各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
各地级以上市人民政府，各县（市、区）人民政府，省政府各部门、各直属机构：
现将《广东省促进天然气利用实施方案》印发给你们，请认真组织实施。
加快天然气开发利用，促进协调稳定发展，是我国推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要路径。
当前我国天然气产供储销体系还不完备，产业发展不平衡不充分问题较为突出，主要是国内产量增速低于消费增速，进口多元化有待加强，消费结构不尽合理，基础设施存在短板，储气能力严重不足，互联互通程度不够，市场化价格机制未充分形成，应急保障机制不完善，设施建设运营存在安全风险等。
为有效解决上述问题，加快天然气产供储销体系建设，促进天然气协调稳定发展，现提出以下意见。
促进天然气利用，提高天然气在一次能源消费中的比重，是我省打好大气污染防治攻坚战、优化能源结构、构建清洁低碳安全高效现代能源体系的重要举措。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局，按照党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，落实能源安全战略，着力破解天然气产业发展的深层次矛盾，有效解决天然气发展不平衡不充分问题，确保国内快速增储上产，供需基本平衡，设施运行安全高效，民生用气保障有力，市场机制进一步理顺，实现天然气产业健康有序安全可持续发展。
为贯彻落实《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号），建立健全我省天然气产供储销体系，完善管网建设运营机制，有效降低利用成本，进一步提高利用水平，制定本实施方案。
在继续发挥中石油、中石化、中海油等三大石油公司天然气供应主渠道作用的基础上，大力支持省粤电集团、广州发展集团、深圳能源集团、深圳燃气集团、佛山燃气集团等省、市能源骨干企业和其他拥有天然气资源的民营企业建设LNG（液化天然气）接收及储气设施；
促进天然气产业上中下游协调发展，构建供应立足国内、进口来源多元、管网布局完善、储气调峰配套、用气结构合理、运行安全可靠的天然气产供储销体系。
积极鼓励国内外拥有天然气资源的油气公司、能源企业参与我省LNG接收及储气设施建设，尽快形成主体多元、竞争适度、稳定可靠、价格合理的天然气资源供应格局。
省能源主管部门要采取有效措施加快推进惠州、茂名LNG接收站和广州南沙、阳江调峰储气库等项目建设；
促进天然气接收站和调峰储气库向第三方开放，近期重点推进广东大鹏、珠海金湾LNG接收站向股东开放，中海油深圳迭福LNG项目向中石油开放，提高LNG接收站利用效率。
落实天然气发展规划，加快天然气产能和基础设施重大项目建设，加大国内勘探开发力度。
气源供应企业应积极与上游国际资源供应方签订中长期购气合同，与下游用户签订供用气合同，鼓励签订跨年度合同，确保稳定供气。
深化油气体制机制改革，规范用气行为和市场秩序，坚持以市场化手段为主做好供需平衡。
（各油气企业和项目业主负责，省发展改革委、自然资源厅、生态环境厅、交通运输厅、商务厅、国资委、能源局，有关地级以上市人民政府按职责分工指导协调）
充分利用天然气等各种清洁能源，多渠道、多途径推进煤炭替代。
我省行政区域内天然气管网分为三类：一是国家主干管网，即国家规划建设的跨省（区、市）陆上天然气长输管道（含途经本省的管道），主要将省外气源输送接入省主干管网；
“煤改气”要坚持“以气定改”、循序渐进，保障重点区域、领域用气需求。
二是省主干管网，即列入省级能源专项规划的跨地市的天然气输送管网，承接不同来源的天然气资源并代输至各地市城市燃气门站和大用户（大用户指燃气电厂、分布式能源站、炼厂和年用气量超过1亿立方米的大工业用户，下同）；
落实各方责任，强化监管问责，确保民生用气稳定供应。
三是城镇燃气管网，承接省主干管网代输的天然气资源或其他天然气资源，并输送至城镇居民、工商业用户等终端用户。
省主干管网由广东省天然气管网有限公司（以下简称省管网公司）作为独立运营的公共平台，负责建设和运营管理，为各类气源和省内用户提供代输服务，收取合理管输费，同网同价。
各类管网应按照以用户为中心、合理就近供气的原则，降低输气成本。
省主干管网尚未通达但国家主干管网已通达的区域，经省能源主管部门同意，可由国家主干管网就近向大用户供气，原则上直供专线不再额外收取管输费用。
（自然资源部、国家发展改革委、国家能源局按职责分工负责）
省主干管网已通达的城镇区域，可由省主干管网就近向大用户供气。
各油气企业全面增加国内勘探开发资金和工作量投入，确保完成国家规划部署的各项目标任务，力争到2020年底前国内天然气产量达到2000亿立方米以上。
（各油气企业负责，国家发展改革委、国务院国资委、自然资源部、国家能源局加强督导检查）
（省发展改革委、能源局，各相关地级以上市人民政府，各天然气管网企业、城市燃气企业按职责分工负责）
严格执行油气勘查区块退出机制，全面实行区块竞争性出让，鼓励以市场化方式转让矿业权，完善矿业权转让、储量及价值评估等规则。
2018年7月1日，委托省管网公司代输的电厂用户含税管道运输价格已降为0.15元/立方米；
（自然资源部、国家发展改革委、国务院国资委、国家能源局按职责分工负责）
委托省管网公司代输的其它工商业用户含税管道运输价格已降为0.20元/立方米。
建立已探明未动用储量加快动用机制，综合利用区块企业内部流转、参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，多措并举盘活储量存量。
今后，根据省管网公司代输气量增长等情况，进一步降低省管网公司代输价格，并对大用户给予适当优惠。
（国家发展改革委、自然资源部、国务院国资委、国家能源局按职责分工负责）
统筹国家战略和经济效益，强化国有油气企业能源安全保障考核，引导企业加大勘探开发投入，确保增储上产见实效。
（国务院国资委、国家发展改革委、国家能源局按职责分工负责）
各地要认真梳理辖区内城镇燃气管道供气环节，减少供气层级，推动城镇燃气企业整合重组。
统筹平衡天然气勘探开发与生态环境保护，积极有序推进油气资源合理开发利用，服务国家能源战略、保障天然气供应安全。
省天然气主干管网可以实现供气的大用户，城镇燃气公司不得以统购统销和代输等名义增设供气环节。
（生态环境部、自然资源部、国家发展改革委、国家能源局按职责分工负责）
各地要按照国家和省的相关要求，从严审核定价成本，严格控制利润水平，降低城镇管道天然气输配气价格。
加快推进进口国别（地区）、运输方式、进口通道、合同模式以及参与主体多元化。
已利用管道天然气的城市要在2019年5月1日至6月30日间核定独立的非居民配气价格。
天然气进口贸易坚持长约、现货两手抓，在保障长期供应稳定的同时，充分发挥现货资源的市场调节作用。
原则上地级以上市市辖区内的城镇管道天然气综合购销总差价（配气价格）最高不得超过1元/立方米；
加强与重点天然气出口国多双边合作，加快推进国际合作重点项目。
对于总差价超过1元/立方米的城市，在整改到位之前，省能源主管部门要严格控制该市新建天然气发电等项目。
在坚持市场化原则的前提下，在应急保供等特殊时段加强对天然气进口的统筹协调，规范市场主体竞争行为。
加强天然气输配环节价格监督检查，从严从快查处价格违法违规行为。
（各油气企业落实，国家发展改革委、外交部、商务部、国家能源局指导协调）
清理和规范管道天然气企业收取的各项费用，建立健全气价上下游联动机制，确保将降低管网管输价格和国家降税等措施产生的降价红利及时全额传导到终端用户，切实降低用气成本。
各地要采取措施对城乡低收入群体用气支出给予适当补贴。
建立以地下储气库和沿海液化天然气（LNG）接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。
（各地级以上市人民政府，省财政厅、市场监督管理局、能源局按职责分工负责）
供气企业到2020年形成不低于其年合同销售量10%的储气能力。
（各供气企业负责，国家发展改革委、国家能源局指导并督促落实）
城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力，各地区到2020年形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。
2019年供暖季前建成中石油深圳LNG应急调峰站外输管道工程、中海油深圳迭福LNG接收站与中石油深圳LNG应急调峰站互联互通工程、中石油西三线闽粤支干线广东段；
统筹推进地方政府和城镇燃气企业储气能力建设，实现储气设施集约化规模化运营，避免“遍地开花”，鼓励各类投资主体合资合作建设储气设施。
力争2019年底前建成中石化新疆煤制气外输管道工程韶关段、新疆煤制气外输管道干线与西二线干线韶关联通工程、粤东LNG项目一期配套管线工程。
（各省级人民政府负责，国家发展改革委、住房城乡建设部、国家能源局指导）
作为临时性过渡措施，储气能力暂时不达标的企业和地区，要通过签订可中断供气合同等方式弥补调峰能力。
省管网公司要落实主体责任，集中力量加快建设省天然气主干管网；
（国家发展改革委、住房城乡建设部、国家能源局、各省级人民政府按职责分工负责）
各地、各有关部门要进一步加大对天然气管网建设的支持力度，及时协调解决工程建设存在的问题。
加快放开储气地质构造的使用权，鼓励符合条件的市场主体利用枯竭油气藏、盐穴等建设地下储气库。
2020年建成通达全省21个地级以上市的省天然气主干管网约830公里，包括韶关—广州、惠州—汕尾、揭阳—梅州、惠州—河源、阳江—江门、肇庆—云浮等项目。
配套完善油气、盐业等矿业权转让、废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿作价评估机制。
同时，集中力量补齐城镇居民天然气利用短板，推进城镇天然气管道建设，优先保障民生用气。
（国家发展改革委、自然资源部、国家能源局按职责分工负责）
促进天然气管网向第三方市场主体公平开放，实现各投资主体天然气管网互联互通。
注重管网规划与国土空间、生态环保规划等相互衔接，加强项目用地用海用林保障。
加强储气能力建设情况跟踪，对推进不力、违法失信的地方政府和企业等实施约谈问责或联合惩戒。
深化“放管服”改革，简化优化前置要件审批，积极推行并联审批等方式，开辟项目办理绿色通道，缩短项目建设手续办理和审批周期。
（国家发展改革委、住房城乡建设部、国家能源局、各省级人民政府按职责分工负责）
（各相关地级以上市人民政府，省发展改革委、财政厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、林业局、能源局、各天然气供应企业、有关管道建设企业等按职责分工负责）
（六）强化天然气基础设施建设与互联互通。
六、加强天然气储备应急能力建设
加快天然气管道、LNG接收站等项目建设，集中开展管道互联互通重大工程，加快推动纳入环渤海地区LNG储运体系实施方案的各项目落地实施。
到2020年前，我省天然气资源供应企业应拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，各地级以上市形成不低于本区域平均3天需求量的应急储备能力，城镇燃气企业形成不低于年用气量5%的储气能力。
（相关企业负责，国家发展改革委、国家能源局等有关部门与地方各级人民政府加强协调支持）
天然气储备能力建设要因地制宜、合理布局，以集中建设为主；
注重与国土空间规划相衔接，合理安排各类基础设施建设规模、结构、布局和时序，加强项目用地用海保障。
支持通过购买、租赁储气设施或购买储气服务等方式履行储气责任，鼓励各类投资主体合资合作建设储气设施。
储气能力暂时不达标的企业和地市，要通过签订可中断供气合同等方式弥补调峰能力。
抓紧出台油气管网体制改革方案，推动天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。
加强储气能力建设情况跟踪，对推进不力的地市政府和失信的企业等实施约谈问责或联合惩戒。
深化“放管服”改革，简化优化前置要件审批，积极推行并联审批等方式，缩短项目建设手续办理和审批周期。
各地、各相关企业要建立健全天然气供需预测和监测预警机制，及时对可能出现的供需不平衡问题作出判断，科学组织天然气供应。
（国家发展改革委、国家能源局等有关部门与地方各级人民政府按职责分工负责）
各级政府和有关企业要制订天然气供应应急保障预案，坚决落实民生用气保供责任，如遇供气紧张情况，按照“保居民生活和公共事业、商业、工业”的先后顺序应急供气，把保障人民群众生活用气放在首位。
根据市场发展需求，积极发展沿海、内河小型LNG船舶运输，出台LNG罐箱多式联运相关法规政策和标准规范。
三、深化天然气领域改革，建立健全协调稳定发展体制机制
（省发展改革委、住房城乡建设厅、能源局，有关地级以上市人民政府，各资源供应企业、城市燃气企业按职责分工负责）
各级政府和供气企业、管道运营企业、城市燃气企业要切实落实安全生产监管责任和主体责任，建立健全天然气基础设施保护和安全生产运营管理长效机制。
统筹考虑经济发展、城镇化进程、能源结构调整、价格变化等多种因素，精准预测天然气需求，尤其要做好冬季取暖期民用和非民用天然气需求预测。
加强安全隐患排查治理，强化风险点危险源排查管控，严禁厂房、设备设施“带病”运行；
根据预测结果，组织开展天然气生产和供应能力科学评估，努力实现供需动态平衡。
加强日常监督检查和管道保护，强化天然气输送管道途经人员密集场所高后果区安全管理，完善应急预案，加强用气安全知识宣传教育，提升应急处置能力，确保天然气输送管道建设运营安全。
建立天然气供需预警机制，及时对可能出现的国内供需问题及进口风险作出预测预警，健全信息通报和反馈机制，确保供需信息有效对接。
（省发展改革委、住房城乡建设厅、应急管理厅、能源局，各地级以上市人民政府按职责分工负责）
（国家发展改革委、外交部、生态环境部、住房城乡建设部、国家能源局、中国气象局指导地方各级人民政府和相关企业落实）
支持城镇燃气配套设施建设及改造，提高农村天然气通达能力，引导城乡居民因地制宜使用天然气。
全面实行天然气购销合同制度，鼓励签订中长期合同，积极推动跨年度合同签订。
各地要坚持“以气定改”、循序渐进的原则，在落实合同气量、稳定气源的基础上，结合行业特点、排放指标、天然气管网建设等实际情况，有序推进重点地区、重点行业燃料“煤改气”实施。
按照宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜油则油的原则，充分利用各种清洁能源推进大气污染防治和北方地区冬季清洁取暖。
在符合条件的工业园区和产业集聚区有序推进天然气集中供热建设，加快淘汰小锅炉，促进节能减排，压减煤炭消费。
“煤改气”要坚持“以气定改”、循序渐进，突出对京津冀及周边地区和汾渭平原等重点区域用气需求的保障。
2019年底前基本淘汰集中供热管网覆盖区域内的分散供热锅炉。
（各省级人民政府和供气企业负责，国家发展改革委、生态环境部、住房城乡建设部、国家能源局指导并督促落实）
（各有关地级以上市人民政府，省生态环境厅、住房城乡建设厅、发展改革委、工业和信息化厅、能源局按职责分工负责）
建立完善天然气领域信用体系，对合同违约及保供不力的地方政府和企业，按相关规定纳入失信名单，对严重违法失信行为实施联合惩戒。
省发展改革委牵头建立省促进天然气利用部门间议事协调机制，省工业和信息化厅、财政厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、商务厅、应急管理厅、国资委、能源局等部门及有关地市、企业参加，及时研究协调促进天然气利用的有关问题，定期通报工作进展情况，加强督促检查，推进工作落实。
研究将中央财政对非常规天然气补贴政策延续到“十四五”时期，将致密气纳入补贴范围。
对重点地区应急储气设施建设给予中央预算内投资补助支持，研究中央财政对超过储备目标的气量给予补贴等支持政策，在准确计量认定的基础上研究对垫底气的支持政策。
研究根据LNG接收站实际接收量实行增值税按比例返还的政策。
（财政部、国家发展改革委、国家能源局按职责分工负责）
将天然气产供储销体系重大工程建设纳入相关专项督查。
新增天然气量优先用于城镇居民生活用气和大气污染严重地区冬季取暖散煤替代。
研究出台调峰用户管理办法，建立健全分级调峰用户制度，按照确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进的原则启动实施分级调峰。
鼓励用户自主选择资源方、供气路径及形式，大力发展区域及用户双气源、多气源供应。
鼓励发展可中断大工业用户和可替代能源用户，通过季节性差价等市场化手段，积极引导用户主动参与调峰，充分发挥终端用户调峰能力。
（各省级人民政府负责，国家发展改革委、生态环境部、住房城乡建设部、国家能源局加强指导支持）
充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，构建上下联动、部门协调的天然气供应保障应急体系。
落实地方各级人民政府的民生用气保供主体责任，严格按照“压非保民”原则做好分级保供预案和用户调峰方案。
建立天然气保供成本合理分摊机制，相应应急支出由保供不力的相关责任方全额承担，参与保供的第三方企业可获得合理收益。
（国家发展改革委、地方各级人民政府按职责分工负责）
落实好理顺居民用气门站价格方案，合理安排居民用气销售价格，各地区要采取措施对城乡低收入群体给予适当补贴。
（各省级人民政府负责，国家发展改革委指导并督促落实）
中央财政利用现有资金渠道加大支持力度，保障气价改革平稳实施。
加快建立上下游天然气价格联动机制，完善监管规则、调价公示和信息公开制度，建立气源采购成本约束和激励机制。
推行季节性差价、可中断气价等差别化价格政策，促进削峰填谷，引导企业增加储气和淡旺季调节能力。
加强天然气输配环节价格监管，切实降低过高的省级区域内输配价格。
加强天然气价格监督检查，严格查处价格违法违规行为。
（各省级人民政府负责，国家发展改革委、市场监管总局指导并督促落实）
推动城镇燃气企业整合重组，鼓励有资质的市场主体开展城镇燃气施工等业务，降低供用气领域服务性收费水平。
各类供气企业、管道运营企业、城镇燃气企业等要切实落实安全生产主体责任，建立健全安全生产工作机制和管理制度，严把工程质量关，加强设施维护和巡查，严格管控各类风险，及时排查消除安全隐患。
地方各级人民政府要切实落实属地管理责任，严格日常监督检查和管理，加强重大风险安全管控，指导督促企业落实安全生产主体责任。
地方各级人民政府和相关企业要建立健全应急处置工作机制，完善应急预案。
制定完善天然气产业链各环节质量管理和安全相关法律法规、标准规范及技术要求。
针对农村“煤改气”等重点领域、冬季采暖期等特殊时段，国务院各有关部门要视情组织专项督查，指导督促地方和相关企业做好安全生产工作。
（相关企业承担主体责任，地方各级人民政府承担属地管理责任，国家发展改革委、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、应急部、市场监管总局、国家能源局按职责分工加强指导和监督）