福建省关于加快推进天然气利用的实施意见
一、总体目标
加快天然气基础设施建设，完善天然气价格机制，在工业燃料、发电、交通和民用领域进一步扩展天然气产业链，逐步将天然气培育成为我省现代清洁能源的主体能源之一。在未来5年，全省天然气消费量力争保持15%以上的平均增长速度，使天然气在我省一次能源消费结构中的比例得到明显提高。
二、主要任务
（一）加快天然气基础设施建设
加快推进已建成的海西天然气一期管网和中石油西气东输三线福建主干线的互联互通，加快建设海西天然气二期管网，实现各设区市天然气管网全覆盖；统筹
规划建设重点县、市的支线管网，进一步提高全省管道天然气的供气覆盖面；加快推进莆田LNG接收站5#、6#罐和漳州 LNG接收站等项目建设，推进天然气管网向第三方公平开放，打造“一张网、多气源、互联通”的安全保障输配管网体系。
（二）加强城镇燃气基础设施建设
结合经济发展中长期
规划，不断完善燃气发展
规划，按照“宜管则管，宜罐则罐”的原则，提高城镇燃气普及率。推进未实质开展管道燃气建设项目相关县（市）和有条件的中心镇建设LNG气化站和配套管网，力争到2018年底前全面建成供气。加快城乡燃气协调发展，推动燃气公共服务均等化，实施天然气下乡工程，加大推广天然气在新农村建设中的利用。到2020年，城市燃气普及率达到99%，县城及建制镇燃气普及率达到96%以上，新建住宅区特别是高层建筑必须同步建设管道燃气设施。
（三）有序发展天然气发电项目
在具备条件情况下，在有稳定热、电负荷的开发区、工业聚集区、产业园区等适度发展热电联产燃气项目；遵循以供冷供热为主、发电为辅、就地消纳、余电上网的原则，结合智能微电网等新模式，在具有冷、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、学校等有序发展天然气分布式能源项目。
（四）实施工业燃料升级工程
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、化工、冶金等重点工业领域天然气替代和利用。巩固和推进我省建陶和合成革
行业“煤改气”工程，各地新建同类项目原则上使用天然气等清洁能源。全省各地的开发区、工业聚集区、产业园区等新建的集中供热设施，鼓励使用天然气等清洁燃料，或改建原有燃煤集中供热设施。
（五）实施交通燃料升级工程
提高天然气在货运物流、船舶燃料中的比重，充分发挥天然气（尤其是LNG）车型与其它新能源车型的优势互补作用。天然气汽车重点发展长途客车、长途重卡，以及矿区、港区等“点对点”作业车和摆渡车，推动原装CNG动力系统汽车销售和重型LNG汽车代替柴油车；船舶领域鼓励发展沿海以天然气为燃料的运输和作业船舶。鼓励在高速公路服务区、国道省道沿线、物流集中区等发展CNG加气站、LNG加气站、CNG/LNG两用站、油气合建站、油气电合建站；根据市场需求和港口
规划布局，试点探索船用LNG加注站建设。
（六）提高供气保障能力
做好天然气保供工作，县级以上地方人民政府要推进天然气储气设施建设，组织编制燃气应急预案，明确可中断供气和不可中断供气用户，按照中断供气对企业生产经营的影响程度，制定事故停气序列表。各市、县人民政府要按照2020年底前至少形成不低于保障本行政区域日均3天用气量的应急储备能力目标，分层次稳步推进；鼓励地方政府与所辖区域城市燃气企业、不可中断大用户签订储气责任书，落实其储气主体责任，逐步形成不低于其年用气量5%的应急储备能力。上游气源企业要实现具备年供气量10%的储气能力。各地应本着集约优化、合理统筹的原则，采取灵活方式实现储气要求，避免重复建设，增加债务风险。
（七）拓宽融资渠道
各地政府、金融管理部门、金融机构、企业等在防范风险基础上创新合作机制，拓宽投融资模式，创新和灵活运用贷款、基金、债券、租赁、证券等多种金融工具，加大对天然气设施建设运营领域融资支持。探索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。
三、政策措施
（一）实施更加严格的环保政策
各地要做好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，已建成的限定期限改用天然气、电或其它清洁能源。按照国家和生态环境部改革部署，分
行业逐步推进排污许可证管理。各地负责能源监管、工商行政管理、环境保护等的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，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，落实国家制定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。加强内河船舶排放污染防治工作。
（二）健全天然气市场体系
减少供气中间环节。对天然气主干管网可以实现供气的区域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服务的中间环节，不得另行加价，已加价的要立即取消，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。天然气中间供气企业可自主选择上游资源方和供气路径，降低供气成本，在不违反价格管理相关规定情况下，气价可由供需双方自行商定。鼓励工业大用户自主选择资源方，采取中间供气企业代输的直供模式，切实降低工业大用户的用气价格。我省天然气上游企业应积极采购国际市场优质优价的天然气资源，为市场提供具有竞争力的天然气，从源头上降低我省天然气价格。
（三）完善天然气价格机制
按照“管住中间、放开两头”的总体思路，加强省内短途管道运输价格和配气价格监管。跨设区市管道未覆盖供气区域，配气价格也应纳入监管，按照有关办法核定。建立健全成本监审制度，推行配气成本信息公开，强化社会监督；深化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；根据上游气源经营主体多元化和基础设施第三方公平接入推进进度，适时放开气源和销售价格；鼓励上游气源企业和用户按照市场供需关系商定供气价格。完善气电价格联动机制，合理疏导天然气发电价格矛盾。
（四）有序推进现有工业企业“煤改气”
支持现有工业企业实行燃料替换，实施“煤改气”。地方政府可因地制宜统筹有关资金对设备改造费用给予适当补贴。从本文下发日起至2020年底，各地燃气供气企业对工业领域新增“煤改气”用户，跨设区市管道已覆盖供气区域，管道燃气配气价格（视同销售价格与气源价格之差）不高于0.45元/方，跨设区市管道未覆盖供气区域，管道燃气配气价格不高于0.5元/方，各市、县制定的配气价格低于以上高限的，按不高于各市、县制定的配气价格执行。对于大型工业“煤改气”新增用户，鼓励上游供气企业和城市燃气企业采用“门站价+配气价格”的模式直供，进一步降低供气价格。对从事财税〔2009〕166号文件规定目录内项目的“煤改气”企业，依法享受环境保护、节能节水项目企业所得税优惠政策；对符合我省节能奖励政策规定的“煤改气”项目，享受相应的奖励政策。
（五）鼓励新建项目使用天然气
支持有条件的开发区、工业聚集区、产业园区等新建集中供热或热电联产项目，以及新建大型工业项目的供热设施使用天然气等清洁燃料。上述新建供热项目以及以天然气为原料的化工项目，等同新增“煤改气”项目，符合条件的享受同等优惠。对独立核算的开发区、工业聚集区、产业园区等新建集中供热或热电联产项目，使用天然气清洁燃料的，从事财税〔2009〕166号文件规定目录内项目的企业，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年按照25%的法定税率减半征收企业所得税。对新建分布式能源项目，其用气价格享受新增“煤改气”项目同等优惠政策。支持多元投资主体/专业化的能源服务公司参与天然气分布式能源项目建设，金融机构应给予提供信贷等融资方面的支持。
（六）支持交通运输领域使用天然气
按照“安全规范、集约用地、方便加气、适度超前”的原则，加快天然气加气站等配套基础设施
规划建设，增加城市及周边地区、物流中心、高速公路和交通干道的CNG、LNG加气站数量，根据市场需求推动港口码头CNG、LNG加气（注）站建设。检测部门应为用户的车载气瓶、船用气罐检测提供方便，交通运输部门根据市场需求积极指导和规范近海船舶LNG加注设施建设。支持有条件的交通运输企业建设自备加气站。
（七）保障天然气基础设施建设用地
各地市应将天然气管道设施（场站）、应急储气设施、加气（注）站项目布局纳入当地能源及相关
行业规划，并做好与土地利用总体
规划、城乡
规划等
规划的衔接。对符合土地利用总体
规划的天然气管道设施（场站）、应急储气设施、加气（注）站项目用地计划指标予以优先保障，属于省级及以上重点项目的，年度用地计划指标由省级统筹。采用多种方式供应天然气设施项目用地，符合《划拨用地目录》的，可按划拨方式供地，鼓励以出让、租赁方式供地；对不符合《划拨用地目录》的，可按有偿方式供地。鼓励盘活现有存量建设用地建设天然气设施项目。加气（注）站选址确有困难时，除商业服务网点用地外，允许利用公用设施、工业、公共交通、物流用地作为站址。
各市、县（区）人民政府、平潭综合实验区管委会、各部门要统一思想，提高认识，根据各自职责分工，细化工作任务，加大力度推动推进天然气利用相关工作。各地要根据本意见精神，加快制定推进天然气利用的具体措施，确保意见落到实处。
