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关于印发《加快推进天然气利用的意见》的通知

政策法规

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关于印发《加快推进天然气利用的意见》的通知

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。天然气是优质高效、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革命,构建清洁低碳、安全高效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,推进农村生活方式革命的重要内容;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。

国家发展改革委

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,稳步推进能源消费革命和农村生活方式革命,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 全面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“四个革命、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高效 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, 限制使用高污染燃料。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。 全面推进、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“最后一公里”。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,全面推进排污许可管理。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全面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,严格限制超标排 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“最 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。

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