财政部关于财政部门办理到期国债兑付若干具体规定的通知
财政部
财政部关于财政部门办理到期国债兑付若干具体规定的通知
1994年5月20日，财政部
各省、自治区、直辖市、计划单列市（含沈阳、长春、哈尔滨、南京、武汉、广州、成都、西安市）财政厅（局）：
1994年到期国债的兑付工作即将开始，为便于各地部署工作，现将财政部门办理到期国债兑付的若干具体规定通知如下：
一、今年到期的国债有：1991年发行的3年期国库券、1989年发行的5年期特种国债。
另外，1993年发行的5年期非实物国库券（附息国债），今年7月1日开始偿付第1年利息。
二、1991年国库券年利率10％，计息期3年；1989年特种国债年利率15％，从购买之月开始计息，满5年兑付，计息期5年。1993年非实物国库券年利率15．86％，每年7月1日支付当年利息。
三、国库券兑付办法按（90）财国债字第51号文规定办理。
四、办理到期特种国债的兑付，购买单位应持“特种国债”收款单（收据联）到原签发收款单的财政部门办理兑付手续。财政部门处理程序如下：
1．审查收款单是否为本单位签发，印章是否齐全，字迹有无涂改，各项内容与留存的收款单存根联是否一致。
2．计算应付本息，将应付本息额填写在收据联及存根联（套写）的记录栏内，由经办人和持单人盖章交复核人复核。
3．复核无误后，在收款单收据联、存根联加盖“转讫”戳记，并凭以开出转帐支票。
4．已兑付特种国债收款单（收据联）按号码顺序整理捆扎，兑付期结束后交上级财政部门统一销毁，存根联继续留存备查。
五、为适应兑付资金拨付与财政年度的一致性，财政部门办理到期国债兑付，兑付期特种国债为6月1日－11月30日；国库券为7月1日－11月30日。兑付终了，各地应在50天（95年1月20日）内将帐务结清，收尾报告表报财政部，剩余兑付资金交回省级预算。12月1日至次年6月30日为常年兑付期，常年兑付期发生的兑付业务纳入下一年度统一结算。
六、财政部门兑付国债月（旬）报表、还本付息收尾报告表格式、报送时间按（92）财国债字第31号文规定办理。报送的各类兑付报表，只包括在常年兑付及正常兑付期兑付的部分。今年到期国债已办理以旧换新的部分，兑付表中不填列。
七、今年陆续拨付的以旧换新兑付周转金，发行结束后应全额留存，除财政部通知（将另行发文）退回部分外，继续作为正常兑付期兑付资金。
八、以旧换新的旧券以“二年期国库券发行结束报告表”以旧换新栏数据为准。各省、自治区、直辖市、计划单列市（非省会城市）财政厅（局），对以旧换新旧券要按国库券销毁办法规定的程序，原则上于7月1日前清理销毁完毕，并将销毁手续报财政部。个别地区因以旧换新数量较大，按期销毁有困难，报财政部批准后，统一交省级及非省会城市的计划单列市财政厅（局）封存待销。各省级财政厅（局）对交来的待销以旧换新旧券面亦应全部复点，数额与有关报表核对相符，请当地银行和公证部门抽查后公证封存。于7月1日前将封存公证书报财政部备查。公证书中应详细注明所在财政厅（局）、经办单位名称；公证日期；公证、监封单位公章；封存国库券、特种国债金额以及特种国债收款单份数等。封存的以旧换新旧券，可于7月1日后销毁，也可与正常兑付券面一同销毁。销毁时应与正常兑付券面一起重新复点、抽查，并区分以旧换新券面
和正常兑付券面，分别报送销毁申请书、出示销毁公证，不得混淆。
九、销毁特种国债收款单，监销人员应对收款单金额全部加总核对，填制“1989年特种国债收款单销毁记录表”（格式附后），其它办法比照国库券销毁办法办理。
十、国库券、特种国债兑付手续费为兑付本金的3‰，另外，向个人发行国库券兑付劳务费为兑付本金的1‰。
附件：1989年（ ）特种国债收款单销毁记录表（略）
煤层气产业政策
国家能源局
国家能源局公告
2013年第2号
为深入贯彻落实科学发展观，科学高效开发利用煤层气资源，加快培育和发展煤层气产业，根据《中华人民共和国煤炭法》、《中华人民共和国矿产资源法》和《国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》（国办发〔2006〕47号）等法律法规，国家能源局制定了《煤层气产业政策》，现予发布。
国家能源局
2013年2月22日
附件名称：煤层气产业政策.doc
http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto85/201303/P020130322371979253997.doc
附件：
煤层气产业政策
煤层气是赋存于煤层及煤系地层中的烃类气体，主要成分是甲烷，发热量与常规天然气相当，是宝贵的能源资源。煤层气产业是新兴能源产业，发展煤层气产业对保障煤矿安全生产、优化能源结构、保护生态环境具有重要意义。为深入贯彻落实科学发展观，推动能源生产和消费革命，科学高效开发利用煤层气资源，加快培育和发展煤层气产业，根据《中华人民共和国煤炭法》、《中华人民共和国矿产资源法》和《国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》（国办发〔2006〕47号）等法律法规,制定本产业政策。
发展目标
第一条 坚持市场引导，统筹规划布局，创新体制机制，加大科技攻关，强化政策扶持，强力推进煤层气产业发展，提高安全生产水平，增加清洁能源供应，减少温室气体排放，把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。
第二条 “十二五”期间，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系。再用5—10年时间，新建3—5个产业化基地，实现煤层气开发利用与工程技术服务、重大装备制造等相关产业协调发展。
第三条 建立健全以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的技术创新体系，总结和推广高阶煤煤层气高效开发技术，加快突破中低阶煤煤层气开发关键技术，形成一批具有自主知识产权的重大技术和装备。
第四条 完善煤层气与煤炭资源综合勘查、合理布局、有序开发、高效利用等政策，加快并妥善解决煤层气与煤炭矿业权重叠问题，形成煤层气与煤炭资源协调开发机制。
市场准入
第五条 从事煤层气勘探开发的企业应具备与项目勘探开发相适应的投资能力，具有良好的财务状况和健全的财务会计制度。煤层气勘探开发企业应配齐地质勘查、钻探排采等专业技术人员，特种作业人员必须取得相应从业资格。从事煤层气建设项目勘查、设计、施工、监理、安全评价等业务，应按照国家规定具备相应资质。
第六条 鼓励具备条件的各类所有制企业参与煤层气勘探开发利用，鼓励大型煤炭企业和石油天然气企业成立专业化煤层气公司，培育一批具有市场竞争力的煤层气开发利用骨干企业和工程技术服务企业，形成以专业化煤层气公司为主体、中小企业和外资企业共同参与的产业组织结构。
产业布局
第七条 国务院煤炭（煤层气）行业管理部门负责编制全国煤层气开发利用规划并组织实施。全国煤层气开发利用规划内容包括总体要求、发展目标、勘探开发布局、重大建设项目等。有关地方政府和重点企业应编制本地区、本企业煤层气开发利用规划，落实全国规划发展目标和重点任务。
第八条 加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘等煤层气产业化基地建设，大幅度提高煤层气产量。加大新疆、辽宁、黑龙江、河南、四川、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源勘探力度，建设规模化开发示范工程。在河北、吉林、安徽、江西、湖南等地区开展勘探开发试验。
第九条 煤层气以管道输送为主，就近利用、余气外输。煤层气优先用于居民用气、公共服务设施、工业燃料、汽车燃料等。鼓励建设储气库等调峰设施，因地制宜建设分布式能源系统，适度发展液化气或压缩气。统筹规划建设区域性输气管网，鼓励煤层气进入城市公共供气管网和天然气长输管网。输气管网运营企业应为煤层气用户提供公平、公正的管道运输服务。
勘探开发生产
第十条 煤层气勘探开发应遵循整体部署、分期实施、滚动开发的原则，注重提高区块开发总体效率，努力降低建设运营成本，提高项目经济效益。煤层气勘探开发项目原则上按照评价选区、重点勘探、先导试验、探明储量、编制开发方案、产能建设、生产运营等程序进行。
第十一条 坚持普查与重点勘探相结合，地质研究与勘探工程相结合，鼓励采用低成本的地震、钻探、测井、试井等多种勘探技术进行综合勘探，准确查明煤层气藏地质特征和各项参数，获取探明储量。复杂构造煤层气区块可通过三维地震等先进技术手段进行勘探。
第十二条 煤层气总体开发方案应进行多方案经济技术比选，合理确定煤层气产能规模、建设工期和项目总投资，优化井型井网部署、钻井与完井工艺、排采集输技术，因地制宜采用直井、丛式井或水平井。根据产能建设实际情况，对钻井、完井、增产改造、排采等工艺技术进行动态调整。
第十三条 合理制定煤层气井排采工作制度，有效控制煤粉产出、生产压差和排采速度，实现煤层气井高产稳产。统筹规划建设煤层气田集输管网，合理确定集气站、增压站位置和数量，优先采用低压集输工艺流程。
技术政策
第十四条 坚持自主研发和引进相结合、基础研究和技术创新相结合，加大科技研发投入，实施国家科技重大专项、科技支撑计划、“863”计划、“973”计划和产业化示范工程，鼓励企业、科研机构和高等院校联合开展科技攻关，加强工程（技术）研究中心、重点实验室等创新平台建设，发展技术咨询服务，提升煤层气产业科技创新能力。
第十五条 加强煤层气富集规律、产出机理等基础理论研究，突破中低阶煤、构造煤、深部煤层、多煤层等不同地质特征的煤层气勘探开发关键技术，掌握水平井钻完井、二氧化碳助排及泡沫压裂、水平井分段压裂、高压水力喷射等工艺技术。
第十六条 鼓励开展煤层气开发利用重大装备自主研发，推进高性能空气钻机、连续油管成套设备国产化，提升水平井钻完井、压裂排采设备性能，研制高效压缩、液化设备和燃气发动机。
第十七条 加快科技成果转化，推广空气钻进、大排量高效压裂、低压集输等先进技术，推进煤层气开采信息化建设。建立健全煤层气标准体系，加快出台勘查开发、生产加工、集输利用标准。
煤层气与煤炭协调开发
第十八条 煤炭远景区实施“先采气、后采煤”，优先进行煤层气地面开发。煤炭规划生产区实施“先抽后采”、“采煤采气一体化”，鼓励地面、井下联合抽采煤层气资源，煤层瓦斯含量降低到规定标准以下，方可开采煤炭资源。
第十九条 在设置煤层气或煤炭探矿权的区域，探矿权人应对勘查区块范围内的煤层气和煤炭资源进行综合勘查，提交煤层气和煤炭资源综合勘查报告，并按有关规定进行储量评审（估）、备案。
第二十条 在已设置煤炭矿业权但尚未设置煤层气矿业权的区域，经勘查具备煤层气地面规模化开发条件的，应依法办理煤层气勘查或开采许可证手续，由煤炭矿业权人自行或采取合作等方式进行煤层气开发。在已设置煤层气矿业权的区域，根据国家煤炭建设规划5年内需要建设煤矿的，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，采取合作或调整煤层气矿业权范围等方式，保证煤炭资源开发需要，并有效开发利用煤层气资源。
第二十一条 建立健全煤层气与煤炭资源开发方案相互衔接、项目进展定期通报、资料留存共享等制度。煤层气开发必须兼顾煤矿安全生产，钻井井位应与煤矿采掘部署做好衔接，废弃钻井必须按有关规定封井，不得留下安全隐患。煤层气、煤炭生产企业应妥善保存地质和工程资料，按规定报送有关部门。
安全节能环保
第二十二条 坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，煤层气企业应落实安全生产责任制，建立安全生产管理机构，配备专职安全生产管理人员，建立健全安全管理制度和操作规程，保障安全生产投入。煤层气建设项目安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。
第二十三条 加强节能降耗，推进煤层气产业绿色发展、循环发展、低碳发展。煤层气建设项目应依法开展节能评估，推广使用高效节能设备，降低煤层气开发利用过程中的能源消耗。坚持最大化利用原则，加强勘探试采期煤层气的回收利用。
第二十四条 煤层气建设项目应依法开展环境影响评价，项目选址应避开自然保护区、饮用水水源地等生态敏感区域。严格执行煤层气排放标准，禁止煤层气直接排放。煤层气生产过程中产生的废气、废水等做到达标排放，妥善处置固体废物，避免对地下水造成污染。
第二十五条 建立健全煤层气建设项目社会稳定风险评估机制，对有可能在较大范围和较长时间内对人民群众生产生活造成重大社会影响的项目，应按规定进行社会稳定风险评估。
保障措施
第二十六条 加强煤层气资源调查评价，增加勘探区块投放数量，为煤层气规模化开发提供资源保障。采用市场竞争方式配置煤层气资源，择优确定开发主体。提高煤层气最低勘探投入标准，实行限期开发制度，对于已设置矿业权的区块，勘探投入不足或不能及时开发的，依据有关规定核减其矿业权面积。
第二十七条 统筹安排中央预算内投资支持煤层气开发利用示范工程、关键技术装备研发和创新能力建设。鼓励民间资本、境外资金参与煤层气勘探开发和管网等基础设施建设。拓宽企业融资渠道，鼓励金融机构按照安全、合规、自主的原则为煤层气项目提供授信支持和金融服务，支持符合条件的煤层气企业发行债券、上市融资。完善煤层气价格政策，加强煤层气价格监督检查。
第二十八条 煤层气开发、输送、利用等建设项目应根据项目投资主体、性质和规模，按照国家投资体制改革有关规定报政府主管部门审批、核准或备案。项目未经审批、核准或备案，有关部门不予办理土地使用、银行贷款等手续，不得享受财政补贴、税费优惠等政策。
第二十九条 加强煤层气对外合作管理，鼓励引进国外先进技术和管理经验，督促引导外国合同者加大勘探开发投入，加快推进对外合作区块规模化开发。根据签订的对外合作合同和执行情况，定期调整合作区块。
第三十条 创新人才培养模式，鼓励企业和高等院校建立人才联合培养机制，加强创新型、技能型和复合型人才培养。鼓励企业开展全方位、多层次的在职培训，提高从业人员素质。
第三十一条 加强政策宣传和工作协调，保障现有政策措施落实到位。研究完善煤层气开发利用扶持政策，提高财政补贴标准，加大税费优惠力度，进一步调动企业积极性。优先安排煤层气开发利用项目及建设用地。
第三十二条 加强煤层气行业统计等基础管理工作，完善煤层气开发利用考核机制，对煤层气开发利用年度目标完成情况进行考核通报，根据考核结果在项目审核、中央预算内资金安排等方面实行差别化政策。
本产业政策适用于地面煤层气勘探、开发、生产、加工、集输、销售、储配与利用等，由国家能源局负责解释，自发布之日起实施。
