各省辖市、直管县（市）发展改革委、物价局（办）：

　　根据国家发改委《关于加强配气价格监管的指导意见》（发改价格〔2017〕1171号）精神，我们制定了《河南省城镇管道天然气配气价格管理办法（试行）》，现印发给你们，请认真贯彻执行。

　　河南省城镇管道天然气配气价格管理办法（试行）

　　第一条　按照“管住中间、放开两头”的总体改革思路，为规范全省城镇管道天然气配送环节定价行为，提高定价的科学性、合理性和透明度，促进城镇燃气行业健康发展，根据价格法、政府定价相关规则和国家发展改革委关于加强配气价格监管指导意见等法律规章的规定，制定本办法。

　　第二条　本办法适用于我省境内城市、乡镇公共性管道天然气（以下简称城镇燃气）制定和调整配气价格、销售价格的行为。

　　第三条　实行政府定价的城镇燃气配气价格和销售价格，由省辖市、县（市）依照政府定价有关规定进行制定和调整。

　　第四条　同一城镇燃气的配气价格、销售价格，原则上应当统一。远离主城区、配气管网独立的，可单独制定和调整配气价格、销售价格。

　　第五条　城镇燃气企业应当建立健全独立的配气业务成本核算制度，完整准确记录配气业务的生产经营成本和收入，并按照有关规定要求，每年5月30日前向本级价格主管部门如实报送定调价所需的投资、收入、成本等信息。

　　第二章　价格制定和调整

　　第六条　实行政府定价的城镇燃气销售价格，由管道天然气采购价格、配气价格、税费组成。

　　第七条　遵循“准许成本加合理收益”的原则，即通过核定城镇燃气企业的准许成本、监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入，制定和调整城镇燃气配气价格。

　　第八条　城镇燃气企业的业务年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税费之和扣减其他业务收支净额确定。

　　其他业务收支净额，指城镇燃气企业使用与配气业务相关的资产和人力，从事工程安装施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。

　　第九条　准许成本即定价成本，包括折旧及摊销费、运行维护费，由同级价格主管部门通过成本监审核定。

　　第十条　准许成本的核定，原则上根据政府制定价格成本监审办法等有关规定执行。其中，供销差率（含损耗）原则上不超过5%，三年内降低至不超过4%；管网折旧年限不低于30年，其他资产折旧按照有关规定计提；建筑区划内按法律法规规定由企业承担运行维护责任的运行维护成本可计入准许成本。

　　第十一条　应当遵循合法性、相关性和合理性原则，归集城镇燃气企业的准许成本。凡与配气业务无关的成本，均应予以剔除。配气业务和其他业务的共用成本，应当按照固定资产原值、收入、人员等进行合理分摊。

　　第十二条　准许收益按有效资产乘以准许收益率计算确定。其中：

　　准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定；

　　有效资产为城镇燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净值、无形资产净值和营运资本组成，包括市政管网、市政管网到建筑区划红线外的管网资产，城镇区域内自建自用的储气设施资产，以及其他设备设施等相关资产，不包括建筑区划内业主共有和专有资产，政府无偿投入、政府补助和社会无偿投入的资产，无偿接收的资产，未投入实际使用的资产，不能提供资产价值有效证明的资产，资产评估增值部分，以及向用户收取费用形成的资产。

　　无形资产参照会计准则等规定核定，营运资本按照不高于运行维护费的20%确定。

　　第十三条　配气价格按城镇燃气企业年度准许总收入除以年度配送气量计算确定。

　　年度实际配送气量原则上不得低于供气规划或设计指标的40%。低于供气规划或设计指标的，执行每立方米0.65元的省标杆配气价格。

　　第十四条　鼓励各地科学核定本地标杆价格，建立激励机制。低于标杆配气价格的，可由城镇燃气企业与用户利益共享，激励燃气企业提高经营效率、降低配气成本。

　　第十五条　配气价格每3年校核一次。价格制定和调整过程中，测算价格水平过高或调整幅度过大的，可综合考虑当地经济发展水平和用户承受能力等因素，适当控制价格水平或降低调整幅度，避免价格过高和大幅波动。对应调未调产生的收入差额，可分摊到未来年度进行补偿或扣减。

　　第十六条　新建城镇燃气配气管网，可运用建设项目财务评价的原理，使被监管企业在整个经营期内取得合理回报的方法核定初始配气价格。核定价格时，全投资税后内部收益率不超过7%，经营期不低于30年。

　　定价成本参数原则上按可行性研究报告确定，可行性研究报告成本参数与成本监审规定不符的，按成本监审的规定进行调整。经营期超过8年的，应按照“准许成本加合理收益”的原则核定。

　　第十七条　对城镇燃气配气价格实施定调价时，必须进行成本监审。鼓励引入第三方机构参与开展成本监审。

　　第十八条　核定城镇燃气准许成本，应当以此前三年经会计师事务所出具的专项审计报告或审计部门审计的年度财务会计报告、手续齐备的会计凭证、账簿，以及城镇燃气企业提供的真实、完整、有效的其他成本相关资料为基础。

　　第十九条　城镇燃气企业准许成本由折旧及摊销费、运行维护费构成。其中：

　　折旧及摊销费指与配气服务相关的固定资产原值、无形资产原值按照规定的折旧和摊销年限计提的费用，及管理费用和销售费用中的折旧及摊销费。

　　运行维护费指由城镇燃气企业为维持管道正常运行所发生的费用，包括直接配气成本、管理费用、销售费用。原则上按照剔除不合理费用后的前三年平均值核定。

　　（一）直接配气成本，包括材料费、燃料动力费、修理费、职工薪酬、配气损耗，以及其他相关费用。

　　1、材料费，指维持配气管网正常运行所耗用的原材料、辅助材料、备品备件以及其他直接材料的费用。

　　2、燃料动力费，指维持配气管网正常运行所耗用的水、电、油、气、煤等费用。

　　3、修理费，指维持配气管网正常运行所进行的修理和维护活动发生的费用。原则上不超过与配气业务直接相关的固定资产原值的2.5%。

　　4、职工薪酬，指为获得生产人员提供的服务而给予各种形式的报酬以及其他相关费用。具体包括：职工工资（奖金、津贴和补贴）；职工福利费；基本医疗保险费、基本养老保险费、失业保险费、工伤保险费和生育保险费等社会保险费，以及按照法律法规规定为职工缴纳的补充医疗保险费和补充养老保险费；住房公积金；工会经费和职工教育经费等。

　　5、配气损耗，指在配气环节中因天然气损耗折算的费用。

　　6、其他相关费用，指除以上成本因素外，城镇燃气企业提供正常配气服务发生的合理的直接财务费用等其他有关费用，以及按照法律法规必须缴纳或提取的合理费用，包括安全生产费用、青苗补偿费、水土保持费等。

　　（二）管理费用，指城镇燃气企业管理部门为组织和管理配气服务所发生的各项费用，包括管理人员职工薪酬、差旅费、会议费、办公费、业务招待费、出国经费、物料消耗、低值易耗品摊销等，不含折旧及摊销费。

　　（三）销售费用，指城镇燃气企业在销售或提供服务过程中发生的各项费用，包括销售人员职工薪酬、资料费、包装费、保险费、广告费、租赁费、物料消耗、低值易耗品摊销等，不含折旧及摊销费。

　　第二十条　下列费用不得计入定价成本：

　　（一）不符合《中华人民共和国会计法》等有关法律、行政法规和国家财务会计制度规定的费用；

　　（二）与城镇燃气企业配气业务无关的费用，或虽与配气业务有关但按照国家有关规定由政府补助、政策优惠、社会无偿捐赠等冲减的费用；

　　（三）购气准备金、滞纳金、违约金、罚款；

　　（四）捐赠、公益广告、公益宣传费用；

　　（五）除不可抗力外的固定资产盘亏、毁损、闲置和出售的净损失；

　　（六）向上级公司或管理部门上交的利润性质的管理费用、代上级公司或管理部门缴纳的各项费用、向出资人支付的利润分成以及对附属单位的补助支出等；

　　（七）其他不合理支出。

　　第二十一条　城镇燃气企业与其他企业合资建设并共同使用储气库、液化天然气接收站以及其他基础设施的，应根据气量、固定资产原值等合理核定配气成本。

　　第二十二条　城镇配气价格的制定和调整，由省辖市、县（市）主动实施，也可由城镇燃气企业向同级价格主管部门提出申请。新通管道天然气的城镇，在投产运行前，应主动向同级价格主管部门提出定价申请，经批准后执行。

　　在核定配气价格、建立监管规则的基础上，鼓励各地对非居民用气配气价格实行政府指导价政策，允许下浮配气价格。鼓励拥有多家燃气企业的城镇，探索放开非居民用气销售价格。

　　第二十三条　城镇燃气的居民销售价格，必须实行阶梯气价制度。原则上以年为计价周期。

　　第二十四条　城镇燃气居民实行阶梯气价制度。

　　建立三档制居民阶梯气价时，第一档气量按城镇燃气区域内80%居民家庭户月均用气量确定，执行基准气价；第二档气量按城镇燃气区域内95%居民家庭户月均用气量确定，按第一档气价的1.2倍执行；第三档气量为超出第二档气量部分，按第一档气价的1.5倍执行。

　　第二十五条　学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户，实行两档制阶梯气价的城镇，执行居民第一档气价；实行三档制阶梯气价的城镇，按一、二档气价平均水平执行。

　　第二十六条　实行城镇燃气销售价格与上游管道天然气价格调整联动的机制。当国家调整上游门站气价时，同类、同步、同向、同时调整销售气价。

　　联动调整公式为：城镇燃气销售价格调整额＝（计算期不含税采购气价－基期不含税采购气价）÷（1－供销差率）×（1＋综合税率）

　　相关税率按国家有关规定执行。

　　第二十七条　当采购气价调整时，由城镇燃气企业提出销售价格调整申请，省辖市、县（市）价格主管部门可征求同级行业主管部门的意见，审核备案后实施。涉及调整居民销售价格的，一年内不得超过2次。

　　第二十八条　鼓励市县在城镇非集中供热区域，结合本地气候、采暖用气需求、与其它方式采暖成本及环境成本的比较等因素，保障基本住房面积采暖需求，以采暖季为计价周期，合理确定分档气量和气价，探索建立城镇居民独立采暖气价制度。

　　第二十九条　进入配气价格定调价程序后，城镇燃气企业应通过其门户网站或指定平台公开收入、成本等相关信息。公示期不得少于30日。

　　第三十条　制定和调整城镇燃气配气价格时，应通过当地主要报纸、指定网站等，广泛征求社会各界的意见。涉及居民配气价格的，必须依法履行听证等程序。

　　第三十一条　经核定的城镇燃气配气、销售价格，应在省辖市、县（市）价格主管部门和城镇燃气企业的门户网站上公开，在城镇燃气企业各营业场所醒目位置长期公布。

　　第三十二条　没有提供实质性服务的，以及成本已纳入配气价格的，城镇燃气企业不得以任何名义收费。各地不得擅自设立收费项目。居民燃气工程安装性质的费用涵盖范围，严格限于建筑区划红线内产权属于用户的资产，不得向红线外延伸。城镇居民新建住宅，燃气工程安装费纳入房价，不得再另外向燃气用户收取。

　　第三十三条　县级以上价格主管部门依法对城镇燃气企业的价格活动进行监督检查。

　　第三十四条　城镇燃气企业有故意瞒报、虚报信息，未经批准进行收费，擅自提高收费标准等价格违法行为的，价格主管部门要依法查处并公开曝光，纳入企业不良信用记录，并依照法律法规规定，视情采取降低准许收益率等措施进行处理。

　　第三十五条　省辖市、县（市）价格主管部门可以参照本办法对本地城镇燃气价格行为进行管理。或参照本办法，结合本地实际情况，制定本地城镇燃气价格管理细则，同时抄送省级价格主管部门。

　　第三十六条　本办法由河南省发展和改革委员会负责解释。

　　第三十七条　本办法自2018年3月1日起试行。

摘要：在深化市场改革背景下，城镇管道燃气行业的垂直一体化管理体制呈现出诸多弊端，随着国家在公用事业领域开放政策的落地，由国营企业垄断经营城镇燃气行业的格局正逐渐被打破。但通过对福建省城镇管道燃气特许经营制度的考察发现，当前仍然存在

地方审批制度不规范、行政授权性垄断“名无实存”、监管机制不完善三类典型问题。结合福建省的问题辐射全国燃气特许经营制度，对已建立城镇管道燃气特许经营制度各省（自治区、直辖市）的地方法规规章进行梳理，进一步发现普遍存在法规规章不完善、第三方市场冲击严重、违规授权等问题。因此，明确城镇管道燃气特许经营范围与审批权限是解决上述问题的可采进路，同时应辅以价格规制与多维公众参与，以期实现市场有序、权责有据。

关键词：城镇管道燃气;特许经营制度;特许经营范围

[7] 林须忠.价格监管、政府逐利和天然气体制改革——来自福建省的案例剖析[J].天然气技术与经济，2017，11（3）：63-68.

[8] 余松林.城市公共事业民营化法制问题研究——理论与现实、路径与任务、政府责任[J].中共杭州市委党校学报，2010（1）：39-43.

[9] 肖泽晟.公共资源特许利益的限制与保护——以燃气公用事业特许经营权为例[J].现代商贸工业，2018，22（2）：14-34.

责任编辑：曲 红、康雷闪

4日，发改委印发《加快推进天然气利用的意见》(以下简称《意见》)。《意见》提出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。

《意见》明确了四大任务，即实施城镇燃气工程、实施天然气发电工程、实施工业燃料升级工程、实施交通燃料升级工程。

《意见》提出，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，有条件的地方可积极采取财政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。

《意见》提出，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。

在拓宽融资渠道方面，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。

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。

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。

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。

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。

(一)实施城镇燃气工程

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+、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、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、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。

(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、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。

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。

(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。