国家能源局范文

第一篇：国家能源局范文

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：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。

第三篇：国家能源局2018年资质管理工作要点

附件

国家能源局2018年资质管理工作要点

国家能源局2018年资质管理工作总体思路是：深入贯彻党的十九大精神，坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深刻认识能源发展主要矛盾的转变，认真研究能源领域不平衡不充分的发展状态，强化“四个意识”， 以推进能源供给侧结构性改革为主线、深化“放管服”改革为中心，积极落实电力体制改革要求，切实发挥许可监管和信用监管的规范保障作用，服务新时代中国特色能源发展大局。突出抓好以下重点工作：

一、严格电力业务资质许可和准入监管

(一)强化燃煤发电企业许可准入监管。贯彻深化供给侧结构性改革精神，落实国家能源局防范化解煤电产能过剩风险工作部署，按照《国家能源局关于防范化解煤电产能过剩风险强化发电企业许可监管有关事项的通知》(国能发资质〔2017〕73号)要求，严格煤电机组许可监管，加快淘汰落后产能，严控新增煤电规模。

(二)积极推进增量配电业务改革有关工作。贯彻落实电力体制改革精神，积极推进增量配电业务改革，制定《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》，及时做好办法

- 1数据归集工作方案》要求，全面开展信用信息数据归集工作，完成历史数据归集，实现数据的动态更新。重点加强能源行业信用信息平台与全国信用信息共享平台对接，实现平台数据实时查询、批量导入。进一步推动能源行业信用信息共享和整合，逐步形成覆盖全行业的信用信息共享体系。适时开展信用信息归集工作通报，提升信息质量和时效性。

(六)探索创新信用监管模式。在资质许可、市场准入等监管中，开展信用监管模式研究，推动建立以信用为重点的新型监管模式。探索推进能源行业信用情况的分析、监测、预警及报告发布工作，为加强事中事后监管做好数据支撑。结合电力业务许可管理制度修订，在资质许可审查、监管等环节，加强信用约束，实现信用深度融合。探索建立以事前告知承诺、事中事后信用分类监管为主的闭环监管机制，提升监管效能。配合开展能源重点领域失信行为专项治理，梳理排查严重违法违规和失信行为，强化整改督查和联合惩戒，促进能源行业高质量发展。

(七)积极推动信用体系行业共建。指导行业协会规范开展信用工作，多措并举发挥协会在信用记录、采集、共享、红黑名单认定、协同开展联合惩戒等方面工作的作用。加强对信用评价工作评估、总结完善，促进评价服务市场健康有序发展。在行政许可、采购招标、日常监管检查等方面，深化信用评价结果的应用。开展能源行业诚信主题活动，通过

- 3派出能源监管机构按照《国家能源局关于印发<电力业务行政许可承装(修、试)电力设施行政许可流程规范>等四个文件的通知》(国能发资质〔2017〕1号)要求，全面落实行政许可标准化体系要求，实现标准化工作常态化运行。适时组织对派出能源监管机构落实情况进行检查评价。

(十一)探索“互联网+许可服务”。充分发挥资质中心开设的微信公众号功能，深入宣传资质管理和能源行业信用领域政策法规，推行许可证网上办理。搭建全国电力业务资质管理系统信息平台，打破各派出能源监管机构许可信息孤岛，并与能源行业信用信息平台数据对接，提供全国资质许可数据，切实提高许可服务便利化水平，实现业务协同、互联互通、信息共享。

四、加强资质管理法规体系建设

(十二)积极参与能源领域立法工作。积极配合《能源法》《电力法》《能源监管条例》《电力供应与使用条例》等制修订工作。

(十三)完善电力业务许可管理制度。紧密跟踪供给侧结构性改革、“放管服”改革以及电力体制改革相关要求，对许可制度实施过程中存在的问题进行全面梳理并开展研究，开展《电力业务许可证管理规定》(电监会9号令)和《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》(电监会28号令)修订工作。开展资质许可向告知承诺制转型的研究，努

- 5题组织培训研讨，进一步提升资质管理工作人员知识水平和业务能力。

(十八)持之以恒加强党建工作。深入学习党的十九大精神，引领加强自身建设。严格党内政治生活，严肃政治纪律和政治规矩，严格落实全面从严治党“两个责任”和领导干部“一岗双责”。认真开展“不忘初心、牢记使命”主题教育，强化党员意识和党性修养，坚定“四个自信”，强化“四个意识”，不断提升政治自觉和思想境界，为资质管理工作提供强大精神动力和可靠政治保障。

- 7 -

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

相关公司股票走势

    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：国家能源局关于印发《国家级能源科学技术成果鉴定管理办法(试解读

国家能源局关于印发

《国家级能源科学技术成果鉴定管理办法(试行》的通知 国能科技〔2009〕151号

各省、自治区、直辖市能源行业主管部门,有关能源企业,有关科研院所、高等院所,相关行业协会: 为规范和完善国家级能源科学技术成果评价机制,促进能源行业科技创新,根据《国务院办公厅关于印发国家能源局主要职责内设机构和人员编制规定的通知》(国办发〔2008〕98号、《科学技术评价办法(试行》(国科发基字〔2003〕308号和其他关于科技成果鉴定的有关规定,特制定《国家级能源科学技术成果鉴定管理办法(试行》,现予印发,请遵照执行。

附件:《国家级能源科学技术成果鉴定管理办法(试行》 二OO九年五月十九日

国家级能源科学技术成果鉴定管理办法 (试行 第一章总则

第一条为规范和完善国家级能源科学技术成果(以下简称国家级能源科技成果评价机制,促进科技创新,根据《国务院办公厅关于印发国家能源局主要职责内设机构和人员编制规定的通知》(国办发〔2008〕98号、《科学技术评价办法(试行》(国科发基字〔2003〕308号和其他关于科技成果鉴定的国家有关规定,制定本办法。

第二条本办法所称国家级能源科技成果是指在能源科研、生产、试验和管理中产生具有重大应用价值的新技术、新产品、新工艺、新材料及经国家核准的能源领域技术进步示范工程等。

国家级能源科技成果鉴定是指有关科技成果管理机构,聘请同行专家,按照规定的程序和形式,对能源科技成果进行国家级鉴定,并作出结论的活动。

国家能源局在能源领域优先推广应用通过鉴定的国家级能源科技成果,在资金、政策、产业化和示范应用等方面给予支持。

第三条国家级能源科技成果鉴定坚持实事求是、客观公正的原则,保证鉴定的科学性和准确性。

第四条国家能源局负责组织、指导和监督国家级能源科技成果鉴定工作。 第二章鉴定范围和内容

第五条能源领域科技成果包括在科研、试验、产品开发以及示范工程相关 工作中取得的新技术开发、节能降耗、资源综合利用等方面的科技成果。 第六条已通过验收、定型和标准审查,并同时符合下列条件的国家级能源科技成果,可以不再组织鉴定: (一验收证书(文件、定型文件、标准报批书等文件中对技术创新点和技术水平进行了鉴定,并与成果鉴定具有等同作用; (二验收证书(文件、定型文件和标准报批书等文件中包括了主要完成单位、主要完成人员和审查专家等名单; (三项目审查专家组成员不包括主要完成单位人员。 第七条下列科技成果不列入国家级能源科技成果的鉴定范围:

(一基础理论研究成果。指自然科学中纯理论性的研究成果,主要表现形式为学术论文。

对于可直接指导应用技术研究与开发的基础理论成果,当其作用已表现在被该理论指导的应用技术成果上时,可同应用技术成果一并申请鉴定。

(二已获得发明专利和实用新型专利的应用技术成果。 整体未获得专利,仅局部技术获专利的应用技术成果除外。

第八条对违反国家法律,对社会公共利益、环境或资源造成危害的项目不予鉴定。正进行鉴定的,应停止鉴定。已通过鉴定的,应予撤消。

第九条国家能源科技成果鉴定的主要内容具备: (一真实性、准确性; (二创新性、先进性; (三成熟性、适用性、安全性; 对于不同类型国家级能源科技成果,应根据其性质和特点,侧重不同方面分类评价。国家级能源科技成果鉴定不含成果归属、完成者排序和成果的货币价值等非技术内容。

第十条拥有自主知识产权(专利和著作权的数量和质量作为鉴定国家级能源科技成果水平的重要参考。

第三章鉴定组织

第十一条国家能源局是国家级能源科技成果鉴定的组织部门。

第十二条组织鉴定部门可直接主持鉴定,也可委托地方能源行业主管部门及具有鉴定资质的中介机构(行业协会、学会、高校或专业评估机构等主持鉴定,但不得

委托完成单位对其国家级能源科技成果主持鉴定。受委托的主持鉴定单位对组织鉴定部门负责,并接受组织鉴定部门的监督。

第十三条国家级能源科技成果鉴定分为会议鉴定、函审鉴定和检测鉴定在三种形式。

(一会议鉴定:同行专家以会议形式对国家级能源科技成果作出评价。需经现场考察、测试和讨论答辩才能作出评价的国家级能源科技成果,可采用会议鉴定。

(二函审鉴定:同行专家通过审查有关书面资料,对国家级能源科技成果作出评价。不需要进行现场考察、测试和讨论、答辩即可作出评价的国家级能源科技成果,可采用函审鉴定。

(三检测鉴定:按照国家有关法律、法规设立并经国家或能源行业主管部门认可的专业技术检测机构,通过检验、测试性能指标等方式对国家级能源科技成果进行评价。只要通过检验和测试性能指标即可反映其技术水平的国家级能源科技成果,可采用检测鉴定。

鉴定统一使用《国家级能源科学技术成果鉴定证书》。

第十四条采用会议或函审鉴定时,组织鉴定部门应聘请七名以上同行专家组成鉴定委员会。鉴定意见必须由到会专家或出具函审意见专家的四分之三以上多数通过。

会议鉴定的专家应全程参加会议,不得以书面意见或委托代表的方式出席会议。

第十五条采用检测鉴定时,组织鉴定部门应委托国家或能源行业主管部门认可的专业技术检测机构出具结论并作为检测鉴定意见。

第十六条鉴定委员会主任委员、副主任委员由组织鉴定部门在鉴定委员会委员中提名,经鉴定委员会全体委员通过产生。鉴定委员会主任委员对鉴定意见负责。

第十七条组织鉴定部门应建立健全鉴定专家库,鉴定委员会委员一般从鉴定专家库中遴选。针对被鉴定项目的具体情况,组织鉴定部门应审查鉴定委员会委员的资格。

第十八条鉴定委员会委员应同时具备下列条件: (一具有良好的科学精神和职业道德; (二对被鉴定项目所属专业有丰富的理论知识和实践经验,熟悉该领域国内外研究发展现状; (三具有高级技术职称。

国家级能源科技成果的完成单位、任务下达单位或委托单位的人员不得作为专家参加鉴定委员会。

第十九条鉴定委员会委员在鉴定工作中具有下列权利和义务: (一独立审核和评价被鉴定的国家级能源科技成果,不受任何单位和个人的干涉; (二要求国家级能源科技成果的完成单位或个人提供充分翔实的技术文件,提出质疑并要求解释,可要求复核试验或测试结果; (三充分表达个人意见,可要求在鉴定意见中记载不同意见,有权拒绝在鉴定证书上签字; (四发现违纪行为,可向组织或主持鉴定单位提出中止鉴定的请求; (五严格遵守国家有关法律、法规、规章和政策要求,恪守职业道德,坚持独立、客观、公正和科学的原则,并自觉接受有关方面的监督。

第四章鉴定程序

第二十条申请国家级能源科技成果鉴定,应当具备下列条件:

(一已完成合同约定或任务书规定任务,并达到所要求的技术性能指标。一份合同或任务书所含技术内容,一般只能进行一项成果鉴定。

(二成果权属无争议,完成单位和人员名次排列无异议。 (三技术文件与资料齐全,符合有关档案管理的法律规定。

第二十一条申请鉴定的国家级能源科技成果应提交下列技术文件和资料; (一应用技术成果的技术文件与资料:

1、计划任务书、合同书或经批准的立项报告;

2、研究(研制技术总结报告;

3、信息技术研究项目或包含信息技术研究内容的项目软件;

4、测试报告和试验报告;

5、标准化审查报告;

6、用户使用报告(成果应用情况报告;

7、知识产权状况报告(含专利、著作权、技术秘密的情况和必要的查新情况; (二科技情报、标准和软科学成果的技术文件与资料:

1、计划任务书或合同书;

2、研究报告;

3、研究工作总结报告;

4、正式出版的标准文件(仅限标准成果;

5、模型运行报告(仅限软科学成果;

6、用户使用报告。

第二十二条凡具备鉴定条件的国家级能源科技成果,由完成单位填写《国家级能源科学技术成果鉴定申请书》(一式三份,并附其他技术文件与资料(有业务主管部门的,还需经业务主管部门预审,向组织鉴定部门进行申报。凡归属地方企业或个人的能源科技成果,需报请所在地省级能源行业主管部门预审, 认定具备国家级能源科技成果鉴定条件后,由其代为申报。

业务主管部门预审的内容包括:申请鉴定的国家级能源科技成果项目是否满足鉴定条件,鉴定委员会建议专家名单是否合理,是否同意鉴定等。

同一项国家级能源科技成果只能申请鉴定一次,两个或两个以上单位(个人共同完成的,在各完成单位(个人协商一致后由第一完成单位(个人申报,不得多单位分头申报。

第二十三条组织鉴定部门在收到鉴定申请之日起15个工作日内完成对鉴定申请的形审(涉及多个单位联合完成的重大科技成果或国家级重大示范工程除外,并作出是否受理的答复。必要时可先组织专家或指定机构进行预审,以确定是否符合鉴定条件。对符合鉴定条件的,要明确主持鉴定单位和鉴定形式,并通知成果完成单位。对鉴定申请不予受理的,应说明理由。

第二十四条组织鉴定部门按照批准的鉴定形式负责鉴定的筹办、主持和管理,保证鉴定意见的真实性。

鉴定意见应当包括:国家级能源科技成果的创新性(关键技术及创新点、先进性(学术与技术水平,其技术的难度、成熟度、安全与可靠性,以及对能源建设和能源科学技术进步的作用与经济效益等,并应注明存在问题和改进意见。

第二十五条会议鉴定按照以下步骤进行: (一会议鉴定前,根据需要成立测试组。测试组组长由鉴定委员会成员担任。测试组必须在鉴定会前完成测试,并提供测试报告。

(二组织鉴定部门(或由组织鉴定部门委托的主持鉴定单位主持会议,宣读和通过鉴定委员会名单,明确会议任务和要求。

(三在鉴定委员会主任委员或副主任委员主持下,进行技术鉴定。

鉴定委员会听取技术报告、测试报告、应用报告和其他必要报告。必要时可安排委员会专家现场考察或观看被鉴定项目有关多媒体资料。

鉴定委员会专家质疑并讨论,在综合多数专家意见基础上形成鉴定意见。 鉴定委员会专家讨论形成鉴定意见时,组织鉴定部门和主持鉴定单位可派代表列席会议,了解专家评议情况,其他人员应回避。

第二十六条函审鉴定按照以下步骤进行: (一组织鉴定部门将完成单位提交的有关资料分别寄送函审专家。

(二函审专家应在规定的时限内完成函审,并将函审意见和上述资料返回组织鉴定部门。

(三组织鉴定部门将其他函审专家的意见送鉴定委员会主任委员。 (四鉴定委员会主任委员提出本人函审意见,并依据多数专家的意见写出 鉴定意见。将所有鉴定资料寄送组织鉴定部门。 第二十七条 采用检测鉴定的一般步骤：

(一)组织鉴定部门确定检测机构。

(二)完成单位(或代为申报单位)将国家级能源科技成果实物和有关资料 送到指定的检测机构进行检测。 检测单位按照有关规定检测并出具检测报告和检 测结论。 第二十八条 鉴定证书的批复过程如下：

(一)经鉴定通过的国家级能源科技成果，由成果完成单位(或代为申请单 位)将《国家级能源科学技术成果鉴定证书》送组织鉴定部门审查。 《国家级能 源科学技术成果鉴定书证书》原件一式三份(要求正反面打印，专家亲笔签署) 。 检测鉴定直接报送组织鉴定部门。

(二)成果完成单位审查后签署意见、盖章，并报送组织鉴定部门。

(三)组织鉴定部门在收到《国家级能源科学

技术成果鉴定证书》的 10 个 工作日内完成对《国家级能源科学技术成果鉴定证书》的审批，统一编号并加盖 组织鉴定部门公章或科技成果鉴定专用章， 《国家级能源科学技术成果鉴定证书》 生效。 第五章 鉴定监督管理 第二十九条 组织鉴定部门通过年检和抽检的方式监督、 检查各主持鉴定单 位的工作。主要内容包括：

(一)是否按照本办法规定进行鉴定;

(二)专家选聘是否合理;

(三)检测机构选择是否得当;

(四)鉴定文件是否符合规范，鉴定档案是否完整;

(五)实际操作过程中是否存在违规、违纪现象;

(六)组织鉴定部门其他规定的执行情况等。 第三十条 年检或抽检。各主持鉴定单位应在接到年检通知书之日起 15 日 内， 向组织鉴定部门科技成果管理机构上报鉴定工作总结报告和上年度鉴定项目 汇总表，并接受年检审查。 必要时， 组织鉴定部门科技成果管理机构可以根据需要随时抽检各主持鉴定 单位的工作。 第三十一条 对在检查中发现问题的单位，应限期改正。问题严重的，组织 鉴定部门科技成果管理机构给予通报批评。 第三十二条 主持鉴定单位和组织鉴定部门应认真审核完成单位提交的 《国 家级能源科学技术成果鉴定证书》 ，发现鉴定意见中有重大缺陷的，应责成原鉴

定委员会补充鉴定。发现鉴定中弄虚作假的，应驳回《国家级能源科学技术成果 鉴定证书》 。 第三十三条 参加国家级能源科技成果鉴定的有关人员， 应严格遵守职业道 德规范和有关规定，自觉抵制各种不正之风，保证国家级能源科技成果鉴定的严 肃性和公正性。 第三十四条 与鉴定有关的材料，由组织鉴定部门和成果完成单位(或代为 申报单位)按照科技保密和科技档案管理部门的规定分别及时归档。 第三十五条 《国家级能源科学技术成果鉴定证书》不作为签订技术合同等 商业性活动的依据。 第三十六条 鉴定费用执行国家有关规定。 第六章 法律责任 第三十七条 国家级能源科技成果的完成单位和个人，凡有徇私舞弊、弄虚 作假或剽窃他人成果等情况，一经查实，组织鉴定部门和主持鉴定单位应终止鉴 定，已通过鉴定的予以撤消。 第三十八条 组织鉴定部门或主持鉴定单位的工作人员，凡有玩忽职守、以 权谋私或收受贿赂等情况，一经查实，由所在单位或上级主管部门视情节给予行 政处分直至追究法律责任。 第三十九条 参加鉴定的专家有故意或重大过失行为，作出虚假结论、造成 不良后果的，由所在单位或上级主管部门给予处分，并取消其鉴定资格。 第四十条 参加鉴定的有关人员， 应保护被鉴定国

家级能源科技成果的知识 产权。未经完成单位或个人同意，擅自披露、使用或向他人转让被鉴定国家级能 源科技成果的技术，应依法追究其法律责任，对完成单位或个人造成损失的，应 当赔偿损失。 第四十一条 国家级能源科学技术成果鉴定中，凡涉及国家秘密的事项，执 行《中华人民共和国保守国家秘密法》和科学技术保密的有关规定。 第七章 附则 第四十二条 第四十三条 本办法由国家能源局能源节约和科技装备司负责解释。 本办法自 2009 年 7 月 1 日起施行。本办法施行前公布的有关 国家级能源科技成果鉴定规定与本办法不一致的，以本办法规定为准。