加快推进天然气利用的意见_老木一支笔专业编制可行性研究分析报告_资金项目立项申请报告

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加快推进天然气利用的意见

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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。
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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
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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
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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、
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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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