山西：煤层气煤炭矿业权争议可自主协商

　　为推进煤层气和煤炭资源有序开发，10月17日，山西省政府办公厅接连发布《山西省煤层气和煤炭矿业权重叠区争议解决办法 (试行)》《关于完善煤层气试采审批管理工作的通知》《关于煤层气矿业权审批和监管的实施意见》。其中明确，煤层气和煤炭矿业权重叠区争议问题，当事人可自主协商解决。

　　根据 《山西省煤层气和煤炭矿业权重叠区争议解决办法(试行)》，山西省落实“先采气、后采煤”和采煤采气相衔接的要求，明确解决重叠区争议可采取三种方式：当事人签署安全互保协议，建立日常协调保障机制;当事人实施合作勘查开采，促进资源综合勘查、综合利用;当事人分阶段调整重叠区范围，或者一次性调整全部重叠区范围，实现采煤采气一体化。解决争议时，可采取自主协商的方式，煤炭矿业权人应将经有批准权的政府主管部门批准的本企业煤炭资源开发的规划区、准备区、生产区及开发时序等相关信息，及时主动告知煤层气矿业权人，并就协调重叠区内采煤采气活动提出具体意见;煤层气矿业权人应根据煤炭矿业权人提供的上述信息，优先部署煤炭生产区、准备区的煤层气勘探与开采活动。同时，鼓励当事人合作开发利用煤层气。自主协商未解决的情况下，向有管辖权的国土资源主管部门申请行政调解。

　　根据 《关于完善煤层气试采审批管理工作的通知》，探矿权人申请试采，须符合国土资源部有关规定，且试采控制面积不得少于5平方公里 (约2个基本区块)。试采许可期满后，未能达到提交探明储量要求的，探矿权人可向省国土资源厅提出延期申请;经审查后，可准予延期1年;但同一试采区域延期申请不得超过2次，即试采累计期限不得超过3年。

　　根据《关于煤层气矿业权审批和监管的实施意见》，在煤炭远景规划区以及取得煤炭探矿权、尚未取得煤炭采矿权的矿区，实施先采气、后采煤。已领取煤炭采矿许可证尚未进行基础建设的矿区，实施先抽后采、采煤采气一体化;正在进行生产或者基础建设的矿区，在5年内计划动用储量区域，以采煤为主，落实地面、井下联合抽采煤层气(煤矿瓦斯)，推进采煤采气一体化。在已设置煤炭矿业权但尚未设置煤层气矿业权的区域，经综合勘查具备煤层气地面规模化开发条件的，煤炭矿业权人可依法申请煤层气矿业权，自行或采取合作方式进行煤层气勘查开采。煤层气矿业权主要以招标方式出让，逐步采取拍卖、挂牌方式出让，单个矿区面积原则上不超过300平方公里。

（摘自 10月25日 山西日报）

铁总下发调度命令：优先安排电煤运输

　　铁路总公司下达调度命令（第2313号）：要求全路所属18个铁路局（南宁局除外）在限装数内优先安排电煤等重点物资的装车。17个受令局（接受调度命令的路局）分别是：哈尔滨、沈阳、北京、太原、呼和、济南、上海、南昌、郑州、武汉、西安、广州、成都、昆明、兰州、乌鲁木齐和青藏；相关信息显示，各路局分管运输的副局长作为受令人已在该调度命令上签字。

　　分析认为，自9月21日公路限载新政实施以来，从7月份开始紧张的铁路运力尤其是煤焦钢等大宗物资的运力愈发显得供不应求。10月11日，太原、郑州、西安、乌鲁木齐同时发布关于铁路货运价格上调的通知，为二季度以来一直处于上升通道的煤价再添支撑，并引发了煤炭行业尤其是下游用户的高度关注。但其中最为重要的原因是，铁路调增运价后成本优势依然凸显。

 （摘自 10月25日 太原煤炭交易中心）

1-9月份全国分省原煤产量情况

　　数据显示9月全国原煤产量27696.4万吨，同比下降12.3%，原煤产量已经连续6个月同比降幅超过10%，降幅较上月扩大1.3个百分点。前9月累计原煤产量245632.1万吨，同比下降10.5%。

　　9月份单月原煤产量1000万吨以上的省份为内蒙古、山西、陕西、贵州、新疆、山东、安徽，产量分别为6828.2万吨、6589.6万吨、4420.5万吨、1385万吨、1382.8万吨、1049.7万吨、1000.5万吨。

　　上述省份9月份原煤产量同比均呈下降态势，降幅最大的为山西省，同比下降18.4%，其次是内蒙古，同比下降15.1%；降幅最小的为新疆，同比下降2.6%，其次为贵州省，同比下降3.1%。

　　从累计数据来看，前9月产量最大的依次为内蒙古、山西省、陕西省。其中内蒙古原煤产量6.1亿吨，占全国24.8%，同比下降10.7%；山西原煤产量5.9亿吨，占24%，下降16.1%；陕西原煤产量3.6亿吨，占14.9%，下降3.8%。

　　1-9月累计原煤产量超过5000万吨的共有9个省区，分别是内蒙古、山西、陕西、贵州、新疆、山东、安徽、河南、宁夏，其产量达到21.3亿吨，约占总产量86.63%。

(摘自10月27日  国家统计局)

发改委部署今冬煤电供应保障工作

　　国家发展改革委副主任连维良同志主持召开煤电油气运保障工作部际协调机制第十一次会议，研究讨论今冬明春天然气等能源供应保障方案，就迎峰度冬期间天然气、煤炭、电力供应保障工作进行了部署和安排。

　　会议分析指出，当前能源供应总体充裕，各能源品种供给能力明显提升，储备和调峰能力有所增强，但结构性、区域性、季节性供需矛盾仍然存在，个别地区个别品种存在供需缺口。天然气由于调峰能力不足、管输能力限制等原因，冬季继续呈现南松北紧局面，华北地区保供压力较大，高峰时段京津冀地区矛盾突出。煤炭产能过剩的局面还没有实现根本改变，随着近期去产能效果的逐步显现、火电用煤阶段性快速增长，以及严格治理违法违规生产、超能力生产和落实减量化生产措施，近年来严重供大于求的状况得到了明显缓解。随着煤炭去库存阶段结束，特别是进入冬季后，采暖负荷逐步加大，煤炭消耗将有所增加，同时增加的产能释放将有序到位，大部分地区煤炭供需基本平衡，少数地区平衡偏紧。电力供需形势总体宽松，供应能力充裕，但受燃料供应和调峰等因素影响，部分地区个别时段可能趋紧，清洁能源消纳难度仍然较大。

　　会议强调，针对当前煤电油气运供需存在的问题，供应保障工作要更加注重遵循市场经济规律，善于运用市场化手段，发挥市场在资源配置中的决定性作用和更好发挥政府的作用；更加注重保障改善民生急需的天然气、煤炭和电力等供应；更加注重引导大用户供需双方建立长期稳定的合同关系；更加注重补齐天然气储气调峰、电力调峰等方面的短板；更加注重在保障基本供给的同时加强需求侧管理；更加注重保障供应和促进改革并举，通过改革的办法推动解决面临的问题；更加注重安全生产，把安全平稳运行作为保障供应的前提条件。

　　天然气供应方面，着力抓好七项工作：其中六是根据资源落实情况，均衡有序实施“煤改气”“油改气”等项目，制定气电热综合保障方案，提高气电热互供互保能力。

　　煤炭供应方面，要妥善处理好去产能、保供应、稳价格的关系。一方面，要坚决贯彻落实党中央、国务院供给侧结构性改革重大部署，排除价格短期波动的干扰，坚定去产能决心不动摇，积极推动煤炭行业结构调整、转型升级和优化布局，实现脱困发展。另一方面，要高度重视并解决好当前部分地区供应偏紧的矛盾，在有序释放安全高效先进产能的同时，有序引导在建煤矿投产达产增加一部分产能，与完善市场化长期合同相衔接，针对少数供应偏紧地区定向增加部分产能投放，保障居民取暖、发电等用煤需求。区分轻重缓急，强化对电煤供应偏紧地区产运需的综合协调，积极采取“以煤定电”“以热定电”等有效措施。提前做好2017年煤炭产运需衔接工作，充分利用当前有利时机，鼓励推进煤炭供需双方签订中长期合同，建立长期、稳定、诚信、高效的合作关系，保障煤炭有效稳定供应。

　　电力供应方面，发电、供热企业要与上下游沟通衔接，保持生产运行正常，保障民生供电供热需求。电网企业要针对部分地区出现的电力短缺，优化跨省跨区送受电，加强省间互济、余缺调节。支持节能减排和雾霾治理，着力优化能源结构，引导压减煤电，加强能源统筹调度，多通过可再生能源发电保障平衡，提高系统调峰能力，促进可再生能源消纳。

（摘自10月24日 国家发改委）