“四个革命、一个合作”的能源发展战略思想，落实中央经济工作会议战略部署，以推进能源供给侧结构性改革为主线，以提高供给质量和效益为中心，着力化解和防范过剩产能，着力推进能源清洁开发利用，着力补上能源发展短板，为经济社会发展提供坚强的能源保障，以优异成绩迎接党的十九大胜利召开。
一、主要发展目标
(一)能源消费
全国能源消费总量控制在44亿吨标准煤左右。非化石能源消费比重提高到14.3%左右，天然气消费比重提高到6.8%左右，煤炭消费比重下降到60%左右。
(二)能源供应
全国能源生产总量36.7亿吨标准煤左右。煤炭产量36.5亿吨左右，原油产量2.0亿吨左右，天然气产量1700亿立方
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米左右(含页岩气产量100亿立方米左右)。
(三)能源效率
单位国内生产总值能耗同比下降5.0%以上。燃煤电厂平均供电煤耗314克标准煤/千瓦时，同比减少1克。完成煤电节能改造规模6000万千瓦。
二、重点任务
(一)化解防范产能过剩
坚定不移落实去产能工作部署，加快淘汰落后产能，稳步发展先进产能，提高产能利用效率，促进生产能力与实际产出相匹配。
继续化解煤炭产能过剩。运用市场化、法治化手段化解产能过剩，科学合理确定去产能目标，严格落实公示公告、停产关闭、证照注销、检查验收等工作程序。进一步提高安全、环保、技术等标准，淘汰一批灾害严重、资源枯竭、技术装备落后、不具备安全生产条件、不符合煤炭产业政策的煤矿，全年力争关闭落后煤矿500处以上，退出产能5000万吨左右。按照减量置换原则，有序发展先进产能。规范煤矿生产建设秩序，加大未批先建、超能力生产等违规行为治理力度。完善煤矿产能登记公告制度，将公告范围从生产煤矿延伸至建设煤矿，实现全口径产能公告。
有效防范和化解煤电产能过剩风险。按照清理违规、严控增量、淘汰落后的原则，制订实施“稳、准、狠”的措施，
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到2020年煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内。坚决清理违规项目，未核先建、违规核准等违规建设项目一律停止建设。继续实施煤电规划建设风险预警机制，严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端地区电力市场需求，有序推进跨区输电通道建设，按需同步配套建设煤电基地外送项目。积极推进放开发用电计划，合理引导投资建设预期。继续加大淘汰落后煤电机组力度，重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组，2017年预计淘汰规模400万千瓦以上。
推进油品质量升级。2017年1月1日起，全国全面供应国五标准车用汽油(含E10乙醇汽油)、车用柴油(含B5生物柴油)。2017年7月1日起，全国全面供应硫含量不大于50ppm的普通柴油。做好2018年1月1日起全国全面供应硫含量不大于10ppm的普通柴油准备工作。开展成品油质量升级专项监督检查，保障清洁油品市场供应。依据车用汽油、车用柴油国六标准，加快出台新版车用乙醇汽油和生物柴油标准，开展相关升级改造。适度扩大生物燃料乙醇生产规模和消费区域。
(二)推进非化石能源规模化发展
围绕实现“十三五”规划目标，着力解决弃风、弃光、弃水等突出问题，促进电源建设与消纳送出相协调，提高清洁低碳能源发展质量和效益。
积极发展水电。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河等大
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型水电基地。加强西南水电外送华南、华中和华东等区域输电通道建设，统筹推进金中、滇西北、川电外送第三通道等工程项目。建立水能利用监测体系，及时分析预警水能利用和弃水情况。建立健全水电开发利益共享机制，制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》。
稳步发展风电。优化风电建设开发布局，新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜。严格控制弃风限电严重地区新增并网项目，发布2017风电行业预警信息，对弃风率超过20%的省份暂停安排新建风电规模。有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作。加快海上风电开发利用。
安全发展核电。积极推进具备条件的核电项目建设，按程序组织核准开工。有序启动后续沿海核电项目核准和建设准备，推动核电厂址保护和论证工作。继续实施核电科技重大专项，推进高温气冷堆示范工程建设。稳妥推动小型堆示范项目前期工作，积极探索核能综合利用。
大力发展太阳能。继续实施光伏发电“领跑者”行动，充分发挥市场机制作用，推动发电成本下降。调整光伏电站发展布局，严格控制弃光严重地区新增规模，对弃光率超过5%的省份暂停安排新建光伏发电规模。稳步推进太阳能热发电首批示范项目。
积极开发利用生物质能和地热能。推进生物天然气产业
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化示范，抓好黑龙江垦区、新疆维吾尔自治区、新疆生产建设兵团等示范项目建设，积极发展能源、农业和环保“三位一体”生物天然气县域循环经济。加快相关标准体系建设，推进生物天然气和有机肥商品化产业化。制订出台关于推进农林生物质发电全面转向热电联产的产业政策，提高生物质资源利用效率。建立生物质发电项目布局规划监测体系，新建项目纳入省级规划管理。推广地热能供暖、制冷，发挥地热能替代散烧煤、促进大气污染防治的作用。
(三)推进化石能源清洁开发利用
推广先进适用技术，加快传统能源产业转型升级，着力创新能源生产消费模式，夯实化石能源发展基础，增强能源安全保障能力。
推进煤炭绿色高效开发利用。推广充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采等绿色开采技术，推进采煤沉陷区综合治理。推广先进技术装备，提升煤矿机械化、信息化、智能化“三化”水平。实施粉尘综合治理，降低采煤粉尘排放。大力发展煤炭洗选加工，提升商品煤质量，原煤入选率提高到70%。实施煤电超低排放改造和节能改造，2017年底前东部地区具备条件的机组全部完成超低排放和节能改造。
提高油气保障能力。全面实施油气科技重大专项“十三五”计划，重点支持陆上深层、海洋深水和非常规油气勘探开发重大理论技术创新。加强用海协调，进一步推动海洋油气
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勘探开发。推进页岩气国家级示范区新产能建设，力争新建产能达到35亿立方米。加快天然气主干管道互联互通工程建设，提高天然气保供能力。推进煤层气勘探开发利用重大工程，加快沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、贵州毕水兴等煤层气产业化基地建设。加快煤层气(煤矿瓦斯)输送利用设施建设，因地制宜发展煤层气压缩和液化，推广低浓度瓦斯发电。推进国家石油储备基地建设，有序开展国储原油收储工作，提升国家石油储备能力。
扩大天然气利用。制订实施《关于加快推进天然气利用的意见》，推进城镇燃气、燃气发电、工业燃料、交通燃料等重点领域的规模化利用。推动天然气与可再生能源融合发展，在四川、江苏、广东等地区实施天然气融合发展示范工程。推进京津冀大气污染防治重点地区气化工程。推动长三角地区船用燃料天然气替代，推进车船用天然气和江海联运试点。积极推动天然气大用户直供。大力推进天然气分布式能源发展。
(四)补强能源系统短板
针对调峰能力不足、运行效率不高、基础设施薄弱等瓶颈制约，着力优化能源系统，着力完善相关政策措施，增强系统协调性和灵活性，提高能源系统效率。
加强调峰能力建设。完成煤电机组灵活性改造试点，进一步扩大改造范围。研究实施煤电机组参与调峰激励机制，
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建立健全辅助服务(市场)补偿机制。扎实推进规划内抽水蓄能电站建设，研究调整抽水蓄能峰谷电价机制。调整部分省区抽水蓄能电站选点规划，优化发展布局。加快用电负荷集中、天然气供应充足地区的天然气调峰电站建设。大力推进天然气调峰储气库建设。制订实施《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》，建立储能技术系统研发、综合测试和工程化验证平台，推进重点储能技术试验示范。
加强能源输送通道建设。根据受端市场需求，统筹考虑电源建设进度、电网调峰能力以及电力市场改革等有关因素，研究建设跨省跨区外送输电通道。推动中俄东线天然气管道、陕京四线、新疆煤制气外输管道建设，做好川气东送二线、蒙西煤制气外输管道等项目前期工作。加快重点地区和气化率较低地区油气管道建设。推进页岩气等非常规天然气配套外输管道建设。
推进智能电网建设。制订实施《关于推进高效智能电力系统建设的实施意见》，配套制订各省(区、市)具体工作方案。研究制订《智能电网2030战略》，推动建立智能电网发展战略体系。制订实施《微电网管理办法》，积极推进新能源微电网、城市微电网、边远地区及海岛微电网建设。
(五)加强生产建设安全管理
坚持“以人为本”的安全发展理念，坚持预防为主、管防结合的基本原则，健全完善“国家监察、地方监管、企业负责”
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的工作机制，牢牢守住安全生产这条红线。
加强电力安全监管。印发实施《关于推进电力安全领域改革发展的意见》，修订完善《电力安全生产监督管理办法》。开展重点区域、重点环节、关键部位隐患排查治理和重大危险源检测、评估和监控，守住人身、设备、大坝等基本安全底线，坚决遏制重特大事故发生。加强电网安全风险分析预警，强化重要输电通道、重要设备设施安全监管。加强并网安全监管，增强电网应对严重故障能力。加强网络信息安全工作，确保关键信息基础设施和重要信息系统安全可靠运行。加强电力建设工程施工安全和工程质量监管，修订完善《电力建设工程施工安全监督管理办法》。建立健全大面积停电事件应急预案体系，完善生产经营活动突发事件应急预案体系，开展大型城市电力综合应急演练。做好党的十九大期间等重要时期保电工作。完善电力安全监管工作机制，加强执法能力建设。
加强油气储运设施安全管理。加强国家石油储备基地安全管理。建立健全安全管理制度，完善安全风险防控体系。建立国储基地突发事件信息报告机制。强化国储基地建设项目安全管理，研究制订相关制度标准。推进油气输送管道保护。研究起草管道保护工作指导意见，研究制订油气管道完整性管理评价考核办法，推动建立长输油气管道保护工作机制。推动管道安全应急体系建设，扎实做好地质灾害周期性
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评价。
提升煤矿安全生产水平。安排中央预算内资金30亿元，专项支持煤矿安全改造、重大灾害治理示范工程建设。组织开展瓦斯灾害严重和事故多发地区专家“会诊”，研究提出治理工作方案。推进新疆煤田火区治理工作，加强乌鲁木齐大泉湖、托克逊乌尊布拉克和米泉三道坝等重点火区治理，保护火区内煤炭资源、巩固灭火工作成果。
确保核电建设运行安全。组织开展“核电安全管理提升年”活动，实施为期一年的核电安全专项整治行动，排查安全漏洞，消除安全隐患。加强核电站应急、消防和操纵人员考核管理，强化核电厂建设运行经验交流反馈，全面提升核事故应急管理和响应能力，确保在运在建机组安全可控。加强核电科普宣传。
(六)推进能源技术装备升级
加大科技创新政策支持力度，加强能源科技攻关和先进技术装备推广应用，推动取得重点突破，切实增强产业发展核心竞争力。
加强关键技术攻关。在核电、新能源、页岩气、煤层气、燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探等领域，推动自主核心技术取得突破。在太阳能光热利用、分布式能源系统大容量储能等领域，推动应用技术产业化推广。围绕推进可再生能源、先进核电、关键材料及高端装备可持续发展，研究设立
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国家能源研发机构，建立健全相关管理机制。
深化能源装备创新发展。全面落实《中国制造2025—能源装备实施方案》，着力提升能源供应安全保障、非化石能源发展和化石能源清洁高效利用等重点领域装备制造水平。制订实施关于推动能源装备攻关和示范应用的支持政策。制订实施《关于依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》。继续推动海洋平台用燃气轮机、特高压输电套管、超超临界火电机组关键设备、天然气长输管线压缩机组、核电关键泵阀和仪控、煤炭深加工大型空分等装备试验示范。编制能源装备自主创新推荐目录。
加强标准体系建设。组织修订普通柴油、车用乙醇汽油调合组分油和生物柴油标准。推动发布落实《“华龙一号”国家重大工程标准化示范项目实施方案》。制订实施《少数民族地区水电工程建设征地移民安置规划设计规定》有关标准。推动“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、太阳能发电、天然气发电、储能以及能源安全生产等领域有关标准制(修)订工作。推动天然气计量方法与国际接轨。推进强制性节能、先进领跑等标准体系建设。推进能源领域深化标准化改革有关专项工作。
(七)加强能源行业管理
切实转变政府职能，加强能源法治建设，深化电力、油气等重点领域改革，进一步消除体制机制障碍、增加有效制
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度供给，努力营造良好发展环境。
推进能源法治建设。积极推动《能源法》《电力法(修订)》《核电管理条例》等送审稿修改完善工作。加快推进《国家石油储备条例》《能源监管条例》立法工作。做好《石油天然气法》《可再生能源法(修订)》和《煤炭法(修订)》立法研究工作。发挥行业协会和大型企业优势，推进能源行业普法和依法治企。
深化重点领域改革。组织实施《电力中长期交易基本规则(暂行)》，积极推进电力市场化交易，有序扩大直购电交易规模。推进区域电力市场建设和电力交易机构规范运行，做好京津冀电力市场试点等有关工作。有序开展增量配电业务试点，鼓励社会资本参与投资。完善电力辅助服务市场运营规则，继续推进东北、华东区域以及山西、福建等地电力辅助服务市场试点工作。制订出台《节能低碳电力调度办法》，加强跨省跨区优化调度。研究实施可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制，探索建立绿色电力证书发放和交易体系。加快石油天然气体制改革，推动出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》。研究制订管道网运分离等配套文件和专项实施方案。推进上海、重庆等石油天然气交易中心建设。加快新疆能源综合改革试点，总结经验适时推广。
推进“放管服”改革。按照国务院统一部署，继续做好能
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源领域行政审批事项取消、下放工作，推动实施能源投资项目负面清单管理机制。研究推动能源投资项目行政审批机制创新，探索建立以竞争性方式确立项目业主的新机制。按照有关要求，发布试行《国家能源局权力和责任清单》。开展行政许可标准化建设，编制发布《国家能源局行政许可标准化工作指南》。持续推进“双随机、一公开”监管改革，实现检查事项全覆盖，大力推进阳光审批。稳定政策预期和市场预期，积极推动油气勘察开采、油气管网、配电网等领域向民间资本开放。
强化市场秩序监管。制订实施《电力市场监管实施办法(暂行)》。加强电力调度交易与市场秩序监管，促进节能低碳调度、电网公平开放、交易规范和信息公开。加强电力价格成本和典型电网工程投资成效监管，推动跨省输电价格定价成本监审和价格审核。做好供电监管，推动提升供电服务水平。加强油气管网设施公平开放监管，推动油气管网和液化天然气设施向第三方公平开放。完善市场监管行政执法工作机制。加强12398能源监管热线管理。研究修订《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》，严把承装(修、试)电力设施市场准入关口。建立健全能源行业信用信息平台，落实联合激励与惩戒机制，推进能源行业信用体系建设。
(八)拓展能源国际合作
坚持“走出去”与“引进来”相结合，着力打造具有国际竞
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争力的能源装备品牌，着力增强开放条件下能源安全保障能力，着力加强基础设施互联互通，全方位拓展能源国际合作。
深入拓展国际油气合作。推进中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五大油气合作区开发建设，加大与重点国家油气合作开发力度。完善西北、东北、西南和海上四大油气运输通道，加强安全风险防控，提升通道安全可靠运输能力。稳妥推进亚太、欧洲、北美油气运营中心建设，积极发展集贸易、加工、仓储和运输为一体的海外油气运营模式。
促进与周边国家电力互联互通。积极谋划西南联网，稳步探索东北联网。加强周边国家互联互通研究，深化与有关国家战略对接，制订大湄公河次区域国家及其他周边国家电力联网规划，合作开展区域电网升级改造，适时推进跨境联网工程建设。推进合作区域电力交易市场建设。
推动核电“走出去”。推进巴基斯坦卡拉奇项目建设，做好后续合作有关工作。推动英国核电项目实施，推进“华龙一号”英国通用设计评审。统筹协调做好我参与法国阿海珐重组工作。加强与俄罗斯、美国等国的核电技术合作。稳步推进阿根廷、土耳其、罗马尼亚等国核电项目合作。
拓宽国际能源合作领域。制订实施《关于推进能源装备国际产能合作指导意见》，完善政府间合作等工作机制。以“一带一路”国家和地区为重点，积极开拓非洲、南美洲和欧美发达国家市场，鼓励企业参与煤炭、煤电、水电、新能源、
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煤化工、输变电等国外项目建设，推动能源技术、装备、服务和标准“走出去”。推动建立海外装备研发、生产和维修服务体系。
积极参与全球能源治理。深化与重点国家的双边能源合作，积极参与多边框架下的能源合作。加强与国际能源署、国际能源论坛、国际可再生能源署、能源宪章等国际能源组织的合作，促进能源政策信息、人力资源等国际交流。推动实施中国—东盟清洁能源能力建设计划，推动成立中国—阿盟清洁能源培训中心和中国—中东欧(16+1)能源项目对话与合作中心。做好世贸组织《政府采购协议》谈判有关工作。
(九)着力提高能源民生福祉
围绕人民群众普遍关心的冬季供暖、大气污染、光伏扶贫等问题，加大政策支持和供应保障工作力度，加强重点用能领域基础设施建设，积极推广清洁便利的能源消费新模式，促进能源发展更好惠及社会民生。
大力推进北方地区冬季清洁取暖。按照企业为主、政府推动、居民可承受的方针，宜气则气、宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。编制实施《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2020年)》。加大气源供应保障力度，加强重点输气管线工程和储气工程建设，确保供暖期天然气供应保障安全。积极发展电能供热，推广电热膜、地暖和热泵供暖等新模式。继续发展背压热电等热电联产供
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热。加强供气管网、配电线路建设，加快构建范围更广、能力更强的终端管线网络，推动解决“最后一公里”等制约清洁供暖的突出问题。
深入推进电网改造升级。继续实施新一轮农网改造升级，完成小城镇中心村电网改造，实现平原地区机井通电全覆盖，贫困村基本通动力电。实施200个小康电示范县建设。启动实施藏区百个县城电网改造升级及电气化工程，实施藏区百所农村学校清洁供暖示范工程建设。加快实施百个边防部队电网建设，推进军营电气化。优化直辖市、省会城市和计划单列市城市配电网布局，推进高可靠性示范区与新城镇化示范区建设。
精准实施光伏扶贫工程。总结第一批光伏扶贫工程经验，组织实施第二批光伏扶贫工程。进一步优化光伏扶贫工程布局，优先支持村级扶贫电站建设，对于具备资金和电网接入条件的村级电站，装机规模不受限制。加强并网消纳、费用结算等统筹协调工作，确保项目建设运营落实到位。
做好大气污染防治能源保障工作。全部建成12条大气污染防治重点输电通道，增加重点地区外输电力供应。推进京津冀及周边地区、长三角等区域电能替代，进一步提高电能消费比重。增加重点地区天然气供应，积极推广“煤改气”“油改气”等替代工程。做好散煤治理有关工作。
扎实推进电能替代。推动完善峰谷电价机制，鼓励用户
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在低谷期使用电力储能蓄热。探索建立电力富余地区电能替代用户与风电等发电企业直接交易机制，扩大直接交易规模。支持港口岸电设施建设，研究建立岸电供售电机制。建立充电收益分配机制，增加居民小区供电容量，加快推进居民区充电桩建设。加快公用建筑和公共场所充电设施建设。完善京津冀、长三角、珠三角等重点区域城际高速公路快充网络。推进充电设施互联互通示范项目建设。升级公共充电设施新国标，2017年所有新建公共充电设施执行新国标。开展充电设施发展经验交流。
三、能源重大工程
(一)能源结构调整工程
水电。积极推进已开工水电项目建设，年内计划建成澜沧江苗尾、大渡河长河坝、猴子岩等水电站，新增装机规模1000万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设金沙江白鹤滩、巴塘、拉哇，澜沧江托巴等水电站，新开工规模力争达到3000万千瓦。
核电。积极推进已开工核电项目建设，年内计划建成三门1号机组、福清4号机组、阳江4号机组、海阳1号机组、台山1号机组等项目，新增装机规模641万千瓦。积极推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工8台机组。扎实推进三门
3、4号机组，宁德
5、6号机组，漳州
1、2号机组，惠州
1、2号机组等项目前期工作，项目规模986万千瓦。
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风电。稳步推进风电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2500万千瓦，新增装机规模2000万千瓦。扎实推进部分地区风电项目前期工作，项目规模2500万千瓦。
太阳能发电。积极推进光伏、光热发电项目建设，年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，新增装机规模1800万千瓦。有序推进部分地区项目前期工作，项目规模2000万千瓦。
(二)煤炭清洁高效利用工程
煤电超低排放和节能改造。继续深入推进改造工作，年内计划完成超低排放改造规模8000万千瓦，完成节能改造规模6000万千瓦。
煤炭深加工。扎实推进已开工示范项目建设，年内计划全面建成神华宁煤煤炭间接液化(400万吨/年)、潞安矿业高硫煤一体化清洁利用一期工程(100万吨/年)等示范项目。有序推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设苏新能源和丰煤制天然气、内蒙古伊泰煤炭间接液化等示范项目。做好伊泰伊犁煤炭间接液化、贵州渝富毕节(纳雍)煤炭间接液化等项目前期工作。
(三)能源系统补短板工程
煤电参与调峰改造。扩大煤电参与调峰改造试点范围，全年计划实施改造规模2000万千瓦以上，计划增加调峰能力400万千瓦。
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调峰用天然气电站。在负荷集中和天然气气源有保障的地区，建设天然气调峰电站，年内计划新增装机规模100万千瓦。
抽水蓄能电站。积极推进已开工项目建设，年内计划建成投产江苏溧阳、广东深圳、海南琼中等抽水蓄能电站，新增装机规模200万千瓦。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设浙江宁海、湖南平江、内蒙古芝瑞等抽水蓄能电站项目，新开工规模力争达到1000万千瓦。
储能。积极推进已开工项目建设，年内计划建成苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科(部分)、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等储能项目。扎实推进南都电源镇江能源互联网、苏州高景科技、苏州锦祥、苏州工业园区、南都电源、阳光电源、阳光三星与天合光能、中天科技、大连融科(部分)等具备条件的项目。做好二连浩特、猛狮科技、协鑫集成等储能电站项目前期工作。
天然气调峰设施。积极推进金坛盐穴、双
6、相国寺等已投运储气库扩容达容，推进中原文23等地下储气库建设，年内计划开工建设中原文
23、华北及大港储气库扩容改造，全年新增工作气量3亿立方米以上。
跨省跨区输电通道。积极推进已开工项目建设，年内计划新增500千伏及以上变电容量(含换流容量)1.36亿千伏安，新增输电线路1.47万公里。扎实推进具备条件项目的核
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准建设。
油气管网。积极推进已开工项目建设，年内计划建成中俄原油管道二线、陕京四线。扎实推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工建设中俄东线天然气管道(控制性工程已开工)、新疆煤制气外输管道潜江—韶关段。
(四)能源消费模式创新工程
电能替代。在燃煤锅炉、窑炉、港口岸电等重点替代领域，实施一批电能替代工程，全年计划完成替代电量900亿千瓦时。
天然气替代。在京津冀“禁煤区”和煤炭质量控制区，在落实气源的前提下，实施民用、工业“煤改气”工程。推广车船等交通工具领域“油改气”工程。
电动汽车充电设施。积极推进充电桩建设，年内计划建成充电桩90万个。其中，公共充电桩10万个，私人充电桩80万个。
(五)能源惠民利民工程
农村电网改造升级。年内计划开工建设项目1400个，投资规模410亿元，其中中央预算内投资90亿元。计划建成项目1900个，投资规模630亿元，其中中央预算内投资85亿元、专项建设基金49亿元。
光伏扶贫。年内计划安排光伏扶贫规模800万千瓦，惠及64万建档立卡贫困户。其中，村级电站200万千瓦，惠
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及40万建档立卡贫困户;集中式电站600万千瓦，惠及24万建档立卡贫困户。
各省(区、市)能源主管部门、各能源企业，要认真贯彻党中央、国务院关于能源工作的决策部署，围绕稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险等重点工作，积极主动作为，狠抓任务落实。国家能源局各部门，要细化制订工作实施方案，具体明确时间表和路线图，进一步加强统筹协调和监督检查，凝聚形成全行业工作合力，为做好全年能源工作营造良好的发展环境。
第三篇：经信局能源股工作总结
一、狠抓工业节能和淘汰落后产能工作
上级下达我县的万元工业增加值综合能耗下降6%，半年完成10.58%，预计年底能完成市上下达的目标任务。为认真完成上级下达我县的节能目标，扎实推进我县工业节能降耗工作，在县委、政府统一领导下，积极发展循环经济，组织企业调整优化结构，以技术改造为抓手，全面推进我县工业节能工作。 在政策上：
1.是及时传达贯彻全国、省、市节能减排会议精神，严格按照相关会议的要求部署全县节能减排工作，做到早谋划、早安排、早落实。 2.是大力实施节能减排环保惠民行动，将节能减排和污染减排作为今年环保工作的重中之重并纳入重要议事日程，严格实行目标管理。 3.是积极调整存量。坚决关停落后生产能力、工艺、技术和设备，防止“十五小”和“新五小”死灰复燃。
4.是严格控制数量。坚持走新型工业化道路，严把市场准入关，防止产能过剩的高耗能行业重复建设，从严控制新开工高耗能项目。 在实际工作中：
一是加强指导夯实基础。指导企业建立能源管理和节能工作机构，确保节能降耗工作见成效;指导企业建立完善的能源计量管理、能耗定额管理、主要耗能设备管理、能源审计和节能目标考核等一系列规章制度，使企业节能管理工作有章可循;指导企业编制节能规划和节能计划，促使企业节能降耗有计划、分步骤实施。
二是调整结构严格准入。首先积极调整存量。坚决关停落后生产能力、工艺、技术和设备，防止小造纸、小水泥、小煤矿、土炼焦等“十五小”和“新五小”死灰复燃。加强对重点耗能企业进行了技术改造。其次严格控制数量。坚持走新型工业化道路，严把市场准入关，防止产能过剩的高耗能行业重复建设，从严控制新开工高耗能项目。
三是抓好重点耗能企业能源利用状况分析。组织填报重点用能单位12种报表，并根据报表开展分析活动;深化循环经济试点工作，积极推进资源综合利用。针对铮锋能源公司的实际情况将开展循环经济试点工作，实现资源在企业内部、企业之间和不同产业之间的高效循环利用，进一步延伸产业链条，树立一个资源利用率高、污染排放少、经济效益好的循环经济示范企业。
三、成品油管理
1.按照《四川省成品油市场管理办法实施细则》的规定严把成品油市场准入机制，进一步规范成品油市场秩序。
2.加强对各加油站的巡查力度严厉查处违法违规建设和经营加油站。 3.加强安全检查力度，对各加油站的灭火器等设施每季度进行一次大检查。
4.加强调查走访，严打成品油市场扰乱市场秩序的恶性竞争。 经济和信息化局在XX县委、县政府的领导下，在省、市行业主管部门的指导下，通过全县煤炭战线广大干部职工的共同努力，全面完成煤炭行业管理各项工作任务。现将一年来的工作总结于下：
一、2012年煤炭行业管理工作开展情况 (一)认真履行了煤炭生产许可证监管职能
煤炭生产许可证监管工作是煤炭行业管理的主要工作，今年主要抓了3个方面的工作。
1、做好了生产许可证日常监管工作。全县现有煤矿18户，其中在建矿16户，生产矿井2户，对生产矿井按照煤炭生产许可证管理办法进行监管，严禁超层越界，乱采滥挖，对在建煤矿严格按照《建设工程管理办法》，每月定期审查企业交换图以及采用现场检查的方式督查在建矿施工进度和施工质量，有效防止了煤矿企业边建设边生产的违法生产行为。
2、定期开展了煤炭生产许可证年检工作。生产许可证年检工作是煤矿生产许可证监管的主要工作。按照省市行业主管部门的安排布置，制定年检的标准逐矿评分的办法对煤炭生产许可证进行年检，并取得了省市煤矿煤炭生产许可证年检现场抽查，一次性全面合格的好成绩。 (二)强化职工全员培训
今年煤矿的全员培训工作，采取由县局牵头并监督培训，由有培训资质的XX县煤矿职工安全培训中心，采取到矿集中和分片区培训方式，引导企业进行培训，今年开工煤矿14户共培训人员1200多人次。 (三)加强行业日常管理
1、对全县煤矿企业定期召开生产安全例会12次，分析和解决生产、建设过程中存在的问题，采取点对点，一矿一策的措施，专人跟踪解决问题。
2、及时传达落实上级文件精神，转发、印刷日常监管文件28个共620余份，制定完善了煤矿“三量”考核制度、交换图纸定期审查制度、“以风定产”公示制度、采掘工作面审批制度等煤矿行业管理四项制度。
3、狠抓煤矿建设工程的管理。对建设工程项目，我局严格实行了每周一次巡查和定期对工程进度验收的工作制度，变突击检查为全程跟踪指导服务，采取指导服务与检查相结合，全年下矿检查和指导服务740余人次，有效解决了企业生产建设过程中的技术难和政策不明的问题。 (四)扎实开展了煤矿整顿关闭工作
全县资源整合工作自2008年贯彻实施以来，工作进展顺利，现已全面进入资源整合建设阶段。截止目前，已关闭矿井无一例死灰复燃，非法生产。
二、煤炭行业存在的问题
2011，XX县煤炭行业管理工作曾然取得了一些成绩，但也还存在一些问题，主要表现在以下几个方面：
1、煤矿技术管理力量薄弱。煤矿技术管理力量薄弱主要表现在专业技术人员配备不齐，在岗管理人员技术素质偏低。
2、煤矿技术力量严重缺乏。据统计，全县现有18户煤矿企业的技术负责人中，能完全胜任的不足10家，有相当一部分煤矿配备的是土工程师，没有技术职称，很难胜任煤矿日常生产、技术管理工作。
3、煤矿职工年龄偏大。煤矿井下工人几乎95%是农民工，存在年龄偏大、文化水平偏低等问题，虽然通过了一些安全培训，但是安全意识、操作技能仍然偏低。
4、煤矿基础管理工作十分薄弱。煤矿常用的矿图填绘、制度建设、现场管理等基础管理工作还很不完善。
三、2013年的工作打算
1、抓好煤矿安全生产管理班子建设。煤矿必须设立矿长办公室、副矿长办公室、安全办公室、生产技术办公室，并配齐相应的、具备管理能力和工作经验的管理人员，在工作岗位上。
2、抓好煤矿制度建设和完善监管机制。煤矿必须严格按照《煤矿安全规程》和安全生产实际制定完善的规章制度，印刷成册，发放到每一位职工，做到人手一册。同时，要建立起完善监管机制，确保规章制度执行到位。
3、逐步完善矿图。2013年在全县骨干煤矿中推行完善矿图并在矿部悬挂。凡9万吨/年及以上无需技改的生产矿井必须严格按照《煤矿安全规程》要求完善11种矿图和“三条线”安装图，在矿部悬挂，采掘交换图实行每季度交换。资源整合煤矿和独立扩能煤矿在建设期间完善，竣工验收时一并验收。
4、完善采掘作业规程“三图一表”。采煤作业规程必须绘制“支柱布置图”、“炮眼部署图”、“避灾路线图”、“作业循环图表”、“工作面技术参数指标表”等，在采煤工作面下出口附近悬挂。掘进工作面作业规程必须绘制“巷道断面图”、“炮眼布置图”、“避灾路线图”、“作业循环图表”、“掘进工作面技术参数指标表”等，在掘进工作面附近悬挂。
5、抓好“三条线”建设工作。“三条线”建设工作重点放在符合产业政策煤矿。对于资源整合煤矿和独立扩能煤矿在项目设计中一并设计，和主体工程一并建设、验收和投入使用。
6、做好“三推行”工作。“三推行”工作的重点在推行壁式采煤方法和支护改革，该项工作工作量大，煤矿投入多，要做到早安排，率先在一批骨干矿井中推行，力争2013年完成符合产业政策的9万吨/年及以上煤矿的“三推行”工作。
7、做好煤炭资源整合技改工作，对技改矿井进度和工程质量实施月现场验收考核，督促企业按期按质竣工;做好信息统计工作。
一、狠抓工业节能和淘汰落后产能工作
上级下达我县的万元工业增加值综合能耗下降6%，半年完成10.58%，预计年底能完成市上下达的目标任务。为认真完成上级下达我县的节能目标，扎实推进我县工业节能降耗工作，在县委、政府统一领导下，积极发展循环经济，组织企业调整优化结构，以技术改造为抓手，全面推进我县工业节能工作。 在政策上：
1.是及时传达贯彻全国、省、市节能减排会议精神，严格按照相关会议的要求部署全县节能减排工作，做到早谋划、早安排、早落实。 2.是大力实施节能减排环保惠民行动，将节能减排和污染减排作为今年环保工作的重中之重并纳入重要议事日程，严格实行目标管理。 3.是积极调整存量。坚决关停落后生产能力、工艺、技术和设备，防止“十五小”和“新五小”死灰复燃。
4.是严格控制数量。坚持走新型工业化道路，严把市场准入关，防止产能过剩的高耗能行业重复建设，从严控制新开工高耗能项目。 在实际工作中：
一是加强指导夯实基础。指导企业建立能源管理和节能工作机构，确保节能降耗工作见成效;指导企业建立完善的能源计量管理、能耗定额管理、主要耗能设备管理、能源审计和节能目标考核等一系列规章制度，使企业节能管理工作有章可循;指导企业编制节能规划和节能计划，促使企业节能降耗有计划、分步骤实施。
二是调整结构严格准入。首先积极调整存量。坚决关停落后生产能力、工艺、技术和设备，防止小造纸、小水泥、小煤矿、土炼焦等“十五小”和“新五小”死灰复燃。加强对重点耗能企业进行了技术改造。其次严格控制数量。坚持走新型工业化道路，严把市场准入关，防止产能过剩的高耗能行业重复建设，从严控制新开工高耗能项目。
三是抓好重点耗能企业能源利用状况分析。组织填报重点用能单位12种报表，并根据报表开展分析活动;深化循环经济试点工作，积极推进资源综合利用。针对铮锋能源公司的实际情况将开展循环经济试点工作，实现资源在企业内部、企业之间和不同产业之间的高效循环利用，进一步延伸产业链条，树立一个资源利用率高、污染排放少、经济效益好的循环经济示范企业。
三、成品油管理
1.按照《四川省成品油市场管理办法实施细则》的规定严把成品油市场准入机制，进一步规范成品油市场秩序。
2.加强对各加油站的巡查力度严厉查处违法违规建设和经营加油站。 3.加强安全检查力度，对各加油站的灭火器等设施每季度进行一次大检查。
4.加强调查走访，严打成品油市场扰乱市场秩序的恶性竞争。
一、工业经济主要指标完成情况
预计全县工业企业可实现工业总产值90亿元，同比增长25%;可实现工业增加值28亿元,同比增长22%。其中：46户规模以上工业企业预计可实现工业总产值50亿元，同比增长22%;实现工业增加值15亿元，同比增长19%(1-10月完成规模以上工业增加值12.722亿元，增长18.3%，全市排名并列第三);实现主营业务收入49亿元，同比增长23%;实现利润1.45亿元，同比增长20%;预计可完成技改投资20亿元，同比增长25%;完成技术创新投入6500万元，同比增长23%;万元增加值综合能耗下降6%以上，万元增加值用水量下降5.5%以上。
二、采取的主要措施
(一)加强协作，提高网报数据质量。相关部门重视、配合，做好企业网上直报数据的预测和指导，提高电力、增值税、货运增强数据的匹配度，提高上报数据的确认比例。 (二)加快新增规模以上企业的培育，增加企业个数和经济总量，1-9月已新增规模以上企业5家，预计全年可新增规上工业企业6户。 (三)、切实有力采取措施，建立入园项目评审和入园企业推进议会制度，规范入园协议，明确供给土地面积和价格，公开公示项目建设规模、建设时期、经济效应指标。采取“一对一”帮扶措施，及时协调解决在建项目建设中存在的困难和问题。
(四)相关部门积极协作支持，打造硬环境，创优软环境，主动服务，真心实意支持企业发展，帮助解决建设、生产、经营中的问题和困难，切实为企业排忧解难。
(五)、为确保园区项目顺利开工建设，县委、县政府主要领导带领分管领导及人大、政协联系领导多次到园区现场办公，对园区项目建设情况及存在的问题逐个清理，解决落实，并实行县级领导挂包制度和部门联系重点项目、重点企业制度。
(六)加强了对重点行业和企业的资金、煤、电、油、运、气等生产要素的协调供应，优先保障重点行业、重点企业和重点建设项目的用电、用油、用煤、用地需求，确保重点企业开足马力，实现满负荷生产。 (七)加大了与金融部门的协调，组织企业与商业银行对接，梨梨生物、宝源白鹅、庆丰机械、永发肉食品、天源油橄榄、君达纸品等重点企业与金融机构签订了贷款协议，并获得金融机构的支持。
(八)加强了与上级主管部门的衔接汇报，对重点产业、骨干企业、重大项目进行了推介，得到了省、市主管部门的支持和认可。
三、工业运行中存在问题
(一)规上工业增长乏力。由于我县煤矿产值比重占有率较大，受国内外煤炭价格下跌影响，煤矿销售萎缩，产量下降，导致规模以上企业指标完成上不去，影响了规模以上工业增加值、利润增长速度。 (二)融资困难，项目建设缓慢。今年以来，我县召开银政企联谊会、座谈会，搭建银行与企业沟通交流合作平台，促进银企双方加强了解，寻求合作机遇，争取金融机构信贷支持，但收效甚微，导致部分企业开工不足，项目建设进度缓慢。
(三)企业效益下滑严峻。产成品价格下降、工资增长、财务费用增加等不利因素对企业更是雪上加霜。我县50%企业利润同比下滑，利润率降幅最高达50%以上。一些企业维持开工主要是保客户和养住工人，基本无利可图。
(四)发展后劲不足。缺乏骨干项目、大项目带动，发展质量不高，增长乏力。
四、2013年工作思考和重点工作谋划情况
2013年工业发展思路：按照科学发展观的要求，坚持走新型工业化道路，以工业园区为载体，以培育产业集群为目标，改造提升传统产业，大力发展新兴产业，壮大产业规模，优化产业布局，促进产业聚集，提高发展质量，转变发展方式，加快我县工业化进程。突出以下重点工作：
(一)大力培育规模企业。一是加强引导。坚持产业、行业、企业的联动策略，引导产业转型升级，推动企业做强做大。二是加强扶持。在优化政策、金融支撑、开拓市场、公共服务、创业辅助方面实施大力扶持，不断解决创业难题、激发创业活力、拓展创业空间、健全创业体系、优化创业环境，努力推动一批规模下中小企业进入规模企业行业。三是加强服务。以“双年”活动为抓手，健全县级领导和主管部门联系联系重点企业制度，积极开展解难题、送服务活动。对企业在生产经营中遇到的问题，紧紧盯牢，狠抓服务，全力予以解决。
(二)加大技改投入和自主创新。一是加快项目建设。对重大技改项目，落实领导联系制度，实行动态管理与跟踪服务，做到竣工验收早安排，加快项目开工投产，尽早形成生产能力。引导企业城区和优势企业向集中发展区聚集，鼓励企业通过组建品牌联合体，实现优势互补、资源共享，促进经济集约发展。二是扶持科技创新。鼓励企业不断开发新产品、新技术、新工艺，从源头上提升企业研发能力。
(三)重视企业管理。进一步总结经验，积极引导企业应用现代企业管理方法，切实提高管理水平。鼓励行业龙头企业整合兼并中小企业，加快资本有效集中，提高资源配置效率。继续举办精细化现场管理会，组织企业家参加各类高级研修班，举办企业家沙龙等活动，提升企业家经营理念和管理能力。
(四)狠抓节能减排工作。一是强化机制，落实责任。建立完善了节能降耗目标责任制和评级考核制度，层层签订责任状，将节能降耗指标分解落实到各镇(街道)、相关部门和各重点耗能单位，并实行“一票否决”制。二是鼓励装备升级，淘汰落后产能。积极贯彻落实节能、节水、节电、资源综合利用等优惠政策，对节能新技术、新工艺、新产品的推广应用及相关设备予以补助。三是严格源头管理。提高准入门槛，实施工业性投资项目节能评估和审查机制。
第四篇：国家能源局发布2009年能源经济形势及2010年展望
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。
第五篇：能源局调研四川水电开发整体情况
来源： 作者：陈舒睿 张琦 日期：10.11.12
刘琦主持召开四川水电开发汇报座谈会
本网讯 通讯员 陈舒睿 张琦 报道 11月9日下午，国家能源局副局长刘琦率调研组一行6人在结束对大渡河流域水电开发的现场调研后，在成都国电大渡河公司主持召开了四川省水电开发汇报座谈会，对四川水电开发取得的成绩给予了高度赞扬，并希望大渡河流域水电开发要打造成四川水电的“珍珠项链”。
在充分听取各方意见，了解掌握四川水电开发情况后，刘琦作了重要讲话。
刘琦指出，水电是目前技术最成熟、最具市场竞争力且可以大规模开发的优势能源，是我国实现能源结构调整、节能减排目标和经济社会可持续发展的重要措施和必然选择。由于能源消费总量和化石能源消费双增长过快等原因，能源结构调整和节能减排任务十分艰巨，加快水电开发势在必行。十七届五中全会提出，要推动能源生产和利用方式的变革，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系，水电开发指导方针也从“十一五”规划的“在保护生态的基础上，有序开发水电”调整为“在保护生态的前提下，积极发展水电”，说明了水电开发的重要性和紧迫性。
刘琦要求，要进一步提高对水电产业开发重要性的认识，坚定四川开发水电支柱产业的信心。四川是我国水电资源大省，在我国水电发展和能源战略中居重要地位，是今后十年我国水电开发的重点。四川水电的发展，不仅关系着四川经济社会发展大局，还直接关系着全国水电开发大局。因此，四川省及有关各方要提高认识、坚定信心，认真领会贯彻落实十七届五中全会精神，高度重视水电的开发建设，齐心协力、密切配合，共同把四川水能资源开发好。
刘琦高度肯定了四川水电开发所取得的成绩。他指出，调研组此行深入了解了四川水电开发现状，查看了很多水电移民安置点，感触很多，其中有两点特别深刻。一是四川省委、省政府对水电开发高度重视，各级地方政府、各业主、设计、参建单位为促进水电发展做了大量的工作，付出了大量心血，取得了很大的成绩。特别是瀑布沟水电站
移民工作，克服了众多困难，形成了良好的开发局面，让人非常感动。大渡河开发已经度过了最艰苦、最困难的时期，进入了全面和加快发展的阶段，成绩喜人。二是四川水电开发潜力很大，前景广阔，大有作为。希望大渡河流域做好各个项目，打造四川水电的“珍珠项链”。
针对此次调研重点的水电移民工作，刘琦指出，移民工作是水电建设工作的重要组成部分，也是水电建设的难点，已成为目前水电开发的主要矛盾。移民工作既涉及地方利益，也涉及移民切身利益，既是政策问题，也是实践问题，是一项复杂的系统工程。不重视移民工作，就是不重视水电工作，要从不同的角度进行理解，进一步做好移民工作。一是移民工作既要遵循国家法律法规和有关规定，也不能拘泥于条条款款。要坚决按政策办事，保持政策的相对稳定性和库区社会整体稳定。要根据实际情况，在不违背移民法规的前提下，不断研究出台和调整完善移民具体实施政策和措施，制订和创新移民安置办法，适应新形势，解决新问题。二是要落实省级政府移民工作主体责任。省级人民政府是水库移民搬迁的责任主体和实施主体，要扎扎实实抓好移民各项工作。三是少说多干。好的政策、好的移民安置方案要通过落实才能得到体现，有关各方一定要在落实上下功夫，要高度重视群众思想工作，讲求工作方法，推动体制创新和政策完善。四是要相互理解，相互协作。政府和企业都要换位思考，业主要从移民脱贫致富和地方发展的角度，在水电开发中兼顾好地方的利益;地方政府也要考虑到电站的承受能力，防止不讲原则、不遵循移民法规的情况，各方都要讲大局，实现多方的共赢。五是要加强政策研究，不断创新移民工作思路。要针对移民安置容量不足，大农业安置为主越来越困难，少数民族地区移民搬迁以及移民和库区后续发展等新问题，不断研究完善移民政策，创新移民思路和移民安置办法，探索和实践多渠道安置移民的多种方式。对于短时间内国家难以统一出台政策的问题，各地可以研究采取一些措施，先行试点，逐步总结推广。六是要充分利用水电开发契机，谋划好库区发展。要充分利用好移民之外的各类政策，整合各渠道资金，结合城镇化要求，统筹谋划移民搬迁、后续发展和库区发展;要度重视移民搬迁后的少土和无土安置，加强移民的就业培训、技能培训，解决移民长远问题、发展问题。有关各方要高度重视移民工作，站在讲政治的高度以及水电发展的大局，充分认识做好水电移民工作的极端重要性，认真做好移民各项工作。
针对大渡河流域水电移民工作，刘琦要求，一是要坚定信心。要吸取瀑布沟移民的
良好经验，推进其它水电站移民工作。二是要有持久战的思想。移民工作是长期艰苦的工作，需要耐心细致，扎实开展。三是要有忧患意识。要高度重视移民工作，不能因为移民工作影响整个水电开发进程。四是要有敏感性。移民工作中经常会出现苗头性、预兆性的工作，要防止小事做大。五是要提高移民工作的组织管理。移民工作是系统的工作，组织管理做得好，可以节约投资，产生更大的效益。六是要尽快解决移民基础设施建设，确保稳定。七是要让移民对未来生活感觉踏实。移民是政府应该永远关注的一个群体，任何时候都不要放松。
针对水电“十二五”发展和规划问题，刘琦指出，国家能源局目前正在做“十二五”规划，形成初稿后，将征求地方和企业的意见，特别是四川提出的问题，要进一步衔接。当前一是要鼓励各水电企业抓紧做好本地区、本企业的“十二五”规划。这是国家规划的重要基础，也是国家规划的具体落实，对于推进水电发展十分有益。二是要多总结经验。查找制约水电发展的问题，解放思想，敢于创新，研究新政策、新思路，提出实实在在、切实可行的解决办法、政策建议和保障措施。三是要将重点放在宏观部署上，放在重大战略和重大问题的研究上，使规划更具有指导性和操作性。
对于水电今后的发展，刘琦强调，仍然要高度关注和重视三件事。一是移民问题，二是环保问题，三是工程安全问题，包括地震问题。解决好这三方面问题，水电就能实现持续快速健康发展。
出席汇报会期间，刘琦还亲切会见了国电大渡河公司等在川水电业主、设计、施工企业代表。