关于印发《加快推进天然气利用的意见》的通知

2017-07-04 天然气咨询

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关于印发《加快推进天然气利用的意见》的通知

发改能源〔2017〕1217号

各省、自治区、直辖市和计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、科技厅（委、局）、财政厅、国土厅、住建厅（建委）、商务厅、经信委（工信委、工信厅）、环境保护厅（局）、交通运输厅、国资委、国税局、地税局、质监局（市场监管委）、物价局，国家能源局各派出监管机构，各有关中央企业，有关行业协会、学会：

为贯彻落实中央财经领导小组第六次、第十四次会议、《大气污染防治行动计划》（国发[2013]37号）、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（国办发[2014]31号）、《能源发展“十三五”规划》（发改能源[2016]2744号）有关精神，加快推进天然气利用，提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重，我们制定了《加快推进天然气利用的意见》（以下简称《意见》）。现印发执行，并就有关事项通知如下。

一、充分认识加快推进天然气利用的重要意义。天然气是优质***、绿色清洁的低碳能源，并可与可再生能源发展形成良性互补。未来一段时期，我国天然气供需格局总体宽松，具备大规模利用的资源基础。加快推进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，是我国稳步推进能源消费***，构建清洁低碳、安全***的现代能源体系的必由之路；是有效治理大气污染、积极应对气候变化等生态环境问题的现实选择；是落实北方地区清洁取暖，推进农村生活方式***的重要内容；并可带动相关设备制造行业发展，拓展新的经济增长点。

二、加强指导落实责任。各省（区、市）人民政府要切实承担起加快天然气利用的责任，制定出台本地区加快推进天然气利用的意见，建立各部门协同推进机制，分解主要目标，落实年度重点任务，明确职责分工，完善配套政策。各企业作为加快天然气利用的市场主体，要根据《意见》提出的主要目标和重点任务，细化落实企业实施方案，推进重大项目建设，确保各项指标和任务按期完成。各部门要按照职能分工，加强沟通配合，制定和完善相关配套政策措施，国家发展改革委、能源局会同各部门，对各省（区、市）推进天然气利用的实施情况进行跟踪分析和监督检查。

附件：加快推进天然气利用的意见（见下文）

国家发展改革委

科　　技　　部

工业和信息化部

财　　政　　部

国 土 资 源 部

环 境 保 护 部

住房和城乡建设部

交 通 运 输 部

商　　务　　部

国　　资　　委

税　务　总　局

质　检　总　局

国 家 能 源 局

2017年6月23日

附件 加快推进天然气利用的意见为加快推进天然气利用，提高天然气在我国一次能源消费结 构中的比重，稳步推进能源消费***和农村生活方式***，有效 治理大气污染，积极应对气候变化，现形成以下意见。 一、总体要求 （一）指导思想 ***贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会 精神，深入落实习近平总书记系列重要讲话精神，牢固树立创新、 协调、绿色、开放、共享的发展理念，遵循“四个***、一个合 作”能源发展战略思想，发挥市场在资源配置中的决定性作用， 以燃料清洁替代和新兴市场开拓为主要抓手，加快推进天然气在 城镇燃气、工业燃料、燃气发电、交通运输等领域的大规模*** 科学利用，产业上中下游协调发展，天然气在一次能源消费中的 占比显著提升。 （二）基本原则 规划引领、政策驱动。充分发挥规划引领作用，明确天然气 利用目标、部署及保障措施。切实落实大气污染防治行动计划， ***使用高污染燃料。推进北方地区清洁取暖，加快提高清洁供 暖比重。充分发挥环保、产业、金融、财政、价格政策对扩大天 然气利用的驱动作用。 1 改革创新、市场运作。深入推进天然气体制改革，着力破解 影响天然气产业健康发展的体制机制障碍，发挥市场在天然气资 源配置中的决定性作用。有序放开竞争性环节，鼓励各类资本进 入天然气基础设施建设和利用领域，加快推进天然气价格市场 化。 ***推进、突出重点。将北方地区冬季清洁取暖、工业和民 用“煤改气”、天然气调峰发电、天然气分布式、天然气车船作 为重点。因地制宜、以点带面，积极推进试点示范，积累经验后 逐步推广。 产业协调、健康发展。重视天然气产业链上中下游协调，构 建从气田开发、国际贸易、接收站接转、管道输配、储气调峰、 现期货交易到终端利用各环节协调发展产业链，以市场化手段为 主，做好供需平衡和调峰应急。各环节均要努力降低成本，确保 终端用户获得实惠，增强天然气竞争力。 （三）总体目标 逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源 之一，到 2020 年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达 到 10%左右，地下储气库形成有效工作气量 148 亿立方米。到 2030 年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到 15%左右，地 下储气库形成有效工作气量 350 亿立方米以上。 二、重点任务 （一）实施城镇燃气工程 2 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。以京津冀及周边大气污染传输通道内的 重点城市（2+26）为抓手，力争 5 年内有条件地区基本实现天然 气、电力、余热、浅层地能等取暖替代散烧煤。在落实气源的情 况下，积极鼓励燃气空调、分户式采暖和天然气分布式能源发展。 快速提高城镇居民燃气供应水平。结合新型城镇化建设，完 善城镇燃气公共服务体系，支持城市建成区、新区、新建住宅小 区及公共服务机构配套建设燃气设施，加强城中村、城乡结合部、 棚户区燃气设施改造及以气代煤。加快燃气老旧管网改造。支持 南方有条件地区因地制宜开展天然气分户式采暖试点。 打通天然气利用“***后一公里”。开展天然气下乡试点，鼓 励多种主体参与，宜管则管、宜罐则罐，采用管道气、压缩天然 气（CNG）、液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）储配站等多 种形式，提高偏远及农村地区天然气通达能力。结合新农村建设， 引导农村居民因地制宜使用天然气，在有条件的地方大力发展生 物天然气（沼气）。 （二）实施天然气发电工程 大力发展天然气分布式能源。在大中城市具有冷热电需求的 能源负荷中心、产业和物流园区、旅游服务区、商业中心、交通 枢纽、医院、学校等推广天然气分布式能源示范项目，探索互联 网+、能源智能微网等新模式，实现多能协同供应和能源综合梯 3 级利用。在管网未覆盖区域开展以 LNG 为气源的分布式能源应用 试点。 鼓励发展天然气调峰电站。鼓励在用电负荷中心新建以及利 用现有燃煤电厂已有土地、已有厂房、输电线路等设施建设天然 气调峰电站，提升负荷中心电力安全保障水平。鼓励风电、光伏 等发电端配套建设燃气调峰电站，开展可再生能源与天然气结合 的多能互补项目示范，提升电源输出稳定性，降低弃风弃光率。 有序发展天然气热电联产。在京津冀及周边、长三角、珠三 角、东北等大气污染防治重点地区具有稳定热、电负荷的大型开 发区、工业聚集区、产业园区等适度发展热电联产燃气电站。 （三）实施工业燃料升级工程 工业企业要按照各级大气污染防治行动计划中规定的淘汰 标准与时限，在“高污染燃料禁燃区”重点开展 20 蒸吨及以下 燃煤燃油工业锅炉、窑炉的天然气替代，新建、改扩建的工业锅 炉、窑炉严格控制使用煤炭、重油、石油焦、人工煤气作为燃料。 鼓励玻璃、陶瓷、建材、机电、轻纺等重点工业领域天然气 替代和利用。在工业热负荷相对集中的开发区、工业聚集区、产 业园区等，鼓励新建和改建天然气集中供热设施。支持用户对管 道气、CNG、LNG 气源做市场化选择，相关设施的规划、建设和 运营应符合法律法规和技术规范要求。 （四）实施交通燃料升级工程 加快天然气车船发展。提高天然气在公共交通、货运物流、 4 船舶燃料中的比重。天然气汽车重点发展公交出租、长途重卡， 以及环卫、场区、港区、景点等作业和摆渡车辆等。在京津冀等 大气污染防治重点地区加快推广重型天然气（LNG）汽车代替重 型柴油车。船舶领域重点发展内河、沿海以天然气为燃料的运输 和作业船舶，并配备相应的后处理系统。 加快加气（注）站建设。在高速公路、国道省道沿线、矿区、 物流集中区、旅游区、公路客运中心等，鼓励发展 CNG 加气站、 LNG 加气站、CNG/LNG 两用站、油气合建站、油气电合建站等。 充分利用现有公交站场内或周边符合规划的用地建设加气站，支 持具备场地等条件的加油站增加加气功能。鼓励有条件的交通运 输企业建设企业自备加气站。推进船用 LNG 加注站建设，加快完 善船用 LNG 加注站（码头）布局规划。加气（注）站的设置应符 合相关法律法规和工程、技术规范标准。 三、政策保障 （一）实行更加严格的环保政策 划定并逐步扩大高污染燃料禁燃区范围。地方人民政府要加 快高污染燃料禁燃区划定工作，已划定高污染燃料禁燃区的地区 应根据大气环境质量改善要求和天然气等清洁能源供应情况，逐 步扩大实施范围，由城区扩展到近郊。高污染燃料禁燃区内禁止 销售、燃用高污染燃料，禁止新建、扩建燃用高污染燃料的设施， 已建成的，在城市人民政府规定的期限内改用天然气、电力或其 他清洁能源。针对大气污染防治重点地区，制定更为严格的排放 5 标准，实施特别排放限值，***推进排污许可管理。各地能源监 管、质量监督、工商行政管理、环境保护等部门按照各自职责对 高污染燃料禁燃区内的煤炭生产、流通、使用实施严格监管，同 步加强对工业、发电企业用煤监管。 严控交通领域污染排放。强化陆上交通移动源污染防治、船 舶排放控制，制定严格的运输工具污染物排放标准和单位运输周 转量 CO2排放降低要求。在长三角、珠三角等沿海重点海域严格 落实船舶污染物排放控制有关要求，加强内河船舶排放污染防治 工作。大气污染防治重点地区***安装车辆排污监控设备，加强 协同管控，重点筛查柴油货车和高排放汽油车，严格***超标排 放车辆上路行驶。 将煤改清洁能源纳入环保考核。建立对各省（区、市）环保 措施落实的考核问责机制，切实落实党委政府环保“党政同责”、 “一岗双责”，将民用和工业燃料“煤改气”等纳入考核内容， 确保实施效果。 （二）完善天然气价格机制 深化天然气价格改革。推进非居民用气价格市场化改革，进 一步完善居民用气定价机制。上游经营主体多元化和基础设施第 三方公平接入实现后，适时放开气源和销售价格。各地要加强省 内天然气管道运输和配气价格监管，抓紧制定监管规则，建立健 全成本监审制度，推行成本信息公开，强化社会监督。 完善天然气发电价格机制。完善气电价格联动机制，有条件 6 的地方可积极采取财政补贴等措施疏导天然气发电价格矛盾。随 着电力体制改革进程推进以及电力辅助服务市场的进一步推广， 推进天然气发电价格市场化。细化完善天然气分布式能源项目并 网上网办法。 （三）健全天然气市场体系 减少供气中间环节。要积极推进体制机制改革，尽量压缩省 内天然气供应中间环节，减少供气层级，有效降低各环节输配费 用。天然气主干管网可以实现供气的区域和用户，不得以统购统 销等名义，增设供气输配环节，提高供气成本。对没有实质性管 网投入或不需要提供输配服务的加价，要立即取消。各地在项目 核准时，对省内天然气管道项目建设要认真论证，对增设不必要 中间环节的管道项目要严格把关，坚决杜绝新建管道“拦截收费” 现象。 建立用户自主选择资源和供气路径的机制。用户可自主选择 资源方和供气路径，减少供气层级，降低用气成本。用户自主选 择资源方和供气路径的，应当符合当地城乡发展规划、天然气和 燃气发展等专项规划，地方人民政府应加强统筹协调给予支持。 企业应按照《城镇燃气管理条例》的规定，申请取得燃气经营许 可证后方可经营供气。支持天然气交易中心有序建设和运营，鼓 励天然气市场化交易。 （四）完善产业政策 加快法规标准“立改废释”。加快清理和修改不适合新形势 7 和改革要求的法律法规和规范性文件。简化优化天然气利用行政 审批事项，消除行业性、地区性、经营性壁垒，促进公平竞争。 加快天然气计量、天然气车船制造、LNG 陆路内河储配、加气（注） 站安全防护和安全距离等标准规范的制修订工作。研究内河 LNG 动力船舶过闸、LNG 动力船舶过三峡大坝等政策。启动船舶用油 质量升级。结合南方地区天然气分户采暖试点工作，研究制定地 方标准，稳步提高居住建筑节能标准。 强化天然气设施用地保障。各省（区、市）应将天然气储气 调峰设施、加气（注）站项目布局纳入能源及相关行业规划，并 做好与土地利用、城乡建设等规划的衔接。支持企业依法利用存 量用地建设以上项目。对符合划拨用地目录的天然气设施用地优 先划拨，鼓励以出让、租赁方式供应天然气设施用地。优先保证 储气调峰设施建设用地需求。 落实碳排放权交易制度。推动建设并不断完善全国统一的碳 排放权交易市场，在发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、 造纸等行业，对以天然气为燃料、原料的设施和企业分配碳排放 配额时予以重点倾斜。 （五）强化财政和投融资支持 完善财政支持。鼓励地方政府因地制宜配套财政支持，推进 天然气管道、城镇燃气管网、储气调峰设施、“煤改气”、天然气 车船、船用 LNG 加注站、天然气调峰电站、天然气热电联产、天 然气分布式等项目发展。2017 年 12 月 31 日前对新建 LNG 动力 8 船或以动力系统整体更新方式改建为 LNG 动力船舶按规定享受 有关专项补贴政策。 拓宽融资渠道。支持地方政府、金融机构、企业等在防范风 险基础上创新合作机制和投融资模式，创新和灵活运用贷款、基 金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加大天然气利用及基础 设施建设运营领域融资支持。加强对民间投资的金融服务，积极 推广政府和社会资本合作（PPP）等方式，吸引社会资本投资、 建设、运营天然气基础设施。在清洁能源利用和大气污染治理领 域，支持京津冀晋鲁豫等重点地区金融支持政策先行先试。 （六）加大科技创新 加快科技攻关和装备产业化。政、产、学、研、用相结合， 加大天然气利用基础研究和应用研究投入，促进成果转化。紧密 跟踪世界前沿技术发展，加强交流合作。推动天然气利用领域的 材料（包括高锰奥氏体钢、因瓦合金等）和装备（包括燃气轮机、 小型燃机、车用第五代高压直喷发动机、大型 LNG 船用单燃料发 动机等）科技攻关及国产化，鼓励和推动天然气利用装备产业化。 研发 LNG 运输和车用气技术。加快提升水运、铁路、公路 LNG 运输效率，推进多式联运，探索研发集装箱方式运输 LNG 的 技术和装备，增强 LNG 运输的灵活性。鼓励并引导 LNG 整车企业 加大对电控、发动机、气瓶和蒸发气体回收等方面技术的研发力 度，提高天然气车辆运营效率。 （七）推进试点示范 9 积极探索、试点先行，着力加强重点领域、关键环节改革创 新试点，探索一批可持续、可推广的试点经验。一是在油气体制 改革总体方案框架内，有序支持四川、重庆、新疆、贵州、江苏、 上海、河北等省市开展天然气体制改革综合试点或专项试点。二 是健全天然气管道第三方公平准入机制，推进 LNG 接收站第三方 开放试点，强化天然气管网设施公平开放监管。三是推进天然气 价格市场化改革试点等。 四、加强资源供应保障 （一）提高资源保障能力 立足国内加大常规、深海深层以及非常规天然气勘探开发投 入，积极引进国外天然气资源，加强油气替代技术研发，推进煤 制气产业示范，促进生物质能开发利用，构筑经济、可靠的多元 化供应格局。鼓励社会资本和企业参与海外天然气资源勘探开 发、LNG 采购以及 LNG 接收站、管道等基础设施建设。优先保障 城镇居民和公共服务用气。 （二）加强基础设施建设和管道互联互通 油气企业要加快天然气干支线、联络线等国家重大项目推进 力度。建立项目单位定期向项目主管部门报告建设情况的制度， 项目主管部门建立与重大项目稽查部门沟通机制，共享有关项目 建设信息。重大项目稽查部门可根据项目建设情况，加强事中事 后监管，开展不定期检查，督促项目建设。支持煤层气、页岩气、 煤制天然气配套外输管道建设和气源就近接入。集中推进管道互 10 联互通，打破企业间、区域间及行政性垄断，提高资源协同调配 能力。加快推进城市周边、城乡结合部和农村地区天然气利用“*** 后一公里”基础设施建设。开展天然气基础设施建设项目通过招 投标等方式选择投资主体试点工作。 （三）建立综合储气调峰和应急保障体系 天然气销售企业承担所供应市场的季节（月）调峰供气责任， 城镇燃气企业承担所供应市场的小时调峰供气责任，日调峰供气 责任由销售企业和城镇燃气企业共同承担，并在天然气购销合同 中予以约定。天然气销售企业、基础设施运营企业、城镇燃气企 业等要建立天然气应急保障预案。天然气销售企业应当建立企业 天然气储备，到 2020 年拥有不低于其年合同销售量 10％的工作 气量。县级以上地方人民政府要推进 LNG、CNG 等储气调峰设施 建设，组织编制燃气应急预案，采取综合措施至少形成不低于保 障本行政区域平均３天需求量的应急储气能力。 支持承担储气调峰责任的企业自建、合建、租赁储气设施， 鼓励承担储气调峰责任的企业从第三方购买储气调峰服务和调 峰气量等辅助服务创新。支持用户通过购买可中断供气服务等方 式参与天然气调峰。放开储气地质构造的使用权，鼓励各方资本 参与，创新投融资和建设运营模式。鼓励现有 LNG 接收站新增储 罐泊位，扩建增压气化设施，提高接收站储转能力。